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(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】特許公報(B1)
(11)【特許番号】
(24)【登録日】2024-06-19
(45)【発行日】2024-06-27
(54)【発明の名称】電力管理装置および電力管理方法
(51)【国際特許分類】
H02J 3/00 20060101AFI20240620BHJP
H02J 13/00 20060101ALI20240620BHJP
H02J 3/46 20060101ALI20240620BHJP
H02J 3/38 20060101ALI20240620BHJP
【ＦＩ】
H02J3/00 170
H02J13/00 301A
H02J3/00 130
H02J3/46
H02J3/38 120
【請求項の数】
7
(21)【出願番号】P 2023171635
(22)【出願日】2023-10-02
【審査請求日】2023-10-02
【早期審査対象出願】
(73)【特許権者】
【識別番号】000233044
【氏名又は名称】株式会社日立パワーソリューションズ
(74)【代理人】
【識別番号】110001807
【氏名又は名称】弁理士法人磯野国際特許商標事務所
(72)【発明者】
【氏名】紺谷 怜央
(72)【発明者】
【氏名】田中 和英
【審査官】大濱 伸也
(56)【参考文献】
【文献】国際公開第２０１１／０１６２７３（ＷＯ，Ａ１）
【文献】特開２０１９－００９８７３（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開２００５－０２５３７７（ＪＰ，Ａ）
【文献】特許第７０７８１８３（ＪＰ，Ｂ１）
【文献】特開２０２１－０６９２６３（ＪＰ，Ａ）
(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)
Ｈ０２Ｊ ３／００
Ｈ０２Ｊ １３／００
Ｈ０２Ｊ ３／４６
Ｈ０２Ｊ ３／３８
(57)【特許請求の範囲】
【請求項1】
複数の階層を有する電力系統に接続された発電設備に対し、前記電力系統の一部に送電混雑箇所が生じたことに起因して供給される発電出力上限値の指示を参照して、需要家設備のうち、前記発電設備との間に前記送電混雑箇所を経由しない電力供給経路が存在するものの中から、更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定部と、前記更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置に対して、需要計画の更新要請を送信する通信部と、
所定の時間帯における前記発電設備における、前記発電設備の発電量を増やすために、前記発電出力上限値の変化に伴う発電増加量を算出する発電増加量算出部と、を備え、
前記発電増加量算出部は、
前記所定の時間帯における実気象に基づいて抑制前発電出力を推定する機能と、
前記抑制前発電出力と、前記需要計画の更新を要請する前に得た前記発電出力上限値と、に基づいて基準発電量を算出する機能と、
前記所定の時間帯における実際の発電量から前記基準発電量を減算した結果を前記発電増加量とする機能と、を備える
ことを特徴とする電力管理装置。
【請求項2】
前記電力系統は複数の変電所を備えるものであり、複数の前記階層は、前記変電所によって区切られ、下位に向かうほど公称電圧が低くなるものであることを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
【請求項3】
前記発電設備と、前記需要家設備と、前記電力系統と、を地図上に表示し、前記電力系統のうち前記送電混雑箇所が生じている部分を、他の部分と区別して表示する画面表示部をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
【請求項4】
前記発電増加量算出部は、前記需要計画の更新を要請する前に見込まれる前記需要家設備における消費電力量よりも、前記需要計画の更新を行った場合に見込まれる前記需要家設備における消費電力量が大きいという第１の条件と、
前記需要計画の更新を要請する前における前記発電設備に対する前記発電出力上限値よりも、前記需要計画の更新を要請した後における前記発電設備に対する前記発電出力上限値が大きいという第２の条件と、
の双方が成立した場合に前記発電増加量を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
【請求項5】
前記抑制前発電出力と、前記発電出力上限値と、を画面上に表示する画面表示部をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
【請求項6】
前記発電増加量算出部は、複数の前記需要家設備毎に、前記需要計画の更新を要請する前に見込まれる消費電力量と、前記需要計画の更新を行った場合に見込まれる消費電力量と、の差分を算出する機能と、
算出した前記差分の比に応じて、複数の前記需要家設備に対して前記発電増加量を配分する機能と、をさらに備える
ことを特徴とする請求項５に記載の電力管理装置。
【請求項7】
複数の階層を有する電力系統に接続された発電設備に対し、前記電力系統の一部に送電混雑箇所が生じたことに起因して供給される発電出力上限値の指示を参照して、需要家設備のうち、前記発電設備との間に前記送電混雑箇所を経由しない電力供給経路が存在するものの中から、更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定過程と、前記更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置に対して、需要計画の更新要請を送信する通信過程と、
所定の時間帯における前記発電設備における、前記発電出力上限値の変化に伴う発電増加量を算出する発電増加量算出過程と、を電力管理装置に実行させ、
発電増加量算出過程は、
前記所定の時間帯における実気象に基づいて抑制前発電出力を推定する過程と、
前記抑制前発電出力と、前記需要計画の更新を要請する前に得た前記発電出力上限値と、に基づいて基準発電量を算出する過程と、
前記所定の時間帯における実際の発電量から前記基準発電量を減算した結果を前記発電増加量とする過程と、を備える
ことを特徴とする電力管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、電力管理装置および電力管理方法に関する。
【背景技術】
【0002】
本技術分野の背景技術として、下記特許文献１、２には、電力の需給バランスに対応して、発電電力を制御する技術が記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0003】
【文献】特開２０１９－０９７２５２号公報
【文献】特開２０１９－００９８７３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0004】
ところで、電力系統は、一般的に公称電圧が異なる複数の階層を有している。しかし、上記特許文献１，２においては、需要計画の更新を要請する需要家を選定するに際して、発電設備と需要家設備が属する階層を考慮する点については特に記載されていない。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、需要計画の更新を要請する需要家を選定するに際して、発電設備と需要家設備が属する階層を考慮することにより、電力の需給バランスを適切に調整できる電力管理装置および電力管理方法を提供することを目的とする。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、需要計画の更新を要請する需要家を選定するに際して、発電設備と需要家設備が属する階層を考慮することにより、電力の需給バランスを適切に調整できる電力管理装置および電力管理方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【0005】
上記課題を解決するため本発明の電力管理装置は、複数の階層を有する電力系統に接続された発電設備に対し、前記電力系統の一部に送電混雑箇所が生じたことに起因して供給される発電出力上限値の指示を参照して、需要家設備のうち、前記発電設備との間に前記送電混雑箇所を経由しない電力供給経路が存在するものの中から、更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定部と、前記更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置に対して、需要計画の更新要請を送信する通信部と、所定の時間帯における前記発電設備における、前記発電設備の発電量を増やすために、前記発電出力上限値の変化に伴う発電増加量を算出する発電増加量算出部と、を備え、前記発電増加量算出部は、前記所定の時間帯における実気象に基づいて抑制前発電出力を推定する機能と、前記抑制前発電出力と、前記需要計画の更新を要請する前に得た前記発電出力上限値と、に基づいて基準発電量を算出する機能と、前記所定の時間帯における実際の発電量から前記基準発電量を減算した結果を前記発電増加量とする機能と、を備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【0006】
本発明によれば、需要計画の更新を要請する需要家を選定するに際して、発電設備と需要家設備が属する階層を考慮することにより、電力の需給バランスを適切に調整できる。
【図面の簡単な説明】
【0007】
【図1】電力系統の一例を示す図である。
【図2】第１実施形態による電力システムのブロック図である。
【図3】第１実施形態の動作シーケンス図である。
【図4】電力系統の状態の一例を示す図である。
【図5】電力系統の状態の他の例を示す図である。
【図6】電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。
【図7】電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。
【図8】電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。
【図9】電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。
【図10】発電量の増加要否決定ルーチンのフローチャートである。
【図11】発電増加量算出ルーチンのフローチャートである。
【図12】発電増加量算出ルーチンにおける各種値の関係を示す図である。
【図13】第２実施形態における改竄検知のシーケンス図である。
【図14】コンピュータのブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【0008】
［実施形態の概要］
（需給バランス制約に起因する出力抑制）
電力系統を維持するため、電力の需要量と供給量を一致させること、すなわち需給バランスを確保することが一般的である。そこで、電力供給過多が見込まれる時間帯では、優先給電ルールに従って電源等が制御される。すなわち、電力供給過多が見込まれるとき、まず火力発電所の出力抑制や揚水発電所の揚水運転が行われ、次に連系線融通が行われ、さらに次に再生可能エネルギーの出力抑制が行われる。近年、再生可能エネルギーの導入が進むにつれて、再生可能エネルギーの出力抑制が必要とされる機会も増えつつある。
（需給バランス制約に起因する出力抑制）
電力系統を維持するため、電力の需要量と供給量を一致させること、すなわち需給バランスを確保することが一般的である。そこで、電力供給過多が見込まれる時間帯では、優先給電ルールに従って電源等が制御される。すなわち、電力供給過多が見込まれるとき、まず火力発電所の出力抑制や揚水発電所の揚水運転が行われ、次に連系線融通が行われ、さらに次に再生可能エネルギーの出力抑制が行われる。近年、再生可能エネルギーの導入が進むにつれて、再生可能エネルギーの出力抑制が必要とされる機会も増えつつある。
【0009】
（再生可能エネルギーの出力抑制の頻度を低減する必要性）
上述した状況下で、再生可能エネルギーを有効活用するために、再生可能エネルギーの出力抑制を低減できれば好ましい。そのため、再生可能エネルギーの電力供給過多が見込まれる時間帯で電力需要を増やすように、需要家に促す取り組みが知られている。その一例として、「エネルギーの使用の合理化および非化石エネルギーへの転換等に関する法律」（いわゆる改正省エネ法）に基づく電気需要最適化評価原単位が挙げられる。すなわち、電気需要最適化評価原単位を算出する際、通常時の電気需要最適化係数は９．４０［ＭＪ／ｋＷｈ］程度であるが、エリア（一般送配電事業者の供給区域）全体で再生可能エネルギーが出力抑制されている時間帯の電気需要最適化係数は３．６０［ＭＪ／ｋＷｈ］程度に設定される。
上述した状況下で、再生可能エネルギーを有効活用するために、再生可能エネルギーの出力抑制を低減できれば好ましい。そのため、再生可能エネルギーの電力供給過多が見込まれる時間帯で電力需要を増やすように、需要家に促す取り組みが知られている。その一例として、「エネルギーの使用の合理化および非化石エネルギーへの転換等に関する法律」（いわゆる改正省エネ法）に基づく電気需要最適化評価原単位が挙げられる。すなわち、電気需要最適化評価原単位を算出する際、通常時の電気需要最適化係数は９．４０［ＭＪ／ｋＷｈ］程度であるが、エリア（一般送配電事業者の供給区域）全体で再生可能エネルギーが出力抑制されている時間帯の電気需要最適化係数は３．６０［ＭＪ／ｋＷｈ］程度に設定される。
【0010】
例えば工場の場合、再生可能エネルギーが出力抑制されている時間帯で工場を稼働することで、電気需要最適化評価原単位を削減することが可能となる。また、電力需給に不均衡が生じると予測された際、電力の需要家にインセンティブを与えて消費電力量の増減を要求するデマンドレスポンスと呼ばれる取り組みも考えられる。例えば、送配電事業者が需要家にデマンドレスポンスを要求する形態や、アグリゲータと呼ばれる事業者が複数の需要家のデマンドレスポンスを束ねて送配電事業者に提供する形態が考えられる。
【0011】
（送電容量制約に起因する出力抑制）
電力系統の制約には、需給バランス制約のみならず、送電容量制約も存在する。送電容量制約は、潮流を送変電設備の運用容量に収めるようにする制約である。送電容量制約を満足しない状況を送電混雑と呼ぶ。近年、ノンファーム型接続が導入されつつある。ノンファーム型接続とは、空き容量のない電力系統に発電設備を新規に接続する際、送電混雑時に発電設備を出力抑制する条件で、送変電設備を増強することなく発電設備を接続することである。送電混雑が生じた際、電力系統の運用者は発電設備に対して発電出力上限値を指示し、発電設備の運用者は指示された発電出力上限値に従うように発電設備を出力抑制する。日本においては、基幹系統におけるノンファーム型接続は２０２１年１月から、ローカル系統におけるノンファーム型接続は２０２３年４月から受付開始となった。
電力系統の制約には、需給バランス制約のみならず、送電容量制約も存在する。送電容量制約は、潮流を送変電設備の運用容量に収めるようにする制約である。送電容量制約を満足しない状況を送電混雑と呼ぶ。近年、ノンファーム型接続が導入されつつある。ノンファーム型接続とは、空き容量のない電力系統に発電設備を新規に接続する際、送電混雑時に発電設備を出力抑制する条件で、送変電設備を増強することなく発電設備を接続することである。送電混雑が生じた際、電力系統の運用者は発電設備に対して発電出力上限値を指示し、発電設備の運用者は指示された発電出力上限値に従うように発電設備を出力抑制する。日本においては、基幹系統におけるノンファーム型接続は２０２１年１月から、ローカル系統におけるノンファーム型接続は２０２３年４月から受付開始となった。
【0012】
（送電容量制約に起因する出力抑制の問題点）
需給バランス制約に起因する出力抑制を低減する手法は、送電容量制約に起因する出力抑制を低減する用途にも適用できるとは限らない。図１を参照し、その一例を説明する。
図１は、電力系統４００の一例を示す図である。
図１において電力系統４００は、太実線で示す公称電圧２７５［ｋＶ］の送電線ＰＬ１と、細実線で示す公称電圧１８７［ｋＶ］の送電線ＰＬ２と、を備えている。電力系統４００には、発電所２００－１が接続されており、さらに図示せぬ複数の他の発電所２００が接続されている。ここで、発電所２００－１は、再生可能エネルギーによる発電所である。需要家設備３００－１，３００－２は、配電網（図示せず）や引込線（図示せず）を介して、電力系統４００に接続されている。また、電力系統４００においては、図中の送電混雑箇所４９０において、送電混雑が発生していることとする。さらに、送電混雑を緩和するため、発電所２００－１に送電容量制約を起因とする出力抑制、すなわち発電出力上限値Ｕ（図示せず）が指示されているとする。
需給バランス制約に起因する出力抑制を低減する手法は、送電容量制約に起因する出力抑制を低減する用途にも適用できるとは限らない。図１を参照し、その一例を説明する。
図１は、電力系統４００の一例を示す図である。
図１において電力系統４００は、太実線で示す公称電圧２７５［ｋＶ］の送電線ＰＬ１と、細実線で示す公称電圧１８７［ｋＶ］の送電線ＰＬ２と、を備えている。電力系統４００には、発電所２００－１が接続されており、さらに図示せぬ複数の他の発電所２００が接続されている。ここで、発電所２００－１は、再生可能エネルギーによる発電所である。需要家設備３００－１，３００－２は、配電網（図示せず）や引込線（図示せず）を介して、電力系統４００に接続されている。また、電力系統４００においては、図中の送電混雑箇所４９０において、送電混雑が発生していることとする。さらに、送電混雑を緩和するため、発電所２００－１に送電容量制約を起因とする出力抑制、すなわち発電出力上限値Ｕ（図示せず）が指示されているとする。
【0013】
この場合、需要家設備３００－１が消費電力量を増加させたとしても、送電混雑箇所４９０における送電混雑は緩和されない。換言すると、発電所２００－１が需要家設備３００－１に対して消費電力量を増加するように要請したとしても、送電混雑は緩和されないので、発電所２００－１における発電出力上限値Ｕは変わらず、発電所２００－１は出力抑制を低減することはできない。
【0014】
逆に、発電所２００－１が、需要家設備３００－１に消費電力量を増加するように要請したことを理由として、電力系統４００から指示された発電出力上限値Ｕを超えて発電すると、送電混雑が悪化する懸念がある。このように、送電容量制約に起因する出力抑制が指示された際は、需給バランス制約に起因する出力抑制を指示された場合とは異なり、送電混雑が生じている送電混雑箇所４９０の位置を考慮する必要がある。
【0015】
（特許文献１，２の応用例）
上述した特許文献１の技術を応用すると、電力システムにおいて供給可能な電力量を正確に特定できる系統運用者側コンピュータや発電事業者側コンピュータが実現できると考えられる。すなわち、発電量を増加させた場合の損益に基づいて最大電力供給可能量（利益がメンテナンス費用による損失よりも多くなる発電量のうち、例えば最大の利益が得られる発電量）を算出することで、供給可能な最大電力量を正確に特定できると考えられる。
上述した特許文献１の技術を応用すると、電力システムにおいて供給可能な電力量を正確に特定できる系統運用者側コンピュータや発電事業者側コンピュータが実現できると考えられる。すなわち、発電量を増加させた場合の損益に基づいて最大電力供給可能量（利益がメンテナンス費用による損失よりも多くなる発電量のうち、例えば最大の利益が得られる発電量）を算出することで、供給可能な最大電力量を正確に特定できると考えられる。
【0016】
また、特許文献２の技術を応用すると、発電設備の余剰電力を有効に利用できる電力制御指示生成装置が実現できると考えられる。すなわち、発電設備に抑制指示があった場合、該抑制指示値を需要電力の増加量と発電電力の低減量に配分する制御指示を生成する。そして、生成された制御指示により、需要家の需要電力と太陽光発電の発電抑制量を組み合わせて最適制御できると考えられる。
【0017】
特許文献１の技術を応用すると、送配電事業者やアグリゲータではなく、発電事業者側コンピュータにおいて、要求された電力量に対する不足電力量と、不足電力量に対するインセンティブを、要求元に送信できると考えられる。当該技術によれば、主として要求された電力量に対して不足が生じる場合に対応可能である。しかし、特許文献１には、電力余剰時における再生可能エネルギーの出力抑制を低減する場合については特に記載されていない。
【0018】
また、特許文献２の技術を応用すると、電力系統管理装置において送配電設備の設備容量を考慮できると考えられる。しかし、特許文献２には、低減可能量特定部で電力系統上における発電設備の位置を考慮する点については特に記載されていない。また、特許文献２には、増加可能量特定部で電力系統上における需要設備の位置を考慮する点については特に記載されていない。そこで、後述する実施形態は、変動性再生可能エネルギー発電設備が送電容量制約に起因する発電出力上限値Ｕを得たとき、電力系統上における変動性再生可能エネルギー発電設備と需要家の位置を明示的に考慮する。そして、送電混雑を緩和できる需要家に限って需要計画の更新を要請することで、変動性再生可能エネルギーによる発電設備の出力抑制を低減する。
【0019】
［第１実施形態］
〈第１実施形態の構成〉
図２は、第１実施形態による電力システムＰＳＳのブロック図である。
電力システムＰＳＳは、発電所２００と、需要家設備３００と、電力系統４００と、を備えている。発電所管理者ＸＰ２は発電所２００を管理し、需要家ＸＰ３は需要家設備３００を管理し、送配電事業者ＸＰ４は電力系統４００を管理する。
〈第１実施形態の構成〉
図２は、第１実施形態による電力システムＰＳＳのブロック図である。
電力システムＰＳＳは、発電所２００と、需要家設備３００と、電力系統４００と、を備えている。発電所管理者ＸＰ２は発電所２００を管理し、需要家ＸＰ３は需要家設備３００を管理し、送配電事業者ＸＰ４は電力系統４００を管理する。
【0020】
なお、図２においては需要家設備３００を一つのみ示すが、一般的には、複数の需要家ＸＰ３が、複数の需要家設備３００を管理する。同様に、図２においては発電所２００を一つのみ示すが、一般的には、複数の発電所管理者ＸＰ２が、複数の発電所２００を管理する。
【0021】
（電力系統４００）
電力系統４００は、系統管理装置４２０と、上位系統４３０（階層）と、中位系統４５０（階層）と、下位系統４７０（階層）と、変電所４４０，４６０と、を備えている。系統管理装置４２０は、通信部４２２を備えている。
電力系統４００は、系統管理装置４２０と、上位系統４３０（階層）と、中位系統４５０（階層）と、下位系統４７０（階層）と、変電所４４０，４６０と、を備えている。系統管理装置４２０は、通信部４２２を備えている。
【0022】
上位系統４３０は、例えば、図１で示したような、公称電圧２７５［ｋＶ］、１８７［ｋＶ］等の送電系統である。なお、これらの公称電圧は、経済産業省「電気設備の技術基準の解釈の解説第１条 第一号」で例示されている。中位系統４５０は、例えば公称電圧６６［ｋＶ］の送電系統である。変電所４４０は、上位系統４３０の公称電圧と中位系統４５０の公称電圧とを相互変換する。下位系統４７０は、例えば公称電圧６．６［ｋＶ］の配電系統である。変電所４６０は、中位系統４５０の公称電圧と下位系統４７０の公称電圧とを相互変換する。
【0023】
下位系統４７０には、公称電圧６．６［ｋＶ］を例えば２００［Ｖ］に変換するトランス４７２が含まれている。図示の例では、電力系統４００を上位系統４３０、中位系統４５０および下位系統４７０の３階層に分類している。しかし、電力系統４００を「３」以上の階層数に分類してもよい。
【0024】
（発電所２００）
また、発電所２００は、発電設備２１０と、この発電設備２１０を管理する電力管理装置２２０と、各種データを記憶する記録装置２４０と、を備えている。電力管理装置２２０は、通信部２２１（通信過程）と、発電出力予測部２２２と、発電計画部２２３と、要請対象選定部２２４（要請対象選定過程）と、抑制前発電出力推定部２２５と、基準発電量算出部２２６と、発電増加量算出部２２７と、画面表示部２２８と、を備えている。
また、発電所２００は、発電設備２１０と、この発電設備２１０を管理する電力管理装置２２０と、各種データを記憶する記録装置２４０と、を備えている。電力管理装置２２０は、通信部２２１（通信過程）と、発電出力予測部２２２と、発電計画部２２３と、要請対象選定部２２４（要請対象選定過程）と、抑制前発電出力推定部２２５と、基準発電量算出部２２６と、発電増加量算出部２２７と、画面表示部２２８と、を備えている。
【0025】
また、記録装置２４０は、需要計画記録部２４２と、発電出力上限値記録部２４４と、発電量記録部２４６と、実気象記録部２４８と、を備えている。電力管理装置２２０における通信部２２１、負荷制御装置３２０における通信部３２２、および系統管理装置４２０における通信部４２２は、図示せぬネットワークを介して相互に通信可能に構成されている。
【0026】
発電所２００における発電設備２１０は、変動性再生可能エネルギーによる発電設備、すなわち、気象条件等によって発電出力が変動する発電設備である。発電設備２１０は、例えば、風力エネルギーをブレード（羽）で受けて、タービンによって回転エネルギーに変換して発電する風力発電設備、あるいは、太陽光を太陽光パネルによって電力に変換する太陽光発電設備等が考えられる。
【0027】
電力管理装置２２０は、系統管理装置４２０から発電出力上限値Ｕと、送電混雑箇所４９０（図１参照）の位置と、を受信し、発電設備２１０の発電出力が発電出力上限値Ｕを超えないように各種制御を行う。発電出力予測部２２２は、気象予報や発電実績に基づいて発電設備２１０の発電出力予測Ｇ_est（図示せず）を出力する。
【0028】
例えば発電設備２１０が太陽光発電設備の場合、電力管理装置２２０は、例えば日射量の予報値に設備容量を乗算することで発電出力予測Ｇ_estを出力する。また、発電設備２１０が風力発電設備の場合、電力管理装置２２０は、例えば風速の予報値にパワーカーブ（風速と発電出力の関係式）を乗算することで発電出力予測Ｇ_estを出力する。また、電力管理装置２２０は、発電実績を補間することによっても、発電出力予測Ｇ_estを得ることができる。気象予報に基づく発電出力予測と、実績値を補間することで得られる発電出力予測を、適当な重みで加重平均することで、双方を考慮した発電出力予測Ｇ_estとすることも実用的である。
【0029】
発電計画部２２３は、計画値同時同量制度のため、発電出力予測Ｇ_est結果に基づいて３０分単位の発電計画ＰＧ（図示せず）を作成する。この発電計画ＰＧには、この３０分単位の発電量Ｇが含まれる。ここで、発電出力予測部２２２が予測する発電出力予測Ｇ_estは３０分間の発電出力［ｋＷ］の時系列である。一方で、発電計画部２２３が計画する発電量Ｇは発電出力［ｋＷ］を積分することで得られる発電量［ｋＷｈ］の数値である。
【0030】
画面表示部２２８は、例えば、図１に示したような地図を表示し、この地図にスーパーインポーズして、発電所２００、需要家設備３００、および電力系統４００、を表示する機能を備えている。そして、画面表示部２２８は、電力系統４００のうち、送電混雑箇所４９０が生じている部分を、他の部分と区別して表示する。例えば、送電混雑箇所４９０を赤色とし、電力系統４００の他の部分を黒色で表示することが考えられる。
【0031】
要請対象選定部２２４は、送電混雑箇所４９０が無かったと仮定した場合に需要計画ＰＤの更新を要請できる可能性がある需要家設備３００のリストと、これら需要家設備３００の電力系統４００における位置とを、を記録している。
【0032】
そして、発電所２００が系統管理装置４２０から発電出力上限値Ｕと、送電混雑箇所４９０（図１参照）の位置と、を受信した場合、要請対象選定部２２４は、上記リストの中から、送電混雑箇所４９０を経由することなく電力を伝送できる需要家設備３００を抽出し、抽出した負荷設備３１０の中から、需要計画ＰＤの更新を要請する対象設備（以下、「更新要請対象需要家設備」と呼ぶ）を選定する。なお、要請対象選定部２２４、抑制前発電出力推定部２２５、基準発電量算出部２２６、および発電増加量算出部２２７、の詳細については後述する。
【0033】
（需要家設備３００）
また、需要家設備３００は、負荷設備３１０と、この負荷設備３１０を制御する負荷制御装置３２０と、を備えている。そして、負荷制御装置３２０は、通信部３２２と、需要計画部３２４と、画面表示部３２６と、を備えている。
また、需要家設備３００は、負荷設備３１０と、この負荷設備３１０を制御する負荷制御装置３２０と、を備えている。そして、負荷制御装置３２０は、通信部３２２と、需要計画部３２４と、画面表示部３２６と、を備えている。
【0034】
負荷設備３１０は、照明、空調、動力、ＩＴ機器、電熱などの電力負荷を備えている。さらに、負荷設備３１０は、ピークカット用や車載用の蓄電池の充電装置、水電解による水素製造装置等も含む。負荷制御装置３２０の需要計画部３２４は、ある３０分間の単位時間（コマ）における負荷設備３１０の需要計画ＰＤ（図示せず）を作成する。この需要計画ＰＤは、該３０分間の消費電力量Ｄ［ｋＷｈ］（図示せず）を含む。
【0035】
消費電力量は、負荷設備３１０ごとに消費電力量を算出して、総和を取ることで算出できる。照明の消費電力量は、照明機器の消費電力［ｋＷ］に設置数を乗算し、３０分間の積分を行うことで算出できる。空調の消費電力量は、まず温度や湿度ごとに空調機器の消費電力［ｋＷ］を調べておき、次に当該コマの温度や湿度を予測し、該当する消費電力［ｋＷ］に設置数を乗算し、３０分間の積分を行うことで算出できる。
【0036】
〈第１実施形態の全体動作〉
図３は、第１実施形態の動作シーケンス図である。
すなわち、図３は、電力管理装置２２０、負荷制御装置３２０、および系統管理装置４２０によって発電設備２１０の出力抑制を低減する動作を示す。また、図３には、電力取引市場との時系列的な関連も合わせて示す。電力取引は、前日市場フェーズＰＨ１と時間前市場フェーズＰＨ２を経て実需給フェーズＰＨ３に至る。実需給フェーズＰＨ３において、現行の計画値同時同量制度下では、毎時０分または毎時３０分から始まる３０分間のコマ（実需給コマ）毎に、発電電力量と消費電力量Ｄとを好ましくは一致させる。
図３は、第１実施形態の動作シーケンス図である。
すなわち、図３は、電力管理装置２２０、負荷制御装置３２０、および系統管理装置４２０によって発電設備２１０の出力抑制を低減する動作を示す。また、図３には、電力取引市場との時系列的な関連も合わせて示す。電力取引は、前日市場フェーズＰＨ１と時間前市場フェーズＰＨ２を経て実需給フェーズＰＨ３に至る。実需給フェーズＰＨ３において、現行の計画値同時同量制度下では、毎時０分または毎時３０分から始まる３０分間のコマ（実需給コマ）毎に、発電電力量と消費電力量Ｄとを好ましくは一致させる。
【0037】
（前日市場フェーズＰＨ１）
ステップＳ１０２において、需要家ＸＰ３（図２参照）は、需要計画部３２４を用いて、需要計画ＰＤ（図示せず）を作成する。次に、ステップＳ１０４において、負荷制御装置３２０は、この需要計画ＰＤを、電力管理装置２２０および系統管理装置４２０に送信する。ここで、需要計画ＰＤにおいて規定されている消費電力量ＤをＤ1とする。
ステップＳ１０２において、需要家ＸＰ３（図２参照）は、需要計画部３２４を用いて、需要計画ＰＤ（図示せず）を作成する。次に、ステップＳ１０４において、負荷制御装置３２０は、この需要計画ＰＤを、電力管理装置２２０および系統管理装置４２０に送信する。ここで、需要計画ＰＤにおいて規定されている消費電力量ＤをＤ1とする。
【0038】
一方、ステップＳ１１２において、発電所管理者ＸＰ２（図２参照）は、発電出力予測部２２２を用いて発電出力を予測し、発電計画部２２３を用いて発電計画ＰＧを作成する。ステップＳ１１４において、電力管理装置２２０は、該発電計画ＰＧを系統管理装置４２０に送信する。ここで、発電計画ＰＧに含まれる発電量をＧ1とする。また、ステップＳ１１６において、電力管理装置２２０は、負荷制御装置３２０から供給された需要計画ＰＤを需要計画記録部２４２に記録する。
【0039】
（前日市場フェーズＰＨ１の終了後）
前日市場フェーズＰＨ１が終了した後、ステップＳ１５２において、系統管理装置４２０は、複数の負荷制御装置３２０から供給された需要計画ＰＤと、複数の電力管理装置２２０から供給された発電計画ＰＧと、に基づいて、電力需給解析を行う。
前日市場フェーズＰＨ１が終了した後、ステップＳ１５２において、系統管理装置４２０は、複数の負荷制御装置３２０から供給された需要計画ＰＤと、複数の電力管理装置２２０から供給された発電計画ＰＧと、に基づいて、電力需給解析を行う。
【0040】
電力需給解析では、発電所２００や電力系統４００等の電力系統の構成要素を数理モデル化し、各発電所２００の発電量や各送変電設備の潮流を変数とし、需給バランス制約や送電容量制約を満たす解を実行可能解として算出する。ある発電所２００において、電力需給解析の結果で得られた発電量が、該発電所が計画している発電量を下回る場合、該発電所において出力抑制が生じる、と判別できる。
【0041】
電力需給解析の結果で得られた発電量［ｋＷｈ］を３０分間（０．５時間）で除算した結果を、発電出力上限値Ｕ［ｋＷ］とする。また、電力系統４００における、ある送変電設備において、電力需給解析の結果で得られた潮流が、該送変電設備の運用容量と同値であるとき、該送変電設備において送電容量制約が効いている、すなわち送電混雑している、と判別できる。送電混雑している送変電設備が送電混雑箇所（例えば図１における送電混雑箇所４９０）になる。
【0042】
なお、対象とする送変電設備は、交流による送電のための送変電設備に限らず、直流による送電や、交流、直流の相互変換を活用した送電のための送変電設備も含む。すなわち、送変電設備は、交流を直流に変換する交直変換所、交流を直流に変換して交流に再変換する直交変換所、周波数変換所(Frequency converter stationやBack-to-back)、直流送電(High Voltage Direct Current; HVDC)設備等を含む。
【0043】
ここで、電力需給解析の結果、送電混雑が予測されたとする。この場合、ステップＳ１５４において、系統管理装置４２０は、電力管理装置２２０に対して、送電混雑箇所４９０（図１参照）の位置情報を通知するとともに、発電出力上限値Ｕを指示する。ここで、指示された発電出力上限値ＵをＵ0とする。
【0044】
電力管理装置２２０は、発電出力上限値Ｕ0を受信すると、次に、ステップＳ１５６において、該発電出力上限値Ｕ0を発電出力上限値記録部２４４に記録する。さらに、要請対象選定部２２４は、需要計画ＰＤの更新を要請する需要家設備３００、すなわち更新要請対象需要家設備を選定する。なお、発電出力上限値Ｕが指示されたことを引き金に更新要請対象需要家設備を選択する処理が実行されるようにしてもよいし、引き金にしないようにしてもよい。次に、ステップＳ１５８において、電力管理装置２２０は、選定された更新要請対象需要家設備の負荷制御装置３２０に対して、需要計画ＰＤの更新を要請する。
【0045】
（時間前市場フェーズＰＨ２）
ステップＳ２０２において、更新要請対象需要家設備の負荷制御装置３２０が需要計画ＰＤの更新要請を受信すると、需要家ＸＰ３は、需要計画ＰＤの更新が可能であるか否かを検討する。そして、可能であると判定すると、需要家ＸＰ３は、需要計画部３２４において、需要計画ＰＤを更新する。
ステップＳ２０２において、更新要請対象需要家設備の負荷制御装置３２０が需要計画ＰＤの更新要請を受信すると、需要家ＸＰ３は、需要計画ＰＤの更新が可能であるか否かを検討する。そして、可能であると判定すると、需要家ＸＰ３は、需要計画部３２４において、需要計画ＰＤを更新する。
【0046】
需要計画ＰＤが更新されると、次に処理がステップＳ２０４に進み、負荷制御装置３２０は、電力管理装置２２０と、系統管理装置４２０と、に対して、更新後の需要計画ＰＤを送信する。更新後の需要計画ＰＤにおける消費電力量をＤ2とする。
【0047】
一方、新しい気象予報や発電実績が得られた場合、発電所２００の電力管理装置２２０においてステップＳ２１２の処理が実行される。ここでは、電力管理装置２２０の発電出力予測部２２２は、発電出力予測Ｇ_est（図示せず）を更新する。さらに、発電計画部２２３は、更新後の発電出力予測Ｇ_estに発電出力上限値Ｕ0を適用することで、発電計画ＰＧを更新する。更新後の発電計画ＰＧにおける発電量をＧ2とする。
【0048】
次に、処理がステップＳ２１４に進むと、電力管理装置２２０は、発電量Ｇ2を含む更新後の発電計画ＰＧを系統管理装置４２０に送信する。次に、処理がステップＳ２１６に進むと、電力管理装置２２０は、負荷制御装置３２０から受信した需要計画ＰＤを、需要計画記録部２４２に記録する。
【0049】
（時間前市場フェーズＰＨ２の終了後）
時間前市場フェーズＰＨ２が終了した後、ステップＳ２５２において、系統管理装置４２０は、複数の負荷制御装置３２０から供給された需要計画ＰＤと、複数の電力管理装置２２０から供給された発電計画ＰＧと、に基づいて、電力需給解析を行う。
時間前市場フェーズＰＨ２が終了した後、ステップＳ２５２において、系統管理装置４２０は、複数の負荷制御装置３２０から供給された需要計画ＰＤと、複数の電力管理装置２２０から供給された発電計画ＰＧと、に基づいて、電力需給解析を行う。
【0050】
ここで、電力需給解析の結果、送電混雑が予測されたとする。この場合、ステップＳ２５４において、系統管理装置４２０は、電力管理装置２２０に対して、送電混雑箇所を示すとともに、発電出力上限値Ｕを指示する。ここで、発電出力上限値ＵをＵAとする。電力管理装置２２０は、発電出力上限値ＵAを受信すると、次に、ステップＳ２５６において、この発電出力上限値ＵAを、発電出力上限値記録部２４４に記録する。
【0051】
（実需給フェーズＰＨ３）
実需給フェーズＰＨ３のステップＳ３０２において、電力管理装置２２０は、系統管理装置４２０からの指示に応じて、発電設備２１０の発電出力上限値がＵAとなるように制御する。また、ステップＳ３０２において、電力管理装置２２０は、発電量記録部２４６に対して、各コマの実際の発電量を記録する。この記録される発電量をＧAと呼ぶ。
実需給フェーズＰＨ３のステップＳ３０２において、電力管理装置２２０は、系統管理装置４２０からの指示に応じて、発電設備２１０の発電出力上限値がＵAとなるように制御する。また、ステップＳ３０２において、電力管理装置２２０は、発電量記録部２４６に対して、各コマの実際の発電量を記録する。この記録される発電量をＧAと呼ぶ。
【0052】
また、ステップＳ３０２において、電力管理装置２２０は、発電設備２１０の周辺における実際の気象データを取得する。例えば、発電設備２１０が風力発電設備である場合、ナセルに取り付けられた風向風速計によって風速や風向を取得できる。また、発電設備２１０が太陽光発電設備である場合、日射計で日射量を、気温計で気温を取得する。電力管理装置２２０は、これら取得された気象データを、取得日時と紐づけた時系列データとして実気象記録部２４８に記憶させる。
【0053】
（実需給フェーズＰＨ３の終了後）
実需給フェーズＰＨ３が終了した後、電力管理装置２２０において処理はステップＳ３５２に進み、抑制前発電出力推定部２２５は、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）を推定する。抑制前発電出力Ｐ（ｔ）とは、仮に発電出力上限値ＵAが指示されていなかった場合に得られていたと推定される発電量Ｇの予測値である。また、基準発電量算出部２２６は、基準発電量（詳細は後述する）を算出する。また、発電増加量算出部２２７は、発電増加量（詳細は後述する）を算出する。
実需給フェーズＰＨ３が終了した後、電力管理装置２２０において処理はステップＳ３５２に進み、抑制前発電出力推定部２２５は、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）を推定する。抑制前発電出力Ｐ（ｔ）とは、仮に発電出力上限値ＵAが指示されていなかった場合に得られていたと推定される発電量Ｇの予測値である。また、基準発電量算出部２２６は、基準発電量（詳細は後述する）を算出する。また、発電増加量算出部２２７は、発電増加量（詳細は後述する）を算出する。
【0054】
次に、処理がステップＳ３５４に進むと、電力管理装置２２０は、負荷制御装置３２０に対して、需要計画更新に対する対価の支払処理を行う。すなわち、発電増加量で得られた売電収入の増加額を原資とし、需要計画ＰＤを更新した需要家ＸＰ３に対価を支払って還元する。ここで、電力管理装置２２０は、以下のようにしてこの対価を計算する。まず、発電増加量［ｋＷｈ］×発電単価（円／ｋＷｈ）を原資（円）とし、原資（円）×係数を報酬額（円）とする。係数は発電所管理者ＸＰ２と需要家ＸＰ３との間で設定する値であり、０以上１以下の任意の値（例えば０．０１）である。これにより、発電所管理者ＸＰ２は、需要家ＸＰ３に需要計画ＰＤを更新するインセンティブを与えることができる。
【0055】
〈更新要請対象需要家設備の選定処理〉
次に、要請対象選定部２２４が、需要計画ＰＤの更新を要請する更新要請対象需要家設備を選定する処理を説明する。
図４は、電力系統４００の状態の一例を示す図である。
先に図２において説明したように、電力系統４００は、上位系統４３０、中位系統４５０、下位系統４７０を備えている。図４に示す例では、中位系統４５０は、送電線４５０Ａ，４５０Ｂを備えており、それぞれに変電所４６０Ａ，４６０Ｂが接続されている。下位系統４７０は、図中において変電所４６０Ａ，４６０Ｂと、需要家設備３００Ａ，３００Ｂおよび発電所２００Ｂと、を接続する部分になる。変電所４６０Ａは、送電線４７０Ａを介してトランス４７２Ａに接続されており、トランス４７２Ａには、需要家設備３００Ａが接続されている。
次に、要請対象選定部２２４が、需要計画ＰＤの更新を要請する更新要請対象需要家設備を選定する処理を説明する。
図４は、電力系統４００の状態の一例を示す図である。
先に図２において説明したように、電力系統４００は、上位系統４３０、中位系統４５０、下位系統４７０を備えている。図４に示す例では、中位系統４５０は、送電線４５０Ａ，４５０Ｂを備えており、それぞれに変電所４６０Ａ，４６０Ｂが接続されている。下位系統４７０は、図中において変電所４６０Ａ，４６０Ｂと、需要家設備３００Ａ，３００Ｂおよび発電所２００Ｂと、を接続する部分になる。変電所４６０Ａは、送電線４７０Ａを介してトランス４７２Ａに接続されており、トランス４７２Ａには、需要家設備３００Ａが接続されている。
【0056】
また、変電所４６０Ｂは、それぞれ送電線４７０Ｂ１，４７０Ｂ２を介して、トランス４７２Ｂ１，４７２Ｂ２に接続されている。そして、トランス４７２Ｂ２には、発電所２００Ｂと、需要家設備３００Ｂと、が接続されている。そして、図４の例では、送電線４５０Ｂに送電混雑箇所４９０が発生している。すなわち、発電所２００Ｂによる発電電力によって、送電線４５０Ｂの容量不足が生じると予想されている。
【0057】
この場合、需要家設備３００Ａにおける電力需要を増加させたとしても、送電混雑箇所４９０における送電混雑は緩和しない。一方、需要家設備３００Ｂの電力需要を増加すると、送電線４７０Ｂ２からの電力供給過多による送電混雑を緩和できる。これは、発電所２００Ｂから需要家設備３００Ｂに対して、送電線４７０Ｂ２を経由して電力供給できるため、送電混雑箇所４９０を経由することなく電力供給が可能であるためである。
【0058】
そこで、発電所２００Ｂにおける要請対象選定部２２４（図２参照）は、需要家設備３００Ｂを「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。一方、電力管理装置２２０は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。これは、送電混雑箇所４９０を経由することなく、発電所２００Ｂから需要家設備３００Ａに電力供給する経路が存在しないためである。
【0059】
「更新要請対象需要家設備」に選定された需要家設備３００Ｂは、対応可能であれば需要計画ＰＤを更新する。
需要家設備３００Ｂが例えば工場であって、生産設備、ポンプ設備、コンプレッサー設備、冷却塔設備等を備えている場合には、これらの稼働時間を変更することによって需要計画ＰＤを更新することができる。また、空調設備の温度設定を変更し、照明設備の使用時間を削減する等の方法によっても需要計画ＰＤを更新することができる。
需要家設備３００Ｂが例えば工場であって、生産設備、ポンプ設備、コンプレッサー設備、冷却塔設備等を備えている場合には、これらの稼働時間を変更することによって需要計画ＰＤを更新することができる。また、空調設備の温度設定を変更し、照明設備の使用時間を削減する等の方法によっても需要計画ＰＤを更新することができる。
【0060】
また、需要家設備３００Ｂがデータセンタである場合、需要計画ＰＤを変更する場合、例えば、需要計画ＰＤの更新が必要な時間帯では、高負荷な計算を抑制する、または高負荷な計算を集中させる、等の方策を採ることができる。より具体的には、バッチ処理、ＡＩの学習、ＣＧレンダリングなどの計算のうち、リアルタイム性が要求されない計算を実行する時間を変更できる。
【0061】
また、需要家設備３００Ｂが、任意の時刻に電熱やヒートポンプによって湯を沸かして貯蔵できる電気温水器である場合、湯を沸かすタイミングを変えることによって需要計画ＰＤを変更できる。また、需要家設備３００Ｂが、出発時刻を予約しておき出発時刻までの任意の時刻で充電する電気自動車用充電器である場合、充電するタイミングを変更することによって需要計画ＰＤを変更できる。
【0062】
図５は、電力系統４００の状態の他の例を示す図である。
図５における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、送電混雑箇所４９０が変電所４６０Ｂに生じている。すなわち、変電所４６０Ｂに容量不足が発生すると予想されている。この状況においても、図４の場合と同様に、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ｂを「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。
図５における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、送電混雑箇所４９０が変電所４６０Ｂに生じている。すなわち、変電所４６０Ｂに容量不足が発生すると予想されている。この状況においても、図４の場合と同様に、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ｂを「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。
【0063】
また、図４の場合と同様に、電力管理装置２２０は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。これは、図４の場合と同様に、発電所２００Ｂと需要家設備３００Ｂとの間には、送電混雑箇所４９０を経由しない電力供給経路が存在するのに対して、発電所２００Ｂと需要家設備３００Ａとの間には、そのような経路が存在しないためである。
【0064】
図６は、電力系統４００の状態のさらに他の例を示す図である。
図６における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、発電所２００Ｂは、トランス４７２Ｂ１に接続されている点が異なっている。この状況においても、図４の場合と同様に、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ｂを「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。また、図４の場合と同様に、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。
図６における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、発電所２００Ｂは、トランス４７２Ｂ１に接続されている点が異なっている。この状況においても、図４の場合と同様に、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ｂを「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。また、図４の場合と同様に、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。
【0065】
図７は、電力系統４００の状態のさらに他の例を示す図である。
図７における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、発電所２００Ｂは、送電線４７０Ｂ１を介して変電所４６０Ｂに接続されている点が異なっている。また、需要家設備３００Ｂ１が変電所４６０Ｂに接続されている点が異なっている。発電所２００Ｂに対して、需要家設備３００Ｂ１は同じ階層に属し、需要家設備３００Ｂ２は下位の階層に属している状況である。この状況において、発電所２００Ｂの要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２の双方を「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。また、図４の場合と同様に、発電所２００Ｂの要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。このように、本実施形態によれば、異なる階層の需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２に対して、需要計画ＰＤの更新を要請できるため、発電所２００Ｂの発電能力を有効に活用できる。
図７における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、発電所２００Ｂは、送電線４７０Ｂ１を介して変電所４６０Ｂに接続されている点が異なっている。また、需要家設備３００Ｂ１が変電所４６０Ｂに接続されている点が異なっている。発電所２００Ｂに対して、需要家設備３００Ｂ１は同じ階層に属し、需要家設備３００Ｂ２は下位の階層に属している状況である。この状況において、発電所２００Ｂの要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２の双方を「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。また、図４の場合と同様に、発電所２００Ｂの要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。このように、本実施形態によれば、異なる階層の需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２に対して、需要計画ＰＤの更新を要請できるため、発電所２００Ｂの発電能力を有効に活用できる。
【0066】
図８は、電力系統４００の状態のさらに他の例を示す図である。
図８における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、送電混雑箇所４９０は上位系統４３０に生じている。そして、他の系統では送電混雑箇所４９０は生じていない。この場合、発電所２００Ｂと需要家設備３００Ｂとの間、および発電所２００Ｂと需要家設備３００Ａとの間には、何れも、送電混雑箇所４９０を経由しない電力供給経路が存在する。そこで、発電所２００Ｂの電力管理装置２２０は、需要家設備３００Ａ，３００Ｂの双方を「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。
図８における電力系統４００の構成は図４のものと同様であるが、送電混雑箇所４９０は上位系統４３０に生じている。そして、他の系統では送電混雑箇所４９０は生じていない。この場合、発電所２００Ｂと需要家設備３００Ｂとの間、および発電所２００Ｂと需要家設備３００Ａとの間には、何れも、送電混雑箇所４９０を経由しない電力供給経路が存在する。そこで、発電所２００Ｂの電力管理装置２２０は、需要家設備３００Ａ，３００Ｂの双方を「更新要請対象需要家設備」に選定し、需要計画ＰＤの更新を要請する。
【0067】
図９は、電力系統４００の状態のさらに他の例を示す図である。
図９において、変電所４４０には、送電線４５０Ａ１を介して、発電所２００Ａ１が接続され、送電線４５０Ａ２を介して需要家設備３００Ａ１が接続されている。さらに、変電所４４０には、送電線４５０Ａ３を介して変電所４６０Ａが接続されている。そして、変電所４６０Ａは、送電線４７０Ａ、トランス４７２Ａを介して需要家設備３００Ａ２に接続されている。
図９において、変電所４４０には、送電線４５０Ａ１を介して、発電所２００Ａ１が接続され、送電線４５０Ａ２を介して需要家設備３００Ａ１が接続されている。さらに、変電所４４０には、送電線４５０Ａ３を介して変電所４６０Ａが接続されている。そして、変電所４６０Ａは、送電線４７０Ａ、トランス４７２Ａを介して需要家設備３００Ａ２に接続されている。
【0068】
また、変電所４４０には、送電線４５０Ｂを介して変電所４６０Ｂが接続されている。変電所４６０Ｂは、送電線４７０Ｂ１，４７０Ｂ２を介して、トランス４７２Ｂ１，４７２Ｂ２に接続されている。
【0069】
トランス４７２Ｂ１には、発電所２００Ｂ１と、需要家設備３００Ｂ１と、が接続されている。また、トランス４７２Ｂ２には、発電所２００Ｂ２と、需要家設備３００Ｂ２と、が接続されている。
【0070】
上記構成において、発電所２００Ｂ１および発電所２００Ｂ２に対して発電出力上限値Ｕが指示されると、発電所２００Ｂ１または２００Ｂ２の要請対象選定部２２４は、複数の需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２が存在するため、需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２に需要計画ＰＤの更新を要請する。
【0071】
一方、発電所２００Ｂ１または２００Ｂ２の要請対象選定部２２４は、需要家設備３００Ａに対しては、需要計画ＰＤの更新を要請しない。これは、発電所２００Ｂ１，２００Ｂ２の何れについても、需要家設備３００Ａに対して、送電混雑箇所４９０を経由しない電力供給経路が存在しないためである。
【0072】
需要家設備３００Ｂ１の、需要計画ＰＤの更新が要請される前の需要計画ＰＤにおける消費電力量をＤ1，300B1とし、需要計画ＰＤの更新が要請された後の需要計画ＰＤにおける消費電力量をＤ2，300B1とする。また、需要家設備３００Ｂ２の、需要計画ＰＤの更新が要請される前の需要計画ＰＤにおける消費電力量をＤ1，300B2とし、需要計画ＰＤの更新が要請された後の需要計画ＰＤにおける消費電力量をＤ2，300B2とする。
【0073】
ある時間帯における発電所２００Ｂ１，２００Ｂ２の発電増加量を合計して、当該時間帯の発電増加量とする。この発電増加量によって得られた売電収入の増分を、「Ｄ2，300B1－Ｄ1，300B1」と、「Ｄ2，300B2－Ｄ1，300B2」の比率で配分して、需要家設備３００Ｂ１，３００Ｂ２に、対価として還元するとよい。
【0074】
〈発電量の増加要否決定〉
図１０は、発電量の増加要否決定ルーチンのフローチャートである。なお、本ルーチンは、あるコマについて、発電量増加の要否を決定するルーチンである。
図１０において処理がステップＳ５０１に進むと、発電増加量算出部２２７は、以下の条件ＣＤ１，ＣＤ２の双方が成立するか否かを判定する。
・条件ＣＤ１（第１の条件）：更新前の需要計画ＰＤ（消費電力量Ｄ1）よりも、更新後の需要計画ＰＤ（消費電力量Ｄ2）の消費電力量が大きい。すなわち、すなわち需要計画ＰＤを更新することによって消費電力量が増加した。
・条件ＣＤ２（第２の条件）：需要計画ＰＤの更新を要請した後の発電出力上限値ＵAが、需要計画ＰＤの更新を要請する前の発電出力上限値Ｕ0よりも大きい。
図１０は、発電量の増加要否決定ルーチンのフローチャートである。なお、本ルーチンは、あるコマについて、発電量増加の要否を決定するルーチンである。
図１０において処理がステップＳ５０１に進むと、発電増加量算出部２２７は、以下の条件ＣＤ１，ＣＤ２の双方が成立するか否かを判定する。
・条件ＣＤ１（第１の条件）：更新前の需要計画ＰＤ（消費電力量Ｄ1）よりも、更新後の需要計画ＰＤ（消費電力量Ｄ2）の消費電力量が大きい。すなわち、すなわち需要計画ＰＤを更新することによって消費電力量が増加した。
・条件ＣＤ２（第２の条件）：需要計画ＰＤの更新を要請した後の発電出力上限値ＵAが、需要計画ＰＤの更新を要請する前の発電出力上限値Ｕ0よりも大きい。
【0075】
ステップＳ５０１において「Ｙｅｓ」と判定されると、処理はステップＳ５０２に進み、発電増加量算出部２２７は、後述する発電増加量算出ルーチン（図１１）により、発電増加量を算出する。変動性再生可能エネルギーによる発電設備２１０は、発電出力上限値ＵAが大きいほど、出力抑制を低減でき、発電量を増やすことができる。
【0076】
一方、条件ＣＤ１，ＣＤ２のうち少なくとも一方の条件が満たされない場合、ステップＳ５０１において「Ｎｏ」と判定され、処理はステップＳ５０３に進む。ここでは、発電増加量算出部２２７は、発電増加量を「０」とする。なお、送電混雑がなく、発電出力上限値Ｕ0またはＵAが指示されなかった場合、発電設備２１０の定格出力を発電出力上限値ＵAの代用とすることで、図１０と同じ処理を適用できる。
【0077】
〈発電増加量の算出処理〉
図１１は、発電増加量算出ルーチンのフローチャートである。なお、本ルーチンは、図１０のステップＳ５０２において呼び出され、指定されたあるコマの発電増加量を算出するものである。
図１１において処理がステップＳ６０１に進むと、抑制前発電出力推定部２２５は、実気象に基づいて、当該コマにおける時刻ｔの関数である抑制前発電出力Ｐ（ｔ）を算出する。
図１１は、発電増加量算出ルーチンのフローチャートである。なお、本ルーチンは、図１０のステップＳ５０２において呼び出され、指定されたあるコマの発電増加量を算出するものである。
図１１において処理がステップＳ６０１に進むと、抑制前発電出力推定部２２５は、実気象に基づいて、当該コマにおける時刻ｔの関数である抑制前発電出力Ｐ（ｔ）を算出する。
【0078】
上述したように、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）とは、仮に発電出力上限値ＵAが指示されていなかった場合に得られていたと予測される発電出力である。発電設備２１０が風力発電設備である場合、実気象データの風速にパワーカーブを乗算することで、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）を得ることができる。実気象データが時系列であれば、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）も時系列で得ることができる。但し、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）は、当該コマにおいて一定値であってもよい。
【0079】
次に、処理がステップＳ６０２に進むと、基準発電量算出部２２６は、抑制後発電出力Ｃ（ｔ）を算出する。すなわち、基準発電量算出部２２６は、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）と、需要計画ＰＤの更新を要請する前の発電出力上限値Ｕ0と、に基づいて、時刻ｔの関数である抑制後発電出力Ｃ（ｔ）を算出する。「ｍｉｎ」を引数のうち小さいほうを返す関数とすると、抑制後発電出力Ｃ（ｔ）は、「Ｃ（ｔ）＝ｍｉｎ（Ｐ（ｔ），Ｕ0）」で求められる。
【0080】
次に、処理がステップＳ６０３に進むと、基準発電量算出部２２６は、抑制後発電出力Ｃ（ｔ）を積分して、当該コマにおける発電量［ｋＷｈ］である基準発電量ＧＳを算出する。次に、処理がステップＳ６０４に進むと、発電増加量算出部２２７は、発電増加量［ｋＷｈ］を算出する。すなわち、発電増加量算出部２２７は、発電量記録部２４６から実際の発電量ＧAを取得し、発電量ＧAから、基準発電量ＧＳを減算した結果を発電増加量とする。
【0081】
図１２は、発電増加量算出ルーチン（図１１）における各種値の関係を示す図である。
図１２において、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）は破線で示す。発電出力上限値Ｕ0は、図中の横線になる。そして、基準発電量ＧＳは、図中でドットを付した部分の面積になる。このように、本実施形態によれば、送電容量制約に起因する出力抑制を行う場合、送電混雑を緩和しない需要家設備３００の需要を増加することを防止しつつ、送電混雑を緩和できる需要家設備３００の需要を増加することを実現できる。電力管理装置２２０（図２参照）における画面表示部２２８は、図１２に示したグラフによって、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）と、発電出力上限値Ｕ0と、を表示する機能も備えている。
図１２において、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）は破線で示す。発電出力上限値Ｕ0は、図中の横線になる。そして、基準発電量ＧＳは、図中でドットを付した部分の面積になる。このように、本実施形態によれば、送電容量制約に起因する出力抑制を行う場合、送電混雑を緩和しない需要家設備３００の需要を増加することを防止しつつ、送電混雑を緩和できる需要家設備３００の需要を増加することを実現できる。電力管理装置２２０（図２参照）における画面表示部２２８は、図１２に示したグラフによって、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）と、発電出力上限値Ｕ0と、を表示する機能も備えている。
【0082】
［第２実施形態］
次に、第２実施形態による電力システムについて説明する。
第２実施形態による電力システムの構成は、以下述べる点を除いて、第１実施形態による電力システムＰＳＳ（図２参照）と同様である。
図３に示した例では、負荷制御装置３２０は、電力管理装置２２０に対して需要計画ＰＤを送信するが、電力管理装置２２０は、発電増加量の算出根拠を送信しない。
次に、第２実施形態による電力システムについて説明する。
第２実施形態による電力システムの構成は、以下述べる点を除いて、第１実施形態による電力システムＰＳＳ（図２参照）と同様である。
図３に示した例では、負荷制御装置３２０は、電力管理装置２２０に対して需要計画ＰＤを送信するが、電力管理装置２２０は、発電増加量の算出根拠を送信しない。
【0083】
そのため、需要家ＸＰ３が需要計画ＰＤを更新して発電量が増加したにも関わらず、発電量が増加しなかったと虚偽の報告をして発電所管理者ＸＰ２が需要家ＸＰ３に対価を支払わない、という状況が起こり得る。そこで、このような疑いを招かないようにするため、発電増加量の算出根拠の改竄を検知する機能は有用である。
【0084】
図１３は、第２実施形態における改竄検知のシーケンス図である。
発電増加量の算出根拠、すなわち、実気象データ、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）、受信した発電出力上限値Ｕ、実発電量データ、基準発電量には、タイムスタンプを付与することが有用である。まず、ステップＳ７０２において、電力管理装置２２０は、算出根拠データＢＤと、ハッシュ関数と、に基づいて、ハッシュ値＃１を算出する。算出根拠データＢＤは、発電増加量と、その算出根拠と、を記述した、例えばテキストデータである。
発電増加量の算出根拠、すなわち、実気象データ、抑制前発電出力Ｐ（ｔ）、受信した発電出力上限値Ｕ、実発電量データ、基準発電量には、タイムスタンプを付与することが有用である。まず、ステップＳ７０２において、電力管理装置２２０は、算出根拠データＢＤと、ハッシュ関数と、に基づいて、ハッシュ値＃１を算出する。算出根拠データＢＤは、発電増加量と、その算出根拠と、を記述した、例えばテキストデータである。
【0085】
ハッシュ値＃１はハッシュ関数の返り値である。ハッシュ関数は、ファイルなどの任意のデータを、固定長の値（ハッシュ値）に変換する関数である。ハッシュ関数は、一意性がある、すなわち、同じ入力に対しては同じ値、異なる入力に対しては異なる値を返す（ほとんど同じ入力に対しても大きく異なる値を返す）性質がある。また、ハッシュ関数は、一方向性がある、すなわち、ハッシュ値から元の入力を推測することは極めて困難、という性質がある。より具体的には、ハッシュ関数は、ＳＨＡ、ＢＬＡＫＥ、ＲＩＰＥＭＤなどのシリーズ（派生版や改良版）が知られている。
【0086】
次に、ステップＳ７０４において、電力管理装置２２０は、ハッシュ値＃１を、時刻認証局５００に送信する。なお、時刻認証局５００は、一般にＴＳＡ（Time Stamping Authority）と称されているものである。次に、ステップＳ７０６において、時刻認証局５００はタイムスタンプＴＳを生成する。
【0087】
次に、ステップＳ７０８において、時刻認証局５００は電力管理装置２２０にＴＳトークン（タイムスタンプトークン）を返信する。ＴＳトークンは、「ハッシュ値＃１は、その時間に、その内容で存在した」ことを証明するデータである。次に、ステップＳ７１０において、電力管理装置２２０は、ハッシュ値＃１と、算出根拠データＢＤと、ＴＳトークンと、を記録装置２４０に記録する。
【0088】
その後、ステップＳ７２２において、需要家ＸＰ３が、負荷制御装置３２０を介して、電力管理装置２２０に発電増加量の算出根拠を照会したとする。これに対して、電力管理装置２２０は、記録装置２４０から、ハッシュ値＃１と、算出根拠データＢＤと、ＴＳトークンと、を読み出し、これらを負荷制御装置３２０に送信する。
【0089】
次に、処理がステップＳ７２８に進むと、負荷制御装置３２０は、ＴＳトークンに含まれるハッシュ値を取得する。取得したハッシュ値を＃２とする。次に、処理がステップＳ７３０に進むと、負荷制御装置３２０は、ハッシュ値＃１，＃２が一致しているか否かを確認する。一致すれば、算出根拠データＢＤが真正なものであることを確認できる。一方、両者が一致しない場合は、算出根拠データＢＤが事後的に改竄されたものと判定する。
【0090】
このように、本実施形態によれば、電力管理装置２２０から負荷制御装置３２０に供給される算出根拠データＢＤの信憑性を確実化できる。このことは、実需給フェーズＰＨ３において、需要家ＸＰ３が電力管理装置２２０からの指示を遵守する動機付けになる。
【0091】
［コンピュータの構成］
図１４は、コンピュータ９８０のブロック図である。図２に示した電力管理装置２２０、負荷制御装置３２０、および系統管理装置４２０は、何れも図１４に示すコンピュータ９８０を、１台または複数台備えている。
図１４において、コンピュータ９８０は、ＣＰＵ９８１と、記憶部９８２と、通信Ｉ／Ｆ（インタフェース）９８３と、入出力Ｉ／Ｆ９８４と、メディアＩ／Ｆ９８５と、を備える。ここで、記憶部９８２は、ＲＡＭ９８２ａと、ＲＯＭ９８２ｂと、ＨＤＤ９８２ｃと、を備える。通信Ｉ／Ｆ９８３は、通信回路９８６に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９８４は、入出力装置９８７に接続される。メディアＩ／Ｆ９８５は、記録媒体９８８からデータを読み書きする。
図１４は、コンピュータ９８０のブロック図である。図２に示した電力管理装置２２０、負荷制御装置３２０、および系統管理装置４２０は、何れも図１４に示すコンピュータ９８０を、１台または複数台備えている。
図１４において、コンピュータ９８０は、ＣＰＵ９８１と、記憶部９８２と、通信Ｉ／Ｆ（インタフェース）９８３と、入出力Ｉ／Ｆ９８４と、メディアＩ／Ｆ９８５と、を備える。ここで、記憶部９８２は、ＲＡＭ９８２ａと、ＲＯＭ９８２ｂと、ＨＤＤ９８２ｃと、を備える。通信Ｉ／Ｆ９８３は、通信回路９８６に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９８４は、入出力装置９８７に接続される。メディアＩ／Ｆ９８５は、記録媒体９８８からデータを読み書きする。
【0092】
ＲＯＭ９８２ｂには、ＣＰＵによって実行されるＩＰＬ（Initial Program Loader）等が格納されている。ＨＤＤ９８２ｃには、制御プログラムや各種データ等が記憶されている。ＣＰＵ９８１は、ＨＤＤ９８２ｃからＲＡＭ９８２ａに読み込んだ制御プログラム等を実行することにより、各種機能を実現する。先に図２に示した、電力管理装置２２０、負荷制御装置３２０、系統管理装置４２０の内部は、主として、制御プログラム等によって実現される機能をブロックとして示したものである。
【0093】
［実施形態の効果］
以上のように上述した実施形態によれば、電力管理装置２２０は、複数の階層（４３０，４５０，４７０）を有する電力系統４００に接続された発電設備２１０に対する発電出力上限値Ｕの指示を参照して、発電設備２１０が接続された階層（４３０，４５０，４７０）に接続された需要家設備３００と、その下位における階層（４３０，４５０，４７０）に接続された需要家設備３００の中から、需要計画ＰＤの更新を要請する対象となる更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定部２２４と、更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置３２０に対して、需要計画ＰＤの更新要請を送信する通信部２２１と、を備える。
以上のように上述した実施形態によれば、電力管理装置２２０は、複数の階層（４３０，４５０，４７０）を有する電力系統４００に接続された発電設備２１０に対する発電出力上限値Ｕの指示を参照して、発電設備２１０が接続された階層（４３０，４５０，４７０）に接続された需要家設備３００と、その下位における階層（４３０，４５０，４７０）に接続された需要家設備３００の中から、需要計画ＰＤの更新を要請する対象となる更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定部２２４と、更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置３２０に対して、需要計画ＰＤの更新要請を送信する通信部２２１と、を備える。
【0094】
これにより、上記各実施形態によれば、発電設備２１０が属する階層とは異なる階層に属する需要家設備３００に対して、需要計画ＰＤの更新を要請することができ、電力の需給バランスを適切に調整できる。
特に、需要計画ＰＤの更新は、需要家ＸＰ３に対して、行動の変容を強いるものである。需要家ＸＰ３が報酬を得られない場合にも需要計画ＰＤ更新を要請すると、需要家が疲弊してしまい、結果として、需要計画ＰＤを更新しなくなってしまう懸念がある。
特に、需要計画ＰＤの更新は、需要家ＸＰ３に対して、行動の変容を強いるものである。需要家ＸＰ３が報酬を得られない場合にも需要計画ＰＤ更新を要請すると、需要家が疲弊してしまい、結果として、需要計画ＰＤを更新しなくなってしまう懸念がある。
【0095】
上述した実施形態によれば、発電出力上限値Ｕを得た際、送電混雑を緩和できる位置における需要家設備３００に限って需要計画ＰＤの更新を要請することができる。一方で、送電混雑を緩和できる位置にいない需要家設備３００には、需要計画ＰＤの更新を要請しない。需要家ＸＰ３が報酬を得られうる場合に限って需要計画ＰＤ更新を要請することで、需要家ＸＰ３は需要計画ＰＤを更新するモチベーションを維持しやすくなる。
【0096】
一方、インフラストラクチャーの分野では、公共の利益に資する施設を建設する際、当該施設の近隣住民が反対するＮＩＭＢＹ（Not In My Backyard）と向き合う必要がある。発電所は、情報提供や意見交換などの地域共生を模索し、ＮＩＭＢＹと向き合ってきた。共通の目標や利益を見つけ出し、協力関係を構築することで相互理解を促進することも地域共生の在り方である。
【0097】
電力管理装置２２０では、発電所管理者ＸＰ２から需要家ＸＰ３に支払う報酬の原資は、変動性再生可能エネルギーによる発電設備２１０の発電増加量である。電力管理装置２２０を通じて、発電所管理者ＸＰ２と需要家ＸＰ３は、変動性再生可能エネルギーの出力抑制を低減して発電量を増やす、という共通の目的を持つことができる。換言すると、電力管理装置２２０は発電所２００にとっての地域共生にも寄与する。
【0098】
また、電力系統４００は複数の変電所４４０，４６０を備えるものであり、複数の階層（４３０，４５０，４７０）は、変電所４４０，４６０によって区切られ、下位に向かうほど公称電圧が低くなるものであると一層好ましい。これにより、様々な公称電圧を有する複数の階層を経由して、電力系統４００をフレキシブルに運用できる。
【0099】
また、発電出力上限値Ｕは、電力系統４００の一部に送電混雑箇所４９０が生じたことに起因して供給されるものであり、要請対象選定部２２４は、需要家設備３００のうち、発電設備２１０との間に送電混雑箇所４９０を経由しない電力供給経路が存在する需要家設備３００の中から、更新要請対象需要家設備を選択すると一層好ましい。これにより、送電混雑箇所４９０に対応して、適切に更新要請対象需要家設備を選択することができる。
【0100】
また、電力管理装置２２０は、発電設備２１０と、需要家設備３００と、電力系統４００と、を地図上に表示し、電力系統４００のうち送電混雑箇所４９０が生じている部分を、他の部分と区別して表示する画面表示部２２８をさらに備えると一層好ましい。これにより、発電所管理者ＸＰ２は、電力系統４００における需要家設備３００の位置関係を容易に把握できる。
【0101】
また、電力管理装置２２０は、所定の時間帯における発電設備２１０における発電増加量を算出する発電増加量算出部２２７をさらに備えると一層好ましい。これにより、発電所管理者ＸＰ２は、発電増加量を把握できるようになる。
【0102】
また、発電増加量算出部２２７は、需要計画ＰＤの更新を要請する前に見込まれる需要家設備３００における消費電力量Ｄ1よりも、需要計画ＰＤの更新を行った場合に見込まれる需要家設備３００における消費電力量Ｄ2が大きいという第１の条件（ＣＤ１）と、需要計画ＰＤの更新を要請する前における発電設備２１０に対する発電出力上限値Ｕ0よりも、需要計画ＰＤの更新を要請した後における発電設備２１０に対する発電出力上限値ＵAが大きいという第２の条件（ＣＤ２）と、の双方が成立した場合に発電増加量を算出すると一層好ましい。これにより、適切な条件下で発電増加量を算出できる。
【0103】
また、発電増加量算出部２２７は、所定の時間帯における実気象に基づいて抑制前発電出力（Ｐ（ｔ））を推定する機能と、抑制前発電出力（Ｐ（ｔ））と、需要計画ＰＤの更新を要請する前に得た発電出力上限値Ｕ0と、に基づいて基準発電量ＧＳを算出する機能と、所定の時間帯における実際の発電量ＧAから基準発電量ＧＳを減算した結果を発電増加量とする機能と、を備えると一層好ましい。これにより、発電増加量算出部２２７は、適切な発電増加量を取得できる。
【0104】
また、電力管理装置２２０は、抑制前発電出力（Ｐ（ｔ））と、発電出力上限値Ｕ0と、を画面上に表示する画面表示部２２８をさらに備えると一層好ましい。これにより、発電所管理者ＸＰ２は、抑制前発電出力（Ｐ（ｔ））と、発電出力上限値Ｕ0と、を視覚的に把握できる。
【0105】
また、発電増加量算出部２２７は、複数の需要家設備３００毎に、需要計画ＰＤの更新を要請する前に見込まれる消費電力量Ｄ1と、需要計画ＰＤの更新を行った場合に見込まれる消費電力量Ｄ2と、の差分を算出する機能と、算出した差分の比に応じて、複数の需要家設備３００に対して発電増加量を配分する機能と、をさらに備えると一層好ましい。これにより、複数の需要家設備３００に対して、発電増加量を適切に配分できる。
【0106】
［変形例］
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
【0107】
（１）上記実施形態における電力管理装置２２０、負荷制御装置３２０および系統管理装置４２０のハードウエアは一般的なコンピュータによって実現できるため、上述した各ブロック図、各フローチャートに対応する処理、その他上述した各種処理を実行するプログラム等を記憶媒体（プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体）に格納し、または伝送路を介して頒布してもよい。
【0108】
（２）上述した各ブロック図、各フローチャートに対応する処理、その他上述した各種処理は、上記実施形態ではプログラムを用いたソフトウエア的な処理として説明したが、その一部または全部をＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit；特定用途向けＩＣ）、あるいはＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）等を用いたハードウエア的な処理に置き換えてもよい。
【0109】
（３）上記実施形態において実行される各種処理は、図示せぬネットワーク経由でサーバコンピュータが実行してもよく、上記実施形態において記憶される各種データも該サーバコンピュータに記憶させるようにしてもよい。
【符号の説明】
【0110】
２１０ 発電設備
２２０ 電力管理装置
２２１ 通信部（通信過程）
２２４ 要請対象選定部（要請対象選定過程）
２２７ 発電増加量算出部
２２８ 画面表示部
３００ 需要家設備
３２０ 負荷制御装置
４００ 電力系統
４３０ 上位系統（階層）
４４０，４６０ 変電所
４５０ 中位系統（階層）
４７０ 下位系統（階層）
４９０ 送電混雑箇所
Ｕ 発電出力上限値
ＧＳ 基準発電量
ＰＤ 需要計画
ＣＤ１ 条件（第１の条件）
ＣＤ２ 条件（第２の条件）
Ｄ1 消費電力量
Ｄ2 消費電力量
ＧA 発電量
Ｕ0 発電出力上限値
ＵA 発電出力上限値
２２０ 電力管理装置
２２１ 通信部（通信過程）
２２４ 要請対象選定部（要請対象選定過程）
２２７ 発電増加量算出部
２２８ 画面表示部
３００ 需要家設備
３２０ 負荷制御装置
４００ 電力系統
４３０ 上位系統（階層）
４４０，４６０ 変電所
４５０ 中位系統（階層）
４７０ 下位系統（階層）
４９０ 送電混雑箇所
Ｕ 発電出力上限値
ＧＳ 基準発電量
ＰＤ 需要計画
ＣＤ１ 条件（第１の条件）
ＣＤ２ 条件（第２の条件）
Ｄ1 消費電力量
Ｄ2 消費電力量
ＧA 発電量
Ｕ0 発電出力上限値
ＵA 発電出力上限値
【要約】
【課題】需要計画の更新を要請する需要家を選定するに際して、発電設備と需要家設備が属する階層を考慮することにより、電力の需給バランスを適切に調整できるようにする。
【解決手段】複数の階層４３０，４５０，４７０を有する電力系統４００に接続された発電設備２１０に対する発電出力上限値Ｕの指示を参照して、前記発電設備２１０が接続された前記階層４３０，４５０，４７０に接続された需要家設備３００と、その下位における前記階層４３０，４５０，４７０に接続された需要家設備３００の中から、需要計画の更新を要請する対象となる更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定部２２４と、前記更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置３２０に対して、需要計画の更新要請を送信する通信部２２１と、を電力管理装置２２０に設けた。
【選択図】図２
【解決手段】複数の階層４３０，４５０，４７０を有する電力系統４００に接続された発電設備２１０に対する発電出力上限値Ｕの指示を参照して、前記発電設備２１０が接続された前記階層４３０，４５０，４７０に接続された需要家設備３００と、その下位における前記階層４３０，４５０，４７０に接続された需要家設備３００の中から、需要計画の更新を要請する対象となる更新要請対象需要家設備を選択する要請対象選定部２２４と、前記更新要請対象需要家設備に含まれる負荷制御装置３２０に対して、需要計画の更新要請を送信する通信部２２１と、を電力管理装置２２０に設けた。
【選択図】図２
【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】
