"複数の発電機および複数の需要家の負荷を含んで構成された電力系統における電力需給を制御する電力系統電力需給制御装置であって、第1の時間周期ごとに、前記電力系統における電力需要の不均衡量を取得し、前記不均衡量を解消するための発電電力の制御量を算出し、前記算出した制御量を分割して前記電力系統に属する発電機へ配分し、前記配分した制御量をLFC指令値として、その配分対象の発電機へ向けて出力する負荷周波数制御装置と、前記第1の時間周期よりも長い第2の時間周期ごとに、前記電力系統における予め設定された電力需要の予測値およびその時点の需要値に基づき、その電力系統に属する発電機の総発電費用が小さくなるように、それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する経済負荷配分制御装置と、前記第2の時間周期と同じ、または、前記第2の時間周期よりも短くかつ前記第1の時間周期よりも長い第3の時間周期ごとに、前記負荷周波数制御装置から、その負荷周波数制御装置によって算出される制御量の一部または全部を取得し、その取得した制御量に基づき、経済負荷配分補正量を算出し、前記算出した経済負荷配分補正量を、前記それぞれの発電機の発電費用に応じて、そのそれぞれの発電機に配分し、前記経済負荷配分制御装置によって算出された前記それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、前記配分した経済負荷配分補正量で補正し、前記補正したそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、EDC指令値としてそのそれぞれの発電機へ向けて出力する経済負荷再配分装置と、を含んで構成されることを特徴とする電力系統電力需給制御装置。前記経済負荷再配分装置が前記負荷周波数制御装置から取得する制御量は、前記電力需給の不均衡量の積分量であることを特徴とする請求項1に記載の電力系統電力需給制御装置。前記経済負荷再配分装置が前記負荷周波数制御装置から取得する制御量は、前記電力需給の不均衡量の微分量と比例量と積分量とからなるPID制御量であることを特徴とする請求項1に記載の電力系統電力需給制御装置。前記経済負荷再配分装置は、前記負荷周波数制御装置から取得した制御量にローパスフィルタリング処理を加え、そのローパスフィルタリング処理を加えた制御量に基づき、前記経済負荷配分補正量を算出することを特徴とする請求項1に記載の電力系統電力需給制御装置。前記負荷周波数制御装置が前記積分量を算出するときには、前記複数の発電機の総発電量から前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値の総和を差し引いた量を、前記電力不均衡量に加算し、前記加算した量を積分することを特徴とする請求項2または請求項3に記載の電力系統電力需給制御装置。複数の発電機および複数の需要家の負荷を含んで構成された電力系統における電力需給を制御する電力系統電力需給制御装置による電力系統電力需給制御方法であって、前記電力系統電力需給制御装置は、第1の時間周期ごとに、前記電力系統における電力需要の不均衡量を取得し、前記不均衡量を解消するための発電電力の制御量を算出し、前記算出した制御量を分割して前記電力系統に属する発電機へ配分し、前記配分した制御量をLFC指令値として、その配分対象の発電機へ向けて出力する負荷周波数制御装置と、前記第1の時間周期よりも長い第2の時間周期ごとに、前記電力系統における予め設定された電力需要の予測値およびその時点の需要値に基づき、その電力系統に属する発電機の総発電費用が小さくなるように、それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する経済負荷配分制御装置と、前記経済負荷配分制御装置によって算出された前記それぞれの発電機出力ベース指令値を、前記電力系統電力需給制御装置から得られる制御量に基づき補正する経済負荷再配分装置と、を備え、前記経済負荷再配分装置は、前記第2の時間周期と同じ、または、前記第2の時間周期よりも短くかつ前記第1の時間周期よりも長い第3の時間周期ごとに、前記負荷周波数制御装置から、その負荷周波数制御装置によって算出される制御量の一部または全部を取得し、その取得した制御量に基づき、経済負荷配分補正量を算出する第1の処理と、前記算出した経済負荷配分補正量を、前記それぞれの発電機の発電費用に応じて、そのそれぞれの発電機に配分する第2の処理と、前記経済負荷配分制御装置によって算出された前記それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、前記配分した経済負荷配分補正量で補正し、前記補正したそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、EDC指令値としてそのそれぞれの発電機へ向けて出力する第3の処理と、を実行することを特徴とする電力系統電力需給制御方法。前記経済負荷再配分装置が前記負荷周波数制御装置から取得する制御量は、前記電力需給の不均衡量の積分量であることを特徴とする請求項6に記載の電力系統電力需給制御方法。前記経済負荷再配分装置が前記負荷周波数制御装置から取得する制御量は、前記電力需給の不均衡量の微分量と比例量と積分量とからなるPID制御量であることを特徴とする請求項6に記載の電力系統電力需給制御方法。前記経済負荷再配分装置は前記第1の処理において、前記負荷周波数制御装置から取得した制御量にローパスフィルタリング処理を加え、そのローパスフィルタリング処理を加えた制御量に基づき、前記経済負荷配分補正量を算出することを特徴とする請求項6に記載の電力系統電力需給制御方法。前記負荷周波数制御装置が前記積分量を算出するときには、前記複数の発電機の総発電量から前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値の総和を差し引いた量を、前記電力不均衡量に加算し、前記加算した量を積分することを特徴とする請求項7または請求項8に記載の電力系統電力需給制御方法。図2は、従来の電力系統における一般的な需給制御の仕組みの例を示した図である。ここでは、従来の電力系統における需給制御の考え方に沿って、EDCとLFCの制御周期の中間周期領域に制御残が生じる理由を説明する。図2に示すように、従来の電力系統電力需給制御装置500は、例えば、中央給電指令所などに設置され、発電機41の出力を制御する発電機出力制御装置40、電力系統42、および、他社電力系統45につながる連系線44に接続されている。そして、電力系統電力需給制御装置500は、発電機出力制御装置40を介して発電機41に対するLFC指令値11を出力する負荷周波数制御装置100と、EDC指令値33を出力する経済負荷配分制御装置200と、を含んで構成される。なお、本明細書では、電力系統42は、その電力系統42に接続されている複数の発電機41および複数の負荷43を含むものとする。ここで、負荷周波数制御装置100は、電力系統42および連系線44のそれぞれで計測された系統周波数1および連系線潮流3を取得し、電力系統42において時々刻々変化する電力の需要値21に対して予測できない需要誤差の変動を算出し、その需要誤差の変動に応じた発電機41に対するLFC指令値11を発電機出力制御装置40に出力する。このとき、いずれの発電機41の発電機出力制御装置40にLFC指令値11を出力するかは、中央給電所などの運用者によって任意に決定されている。また、経済負荷配分制御装置200は、予め設定された需要予測値22に基づき、発電機41に対するEDC指令値33を発電機出力制御装置40に出力する。なお、この場合も、いずれの発電機41の発電機出力制御装置40にEDC指令値33を出力するかは、LFC指令値11の場合と同様に、中央給電所などの運用者によって任意に決定されている。ただし、LFC指令値11の出力対象の発電機41とEDC指令値33の出力対象の発電機41とが同じになるとは限らない。以上のように構成された電力系統電力需給制御装置500では、経済負荷配分制御装置200から出力されるEDC指令値33からの需要誤差の制御は、経済負荷配分制御装置200による次のEDC指令値33が出力されるまでの間、すべて、負荷周波数制御装置100によるLFC指令値11によって制御されることになる。すなわち、負荷周波数制御装置100は、EDCの需要誤差による需給の不均衡を解消するために、発電機41の発電機出力制御装置40に対してLFC指令値11を出力し続ける。従って、その需要誤差による需給の不均衡が解消しないうちに、需給の不均衡がさらに増加する事態が電力系統42に発生し、しかも、負荷周波数制御装置100によるLFC指令値11の出力対象の発電機41に出力変化可能幅の余裕がない場合には、負荷周波数制御装置100は、継続する需給不均衡を解消することができないことになる。これは、長周期のEDCによる需給制御の需給の不均衡を、短周期のLFCによる需給制御で制御できないこと、換言すれば、EDCとLFCの制御周期の中間周期領域に制御残が生じていることを意味している。また、一般に、需給の不均衡を解消するために負荷周波数制御装置100がLFC指令値11による制御を行っている間の電力系統42における総発電費用は、同量の電力を経済負荷配分制御装置200が発電機41の発電電力量を制御する場合の総発電費用よりも増大することになる。以上の通り、従来のEDCとLFCによる電力の需給制御では、両者の制御周期の中間周期領域部分に制御残が生じる場合があり、また、総発電費用が増大するという問題がある。そこで、本発明は、その従来技術の問題を解決すべく、EDCとLFCによる制御周期の中間周期領域部分における制御残を低減するとともに、総発電費用を抑制することが可能な電力系統電力需給制御装置および電力系統需給制御方法を提供することにある。本発明に係る電力系統電力需給制御装置は、第1の時間周期ごとに、電力系統における電力需要の不均衡量を取得し、その不均衡量を解消するための発電電力の制御量を算出し、その算出した制御量を分割して当該電力系統に属する発電機へ配分し、その配分した制御量をLFC指令値として、その配分対象の発電機へ向けて出力する負荷周波数制御装置と、前記第1の時間周期よりも長い第2の時間周期ごとに、電力系統における予め設定された電力需要の予測値およびその時点の需要値に基づき、その電力系統に属する発電機の総発電費用が小さくなるように、それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する経済負荷配分制御装置と、前記第2の時間周期と同じ、または、前記第2の時間周期よりも短くかつ前記第1の時間周期よりも長い第3の時間周期ごとに、負荷周波数制御装置から、その負荷周波数制御装置によって算出される制御量の一部または全部を取得し、その取得した制御量に基づき、経済負荷配分補正量を算出し、その算出した経済負荷配分補正量を分割して、そのそれぞれの発電機の発電費用に応じて、そのそれぞれの発電機に配分し、前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそのそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、前記配分した経済負荷配分補正量で補正し、その補正したそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、EDC指令値としてそのそれぞれの発電機へ向けて出力する経済負荷再配分装置と、を含んで構成されることを特徴とする。本発明においては、経済負荷再配分装置がそれぞれの発電機に対して出力するEDC指令値は、LFCを行うときに算出される制御量の一部または全部をそれぞれの発電機に配分した量に基づいて補正される。このとき、それぞれの発電機に配分される補正量は、それぞれの発電機の発電費用を考慮したものであるので、その補正した結果に基づき出力されるEDC指令値は、発電機の総発電費用を抑制したものとなる。また、その補正されたEDC指令値は、負荷周波数制御装置がLFC指令値を出力する周期よりも長く、かつ、経済負荷配分制御装置がそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する周期よりも短い。従って、従来、十分な制御が行われなかったEDCとLFCによる制御周期の中間周期領域部分における制御も十分に行われるようになり、その中間周期領域部分における制御残は、解消または低減される。本発明によれば、EDCとLFCによる制御周期の中間周期領域部分における制御残を低減するとともに、総発電費用を抑制することが可能な電力系統電力需給制御装置および電力系統需給制御方法が提供される。以下、本発明の実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。第1の実施形態図1は、本発明の第1の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置の構成の例を示した図である。図1に示すように、電力系統電力需給制御装置400は、負荷周波数制御装置100、経済負荷配分制御装置200および経済負荷再配分装置300を含んで構成される。ここで、経済負荷再配分装置300は、従来の電力系統電力需給制御装置500図2参照には含まれていない。すなわち、電力系統電力需給制御装置400が経済負荷再配分装置300を含むことが本実施形態の特徴となっている。以下、負荷周波数制御装置100、経済負荷配分制御装置200、経済負荷再配分装置300のそれぞれについて、その詳細な構成および機能について説明する。なお、以下の説明では、適宜、図2を参照するが、その場合、図2における従来の電力系統電力需給制御装置500は、本実施形態に係る電力系統電力需給制御装置400で置き換えたものとする。図1に示すように、負荷周波数制御装置100は、地域要求量算出部5、微分量算出部6、比例量算出部7、積分量算出部8、LFC制御量算出部9、および、比例配分量算出部10を含んで構成される。負荷周波数制御装置100において、地域要求量算出部5は、まず、電力系統42図2参照で計測される系統周波数1、予め設定された基準周波数2、連系線44で計測される連系線潮流3、および、予め設定された連系線計画潮流4に基づき、次の式1に従って、電力系統42における電力需給の不均衡量であるAR地域要求量を算出する。ARt=-ΔF系統定数ΔPt式1ここで、ΔF=系統周波数-基準周波数ΔPt=連系線潮流-連系線計画潮流次に、微分量算出部6、比例量算出部7および積分量算出部8は、それぞれ式2、式3および式4に従って、PID制御のための微分量、比例量および積分量を算出する。微分量=GdARt-ARt-1式2比例量=GpARt式3積分量=GiΣARτ式4ここで、Gd,Gp,Giは、定数、Σは、τ=1~tまでの総和を表す。次に、LFC制御量算出部9は、微分量算出部6、比例量算出部7および積分量算出部8のそれぞれによって算出された微分量、比例量および積分量に基づき、LFC制御量を算出する。なお、ここでは、LFC制御量は、式2、式3および式4で表される微分量、比例量および積分量の和で与えられるものとする。次に、比例配分量算出部10は、その算出されたLFC制御量を、LFC対象の発電機41ii=1,...,n:ただし、nは、発電機41の台数それぞれに設定されたLFC調整力に応じて比例配分しただし、上下限の制約付き比例配分、それぞれの発電機41ii=1,...,nに対するLFC指令値11ii=1,...,nを算出する。そして、その算出したLFC指令値11ii=1,...,nを、そのそれぞれの発電機41ii=1,...,nに出力する。なお、図1では、積分量算出部8には、発電機出力20ii=1,...,nおよび経済負荷配分部24からの出力信号が入力されているが、これらの信号の取り扱いについては、後記する実施形態の変形例で詳しく説明する。また、図1に示すように、経済負荷配分制御装置200は、経済負荷配分制御量算出部23および経済負荷配分部24を含んで構成される。経済負荷配分制御装置200において、経済負荷配分制御量算出部23は、現在時点での電力の需要値21と需要予測値22とに基づき、将来の制御時点における経済負荷配分制御量を算出する。そして、経済負荷配分部24は、その算出された経済負荷配分制御量を、電力系統42におけるすべての発電機41の総発電費用が最小となるように、それぞれの発電機41ii=1,...,nに配分する。ここで、経済負荷配分部24が行う、総発電費用が最小となる経済負荷配分の方法の概略について説明する。電力系統42における発電機41ii=1,...,nの発電燃料費Ciは、次に示す式5によって計算される。Ci=aiPi2biPici式5ここで、Piは、発電機41iの発電電力量ai,bi,ciは、発電機41iの燃料特性係数このとき、発電機41ii=1,...,nに対する経済負荷配分量の比例配分比率は、次の式6によって計算される。比例配分比率=2aiPmaxbi式6ここで、Pmaxは、Pii=1,...,nの最大値なお、この比例配分比率は、発電機41ii=1,...,nの発電電力の変化量に対する発電燃料費の増分燃料費を表し、この値が大きい発電機41ほど、発電燃料費が少ない発電機である。経済負荷配分部24は、式6によって計算された比例配分比率を用いて、各発電機41ii=1,...,nに対する発電電力の指令値を算出する。なお、この発電電力の指令値は、従来の電力系統電力需給制御装置500図2参照が出力するEDC指令値33に相当し、以下、本明細書では、発電機出力ベース指令値という。さらに、図1に示すように、経済負荷再配分装置300は、LPF30、経済負荷配分補正量算出部31および経済負荷再配分量算出部32を含んで構成される。LPF30は、ローパスフィルタであり、積分量算出部8によって積分された積分量の一部または全部を入力信号として取り込み、その信号から短周期成分を除去し、長周期成分の信号を出力する。続いて、経済負荷配分補正量算出部31は、LPF30からの出力信号に基づき、経済負荷配分補正量を算出する。経済負荷配分補正量は、LPF30からの出力信号の大きさそのものであってもよい。また、経済負荷再配分量算出部32は、その算出された経済負荷配分補正量を、それぞれの発電機41ii=1,...,nに対して配分する。このとき、経済負荷再配分量算出部32が経済負荷配分補正量を、発電機41ii=1,...,nに配分する配分比率は、式5における発電機41iの燃料特性係数ai,biを用いて、bi/2aiで与えられるものとする。次に、経済負荷再配分装置300は、経済負荷配分部24によって発電機41ii=1,...,nに対して算出された発電機出力ベース指令値に、経済負荷再配分量算出部32によって発電機41ii=1,...,nに配分された経済負荷再配分量を加算し、その加算量をEDC指令値33ii=1,...,nとして発電機41ii=1,...,nへ向けて出力する。以上のように、経済負荷再配分装置300から出力されるEDC指令値33は、経済負荷配分制御装置200により経済性を考慮して算出された発電機出力ベース指令値を、負荷周波数制御装置100の積分量算出部8からの出力量のLPF30による長周期成分を配分し、その配分量によって補正したものとなっている。すなわち、本実施形態では、地域要求量ARの積分値積分量算出部8の出力量に比例した量がLFC制御量から減ぜられるとともに、その減ぜられた量は、経済負荷再配分装置300によってEDC指令値33ii=1,...,nの一部を構成する量として再配分される。これは、LFC制御量に制御残が生じた場合には、その制御残をEDCへ再配分することを意味しており、EDCとLFCによる制御周期の中間周期領域部分における制御が十分に行われないという従来技術の問題が、解決あるいは改善されることを意味している。従って、本実施形態における電力系統電力需給制御装置400では、電力系統42における電力の需給制御においてEDCとLFCによる制御周期の中間周期領域部分に生じる制御残をなくすこと、あるいは、低減することができる。なお、補正を受けたEDC指令値33を電力系統42に迅速に反映する必要がある場合には、経済負荷再配分装置300からのEDC指令値33の出力周期を、経済負荷配分制御装置200から発電機出力ベース指令値が出力される周期従来の意味でのEDC指令値33の出力周期よりも短くすればよい。ただし、その出力周期を負荷周波数制御装置100からのLFC指令値11の出力周期以下にする必要はない。続いて、図3、図4および図5を参照して、本発明の第1の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置400における電力の需給制御の動作の例について説明する。ここで、図3は、電力系統42内に電力の需給変動を引き起こすa発電機出力ベース指令値変更時のタイムチャートの例、b負荷量変動時のタイムチャートの例を示した図である。また、図4は、電力系統42内に電力の需給変動が生じたとき、電力系統電力需給制御装置内で算出されるaAR、b比例量、c微分量、d積分量のタイムチャートの例を示した図である。また、図5は、電力系統42内に電力の需給変動が生じたとき、電力系統電力需給制御装置内で算出されるaLFC制御量およびb発電機出力指令値のタイムチャートの例を示した図である。図3aに示すように、電力系統42内における発電機41に対する発電機出力ベース指令値が変更された場合、あるいは、図3bに示すように、負荷43の負荷量に大きな変動があった場合には、電力系統42内における電力需給に不均衡が生じる。このとき、電力系統電力需給制御装置400は、前記したように、発電機41に対してLFC指令値11およびEDC指令値33を出力することによって、その電力需給の不均衡を解消する。従来は、EDC指令値33は、長い周期例えば、数分~数10分で出力されていたので、少なくとも、その数分~数10分の間、電力系統42内の電力需給の不均衡は、LFC指令値11の制御だけで解消される必要があった。一方、本実施形態の場合には、LFC制御量の一部つまり、積分量算出部8の出力量の長周期成分をEDC指令値33に反映させている。そのため、電力系統42内の電力需給の不均衡は、LFCとEDCの協調制御によって速やかに解消される。前記したように、電力系統42内の電力需給の不均衡量は、AR地域要求量として表される。従って、発電機41の出力ベース指令値や電力系統42内の負荷量が変更されたときには図3a、b参照、図4aに示すように、そのタイミングに合わせてAR地域要求量が発生する。本実施形態では、LFCとEDCによる協調制御により、その電力需給の不均衡が解消されるので、AR図4aの実線は、急速にゼロに収束して消滅する。一方、従来の場合には、LFCとEDCによる協調制御が行われず、電力需給の不均衡は、LFCだけによって解消されるので、そのAR図4aの破線は、PID制御に伴う負側へのアンダシュートなどが十分に解消しきれずに、ゼロへの収束に時間が掛かる結果となっている。また、図4におけるb比例量、c微分量およびd積分量は、図4aのAR地域要求量に基づき、それぞれ、負荷周波数制御装置の100の比例量算出部7、微分量算出部6および積分量算出部8で算出される比例量、微分量および積分量に対応している。また、図5におけるaLFC制御量は、LFC制御量算出部9で算出されるLFC制御量に対応している。いずれの場合も、本実施形態協調制御ありの場合のほうが、従来協調制御なしの場合よりも、ゼロへの収束が速いことが分かる。また、図5におけるb発電機出力指令値は、例えば、図3aのような発電機出力ベース指令値の変更があった場合に、実際の発電機41への出力指令値がその発電機出力指令値へ追従して安定する様子を表したものとなっている。このことからも、本実施形態協調制御ありの場合のほうが、従来協調制御なしの場合よりも、安定化する時間が短いことが分かる。実施形態の変形例以上に説明した図3aおよび図4aから次のことが分かる。すなわち、ある時点で電力系統42における電力需要が、各発電機41の出力合計と均衡し、AR地域要求量がゼロの状態であった場合に、電力系統電力需給制御装置400が、EDCの次の制御断面の電力需要に基づき、発電機41に対して新たなEDC指令値33を出力すると、その時点では、発電機41の出力変更によって一時的に電力需給が不均衡になり、AR地域要求量が発生する。そこで、この実施形態の変形例では、次の式7で計算される総発電電力EDC偏差量を積分量算出部8に入力する。総発電電力EDC偏差量=ΣPi-BASEi式7ここで、Piは、発電機41iの発電電力量、BASEiは、EDC制御の次の制御断面における発電機41iの発電機出力ベース指令値、Σは、i=1~nまでの総和を表す。従って、積分量算出部8で算出される積分量は、次の式4’で表される。積分量=GiΣ{ARτΣPiτ-BASEi}式4’ここで、{}の外側のシグマは、τ=1~tまでの総和を表す。この場合には、式7で表される総発電電力EDC偏差量は、LFCにより先行的に制御されることになる。従って、EDCが次の制御断面に達したときには、その時点での発電機41の発電電力量は、EDCの次の制御断面での発電機出力ベース指令値に近付けられていることになる。その結果として、EDCが次の制御断面に移り変わる時点での電力需給の不均衡は、極小化される。従って、図4aに示したような大きなAR地域要求量は、ほとんど生じないことになる。また、式7で表される総発電電力EDC偏差量は、LFCにより制御されるだけでなく、積分量算出部8を介して、経済負荷再配分装置300にも入力されるので、EDCでも分担して制御されることになる。第2の実施形態図6は、本発明の第2の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置の構成の例を示した図である。第1の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置400図1参照では、積分量算出部8からの出力が、LPF30へ入力されているが、第2の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置400aでは、LFC制御量算出部9からの出力が、LPF30へ入力される。従って、本実施形態では、LPF30へは、微分量算出部6で算出された微分量および比例量算出部7で算出された比例量が、積分量算出部8で算出された積分量に加算されてLPF30へ入力されることになる。そして、微分量は、LPF30によって短周期成分として除去され、比例量も、その長周期成分はわずかである。よって、LPF30からの出力信号は、第1の実施形態の場合と第2の実施形態の場合とで大きな相違は生じない。以上の点を除けば、第2の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置400aの構成および動作は、第1の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置400の場合と同じであるので、以下、説明を省略する。実施形態の効果以下、以上に説明した実施形態の効果について、まとめて説明する。まず、第1に、本実施形態では、LFC負荷周波数制御装置100で負担すべき制御量LFC指令値11のうち、その長周期成分の全部または一部が、経済負荷再配分装置300によってEDC経済負荷配分制御装置200で負担すべき制御量EDC指令値33に加算されるので、LFCによる制御量の負担分が軽減される。すなわち、LFCによる1回あたりLFC指令値11が小さくなるので、負荷周波数制御装置100は、正または負の同じ方向の需給の不均衡が長く継続した場合であっても、LFC指令値11を長期間出力し続けることができる。また、第2に、本実施形態では、LFCによる制御量の負担分が軽減されるので、LFCの対象となる発電機41が少ないような電力系統42の場合であっても、LFCの制御性や適用性が向上する。また、第3に、本実施形態では、LFC負担分からEDC負担分に回された制御量は、発電機41の燃料消費特性に応じて、総発電燃料費が少なくなるように考慮し、複数の発電機41に対するEDC指令値33に振り分けられている。従って、電力需給の不均衡をLFCだけで解消するよりも、本実施形態のように、LFCとEDCとで協調して解消したほうが、総発電費用を低減させることができる。また、第4に、本実施形態では、LFCによる制御量の負担分が軽減されるので、LFCの対象となる発電機41の数を低減させることが可能となる。従って、LFCによる発電機41の出力調整に伴う発電効率の低下を抑制することができるので、総発電費用が低減される。また、第5に、本実施形態の変形例では、従来、AR地域要求量だけでなく、EDCにより長周期で発電機41の出力が変更されたとき生じる電力需給の不均衡を、LFCとEDCとで協調して制御しているので、その需給の不均衡が積算されることはなく、次のEDCの制御段階までには解消される。本実施形態では、以上の効果の結果として、LFCとEDCによる制御周期の中間周期領域部分における電力需給制御の制御残が解消または低減され、総発電費用を抑制しつつ、電力系統42における系統周波数を基準周波数に維持する能力が向上し、電力系統の品質を向上させることが可能となる。"