JP2021052540A - ネガワット取引支援装置およびネガワット取引方法 - Google Patents

Abstract

【課題】発電機を備えた発電機システムをネガワット取引に利用する場合に、発電機を確実に起動させる。【解決手段】ネガワット取引支援装置（３）は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷（２）に対して、外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機（１１）と、受電点における受電電力の値（ＰｊＡ）が入力され、受電電力の値が第１の閾値（Ｐｇｔｈ）を超えた場合に発電機を起動するとともに、受電電力の値が第１の閾値よりも小さい第２の閾値（Ｐｇｒｅｆ）を超えないように発電機の発電電力を制御する制御装置（１０）とを備えた発電機システム（１）に接続可能な装置である。ネガワット取引支援装置は、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、第１の閾値よりも大きい仮想受電電力の値（ＰｊＢ）を算出し、受電電力の値（ＰｊＡ）に代えて制御装置に入力することを特徴とする。【選択図】図１

Description

本発明はネガワット取引支援装置およびネガワット取引方法に関し、詳細には、バーチャルパワープラントを実現するためのネガワット取引支援装置およびネガワット取引方法に関する。

従来の電力網は、火力発電所や水力発電所などの大型の発電所で発電した電力を、電気の需要家である企業や家庭に供給する形態をとるのが一般的であった。近年、従来の電力網に代わる電力網として、バーチャルパワープラント（ＶＰＰ：Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）を用いた電力網が注目されている。バーチャルパワープラントは、太陽光発電、蓄電池、電気自動車、ネガワット（節電した電力）といった広く普及したエネルギーリソース（分散型のエネルギーリソース）を活用すべく、ＩｏＴを駆使した高度なエネルギーマネジメント技術によって分散型のエネルギーリソースを遠隔・統合制御し、あたかも１つの発電所のような機能を実現するものである。

近年、バーチャルパワープラントの分散型のエネルギーリソースのひとつであるネガワット取引のための技術は、バーチャルパワープラントの要素技術として普及が期待されている。

ここで、バーチャルパワープラントとは、電力系統に直接接続されている発電設備や蓄電設備等の分散型エネルギーリソースの保有者または第三者が、当該分散型エネルギーリソースを制御することで発電所と同等の機能を提供することをいう。バーチャルパワープラントは、例えば、リソースアグリゲーターやアグリゲーションコーディネーター等によって構成される。

リソースアグリゲーターとは、需要家とバーチャルパワープラントサービス契約を直接締結して電力リソースの制御を行う事業者のことをいう。アグリゲーションコーディネーターとは、リソースアグリゲーターが制御した電力量を束ね、一般送配電事業者や小売電気事業者と直接電力取引を行う事業者をいう。また、ネガワット取引とは、例えば送配電事業者やリソースアグリゲーター等の要請に応じた電力の需要削減量の取引を言う。

一方、需要家には、受電電力が契約電力閾値以下の電力になるように受電電力を調整する機能を有する受電電力調整設備を有する需要家（以下、「受電電力調整需要家」ともいう。）が存在する。受電電力調整設備とは、蓄電池システム、自家発電設備などの常用発電設備やデマンドコントローラを用い、受電電力調整需要家の負荷が増大したときに常用発電設備から受電電力調整需要家の負荷に電力を供給して受電電力を契約電力閾値以下の電力に調整する設備である。

デマンドコントローラを用いた設備では、受電電力調整需要家の負荷が増大したときに、デマンドコントローラにより受電電力調整需要家内の負荷を選択遮断して受電電力を契約電力閾値以下の電力になるようにしている。

例えば、受電電力調整設備として蓄電池システムを有する受電電力調整需要家では、受電電力のピークカットを目的とし、受電電力に応じて蓄電池システムの充放電電力を自動的に調整している。

このような受電電力調整設備は、通常、自律制御であり、外部からの制御指令を受け付ける構成とはなっていない。そのため、既設の受電電力調整設備をネガワット取引に利用するためには、外部から通信手段を経由して受電電力の目標値を変更できるように制御装置の改造または取替が必要になる。

しかしながら、ＰＣＳ等の制御装置の改造にあたっては、メーカーや機器毎に改造仕様が異なるため多額の費用が掛かることが想定されるとともに、標準仕様で製作された装置の場合には非標準品扱いの機器となってしまうことが懸念される。

そこで、近年、こうした受電電力調整需要家の既設の受電電力調整設備を改造したり取替えたりすることなくネガワット取引を実現するネガワット取引支援装置の研究が行われている。
例えば、特許文献１には、受電点の受電電力（以下、「受電点電力」とも称する。）を監視し、受電点電力が所定の閾値（負荷追従閾値）を超えないように蓄電池を放電して負荷に電力を供給する負荷追従機能を備えた蓄電池システムにおいて、受電電力の見かけ上の値を調整して蓄電池システムに入力することで、ネガワット取引を実現するネガワット取引支援装置が開示されている。

このネガワット取引支援装置は、ネガワット取引のトリガとなるデマンドレスポンスを指示する指令（デマンドレスポンス指令）に含まれる受電電力の削減量に応じた値を実際の受電電力に加算した仮想受電電力を蓄電池システムに入力する。蓄電地システムは、仮想受電電力が負荷追従閾値を超えないように蓄電池を放電して負荷に電力を供給する。これにより、デマンドレスポンス指令に応じて受電電力を削減することが可能となる。

また、上述した蓄電池システム以外の負荷追従機能を有する受電電力調整設備としては、化石燃料を動力源とする発電機を備えた発電機システムが知られている（特許文献２参照）。

特開２０１８−１６０９４９号公報 特開２０１４−６０８３９号公報

本願発明者らは、本願に先立って、負荷追従機能を有する発電機システムをネガワット取引に利用することを検討した。検討の結果、以下に示す課題があることが明らかとなった。

負荷追従機能を有する発電機システムをネガワット取引に利用する場合、上述した蓄電池システムの場合と同様に、特許文献１に開示されたネガワット取引支援装置を発電機システムの前段に接続する。発電機システム内の発電機が常用発電機として常時運転している場合には、上述した蓄電池システム用のネガワット取引支援装置のように、デマンドレスポンス指令に応じて発電機システムの負荷追従機能を用いて制御することにより、ネガワット取引を実現することが可能となる。

一方、発電機システム内の発電機が非常用発電機の場合、発電機は、通常、常時停止したコールド状態にある。そのため、発電機システムをネガワット取引に利用する場合、デマンドレスポンス指令の発動前に、予め発電機を起動させておく必要がある。

発電機の起動方式としては、特許文献２に開示されているような、接点インターフェースを介して入力された起動指令に応じて発電機を起動する接点起動方式と、受電点の受電電力が所定の閾値を超えた場合に発電機を自動的に起動する自動起動方式とがある。

自動起動方式の発電機システムは、例えば、受電点の受電電力が第１の閾値（起動閾値）を超えた場合に発電機を自動的に起動し、その後、受電点の受電電力が第１の閾値よりも小さい第２の閾値（負荷追従閾値）を超えないように発電機の発電電力をフィードバック制御することにより、負荷追従機能を実現する。

接点起動方式の発電機システムに上述のネガワット取引支援装置を適用した場合には、例えば、適切なタイミングで発電機システムの接点インターフェースに起動指令を入力することにより、発電機を起動させ、デマンドレスポンス指令に応じて受電電力を削減することが可能となる。

これに対し、自動起動方式の発電機システムに、上述のネガワット取引支援装置を適用した場合には、デマンドレスポンス指令が入力されたとしても、受電電力が所定の閾値を超えていなければ発電機が起動しないため、デマンドレスポンス指令に応じた受電電力の適切な調整を行うことができないという課題があることが明らかとなった。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、本発明の目的は、発電機を備えた発電機システムをネガワット取引に利用する場合に、発電機を確実に起動させることにある。

本発明の代表的な実施の形態に係るネガワット取引支援装置は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値が入力され、前記受電電力の値が第１の閾値を超えた場合に前記発電機を起動するとともに、前記受電電力の値が前記第１の閾値よりも小さい第２の閾値を超えないように前記発電機の発電電力を制御する制御装置とを備えた発電機システムに接続可能なネガワット取引支援装置であって、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、前記第１の閾値よりも大きい仮想受電電力の値を算出し、前記受電電力の値に代えて前記制御装置に入力することを特徴とする。

本発明によれば、発電機を備えた発電機システムをネガワット取引に利用する場合に、発電機を確実に起動させることが可能となる。

第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置を既存の発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。 発電機システムの動作を説明するための図である。 発電機システムの動作を説明するための図である。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置におけるＤＲ発動前後の電力の変化を示すタイミングチャートである。 第２の実施形態に係るネガワット取引支援装置を既存の発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。 第２の実施形態に係る起動指令値Ｐｓｔを説明するための図である。 第２の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第２の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第２の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第２の実施形態に係るネガワット取引装置の動作を説明するための図である。 第２の実施形態に係るネガワット取引装置におけるＤＲ発動前後の電力の変化を示すタイミングチャートである。

１．実施の形態の概要
先ず、本願において開示される発明の代表的な実施の形態について概要を説明する。なお、以下の説明では、一例として、発明の構成要素に対応する図面上の参照符号を、括弧を付して記載している。

〔１〕本発明の代表的な実施の形態に係るネガワット取引支援装置（３）は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷（２）に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機（１１）と、前記受電点における受電電力の値（ＰｊＡ）が入力され、前記受電電力の値が第１の閾値（起動閾値Ｐｇｔｈ）を超えた場合に前記発電機を起動するとともに、前記受電電力の値が前記第１の閾値よりも小さい第２の閾値（負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ）を超えないように前記発電機の発電電力を制御する制御装置（１０）とを備えた発電機システム（１）に接続可能なネガワット取引支援装置（３，３Ａ）であって、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、前記第１の閾値よりも大きい仮想受電電力の値（ＰｊＢ）を算出し、前記受電電力の値（ＰｊＡ）に代えて前記制御装置に入力することを特徴とする。

〔２〕上記〔１〕のネガワット取引支援装置は、前記デマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を算出する受電電力目標値算出部（３３）と、前記第１の閾値以上の大きさを有する起動指令値を出力する起動指令出力部（３２）と、前記起動指令値から前記受電電力の目標値を減算して前記受電電力のバイアス値（Ｐｂｉａｓ）を算出するバイアス値算出部（３４）と、前記バイアス値を前記受電電力の値に加算して前記仮想受電電力の値を算出し、算出した前記仮想受電電力の値を前記受電電力の値に代えて前記制御装置に入力する仮想受電電力算出部（３６）と、を備えていてもよい。

〔３〕上記〔２〕のネガワット取引支援装置（３）において、前記起動指令出力部（３２）は、前記第１の閾値に対応する値（Ｐｇｔｈ）を前記起動指令値として出力してもよい。

〔４〕上記〔２〕のネガワット取引支援装置（３Ａ）において、前記起動指令出力部（３２Ａ）は、前記起動指令値として、前記第２の閾値に対応する値（Ｐｇｒｅｆ）を出力し、所定の期間だけ前記第１の閾値以上の値（Ｐｇｔｈ）を出力してもよい。

〔５〕上記〔４〕のネガワット取引支援装置（３Ａ）において、前記起動指令出力部（３２Ａ）は、前記第１の閾値と前記第２の閾値との差分以上の大きさ（ΔＰｐ）を有する起動パルス（Ｐ＿ｐｌｓ）を生成する起動パルス生成部（３２０）と、前記第２の閾値と前記起動パルスとを加算して出力する出力部（３２１）とを有していてもよい。

〔６〕本発明の代表的な実施の形態に係るネガワット取引支援方法は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値が入力され、前記受電電力の値が第１の閾値を超えた場合に前記発電機を起動するとともに、前記受電電力の値が前記第１の閾値よりも小さい第２の閾値を超えないように前記発電機の発電電力を制御する制御装置とを備えた発電機システムを用いたネガワット取引を支援する方法である。本方法は、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令を受信する第１ステップと、前記デマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を算出する第２ステップと、前記第１の閾値以上の大きさを有する起動指令値を算出する第３ステップと、前記起動指令値から前記受電電力の目標値を減算して前記受電電力のバイアス値を算出する第４ステップと、前記バイアス値を前記受電電力の値に加算して仮想受電電力の値を算出し、算出した前記仮想受電電力の値を前記受電電力の値に代えて前記制御装置に入力する第５ステップと、を含むことを特徴とする。

２．実施の形態の具体例
以下、本発明の実施の形態の具体例について図を参照して説明する。なお、以下の説明において、各実施の形態において共通する構成要素には同一の参照符号を付し、繰り返しの説明を省略する。

（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置を既存の発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。

ネガワット取引装置１００は、例えば、受電電力調整需要家の敷地内に設置され、バーチャルパワープラントを構成するリソースアグリゲーター等から送信されるデマンドレスポンス指令（以下、「ＤＲ指令」とも称する。）に応じて、受電点における受電電力を削減してネガワット取引を可能にするシステムである。

図１に示すように、ネガワット取引装置１００は、発電機システム１と、発電機システム１（制御装置１０）の前段に設けられるネガワット取引支援装置３と、を備えている。

発電機システム１は、受電電力調整需要家の受電点における受電電力が供給される負荷２に対して、上記受電電力とは別に電力を供給可能な発電機を備えた受電電力調整設備である。

図１に示すように、発電機システム１は、制御装置１０と発電機１１を備えている。発電機システム１は、受電電力に応じて、発電機１１の発電電力Ｐｇが変化するように構成されている。すなわち、発電機システム１において、制御装置１０が、入力された受電電力の値と発電機１１の発電電力Ｐｇの値とに基づいて、発電機１１の発電電力を調整するための発電電力調整値Ｐｇａを決定して発電機１１へ出力し、発電機１１が発電電力調整値Ｐｇａに応じて調整した発電電力を出力する。

ここで、発電機１１は、例えば、重油等の化石燃料に基づいて力学的エネルギー（例えば回転エネルギー）を発生させる原動機（不図示）と、原動機で発生した力学的エネルギーに基づいて発電し、負荷２に電力を供給する発電部（不図示）とを有している。

制御装置１０は、発電機１１を制御して発電機１１の発電電力を調整するための装置である。制御装置１０は、ハードウェア資源として、例えば、ＣＰＵ等のプロセッサと、ＲＡＭ、ＲＯＭ等の各種記憶装置と、タイマ（カウンタ）と、Ａ／Ｄ変換回路と、Ｄ／Ａ変換回路と、入出力Ｉ／Ｆ回路等の周辺回路とがバスを介して互いに接続された構成を有するプログラム処理装置（例えば、マイクロコントローラ）を備えている。

図１に示すように、制御装置１０は、発電機１１の発電電力を調整する機能を実現するための機能ブロックとして、負荷電力算出部１３と、負荷追従閾値設定部１４と、発電電力調整値算出部１５と、発電機起動制御部１６とを有している。これらの機能ブロックは、例えば、上述したプログラム処理装置（マイクロコントローラ）において、プロセッサが記憶装置に記憶されたプログラムに従って各種演算を実行し、入出力Ｉ／Ｆ回路やタイマ等の周辺回路を制御することによって、実現される。

なお、本実施の形態では、制御装置１０の上記機能ブロックがプログラム処理によって実現されるものとして説明するが、一部または全ての機能ブロックがハードウェアロジック回路等によって実現されていてもよい。

負荷電力算出部１３は、例えば、入力された受電電力の値と発電機１１の発電電力Ｐｇの値とを加算して、負荷電力ＰＬＢの値を算出する。

負荷追従閾値設定部１４は、発電機システム１の出力目標（発電電力Ｐｇの値）を決定するための第２の閾値（以下、「負荷追従閾値」と称する。）Ｐｇｒｅｆを設定する。

負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆとしては、例えば、受電電力調整需要家の契約電力に準じた値が設定される。例えば、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆを契約電力に等しい値に設定してもよいが、契約電力よりも低い値に設定することにより、発電機システム１が余裕をもって動作することが可能となる。なお、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆは１つに限られず、複数設定しておき、どの閾値に基づいて制御を行うかをさらに設定できるようにしてもよい。

発電電力調整値算出部１５は、負荷電力が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆを超えないように、発電機１１の発電電力の目標値である発電電力調整値Ｐｇａを算出する。発電電力調整値算出部１５は、負荷電力算出部１３によって算出された負荷電力ＰＬＢの値から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆを減算して、発電電力調整値Ｐｇａを算出する。算出された発電電力調整値Ｐｇａは、制御装置１０から発電機１１に出力される。

発電機起動制御部１６は、発電機１１の起動を制御する。発電機起動制御部１６は、入力された受電電力の値が起動閾値Ｐｇｔｈを超えた場合に、発電機１１を起動させる。

起動閾値Ｐｇｔｈは、発電機１１を起動するか否かを判定するための基準値（第１の閾値）である。起動閾値Ｐｇｔｈは、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆよりも大きい値である（Ｐｇｔｈ＞Ｐｇｒｅｆ）。例えば、起動閾値Ｐｇｔｈは、予め制御装置１０に設定されている。

具体的に、発電機起動制御部１６は、負荷電力算出部１３によって算出された負荷電力ＰＬＢを監視し、負荷電力ＰＬＢの値が起動閾値Ｐｇｔｈを超えたとき、発電機１１の起動を指示する制御信号Ｓｇを出力する。

発電機１１は、発電機１１の起動を指示する制御信号Ｓｇ（ＯＮ指令）の入力をトリガとして発電機１１を起動し、電力を発生させる。また、発電機１１は、発電機１１の停止を指示する制御信号Ｓｇ（ＯＦＦ指令）の入力をトリガとして、発電機１１を停止する。

制御信号Ｓｇは、例えばパルス信号であって、発電機１１は、パルス信号の立ち上がりエッジ（または立ち下がりエッジ）に応じて起動と停止を切り替えるように構成されていてもよい。

次に、発電機システム１の動作について、図を用いて説明する。ここでは、ネガワット取引支援装置３を接続していない既存の受電電力調整設備の構成例を用いて、発電機システム１の動作を説明する。

図２Ａおよび図２Ｂは、発電機システム１の動作を説明するための図である。
図２Ａおよび図２Ｂに示す発電機システム１において、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ＝２３００ｋＷ、起動閾値Ｐｇｔｈ＝２５００ｋＷであるとする。また、図２Ａには、受電点の実受電電力ＰｊＡ＝２０００ｋＷである場合の発電機システム１における発電電力Ｐｇ等の数値例が示され、図２Ｂには、受電点の実受電電力ＰｊＡ＝２６００ｋＷである場合の発電機システム１における発電電力Ｐｇ等の数値例が示されている。なお、図２Ａの初期状態では、発電機１１が起動していないものとする。

図２Ａおよび図２Ｂに示すように、ネガワット取引支援装置３が接続されていない既存の受電電力調整設備の構成例では、受電電力調整需要家の受電点で受電された実受電電力ＰｊＡの値が受電電力の値として制御装置１０に直接入力される。

図２Ａに示すように、発電機１１が起動していない状態では、発電機１１の発電電力Ｐｇの値はゼロである。この状態において、受電点の実受電電力ＰｊＡ＝２０００ｋＷである場合、負荷電力算出部１３によって算出される負荷２の負荷電力ＰＬＢの値は、実受電電力ＰｊＡと同じ値（＝２０００ｋＷ）となる。

発電電力調整値算出部１５は、負荷電力算出部１３によって算出された負荷２の負荷電力ＰＬＢ（＝２０００ｋＷ）の値から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を減算して発電電力調整値Ｐｇａ（＝−３００ｋＷ）を算出する。この場合、算出された発電電力調整値Ｐｇａ（＝−３００ｋＷ）が“０”より小さいので、発電電力調整値Ｐｇａを“０”として発電機１１に入力する。

発電機起動制御部１６は、負荷電力ＰＬＢ（＝２０００ｋＷ）と起動閾値Ｐｇｔｈとを比較して、発電機１１を起動するか否かを判定する。この場合、負荷電力ＰＬＢの値（＝２０００ｋＷ）が起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）より小さいため、発電機起動制御部１６は、発電機１１を起動させない（ＯＦＦ指令）。したがって、図２Ａの状態では、負荷２は外部（系統）からの電力のみによって駆動する。

次に、負荷２の電力が増加し、実受電電力ＰｊＡの値が２０００ｋＷから２６００ｋＷに増加した場合を考える。この場合、図２Ｂに示すように、負荷電力算出部１３によって算出された負荷２の負荷電力ＰＬＢの値が２６００ｋＷに変更されたので、発電電力調整値算出部１５によって算出される発電電力調整値Ｐｇａは、３００ｋＷ（＝２６００ｋＷ−２３００ｋＷ）に更新され、発電機１１に入力される。

このとき、負荷２の負荷電力ＰＬＢの値（＝２６００ｋＷ）が起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）より大きいため、発電機起動制御部１６は、発電機１１の起動を指示する制御信号Ｓｇ（ＯＮ指令）を出力して発電機１１を起動させる。起動した発電機１１は、必要に応じて暖気運転を行った後、発電電力Ｐｇが発電電力調整値Ｐｇａ（＝３００ｋＷ）に一致するように、発電を行う。

発電機１１が動作することにより、発電機１１から３００ｋＷの電力が負荷２に供給されるため、受電点の実受電電力ＰｊＡは、当初（図２Ａの場合）の値（＝２６００ｋＷ）よりも発電機１１の発電電力（＝３００ｋＷ）の分だけ少ない値（＝２３００ｋＷ）になる。すなわち、受電点の実受電電力ＰｊＡ（＝２３００ｋＷ）が負荷追従閾値（＝２３００ｋＷ）と等しくなる。その後、制御装置１０は、実受電電力ＰｊＡ（＝２３００ｋＷ）が負荷追従閾値（＝２３００ｋＷ）を超えないように発電機１１の発電電力を調整する。

このように、自動起動方式の発電機システム１において、制御装置１０は、入力された受電電力の値が起動閾値Ｐｇｔｈを超えたとき発電機１１を起動させ、発電機１１の起動後、受電点の電力が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆを超えないように発電機１１の発電電力Ｐｇを制御する。すなわち、制御装置１０は、受電電力を入力し、受電電力と発電機１１の発電電力Ｐｇとの合計値が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆに収束するように発電機１１の発電電力Ｐｇを制御する、所謂ＰＩ制御のフィードバック系を構成している。

次に、ネガワット取引支援装置３について説明する。
ネガワット取引支援装置３は、上述した既存の発電機システム１におけるフィードバック系の目標値に代えて、ネガワット取引のトリガとなるＤＲ指令値（デマンドレスポンスで指定する値）で指定された値を新たな目標値として、発電機システム１を制御するための装置である。

ネガワット取引支援装置３は、ハードウェア資源として、例えば、ＣＰＵ等のプロセッサと、ＲＡＭ、ＲＯＭ等の各種記憶装置と、タイマ（カウンタ）と、Ａ／Ｄ変換回路と、Ｄ／Ａ変換回路と、入出力Ｉ／Ｆ回路等の周辺回路とがバスを介して互いに接続された構成を有するプログラム処理装置（例えば、マイクロコントローラ）を備えている。また、ネガワット取引支援装置３は、例えば、リソースアグリゲーター等の上位装置や発電機システム１との間で有線または無線により通信を行うための通信回路等も備えている。

図１に示すように、ネガワット取引支援装置３は、発電機システム１を用いたネガワット取引を支援する機能を実現するための機能ブロックとして、ＤＲ指令受信部３１と、起動指令出力部３２と、受電電力目標値算出部３３と、バイアス値算出部３４と、ＤＲ発動指令部３５と、仮想受電電力算出部３６と、スケジュール管理部３７と、ベースライン算出部３８とを有している。これらの機能ブロックは、例えば、上述したプログラム処理装置（マイクロコントローラ）において、プロセッサが記憶装置に記憶されたプログラムに従って各種演算を実行し、入出力Ｉ／Ｆ回路やタイマ等の周辺回路および上記通信回路を制御することによって、実現される。

なお、本実施の形態では、ネガワット取引支援装置３の上記機能ブロックがプログラム処理によって実現されるものとして説明するが、一部または全ての機能ブロックがハードウェアロジック回路等によって実現されていてもよい。

ＤＲ指令受信部３１は、例えばリソースアグリゲーター等の上位装置からＤＲ指令を受信する。ＤＲ指令には、例えば、ＤＲ発動時間のデータ３１０と、ＤＲによる電力の削減量の目標値（以下、「目標削減量」とも称する。）Ｐｔのデータ３１１とが含まれている。

例えば、ＤＲ発動時間のデータ３１０には、ＤＲを発動させる期間を指定する情報として、ＤＲを発動させる時刻を指定する情報（ＤＲ発動時刻）と、ＤＲを停止する時刻を指定する情報（ＤＲ停止時刻）とが含まれている。

ベースライン算出部３８は、ベースラインＰ０の値を算出する。

ここで、ベースラインＰ０とは、ネガワット取引において、需要家がＤＲ指令に応じて受電電力を削減するときの基準となる値である。例えば、ベースラインＰ０は、その需要家における、所定時刻における負荷電力または受電電力の過去数日間に亘る平均値である。例えば、過去５日間において３０分毎に特定した負荷電力の平均値をＤＲ発動期間におけるベースラインＰ０の値とすることができる。ＤＲ発動時において、需要家における当日の負荷電力ＰＬＢとベースラインＰ０とは近接した値となっていることが好ましい。なお、以下の説明では、理解の容易化のため、一例として、ＤＲが発動する直前の受電電力の値がベースラインＰ０の値として算出されるものとして説明する。

受電電力目標値算出部３３は、ＤＲ指令受信部３１が受信したＤＲ指令に含まれる目標削減量Ｐｔと、ベースライン算出部３８によって算出されたベースラインＰ０とに基づいて、受電電力目標値Ｐｓｅｔを決定する。

受電電力目標値Ｐｓｅｔは、ＤＲ指令に応じて受電点の受電電力を削減するときの受電電力の目標値である。受電電力目標値算出部３３は、ベースラインＰ０から目標削減量Ｐｔを減算して、受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝Ｐ０−Ｐｔ）を算出する。

起動指令出力部３２は、発電機システム１内の発電機１１を起動させるための値（以下、「起動指令値」とも称する。）Ｐｓｔを出力する。本実施の形態において、起動指令値Ｐｓｔは、発電機システム１における制御装置１０の起動閾値Ｐｇｔｈに応じた値（例えば、起動閾値Ｐｇｔｈ以上の値）が設定される。本実施の形態では、例えば、起動指令出力部３２は、起動閾値Ｐｇｔｈと同じ値を起動指令値Ｐｓｔ（＝Ｐｇｔｈ）として出力する。

バイアス値算出部３４は、起動指令出力部３２から出力された起動指令値Ｐｓｔと受電電力目標値Ｐｓｅｔとに基づいて、受電電力のバイアス値（以下、「受電電力目標バイアス値」とも称する。）Ｐｂｉａｓを算出する。

受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓは、発電機システム１を用いてネガワット取引を実現するために、発電機システム１（制御装置１０）に入力される受電電力の値を実受電電力ＰｊＡよりも大きく見せるための補正値である。

具体的に、バイアス値算出部３４は、起動指令値Ｐｓｔから受電電力目標値Ｐｓｅｔを減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓを算出し、ＤＲ発動指令部３５に与える。

スケジュール管理部３７は、ＤＲ指令に基づいて受電点の受電電力を調整（削減）する電力調整処理の実行（ＤＲの発動）と電力調整処理の停止（ＤＲの停止）を制御する。具体的に、スケジュール管理部３７は、ＤＲ指令受信部３１によって受信したＤＲ指令に含まれるＤＲ発動時間のデータ３１０に基づいて、ＤＲの発動の可否を示すＤＲ発動指令信号Ｘを出力する。

スケジュール管理部３７は、例えば計時を行うタイマを有しており、ＤＲ指令受信部３１がＤＲ指令を受信すると、ＤＲ発動時間のデータ３１０に含まれるＤＲの開始時刻とＤＲの停止時刻とが上記タイマに設定される。スケジュール管理部３７は、通常、ＤＲ指令に基づく電力調整処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力している。スケジュール管理部３７は、計測している時刻が設定された開始時刻と一致した場合に、ＤＲ指令に基づく電力調整処理の実行を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝１）を出力する。その後、計測している時刻が設定された停止時刻と一致した場合には、ＤＲ指令に基づく電力調整処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力する。

ＤＲ発動指令部３５は、ＤＲ発動指令信号Ｘに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓの出力を制御する。ＤＲ発動指令部３５は、例えば乗算回路であって、ＤＲ発動指令信号Ｘと受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓとを乗算した値を出力する。例えば、ＤＲ発動指令部３５は、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力調整処理の停止を指示する値（＝０）である場合には、“０”を出力し、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力調整処理の実行を指示する値（＝１）である場合には、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓを出力する。

仮想受電電力算出部３６は、発電機システム１（制御装置１０）に入力すべき受電電力の値を補正した仮想受電電力ＰｊＢを算出する。仮想受電電力算出部３６は、受電点における実受電電力ＰｊＡにＤＲ発動指令部３５から出力された値を加算して、仮想受電電力ＰｊＢを算出する。仮想受電電力ＰｊＢの値は、例えば４−２０ｍＡの電流信号によって、制御装置１０に入力される。

例えば、ＤＲが発動していない場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝０の場合）には、ＤＲ発動指令部３５から“０”が出力されるので、仮想受電電力算出部３６は、実受電電力ＰｊＡの値に“０”を加算して仮想受電電力ＰｊＢを算出する。すなわち、ＤＲ発動の指示がされていない場合には、実受電電力ＰｊＡの値がそのまま仮想受電電力ＰｊＢとして出力され、発電機システム１（制御装置１０）は、ネガワット取引支援装置３が接続されていない場合と同様の動作を行う（図２Ａ、図２Ｂ参照）。

一方、ＤＲが発動している場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝１の場合）には、ＤＲ発動指令部３５から“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ”が出力されるので、仮想受電電力算出部３６は、実受電電力ＰｊＡの値に受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓを加算して仮想受電電力ＰｊＢの値を算出する。すなわち、ＤＲが発動している場合には、実受電電力ＰｊＡの値が“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ”だけバイアスされた値が、仮想受電電力ＰｊＢとして出力され、発電機システム１（制御装置１０）は、実受電電力ＰｊＡの代わりに仮想受電電力ＰｊＢを用いて、発電機１１の制御を行う。

次に、ネガワット取引装置１００の動作について、図を用いて説明する。
図３Ａ〜図３Ｃは、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。図４は、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００におけるＤＲ発動前後の電力の変化を示すタイミングチャートである。

図４において、横軸は時間を示し、縦軸は電力を示している。また、図４において、参照符号４００はベースラインＰ０を表し、参照符号４０１は実受電電力ＰｊＡを表し、参照符号４０２は仮想受電電力ＰｊＢを表し、参照符号４０３は発電電力Ｐｇを表している。

図３Ａには、図４の時刻ｔ０から時刻ｔ１までの期間におけるネガワット取引装置１００の発電電力Ｐｇ等の数値例が示され、図３Ｂには、図４の時刻ｔ２から時刻ｔ３までの期間におけるネガワット取引装置１００の発電電力Ｐｇ等の数値例が示され、図３Ｃには、図４の時刻ｔ４におけるネガワット取引装置１００の発電電力Ｐｇ等の数値例が示されている。

図３Ａ〜図３Ｃに示すネガワット取引装置１００において、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ＝２３００ｋＷ、起動閾値Ｐｇｔｈ＝２５００ｋＷであるとする。また、ＤＲ発動前後において実受電電力ＰｊＡは２０００ｋＷであり、ベースラインＰ０は、ＤＲ発動直前の実受電電力ＰｊＡと同じ値（＝２０００ｋＷ）であるとする。また、図３Ａでは、初期状態において発電機１１が起動していないものとする。

図３Ａ，図４に示すように、先ず、ネガワット取引支援装置３がＤＲ指令を受信していない時刻ｔ０では、スケジュール管理部３７が、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”として出力しているので、ＤＲ発動指令部３５が“０”を出力し、仮想受電電力算出部３６が、仮想受電電力ＰｊＢ（２０００ｋＷ）として、実受電電力ＰｊＡ（２０００ｋＷ）をそのまま発電機システム１の制御装置１０に入力する。発電機システム１において、入力される仮想受電電力ＰｊＢ（実受電電力ＰｊＡ＝２０００ｋＷ）が起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）よりも小さいので、制御装置１０は、発電機１１を起動させず、発電電力Ｐｇは０ｋＷである。

次に、図４に示すように、時刻ｔ１においてネガワット取引支援装置３が目標削減量Ｐｔ＝５００ｋＷとするＤＲ指令を上位装置から受信したとする。このとき、図３Ａに示すように、ネガワット取引支援装置３において、ＤＲ指令受信部３１が受信したＤＲ指令に含まれる目標削減量Ｐｔ（＝５００ｋＷ）のデータ３１１を受電電力目標値算出部３３に与えるとともに、ＤＲ指令に含まれるＤＲ発動時間のデータ３１０をスケジュール管理部３７に与える。

図３Ａに示すように、受電電力目標値算出部３３は、ＤＲ指令受信部３１から与えられた目標削減量Ｐｔ（＝５００ｋＷ）をベースライン算出部３８によって算出されたベースラインＰ０（２０００ｋＷ）から減算することにより、受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝１５００ｋＷ）を算出し、バイアス値算出部３４に与える。バイアス値算出部３４は、起動指令値Ｐｓｔ（＝２５００ｋＷ）から受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝１５００ｋＷ）を減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（１０００ｋＷ）を算出し、ＤＲ発動指令部３５に与える。

時刻ｔ２において、スケジュール管理部３７は、ＤＲ指令受信部３１から与えられたＤＲ発動時間のデータ３１０に基づいて、ＤＲ発動時刻（例えば、時刻ｔ２）とＤＲ停止時刻を内部のタイマにセットする。このとき、スケジュール管理部３７は、引き続き、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”として出力するので、仮想受電電力算出部３６も、実受電電力ＰｊＡ（２０００ｋＷ）を仮想受電電力ＰｊＢ（２０００ｋＷ）として出力する。

次に、図４の時刻ｔ２において、スケジュール管理部３７による計測時刻がタイマにセットしたＤＲ発動時刻と一致したとき、スケジュール管理部３７は、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”から“１”に切り替える。これにより、図３Ｂに示すように、ＤＲ発動指令部３５が、バイアス値算出部３４から与えられた受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（１０００ｋＷ）を出力し、仮想受電電力算出部３６が、ＤＲ発動指令部３５から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（＝１０００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝２０００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ（＝３０００ｋＷ）を算出し、発電機システム１に与える。

図４の時刻ｔ２において、発電機システム１内の発電機１１は起動していないため、発電電力Ｐｇは０ｋＷである。したがって、図３Ｂに示すように、発電機システム１において、負荷電力算出部１３が算出する負荷２の負荷電力ＰＬＢは、ネガワット取引支援装置３から入力された仮想受電電力ＰｊＢ（＝３０００ｋＷ）と同じ値となる。これにより、負荷電力ＰＬＢ（３０００ｋＷ）が起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）よりも大きくなるので、発電機起動制御部１６が、発電機の起動を指示する制御信号Ｓｇ（ＯＮ指令）を出力して発電機１１を起動させる。

また、このとき、発電電力調整値算出部１５が、負荷電力算出部１３によって算出された負荷２の負荷電力ＰＬＢ（＝３０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を減算して発電電力調整値Ｐｇａ（＝７００ｋＷ）を算出し、発電機１１に入力する（図３Ｂ参照）。これにより、発電電力調整値Ｐｇａ（＝７００ｋＷ）が発電電力の目標値として発電機１１に設定される。

その後、起動した発電機１１は、暖気運転を経て、時刻ｔ３において発電を開始し、発電電力Ｐｇが発電電力調整値Ｐｇａ（＝７００ｋＷ）となるように動作する。発電機１１の発電電力Ｐｇは負荷２に供給される。これにより、図４の時刻ｔ３以降において、受電点の実受電電力ＰｊＡは、発電機１１の発電電力Ｐｇの上昇に伴って、低下する。

その後、時刻ｔ４において、発電機１１の発電電力Ｐｇが発電電力調整値Ｐｇａ（＝７００ｋＷ）まで到達したとき、受電点の実受電電力ＰｊＡは、当初（時刻ｔ１から時刻ｔ２の期間）の値（２０００ｋＷ）よりも発電機１１の発電電力（７００ｋＷ）の分だけ小さい値（１３００ｋＷ）になる（図３Ｃ参照）。その結果、発電機システム１に入力される仮想受電電力ＰｊＢは、実受電電力ＰｊＡの値（１３００ｋＷ）に受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（＝１０００ｋＷ）を加算した２３００ｋＷとなる（図３Ｃ参照）。

時刻ｔ４において、発電機システム１に入力される仮想受電電力ＰｊＢの値が２３００ｋＷになったとき、発電機１１の発電電力Ｐｇの値は“７００ｋＷ”となるが、その一方で、上述したように仮想受電電力ＰｊＢは“２３００ｋＷ”になっているので、負荷電力算出部１３によって算出される負荷２の負荷電力ＰＬＢは、変化せず、“３０００ｋＷ”のままである。これにより、ＤＲが発動している期間においては、発電機１１が７００ｋＷの発電電力Ｐｇを負荷２に供給し続けるので、受電点の実受電電力ＰｊＡが負荷２に実電力２０００ｋＷよりも低い１３００ｋＷとなり、ＤＲ指令に応じた受電電力の削減を実現することができる。

なお、ＤＲ指令に基づく受電電力の目標削減量Ｐｔは“５００ｋＷ”であるが、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００によれば、ＤＲ指令に基づく目標削減量Ｐｔ（＝５００ｋＷ）よりも、起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）と負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）との差分（＝２００ｋＷ）だけ大きい電力（＝７００ｋＷ）が削減される。すなわち、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００によれば、ＤＲ指令に基づく目標削減量Ｐｔ以上の受電電力の削減が可能となる。

以上、第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置３は、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令（ＤＲ指令）に応じて、起動閾値Ｐｇｔｈ（第１の閾値）よりも大きい仮想受電電力ＰｊＢの値を算出し、受電電力（実受電電力ＰｊＡ）の値に代えて発電機システム１の制御装置１０に入力する。これによれば、自動起動方式の発電機システムをネガワット取引に利用する場合に、発電機システム１内の発電機１１を確実に起動させることが可能となる。

具体的には、上述したように、ネガワット取引支援装置３は、ＤＲ指令に基づいて算出された受電電力目標値Ｐｓｅｔ（例えば１５００ｋＷ）を、第１の閾値としての負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（例えば２３００ｋＷ）以上の大きさを有する起動指令値Ｐｓｔ（起動閾値Ｐｇｔｈ（例えば２５００ｋＷ））から減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（例えば１０００ｋＷ）を算出し、算出した受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓを受電電力の値（例えば２０００ｋＷ）に加算した仮想受電電力ＰｊＢの値（例えば３０００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡの値（例えば２０００ｋＷ）に代えて、発電機システム１の制御装置１０に入力する。

これによれば、上述したように、発電機システム１は、受電点の実受電電力ＰｊＡ（例えば２０００ｋＷ）ではなく、ＤＲ指令に基づく受電電力目標値Ｐｓｅｔと起動指令値Ｐｓｔとによって実受電電力ＰｊＡを補正した仮想受電電力ＰｊＢ（例えば３０００ｋＷ）に基づいて、発電機１１の発電電力Ｐｇを調整するので、既存の発電機システム１を改造することなく、ネガワット取引を実現することが可能となる。

また、ネガワット取引支援装置３は、第１の閾値としての負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ以上の大きさを有する起動指令値Ｐｓｔ（＝発電機システム１の起動閾値Ｐｇｔｈ）を実受電電力ＰｊＡに加算して仮想受電電力ＰｊＢを算出しているので、ＤＲ発動時に発電機システム１に入力される仮想受電電力ＰｊＢは、発電機１１の起動閾値Ｐｇｔｈよりも大きい値となる。これにより、自動起動方式の発電機システム１において、ＤＲの発動時に、発電機１１を確実に起動させることが可能となる。

（第２の実施形態）
図５は、第２の実施形態に係るネガワット取引支援装置を既存の発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。

上述したように、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００によれば、ＤＲ指令に基づく目標削減量Ｐｔ以上の受電電力の削減を実現することができる。しかしながら、別の見方をすれば、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００は、ＤＲ発動時に過剰な受電電力の削減を行っていると言える。

第２の実施形態のネガワット取引支援装置３Ａは、上記の点に鑑みてなされたものであり、ネガワット取引支援装置３Ａは、ＤＲ発動時に発電機１１を確実に起動させるだけでなく、ＤＲ指令の目標削減量Ｐｔに応じた適切な受電電力の削減を行うための構成を有している。

具体的には、ネガワット取引支援装置３Ａは、発電機１１の起動閾値Ｐｇｔｈに相当する起動指令値Ｐｓｔを常時出力するのではなく、ＤＲ発動時に一定期間だけ出力する点において、第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置３と相違し、その他の点においては、第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置３と同様である。

より具体的には、図５に示すように、ネガワット取引支援装置３Ａは、第１の実施形態に係る起動指令出力部３２に代えて、起動指令出力部３２Ａを有している。

起動指令出力部３２Ａは、一定期間だけパルス状となる起動指令値Ｐｓｔを出力する。起動指令出力部３２Ａは、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（第２の閾値）に相当する起動指令値Ｐｓｔを出力し、所定の期間だけ起動閾値Ｐｇｔｈ（第１の閾値）以上の起動指令値Ｐｓｔを出力する。

具体的に、起動指令出力部３２Ａは、起動パルス生成部３２０と出力部３２１とを有している。起動パルス生成部３２０および出力部３２１は、例えば、上述したプログラム処理装置（マイクロコントローラ）において、プロセッサが記憶装置に記憶されたプログラムに従って各種演算を実行し、入出力Ｉ／Ｆ回路やタイマ等の周辺回路を制御することによって、実現される。

起動パルス生成部３２０は、起動パルスＰ＿ｐｌｓを生成する。起動パルス生成部３２０は、スケジュール管理部３７からの指示に応じて、起動パルスＰ＿ｐｌｓを生成する。

起動パルスＰ＿ｐｌｓは、自動起動方式の発電機システム１の発電機１１を起動させるための信号（値）であり、発電機システム１に設定されている起動閾値Ｐｇｔｈと負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆとの差分ΔＰｐ以上の大きさを有する。

出力部３２１は、予め設定されている負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆと起動パルス生成部３２０によって生成された起動パルスＰ＿ｐｌｓとを加算して、起動指令値Ｐｓｔとして出力する。

図６は、第２の実施形態に係る起動指令値Ｐｓｔを説明するための図である。同図には、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ＝２３００ｋＷ、ΔＰｐ＝２００ｋＷとしたときの、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ、起動パルスＰ＿ｐｌｓ、起動指令値Ｐｓｔがそれぞれ示されている。

図６に示すように、起動パルス生成部３２０は、例えばΔＰｐの大きさを有する起動パルスＰ＿ｐｌｓを所定期間Ｔだけ出力する。出力部３２１は、起動パルスＰ＿ｐｌｓが出力されていないとき、すなわち起動パルスＰ＿ｐｌｓ＝０のときには、予めネガワット取引支援装置３Ａに設定されている負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を起動指令値Ｐｓｔとして出力する。一方、起動パルスＰ＿ｐｌｓが出力されている期間Ｔ、すなわち起動パルスＰ＿ｐｌｓ＝ΔＰｐの期間では、出力部３２１は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆに起動パルスＰ＿ｐｌｓ（ΔＰｐ）を加算した値（Ｐｇｒｅｆ＋ΔＰｐ＝２３００ｋＷ＋２００ｋＷ＝２５００ｋＷ）を、起動指令値Ｐｓｔとして出力する。

ここで、起動パルスＰ＿ｐｌｓが出力される期間Ｔは、自動起動方式の発電機システム１の発電機１１を確実に起動させるのに必要十分な長さがあればよい。すなわち、発電機システム１の制御装置１０（発電機起動制御部１６）が、起動指令値Ｐｓｔのパルス状の変化を検出してからＯＮ指令の制御信号Ｓｇを出力するまでの処理を確実に行うために必要十分な時間に基づいて、期間Ｔが設定されていればよい。

バイアス値算出部３４は、起動指令出力部３２Ａから出力された起動指令値Ｐｓｔと受電電力目標値Ｐｓｅｔとに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓを算出する。具体的には、バイアス値算出部３４は、起動パルスＰ＿ｐｌｓが出力されていない期間において、起動指令値Ｐｓｔとしての負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆから受電電力目標値Ｐｓｅｔを減算した値（＝Ｐｇｒｅｆ−Ｐｓｅｔ）を、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓとして出力する。一方、起動パルスＰ＿ｐｌｓが出力されている期間Ｔにおいて、バイアス値算出部３４は、起動指令値Ｐｓｔとしての、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆと起動パルスＰ＿ｐｌｓ（ΔＰｐ）との合算値から、受電電力目標値Ｐｓｅｔを減算した値（Ｐｇｒｅｆ＋ΔＰｐ−Ｐｓｅｔ）を、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓとして出力する。

ＤＲ発動指令部３５は、第１の実施形態の場合と同様に、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力調整処理の停止を指示する値（例えば０）である場合には、例えば“０”を出力し、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力調整処理の実行を指示する値（例えば１）である場合には、バイアス値算出部３４によって算出された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（（Ｐｇｒｅｆ−Ｐｓｅｔ）または（Ｐｇｒｅｆ＋ΔＰｐ−Ｐｓｅｔ））を出力する。

スケジュール管理部３７は、計測している時刻が、ＤＲ発動時間のデータ３１０に基づいて設定されたＤＲ開始時刻と一致した場合に、ＤＲ指令に基づく電力調整処理の実行を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝１）を出力するとともに、起動パルス生成部３２０に対して起動パルスＰ＿ｐｌｓの出力を指示する。起動パルス生成部３２０は、スケジュール管理部３７からの指示に応じて、所定期間Ｔだけ起動パルスＰ＿ｐｌｓを出力する。

その後、計測している時刻が設定された停止時刻と一致した場合には、スケジュール管理部３７は、ＤＲ指令に基づく電力調整処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力する。

次に、第２の実施形態に係るネガワット取引装置１００Ａの動作について、図を用いて説明する。
図７Ａ〜図７Ｄは、第２の実施形態に係るネガワット取引装置１００Ａの動作を説明するための図である。図８は、第２の実施形態に係るネガワット取引装置１００ＡにおけるＤＲ発動前後の電力の変化を示すタイミングチャートである。

図８において、横軸は時間を示し、縦軸は電力を示している。また、参照符号８００はベースラインＰ０を表し、参照符号８０１は実受電電力ＰｊＡを表し、参照符号８０２は仮想受電電力ＰｊＢを表し、参照符号８０３は発電電力Ｐｇを表し、参照符号８０４は起動パルスＰ＿ｐｌｓを表している。

図７Ａには、図８の時刻ｔ０から時刻ｔ１までの期間におけるネガワット取引装置１００Ａの発電電力Ｐｇ等の数値例が示され、図７Ｂには、図８の時刻ｔ２から時刻ｔ３までの期間におけるネガワット取引装置１００Ａの発電電力Ｐｇ等の数値例が示され、図７Ｃには、図８の時刻ｔ３から時刻ｔ４までの期間におけるネガワット取引装置１００Ａの発電電力Ｐｇ等の数値例が示され、図７Ｄには、図８の時刻ｔ４におけるネガワット取引装置１００Ａの発電電力Ｐｇ等の数値例が示されている。

図７Ａ〜図７Ｃに示すネガワット取引装置１００Ａにおいて、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ＝２３００ｋＷ、起動閾値Ｐｇｔｈ＝２５００ｋＷ、起動パルスＰ＿ｐｌｓの大きさΔＰｐ＝２００ｋＷであるとする。また、ＤＲ発動前後において実受電電力ＰｊＡ＝２０００ｋＷであり、ベースラインＰ０は、ＤＲ発動直前の実受電電力ＰｊＡと同じ値（＝２０００ｋＷ）であるとする。また、図７Ａでは、初期状態において発電機１１が起動していないものとする。

図８に示すように、先ず、ネガワット取引支援装置３ＡがＤＲ指令を受信していない時刻ｔ０では、スケジュール管理部３７が、起動パルス生成部３２０に対して起動パルスＰ＿ｐｌｓの出力を指示していないので、起動指令出力部３２Ａは、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を起動指令値Ｐｓｔとして出力する（図７Ａ参照）。

また、このとき、スケジュール管理部３７はＤＲ発動指令信号Ｘ＝“０”を出力しているので、図７Ａに示すように、ＤＲ発動指令部３５が“０”を出力し、仮想受電電力算出部３６が、仮想受電電力ＰｊＢとして、実受電電力ＰｊＡ（＝２０００ｋＷ）をそのまま発電機システム１に入力する。発電機システム１において、制御装置１０は、入力された仮想受電電力ＰｊＢ（実受電電力ＰｊＡ＝２０００ｋＷ）が起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）よりも小さいので、発電機１１を起動させない（発電電力Ｐｇ＝０ｋＷ）。

その後、図８に示すように、時刻ｔ１においてネガワット取引支援装置３Ａが目標削減量Ｐｔ＝５００ｋＷとするＤＲ指令を上位装置から受信したとする。このとき、ネガワット取引支援装置３Ａにおいて、ＤＲ指令受信部３１は、受信したＤＲ指令に含まれる目標削減量Ｐｔ（＝５００ｋＷ）のデータ３１１を受電電力目標値算出部３３に与えるとともに、ＤＲ指令に含まれるＤＲ発動時間のデータ３１０をスケジュール管理部３７に与える。

図７Ａに示すように、受電電力目標値算出部３３は、ＤＲ指令受信部３１から与えられた目標削減量Ｐｔ（＝５００ｋＷ）をベースライン算出部３８によって算出されたベースラインＰ０（２０００ｋＷ）から減算することにより、受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝１５００ｋＷ）を算出し、バイアス値算出部３４に与える。バイアス値算出部３４は、起動指令値Ｐｓｔ（＝２３００ｋＷ）から受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝１５００ｋＷ）を減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（８００ｋＷ）を算出し、ＤＲ発動指令部３５に与える。

このとき、スケジュール管理部３７は、ＤＲ指令受信部３１から与えられたＤＲ発動時間のデータ３１０に基づいて、ＤＲ発動時刻（例えば、時刻ｔ２）とＤＲ停止時刻を内部のタイマにセットする。このとき、スケジュール管理部３７は、引き続き、起動パルス生成部３２０に対して起動パルスＰ＿ｐｌｓの生成を指示せず、且つＤＲ発動指令信号Ｘを“０”として出力する。これにより、仮想受電電力算出部３６も、引き続き、実受電電力ＰｊＡ（２０００ｋＷ）を仮想受電電力ＰｊＢ（２０００ｋＷ）として出力する。

その後、図８に示すように、時刻ｔ２において、スケジュール管理部３７による計測時刻がタイマにセットしたＤＲ発動時刻（ｔ２）と一致したとき、スケジュール管理部３７が、起動パルス生成部３２０に対して起動パルスＰ＿ｐｌｓの生成を指示する。

起動パルス生成部３２０は、スケジュール管理部３７からの指示に応じて、時刻ｔ２から時刻ｔ３までの所定期間Ｔにおいて、大きさΔＰｐ（＝２００ｋＷ）の起動パルスＰ＿ｐｌｓを出力する。これにより、期間Ｔにおいて、起動指令出力部３２Ａの出力部３２１は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）と起動パルスＰ＿ｐｌｓ（＝ΔＰｐ＝２００ｋＷ）とを合算した値（＝２５００ｋＷ）を、起動指令値Ｐｓｔとして出力し、バイアス値算出部３４は、その起動指令値Ｐｓｔ（＝２５００ｋＷ）から受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝１５００ｋＷ）を減算した値を受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（＝１０００ｋＷ）として出力する。

また、時刻ｔ２において、スケジュール管理部３７は、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”から“１”に切り替える。これにより、ＤＲ発動指令部３５は、バイアス値算出部３４から与えられた受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓを仮想受電電力算出部３６に出力する。具体的には、時刻ｔ２から時刻ｔ３までの期間Ｔにおいて、ＤＲ発動指令部３５は、起動パルスＰ＿ｐｌｓの大きさΔＰｐが上乗せされた受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（１０００ｋＷ）を仮想受電電力算出部３６に出力する。

これにより、図７Ｂに示すように、仮想受電電力算出部３６は、ＤＲ発動指令部３５から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（＝１０００ｋＷ）に実受電電力ＰｊＡ（＝２０００ｋＷ）を加算して仮想受電電力ＰｊＢ（＝３０００ｋＷ）を算出し、発電機システム１に与える。

このとき、発電機システム１の発電機１１は起動していないため、発電機１１の発電電力Ｐｇは０ｋＷである。したがって、図７Ｂに示すように、発電機システム１において、負荷電力算出部１３が算出する負荷電力ＰＬＢは、ネガワット取引支援装置３Ａから入力された仮想受電電力ＰｊＢ（＝３０００ｋＷ）と同じ値となる。これにより、負荷電力ＰＬＢ（３０００ｋＷ）が起動閾値Ｐｇｔｈ（＝２５００ｋＷ）よりも大きくなるので、発電機起動制御部１６は、制御信号Ｓｇ（ＯＮ指令）を出力して発電機１１を起動させる。

また、図７Ｂに示すように、発電電力調整値算出部１５が、負荷電力算出部１３によって算出された負荷２の負荷電力ＰＬＢ（＝３０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を減算して発電電力調整値Ｐｇａ（＝７００ｋＷ）を算出し、発電機１１に入力する。これにより、発電電力調整値Ｐｇａ（＝７００ｋＷ）が発電電力の目標値として発電機１１に設定される。

その後、時刻ｔ２から所定期間Ｔが経過した時刻ｔ３において、起動パルス生成部３２０は、起動パルスＰ＿ｐｌｓの生成を停止する。これにより、図７Ｃに示すように、起動指令出力部３２Ａの出力部３２１は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を起動指令値Ｐｓｔとして出力し、バイアス値算出部３４は、その起動指令値Ｐｓｔ（＝２３００ｋＷ）から受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝１５００ｋＷ）を減算した値を受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（＝８００ｋＷ）として出力する。仮想受電電力算出部３６は、ＤＲ発動指令部３５から出力された、起動パルスＰ＿ｐｌｓ分が上乗せされていない受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（８００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝２０００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ（＝２８００ｋＷ）を算出し、発電機システム１に与える。

図８に示すように、時刻ｔ３において、発電機システム１の発電機１１は、起動しているが、暖気運転中であるため、発電は行っておらず、発電電力Ｐｇは０ｋＷである。したがって、負荷電力算出部１３によって算出される負荷２の負荷電力ＰＬＢは、仮想受電電力ＰｊＢ（＝２８００ｋＷ）と同じ値となる。

発電電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ（＝２８００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（＝２３００ｋＷ）を減算して発電電力調整値Ｐｇａ（＝５００ｋＷ）を算出し、発電機１１に入力する。これにより、時刻ｔ３以降において、発電機１１の発電電力の目標値は、７００ｋＷから５００ｋＷに変更される。

時刻ｔ４において、暖気運転を終えた発電機１１が発電を開始し、発電電力Ｐｇを増加させる。発電機１１の発電電力Ｐｇは、負荷２に供給される。これにより、図８に示すように、発電機１１の発電電力Ｐｇの上昇に伴い、受電点の実受電電力ＰｊＡが低下する。

その後、発電機１１は、発電電力Ｐｇが発電電力調整値Ｐｇａ（＝５００ｋＷ）となるように動作する。発電機１１の発電電力Ｐｇは負荷２に供給される。これにより、図８の時刻ｔ４以降において、受電点の実受電電力ＰｊＡは、発電機１１の発電電力Ｐｇの上昇に伴って、低下する。

その後、図７Ｄおよび図８に示すように、時刻ｔ５において、発電機１１の発電電力Ｐｇが発電電力調整値Ｐｇａ（＝５００ｋＷ）まで到達したとき、受電点の実受電電力ＰｊＡは、当初（時刻ｔ１から時刻ｔ４までの期間）の値（２０００ｋＷ）よりも発電機１１の発電電力（５００ｋＷ）の分だけ小さい値（１５００ｋＷ）になる。その結果、発電機システム１に入力される仮想受電電力ＰｊＢは、実受電電力ＰｊＡの値（１５００ｋＷ）に受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ（＝８００ｋＷ）を加算した２３００ｋＷとなる。

時刻ｔ５において、発電機１１の発電電力Ｐｇの値が“５００ｋＷ”となるが、仮想受電電力ＰｊＢの値が２３００ｋＷになっているので、負荷電力算出部１３によって算出される負荷電力ＰＬＢ（＝２８００ｋＷ）は変化しない。

これにより、ＤＲが発動している期間においては、発電機１１が５００ｋＷの発電電力Ｐｇを負荷２に供給し続けるので、受電点の実受電電力ＰｊＡは、負荷２に実電力２０００ｋＷよりも低い１５００ｋＷとなり、ＤＲ指令の目標削減量（＝５００ｋＷ）に応じた受電電力の削減を実現することができる。

以上、第２の実施形態に係るネガワット取引支援装置３Ａによれば、第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置３と同様に、発電機システム１は、受電点の実受電電力ＰｊＡ（例えば２０００ｋＷ）ではなく、ＤＲ指令に基づく受電電力目標値Ｐｓｅｔと起動指令値Ｐｓｔとによって実受電電力ＰｊＡを補正した仮想受電電力ＰｊＢ（例えば２５００ｋＷ）に基づいて、発電機１１の発電電力Ｐｇを調整するので、既存の発電機システム１を改造することなく、ネガワット取引を実現することが可能となる。

また、ネガワット取引支援装置３Ａにおいて、起動指令出力部３２Ａは、起動指令値Ｐｓｔとして、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（例えば２３００ｋＷ）と同じ値を出力し、所定期間Ｔだけ発電機１１の起動閾値Ｐｇｔｈ（例えば２５００ｋＷ）以上の値を出力する。

より具体的には、起動指令出力部３２Ａは、起動閾値Ｐｇｔｈと負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆとの差分以上の大きさΔＰｐ（例えば２００ｋＷ）を有する起動パルスＰ＿ｐｌｓを生成する起動パルス生成部３２０と、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ（第２の閾値）と起動パルスＰ＿ｐｌｓとを加算した値を起動指令値Ｐｓｔとして出力する出力部３２１と、を有している。

これによれば、ＤＲの発動直後の所定期間Ｔにおいては、第１の実施形態と同様に、起動閾値Ｐｇｔｈよりも高くなるように補正された仮想受電電力ＰｊＢが発電機システム１に入力されるので、発電機システム１の発電機起動制御部１６は、受電点の受電電力が発電機１１の起動閾値Ｐｇｔｈよりも大きいと判定し、発電機１１を起動する。

また、所定期間Ｔの経過後（発電機１１の起動後）においては、第１の実施形態とは異なり、起動閾値Ｐｇｔｈよりも低い負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆに基づいて補正された仮想受電電力ＰｊＢが発電機システム１に入力されるので、発電機１１は、目標削減量Ｐｔに応じた電力を発電するように動作する。

このように、ネガワット取引支援装置３Ａによれば、ＤＲの発動時に、自動起動方式の発電機システム１内の発電機１１を確実に起動させることが可能になるとともに、発電機１１の起動後は、過剰な受電電力の削減を行うことなく、ＤＲ指令によって指定された目標削減量の分だけ受電電力を削減することが可能となる。

（実施の形態の拡張）
以上、本発明者らによってなされた発明を実施の形態に基づいて具体的に説明したが、本発明はそれに限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲において種々変更可能であることは言うまでもない。

例えば、上記実施形態では、ベースラインＰ０の値がネガワット取引支援装置３，３Ａ内（ベースライン算出部３８）で算出される場合を例示したが、これに限られない。例えば、ベースラインＰ０の値は、リソースアグリゲーター等の上位装置によって需要家毎に管理され、上位装置からネガワット取引支援装置３，３Ａに送信されて、ネガワット取引支援装置３，３Ａ内に設定されてもよい。

また、上記実施形態では、ＤＲ指令として目標削減量Ｐｔを受信する場合を例示したが、ＤＲ指令として受電電力目標値Ｐｓｅｔを受信してもよい。この場合には、受電電力目標値算出部３３は、上述の計算を行うことなく、受信した受電電力目標値Ｐｓｅｔをそのまま、バイアス値算出部３４に与えればよい。

１…発電機システム、２…負荷、３，３Ａ…ネガワット取引支援装置、１０…制御装置、１１…発電機、１３…負荷電力算出部、１４…負荷追従閾値設定部、１５…発電電力調整値算出部、１６…発電機起動制御部、３１…ＤＲ指令受信部、３２，３２Ａ…起動指令出力部、３３…受電電力目標値算出部、３４…バイアス値算出部、３５…ＤＲ発動指令部、３６…仮想受電電力算出部、３７…スケジュール管理部、３８…ベースライン算出部、１００，１００Ａ…ネガワット取引装置、３２０…起動パルス生成部、３２１…出力部、Ｐ＿ｐｌｓ…起動パルス、Ｐ０…ベースライン、Ｐｂｉａｓ…受電電力目標バイアス値、Ｐｇ…発電電力、Ｐｇａ…発電電力調整値、Ｐｇｒｅｆ…負荷追従閾値、Ｐｇｔｈ…起動閾値、ＰｊＡ…実受電電力、ＰｊＢ…仮想受電電力、ＰＬＢ…負荷電力、Ｐｓｅｔ…受電電力目標値、Ｐｓｔ…起動指令値、Ｐｔ…目標削減量、Ｓｇ…制御信号、Ｘ…ＤＲ発動指令信号、ΔＰｐ…起動パルス。

Claims (6)

1. 受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値が入力され、前記受電電力の値が第１の閾値を超えた場合に前記発電機を起動するとともに、前記受電電力の値が前記第１の閾値よりも小さい第２の閾値を超えないように前記発電機の発電電力を制御する制御装置とを備えた発電機システムに接続可能なネガワット取引支援装置であって、
   ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、前記第１の閾値よりも大きい仮想受電電力の値を算出し、前記受電電力の値に代えて前記制御装置に入力する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
2. 請求項１に記載のネガワット取引支援装置であって、
   前記デマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を算出する受電電力目標値算出部と、
   前記第１の閾値以上の大きさを有する起動指令値を出力する起動指令出力部と、
   前記起動指令値から前記受電電力の目標値を減算して前記受電電力のバイアス値を算出するバイアス値算出部と、
   前記バイアス値を前記受電電力の値に加算して前記仮想受電電力の値を算出し、算出した前記仮想受電電力の値を前記受電電力の値に代えて前記制御装置に入力する仮想受電電力算出部と、を備える
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
3. 請求項２に記載のネガワット取引支援装置において、
   前記起動指令出力部は、前記第１の閾値に対応する値を前記起動指令値として出力する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
4. 請求項２に記載のネガワット取引支援装置において、
   前記起動指令出力部は、前記起動指令値として、前記第２の閾値に対応する値を出力し、所定の期間だけ前記第１の閾値以上の値を出力する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
5. 請求項４に記載のネガワット取引支援装置において、
   前記起動指令出力部は、
   前記第１の閾値と前記第２の閾値との差分以上の大きさを有する起動パルスを生成する起動パルス生成部と、
   前記第２の閾値と前記起動パルスとを加算して出力する出力部とを有する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
6. 受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値が入力され、前記受電電力の値が第１の閾値を超えた場合に前記発電機を起動するとともに、前記受電電力の値が前記第１の閾値よりも小さい第２の閾値を超えないように前記発電機の発電電力を制御する制御装置とを備えた発電機システムを用いたネガワット取引を支援するネガワット取引支援方法であって、
   ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令を受信する第１ステップと、
   前記デマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を算出する第２ステップと、
   前記第１の閾値以上の大きさを有する起動指令値を算出する第３ステップと、
   前記起動指令値から前記受電電力の目標値を減算して前記受電電力のバイアス値を算出する第４ステップと、
   前記バイアス値を前記受電電力の値に加算して仮想受電電力の値を算出し、算出した前記仮想受電電力の値を前記受電電力の値に代えて前記制御装置に入力する第５ステップと、を含む
   ことを特徴とするネガワット取引支援方法。

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