JP7286566B2 - 電力需給制御装置 - Google Patents
電力需給制御装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP7286566B2 JP7286566B2 JP2020023080A JP2020023080A JP7286566B2 JP 7286566 B2 JP7286566 B2 JP 7286566B2 JP 2020023080 A JP2020023080 A JP 2020023080A JP 2020023080 A JP2020023080 A JP 2020023080A JP 7286566 B2 JP7286566 B2 JP 7286566B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- power generation
- demand
- value
- output
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
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（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）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。
昨今の電力自由化により、新規電気事業者が電気事業に参入し、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。制御による安定性、経済性の両者を充足する電力需給調整が行われることが好ましい。
一般送配電事業者の法的分離に伴い、２０２１年４月に、一般送配電事業者が調整力を調達するための需給調整市場の運用開始が予定されている。需給調整市場は、市場運営の中立性と価格の透明性が確保されること、市場メカニズムを活用した効率的な需給調整が実現されること、必要な調整力が安定的に調達されること、が必要とされる。これらを実現するために、需給調整市場価格の公開、メリットオーダーでの発電、従来の一般電気事業者以外の電源やデマンドレスポンスの活用、調整の柔軟性が高い電源（周波数調整用の電源）の評価を行う方法等の検討が推進されている。需給調整市場が円滑に導入されるためにも、調整力の調達と運用に、公平性と透明性が確保される必要がある。
昨今の電力システム改革に伴い、現状の電力会社における発電、送配電、小売事業は、法的に分離され、送配電と発電、小売事業に分けられる。既存の電力会社は、需給、周波数調整を行う場合、自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。しかしながら、発電事業と送配電事業の分離により、一般送配電事業者は、需給調整市場により需給調整力を確保する。
一般送配電事業者は、市場参加者として、また系統運用者として中立の立場にて、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行う。一般送配電事業者は、需給調整市場における電力商品を購入して、需給、周波数調整を行う。
需給調整市場における電力商品メニューとして、調整速度の異なる制御に対応した複数の電力商品が準備される。一例として、需給調整市場における電力商品メニューに、制御区分に応じ「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）に対応した１０区分が予定されている。
従来、各エリアの電力系統において、エリアごとの電力需給制御装置により、自エリアの地域要求電力（ＡＲ）に基づき、需給調整力の制御および運用が行われていた。地域要求電力（ＡＲ）の各発電設備への配分量は、出力変化速度比等の発電機の応答特性に基づき、制御性を優先して算出されていた。
今後、メリットオーダー方式が導入され、電力調整コスト等の経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）の各発電設備への配分量が算出される。経済性と制御性は、トレードオフの関係にあり、経済性のみを重視して地域要求電力（ＡＲ）の各発電設備への配分量の算出を行った場合、制御性の悪化に繋がる可能性があるとの問題点があった。
本実施形態は、制御性を損なわずに、経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備に配分することができる電力需給制御装置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装置は、次のような特徴を有する。
（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、連系潮流電力変化量の少なくとも一方に基づき地域要求電力（ＡＲ）を算出するＡＲ算出部。
（２）前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解するＡＲ平滑部。
（３）前記ＡＲ平滑部により周波数分解された前記地域要求電力（ＡＲ）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。
（４）前記ＡＲ配分部は、前記地域要求電力（ＡＲ）に応じ、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により前記複数の発電設備の前記発電目標値を算出し、前記地域要求電力（ＡＲ）に応じて閾値２＞閾値１となる２つの閾値１、閾値２を予め定め、前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値１未満である場合には、前記発電設備に対し出力電力の制御を行わず、前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値１以上、前記閾値２未満である場合、経済性配分により前記発電設備に対し出力電力の制御を行い、前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値２以上である場合、制御性配分により前記発電設備に対し出力電力の制御を行う。
（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、連系潮流電力変化量の少なくとも一方に基づき地域要求電力（ＡＲ）を算出するＡＲ算出部。
（２）前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解するＡＲ平滑部。
（３）前記ＡＲ平滑部により周波数分解された前記地域要求電力（ＡＲ）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。
（４）前記ＡＲ配分部は、前記地域要求電力（ＡＲ）に応じ、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により前記複数の発電設備の前記発電目標値を算出し、前記地域要求電力（ＡＲ）に応じて閾値２＞閾値１となる２つの閾値１、閾値２を予め定め、前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値１未満である場合には、前記発電設備に対し出力電力の制御を行わず、前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値１以上、前記閾値２未満である場合、経済性配分により前記発電設備に対し出力電力の制御を行い、前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値２以上である場合、制御性配分により前記発電設備に対し出力電力の制御を行う。
［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、電力需給制御装置について説明する。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。
［１－１．構成］
図１を参照して本実施形態の一例として、電力需給制御装置について説明する。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
図１に、本実施形態にかかる電力需給制御システム１を示す。本電力需給制御システム１は、電力需給制御装置２、電力系統９ａを有する。電力系統９ａは、複数の発電設備９１、自然エネルギー発電設備９２、検出装置９３を備える。電力系統９ａは、連系線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９１は、検出用の信号線９７および制御用の信号線９８により電力需給制御装置２に接続される。
図１に、本実施形態にかかる電力需給制御システム１を示す。本電力需給制御システム１は、電力需給制御装置２、電力系統９ａを有する。電力系統９ａは、複数の発電設備９１、自然エネルギー発電設備９２、検出装置９３を備える。電力系統９ａは、連系線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９１は、検出用の信号線９７および制御用の信号線９８により電力需給制御装置２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」、「経済負荷配分制御」を「ＥＤＣ」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。
データａ１（発電設備発電電力値）
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
データｄ１（発電目標値）
データｆ１（平滑前ＡＲ値）
データｆ２（平滑後ＡＲ値）
データｆ３（ＡＲ配分値）
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）
データａ１（発電設備発電電力値）
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
データｄ１（発電目標値）
データｆ１（平滑前ＡＲ値）
データｆ２（平滑後ＡＲ値）
データｆ３（ＡＲ配分値）
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）
データｆ１（平滑前ＡＲ値）が、請求項における地域要求電力（ＡＲ値）に相当する。本実施形態において、データｆ１（平滑前ＡＲ値）を地域要求電力（ＡＲ値）と呼ぶ場合がある。
（２）発電設備９１
発電設備９１は、電力系統９ａに供給する電力を、発電機により発電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１は、発電設備９１ａ～９１ｎを有する。例えば、発電設備９１ａは、出力変化速度の速い、水力機等の高速機により構成される。例えば、発電設備９１ｂは、出力変化速度のやや遅い、石油火力機等の中速機により構成される。例えば、発電設備９１ｎは、出力変化速度の極めて遅い、石炭火力機等の低速機により構成される。発電設備９１は、任意の発電速度を有する発電機により構成されるものであってよい。
発電設備９１は、電力系統９ａに供給する電力を、発電機により発電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１は、発電設備９１ａ～９１ｎを有する。例えば、発電設備９１ａは、出力変化速度の速い、水力機等の高速機により構成される。例えば、発電設備９１ｂは、出力変化速度のやや遅い、石油火力機等の中速機により構成される。例えば、発電設備９１ｎは、出力変化速度の極めて遅い、石炭火力機等の低速機により構成される。発電設備９１は、任意の発電速度を有する発電機により構成されるものであってよい。
発電設備９１は、電力需給制御装置２に接続される。発電設備９１は、検出用の信号線９７を介し電力需給制御装置２に対して、データａ１（発電設備発電電力値）を送信する。また、発電設備９１は、制御用の信号線９８を介し電力需給制御装置２からデータｄ１（発電目標値）を受信し、データｄ１（発電目標値）に基づき発電電力の制御を行う。なお、発電設備９１ａ～９１ｎは、任意の台数であってよい。
（３）自然エネルギー発電設備９２
自然エネルギー発電設備９２は、電力系統９ａに供給する電力を、太陽光、風力等の自然エネルギーにより発電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１は、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎを有する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。なお、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎは、任意の台数であってよい。
自然エネルギー発電設備９２は、電力系統９ａに供給する電力を、太陽光、風力等の自然エネルギーにより発電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１は、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎを有する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。なお、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎは、任意の台数であってよい。
（４）検出装置９３
検出装置９３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９３は、電力系統９ａに配置される。検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し電力需給制御装置２に送信する。
検出装置９３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９３は、電力系統９ａに配置される。検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し電力需給制御装置２に送信する。
（５）電力需給制御装置２
電力需給制御装置２は、コンピュータ等により構成される。電力需給制御装置２は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。電力需給制御装置２は、発電設備９１から送信されるデータａ１（発電設備発電電力値）、自然エネルギー発電設備９２から送信されるデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）、検出装置９３から送信される連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）が、入力される。電力需給制御装置２は、需給制御に関する演算を行い発電設備９１に対し、データｄ１（発電目標値）を送信する。
電力需給制御装置２は、コンピュータ等により構成される。電力需給制御装置２は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。電力需給制御装置２は、発電設備９１から送信されるデータａ１（発電設備発電電力値）、自然エネルギー発電設備９２から送信されるデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）、検出装置９３から送信される連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）が、入力される。電力需給制御装置２は、需給制御に関する演算を行い発電設備９１に対し、データｄ１（発電目標値）を送信する。
電力需給制御装置２は、入力部２１、出力部２２、目標値作成部２３、ＡＲ算出部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ算出部２７を有する。
電力需給制御装置２の入力部２１、出力部２２は、ハードウェアにより構成される。目標値作成部２３、ＡＲ算出部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールにより構成される。
入力部２１は、受信回路により構成される。入力部２１は、入力側が信号線９７を介し発電設備９１に、出力側が目標値作成部２３に接続される。入力部２１は、発電設備９１から送信されたデータａ１（発電設備発電電力値）が入力される。入力部２１は、データａ１（発電設備発電電力値）を目標値作成部２３に出力する。
出力部２２は、送信回路により構成される。出力部２２は、入力側が目標値作成部２３に、出力側が信号線９８を介し発電設備９１に接続される。出力部２２は、目標値作成部２３から入力されたデータｄ１（発電目標値）を、発電設備９１に出力する。
目標値作成部２３は、入力側が入力部２１、ＡＲ配分部２６及びリアルタイムＥＤＣ算出部２７に接続され、出力側が出力部２２に接続される。目標値作成部２３には、入力部２１から発電設備９１のデータａ１（発電設備発電電力値）が、ＡＲ配分部２６からデータｆ３（ＡＲ配分値）が、リアルタイムＥＤＣ算出部２７からデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が入力される。
目標値作成部２３は、データａ１（発電設備発電電力値）、データｆ３（ＡＲ配分値）、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づきデータｄ１（発電目標値）を作成し、出力部２２に対し出力する。
ＡＲ算出部２４は、入力側が自然エネルギー発電設備９２及び検出装置９３に接続され、出力側がＡＲ平滑部２５に接続される。ＡＲ算出部２４には、自然エネルギー発電設備９２からデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）が、検出装置９３からデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）が入力される。
ＡＲ算出部２４は、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）、データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）に基づき、ＡＲ値を算出し、ＡＲ平滑部２５に対しデータｆ１（平滑前ＡＲ値）を出力する。
ＡＲ平滑部２５は、入力側がＡＲ算出部２４に、出力側がＡＲ配分部２６に接続される。ＡＲ平滑部２５には、ＡＲ算出部２４からデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が入力される。ＡＲ平滑部２５は、データｆ１（平滑前ＡＲ値）に基づき、周波数分解を行いＡＲ配分部２６に対しデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を出力する。
ＡＲ配分部２６は、入力側がＡＲ平滑部２５に接続され、出力側が目標値作成部２３に接続される。ＡＲ配分部２６には、ＡＲ平滑部２５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）が入力される。ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、発電設備９１ごとの発電配分を算出し、各目標値作成部２３に対しデータｆ３（ＡＲ配分値）を出力する。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電設備９１への配分量であって、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により算出される。ＡＲ配分部２６は、各目標値作成部２３に対してデータｆ３（ＡＲ配分値）を出力する。
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、入力側がＡＲ平滑部２５に接続され、出力側が各目標値作成部２３に接続される。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ＡＲ平滑部２５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を受信する。
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づいて経済負荷配分を行い、発電設備９１のメリットオーダーによって、経済負荷配分の計算結果としてデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）を発電設備９１ごとに算出する。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、各エリアの中央給電指令所において予め設定された各発電設備９１の出力電力の発電計画値に基づき、長周期の経済負荷配分を行う。
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）とは、電力需給制御システム１全体として経済的になるよう発電設備９１ごとにスケジュール配分された発電電力値である。
また、リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、発電設備９１のメリットオーダーによって自エリアにおけるＥＤＣ対象のエリアインバランス量を配分する。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ＥＤＣ周期に合わせてエリアインバランス量を配分する。
エリアインバランス量とは、あるエリアの未来の時間帯において、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る。
リアルタイムＥＤＣ算出部２７により算出され配分されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、目標値作成部２３に送信される。目標値作成部２３は、データａ１（発電設備発電電力値）、データｆ３（ＡＲ配分値）、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、データｄ１（発電目標値）を作成し、出力部２２に対し出力する。
以上が、本電力需給制御システム１の構成である。
［１－２．作用］
最初に現在行われている一般的な電力需給制御について説明する。
最初に現在行われている一般的な電力需給制御について説明する。
［一般的な電力需給制御］
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。
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電力需給制御装置により制御され調整される。
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（ＥＤＣ：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電力需給制御装置の重要機能である。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（ＥＤＣ）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（ＥＤＣ）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、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電設備に対し、行われるものであり、出力が所望の値に変動するまでに、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。
（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。周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）は、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電設備に対し、行われる。周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）にかかる制御は、以下の手順により行われる。
（手順ａ１：地域要求電力（ＡＲ）の算出）
周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）に基づき地域要求電力（ＡＲ）の算出を行う。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とは、連系線における潮流電力の変化量である。上記（式１）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。地域要求電力（ＡＲ）の値が正であれば、系統全体として発電ユニットの出力を上げる。地域要求電力（ＡＲ）が負の値であれば、系統全体として発電ユニットの出力を下げる。
周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）に基づき地域要求電力（ＡＲ）の算出を行う。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とは、連系線における潮流電力の変化量である。上記（式１）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。地域要求電力（ＡＲ）の値が正であれば、系統全体として発電ユニットの出力を上げる。地域要求電力（ＡＲ）が負の値であれば、系統全体として発電ユニットの出力を下げる。
（手順ａ２：地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリング）
過去の地域要求電力（ＡＲ）に基づき指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力（ＡＲ）を、低速機、高速機への配分量を算出する。出力変化速度の遅い、例えば火力発電機が低速機に相当する。出力変化速度の速い、例えば水力発電機が高速機に相当する。地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解し、変動周期の短い電力を高速機に、変動周期の長い電力を低速機に配分するように配分量を算出してもよい。
過去の地域要求電力（ＡＲ）に基づき指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力（ＡＲ）を、低速機、高速機への配分量を算出する。出力変化速度の遅い、例えば火力発電機が低速機に相当する。出力変化速度の速い、例えば水力発電機が高速機に相当する。地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解し、変動周期の短い電力を高速機に、変動周期の長い電力を低速機に配分するように配分量を算出してもよい。
（手順ａ３：発電設備への配分）
地域要求電力（ＡＲ）がフィルタリング、または周波数分解され算出された配分量を各発電設備に配分する。配分は、需給調整が行われている全ての発電設備に対して、低速機、高速機別に発電設備の出力変化速度、または出力余裕度等に基づき行われる。
地域要求電力（ＡＲ）がフィルタリング、または周波数分解され算出された配分量を各発電設備に配分する。配分は、需給調整が行われている全ての発電設備に対して、低速機、高速機別に発電設備の出力変化速度、または出力余裕度等に基づき行われる。
（手順ａ４：発電目標値の算出）
各発電設備の発電目標値の算出を行う。各発電設備の発電目標値は、配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて算出されたリアルタイムＥＤＣとが加算され算出される。発電目標値は、一定の基準値を逸脱しないように設けられた、上下限値内に設定されるようにしてもよい。
各発電設備の発電目標値の算出を行う。各発電設備の発電目標値は、配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて算出されたリアルタイムＥＤＣとが加算され算出される。発電目標値は、一定の基準値を逸脱しないように設けられた、上下限値内に設定されるようにしてもよい。
（手順ａ５：発電設備の出力が変動する）
発電目標値を受信し、各発電設備は、出力を変動させる。その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。その後、手順ａ１に戻り上記手順を繰り返す。
発電目標値を受信し、各発電設備は、出力を変動させる。その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。その後、手順ａ１に戻り上記手順を繰り返す。
（一般的な経済負荷配分制御（ＥＤＣ））
経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、１日の負荷曲線に見られる、低速の電力負荷変動に対して行われる。低速の電力負荷変動は、過去のデータの基づき高精度で予測することができる。予測された電力負荷変動に対して、燃料費であるコストが少なくなるように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電設備の制御量が算出される。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電設備の制御量の算出に、等増分燃料費則（等λ法）が用いられる場合が多い。
経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、１日の負荷曲線に見られる、低速の電力負荷変動に対して行われる。低速の電力負荷変動は、過去のデータの基づき高精度で予測することができる。予測された電力負荷変動に対して、燃料費であるコストが少なくなるように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電設備の制御量が算出される。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電設備の制御量の算出に、等増分燃料費則（等λ法）が用いられる場合が多い。
以下に、日本の電力会社にて多用されている等増分燃料費則（等λ法）の一例について説明する。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電設備に対し、行われる。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる制御は、以下の手順により行われる。
（手順ｂ１：λの初期値の設定）
最初に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλの初期値を設定する。
最初に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλの初期値を設定する。
（手順ｂ２：各発電設備の制御量の算出）
次に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλに等しくなる各発電設備の制御量の算出を行う。制御量は、最小出力値を下回っている場合、最小出力値に、最大出力値を上回っている場合、最大出力値に設定される。
次に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλに等しくなる各発電設備の制御量の算出を行う。制御量は、最小出力値を下回っている場合、最小出力値に、最大出力値を上回っている場合、最大出力値に設定される。
（手順ｂ３：出力電力の総和の算出）
次に、各発電設備から出力される出力電力の総和の算出を行う。
次に、各発電設備から出力される出力電力の総和の算出を行う。
（手順ｂ４：λの再設定）
手順ｂ３で算出された出力電力の総和が負荷未満である場合、λを大きくし、出力の総和が負荷を超える場合、λを小さくし、λの再設定を行う。以降、出力電力の総和と負荷との差分が一定値以内になるまで手順ｂ２～手順ｂ４を繰り返す。
手順ｂ３で算出された出力電力の総和が負荷未満である場合、λを大きくし、出力の総和が負荷を超える場合、λを小さくし、λの再設定を行う。以降、出力電力の総和と負荷との差分が一定値以内になるまで手順ｂ２～手順ｂ４を繰り返す。
電力システム改革に伴い、発電、送配電、小売事業は、法的分離により、送配電と発電、小売事業に分けられる。従来において、電力需給、周波数調整を行う場合、電力会社は自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。今後、電力システム改革により、電力会社は需給調整市場により需給調整力を確保することとなる。需給調整市場における電力商品は、図１６に示すように、「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）の１０の電力商品区分となることが予定されている。
従来において、系統全体の周波数維持等の高品質な電力供給を確保する業務であるアンシラリーサービスは、自社の発電設備を用いた一般電気事業者により行われていた。今後の需給調整市場に基づく新たなライセンス制により、アンシラリーサービスは、一般送配電事業者により行われる。
今後のアンシラリーサービスにおいて、電力品質確保に必要な電源等は、調整力として一般送配電事業者により発電事業者等から調達され、調整力の確保に必要なコストは託送料金として、一般送配電事業者により回収される仕組みとなる。この仕組みにより、多様な発電事業者等の参画および競争が進み、調整力として調達可能な電力の増大、電力品質の向上、効率的な調整力の活用等が期待される。この仕組みは、調整力の調達の公平性、透明性が確保された上で、一般送配電事業者により行われることを前提としたものであるが、手続の具体的な内容は各一般送配電事業者に委ねられている。
今後、系統全体における高品質な電力供給を確保することが、一般送配電事業者に要求される。需給調整市場により需給調整力の確保が行われるため、一般送配電事業者は、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行う。
［電力需給制御システム１の動作］
次に、本実施形態の電力需給制御システム１の動作の概要を、電力需給制御装置２の動作に基づき説明する。本実施形態における需給調整方式は、図１６におけるＬＦＣ機能を対象とした二次調整力の商品区分を主とする。需給調整のための調整電源である発電設備９１は、火力、水力機のみならず、蓄電池やＤＲ等を含む。
次に、本実施形態の電力需給制御システム１の動作の概要を、電力需給制御装置２の動作に基づき説明する。本実施形態における需給調整方式は、図１６におけるＬＦＣ機能を対象とした二次調整力の商品区分を主とする。需給調整のための調整電源である発電設備９１は、火力、水力機のみならず、蓄電池やＤＲ等を含む。
将来、電力システム改革が行われた場合であっても、一般送配電事業者による電力が安定供給されることが望ましい。本実施形態にかかる電力需給制御装置２は、電力系統９ａにかかるエリア全体の、需給バランスを維持する処理機能を有する。
本実施形態にかかる電力需給制御装置２は、将来の需給調整を予測した需給調整制御を行う。電力系統９にかかる各エリアの中央給電指令所に配置された電力需給制御装置２は、発電設備９１の調整コスト、運転能力に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備９１に配分する。本実施形態にかかる電力需給制御装置２は、電力系統９ａにかかる自エリアにおいて地域要求電力（ＡＲ）の分配を行う。電力需給制御装置２は、一般送配電事業者による電力の安定供給に有効である。
電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により、複数の発電設備９１の発電目標値の算出基準となるデータｆ３（ＡＲ配分値）を算出する。
図２に、電力需給制御装置２の動作フローを示す。図２に示すプログラムは、電力需給制御装置２に内蔵される。電力需給制御装置２は、下記の手順にて動作および演算を行う。
（ステップＳ２０：データｆ１（平滑前ＡＲ値）の算出）
検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し、電力需給制御装置２に送信する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。一例として、本実施形態の電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２から電力需給制御装置２に、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）が送信されるものとしたが、自然エネルギー発電設備９２からデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）が送信されないものであってもよい。また、本実施形態の電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２を有するものとしたが、電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２を有しないものであってもよい。
検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し、電力需給制御装置２に送信する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。一例として、本実施形態の電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２から電力需給制御装置２に、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）が送信されるものとしたが、自然エネルギー発電設備９２からデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）が送信されないものであってもよい。また、本実施形態の電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２を有するものとしたが、電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２を有しないものであってもよい。
電力需給制御装置２のＡＲ算出部２４には、以下の信号が入力される。
検出装置３から送信された以下の信号
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
検出装置３から送信された以下の信号
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ算出部２４によりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）の算出を（式１）により行う。（式１）を再掲する。(式１）におけるＡＲが、データｆ１（平滑前ＡＲ値）である。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
上記（式１）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。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
上記（式１）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：データｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出）
ステップＳ２０で算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ平滑部２５により、データｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出を行う。データｆ２（平滑後ＡＲ値）は、フーリエ展開によりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が周波数分解され算出される。
ステップＳ２０で算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ平滑部２５により、データｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出を行う。データｆ２（平滑後ＡＲ値）は、フーリエ展開によりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が周波数分解され算出される。
（ステップＳ２２：データｆ３（ＡＲ配分値）の算出）
ステップＳ２１で周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ配分部２６により、データｆ３（ＡＲ配分値）の算出を行う。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎへの配分量であり、発電設備９１の調整コスト、発電設備９１の出力応答速度または出力余裕度等の運転能力に基づき算出される。後述する［算出手段Ａ］～［算出手段Ｇ］において、具体的な算出手段について説明する。
ステップＳ２１で周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ配分部２６により、データｆ３（ＡＲ配分値）の算出を行う。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎへの配分量であり、発電設備９１の調整コスト、発電設備９１の出力応答速度または出力余裕度等の運転能力に基づき算出される。後述する［算出手段Ａ］～［算出手段Ｇ］において、具体的な算出手段について説明する。
（ステップＳ２０４：データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）の算出）
上記のステップＳ２０～Ｓ２２に並行して、ステップＳ２０４が実行される。ステップＳ２１で算出されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）の算出を行う。データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎのメリットオーダーによって、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎに対する経済負荷配分が行われ、算出される。
上記のステップＳ２０～Ｓ２２に並行して、ステップＳ２０４が実行される。ステップＳ２１で算出されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）の算出を行う。データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎのメリットオーダーによって、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎに対する経済負荷配分が行われ、算出される。
（ステップＳ２３：データｄ１（発電目標値）の算出）
ステップＳ２２で算出されたデータｆ３（ＡＲ配分値）、リアルタイムＥＤＣ算出部２７から送信されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、電力需給制御装置２は、目標値作成部２３により、データｄ１（発電目標値）の算出を行う。目標値作成部２３ａ、２３ｂ、２３ｎにより各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｂｎごとのデータｄ１（発電目標値）がそれぞれ算出される。
ステップＳ２２で算出されたデータｆ３（ＡＲ配分値）、リアルタイムＥＤＣ算出部２７から送信されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、電力需給制御装置２は、目標値作成部２３により、データｄ１（発電目標値）の算出を行う。目標値作成部２３ａ、２３ｂ、２３ｎにより各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｂｎごとのデータｄ１（発電目標値）がそれぞれ算出される。
（ステップＳ２４：データｄ１（発電目標値）の送信）
ステップＳ２３で算出されたデータｄ１（発電目標値）を、電力需給制御装置２は、出力部２２に送信する。出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎに対し各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎごとのデータｄ１（発電目標値）がそれぞれ送信される。
ステップＳ２３で算出されたデータｄ１（発電目標値）を、電力需給制御装置２は、出力部２２に送信する。出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎに対し各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎごとのデータｄ１（発電目標値）がそれぞれ送信される。
（ステップＳ２５：データｄ１（発電目標値）の指令送出）
ステップＳ２４で出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎに対し送信されたデータｄ１（発電目標値）を、電力需給制御装置２は、出力部２２から発電設備９１に指令として送出する。各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎに対し、出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎからデータｄ１（発電目標値）が指令として送出される。これにより、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎは、データｄ１（発電目標値）にかかる電力を出力する。
ステップＳ２４で出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎに対し送信されたデータｄ１（発電目標値）を、電力需給制御装置２は、出力部２２から発電設備９１に指令として送出する。各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎに対し、出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎからデータｄ１（発電目標値）が指令として送出される。これにより、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎは、データｄ１（発電目標値）にかかる電力を出力する。
［算出手段Ａ］
ステップＳ２２において、ＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分に加え、調整コスト等の経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分によりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出を行う。ＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分により、発電ユニットの出力変化速度比または出力余裕比等に基づき、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を、発電設備９１に配分する。
ステップＳ２２において、ＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分に加え、調整コスト等の経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分によりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出を行う。ＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分により、発電ユニットの出力変化速度比または出力余裕比等に基づき、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を、発電設備９１に配分する。
ＡＲ配分部２６は、図３、４に示すようにメリットオーダー方式による調整コストを反映した経済性配分によりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出を行う。図３、図４における発電設備Ａ～Ｅは、発電設備９１ａ～９１ｎのうち制御対象として選択された発電設備である。発電設備Ａ～Ｅは、それぞれ発電設備９１ａ～９１ｎのうちの複数を含んでいてもよい。
ＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）が正の場合、図３に示すように、経済性配分によりメリットオーダーが安い順に積み上げて、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を、発電設備Ａ～Ｅにかかる発電設備９１に配分する。
ＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）が負の場合、図４に示すように、経済性配分によりメリットオーダーが高い順に積み上げて、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を、発電設備Ａ～Ｅにかかる発電設備９１に配分する。
ＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）に到達した時点で、配分を終了とする。または、ＡＲ配分部２６は、該当するＬＦＣ対象となる全ての発電設備９１に対して、地域要求電力（ＡＲ）の配分を行うようにしてもよい。
地域要求電力（ＡＲ）は、メリットオーダー方式により、調整コストの安い、または、高い順に積み上げられ配分されてもよいし、ＬＦＣ機能（二次調整力（１））の対象となる全ての発電設備９１に対して配分されるようにしてもよい。
従来、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分のみにより、地域要求電力（ＡＲ）が配分されていた、しかしながら、上記の算出手段Ａにより、地域要求電力（ＡＲ）が正の場合、調整コストの安い順に、地域要求電力（ＡＲ）が負の場合、調整コストの高い順に地域要求電力（ＡＲ）が配分され、市場参加者、系統運用者の中立性が確保された、メリットオーダーによる需給、周波数調整が行われる。
［算出手段Ｂ］
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｂによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｂによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
ＡＲ配分部２６は、ＡＲ平滑部２５により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ）の周波数に基づき、地域要求電力（ＡＲ）の周波数が、予め定められた周期未満の地域要求電力（ＡＲ）の周期成分に対し、制御性配分により発電設備９１の出力電力の制御を行い、予め定められた周期以上の地域要求電力（ＡＲ）の周期成分に対し、経済性配分により発電設備９１の出力電力の制御を行う。制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分は具体的には以下のように行われる。
ＡＲ配分部２６は、図５に示すプログラムに基づき算出手段Ｂにかかる動作を実行する。図５に示すプログラムは、ソフトウェアモジュールとして構成され、図３におけるステップＳ２２において実行される。
（ステップＳ３１：データｆ２（平滑後ＡＲ値）の取得）
ステップＳ２１においてＡＲ平滑部４５により周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を取得する。このデータ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）が、周波数分解され算出された値である。
ステップＳ２１においてＡＲ平滑部４５により周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を取得する。このデータ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）が、周波数分解され算出された値である。
（ステップＳ３２：１０秒～２分周期であるかの判断）
ＡＲ配分部２６は、ステップＳ３１で取得されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に、１０秒～２分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断を行う。１０秒～２分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）が指数平滑等によりフィルタリングされることにより行われる。データ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）は、ステップＳ３３に移行し処理が行われる（Ｓ３２の「ＹＥＳ」）。一方、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、１０秒～２分周期に相当しない地域要求電力（ＡＲ）は、ステップＳ３４に移行し処理が行われる（Ｓ３２の「ＮＯ」）。
ＡＲ配分部２６は、ステップＳ３１で取得されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に、１０秒～２分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断を行う。１０秒～２分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）が指数平滑等によりフィルタリングされることにより行われる。データ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）は、ステップＳ３３に移行し処理が行われる（Ｓ３２の「ＹＥＳ」）。一方、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、１０秒～２分周期に相当しない地域要求電力（ＡＲ）は、ステップＳ３４に移行し処理が行われる（Ｓ３２の「ＮＯ」）。
（ステップＳ３３：制御性配分を行う）
ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、ステップＳ３２にて１０秒～２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）を、制御性配分により発電設備９１に配分する。１０秒～２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）は、一例として出力変化速度比に基づき、高速発電機（例えば水力機）である発電設備９１に配分される。制御性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１と、経済性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１は、重複してもよい。
ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、ステップＳ３２にて１０秒～２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）を、制御性配分により発電設備９１に配分する。１０秒～２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）は、一例として出力変化速度比に基づき、高速発電機（例えば水力機）である発電設備９１に配分される。制御性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１と、経済性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１は、重複してもよい。
（ステップＳ３４：２分～１０分周期であるかの判断）
ＡＲ配分部２６は、ステップＳ３１で取得されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に、２分～１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断を行う。２分～１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）が指数平滑等によりフィルタリングされることにより行われる。データ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）は、ステップＳ３５に移行し処理が行われる（Ｓ３４の「ＹＥＳ」）。一方、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、２分～１０分周期に相当しない地域要求電力（ＡＲ）は、ステップＳ３６に移行し処理が行われる（Ｓ３４の「ＮＯ」）。
ＡＲ配分部２６は、ステップＳ３１で取得されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に、２分～１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断を行う。２分～１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）が含まれるかの判断は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）が指数平滑等によりフィルタリングされることにより行われる。データ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）は、ステップＳ３５に移行し処理が行われる（Ｓ３４の「ＹＥＳ」）。一方、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、２分～１０分周期に相当しない地域要求電力（ＡＲ）は、ステップＳ３６に移行し処理が行われる（Ｓ３４の「ＮＯ」）。
（ステップＳ３５：経済性配分を行う）
ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、ステップＳ３４にて２分～１０分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）を、経済性配分により発電設備９１に配分する。２分～１０分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）は、一例として算出手段Ａにかかるメリットオーダーに基づき、中速発電機（例えば石油火力機）である発電設備９１に配分される。経済性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１と、制御性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１は、重複してもよい。経済性配分は、算出手段Ａにより行われる。
ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、ステップＳ３４にて２分～１０分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）を、経済性配分により発電設備９１に配分する。２分～１０分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）は、一例として算出手段Ａにかかるメリットオーダーに基づき、中速発電機（例えば石油火力機）である発電設備９１に配分される。経済性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１と、制御性配分により地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１は、重複してもよい。経済性配分は、算出手段Ａにより行われる。
（ステップＳ４６：ＥＤＣ値の補正を行う）
ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、ステップＳ３４にて２分～１０分周期より長周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）を、リアルタイムＥＤＣ算出部２７に送信し、ＥＤＣ値に反映させる。２分～１０分周期より長周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により算出されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が補正されることにより、反映される。これにより、２分～１０分周期より長周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）の平均値は、ゼロに近づけられる。
ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）のうち、ステップＳ３４にて２分～１０分周期より長周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）を、リアルタイムＥＤＣ算出部２７に送信し、ＥＤＣ値に反映させる。２分～１０分周期より長周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により算出されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が補正されることにより、反映される。これにより、２分～１０分周期より長周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）の平均値は、ゼロに近づけられる。
上記の算出手段Ｂにより、周期の短い地域要求電力（ＡＲ）は、制御性配分により発電設備９１に配分され、出力は短時間で変動成分に応動する。周期の短い地域要求電力（ＡＲ）は、出力変化速度比に基づき発電設備９１に配分され、発電設備９１の応動特性に応じた出力変動をさせることができる。
一方、周期の長い地域要求電力（ＡＲ）は、経済性配分により発電設備９１に配分され、出力は長時間で変動成分に応動する。周期の長い地域要求電力（ＡＲ）は、メリットオーダーに基づき発電設備９１に配分され、出力変化速度の遅い発電設備９１に、応動特性に応じた出力変動をさせることができる。本実施形態にかかる電力需給制御装置２によれば、制御性と経済性を両立させた発電設備９１の制御を行うことができる。
［算出手段Ｃ］
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｃによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｃによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
ＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた閾値未満である場合、経済性配分により発電設備９１に対し出力電力の制御を行い、地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた閾値以上である場合、制御性配分により発電設備９１に対し出力電力の制御を行う。
図６～８に示すように、地域要求電力（ＡＲ）の配分にかかる算出方法は、例えば２つの閾値、閾値１、閾値２により切り替えられる。図６～８における発電設備Ａ～Ｅは、発電設備９１ａ～９１ｎのうち制御対象として選択された発電設備である。発電設備Ａ～Ｅは、それぞれ発電設備９１ａ～９１ｎのうちの複数を含んでいてもよい。
図６に示すように、地域要求電力（ＡＲ）が閾値１未満である場合、制御の必要性が低いため地域要求電力（ＡＲ）は、発電設備９１に配分されない。図７に示すように、地域要求電力（ＡＲ）が閾値１以上、閾値２未満である場合、経済性が優先されるため地域要求電力（ＡＲ）は、メリットオーダー方式による経済性配分により、発電設備Ａ～Ｃにかかる発電設備９１に配分される。図８に示すように、地域要求電力（ＡＲ）が閾値２以上である場合、制御性が優先されるため地域要求電力（ＡＲ）は、出力変化速度比に基づく配分等による制御性配分により、発電設備Ａ～Ｅにかかる発電設備９１に配分される。
地域要求電力（ＡＲ）が閾値２以上である場合、地域要求電力（ＡＲ）は、経済性配分により発電設備Ａ～Ｃにかかる発電設備９１に、制御性配分により発電設備Ｃ～Ｅにかかる発電設備９１に配分されるようにしてもよい。
上記では、閾値１、閾値２等の閾値は、地域要求電力（ＡＲ）の大きさに応じて設けられるものとしたが、制御性能の評価として用いられる系統周波数偏差（Δｆ）の大きさに応じ設けられるものであってもよい。
上記の算出手段Ｃにより、地域要求電力（ＡＲ）の大きさに応じ、制御性配分、経済性配分が選択される。これにより、発電設備９１の応動特性に適した制御を行うことができる。
地域要求電力（ＡＲ）が大きい場合、出力変化速度比に基づく配分等による制御性配分により、地域要求電力（ＡＲ）は発電設備９１に配分され、発電設備９１の制御性の悪化を招くことを軽減することができる。地域要求電力（ＡＲ）が小さい場合、メリットオーダー方式に基づく配分等による経済性配分により、地域要求電力（ＡＲ）は発電設備９１に配分され、制御性と経済性を両立させた発電設備９１の制御を行うことができる。
算出手段Ｃによる配分は、算出手段Ａ、Ｂと協同して行われてもよい。例えば、地域要求電力（ＡＲ）が閾値２以上である場合、地域要求電力（ＡＲ）は、算出手段Ａによる経済性配分により発電設備Ａ～Ｃにかかる発電設備９１に、算出手段Ｂによる制御性配分および経済性配分により発電設備Ｃ～Ｅにかかる発電設備９１に配分されるようにしてもよい。
［算出手段Ｄ］
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｄによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｄによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
ＡＲ配分部２６は、出力電力の出力変化速度および出力電力の調整コストに基づき算出された、発電設備９１ごとの制御性配分による出力電力、経済性配分による出力電力の按分比率により、発電設備９１の出力電力の制御を行う。
算出手段Ｃにおける地域要求電力（ＡＲ）の閾値付近では、制御により発電設備９１の出力電力が変化するため、頻繁に制御の対象となる発電設備９１が入れ替わる。このため、制御性能が劣化する可能性がある。制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分の按分比率により、各発電設備９１のデータｆ３（ＡＲ配分値）を算出し、制御の対象となる発電設備９１が頻繁に入れ替わることを抑制する
制御性配分、経済性配分の按分は（式２）に基づき算出される。各発電設備９１の出力変化速度Ｖｉと、調整コストＣｉに基づき、按分比率δにより制御性配分による出力電力、経済性配分により出力電力に対し重み付けを行う。δが１に近いほど出力変化速度の重みが大きくなり制御性配分が優先され、δが０に近いほど調整コストの重みが大きくなり、経済性配分が優先される。
・・・・・（式２）
・・・・・（式３）
・・・・・（式４）
ここで、
ＬＦＣ対象の発電機台数 Ｎ
各発電機の配分係数 Ｗｉ
パラメータ δ （０≦δ≦１）
配分前ＡＲ ＡＲ
各発電機のＡＲ配分量 ＡＲ配分量ｉ
各発電機の出力変化速度 出力変化速度ｉ
各発電機の調整コスト 調整コストｉ
ここで、
ＬＦＣ対象の発電機台数 Ｎ
各発電機の配分係数 Ｗｉ
パラメータ δ （０≦δ≦１）
配分前ＡＲ ＡＲ
各発電機のＡＲ配分量 ＡＲ配分量ｉ
各発電機の出力変化速度 出力変化速度ｉ
各発電機の調整コスト 調整コストｉ
制御性配分による出力電力、経済性配分による出力電力の按分比率により、データｆ３（ＡＲ配分値）が算出されるので、制御性と経済性を両立させた発電設備９１の制御を行うことができる。
地域要求電力（ＡＲ）の大きさに応じ、パラメータδが調整または選択されるようにしてもよい。算出手段Ｄによる配分は、算出手段Ａ、Ｂ、Ｃと協同して行われてもよい。例えば、発電設備９１のうち予め定められた発電設備９１に、算出手段Ｃにより地域要求電力（ＡＲ）が配分され、その余の発電設備９１に、算出手段Ａ、Ｂにより地域要求電力（ＡＲ）が配分されるようにしてもよい。
［算出手段Ｅ］
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｅによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む算出手段Ｅによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
ＡＲ配分部２６は、現在の出力電力と計画出力電力との差分に基づき決定された、発電設備の制御の優先順位に基づき、データｆ３（ＡＲ配分値）にかかる地域要求電力（ＡＲ）を配分し、発電設備９１の出力電力の制御を行う。
図１、図２に示すように、各エリアの中央給電指令所に配置された電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、ＡＲ平滑部２５によりデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に変換された地域要求電力（ＡＲ）を各発電設備９１に配分する。図９～図１２に基づき、地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１の優先順位について説明する。図９～図１２における発電設備Ａ～Ｅは、発電設備９１ａ～９１ｎのうち制御対象として選択された発電設備である。発電設備Ａ～Ｅは、それぞれ発電設備９１ａ～９１ｎのうちの複数を含んでいてもよい。
メリットオーダー方式により調整コストの順にデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を各発電設備９１に配分する場合において、発電計画値に近くなるようにデータｆ２（平滑後ＡＲ値）が配分されるほど、調整コストの精算額を小さくすることができる。発電計画値とは、各発電設備９１の出力電力の発電にかかる計画値であり、各エリアの発電事業者により作成される。発電計画値は、例えば発電の１時間より以前に作成される。
発電計画値に近くなるようにデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を配分することを目的とした、発電設備９１の配分の優先順位を設定する。つまり、発電設備９１の現在の出力電力と発電計画値の乖離の大きい順に、データｆ２（平滑後ＡＲ値）は、発電設備９１に配分される。
データｆ２（平滑後ＡＲ値）にかかる地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１の優先順位は、以下により決定される。
ＡＲが正（インバランス不足）：
現在出力値（Ｙ）＜発電計画値（Ｘ）である発電設備９１から優先して配分
ＡＲが負（インバランス余剰）：
現在出力値（Ｙ）＞発電計画値（Ｘ）である発電設備９１から優先して配分
ＡＲが正（インバランス不足）：
現在出力値（Ｙ）＜発電計画値（Ｘ）である発電設備９１から優先して配分
ＡＲが負（インバランス余剰）：
現在出力値（Ｙ）＞発電計画値（Ｘ）である発電設備９１から優先して配分
例えば、時刻に対する発電設備９１の出力電力を示す図１０において、時刻１～時刻４の各時刻における地域要求電力（ＡＲ）の配分は、図９に示す優先順位により行われる。図９、図１０において発電設備Ａの発電計画値をＸＡ、発電設備Ａの現在出力値をＹＡ、発電設備Ｂの発電計画値をＸＢ、発電設備Ｂの現在出力値ＹＢと記す。
また、地域要求電力（ＡＲ）が正の場合と、負の場合における、現在出力値と発電計画値の差分の大小関係と、地域要求電力（ＡＲ）の配分の優先順位との関係を図１１、図１２に示す。地域要求電力（ＡＲ）が正である場合、（発電計画値―現在出力値）が大きい発電設備９１の順に、地域要求電力（ＡＲ）が配分される。地域要求電力（ＡＲ）が負である場合、（現在出力値－発電計画値）が大きい発電設備９１の順に、地域要求電力（ＡＲ）が配分される。
時刻１において、地域要求電力（ＡＲ）は正であり、配分は発電設備９１Ａより、発電計画値（Ｘ）が現在出力値（Ｙ）より大きい発電設備９１Ｂに優先して配分れる。時刻２において、地域要求電力（ＡＲ）は負であり、配分は発電設備９１Ｂより、発電計画値（Ｘ）と現在出力値（Ｙ）の差分が大きい発電設備９１Ａに優先して配分れる。時刻３において、地域要求電力（ＡＲ）は正であり、配分は発電設備９１Ａより、発電計画値（Ｘ）が現在出力値（Ｙ）より大きい発電設備９１Ｂに優先して配分れる。時刻４において、地域要求電力（ＡＲ）は負であり、配分は発電設備９１Ｂより、発電計画値（Ｘ）と現在出力値（Ｙ）の差分が大きい発電設備９１Ａに優先して配分れる。
なお、制御の対象となる発電設備９１が、ＬＦＣにかかる制御のみではなく、ＥＤＣにかかる制御の対象とされている場合、発電計画値ではなく、ＥＤＣ値に基づき優先順位が設定されるようにしてもよい。
上記によれば、地域要求電力（ＡＲ）の符号に応じ、地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１の優先順位が設定されるので、発電計画値に近くなるように発電設備９１の出力電力が制御され、調整コストを低減することができる。算出手段Ｅによる配分は、算出手段Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄと協同して行われてもよい。
［算出手段Ｆ］
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む（式５）（式６）にかかる算出手段Ｆによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む（式５）（式６）にかかる算出手段Ｆによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
ＡＲ配分部２６は、発電設備９１ごとに定められた現在の出力電力と計画出力電力（発電計画値）との比率に基づき、データｆ３（ＡＲ配分値）にかかる地域要求電力（ＡＲ）を配分し、発電設備９１の出力電力の制御を行う。
図１、図２に示すように、各エリアの中央給電指令所に配置された電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、ＡＲ平滑部２５によりデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に変換された地域要求電力（ＡＲ）を各発電設備９１に配分する。発電目標値は、地域要求電力（ＡＲ）であるデータｆ３（ＡＲ配分値）の大きさに応じ、下記の（式５）または（式６）により算出される。
図６～８に示すように、地域要求電力（ＡＲ）であるデータｆ３（ＡＲ配分値）の大きさが、予め定められた閾値２未満である場合、発電目標値は、発電計画値に基づき（式５）により算出される。
発電目標値＝ＡＲ配分値＋発電計画値
・・・・・（式５）
図１３に示すように（式５）にかかる発電目標値は算出され、発電設備９１に指示される。
発電目標値＝ＡＲ配分値＋発電計画値
・・・・・（式５）
図１３に示すように（式５）にかかる発電目標値は算出され、発電設備９１に指示される。
図６～８に示すように、地域要求電力（ＡＲ）であるデータｆ３（ＡＲ配分値）の大きさが、予め定められた閾値２以上である場合、発電目標値は、現在出力値に基づき（式６）により算出される。
発電目標値＝ＡＲ配分値＋現在出力値
・・・・・（式６）
図１４に示すように（式６）にかかる発電目標値は算出され、発電設備９１に指示される。系統運用者により（式５）または（式６）による目標値指令値の算出が選択されるようにしてもよい。算出手段Ｆによる配分は、算出手段Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅと協同して行われてもよい。
発電目標値＝ＡＲ配分値＋現在出力値
・・・・・（式６）
図１４に示すように（式６）にかかる発電目標値は算出され、発電設備９１に指示される。系統運用者により（式５）または（式６）による目標値指令値の算出が選択されるようにしてもよい。算出手段Ｆによる配分は、算出手段Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅと協同して行われてもよい。
［算出手段Ｇ］
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む（式７）にかかる算出手段Ｇによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
発電設備９１の制御性を悪化させる可能性を回避するため、経済性配分と制御性配分を含む（式７）にかかる算出手段Ｇによりデータｆ３（ＡＲ配分値）の算出が行われる。
算出手段Ｆの（式５）により発電目標値が算出された場合、発電計画値に基づき発電目標値が算出されるので、調整コストの低減を行うことができる。しかしながら、算出された目標値指令値は、発電計画値から大きく外れることがないため、制御性に優れない場合がある。
算出手段Ｆの（式６）により発電目標値が算出された場合、現在出力値に基づき発電目標値が算出されるので、発電設備９１の出力電力は発電目標値に短時間で追従し、制御性に優れる。しかしながら、算出された目標値指令値は、発電計画値から大きく外れることがあるため、調整コストが増大する場合がある。つまり、（式５）による発電目標値の算出は制御性に優れない場合があり、（式６）による発電目標値の算出は経済性に優れない場合がある。
本実施形態では、制御性、経済性を両立させることを目的として、下記の（式７）により発電目標値の算出を行う。
発電目標値＝ＡＲ配分値＋（Ｋ１×現在出力値＋Ｋ２×発電計画値）／（Ｋ１＋Ｋ２）
・・・・・（式７）
図１５に示すように（式７）にかかる発電目標値は算出され、発電設備９１に指示される。
発電目標値＝ＡＲ配分値＋（Ｋ１×現在出力値＋Ｋ２×発電計画値）／（Ｋ１＋Ｋ２）
・・・・・（式７）
図１５に示すように（式７）にかかる発電目標値は算出され、発電設備９１に指示される。
（式７）においてＫ１、Ｋ２は感度係数である。Ｋ１が大きいほど現在出力値の比重が高くなり、制御性が優先されて発電目標値が算出される。Ｋ２が大きいほど発電計画値の比重が高くなり、経済性が優先されて発電目標値が算出される。感度係数Ｋ１、Ｋ２は、発電設備９１ごとに任意に設定される。
なお、制御の対象となる発電設備９１が、ＬＦＣにかかる制御のみではなく、ＥＤＣにかかる制御の対象とされている場合、発電計画値に代替し、ＥＤＣ値に基づき（式７）により発電目標値が算出されるようにしてもよい。
また、発電設備９１の上下限に対して上げ下げ余力を確保できるように、例えば（式８）（式９）により発電目標値が算出されるようにしてもよい。
発電目標値（上げ余力確保）＝ｍｉｎ（最大出力×Ｒｕｐ，発電目標値）
・・・・・（式８）
発電目標値（下げ余力確保）＝ｍａｘ（最小出力×Ｒｄｎ，発電目標値）
・・・・・（式９）
発電目標値（上げ余力確保）＝ｍｉｎ（最大出力×Ｒｕｐ，発電目標値）
・・・・・（式８）
発電目標値（下げ余力確保）＝ｍａｘ（最小出力×Ｒｄｎ，発電目標値）
・・・・・（式９）
（式８）におけるＲｕｐ、（式９）におけるＲｄｎは、Ｒｕｐ≦１．０、Ｒｄｎ≧１．０である予備力係数である。発電目標値が（式８）、（式９）により算出されることにより、発電設備９１の予備力が確保される。上げ調整は、調整コストが安価である発電設備９１、下げ調整は、調整コストが高価である発電設備９１により行われる。このような上げ調整、下げ調整により、最大最小出力への張り付きの回避が有効に行われる。
上記によれば、（式７）、（式８）または（式９）により制御性、経済性を両立させた発電目標値が算出される。算出手段Ｇによる配分は、算出手段Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆと協同して行われてもよい。
以上が、本実施形態にかかる電力需給制御システム１および電力需給制御装置２の動作である。
［１－３．効果］
（１）本実施形態によれば、電力需給制御装置２は、複数の発電設備９１により電力が供給される電力系統９の、周波数変化量、連系潮流電力変化量の少なくとも一方に基づき地域要求電力（ＡＲ）を算出するＡＲ算出部２４と、ＡＲ算出部２４により算出された地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解するＡＲ平滑部２５と、ＡＲ平滑部２５により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ）に基づき、複数の発電設備９１ごとの発電目標値を算出するＡＲ配分部２６と、を備え、ＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により複数の発電設備９１の発電目標値を算出するので、制御性を損なわずに、経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備９１に配分することができる電力需給制御装置２を提供することができる。
（１）本実施形態によれば、電力需給制御装置２は、複数の発電設備９１により電力が供給される電力系統９の、周波数変化量、連系潮流電力変化量の少なくとも一方に基づき地域要求電力（ＡＲ）を算出するＡＲ算出部２４と、ＡＲ算出部２４により算出された地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解するＡＲ平滑部２５と、ＡＲ平滑部２５により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ）に基づき、複数の発電設備９１ごとの発電目標値を算出するＡＲ配分部２６と、を備え、ＡＲ配分部２６は、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により複数の発電設備９１の発電目標値を算出するので、制御性を損なわずに、経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備９１に配分することができる電力需給制御装置２を提供することができる。
（２）本実施形態によれば、電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、ＡＲ平滑部２５により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ）の周波数に基づき、地域要求電力（ＡＲ）の周波数が、予め定められた周期未満である発電設備９１に対し、制御性配分により出力電力の制御を行い、予め定められた周期以上である発電設備９１に対し、経済性配分により出力電力の制御を行うので、制御性配分により制御される発電設備９１、経済性配分により制御される発電設備９１が適切に選択される。これにより制御性を損なわずに、経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備９１に配分することができる電力需給制御装置２を提供することができる。
（３）本実施形態によれば、ＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた閾値未満である場合、経済性配分により発電設備９１に対し出力電力の制御を行い、地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた閾値以上である場合、制御性配分により発電設備９１に対し出力電力の制御を行うので、地域要求電力（ＡＲ）の大きさに応じ、制御性配分、経済性配分が選択され、発電設備９１の応動特性に適した制御を行うことができる。
地域要求電力（ＡＲ）が大きい場合、出力変化速度比に基づく配分等による制御性配分により、地域要求電力（ＡＲ）は発電設備９１に配分され、発電設備９１の制御性の悪化を招くことを軽減することができる。地域要求電力（ＡＲ）が小さい場合、メリットオーダー方式に基づく配分等による経済性配分により、地域要求電力（ＡＲ）は発電設備９１に配分され、制御性と経済性を両立させた発電設備９１の制御を行うことができる。これにより制御性を損なわずに、経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備９１に配分することができる電力需給制御装置２を提供することができる。
（４）本実施形態によれば、電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた閾値未満である場合、発電計画値に基づき発電目標値を算出し、発電設備９１に対し出力電力の制御を行う。発電計画値に基づき発電目標値が算出されるので、調整コストの低減を行うことができる。
電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた閾値以上である場合、現在出力値に基づき発電目標値を算出し、発電設備９１に対し、出力電力の制御を行う。現在出力値に基づき発電目標値が算出されるので、発電設備９１の出力電力は発電目標値に短時間で追従することができる。これにより制御性を損なわずに、経済性に基づき地域要求電力（ＡＲ）を、各発電設備９１に配分することができる電力需給制御装置２を提供することができる。
（５）本実施形態によれば、電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、出力電力の出力変化速度および出力電力の調整コストに基づき算出された、発電設備９１ごとの制御性配分による出力電力、経済性配分による出力電力の按分比率により、発電設備９１の出力電力の制御を行う。制御性配分による出力電力、経済性配分による出力電力の按分比率により、データｆ３（ＡＲ配分値）が算出されるので、制御性と経済性を両立させた発電設備９１の制御を行うことができる。
（６）本実施形態によれば、電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、現在出力値と発電計画値との差分に基づき決定された、発電設備９１の制御の優先順位に基づき、発電設備９１の出力電力の制御を行う。これにより、地域要求電力（ＡＲ）の符号に応じ、地域要求電力（ＡＲ）が配分される発電設備９１の優先順位が設定されるので、発電計画値に近くなるように発電設備９１の出力電力が制御され、調整コストを低減することができる。
（７）本実施形態によれば、電力需給制御装置２のＡＲ配分部２６は、現在出力値と発電計画値との、発電設備９１ごとに定められた比率に基づき、発電設備９１の出力電力の制御を行う。これにより、発電目標値が現在出力値と発電計画値との比率に基づき算出され、発電設備９１の予備力が確保される。上げ調整は、調整コストが安価である発電設備９１、下げ調整は、調整コストが高価である発電設備９１により行われる。このような上げ調整、下げ調整により、出力淘汰の回避が有効に行われる。
［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。
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、発電設備９１は、火力、水力等の発電機であるものとした。しかしながら発電設備９１は、これに限られない。発電設備９１は、蓄電池やＤＲ等であってもよい。
（２）上記実施形態における、自然エネルギー発電設備９２は、太陽光発電装置、風力発電装置、海流発電装置、地熱発電装置であってもよい。
（３）上記実施形態では、入力部２１は、受信回路としたがこれに限られない。入力部２１は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。
（４）上記実施形態における電力系統９ｂは、複数の電力会社の電力系統（同期系統）により構成されたものであってもよい。
１・・・電力需給制御システム
２・・・電力需給制御装置
９，９ａ，９ｂ・・・電力系統
２１，２１ａ，２１ｂ，２１ｎ・・・入力部
２２，２２ａ，２２ｂ，２２ｎ・・・出力部
２３，２３ａ，２３ｂ，２３ｎ・・・目標値作成部
２４・・・ＡＲ算出部
２５・・・ＡＲ平滑部
２６・・・ＡＲ配分部
２７・・・リアルタイムＥＤＣ算出部
９１，９１ａ，９１ｂ，９１ｎ・・・複数の発電設備
９２，９２ａ，９２ｂ，９２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
９３・・・検出装置
９７，９７ａ，９７ｂ，９７ｎ・・・信号線
９８，９８ａ，９８ｂ，９８ｎ・・・信号線
２・・・電力需給制御装置
９，９ａ，９ｂ・・・電力系統
２１，２１ａ，２１ｂ，２１ｎ・・・入力部
２２，２２ａ，２２ｂ，２２ｎ・・・出力部
２３，２３ａ，２３ｂ，２３ｎ・・・目標値作成部
２４・・・ＡＲ算出部
２５・・・ＡＲ平滑部
２６・・・ＡＲ配分部
２７・・・リアルタイムＥＤＣ算出部
９１，９１ａ，９１ｂ，９１ｎ・・・複数の発電設備
９２，９２ａ，９２ｂ，９２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
９３・・・検出装置
９７，９７ａ，９７ｂ，９７ｎ・・・信号線
９８，９８ａ，９８ｂ，９８ｎ・・・信号線
Claims (6)
- 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、連系潮流電力変化量の少なくとも一方に基づき地域要求電力（ＡＲ）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）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前記地域要求電力（ＡＲ）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、
前記地域要求電力（ＡＲ）に応じ、制御性に基づき制御量の算出を行う制御性配分、経済性に基づき制御量の算出を行う経済性配分により前記複数の発電設備の前記発電目標値を算出し、
前記地域要求電力（ＡＲ）に応じて閾値２＞閾値１となる２つの閾値１、閾値２を予め定め、
前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値１未満である場合には、前記発電設備に対し出力電力の制御を行わず、
前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値１以上、前記閾値２未満である場合、経済性配分により前記発電設備に対し出力電力の制御を行い、
前記地域要求電力（ＡＲ）が前記閾値２以上である場合、制御性配分により前記発電設備に対し出力電力の制御を行う、
電力需給制御装置。 - 前記ＡＲ配分部は、前記ＡＲ平滑部により周波数分解された前記地域要求電力（ＡＲ）の周波数に基づき、前記地域要求電力（ＡＲ）の前記周波数が、予め定められた周期未満である前記発電設備に対し、制御性配分により出力電力の制御を行い、予め定められた周期以上である前記発電設備に対し、経済性配分により出力電力の制御を行う、
請求項１に記載の電力需給制御装置。 - 前記ＡＲ配分部は、前記地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた前記閾値２未満である場合、発電計画値に基づき発電目標値を算出し、前記発電設備に対し出力電力の制御を行い、前記地域要求電力（ＡＲ）が、予め定められた前記閾値２以上である場合、現在出力値に基づき発電目標値を算出し、前記発電設備に対し、出力電力の制御を行う、
請求項１または２に記載の電力需給制御装置。 - 前記ＡＲ配分部は、出力電力の出力変化速度および出力電力の調整コストに基づき算出された、前記発電設備ごとの制御性配分による出力電力、経済性配分による出力電力の按分比率により、前記発電設備の出力電力の制御を行う、
請求項１乃至３のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。 - 前記ＡＲ配分部は、現在出力値と発電計画値との差分に基づき決定された、前記発電設備の制御の優先順位に基づき、前記発電設備の出力電力の制御を行う、
請求項１乃至４のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。 - 前記ＡＲ配分部は、現在出力値と発電計画値との、前記発電設備ごとに定められた比率に基づき、前記発電設備の出力電力の制御を行う、
請求項１乃至４のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2020023080A JP7286566B2 (ja) | 2020-02-14 | 2020-02-14 | 電力需給制御装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2020023080A JP7286566B2 (ja) | 2020-02-14 | 2020-02-14 | 電力需給制御装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2021129433A JP2021129433A (ja) | 2021-09-02 |
| JP7286566B2 true JP7286566B2 (ja) | 2023-06-05 |
Family
ID=77489141
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2020023080A Active JP7286566B2 (ja) | 2020-02-14 | 2020-02-14 | 電力需給制御装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7286566B2 (ja) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2011114899A (ja) | 2009-11-25 | 2011-06-09 | Fuji Electric Systems Co Ltd | 負荷周波数制御方法及び負荷周波数制御装置 |
| JP2011193643A (ja) | 2010-03-15 | 2011-09-29 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 電力供給システムの制御方法、及び電力供給システム |
| JP2014204577A (ja) | 2013-04-05 | 2014-10-27 | 株式会社東芝 | 電力系統の需給制御システム及び需給制御装置 |
| JP2019030151A (ja) | 2017-08-01 | 2019-02-21 | 株式会社東芝 | 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 |
| JP2019187099A (ja) | 2018-04-10 | 2019-10-24 | 株式会社東芝 | 電力需給制御システム、電力需給制御用プログラム及び電力需給制御方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS59123431A (ja) * | 1982-12-28 | 1984-07-17 | 株式会社東芝 | 周波数制御装置 |
-
2020
- 2020-02-14 JP JP2020023080A patent/JP7286566B2/ja active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2011114899A (ja) | 2009-11-25 | 2011-06-09 | Fuji Electric Systems Co Ltd | 負荷周波数制御方法及び負荷周波数制御装置 |
| JP2011193643A (ja) | 2010-03-15 | 2011-09-29 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 電力供給システムの制御方法、及び電力供給システム |
| JP2014204577A (ja) | 2013-04-05 | 2014-10-27 | 株式会社東芝 | 電力系統の需給制御システム及び需給制御装置 |
| JP2019030151A (ja) | 2017-08-01 | 2019-02-21 | 株式会社東芝 | 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 |
| JP2019187099A (ja) | 2018-04-10 | 2019-10-24 | 株式会社東芝 | 電力需給制御システム、電力需給制御用プログラム及び電力需給制御方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2021129433A (ja) | 2021-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6892349B2 (ja) | 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 | |
| US9778627B2 (en) | Method of controlling a power network | |
| CN105046395B (zh) | 一种含多类型新能源的电力系统日内滚动计划编制方法 | |
| CN109787282A (zh) | 一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法和系统 | |
| JP7143105B2 (ja) | 電力需給制御システム、電力需給制御用プログラム及び電力需給制御方法 | |
| JP5501293B2 (ja) | 配電系統の制御システムおよび制御方法 | |
| JP6075116B2 (ja) | 需給制御装置 | |
| CN113364055B (zh) | 一种源网荷储网络化协调频率控制方法 | |
| Tur et al. | Impact of demand side management on spinning reserve requirements designation | |
| CN108258733A (zh) | 新能源电力系统运行的多源协调调度和控制域的划分方法 | |
| CN110348610A (zh) | 一种基于技术型虚拟电厂的配电网阻塞管理方法 | |
| Aziz et al. | Issues and mitigations of wind energy penetrated network: Australian network case study | |
| JP7285053B2 (ja) | 電力需給制御装置、電力需給制御システムおよび電力需給制御方法 | |
| CN105490268A (zh) | 一种交直流互联电网的负荷跟踪方法及系统 | |
| JP7286566B2 (ja) | 電力需給制御装置 | |
| JP6794248B2 (ja) | 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 | |
| JP5802469B2 (ja) | 電力系統負荷周波数制御システム及びプログラム | |
| CN111242438A (zh) | 自备电厂发用电资源灵活性调节能力的评估方法及系统 | |
| Rabbanifar et al. | Stochastic multi-objective security-constrained market-clearing considering static frequency of power system | |
| JP2020022320A (ja) | 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 | |
| CN115935619A (zh) | 基于需求响应的主动配电网日前低碳调度方法及装置 | |
| JP2023084240A (ja) | 広域需給調整装置、広域需給調整システム、広域需給調整装置用コンピュータプログラムおよび広域需給調整方法 | |
| JP7366727B2 (ja) | 電力需給制御装置 | |
| JP7242466B2 (ja) | 電力需給制御装置、電力需給制御プログラムおよび電力需給制御方法 | |
| Khatir et al. | Literature survey on fundamental issues of frequency control reserve (FCR) provision |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20220315 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20221223 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20230124 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20230327 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20230425 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20230524 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7286566 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |