JP7280556B2 - ネガワット取引支援装置およびネガワット取引方法 - Google Patents

Description

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

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

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

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

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

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

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

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

特開２０１８－１６０９４９号公報 特開２０１４－６０８３９号公報

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

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

そこで、近年、こうした受電電力調整需要家の既設の受電電力調整設備を改造したり取替えたりすることなくネガワット取引を実現するネガワット取引支援装置の研究が行われている。

例えば、特許文献１には、受電点の受電電力（以下、「受電点電力」とも称する。）を監視し、受電点電力が所定の閾値（負荷追従閾値）を超えないように蓄電池を放電して負荷に電力を供給する負荷追従機能を備えた蓄電池システムにおいて、受電電力の見かけ上の値を調整して蓄電池システムに入力することで、ネガワット取引を実現するネガワット取引支援装置が開示されている。

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

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

本願発明者らは、本願に先立って、負荷追従機能を有する受電電力調整設備として、負荷追従機能を有する蓄電池システムと負荷追従機能を有する発電機システムとの両方をネガワット取引に利用することを検討した。

ネガワット取引がバーチャルパワープラントの要素技術として安定した電力供給源となるためには、ネガワット取引で要請された電力の需要削減量を正確に実現することが好ましいといえる。

また、補助電力として駆動する場合、容量に制限のある蓄電池よりも、発電機を優先的に駆動することが、安定したネガワット取引を実現する上で好ましいといえる。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、本発明の目的は、蓄電池を備えた蓄電池システムと発電機を備えた発電機システムをネガワット取引に利用する場合に、発電機システムを優先的に駆動しつつ正確なネガワット取引を実現することにある。

上記課題を解決するために、本発明の代表的な実施の形態に係るネガワット取引支援装置は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な蓄電池と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第１の閾値を超えないように、前記蓄電池の出力電力の値を制御する制御装置とを備えた蓄電池システムと、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第２の閾値を超えないように、前記発電機の発電電力の値を制御する制御装置とを備えた発電機システムとに接続可能なネガワット取引支援装置であって、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、前記第１の閾値よりも大きい第１の仮想受電電力の値を算出し、該算出した第１の仮想受電電力を、前記受電電力の値に代えて前記蓄電池システムの前記制御装置に入力するとともに、前記蓄電池の出力電力の値に基づいて、第２の閾値よりも大きい第２の仮想受電電力の値を算出し、該算出した第２の仮想受電電力を、前記受電電力の値に代えて前記発電機システムの前記制御装置に入力することを特徴とする。

第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置を既存の蓄電池システムおよび発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。 蓄電池システム１の動作を説明するための図である。 蓄電池システム１の動作を説明するための図である。 蓄電池システム１の動作を説明するための図である。 発電機システム２の動作を説明するための図である。 発電機システム２の動作を説明するための図である。 発電機システム２の動作を説明するための図である。 ＤＲ発動前におけるネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。 ＤＲ発動したｔ１１におけるネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。 ＤＲ発動後のｔ１２におけるネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。 ＤＲ発動後のｔ１３におけるネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。 ＤＲ発動後のｔ１４におけるネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。 ＤＲ発動後のｔ１５におけるネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００におけるＤＲ発動前後の電力の変化を示すタイミングチャートである。 ＤＲ発動してからその直後の蓄電池出力Ｐｇ１と発電機出力Ｐｇ２との変動を詳細に示す図である。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００とは設定を変えた場合のタイミングチャートである。 第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００とは設定を変えた場合のタイミングチャートである。 第２の実施形態のネガワット取引支援装置を既存の発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。 係数乗算部７０において乗算する係数を変化させた場合の出力電力変化の様子を示す図である。 係数乗算部７０において乗算する係数を変化させた場合の出力電力変化の様子を示す図である。

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

［１］本発明の代表的な実施の形態に係るネガワット取引支援装置（４）は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷（３）に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な蓄電池（１２）と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第１の閾値を超えないように、前記蓄電池（１２）の出力電力の値を制御する制御装置とを備えた蓄電池システム（１）と、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷（３）に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機（２１）と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第２の閾値を超えないように、前記発電機（２１）の発電電力の値を制御する制御装置とを備えた発電機システム（２）とに接続可能なネガワット取引支援装置（４）であって、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、前記第１の閾値よりも大きい第１の仮想受電電力の値を算出し、該算出した第１の仮想受電電力を、前記受電電力の値に代えて前記蓄電池システム（１）の前記制御装置（１０）に入力するとともに、前記蓄電池（１２）の出力電力の値に基づいて、第２の閾値よりも大きい第２の仮想受電電力の値を算出し、該算出した第２の仮想受電電力を、前記受電電力の値に代えて前記発電機システム（２）の前記制御装置に入力することを特徴とする。

［２］上記［１］のネガワット取引支援装置は、前記デマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を取得する目標値取得部と、前記受電電力の目標値に基づいて第１の仮想受電電力を算出して前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第１の仮想受電電力処理部と、前記受電電力の目標値に基づいて第２の仮想受電電力を算出して前記発電機システムの前記制御装置に入力する第２の仮想受電電力処理部とを備え、前記第１の仮想受電電力処理部は、前記受電電力の目標値に前記第１の閾値を加えることによって受電電力の第１のバイアス値を算出する第１のバイアス値算出部と、前記第１のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第１の仮想受電電力を算出して、前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第１の仮想受電電力算出入力部とを有し、前記第２の仮想受電電力処理部は、前記受電電力の目標値に前記第２の閾値を加えることによって受電電力の第２のバイアス値を算出する第２のバイアス値算出部と、前記第２のバイアス値に前記蓄電池の出力電力の値を加えた第３のバイアス値を算出する第３のバイアス値算出部と、第３のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第２の仮想受電電力を算出して、前記発電機システムの前記制御装置に入力する第２の仮想受電電力算出入力部とを有していてもよい。

［３］上記［２］のネガワット取引支援装置において、前記第３のバイアス値算出部は、前記蓄電池の出力電力の値に所定の係数を乗算した値を前記第２のバイアス値に加えた第３のバイアス値を算出してもよい。

［４］上記［２］または［３］のネガワット取引支援装置において、前記デマンドレスポンス指令は、受電電力の削減量を指定した削減量指定値を含み、前記目標値取得部は、前記削減量指定値をベースラインから差し引くことにより、前記受電電力の目標値を取得してもよい。

［５］上記［２］または［３］のネガワット取引支援装置において、前記デマンドレスポンス指令は、受電電力の指令値を含み、前記目標値取得部は、前記受電電力の指令値を前記受電電力の目標値として取得してもよい。

［６］本発明の代表的な実施の形態に係るネガワット取引支援方法は、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な蓄電池と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第１の閾値を超えないように、前記蓄電池の出力電力の値を制御する制御装置とを備えた蓄電池システムと、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第２の閾値を超えないように、前記発電機の発電電力の値を制御する制御装置とを備えた発電機システムとを用いたネガワット取引を支援するネガワット取引支援方法であって、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を取得する第１ステップと、前記受電電力の目標値に基づいて第１の仮想受電電力を算出して前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第２ステップと、前記受電電力の目標値に基づいて第２の仮想受電電力を算出して前記発電機システムの前記制御装置に入力する第３ステップとを含み、前記第２ステップは、前記受電電力の目標値に前記第１の閾値を加えることによって受電電力の第１のバイアス値を算出する第１サブステップと、前記第１のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第１の仮想受電電力を算出して、前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第２サブステップとをさらに含み、前記第３ステップは、前記受電電力の目標値に前記第２の閾値を加えることによって受電電力の第２のバイアス値を算出する第３サブステップと、前記第２のバイアス値に前記蓄電池の出力電力の値を加えた第３のバイアス値を算出する第４サブステップと、第３のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第２の仮想受電電力を算出して、前記発電機システムの前記制御装置に入力する第５サブステップとをさらに含むことを特徴とする。

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

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

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

図１に示すように、ネガワット取引装置１００は、蓄電池システム１と、発電機システム２と、蓄電池システム１（制御装置１０）および発電機システム２（制御装置２０）の前段に設けられるネガワット取引支援装置４と、を備えている。

蓄電池システム１は、受電電力調整需要家の受電点における受電電力が供給される負荷３に対して、上記受電電力とは別に電力を供給可能な蓄電池１２を備えた受電電力調整設備である。

図１に示すように、蓄電池システム１は、制御装置１０と電力変換器１１と蓄電池１２とを備えている。蓄電池システム１は、受電電力に応じて、電力変換器１１を介した蓄電池１２の出力電力Ｐｇ１が変化するように構成されている。すなわち、蓄電池システム１において、制御装置１０が、入力された受電電力ＰｊＢ１の値と蓄電池１２の出力電力Ｐｇ１の値とに基づいて、蓄電池１２の発電電力（以下、「蓄電池出力」とも称する。）を調整するための蓄電池出力電力調整値Ｐｇａ１を決定して電力変換器１１へ出力し、電力変換器１１が蓄電池出力電力調整値Ｐｇａ１に応じて調整した出力電力を出力する。

制御装置１０は、電力変換器１１を制御して蓄電池１２の出力電力を調整するための装置である。制御装置１０は、ハードウェア資源として、例えば、ＣＰＵ等のプロセッサと、ＲＡＭ、ＲＯＭ等の各種記憶装置と、タイマ（カウンタ）と、Ａ／Ｄ変換回路と、Ｄ／Ａ変換回路と、入出力Ｉ／Ｆ回路等の周辺回路とがバスを介して互いに接続された構成を有するプログラム処理装置（例えば、マイクロコントローラ）を備えている。

図１に示すように、制御装置１０は、蓄電池１２の出力電力を調整する機能を実現するための機能ブロックとして、負荷電力算出部１３と、負荷追従閾値設定部１４と、出力電力調整値算出部１５とを有している。これらの機能ブロックは、例えば、上述したプログラム処理装置（マイクロコントローラ）において、プロセッサが記憶装置に記憶されたプログラムに従って各種演算を実行し、入出力Ｉ／Ｆ回路やタイマ等の周辺回路を制御することによって、実現される。

負荷電力算出部１３は、例えば、入力された受電電力の値と蓄電池１２の出力電力Ｐｇ１の値とを加算して、負荷電力の値ＰＬＢ１を算出する。

負荷追従閾値設定部１４は、蓄電池システム１の出力目標（出力電力の値Ｐｇ１）を決定するための閾値（以下、「負荷追従閾値」とも称する。）Ｐｇｒｅｆ１（第１の閾値に相当）を設定する。

負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１としては、例えば、受電電力調整需要家の契約電力に準じた値が設定される。例えば、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を契約電力に等しい値に設定してもよいが、契約電力よりも低い値に設定することにより、蓄電池システム１が余裕をもって動作することが可能となる。なお、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１は１つに限られず、複数設定しておき、どの閾値に基づいて制御を行うかをさらに設定できるようにしてもよい。

出力電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ１が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を超えないように、蓄電池１２の出力電力の目標値である出力電力調整値Ｐｇａ１を算出する機能部である。出力電力調整値算出部１５は、負荷電力算出部１３によって算出された負荷電力の値ＰＬＢ１から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を減算して、出力電力調整値Ｐｇａ１を算出する。算出された出力電力調整値Ｐｇａ１は、「０」以上である場合に制御装置１０から電力変換器１１に出力される。算出された出力電力調整値Ｐｇａ１が「０」未満である場合は、「０」が制御装置１０から電力変換器１１に出力される。

ここで、蓄電池システム１の動作について、図を用いて説明する。ここでは、ネガワット取引支援装置４を接続していない既存の受電電力調整設備の構成例を用いて、蓄電池システム１の動作を説明する。

図２Ａから図２Ｃは、蓄電池システム１の動作を説明するための図である。

図２Ａから図２Ｃに示す蓄電池システム１において、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１＝２３００ｋＷであるとする。また、図２Ａには、負荷３の大きさが２０００ｋＷである場合の出力電力等の数値例が示され、図２Ｂには、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化した直後の出力電力等の数値例が示され、図２Ｃには、負荷３の大きさが２５００ｋＷである場合の出力電力等の数値例が示されている。

図２Ａから図２Ｃに示すように、ネガワット取引支援装置４が接続されていない既存の受電電力調整設備の構成例では、受電電力調整需要家の受電点で受電された実受電電力ＰｊＡの値が受電電力の値として、制御装置１０に入力される。

図２Ａに示すように、負荷３の大きさが、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１＝２３００ｋＷを下回る２０００ｋＷである場合、蓄電池１２は電力を出力していない。すなわち、受電点の実受電電力ＰｊＡ＝２０００ｋＷであるので、負荷電力算出部１３によって算出される負荷電力の値ＰＬＢ１は、実受電電力ＰｊＡと等しい値（＝２０００ｋＷ）となる。

出力電力調整値算出部１５は、負荷電力算出部１３によって算出された負荷電力の値ＰＬＢ１（＝２０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝２３００ｋＷ）を減算して、出力電力調整値Ｐｇａ１としてマイナス３００ｋＷが算出されるが、これは「０」未満であるので、出力電力調整値Ｐｇａ１として「０」を、電力変換器１１に入力する。この場合は、負荷３には外部（系統）からの電力のみが入力される。なお、出力電力調整値算出部１５はリミッタ機能を有しており、負荷電力の値ＰＬＢ１から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を減算した値が「０」未満となる場合は、「０」に補正して出力電力調整値Ｐｇａ１として出力する。

次に、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化した場合を考える。変化直後では、図２Ｂに示すように、まだ蓄電池１２は電力を出力していないので、受電点の実受電電力ＰｊＡは負荷３の値と等しい２５００ｋＷに変化する。さらに負荷電力算出部１３によって算出される負荷電力の値ＰＬＢ１は、まだ蓄電池１２は電力を出力していないので、実受電電力ＰｊＡと等しい値（＝２５００ｋＷ）となる。

出力電力調整値算出部１５は、負荷電力算出部１３によって算出された負荷電力ＰＬＢ１の値（＝２５００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝２３００ｋＷ）を減算して、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝２００ｋＷ）を算出し、電力変換器１１に入力する。

これにより、次の制御タイミングでは、負荷３に対して、蓄電池１２から２００ｋＷの電力が供給され、図２Ｃに示すように、受電点の実受電電力ＰｊＡは、当初（図２Ｂの場合）の値（２５００ｋＷ）よりも蓄電池１２の出力電力（２００ｋＷ）の分だけ少ない値（２３００ｋＷ）になる。すなわち、受電点の実受電電力ＰｊＡ（＝２３００ｋＷ）が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝２３００ｋＷ）と等しくなる。この場合も負荷電力算出部１３によって算出される負荷電力の値ＰＬＢ１は、実受電電力ＰｊＡ（＝２３００ｋＷ）に蓄電池の出力電力（２００ｋＷ）を加えた値（＝２５００ｋＷ）となる。

出力電力調整値算出部１５は、図２Ｂと同様に、負荷電力算出部１３によって算出された負荷電力ＰＬＢ１の値（＝２５００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝２３００ｋＷ）を減算して、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝２００ｋＷ）を算出し、電力変換器１１に入力する。その後、制御装置１０は、実受電電力ＰｊＡ（＝２３００ｋＷ）が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝２３００ｋＷ）を超えないように、蓄電池１２の出力電力を調整する。

このように、蓄電池システム１の制御装置１０は、負荷の値が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を超えた場合に蓄電池１２の電力を出力させ、蓄電池１２からの電力の出力後は、受電点の電力が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を超えないように、蓄電池１２から負荷３に供給する出力電力を制御する。すなわち、制御装置１０は、受電電力を入力とし、受電電力と蓄電池１２の出力電力との合計値（負荷電力ＰＬＢ１）が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１に収束するように蓄電池１２の出力電力を制御する、所謂ＰＩ制御のフィードバック系を構成している。

図１に戻って、発電機システム２は、受電電力調整需要家の受電点における受電電力が供給される負荷３に対して、上記受電電力とは別に電力を供給可能な発電機２１を備えた受電電力調整設備である。

図１に示すように、発電機システム２は、制御装置２０と発電機２１を備えている。発電機システム２は、受電電力に応じて、発電機２１の発電電力Ｐｇ２が変化するように構成されている。すなわち、発電機システム２において、制御装置２０が、入力された受電電力ＰｊＡの値と発電機２１の発電電力Ｐｇ２の値とに基づいて、発電機２１の発電電力を調整するための発電電力調整値Ｐｇａ２を決定して発電機２１へ出力し、発電機２１が発電電力調整値Ｐｇａ２に応じて調整した発電電力を出力する。

ここで、発電機２１は、例えば重油等の化石燃料に基づいて力学的エネルギー（回転エネルギー）を発生させる原動機（不図示）と、原動機で発生した回転エネルギーに基づいて発電し、負荷３に電力を供給する発電部（不図示）とを有している。

制御装置２０は、発電機２１の発電電力を調整するように制御ための装置である。制御装置２０は、ハードウェア資源として、例えば、ＣＰＵ等のプロセッサと、ＲＡＭ、ＲＯＭ等の各種記憶装置と、タイマ（カウンタ）と、Ａ／Ｄ変換回路と、Ｄ／Ａ変換回路と、入出力Ｉ／Ｆ回路等の周辺回路とがバスを介して互いに接続された構成を有するプログラム処理装置（例えば、マイクロコントローラ）を備えている。

図１に示すように、制御装置２０は、発電機２１の発電電力を調整する機能を実現するための機能ブロックとして、負荷電力算出部２３と、負荷追従閾値設定部２４と、発電電力調整値算出部２５と、発電機起動制御部２６とを有している。これらの機能ブロックは、例えば、上述したプログラム処理装置（マイクロコントローラ）において、プロセッサが記憶装置に記憶されたプログラムに従って各種演算を実行し、入出力Ｉ／Ｆ回路やタイマ等の周辺回路を制御することによって、実現される。

負荷電力算出部２３は、例えば、入力された受電電力の値と発電機２１の発電電力Ｐｇ２の値とを加算して、負荷電力の値ＰＬＢ２を算出する。

負荷追従閾値設定部２４は、発電機システム２の出力目標（発電電力の値Ｐｇ２）を決定するための閾値（以下、「負荷追従閾値」とも称する。）Ｐｇｒｅｆ２（第２の閾値に相当）を設定する。

負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２としては、例えば、受電電力調整需要家の契約電力に準じた値が設定される。例えば、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２を契約電力に等しい値に設定してもよいが、契約電力よりも低い値に設定することにより、発電機システム２が余裕をもって動作することが可能となる。なお、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２は１つに限られず、複数設定しておき、どの閾値に基づいて制御を行うかをさらに設定できるようにしてもよい。

発電機システム２において設定される負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２は、蓄電池システム１において設定される負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１と同じであってもよいが、異なる値を設定してもよい。

発電電力調整値算出部２５は、負荷電力が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２を超えないように、発電機２１の発電電力の目標値である発電電力調整値Ｐｇａ２を算出する機能部である。発電電力調整値算出部２５は、負荷電力算出部２３によって算出された負荷の電力の値ＰＬＢ２から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２を減算して、発電電力調整値Ｐｇａ２を算出する。算出された発電電力調整値Ｐｇａ２は、「０」以上である場合に、制御装置２０から発電機２１に出力される。算出された発電電力調整値Ｐｇａ２が「０」未満である場合は、「０」が制御装置２０から発電機２１に出力される。

発電機起動制御部２６は、発電機２１の起動を制御するための機能部である。発電機起動制御部２６は、発電機２１を起動する旨の指示信号が入力された場合に、発電機２１を起動させる。発電機２１を起動する旨の指示信号は発電機システム２に設けられた入力インタフェースにより入力することができる。なお、発電機２１は、起動する旨の指示信号を受けて起動した場合、暖機運転として低出力運転をすることができる。

ここで、発電機システム２の動作について、図を用いて説明する。ここでは、ネガワット取引支援装置４を接続していない既存の受電電力調整設備の構成例を用いて、発電機システム２の動作を説明する。

図３Ａから図３Ｃは、発電機システム２の動作を説明するための図である。

図３Ａから図３Ｃに示す発電機システム２において、発電機２１は直前にあらかじめ起動しており、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２＝２３００ｋＷであるときに、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化した場合を例に挙げて説明する。また、図３Ａには、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化した直後の発電電力Ｐｇ２等の数値例が示され、図３Ｂには、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化して少し経過したときの発電電力Ｐｇ２等の数値例が示され、図３Ｃには、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化してある程度経過して安定したときの発電電力Ｐｇ２等の数値例が示されている。

図３Ａから図３Ｃに示すように、ネガワット取引支援装置４が接続されていない既存の受電電力調整設備の構成例では、受電電力調整需要家の受電点で受電された実受電電力ＰｊＡの値が受電電力の値として、制御装置２０に入力される。

図３Ａに示すように、負荷３の大きさが２０００ｋＷから２５００ｋＷに変化した直後は、発電機２１の発電量は０ｋＷである。この場合において、受電点の実受電電力ＰｊＡは負荷３の大きさと等しい２５００ｋＷとなる。さらに、負荷電力算出部２３によって算出される負荷電力の値ＰＬＢ２は、実受電電力ＰｊＡと等しい値（＝２５００ｋＷ）となる。

発電電力調整値算出部２５は、負荷電力算出部２３によって算出された負荷電力の値ＰＬＢ２（＝２５００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝２３００ｋＷ）を減算して、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２００ｋＷ）を算出し、発電機２１に入力する。

しかしながら、蓄電池１２と異なり、発電機２１は、発電電力Ｐｇ２が発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２００ｋＷ）に一致するように発電量を上げるが、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２００ｋＷ）に直ぐに適応することができない。すなわち、負荷３の大きさが変化して少し経過したタイミングでは、図３Ｂに示すように、発電電力Ｐｇ２は、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２００ｋＷ）の半分の１００ｋＷでしかない。この場合、実受電電力ＰｊＡは、２４００ｋＷとなる。

その後、さらに経過して、図３Ｃに示すように、発電電力Ｐｇ２が十分に駆動すると、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２００ｋＷ）に一致する。

このように、発電機システム２の制御装置２０は、蓄電池システム１の制御装置１０と同様に、系統からの受電電力の値を入力とし、受電電力の値と発電機２１の発電電力の値との合計値（負荷電力ＰＬＢ２）が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２に収束するように発電機２１の発電電力を制御する、所謂ＰＩ制御のフィードバック系を構成している。

また、発電機システム２の制御装置２０は、発電機２１が起動した状態において、受電点の電力が負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２を超えないように負荷３に供給すべき発電電力Ｐｇ２を算出して発電電力調整値Ｐｇａ２によって発電機２１を制御する。このとき発電機２１は発電電力Ｐｇ２が発電電力調整値Ｐｇａ２に一致するように駆動が開始されるが、実際の発電電力Ｐｇ２の値が発電電力調整値Ｐｇａ２に一致するまでにはある程度の時間が必要となる。

図２、図３を用いて説明したように、蓄電池システム１における蓄電池１２の出力電力Ｐｇ１は制御装置１０からの制御信号Ｐｇａ１にすぐに一致するが、発電機システム２の発電機２１の発電電力Ｐｇ２が制御装置２０からの制御信号Ｐｇａ２に一致するまでにはある程度の時間を要する。ここで、正確なネガワット取引を実現するためには、補助電力源が蓄電池システムのように応答性がよいことが求められるが、蓄電池は容量に制限があるため、蓄電池の容量をなるべく温存したいという要請もある。一方で、発電機は容量に制限はないが、その応答性があまりよくない。そこで、本実施形態のネガワット取引支援装置４では、発電機システムを優先的に駆動させつつ、負荷３の急激な増大に対しては蓄電池システムで対応することによって、正確なネガワット取引の実現を可能としている。

次に、ネガワット取引支援装置４について説明する。

ネガワット取引支援装置４は、上述した既存の蓄電池システム１および既存の発電機システム２におけるフィードバック系の目標値に代えて、ネガワット取引のトリガとなるＤＲ指令値（デマンドレスポンスで指定する値）で指定された値を新たな目標値として、蓄電池システム１および発電機システム２を制御する装置である。

ネガワット取引支援装置４は、ハードウェア資源として、例えば、ＣＰＵ等のプロセッサと、ＲＡＭ、ＲＯＭ等の各種記憶装置と、タイマ（カウンタ）と、Ａ／Ｄ変換回路と、Ｄ／Ａ変換回路と、入出力Ｉ／Ｆ回路等の周辺回路とがバスを介して互いに接続された構成を有するプログラム処理装置（例えば、マイクロコントローラ）を備えている。また、ネガワット取引支援装置４は、例えば、リソースアグリゲーター等の上位装置や発電機システム２との間で有線または無線により通信を行うための通信回路等も備えている。

図１に示すように、ネガワット取引支援装置４は、蓄電池システム１を用いたネガワット取引を支援する機能を実現するための機能ブロックとして、蓄電池ＤＲ部５と、発電機システム２を用いたネガワット取引を支援する機能を実現するための機能ブロックとして、発電機ＤＲ部６とを備えている。

蓄電池ＤＲ部５は、ＤＲ指令受信部５１と、受電電力目標値算出部５２と、第１のバイアス値算出部５３と、ＤＲ発動指令部５４と、仮想受電電力算出部５５と、スケジュール管理部５６と、ベースライン算出部５７と、負荷追従閾値入力部５８とを備えて構成されている。

発電機ＤＲ部６は、ＤＲ指令受信部６１と、受電電力目標値算出部６２と、第２のバイアス値算出部６３と、第３のバイアス値算出部６９と、ＤＲ発動指令部６４と、仮想受電電力算出部６５と、スケジュール管理部６６と、ベースライン算出部６７と、負荷追従閾値入力部６８と、蓄電池出力値入力部６０とを備えて構成されている。

ネガワット取引支援装置４のこれらの機能ブロックは、例えば、上述したプログラム処理装置（マイクロコントローラ）において、プロセッサが記憶装置に記憶されたプログラムに従って各種演算を実行し、入出力Ｉ／Ｆ回路やタイマ等の周辺回路および上記通信回路を制御することによって、実現される。

蓄電池ＤＲ部５において、ＤＲ指令受信部５１は、例えばリソースアグリゲーター等の上位装置からＤＲ指令を受信する。

ＤＲ指令には、例えば、ＤＲ発動時間のデータ（以下、「ＤＲ発動時間情報」とも称する。）と、ＤＲによる電力の削減量の目標値（以下、「目標削減量」とも称する。）のデータＰｔとが含まれている。例えば、ＤＲ発動時間のデータには、ＤＲを発動させる期間を指定する情報として、ＤＲを発動させる時刻を指定する情報（ＤＲ発動時刻）と、ＤＲの発動を停止させる時刻を指定する情報（ＤＲ停止時刻）とが含まれている。

ベースライン算出部５７は、ベースラインＰ０の値を算出する。

ここで、ベースラインＰ０とは、ネガワット取引において、需要家がＤＲ指令に応じて、受電電力を削減する際の基準となる値である。例えば、ベースラインＰ０は、その需要家における、所定時刻時間における負荷３の値または受電電力の過去数日間に亘る平均値である。例えば、過去５日間において３０分毎に特定した負荷３の値の平均値をＤＲ発動期間におけるベースラインＰ０の値とすることができる。ＤＲ発動時において、需要家における当日の負荷３の値とベースラインＰ０とは近接した値となっていることが好ましい。

受電電力目標値算出部５２は、ＤＲ指令受信部５１によって受信した目標削減量Ｐｔと、ベースラインＰ０とに基づいて、受電電力目標値Ｐｓｅｔを決定する。この受電電力目標値Ｐｓｅｔが蓄電池システム１を用いてネガワット取引を実現するための新たな目標値となる。

受電電力目標値Ｐｓｅｔは、ＤＲ指令に応じて受電点の受電電力を削減する場合における、受電電力の目標値である。受電電力目標値算出部５２は、ベースラインＰ０から目標削減量Ｐｔを減算して、受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝Ｐ０－Ｐｔ）を算出する。

負荷追従閾値入力部５８は、蓄電池システム１の制御装置１０におけるフィードバック目標値を受電電力目標値Ｐｓｅｔに変換するために必要な負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を出力する機能部である。負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１は、蓄電池システム１における制御装置１０の負荷追従閾値設定部１４から入力される負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１をキャンセルする値となる。したがって、負荷追従閾値入力部５８には、蓄電池システム１の制御装置１０と同じ負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１が設定されており、負荷追従閾値入力部５８は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１を第１のバイアス値算出部５３に与える。

第１のバイアス値算出部５３は、受電電力指定値Ｐｓｅｔと負荷追従閾値入力部５８から出力された負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１とに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１を算出する。

受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１は、蓄電池システム１を用いてネガワット取引を実現するために、蓄電池システム１の制御装置１０に入力される受電電力の値を受電点における実受電電力ＰｊＡよりも大きく見せる補正値である。

具体的に、第１のバイアス値算出部５３は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１から受電電力指定値Ｐｓｅｔを減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１を算出し、ＤＲ発動指令部５４に与える。

スケジュール管理部５６は、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の実行（ＤＲの発動）と停止を制御する機能部である。スケジュール管理部５６は、ＤＲ指令受信部５１によって受信したＤＲ指令に含まれるＤＲ発動時間情報に基づいて、ＤＲの発動の可否を示すＤＲ発動指令信号Ｘを出力する。

スケジュール管理部５６は、例えば計時を行うタイマを有しており、ＤＲ指令受信部５１がＤＲ指令を受信すると、ＤＲ発動時間の情報に含まれるＤＲの開始時刻とＤＲの終了時刻とが上記タイマに設定される。スケジュール管理部５６は、通常、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力している。スケジュール管理部５６は、計測している時刻が設定された開始時刻と一致した場合に、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の実行を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝１）を出力する。その後、計測している時刻が設定された停止時刻と一致した場合には、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力する。

ＤＲ発動指令部５４は、ＤＲ発動指令信号Ｘに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１の出力を制御する。ＤＲ発動指令部５４は、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力削減処理の停止を指示する値（例えば０）である場合には、例えば“０”を出力する。一方、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力削減処理の実行を指示する値（例えば１）である場合には、第１のバイアス値算出部５３によって算出された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１を出力する。

仮想受電電力算出部５５は、蓄電池システム１の制御装置１０に入力すべき受電電力の値を補正した仮想受電電力ＰｊＢ１を算出する機能部である。仮想受電電力算出部５５は、受電点における実受電電力ＰｊＡにＤＲ発動指令部５４から出力された値を加算して、仮想受電電力ＰｊＢ１を算出する。仮想受電電力算出部５５によって算出された仮想受電電力ＰｊＢ１は、例えば４－２０ｍＡの電流信号によって、制御装置１０に入力される。

例えば、ＤＲが発動していない場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝０の場合）には、ＤＲ発動指令部５４から“０”が出力されるので、仮想受電電力算出部５５は、実受電電力ＰｊＡの値に“０”を加算して仮想受電電力ＰｊＢ１を算出する。すなわち、ＤＲ発動の指示されていない場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝０の場合）には、実受電電力ＰｊＡの値がそのまま受電電力ＰｊＢ１として出力され、制御装置１０（負荷電力算出部１３）は、実受電電力ＰｊＡを用いて負荷電力ＰＬＢ１を算出する。

一方、ＤＲが発動している場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝１の場合）には、ＤＲ発動指令部５４から“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１”が出力されるので、仮想受電電力算出部５５は、実受電電力ＰｊＡの値に“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１”を加算して仮想電力ＰｊＢ１を算出する。すなわち、ＤＲが発動している場合には、実受電電力ＰｊＡの値を“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１”だけかさ上げした（バイアスした）値が、受電電力ＰｊＢ１として出力され、制御装置１０（負荷電力算出部１３）は、実受電電力ＰｊＡの代わりに仮想受電電力ＰｊＢ１を用いて負荷電力ＰＬＢ１を算出する。

一方、発電機ＤＲ部６において、ＤＲ指令受信部６１は、例えばリソースアグリゲーター等の上位装置から蓄電池ＤＲ部５のＤＲ指令受信部５１と同じＤＲ指令を受信する。

さらに、発電機ＤＲ部６のベースライン算出部６７および受電電力目標値算出部６２は、蓄電池ＤＲ部５のベースライン算出部５７および受電電力目標値算出部５２と同様に、ベースラインＰ０の値を算出し、受電電力目標値Ｐｓｅｔを決定する。

負荷追従閾値入力部６８は、発電機システム２の制御装置２０におけるフィードバック目標値を受電電力目標値Ｐｓｅｔに変換するために必要な負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２を出力する機能部である。負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２は、発電機システム２における制御装置２０の負荷追従閾値設定部２４から入力される負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２をキャンセルする値となる。したがって、負荷追従閾値入力部６８には、制御装置２０と同じ負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２が設定されており、負荷追従閾値入力部６８は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２を第２のバイアス値算出部６３に与える。

第２のバイアス値算出部６３は、受電電力指定値Ｐｓｅｔと負荷追従閾値入力部６８から出力された負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２とに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２を算出する。

受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２は、蓄電池システム１を用いてネガワット取引を実現するために、蓄電池システム１の制御装置１０に入力される受電電力の値を受電点における実受電電力ＰｊＡよりも大きく見せるための補正値である。

蓄電池出力値入力部６０は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２に対して、蓄電池の出力電力値Ｐｇ１をさらなる補正値として出力する機能部である。蓄電池出力値入力部６０には、蓄電池システム１の出力電力値Ｐｇ１が入力されており、蓄電池出力値入力部６０は、この値Ｐｇ１を補正値として第３のバイアス値算出部６９に与える。

蓄電池出力値入力部６０によって、蓄電池システム１によって出力される電力の値Ｐｇ１を入力することによって、蓄電池システム１による電力出力によって実際には受電電力ＰｊＡが低下するにもかかわらず、その影響をキャンセルして発電機システム２の制御に用いることにより、発電機システム２の出力を増加させることができる。これにより、出力が立ち上がりやすい蓄電池システム１から影響を受けることなく、発電機システム２が駆動される。

第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２と蓄電池出力値入力部６０から出力された補正値とに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３を算出する。

具体的に、第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２と蓄電池出力値入力部６０から出力された補正値とを加算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３を算出し、ＤＲ発動指令部６４に与える。

スケジュール管理部６６は、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の実行（ＤＲの発動）と停止および発電機の起動を制御する機能部である。スケジュール管理部６６は、ＤＲ指令受信部６１によって受信したＤＲ指令に含まれるＤＲ発動時間情報に基づいて、ＤＲの発動の可否を示すＤＲ発動指令信号Ｘを出力する。また、スケジュール管理部６６は、ＤＲの開始が予定されている時刻よりも前の時刻において、発電機システム２の発電機起動制御部２６に対して起動することを指示する信号を入力する。

スケジュール管理部６６は、例えば計時を行うタイマを有しており、ＤＲ指令受信部６１がＤＲ指令を受信すると、ＤＲ発動時間の情報に含まれるＤＲの開始時刻とＤＲの終了時刻とが上記タイマに設定される。スケジュール管理部６６は、通常、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力している。スケジュール管理部６６は、計測している時刻が設定された開始時刻と一致した場合に、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の実行を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝１）を出力する。その後、計測している時刻が設定された停止時刻と一致した場合には、ＤＲ指令に基づく電力削減処理の停止を指示するＤＲ発動指令信号Ｘ（＝０）を出力する。

ＤＲ発動指令部６４は、ＤＲ発動指令信号Ｘに基づいて、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３の出力を制御する。ＤＲ発動指令部６４は、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力削減処理の停止を指示する値（例えば０）である場合には、例えば“０”を出力する。一方、ＤＲ発動指令信号ＸがＤＲ指令に基づく電力削減処理の実行を指示する値（例えば１）である場合には、第３のバイアス値算出部６９によって算出された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３を出力する。

仮想受電電力算出部６５は、発電機システム２の制御装置２０に入力すべき受電電力の値を補正した仮想受電電力ＰｊＢ２を算出する機能部である。仮想受電電力算出部６５は、受電点における実受電電力ＰｊＡにＤＲ発動指令部６４から出力された値を加算して、仮想受電電力ＰｊＢ２を算出する。仮想受電電力算出部６５によって算出された仮想受電電力ＰｊＢ２は、例えば４－２０ｍＡの電流信号によって、制御装置２０に入力される。

例えば、ＤＲが発動していない場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝０の場合）には、ＤＲ発動指令部６４から“０”が出力されるので、仮想受電電力算出部６５は、実受電電力ＰｊＡの値に“０”を加算して仮想受電電力ＰｊＢ２を算出する。すなわち、ＤＲ発動の指示されていない場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝０の場合）には、実受電電力ＰｊＡの値がそのまま受電電力ＰｊＢ２として出力され、制御装置２０（負荷電力算出部２３）は、実受電電力ＰｊＡを用いて負荷電力ＰＬＢ２を算出する。

一方、ＤＲが発動している場合（ＤＲ発動指令信号Ｘ＝１の場合）には、ＤＲ発動指令部６４から“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３”が出力されるので、仮想受電電力算出部６５は、実受電電力ＰｊＡの値に“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３”を加算して仮想電力ＰｊＢ２を算出する。すなわち、ＤＲが発動している場合には、実受電電力ＰｊＡの値を“受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３”だけかさ上げした（バイアスした）値が、受電電力ＰｊＢ２として出力され、制御装置２０（負荷電力算出部２３）は、実受電電力ＰｊＡの代わりに仮想受電電力ＰｊＢ２を用いて負荷電力ＰＬＢ２を算出する。

このように、ネガワット取引支援装置４を蓄電池システム１および発電機システム２の前段に設けることにより、制御装置１０および制御装置２０は、ＤＲが発動していない場合には、ネガワット取引支援装置４を設けられていない場合と同様に、実受電電力ＰｊＡを用いて負荷電力ＰＬＢ１、ＰＬＢ２を算出し、ＤＲが発動している場合には、実受電電力ＰｊＡではなく仮想受電電力ＰｊＢ１、ＰｊＢ２に基づいて負荷電力ＰＬＢ１、ＰＬＢ２を算出する。これにより、ネガワット取引装置１００は、ネガワット取引支援装置４と既存の蓄電池システム１および既存の発電機システム２とによって、ＤＲ指令に応じた電力の削減（ネガワット取引）を行うことが可能となる。

次に、ネガワット取引装置１００の動作について、図を用いて説明する。

図４Ａ～図４Ｆは、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００の動作を説明するための図である。図５は、第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００におけるＤＲ発動前後の電力の変化を示すタイミングチャートである。図６は、ＤＲ発動直後の蓄電池出力Ｐｇ１と発電機出力Ｐｇ２との変動を詳細に示す図である。図７および図８は第１の実施形態に係るネガワット取引装置１００とは設定を変えた場合のタイミングチャートであり、比較のために示した。図７は、ネガワット取引装置１００において、蓄電池ＤＲ部５のＤＲ発動指令部５４を常に「０」に設定した場合であり、図８は、発電機ＤＲ部６の蓄電池出力値入力部６０の出力を常に「０」に設定した場合である。

図５および図７から図８において、横軸は時間を示し、縦軸は電力を示している。また、図５から図７には、ベースラインＰ０、受電電力ＰｊＡ、負荷３、蓄電池出力Ｐｇ１、発電機出力Ｐｇ２の変化が示されている。

図４Ａには、図５のＴ＝ｔ０におけるネガワット取引装置１００の発電機出力Ｐｇ２等の数値例が示され、図４Ｂには、図６のＴ＝ｔ１１におけるネガワット取引装置１００の発電機出力Ｐｇ２等の数値例が示され、図４Ｃには、図６のＴ＝ｔ１２におけるネガワット取引装置１００の発電機出力Ｐｇ２等の数値例が示され、図４Ｄには、図６のＴ＝ｔ１３におけるネガワット取引装置１００の発電機出力Ｐｇ２等の数値例が示され、図４Ｅには、図６のＴ＝ｔ１４におけるネガワット取引装置１００の発電機出力Ｐｇ２等の数値例が示され、図４Ｆには、図６のＴ＝ｔ１４におけるネガワット取引装置１００の発電機出力Ｐｇ２等の数値例が示されている。Ｔ＝ｔ１１からｔ１５は図５のＴ＝ｔ１からその直後を詳細に示したものである。

図４Ａ～図４Ｆに示すネガワット取引装置１００においては、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１、Ｐｇｒｅｆ２＝７０００ｋＷであり、ベースラインＰ０は、６５００ｋＷであるとする。

図５、図６の動作例においては、ＤＲ発動前に、Ｔ＝ｔ１からｔ５までの時間に目標削減量が２０００ｋＷである目標値データＰｔを含むＤＲ指令を上位装置から受信しているものとする。

（Ｔ＝ｔ０）
図４Ａおよび図５に示すように、先ず、ネガワット取引支援装置４がＤＲ指令を受信していない時刻ｔ０では、スケジュール管理部５６、６６が、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”として出力しているので、ＤＲ発動指令部５４、６４が“０”を出力し、仮想受電電力算出部５５、６５が、仮想受電電力ＰｊＢ１、ＰｊＢ２（６５００ｋＷ）として、実受電電力ＰｊＡ（６５００ｋＷ）をそのまま蓄電池システム１の制御装置１０と発電機システム２の制御装置２０とに入力する。各制御装置１０、２０において、入力された仮想受電電力ＰｊＢ１、ＰｊＢ２（６５００ｋＷ）は負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１、２（７０００ｋＷ）よりも小さい値となるので、制御装置１０、２０の出力Ｐｇａ１、Ｐｇａ２は「０」となり、蓄電池システム１からの電力出力Ｐｇ１および発電機システム２からの発電出力Ｐｇ２は「０」となる。

また、ＤＲ指令受信部５１、６１は、ＤＲ発動時刻以前にＤＲ指令を受信すると、ＤＲ指令に含まれるＤＲ発動時間のデータをスケジュール管理部５６、６６に与える。スケジュール管理部５６、６６は、あらかじめ、ＤＲ指令受信部５１、６１から与えられたＤＲ発動時刻のデータに基づいて、ＤＲ発動時刻ｔ１（＝ｔ１１）とＤＲ停止時刻ｔ５を内部のタイマにセットする。このとき、スケジュール管理部５６、６６は、引き続き、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”として出力するので、仮想受電電力算出部５５、６５も、実受電電力ＰｊＡ（６５００ｋＷ）を仮想受電電力ＰｊＢ１、ＰｊＢ２（６５００ｋＷ）として出力する。

ＤＲ発動時刻ｔ１直前においても、受電電力目標値算出部５２、６２は、ＤＲ指令受信部５１、６１から与えられた目標削減量Ｐｔ（＝２０００ｋＷ）をベースライン算出部５７、６７によって算出されたベースラインＰ０（６５００ｋＷ）から減算することにより、受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝４５００ｋＷ）を算出し、第１のバイアス値算出部５３、第２のバイアス値算出部６３に与えることができる。

蓄電池ＤＲ部５の第１のバイアス値算出部５３は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝７０００ｋＷ）から受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝４５００ｋＷ）を減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１（２５００ｋＷ）を算出し、ＤＲ発動指令部５４に与える。

また、発電機ＤＲ部６の第２のバイアス値算出部６３は、負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝７０００ｋＷ）から受電電力目標値Ｐｓｅｔ（＝４５００ｋＷ）を減算して受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）を算出し、第３のバイアス値算出部６９に与える。

発電機ＤＲ部６の第３のバイアス値算出部６９では、蓄電池出力値入力部６０からの値（この実施形態では蓄電池出力の値Ｐｇ１そのままの値）を受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）と加算するが、ＤＲ発動前およびＤＲ発動時点では、蓄電池出力Ｐｇ１は「０」であるので、第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）そのままの値を受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（２５００ｋＷ）としてＤＲ発動指令部６４に与える。

（Ｔ＝ｔ１１）
図４Ｂおよび図６、（図５）に示すように、ＤＲ発動時刻ｔ１１（＝ｔ１）において、スケジュール管理部５６、６６による計測時刻がタイマにセットしたＤＲ発動時刻と一致した時刻ｔ１１となったとき、スケジュール管理部５６、６６は、図４Ｂに示すように、ＤＲ発動指令信号Ｘを“０”から“１”に切り替える。これにより、ＤＲ発動指令部５４、６４が、第１および第３のバイアス値算出部５３、６９から与えられた受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１、３（２５００ｋＷ）を出力し、仮想受電電力算出部５５、６５が、ＤＲ発動指令部５４、６４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１、３（＝２５００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡに加算して仮想受電電力ＰｊＢ１、２を算出し、蓄電池システム１および発電機システム２に与える。

これと同時に、図５に示すように発電機ＤＲ部６のスケジュール管理部６６は、ＤＲの開始時刻ｔ１に発電機を起動する信号（ＯＮ信号）を発電機システム２に入力する。発電機システム２の制御装置２０における発電機起動制御部２６は、発電機２１に対してＯＮ指令Ｓｇを出力する。発電機２１は、ＯＮ指令に基づいて起動する。

このとき、蓄電池システム１にも発電機システム２にも、同じように、実受電電力ＰｊＡに受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１、３（＝２５００ｋＷ）が加算された仮想受電電力ＰｊＢ１、２が入力される。蓄電池システム１では、この急激な入力の変動（２５００ｋＷへの急上昇）に応じて、その蓄電池出力Ｐｇ１も急激に上昇（２０００ｋＷへの急上昇）することができる。しかしながら、発電機システム２では、この急激な入力の変動に応じて、その発電機出力Ｐｇ２を上昇させることができない（０ｋＷのまま）。

このように蓄電池出力Ｐｇ１の急激な変化にともなって、図４Ｂに示すように、実受電電力ＰｊＡは急激に４５００ｋＷとなるとともに、発電機ＤＲ部６では、蓄電池出力値入力部６０に蓄電池出力Ｐｇ１として２０００ｋＷの入力がなされるので、受電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３が４５００ｋＷに上昇する。これに伴い、発電機ＤＲ部６において算出される仮想受電電力ＰｊＢ２の値も、実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）と第３の受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（＝４５００ｋＷ）とを合計して、９０００ｋＷとなる。

このようにＤＲ発動とほぼ同時に、蓄電池出力Ｐｇ１は２０００ｋＷとなっている。蓄電池システム１では、制御装置１０の負荷電力算出部１３において、仮想受電電力算出部５５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を蓄電池出力Ｐｇ１（＝２０００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ１（＝９０００ｋＷ）を算出し、出力電力調整値算出部１５に出力している。

発電機システム２では、制御装置２０の負荷電力算出部２３において、仮想受電電力算出部６５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ２（＝９０００ｋＷ）を発電機出力Ｐｇ２（＝０ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）を算出し、発電電力調整値算出部２５にそれぞれ出力している。

出力電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ１（＝９０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝７０００ｋＷ）を減算して出力電力調整値Ｐｇａ１（＝２０００ｋＷ）を算出し、電力変換器１１に入力する（図４Ｂ参照）。これにより、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝２０００ｋＷ）が蓄電池出力の目標値として設定されている。

発電電力調整値算出部２５は、負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝７０００ｋＷ）を減算して発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）を算出し、発電機２１に入力する（図４Ｂ参照）。これにより、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）が発電電力（発電機出力Ｐｇ２）の目標値として設定されている。

（Ｔ＝ｔ１２）
次いで、ＤＲ発動直後の時刻ｔ１２では、図４Ｃおよび図６に示すように、発電機システム２では、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）に応じて、実際の発電機出力Ｐｇ２が６００ｋＷまで上昇する。一方で、蓄電池システム１では、蓄電池出力Ｐｇ１がｔ＝１１のときと同じ２０００ｋＷであったとすると、発電機出力Ｐｇ２の上昇により受電電力ＰｊＡが一瞬３９００ｋＷになるのに応じて、蓄電池出力Ｐｇ１が下がる（＝１４００ｋＷ）こととなる。このように、本実施形態のネガワット取引装置１００では、蓄電池出力Ｐｇ１と発電機出力Ｐｇ２との合計が常にＤＲ目標削減量Ｐｔ（＝２０００ｋＷ）となるように動作することになる。なお、蓄電池システム１がすぐに蓄電池出力Ｐｇ１（１４００ｋＷ）を下げるため、受電電力ＰｊＡはすぐに４５００ｋＷまで戻り（４５００ｋＷに落ち着き）、発電機システム２側への影響はない。

図４Ｃおよび図６の時刻ｔ１２では、蓄電池出力Ｐｇ１が出力電力調整値Ｐｇａ１（＝１４００ｋＷ）に制御されており、発電機ＤＲ部６では、蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝１４００ｋＷ）が入力される。発電機ＤＲ部６では、第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）に蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝１４００ｋＷ）を加算して、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（３９００ｋＷ）をＤＲ発動指令部６４に出力している。

蓄電池ＤＲ部５の仮想受電電力算出部５５では、ＤＲ発動指令部５４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１（＝２５００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を算出し、蓄電池システム１に与えている。

発電機ＤＲ部６の仮想受電電力算出部６５では、ＤＲ発動指令部６４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（＝３９００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ２（＝８４００ｋＷ）を算出し、発電機システム２に与えている。

蓄電池システム１の負荷電力算出部１３では、仮想受電電力算出部５５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を蓄電池出力Ｐｇ１（＝１４００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ１（＝８４００ｋＷ）を算出し、出力電力調整値算出部１５に出力する。出力電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ１（＝８４００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝７０００ｋＷ）を減じて、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝１４００ｋＷ）が蓄電池出力の目標値として設定されている。

発電機システム２の負荷電力算出部２３では、仮想受電電力算出部６５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ２（＝８４００ｋＷ）を発電機出力Ｐｇ２（＝６００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）を算出し、発電電力調整値算出部２５に出力する。発電電力調整値算出部２５は、負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝７０００ｋＷ）を減じて、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）が発電機の発電目標値として設定されている。

（Ｔ＝ｔ１３）
図４Ｄおよび図６の時刻ｔ１３では、蓄電池出力Ｐｇ１が出力電力調整値Ｐｇａ１（＝１０００ｋＷ）に制御されており、発電機ＤＲ部６では、蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝１０００ｋＷ）が入力される。発電機ＤＲ部６では、第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）に蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝１０００ｋＷ）を加算して、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（３５００ｋＷ）をＤＲ発動指令部６４に出力している。

蓄電池ＤＲ部５の仮想受電電力算出部５５では、ＤＲ発動指令部５４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１（＝２５００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を算出し、蓄電池システム１に与えている。

発電機ＤＲ部６の仮想受電電力算出部６５では、ＤＲ発動指令部６４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（＝３５００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ２（＝８０００ｋＷ）を算出し、発電機システム２に与えている。

蓄電池システム１の負荷電力算出部１３では、仮想受電電力算出部５５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を蓄電池出力Ｐｇ１（＝１０００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ１（＝８０００ｋＷ）を算出し、出力電力調整値算出部１５に出力する。出力電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ１（＝８０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝７０００ｋＷ）を減じて、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝１０００ｋＷ）が蓄電池出力の目標値として設定されている。

発電機システム２の負荷電力算出部２３では、仮想受電電力算出部６５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ２（＝８０００ｋＷ）を発電機出力Ｐｇ２（＝１０００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）を算出し、発電電力調整値算出部２５に出力する。発電電力調整値算出部２５は、負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝７０００ｋＷ）を減じて、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）が発電機の発電目標値として設定されている。

（Ｔ＝ｔ１４）
図４Ｅおよび図６の時刻ｔ１４では、蓄電池出力Ｐｇ１が出力電力調整値Ｐｇａ１（＝８００ｋＷ）に制御されており、発電機ＤＲ部６では、蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝８００ｋＷ）が入力される。発電機ＤＲ部６では、第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）に蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝８００ｋＷ）を加算して、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（３３００ｋＷ）をＤＲ発動指令部６４に出力している。

蓄電池ＤＲ部５の仮想受電電力算出部５５では、ＤＲ発動指令部５４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１（＝２５００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を算出し、蓄電池システム１に与えている。

発電機ＤＲ部６の仮想受電電力算出部６５では、ＤＲ発動指令部６４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（＝３３００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ２（＝７８００ｋＷ）を算出し、発電機システム２に与えている。

蓄電池システム１の負荷電力算出部１３では、仮想受電電力算出部５５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を蓄電池出力Ｐｇ１（＝８００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ１（＝７８００ｋＷ）を算出し、出力電力調整値算出部１５に出力する。出力電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ１（＝７８００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝７０００ｋＷ）を減じて、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝８００ｋＷ）が蓄電池出力の目標値として設定されている。

発電機システム２の負荷電力算出部２３では、仮想受電電力算出部６５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ２（＝７８００ｋＷ）を発電機出力Ｐｇ２（＝１２００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）を算出し、発電電力調整値算出部２５に出力する。発電電力調整値算出部２５は、負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝７０００ｋＷ）を減じて、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）が発電機の発電目標値として設定されている。

（Ｔ＝ｔ１５）
図４Ｆおよび図６の時刻ｔ１５では、蓄電池出力Ｐｇ１が出力電力調整値Ｐｇａ１（＝６００ｋＷ）に制御されており、発電機ＤＲ部６では、蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝６００ｋＷ）が入力される。発電機ＤＲ部６では、第３のバイアス値算出部６９は、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ２（２５００ｋＷ）に蓄電池出力の値Ｐｇ１（＝６００ｋＷ）を加算して、受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（３１００ｋＷ）をＤＲ発動指令部６４に出力している。

蓄電池ＤＲ部５の仮想受電電力算出部５５では、ＤＲ発動指令部５４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ１（＝２５００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を算出し、蓄電池システム１に与えている。

発電機ＤＲ部６の仮想受電電力算出部６５では、ＤＲ発動指令部６４から出力された受電電力目標バイアス値Ｐｂｉａｓ３（＝３１００ｋＷ）を実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）に加算して仮想受電電力ＰｊＢ２（＝７６００ｋＷ）を算出し、発電機システム２に与えている。

蓄電池システム１の負荷電力算出部１３では、仮想受電電力算出部５５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ１（＝７０００ｋＷ）を蓄電池出力Ｐｇ１（＝６００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ１（＝７６００ｋＷ）を算出し、出力電力調整値算出部１５に出力する。出力電力調整値算出部１５は、負荷電力ＰＬＢ１（＝７６００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ１（＝７０００ｋＷ）を減じて、出力電力調整値Ｐｇａ１（＝６００ｋＷ）が蓄電池出力の目標値として設定されている。

発電機システム２の負荷電力算出部２３では、仮想受電電力算出部６５から受け取った仮想受電電力ＰｊＢ２（＝７６００ｋＷ）を発電機出力Ｐｇ２（＝１４００ｋＷ）と加算して負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）を算出し、発電電力調整値算出部２５に出力する。発電電力調整値算出部２５は、負荷電力ＰＬＢ２（＝９０００ｋＷ）から負荷追従閾値Ｐｇｒｅｆ２（＝７０００ｋＷ）を減じて、発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）が発電機の発電目標値として設定されている。

図５に示すように、その後のＤＲ発動中の時刻ｔ２においては、発電機２１の発電機出力Ｐｇ２が発電電力調整値Ｐｇａ２（＝２０００ｋＷ）まで到達したとき、受電点の実受電電力ＰｊＡ（＝４５００ｋＷ）は、負荷３の値６５００ｋＷよりも発電機２１の発電機出力Ｐｇ２（＝２０００ｋＷ）だけ低い値となっている。このとき蓄電池１２の出力Ｐｇ１はゼロ「０」である。

このように、本実施形態のネガワット取引装置１００によれば、蓄電池出力Ｐｇ１と発電機出力Ｐｇ２との合計が常にＤＲ目標削減量Ｐｔ（＝２０００ｋＷ）となるように制御することができる。すなわち、本実施形態のネガワット取引支援装置によれば、ＤＲ発動時点の発電機がすぐに立ち上がらない間は、蓄電池が出力することによって、ＤＲ指令に正確に対応し、発電機の立ち上がりとともに、蓄電池の出力が減り、ＤＲ指令が長く継続する場合でも蓄電池容量の制限なく、ＤＲ指令に正確に対応することができる。

なお、ネガワット取引装置１００において、蓄電池ＤＲ部のＤＲ発動指令部５４を常に「０」に設定した場合、すなわち蓄電池システム１からの蓄電池出力Ｐｇ１を常に「０」に設定した場合は、図７に示すように、受電電力ＰｊＡがＤＲ発動時点において直線的な立ち上がりとならない。これはＤＲ指令に正確に対応できていないことを意味する。

また、蓄電池出力値入力部６０がない場合は、図８に示すように、ＤＲ発動時点において蓄電池出力Ｐｇ１のみが直線的に立ち上がったままとなり、発電機出力Ｐｇ２はあまり大きくならない。この場合は、ＤＲ指令が長くした場合は、蓄電池容量が足りなくなり、ＤＲ指令に正確に対応することができなくなる。

以上、第１の実施形態に係るネガワット取引支援装置４は、ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令（ＤＲ指令）に応じて、第１の閾値（Ｐｇｒｅｆ１）よりも大きい第１の仮想受電電力の値（仮想受電電力ＰｊＢ１）を算出し、該算出した第１の仮想受電電力ＰｊＢ１を、受電電力の値（実受電電力ＰｊＡ）に代えて蓄電池システム１の制御装置１０に入力する。その一方で、蓄電池の出力電力の値Ｐｇ１に基づいて、第２の閾値（Ｐｇｒｅｆ２）よりも大きい第２の仮想受電電力の値（仮想受電電力ＰｊＢ２）を算出し、該算出した第２の仮想受電電力（仮想受電電力ＰｊＢ２）を、受電電力の値（実受電電力ＰｊＡ）に代えて前記発電機システム２の前記制御装置２０に入力する。これによれば、蓄電池出力Ｐｇ１と発電機出力Ｐｇ２との合計が常にＤＲ目標削減量Ｐｔと一致するように制御することができ、その結果、蓄電池システムと発電機システムとを併設した補助電力源を用いてネガワット取引に利用する場合に、発電機システムを優先的に駆動しつつ、ＤＲ指令に正確に対応することが可能となる。

（第２の実施形態）
図９は、第２の実施形態のネガワット取引支援装置を既存の発電機システムに組み込んだネガワット取引装置の構成を示す図である。第１の実施形態では、ネガワット取引支援装置は、発電機ＤＲ部６の蓄電池出力値入力部６０により蓄電池の出力をそのまま使用して第３のバイアス値を算出していた。第２の実施形態では、蓄電池出力値入力部６０の出力に係数乗算部７０を設けて、蓄電池の出力に対して、係数を乗算した値を使用して第３のバイアス値を算出する。その他の構成は、第１の実施形態と同じであるので、その説明を省略し、異なる部分のみ説明する。

この実施形態のネガワット取引支援装置では、係数乗算部７０において乗算する係数の値によって、第３のバイアス値算出部６９に入力される値が異なる。第３のバイアス値が異なると、仮想受電電力ＰｊＢ２が異なるので、制御目標値が変化し、結果として蓄電池システム１および発電機システム２のそれぞれからの出力電力の比率が第１の実施形態とは異なる。

図１０および図１１は、係数乗算部７０において乗算する係数を変化させた場合の出力電力変化の様子を示す図である。図１０は蓄電池システム１の最大可能出力が２０００ｋＷであり、発電機システム２の最大可能出力が２０００ｋＷである場合において、ＤＲ量が２０００ｋＷであり、（ａ）は係数＝１、（ｂ）は係数＝０．５、（ｃ）は係数＝０、（ｄ）は係数＝０．２としている。

図１０（ａ）に示すように、係数＝１の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１をそのまま入力して発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力がＤＲ量と等しい２０００ｋＷとなる一方で、蓄電池出力が完全に“０”になる。

図１０（ｂ）に示すように、係数＝０．５の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１の半分の値を入力して発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力がＤＲ量の半分１０００ｋＷまで増加する一方で、蓄電池出力もＤＲ量の半分の１０００ｋＷまで下がる。

図１０（ｃ）に示すように、係数＝０の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１を全く与えないで発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力は０ｋＷのままである一方で、蓄電池出力は２０００ｋＷのままとなる。

図１０（ｄ）に示すように、係数＝０．２の場合、すなわち蓄電池での出力電力値Ｐｇ１の２割を入力して発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力が蓄電池出力電力値の２割の４００ｋＷとなる一方で、蓄電池出力は、１６００ｋＷまでしか下がらない。

図１１は蓄電池システム１の最大可能出力が１０００ｋＷであり、発電機システム２の最大可能出力が２０００ｋＷである場合において、ＤＲ量が１０００ｋＷであり、（ａ）は係数＝１、（ｂ）は係数＝０．５、（ｃ）は係数＝０、（ｄ）は係数＝０．２としている。

図１１（ａ）に示すように、係数＝１の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１をそのまま入力して発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力が１０００ｋＷとなる一方で、蓄電池出力が完全に“０”になる。

図１１（ｂ）に示すように、係数＝０．５の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１の半分の値を入力して発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力がＤＲ量の半分５００ｋＷまで増加する一方で、蓄電池出力もＤＲ量の半分の５００ｋＷまで下がる。

図１１（ｃ）に示すように、係数＝０の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１を全く与えないで発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力は０ｋＷのままである一方で、蓄電池出力は１０００ｋＷのままとなる。

図１１（ｄ）に示すように、係数＝０．２の場合、すなわち蓄電池の出力電力値Ｐｇ１の２割を入力して発電機システム２に与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出すると、発電機出力が蓄電池出力電力値の２割の２００ｋＷとなる一方で、蓄電池出力は、８００ｋＷまでしか下がらない。

このように、第２の実施形態に係るネガワット取引支援装置４では、発電機ＤＲ部６の蓄電池出力値入力部６０から入力する蓄電池の出力値Ｐｇ１に係数をかけることによって得られた値に基づいて、発電機システム２のそれぞれに与える仮想受電電力ＰｊＢ２を算出する。

以上、第２の実施形態に係るネガワット取引支援装置４は、第１の実施形態において、蓄電池出力値入力部６０によって蓄電池の出力電力の値を出力して、そのまま使用して、第２の閾値よりも大きい第３のバイアス値（仮想受電電力ＰｊＢ２）を算出していた。この算出に際し、第２の実施形態では、蓄電池出力値入力部６０の出力に係数乗算部７０を設けて、蓄電池の出力電力の値Ｐｇに係数をかけて第３のバイアス値（仮想受電電力ＰｊＢ２）を算出する。これによれば、蓄電池システムと発電機システムとを併設した補助電力源を用いてネガワット取引に利用する場合に、蓄電池と発電機の出力比率を制御しながら、ＤＲ指令に正確に対応することが可能となる。

（実施の形態の拡張）
以上の実施形態では、ＤＲ指令として、目標削減量Ｐｔを受け取り、この目標削減量Ｐｔに基づいて受電電力目標値算出部５２、６２が受電電力目標値Ｐｓｅｔを決定する構成を例に挙げて説明した。しかしながら、ネガワット取引支援装置４はこの構成に限定されない。たとえば、ＤＲ指令受信部５１、６１において、ＤＲ指令として受電電力目標値Ｐｓｅｔを受け取り、これを第１のバイアス値算出部５３または第２のバイアス値算出部６３に出力するようにしてもよい。この場合、ベースライン算出部５７、６７と受電電力目標値算出部５２、６２は、省略してもよい。

さらに、ネガワット取引支援装置４は、ＤＲ指令として目標削減量Ｐｔが含まれる場合と、受電電力目標値Ｐｓｅｔが含まれる場合との両方に対応することができるように、ＤＲ指令受信部５１、６１は、受け取ったＤＲ指令の内容に基づいて、受電電力目標値算出部５２、６２と第１のバイアス値算出部５３または第２のバイアス値算出部６３とのいずれかに選択的に目標削減量Ｐｔまたは受電電力目標値Ｐｓｅｔを入力するようにしてもよい。

１００…ネガワット取引装置、１…蓄電池システム、１０…制御装置、１１…電力変換器、１２…蓄電池、１３…負荷電力算出部、１４…負荷追従閾値設定部、２…発電機システム、２０…制御装置、２１…発電機、２３…負荷電力算出部、２４…負荷追従閾値設定部、２５…発電電力調整値算出部、２６…発電機起動制御部、３…負荷、４…ネガワット取引支援装置、５…蓄電池ＤＲ部、５１…ＤＲ指令受信部、５２…受電電力目標値算出部、５３…第１のバイアス値算出部、５４…ＤＲ発動指令部、５５…仮想受電電力算出部、５６…スケジュール管理部、５７…ベースライン算出部、５８…負荷追従閾値入力部、６…発電機ＤＲ部、６１…ＤＲ指令受信部、６２…受電電力目標値算出部、６３…第２のバイアス値算出部、６９…第３のバイアス値算出部、６４…ＤＲ発動指令部、６５…仮想受電電力算出部、６６…スケジュール管理部、６７…ベースライン算出部、６８…負荷追従閾値入力部、６０…蓄電池出力値入力部。

Claims (6)

1. 受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な蓄電池と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第１の閾値を超えないように、前記蓄電池の出力電力の値を制御する制御装置とを備えた蓄電池システムと、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第２の閾値を超えないように、前記発電機の発電電力の値を制御する制御装置とを備えた発電機システムとに接続可能なネガワット取引支援装置であって、
   ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に応じて、前記第１の閾値よりも大きい第１の仮想受電電力の値を算出し、該算出した第１の仮想受電電力を、前記受電電力の値に代えて前記蓄電池システムの前記制御装置に入力するとともに、前記蓄電池の出力電力の値に基づいて、第２の閾値よりも大きい第２の仮想受電電力の値を算出し、該算出した第２の仮想受電電力を、前記受電電力の値に代えて前記発電機システムの前記制御装置に入力する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
2. 請求項１に記載のネガワット取引支援装置であって、
   前記デマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を取得する目標値取得部と、
   前記受電電力の目標値に基づいて第１の仮想受電電力を算出して前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第１の仮想受電電力処理部と、
   前記受電電力の目標値に基づいて第２の仮想受電電力を算出して前記発電機システムの前記制御装置に入力する第２の仮想受電電力処理部とを備え、
   前記第１の仮想受電電力処理部は、
   前記第１の閾値から前記受電電力の目標値を減算することによって受電電力の第１のバイアス値を算出する第１のバイアス値算出部と、
   前記第１のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第１の仮想受電電力を算出して、前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第１の仮想受電電力算出入力部とを有し、
   前記第２の仮想受電電力処理部は、
   前記第２の閾値から前記受電電力の目標値を減算することによって受電電力の第２のバイアス値を算出する第２のバイアス値算出部と、
   前記第２のバイアス値に前記蓄電池の出力電力の値を加えた第３のバイアス値を算出する第３のバイアス値算出部と、
   第３のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第２の仮想受電電力を算出して、前記発電機システムの前記制御装置に入力する第２の仮想受電電力算出入力部とを有する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
3. 請求項２に記載のネガワット取引支援装置であって、
   前記第３のバイアス値算出部は、前記蓄電池の出力電力の値に所定の係数を乗算した値を前記第２のバイアス値に加えた第３のバイアス値を算出する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
4. 請求項２または３に記載のネガワット取引支援装置であって、
   前記デマンドレスポンス指令は、受電電力の削減量を指定した削減量指定値を含み、
   前記目標値取得部は、前記削減量指定値をベースラインから差し引くことにより、前記受電電力の目標値を取得する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
5. 請求項２または３に記載のネガワット取引支援装置であって、
   前記デマンドレスポンス指令は、受電電力の指令値を含み、
   前記目標値取得部は、前記受電電力の指令値を前記受電電力の目標値として取得する
   ことを特徴とするネガワット取引支援装置。
6. 受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な蓄電池と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第１の閾値を超えないように、前記蓄電池の出力電力の値を制御する制御装置とを備えた蓄電池システムと、受電点を介して外部から電力の供給を受ける負荷に対して、前記外部からの電力とは別に電力を供給可能な発電機と、前記受電点における受電電力の値を入力とし、前記受電電力の値が第２の閾値を超えないように、前記発電機の発電電力の値を制御する制御装置とを備えた発電機システムとを用いたネガワット取引を支援するネガワット取引支援方法であって、
   ネガワット取引における電力の削減を要求するデマンドレスポンス指令に基づいて、前記受電電力の目標値を取得する第１ステップと、
   前記受電電力の目標値に基づいて第１の仮想受電電力を算出して前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第２ステップと、
   前記受電電力の目標値に基づいて第２の仮想受電電力を算出して前記発電機システムの前記制御装置に入力する第３ステップとを含み、
   前記第２ステップは、
   前記第１の閾値から前記受電電力の目標値を減算することによって受電電力の第１のバイアス値を算出する第１サブステップと、
   前記第１のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第１の仮想受電電力を算出して、前記蓄電池システムの前記制御装置に入力する第２サブステップとをさらに含み、
   前記第３ステップは、
   前記第２の閾値から前記受電電力の目標値を減算することによって受電電力の第２のバイアス値を算出する第３サブステップと、
   前記第２のバイアス値に前記蓄電池の出力電力の値を加えた第３のバイアス値を算出する第４サブステップと、
   第３のバイアス値を前記受電電力の値に加算して第２の仮想受電電力を算出して、前記発電機システムの前記制御装置に入力する第５サブステップとをさらに含む
   ことを特徴とするネガワット取引支援方法。

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