JP6892349B2 - 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

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、負荷周波数制御および経済負荷配分制御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面、電力品質面を確保する電力調達を行うことが必要とされる。

一方、電力需給調整のための電力調達において、電力の購入は公募にて行われるため、公平性が担保されることが必要とさる。このため送配電事業者は、事前に定められた購入条件に基づき電力の購入を行うことが必要とされる。つまり、送配電事業者は、どのような条件で電力を購入するのかを、事前に発電事業者に報知することが必要とされる。

本実施形態は、事前に定められた購入条件にて、経済的な電力調達を迅速に行う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システムは次のような構成を有することを特徴とする。
（１）電力系統に電力を供給する複数の発電設備。
（２）前記電力系統の周波数変化量および連系潮流電力変化量を測定し、前記複数の発電設備に発電目標値を指示する制御装置。
前記制御装置は、次のような構成を有する

（２−１）測定された前記周波数変化量および前記連系潮流電力変化量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部。
（２−２）前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部。
（２−３）前記ＡＲ平滑部により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出するＡＲ配分部。
（２−４）前記ＡＲ配分部は、前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の単位電力量の価格が記憶された配分優先順位テーブルを有し、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第１のモードを有する。
また、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ＡＲ配分部の配分優先順位の決定の動作フローを示す図 第１実施形態にかかる配分優先順位テーブルを示す図 第１実施形態にかかるＡＲが正である場合のメリットオーダーによる優先順位決定手順を示す図 第１実施形態にかかるＡＲが負である場合のメリットオーダーによる優先順位決定手順を示す図 第１実施形態にかかるＡＲが正である場合の制御性による優先順位決定手順を示す図 第１実施形態にかかるＡＲが負である場合の制御性による優先順位決定手順を示す図 第１実施形態にかかるＡＲが正である場合の重み係数による優先順位決定手順を示す図 第１実施形態にかかるＡＲが負である場合の重み係数による優先順位決定手順を示す図 発電実績と発電計画の関係を示す図 エリアの連系を示す図 複数エリアの連系を示す図 複数エリアにおけるＡＲの配分の動作フローを示す図

［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
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。

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」を「ＥＬＤ」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
ｇ１．当日需要実績値
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．当日自然エネルギー実績値（当日の自然エネルギーの出力値）
ｇ４．前日自然エネルギー予測値
ｇ５．ＥＬＤ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を有するものとする。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、信号線７を介し制御装置４に、ａ１のデータを送信する。発電設備１は、制御線８を介し制御装置４から発電電力を制御される。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を有するものとする。自然エネルギー発電設備２は、制御装置４にｂ１のデータを送信する。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ｃ１〜ｃ３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から送信される上記ａ１のデータ、自然エネルギー発電設備２から送信される上記ｂ１のデータ、検出装置３から送信される電力系統９ａに関する上記ｃ１〜ｃ３のデータが、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、ｄ１のデータを送信する。

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、記憶部４８、ＥＬＤスケジュール算出部４９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、記憶部４８、ＥＬＤスケジュール算出部４９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ａ１のデータが入力される。入力部４１は、発電設備１ごとのａ１のデータを目標値作成部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から送信されたｄ１のデータが入力され、発電設備１に出力する。

目標値作成部４３は、制御装置４内に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。目標値作成部４３は、発電設備１からａ１のデータ、ＡＲ配分部４６からｆ３のデータ、ＥＬＤスケジュール算出部４９からｇ５のデータが入力される。

目標値作成部４３は、上記ａ１，ｆ３，ｇ５のデータに基づき、出力部４２に対しｄ１のデータを出力する。

ＡＲ算出部４４は、制御装置４内に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算出部４４は、自然エネルギー発電設備２からｂ１のデータ、検出装置３からｃ１〜ｃ３のデータが入力される。

ＡＲ算出部４４は、上記ｂ１，ｃ１〜ｃ３のデータに基づき、ＡＲ値を算出し、ＡＲ平滑部４５に対しｆ１のデータを出力する。

ＡＲ平滑部４５は、制御装置４内に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平滑部４５は、ＡＲ算出部４４からｆ１のデータが入力される。ＡＲ平滑部４５は、ｆ１のデータに基づき、周波数分解を行いＡＲ配分部４６に対しｆ２のデータを出力する。

ＡＲ配分部４６は、制御装置４内に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は、ＡＲ平滑部４５からｆ２のデータが入力される。ＡＲ平滑部４５は、ｆ２のデータに基づき、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ｆ３のデータを出力する。ＡＲ配分部４６による、発電設備１ごとの発電配分の算出については、後に詳述する。

総需要算出部４７は、制御装置４内に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。総需要算出部４７は、各発電設備１からから送信されたａ１のデータ、各自然エネルギー発電設備２から送信されたｂ１のデータが入力される。

総需要算出部４７は、上記ａ１およびｂ１のデータを累積加算により算出し日ごとの発電端総需要値および需要予測値を算出する。そしてｇ１〜ｇ４のデータを作成し、逐次、記憶部４８に対し出力する。

記憶部４８は、導体メモリやハードディスクのような記憶媒体にて構成される。記憶部４８は、上記のｇ１〜ｇ４のデータを記憶する。上記の各データは、データ作成時刻とともに記憶される。

ＥＬＤスケジュール算出部４９は、制御装置４内に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。ＥＬＤスケジュール算出部４９は、記憶部４８に記憶された上記のｇ１〜ｇ４のデータに基づき経済負荷配分を行い、ｇ５のデータを作成し各目標値作成部４３に出力する。

［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（ＥＬＤ：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（ＥＬＤ）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（ＥＬＤ）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は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。

［制御装置４全体の動作概要］
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説明する。図２は、制御装置４に内蔵された電力需給制御用コンピュータプログラムのフロー図である。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ｆ１「平滑前ＡＲ値」の算出）
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
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
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

上記ｂ１，ｃ１〜ｃ３のパラメータに基づき、ＡＲ算出部４４によりｆ１「平滑前ＡＲ値」が算出される。ｆ１「平滑前ＡＲ値」は以下に示す演算式（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ｆ１「平滑前ＡＲ値」に基づき、ＡＲ平滑部４５により、ｆ２「平滑後ＡＲ値」が算出される。ｆ２「平滑後ＡＲ値」は、ｆ１「平滑前ＡＲ値」が、フーリエ展開により周波数分解されることにより算出される。

（ステップＳ２２：ＡＲ配分部４６による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ｆ２「平滑後ＡＲ値」に基づき、ＡＲ配分部４６により、ｆ３「配分されたＡＲ値」が算出される。ｆ３「配分されたＡＲ値」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。発電設備１への配分の動作については後述する。

（ステップＳ３１：総需要算出部４７による需要算出）
上記のステップ２０〜２２に並行して、総需要算出部４７により、需要算出にかかる演算が行われる。総需要算出部４７は、以下の信号が入力される。
各発電設備１からから送信された以下の信号
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
各自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値

上記ａ１およびｂ１のデータが累積加算され、総需要算出部４７により日ごとに以下のデータが作成され、逐次記憶部４８に記憶される。
ｇ１．当日需要実績値
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．当日自然エネルギー実績値（当日の自然エネルギーの出力値）
ｇ４．前日自然エネルギー予測値

（ステップＳ３２：ＥＬＤスケジュール算出部４９によるＥＬＤスケジュール算出）
次にステップ３１で記憶部４８に記憶された上記ｇ１〜ｇ４およびステップ２１でＡＲ平滑部４５により周波数分解されたｆ２「平滑後ＡＲ値」に基づき、ＥＬＤスケジュール算出部４９により、各発電設備１に対する経済負荷配分が行われ、発電設備１ごとに以下の値が算出される。
ｇ５．ＥＬＤ値
上記ｇ５「ＥＬＤ値」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。

（ステップＳ２３：目標値作成部４３によるｄ１「発電目標値」の算出）
各目標値作成部４３（４３ａ，４３ｂ，４３ｎ）には、以下の信号が入力される。
入力部４１から出力された以下のデータ
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
ステップ２２でＡＲ配分部４６により算出された発電設備１ごとの以下のデータ
ｆ３．配分されたＡＲ値
ステップ３２でＥＬＤスケジュール算出４９により算出された以下のデータ
ｇ５．ＥＬＤ値

各目標値作成部４３により、上記ａ１，ｆ３，ｇ５に基づき、各発電設備１に対するｄ１「発電目標値」が算出される。

（ステップＳ２４：出力部４２によるｄ１「発電目標値」の送出）
ステップＳ２３で算出されたｄ１「発電目標値」は、出力部４２により、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のコンピュータプログラムのフロー図である。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：ｆ２「平滑後ＡＲ値」の取得）
ステップＳ２１で、ＡＲ平滑部４５により周波数分解されたｆ２「平滑後ＡＲ値」を取得する。この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分周期であるかの判断）
ステップＳ４１で取得されたｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、例えば１０秒〜２分周期である地域要求電力（ＡＲ）値分が判断される。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）値分（Ｓ４２の「ＹＥＳ」）は、ステップＳ４３に移行し処理が行われる。一方ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ）値分（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）
ステップＳ４２にて、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち１０秒〜２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、高速発電機（例えば水力機）にて発電を行うように分担される。

（ステップＳ４４：２分〜１０分周期であるかの判断）
ステップ４２でｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期に該当しないと判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、例えば２分〜１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）値分が判断される。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）値分（Ｓ４４の「ＹＥＳ」）は、ステップＳ４５に移行し処理が行われる。一方ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、２分〜１０分周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ）値分（Ｓ４３の「ＮＯ」）は、ステップＳ４６に移行し処理が行われる。

（ステップＳ４５：中速発電機に分担する）
ステップ４４にて、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち２分〜１０分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、中速発電機（例えば石油火力機）にて発電を行うように分担される。

（ステップＳ４６：低速発電機に分担する）
ステップ４４にて、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち２分〜１０分周期に該当しないと判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、低速発電機（例えば石炭火力機）にて発電を行うように分担される。

［ＡＲ配分部４６の配分優先順位決定動作について］
さらにＡＲ配分部４６のステップＳ４３、Ｓ４５および４６は、配分優先順位の決定を行うプログラムモジュールを有する。ステップＳ４３、Ｓ４５および４６に含まれるＡＲ配分部４６の配分優先順位の決定を行うコンピュータプログラムは、対象となる発電設備が異なるが処理手順は同じである。図４に、ステップＳ４３に含まれるコンピュータプログラムのフロー図を示す。

発電設備１ａ〜１ｎに加え発電事業者が所有する自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎを含め、電力の調達が行われる。発電設備１ａ〜１ｎおよび自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎが、請求項における発電設備に相当する。ＡＲ配分部４６は、発電設備１ａ〜１ｎおよび発電事業者が所有する自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎから調達する電力の配分を決定する。

（初期状態）
ＡＲ配分部４６は、購入の対象となる電力を発電する発電機の、メリットオーダーによる優先順位、制御性による優先順位、重み係数による優先順位を決定するためのデータが設定された配分優先順位テーブルを記憶している。図５に配分優先順位テーブルを示す。

図５における発電機イ、ロ、ハ、ニ、ホは、発電設備１ａ〜１ｎおよび自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎのうち、購入の対象となる電力を発電する発電機である。自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力、または発電設備１ａ〜１ｎにより発電された電力のうち一部が、インターネット等を介し販売されており、送配電事業者により購入される。図５に示す配分優先順位テーブルは、電力の購入優先順位を決定するために用いられる。

（ステップＳ５１：作業者により設定された配分優先順位決定動作のモードを取得）
最初に、ＡＲ配分部４６は、作業者により設定された配分優先順位決定動作のモードを取得する。各モードは以下を表す。
モード１：メリットオーダーによる優先順位
モード２：制御性による優先順位
モード３：重み係数による優先順位
モード４：計画値による優先順位
上記各モードは、作業者によりＡＲ配分部４６に設定される。上記各モードは、時々刻々作業者により更新される。

（ステップＳ５２：配分優先順位決定動作のモードの識別）
次に、ＡＲ配分部４６は、作業者により設定された配分優先順位決定動作のモードを識別する。モード１、２、３、４に応じ各ステップへ移行する。

（モード１：メリットオーダーによる優先順位）
ステップＳ５２により、モード１であると判断された場合、以下の処理を行う。図５に示す配分優先順位テーブルには電力購入の対象となる各発電機の単位電力量の価格が記憶されている。

（ステップＳ５３：ＡＲ値が正であるかの判断を行う）
モード１であると判断された場合、ステップＳ５３において、ＡＲ値が正であるかの判断が行われる。ステップＳ５３は、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。ＡＲ値が正であることは、インバランスが不足していることを表す。インバランスとは、未来の時間帯における、自社の発電または購入により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り、インバランスが不足していることは調達すべき電力量が不足していることを表す。ＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、ステップＳ５４ａに移行し、ＡＲ値が負である（インバランスが不足していない）と判断された場合、ステップＳ５４ｂに移行する。

（ステップＳ５４ａ：電力購入の対象となる発電機をメリットオーダーの安い順に配分する）
ステップＳ５３でＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、電力購入の対象となる発電機に対し、メリットオーダーの安い順に、ＡＲ値が配分される。ステップＳ５４ａは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。メリットオーダーの安い順とは、単位電力量当たりの価格（コスト）が安い順である。図５に示す配分優先順位テーブルには電力購入の対象となる各発電機の単位電力量の価格が記憶されている。図５に示す配分優先順位テーブルに基づき、メリットオーダーの安い発電機の順番は、発電機イ、ロ、ハ、ニ、ホの順となる。図６にＡＲ値が正である場合のメリットオーダーにより決定された、配分優先順位を示す。

（ステップＳ５４ｂ：電力購入の対象となる発電機をメリットオーダーの高い順に配分する）
ステップＳ５３でＡＲ値が負である（インバランスが過多である）と判断された場合、電力購入の対象となる発電機に対しメリットオーダーの高い順に、ＡＲ値が配分される。ステップＳ５４ｂは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。図５に示す配分優先順位テーブルには電力購入の対象となる各発電機の単位電力量の価格が記憶されている。図５に示す配分優先順位テーブルに基づき、メリットオーダーの高い発電機の順番は、発電機ホ、ニ、ハ、ロ、イの順となる。図７にＡＲ値が負である場合のメリットオーダーにより決定された、配分優先順位を示す。

（モード２：制御性による優先順位）
ステップＳ５２により、モード２であると判断された場合、以下の処理を行う。送配電事業者は、通常、電力購入の対象となる発電機をメリットオーダーの順に配分する。送配電事業者は、電力を販売する市場参加者に対し中立であることが要求されるためである。しかしながら、メリットオーダーの順による需給調整、周波数調整では電力品質を確保することができない場合がある。

この場合、迅速に連系線潮流、系統周波数を一定に維持するために、制御性能を優先させる必要がある。この場合作業者によりモード２が選択され、電力購入の対象となる発電機は、出力変化速度の速い順に配分される。図５に示す配分優先順位テーブルには各発電機の出力変化速度に関するデータが記憶されている。

（ステップＳ５５：ＡＲ値が正であるかの判断を行う）
モード２であると判断された場合、ステップＳ５５において、ＡＲ値が正であるかの判断が行われる。ステップＳ５５は、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。ＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、ステップＳ５６ａに移行し、ＡＲ値が負である（インバランスが不足していない）と判断された場合、ステップＳ５６ｂに移行する。

（ステップＳ５６ａ：出力変化速度（上げ側）の速い発電機の順に配分する）
ステップＳ５５でＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、上げ側の出力変化速度の速い発電機の順に、ＡＲ値が配分される。ステップＳ５６ａは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。図５に示す配分優先順位テーブルには各発電機の出力変化速度に関するデータが記憶されている。図５に示す配分優先順位テーブルに基づき、出力変化速度の速い発電機の順番は、発電機ハ、イ、ホ、ロ、ニの順となる。図８にＡＲ値が正である場合の制御性による優先順位により決定された、配分優先順位を示す。出力変化速度が同じである発電機についてはメリットオーダーの安い順に配分される。

（ステップＳ５６ｂ：出力変化速度（下げ側）の速い発電機の順に配分する）
ステップＳ５５でＡＲ値が負である（インバランスが過多である）と判断された場合、下げ側出力変化速度の速い発電機の順に、ＡＲ値が配分される。ステップＳ５６ｂは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。図５に示す配分優先順位テーブルには各発電機の出力変化速度に関するデータが記憶されている。図５に示す配分優先順位テーブルに基づき、出力変化速度の速い発電機の順番は、発電機ハ、ホ、イ、ニ、ロの順となる。図９にＡＲ値が負である場合の制御性による優先順位により決定された、配分優先順位を示す。出力変化速度が同じである発電機についてはメリットオーダーの高い順に配分される。

（モード３：重み係数による優先順位）
ステップＳ５２により、モード３であると判断された場合、以下の処理を行う。モード３では、送配電事業者により重み係数が設定され、この重み係数により発電機の優先順位が決定される。例えば、発電機の現在出力が定格出力付近である場合、その発電機の定格出力を超える電力量を要求することはできない。また、発電機の現在出力が下限付近である場合、その発電機の下限値を下回る電力量を要求することはできない。発電機の出力のマージンを表す数値として重み係数が、図５に示す配分優先順位テーブルに設定される。作業者によりモード３が選択され、電力購入の対象となる発電設備は、重み係数の順に配分される。図５に示す配分優先順位テーブルには各発電機の出力のマージンを表す数値である重み係数が記憶されている。

（ステップＳ５７：ＡＲ値が正であるかの判断を行う）
モード３であると判断された場合、ステップＳ５７において、ＡＲ値が正であるかの判断が行われる。ステップＳ５７は、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。ＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、ステップＳ５８ａに移行し、ＡＲ値が負である（インバランスが不足していない）と判断された場合、ステップＳ５８ｂに移行する。

（ステップＳ５８ａ：重み係数の順（上げ側）に発電機を配分する）
ステップＳ５７でＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、各発電機に対し重み係数の順（上げ側）に、ＡＲ値が配分される。ステップＳ５８ａは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。図５に示す配分優先順位テーブルには各発電機の出力のマージンを表す数値である重み係数が記憶されている。図５に示す配分優先順位テーブルに基づき、重み係数による発電機の順番は、発電機ロ、ニ、ハ、イ、ホの順となる。図１０にＡＲ値が正である場合の重み係数による優先順位により決定された、配分優先順位を示す。出力変化速度が同じである発電機についてはメリットオーダーの安い順に、ＡＲ値が配分される。

（ステップＳ５８ｂ：重み係数の順（下げ側）に発電機を配分する）
ステップＳ５７でＡＲ値が負である（インバランスが過多である）と判断された場合、各発電機に対し重み係数の順（下げ側）に、ＡＲ値が配分される。ステップＳ５８ｂは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。図５に示す配分優先順位テーブルには各発電機の出力のマージンを表す数値である重み係数が記憶されている。図５に示す配分優先順位テーブルに基づき、重み係数による発電機の順番は、発電機ロ、ニ、ハ、イ、ホの順となる。図１１にＡＲ値が正である場合の重み係数による優先順位により決定された、配分優先順位を示す。出力変化速度が同じである発電機についてはメリットオーダーの高い順に、ＡＲ値が配分される。

（モード４：計画値による優先順位）
ステップＳ５２により、モード４であると判断された場合、以下の処理を行う。モード４では、各発電機の発電計画値と現在出力（発電実績）の差分の大小関係に基づき発電機の優先順位が決定される。発電実績が発電計画値よりも大きい場合は、その差分の電気料金を発電事業者に支払う。発電実績が発電計画値よりも小さい場合は、その差分の電気料金を発電事業者から徴収する。この電気料金の支払いまたは徴収は煩雑である。

作業者によりモード４が選択され、各発電機の発電計画値と現在出力（発電実績）の差分が小さくなるように、ＡＲ値が発電設備に配分される。各発電機の発電計画値と現在出力（発電実績）に関するデータは、インターネット等を介し取得される。

（ステップＳ５９：ＡＲ値が正であるかの判断を行う）
モード４であると判断された場合、ステップＳ５９において、ＡＲ値が正であるかの判断が行われる。ステップＳ５３は、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。ＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、ステップＳ６０ａに移行し、ＡＲ値が負である（インバランスが不足していない）と判断された場合、ステップＳ６０ｂに移行する。

（ステップＳ６０ａ：メリットオーダーの安い順に配分＋発電計画値まで出力増加させる）
ステップＳ５９でＡＲ値が正である（インバランスが不足している）と判断された場合、（現在出力値−発電計画値）＞０である発電機に対し、図５に示す配分優先順位テーブルに基づきメリットオーダーの安い順に、ＡＲ値が配分される。一方、（現在出力値−発電計画値）＜０の発電機である発電機に対し、図１２に示すように発電計画値まで出力を増加させる制御が行われる。ステップＳ６０ａは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。

（ステップＳ６０ｂ：メリットオーダーの高い順に配分＋発電計画値まで出力減少させる）
ステップＳ５９でＡＲ値が負である（インバランスが過多である）と判断された場合、（現在出力値−発電計画値）＜０である発電機に対し、図５に示す配分優先順位テーブルに基づきメリットオーダーの高い順に、ＡＲ値が配分される。一方、（現在出力値−発電計画値）＞０である発電機に対し、図１２に示すように発電計画値まで出力を減少させる制御が行われる。ステップＳ６０ｂは、ＡＲ配分部４６の処理として行われる。

上記の各モード１〜４において、各発電機イ、ロ、ハ、ニ、ホへの配分量は、例えば、ＬＦＣが１０秒周期で制御される場合、１０秒間で変化できる量とされる。

［総需要算出部４７の動作］
次に、総需要算出部４７の動作詳細について動作原理を含め説明する。総需要算出部４７は、以下のａ１，ｂ１の信号に基づきｇ１〜ｇ４を算出する。
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
ｇ１．当日需要実績値
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．当日自然エネルギー実績値（当日の自然エネルギーの出力値）
ｇ４．前日自然エネルギー予測値

総需要電力は、発電設備１ａ〜１ｎにより発電された電力と、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力の総和となる。従って、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力を考慮した、発電設備１ａ〜１ｎによる経済性の優れた発電が必要とされる。

自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力を考慮したＥＬＤ総需要の予測値は、次式のようになる。
ＥＬＤ総需要（ｔ）＝需要予測値（ｔ）−自然エネルギー予測値（ｔ） ・・・（２）
ＥＬＤ総需要（ｔ）：時刻ｔに必要とされることが予測される発電設備１ａ〜１ｎ
の発電電力の合計値［ＭＷ］
需要予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される総需要電力値［ＭＷ］
自然エネルギー予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される自然エネルギー
発電設備２ａ〜２ｎの発電電力の合計値［ＭＷ］
なお、需要予測値および自然エネルギー予測値は、予め定められた一定時間ごとに算出され新たな需要予測値および自然エネルギー予測値に更新される。その結果、ＥＬＤ総需要も一定時間ごとに新たなＥＬＤ総需要に更新される。

式（２）のようにＥＬＤ総需要は、需要予測値および自然エネルギー予測値により算出される。需要予測値は、ｇ２「前日需要予測値」がｇ１「当日需要実績値」により補正されることにより算出される。自然エネルギー予測値は、ｇ４「前日自然エネルギー予測値」がｇ３「当日自然エネルギー実績値」により補正されることにより算出される。なおｇ１「当日需要実績値」は、１日の終了時に算出されるものであり、当日の実績値の算出は未完である。そこで、発電設備１ａ〜１ｎの総出力をｇ１「当日需要実績値」とする。なお、上記において「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に要求された電力の値をいう。

需要予測値の算出は予め定められた一定時間ごとに行われ更新される。一定時間をｕ分とする。ｕ分前に算出された需要予測値と需要実績との差をΔＰ１とする。ｕ×２分前に算出された需要予測値と需要実績との差をΔＰ２とする。現在時刻において実際に要求されている電力である需要実績に、ΔＰ１とΔＰ２から算出された後述する補正値ΔＰｍを加えた値が、現在時刻にて算出された新たな需要予測値とされる。

需要予測値（ｔ）は次式のようになる。
需要予測値（ｔ）＝現在時刻における需要実績−ΔＰｍ ・・・（３）

補正値ΔＰｍの算出は、次式により行われる。
ΔＰｍ＝α１×ΔＰ１＋α２×ΔＰ２ ・・・（４）
ΔＰ１：ｕ分前に算出された需要予測値（ｔ）と需要実績との差
ΔＰ２：ｕ×２分前に算出された需要予測値（ｔ）と需要実績との差
α１：重み付け係数
α２：重み付け係数
ここで、α１＋α２＝１、α１＞α２となることが望ましい。ｕ×２分前よりｕ分前に算出された需要予測値と需要実績との差の方が、信頼性が高いと考えられるためである。

［ＥＬＤスケジュール算出部４９の動作］
ＥＬＤスケジュール算出部４９は、記憶部４８に記憶された上記のｇ１〜ｇ４のデータに基づき経済負荷配分を行い、ｇ５のデータを作成し各目標値作成部４３に出力する。

［目標値作成部４３の動作］
上記により算出されたＡＲ配分部４６からのｆ３「配分されたＡＲ値」、ＥＬＤスケジュール算出部４９からのｇ５「ＥＬＤ値」のデータが目標値作成部４３に入力される。目標値作成部４３は、上記ａ１，ｆ３，ｇ５のデータに基づき、出力部４２を介しｄ１のデータを出力し発電設備１の発電量を制御する。

［２−３．効果］
（１）本実施形態によれば、ＡＲ配分部は、複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の単位電力量の価格が記憶された配分優先順位テーブルを有し、配分優先順位テーブルに記憶された単位電力量の価格に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定するので、事前に定められた購入条件にて電力の購入を行うことができる。送配電事業者は、電力購入に関するこの購入条件を、事前に発電事業者にインターネット等で報知することにより公平性が担保された電力の取引を行うことができる。

（２）本実施形態によれば、ＡＲ配分部は、配分優先順位テーブルに、複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力変化速度に関するデータをさらに記憶しており、配分優先順位テーブルに記憶された発電機の出力変化速度に関するデータに基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第２のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第２のモードが選択されるので、経済的であることのみならず、電力品質を確保することができる電力の取引を行うことができる。

（３）本実施形態によれば、ＡＲ配分部は、配分優先順位テーブルに、複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力のマージンを表す数値である重み係数をさらに記憶しており、配分優先順位テーブルに記憶された重み係数に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第３のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第３のモードが選択されるので、経済的であることのみならず、発電機の発電の余力を考慮した電力の取引を行うことができる。

（４）本実施形態によれば、ＡＲ配分部は、ＡＲ値が正であると判断した場合、発電機のうち、現在出力値が発電計画値より大きい発電機について、配分優先順位テーブルに記憶された単位電力量の価格に基づき、電力の購入優先順位を決定し、現在出力値が発電計画値より小さい発電機について、発電計画値まで出力を増加させ、ＡＲ値が負であると判断した場合、発電機のうち、現在出力値が発電計画値より小さい発電機について、配分優先順位テーブルに記憶された単位電力量の価格に基づき、電力の購入優先順位を決定し、現在出力値が発電計画値より大きい発電機について、発電計画値まで出力を減少させる、第４のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第４のモードが選択されるので、発電機の現在出力値を発電計画値に近づけることができ、発生する追加電気料金が少なくて済む電力の取引を行うことができる。

［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、ＡＲ配分部４６からのｆ３「配分されたＡＲ値」、ＥＬＤスケジュール算出部４９からのｇ５「ＥＬＤ値」に基づき、送配電事業者が自社の電力系統内の発電設備、発電機の発電量を制御するものとした。また、配分優先順位テーブルに基づき送配電事業者が自社の電力系統内の発電設備、発電機の優先順位を決定するようにした。

しかしながら、制御の対象となる発電設備、発電機、および優先順位の決定の対象となる発電設備、発電機は、送配電事業者の自社の電力系統内の発電設備、発電機に限られない。制御の対象となる発電設備、発電機、および優先順位の決定の対象となる発電設備、発電機は、他社の電力系統内の発電設備、発電機であってもよい。

図１３、図１４に示すように、２エリアや２エリア以上での連系により電力供給が行われるようにし、他者の電力系統内の発電設備、発電機が制御態様となってもよい。また他社の電力系統内の発電設備、発電機が優先順位の決定の対象となってもよい。

図１２、図１３に示したような、複数エリアにおける地域要求量（ＡＲ）の場合、ＴＢＣ方式に基づいた連系線潮流ではなく、ＦＦＣ方式にて行う。その場合、地域要求量（ＡＲ）は式（５）にて算出する。
ＡＲ値＝−Ｋ・ΔＦ ・・・（５）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］（エリア全体）
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］

この場合の、ＡＲの配分は、図１５に示すプログラムにより行われる。ＡＲ配分部４６は、式（５）にてエリア全体の地域要求量（ＡＲ）を算出する（ステップＳ７１）。次にＡＲ配分部４６は、エリア間を跨いだ融通が可能であるかの判断を行う（ステップＳ７２）。ステップＳ７２にて、可能であると判断された場合、式（１）に示す地域要求量（ＡＲ）の配分を行う（ステップＳ７３）。可能であると判断されない場合、個々のエリアに分けて地域要求量（ＡＲ）を算出し（ステップＳ７４）、個々のエリア内で地域要求量（ＡＲ）を配分する（ステップＳ７５）。

このようにすれば、複数のエリア間の電力の融通を行う際に、実際に融通量をチェックしながら地域要求量（ＡＲ）の配分が可能となり、ＬＦＣとしての制御性能を向上させることができる。

（２）上記実施形態では、ＥＬＤ総需要は式（２）にて算出するものとした。ＥＬＤ総需要は式（６）により算出されるものとしてもよい。
ＥＬＤ総需要（ｔ）＝需要予測値（ｔ）−自然エネルギー予測値（ｔ）
＋（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ）） ・・・（６）
ＥＬＤ総需要（ｔ）：時刻ｔに必要とされることが予測される発電設備１ａ〜１ｎ
の発電電力の合計値［ＭＷ］
需要予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される総需要電力値［ＭＷ］
自然エネルギー予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される自然エネルギー
発電設備２ａ〜２ｎの発電電力の合計値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ）：現時刻（ｎ）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ＋１）：次のＰ０更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
上記の式（６）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。（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））は融通電力量の予測変化量となる。融通電力量Ｐ０の値の変化分を予測してＥＬＤ総需要の算出を行うので、より経済性に優れた発電設備１による発電を行うことができる。

（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、発電設備１ａは水力機等の高速機、発電設備１ｂは石油火力機等の中速機、発電設備１ｎは石炭火力機等の低速機により構成されるものとしたが、発電設備１ａ〜１ｎはこれに限られない。また、発電設備１ａ〜１ｎは任意の数量であってよい。

（６）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。

（７）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。

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・・・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・・・記憶部
４９・・・ＥＬＤスケジュール算出部

Claims (10)

1. 複数の発電設備により電力が供給される電力系統の、周波数変化量および連系潮流電力変化量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部と、
   前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部と、
   前記ＡＲ平滑部により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの発電目標値を算出するＡＲ配分部と、を備え、
   前記ＡＲ配分部は、作業者により選択される第１のモードまたは第４のモードを有し、
   前記第１のモードでは、
   前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の単位電力量の価格が記憶された配分優先順位テーブルを有し、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定し、
   前記第４のモードでは、
   ＡＲ値が正であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より大きい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの安い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より小さい発電機について、発電計画値まで出力を増加させ、
   ＡＲ値が負であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より小さい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの高い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より大きい発電機について、発電計画値まで出力を減少させる、
   電力需給制御装置。
2. 前記配分優先順位テーブルは、前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力変化速度に関するデータをさらに記憶しており、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記発電機の出力変化速度に関するデータに基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第２のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第２のモードが選択される、
   請求項１に記載の電力需給制御装置。
3. 前記配分優先順位テーブルは、前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力のマージンを表す数値である重み係数をさらに記憶しており、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記重み係数に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第３のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第３のモードが選択される、
   請求項１に記載の電力需給制御装置。
4. 前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる前記発電機は、複数エリアの電力系統に配置された、請求項１乃至請求項３に記載の電力需給制御装置。
5. 電力系統に電力を供給する複数の発電設備と、
   前記電力系統の周波数変化量および連系潮流電力変化量を測定し、前記複数の発電設備に発電目標値を指示する制御装置と、を有し、
   前記制御装置は、
   測定された前記周波数変化量および前記連系潮流電力変化量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部と、
   前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部と、
   前記ＡＲ平滑部により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの発電目標値を算出するＡＲ配分部と、を備え、
   前記ＡＲ配分部は、は、作業者により選択される第１のモードまたは第４のモードを有し、
   前記第１のモードでは、
   前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の単位電力量の価格が記憶された配分優先順位テーブルを有し、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定し、
   前記第４のモードでは、
   ＡＲ値が正であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より大きい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの安い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より小さい発電機について、発電計画値まで出力を増加させ、
   ＡＲ値が負であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より小さい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの高い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より大きい発電機について、発電計画値まで出力を減少させる、
   電力需給制御システム。
6. 前記ＡＲ配分部は、前記配分優先順位テーブルに、前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力変化速度に関するデータをさらに記憶しており、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記発電機の出力変化速度に関するデータに基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第２のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第２のモードが選択される、
   請求項５に記載の電力需給制御システム。
7. 複数の発電設備により電力が供給される電力系統の、周波数変化量および連系潮流電力変化量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出モジュールと、
   前記ＡＲ算出モジュールにより算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑モジュールと、
   前記ＡＲ平滑モジュールにより周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの発電目標値を算出するＡＲ配分モジュールと、を備え、
   前記ＡＲ配分モジュールは、作業者により選択される第１のモードまたは第４のモードを有し、
   前記第１のモードでは、
   前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の単位電力量の価格が記憶された配分優先順位テーブルを有し、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定し、
   前記第４のモードでは、
   ＡＲ値が正であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より大きい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの安い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より小さい発電機について、発電計画値まで出力を増加させ、
   ＡＲ値が負であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より小さい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの高い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より大きい発電機について、発電計画値まで出力を減少させる、
   電力需給制御用コンピュータプログラム。
8. 前記配分優先順位テーブルには、前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力変化速度に関するデータが、さらに記憶されており、前記ＡＲ配分モジュールは、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記発電機の出力変化速度に関するデータに基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第２のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第２のモードが選択される、
   請求項７に記載の電力需給制御用コンピュータプログラム。
9. 複数の発電設備により電力が供給される電力系統の、周波数変化量および連系潮流電力変化量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出手順と、
   前記ＡＲ算出手順により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑手順と、
   前記ＡＲ平滑手順により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの発電目標値を算出するＡＲ配分手順と、を有し、
   前記ＡＲ配分手順は、作業者により選択される第１のモードまたは第４のモードを有し、
   前記第１のモードでは、
   前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の単位電力量の価格が記憶された配分優先順位テーブルを有し、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定し、
   前記第４のモードでは、
   ＡＲ値が正であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より大きい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの安い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より小さい発電機について、発電計画値まで出力を増加させ、
   ＡＲ値が負であると判断した場合、前記発電機のうち、現在出力値が発電計画値より小さい発電機に対して、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記単位電力量の価格に基づき、メリットオーダーの高い順に前記ＡＲ値を配分し、更に、現在出力値が発電計画値より大きい発電機について、発電計画値まで出力を減少させる、
   電力需給制御方法。
10. 前記配分優先順位テーブルには、前記複数の発電設備のうち電力購入の対象となる発電機の出力変化速度に関するデータが、さらに記憶されており、前記ＡＲ配分手順は、前記配分優先順位テーブルに記憶された前記発電機の出力変化速度に関するデータに基づき、
    電力購入の対象となる発電機の、電力の購入優先順位を決定する第２のモードを有し、作業者により前記第１のモードまたは前記第２のモードが選択される、
    請求項９に記載の電力需給制御方法。

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