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特開2022-165295電力需給調整システム、電力需給調整方法、電力需給調整用プログラム及びその記録媒体
(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2022165295
(43)【公開日】2022-10-31
(54)【発明の名称】電力需給調整システム、電力需給調整方法、電力需給調整用プログラム及びその記録媒体
(51)【国際特許分類】
H02J 3/24 20060101AFI20221024BHJP
H02J 3/00 20060101ALI20221024BHJP
H02J 13/00 20060101ALI20221024BHJP
【ＦＩ】
H02J3/24
H02J3/00 180
H02J3/00 170
H02J13/00 311R
H02J13/00 301A
【審査請求】未請求
【請求項の数】9
【出願形態】ＯＬ
(21)【出願番号】P 2021070610
(22)【出願日】2021-04-19
(71)【出願人】
【識別番号】000003078
【氏名又は名称】株式会社東芝
(71)【出願人】
【識別番号】317015294
【氏名又は名称】東芝エネルギーシステムズ株式会社
(74)【代理人】
【識別番号】100081961
【弁理士】
【氏名又は名称】木内 光春
(74)【代理人】
【識別番号】100112564
【弁理士】
【氏名又は名称】大熊 考一
(74)【代理人】
【識別番号】100163500
【弁理士】
【氏名又は名称】片桐 貞典
(74)【代理人】
【識別番号】230115598
【弁護士】
【氏名又は名称】木内 加奈子
(72)【発明者】
【氏名】廣政 勝利
(72)【発明者】
【氏名】村上 好樹
(72)【発明者】
【氏名】市川 量一
【テーマコード（参考）】
5G064
5G066
【Ｆターム（参考）】
5G064AA04
5G064AC09
5G064AC11
5G064CB08
5G064CB12
5G064CB13
5G064DA02
5G064DA03
5G066AA01
5G066AA03
5G066AA04
5G066AA09
5G066AB02
5G066AD20
5G066AE04
5G066AE09
5G066HA13
5G066HA15
5G066HB01
5G066HB03
5G066HB06
5G066HB09
5G066JA05
(57)【要約】 （修正有）
【課題】発電機の出力振動を抑制して経済性と制御性の両立を図り、一般送配電事業者の安定供給に有効な電力需給調整システム、電力需給調整方法、電力需給調整用プログラム及びその記録装置を提供する。
【解決手段】電力系統需給調整システムは、電力系統に接続される発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格データベース２１と、価格データベース２１から各発電機の価格を取り込み各発電機の価格の関数に従って発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分するＡＲ配分部２６と、発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算部３２と、リアルタイムＥＤＣ値とＡＲの配分結果から目標指令値を作成する指令値作成部２２と、を備える。
【選択図】図１
【解決手段】電力系統需給調整システムは、電力系統に接続される発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格データベース２１と、価格データベース２１から各発電機の価格を取り込み各発電機の価格の関数に従って発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分するＡＲ配分部２６と、発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算部３２と、リアルタイムＥＤＣ値とＡＲの配分結果から目標指令値を作成する指令値作成部２２と、を備える。
【選択図】図１
【特許請求の範囲】
【請求項1】
電力系統において周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を検出する検出部と、
電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定部と、
前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算部と、
前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑部と、
電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格データベースと、
前記価格データベースから前記価格を取り込み前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分部と、
前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算部と、
前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成部と、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送部と、を備えた電力需給調整システム。
電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定部と、
前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算部と、
前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑部と、
電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格データベースと、
前記価格データベースから前記価格を取り込み前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分部と、
前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算部と、
前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成部と、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送部と、を備えた電力需給調整システム。
【請求項2】
前記価格データベースは、予め設定された前記発電機の計画出力を基に設定された前記価格を格納する請求項１に記載の電力需給調整システム。
【請求項3】
前記価格データベースは、複数の前記発電機に設定された価格に対してつけられる価格の順位あるいは当該順位の単調増加関数値を格納し、
前記ＡＲ配分部は、前記順位あるいは前記単調増加関数値に基づいて前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する請求項１または２に記載の電力需給調整システム。
前記ＡＲ配分部は、前記順位あるいは前記単調増加関数値に基づいて前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する請求項１または２に記載の電力需給調整システム。
【請求項4】
前記発電機の単位時間当たりの平均出力を求める平均出力算出部を備え、
前記ＡＲ配分部は、前記平均出力に対応した価格の関数に従って、前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する請求項１～３のいずれかに記載の電力需給調整システム。
前記ＡＲ配分部は、前記平均出力に対応した価格の関数に従って、前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する請求項１～３のいずれかに記載の電力需給調整システム。
【請求項5】
前記価格を線形近似した近似価格を求める近似価格算出部を備え、
前記ＡＲ配分部は、前記近似価格の関数に従って、前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する請求項１～４のいずれかに記載の電力需給調整システム。
前記ＡＲ配分部は、前記近似価格の関数に従って、前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する請求項１～４のいずれかに記載の電力需給調整システム。
【請求項6】
予め設定された計画値から各発電機に配分される前記地域要求電力（AR）を積み上げて前記目標指令値に達するか否かを判定する判定部を備え、
前記指令値作成部は、
前記判定部が前記目標指令値に達すると判定した時、前記計画値を用いて前記目標指令値を作成し、
前記判定部が前記目標指令値に達しないと判定した時、前記発電機の現在出力を取り込んで当該現在出力を用いて前記目標指令値を作成する請求項１～５のいずれかに記載の電力需給調整システム。
前記指令値作成部は、
前記判定部が前記目標指令値に達すると判定した時、前記計画値を用いて前記目標指令値を作成し、
前記判定部が前記目標指令値に達しないと判定した時、前記発電機の現在出力を取り込んで当該現在出力を用いて前記目標指令値を作成する請求項１～５のいずれかに記載の電力需給調整システム。
【請求項7】
電力系統において周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を検出する検出ステップと、
電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定ステップと、
前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算ステップと、
前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑ステップと、
電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格格納ステップと、
前記価格データベースから前記価格を取り込み前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分ステップと、
前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算ステップと、
前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成ステップと、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送ステップと、をコンピュータが実行する電力需給調整方法。
電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定ステップと、
前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算ステップと、
前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑ステップと、
電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格格納ステップと、
前記価格データベースから前記価格を取り込み前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分ステップと、
前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算ステップと、
前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成ステップと、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送ステップと、をコンピュータが実行する電力需給調整方法。
【請求項8】
電力需給調整システムが備えるコンピュータ用の電力需給調整用プログラムであって、
電力系統において周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を検出する検出ステップと、
電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定ステップと、
前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算ステップと、
前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑ステップと、
電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格格納ステップと、
前記価格データベースから前記価格を取り込み前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分ステップと、
前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算ステップと、
前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成ステップと、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送ステップと、をコンピュータに実行させる電力需給調整用プログラム。
電力系統において周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を検出する検出ステップと、
電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定ステップと、
前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算ステップと、
前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑ステップと、
電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格格納ステップと、
前記価格データベースから前記価格を取り込み前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分ステップと、
前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算ステップと、
前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成ステップと、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送ステップと、をコンピュータに実行させる電力需給調整用プログラム。
【請求項9】
請求項８に記載の電力需給調整用プログラムを記録した記録媒体。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、電力系統の需給調整を行う電力需給調整システム、電力需給調整方法、電力需給調整用プログラム及びその記録媒体に関する。
【背景技術】
【0002】
現在、一般送配電事業者の法的分離に伴って、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導入が予定されている。需給調整市場の設計に当たっては、市場運営の中立性と価格の透明性の確保、市場メカニズムを活用した効率的な需給調整の実現、必要な調整力の安定的な調達という要件を満たす必要がある。
【0003】
そのため、需給調整市場価格の公開、調整コストに基づく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(以下、ＤＲと記す)の活用、調整の柔軟性が高い電源（周波数調整用の電源）が評価される仕組み等が検討されている。特に、調整力の調達と調整力の運用については、需給調整市場の導入を円滑に進める観点から公平性と透明性の確保が不可欠であり、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場からメリットオーダーによる需給調整が重要である。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0004】
【特許文献1】特許第3930218号
【特許文献2】特許第4856468号
【特許文献3】特願2015-184056号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0005】
現状では、地域要求量（AR）を各発電機に配分する際、出力変化速度比等による発電機の応答特性を生かした配分により、制御性を優先しているが、今後は、メリットオーダーを導入することで調整コストに応じた配分となるため、経済性と制御性はトレードオフの関係になり、制御性の低下に繋がる可能性がある。なお、ここで言う需給調整のための発電機は、火力、水力機等の通常の発電機だけではなく、蓄電池やＤＲ等の電源も含まれるものとする。
【0006】
本発明の実施形態は上記事情に鑑みてなされたものであり、経済性と制御性の両立を図ると共に、発電機の出力振動を抑制して一般送配電事業者の安定供給に有効な電力需給調整システム、電力需給調整方法、電力需給調整用プログラム及びその記録媒体の提供を目的としている。
【課題を解決するための手段】
【0007】
上記課題を達成するために、本実施形態に係る電力需給調整システムは、次の構成要素を備える。
(１)電力系統において周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を検出する検出部。
(２)電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定部。
(３)前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算部。
(４)前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑部。
(５)電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格データベース。
(６)前記価格データベースから前記価格を取り込み前記発電機の出力の変動により生じる前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分部。
(７)前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算部。
(８)前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成部。
(９)前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送部。
(１)電力系統において周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を検出する検出部。
(２)電力系統における融通電力量（P0）を設定する設定部。
(３)前記周波数変化量（ΔF）と前記連系線潮流変化量（ΔPT）と前記融通電力量（P0）とを用いて地域要求電力（AR）を算出するＡＲ計算部。
(４)前記地域要求電力（AR）を平滑化するＡＲ平滑部。
(５)電力系統に接続された発電機毎または発電機の出力毎に関数で設定された価格を格納する価格データベース。
(６)前記価格データベースから前記価格を取り込み前記発電機の出力の変動により生じる前記価格の関数に従って前記発電機に前記地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分部。
(７)前記発電機のリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ計算部。
(８)前記リアルタイムＥＤＣ値と前記地域要求電力（AR）の配分結果から目標指令値を作成する指令値作成部。
(９)前記発電機に前記目標指令値を伝送する指令値伝送部。
【0008】
本発明の実施形態は、上記構成要素の動作をコンピュータが実行する電力需給調整方法、上記構成要素の動作をコンピュータに実行させる電力需給調整用プログラム及び電力需給調整用プログラムの記録媒体として捉えることもできる。
【図面の簡単な説明】
【0009】
【図1】第１の実施形態における電力系統需給調整システムの構成図
【図2】第１の実施形態における需給調整処理を示すフローチャート
【図3】メリットオーダーに従ったＬＦＣモデルの概要を示す図
【図4】価格差をベースにした配分方法（左：下げ指令時、右：上げ指令時）を示す図
【図5】各発電機の上げ調整価格（Up）および下げ調整価格（Down）を示す図
【図6】上げ調整価格（V1）および下げ調整価格（V2）と発電機現在値（PNOW）／計画値（PPLAN）の例を示す図
【図7】現在出力の変化に伴う価格の遷移を示す図
【図8】計画値の変化に伴う価格の遷移を示す図
【図9】上げ指令時の価格差と価格順位に伴う配分係数を示す図
【図10】下げ指令時の価格差と価格順位に伴う配分係数を示す図
【図11】第４の実施形態における電力系統需給調整システムの要部構成図
【図12】第４の実施形態の変形例において30分毎に平均化の起点を定めた場合の例を示す図
【図13】第５の実施形態における電力系統需給調整システムの要部構成図
【図14】上げ調整（V1）価格／下げ調整（V2）の直線近似の例を示す図
【図15】メリットオーダーリストの合成合法（計画値基準）を示す図
【図16】メリットオーダーリストの合成合法（現在値基準）を示す図
【図17】第６の実施形態における電力系統需給調整システムの要部構成図
【発明を実施するための形態】
【0010】
(第１の実施形態)
[構成]
図１を参照して、電力需給調整システムに係る第１の実施形態を説明する。第１の実施形態は、電力需給調整システムを構成する各構成要素の動作をコンピュータが実行する電力需給調整方法、あるいは各構成要素の動作をコンピュータに実行させる電力需給調整用プログラム及び電力需給調整用プログラムの記録媒体として捉えることもできる。
[構成]
図１を参照して、電力需給調整システムに係る第１の実施形態を説明する。第１の実施形態は、電力需給調整システムを構成する各構成要素の動作をコンピュータが実行する電力需給調整方法、あるいは各構成要素の動作をコンピュータに実行させる電力需給調整用プログラム及び電力需給調整用プログラムの記録媒体として捉えることもできる。
【0011】
図１は第１の実施形態の構成図である。図１中の符号のうち、１は電力系統、２は計算機、３は他系統、４は連系線、５はＭＭＩ（マンマシンインターフェース）を示す。電力系統１は他系統３との間で連系線４を介して連系されている。
【0012】
電力系統１には複数の発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎ(略して発電機Ｇとも記載)が接続されている。発電機Ｇは、発電機Ｇ単体だけではなく、発電機Ｇを含む発電ユニットとして捉えても良い。発電機Ｇの種類としては、例えば水力機等の高速機、石油火力機等の中速機、石炭火力機等の低速機等があり、さらには蓄電池やＤＲ等でもよい。
【0013】
電力系統１には自然エネルギーを利用する自然エネルギー発電ユニット(略して自然エネルギー発電ユニットとも記載)が並列に接続されていてもよい。自然エネルギー発電ユニットとしては例えば、太陽光発電ユニット、風力発電、海流発電、地熱発電等がある。また、電力系統１には電力系統１にて周波数変化量（ΔF）を検出するΔF検出部７と、連系線潮流変化量（ΔPT）を検出するΔPT検出部８と、電力系統１における融通電力量（P0）を設定する設定部９が設けられている。ΔF検出部７およびΔPT検出部８はそれぞれ、検出した周波数変化量（ΔF）および連系線潮流変化量（ΔPT）を計算機２に送信し、設定部９は設定した融通電力量（P0）を計算機２に送信するようになっている。
【0014】
計算機２はコンピュータなどから構成され、電力監視制御を行う制御室等に設置されている。計算機２には、発電機出力入力部２０１～２０ｎ(略して発電機出力入力部２０とも記載)と、各発電機Ｇへの目標指令値を作成する指令値作成部２２１～２２ｎ(略して指令値作成部２２とも記載)と、各発電機Ｇへ目標指令値を伝送する指令値伝送部２３１～２３ｎ(略して指令値伝送部２３とも記載)とが設けられている。
【0015】
各発電機Ｇと計算機２とは検出用の信号線１１と制御用の信号線１２を介して、夫々の計算機２内の発電機出力入力部２０と指令値伝送部２３に接続されている。発電機出力入力部２０からの情報は指令値作成部２２に伝送され、その後、指令値作成部２２にて各発電機Ｇへの目標指令値が作成されて、指令値伝送部２３によって各発電機Ｇに伝送される。
【0016】
計算機２には、価格データベース２１、ＡＲ計算部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ計算部３２が設けられている。価格データベース２１は、電力系統１に接続される発電機Ｇ毎または発電機Ｇの出力毎に関数で設定された価格(以下、単に発電機Ｇの価格とも記す)を格納する記憶部である。発電機Ｇ毎または発電機Ｇの出力毎に関数で設定された価格は、例えば離散的につまり階段状に設定されている。第１の実施形態では、価格データベース２１に格納される価格として、発電機Ｇの現在出力に対応した価格が格納されている。なお、価格データベース２１は計算機２内に設けられても良いし、計算機２の外部、例えばクラウド等に設けられても良い。
【0017】
ＡＲ計算部２４は、周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）と融通電力量（P0）とを入力し、これらを用いて地域要求電力（AR）を算出する。ＡＲ平滑部２５は、ＡＲ計算部２４が算出した地域要求電力（AR）を入力して、これを平滑化する。ＡＲ配分部２６は、価格データベース２１から発電機Ｇの価格を取り込み、価格の関数に従って発電機Ｇ毎に平滑化した地域要求電力（AR）を配分して、地域要求電力（AR）の配分結果を指令値作成部２２に入力する。
【0018】
リアルタイムＥＤＣ計算部３２は、発電機Ｇ毎のリアルタイムＥＤＣ値を算出して、リアルタイムＥＤＣ値を指令値作成部２２に入力する。現在値を基準とする場合、指令値作成部２２は、各発電機Ｇの出力信号とリアルタイムＥＤＣ値と地域要求電力（AR）の配分結果とを入力して、これらから各発電機Ｇに対する目標指令値を作成する。計画値を基準とした場合は、指令値作成部２２は、各発電機Ｇの計画値とリアルタイムＥＤＣ値と地域要求電力（AR）の配分結果とを入力して、これらから各発電機Ｇに対する目標指令値を作成する。指令値伝送部２３は、指令値作成部２２の作成した目標指令値を各発電機Ｇに伝送する。
【0019】
(需給調整の概要)
ＥＤＣとは、経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatch）のことである。このＥＤＣと負荷周波数制御（ＬＦＣ:Load Frequency Control、以下ＬＦＣ）とを合わせて需給調整と呼ぶこととする。以下、需給調整の概要について説明する。
ＥＤＣとは、経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatch）のことである。このＥＤＣと負荷周波数制御（ＬＦＣ:Load Frequency Control、以下ＬＦＣ）とを合わせて需給調整と呼ぶこととする。以下、需給調整の概要について説明する。
【0020】
電力系統の需要（負荷）は、季節的・時間的・瞬間的に時々刻々絶えず変動している。その負荷変動については、変化幅の小さい種々の振動と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、数分周期までの微小変動分のサイクリック分、数分から10数分程度までの短周期変動分のフリンジ分、及び、10数分以上の長周期変動分のサステンド分の主に３つの成分に分けられる。
【0021】
サイクリック分にて数分程度の周期変動のものはガバナフリー運転する発電所の調速機の特性を適正にすることで調整可能だが、フリンジ分のような変動周期が10数分までの負荷変動については、ＬＦＣにより、周波数偏差、電力変動量を検出して発電機の出力を調整する。また、サステンド分は、１日の負荷曲線によって支配される変化の一部と考えることができるため、発電所の経済運用が主体となり、ＥＤＣによる給電調整を行う。
【0022】
ＬＦＣの最大の目的は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持すること、また、ＥＤＣにおいては最経済となるような運用計画を行うことである。ＬＦＣは、中央給電指令所にて系統の周波数や他系統との連系線潮流の変化に応じて、電力系統に接続される各発電機の出力調整の指令を行う。この出力調整の指令は全ての発電機に対して出されるのではなく、速い出力変動を行っても問題とならない石油焚き火力発電ユニットや水力ユニットに対して出され、原子力ユニットや石炭焚き火力ユニット、さらには運用上の理由で出力変動を避けたい発電ユニット(発電機を含み、電力系統に電力を供給する電力供給設備)には、出力調整の指令は出されないのが一般的である。
【0023】
(ＬＦＣ)
このように、ＬＦＣでは中央給電指令所から指令が出されるため、実際に発電機の出力が変化するまでには数十秒程度の遅れがあるのが一般的である。ＬＦＣには、次の３方式があるが、日本の殆どの電力会社にて（3）のTBC方式が行われている。
このように、ＬＦＣでは中央給電指令所から指令が出されるため、実際に発電機の出力が変化するまでには数十秒程度の遅れがあるのが一般的である。ＬＦＣには、次の３方式があるが、日本の殆どの電力会社にて（3）のTBC方式が行われている。
【0024】
（1）周波数変化量（ΔF）を検出して、ΔFを少なくするように発電ユニットの出力を調整し、系統周波数のみを規定値に保とうとする定周波数制御方式（FFC方式）
（2）連系線潮流変化量（ΔPT）を検出して、ΔPTを少なくするように発電ユニットの出力を調整し、連系線潮流のみを規定値に保とうとする定連系電力制御（FTC方式）
（3）周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）とを検出し、これらから地域要求電力（AR）を算出し、その量に応じて発電ユニットの出力を調整する周波数バイアス連係線電力制御（TBC方式）
（2）連系線潮流変化量（ΔPT）を検出して、ΔPTを少なくするように発電ユニットの出力を調整し、連系線潮流のみを規定値に保とうとする定連系電力制御（FTC方式）
（3）周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）とを検出し、これらから地域要求電力（AR）を算出し、その量に応じて発電ユニットの出力を調整する周波数バイアス連係線電力制御（TBC方式）
【0025】
TBC方式のＬＦＣは、次のような手順にて行われる。
［1］周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を用いて地域要求電力（AR）を（ａ）式を用いて算出する。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ …(ａ)
ここでＡＲ：地域要求量［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ/Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流偏差［ＭＷ］
自系統に流入する潮流がプラス方向
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必要がある。逆に、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必要がある。
［1］周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）を用いて地域要求電力（AR）を（ａ）式を用いて算出する。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ …(ａ)
ここでＡＲ：地域要求量［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ/Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流偏差［ＭＷ］
自系統に流入する潮流がプラス方向
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必要がある。逆に、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必要がある。
【0026】
［2］地域要求電力（AR）をフィルタリングする際には、過去の地域要求電力（AR）を用いて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（例えば出力変化速度の遅い火力機）と高速機（例えば、出力変化速度の速い水力機）にて分担する。その他、地域要求電力（AR）を周波数分解し、周期成分の短いものは低速機にて分担、周期成分の長いものは高速機にて分担するような方法もある。
【0027】
［3］フィルタリング、または周波数分解した地域要求電力（AR）を各発電ユニットへ配分する際には、低速機、高速機別に需給調整が行われている全ての発電ユニットに対して、その発電ユニットの出力変化速度比あるいは、出力余裕比等にて配分する。
【0028】
［4］各発電ユニットの目標指令値を算出する際には、配分された地域要求電力（AR）と、ＥＤＣにて算出したリアルタイムＥＤＣ値、または、現在出力を足し合わせる等により算出する。また、目標指令値には、ある基準値以上を逸脱しないように上下限値が設けられている場合もある。
【0029】
［5］各発電ユニットが中央給電指令所からの目標指令値を受取り、各発電ユニットの出力が変動し、その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。
［6］手順［1］に戻る。
［6］手順［1］に戻る。
【0030】
(ＥＤＣ)
ＥＤＣは、１日の負荷曲線に見られるゆっくりした大きな変化に対して中央給電指令所にて各発電機の出力調整の指令を行う。このゆっくりした負荷変化は過去の経験からかなりの精度で予測することができる。この予測された負荷に対して最も低コスト、すなわち、燃料費が少なくなるように、発電ユニットの出力を決定するのが一般的である。最も一般的な手法は、等増分燃料費則（等λ法）となる。
ＥＤＣは、１日の負荷曲線に見られるゆっくりした大きな変化に対して中央給電指令所にて各発電機の出力調整の指令を行う。このゆっくりした負荷変化は過去の経験からかなりの精度で予測することができる。この予測された負荷に対して最も低コスト、すなわち、燃料費が少なくなるように、発電ユニットの出力を決定するのが一般的である。最も一般的な手法は、等増分燃料費則（等λ法）となる。
【0031】
以下、日本の殆どの電力会社にて行われている等λ法の実施例について説明する。ＥＤＣは各電力会社の中央給電指令所から、各発電ユニットに対して出力調整のために発電ユニット指令を行うものであり、以下の手順にて行われている。
【0032】
［1］λの初期値を設定する。
［2］λに等しくなる各発電ユニットの出力を計算する。もし、この値が最小出力を下回っていれば、最小出力に、最大出力を上回っていれば、最大出力に設定する。
［3］発電ユニットの出力の総和を計算する。
［2］λに等しくなる各発電ユニットの出力を計算する。もし、この値が最小出力を下回っていれば、最小出力に、最大出力を上回っていれば、最大出力に設定する。
［3］発電ユニットの出力の総和を計算する。
【0033】
［4］出力の総和が負荷を下回っていれば、λを大きく、逆に出力の総和が負荷を上回っていれば、λを小さくする。
［5］上記の［2］～［4］を出力の総和と負荷が十分に近づくまで繰り返す。
上記のような方式にて、発電機の出力を調整することにより、系統全体の周波数、ならびに電力会社間の連系線潮流を規定値に近づける制御を行っている。
［5］上記の［2］～［4］を出力の総和と負荷が十分に近づくまで繰り返す。
上記のような方式にて、発電機の出力を調整することにより、系統全体の周波数、ならびに電力会社間の連系線潮流を規定値に近づける制御を行っている。
【0034】
[作用]
図２は、第１の実施形態において、ＡＲ配分処理を示すフローチャートである。先ず、電力系統１から検出された周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）とが計算機２内のＡＲ計算部２４に入力され、ここで地域要求電力（AR）が計算される（ステップＳ２０）。次いで、ＡＲ平滑部２５によって地域要求電力（AR）が平滑化される（ステップＳ２１）。
図２は、第１の実施形態において、ＡＲ配分処理を示すフローチャートである。先ず、電力系統１から検出された周波数変化量（ΔF）と連系線潮流変化量（ΔPT）とが計算機２内のＡＲ計算部２４に入力され、ここで地域要求電力（AR）が計算される（ステップＳ２０）。次いで、ＡＲ平滑部２５によって地域要求電力（AR）が平滑化される（ステップＳ２１）。
【0035】
そして、ＡＲ配分部２６にて各発電機Ｇに対して地域要求電力（AR）の配分値が求められ（ステップＳ２２）、リアルタイムＥＤＣ計算部３２にて各発電機ＧのＥＤＣ値が求められる（ステップＳ２０４）。指令値作成部２２には、地域要求電力（AR）と、各発電機ＧのＥＤＣ値が入力されて目標指令値が作成される（ステップＳ２３）。その後、指令値伝送部２３により目標指令値が伝送され（ステップＳ２４）、各発電機Ｇに目標指令値が出される（ステップＳ２５）
【0036】
図１、図２に示したように、第１の実施形態では、平滑化後の地域要求電力（AR）を各発電機Ｇに配分することとなる。第１の実施形態に係るＡＲ配分部２６では、地域要求電力（AR）の配分に際して、従来行われていた出力変化速度比あるいは出力余裕比に用いるのではなく、価格データベース２１から発電機Ｇの価格を取り込み、この価格の関数に従って配分している。より詳しくは、発電機Ｇの出力変動により生じる発電機Ｇの価格差をベースとした関数を用いることにより地域要求電力（AR）を配分している。このような地域要求電力（AR）の配分方式は、発電機Ｇの出力に対応した価格つまり調整コストを安い順に選ぶことができ、メリットオーダーに従った配分方式であると言える。
【0037】
以下、平滑後の地域要求電力（AR）をメリットオーダーに従って各発電機Ｇに配分する方法について、具体的に説明する。ＬＦＣの制御指令値を配分する基準としては、計画値を配分する方法と、現在出力を配分する方法とがある。
【0038】
図３は、ＬＦＣモデルの概要を示している。図３に示すように、ＬＦＣ配分量（ΔP）から制御周期間の変化量制約を考慮した後の値（ΔP’）が各発電機Ｇの計画値（PPLAN）あるいは現在出力（PNOW）に配分されて、目標指令値が決められる。平滑化後の地域要求電力（AR）が大きい場合、各発電機Ｇに配分された配分量（ΔP）は各発電機Ｇの出力変化可能量より大きい場合もある。この場合、各発電機Ｇは現在出力から動ける範囲で応答することになる。
【0039】
次の式(１)は、各発電機Ｇにおける地域要求電力（AR）の配分の重みを示している。
（1）
【0040】
ここで、式(１)左辺側に示した「Ｖ~ｉ」は、各発電機Ｇの出力に対して設定された価格の関数である。各発電機Ｇへの地域要求電力（AR）の配分量は、地域要求電力と各発電機Ｇにおける配分の重みとの積［ＡＲ×ｗｉ］で計算されており、これを発電機Ｇの現在出力（現在値）または計画出力（EDC指令値又はBG計画値）に加えて、目標指令値が作成されることになる。
【0041】
メリットオーダーに従った配分方式とするためには、価格の関数であるＶ~ｉは、上げ指令時には価格が安いほど大きくなり、反対に下げ指令時には価格が高いほど大きくなるように決める必要がある。上述したように、第１の実施形態のＡＲ配分部２６では、価格データベース２１から発電機Ｇの価格を取り込み、価格の関数に従って発電機Ｇ毎に平滑化した地域要求電力（AR）を配分するが、先に述べたように、発電機Ｇの出力変動により生じる発電機Ｇの価格差をベースとした関数を用いることにより地域要求電力（AR）を配分している。すなわち、上記の式(１)と下記の式(２)～式(５)を用いてことで、上げ指令時は価格が小さい(つまり安い)発電機Ｇほど、価格差が大きくなり、配分の重みが大きくなる。反対に、下げ指令時は価格が大きい(つまり高い)発電機Ｇほど、価格差が大きくなり、配分の重みが大きくなる。
【0042】
（上げ指令時）
（2）
（3）
【0043】
（下げ指令時）
（4）
（5）
Nは使用する発電機Ｇの台数、VMAXは各発電機Ｇの現在値（現在出力）に対応する価格の最大値、VMINは最小値である。
Nは使用する発電機Ｇの台数、VMAXは各発電機Ｇの現在値（現在出力）に対応する価格の最大値、VMINは最小値である。
【0044】
図４において、右側は上げ指令時の価格差、左側は下げ指令時の価格差を示している。図４において、上下の両端に矢印のある線分の長さが価格差を示すことになる。図４から明らかなように、上げ指令時は価格の安い発電機Ｇほど価格差が大きくなって価格の安い発電機の方が優先されることになる。反対に、下げ指令時は価格の高い発電機Ｇほど価格差が大きくなって価格の高い発電機の方が優先されることなる。
【0045】
図５は、メリットオーダー方式にて用いる調整コストを示している。図５に示すように、発電機Ｇの出力に対応する価格としては、発電機Ｇの出力に対して上げ調整を行う場合の上げ調整価格（V1）と、下げ調整を行う場合の下げ調整価格（V2）という２種類の価格が存在する。図５を見て分かるように、上げ調整価格（V1）および下げ調整価格（V2）はいずれも離散的に（階段状に）設定されている。
【0046】
図５では、上げ調整価格（V1）および下げ調整（V2）は上下にずれるようにして設定されるが、上側の色が濃い線が上げ調整価格（V1）を示し、下側の色が薄い線が下げ調整価格（V2）を示している。価格の単位は円／ｋＷｈである。上げ調整価格（V1）および下げ調整価格（V2）は階段状に設定されるということは、横軸の発電機Ｇの出力が変化しても、価格が同一のままである出力の幅がある。この出力の幅を、価格に対応した出力帯(以下、単に出力帯)と呼ぶ。
【0047】
図６は、上げ調整価格（V1）および下げ調整価格（V2）と、発電機Ｇの現在値および計画値の一例を示している。図６において、P12、P23、P34、P45、P56で示した部分が価格に対応した出力帯である。上げ調整価格（V1）は、出力帯P12ではV11、出力帯P23ではV12、出力帯P34ではV13、出力帯P45ではV14、出力帯P56ではV15となる。下げ調整価格（V2）は、出力帯P12ではV21、出力帯P23ではV22、出力帯P34ではV23、出力帯P45ではV24、出力帯P56ではV25となる。
【0048】
[効果]
第１の実施形態によれば、発電機Ｇの出力に対して離散的に設定された価格を格納する価格データベース２１と、価格データベース２１から取り込んだ価格の関数に従って発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分部２６とを備えている。ここでＡＲ配分部２６が地域要求電力（AR）を配分する際に用いる価格の関数とは、価格の差をベースとした関数である。このため、第１の実施形態では、上げ指令時は価格の安い発電機Ｇほど価格差が大きくなって価格の安い発電機の方を優先することができ、反対に、下げ指令時は価格の高い発電機Ｇほど価格差が大きくなって価格の高い発電機の方を優先することができる。
第１の実施形態によれば、発電機Ｇの出力に対して離散的に設定された価格を格納する価格データベース２１と、価格データベース２１から取り込んだ価格の関数に従って発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するＡＲ配分部２６とを備えている。ここでＡＲ配分部２６が地域要求電力（AR）を配分する際に用いる価格の関数とは、価格の差をベースとした関数である。このため、第１の実施形態では、上げ指令時は価格の安い発電機Ｇほど価格差が大きくなって価格の安い発電機の方を優先することができ、反対に、下げ指令時は価格の高い発電機Ｇほど価格差が大きくなって価格の高い発電機の方を優先することができる。
【0049】
その結果、地域要求電力（AR）をメリットオーダーに従って各発電機Ｇに配分することが可能となり、メリットオーダーによる需給調整を確実に行うことができる。このような第１の実施形態によれば、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場に立って、一般送配電事業者による調整力の調達における公平性・透明性の確保に寄与することができ、多様な発電事業者等の参画による調達可能な調整力の量・質の向上や、一般送配電事業者による更なる効率的な調整力活用に貢献することができる。
【0050】
また、第１の実施形態では、ＡＲ配分部２６が各発電機Ｇの価格差をベースとした関数に従って発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するので、価格差が大きい発電機Ｇほど地域要求電力（AR）が配分されることになる。このため、価格差の大小を地域要求電力（AR）の配分に反映することが可能となる。従って、経済性をより重視した地域要求電力（AR）の配分の実現に寄与することができる。
【0051】
（第２の実施形態）
ところで、前記図６において出力帯がP23からP34に代わるように発電機Ｇの出力が変化した場合、上げ調整価格（V1）であれば価格差V13－V12（円/kWh）の分だけ価格が高くなり、下げ調整価格（V2）であれば価格差V23－V22（円/kWh）の分だけ価格が高くなる。逆に、出力帯がP34からP23に代わるように発電機Ｇの出力が変化した場合には、上げ調整価格（V1）であれば価格差V13－V12（円/kWh）の分だけ価格が安くなり、下げ調整価格（V2）であれば価格差V23－V22（円/kWh）の分だけ価格が安くなることになる。
ところで、前記図６において出力帯がP23からP34に代わるように発電機Ｇの出力が変化した場合、上げ調整価格（V1）であれば価格差V13－V12（円/kWh）の分だけ価格が高くなり、下げ調整価格（V2）であれば価格差V23－V22（円/kWh）の分だけ価格が高くなる。逆に、出力帯がP34からP23に代わるように発電機Ｇの出力が変化した場合には、上げ調整価格（V1）であれば価格差V13－V12（円/kWh）の分だけ価格が安くなり、下げ調整価格（V2）であれば価格差V23－V22（円/kWh）の分だけ価格が安くなることになる。
【0052】
ここで、離散的に設定された価格に対応した出力帯を跨ぐような出力変化が起こり、しかも、そのような変化が頻繁に起きたとすると、価格が頻繁に変わることになる。離散的に設定された価格を横軸に取り時系列な価格の変化を見ると、例えば、図７に示した発電機Ｇの現在出力が変化すると、V2⇒V1⇒V2⇒V3⇒V4のように、価格が頻繁に変化することになる。このような現象は上げ調整時であっても、下げ調整時であっても起こり得る。
【0053】
このように価格が頻繁に変化すると、上記の式(１)～式(５)で示した価格の関数の値も、大きく変化することになる。その結果、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変化量も大きくならざるを得ず、発電機Ｇに出力振動が生じる可能性がある。そこで、発電機Ｇの出力振動を抑制する手段としては、価格の変化を抑えることが有効となる。以下の第２～第５の実施形態では、発電機Ｇの出力に応じた価格の変化を抑え、発電機Ｇの出力振動を抑制することが可能な電力需給調整システムの実施形態の例である。
【0054】
［構成］
価格の頻繁な変化が発生する原因の一つに、時々刻々変化する発電機Ｇの現在出力の価格を基にしているということがある。第２の実施形態では、価格データベース２１に格納される価格として、発電機Ｇの現在出力に対応した価格ではなく、一定周期（例えば、30分周期）の間、一定値となる計画値に基づく価格を設定してこれを格納しており、ＡＲ配分部２６では、この計画値に基づいた価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するようになっている。より詳しくは、前記計画値に基づいた価格差をベースとした関数に従って地域要求電力（AR）を配分している。
価格の頻繁な変化が発生する原因の一つに、時々刻々変化する発電機Ｇの現在出力の価格を基にしているということがある。第２の実施形態では、価格データベース２１に格納される価格として、発電機Ｇの現在出力に対応した価格ではなく、一定周期（例えば、30分周期）の間、一定値となる計画値に基づく価格を設定してこれを格納しており、ＡＲ配分部２６では、この計画値に基づいた価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するようになっている。より詳しくは、前記計画値に基づいた価格差をベースとした関数に従って地域要求電力（AR）を配分している。
【0055】
［作用および効果］
第２の実施形態では、価格データベース２１には予め設定された発電機Ｇの計画出力を基にした価格を格納しており、ＡＲ配分部２６では、この計画値に基づいた価格同士の価格差をベースとした関数で、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分している。計画値は一定周期（例えば、30分周期）の間は発電機Ｇの出力は一定なので、出力帯を跨いで出力が変化することはなく、一定周期（例えば、30分周期）の間は価格も変わることがない。つまり、計画出力の変化は発電機Ｇの現在出力のほど頻繁ではなく、価格の変化を抑えることができる。従って、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変化量をある程度の範囲に収めることができ、発電機Ｇの出力振動を効果的に抑制することが可能となる。
第２の実施形態では、価格データベース２１には予め設定された発電機Ｇの計画出力を基にした価格を格納しており、ＡＲ配分部２６では、この計画値に基づいた価格同士の価格差をベースとした関数で、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分している。計画値は一定周期（例えば、30分周期）の間は発電機Ｇの出力は一定なので、出力帯を跨いで出力が変化することはなく、一定周期（例えば、30分周期）の間は価格も変わることがない。つまり、計画出力の変化は発電機Ｇの現在出力のほど頻繁ではなく、価格の変化を抑えることができる。従って、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変化量をある程度の範囲に収めることができ、発電機Ｇの出力振動を効果的に抑制することが可能となる。
【0056】
例えば、前記の図７で示した現在出力の変化に伴う価格ではV2⇒V1⇒V2⇒V3⇒V4のように頻繁に遷移していた。これに対して、第２の実施形態では、図８に示すように、計画値の変化に伴う価格の遷移を、V1⇒V3のように大幅に減らすことができる。このような第２の実施形態によれば、発電機Ｇに対する目標指令値を安定して出力することができ、経済性を確保しつつ制御性を高めることができる。
【0057】
（第３の実施形態）
上記の第２の実施形態では、価格の変化要因として、発電機Ｇの現在出力に応じて価格を決めている点を挙げたが、価格の変化要因はこれに限らない。例えば、価格差をベースとした関数自体が価格を頻繁に変化させる要因となることもある。つまり、価格差に基づいて地域要求電力（AR）を配分した場合、価格差が大きいほど、地域要求電力（AR）は配分され易くなり、その分だけ、他の発電機Ｇへの分担が減ることになる。その結果、発電機Ｇの出力変動が大きくなることがある。
上記の第２の実施形態では、価格の変化要因として、発電機Ｇの現在出力に応じて価格を決めている点を挙げたが、価格の変化要因はこれに限らない。例えば、価格差をベースとした関数自体が価格を頻繁に変化させる要因となることもある。つまり、価格差に基づいて地域要求電力（AR）を配分した場合、価格差が大きいほど、地域要求電力（AR）は配分され易くなり、その分だけ、他の発電機Ｇへの分担が減ることになる。その結果、発電機Ｇの出力変動が大きくなることがある。
【0058】
［構成］
そこで第３の実施形態では、価格差を用いた関数に従って地域要求電力（AR）を配分するのではなく、価格の順位に従って地域要求電力（AR）を配分するものとする。これは、発電機Ｇの出力帯を跨いて価格が遷移しても、複数の発電機Ｇの価格に対してつけられる価格の順位自体は変わらない場合があるためである。第３の実施形態に係る価格データベース２１は、各発電機Ｇの価格の順位を格納し、ＡＲ配分部２６は、価格データベース２１から価格の順位を取り込んで、価格の順位に基づいて発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するようになっている。このような配分であっても、ＡＲ配分部２６は、価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分することになる。
そこで第３の実施形態では、価格差を用いた関数に従って地域要求電力（AR）を配分するのではなく、価格の順位に従って地域要求電力（AR）を配分するものとする。これは、発電機Ｇの出力帯を跨いて価格が遷移しても、複数の発電機Ｇの価格に対してつけられる価格の順位自体は変わらない場合があるためである。第３の実施形態に係る価格データベース２１は、各発電機Ｇの価格の順位を格納し、ＡＲ配分部２６は、価格データベース２１から価格の順位を取り込んで、価格の順位に基づいて発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するようになっている。このような配分であっても、ＡＲ配分部２６は、価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分することになる。
【0059】
第３の実施形態では、発電機Ｇの出力帯を跨ぐような出力変化に伴う価格変化の頻度として、基準となる頻度を予め設定しておき、発電機Ｇの出力帯を跨ぐような出力変化に伴う価格変化の頻度が、基準となる頻度を超えた場合、価格の順位に基づいて発電機Ｇ毎に前記地域要求電力（AR）を配分してもよい。図９は上げ指令時の価格差と価格順位に伴う配分係数を示し、図１０は下げ指令時の価格差と価格順位に伴う配分係数を示している。
【0060】
［作用および効果］
第３の実施形態では、ＡＲ配分部２６が価格データベース２１から価格の順位を取り込み、価格の順位に従って配分係数を決め、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分する。このため、第３の実施形態においては、価格差をベースにした関数で地域要求電力（AR）を配分する場合と比べて、地域要求電力（AR）を安定して配分することができ、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変動を抑えることができる。
第３の実施形態では、ＡＲ配分部２６が価格データベース２１から価格の順位を取り込み、価格の順位に従って配分係数を決め、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分する。このため、第３の実施形態においては、価格差をベースにした関数で地域要求電力（AR）を配分する場合と比べて、地域要求電力（AR）を安定して配分することができ、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変動を抑えることができる。
【0061】
上記のように、第３の実施形態では、ＡＲ配分部２６が価格の順位で発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分することで、目標指令値の変動を抑えて発電機Ｇの出力振動を容易に抑制することができる。その結果、経済性および制御性を両立させた電力需給調整システムを、より安定して構築することが可能となる。なお、第３の実施形態として、価格の順位ではなく、順位の単調増加関数値を用いて地域要求電力（AR）を配分するようにしても良い。
【0062】
（第４の実施形態）
［構成］
図１１は第４の実施形態の要部の構成図を示している。図１１に示すように、第４の実施形態では、計算機２内に平均出力算出部３３を設けている。平均出力算出部３３は発電機Ｇの現在出力における単位時間当たりの平均出力を求める。ＡＲ配分部２６は、平均出力算出部３３から平均出力を取り込み、この平均出力に対応した価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するようになっている。発電機Ｇの現在出力に応じた価格ほど変化しない価格として、発電機Ｇの現在出力における単位時間当たりの平均出力に対応させた価格を用いるようにしてもよい。
［構成］
図１１は第４の実施形態の要部の構成図を示している。図１１に示すように、第４の実施形態では、計算機２内に平均出力算出部３３を設けている。平均出力算出部３３は発電機Ｇの現在出力における単位時間当たりの平均出力を求める。ＡＲ配分部２６は、平均出力算出部３３から平均出力を取り込み、この平均出力に対応した価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分するようになっている。発電機Ｇの現在出力に応じた価格ほど変化しない価格として、発電機Ｇの現在出力における単位時間当たりの平均出力に対応させた価格を用いるようにしてもよい。
【0063】
［作用および効果］
第４の実施形態では、平均出力算出部３３が発電機Ｇの現在出力における単位時間当たりの平均出力を求め、ＡＲ配分部２６がこの平均出力に対応した価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分する。そのため、第４の実施形態においては、時々刻々と変化する発電機Ｇの現在出力と比べて、比較的安定した平均出力を導くことができ、この平均出力に対応した価格の変動は小さくなり、価格差をベースとした関数の値の変動も小さくなる。従って、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変動が抑えられて、発電機Ｇに出力振動が起き難くなる。
第４の実施形態では、平均出力算出部３３が発電機Ｇの現在出力における単位時間当たりの平均出力を求め、ＡＲ配分部２６がこの平均出力に対応した価格の関数に従って、発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分する。そのため、第４の実施形態においては、時々刻々と変化する発電機Ｇの現在出力と比べて、比較的安定した平均出力を導くことができ、この平均出力に対応した価格の変動は小さくなり、価格差をベースとした関数の値の変動も小さくなる。従って、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変動が抑えられて、発電機Ｇに出力振動が起き難くなる。
【0064】
このような第４の実施形態によれば、発電機Ｇに対する目標指令値を安定して出力することができ、発電機Ｇの出力振動を回避することができ、経済性を確保すると同時に制御性の向上を図ることができる。しかも、第４の実施形態においては、調整コストとなる価格の精算で30分間の電力量（これが平均出力に対応する）を用いることもできるため、現行制度との整合性も良好である。
【0065】
また、第４の実施形態の変形例としては、過去の一定時間における価格の平均値ではなく、例えば、図１２に示すように、30分間毎に平均化の起点を変更して、平均価格を求めるようにしてもよい。このような実施形態によれば、より確実に発電機Ｇの出力振動を抑えることが可能となり、経済性と制御性をバランス良く高めることができる。
【0066】
（第５の実施形態）
［構成］
発電機Ｇの現在出力に応じた価格ほど変化しない価格としては、前記第４の実施形態にて示した単位時間当たりの平均出力に対応した価格以外にも、例えば、離散的に設定された価格を線形近似した近似価格がある。そこで図１３に示すように、第５の実施形態では、計算機２内に近似価格算出部３４を設けている。近似価格算出部３４は、価格データベース２１に格納されている価格を線形近似した近似価格を求める。ＡＲ配分部２６は、近似価格算出部３４から近似価格を取り込み、近似価格の関数に従って前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する。
［構成］
発電機Ｇの現在出力に応じた価格ほど変化しない価格としては、前記第４の実施形態にて示した単位時間当たりの平均出力に対応した価格以外にも、例えば、離散的に設定された価格を線形近似した近似価格がある。そこで図１３に示すように、第５の実施形態では、計算機２内に近似価格算出部３４を設けている。近似価格算出部３４は、価格データベース２１に格納されている価格を線形近似した近似価格を求める。ＡＲ配分部２６は、近似価格算出部３４から近似価格を取り込み、近似価格の関数に従って前記発電機毎に前記地域要求電力（AR）を配分する。
【0067】
［作用および効果］
第５の実施形態では、近似価格算出部３４が離散的に設定された価格の近似価格を求め、ＡＲ配分部２６が近似価格の関数に従って発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分することができる。そのため、図１４に示すように、上げ調整価格（V1）や下げ調整価格（V2）における階段状の急激な変化が生じることがなく、価格差をベースとした関数の値の変動も緩やかになる。
第５の実施形態では、近似価格算出部３４が離散的に設定された価格の近似価格を求め、ＡＲ配分部２６が近似価格の関数に従って発電機Ｇ毎に地域要求電力（AR）を配分することができる。そのため、図１４に示すように、上げ調整価格（V1）や下げ調整価格（V2）における階段状の急激な変化が生じることがなく、価格差をベースとした関数の値の変動も緩やかになる。
【0068】
従って、発電機Ｇへ出力される目標指令値が変動するとしても、その変動はスムーズになり、発電機Ｇの出力振動を効果的に抑えることが可能である。従って、発電機Ｇに対する目標指令値を安定して出力することができ、経済性および制御性を効率よく高めることが可能である。
【0069】
なお、価格の線形近似にあたっては、最大最小幅に対して一つの直線近似を求めるだけではなく、各出力帯に応じた区分線形で示す近似価格を用いるにしてもよい。このような実施形態では、価格差をベースとした関数の値の変動がより緩やかになり、発電機Ｇへ出力される目標指令値の変動もさらにスムーズになる。その結果、発電機Ｇの出力振動をより効率よく抑えることが可能である。
【0070】
（第６の実施形態）
前記図１および図２にて示したように、上記実施形態ではＡＲ配分部２６が各発電機Ｇの地域要求電力（AR）を配分した後、指令値作成部２２が目標指令値を作成することとなる。指令値作成部２２は例えば、 (6)式、もしくは、(7)式にて目標指令値を算出しており、(6)式、(7)式のうち、どちらを用いるかは系統運用者が選択するようになっている。
前記図１および図２にて示したように、上記実施形態ではＡＲ配分部２６が各発電機Ｇの地域要求電力（AR）を配分した後、指令値作成部２２が目標指令値を作成することとなる。指令値作成部２２は例えば、 (6)式、もしくは、(7)式にて目標指令値を算出しており、(6)式、(7)式のうち、どちらを用いるかは系統運用者が選択するようになっている。
【0071】
目標指令値＝地域要求電力（AR）＋ＢＧ計画値 (6)
目標指令値＝地域要求電力（AR）＋現在出力 (7)
目標指令値＝地域要求電力（AR）＋現在出力 (7)
【0072】
図１５、図１６を用いて、(6)式、(7)式による目標指令値の作成について説明する。指令値作成部２２が(6)式を採用する場合は、図１５に示すようにして目標指令値を作成する。この場合、ＢＧ計画値基準はインバランス精算に近い考え方となり、ＢＧ計画値を基準としていることから、調整コストの低減を行うことができ、経済性へのメリットがある。その反面、ＢＧ計画値から大きく外れることが無いため、目標指令値に対して発電機Ｇが追従し難くなり、制御性を犠牲にする可能性がある。
【0073】
また、指令値作成部２２が(7)式を採用する場合は、図１６に示すようにして目標指令値を作成する。この場合は、現在出力を基準としていることから、目標指令値に対して発電機Ｇの追従が良好である。従って、制御性へのメリットがあるが、その反面、ＢＧ計画値から大きく外れる可能性があり、調整コストが増大して経済性を犠牲にすることがある。
【0074】
通常の運用では、(6)式を採用し、ＢＧ計画値を基準としたＥＤＣ機能に、そこからの偏差分を地域要求電力（AR）の配分値としてＬＦＣ機能で賄うのが一般的である。これらの機能は先に記したように、運用者にて(6)式、(7)式の選択が可能であるが、基本的には経済性を重視した(6)式の運用の方が望ましいことが多い。ただし、メリットオーダー方式により地域要求電力（AR）の配分を行う場合、ＢＧ計画値からの積み上げでは目標指令値が足りない可能性がある。
【0075】
【0076】
判定部３５は、予め設定されたＢＧ計画値から各発電機Ｇに配分される地域要求電力（AR）を積み上げて目標指令値に達するか否かを判定する。指令値作成部２２は、判定部３５がＢＧ計画値からの積み上げで目標指令値に達すると判定した時、ＢＧ計画値を用いて目標指令値を作成する(つまり上記(6)式を採用する)。
【0077】
また、指令値作成部２２は、判定部３５がＢＧ計画値からの積み上げでは目標指令値に達しないと判定した時、ＢＧ計画値ではなく、発電機Ｇの現在出力を取り込んで現在出力を用いて目標指令値を作成する(つまり上記(7)式を採用する)。なお、ΣはLFC制御の対象となる発電機Ｇの合計である。
【0078】
(作用)
判定部３５は、以下の条件下＜１＞＜２＞により、(6)式、(7)式の切替えを行う。
＜1＞地域要求電力（AR）が０超過である、すなわち「上げ調整時」の時、判定部３５は［地域要求電力AR＋ΣBG計画値≦Σ現在出力］にて判定する。
＜２＞地域要求電力（AR）が０未満である、すなわち「下げ調整時」の時、判定部３５は［地域要求電力AR＋ΣBG計画値≧Σ現在出力］にて判定する。
判定部３５は、以下の条件下＜１＞＜２＞により、(6)式、(7)式の切替えを行う。
＜1＞地域要求電力（AR）が０超過である、すなわち「上げ調整時」の時、判定部３５は［地域要求電力AR＋ΣBG計画値≦Σ現在出力］にて判定する。
＜２＞地域要求電力（AR）が０未満である、すなわち「下げ調整時」の時、判定部３５は［地域要求電力AR＋ΣBG計画値≧Σ現在出力］にて判定する。
【0079】
いずれの条件下においても、判定部３５がＢＧ計画値からの積み上げでは目標指令値が足りないと判定した場合、指令値作成部２２は(7)式にて目標指令値を作成する。また、判定部３５がＢＧ計画値からの積み上げでは目標指令値が足りると判定すれば、指令値作成部２２は(6)式にて目標指令値を作成する。
【0080】
(効果)
以上のような第６の実施形態によれば、メリットオーダーによる地域要求電力（AR）の配分を行う際、ＢＧ計画値からの積み上げで目標指令値が足りていると判定部３５が判定した場合には、指令値作成部２２は前記(6)式を採用して経済性へのメリットを確保することができる。
以上のような第６の実施形態によれば、メリットオーダーによる地域要求電力（AR）の配分を行う際、ＢＧ計画値からの積み上げで目標指令値が足りていると判定部３５が判定した場合には、指令値作成部２２は前記(6)式を採用して経済性へのメリットを確保することができる。
【0081】
また、ＢＧ計画値からの積み上げでは目標指令値が足りない可能性があると判定部３５が判定した場合には、指令値作成部２２は前記(7)式を採用して現在出力から積み上げを行い、所望の目標指令値を作成することができる。従って、メリットオーダーによる地域要求電力（AR）の配分に際して、現在出力を基準とした目標指令値を得ることができ、発電機Ｇの追従が良好となり、制御性が向上する。
【0082】
［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。
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。
【0083】
例えば、価格データベース２１に加えて、発電機Ｇの出力に応じた価格の価格差をベースとした価格の関数、あるいいは価格の順位等を格納するデータベースを、計算機２内に備えるようにしても良い。また、上記第４、第５の実施形態では、計算機２内に、平均出力や近似価格を求める構成要素を独立して設けたが、これに限らず、例えば、ＡＲ配分部２６で発電機Ｇの出力変動を基にした価格の設定した上で地域要求電力（AR）を配分してもよいし、ＡＲ配分部２６で線形近似した価格を設定した上で地域要求電力（AR）を配分してもよい。また、価格データベース２１に格納する価格は離散的に設定されたものに限らず、連続的に設定された価格であってもよい。
【符号の説明】
【0084】
１：電力系統
２：計算機
２１：価格データベース
２０：発電機出力入力部
２２：指令値作成部
２３：指令値伝送部
２４：ＡＲ計算部
２５：ＡＲ平滑部
２６：ＡＲ配分部
３：他系統
３２：リアルタイムＥＤＣ計算部
３３：平均出力算出部
３４：近似価格算出部
３５：判定部
４：連系線
５：ＭＭＩ(マンマシンインターフェース)
６：自然エネルギー発電ユニット
Ｇ：発電機
７: ΔF検出部
８: ΔPT検出部
９: 設定部
２：計算機
２１：価格データベース
２０：発電機出力入力部
２２：指令値作成部
２３：指令値伝送部
２４：ＡＲ計算部
２５：ＡＲ平滑部
２６：ＡＲ配分部
３：他系統
３２：リアルタイムＥＤＣ計算部
３３：平均出力算出部
３４：近似価格算出部
３５：判定部
４：連系線
５：ＭＭＩ(マンマシンインターフェース)
６：自然エネルギー発電ユニット
Ｇ：発電機
７: ΔF検出部
８: ΔPT検出部
９: 設定部
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】
【図13】
【図14】
【図15】
【図16】
【図17】