JP6915330B2 - ネガワット取引支援装置 - Google Patents

Description

本発明は、電力事業者の要請に応じて電力の需要削減を取引するネガワット取引を支援するネガワット取引支援装置に関する。

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受電電力調整設備を有した需要家（以下、受電電力調整需要家という）がある。受電電力調整設備としては、常用発電設備（蓄電池システム、自家発電設備）やデマンドコントローラ等がある。常用発電設備は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なるようにするものであり、デマンドコントローラ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受電電力を契約電力閾値以下の電力になるようにするものである。

例えば、受電電力調整設備が常用発電設備であり常用発電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制御装置にて自動的に調整している。

図７は、受電電力調整設備が蓄電池システムを有した受電電力調整需要家の構成の一例を示す構成図である。受電電力調整需要家は受電電力調整設備として蓄電池システム１１を有し、電力供給事業者からの受電電力を受電電力調整需要家内の負荷１２に供給するとともに、受電電力調整需要家の負荷１２が増大したときは、蓄電池システム１１の蓄電池１３を放電制御し、蓄電池１３から電力変換装置１４を介して負荷１２に電力（蓄電池システム出力Ｐbat）を供給する。これにより、受電電力調整需要家は電力供給事業者からの受電電力が契約電力閾値以下の電力になるように調整している。また、蓄電池システム１１の蓄電池１３に対して予め定めたスケジュールに従って充放電するようにしている。

蓄電池システム１１の制御装置１５は、蓄電池システム出力Ｐbatを調整制御するものであり、受電電力Ｐjを契約電力閾値Ｐjref以下に維持するように蓄電池システム出力Ｐbatを調整する受電電力制御部１６と、スケジュールに従って蓄電池システム出力Ｐbatを調整するスケジュール運転部１７の二つの制御部を有している。受電電力制御部１６とスケジュール運転部１７とのいずれを選択するかは、受電電力調整需要家の負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えたか否かを負荷電力超過判定部１８により判定し、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えたときは選択回路１９のａ接点１９ａをオンして受電電力制御部１６を選択し、一方、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjref以下であるときは選択回路１９のｂ接点１９ｂをオンに維持してスケジュール運転部１７を選択する。負荷電力ＰLは、受電電力制御部１６の負荷電力算出部２０により、受電電力Ｐjと蓄電池システム出力Ｐbatとの和として算出され、負荷電力超過判定部１８及び蓄電池システム出力目標値算出部２１に出力される。

なお、制御装置１５は、電力の交直変換を行う電力変換装置１４を制御する制御要素を有しているが、図７では、その制御要素については図示を省略している。この制御要素は、蓄電池システム出力Ｐbatが蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefとなるように電力変換装置１４を制御するものである。

負荷電力超過判定部１８により負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjref以下であると判定されているときは、選択回路１９によりスケジュール運転部１７が選択されている。スケジュール運転部１７がスケジュール運転をしないときは蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは０である。スケジュール運転部１７がスケジュール運転を行っているときは、スケジュール運転部１７により予め定められたスケジュールで蓄電池１３の充放電運転を行うための蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが電力変換装置１４に出力される。なお、この場合、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjref以下であるので、受電電力Ｐjが契約電力閾値Ｐjrefを超えることはない。

一方、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えたと判定されたときは、そのままでは受電電力Ｐjが契約電力閾値Ｐjrefを超えることがある。そこで、蓄電池システムの蓄電池１３の放電制御を行うべく、たとえ、スケジュール運転部１７で充放電運転中であったとしても、受電電力制御部１６により、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えない蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが演算され、電力変換装置１４に出力される。これにより、受電電力Ｐjが契約電力閾値Ｐjrefを超えないように制御される。

このように、負荷電力超過判定部１８により、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjref以下であると判定されているときは、選択回路１９のａ接点１９ａはオフ、ｂ接点１９ｂがオンであり、スケジュール運転部１７がスケジュール運転を行っているときは、電力変換装置１４にはスケジュール運転部１７からの蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが出力される。スケジュール運転部１７がスケジュール運転をしないときは蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは０である。

一方、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えたと判定されたときは、選択回路１９のａ接点１９ａがオンし、選択回路１９のｂ接点１９ｂがオフとなり、受電電力制御部１６による受電電力制御運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが電力変換装置１４に出力される。前述したように、受電電力制御部１６の負荷電力算出部２０は、受電電力Ｐjと蓄電池システム出力Ｐbatとの和を負荷電力ＰLとして算出し蓄電池システム出力目標値算出部２１に出力する。

ここで、受電電力Ｐjに蓄電池システム出力Ｐbatを加算した負荷電力ＰLを求めているのは、スケジュール運転部１７が蓄電池システム１１の充放電のスケジュール運転をしているときは、受電電力Ｐjに蓄電池システム１１の出力Ｐbatを加算した電力が負荷電力ＰLとなるからである。これにより、受電電力制御部１６による受電電力制御運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefには、スケジュール運転部１７によるスケジュール運転出力Ｐbatの目標値も含まれる。

次に、蓄電池システム出力目標値算出部２１は負荷電力算出部２０で求められた負荷電力ＰLから契約電力閾値Ｐjrefを減算して蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefを算出する。この蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えないように、蓄電池システム出力Ｐbatを制御するための目標値である。

すなわち、制御装置１５は、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えたときは、受電電力制御部１６により、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefと等しくなる蓄電池システム出力目標値Ｐbatref（Ｐbatref＝（ＰL−Ｐjref）＝｛（Ｐj+Ｐbat）−Ｐjref｝を算出して電力変換装置１４に出力する。

前述したように、制御装置１５は、蓄電池システム出力Ｐbatが蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefとなるように電力変換装置１４を制御する制御要素を有しているので、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjref以下のスケジュール運転であるときは、スケジュール運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefに蓄電池システム出力Ｐbatが調整され、負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超えたときは、受電電力制御部１６による受電電力制御運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefで蓄電池システム出力Ｐbatが調整され、受電電力Ｐjを契約電力閾値Ｐjref以下の電力になるように調整する。

ここで、電力制御システムとして、電力供給事業者が供給可能な最大電力を超えないように電力の需要のピークを制御しつつ、ピーク時以外などでは各施設の電力消費の制限を緩やかにして需要家に電力の利用を促すことができるようにしたものがある（例えば、特許文献１参照）。これは、電力供給事業者から電力情報と比較するための電力閾値情報を受信して、電力閾値情報と電力情報とを比較し、比較結果に応じて閾値を超える超過時間が猶予時間に達するまで蓄電池から放電させ、電気負荷の消費電力を低減させることで系統の送配電網の負荷を軽減するものである。

特開２０１６−７３００３号公報

しかし、特許文献１のものは、電力供給事業者が供給可能な最大電力を超えないように電力の需要のピークを制御するものであるので、受電電力を契約電力閾値以下の電力になるように制御できるが、ネガワット取引についての考慮がないので、電力の需要のピークを制御しつつネガワット取引をできるものではない。

受電電力調整需要家が電力事業者の要請に応じて電力の需要削減を取引するネガワット取引を行う場合、受電電力調整設備は、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ので、既設の受電電力調整設備をネガワット取引に利用するには、外部から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。すなわち、受電電力調整設備の制御装置に通信機能を持たせ、かつ外部から受電電力目標値を変更できるように、制御装置のハード及びソフト両面での改造または取替が必要になる。標準仕様で製作された受電電力調整設備の改造や取替には多額の費用がかかり、また改造した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。

本発明の目的は、既設の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となるネガワット取引支援装置を提供することである。

請求項１の発明に係るネガワット取引支援装置は、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受電電力調整設備を有した受電電力調整需要家がネガワット取引を行う際に受電電力調整需要家が受電している実受電電力が前記契約電力閾値を超えないように前記受電電力調整設備を制御する制御装置の前段に設けられ、ネガワット取引による電力需要の削減量を受信する通信器と、ネガワット取引の要請がなかった場合に想定される電力需要量であるベースラインから前記通信器で受信した電力需要の削減量を減算してネガワット取引目標値を算出するネガワット取引目標値算出部と、前記制御装置に設定された前記契約電力閾値から前記ネガワット取引目標値算出部で算出されたネガワット取引目標値を減算して算出した受電電力バイアス値を、前記実受電電力に加算してネガワット取引時の仮想受電電力を算出し実受電電力に代えて前記制御装置に出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。

請求項２の発明に係るネガワット取引支援装置は、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受電電力調整設備を有した受電電力調整需要家がネガワット取引を行う際に受電電力調整需要家が受電している実受電電力が前記契約電力閾値を超えないように前記受電電力調整設備を制御する制御装置の前段に設けられ、ネガワット取引による電力需要の削減量を受信する通信器と、ネガワット取引の要請がなかった場合に想定される電力需要量であるベースラインから前記通信器で受信した電力需要の削減量を減算してネガワット取引目標値を算出するネガワット取引目標値算出部と、前記実受電電力と前記ネガワット取引目標値算出部で算出されたネガワット取引目標値との偏差をゼロとするための前記受電電力調整設備の出力目標値を演算する制御要素と、前記制御要素で演算した前記受電電力調整設備の出力目標値が前記制御装置から出力される前記受電電力調整設備の出力目標値になるように、前記制御要素で演算した前記受電電力調整設備の出力目標値に前記契約電力閾値を加算するとともに前記受電電力調整設備の出力を減算する加減算器と、ネガワット取引時でないときは前記実受電電力を前記制御装置に出力しネガワット取引時には前記加減算器で得られた出力値をネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力に代えて前記制御装置に出力するゲート切替部とを備えたことを特徴とする。

請求項３の発明に係るネガワット取引支援装置は、請求項１または請求項２の発明において、上位装置から前記通信器を介して前記ベースラインを受信することを特徴とする。

請求項４の発明に係るネガワット取引支援装置は、請求項１または請求項２の発明において、過去の受電電力データに基づいて前記ベースラインを算出するベースライン算出部を備えたことを特徴とする。

請求項５の発明に係るネガワット取引支援装置は、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受電電力調整設備を有した受電電力調整需要家がネガワット取引を行う際に受電電力調整需要家が受電している実受電電力が前記契約電力閾値を超えないように前記受電電力調整設備を制御する制御装置の前段に設けられ、ネガワット取引による電力出力指令値を受信する通信器と、前記通信器で受信した電力出力指令値が前記制御装置から出力される前記受電電力調整設備の出力目標値になるように、前記通信器で受信した電力出力指令値に前記契約電力閾値を加算するとともに前記受電電力調整設備の出力を減算する加減算器と、ネガワット取引時でないときは前記実受電電力を前記制御装置に出力しネガワット取引時には前記加減算器で得られた出力値をネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力に代えて前記制御装置に出力するゲート切替部とを備えたことを特徴とする。

請求項１の発明によれば、既存の受電電力調整設備の制御装置の前段に、ネガワット取引発動時には、ベースラインから通信器で受信した電力需要の削減量を減算して算出した受電電力バイアス値を、前記実受電電力に加算してネガワット取引時の仮想受電電力を算出し実受電電力に代えて制御装置１５に出力するネガワット取引支援装置を設けるので、制御装置は仮想受電電力を基にして、実受電電力がネガワット取引目標値になるように制御することで、実受電電力が契約電力閾値以下となるように制御でき、既存の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となる。従って、既存の受電電力調整設備の型式によることなく既存の受電電力調整設備を利用してネガワット取引を行うことができる。

請求項２の発明によれば、既存の受電電力調整設備の制御装置の前段に、ネガワット取引発動時には、ベースラインから通信器で受信した電力需要の削減量を減算したネガワット取引目標値と実受電電力との偏差をゼロとするための受電電力調整設備の出力目標値を制御要素で演算し制御装置内で契約電力閾値及び受電電力調整設備の出力を相殺できる出力値を求めネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力に代えて制御装置１５に出力するネガワット取引支援装置を設けるので、制御装置は仮想受電電力を基にして、受電電力調整設備の出力が制御要素で演算した受電電力調整設備の出力目標値になるように制御することで、実受電電力が契約電力閾値以下となるように制御できる。これにより、既存の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となる。従って、既存の受電電力調整設備の型式によることなく既存の受電電力調整設備を利用してネガワット取引を行うことができる。

請求項３の発明によれば、請求項１または請求項２の発明の効果に加え、上位装置から通信器を介してベースラインを受信するので、ネガワット取引支援装置の構成が簡略化できる。

請求項４の発明によれば、請求項１または請求項２の発明の効果に加え、過去の受電電力データに基づいてベースラインを算出するので、上位装置からベースラインを受信する必要がなくなり上位装置の負担が軽減される。

請求項５の発明によれば、既存の受電電力調整設備の制御装置の前段に、ネガワット取引発動時には、通信器で受信した電力出力指令値に契約電力閾値を加算するとともに受電電力調整設備の出力を減算して制御装置内で契約電力閾値及び受電電力調整設備の出力を相殺できる出力値を求めネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力に代えて制御装置１５に出力するネガワット取引支援装置を設けるので、制御装置は仮想受電電力を基にして、受電電力調整設備の出力が通信器で受信した電力出力指令値になるように制御することで、実受電電力が契約電力閾値以下となるように制御できる。これにより、既存の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となる。従って、既存の受電電力調整設備の型式によることなく既存の受電電力調整設備を利用してネガワット取引を行うことができる。

本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置の構成図。 ネガワット取引発動がなく実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えない場合の本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置を有した蓄電池システムの通常動作の一例を示す説明図。 ネガワット取引発動がなく実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えた場合の本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置を有した蓄電池システムの動作の一例を示す説明図。 ネガワット取引発動があり実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えた場合の本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置を有した蓄電池システムの動作の一例を示す説明図。 本発明の第２実施形態のネガワット取引支援装置の構成図。 本発明の第３実施形態のネガワット取引支援装置の構成図。 受電電力調整設備が蓄電池システムである場合の受電電力調整設備の構成の一例を示す構成図。

以下、本発明の実施形態を説明する。図１は本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置の構成図である。図１では、受電電力調整設備が蓄電池システム１１である場合を示しており、図７に示した受電電力調整設備に対し、制御装置１５の前段にネガワット取引支援装置２３が接続されている。これは、既存の受電電力調整設備が外部の計測信号として入力するのは受電電力だけであることに着目し、受電電力の計測信号を入力する制御装置１５に対し、受電電力の計測信号にネガワット取引に関する信号を重畳させることに着目したものである。

ネガワット取引支援装置２３は、上位装置からネガワット取引によるＤＲ（ディマンドレスポンス）情報を受信する通信器２４を有している。上位装置は、電力供給事業者あるいはアグリゲーターに設置されたネガワット取引装置である。電力供給事業者は需要家に直接的にＤＲ（ディマンドレスポンス）による電力需要の削減量ＰDRをＤＲ情報として要請する。また、アグリゲーターは複数の需要家を束ねてＤＲ（ディマンドレスポンス）による電力需要の削減量ＰDRをＤＲ情報として電力供給事業者と取引する。

また、ＤＲ（ディマンドレスポンス）は、電力供給状況に応じてスマートに消費パターンを変化させることをいう。電力供給事業者あるいはアグリゲーターからのＤＲによる電力需要の削減量ＰDRは、ＤＲ発動時間とその継続時間とともに通信器２４で受信され、またＤＲ発動指令ＸはＤＲ発動時間とその継続時間に基づき作成される。つまり、ＤＲ発動指令Ｘは、ＤＲ発動時間の開始時刻に発せられ継続時間が経過すると消滅する指令であるので、ＤＲ発動時間とその継続時間に基づき作成される。

通信器２４は上位装置から電力需要の削減量ＰDRを受信すると、ネガワット取引目標値算出部２５に出力する。ネガワット取引目標値算出部２５は、ベースラインＰ0から電力需要の削減量ＰDRを減算してネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）を算出し、受電電力バイアス値算出部２６に出力する。ベースラインＰ0は、ＤＲの要請がなかった場合に想定される電力需要量であり、ＤＲ発動の予告よりも前の一定時間帯の需要データの平均値として算出され、過去の受電電力データに基づいて算出されるものである。

このベースラインＰ0は、上位装置で算出し通信器２４を介してネガワット取引支援装置２３に送信するようにしてもよいし、ネガワット取引支援装置２３にベースライン算出部を設けて算出するようにしてもよい。このように、ベースラインＰ0はＤＲの要請がなかった場合に想定される電力需要量であることから、そのベースラインＰ0から電力需要の削減量ＰDRを減算したネガワット取引目標値Ｐnrefは、ネガワット取引発動時の実受電電力の目標値である。

ネガワット取引目標値算出部２５で算出されたネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）は、受電電力バイアス値算出部２６に出力される。受電電力バイアス値算出部２６は、制御装置１５に設定された契約電力閾値Ｐjrefからネガワット取引目標値算出部２５で算出されたネガワット取引目標値Ｐnrefを減算して受電電力バイアス値Ｐbias（＝Ｐjref−Ｐnref）を算出し、ゲート部２７を介して仮想受電電力算出部実受電電力に出力する。受電電力バイアス値算出部２６への契約電力閾値Ｐjrefの入力は、例えば、設定器で設定することで行われ、蓄受電電力制御部１６で設定される契約電力閾値Ｐjrefと同値である。仮想受電電力算出部実受電電力では受電電力バイアス値Ｐbiasを実受電電力ＰjAに加算してネガワット取引時の仮想受電電力ＰjB（＝ＰjA＋Ｐbias）を算出し、実受電電力に代えて制御装置１５に出力する。

ゲート部２７は、電力供給事業者あるいはアグリゲーターからＤＲ発動指令Ｘ（ＤＲ発動時刻とその継続時間）に基づき、ＤＲ発動時刻からその継続時間だけゲートを開き受電電力バイアス値算出部２６で算出された受電電力バイアス値Ｐbiasを仮想受電電力算出部実受電電力に出力する。これにより、仮想受電電力算出部２８は、ＤＲ発動指令Ｘがあったときは実受電電力ＰjAに受電電力バイアス値Ｐbiasを加算してネガワット取引時の仮想受電電力ＰjBを算出し、実受電電力ＰjAに代えて制御装置１５に出力することになる。なお、ＤＲ発動指令Ｘがないときには、ネガワット取引支援装置２３は実受電電力ＰjAを制御装置１５に出力する。つまり、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となる。

以下、ＤＲ発動指令Ｘがあった場合について説明する。なお、ＤＲ発動指令Ｘがない場合は、図７に示した受電電力調整設備と同じ動作となる。制御装置１５はＤＲ発動指令Ｘがあったときは実受電電力ＰjAに受電電力バイアス値Ｐbiasを加算した仮想受電電力ＰjBを基に制御する。すなわち、受電電力制御部１６の負荷電力算出部２０は、仮想受電電力ＰjBに蓄電池システム出力Ｐbatを加算して仮想負荷電力ＰLBを算出し、負荷電力超過判定部１８及び蓄電池システム出力目標値算出部２１に出力する。負荷電力超過判定部１７は仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefを超えているか否かを判定し、仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjref以下と判定したときは、選択回路１９のａ接点１９ａをオフ、選択回路１９のｂ接点１９ｂをオンとする。これにより、電力変換装置１４にはスケジュール運転部１７からの蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが出力される状態となる。

一方、仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefを超えたと判定したときは、選択回路１９のａ接点１９ａをオン、選択回路１９のｂ接点１９ｂをオフとする。これにより、受電電力制御部１６による受電電力制御運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが電力変換装置１４に出力される。

すなわち、受電電力制御部１６の負荷電力算出部２０は、仮想受電電力ＰjBと蓄電池システム１１の出力Ｐbatとの和を仮想負荷電力ＰLB（＝ＰjB＋Ｐbat）として算出し、蓄電池システム出力目標値算出部２１は仮想負荷電力ＰLBから契約電力閾値Ｐjrefを減算して蓄電池システム出力目標値Ｐbatref（＝ＰLB−Ｐjref）を算出する。制御装置１５は、ＤＲ発動指令Ｘがあり仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefを超えているときは、仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefと等しくなる蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefを電力変換装置１４に出力する。

このときの蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは（１）式で示され、また仮想受電電力ＰjBは（２）式で示される。
Ｐbatref＝ＰLB−Ｐjref＝ＰjB+Ｐbat−Ｐjref …（１）
ＰjB＝ＰjA−Ｐ0＋ＰDR＋Ｐjref …（２）

従って、蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは（２）式を（１）式に代入すると（３）式で示される。
Ｐbatref＝（ＰjA−Ｐ0＋ＰDR＋Ｐjref）＋Ｐbat−Ｐjref
＝ＰjA−（Ｐ0−ＰDR）＋Ｐbat …（３）

（３）式から分かるように、受電電力制御部１６は、実受電電力ＰjAがネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）と等しくなる蓄電池システム出力目標値Ｐbatref（Ｐbatref＝｛ＰjA−（Ｐ0−ＰDR）＋Ｐbat｝を算出して電力変換装置１４に出力する。
電力変換装置１４では、蓄電池システム１１の出力が蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefとなるように蓄電池１３の直流電力を交流電力に変換する。

仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjref以下のときスケジュール運転部１７がスケジュール運転を行うときは、蓄電池システム出力Ｐbatはスケジュール運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが調整される。一方、仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefを超えたときは、受電電力制御部１６による受電電力制御運転での蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefで蓄電池システム出力Ｐbatが調整される。これによって、仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefと等しくなるように制御され、結果的に実受電電力ＰjAがネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）と等しくなるように受電電力が制御され、実受電電力ＰjAを契約電力閾値Ｐjref以下の電力になるように調整される。

次に、本発明の第１実施形態に係るネガワット取引支援装置２３による受電電力調整設備の動作を説明する。以下の説明では、受電電力調整設備が蓄電池システムである場合について説明する。蓄電池システム１１は、深夜の安価な電力を充電し、日中放電して最大需要を抑制する。通常の運用状態としては、スケジュール運転部１７のスケジュール運転により蓄電池１３の充電放電が行われる。スケジュール運転は、例えば、日中において、放電開始時刻、放電終了時刻、その間の放電電力値が設定され、夜間についても、充電開始時刻、充電電力値が設定され、これらの設定値どおりに充電放電が行われる。

図２はネガワット取引発動がなく実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えない場合の本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置を有した蓄電池システムの通常動作の一例を示す説明図であり、図２（ａ）は受電電力調整需要家内の負荷電力ＰL及び実受電電力ＰjAのグラフ、図２（ｂ）は蓄電池システム出力Ｐbat（正が放電、負が充電）のグラフ、図２（ｃ）は実受電電力ＰjA及び仮想受電電力ＰjBのグラフである。

図２（ａ）において、時点ｔ１以前において負荷電力ＰLは実受電電力ＰjAで賄っており、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。図２（ｂ）に示すように、時点ｔ１においてスケジュール運転での放電が放電電力値Ｐxで開始され、時点ｔ２で放電を終了したとする。そうすると、負荷電力ＰLは実受電電力ＰjAと蓄電池システム出力Ｐbatとの和となり、図２（ａ）に示すように、実受電電力ＰjAは減少する。これにより、日中の電力需要を軽減している。この状態において、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。また、ネガワット取引がないので、図２（ｃ）に示すように、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となる。

時点ｔ２〜時点ｔ３において負荷電力ＰLは実受電電力ＰjAで賄っており、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。そして、図２（ｂ）に示すように、時点ｔ３においてスケジュール運転での充電が充電電力値Ｐyで開始されるとする。そうすると、蓄電池１３への充電であるので蓄電池システム出力Ｐbatは負となることから、実受電電力ＰjAは負荷電力ＰLと蓄電池システム出力Ｐbatとの和となり、図２（ａ）に示すように、実受電電力ＰjAは増加する。これにより、深夜の安価な電力を蓄電池１３に充電している。この状態において、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。また、ネガワット取引がないので、図２（ｃ）に示すように実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となる。なお、蓄電池１３は満充電となると充電を停止する。

このように、ネガワット取引発動がなく実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えない場合は、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となり、スケジュール運転部１７によるスケジュール運転での蓄電池１３の充放電運転が行われたとしても、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefにより制限されることがない。

図３はネガワット取引発動がなく実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えた場合の本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置を有した蓄電池システムの動作の一例を示す説明図であり、図３（ａ）は受電電力調整需要家内の負荷電力ＰL及び実受電電力ＰjAのグラフ、図３（ｂ）は蓄電池システム出力Ｐbat（正が放電、負が充電）のグラフ、図３（ｃ）は実受電電力ＰjA及び仮想受電電力ＰjBのグラフである。

蓄電池システム１１の制御装置１５には契約に基づく最大電力である契約電力閾値Ｐjrefが設定され、実受電電力ＰjAがこれを超過するような場合には、スケジュール運転部１７のスケジュール運転に優先して蓄電池１３の放電電力が決定され、超過した電力を蓄電池１３の放電電力で補うように新たな電力基準値で運転される。また夜間の充電時にも、充電によって実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超過するような場合には、スケジュール運転の充電電力値を減少させて、超過しないような充電電力で運転される。

図３（ａ）において、時点ｔ０以前において負荷電力ＰLは実受電電力ＰjAで賄っており、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。時点ｔ０において負荷電力ＰLが契約電力閾値Ｐjrefを超過すると、実受電電力ＰjAだけでは負荷電力ＰLを賄えないので、図３（ｂ）に示すように、時点ｔ０から（負荷電力ＰL−契約電力閾値Ｐjref）に相当する電力を蓄電池１３の放電電力で補うように蓄電池システム出力Ｐbatが調整される。すなわち、スケジュール運転部１７のスケジュール運転から受電電力制御部１６の受電点電力制御に遷移する。これにより、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えることを防止する。

そして、時点ｔ１において、スケジュール運転部１７のスケジュール運転が開始されるため、蓄電池１３の放電はそのスケジュール運転による放電電力値Ｐxになるので、図３（ａ）に示すように、実受電電力ＰjAは減少し日中の電力需要を軽減する。この状態において、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。また、ネガワット取引がないので、図３（ｃ）に示すように実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となる。

時点ｔ２〜時点ｔ３において負荷電力ＰLは実受電電力ＰjAで賄っており、実受電電力ＰjAは契約電力閾値Ｐjrefを超えていない。そして、図３（ｂ）に示すように、時点ｔ３においてスケジュール運転での充電が充電電力値Ｐyで開始されるが、充電電力値Ｐyで蓄電池１３を充電すると実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超過してしまう場合には、蓄電池１３への充電電力を減少させて実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超過しないように充電電力を調整する。そして、時点ｔ４で実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを下回るとスケジュール運転どおりの充電電力値Ｐyで充電される。

このように、ネガワット取引発動がなく実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えた場合は、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値であるが、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えると、スケジュール運転部１７のスケジュール運転から受電電力制御部１６の受電点電力制御に遷移し、スケジュール運転部１７によるスケジュール運転に加え、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えないような運転を行う。

図４はネガワット取引発動があり実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えた場合の本発明の第１実施形態のネガワット取引支援装置を有した蓄電池システムの動作の一例を示す説明図であり、図４（ａ）は受電電力調整需要家内の負荷電力ＰL及び実受電電力ＰjAのグラフ、図４（ｂ）は蓄電池システム出力Ｐbat（正が放電、負が充電）のグラフ、図４（ｃ）は実受電電力ＰjA及び仮想受電電力ＰjBのグラフである。図４では、図３の蓄電池システムの動作に加え、ネガワット取引発動があった場合を示している。図３と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

いま、図３に示した時点１〜時点ｔ２の間の時点ｔ１１においてネガワット取引のＤＲがあり、時点ｔ１１〜時点ｔ１２の間（ＤＲ発動継続期間Ｔ１）にＤＲによる電力需要の削減量ＰDRを行ったとする。時点ｔ１１〜時点ｔ１２の間（ＤＲ発動継続期間Ｔ１）においては、実受電電力ＰjAがベースラインＰ0から電力需要の削減量ＰDRを減算したネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）以下になるように制御される。前述したように、ネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）はネガワット取引発動時の実際の受電電力目標値であるので、実受電電力ＰjAがネガワット取引目標値Ｐnref以下になるように制御することによりネガワット取引を満すことになる。

すなわち、図４（ａ）に示すように、実受電電力ＰjAが時点ｔ１１〜時点ｔ１２の間（ＤＲ発動継続期間Ｔ１）でネガワット取引目標値Ｐnrefを超えるときは、蓄電池１３は、図４（ｂ）に示すように、この超えた分の電力量に相当する電力を蓄電池１３の放電電力で補うように蓄電池１３から放電する。これにより、時点ｔ１１〜時点ｔ１２の間（ＤＲ発動継続期間Ｔ１）においてネガワット取引を満たすようにする。

この場合、時点ｔ１１〜時点ｔ１２の間（ＤＲ発動継続期間Ｔ１）において、図４（ａ）に示すように、実受電電力ＰjAはネガワット取引目標値Ｐnrefに制限されるが、図４（ｃ）に示すように仮想受電電力ＰjBは、実受電電力ＰjAに受電電力バイアス値Ｐbias（＝Ｐjref−Ｐnref）を加算した値となる。このように、ネガワット取引発動があった場合は、ネガワット取引発動があったネガワット期間Ｔ１においては、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBは異なった値となる。

この仮想受電電力ＰjBが蓄電池システム１１の制御装置１５に入力され、制御装置１５は仮想受電電力ＰjBが契約電力閾値Ｐjref以下になるように蓄電池１３の放電量を制御することになる。つまり、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えないような運転を行いつつ、ネガワット取引を満たす運転を行う。なお、時点ｔ１１〜時点ｔ１２の間（ＤＲ発動継続期間Ｔ１）以外の期間においては、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBは同値である。

本発明の第１実施形態によれば、既存の受電電力調整設備（蓄電池システム１１）の制御装置１５にネガワット取引支援装置を設けだけで、ネガワット取引発動がない期間では実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えないような運転を行い、ネガワット取引発動があったネガワット期間には、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えないような運転を行いつつ、ネガワット取引を満たす運転を行うことができる。従って、既存の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となり、既存の受電電力調整設備の型式によることなく既存の受電電力調整設備を利用してネガワット取引を行うことができるのでコストの低減となる。

次に、本発明の第２実施形態を説明する。図５は、本発明の第２実施形態のネガワット取引支援装置の構成図である。図５では、受電電力調整設備が蓄電池システム１１である場合を示しており、図１に示した第１実施形態のネガワット取引支援装置に対し、契約電力閾値Ｐjrefからネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）を減算して求めた受電電力バイアス値Ｐbias（＝Ｐjref−Ｐnref）を実受電電力ＰjAに加算して仮想受電電力ＰjBを算出することに代えて、
実受電電力ＰjAとネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）との偏差をゼロとするための蓄電池システム出力目標値Ｐbatref（受電電力調整設備の出力目標値）を演算する制御要素３０を設け、
制御要素３０で算出された蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefに契約電力閾値Ｐjrefを加算するとともに蓄電池システム出力Ｐbatを減算する加減算器２２を設け、
制御要素３０で演算した蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefが制御装置１５から出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefになるように仮想受電電力ＰjBを算出するようにしたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

図５において、第１実施形態の場合と同様に、通信器２４は上位装置からＤＲ情報として電力需要の削減量ＰDRを受信する。ネガワット取引目標値算出部２５は、第１実施形態の場合と同様に、ベースラインＰ0から電力需要の削減量ＰDRを減算してネガワット取引目標値Ｐnref（＝Ｐ0−ＰDR）を算出する。ネガワット取引目標値Ｐnrefは、前述したように、ネガワット取引発動時の実受電電力ＰjAの目標値である。ネガワット取引目標値Ｐnrefがネガワット取引発動時の実受電電力ＰjAの目標値であることから、ネガワット取引発動時においては、実受電電力ＰjAがネガワット取引目標値Ｐnrefになるように蓄電池システム出力Ｐbatを制御すればよいことになる。

そこで、実受電電力ＰjAとネガワット取引目標値Ｐnrefとの偏差ΔＰjAを偏差演算部２９で求め制御要素３０に出力する。制御要素３０は実受電電力ＰjAとネガワット取引目標値Ｐnrefとの偏差ΔＰjAがゼロとなる蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefを演算する。加減算器２２の加算器３１は制御要素３０で算出された蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefに契約電力閾値Ｐjrefを加算し、加減算器２２の減算器３２は蓄電池システム出力Ｐbatを減算する。

ここで、加減算器２２で、制御要素３０で算出された蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefに契約電力閾値Ｐjrefを加算したり、蓄電池システム出力Ｐbatを減算するのは、以下の理由による。前述したように、既存の受電電力調整設備の制御装置は標準仕様で製作されていることから内部構造を改造することは非標準扱いとなるが、メーカや型式が異なっても、既存の受電電力調整設備の制御装置１５は、内部で契約電力閾値Ｐjref及び蓄電池システム出力Ｐbatを取り扱っているので、それらを相殺するためである。

制御装置１５の内部において、契約電力閾値Ｐjrefは、蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefを算出するために蓄電池システム出力目標値算出部２１に負極性で入力されている。そこで、制御装置１５の内部での負極性の契約電力閾値Ｐjrefを相殺するために加算器３１で正極性の契約電力閾値Ｐjrefを加算している。同様に、蓄電池システム出力Ｐbatは、仮想負荷電力ＰLBを算出を算出するために負荷電力算出部２０に正極性で入力されている。そこで、制御装置１５の内部での正極性の蓄電池システム出力Ｐbatを相殺するために減算器３２で契約電力閾値Ｐjrefを減算している。

加減算器２２で得られた出力値Ｐk1（＝Ｐbatref＋Ｐjref−Ｐbat）はゲート切替部３３を介して制御装置１５に出力される。ゲート切替部３３は、ＤＲ発動指令Ｘに基づき、ＤＲ発動時刻からその継続時間だけａ接点３３ａをオン、ｂ接点３３ｂをオフし、加減算器２２にて得られた出力値Ｐk1を制御装置１５に出力する。これにより、ゲート切替部３３は、ＤＲ発動指令Ｘがあったときは加減算器２２にて得られた出力値Ｐk1をネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力ＰjAに代えて制御装置１５に出力することになる。なお、ＤＲ発動指令Ｘがないときには、ネガワット取引支援装置２３は実受電電力ＰjAを制御装置１５に出力する。つまり、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となる。

制御装置１５は、ＤＲ発動指令Ｘがあったときは加減算器２２で得られた出力値Ｐk1（＝Ｐbatref＋Ｐjref−Ｐbat）を仮想受電電力ＰjBとし、仮想受電電力ＰjB（＝Ｐbatref＋Ｐjref−Ｐbat）を基に制御する。制御装置１５内において、負荷電力算出部２０により蓄電池システム出力Ｐbatが仮想受電電力ＰjB（＝Ｐbatref＋Ｐjref−Ｐbat）に加算され、蓄電池システム出力目標値算出部２１により契約電力閾値Ｐjrefが減算されるので、選択回路１９のａ接点から出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは、制御要素３０で算出された蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefと同値となる。

負荷電力算出部２０で算出され負荷電力超過判定部１８に出力される仮想負荷電力ＰLBは、下記（４）式で示される。
ＰLB＝ＰjB＋Ｐbat
＝（Ｐbatref＋Ｐjref−Ｐbat）＋Ｐbat
＝Ｐbatref＋Ｐjref …（４）
この仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefを超えるときは選択回路１９のａ接点１９ａがオンとなり、制御装置１５から電力変換装置１４に出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは、制御要素３０で算出された蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefと同値となる。これにより、ネガワット取引に対応したとしても、結果的に実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えないように制御される。

第２実施形態によれば、ネガワット取引発動時には、制御装置１５内で契約電力閾値Ｐjref及び蓄電池システム出力Ｐbatを相殺できる出力値Ｐk1を加算して仮想受電電力ＰjBを求め、制御装置１５は仮想受電電力ＰjBを基にして、蓄電池システム出力Ｐbatが制御要素３０で算出した蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefになるように制御することで、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjref以下となるように制御できる。これにより、既存の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となる。従って、既存の受電電力調整設備の型式によることなく既存の受電電力調整設備を利用してネガワット取引を行うことができる。

次に、本発明の第３実施形態を説明する。図６は、本発明の第３実施形態のネガワット取引支援装置の構成図である。図６では、受電電力調整設備が蓄電池システム１１である場合を示しており、図５に示した第１実施形態のネガワット取引支援装置に対し、ＤＲ情報として通信器２４は上位装置から電力需要の削減量ＰDRを受信することに代えて、電力出力指令値ＰDR2を受信し、受信した電力出力指令値が制御装置１５から出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefになるように仮想受電電力ＰjBを算出するようにしたものである。ＤＲ情報が電力出力指令値ＰDR2であることから、ネガワット取引目標値算出部２５、偏差演算部２９、制御要素３０が削除された構成となっている。図５と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

図６において、通信器２４は上位装置からＤＲ情報として電力需要の削減量ＰDRに代えてネガワット取引による電力出力指令値ＰDR2を受信する。電力出力指令値ＰDR2は、受電電力調整需要家の蓄電池システム出力（受電電力調整設備の出力）を出力指令値である。そこで、第３実施形態では、通信器２４で受信した電力出力指令値ＰDR2が制御装置１５から出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatref（受電電力調整設備の出力目標値）になるように仮想受電電力ＰjBを算出する。

加減算器２２の加算器３１は通信器２４で受信した電力出力指令値ＰDR2に契約電力閾値Ｐjrefを加算し、加減算器２２の減算器３２は蓄電池システム出力Ｐbatを減算する。加減算器２２で、通信器２４で受信した電力出力指令値ＰDR2に契約電力閾値Ｐjrefを加算したり、蓄電池システム出力Ｐbatを減算するのは、第２実施形態の場合と同様に、制御装置１５の内部で契約電力閾値Ｐjref及び蓄電池システム出力Ｐbatを取り扱っているので、それらを相殺するためである。

加減算器２２で得られた出力値Ｐk2（＝ＰDR2＋Ｐjref−Ｐbat）はゲート切替部３３を介して制御装置１５に出力される。ゲート切替部３３は、ＤＲ発動指令Ｘに基づき、ＤＲ発動時刻からその継続時間だけａ接点３３ａをオン、ｂ接点３３ｂをオフし、加減算器２２にて得られた出力値Ｐk2を制御装置に出力する。これにより、ゲート切替部３３は、ＤＲ発動指令Ｘがあったときは実受電電力ＰjAに加減算器２２にて得られた出力値Ｐk2をネガワット取引時の仮想受電電力ＰjBとして実受電電力ＰjAに代えて制御装置１５に出力することになる。なお、ＤＲ発動指令Ｘがないときには、ネガワット取引支援装置２３は実受電電力ＰjAを制御装置１５に出力する。つまり、実受電電力ＰjAと仮想受電電力ＰjBとは同値となる。

制御装置１５は、ＤＲ発動指令Ｘがあったときは実受電電力ＰjAに加減算器２２で得られた出力値Ｐk2（＝ＰDR2＋Ｐjref−Ｐbat）を仮想受電電力ＰjBとし、仮想受電電力ＰjB（＝ＰDR2＋Ｐjref−Ｐbat）を基に制御する。制御装置１５内において、負荷電力算出部２０により蓄電池システム出力Ｐbatが仮想受電電力ＰjB（＝ＰDR2＋Ｐjref−Ｐbat）に加算され、蓄電池システム出力目標値算出部２１により契約電力閾値Ｐjrefが減算されるので、選択回路１９のａ接点から出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは、通信器２４で受信した電力出力指令値ＰDR2と同値となる。

負荷電力算出部２０で算出され負荷電力超過判定部１８に出力される仮想負荷電力ＰLBは、下記（５）式で示される。
ＰLB＝ＰjB＋Ｐbat
＝（ＰDR2＋Ｐjref−Ｐbat）＋Ｐbat
＝ＰDR2＋Ｐjref …（５）
この仮想負荷電力ＰLBが契約電力閾値Ｐjrefを超えるときは選択回路１９のａ接点１９ａがオンとなり、制御装置１５から電力変換装置１４に出力される蓄電池システム出力目標値Ｐbatrefは、通信器２４で受信した電力出力指令値ＰDR2と同値となる。これにより、ネガワット取引に対応したとしても、結果的に実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjrefを超えないように制御される。

第３実施形態によれば、ネガワット取引発動時には、制御装置１５内で契約電力閾値Ｐjref及び蓄電池システム出力Ｐbatを相殺できる出力値Ｐk2を加算して仮想受電電力ＰjBを求め、制御装置１５は仮想受電電力ＰjBを基にして、蓄電池システム出力Ｐbatが通信器２４で受信した電力出力指令値ＰDR2になるように制御することで、実受電電力ＰjAが契約電力閾値Ｐjref以下となるように制御できる。これにより、既存の受電電力調整設備を改造したり取替ることなくネガワット取引が可能となる。従って、既存の受電電力調整設備の型式によることなく既存の受電電力調整設備を利用してネガワット取引を行うことができる。

以上、本発明のいくつかの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り、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、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。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、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。

１１…蓄電池システム
１２…負荷
１３…蓄電池
１４…電力変換装置
１５…制御装置
１６…受電電力制御部
１７…スケジュール運転部
１８…負荷電力超過判定部
１９…選択回路
２０…負荷電力算出部
２１…蓄電池システム出力目標値算出部
２３…ネガワット取引支援装置
２４…通信器
２５…ネガワット取引目標値算出部
２６…受電電力バイアス値算出部
２７…ゲート部
２８…仮想受電電力算出部
２９…偏差演算部
３０…制御要素
３１…加算器
３２…減算器
３３…ゲート切替部

Claims (5)

1. 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受電電力調整設備を有した受電電力調整需要家がネガワット取引を行う際に受電電力調整需要家が受電している実受電電力が前記契約電力閾値を超えないように前記受電電力調整設備を制御する制御装置の前段に設けられ、
   ネガワット取引による電力需要の削減量を受信する通信器と、
   ネガワット取引の要請がなかった場合に想定される電力需要量であるベースラインから前記通信器で受信した電力需要の削減量を減算してネガワット取引目標値を算出するネガワット取引目標値算出部と、
   前記制御装置に設定された前記契約電力閾値から前記ネガワット取引目標値算出部で算出されたネガワット取引目標値を減算して算出した受電電力バイアス値を、前記実受電電力に加算してネガワット取引時の仮想受電電力を算出し実受電電力に代えて前記制御装置に出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ネガワット取引支援装置。
2. 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受電電力調整設備を有した受電電力調整需要家がネガワット取引を行う際に受電電力調整需要家が受電している実受電電力が前記契約電力閾値を超えないように前記受電電力調整設備を制御する制御装置の前段に設けられ、
   ネガワット取引による電力需要の削減量を受信する通信器と、
   ネガワット取引の要請がなかった場合に想定される電力需要量であるベースラインから前記通信器で受信した電力需要の削減量を減算してネガワット取引目標値を算出するネガワット取引目標値算出部と、
   前記実受電電力と前記ネガワット取引目標値算出部で算出されたネガワット取引目標値との偏差をゼロとするための前記受電電力調整設備の出力目標値を演算する制御要素と、
   前記制御要素で演算した前記受電電力調整設備の出力目標値が前記制御装置から出力される前記受電電力調整設備の出力目標値になるように、前記制御要素で演算した前記受電電力調整設備の出力目標値に前記契約電力閾値を加算するとともに前記受電電力調整設備の出力を減算する加減算器と、
   ネガワット取引時でないときは前記実受電電力を前記制御装置に出力しネガワット取引時には前記加減算器で得られた出力値をネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力に代えて前記制御装置に出力するゲート切替部とを備えたことを特徴とするネガワット取引支援装置。
3. 上位装置から前記通信器を介して前記ベースラインを受信することを特徴とする請求項１または請求項２に記載のネガワット取引支援装置。
4. 過去の受電電力データに基づいて前記ベースラインを算出するベースライン算出部を備えたことを特徴とする請求項１または請求項２記載のネガワット取引支援装置。
5. 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受電電力調整設備を有した受電電力調整需要家がネガワット取引を行う際に受電電力調整需要家が受電している実受電電力が前記契約電力閾値を超えないように前記受電電力調整設備を制御する制御装置の前段に設けられ、
   ネガワット取引による電力出力指令値を受信する通信器と、
   前記通信器で受信した電力出力指令値が前記制御装置から出力される前記受電電力調整設備の出力目標値になるように、前記通信器で受信した電力出力指令値に前記契約電力閾値を加算するとともに前記受電電力調整設備の出力を減算する加減算器と、
   ネガワット取引時でないときは前記実受電電力を前記制御装置に出力しネガワット取引時には前記加減算器で得られた出力値をネガワット取引時の仮想受電電力として実受電電力に代えて前記制御装置に出力するゲート切替部とを備えたことを特徴とするネガワット取引支援装置。

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