(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
供給すべき発電量の目標値として発電機に与える計画値が離散的に変更されたときに、追従して運転する前記発電機において連続的に変化する前記発電量の総和と前記計画値の総和とが規定時間内に等しくなるように調整する発電電力の調整方法であって、
前記計画値が変更された時点から前記発電量が前記計画値に一致する時点までの前記計画値と前記発電量との差分量の総和を算出する積算ステップと、
前記積算ステップにおいて算出された前記差分量の総和を相殺する量の電力量を前記規定時間内の一部分に割り付けるように前記計画値を修正する修正ステップとを含み、
前記修正ステップは、前記差分量の総和を相殺する量の電力量を前記規定時間をさらに細分化した所定の単位時間内に割り付けるように前記計画値を修正し、前記所定の単位時間内のうち、さらに前記発電機を安定して運転するために必要な時間を差し引いた時間内に割り付けることを特徴とする、発電電力の調整方法。
【請求項２】
前記積算ステップは、前記発電機の発電電力量を計測して前記計画値との差分量の総和を算出することを特徴とする、請求項１に記載の発電電力の調整方法。
【請求項３】
前記修正ステップは、前記発電機における発電可能上限値と、発電可能下限値と、最大変動許容量と、最大許容変動率とに基づく制限を超えないように前記計画値を修正することを特徴とする、請求項１に記載の発電電力の調整方法。
【請求項４】
前記所定の単位時間は、前記計画値が離散的に変更されうる所定の時間間隔と等しくなるように選ばれることを特徴とする、請求項１に記載の発電電力の調整方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力小売事業に関連して用いられる発電電力の調整方法に関し、より特定的には、所定の規定時間内における需要電力と供給電力の同時同量を達成するため、電力小売事業者に対して電力を提供する事業（以下、電力卸事業と称する）に関連して用いられる発電電力の調整方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来より、電力小売事業や電力卸事業は法令によって規制されていた。したがって、これらの事業における発電電力の調整方法には従来の例がない。
【０００３】
ここで、従来の電気事業者（電力会社）が用いる発電電力の調整方法について概説する。電気事業者は、需要家に対して供給される電気の周波数や電圧が常に一定の値になるように、需要変動に即応して瞬時的な出力調整を行い、系統周波数の安定性を確保している。
【０００４】
具体的には、負荷が変動して発電電力と需要電力との間に不平衡が生じると、発電機の回転速度が変化して周波数が変動する。そこで、発電機への入力を調整して回転数を一定に保つために、調速機が用いられる。さらに、周波数が規定値からずれた際には、その偏差を自動的に検出して調速機を制御し、発電機の出力調整を行う。このような制御方法を自動周波数制御（ＡＦＣ： Automatic Frequency Control）という。
【０００５】
このような調整方法を用いて、電力系統の周波数や連系線の電力潮流を規定値に維持することは電気事業者の責務である。これに対して、電力卸事業を行う電力卸事業者には以上のような責務はない。したがって、電気卸事業者は、系統周波数を常に監視して、需要変動に即応した瞬時的な発電電力の調整を行う必要はない。
【０００６】
しかし、電力小売事業を行う電力小売事業者は、所定時間内（典型的には３０分間の単位時間内）において需要と供給の同時同量を達成することを目指している。なぜなら、需要量が発電量より多い場合には、不足分の電力は高い料金で電力会社から自動的に供給され、逆に、発電量が需要量より多い場合には、余分の電力は非常に安い料金で電力会社へ自動的に買い取られることから、需要量に対して発電量が多くても少なくてもコスト高になるからである。また、電力小売事業者は、電力会社との約款により、３０分間の単位時間内において同時同量を達成するように義務づけられていることがある。このことから、電力卸事業者は、電力小売事業者との契約により、典型的には当該３０分間において電力小売事業者が要求した電力を確実に供給しなければならないという責務を負うことがある。
【０００７】
具体的には、電力小売事業者は、契約を結んだ複数の需要家の需要量を集計し、集計した需要量を満たすように、所定の時間内における発電量を電力卸事業者に対して指示する。電力卸事業者は、自らが所有し、または発電事業者が所有する複数の発電機の総発電量が電力小売事業者から指示された発電量と等しくなるように、各発電機に対して適切な負荷を配分する計画を行って、計画に従った発電量（以下、計画値と称する）を指示する。こうして、需要量に対応する電力が需要家に対して供給されることになり、当該３０分間における同時同量を達成することができる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
もっとも、需要家の需要量は当該３０分の間にも刻々と変動する。また、その変動を電力小売事業者が予測したとしても、必ずしも予測通りに変動するとは限らない。そのことから、電力小売事業者は、当該３０分の間においても、電力卸事業者に対する発電量の指示値を変更することが考えられる。このような場合において、電力卸事業者は、電力会社が行うＡＦＣのような自動制御ができないことから、各発電機に対する計画値を再び変更しなければならない。
【０００９】
また、電力卸事業者から負荷の配分を受けた発電機が事故等によってトリップし、または性能が低下した場合には、電力卸事業者は、電力小売事業者から指示された発電量を供給できるように、当該３０分の間においても各発電機に対する計画値を再び変更しなければならない。
【００１０】
ここで、発電機に対して発電量の変更を指示する場合には、計画値の変動量がわずかでない限り、実際の発電量が直ちに計画値に達することはない。なぜなら、一般的に、発電機は、単位時間あたりの発電量の増加率および減少率において性能限界を有しているので、計画値の変動量がわずかでない限り、計画値の変更に対して瞬間的に追従することができないからである。したがって、発電機に対して発電量の変更を指示するたびに、実際の発電量は当初の計画からずれていくことになる。もちろん、このずれは、次の３０分間における発電量の再計画によって修正されるが、当該ずれが発生した３０分間においては同時同量を達成することができない、という問題点が残る。
【００１１】
この点、電力卸事業者は、ずれが発生した時点で直ちに各発電機に対する負荷配分を再計画して、各発電機へ計画値を指示し、その後もずれが解消するまで再計画と指示とを繰り返すことよって、ずれが発生した当該３０分間においても同時同量を達成することは可能である。しかし、このように再計画を短い時間で繰り返し行うためには、全発電機の発電量をリアルタイムに計測するシステムと、計測された値に基づいてリアルタイムに再計画を行う非常に高速な計算機が必要となり、コスト高である。また、各発電機への計画値の変更指示も繰り返し行われるために、通信コストがかさむことになる。
【００１２】
そこで、本発明の目的は、所定時間内（典型的には３０分の間）において実際の発電量と計画値との間にずれが生じて、計画値の変更が生じた場合であっても、全発電機に対する負荷配分を再計画することなく、当該所定時間内における同時同量を達成する発電電力の調整方法を提供することである。
【００１３】
【課題を解決するための手段および発明の効果】
第１の発明は、供給すべき発電量の目標値として発電機に与える計画値が離散的に変更されたときに、追従して運転する発電機において連続的に変化する発電量の総和と計画値の総和とが規定時間内に等しくなるように調整する発電電力の調整方法であって、
計画値が変更された時点から発電量が計画値に一致する時点までの計画値と発電量との差分量の総和を算出する積算ステップと、
積算ステップにおいて算出された差分量の総和を相殺する量の電力量を規定時間内の一部分に割り付けるように計画値を修正する修正ステップとを含み、
修正ステップは、差分量の総和を相殺する量の電力量を規定時間をさらに細分化した所定の単位時間内に割り付けるように計画値を修正し、所定の単位時間内のうち、さらに発電機を安定して運転するために必要な時間を差し引いた時間内に割り付けることを特徴とする、発電電力の調整方法である。
【００１４】
上記のように、第１の発明によれば、発電量と計画値との間に生じたずれ量を相殺するように計画値を修正するので、全発電機に対する負荷配分を再計画することなく、当該規定時間内（典型的には３０分間）における同時同量を達成することができる。また、規定時間（例えば３０分間）をさらに細分化した所定の単位時間内（例えば５分間）に割り付けるので、例えば、計画が変更された後の５分間という早い段階で同時同量を達成することができる。したがって、計画がその後に再変更された場合にも、規定時間（３０分間）における同時同量を達成するように計画値の再修正を行うことができる。また、次の単位時間までには、発電機の出力が一定となって安定する。したがって、発電機に負荷をかけるハンチング動作が生じることもない。また、計画が次の単位時間において再変更された場合にも、発電機出力の変化率が許容限界を超えないように、計画値の再修正を行うことができる。
【００１５】
第２の発明は、第１の発明に従属する発明であって、
積算ステップは、発電機の発電電力量を計測して計画値との差分量の総和を算出することを特徴とする。
【００１６】
上記のように、第２の発明によれば、発電機における発電電力量を実際に計測した結果を用いるので、現実に生じた発電量と計画値とのずれ量を正確に相殺することができる。
【００２１】
第３の発明は、第１の発明に従属する発明であって、
修正ステップは、発電機における発電可能上限値と、発電可能下限値と、最大変動許容量と、最大許容変動率とに基づく制限を超えないように計画値を修正することを特徴とする。
【００２２】
上記のように、第３の発明によれば、発電機が現実に発電できるような負荷を割り付けることができるので、修正された計画値に対して発電機が追従できない状態は生じない。したがって、修正された計画値と発電量との間にずれ量が生じないので、当該規定時間内（典型的には３０分間）における同時同量を達成することができる。なお、ここでいう最大変動許容量とは、後述するように、発電機出力を上昇・下降させる際の最大変動許容量であって、発電機の性能等の制限から許容できる最大の変動量をいう。また、最大許容変動率とは、発電機が出力を変動させる際に許容できる最大の単位時間あたりの変動量の変化率をいう。
【００２３】
第４の発明は、第１の発明に従属する発明であって、
所定の単位時間は、計画値が離散的に変更されうる所定の時間間隔と等しくなるように選ばれることを特徴とする。
【００２４】
上記のように、第４の発明によれば、計画値が変更される可能性のあるタイミングまでに同時同量を達成することができるので、計画が再変更された場合であっても、同様の処理をすることによって、規定時間（３０分間）における同時同量を達成することができる。
【００２７】
【発明の実施の形態】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る発電電力の調整方法を実現するシステムを含む電力小売システム全体の関係を例示したブロック図である。図１において、本電力小売システムは、電力卸事業者が保有する電力卸事業者用システム１００と、電力を供給する発電事業者が保有する発電事業者用システム２００と、電力を消費する需要家が保有する需要家用システム３００と、電力小売事業者が保有する電力小売事業者用システム４００と、電力系統ネットワーク５００とを含む。電力系統ネットワーク５００は、発電事業者用システム２００において発電された電力を需要家用システム３００へ供給するための経路であり、通常は電力会社によって管理されている。
【００２８】
なお、図中の太字の矢印は電力の流れを表している。また、図１において、発電事業者用システム２００および需要家用システム３００は、説明の便宜のためにそれぞれを１つずつしか示していないが、典型的にはそれぞれ複数個が存在するものとする。
【００２９】
さらに、電力卸事業者用システム１００は、指示値受信部１０１と、計画値作成部１０２と、計画値修正部１０３と、計画値送信部１０４と、発電量受信部１０５とを含む。また、発電事業者用システム２００は、発電量送信部２０１と、発電機制御部２０２と、計画値受信部２０３と、発電量モニター部２０４と、発電機２０５とを含む。
【００３０】
以上のような電力小売システムにおいて、需要と供給の同時同量を達成する動作について概説する。図１において、需要家用システム３００は、電力を消費し、消費した電力を電力小売事業者用システム４００へ通知する。典型的には、需要家用システム３００は、ビルや工場などの電力を消費する各種設備と、その消費電力を計測して送信する設備とを備えている。
【００３１】
電力小売事業者用システム４００は、典型的には複数の需要家用システム３００から通知された消費電力量を集計し、電力の総需要量を算出する。ここで、全需要家に必要な電力の総供給量は、必ずしも算出された総需要量に等しいわけではない。なぜなら、算出された総需要量は過去の所定期間において消費された電力の総量であり、将来の所定期間において必要な電力の総供給量とは異なるからである。そこで、電力小売事業者用システム４００は、過去の需要実績、気温、湿度、天候などのデータを参照して、全需要家に必要な電力の総供給量を予測する。
【００３２】
ここで、３０分間における同時同量を実現するという観点からすれば、当該予測は、３０分間隔で行われるだけでは十分とは言えない。そこで、電力小売事業者用システム４００は、前日中に当日一日分の需要予測を３０分間隔で一括して行って、電力卸事業者用システム１００へ予め通知しておくとともに、当日は、さらに当該３０分間をさらに６等分した５分間隔で需要量を予測し、供給すべき発電量を必要に応じて電力卸事業者用システム１００へ通知する。以上の通知は、供給すべき電力の指示値として送信される。このように、指示値とは、電力小売事業者用システム４００から電力卸事業者用システム１００へ送られる電力計画値を指すものと定義する。この指示値は、典型的にはインターネット等の通信回線を介して電力卸事業者用システム１００へ送られる。なお、ここでは、電力小売事業者用システム４００は、５分間隔で需要量を予測して、電力卸事業者用システム１００へ通知するとしたが、他の時間間隔（例えば１分ごと）でもよい。ただし、頻繁に需要予測と通信を行うためには高速な計算機と頻繁な通信とが必要になってコスト高となるので、ここでは、５分間隔を好適例とする。
【００３３】
電力卸事業者用システム１００において、指示値受信部１０１は、通信回線を介して送られてきた指示値を受信し、計画値作成部１０２へ入力する。計画値作成部１０２は、発電事業者が所有する複数の発電機の総発電量が指示値と等しくなるように、各発電機に対して適切な負荷を配分する計画を行う。ここで、このようにして作成された各発電機に対する発電指令値を計画値と定義する。この計画値は、計画値送信部１０４により、対応する発電機を有する発電事業者用システム２００へ、典型的にはインターネット等の通信回線を介して送信される。
【００３４】
発電事業者用システム２００において、計画値受信部２０３は、電力卸事業者用システム１００から送られてきた計画値を受信し、発電機制御部２０２へ入力する。発電機制御部２０２は、典型的にはＤＣＳ（Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ  Ｃｏｎｔｒｏｌ  Ｓｙｓｔｅｍ）を含み、入力された計画値を発電目標値として、発電機２０５の発電電力量が計画値と一致するように、発電機２０５を制御する。発電機２０５の発電電力量は、発電量モニター部２０４によって例えば１秒間隔で計測され、発電機制御部２０２へフィードバック入力されるとともに、発電量送信部２０１へ入力される。発電量送信部２０１は、計測された発電量を典型的にはインターネット等の通信回線を介して電力卸事業者用システム１００へ送信する。なお、当該送信は必ずしも１秒毎に行われる必要はなく、所定の時間あたりの発電量を積算した値が所定の時間間隔で送信されればよい。ただし、当該送信の時間間隔は、電力小売事業者用システム４００から指示値が送信される際の時間間隔（上述では５分間隔）以下の時間間隔で行われる必要がある。また、発電機２０５によって発電された電力は、電力系統ネットワーク５００を介して、需要家用システム３００へ送電される。
【００３５】
さらに、電力卸事業者用システム１００において、発電量受信部１０５は、上述のように発電事業者用システム２００の発電量送信部２０１から送られてきた発電電力量を受信して、計画値作成部１０２および計画値修正部１０３へ入力する。計画値修正部１０３は、計画値作成部１０２からの計画値が入力され、計画値が変更された場合にも同時同量を達成するように、入力された発電量を参照し、後述する処理を行って計画値を修正する。
【００３６】
また、計画値作成部１０２は、或る発電機のトリップや出力低下などが原因となって当該発電機における計画値と実際の発電量とが乖離してきたときには、各発電機の総発電量が指示値と再び等しくなるように、負荷を再配分する計画を行う。具体的には、当該発電機が理論上許される発電量の最大増加率（後述する最大上方変動許容量）で発電を行ったとしても、同時同量を達成すべき３０分の間には計画値に達することができないときには、当該発電機の計画値を修正するだけで同時同量を達成することはできない。そこで、計画値作成部１０２は、入力された発電量を参照して計画値との差分値を算出し、同時同量を達成すべき３０分における残り時間から必要な電力を発電する場合の発電量変化率を計算する。そして、計算された発電量変化率が発電機の最大上方変動許容量を上回る場合には、同時同量を達成できない場合として上述の再計画を実行する。
【００３７】
以上のような計画値作成部１０２および計画値修正部１０３の動作は、典型的には、一般的なコンピュータシステムによって実行可能なプログラムによって実現される。その場合、電力卸事業者用システム１００は、典型的には当該プログラムを記憶した記録媒体（例えば、半導体メモリー、ハードディスク、ＣＤ−ＲＯＭなど）を実装することになる。もちろん、電力卸事業者用システム１００は、通信回線から伝送されてくるプログラムを利用してもよい。
【００３８】
次に、同時同量を達成すべき３０分間の途中で計画値が変更された場合における計画値修正部１０３の動作について説明する。図２は、計画値を途中で修正する場合の処理の流れを示したフローチャートである。図２のステップＳ１０において、計画値修正部１０３は、計画値作成部１０２から入力された計画値が変更された否かを判断する。変更された場合には、処理はステップＳ２０へ進む。変更されていない場合には、処理は終了する。
【００３９】
ステップＳ２０において、計画値修正部１０３は、発電量受信部１０５から入力された発電量と計画値との差分量を積算し、計画値から実際の発電量がどれほどずれているか、すなわち計画値の示す電力量に対する実際の発電量の不足量または過剰量の総量を算出する。前述のように、発電機は、単位時間あたりの発電量の増加率および減少率において性能限界を有しているので、計画値の変更に対して瞬間的に追従することができず、計画値の変動量がわずかでない限り、上記のような不足量または過剰量が生じる。したがって、積算した値を算出すれば、後述するように、不足量または過剰量の総量を相殺するように修正された計画値を作成することができる。
【００４０】
ステップＳ３０において、計画値修正部１０３は、計画値と実際の発電量とが一致したか否かを判断する。一致しない場合には、発電機２０５が計画値の変更に対して追従しきれておらず、さらに計画値に対する実際の発電量の不足量または過剰量が生じるので、処理はステップＳ２０へ戻り、不足量または過剰量の積算を続行する。一致する場合には、発電機２０５が計画値の変更に対して追従するに至ったので、処理はサブルーチンステップＳ４０へ進む。
【００４１】
サブルーチンステップＳ４０において、計画値修正部１０３は、ステップＳ３０において積算された不足量または過剰量の総量を相殺するように修正された計画値を作成する。本サブルーチンにおける計画値修正部１０３の動作の詳細については後述する。
【００４２】
ステップＳ５０において、計画値修正部１０３は、修正された計画値を計画値送信部１０４を介して発電事業者用システム２００へ送信する。
【００４３】
なお、上述のステップＳ２０およびＳ３０において、計画値修正部１０３は、現実の発電量が計画値に追従するまで、発電量受信部１０５から入力された発電量と計画値との差分量を積算する。しかし、これらの処理に代えて、計画値修正部１０３は、変更前の計画値と変更後の計画値との差と、理論上許される発電機２０５の発電量の最大増加率（後述する最大上方変動許容量）とを用いて、計画値の示す電力量に対して実際に発生すると予測される発電量の不足量または過剰量の総量を算出してもよい。
【００４４】
次に、サブルーチンステップＳ４０において、計画値修正部１０３が計画値を修正する詳細な動作について、以下に異なる２種類の動作例（およびその変形例）について説明する。まず、第１の処理として、計画値の変更があった当該３０分間が終了した時点で同時同量が達成されるように、計画値を緩やかに修正する処理について説明する。
【００４５】
図３は、この第１の処理について、サブルーチンステップＳ４０のさらに詳細な処理の流れを示したフローチャートである。図３のステップＳ４０１において、計画値修正部１０３は、図２のステップＳ２０において積算された不足量または過剰量の総量を、次の送信時点から当該３０分が終了する時点までの残り時間に均等に割り付ける。例えば、同時同量を達成すべき３０分間のうち、開始後５分の時に計画値が修正された場合には、次の送信時は開始後１０分の時である。したがって、その時点からの残り時間は２０分であるから、積算された不足量または過剰量の総量を当該２０分間に均等に割り付け、修正量を算出する。
【００４６】
ステップＳ４０２において、計画値修正部１０３は、ステップＳ４０１において算出された修正量を計画値に加えて、修正計画値を算出する。このように計画値を修正すれば、例えば上述の残り２０分間で積算された不足量または過剰量の総量を相殺するように発電量を調整することができる。
【００４７】
ステップＳ４０３において、計画値修正部１０３は、次の送信タイミングか否かを判定する。次の送信タイミング（例えば、同時同量を達成すべき３０分間のうち、開始後５分の時に計画値が修正された場合には、開始後１０分の時）であれば、本サブルーチン処理は終了し、前述のように図２のステップＳ５０において、修正計画値は、計画値送信部１０４を介して発電事業者用システム２００へ送信される。送信タイミングでなければ、それまで待機する。
【００４８】
以上の動作について、さらに具体的な数値を例示しつつ、図を用いて説明する。図４は、上述の動作によって計画値が修正された場合の３０分間における発電電力量の推移を示したグラフである。図４において、実線は計画値作成部１０２が作成した計画値の推移を示し、点線は実際の発電量を示し、一点鎖線は修正された計画値を示している。
【００４９】
まず、図中の０分から５分までの区間において、発電機２０５は、計画値２０（ｋＷｈ）に追従して発電を行っている。次に、５分の時点で、計画値は２０（ｋＷｈ）から８０（ｋＷｈ）へ変更されている。これに対して、上述のように発電機２０５は、計画値の変更に対して瞬間的に追従することができないことから、点線のように発電量を変化させながら、６分の時点で計画値に追従するに至っている。
【００５０】
なお、当該点線の傾きは、理論的には発電機２０５が有する発電量の最大増加率を示すことになるが、実際には諸般の条件により理論値とは異なることも考えられる。したがって、ここでは、実際に発電量モニター部２０４において計測された発電量が示されているものとする。しかし、別例として、実際に計測された発電量を用いることなく、発電機２０５の発電量の最大増加率を用いて、計画値の示す電力量に対して実際に発生すると予測される発電量の不足量または過剰量の総量を算出してもよいことは前述したとおりである。
【００５１】
ここで、図中の点線と実線とで囲まれた斜線部分の面積（以下、３角形の面積と称する）は、実際の発電量と計画値との差分量を積算した量に対応する。すなわち、計画値の示す電力量に対する実際の発電量の不足量の総量を示すことになる。したがって、当該総量を次の送信タイミングである１０分の時点から３０分の時点までの２０分間に均等に割り付けるには、この３角形の面積に等しくなるように、１０分の時点から３０分の時点までの２０分間における現在の計画値（実線）と修正された計画値（一点鎖線）とで囲まれた面積を決定すればよい。図では、３角形の面積（＝底辺×高さ／２）は、例えば、次式（１）のように求められる。但し、Δｔは割り付けのための単位時間であり、ここでは１分間である。
Δｔ×（８０−２０）／２＝３０  …（１）
【００５２】
したがって、この３０を２０分間に均等に割り付けると、現在の計画値と修正された計画値との差分量は、３０／２０Δｔ＝１．５となる。なお、実際の発電量（点線）は、必ずしも直線的に変化するわけではないが、３角形の面積に相当する面積は容易に求めることができる。以上の計算は、図３のステップＳ４０２の処理に対応する。
【００５３】
以上より、修正量は１．５（ｋＷｈ）であり、修正された計画値は、８０＋１．５＝８１．５（ｋＷｈ）となる。当該計算は、ステップＳ４０３の処理に対応する。なお、以上の計算は、実際の発電量が計画値に追従するに至った６分の時点で行うことができる。
【００５４】
このようにして算出された修正された計画値は、１０分の時点で発電事業者用システム２００の計画値受信部２０３へ送られ、さらに発電機制御部２０２へ入力される。その結果、発電機制御部２０２は発電目標値を上書きされて、発電機を新たな発電目標値になるよう制御する。ここで、発電量の変動量はわずか（上述の例では１．５ｋＷｈ）であるので、発電機２０５は瞬間的に追従することができる。したがって、以上のような処理によって、変更された計画通りに３０分間における同時同量を達成することができる。
【００５５】
なお、以上は計画値が大きくなる方向へ変更された場合を例に説明したが、計画値が小さくなる方向へ変更された場合であっても同様に考えることができるので、説明は省略する。
【００５６】
以上のように、第１の処理によれば、３０分間の一部分に均等に割り付けるので、修正前の計画値と修正後の計画値との差が小さくなる。したがって、最大（または最小）発電量を抑えることができるとともに、発電機２０５に対する負荷を減らすことができる。
【００５７】
次に、以上の処理とは異なる第２の処理として、計画値の変更があった時点から次の５分間隔で行われる送信タイミングまでに同時同量が達成されるよう、計画値を５分以内の範囲で急激に修正する処理について説明する。
【００５８】
図５は、この第２の処理について、サブルーチンステップＳ４０のさらに詳細な処理の流れを示したフローチャートである。図５のステップＳ４５１において、計画値修正部１０３は、図２のステップＳ２０において積算された不足量または過剰量の総量を現時点から次の送信タイミングまでの残り時間に割り付けることができる電力量割り付けパターンを選択する。ここで、電力割り付けパターンは、残り時間や不足量または過剰量の総量などに応じて、相当数の異なるパターンが用意されており、パターン記憶部（図示されない）等に記憶されて、計画値修正部１０３の要求に応じて呼び出されるものとする。また、計画値修正部１０３は、不足量または過剰量の総量と残り時間とに適合する割り付けパターンを１つ呼び出すが、その際には割り付けられる電力の最大値が小さいもの（または最小値が大きいもの）から順に呼び出すものとする。なぜなら、電力量が小さいほど発電コストが低くなるからである。
【００５９】
なお、ここでは、割り付けられる電力の最大値が発電機２０５の発電可能上限値を超えず、最小値が発電可能下限値を下回らないことを前提としているが、当該比較判断を条件判断ステップとして付加してもよい。
【００６０】
ステップＳ４５２において、計画値修正部１０３は、ステップＳ４５１において選択された配分パターンが、発電機２０５の最大上方変動許容量の範囲内にあるか否かを判断する。最大上方変動許容量とは、発電機２０５の出力を上昇させる際の最大変動許容量であって、発電機２０５の性能等の制限から許容できる単位時間あたりの最大の変動量をいう。範囲内にあれば、処理はステップＳ４５３へ進む。範囲外であれば、次の割り付けパターンを選択するために、ステップＳ４５１へ戻る。
【００６１】
ステップＳ４５３において、計画値修正部１０３は、選択された割り付けパターンが、発電機２０５の最大下方変動許容量の範囲内にあるか否かを判断する。最大下方変動許容量とは、発電機２０５の出力を下降させる際の最大変動許容量であって、発電機２０５の性能等の制限から許容できる単位時間あたりの最大の変動量をいう。範囲内にあれば、処理はステップＳ４５４へ進む。範囲外であれば、次の割り付けパターンを選択するために、ステップＳ４５１へ戻る。
【００６２】
ステップＳ４５４において、計画値修正部１０３は、選択された割り付けパターンが、発電機２０５における発電量の変動率が許容範囲内にあるか否かを判断する。ここで、発電量の最大許容変動率とは、発電機２０５が出力を変動させる際に許容できる最大の単位時間あたりの変動量の変化率をいう。範囲内にあれば、処理はステップＳ４５５へ進む。範囲外であれば、次の割り付けパターンを選択するために、ステップＳ４５１へ戻る。なお、このような制限は、発電機の出力を急激に変化させることができないことに基づく。
【００６３】
ステップＳ４５５において、計画値修正部１０３は、選択された割り付けパターンから、次の送信タイミングまでの残り時間における修正計画値を決定する。典型的には、残り時間までの修正計画値を１分の単位時間ごとに設定する。その後、本サブルーチン処理は終了して、前述のように図２のステップＳ５０において、修正計画値は、計画値送信部１０４を介して発電事業者用システム２００へ送信される。
【００６４】
以上のように、ここでは予め用意された電力量の割り付けパターンのうち、割り付けられる電力の最大値が小さいものから順に選択し、上方および下方への最大変動許容量（ステップＳ４５２，Ｓ４５３）と、許容できる最大変動率（ステップＳ４５４）とを条件とし、これらの条件を満たすパターンを修正計画値として採用する例について説明した。しかし、このように単純な条件判断ではなく、割り付けられる電力の最大値、上方および下方への変動量、変動率といったファクターに対して所定の重み付けを行うなど、公知の線形計画法や遺伝的アルゴリズム（ＧＡ）などの手法を用いて、最適なパターンを選択したり、修正計画値を直接算出したりしてもよい。なお、このような条件判断は、前述した第１の処理において行われてもよい。
【００６５】
以上の動作について、さらに具体的な数値を例示しつつ、図を用いて説明する。図６は、上述の動作によって計画値が修正された場合の３０分間における発電電力量の推移を示したグラフである。図６において、実線、点線、一点鎖線は図４と同様であり、図中の０分から５分までの区間においても、図４と全く同様であるので、説明を省略する。
【００６６】
したがって図６においても、図４と同様に、図中の点線と実線とで囲まれた斜線部分の三角形の面積は、計画値の示す電力量に対する実際の発電量の不足量の総量に対応することになる。ここで、当該総量を現在時刻の６分の時点から次の送信タイミングである１０分の時点までの４分間に割り付けるためのパターンは、図中では当該区間における斜線部分の台形に対応する。したがって、当該台形の面積（＝（上底＋下底）×高さ／２）は、三角形の面積（＝３０）に等しく、例えば、次式（２）のように求められる。但し、Δｔは割り付けのための単位時間であり、ここでは１分間である。
（２Δｔ＋４Δｔ）×１０／２＝３０  …（２）
【００６７】
上式（２）によれば、台形の下底に対応する時間長４Δｔで発電機２０５の出力は計画値に収束する。また、上方および下方への最大変動許容量、すなわち、台形の斜辺の傾きや、最大変動率、すなわち斜辺と上底との角度も、許容範囲内にあるものとする。このような割り付けパターンを選択する処理は、図３のステップＳ４５１〜Ｓ４５４の処理に対応する。
【００６８】
また、当該パターンによれば、７分の時点から９分の時点までの修正計画値は、９０であり、修正開始時点である６分の時点および修正終了時点である１０分の時点での修正計画値は、それぞれ変更後の計画値（＝８０）と等しい。このような修正計画値の決定は計算は、ステップＳ４５５の処理に対応する。
【００６９】
ただし、上記のような第２の処理については、以下の２つの問題点がある。まず、第１に、上記第２の処理によれば、発電機２０５は、単位時間の終了時点（例えば１０分の時点）で初めて計画値に収束するようにその出力を調整される。したがって、次の単位時間において計画値が修正された場合には、さらに連続して出力を変化させることになり、ハンチング動作となる可能性がある。このようなハンチング動作は、発電機２０５に過大な負荷をかけ、ひいてはその寿命を縮めることになりかねない。また、第２に、発電機２０５には許容できる発電量の変化率に限界がある。にもかかわらず、上記第２の処理のように単位時間の終了時点に向けて出力を変化させると、次の単位時間の開始時点における出力の変化率が許容限界を超える場合も考えられ、電力量の調整が十分にできなくなる可能性がある。
【００７０】
そこで、第２の処理の変形例として、５分間隔で行われる送信タイミングまでに修正するのではなく、さらに早い時点、すなわち発電機２０５の出力が安定するのに要する所定の時間を差し引いた時点までに修正を完了する処理を行う。そうすれば、計画値が変更される可能性がある次の送信タイミングまでには、発電機２０５の出力は一定となって安定するので、ハンチング動作をすることもなく、また、変化率が許容限界を超えることもない。
【００７１】
以上の動作について、さらに具体的な数値を例示しつつ、図を用いて説明する。図７は、上述の動作によって計画値が修正された場合の３０分間における発電電力量の推移を示したグラフである。図７は、図６とほぼ同様であるが、計画値の示す電力量に対する実際の発電量の不足量の総量は、現在時刻の６分の時点を始点とし、９分の時点を終点とする３分間の区間に割り付けられる。ここで、終点の時点は、次の送信タイミングである１０分の時点から、発電機２０５の出力が安定するのに要する時間（ここでは、１分間とする）を差し引いて算出される。
【００７２】
このような区間に電力量を割り付けるためのパターンは、図中では当該区間における斜線部分の台形に対応する。したがって、当該台形の面積（＝（上底＋下底）×高さ／２）は、三角形の面積（＝３０）に等しく、例えば、次式（３）のように求められる。但し、Δｔは割り付けのための単位時間であり、ここでは１分間である。
（Δｔ＋３Δｔ）×１５／２＝３０  …（３）
【００７３】
上式（３）によれば、台形の下底に対応する時間長３Δｔで発電機２０５の出力は計画値に収束する。また、上方および下方への最大変動許容量、すなわち、台形の斜辺の傾きや、最大変動率、すなわち斜辺と上底との角度も、許容範囲内にあるものとする。このような割り付けパターンを選択する処理は、図３のステップＳ４５１〜Ｓ４５４の処理に対応する。
【００７４】
また、当該パターンによれば、７分の時点から８分の時点までの修正計画値は、９５であり、修正開始時点である６分の時点および修正終了時点である９分の時点での修正計画値は、それぞれ変更後の計画値（＝８０）と等しい。このような修正計画値の決定は計算は、ステップＳ４５５の処理に対応する。
【００７５】
こうして、上記第２の処理およびその変形例のように算出された修正計画値は、一括して直ちに発電事業者用システム２００の計画値受信部２０３へ送られ、さらに発電機制御部２０２へ入力される。その結果、発電機制御部２０２は発電目標値を上書きされて、発電機を新たな発電目標値になるよう制御する。もちろん、各修正計画値を単位時間である１分ごとに送信してもよいし、１分毎に実際の発電量との差分量を再計算して、各修正計画値をさらに修正して送信してもよい。以上のような処理によって、計画が変更された後の５分間、または発電機２０５の出力が安定するのに要する時間を差し引いた４分間に同時同量を達成することができるので、計画がさらに次に変更タイミングにおいて再変更された場合であっても、再度同様の処理を行うことにより、やはり３０分間における同時同量を達成することができる。
【００７６】
（第２の実施形態）
図８は、本発明の第２の実施形態に係る発電電力の調整方法を実現するシステムを含む電力小売システム全体の関係を例示したブロック図である。図８において示される本電力小売システムは、図１と同様に、電力卸事業者用システム１５０と、発電事業者用システム２５０と、需要家用システム３００と、電力小売事業者用システム４００と、電力系統ネットワーク５００とを含むが、電力卸事業者用システム１５０および発電事業者用システム２５０の構成が異なる。
【００７７】
すなわち、図８の電力卸事業者用システム１５０は、図１の電力卸事業者用システム１００から、計画値修正部１０３および発電量受信部１０５が省略されており、発電事業者用システム２５０は、発電事業者用システム２００から発電量送信部２０１が省略されて、計画値修正部２１０が追加されている。
【００７８】
この計画値修正部２１０は、図１の計画値修正部１０３と同様の動作を行う。したがって、計画値修正部２１０の動作は、図２のフローチャートに示される処理の流れと同様である。但し、計画値修正部２１０は、計画値受信部２０３から出力する計画値を監視して、計画値が変更されたか否かを判断し（ステップＳ１０）、実際の発電量を発電量モニター部２０４から直接に取得し（ステップＳ２０）、修正された計画値を発電機制御部２０２へ直接に入力するものとする（ステップＳ５０）。
【００７９】
以上のような構成によれば、発電量モニター部２０４によって計測された発電量を電力卸事業者用システム１００へ送信することなく、発電事業者用システム２００内部で計画値を修正する処理を行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る発電電力の調整方法を実現するシステムを含む電力小売システム全体の関係を例示したブロック図である。
【図２】計画値を途中で修正する場合の処理の流れを示したフローチャートである。
【図３】第１の処理について、サブルーチンステップＳ４０のさらに詳細な処理の流れを示したフローチャートである。
【図４】第１の処理によって計画値が修正された場合の３０分間における発電電力量の推移を示したグラフである。
【図５】第２の処理について、サブルーチンステップＳ４０のさらに詳細な処理の流れを示したフローチャートである。
【図６】第２の処理によって計画値が修正された場合の３０分間における発電電力量の推移を示したグラフである。
【図７】第２の処理の変形例によって計画値が修正された場合の３０分間における発電電力量の推移を示したグラフである。
【図８】本発明の第２の実施形態に係る発電電力の調整方法を実現するシステムを含む電力小売システム全体の関係を例示したブロック図である。
【符号の説明】
１００  電力卸事業者用システム
１０１  指示値受信部
１０２  計画値作成部
１０３  計画値修正部
１０４  計画値送信部
１０５  発電量受信部
１５０  電力卸事業者用システム
２００  発電事業者用システム
２０１  発電量送信部
２０２  発電機制御部
２０３  計画値受信部
２０４  発電量モニター部
２０５  発電機
２１０  計画値修正部
２５０  発電事業者用システム
３００  需要家用システム
４００  電力小売事業者用システム
５００  電力系統ネットワーク
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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