JP2023016595A - ディマンドレスポンス応動装置及びディマンドレスポンスシステム - Google Patents

Abstract

【課題】アグリゲータとＣＧＳの制御装置との間に配置され、既存のＣＧＳの制御装置を利用しながら、アグリゲータからのＤＲ指令に応動することができるＤＲ応動装置等を提供する。【解決手段】系統電源と連系して負荷に電力を供給するＣＧＳの発電機を制御する発電制御装置であって、系統電源からの受電量を一定値以上に維持する予め定めた手順に従って入力受電量に応じた目標発電量を算出し、発電量が算出された目標発電量に収束するように発電機を制御する発電制御装置に接続され、アグリゲータのサーバ装置からＤＲ指令を受信すると、受電量をＤＲ指令で指定されたＤＲ指令値とする応動処理を実行するＤＲ応動装置は、負荷で消費される負荷電力及びＤＲ指令値から定まる目標発電量を求め、目標発電量を予め定めた手順により算出させるために発電制御装置に入力する修正受電量を演算し、演算された修正受電量を含む制御指令を発電制御装置に出力する。【選択図】図６

Description

本発明は、ディマンドレスポンス応動装置及びディマンドレスポンスシステムに関する。

近年、発電設備や蓄電設備などの需要家側のエネルギーリソースを統合制御することで、発電所と同等の機能を提供するバーチャルパワープラント（ＶＰＰ）という仕組みの構築が進められている。また、電力需給がひっ迫している場合に、地域において工場等の電力需要側の使用電力量の抑制を促進し、地域全体で最適な電力利用を実現するディマンドレスポンス（ＤＲ）という仕組みも活用されている。

ＶＰＰやＤＲにおいて、需要家側のエネルギーリソースを統合制御し、ＶＰＰやＤＲからエネルギーサービスを提供する事業者を「アグリゲータ」という。各需要家は、アグリゲータからのディマンドレスポンス指令（以下、「ＤＲ指令」という。）に応じて、自家のエネルギーリソースを制御して電力需要を増減させる。各需要家には、使用電力の削減量や電力需要の創出量に応じて、報酬等のインセンティブを与えられる。

特許文献１には、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷における負荷電力が変動する際に、受電点における受電電力の値が所定の閾値を超えないように、受電電力の値を入力として、受電電力とは別に負荷に電力を供給する補助電力源の出力の値をフィードバック制御する制御装置の前段に設けられたネガワット取引支援装置が開示されている。ネガワット取引とは、需要家が、電力会社やアグリゲータと契約を結び、要請に応じて電力需要を抑制するインセンティブ型の「下げＤＲ」のことである。

このネガワット取引支援装置は、ネガワット取引におけるディマンドレスポンス指令として受電点における受電電力を指定の値とする旨の受電電力指定値を受信する受信器と、受信した受電電力指定値を所定の閾値から減算して受電電力のバイアス値を算出するバイアス値算出器と、バイアス値算出器で得られた受電電力のバイアス値を受電電力の値に加算して仮想受電電力を算出し、該算出した仮想受電電力の値を受電点における受電電力の値に代えて制御装置に入力する仮想受電電力算出部と、を備えたことを特徴とする。

一方、単一エネルギー源から電力と熱エネルギーという二つのエネルギーを連続的に生産するコジェネレーションシステム（以下、「ＣＧＳ」という。）が知られている。ＶＰＰやＤＲの発電設備としてＣＧＳを使用することもでき、系統電源からの電力とＣＧＳの発電電力を系統連系し、電力需要の一部を賄うことも可能である。

特開２０２０－１５２３０７号公報

しかしながら、ＣＧＳの制御装置は、構内負荷に対応して最適な発電量となるように発電機を制御している。また、ＣＧＳの制御装置は、ＣＧＳの発電電力が系統電源側に流れ込む「逆潮流」を防止するために、常に最低受電量を保証する「受電一定制御」を行っている。このため、アグリゲータからのＤＲ指令に応じた発電量を得るためには、ＣＧＳの制御装置を改造する必要があった。

本発明の目的は、アグリゲータとコジェネレーションシステムの制御装置との間に配置され、既存のコジェネレーションシステムの制御装置を利用しながら、アグリゲータからのディマンドレスポンス指令に応動することができるディマンドレスポンス応動装置と、このディマンドレスポンス応動装置を含むディマンドレスポンスシステムとを提供することにある。

本開示の第１の形態に係るディマンドレスポンス応動装置は、系統電源と連系して負荷に電力を供給するコジェネレーションシステムの発電機を制御する発電制御装置であって、前記系統電源からの受電量を一定値以上に維持する予め定めた手順に従って入力受電量に応じた目標発電量を算出し、発電量が算出された目標発電量に収束するように前記発電機を制御する発電制御装置に接続され、アグリゲータのサーバ装置からディマンドレスポンス指令を受信すると、前記受電量を前記ディマンドレスポンス指令で指定されたＤＲ指令値とする応動処理を実行するディマンドレスポンス応動装置であって、前記負荷で消費される負荷電力及び前記ＤＲ指令値から定まる前記目標発電量を求め、前記目標発電量を前記予め定めた手順により算出させるために前記発電制御装置に入力する修正受電量を演算する演算部を備え、前記演算部で演算された前記修正受電量を含む制御指令を前記発電制御装置に出力する、ディマンドレスポンス応動装置である。

本開示の第２の形態に係るディマンドレスポンスシステムは、系統電源と連系して負荷に電力を供給するコジェネレーションシステムの発電機を制御する発電制御装置であって、前記系統電源からの受電量を一定値以上に維持する予め定めた手順に従って入力受電量に応じた目標発電量を算出し、発電量が算出された目標発電量に収束するように前記発電機を制御する発電制御装置と、前記発電制御装置に接続され、アグリゲータのサーバ装置からディマンドレスポンス指令を受信すると、前記受電量を前記ディマンドレスポンス指令で指定されたＤＲ指令値とする応動処理を実行するディマンドレスポンス応動装置と、を備え、前記ディマンドレスポンス応動装置が、前記負荷で消費される負荷電力及び前記ＤＲ指令値から定まる前記目標発電量を求め、前記目標発電量を前記予め定めた手順により算出させるために前記発電制御装置に入力する修正受電量を演算する演算部を備え、前記演算部で演算された前記修正受電量を含む制御指令を前記発電制御装置に出力する、ディマンドレスポンスシステムである。

本発明のＤＲシステムによれば、アグリゲータとコジェネレーションシステムの制御装置との間にディマンドレスポンス応動装置を配置することで、既存のコジェネレーションシステムの制御装置を利用しながら、アグリゲータからのディマンドレスポンス指令に応動することができる。

ディマンドレスポンスを説明するための模式図である。 本発明の実施の形態に係るＤＲシステムの構成の一例を示すブロック図である。 ＤＲ応動装置の電気的構成の一例を示すブロック図である。 ＣＧＳの制御装置の電気的構成の一例を示すブロック図である。 アグリゲータサーバの電気的構成の一例を示すブロック図である。 第１の実施形態に係るＤＲシステムの構成の一例を示すブロック図である。 パラメータ設定画面の一例を示す図である。 「受電一定制御」を説明するためのグラフである。 「負荷追従制御」を説明するためのグラフである。 ＤＲ応動装置の基本動作を示すフローチャートである。 「ＤＲ応動処理」の手順の一例を示すフローチャートである。 「ＤＲ実施判定処理」の手順の一例を示すフローチャートである。 アグリゲータで実施される「再配分処理」の手順の一例を示すフローチャートである。 負荷変動幅設定画面の一例を示す図である。 第２の実施形態に係る「最低受電量演算処理」の手順の一例を示すフローチャートである。 第３の実施形態に係るＤＲシステムの構成の一例を示すブロック図である。 ＤＲ応動処理時の動作チャートの一例を示すグラフである。 第３の実施形態に係る「負荷変動抑制処理」の手順の一例を示すフローチャートである。 ＤＲ応動成功の条件を説明するためのグラフである。 第４の実施形態に係る「負荷変動抑制処理」の手順の一例を示すフローチャートである。

以下、図面を参照して本発明の実施の形態の一例を詳細に説明する。

＜第１の実施形態＞
まず、ディマンドレスポンスについて説明する。
図１はディマンドレスポンスを説明するための模式図である。ディマンドレスポンスには、要請に応じて電力需要を減らす「下げＤＲ」と、要請に応じて電力需要を増やす「上げＤＲ」とがある。ここでは「下げＤＲ」を例に、ディマンドレスポンスについて説明する。図１に示すように、ディマンドレスポンスは、電力会社１、アグリゲータ２、及び需要家３の三者間で行われる。

電力需給がひっ迫している場合には、電力会社１がアグリゲータ２に対して「下げＤＲ」を発動する。即ち、電力会社１がアグリゲータ２に、電力需要の抑制を依頼する。依頼を受けたアグリゲータ２は、需要家３に対して「下げＤＲ」を発動する。即ち、アグリゲータ２が需要家３に、電力需要の抑制を依頼する。

依頼を受けた需要家３は、蓄電設備からの放電や発電設備による発電を行って電力需要の抑制し、系統電源からの受電量を削減する。アグリゲータ２は、複数の需要家３の削減電力を集計し、合計値を削減電力として電力会社１に提供する。電力会社１は、削減電力量に応じた報酬をアグリゲータ２に支払う。アグリゲータ２は、電力会社１から受け取った報酬を需要家３に分配する。

なお、後で詳細に説明するが、ＤＲ応動成功の条件は取引規程等で予め決められている。ＤＲ応動に成功した需要家３に対して報酬が支払われる。ＤＲ応動に失敗した需要家３は、報酬の支払いを受けることができない。また、ＤＲ応動に失敗した需要家３は、ペナルティとして罰金を支払わなければならない場合もある。

（ＤＲシステム）
次に、ディマンドレスポンスシステム（以下、「ＤＲシステム」という。）を通信システムとして説明する。図２は本発明の実施の形態に係るＤＲシステムの構成の一例を示すブロック図である。図２に示すように、ＤＲシステムは、電力会社のサーバ１０、アグリゲータサーバ１２、及び需要家１４に配置されたＤＲ応動装置１６を含む。図２には、複数の需要家１４Ａ、１４Ｂに対応して、複数のＤＲ応動装置１６が図示されている。但し、各装置の個数は、図示されたものには制限されない。

電力会社のサーバ１０とアグリゲータサーバ１２とは、有線又は無線の通信回線により接続され、相互に通信が可能とされている。アグリゲータサーバ１２及び複数の応動装置１６は、有線又は無線のネットワークＮに接続され、ネットワークＮを介して相互に通信が可能とされている。

図示した例では、需要家１４Ａには、ＤＲ指令に応動するＤＲ応動装置１６と発電設備１８とが配置されている。発電設備１８は、コジェネレーションシステムであり、発電機２０と、目標値で発電するように発電機２０を制御する制御装置２２とを備えている。以下では、ＣＧＳ発電設備１８という。ＤＲ応動装置１６は、アグリゲータサーバ１２からのＤＲ指令に応じて、発電機２０の制御装置２２に制御指令を出力する。

また、需要家１４Ｂには、応動装置１６とＣＧＳ発電設備１８に加えて、蓄電設備２４が配置されている。蓄電設備２４は、蓄電池２６と、蓄電池２６の充放電を制御する制御装置２８とを備えている。ＤＲ応動装置１６は、アグリゲータサーバ１２からのＤＲ指令に応じて、発電機２０の制御装置２２及び蓄電池２６の制御装置２８の少なくとも一方に制御指令を出力する。

（各装置の電気的構成）
次に、各装置の電気的構成について説明する。
図３に示すように、ＤＲ応動装置１６は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）３２、ＲＯＭ（Read Only Memory）３４、及びＲＡＭ（Random Access Memory）３６を有する制御部３０と、表示部４０及び入力部４２を有するタッチパネル入力表示部３８と、通信部４４と、記憶部４６と、入出力部４７とを備えている。ＣＰＵ３２、ＲＯＭ３４、ＲＡＭ３６、表示部４０、入力部４２、通信部４４、記憶部４６、及び入出力部４７の各部は、バス４８を介して相互に接続されている。

ＣＰＵ３２は、中央演算処理ユニットであり、各種プログラムを実行したり、各部を制御したりする。すなわち、ＣＰＵ３２は、ＲＯＭ３４又は記憶部４６からプログラムを読み出し、ＲＡＭ３４を作業領域としてプログラムを実行する。

タッチパネル入力表示部３８は、液晶表示板からなる表示パネル上にタッチパネルが重ねられた構成を有しており、オペレータＯＰに各種画面を表示する表示部４０と、各画面に対するオペレータＯＰからの操作入力を受け付ける入力部４２として機能する。

通信部４４は、外部の機器と通信するためのインタフェースである。記憶部４６は、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）等により構成され、各種プログラムや各種データを記憶する。本実施の形態では、後述する「ＤＲ応動プログラム」や「負荷変動抑制プログラム」が記憶部４６に記憶されている。

入出力部４７は、外部の機器を接続するためのインタフェースである。ＤＲ応動装置１６の入出力部４７には、後述する計量装置８４、８６等が接続されている。計量装置８４、８６の各々は、電力量を計測する装置であり、計測された電力量が入出力部４７を介してＤＲ応動装置１６に入力される。なお、入出力部４７では、必要に応じて、アナログ-デジタル変換やデジタル－アナログ変換が行われる。

図４に示すように、ＣＧＳ発電設備１８の制御装置２２は、ＣＰＵ５０、ＲＯＭ５２、及びＲＡＭ５４、通信部５６、記憶部５８、及び入出力部６０を備えている。各部は、バス６２を介して相互に接続されている。制御装置２２は、入出力部６０を介して発電機２０に接続されている。各部の説明は、ＤＲ応動装置１６と同様であるため省略する。また、蓄電設備２４の制御装置２８は、入出力部６０を介して蓄電池２６に接続されていること以外は、ＣＧＳ発電設備１８の制御装置２２と同様の構成である。記憶部５８には、入力された受電量又は修正受電量に応じて発電量を決定するための制御アルゴリズムが、プログラムとして記憶されている。また、記憶部５８には、ＤＲ応動装置１６から受信した制御指令も記憶される。

図５に示すように、アグリゲータサーバ１２は、ＣＰＵ６４、ＲＯＭ６６、及びＲＡＭ６８、通信部７０、及び記憶部７２を備えている。各部は、バス７４を介して相互に接続されている。各部の説明は、ＤＲ応動装置１６と同様であるため省略する。本実施の形態では、アグリゲータサーバ１２の記憶部７２には、後述する「再配分プログラム」が記憶されている。また、電力会社のサーバ１０は、アグリゲータサーバ１２と同様の構成である。

（ＤＲシステムの詳細構成）
次に、ＤＲ応動装置を中心にＤＲシステムの構成について説明する。
図６は第１の実施形態に係るＤＲシステムの構成の一例を示すブロック図である。このＤＲシステムは、需要家が、調整力としてＣＧＳ発電設備１８を備えている、図２の需要家１４Ａである場合に相当する。ＣＧＳ発電設備１８としては、例えば、ガスコージェネレーションシステムを使用することができる。ガスコージェネレーションシステムをでは、都市ガスを燃料として発電すると同時に、発生する熱を冷房・暖房・給湯・蒸気などに利用できる。

図６に示すように、需要家１４Ａは、需要家の構内で電力を消費する構内負荷８２と、ＤＲ応動装置１６と、発電機２０及びその制御装置２２を有するＣＧＳ発電設備１８とを備えている。構内負荷８２には、系統電源８０から受電した受電電力と、ＣＧＳ発電設備１８の発電機２０で発電された発電電力とが供給される。

需要家１４Ａは、計量装置８４及び計量装置８６をさらに備えている。計量装置８４は、系統電源８０からの受電量（以下、単に「受電量」という。）を計測し、計測された受電量の値をＤＲ応動装置１６（詳しくは、後述するＤＲ応動処理部８１）に出力する。計量装置８６は、発電機２０の発電量を計測し、計測された発電量の値をＤＲ応動装置１６（詳しくは、後述するＤＲ応動処理部８１）と発電機２０の制御装置２２とに出力する。

（ＤＲ応動装置の機能構成）
次に、ＤＲ応動装置１６の機能構成について説明する。
ＤＲ応動装置１６は、受信部７９、ＤＲ応動処理部８１、設定情報記憶部８７、及び送信部８９を備えている。また、ＤＲ応動処理部８１は、修正受電量演算部８３及び実施判定部８５を備えている。各機能部は、ＤＲ応動装置１６が「ＤＲ応動プログラム」を実行することにより実現される。

受信部７９は、アグリゲータサーバ１２からＤＲ指令を受信する。ＤＲ指令には、目標とする受電量の値（以下、「ＤＲ指令値」という。）が含まれる。例えば、ＤＲ指令値が２００ｋＷである下げＤＲの場合には、受電量が２００ｋＷになるように制御する。なお、ＤＲ指令には、ＤＲ応動時間（ＤＲ発動時刻とＤＲ終了時刻で規定される時間）も含まれている。

設定情報記憶部８７は、ＣＧＳ発電設備１８、ＤＲ応動処理、及び後述する負荷変動抑制処理に関する各種パラメータを記憶している。これらの各種パラメータは、ＣＧＳの機種や仕様、制御処理の内容等に応じて、オペレータＯＰにより予め設定されたものである。ＣＧＳ発電設備１８に関する各種パラメータを設定可能とすることで、機種や仕様の異なるＣＧＳ毎に専用のＤＲ応動装置１６を用意する必要が無くなり、ＤＲ応動装置１６の汎用性が担保される。

各種パラメータの設定は、タッチパネル入力表示部３８(図３参照）によって受け付ける。例えば、表示部４０により図７に示すようなパラメータ設定画面１００を表示して、入力部４２によりオペレータＯＰからの各種パラメータの設定入力を受け付ける。オペレータＯＰにより設定された各種パラメータは、設定情報記憶部８７に記憶される。なお、パラメータ設定画面１００の設定項目、レイアウト、選択肢表示方法などは例示であり、必要に応じて適宜変更してもよい。

図示したパラメータ設定画面１００には、最低受電量、契約受電量、最低発電量、最大発電量の各設定値を入力するための複数の入力部１０２～１０８、最低受電量の負荷変動幅の設定を行う画面に遷移するためのボタン１１０、設定を指示するためのボタン１１２、及びキャンセルを指示するためのボタン１１４が含まれている。例えば、入力部１０２のプルダウンメニューを表示させて所望の最低受電量の値を選択し、ボタン１１２により設定を指示すると、最低受電量の設定が完了する。

ＤＲ応動処理部８１は、アグリゲータサーバ１２からのＤＲ指令に応じてＤＲ応動処理を実行する。ＤＲ応動処理部８１は、計量装置８４から計測された受電量の値を取得し、計量装置８６から計測された発電量の値を取得し、設定情報記憶部８７から予め設定された各種パラメータを取得する。

修正受電量演算部８３は、発電機２０の制御装置２２に与える修正受電量を演算する。修正受電量演算部８３は、受電量をＤＲ指令値とするために、受電量の計測値や各種パラメータを用いて修正受電量を演算し、演算された修正受電量を含む制御指令を制御装置２２に出力する。なお、修正受電量については後述する。

実施判定部８５は、ＤＲを実施可能か否か、即ち、受電量をＤＲ指令値とすることができるか否かを判定する。送信部８９は、実施判定部８５による判定結果を、アグリゲータサーバ１２に送信する。なお、実施判定や判定結果の詳細については後述する。

（発電機の制御装置の機能）
次に、発電機２０の制御装置２２の機能について説明する。
発電機２０の制御装置２２は、「受電一定制御」や「負荷追従制御」といった所定の制御アルゴリズムに従って発電量を制御している。まず、「受電一定制御」や「負荷追従制御」の考え方について説明する。

図８は、「受電一定制御」を説明するためのグラフである。
需要家１４Ａの発電機２０を系統電源８０に接続して系統連系を行う場合、発電機２０による発電電力を系統電源８０に流す「逆潮流」を禁止する契約を行うのが通常である。しかしながら、構内負荷８２の消費電力（以下、「負荷電力」という。）が急激に減少する場合には、発電電力が過剰になり逆潮流を生じ易くなる。特にＣＧＳ発電設備１８は応答速度が遅く、発電機２０の出力制御が追従しきれないため、逆潮流を生じ易くなる。

逆潮流を禁止する契約の下では、保護装置（図示せず）が働き発電機２０を停止させる。これを避けるために、ＣＧＳ発電設備１８では、図８に示すように、系統電源８０から常に一定値以上の電力を受電する「受電一定制御」を行っている。受電一定制御の下では、負荷電力が減少しても、系統電源８０から一定値以上の電力を受電するので、系統電源８０に電力が流れず、逆潮流が防止される。以下では、受電一定値のことを「最低受電量」と称する。

図９（Ａ）は、「負荷追従制御」を説明するためのグラフである。
図９（Ａ）示すように、発電機２０の制御装置２２は、構内負荷８２による負荷電力が増加したときに、発電機２０から構内負荷８２に電力を供給して、受電量を最低受電量以下に調整するように構成されている。換言すれば、制御装置２２は、最低受電量を超える電力量だけを発電するように発電機２０を制御している。そして、発電機２０の発電量が最大発電量（定格）に達した場合には、構内負荷８２の増加に伴い受電量が増加する。

本実施の形態では、発電機２０の制御装置２２の制御アルゴリズムを変更することなく、そのまま利用する。ＤＲ指令時には、ＤＲ応動装置１６が、受電量がＤＲ指令値となるように発電機２０の発電量を増減させる制御指令を制御装置２２に与える。ＤＲ応動装置１６は、受電量がＤＲ指令値となるようにフィードバック制御を行う。

ＤＲ指令時に制御装置２２の制御アルゴリズムに従って発電量を増減するためには、負荷電力（ひいては受電量）が受電量の変化量だけ増減したものとみなす必要がある。下げＤＲ指令時には、受電量の計測値に受電量の減少分を加えた修正受電量を求め、制御装置２２に修正受電量を与える。また、上げＤＲ指令時には、受電量の計測値から受電量の増加分を減じた修正受電量を求め、制御装置２２に修正受電量を与える。

例えば、図９（Ｂ）に示すように、構内負荷８２による負荷電力が1000ｋＷ、受電量が400ｋＷとすると、発電量は600ｋＷとなる。下げＤＲ指令により、受電量をＤＲ指令値（目標受電量）である200ｋＷまで減らす場合、負荷電力が1000ｋＷのままならば、目標発電量は800ｋＷである。

制御装置２２の制御アルゴリズムに従えば、発電量600ｋＷを得るための負荷電力は800ｋＷであるが、目標発電量800ｋＷを得るためには、負荷電力を1000ｋＷとしなければならない。このため、元の受電量400ｋＷに受電量の増加分200ｋＷを加えた600ｋＷを修正受電量として求め、制御装置２２に修正受電量600ｋＷを与える。

（ＤＲ応動装置の動作）
次に、ＤＲ応動装置の動作について説明する。
図１０はＤＲ応動装置の基本動作を示すフローチャートである。図１１は「ＤＲ応動処理」の手順の一例を示すフローチャートである。図１２は「ＤＲ実施判定処理」の手順の一例を示すフローチャートである。これらの処理は、ＤＲ応動装置１６のＣＰＵ３２（図３参照）によって実行される。

ＤＲ応動装置１６は、所定の時間毎に、図１０に示す基本動作を実行する。まず、ステップ１００で、ＣＰＵ３２は、アグリゲータサーバ１２からＤＲ指令を受信したか否かを判断する。ＤＲ指令を受信している場合は、ステップ１０２に進む。ステップ１０２で、ＣＰＵ３２は「ＤＲ応動処理」を実行して、ルーチンを終了する。

一方、ステップ１００でＤＲ指令を受信していない場合は、ステップ１０４に進む。ステップ１０４で、ＣＰＵ３２は、計量装置８４から受電量（計測値）を取得して、受電量の計測値を含む制御指令を発電機２０の制御装置２２に出力して、ルーチンを終了する。上記の通り、ＤＲ応動装置１６は、ＤＲ指令時には修正受電量を出力するが、それ以外の場合には受電量の計測値をそのまま出力する。

次に、「ＤＲ応動処理」について説明する。
図１１に示すように、ＤＲ応動処理では、まず、ステップ２００で、ＣＰＵ３２は、ＤＲ指令に含まれるＤＲ指令値を取得する。次に、ステップ２０２で、ＣＰＵ３２は、計量装置８４から受電量（計測値）を取得する。次に、ステップ２０４で、ＣＰＵ３２は、計量装置８６から発電量（計測値）を取得する。次に、ステップ２０６で、ＣＰＵ３２は、設定情報記憶部８７から契約受電量（パラメータ）を取得する。

次に、ステップ２０８で、ＣＰＵ３２は、受電量がＤＲ指令値と異なるか否かを判断する。受電量がＤＲ指令値と等しくなった場合は、ＤＲ制御完了として、ルーチンを終了する。一方、受電量がＤＲ指令値と異なる場合は、ステップ２１０に進む。

次に、ステップ２１０で、ＣＰＵ３２は、「ＤＲ実施判定処理」を実行する。「ＤＲ実施判定処理」の詳細については後述する。次に、ステップ２１２で、ＣＰＵ３２は、ＤＲを実施可能であるか否かを判断する。ＤＲを実施できる場合は、ステップ２１６に進む。ＤＲを実施できない場合（ＤＲを部分実施できる場合も含む。）は、ステップ２１４に進む。ステップ２１４では、ＣＰＵ３２は、判定結果をアグリゲータサーバ１２に送信して、ルーチンを終了する。なお、「ＤＲ実施判定処理」は最初のＤＲ指令に対して行えばよい。

次に、ステップ２１６で、ＣＰＵ３２は、受電量がＤＲ指令値より大きいか否かを判断する。受電量がＤＲ指令値より大きい場合は、下げＤＲであるとして、ステップ２１８に進む。次に、ステップ２１８で、ＣＰＵ３２は、下げＤＲのための修正受電量を演算する。次に、ステップ２２０で、ＣＰＵ３２は、修正受電量を含む制御指令を、発電機２０の制御装置２２に送信して、ステップ２０２に戻る。

一方、ステップ２１６で、受電量がＤＲ指令値以下である場合は、上げＤＲであるとして、ステップ２２２に進む。次に、ステップ２２２で、ＣＰＵ３２は、上げＤＲのための修正受電量を演算する。次に、ステップ２２４で、ＣＰＵ３２は、修正受電量を含む制御指令を、発電機２０の制御装置２２に送信して、ステップ２０２に戻る。

ステップ２０８でＤＲ制御完了としてルーチンを終了するか、ステップ２１２でＤＲを実施できないとしてルーチンを終了するまで、ステップ２０２からステップ２２４までの手順を繰り返し行う。

なお、ＤＲ応動装置１６は、図１０に示す基本動作を所定時間毎に実行する。アグリゲータサーバ１２は、一定期間の間、ＤＲ指令を繰り返し発動する。ここでは、ＤＲ指令が出ている期間を「ＤＲ指令期間」と言う。ステップ２０８でＤＲ制御を完了しても、ＤＲ指令期間内は、新たなＤＲ指令を受信して「ＤＲ応動処理」を実行し、新たな制御指令を出力する。発電機２０の制御装置２２の記憶部５８に記憶された先の制御指令は、新たな制御指令によって上書きされる。

また、ＤＲ指令期間においては、ＤＲ指令により受電量はＤＲ指令値に到達し、ＤＲ指令期間内はＤＲ指令値に維持される。ここでは、受電量がＤＲ指令値に到達するまでの期間を「ＤＲ応動時間」と言い、受電量がＤＲ指令値に維持される期間を「維持期間」と言う。

制御指令を受信した制御装置２２は、修正受電量に応じた目標発電量で、発電機２０を発電させる。図９（Ｂ）の例で説明すると、修正受電量600ｋＷに応じた目標発電量800ｋＷで、発電機２０を発電させる。

（下げＤＲの修正受電量の演算例）
ここで、下げＤＲの修正受電量の演算例について説明する。
下げＤＲでは、受電量がＤＲ指令値より大きい場合に、発電量を増やして受電量を減らす。図９（Ａ）及び図９（Ｂ）に関連して説明した通り、下記式に基づいて修正受電量を演算する。ここでは、負荷電力が一定という前提の下で演算例を示すが、実際には負荷電力は変動することに留意されたい。

修正受電量＝受電量＋受電量の減少分
＝受電量＋（元の受電量－ＤＲ指令値）

例えば、下記の条件下で上記の計算式を用いて修正受電量を計算する。

＜ＤＲ指令前＞
負荷電力：1000ｋＷ、受電量：400ｋＷ、発電量：600ｋＷ、最低受電量：200ｋＷ
＜ＤＲ指令＞
ＤＲ指令値：200ｋＷ
＜ＤＲ応動後＞
負荷電力：1000ｋＷ、目標受電量：200ｋＷ、目標発電量：800ｋＷ

この場合には、元の受電量400ｋＷに受電量の増加分200ｋＷを加えた600ｋＷを修正受電量として求める。受電量及び発電量が変化するに伴い、上記計算式に従って修正受電量も変化する。図９（Ｂ）に示すように、負荷電力が1000ｋＷで一定の下で、制御装置２２の制御アルゴリズムによって、（受電量、発電量、修正受電量）が、（400ｋＷ、600ｋＷ、600ｋＷ）→（300ｋＷ、700ｋＷ、500ｋＷ）→・・・というように徐々に増減して、目標値である（200ｋＷ、800ｋＷ、400ｋＷ）に到達する。

（上げＤＲの修正受電量の演算例）
次に、上げＤＲの修正受電量の演算例について説明する。
上げＤＲでは、受電量がＤＲ指令値より小さい場合に、発電量を減らして受電量を増やす。上げＤＲの修正受電量は、下記式に基づいて演算する。ここでは、負荷電力が一定という前提の下で演算例を示すが、実際には負荷電力は変動することに留意されたい。

修正受電量＝受電量－受電量の増加分
＝受電量－（ＤＲ指令値－元の受電量）

例えば、下記の条件下で上記の計算式を用いて修正受電量を計算する。

＜ＤＲ指令前＞
負荷電力：1000ｋＷ、受電量：200ｋＷ、発電量：800ｋＷ、最低受電量：200ｋＷ
＜ＤＲ指令＞
ＤＲ指令値：400ｋＷ
＜ＤＲ応動後＞
負荷電力：1000ｋＷ、目標受電量：400ｋＷ、目標発電量：600ｋＷ

例えば、図９（Ｃ）に示す例で、負荷電力が1000ｋＷ、最低受電量が200ｋＷとすると、発電量は800ｋＷとなる。上げＤＲ指令により、受電量をＤＲ指令値（目標受電量）である400ｋＷまで増やす場合、負荷電力が1000ｋＷのままならば、目標発電量は600ｋＷである。

制御装置２２の制御アルゴリズムに従えば、発電量800ｋＷを得るための負荷電力は1000ｋＷであるが、目標発電量600ｋＷを得るためには、負荷電力を800ｋＷとしなければならない。このため、元の受電量200ｋＷから受電量の増加分200ｋＷを減じた0ｋＷを修正受電量として求め、制御装置２２に修正受電量0ｋＷを与える。

受電量及び発電量が変化するに伴い、上記計算式に従って修正受電量も変化する。図９（Ｃ）に示すように、負荷電力が1000ｋＷで一定の下で、制御装置２２の制御アルゴリズムによって、（受電量、発電量、修正受電量）が、（200ｋＷ、800ｋＷ、0ｋＷ）→（300ｋＷ、700ｋＷ、100ｋＷ）→・・・というように徐々に増減して、最後には目標値である（400ｋＷ、600ｋＷ、200ｋＷ）に到達する。

（ＤＲ実施判定処理）
次に、図１２を参照して「ＤＲ実施判定処理」について説明する。
図１２に示すように、ＤＲ実施判定処理では、まず、ステップ３００で、ＣＰＵ３２は、設定情報記憶部８７から必要なパラメータを取得する。ここでは、最低受電量、契約受電量、最低発電量、最大発電量の各設定値がパラメータとして取得される。

次に、ステップ３０２で、ＣＰＵ３２は、ＤＲ指令値と最低受電量とを比較して、ＤＲ指令値が最低受電量以上か否かを判断する。ＤＲ指令値が最低受電量以上の場合は、ステップ３０４に進む。

一方、ＤＲ指令値が最低受電量未満の場合は、ステップ３１２に進む。発電機２０の制御装置２２は、受電一定制御を行っているため、ＤＲ指令値が最低受電量未満の場合は、ＤＲを実施できない。したがって、ステップ３１２で、ＣＰＵ３２は、ＤＲを実施不可能と判定してルーチンを終了する。

次に、ステップ３０４で、ＣＰＵ３２は、ＤＲ指令値と契約受電量とを比較して、ＤＲ指令値が契約受電量以下か否かを判断する。ＤＲ指令値が契約受電量以下の場合は、ステップ３０６に進む。

一方、ＤＲ指令値が契約受電量より大きい場合は、ステップ３１４に進む。発電機２０の制御装置２２は、契約受電量以下になるように制御を行っているため、ＤＲ指令値が契約受電量より大きい場合は、ＤＲを全部は実施できない。その一方で、受電量を契約受電量までは上げることができる。したがって、ステップ３１４で、ＣＰＵ３２は、アグリゲータに部分実施を要請するか否かを判断する。

アグリゲータに部分実施を要請するか否かは、ＤＲ応動装置毎に予め設定されている。部分実施を要請する場合は、ステップ３１６に進む。ＣＰＵ３２は、ステップ３１６で、ＤＲ応動を部分実施可能と判定し、続くステップ３１８で、対応可能な受電量（例えば、契約受電量）を算出して、ルーチンを終了する。一方、部分実施を要請しない場合は、ステップ３１２に進む。ステップ３１２で、ＣＰＵ３２は、ＤＲを実施不可能と判定してルーチンを終了する。

次に、ステップ３０６で、ＣＰＵ３２は、目標発電量と最大発電量とを比較して、目標発電量が最大発電量以下か否かを判断する。目標発電量が最大発電量以下の場合は、ステップ３０８に進む。

一方、目標発電量が最大発電量より大きい場合は、ステップ３１４に進む。発電機２０は定格電力として定められた最大発電量までしか発電できないので、目標発電量が最大発電量より大きい場合は、ＤＲを全部は実施できない。その一方で、発電量を定格電力までは上げることができる。したがって、ステップ３１４で、ＣＰＵ３２は、アグリゲータに部分実施を要請するか否かを判断する。

部分実施を要請する場合は、ＣＰＵ３２は、ステップ３１６で、ＤＲを部分実施可能と判定し、続くステップ３１８で、対応可能な受電量（例えば、最大発電量）を算出して、ルーチンを終了する。一方、部分実施を要請しない場合は、ＣＰＵ３２は、ステップ３１２で、ＤＲを実施不可能と判定してルーチンを終了する。

次に、ステップ３０８で、ＣＰＵ３２は、目標発電量と最低発電量とを比較して、目標発電量が最低発電量以上か否かを判断する。目標発電量が最低発電量以上の場合は、実施可能である条件をすべて満たすので、ステップ３１０に進む。ステップ３１０で、ＣＰＵ３２は、ＤＲを実施可能と判定してルーチンを終了する。

一方、目標発電量が最低発電量未満の場合は、ステップ３１２に進む。発電機２０は最低発電量未満では発電しないので、目標発電量が最低発電量未満の場合は、ＤＲを実施できない。したがって、ステップ３１２で、ＣＰＵ３２は、ＤＲを実施不可能と判定してルーチンを終了する。

（アグリゲータ側の再配分処理）
次に、ＤＲ応動装置から判定結果を受信したアグリゲータ側の処理について説明する。図１３はアグリゲータで実施される「再配分処理」の手順の一例を示すフローチャートである。「再配分処理」は、判定結果を受信したときに、アグリゲータサーバ１２のＣＰＵ６４（図５参照）により実行される。

まず、ステップ４００で、ＣＰＵ６４は、判定結果の内容を取得する。判定結果にはＤＲの実施可否が含まれる。部分実施可能との判定の場合は、判定結果には、実施可否（部分実施可能）の外に、部分実施の要請と対応可能な受電量の値とが含まれる。

次に、ステップ４０２で、ＣＰＵ６４は、部分実施の要請があるか否かを判断する。部分実施の要請がある場合には、ステップ４０４に進む。部分実施の要請がない場合には、ステップ４１０に進む。次に、ステップ４０４で、ＣＰＵ６４は、部分実施を許可するか否かを判断する。部分実施を許可する場合には、ステップ４０６に進む。部分実施を許可しない場合には、ステップ４１０に進む。

次に、ステップ４０６で、ＣＰＵ６４は、部分実施要請の送信元の需要家が対応可能な受電量を取得する。続くステップ４０８で、ＣＰＵ６４は、対応可能な受電量をＤＲ指令値とするＤＲ指令を、送信元の需要家に再度送信する。なお、複数の需要家から部分実施の要請があった場合は、需要家毎にステップ４０４及びステップ４０６の手順を繰り返し行う。

次に、ステップ４１０で、ＣＰＵ６４は、需要調整量の不足分を算出する。実施不可能との判定結果を受信した需要家に割り当てた需要調整量と、需要家に部分実施を許可した結果不足することになった需要調整量との合計値を、需要調整量の不足分として算出する。

次に、ステップ４１２で、ＣＰＵ６４は、需要調整量の不足分を補完するために、需要調整量の不足分を他の需要家に再配分する。続く、ステップ４１４で、ＣＰＵ６４は、他の需要家にＤＲ指令を送信して、ルーチンを終了する。

以上説明した通り、第１の実施形態では、アグリゲータサーバ１２とＣＧＳの発電機２０の制御装置２２との間にＤＲ応動装置１６を配置することで、発電機２０の制御装置２２の制御アルゴリズムを変更せずにそのまま利用しながら、ＤＲ応動装置１６が発電機２０を目標発電量で発電させるための制御指令を制御装置２２に与えることができる。簡単に言えば、ＤＲ応動装置１６は、アグリゲータサーバ１２から受信したＤＲ指令を、発電機２０の制御装置２２が理解できる指令に変換する。これにより、アグリゲータ及び需要家の双方で、特殊設計や装置の改造が不要になる。

また、第１の実施形態では、ＤＲを実施可能と判定された場合にのみ発電機２０の制御装置２２に制御指令が送信されるので、下げＤＲ時に発電量が負荷電力を上回る発電量超過となるリスクや、上げＤＲ時の受電量が契約受電量を上回る受電量超過となるリスクを回避することができ、ＤＲ実施率が向上する。即ち、需要家側の制御バランスを維持することが可能な範囲でＤＲ応動を実行することで、ＤＲ応動と需要家安定稼働との両立を実現することができる。

更に、第１の実施形態では、ＤＲを実施不可能の場合及びＤＲを部分実施可能な場合に、アグリゲータに判定結果を送信することで、アグリゲータ側で需要調整量の不足分を他の需要家に再配分することができる。また、ＤＲの部分実施を許容することで、需要調整量の不足分が少なくて済み、他の需要家への再配分を迅速に行うことができる。即ち、相互にコミュニケーションをとりながらＤＲを行うので、一方向にＤＲ指令を行う場合に比べて需給調整を円滑に行うことができる。

＜第２の実施形態＞
第２の実施の形態では、負荷変動幅を時間帯毎に設定可能とし、負荷変動幅に連動して時間帯毎に最低受電量を可変とする以外は、第１の実施形態と同様である。第１の実施形態との相違点について説明し、第１の実施形態と同様の部分については説明を省略する。

上記の通り、下げＤＲへの応動中に負荷電力が急激に減少する場合、逆潮流を禁止する契約の下では、保護装置（図示せず）が働き発電機２０を停止させる。このため、昼休みの前後など負荷変動が大きくなる時間帯には、最低受電量を大きくして発電量を減らすことで、負荷変動により発電量が過剰になるのを抑制することができる。なお、変動後の最低受電量が、契約受電量より小さいことが前提条件となる。

まず、負荷変動幅の設定について説明する。図７に示す設定画面１００でボタン１１０が押されると、図１４に示すように、負荷変動幅を設定するための設定画面２００に遷移する。設定画面２００には、設備容量、時間帯、負荷変動幅の各設定値を入力するための複数の入力部２０２～２０６、負荷変動幅の時間変化を表すタイムスケジュール２０８、設定を指示するためのボタン２１０、及びキャンセルを指示するためのボタン２１２が含まれている。

例えば、入力部２０４のプルダウンメニューを表示させて所望の時間帯を選択し、入力部２０６のプルダウンメニューを表示させて所望の負荷変動幅を選択し、ボタン２１０により設定を指示すると、所望の時間帯について負荷変動幅の設定が完了する。

図示した例では、時間帯１１：００－１２：００について３０％の変動幅が設定され、時間帯１３：００－１４：００について２０％の変動幅が設定される。設定された情報は、設定情報記憶部８７に記憶される。例えば、時間帯毎に設定された負荷変動幅は、タイムスケジュールを表すグラフの形式で記憶される。

次に、最低受電量の演算処理について説明する。
図１２のステップ３００で「最低受電量」を取得する際に、図１５に示すように、時間帯に応じた最低受電量を求める「最低受電量演算処理」を実行する。まず、ステップ５００で、ＣＰＵ３２は、設定情報記憶部８７から設備容量を取得する。次に、ステップ５０２で、ＣＰＵ３２は、設定情報記憶部８７からタイムスケジュールを取得する。

次に、ステップ５０４で、ＣＰＵ３２は、時計（図示せず）を参照して現時刻を取得する。次に、ステップ５０６で、ＣＰＵ３２は、タイムスケジュールを参照して現時刻の負荷変動幅を取得する。次に、ステップ５０８で、ＣＰＵ３２は、下記式に基づいて最低受電量を演算して、ルーチンを終了する。

最低受電量[ｋＷ]＝設備容量[ｋＷ]×負荷変動幅[％]／１００

即ち、負荷の設備容量に負荷変動幅の割合を乗じて最低受電量を演算する。例えば、設備容量が５００ｋＷ、負荷変動幅が１０％とすると、最低受電量は５０ｋＷ（＝５００ｋＷ×１０／１００）である。

第２の実施の形態では、負荷変動幅を時間帯毎に設定可能とし、負荷変動幅に連動して時間帯毎に最低受電量を可変とするので、負荷変動が大きくなる時間帯には、最低受電量を大きくして発電量を減らすことで、負荷変動により発電量が過剰になるのを抑制することができる。即ち、発電機２０の停止による、ＤＲ応動の失敗や、受電量の増加、契約受電量の超過などの不具合の発生を抑制することができ、ＤＲの成功率が向上する。

＜第３の実施形態＞
第３の実施形態では、需要家が、調整力としてＣＧＳ発電設備１８と蓄電設備２４とを備えており、ＤＲ応動装置１６がＤＲ応動処理と並行して、負荷変動を抑制するように蓄電池２６の制御装置２８に変動抑制指令を出力するものである。第１の実施形態と同じ構成部分には同じ符号を付して説明を省略する。

（ＤＲシステムの構成）
次に、ＤＲ応動装置を中心にＤＲシステムの構成について説明する。
図１６は第３の実施形態に係るＤＲシステムの構成の一例を示すブロック図である。このＤＲシステムは、需要家が、調整力としてＣＧＳ発電設備１８及び蓄電設備２４を備えている、図２の需要家１４Ｂである場合に相当する。

図１６に示すように、需要家１４Ｂは、構内負荷８２と、ＤＲ応動装置１６と、発電機２０及びその制御装置２２を有するＣＧＳ発電設備１８と、蓄電池２６及びその制御装置２８を有する蓄電設備２４とを備えている。蓄電池２６は、電力を充放電可能な電池である。蓄電池２６としては、例えば、鉛蓄電池、リチウムイオン蓄電池、ＮＡＳ蓄電池等を使用することができる。

構内負荷８２には、系統電源８０から受電した受電電力と、ＣＧＳ発電設備１８の発電機２０で発電された発電電力と、蓄電設備２４の蓄電池２６から放電された電力とが供給される。また、系統電源８０からの受電電力及び発電機２０の発電電力は、蓄電池２６の充電にも使用される。

ＤＲ応動装置１６は、負荷変動抑制制御部９０を備えている。負荷変動抑制制御部９０は、ＤＲ応動装置１６が「負荷変動抑制プログラム」を実行することにより実現される。計量装置８４は、計測された受電量の値を、ＤＲ応動処理部８１及び負荷変動抑制制御部９０に出力する。計量装置８６は、計測された発電量の値を、ＤＲ応動処理部８１、負荷変動抑制制御部９０及び発電機２０の制御装置２２に出力する。

負荷変動抑制制御部９０は、アグリゲータサーバ１２からのＤＲ指令に応じて負荷変動抑制処理を実行する。負荷変動抑制制御部９０は、計量装置８４から計測された受電量の値を取得し、設定情報記憶部８７から予め設定された各種パラメータを取得する。負荷変動抑制制御部９０は、受電量の計測値や各種パラメータを用いて負荷変動抑制量（±ΔｋＷ）を演算して、演算された負荷変動抑制量を含む変動抑制指令を、蓄電池２６の制御装置２８に送信する。

変動抑制指令を受信した制御装置２８は、変動抑制指令に含まれる負荷変動抑制量分の電力を充電又は放電するように、蓄電池２６の充放電制御を実行する。

図１７はＤＲ応動処理時の動作チャートの一例を示すグラフである。図１７に示すように、下げＤＲのＤＲ指令期間の間は、受電電力が減少し、発電電力が増加する。構内負荷８２の負荷電力の値は、ＤＲ指令期間の間も変動する。第３の実施形態では、ＤＲ指令期間の間、負荷電力を略一定の状態にする、負荷変動抑制処理を実行する。

具体的には、図１７の最下段に示すように、負荷電力が減少する場合には、蓄電池２６を充電して電力を吸収し、負荷電力が増加する場合には、蓄電池２６を放電して負荷８２に電力を供給する。即ち、負荷変動を蓄電池２６の充放電により吸収することで、負荷電力を略一定にする。

（負荷変動抑制処理）
次に、「負荷変動抑制処理」について説明する。
図１８は第３の実施形態に係る「負荷変動抑制処理」の手順の一例を示すフローチャートである。「負荷変動抑制処理」は、ＤＲ指令を受信したときに、ＤＲ応動装置１６のＣＰＵ３２（図３参照）によって実行される。負荷変動抑制処理とＤＲ応動処理とは、相互に制御応答性及び制御確実性を低下させないように、並列に実施される。

まず、ステップ６００で、ＣＰＵ３２は、設定情報記憶部８７から、予め設定された受電量減少度を取得する。受電量減少度は、急激な受電量の変動があった場合に、許容される単位時間当たりの受電量減少度の上限値である。次に、ステップ６０２で、ＣＰＵ３２は、受電量の計測値を取得して、ＲＡＭ３６（図３参照）に記憶しておく。続くステップ６０４で、ＣＰＵ３２は、負荷変動抑制処理が必要か否かを判定するための閾値である「変動抑制閾値」を下記式に従って演算する。受電量に対し許容される受電量減少度の上限値を乗算することで、受電量の許容閾値（下限値）が求められる。

変動抑制閾値[ｋＷ]＝受電量[ｋＷ]×受電量減少度[％]／１００

次に、ステップ６０６で、ＣＰＵ３２は、受電量が変動抑制閾値未満か否かを判断する。受電量が変動抑制閾値未満の場合は、ステップ６０８に進み。受電量が変動抑制閾値以上の場合は、ステップ６１４に進む。ステップ６１４では、ＣＰＵ３２は、ＤＲ指令期間が経過したか否かを判断する。そして、ＤＲ指令期間の経過前は、ステップ６０２に戻り、ＤＲ指令期間の経過後は、ルーチンを終了する。

次に、ステップ６０８で、ＣＰＵ３２は、前回の受電量と今回の受電量との差分である変動抑制量±ΔｋＷを下記式に従い演算する。

変動抑制量[ｋＷ]＝前回受電量[ｋＷ]－今回受電量[ｋＷ]

次に、ステップ６１０で、ＣＰＵ３２は、変動抑制量（±ΔｋＷ）を含む変動抑制指令を蓄電池２６の制御装置２８に送信する。続くステップ６１２では、ＣＰＵ３２は、ＤＲ指令期間が経過したか否かを判断する。そして、ＤＲ指令期間の経過前は、ステップ６０２に戻り、ＤＲ指令期間の経過後は、ルーチンを終了する。

なお、計量装置８４で計測された受電量の値から変動抑制量±ΔｋＷを求める例について説明したが、計量装置８４で計測された受電量の値と計量装置８６で計測された発電量の値との和である負荷電力の値から、変動抑制量±ΔｋＷを求めてもよい。

第３の実施形態では、蓄電池２６の制御装置２８が、ＤＲ応動装置１６からの変動抑制指令に応じて、負荷電力が略一定の状態になるように蓄電池２６の充放電制御を実行するので、負荷変動により発電量が過剰になるのを抑制することができる。したがって、第２の実施形態と同様に、発電機２０の停止による不具合の発生を抑制することができ、ＤＲの成功率が向上する。

なお、蓄電池２６の充放電により負荷変動を抑制する例を説明するが、蓄電池２６を抵抗器に置き換えてもよい。負荷電力が減少する場合には、抵抗器に電流を流して電力を消費し、負荷電力が増加する場合には、抵抗器を遮断する。即ち、負荷変動を抵抗器の使用により吸収することで、負荷電力を略一定にする。

＜第４の実施形態＞
第４の実施形態は、需要家が、調整力としてＣＧＳ発電設備１８と蓄電設備２４とを備えており、ＤＲ応動装置１６がＤＲ応動処理と並行して、負荷変動を抑制するように蓄電池２６の制御装置２８に変動抑制指令を出力する点は第３の実施の形態と同様であるが、第４の実施形態では、ＤＲ応動成功となる条件を満たすように負荷変動を抑制する。換言すれば、負荷変動を抑制しつつ、ＤＲ指令値の未達分を蓄電池で補正する。

第４の実施形態は、負荷変動抑制制御部９０による「負荷変動抑制処理」の手順が第３の実施形態と異なる以外は、ＤＲシステムの構成は第３の実施形態と同様である。第３の実施形態と同じ構成部分については説明を省略する。

図１９はＤＲ応動成功の条件を説明するためのグラフであり、受電量の経時変化の様子を示している。需給調整市場

に係る取引規程では、ＤＲ応動成功となる条件が種々定められている。

例えば、図１９に示すように、応動実績の確認に際し、ＤＲ応動成功となる条件は、応動時間に続くアセスメント対象時間において、５分間隔で計測した受電量の平均値が、ＤＲ指令値に対し応札を予定している約定電力量ΔｋＷの±１０％の範囲（受電量の許容範囲）にあることとされている。ここで約定電力量ΔｋＷとは、削減又は創出する電力量を示すものであり、例えば、受電量を４００ｋＷから２００ｋＷまで削減する場合、その差分である２００ｋＷが約定電力量である。

第４の実施形態では、負荷変動抑制制御部９０は、アセスメント対象時間として予め定めた期間内（先に説明したＤＲ指令値を維持する「維持期間」に等しい）においてＤＲ応動成功となる条件を満たすように、受電量の計測値や各種パラメータを用いて補正電力値を演算して、演算された補正電力値を含む変動抑制指令を、蓄電池２６の制御装置２８に送信する。変動抑制指令を受信した制御装置２８は、変動抑制指令に含まれる補正電力値に基づいて、補正電力分を充電又は放電するように、蓄電池２６の充放電制御を実行する。

ＤＲ応動処理部８１は、負荷電力に応じた目標発電量で発電するように、発電機２０の制御装置２２に制御指令を出力するが、ＤＲ応動処理だけでは急激な負荷変動に追従するのは難しい。このため、ＤＲ応動成功となる条件を満たすことができず、応動不成立となるリスクがある。特に、下げＤＲ指令後の受電量が少ない状況下では、負荷変動に追従するのが難しい。

蓄電池２６は、ＣＧＳの発電機２０に比べて応答速度が速い。したがって、第４の実施形態では、負荷変動を蓄電池２６の充放電により素早く抑制することで、ＤＲ応動成功となる条件を満たすことができるようにする。また、蓄電池２６はＣＧＳと比較して容量当たりのコストが高価であるが、ＣＧＳの発電機２０と併用する場合には蓄電池２６の容量が変動量と抑制時間分となり小さくて済むので、蓄電池２６のみを調整力とする場合と比較すると設備費が低コストである。

（負荷変動抑制処理）
次に、「負荷変動抑制処理」について説明する。
図２０は第４の実施形態に係る「負荷変動抑制処理」の手順の一例を示すフローチャートである。「負荷変動抑制処理」は、ＤＲ指令を受信したときに、ＤＲ応動装置１６のＣＰＵ３２（図３参照）によって実行される。

まず、ステップ７００で、ＣＰＵ３２は、ＤＲ指令からＤＲ指令値と約定電力量とを取得する。次に、ステップ７０２で、ＣＰＵ３２は、受電量の計測値を取得して、ＲＡＭ３６（図３参照）に記憶しておく。次に、ステップ７０４で、ＣＰＵ３２は、受電量の許容範囲を取得する。受電量の許容範囲は、図１９に網掛けで示した通り、ＤＲ指令値に対し約定電力量ΔｋＷの±１０％の範囲である。

次に、ステップ７０６で、ＣＰＵ３２は、設定情報記憶部８７から、予め設定された受電量の移動平均パラメータ（サンプル数とサンプリング周期）を取得する。次に、ステップ７０８で、ＣＰＵ３２は、下記式の従って受電量の移動平均処理を実行する。

移動平均値＝受電量のサンプル総和/サンプリング時間総和

次に、ステップ７１０で、ＣＰＵ３２は、移動平均値が許容範囲外か否かを判断する。移動平均値が許容範囲外の場合は、ステップ７１２に進み。移動平均値が許容範囲内の場合は、ステップ７０２に戻る。

次に、ステップ７１２で、ＣＰＵ３２は、移動平均値とＤＲ指令値との差分である補正電力値を下記式に従い演算する。

補正電力値[ｋＷ]＝移動平均値[ｋＷ]－ＤＲ指令値[ｋＷ]

次に、ステップ７１４で、ＣＰＵ３２は、補正電力値を含む変動抑制指令を蓄電池２６の制御装置２８に送信する。続くステップ７１６では、ＣＰＵ３２は、維持期間が経過したか否かを判断する。そして、維持期間の経過前は、ステップ７０２に戻り、維持期間の経過後は、ルーチンを終了する。

第４の実施形態では、蓄電池２６の制御装置２８が、ＤＲ応動装置１６からの変動抑制指令に応じて、ＤＲ応動成功となる条件を満たすように蓄電池２６の充放電制御を実行するので、負荷変動により受電量が許容範囲外となるのを抑制することができる。したがって、ＤＲシステムが応動不成立となるリスクを回避することができ、ＤＲの成功率が向上する。

なお、蓄電池２６を抵抗器に置き換えてもよい点は、第３の実施形態と同様である。

＜変形例＞
なお、上記実施の形態で説明したＤＲ応動装置及びＤＲシステムの構成は一例であり、本発明の主旨を逸脱しない範囲内においてその構成を変更してもよいことは言うまでもない。

１ 電力会社
２ アグリゲータ
３ 需要家
１０ 電力会社のサーバ
１２ アグリゲータサーバ
１４ 需要家
１６ ＤＲ応動装置
１８ 発電設備
２０ 発電機
２２ 制御装置
２４ 蓄電設備
２６ 蓄電池
２８ 制御装置
３０ 制御部
３８ タッチパネル入力表示部
４０ 表示部
４２ 入力部
４４ 通信部
４６ 記憶部
４７ 入出力部
４８ バス
７９ 受信部
８０ 系統電源
８１ 応動処理部
８２ 構内負荷
８３ 修正受電量演算部
８４ 計量装置
８５ 実施判定部
８６ 計量装置
８７ 設定情報記憶部
８９ 送信部
９０ 負荷変動抑制制御部
１００ 設定画面
２００ 設定画面
Ｎ ネットワーク
ＯＰ オペレータ

Claims (20)

1. 系統電源と連系して負荷に電力を供給するコジェネレーションシステムの発電機を制御する発電制御装置であって、前記系統電源からの受電量を一定値以上に維持する予め定めた手順に従って入力受電量に応じた目標発電量を算出し、発電量が算出された目標発電量に収束するように前記発電機を制御する発電制御装置に接続され、アグリゲータのサーバ装置からディマンドレスポンス指令を受信すると、前記受電量を前記ディマンドレスポンス指令で指定されたＤＲ指令値とする応動処理を実行するディマンドレスポンス応動装置であって、
   前記負荷で消費される負荷電力及び前記ＤＲ指令値から定まる前記目標発電量を求め、前記目標発電量を前記予め定めた手順により算出させるために前記発電制御装置に入力する修正受電量を演算する演算部を備え、前記演算部で演算された前記修正受電量を含む制御指令を前記発電制御装置に出力する、
   ディマンドレスポンス応動装置。
2. 前記系統電源と連系して前記負荷に電力を放電すると共に、前記系統電源からの受電電力を充電する蓄電池を制御する蓄電制御装置であって、指定された電力量に応じて電力を放電又は充電するように、前記蓄電池を制御する蓄電制御装置にも接続され、
   前記応動処理と並行して、前記負荷電力の変動量に応じた補正量を演算し、演算された補正量に応じて前記蓄電池を充放電させて負荷変動を抑制する変動抑制指令を前記蓄電制御装置に出力する負荷変動抑制制御部をさらに備えた、
   請求項１に記載のディマンドレスポンス応動装置。
3. 系統電源と連系して負荷に電力を供給するコジェネレーションシステムの発電機を制御する発電制御装置であって、前記系統電源からの受電量を一定値以上に維持する予め定めた手順に従って入力受電量に応じた目標発電量を算出し、発電量が算出された目標発電量に収束するように前記発電機を制御する発電制御装置と、
   前記発電制御装置に接続され、アグリゲータのサーバ装置からディマンドレスポンス指令を受信すると、前記受電量を前記ディマンドレスポンス指令で指定されたＤＲ指令値とする応動処理を実行するディマンドレスポンス応動装置と、
   を備え、
   前記ディマンドレスポンス応動装置が、
   前記負荷で消費される負荷電力及び前記ＤＲ指令値から定まる前記目標発電量を求め、前記目標発電量を前記予め定めた手順により算出させるために前記発電制御装置に入力する修正受電量を演算する演算部を備え、前記演算部で演算された前記修正受電量を含む制御指令を前記発電制御装置に出力する、
   ディマンドレスポンスシステム。
4. 前記予め定めた手順は、前記入力受電量と発電量との合計値である前記負荷電力から基準受電量を減算して目標発電量を算出する手順であり、
   前記演算部は、下げＤＲの場合には、前記受電量に前記ディマンドレスポンス指令による受電量の減少分を加算した値を修正受電量とし、上げＤＲの場合は、前記受電量から前記ディマンドレスポンス指令による受電量の増加分を減算した値を修正受電量とする、
   請求項３に記載のディマンドレスポンスシステム。
5. 前記基準受電量は、契約受電量、または逆潮流防止のために予め設定された最低受電量である、
   請求項４に記載のディマンドレスポンスシステム。
6. 前記基準受電量は、コジェネレーションシステム毎に予め設定可能である、
   請求項４または請求項５に記載のディマンドレスポンスシステム。
7. 前記ディマンドレスポンス応動装置が、
   前記ディマンドレスポンス指令に応じてディマンドレスポンスの実施の可否を判定する判定部をさらに備え、前記判定部によりディマンドレスポンスを実施可能と判定された場合に、前記演算部で演算された前記修正受電量を前記発電制御装置に出力する、
   請求項３から請求項６までのいずれか１項に記載のディマンドレスポンスシステム。
8. 前記判定部は、前記ＤＲ指令値が最低受電量未満となる場合、前記ＤＲ指令値が契約受電量を超える場合、前記目標発電量が発電機の最大発電量を超える場合、及び前記目標発電量が発電機の最低発電量未満の場合のいずれにも該当しない場合は、ディマンドレスポンスを実施可能と判定する、
   請求項７に記載のディマンドレスポンスシステム。
9. 前記判定部は、前記ＤＲ指令値が最低受電量未満となる場合、前記ＤＲ指令値が契約受電量を超える場合、前記目標発電量が発電機の最大発電量を超える場合、及び前記目標発電量が発電機の最低発電量未満の場合のいずれかに該当する場合は、ディマンドレスポンスを実施不可能と判定し、
   前記ディマンドレスポンス応動装置は、実施不可能との判定結果を前記アグリゲータのサーバ装置に送信する、
   請求項７または請求項８に記載のディマンドレスポンスシステム。
10. 前記判定部は、前記ＤＲ指令値が契約受電量を超える場合又は前記目標発電量が発電機の最大発電量を超える場合であって、ディマンドレスポンスを部分的に実施する要請を送信することが許容されている場合には、ディマンドレスポンスを部分実施可能と判定し、
    前記ディマンドレスポンス応動装置は、部分実施可能との判定結果及び対応可能なＤＲ指令値を前記アグリゲータのサーバ装置に送信する、
    請求項７または請求項８に記載のディマンドレスポンスシステム。
11. 前記最低受電量、前記契約受電量、前記最大発電量、及び前記最低発電量の各々は、コジェネレーションシステム毎に予め設定可能である、
    請求項８または請求項９に記載のディマンドレスポンスシステム。
12. 前記基準受電量が、時間帯毎に予め設定された負荷変動幅に応じて変動する、
    請求項４または請求項５に記載のディマンドレスポンスシステム。
13. 負荷変動の増加が見込まれる時間帯については、
    前記負荷変動幅を他の時間帯より大きい値に設定し、前記基準受電量を大きくする、
    請求項１２に記載のディマンドレスポンスシステム。
14. 前記系統電源と連系して前記負荷に電力を放電すると共に、前記系統電源からの受電電力を充電する蓄電池を制御する蓄電制御装置であって、指定された電力量に応じて電力を放電又は充電するように、前記蓄電池を制御する蓄電制御装置をさらに備え、
    前記ディマンドレスポンス応動装置が、
    前記蓄電制御装置にも接続され、
    前記応動処理と並行して、前記負荷電力の変動量に応じた補正量を演算し、演算された補正量に相当する電力を前記蓄電池により充放電させて負荷変動を抑制する変動抑制指令を前記蓄電制御装置に出力する負荷変動抑制制御部をさらに備える、
    請求項３から請求項１３までのいずれか１項に記載のディマンドレスポンスシステム。
15. 前記負荷変動抑制制御部は、受電量が許容閾値未満になる場合に、負荷電力が略一定となるように前記補正量を演算する、
    請求項１４に記載のディマンドレスポンスシステム。
16. 前記負荷変動抑制制御部は、最新の受電量の変動量を前記補正量として演算する、
    請求項１５に記載のディマンドレスポンスシステム。
17. 前記負荷変動抑制制御部は、ディマンドレスポンス応動成功となる条件を満たすように前記補正量を演算する、
    請求項１４に記載のディマンドレスポンスシステム。
18. 前記ディマンドレスポンス応動成功となる条件は、応動時間に続くアセスメント対象時間において、５分間隔で計測した受電量の平均値が、ＤＲ指令値に対し応札を予定している約定電力量ΔｋＷの±１０％の許容範囲となることであり、
    前記負荷変動抑制制御部は、前記アセスメント対象時間において前記受電量の平均値が前記許容範囲外となる場合に、前記受電量の平均値と前記ＤＲ指令値との差分を前記補正量として演算する、
    請求項１７に記載のディマンドレスポンスシステム。
19. 前記ディマンドレスポンス応動装置と通信可能に接続されたアグリゲータのサーバ装置をさらに備え、
    前記アグリゲータのサーバ装置は、
    前記ディマンドレスポンス応動装置から判定結果を受信し、
    部分実施可能との判定結果及び対応可能なＤＲ指令値を受信すると、前記対応可能なＤＲ指令値を含むディマンドレスポンス指令を前記ディマンドレスポンス応動装置に再送信する、
    請求項１０に記載のディマンドレスポンスシステム。
20. 前記アグリゲータのサーバ装置は、
    前記ディマンドレスポンス応動装置から受信した判定結果に応じて需要調整量の不足分を算出し、前記需要調整量の不足分を他の需要家に再配分して、前記他の需要家にディマンドレスポンス指令を送信する、
    請求項１９に記載のディマンドレスポンスシステム。

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