JP2020022320A - 電力需給制御装置、電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】インバランス調整時における経済負荷配分制御、負荷周波数制御による電力需給制御により、経済性および電力品質を精度よく確保する。【解決手段】電力需給制御システムにおいて、制御装置は、電力系統における電気的な変化量を検出する検出部により検出された変化量に基づいて地域要求電力を算出するＡＲ算出部４４と、電力系統に電力を供給する複数の発電設備１ａ〜１ｎのメリットオーダーに基づいて地域要求電力を配分し、発電設備ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部４６と、発電設備のメリットオーダーに基づき、発電設備ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部４９と、ＡＲ配分部４６により算出されたＡＲ配分値およびリアルタイムＥＤＣ算出部４９により算出されたリアルタイムＥＤＣ値から発電設備ごとの発電目標値を作成する目標値作成部４３ａ〜４３ｎと、を備える。【選択図】図１

Description

本実施形態は、電力系統の需給制御を行う電力需給制御装置、電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法に関する。

電力を安定供給するためには電力系統の需給制御を行うことが必要とされる。この種の電力系統の需給制御システムとしては、負荷周波数制御（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を用いて需給制御を行う電力需給制御システムが知られている。

特開２００１−２３８３５５号公報

昨今の電力自由化により、新規電力事業者が電力事業に参入し、従来に比べ複雑な電力供給および電力消費がなされるようになった。このため、電力需要量と供給量の調整（以降「電力需給調整」と総称する）は、きめ細かに行うことが必要とされる。さらに電力需給調整の周期は、短くなる傾向にある。このため電力需給調整のための電力調達は、迅速に行われることが必要とされる。

さらに、発電事業と送配電事業の分離が推進され、送配電事業者により電力需給調整が行われる方向にある。電力需給調整は、経済的であること、および電力品質を確保することが必要とされる。電力需給調整のための電力調達は、経済的であることが必要とされることは当然あるが、経済性のみを優先して電力調達を行った場合、電力品質を確保することができなくなる場合がある。また、時々刻々、電力系統の電力供給量および電力消費量は変化するため、フレキシブルに経済性および電力品質を確保する電力調達を行うことが必要とされる。

昨今の電力システム改革に伴い、現状の電力会社における発電、送配電、小売事業は、法的に分離され、送配電と発電、小売事業に分けられる。既存の電力会社は、需給、周波数調整を行う場合、自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。しかしながら、発電事業と送配電事業の分離により、電力事業者は、リアルタイム（需給調整）市場により需給調整力を確保することが必要とされる。

電力事業者は、市場参加者として、また系統運用者として中立の立場にて、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行うことが必要とされる。電力事業者は、需給調整市場における電力商品を購入または販売して、需給、周波数調整を行う。

需給調整市場における電力商品メニューには、調整速度の異なる制御に対応した複数の電力商品が準備される。需給調整市場における電力商品メニューは、一例として、制御区分に応じ「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）に対応した１０区分が予定されている。

このため、電力事業者は、従来の経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatch）や負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）にかかる機能をそのまま適用したのでは、経済性および電力品質を精度よく確保した電力需給調整が行われない可能性がある。メリットオーダーによる需給、周波数調整だけでは、十分な制御性能が確保されない可能性がある。

特に、調整速度の異なる制御に対応した複数の電力商品に対応するため、同一の発電機に対し、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）、負荷周波数制御（ＬＦＣ）が同時におこなわれることが想定される。同一の発電機に対し、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）に対し逆方向の負荷周波数制御（ＬＦＣ）が同時におこなわれた場合、電力需給調整における十分な制御性能が確保されず、経済性および電力品質を精度よく確保した電力需給調整が行われない可能性がある。

本実施形態は、インバランス調整時における経済負荷配分制御（ＥＤＣ）、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による電力需給制御により、経済性および電力品質を精度よく確保することができる電力需給制御装置、電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法を提供することを目的とする。

本実施形態の電力需給制御装置は、次のような構成を有することを特徴とする。
（１）電力系統における電気的な変化量を検出する検出部により検出された前記変化量に基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部。
（２）電力系統に電力を供給する複数の発電設備のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力（ＡＲ値）を配分し前記発電設備ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部。
（３）前記発電設備のメリットオーダーに基づき、前記発電設備ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部。
（４）前記ＡＲ配分部により算出された前記ＡＲ配分値、および前記リアルタイムＥＤＣ算出部により算出された前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電設備ごとの発電目標値を作成する目標値作成部。
（５）前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、前記複数の発電設備のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択する。

また、上記の電力需給制御装置を含む電力需給制御システム、上記の各部の動作を実行するステップを有する電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法も本実施形態に含まれる。

第１実施形態にかかる電力需給制御システムを示す図 第１実施形態にかかる電力需給制御システムの動作フローを示す図 第１実施形態にかかる電力需給制御システムのＡＲ配分部の動作フローを示す図 第１実施形態にかかる負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるエリアインバランス量の配分の動作フローを示す図 第１実施形態にかかる負荷周波数制御（ＬＦＣ）による需給調整の例（経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて上げ指令の場合）を示す図 第１実施形態にかかる負荷周波数制御（ＬＦＣ）による需給調整（経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて上げ指令の場合）の動作フローを示す図 第１実施形態にかかる負荷周波数制御（ＬＦＣ）による需給調整の例（経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて下げ指令の場合）を示す図 第１実施形態にかかる負荷周波数制御（ＬＦＣ）による需給調整（経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて下げ指令の場合）の動作フローを示す図 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるエリアインバランス量の配分の動作フローを示す図 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるＥＤＣ周期タイミングにおけるエリアインバランス量を示す図 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＞ＢＧ計画値の場合）を示す図 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＜ＢＧ計画値の場合）を示す図 第１実施形態にかかるインバランス調整非対象となった発電設備１の経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＞ＢＧ計画値の場合）を示す図 第１実施形態にかかるインバランス調整非対象となった発電設備１の出力積算値が、発電スケジュールの電力と一致する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＞ＢＧ計画値の場合）を示す図 第１実施形態にかかるインバランス調整非対象となった発電設備１の経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＜ＢＧ計画値の場合）を示す図 第１実施形態にかかるインバランス調整非対象となった発電設備１の出力積算値が、発電スケジュールの電力と一致する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＜ＢＧ計画値の場合）を示す図 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分を示す図（下げインバランスが発生した場合） 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分を示す図（下げインバランスが発生した場合） 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分を示す図（上げインバランスが発生した場合） 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分を示す図（上げインバランスが発生した場合） 第１実施形態にかかる経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による各発電設備の電力量単価 第１実施形態にかかる需給調整市場による電力商品を示す図 他の実施形態にかかる、インバランス調整の対象となった発電設備１が、曲線的に出力電力を増加または減少させる場合を示す図 他の実施形態にかかる、インバランス調整の非対象となった発電設備１が、曲線的に出力電力を増加または減少させる場合を示す図

［第１実施形態］
［１−１．構成］
図１を参照して本実施形態の一例として、電力需給制御システムについて説明する。なお、本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについて同一の番号を付して説明を行い、また、同一構成の個々の装置や部材についてそれぞれを説明する場合に、共通する番号にアルファベットの添え字を付けることで区別する。

（１）システムの全体構成
図１に、本実施形態にかかる電力需給制御システムを示す。本電力需給制御システムは、電力系統９ａに接続された複数の発電設備１、自然エネルギー発電設備２、検出装置３、制御装置４を有する。電力系統９ａは、連系線９ｃを介し他の電力系統９ｂ（以下、他系統９ｂと総称する）に接続される。また、各発電設備１は、検出用の信号線７および制御用の信号線８にて制御装置４に接続される。検出装置３が、請求項における検出部である。

本電力需給制御システムにおいて、以下のデータが、入力、出力、送受信または記憶される。また、以降、「地域要求電力」を「ＡＲ」、「経済負荷配分制御」を「ＥＤＣ」と呼ぶ場合がある。「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に発電された電力の値（発電端電力値）をいう。
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
ｃ１．周波数変化量：ΔＦ
ｃ２．他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ
ｃ３．電力系統９ａの融通電力：Ｐ０
ｄ１．発電目標値
ｆ１．平滑前ＡＲ値
ｆ２．平滑後ＡＲ値
ｆ３．配分されたＡＲ値（ＡＲ配分値）
ｇ１．１日分の発電計画データ
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．日ごとの発電端総需要値
ｇ４．前日自然エネルギー予測値
ｇ５．リアルタイムＥＤＣ値（経済負荷配分の計算結果）

（２）発電設備１
発電設備１は、発電機にて発電し電力系統９ａに電力を供給する電力供給設備である。一例として、本実施形態の電力需給制御システムは、発電設備１ａ〜１ｎを有する。例えば、発電設備１ａは、出力変化速度の速い、例えば水力機等の高速機により構成される。発電設備１ｂは、出力変化速度のやや遅い、例えば石油火力機等の中速機により構成される。発電設備１ｎは、出力変化速度の極めて遅い、例えば石炭火力機等の低速機により構成される。

発電設備１は、検出用の信号線７を介し制御装置４に対して、データａ１（発電設備１ごとの発電電力値）を送信する。また、発電設備１は、制御用の信号線８を介し制御装置４からデータｄ１（発電目標値）を受信し、データｄ１（発電目標値）に基づき発電電力の制御を行う。なお、発電設備１ａ〜１ｎは、任意の個数である。

（３）自然エネルギー発電設備２
自然エネルギー発電設備２は、太陽光発電装置にて発電し電力系統９ａに電力を供給する電力供給設備である。例として、本実施形態の電力需給制御システムは、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎを有する。自然エネルギー発電設備２は、制御装置４にデータｂ１（自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値）を送信する。なお、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎは、任意の個数である。

（４）検出装置３
検出装置３は、電力系統９ａの電気量を検出する測定装置である。検出装置３は、電力系統９ａに配置される。検出装置３は、電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量：ΔＦ）データｃ２（他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ）、データｃ３（電力系統９ａの融通電力：Ｐ０）の項目を検出し制御装置４に報知する。

（５）制御装置４
制御装置４は、パーソナルコンピュータ等により構成される。制御装置４は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。制御装置４は、発電設備１から送信されるデータａ１、自然エネルギー発電設備２から送信されるデータｂ１、検出装置３から送信される電力系統９ａに関するデータｃ１〜ｃ３が、入力される。制御装置４は、需給制御に関する演算を行い発電設備１に対し、データｄ１（発電目標値）を送信する。

制御装置４は、入力部４１、出力部４２、目標値作成部４３、ＡＲ算出部４４、ＡＲ平滑部４５、ＡＲ配分部４６、総需要算出部４７、発電計画データ作成部４８、リアルタイムＥＤＣ算出部４９、前日需要予測計算部５０、前日自然エネルギー予測計算部５１を有する。

制御装置４の上記の入力部４１、出力部４２、は、ハードウェアで構成される。目標値作成部４３、ＡＲ算出部４４、ＡＲ平滑部４５、ＡＲ配分部４６、総需要算出部４７、発電計画データ作成部４８、リアルタイムＥＤＣ算出部４９、前日需要予測計算部５０、前日自然エネルギー予測計算部５１は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールで構成される。

入力部４１は、受信回路により構成される。入力部４１は、入力側が信号線７を介し発電設備１に、出力側が目標値作成部４３に接続される。入力部４１は、発電設備１から送信されたデータａ１（発電設備１ごとの発電電力値）が入力される。入力部４１は、発電設備１ごとのデータａ１を目標値作成部４３に出力する。

出力部４２は、送信回路により構成される。出力部４２は、入力側が目標値作成部４３に、出力側が制御線８を介し発電設備１に接続される。出力部４２は、目標値作成部４３から入力されたデータｄ１（発電目標値）を、発電設備１に出力する。

目標値作成部４３は、入力側が入力部４１、ＡＲ配分部４６及びリアルタイムＥＤＣ算出部４９に接続され、出力側が出力部４２に接続される。目標値作成部４３は、発電設備１からデータａ１（発電設備１ごとの発電電力値）、ＡＲ配分部４６からデータｆ３（配分されたＡＲ値（ＡＲ配分値））、リアルタイムＥＤＣ算出部４９からデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値（経済負荷配分の計算結果））が入力される。

目標値作成部４３は、上記データａ１，ｆ３，ｇ５に基づき、出力部４２に対しデータｄ１（発電目標値）を作成し出力する。

ＡＲ算出部４４は、入力側が自然エネルギー発電設備２及び検出装置３に接続され、出力側がＡＲ平滑部４５に接続される。ＡＲ算出部４４は、自然エネルギー発電設備２からデータｂ１（自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値）、検出装置３からデータｃ１（周波数変化量：ΔＦ）、データｃ２（他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ）、データｃ３（電力系統９ａの融通電力：Ｐ０）が入力される。

ＡＲ算出部４４は、上記データｂ１，ｃ１〜ｃ３に基づき、ＡＲ値を算出し、ＡＲ平滑部４５に対しデータｆ１（平滑前ＡＲ値）を出力する。

ＡＲ平滑部４５は、入力側がＡＲ算出部４４に接続され、出力側がＡＲ配分部４６及びリアルタイムＥＤＣ算出部４９に接続される。ＡＲ平滑部４５は、ＡＲ算出部４４からデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が入力される。ＡＲ平滑部４５は、データｆ１に基づき、周波数分解を行いＡＲ配分部４６に対しデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を出力する。

ＡＲ配分部４６は、入力側がＡＲ平滑部４５に接続され、出力側が目標値作成部４３に接続される。ＡＲ配分部４６は、ＡＲ平滑部４５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）が入力される。ＡＲ平滑部４５は、データｆ２に基づき、発電設備１ごとの発電配分を算出し、各目標値作成部４３に対しデータｆ３（配分されたＡＲ値（ＡＲ配分値））を出力する。データｆ３は、各発電設備１への配分量であって、ＡＲ配分部４６により発電設備１のメリットオーダーに基づいて算出される。

また、ＡＲ配分部４６は、データｆ３を発電設備１の運転能力に応じて、例えば、発電設備１の発動までの応動時間に応じて、配分する。ＡＲ配分部４６は、各目標値作成部４３に対してｆ３のデータを出力する。なお、ＡＲ配分部４６による発電設備１ごとのＡＲ配分処理については、後に図２に基づき詳述する。

総需要算出部４７は、入力側が入力部４１に接続され、出力側がリアルタイムＥＤＣ算
出部４９に接続される。総需要算出部４７は、各発電設備１からから送信されたデータａ１、各自然エネルギー発電設備２から送信されたデータｂ１が入力される。総需要算出部４７は、上記データａ１及びデータｂ１を累積加算してデータｇ３（日ごとの発電端総需要値）を算出し、これをリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。

前日需要予測計算部５０は、運用データとしてデータｇ２（前日需要予測値）を作成し、これを発電計画データ作成部４８に出力する。前日自然エネルギー予測計算部５１は、運用データとしてデータｇ４（前日自然エネルギー予測値）を作成し、これを発電計画データ作成部４８に出力する。なお、予測データであるデータｇ２、データｇ４は、予め定められた一定時間ごとに算出され、新たな予測値に更新されるようにしてもよい。

発電計画データ作成部４８は、前日需要予測計算部５０から受信したデータｇ２（前日需要予測値）、前日自然エネルギー予測計算部５１から受信したデータｇ４（前日自然エネルギー予測値）に基づき、データｇ１（１日分の発電計画データ）を作成し、これをリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、入力側が総需要算出部４７、発電計画データ作成部
４８及びＡＲ平滑部４５に接続され、出力側が各目標値作成部４３に接続される。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電計画データ作成部４８からデータｇ１（１日分の発電計画データ）を、総需要算出部４７からデータｇ３（日ごとの発電端総需要値）を、ＡＲ平滑部４５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を受信する。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、これらのデータｇ１、データｇ３、データｆ２に基づいて経済負荷配分を行い、発電設備１のメリットオーダーによって、経済負荷配分の計算結果としてデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）を発電設備１ごとに算出する。データｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）とは、電力需給制御システム全体として経済的になるよう発電設備１ごとにスケジュール配分された発電電力値である。

具体的には、データｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）は、データｇ３（日ごとの発電端総需要値）からデータｇ１（１日分の発電計画データ）を減算し、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を加算して算出される（ｇ５＝ｇ３−ｇ１＋ｆ２)。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は算出したデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）を各目標値作成部４３に出力する。

また、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１のメリットオーダーによって自エ
リアにおけるＥＤＣ対象のエリアインバランス量を配分する。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、ＥＤＣ周期に合わせてエリアインバランス量を均等配分する。

さらにリアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１の運転能力に応じ、エリアインバランス量を配分する。なお、リアルタイムＥＤＣ算出部４９によるエリアインバランス量の配分処理については、後に図３に基づき詳述する。

エリアインバランス量とは、あるエリアの未来の時間帯において、手当されている電力量と、要求された電力量との差分である。要求された電力量が、手当されている電力量よりも大（つまりＡＲ値が正）であれば、エリアインバランス量の不足＝調達すべき電力量の不足を意味する。反対に、要求された電力量が手当されている電力量よりも小（つまりＡＲ値が負）であれば、エリアインバランス量の過多＝調達すべき電力量の過多を意味する。

以上が、本電力需給制御システムの構成である。

［１−２．作用］
最初に一般的な、電力需給制御と本実施形態の関係について説明する。

電力系統の負荷は、季節や時刻に応じ変動している。電力系統の負荷変動は、以下の（イ）（ロ）（ハ）の３つに区分して考えることができる。
（イ）サイクリック分：数秒から数分周期までの微小周期の負荷変動をサイクリック分と呼ぶ。変動幅の小さい種々の振動周期を持った脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものと考えられる。
（ロ）フリンジ分：数分から１０数分程度までの短周期の負荷変動をフリンジ分と呼ぶ。
（ハ）サステンド分：１０数分以上の長周期の負荷変動をサステンド分と呼ぶ。

微小周期の負荷変動であるサイクリック分のうち、ごく微小である周期の負荷変動は、系統の負荷特性より調整される。サイクリック分のうち、前述の周期以上の負荷変動は、ガバナフリー運転されている発電所の調速機により調整される。サイクリック分のうち、さらに前述の周期以上の負荷変動は、電力会社の中央給電指令所に設置された制御装置による制御により調整される。

短周期の負荷変動であるフリンジ分の負荷変動は、サイクリック分に比べ変動量が大きいためガバナフリーだけでは調整することができない。フリンジ分の負荷変動は、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）により、周波数偏差、電力変動量が検出され発電機の出力が制御されることにより調整される。

長周期の負荷変動であるサステンド分の負荷変動は、負荷変動の変動量が大きく、１日の負荷曲線における負荷変動の一部と考えることができる。サステンド分の負荷変動は、負荷周波数制御では、発電設備の発電能力が不足しており、所望の発電量に調整することができない。サステンド分の負荷変動は、発電所の経済運用である経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatch）により調整される。

負荷周波数制御および経済負荷配分制御は、電力会社における中央給電指令所の重要機能である。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持することを目的とする。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、最経済となる電力運用を行うことを目的とする。以下、負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を合わせて需給制御と呼ぶ。

負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、系統の周波数および他系統との連系線における潮流電力に応じた各発電設備の出力調整により行われる。負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、全ての発電設備に対して行われるのではなく、比較的速い出力変動に対応することができる水力機のような高速機や石油火力機のような中速機に対して行われる。

石炭火力機のような低速機や原子力ユニットまたは運用上出力変動を避けたい発電設備に対して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、一般的には行われない。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、中央給電指令所から出力調整が行われるものであり、出力が所望の出力に変動するまでに、数十秒程度の遅れが発生する。

負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、以下の３方式に区分される。
（ａ）定周波数制御（ＦＦＣ）：周波数変化量（ΔＦ）を検出して、ΔＦを少なくするように発電設備の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｂ）定連系電力制御（ＦＴＣ）：連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）を検出して、ΔＰＴを少なくするように発電設備の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｃ）周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）：周波数変化量（ΔＦ）と連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）とを検出し、地域要求電力（ＡＲ）を算出し、地域要求電力（ＡＲ）に応じて発電設備の出力を制御する制御方式。

現在、周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）が、我が国において広く採用されている。本実施形態は、周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）にかかる制御を行うものである。

［電力需給制御システムの動作］
次に、本実施形態の電力需給制御システムの動作の概要を、制御装置４の動作に基づき説明する。図２に、ＡＲ配分処理にかかる電力需給制御システムの動作フローを示す。図２に示すプログラムは、制御装置４に内蔵される。図２に示すプログラムは、請求項における電力需給制御用コンピュータプログラムである。制御装置４は、下記の手順にて動作および演算を行う。

（ステップＳ２０：ＡＲ算出部４４によるデータｆ１（平滑前ＡＲ値）算出）
ＡＲ算出部４４には、通信部（図中不示）を介し、以下の信号が入力される。
自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
データｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
検出装置３から送信された以下の信号
データｃ１．周波数変化量：ΔＦ
データｃ２．他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ
データｃ３．電力系統９ａの融通電力：Ｐ０

上記データｂ１，ｃ１〜ｃ３のパラメータに基づき、ＡＲ算出部４４によりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が、以下に示す演算式（１）により算出される。
平滑前ＡＲ値＝−Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ ・・・（１）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線における潮流電力の変化量
上記（１）式では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。

（ステップＳ２１：ＡＲ平滑部４５によるデータｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出）
ステップ２０でＡＲ算出部４４により算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に基づき、ＡＲ平滑部４５により、データｆ２（平滑後ＡＲ値）が算出される。データｆ２は、フーリエ展開によりデータｆ１が周波数分解され算出される。

（ステップＳ２２：ＡＲ配分部４６によるデータｆ３（配分されたＡＲ値）の算出）
ステップ２１で、ＡＲ平滑部４５により周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、ＡＲ配分部４６により、データｆ３（配分されたＡＲ値）が算出される。データｆ３は、各発電設備１への配分量であり、発電設備１の出力応答速度または出力余裕度に応じ算出される。上記のステップＳ２０〜２２に並行して、ステップＳ２０１〜２０４が実施される。

（ステップＳ２０１：データｇ２（前日需要予測値）、データｇ４（前日自然エネルギー予測値）の算出）
ステップＳ２０１では、前日需要予測計算部５０がデータｇ２（前日需要予測値）を算出する。また前日自然エネルギー予測計算部５１がデータｇ４（前日自然エネルギー予測値）を算出する。算出されたデータｇ２（前日需要予測値）、データｇ４（前日自然エネルギー予測値）は、発電計画データ作成部４８に入力される。

（ステップＳ２０２：データｇ１（１日分の発電計画データ）の作成）
ステップＳ２０２では、発電計画データ作成部４８がデータｇ２（前日需要予測値）、データｇ４（前日自然エネルギー予測値）に基づき、データｇ１（１日分の発電計画データ）を作成する。作成されたデータｇ１（１日分の発電計画データ）はリアルタイムＥＤＣ算出部４９に入力される。

（ステップＳ２０３：データｇ３（日ごとの発電端総需要値）の算出）
ステップＳ２０３では、総需要算出部４７が、データａ１（発電設備１ごとの発電電力値）と、データｂ１（自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値）とを累積加算し、データｇ３（日ごとの発電端総需要値）の算出を行う。算出されたデータｇ３（日ごとの発電端総需要値）は、リアルタイムＥＤＣ算出部４９に入力される。

（ステップＳ２０４：データｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）の算出）
ステップＳ２０４では、データｇ１（１日分の発電計画データ）、データｇ３（日ごとの発電端総需要値）およびステップＳ２１でＡＲ平滑部４５により周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、リアルタイムＥＤＣ算出部４９が、各発電設備１に対する経済負荷配分を行い、発電設備１ごとのデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）を算出する。算出されたデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）は、各目標値作成部４３に入力される。

（ステップＳ２３：目標値作成部４３によるデータｄ１（発電目標値）の算出）
ステップＳ２３では、ＡＲ配分部４６からのデータｆ３（配分されたＡＲ値）、リアルタイムＥＤＣ算出部４９からのデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、各目標値作成部４３が、各発電設備１に対するデータｄ１（発電目標値）を算出する。

（ステップＳ２４：目標値作成部４３によるデータｄ１（発電目標値）の送出）
ステップＳ２４では、ステップＳ２３で算出されたデータｄ１（発電目標値）が、目標値作成部４３から出力部４２に送出される。

（ステップＳ２５：出力部４２によるデータｄ１（発電目標値）の送出）
ステップＳ２５では、データｄ１（発電目標値）が、出力部４２から各発電設備１に送出される。

［ＡＲ配分部４６の動作］
次に、ＡＲ配分部４６の動作を説明する。図３に、エリアインバランス量の配分処理にかかる電力需給制御システムの動作フローを示す。図３に示す動作フローは、ソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックであるＡＲ配分部４６により実行される。このＡＲ配分部４６のコンピュータプログラムのフロー図は、図２におけるステップＳ２２の詳細である。

（ステップＳ４１：データｆ２（平滑後ＡＲ値）の取得）
ＡＲ配分部４６は、ステップＳ２１でＡＲ平滑部４５により周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を取得する。このデータｆ２（平滑後ＡＲ値）は、ステップＳ２１でＡＲ平滑部４５によりフーリエ展開により地域要求電力（ＡＲ）値が、周波数分解され算出された値である。

（ステップＳ４２：１０秒〜２分程度の短周期であるかの判断）
ＡＲ配分部４６は、ステップＳ４１で取得されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）の地域要求電力（ＡＲ値）が短周期であるかの判断を行う。ここで短周期とは、例えば１０秒〜２分程度の周期である。データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、短周期である地域要求電力（ＡＲ値）（Ｓ４２の「ＹＥＳ」）は、ステップＳ４３に移行し処理が行われる。一方、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、１０秒〜２分程度の短周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ値）（Ｓ４３の「ＮＯ」）は、ステップＳ４４に移行し処理が行われる。

（ステップＳ４３：高速発電機に分担する）
ＡＲ配分部４６は、ステップＳ４２にて、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち１０秒〜２分程度の短周期であると判断した地域要求電力（ＡＲ値）を、高速発電機（例えば水力機）にて発電を行うように分担する。

（ステップＳ４４：２分〜１０分程度の長周期であるかの判断）
ステップ４２でデータｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、１０秒〜２分程度の短周期に該当しないと判断した地域要求電力（ＡＲ値）について、ＡＲ配分部４６は、地域要求電力（ＡＲ値）が長周期であるかの判断を行う。ここで長周期とは、例えば２分〜１０分程度の周期をいう。

データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、２分〜１０分程度の長周期である地域要求電力（ＡＲ値）は、ステップＳ４５に移行し（Ｓ４４の「ＹＥＳ」）処理が行われる。一方、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、２分〜１０分程度の長周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ値）は、ステップＳ４６に移行し（Ｓ４３の「ＮＯ」）処理が行われる。

（ステップＳ４５：低速発電機に分担する）
ＡＲ配分部４６は、ステップ４４にて、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち２分〜１０分程度の長周期であると判断した地域要求電力（ＡＲ値）を、低速発電機（例えば石油火力機）にて発電を行うように分担する。

（ステップＳ４６：低速発電機に分担する）
ＡＲ配分部４６は、ステップ４４にて、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち２分〜１０分程度の長周期に該当しないと判断した地域要求電力（ＡＲ値）を、ＥＤＣの対象となる発電機にて発電を行うように分担する。

以上のように、ＡＲ配分部４６により、１０秒〜２分程度の短周期である地域要求電力（ＡＲ値）は、高速機（例えば水力機）に分担され、２分〜１０分程度の長周期である地域要求電力（ＡＲ値）は、低速機（例えば、火力機）に分担される。さらに２分〜１０分程度よりも長周期である地域要求電力（ＡＲ値）は、ＥＤＣ発電機が発電するように分担される。

［負荷周波数制御（ＬＦＣ）の動作］
次に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の動作について説明する。ＬＦＣにより地域要求電力（ＡＲ値）の配分を行う場合、図１〜図３に示したように、周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）により地域要求電力（ＡＲ値）を算出して、地域要求電力（ＡＲ値）を平滑化する。その後、ＬＦＣの対象となる発電設備１に対して、地域要求電力（ＡＲ値）を配分する。

本実施形態のＬＦＣの制御方式としては、周波数バイアス連系線電力制御方式（以下、ＴＢＣと呼ぶ）を採用する。ＴＢＣとは、周波数変化量（ΔＦ）と連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）とを検出し、地域要求電力（ＡＲ）を算出して、地域要求電力（ＡＲ値）に応じて発電設備１の出力を制御する制御方式である。

なお、負荷周波数制御（ＬＦＣ）として、次のような方式も知られている。
（ａ）定周波数制御（ＦＦＣ）：周波数変化量（ΔＦ）を検出して、ΔＦを少なくするように発電設備１の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。

（ｂ）定連系電力制御（ＦＴＣ）：連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）を検出し、ΔＰＴを少なくするように発電設備１の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。

また、負荷周波数制御（ＬＦＣ）にて、ＡＲ配分部４６が地域要求電力（ＡＲ値）を配分する際、従来は、発電設備１の出力変化速度比あるいは出力余裕比等にて配分していた。しかし昨今の電力需給調整では、一般送配電業者が需給調整市場により需給調整力を確保することから、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場により、メリットオーダーによる需給調整を行うことが要請される。

そこで本実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行う場合、最初に自エリアにおける負荷周波数制御（ＬＦＣ）相当のエリアインバランス量の決定を行い、その後、ＡＲ配分部４６が、発電設備１のメリットオーダーにより地域要求電力（ＡＲ値）を配分する。

図４に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるエリアインバランス量の配分の動作フローを示す。エリアインバランス量の配分は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）において発電設備１のメリットオーダーにより行われる。ＡＲ配分部４６は、図４に示すフローチャートの手順にてメリットオーダーによる負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる配分を行う。

ＡＲ配分部４６は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）周期（例えば、１０秒周期）分のエリアインバランス量を決定する（ステップＳ５１）。その後、ＡＲ配分部４６は、ステップＳ５１にて決定したエリアインバランス量を、出力変化速度、予備力等の発電機の運転能力に応じ発電設備１に分配する（ステップＳ５２）。

次に、ＡＲ配分部４６は、ステップＳ５２にて分配されたエリアインバランス量に基づきメリットオーダーリストの作成を行う（ステップＳ５３）。さらにその後、ＡＲ配分部４６は、全ての地域要求電力（ＡＲ値）の配分が完了するまで、各発電設備１におけるＬＦＣ周期の出力変化速度制約と上下限制約を考慮した上で、メリットオーダーリストに従って地域要求電力（ＡＲ値）の配分を行う(ステップＳ５４〜５７)。

ＡＲ配分部４６による全ての地域要求電力（ＡＲ値）の配分が完了した場合（ステップＳ５４のＹＥＳ）、目標値作成部４３は、地域要求電力（ＡＲ値）の配分結果であるデータｆ３（ＡＲ配分値）を含むデータｄ１（発電目標値）を、各発電設備１へ送出する（ステップＳ５８）。各発電設備１は、指示されたデータｄ１（発電目標値）に従い電力を出力する。

［経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の動作］
次に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の動作について説明する。図１、図２に示したように、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電計画データ作成部４８からデータｇ１（１日分の発電計画データ）を、総需要算出部４７からデータｇ３（日ごとの発電端総需要値）を、ＡＲ平滑部４５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を受信する。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１ごとにデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）を算出する。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９が経済負荷配分制御（ＥＤＣ）におけるエリアインバランス量を各発電設備１に配分する場合、従来では最も低コストとなるように、すなわち燃料費が少なくなるように、発電設備１の出力を決定していた。しかし昨今の電力需給調整においては、前述の負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるＡＲ配分と同様に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）においても需給調整市場から需給調整力を確保することが求められる。

そこで、本実施形態では、リアルタイムＥＤＣ算出部４９が、発電設備１のメリットオーダーにより、自エリアにおける経済負荷配分制御（ＥＤＣ）対象のエリアインバランス量を配分する。

図１０に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期と、本実施形態においてエリアインバランス量の制御を行うタイミングを示す。将来の需給調整市場では、「３０分」を経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期とした電力取引が想定されている。従来における一般的な経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期は「５分」であった。そこで、本実施形態では、３０分間のエリアインバランス量を、図１０に示すように５分周期におけるエリアインバランス量に均等分割する。すなわち、本実施形態では、３０分のエリアインバランス量を６回に分けて、「５分」分のエリアインバランス量を配分する。

図９に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）におけるエリアインバランス量の配分処理にかかるフローチャートを示す。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、図９に示すフローチャートの手順にて経済負荷配分制御（ＥＤＣ）におけるエリアインバランス量の配分処理を行う。

最初に、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期のエリアインバランス量の決定を行う（ステップＳ６１）。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期は、例えば５分周期が選択される。３０分間のエリアインバランス量は、図１０に示すように５分周期のエリアインバランス量に均等分割される。その後、ＡＲ配分部４６は、ステップＳ６１にて決定したエリアインバランス量を、出力変化速度、予備力等の発電機の運転能力に応じ発電設備１に分配する（ステップＳ６２）。

次にリアルタイムＥＤＣ算出部４９は、ステップＳ６２にて配分されたエリアインバランス量に基づきメリットオーダーリストの作成を行う(ステップＳ６３)。さらにその後、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、全てのエリアインバランス量の配分が完了するまで、各発電設備１におけるＥＤＣ周期の出力変化速度制約と上下限制約を考慮した上で、メリットオーダーリストに従ってエリアインバランス量を配分する（ステップＳ６４〜６７）。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９により全てのエリアインバランス量の配分が完了した場合、（ステップＳ６４のＹＥＳ)、目標値作成部４３は、データｄ１（発電目標値）を各発電設備１へ送出する（ステッ６８）。データｄ１（発電目標値）は、エリアインバランス量の配分結果としてデータｇ５（リアルタイムＥＤＣ値）を含む。各発電設備１は、指示されたデータｄ１（発電目標値）に従い電力を出力する。

以上のように、リアルタイムＥＤＣ算出部４９により、ＬＦＣによる地域要求電力（ＡＲ値）の配分、ならびに、ＥＤＣによるエリアインバランス量の配分が行われる。リアルタイムＥＤＣ算出部４９により、負荷周波数制御（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）が行われる。

［負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の調整］
前述のとおり、リアルタイムＥＤＣ算出部４９により、負荷周波数制御（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）が行われる。しかしながら、複数の発電設備１のうち同一の発電設備に対し、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）が同時におこなわれた場合、電力需給調整における十分な制御性能が確保されず、経済性および電力品質を精度よく確保した電力需給調整が行われない可能性がある。

特に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整の制御方向と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整の制御方向が異なる場合に、同一の発電設備１に対し、インバランス調整および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）が同時におこなわれた場合、電力需給調整における十分な制御性能が確保されにくい。例えば、インバランス調整において、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により出力電力の増加が、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）により出力電力の減少が、同一の発電設備１に対し指令された場合、経済性および電力品質を精度よく確保した電力需給調整が行われない。

本実施形態においてリアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、複数の発電設備１のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択して、インバランス調整を行う。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９により負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の調整が行われる。負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の調整は、図４におけるステップＳ５２および図９におけるステップＳ６２により行われる。

負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、前述のとおりデータｃ１（周波数変化量：ΔＦ）とデータｃ２（他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ）に基づきＡＲ算出部４４によりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が算出され、ＡＲ平滑部４５により平滑化されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）が作成され、その後、ＡＲ配分部４６により負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備１にデータｆ３（配分されたＡＲ値）が配分されることにより行われる。

従来における発電設備１へのデータｆ３（配分されたＡＲ値）の配分は、出力変化速度比または出力余裕比等に応じて配分していた。しかしながら昨今の電力需給調整では、需給調整市場により需給調整力を確保するので、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場により、メリットオーダーによる需給、周波数調整にて地域要求量（ＡＲ）の配分を行うことが要求される。

さらに今後の需給調整市場では、電力商品の商品区分となる「調整力」が、制御区分に応じ、より細分化されると考えられる。図２２に、一例として現段階で想定される需給調整市場による電力商品を示す。例えば、図２２に示すように、需給調整市場における電力商品が制御区分に応じ、「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）に区分され、合計１０区分の電力商品となることが想定されている。そのため、負荷周波数制御（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にも、更に細密に調整力を配分することが要求される。

上記の電力商品の商品区分に対応するため、１台の発電設備１で複数の商品を扱うことも想定される。負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかるＬＦＣ二次調整力と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力が、複数の発電設備１のうち同一の発電設備１に分担され、需給調整が行われることも想定される。

図５に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）と、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の関係を示す。例えば、図５に示すように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力として出力電力の増加である上げ側にインバランス調整を行っている場合、仮にＡＲが負となった場合、負荷周波数制御（ＬＦＣ）かかるＬＦＣ二次調整力として出力電力の減少である下げ側にインバランス調整を行うこととなる。

その結果、同一の発電設備１に対し出力電力の増加、出力電力の減少という二つの逆の指令を与えることとなる。これにより、ＥＤＣ二次調整力による出力電力の増加が行われず、インバランス量を確保することができない可能性がある。同一の発電設備１に出力電力の増加、出力電力の減少という二つの逆の指令を与えることは、電力需給調整における制御性能を低下させるとの問題点がある。

上記の問題点を回避するために、本実施形態において、制御装置４は、以下のモードＡ、モードＢ、モードＣの３つのモードにてインバランス調整を行う。モードＡ、モードＢ、モードＣの３つのモードは、制御装置４に作業者により予め設定される。実行されるモードは、例えば電力系統９ａ全体の消費電力に応じ、リアルタイムＥＤＣ算出部４９により選択される。または、実行されるモードは、作業者により制御装置４に入力されるコマンドにより、選択されるようにしてもよい。

（モードＡのインバランス調整）
リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、複数の発電設備１のうち、インバランス調整における負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備（例えば発電設備１ａ）と異なる発電設備（例えば発電設備１ｂ）を選択して、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整を行う。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９により経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力としてインバランス調整を行う発電設備１ｂに対しては、負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかるＬＦＣ二次調整力としてインバランス調整を行う指令は送信されない。発電設備１ｂは、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力として動作し、より確実にインバランス調整量を調整する。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９により負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかるＬＦＣ二次調整力としてインバランス調整を行う発電設備１ａに対しては、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力としてインバランス調整を行う指令は送信されない。発電設備１ａは、負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかるＬＦＣ二次調整力として動作し、より確実にインバランス調整量を調整する。

なお、実施しなかった負荷周波数制御（ＬＦＣ）または経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる調整量は、発電設備１ａ、１ｂを除く他の発電装置１にてカバーするようにしてもよい。

（モードＢのインバランス調整）
リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御が異なる場合に、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１に対し、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わない。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御が異なる場合に、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う。

例えば、図５に示すように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力として出力電力の増加である上げ側のインバランス調整中に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）かかるＬＦＣ二次調整力として出力電力の減少である下げ側のインバランス調整（ＡＲ＜０）が必要となった場合、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、以下の動作を行う。

図６に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による需給調整（経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて上げ指令の場合）の動作フローを示す。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、図６に示すプログラムに従い、動作を行う。最初にリアルタイムＥＤＣ算出部４９は、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１（例えば発電設備１ａ）は出力電力を増加させる制御を行っているかの判断を行う（ステップＳ７１）。

次に負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、出力電力を減少させる制御となるかの判断を行う（ステップＳ７２）。出力電力を増加させる制御を行っていると判断した場合（ステップＳ７１のＹＥＳ）であり、かつ負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、出力電力を減少させる制御となると判断した場合（ステップＳ７２のＹＥＳ）、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、同一の発電設備１（例えば発電設備１ａ）に対して負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わない（ステップＳ７４）。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１（例えば発電設備１ａ）と異なる発電設備１（例えば発電設備１ｂ）を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う。

一方、出力電力を増加させる制御を行っていると判断しない場合（ステップＳ７１のＮＯ）、または負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、出力電力を減少させる制御となると判断しない場合（ステップＳ７２のＮＯ）、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、同一の発電設備１（例えば発電設備１ａ）に対して負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う（ステップＳ７３）。

（モードＣのインバランス調整）
リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御が異なる場合に、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１に対し、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わない。

リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御が異なる場合に、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う。

図７に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）と、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の関係を示す。例えば、図７に示すように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるＥＤＣ二次調整力として出力電力の減少である下げ側のインバランス調整中に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）かかるＬＦＣ二次調整力として出力電力の増加である上げ側のインバランス調整（ＡＲ＞０）が必要となった場合、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、以下の動作を行う。

図８に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による需給調整（経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて下げ指令の場合）の動作フローを示す。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、図８に示すプログラムに従い、動作を行う。最初にリアルタイムＥＤＣ算出部４９は、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１（例えば発電設備１ａ）は出力電力を減少させる制御を行っているかの判断を行う（ステップＳ８１）。

次に負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、出力電力を増加させる制御となるかの判断を行う（ステップＳ８２）。出力電力を減少させる制御を行っていると判断した場合（ステップＳ８１のＹＥＳ）であり、かつ負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、出力電力を増加させる制御となると判断した場合（ステップＳ８２のＹＥＳ）、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、同一の発電設備１（例えば発電設備１ａ）に対して負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わない（ステップＳ８４）。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１（例えば発電設備１ａ）と異なる発電設備１（例えば発電設備１ｂ）を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う。

一方、出力電力を減少させる制御を行っていると判断しない場合（ステップＳ８１のＮＯ）、または負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、出力電力を増加させる制御となると判断しない場合（ステップＳ８２のＮＯ）、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、同一の発電設備１（例えば発電設備１ａ）に対して負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う（ステップＳ８３）。

上記のインバランス調整により、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整をより確実に実行することができる。しかし、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１（例えば発電設備１ａ）と異なる発電設備１（例えば発電設備１ｂ）により、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整が行われる。このため電力系統９ａ全体の制御性能を悪化させることも想定される。

電力系統９ａ全体の制御性能の悪化を軽減するため、インバランス調整における負荷周波数制御（ＬＦＣ）、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の調整度合いを作業者により設定することができるようにしてもよい。

［インバランス調整の非対象となった発電設備１の制御］
次に、本実施形態における、インバランス調整の対象であった発電設備１が、インバランス調整の非対象となった場合の制御について説明する。発電設備１ごとに発電設備１は、目標値作成部４３を介して、リアルタイムＥＤＣ算出部４９により算出されたリアルタイムＥＤＣ値に基づくデータｄ１（発電目標値）が入力される。発電設備１は、後述する出力電力を出力する動作を行うように制御される。

一般に、メリットオーダーにより選択された経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整の対象となった発電設備１は、図１１、図１２に示す動作をおこなうように制御される。図１１に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＞ＢＧ計画値の場合）を示す。図１２に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整の例（現在出力＜ＢＧ計画値の場合）を示す。図１１、図１２は、発電機の３０分間（１コマ）の出力電力の変化を示す。

現在の出力電力が、ＢＧ計画値よりも大きい場合、発電設備１は、図１１に示すように、インバランス調整により段階的に出力電力の増加または減少を行うように制御される。ここでＢＧ計画値とは、前日に予測された出力電力の計画値である。

現在の出力電力が、ＢＧ計画値よりも大きい場合、発電設備１は、図１２に示すように、インバランス調整により段階的に出力電力の増加または減少を行うように制御される。

時間帯（コマ）ごとに、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整の対象となる発電設備１が選択される。したがって同一の発電設備１は、時間帯（コマ）ごとに、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整の対象となる場合、非対象となる場合がある。例えば、ある時間帯にてインバランス対象となった発電設備１が、次の時間帯では非対象となる場合がある。

インバランス調整の非対象となった発電設備１は、インバランス調整にかかる制御は行われない。しかしながら、電力系統９ａ全体の需給バランスを確保できるように、インバランス調整の非対象となった発電設備１に対しても制御が行われることが望ましい。本実施形態の制御装置４により、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対する制御が行われる。

インバランス調整の対象であった発電設備１が、インバランス調整の非対象となった場合の具体的な制御について説明する。この発電設備１に対する制御は、具体的には、制御装置４のリアルタイムＥＤＣ算出部４９にから目標値作成部４３、出力部４２を介して送信される電文により行われる。

インバランス調整は、需給調整市場のゲートクローズ後の３０分間に実施される。インバランス調整の非対象となった場合における発電設備１に対する制御は、インバランス調整の対象であった発電設備１が、インバランス調整の対象であった次の時間帯（例えば３０分）において行われる。上記では、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるインバランス調整は、３０分に区切られた時間帯において行われるものとしたが、インバランス調整が行われる時間はこれに限られず、例えば１コマ５分に区切られた時間帯において行われるものであってもよい。

前述の通り、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるインバランス量の調整は、図９に示すプログラムフローに基づき行われる。インバランス調整の非対象となった場合における発電設備１に対する制御も、インバランス調整の一環として図９に示すプログラムフローに基づき行われる。

つまり、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかるエリア全体のインバランス量であるエリアインバランスの決定を行い、メリットオーダーリストの作成を行い、全てのエリアインバランス量を配分するまで、エリアインバランス量を配分する。エリアインバランス量の配分は、図１０に示すように経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる周期（例えば、５分周期）で、出力変化速度に関する制約と上下限に関する制約を充足するように実行される。

インバランス調整の非対象となった発電設備１に対する制御は、以下のモードのうち適切なモードが選択され実行される。実行されるモードは、例えば電力系統９ａ全体の消費電力に応じ、リアルタイムＥＤＣ算出部４９により選択される。または、実行されるモードは、作業者により制御装置４に入力されるコマンドにより、選択されるようにしてもよい。

（モードＫ）
インバランス調整の非対象となった発電設備１の経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整において、現在出力＞ＢＧ計画値の場合を図１３に、現在出力＜ＢＧ計画値の場合を図１５に示す。図１３のモードＫ、図１５のモードＫに示すように、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、インバランス調整の対象となった時間帯終了時の出力電力を維持するように制御を行う。

発電設備１は、インバランス調整の対象となった時間帯終了時の出力電力を、インバランス調整の対象であった次の時間帯において継続して出力する。発電設備１は、インバランス調整の対象であった次の時間帯の更に次の時間帯において、事前に計画された発電スケジュールの電力を出力する。

（モードＬ（Ｌ１、Ｌ２））
リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、事前に計画された発電スケジュールの電力を出力するように段階的に制御を行う。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１のインバランス調整の対象となった時間帯終了時の出力電力が、インバランス調整の対象であった次の、更に次の時間帯における事前に計画された発電スケジュールの電力となるように、段階的に変化させる制御を行う。

インバランス調整の非対象となった発電設備１の経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整において、現在出力＞ＢＧ計画値の場合を図１３に、現在出力＜ＢＧ計画値の場合を図１５に示す。発電設備１は、インバランス調整の対象となった時間帯終了時の出力電力を、インバランス調整の対象であった次の、更に次の時間帯における事前に計画された発電スケジュールの電力となるように、インバランス調整の対象であった次の時間帯において段階的に変化させ出力する。発電設備１が出力電力を減少させる場合を図１３のモードＬ１に、発電設備１が出力電力を増加させる場合を図１５のモードＬ２に示す。

（モードＭ（Ｍ１、Ｍ２））
リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、事前に計画された発電スケジュールの電力と、積算電力が一致する電力を出力するように制御を行う。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１の出力電力が、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、事前に計画された発電スケジュールの電力と、積算電力が一致する電力を出力するように、インバランス調整の対象となった時間帯終了時の出力電力から段階的に変化させる制御を行う。

インバランス調整非対象となった発電設備１の出力積算値が、発電スケジュールの電力と一致する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による需給調整において、現在出力＞ＢＧ計画値の場合を図１４に、現在出力＜ＢＧ計画値の場合を図１６に示す。発電設備１は、インバランス調整の対象であった次の時間帯における事前に計画された発電スケジュールの電力と積算電力が一致する電力を出力するように、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、インバランス調整の対象となった時間帯終了時の出力電力を段階的に変化させ出力する。発電設備１が出力電力を減少させる場合を図１４のモードＭ１に、発電設備１が出力電力を増加させる場合を図１６のモードＭ２に示す。

［インバランス調整の非対象となった発電設備１に起因するインバランスの補填］
上記のモードＫ、モードＬ、モードＭによりインバランス調整の非対象となった発電設備１の制御を行った場合、更に電力系統９ｂにおいてインバランスが発生する可能性がある。インバランス調整の非対象となった発電設備１に上記の制御を行うことに起因して発生したさらなるインバランスは以下のように補填される。

インバランス調整の非対象となった発電設備１に上記の制御を行うことに起因して発生した、更なるインバランスに対応する制御が、出力電力を減少させる制御である場合、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、すでに出力電力を減少させる制御を行っている発電設備１（例えば発電設備１ｄ）に対し更なる出力電力の減少を指示する。

図１７に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分として、下げインバランスが発生した場合の電力の積み上げ順を示す。また、図２１に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による各発電設備１の電力量単価を示す。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、出力電力を減少させる制御の対象として、図２１に示す発電機の電力単価であるメリットオーダーリストに基づき、図１７に示すように電力単価が次に高い発電設備１を選択する。

図１８に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分として、下げインバランスが発生した場合の動作を示す。例えば、図１８に示すように、発電設備１ｅが−５ＭＷｈ追加となる場合、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１ｅの次に電力単価の高い発電設備１ｄに対し、出力電力を減少させる制御を行う。

インバランス調整の非対象となった発電設備１に上記の制御を行うことに起因して発生した、更なるインバランスに対応する制御が、出力電力を増加させる制御である場合、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、すでに出力電力を増加させる制御を行っている発電設備１（例えば発電設備１ｂ）に対し更なる出力電力の増加を指示する。

図１９に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分として、上げインバランスが発生した場合の電力の積み上げ順を示す。また、図２１に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による各発電設備１の電力量単価を示す。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、出力電力を増加させる制御の対象として、図２１に示す発電機の電力単価であるメリットオーダーリストに基づき、図１９に示すように電力単価が次に低い発電設備１を選択する。

図２０に、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によるインバランス調整量の追加分として、上げインバランスが発生した場合の動作を示す。例えば、図２０に示すように、発電設備１ａが＋５ＭＷｈ追加となる場合、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１ａの次に電力単価の低い発電設備１ｂに対し、出力電力を増加させる制御を行う。各発電設備１は、リアルタイムＥＤＣ算出部４９からの指示に従い電力を出力する。

以上が電力需給制御システムの動作である。本実施形態にかかる電力需給制御システムによれば、将来の需給調整市場により需給調整力を確保し、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場により、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行うのみではなく、各電力商品によるエリアインバランス量を過不足なく配分することができ、制御性能を悪化させることなく需給運用を行うことができる。

［１−３．効果］
（１）本実施形態によれば、電力需給制御装置４は、電力系統における電気的な変化量を検出する検出部により検出された変化量に基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部４４と、電力系統に電力を供給する複数の発電設備１のメリットオーダーに基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を配分し発電設備１ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部４６と、発電設備１のメリットオーダーに基づき、発電設備１ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部４９と、ＡＲ配分部４６により算出されたＡＲ配分値、およびリアルタイムＥＤＣ算出部４９により算出されたリアルタイムＥＤＣ値から発電設備１ごとの発電目標値を作成する目標値作成部４３と、を備え、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、複数の発電設備１のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択するので、インバランス調整時における経済負荷配分制御（ＥＤＣ）、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による電力需給制御により、経済性および電力品質を精度よく確保することができる電力需給制御装置、電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法を提供することができる。

インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）に応じ、複数の発電設備１のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備が選択されるので、電力需給調整市場における電力商品によるエリアインバランス量を過不足なく配分することが可能となる。その結果、制御性能を悪化させることなく需給運用を行うことができる。

（２）本実施形態によれば、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、複数の発電設備１のうち、インバランス調整における経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行うので、インバランス調整時における経済負荷配分制御（ＥＤＣ）、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による電力需給制御により、経済性および電力品質を精度よく確保することができる電力需給制御装置、電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法を提供することができる。

本実施形態によれば、複数の発電設備１のうち、インバランス調整における経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１が、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整の対象として選択される。その結果、同一の発電設備１に対し、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）と逆方向の負荷周波数制御（ＬＦＣ）が同時におこなわれることを避けることができ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

（３）本実施形態によれば、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御が異なる場合に、複数の発電設備１のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行うので、同一の発電設備１に対し、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）と逆方向の負荷周波数制御（ＬＦＣ）が同時におこなわれることを避けることができ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

（４）本実施形態によれば、複数の発電設備１のうち、出力電力の増加を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１を選択して、出力電力の減少を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う、または、複数の発電設備１のうち、出力電力の減少を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１と異なる発電設備１を選択して、出力電力の増加を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行うので、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）で出力電力の増加を指示した発電設備１に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で出力電力の減少を指示することを避けることができ、また、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）で出力電力の減少を指示した発電設備１に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で出力電力の増加を指示することを避けることができる。

その結果、同一の発電設備１に対し、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）と逆方向の負荷周波数制御（ＬＦＣ）が同時におこなわれることを避けることができ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

（５）本実施形態によれば、複数の発電設備１のうち、出力電力の増加を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１に対して、出力電力の減少を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わず、または、複数の発電設備１のうち、出力電力の減少を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備１に対して、出力電力の増加を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わないので、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）で出力電力の増加を指示した発電設備１に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で出力電力の減少を指示することを避けることができ、また、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）で出力電力の減少を指示した発電設備１に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で出力電力の増加を指示することを避けることができる。

その結果、同一の発電設備１に対し、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）と逆方向の負荷周波数制御（ＬＦＣ）が同時におこなわれることを避けることができ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

（６）本実施形態によれば、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、インバランス調整の対象となった時間帯の出力電力を維持するように制御を行うので、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）におけるエリアインバランス量を継続してそのまま適用することができ、安定した制御を行うことができる。

これにより、ある時間帯にてインバランス調整の対象だった発電設備１が、次の時間帯において非対象となった場合において、インバランス調整にかかる指示に代替して制御値が指示されるので、電力系統９ａ全体の需給バランスが保たれ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

（７）本実施形態によれば、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、事前に計画された発電スケジュールの電力を出力するように段階的に制御を行うので、発電設備１は、段階的に事前に計画された発電スケジュールの電力を出力することができる。これにより発電設備１が発電スケジュールの電力を出力する時間帯以降、電力の購入に関する費用調整が不要となる。

また、ある時間帯にてインバランス調整の対象だった発電設備１が、次の時間帯において非対象となった場合において、インバランス調整にかかる指示に代替して制御値が指示されるので、電力系統９ａ全体の需給バランスが保たれ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

（８）本実施形態によれば、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備１に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯における事前に計画された発電スケジュールの電力と、積算電力が一致する電力を出力するように制御を行うので、インバランス調整の対象であった次の時間帯以降、電力の購入に関する費用調整が不要となる。

また、ある時間帯にてインバランス調整の対象だった発電設備１が、次の時間帯において非対象となった場合において、インバランス調整にかかる指示に代替して制御値が指示されるので、電力系統９ａ全体の需給バランスが保たれ、電力需給調整における十分な制御性能、経済性、電力品質を確保することができる。

［他の実施形態］
変形例を含めた実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これらの実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。以下は、その一例である。

（１）上記実施形態では、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期として電力取引周期である３０分間のエリアインバランス量を、５分周期のエリアインバランス量に均等分割することとしたが、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）周期はこれに限られない。例えば将来の需給調整市場で採用される任意の周期の電力取引に対応するものであってもよい。また、将来の需給調整市場で採用される電力取引周期を任意の周期に分割して経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を行うものであってもよい。

（２）上記実施形態では、発電設備１は、火力、水力等の発電機であるものとした。しかしながら発電設備１は、これに限られない。発電設備１は、図２２に示すように、蓄電池やＤＲ等であってもよい。

（３）上記実施形態では、自然エネルギー発電設備２は、太陽光発電装置としたがこれに限られない。自然エネルギー発電設備２は、風力発電、海流発電、地熱発電でもよい。

（４）上記実施形態では、入力部４１は、受信回路としたがこれに限られない。入力部４１は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。

（５）上記実施形態では、ステップＳ４２において、一例としてｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期である地域要求電力（ＡＲ）値が判断されるものとしたが、判断される地域要求電力（ＡＲ）値の周期は１０秒〜２分に限られない。

（６）上記実施形態では、ステップＳ４４において、一例としてｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、２分〜１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）値が判断されるものとしたが、判断される地域要求電力（ＡＲ）値の周期は２分〜１０分に限られない。

（７）上記実施形態では、インバランスの対象となった発電設備１は、図１１、図１２に示すように、インバランスの非対象となった発電設備１は、図１３、図１４、図１５、図１６に示すように直線的に、または段階的に、出力電力を増加または減少させるものとした。しかしながらインバランスの対象となった発電設備１は図２３に示すように、インバランスの非対象となった発電設備１は図２４に示すように曲線的に、出力電力を増加または減少させるものであってもよい。また、発電設備１は、３０分等の一つの時間帯内で、出力電力を増減させるものであってもよい。

一例として、図２３にインバランス調整の対象となった発電設備１が、曲線的に出力電力を増加または減少させる場合を、図２４にインバランス調整の非対象となった発電設備１が、曲線的に出力電力を増加または減少させる場合を示す。

１，１ａ〜１ｎ・・・発電設備
２，２ａ〜２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
３・・・検出装置
４・・・制御装置
７，７ａ〜７ｎ・・・検出用の信号線
８，８ａ〜８ｎ・・・制御用の信号線
９，９ａ・・・電力系統
９ｂ・・・他の電力系統
９ｃ・・・連系線
４１，４１ａ〜４１ｎ・・・入力部
４２，４２ａ〜４２ｎ・・・出力部
４３，４３ａ〜４３ｎ・・・目標値作成部
４４・・・ＡＲ算出部
４５・・・ＡＲ平滑部
４６・・・ＡＲ配分部
４７・・・総需要算出部
４８・・・発電計画データ作成部
４９・・・リアルタイムＥＤＣ算出部
５０・・・前日需要予測計算部
５１・・・前日自然エネルギー予測計算部

Claims (11)

1. 電力系統における電気的な変化量を検出する検出部により検出された前記変化量に基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部と、
   電力系統に電力を供給する複数の発電設備のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力（ＡＲ値）を配分し前記発電設備ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部と、
   前記発電設備のメリットオーダーに基づき、前記発電設備ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部と、
   前記ＡＲ配分部により算出された前記ＡＲ配分値、および前記リアルタイムＥＤＣ算出部により算出された前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電設備ごとの発電目標値を作成する目標値作成部と、を備え、
   前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、複数の発電設備のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択する、
   電力需給制御装置。
2. 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、複数の発電設備のうち、インバランス調整における経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備と異なる発電設備を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う、
   請求項１に記載の電力需給制御装置。
3. 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御が異なる場合に、複数の発電設備のうち、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備と異なる発電設備を選択して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う、
   請求項１に記載の電力需給制御装置。
4. 複数の発電設備のうち、出力電力の増加を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備と異なる発電設備を選択して、出力電力の減少を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う、または、複数の発電設備のうち、出力電力の減少を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備と異なる発電設備を選択して、出力電力の増加を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行う、
   請求項１に記載の電力需給制御装置。
5. 複数の発電設備のうち、出力電力の増加を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備に対して、出力電力の減少を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わず、または、複数の発電設備のうち、出力電力の減少を指示する経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備に対して、出力電力の増加を指示する負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるインバランス調整を行わない、
   請求項１に記載の電力需給制御装置。
6. 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、インバランス調整の対象となった時間帯の出力電力を維持するように制御を行う、
   請求項１乃至５のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。
7. 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯において、事前に計画された発電スケジュールの電力を出力するように段階的に制御を行う、
   請求項１乃至５のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。
8. 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整の対象から非対象に切り替わった発電設備に対し、インバランス調整の対象であった次の時間帯における事前に計画された発電スケジュールの電力と、積算電力が一致する電力を出力するように制御を行う、
   請求項１乃至５のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。
9. 電力系統に電力を供給する複数の発電設備と、
   電力系統における電気的な変化量を検出する検出部と、
   前記検出部により検出された前記変化量に基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部と、
   前記発電設備のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力（ＡＲ値）を配分し前記発電設備ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部と、
   前記発電設備のメリットオーダーに基づき、前記発電設備ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部と、
   前記ＡＲ配分部により算出された前記ＡＲ配分値、および前記リアルタイムＥＤＣ算出部により算出された前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電設備ごとの発電目標値を作成する目標値作成部と、を備え、
   前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、複数の発電設備のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択する、
   電力需給制御システム。
10. 電力系統における電気的な変化量を検出する検出部により検出された前記変化量に基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出ステップと、
    電力系統に電力を供給する複数の発電設備のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力（ＡＲ値）を配分し前記発電設備ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分ステップと、
    前記発電設備のメリットオーダーに基づき、前記発電設備ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出ステップと、
    前記ＡＲ配分ステップにより算出された前記ＡＲ配分値、および前記リアルタイムＥＤＣ算出ステップにより算出された前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電設備ごとの発電目標値を作成する目標値作成ステップと、を備え、
    前記リアルタイムＥＤＣ算出ステップは、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、複数の発電設備のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択する、
    電力需給制御用コンピュータプログラム。
11. 電力系統における電気的な変化量を検出する検出部により検出された前記変化量に基づいて地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出手順と、
    電力系統に電力を供給する複数の発電設備のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力（ＡＲ値）を配分し前記発電設備ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分手順と、
    前記発電設備のメリットオーダーに基づき、前記発電設備ごとのリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出手順と、
    前記ＡＲ配分手順により算出された前記ＡＲ配分値、および前記リアルタイムＥＤＣ算出手順により算出された前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電設備ごとの発電目標値を作成する目標値作成手順と、を備え、
    前記リアルタイムＥＤＣ算出手順は、インバランス調整における、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による出力電力の制御と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による出力電力の制御に応じ、複数の発電設備のうち、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の対象となる発電設備、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）の対象となる発電設備を選択する、
    電力需給制御方法。
    
    

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