JP6664016B2 - 調整力計量装置、調整力計量システム、調整力計量方法、プログラム、及び、計測器 - Google Patents

Description

本発明は、調整力計量装置、調整力計量システム、調整力計量方法、プログラム、及び、計測器に関する。

送配電系統は、電力需要の変動周期に応じて、（１）ガバナーフリー（Governor Free;ＧＦ）、（２）負荷周波数制御（Load Frequency Control；ＬＦＣ）、（３）経済負荷配分制御（Economic load Dispatching Control；ＥＤＣ）に基づく電源からの「調整力」を組み合わせることで、周波数が維持されている。電力自由化により、一般送配電事業者は、調整力を公募か市場で発電事業者等から調達することが想定される。

オフィスや工場、一般家庭等における電力需要は時々刻々と変動する。送配電系統の電力需要が電力供給を超過すると、送配電系統の周波数は基準値（例えば、５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）よりも低下し、逆に、電力供給が電力需要を超過すると周波数は基準値より上昇する。「調整力」とは、時々刻々と変動する需要と供給とをバランスさせるためのものであり、調整力が理想的に提供された場合には、周波数は基準値に一致する。

数分から３０分未満の需要変動に対しては、負荷周波数制御（ＬＦＣ）が用いられる。負荷周波数制御によれば、送配電系統における周波数の変動に応じた量の調整力が提供される。即ち、送配電系統の周波数が基準値に不足した場合には、当該送配電系統を管轄する一般送配電事業者は、プラスの調整力を電力事業者から調達する。他方、送配電系統の周波数が基準値を超過した場合には、一般送配電事業者は、マイナスの調整力を電力事業者から調達する。負荷周波数制御による調整力調達の実際は、一般送配電事業者から送信される時々刻々の指令に対し、発電事業者が電源の出力を調整して応じることにより行われる。

負荷周波数制御（ＬＦＣ）に基づく電力の安定供給は、発電事業者が、一般送配電事業者からの指令どおりに調整力を提供することに掛かっている。そこで、電力自由化においては、一般送配電事業者が、発電事業者に対し、調整力の提供の実績に応じた対価を支払う仕組み（調整力提供の精算）が検討されている。
しかしながら、一般送配電事業者がごく短時間で急峻に変動する調整力の指令を行った場合は、電力事業者は当該指令に応じることができず、逆にペナルティを課せられ得る。また、周波数は、送配電系統の場所ごとに違いがある。送配電系統の場所ごとにきめ細かく調整力を指令することが望ましいが、短周期（周期３〜５秒程度）の揺動に対してそれを行うことは現実的ではない。
そこで、短周期の需要変動に対しては、一般に、発電事業者が所有する電源（タービン装置及び発電機からなるもの）で自律に行われるガバナーフリー（ＧＦ）運転による調整が行われる。ガバナーフリー運転とは、負荷変動に起因する発電機の回転速度の変化に対して、当該回転速度を一定に保つように、タービン装置への燃料供給量等を制御する運転のことをいう。

また、タービン装置を原動力とする電源は、運転中において、仕組み上、慣性エネルギーを内部に有している。この慣性エネルギーは、負荷変動に応じて、負荷との間で自動的に授受されることで、負荷変動の緩衝材（バッファ）として安定運転に寄与する。

特許文献１には、価格の透明性を高めると共に安定供給に必要な調整力を確保することを可能にする電力市場の価格形成システムおよびその方法が開示されている。

特許第５８８６４００号公報

ガバナーフリー運転、又は、慣性による調整力の提供は、一般送配電事業者からの指令によらず、各電源で自律的に行われるため、一般送配電事業者によって計量されない。したがって、ガバナーフリー運転や慣性を通じて提供した調整力は、一般送配電事業者による対価の支払い（精算）の対象とならない。そうすると、負荷周波数制御によって提供された調整力には対価が支払われる一方で、ガバナーフリーによって提供した調整力には対価が支払われないという不均衡が生じる。そのため、ガバナーフリーによって提供された調整力も含めて、電源等の調整力提供手段が実際に提供した調整力を計量することが求められている。

本発明の目的は、調整力提供手段が実際に提供した調整力を計量可能な調整力計量装置、調整力計量システム、調整力計量方法、プログラム、及び、計測器を提供することにある。

本発明の第１の態様によれば、調整力計量装置は、管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量装置であって、当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す第１調整力係数を算出する調整力係数演算部と、算出された前記第１調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出する調整力演算部と、を備える。

また、本発明の第２の態様によれば、上述の調整力計量装置は、逐次算出される前記調整力を所定の単位期間で積算してなる調整力積算値を算出する積算値演算部を更に備える。

また、本発明の第３の態様によれば、上述の調整力計量装置は、前記調整力積算値に対し、予め規定された契約単価を乗じて、前記調整力提供手段が提供した調整力積算値に対する対価を算出する精算処理部を更に備える。

また、本発明の第４の態様によれば、前記調整力係数演算部は、所定時間内に取得された前記有効電力の計測値の平均値と、新たに取得された前記有効電力の計測値との偏差を、前記有効電力の変動として算出し、所定時間内に取得された前記周波数の計測値の平均値と、新たに取得された前記周波数の計測値との偏差を、前記周波数の変動として算出する第１から第３の何れかの態様に記載の調整力計量装置である。

また、本発明の第５の態様によれば、前記調整力係数演算部は、更に、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動の積算値への影響の度合いを示す第２調整力係数を算出する。

また、本発明の第６の態様によれば、調整力計量システムは、上述の調整力計量装置と、前記送配電網と前記調整力提供手段との接続点に設置され、当該接続点において授受される有効電力と、当該接続点における周波数とを計測可能な計測器と、を備え、前記計測値取得部は、前記計測器を通じて、前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とを取得する。

また、本発明の第７の態様によれば、前記計測器は、前記調整力提供手段である電源、負荷、安定化機器、及び、管理対象外の送配電網のうちの少なくとも何れか一つと、前記送配電網との接続点に設置される。

また、本発明の第８の態様によれば、調整力計量方法は、管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量方法であって、当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得するステップと、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す調整力係数を算出するステップと、算出された前記調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出するステップと、を有する。

また、本発明の第９の態様によれば、プログラムは、管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量装置のコンピュータを、当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する計測値取得部、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す調整力係数を算出する調整力係数演算部、算出された前記調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出する調整力演算部、として機能させる。

また、本発明の第１０の態様によれば、計測器は、管理対象とする送配電網と、当該送配電網に対し電力需給バランスの調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点に設置される計測器であって、前記接続点において授受される有効電力と、当該接続点における周波数とを計測可能なセンサと、前記センサを通じて、前記有効電力の計測値と、前記周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す第１調整力係数を算出する調整力係数演算部と、算出された前記第１調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出する調整力演算部と、を備える。

また、本発明の第１１の態様によれば、上述の計測器は、逐次算出される前記調整力を、記録媒体に記録する記録処理部を更に備える。

上述の発明の各態様によれば、調整力提供手段が実際に提供した調整力を計量できる。

第１の実施形態に係る調整力計量システムの全体構成を示す図である。 第１の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す第１図である。 第１の実施形態に係る調整力計量装置のハードウェア構成を示すブロック図である。 第１の実施形態に係る調整力計量装置の機能構成を示すブロック図である。 第１の実施形態に係る調整力計量装置の処理フローを示すフローチャート図である。 第１の実施形態に係る調整力計量装置の機能を説明するための図である。 第１の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す第２図である。 第１の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す第３図である。 第１の実施形態の変形例に係る調整力計量装置の機能を説明するための図である。 第２の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す図である。 第２の実施形態に係る計測器のハードウェア構成を示すブロック図である。 第２の実施形態に係る計測器の機能構成を示すブロック図である。 第２の実施形態に係る計測器の処理フローを示すフローチャート図である。 第３の実施形態に係る調整力計量装置の機能構成を示すブロック図である。 第３の実施形態に係る調整力計量装置の処理フローを示すフローチャート図である。 第３の実施形態に係る重み係数の一例を示す図である。 第３の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す図である。 第３の実施形態の変形例に係る重み係数の一例を示す図である。 第４の実施形態に係る調整力計量装置の機能構成を示すブロック図である。

＜第１の実施形態＞
以下、第１の実施形態に係る調整力計量装置、及び、当該調整力計量装置を具備する調整力計量システムについて、図１〜図８を参照しながら説明する。

（調整力計量システムの全体構成）
図１は、第１の実施形態に係る調整力計量システムの全体構成を示す図である。
図１には、発電を行う発電事業者Ｇと、発電された電力の送配電を行う一般送配電事業者Ｔと、送配電された電力を消費する需要家Ｃとを示している。図１に示す例では、一般送配電事業者Ｔが管理対象とする送配電網（以下、対象送配電網Ｎ１とも記載する。）には、発電事業者Ｇと需要家Ｃとが接続されている。発電事業者Ｇが発電した電力は、対象送配電網Ｎ１を通じて、需要家Ｃへと流れる。なお、対象送配電網Ｎ１は、他の一般送配電事業者が管理対象とする送配電網（以下、対象外送配電網Ｎ２とも記載する。）とも接続されている。

図１に示すように、調整力計量システム１は、調整力計量装置１０と、計測器５０とを有してなる。
調整力計量装置１０は、一般送配電事業者Ｔに管理（又は、運用）される。調整力計量装置１０は、対象送配電網Ｎ１における電力需給バランスの安定化のために発電事業者Ｇ等が実際に提供した「調整力」を計量可能とする。調整力計量装置１０の具体的な機能構成及び処理の内容については後述する。
計測器５０は、対象送配電網Ｎ１と、発電事業者Ｇ等が管理する調整力提供手段との接続点に設置され、当該接続点において授受される有効電力と、当該接続点における周波数とを計測可能とする。ここで、「調整力提供手段」とは、送配電網（対象送配電網Ｎ１）に対し電力需給バランスの調整力を提供可能な装置等であって、具体的には、発電事業者Ｇが管理する電源（後述）、安定化機器（後述）、需要家Ｃが管理する負荷（後述）、及び、一般送配電事業者Ｔの管理対象外とする送配電網（対象外送配電網Ｎ２）を指す。
なお、本実施形態に係る計測器５０は、よく知られている周波数計測機能付きの電力計などであってもよい。

（調整力計量システムの構成の詳細）
図２は、第１の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す第１図である。
図２に示すように、発電事業者Ｇは、複数の電源２１、２２、２３、・・を管理している。

以下、発電事業者Ｇが管理する複数の電源２１、２２、２３、・・のうち、一つの電源２１を例に、説明する。なお、他の電源２２、２３、・・の構成及び機能は、電源２１と同様である。

電源２１は、制御部２１０と、タービン装置２１１（例えば、ガスタービン、蒸気タービン等）と、発電機２１２とを有してなる。

制御部２１０は、タービン装置２１１及び発電機２１２の運転制御を行う。特に、制御部２１０は、発電機２１２の回転速度（出力の周波数に対応）を常時モニタリングして、当該回転速度が一定に保たれるように、タービン装置２１１への燃料、又は蒸気の供給量を自動調整する（ガバナーフリー運転）。このような運転制御によれば、例えば、短期間で負荷（電力需要）が増大し、発電機２１２の回転速度が低下した場合には、制御部２１０は、直ちに、タービン装置２１１への燃料等の供給量を上昇させ、元の回転速度に復帰させる。発電機２１２が元の回転速度に復帰する際の出力の増分は、上記負荷（電力需要）の増大に対応して電源２１が提供した「調整力」である。このように、短周期（周期３〜５秒程度）の電力需要変動に対しては、電源２１のガバナーフリー運転により、逐次、調整力が提供される。

制御部２１０が行うガバナーフリー運転において、発電機２１２の回転速度の変動量（周波数偏移Δｆ）に応じて電源２１が追加的に発生させる出力（即ち、調整力ΔＰ）は、速度調停率δを用いて式（１）のように規定される。

式（１）において、『Δｆ』は、周波数偏移Δｆ［Ｈｚ］であり、周波数の基準値（例えば、５０Ｈｚ等）に対する、電源２１の出力の周波数の偏差である。また、『ｆｎ』は、対象送配電網Ｎ１の周波数の基準値［Ｈｚ］（例えば、５０Ｈｚ等）であり、『Ｐｎ』は、電源２１の定格出力［Ｗ］である。この関係式は、周波数と出力との静的な釣り合い状態を示す名目的なものであり、実際には電源２１の出力の時間遅れのために誤差がある。この時間遅れは、タービン装置２１１等が有する慣性や、制御部２１０の制御遅延に起因するものである。

電源２１は、対象送配電網Ｎ１に接続されている。電源２１と対象送配電網Ｎ１との接続点には、計測器５０が設置されている。
電源２１と対象送配電網Ｎ１との接続点に設置された計測器５０は、当該電源２１から対象送配電網Ｎ１へと出力される有効電力の計測値（以下、「有効電力計測値Ｐ１」とも記載する。）、及び、周波数の計測値（以下、「周波数計測値ｆ１」とも記載する。）を取得する。計測器５０は、所定の通信網（インターネット回線等）を介して、有効電力計測値Ｐ１、周波数計測値ｆ１を一般送配電事業者Ｔが管理する調整力計量装置１０に送信する。
同様に、他の電源２２、２３、・・と対象送配電網Ｎ１との接続点に設置された計測器５０は、当該電源２２、２３、・・の各々から対象送配電網Ｎ１へと出力される有効電力計測値Ｐ２、Ｐ３、・・、及び、周波数計測値ｆ２、ｆ３、・・を取得し、調整力計量装置１０に送信する。

（調整力計量装置のハードウェア構成）
図３は、第１の実施形態に係る調整力計量装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図３に示すように、調整力計量装置１０は、ＣＰＵ１００と、メモリ１０１と、通信インタフェース１０２と、ストレージ１０３とを備えている。
ＣＰＵ１００は、調整力計量装置１０の動作全体の制御を司るプロセッサである。
メモリ１０１は、いわゆる主記憶装置であって、ＣＰＵ１００がプログラムに基づいて動作するための命令及びデータが展開される。
通信インタフェース１０２は、外部装置（特に、計測器５０）との間で情報をやり取りするためのインタフェース機器である。なお、本実施形態においては、通信インタフェース１０２によって実現される通信手段及び通信方式は、特に限定されない。例えば、通信インタフェース１０２は、有線通信を実現するための有線接続インタフェースであってもよいし、無線通信を実現するための無線通信モジュールであってもよい。
ストレージ１０３は、いわゆる補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。

（調整力計量装置の機能構成）
図４は、第１の実施形態に係る調整力計量装置の機能構成を示すブロック図である。
図４に示すように、調整力計量装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、計測値取得部１０００、調整力係数演算部１００１、調整力演算部１００２、積算値演算部１００３及び精算処理部１００４としての機能を発揮する。

計測値取得部１０００は、各接続点に設置された計測器５０を通じて、有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・（図２参照）と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・（図２参照）とを取得する。
調整力係数演算部１００１は、計測値取得部１０００によって取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて第１調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２、・・を算出する。第１調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２、・・は、各電源２１、２２、・・と対象送配電網Ｎ１との接続点で授受される有効電力の変動の、周波数の変動への影響（寄与）の度合いを示す値である。
調整力演算部１００２は、調整力係数演算部１００１によって算出された第１調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２、・・と、周波数の変動の計測値Δｆ１、Δｆ２、・・（後述）とに基づいて、各電源２１、２２、・・が対象送配電網Ｎ１に提供した調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を算出する。
積算値演算部１００３は、調整力演算部１００２によって逐次算出される調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を、それぞれ、所定の単位期間（例えば、２４時間）で積算して調整力積算値Ｓ１、Ｓ２、・・を算出する。
精算処理部１００４は、算出された調整力積算値Ｓ１、Ｓ２、・・に対し、予め規定された契約単価γ１、γ２、・・を乗じて、各電源２１、２２、・・が提供した調整力積算値Ｓ１、Ｓ２、・・に対する対価を算出する。
なお、調整力演算部１００２は、調整力計量部の一例である。

（調整力計量装置の処理フロー）
図５は、第１の実施形態に係る調整力計量装置の処理フローを示すフローチャート図である。
また、図６は、第１の実施形態に係る調整力計量装置の機能を説明するための図である。
以下、図５〜図６を参照しながら、調整力計量装置１０が実行する具体的な処理について詳しく説明する。なお、以下の説明においては、発電事業者Ｇが管理する複数の電源２１、２２、・・のうち、例として、一つの電源２１についての処理を説明する。

図５に示す処理フローは、上述した各機能を有する調整力計量装置１０（ＣＰＵ１００）によって継続的に実行される。

まず、計測値取得部１０００は、計測器５０を通じて、電源２１と対象送配電網Ｎ１との接続点における有効電力計測値Ｐ１と、周波数計測値ｆ１とを取得する（ステップＳ００）。ここで、計測器５０は、当該接続点において授受される有効電力及びその周波数を、所定のサンプリング周期（例えば、数百ミリ秒周期）でサンプリングしている。計測値取得部１０００は、計測器５０にて上記サンプリング周期ごとに得られる有効電力計測値Ｐ１、及び、周波数計測値ｆ１を時系列データとして逐次取得する。以下、時刻ｔに取得された有効電力計測値Ｐ１、及び、周波数計測値ｆ１を、それぞれ、有効電力計測値Ｐ１（ｔ）、及び、周波数計測値ｆ１（ｔ）と記載して説明する。

次に、調整力係数演算部１００１は、現時刻から所定時間（例えば、３０分）以内の過去の各時刻で取得された複数の有効電力計測値Ｐ１（ｔ）と、現時刻から同所定時間以内の過去の各時刻で取得された複数の周波数計測値ｆ１（ｔ）とに基づいて、第１調整力係数ｋｐ１を算出する（ステップＳ０１）。具体的には、調整力係数演算部１００１は、式（２）を演算することで、第１調整力係数ｋｐ１を算出する。

式（２）において、『ΔＰ１（ｔ）』は、有効電力の変動の計測値（以下、「有効電力変動計測値」とも記載する。）であり、『Δｆ１（ｔ）』は、周波数の変動の計測値（以下、「周波数変動計測値」とも記載する。）である。有効電力変動計測値ΔＰ１（ｔ）、及び、周波数変動計測値Δｆ１（ｔ）は、それぞれ、有効電力計測値Ｐ１（ｔ）、周波数計測値ｆ１（ｔ）を用いて、式（３）、式（４）によって求められる。

式（３）において、『Ｅ［Ｐ１］』は、現時刻から所定時間（例えば、３０分）内の過去の各時刻に取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ）の平均値である。即ち、調整力係数演算部１００１は、所定時間内に取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ）の平均値Ｅ［Ｐ１］と、新たに取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ）との偏差を、有効電力変動計測値ΔＰ１（ｔ）として取得する。
また、式（４）において、『Ｅ［ｆ１］』は、現時刻から所定時間（例えば、３０分）内の過去の各時刻に取得された周波数計測値ｆ１（ｔ）の平均値である。即ち、調整力係数演算部１００１は、所定時間内に取得された周波数計測値ｆ１（ｔ）の平均値Ｅ［ｆ１］と、新たに取得された周波数計測値ｆ１（ｔ）との偏差を、周波数変動計測値Δｆ１（ｔ）として取得する。

以下、式（２）によって算出される第１調整力係数ｋｐ１について、図６を参照しながら説明する。
図６に示すグラフは、上記所定時間内において、同時刻に取得された有効電力変動計測値ΔＰ１（ｔ）と周波数変動計測値Δｆ１（ｔ）との組み合わせをプロットした散布図である。
ここで、上述のガバナーフリー運転に従えば、理想的には、周波数の変動と有効電力の変動（調整力）との関係は式（１）に従うはずであるが、実際には、上述したように、電源２１の出力の時間遅れ等に起因して、誤差が生じる。
他方、上記のプロット（実測値）の回帰直線Ｗの傾き、即ち、式（２）から導かれる第１調整力係数ｋｐ１（［Ｗ／Ｈｚ］）は、対象送配電網Ｎ１との接続点において電源２１が実際に発生させた有効電力の変動が、どの程度、当該接続点における周波数の変動に影響（寄与）しているかを示す量となる。つまり、対象送配電網Ｎ１との接続点において実際に発生した周波数の変動を、当該接続点における各実測値に基づいて導出された回帰直線Ｗに当てはめることで、電源２１が、対象送配電網Ｎ１に対し、実質的に提供した調整力を求めることができる。

図５に戻り、次に、調整力演算部１００２は、調整力係数演算部１００１によって算出された第１調整力係数ｋｐ１と、周波数変動計測値Δｆ１（ｔ）とに基づいて、電源２１が対象送配電網Ｎ１に対して実際に提供した調整力ΔＰＧＦ１（ｔ）を算出する（ステップＳ０２）。具体的には、調整力演算部１００２は、式（５）に基づいて調整力ΔＰＧＦ１（ｔ）を演算する。

式（５）において、『ΔＰＧＦ１（ｔ）』は、電源２１が対象送配電網Ｎ１に対いて提供した調整力であり、図６に示す回帰直線Ｗに、周波数変動計測値Δｆ１（ｔ）を代入して得られる、有効電力の変動の推定値である。なお、周波数が基準値を上回っている場合において、当該周波数のマイナス方向の変動に寄与した有効電力の減少分（マイナス方向の変動）も、調整力として考慮する必要がある。そのため、式（５）では、第１調整力係数ｋｐ１に対し、Δｆ１（ｔ）の絶対値を乗じることとしている。

次に、積算値演算部１００３は、調整力演算部１００２（式（５））によって逐次算出される調整力ΔＰＧＦ１（ｔ）を、それぞれ、所定の単位期間（例えば、２４時間）で積算して、当該単位期間において、調整力積算値Ｓ１を算出する（ステップＳ０３）。具体的には、積算値演算部１００３は、式（６）を演算する。

式（６）において、『Ｓ１』は、電源２１が提供した調整力ΔＰＧＦ１（ｔ）の、時刻ｔｉｎｉｔｉａｌから時刻ｔｔｅｒｍｉｎａｌまでの積算値（調整力積算値）である。例えば、時刻ｔｉｎｉｔｉａｌは、電源２１のある稼働日の０時とされ、時刻ｔｔｅｒｍｉｎａｌは、当該稼働日の２４時（次の日の０時）などとされてよい。この場合、調整力積算値Ｓ１は、電源２１が、ある稼働日１日を通じて提供した調整力の総計である。

次に、精算処理部１００４は、積算値演算部１００３によって算出された調整力積算値Ｓ１に対する対価を算出する（ステップＳ０４）。具体的には、精算処理部１００４は、式（７）を演算する。

式（７）において、『κ』は、［Ｊ］（ジュール）の単位で算出される調整力積算値Ｓ１を［ｋＷｈ］（キロワットアワー）の単位に変換するための係数である。また、『γ１』は、一般送配電事業者Ｔと発電事業者Ｇとの間で取りきめられた契約単価であり、単位調整力当たりの対価の額である。契約単価γ１は、電源２１が提供した調整力についての契約単価である。『Ｙ１』は、一般送配電事業者Ｔの電源２１が稼働日全体（０時〜２４時）を通じて提供した調整力に対する対価の総額である。

調整力計量装置１０は、発電事業者Ｇが有する他の電源２２、２３、・・についても、上記と同様の処理（ステップＳ００〜ステップＳ０４）を実行する。なお、各電源２１、２２、２３、・・それぞれに対応する契約単価γ１、γ２、γ３、・・は、電源２１、２２、２３、・・それぞれの規格や仕様などに応じて異なるように定められていてもよい。
調整力計量装置１０は、発電事業者Ｇの各々が提供した調整力に対する対価を、発電事業者Ｇの情報処理装置に通知してもよい。一般送配電事業者Ｔは、発電事業者Ｇとの間で取りきめられた契約に従って、所定の期間に提供された調整力に対する対価の支払いを行う。

（作用、効果）
以上のような構成及び機能を有する調整力計量装置１０は、発電事業者Ｇが管理する各電源２１、２２、・・と対象送配電網Ｎ１との接続点において発生した有効電力の変動及び周波数の変動を直接的にモニタリングする。そして、当該接続点において発生した有効電力の変動の、周波数の変動への寄与の度合いを、第１調整力係数ｋｐ１として算出する。これにより、接続点において実際に発生した周波数の変動が、どの程度の有効電力の変動（即ち、電源２１、２２、・・が提供した調整力）に起因して与えられたものかを見積ることができる。このようにして見積られた調整力は、タービン系電源（電源２１、２２、・・）が自律的に行うガバナーフリー運転や、慣性によって提供される調整力を含むものとなる。
以上より、第１の実施形態に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１によれば、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）が実際に提供した調整力を計量できる。
なお、本実施形態では、一般送配電事業者Ｔが調整力計量装置１０を管理する形態について説明したが、調整力計量装置１０は、他の事業者により管理されてもよい。

（需要家が提供する調整力の計量）
図７は、第１の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す第２図である。
次に、図７を参照しながら、需要家Ｃが対象送配電網Ｎ１に対して提供する調整力の計量について説明する。
図７に示すように、需要家Ｃは、複数の負荷３１、３２、３３、・・を管理している。需要家Ｃは、例えば、工場であって、負荷３１、３２、３３、・・は、例えば、モータなどである。

負荷３１、３２、・・は、それぞれ、対象送配電網Ｎ１から供給される有効電力を消費して、需要家の設備を駆動している。
計測器５０は、対象送配電網Ｎ１と各負荷３１、３２、・・との接続点に設置され、当該接続点において授受される有効電力の計測値（有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・）と、周波数の計測値（周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・）とを計測可能とする。計測器５０にて取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・及び周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・は、所定の通信網を介して、逐次、調整力計量装置１０に向けて送信される。

調整力計量装置１０は、図７に示す計測器５０を通じて取得される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて、図５に示す処理フロー（ステップＳ００〜ステップＳ０４）を実行し、負荷３１、３２、・・それぞれが、対象送配電網Ｎ１に対して提供した調整力及びその対価の額を演算する。

これにより、負荷３１、３２、・・の運転に伴い、需要家Ｃが、対象送配電網Ｎ１に対し提供していた調整力について計量されることとなる。この場合、需要家Ｃが、意図せずとも提供していた調整力についても計量されることになる。このように、需要家Ｃが管理する負荷３１、３２、・・と対象送配電網Ｎ１との間で授受される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・及び周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・を取得してステップＳ０１〜ステップＳ０４の演算を行うことで、発電事業者Ｇのみならず、負荷を運転する需要家Ｃに対しても、提供された調整力についての対価の支払いが可能となる。

（他の一般送配電事業者が提供する調整力の計量）
図８は、第１の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す第３図である。
次に、図８を参照しながら、他の一般送配電事業者が対象送配電網Ｎ１に対して提供する調整力の計量について説明する。

図８に示すように、他の一般送配電事業者が管理対象とする送配電網（対象外送配電網Ｎ２）は、対象送配電網Ｎ１と一つ又は複数の箇所で接続され、送配電のネットワークを形成している。
計測器５０は、対象送配電網Ｎ１と各負荷３１、３２、・・との接続点に設置され、当該接続点において授受される有効電力の計測値（有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・）と、周波数の計測値（周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・）とを計測可能とする。計測器５０にて取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・及び周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・は、所定の通信網を介して、逐次、調整力計量装置１０に向けて送信される。

調整力計量装置１０は、図８に示す計測器５０を通じて取得される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて、図５に示す処理フロー（ステップＳ００〜ステップＳ０４）を実行し、対象外送配電網Ｎ２が、対象送配電網Ｎ１に対して提供した調整力及びその対価の額を演算する。

これにより、対象外送配電網Ｎ２を管理する一般送配電事業者が、対象送配電網Ｎ１に対し提供していた調整力について計量されることとなる。このように、他の一般送配電事業者が管理する総配電網（対象外送配電網Ｎ２）と対象送配電網Ｎ１との間で授受される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・及び周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・を取得してステップＳ０１〜ステップＳ０４の演算を行うことで、発電事業者Ｇ、需要家Ｃのみならず、他の一般送配電事業者に対しても、提供された調整力についての対価の支払いが可能となる。

＜第１の実施形態の変形例＞
以上、第１の実施形態に係る調整力計量装置１０及び調整力計量システム１について詳細に説明したが、調整力計量装置１０及び調整力計量システム１の具体的な態様は、上述のものに限定されることはなく、要旨を逸脱しない範囲内において種々の設計変更等を加えることは可能である。
以下、第１の実施形態の変形例について、図９を参照しながら説明する。

（調整力計量装置の機能）
図９は、第１の実施形態の変形例に係る調整力計量装置の機能を説明するための図である。
第１の実施形態の変形例に係る調整力係数演算部１００１は、図５のステップＳ０１の処理において、有効電力計測値Ｐ１（ｔ）と、周波数計測値ｆ１（ｔ）とに基づいて、第２調整力係数ｋＩ１を算出する。具体的には、変形例に係る調整力係数演算部１００１は、式（８）を演算することで、第２調整力係数ｋＩ１を算出する。

式（８）において、『∫Δｆ１（ｔ）ｄｔ』は、周波数変動計測値Δｆ１（ｔ）の積分値（以下、「周波数変動積分値」とも記載する。）である。式（８）によって導出される第２調整力係数ｋＩ１は、各接続点（計測器５０が設置された箇所）において発生した有効電力の変動の、同接続点における「周波数の変動の積分値」に対する影響の度合いを示している。

また、変形例に係る調整力演算部１００２は、図５のステップＳ０２の処理において、調整力係数演算部１００１によって算出された第２調整力係数ｋＩ１に基づいて、調整力ΔＰＧＦＩ１（ｔ）を算出する。具体的には、調整力演算部１００２は、式（９）を演算することで、調整力ΔＰＧＦＩ１（ｔ）を算出する。

本変形例に係る調整力計量装置１０が、上述の式（８）、（９）に基づいて調整力を演算することで、以下のような効果を得ることができる。

例えば、ある接続点において、周波数偏移Δｆが、振幅ａ、周期Ｔでステップ状に変動したとする（図９参照）。そして、同接続点における有効電力の変動ΔＰが、当該周波数偏移Δｆに応答して、振幅ｂ、周期Ｔでランプ状に変化したとする（図９参照）。なお、図９に示すような有効電力の変動ΔＰは、周波数偏移Δｆに対する積分制御（Ｉ制御）に基づくものである。
ここで、図９に示す各変動についての、第１調整力係数ｋｐ１（式（２））の算出結果は、式（１０）に示すように、ゼロ（ｋｐ１＝０）となる。

他方、図９に示す各変動についての、第２調整力係数ｋＩ１（式（８））の算出結果は、式（１１）に示すように、有限の値（ｋＩ１＝ｂ／ａ）となる。

即ち、第１調整力係数ｋｐ１（式（２））に基づいて調整力を計量する方法の場合、周波数偏移Δｆに対する積分制御に基づいて調整力提供手段（電源２１等）が発生させた調整力を正しく計量できない可能性がある。しかし、更に、第２調整力係数ｋＩ１を用いて調整力を計量することで、周波数偏移Δｆに対する積分制御に基づいて調整力提供手段が発生させた調整力を正しく計量することができる。

＜第２の実施形態＞
以下、第２の実施形態に係る計測器、及び、当該計測を具備する調整力計量システムについて、図１０〜図１３を参照しながら説明する。

（調整力計量システムの構成）
図１０は、第２の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す図である。
第２の実施形態に係る計測器５０は、第１の実施形態と同様に、調整力提供手段（電源２１等）と対象送配電網Ｎ１との接続点に設置される。しかし、第２の実施形態に係る計測器５０は、取得した実測値（有効電力変動計測値ΔＰ１、ΔＰ２、・・及び、周波数変動計測値Δｆ１、Δｆ２、・・）に対して演算処理を行い、当該演算結果である調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を、一般送配電事業者Ｔに出力する。
なお、第２の実施形態に係る調整力計量装置１０は、第１の実施形態で説明した各種機能のうち、積算値演算部１００３（図４）及び精算処理部１００４（図４）のみを有する態様であってよい。即ち、第２の実施形態に係る調整力計量装置１０は、計測器５０から受信した調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を積算し、当該積算結果に基づいて精算処理を行う。

（計測器のハードウェア構成）
図１１は、第２の実施形態に係る計測器のハードウェア構成を示すブロック図である。
図１１に示すように、計測器５０は、ＣＰＵ５００と、メモリ５０１と、通信インタフェース５０２と、ストレージ５０３と、センサ５０４とを備えている。
ＣＰＵ５００は、計測器５０の動作全体の制御を司るプロセッサである。
メモリ５０１は、いわゆる主記憶装置であって、ＣＰＵ５００がプログラムに基づいて動作するための命令及びデータが展開される。
通信インタフェース５０２は、外部装置（特に、調整力計量装置１０）との間で情報をやり取りするためのインタフェース機器である。なお、本実施形態においては、通信インタフェース５０２によって実現される通信手段及び通信方式は、特に限定されない。
ストレージ５０３（記録媒体）は、計測器５０に内蔵された補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。
センサ５０４は、調整力提供手段（電源２１等）と対象送配電網Ｎ１（図１０）との接続点における有効電力及び周波数を計測するための計測手段である。

（計測器の機能構成）
図１２は、第２の実施形態に係る計測器の機能構成を示すブロック図である。
図１２に示すように、計測器５０のＣＰＵ５００は、プログラムに従って動作することで、計測値取得部５０００、調整力係数演算部５００１、調整力演算部５００２、調整力送信処理部５００３及び記録処理部５００４としての機能を発揮する。

計測値取得部５０００、調整力係数演算部５００１及び調整力演算部５００２は、それぞれ、第１の実施形態で説明した計測値取得部１０００、調整力係数演算部１００１及び調整力演算部１００２と同様の機能であるため、詳細な説明を省略する。

調整力送信処理部５００３は、調整力演算部５００２が算出した調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を、調整力計量装置１０に向けて逐次送信する。
記録処理部５００４は、センサ５０４を通じて取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・、に加え、調整力係数演算部５００１によって算出された第１調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２、・・、調整力演算部５００２によって算出された調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を、ストレージ５０３に逐次記録して蓄える。

（処理フロー）
図１３は、第２の実施形態に係る計測器の処理フローを示すフローチャート図である。
図１３に示す処理フローは、上述した各機能を有する計測器５０（ＣＰＵ５００）によって継続的に実行される。なお、以下の説明においては、発電事業者Ｇが管理する複数の電源２１、２２、・・のうち、例として、一つの電源２１についての処理を説明する。

図１３に示すステップＳ１０からステップＳ１２までの処理は、第１の実施形態に係る調整力計量装置１０の処理（図５に示すステップＳ００からステップＳ０２までの処理）と同様であるため、詳細な説明を省略する。

ステップＳ１２の処理の後、調整力送信処理部５００３は、ステップＳ１２で算出された調整力ΔＰＧＦ１（ｔ）を調整力計量装置１０に向けて送信する（ステップＳ１３）。
更に、記録処理部５００４は、ステップＳ１０で取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ）及び周波数計測値ｆ１（ｔ）、ステップＳ１１で算出された第１調整力係数ｋｐ１、並びに、ステップＳ１２で算出された調整力ΔＰＧＦ１（ｔ）を、ストレージ５０３に記録する（ステップＳ１４）。

（作用、効果）
以上のように、第２の実施形態に係る計測器５０は、調整力ΔＰＧＦ１、ΔＰＧＦ２、・・を逐次算出する機能、及び、当該調整力などを逐次記録して履歴を残す機能を有している。特に、算出した調整力の記録を残すことで、調整力計量装置１０との通信に不具合が生じたときでも、調整力を計量することが可能となる。

なお、第２の実施形態では、計測器５０が調整力の演算及び送信を行い、調整力計量装置１０が当該調整力の積算、及び、精算処理（調整力の提供に対する対価の額の演算）を行うものとして説明したが、他の実施形態においてはこの態様に限られない。
例えば、他の実施形態においては、計測器５０が精算処理を含む全ての処理（図５に示すステップＳ００〜ステップＳ０４）を実行する態様であってもよい。

＜第３の実施形態＞
以下、第３の実施形態に係る調整力計量装置、及び、当該調整力計量装置を具備する調整力計量システムについて、図１４〜図１７を参照しながら説明する。

（調整力計量装置の機能）
図１４は、第３の実施形態に係る調整力計量装置の機能構成を示すブロック図である。
図１４に示すように、第３の実施形態に係る調整力計量装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、計測値取得部１０００、調整力演算部１００２、積算値演算部１００３、精算処理部１００４、重み係数変更部１００５としての機能を発揮する。なお、計測値取得部１０００、積算値演算部１００３、及び精算処理部１００４の機能については第１の実施形態と同様であるため、説明を省略する。また、第３の実施形態では、第１の実施形態に係る調整力係数演算部１００１を省略してもよい。

調整力演算部１００２は、計測値取得部１０００によって取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・と、ストレージ１０３に予め記憶されている重み係数ｗ（後述）に基づいて、各電源２１、２２、・・が対象送配電網Ｎ１に提供した調整力ｄＰＧＦ１、ｄＰＧＦ２、・・を算出する。
重み係数変更部１００５は、一般送配電事業者Ｔの管理者等が調整力計量装置１０の不図示の入力デバイス等を介して入力した値に基づいて、ストレージ１０３に記憶されている重み係数ｗを変更する。

（調整力計量装置の処理フロー）
図１５は、第３の実施形態に係る調整力計量装置の処理フローを示すフローチャート図である。
図１６は、第３の実施形態に係る重み係数の一例を示す図である。
以下、図１５〜図１６を参照しながら、第３の実施形態に係る調整力計量装置１０が実行する具体的な処理について詳しく説明する。なお、以下の説明においては、発電事業者Ｇが管理する複数の電源２１、２２、・・のうち、例として、一つの電源２１についての処理を説明する。

図１５に示すステップＳ２０の処理は、第１の実施形態に係る調整力計量装置１０の処理（図５に示すステップＳ００）と同様であるため、詳細な説明を省略する。

また、調整力演算部１００２は、ステップＳ２０で取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ）と、周波数計測値ｆ１（ｔ）とに基づいて、電源２１が対象送配電網Ｎ１に対して実際に提供した調整力ｄＰＧＦ１（ｔ）を算出する（ステップＳ２１）。

具体的には、調整力演算部１００２は、まず、式（１２）に基づいて、周波数変動量ｄｆ１Ｗ（ｔ）を算出する。

式（１２）において、『ｄｆ１Ｗ（ｔ）』は、現時刻から所定時間（例えば、１時間）以内の過去の各時刻で取得された複数の周波数計測値ｆ１（ｔ）について、時系列に連続する二つの周波数計測値ｆ１の変動量それぞれに所定の重み係数ｗを与えた値の総和である。重み係数ｗは、電源２１の周波数変動に対する応答（出力調整）の速応性に重みをつけるための係数である。例えば、図１６に示すように、調整力計量装置１０のストレージ１０３には、予め重み係数テーブルＤ１が記憶されている。この重み係数テーブルＤ１には、電源２１の現時刻（遅れ時間ｔＤ＝０）における応答に対する重みが最も大きく、現時刻から過去に遡るほど、すなわち遅れ時間ｔＤが０よりも大きくなるほど、電源２１の応答に対する重みが小さくなるように、遅れ時間ｔＤ別の重み係数ｗが設定してもよい。

また、調整力演算部１００２は、現時刻において取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ）と、前回取得された有効電力計測値Ｐ１（ｔ−１）とに基づいて、電源２１の出力変動量ｄＰ１（ｔ）を計算する。具体的には、調整力演算部１００２は、式（１３）に基づいて出力変動量ｄＰ１（ｔ）を計算する。

次に、調整力演算部１００２は、周波数変動量ｄｆ１Ｗ（ｔ）と、出力変動量ｄＰ１（ｔ）とに基づいて、電源２１の調整力を求める。具体的には、調整力演算部１００２は、周波数変動量ｄｆ１Ｗ（ｔ）と、出力変動量ｄＰ１（ｔ）との積が「負の値」である場合、出力変動量ｄＰ１（ｔ）は周波数の変動を打ち消す側に作用していると判断する。この場合、調整力演算部１００２は、式（１４）に基づいて電源２１の調整力を求める。一方、調整力演算部１００２は、周波数変動量ｄｆ１Ｗ（ｔ）と、出力変動量ｄＰ１（ｔ）との積が「正の値」である場合、出力変動量ｄＰ１（ｔ）は周波数の変動を拡大する側に作用していると判断する。この場合、調整力演算部１００２は、式（１５）に基づいて電源２１の調整力を求める。

例えば、対象送配電網Ｎ１の周波数が低下すると、当該周波数の維持にはプラスの有効電力が調整力として必要になる。ここで、電源２１が周波数の低下時点から遅れなく応答（プラスの有効電力を提供）した場合、対象送配電網Ｎ１における周波数変動の抑制に有効であり、価値が高い。しかしながら、電源２１が周波数の低下時点から大幅に遅れて（例えば、１時間遅れて）応答した場合は、周波数変動の抑制に対する貢献度が低い可能性がある。このように、対象送配電網Ｎ１の周波数を維持するためには、電源２１の速応性が重要となる。

したがって、本実施形態に係る調整力演算部１００２は、上述のように、重み係数ｗを用いることにより、周波数変動に対する電源２１の応答の遅れが小さい（速応性が高い）ほど調整力への算入の重みを大きくし、遅れが大きい（速応性が低い）ほど調整力への算入の重みを小さくすることができる。これにより、調整力演算部１００２は、電源２１の速応性が高いほど調整力の価値が高くなるように調整することができる。

図１５に戻り、積算値演算部１００３は、調整力演算部１００２（式（１４）又は式（１５））によって逐次算出される調整力ｄＰＧＦ１（ｔ）を、それぞれ所定の単位時間（例えば、１時間）で積算して、当該単位期間において調整力積算値Ｓ１を算出する（ステップＳ２２）。当該処理は、第１の実施形態における処理（図５のステップＳ０３）と同様である。

また、精算処理部１００４は、積算値演算部１００３によって算出された調整力積算値Ｓ１に対する対価を算出する（ステップＳ２３）。当該処理は、第１の実施形態における処理（図５のステップＳ０４）と同様である。

調整力計量装置１０は、図１５の一連の処理を逐次実施することにより、電源２１の調整力の実績をリアルタイムに計量することができる。

（作用、効果）
以上のように、第３の実施形態に係る調整力計量装置１０において、調整力演算部１００２は、取得された有効電力の計測値の変動量と、所定時間に取得された周波数の複数の計測値について、時系列に連続する二つの計測値の変動量それぞれに所定の重み係数ｗを与えて総和した値と、に基づいて、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）が対象送配電網Ｎ１に提供した調整力を算出する。これにより、調整力計量装置１０は、電源２１、２２、・・の応答の遅れ時間（速応性）を加味した調整力を算出することができる。また、調整力計量装置１０は、予めストレージ１０３に記憶された重み係数ｗを用いることにより、調整力の価値を容易に決定することができる。
以上より、第３の実施形態に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１によれば、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）が実際に提供した調整力を、調整力提供手段の速応性に応じて適切に計量できる。

なお、重み係数テーブルＤ１の重み係数ｗの値は、重み係数変更部１００５を介して、一般送配電事業者Ｔの管理者等により任意に変更されてもよい。例えば、速応性が真に必要な対象送配電網Ｎ１については、遅れ時間ｔＤの小さい領域に対する重み係数ｗを更に大きくすることにより、調整力への速応性の影響度合いを高めるようにしてもよい。これにより、速応性の高い電源の参入を促すことができる。

（需要家が提供する調整力の計量）
第３の実施形態に係る調整力計量装置１０は、図７に示す計測器５０を通じて取得される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて、図１５に示す処理フロー（ステップＳ２０〜ステップＳ２３）を実行し、需要家Ｃが管理する負荷３１、３２、・・それぞれが、対象送配電網Ｎ１に対して提供した調整力及びその対価の額を演算してもよい。
これにより、本実施形態に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１は、需要家Ｃが管理する負荷３１、３２、・・が提供する調整力についても、速応性に応じて適切に計量することができる。

（他の一般送配電事業者が提供する調整力の計量）
第３の実施形態に係る調整力計量装置１０は、図８に示す計測器５０を通じて取得される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて、図１５に示す処理フロー（ステップＳ２０〜ステップＳ２３）を実行し、対象外送配電網Ｎ２が、対象送配電網Ｎ１に対して提供した調整力及びその対価の額を演算してもよい。
これにより、本実施形態に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１は、他の一般送配電事業者が管理する対象外送配電網Ｎ２が提供する調整力についても、速応性に応じて適切に計量することができる。

（安定化機器による調整力の計量）
図１７は、第３の実施形態に係る調整力計量システムの構成を詳細に示す図である。
次に、図１７を参照しながら、安定化機器６１、６２、６３、・・が提供する調整力の計量について説明する。
図１７に示すように、発電事業者Ｇは、複数の安定化機器６１、６２、・・を更に運用している。または、電源を持たず安定化機器のみを管理する場合も含む。安定化機器６１、６２、・・は、例えば、ＰＳＳ（Power System Stabilizer）を有する同期発電機、出力調整可能な分散電源や電力貯蔵装置、ＳＴＡＴＣＯＭ（Static Synchronous Compensator）、直列コンデンサ、ＳＶＣ（Static Var Compensator）中間調相設備等を含む。安定化機器６１、６２、・・は、有効電力および無効電力の出力調整等により電力系統の同期安定度を向上させるものである。

計測器５０は、対象送配電網Ｎ１と安定化機器６１、６２、・・との接続点において授受される有効電力の計測値（有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・）と、周波数の計測値（周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・）とを計測可能とする。計測器５０にて取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・及び周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・は、所定の通信網を介して、逐次、調整力計量装置１０に向けて送信される。

第３の実施形態に係る調整力計量装置１０は、図１７に示す計測器５０を通じて取得される有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて、図１５に示す処理フロー（ステップＳ２０〜ステップＳ２３）を実行し、安定化機器６１、６２２、・・それぞれが、対象送配電網Ｎ１に対して提供した調整力及びその対価の額を演算してもよい。
これにより、本実施形態に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１は、安定化機器６１、６２、・・が提供する調整力についても、速応性に応じて適切に計量することができる。

＜第３の実施形態の変形例＞
以上、第３の実施形態に係る調整力計量装置１０及び調整力計量システム１について詳細に説明したが、調整力計量装置１０及び調整力計量システム１の具体的な態様は、上述のものに限定されることはなく、要旨を逸脱しない範囲内において種々の設計変更等を加えることは可能である。

近年では、ＡＩ技術等の進歩により、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）が対象送配電網Ｎ１における周波数変動を予測して、将来の周波数変動に先行して出力調整を行う場合がある。例えば、電源２１は、ある時刻ｔ＋αにおいて周波数が低下すると予測し、時刻ｔから時刻ｔ＋αに向かって、徐々に有効電力を上昇させるプラスの力を提供したとする。

第３の実施形態の変形例に係る調整力演算部１００２は、このように電源２１が将来の周波数変動を予測して行った出力調整についても、調整力の演算に算入する。具体的には、調整力演算部１００２は、図１５のステップＳ２１において、式（１６）に基づいて、ある時刻ｔにおける周波数変動量ｄｆ１Ｗ（ｔ）を算出する。

図１８は、第３の実施形態の変形例に係る重み係数の一例を示す図である。
式（１６）において、『ｄｆ１Ｗ（ｔ）』は、ある時刻ｔから所定時間前（例えば、１時間前）までの各時刻で取得された複数の周波数計測値ｆ１（ｔ）と、ある時刻ｔから所定時間後（例えば、１０秒後）までの各時刻で取得された複数の周波数計測値ｆ１（ｔ）と、について、時系列に連続する二つの周波数計測値ｆ１の変動量それぞれに所定の重み係数ｗ（図１８）を与えた値の総和である。

本変形例に係る重み係数テーブルＤ２には、図１８に示すように、ある時刻ｔを基準（０）として、時刻ｔの所定時間後（例えば、１０秒後）から、時刻ｔの所定時間前（例えば、１時間前）までの各時刻に対応する重み係数ｗが予め設定されている。この重み係数ｗは、第３の実施形態と同様に、時刻ｔ（遅れ時間ｔＤ＝０）における応答（周波数計測値ｆ１の変動量）に対する重みが最も大きく、時刻ｔから過去に遡るほど、すなわち遅れ時間ｔＤが０よりも大きくなるほど、電源２１の応答に対する重みが小さくなるよう設定してもよい。また、重み係数ｗは、時刻ｔよりも後（将来）の時刻になるほど、すなわち遅れ時間ｔＤが０よりも小さくなるほど、電源２１の応答に対する重みが小さくなるよう設定されている。

調整力演算部１００２の以降の処理の流れは、第３の実施形態と同様であるので、詳細な説明を省略する。

このように、本変形例に係る調整力演算部１００２は、ある時刻ｔから過去、及び将来の時刻に対応する重み係数ｗを用いて調整力を演算することにより、ある時刻ｔにおいて、将来の周波数変動を予測して行った出力調整についても、時刻ｔにおいて電源２１が提供した調整力として算入することができる。
以上より、第３の実施形態の変形例に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１によれば、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）が周波数変動を予測して出力調整を行った場合、これを加味した適切な調整力を計量することができる。

＜第４の実施形態＞
以下、第４の実施形態に係る調整力計量装置、及び、当該調整力計量装置を具備する調整力計量システムについて、図１９を参照しながら説明する。

（調整力計量装置の機能）
図１９は、第４の実施形態に係る調整力計量装置の機能構成を示すブロック図である。
図１９に示すように、第３の実施形態に係る調整力計量装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、計測値取得部１０００、調整力係数演算部１００１、調整力演算部１００２、積算値演算部１００３、精算処理部１００４、重み係数変更部１００５としての機能を発揮する。なお、計測値取得部１０００、積算値演算部１００３、及び精算処理部１００４の機能については第１の実施形態と同様であるため、詳細な説明を省略する。また、重み係数変更部１００５の機能については、第３の実施形態と同様であるため、詳細な説明を省略する。

第４の実施形態に係る調整力係数演算部１００１は、図５のステップＳ０１の処理において、有効電力計測値Ｐ１（ｔ）と、周波数計測値ｆ１（ｔ）と、重み係数ｗ（図１６又は図１８）とに基づいて、第１調整力係数ｋｐ１を算出する。具体的には、第４の実施形態に係る調整力係数演算部１００１は、式（２）に代えて、式（１７）を演算することで、第１調整力係数ｋｐ１を算出する。

また、調整力計量装置１０における以降の処理は、第１の実施形態の処理（図５のステップＳ０２〜Ｓ０４）と同様であるため、詳細な説明を省略する。

以上のように、第４の実施形態に係る調整力係数演算部１００１は、有効電力の計測値の変動量と、所定時間に取得された周波数の複数の計測値について、時系列に連続する二つの計測値の変動量それぞれに所定の重み係数を与えた値の総和と、に基づいて、第１調整力係数を算出する。これにより、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）による周波数変動への応答の遅れが小さいときは、応答の遅れが大きいときよりも、当該調整力提供手段の出力が調整力へ多く算入されるようになる。
以上より、第４の実施形態に係る調整力計量装置１０及びこれを具備する調整力計量システム１によれば、調整力提供手段（電源２１、２２、・・）が実際に提供した調整力を、調整力提供手段の速応性に応じて適切に計量できる。

なお、上述の各実施形態においては、上述した調整力計量装置１０、又は、計測器５０の各種処理の過程は、プログラムの形式でコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記憶されており、このプログラムをコンピュータが読み出して実行することによって上記各種処理が行われる。また、コンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータが当該プログラムを実行するようにしても良い。

上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。更に、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

また、他の実施形態においては、第１の実施形態（及びその変形例）に係る調整力計量装置１０、又は、第２の実施形態に係る計測器５０が有する各機能の一部を、ネットワークで接続された他のコンピュータが具備する態様であってもよい。

以上のとおり、本発明に係るいくつかの実施形態を説明したが、これら全ての実施形態は、例として提示したものであり、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、置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態及びその変形は、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。

例えば、上述の各実施形態において、電源２１、２２、・・がタービン装置２１１及び発電機を用いて発電を行う態様について説明したが、これに限られることはない。他の実施形態では、電源２１、２２、・・は、太陽電池を用いて太陽光発電を行う態様であってもよい。

１ 調整力計量システム
１０ 調整力計量装置
１００ ＣＰＵ
１０１ メモリ
１０２ 通信インタフェース
１０３ ストレージ（記録媒体）
１０００ 計測値取得部
１００１ 調整力係数演算部
１００２ 調整力演算部
１００３ 積算値演算部
１００４ 精算処理部
１００５ 重み係数変更部
２１、２２、２３、・・ 電源
２１０ 制御部
２１１ タービン装置
２１２ 発電機
３１、３２、３３、・・ 負荷
５０ 計測器
５００ ＣＰＵ
５０１ メモリ
５０２ 通信インタフェース
５０３ ストレージ（記録媒体）
５０４ センサ
５０００ 計測値取得部
５００１ 調整力係数演算部
５００２ 調整力演算部
５００３ 調整力送信処理部
５００４ 記録処理部
６１、６２、６３、・・ 安定化機器
Ｎ１ 対象送配電網
Ｎ２ 対象外送配電網

Claims (16)

1. 管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量装置であって、
   当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、
   取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の前記周波数の変動への影響の度合いを示す第１調整力係数を算出する調整力係数演算部と、
   算出された前記第１調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出する調整力演算部と、
   を備える調整力計量装置。
2. 前記調整力係数演算部は、取得された前記有効電力の計測値の変動量と、所定時間に取得された前記周波数の複数の計測値について、時系列に連続する二つの計測値の変動量それぞれに所定の重み係数を与えた値の総和と、に基づいて、前記第１調整力係数を算出する、
   請求項１に記載の調整力計量装置。
3. 逐次算出される前記調整力を所定の単位期間で積算してなる調整力積算値を算出する積算値演算部を更に備える
   請求項１又は２に記載の調整力計量装置。
4. 前記調整力積算値に対し、予め規定された契約単価を乗じて、前記調整力提供手段が提供した調整力積算値に対する対価を算出する精算処理部を更に備える
   請求項３に記載の調整力計量装置。
5. 前記調整力係数演算部は、
   所定時間内に取得された前記有効電力の計測値の平均値と、新たに取得された前記有効電力の計測値との偏差を、前記有効電力の変動として算出し、
   所定時間内に取得された前記周波数の計測値の平均値と、新たに取得された前記周波数の計測値との偏差を、前記周波数の変動として算出する
   請求項１から請求項４の何れか一項に記載の調整力計量装置。
6. 前記調整力係数演算部は、更に、
   取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動の積算値への影響の度合いを示す第２調整力係数を算出する
   請求項１から請求項５の何れか一項に記載の調整力計量装置。
7. 管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量装置であって、
   当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、
   取得された前記有効電力の計測値の変動量と、所定時間に取得された前記周波数の複数の計測値について、時系列に連続する二つの計測値の変動量それぞれに所定の重み係数を与えた値の総和と、に基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出する調整力演算部と、
   を備える調整力計量装置。
8. 逐次算出される前記調整力を所定の単位期間で積算してなる調整力積算値を算出する積算値演算部を更に備える
   請求項７に記載の調整力計量装置。
9. 前記調整力積算値に対し、予め規定された契約単価を乗じて、前記調整力提供手段が提供した調整力積算値に対する対価を算出する精算処理部を更に備える
   請求項８に記載の調整力計量装置。
10. 請求項１から請求項９の何れか一項に記載の調整力計量装置と、
    前記送配電網と前記調整力提供手段との接続点に設置され、当該接続点において授受される有効電力と、当該接続点における周波数とを計測可能な計測器と、
    を備え、
    前記計測値取得部は、前記計測器を通じて、前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とを取得する
    調整力計量システム。
11. 前記計測器は、
    前記調整力提供手段である電源、負荷、安定化機器、及び、管理対象外の送配電網のうちの少なくとも何れか一つと、前記送配電網との接続点に設置される
    請求項１０に記載の調整力計量システム。
12. 管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量方法であって、
    当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得するステップと、
    取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す調整力係数を算出するステップと、
    算出された前記調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出するステップと、
    を有する調整力計量方法。
13. 管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量装置のコンピュータに、
    当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得するステップと、
    取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す調整力係数を算出するステップと、
    算出された前記調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出するステップと、
    を実行させるプログラム。
14. 管理対象とする送配電網と、当該送配電網に対し電力需給バランスの調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点に設置される計測器であって、
    前記接続点において授受される有効電力と、当該接続点における周波数とを計測可能なセンサと、
    前記センサを通じて、前記有効電力の計測値と、前記周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、
    取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す第１調整力係数を算出する調整力係数演算部と、
    算出された前記第１調整力係数と、周波数の変動の計測値とに基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出する調整力演算部と、
    を備える計測器。
15. 管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量方法であって、
    当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得するステップと、
    取得された前記有効電力の計測値の変動量と、所定時間に取得された前記周波数の複数の計測値について、時系列に連続する二つの計測値の変動量それぞれに所定の重み係数を与えた値の総和と、に基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出するステップと、
    を備える調整力計量方法。
16. 管理対象とする送配電網に対し提供された電力需給バランスの調整力を計量する調整力計量装置のコンピュータに、
    当該送配電網に対し前記調整力を提供可能な調整力提供手段との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得するステップと、
    取得された前記有効電力の計測値の変動量と、所定時間に取得された前記周波数の複数の計測値について、時系列に連続する二つの計測値の変動量それぞれに所定の重み係数を与えた値の総和と、に基づいて、前記調整力提供手段が前記送配電網に提供した調整力を算出するステップと、
    を実行させるプログラム。

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