JP2009247188A - 電力デマンド制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】自然エネルギ発電装置を用いた受電電力の削減を適切に行える電力デマンド制御システムを提供する。
【解決手段】自然エネルギ発電装置５の発電電力により、受電者のデマンドの制御を可能とする電力デマンド制御システム１００であって、デマンド導出期間における予測不足電力をなくすための、複数のデマンド調整手段１０を用いた複数種のデマンド調整の実施計画を、複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された計画用実施順序決定規則に従って作成し、受電電力測定手段３によって測定されるデマンド導出期間の実際の受電電力を参照して、デマンド導出期間のデマンドを目標デマンド以下にするために実施するデマンド調整を、計画用実施順序決定規則とは別の当日用実施順序決定規則に従って複数種のデマンド調整から選択してデマンド調整指示を行う。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力負荷装置と、その電力負荷装置に、気象条件に応じて発電される電力を供給可能な自然エネルギ発電装置とを有する受電者が、自然エネルギ発電装置の発電電力により、デマンド導出期間に電気事業者から供給を受ける受電電力であるデマンドの制御を可能とする電力デマンド制御システムに関する。

電力会社から電力供給を受ける場合、基本料金は１年間を通じての最大受電電力を基準として決定されている。そのため、最大受電電力が大きくなれば基本料金も高くなってしまう。そこで、実際の受電電力が、契約している最大受電電力を超過しそうになった場合、空調機などの負荷調整を行って需要電力を減少させ、受電電力を減少させる電力デマンド制御システムがある（例えば、特許文献１を参照）。
また、自家発電設備を用いて受電電力を減少させようとする電力デマンド制御システムもある（例えば、特許文献２を参照）。特許文献２に記載の電力デマンド制御システムでは、コージェネレーション装置などの自家発電設備の発電出力を調整することで、需要電力が変化したとしても受電電力を目標値で一定にするような受電一定制御が行われている。このように、自家発電設備を用いることで、受電電力を一定に制御できると共に、自家発電設備を備えていない場合に比べて受電電力を小さくできるという利点がある。

特開平９−２６１８６３号公報 特開２００２−２８１６７１号公報

電力デマンド制御システムにおいて、太陽光発電装置や風力発電装置などの自然エネルギ発電装置を用いたデマンド削減を行うこともできる。但し、自然エネルギ発電装置は、日射量や風速などの気象条件に応じて発電電力が変化し、上述したコージェネレーション装置などと異なり発電出力を意図的に変化させることができない。そのため、曇っている場合や風が止んでいる場合には、自然エネルギ発電装置を用いた受電電力の削減を適切に行うことができないという問題がある。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、自然エネルギ発電装置を用いた受電電力の削減を適切に行える電力デマンド制御システムを提供する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係る電力デマンド制御システムの特徴構成は、電力負荷装置と、前記電力負荷装置に、気象条件に応じて発電される電力を供給可能な自然エネルギ発電装置とを有する受電者が、前記自然エネルギ発電装置の発電電力により、デマンド導出期間に電気事業者から供給を受ける受電電力であるデマンドの制御を可能とする電力デマンド制御システムであって、
前記電力負荷装置に電力を供給可能な電源設備と、
前記受電者の、過去の需要電力に関する情報を記憶する需要電力情報データベースと、
前記受電者のデマンド調整を実施可能な複数のデマンド調整手段と、
気象情報を記憶する気象情報データベースと、
前記需要電力情報データベースに記憶されている情報に基づいて、前記受電者の、前記デマンド導出期間の予測需要電力を導出する需要電力予測手段と、
前記気象情報データベースに記憶されている情報に基づいて、前記自然エネルギ発電装置において、理想とする気象条件の下で発電が行われた場合の前記デマンド導出期間の理想第１発電電力と、自然エネルギ発電装置において、予測される気象条件の下で発電が行われた場合の前記デマンド導出期間の予測第１発電電力とを導出する発電電力予測手段と、
前記予測需要電力から、前記理想第１発電電力と前記電源設備において前記デマンド導出期間に発電される第２発電電力とを合計した合計予測発電電力を減算して導出される、前記デマンド導出期間の予測受電電力である予測デマンドが目標デマンドとなるように、前記電源設備の前記デマンド導出期間の運転計画を作成する運転計画作成手段と、
前記運転計画に従って前記電源設備を運転させた場合に前記デマンド導出期間において発生する予測不足電力を、前記理想第１発電電力から前記予測第１発電電力を減算して導出する不足電力予測手段と、
前記デマンド導出期間における前記予測不足電力をなくすための、前記複数のデマンド調整手段を用いたデマンド調整の実施計画を、前記複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された計画用実施順序決定規則に従って作成する実施計画作成手段と、
前記デマンド導出期間の前記受電者による実際の受電電力を測定する受電電力測定手段と、
前記受電電力測定手段によって測定される前記デマンド導出期間の前記実際の受電電力を参照して、前記デマンド導出期間の前記デマンドを前記目標デマンド以下にするために実施するデマンド調整を、前記複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された、前記計画用実施順序決定規則とは別の当日用実施順序決定規則に従って前記複数種のデマンド調整のうちから選択して、デマンド調整指示を行うデマンド調整指示手段と、を備える点にある。

気象条件によって発電電力が左右される自然エネルギ発電装置による発電電力を用いて受電電力の削減を行う場合、自然エネルギ発電装置による実際の発電電力は気象条件によって変化するため、運転当日になってみなければ分からない。但し、気象条件が多少変化しても、自然エネルギ発電装置の発電電力は零にはならず、不足電力が非常に大きくなることもない。そのため、上述した複数のデマンド調整手段の少なくとも一つを用いて、その不足電力分を補うこと（即ち、自然エネルギ発電装置に代わって受電電力を削減すること）ができる。但し、運転当日において、発電電力の不足が発生してからデマンド調整手段を運用しようとすると、受電電力の削減が間に合わない可能性がある。
ところが、本特徴構成のように、発電電力の不足を前もって予測して、上記計画用実施順序決定規則に従ってデマンド調整手段の運用計画を前もって作成した上で実施する場合には、予測が外れた場合にのみ、その予測が外れた分の電力を、当日用実施順序決定規則に従ってデマンド調整手段を用いて調整すればよい。よって、運転当日に新たに調整の必要が生じる電力を小さくでき、受電電力の削減が間に合わない可能性を低くできる。
従って、自然エネルギ発電装置を用いた受電電力の削減を適切に行える電力デマンド制御システムを提供できる。

本発明に係る電力デマンド制御システムの別の特徴構成は、前記計画用実施順序決定規則は、前記複数種のデマンド調整のうち、実施するコストが小さいデマンド調整ほど優先して実施されるように決定される規則であり、
前記当日用実施順序決定規則は、前記複数種のデマンド調整のうち、前記実際の受電電力を速い速度で変化させることのできるデマンド調整ほど優先して実施されるように決定される規則である点にある。

運転当日に発電電力の不足が発生した場合には、即座に受電電力を変化させねばならないという時間的な制約から、受電電力を速い速度で変化させることのできるデマンド調整が優先して選択されることになる。つまり、受電電力を速い速度で変化させることが最重要視され、デマンド調整に要するコストは最重要視されない。
ところが、本特徴構成のように、発電電力の不足を前もって予測して、デマンド調整手段の運用計画を前もって作成した上で実施する場合には、上述したような時間的な制約がないため、実施するコストが小さいデマンド調整を優先して選択できる。そして、その予測が外れた場合にのみ、受電電力を速い速度で変化させることのできるデマンド調整を選択して実施する。よって、コストの低減を達成しつつ、デマンド調整を確実に行える。

本発明に係る電力デマンド制御システムの別の特徴構成は、前記デマンド調整指示手段は、前記デマンド導出期間内の所定の複数のタイミングで前記デマンド調整指示を行うように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、デマンド調整指示手段が、デマンド導出期間内で複数回のデマンド調整指示を行うので、目標デマンドへのデマンド調整を確実に行える。

以下に本発明に係る電力デマンド制御システムの構成について説明する。
図１は、電力デマンド制御システム１００の機能ブロック図である。受電者が有する電力負荷装置Ｌは、電気事業者１から電力の供給を受けることができる。受電者が電気事業者１から電力供給を受ける場合、基本料金はその契約電力で決定される。契約電力は、受電電力（例えば、３０分間のデマンド導出期間における平均受電電力）の１年間を通じての最大値を基準として決定されるため、最大受電電力が大きくなれば基本料金も高くなってしまう。そこで、受電者は、デマンド導出期間内の受電電力を目標受電電力（以下、「目標デマンド」と記載することもある）とするべく、電力デマンド制御システム１００を利用する。但し、目標受電電力は、上記最大受電電力以下である。但し、目標受電電力は、上記最大受電電力以下である。

図１に示すように、電力デマンド制御システム１００は、電力負荷装置Ｌ、コージェネレーションシステム（以下、「ＣＧＳ」と記載する）１２、ガスヒートポンプ装置（以下、「ＧＨＰ」と記載する）１３、蓄電装置１４、冷凍機１５及び自然エネルギ発電装置５を備える。これらは、電力線２で互いに接続されている。

ＣＧＳ１２は、熱と電気とを併せて発生するシステムである。例えば、エンジンで発生された熱をエンジン冷却水から回収できる。加えて、エンジンの回転駆動力によってジェネレータを駆動することで発電を行える。よって、エンジンの出力を調整することで、ＣＧＳ１２による発電電力を調整可能である。

ＧＨＰ１３は、熱と電気とを併せて発生可能に構成してある。例えば、ＧＨＰ１３では、エンジンの回転駆動力によって圧縮機及びジェネレータを駆動する。圧縮機は冷媒を循環させ、その冷媒が蒸発又は凝縮する過程で温熱又は冷熱が得られる。また、ジェネレータにより電気が得られる。よって、エンジンの出力を調整することで、ＧＨＰ１３による発電電力を調整可能である。
蓄電装置１４は、電気の蓄電及び放電を切り換えて作動可能である。

冷凍機１５は、電力線２から供給される電気を一次エネルギとして稼動する少なくとも１台の冷凍機１５ａと、ガスなどの燃料を一次エネルギとして稼動する少なくとも１台の冷凍機１５ｂとで構成される。後述するように、冷凍機１５ａは電力負荷装置Ｌの一部である。よって、冷凍機１５ａと冷凍機１５ｂとの運転比率を調整することで、冷凍機１５における需要電力を調整可能である。

以上のように、ＣＧＳ１２、ＧＨＰ１３及び蓄電装置１４は、本発明の電源設備Ｇとして機能する。

自然エネルギ発電装置５は、例えば、太陽光発電装置や風力発電装置など、気象条件（日射量、風速、風向など）に応じた発電が行われる装置である。

電力負荷装置Ｌは、上記冷凍機１５ａと、電力に関する負荷部１１を備える。例えば、負荷部１１は、受電者が備える、照明機器などの単体の装置や、上述したＣＧＳ１２、ＧＨＰ１３、冷凍機１５などで用いられている補機等を含む。

図１に示すように、受電者が電気事業者１から電力線２を介して受電する実際の受電電力は、受電電力測定手段３を用いて測定される。電力負荷装置Ｌ（負荷部１１及び冷凍機１５）よって消費される電力（需要電力）は需要電力測定手段４によって測定される。
図１に示した電力デマンド制御システム１００において、受電電力測定手段３によって測定される受電者のデマンドを小さくするためには、負荷部１１による需要電力が小さくなるように負荷部１１の作動を制御する方法、及び、ＣＧＳ１２及びＧＨＰ１３の発電電力が大きくなるように、蓄電装置１４の放電電力が大きく（蓄電電力が小さく）なるように、電気を一次エネルギとして稼動する冷凍機１５ａの運転比率を減少させて冷凍機１５全体における需要電力を小さくするように制御する方法がある。逆に、受電電力測定手段３によって測定される受電者のデマンドを大きくするためには、負荷部１１による需要電力が大きくなるように負荷部１１の作動を制御する方法、及び、ＣＧＳ１２及びＧＨＰ１３の発電電力が小さくなるように、蓄電装置１４の放電電力が小さく（蓄電電力が大きく）なるように、電気を一次エネルギとして稼動する冷凍機１５ａの運転比率を増大させて冷凍機１５全体における需要電力を大きくするように制御する方法がある。

以下に、本発明に係る電力デマンド制御システム１００において行われる電力デマンド制御方法について具体的に説明する。図２は、電力デマンド制御方法のフローチャートである。この電力デマンド制御方法は、運転当日以前（例えば、運転日の前日）及び運転当日に行われるものであり、受電者が電気事業者１から供給を受ける受電電力であるデマンドを目標デマンドに制御するためのものである。デマンドは、デマンド導出期間（３０分）における受電者の平均受電電力である。デマンド導出期間を３０分としているので、１日（２４時間）に４８個のデマンド導出期間が存在する。以下の説明において記載するデマンド導出期間は、１日の４８個の全てのデマンド導出期間の夫々を意味するものとする。

図１に示すように、電力デマンド制御システム１００は、上述した装置に加えて、需要電力予測手段２１と、発電電力予測手段２２と、運転計画作成手段２３と、不足電力予測手段２４と、実施計画作成手段２５と、デマンド調整指示手段２６と有する処理装置２０を備える。
また、電力デマンド制御システム１００は、受電者の、過去の需要電力に関する情報を記憶する需要電力情報データベース（以下、「需要電力情報ＤＢ」と記載する）３１と、気象情報を記憶する気象情報データベース（以下、「気象情報ＤＢ」と記載する）３２とを備える。受電者の過去の需要電力は、需要電力測定手段４によって測定された情報が用いられる。気象情報は、気象情報提供者からインターネットなどの通信回線を介して提供される。また、電力デマンド制御システム１００は、後述する、目標デマンド、計画用実施順序決定規則及び当日用実施順序決定規則を記憶するデマンド調整情報データベース（以下、「デマンド調整情報ＤＢ」と記載する）３３を備える。これら、需要電力情報ＤＢ３１、及び、気象情報ＤＢ３２及びデマンド調整情報ＤＢ３３は記憶装置３０を構成する。

〔運転日の前日〕
図２の工程１０において需要電力予測手段２１は、運転日の前日において、需要電力情報ＤＢ３１に記憶されている情報に基づいて、受電者の、運転当日の所定のデマンド導出期間の予測需要電力を導出する。例えば、需要電力予測手段２１は、１日の４８個の全てのデマンド導出期間の予測需要電力を、需要電力情報ＤＢ３１に記憶されている受電者の過去の需要電力に基づいて夫々導出する。

工程２０において発電電力予測手段２２は、運転日の前日において、気象情報ＤＢ３２に記憶されている情報に基づいて、自然エネルギ発電装置５において、理想とする気象条件の下で発電が行われた場合の上記デマンド導出期間の理想第１発電電力と、自然エネルギ発電装置５において、予測される気象条件の下で発電が行われた場合の上記デマンド導出期間の予測第１発電電力とを導出する。

太陽光発電装置の場合、理想とする気象条件は、太陽光発電装置が最大発電出力が可能な条件を言い、例えば天候が快晴の場合である。よって、発電電力予測手段２２は、天候が快晴であるという理想の条件と、運転当日のデマンド導出期間に対応する時刻における太陽の位置情報とから、運転当日における理想第１発電電力を導出する。また、発電電力予測手段２２は、運転当日のデマンド導出期間に対応する時刻において予測される天候と太陽の位置情報とから、運転当日における予測第１発電電力を導出する。

また、風力発電装置の場合、理想とする気象条件は、風力発電装置が最大発電出力が可能な条件を言い、例えば過去の最大風速である。よって、発電電力予測手段２２は、過去の最大風速から、運転当日における理想第１発電電力を導出する。季節によって風速又は風向が変化する場合には、運転当日の季節における過去の最大風速を考慮してもよい。また、発電電力予測手段２２は、運転当日のデマンド導出期間に対応する時刻において予測される風速から、運転当日における予測第１発電電力を導出する。
但し、自然エネルギ発電装置についての理想とする気象条件は、適宜変更可能である。例えば、風力発電装置の場合、理想とする気象条件として、過去の平均風速等を採用してもよい。

工程３０において運転計画作成手段２３は、需要電力予測手段２１によって予測される予測需要電力から、自然エネルギ発電装置５での上記理想第１発電電力と電源設備Ｇにおいて上記デマンド導出期間に発電される第２発電電力とを合計した合計予測発電電力を減算して導出される、電気事業者１からの予測受電電力である予測デマンドが目標デマンドとなるように、電源設備Ｇの上記デマンド導出期間の運転計画を作成する。ここで、電源設備Ｇは、上述したＣＧＳ１２、ＧＨＰ１３及び蓄電装置１４を含む。また、目標デマンドは、デマンド調整情報ＤＢ３３に記憶されている。

工程４０において不足電力予測手段２４は、発電電力予測手段２２によって予測される上記理想第１発電電力から上記予測第１発電電力を減算して導出される上記デマンド導出期間の予測不足電力を導出する。本実施形態において、予測される気象条件の下で自然エネルギ発電装置５が発電した場合の電力（予測第１発電電力）は、上記理想第１発電電力以下になる。よって、運転計画作成手段２３によって作成された運転計画（即ち、上記理想第１発電電力が得られるという想定の下で作成された運転計画）に従って上記電源設備Ｇが運転された場合、上記予測不足電力が発生することになる。

工程５０において実施計画作成手段２５は、上記デマンド導出期間における上記予測不足電力をなくすための、複数のデマンド調整手段１０を用いた複数種のデマンド調整の実施計画を、それら複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された計画用実施順序決定規則に従って作成する。この計画用実施順序決定規則は、デマンド調整情報ＤＢ３３に記憶されている。つまり、上記不足電力予測手段２４で予測される上記予測不足電力が発生した場合、必然的に電気事業者１からの受電電力が増大してしまう。よって、上記予測不足電力をなくして、受電電力が目標受電電力となるように、デマンド調整を実施する必要がある。

図１に示すように、電力デマンド制御システム１００は、デマンド調整手段１０として、負荷部１１、ＣＧＳ１２、ＧＨＰ１３、蓄電装置１４及び冷凍機１５を有する。そして、本実施形態において、デマンド調整手段１０を用いた複数種のデマンド調整（デマンド削減）としては、（１）負荷部１１を用いた負荷遮断、（２）ＣＧＳ１２を用いた発電出力増大、（３）ＣＧＳ１２を用いた定格超運転、（４）ＧＨＰ１３を用いた発電出力増大、（５）蓄電装置１４を用いた放電、（６）冷凍機１５ａの運転比率減少などがある。

表１は、実施計画作成手段２５が参照する、複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された計画用実施順序決定規則を例示したものである。計画用実施順序決定規則は、複数種のデマンド調整のうち、実施するコストが小さいデマンド調整ほど優先して実施される規則である。そして、実施計画作成手段２５は、不足すると予測される電力が賄えるように、優先順位が上位であるデマンド調整を順に選択して、その実施計画を作成する。

〔運転当日〕
運転当日において、受電電力測定手段３は、工程６０においてデマンド導出期間内の所定のタイミング（例えば、３０分のデマンド導出期間内の１５分、２０分、２５分のタイミング）で、上記運転計画に従った電源設備Ｇの運転に、上記実施計画に従ったデマンド調整手段１０によるデマンド調整が加えて行われているときに、デマンド導出期間の受電者による実際の受電電力を測定する。図３は、３０分のデマンド導出期間の間での受電電力（デマンド導出期間における平均受電電力）の例であり、時刻３０分での受電電力が目標デマンド以下となればよい。図３に示す例では、時刻ｔにおける実際の受電電力Ｐ_tは、時刻３０分において目標デマンドＰ_Tをオーバーするペースである。

そこで、工程７０においてデマンド調整指示手段２６は、図３に示すように受電電力測定手段３によって測定されるデマンド導出期間の実際の受電電力を参照して、デマンド導出期間の受電電力が目標デマンド以下になるように、複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された当日用実施順序決定規則に従って、複数のデマンド調整手段１０を用いた複数種のデマンド調整を指示する。この当日用実施順序決定規則は、デマンド調整情報ＤＢ３３に記憶されている。具体的には、図３に示す例では、図中の一点鎖線で示すように受電電力を減少させる必要があるので、デマンド調整として、電力デマンド制御システム１００の内部での需要電力を減少させるか、或いは、電力デマンド制御システム１００の内部での発電電力を増大させればよい。

表２は当日用実施順序決定規則を例示したものである。当日用実施順序決定規則は、上述した計画用実施順序決定規則とは別に設定されるものであり、複数種のデマンド調整のうち、実際の受電電力を速い速度で変化させることのできるデマンド調整ほど優先して実施される規則である。そして、デマンド調整指示手段２６は、不足している電力が賄えるように、優先順位が上位であるデマンド調整を順に選択して、そのデマンド調整の指示を与える。

デマンド調整指示手段２６は、複数のデマンド調整のうちの幾つかを選択する前に、それらのデマンド調整の実施可否を判定してもよい。具体的には、電力デマンド制御システム１００が、デマンド調整手段１０としての、負荷部１１、ＣＧＳ１２、ＧＨＰ１３、蓄電装置１４及び冷凍機１５の作動状態を監視する状態監視手段２７を備えていれば、その状態監視手段２７の監視結果に基づいて、そのデマンド調整を実施可能であるか否かを判定してもよい。例えば、デマンド調整指示手段２６は、蓄電装置１４における蓄電量が設定レベル以下であれば、デマンド調整の実施が不可であると判定する。

以上のように、本発明に係る電力デマンド制御システムでは、発電電力の不足を前もって予測して、上記計画用実施順序決定規則に従ってデマンド調整手段１０の運用計画を前もって作成した上で実施し、予測が外れた場合にのみ、その予測が外れた分の電力を、当日用実施順序決定規則に従ってデマンド調整手段１０を用いて調整する。よって、運転当日に新たに調整の必要が生じる電力を小さくでき、受電電力の削減が間に合わない可能性を低くできる。また、デマンド調整指示手段２６が、デマンド導出期間内の所定の複数のタイミング（例えば、３０分のデマンド導出期間の１５分の時点、２０分の時点、２５分の時点、など）でデマンド調整指示を行えば、目標デマンドへのデマンド調整を確実に行える。

＜別実施形態＞
上記実施形態では、電力デマンド制御システム１００が、デマンド調整手段１０として負荷部１１、ＣＧＳ１２、ＧＨＰ１３、蓄電装置１４及び冷凍機１５を備えている例を説明したが、それら全てを備えている必要はない。或いは、電力デマンド制御システム１００が、受電電力を変化させることのできる他のデマンド調整手段を備えていてもよい。また、それらのデマンド調整手段を用いて、上述した以外の種類のデマンド調整を行ってもよい。

本発明は、自然エネルギ発電装置を用いてデマンドを削減することのできるシステムに利用可能である。

電力デマンド制御システムの機能ブロック図 電力デマンド制御方法のフローチャート デマンド導出期間の間での受電電力の例

符号の説明

１ 電気事業者
３ 受電電力測定手段
４ 需要電力測定手段
５ 自然エネルギ発電装置
１０ デマンド調整手段
Ｌ 電力負荷装置（デマンド調整手段）
１２ コージェネレーションシステム（ＣＧＳ）（電源設備、デマンド調整手段）
１３ ガスヒートポンプ（ＧＨＰ）（電源設備、デマンド調整手段）
１４ 蓄電装置（電源設備、デマンド調整手段）
１５ 冷凍機（デマンド調整手段）
２１ 需要電力予測手段
２２ 発電電力予測手段
２３ 運転計画作成手段
２４ 不足電力予測手段
２５ 実施計画作成手段
２６ デマンド調整指示手段
３１ 需要電力情報データベース
３２ 気象情報データベース
１００ 電力デマンド制御システム

Claims (3)

1. 電力負荷装置と、前記電力負荷装置に、気象条件に応じて発電される電力を供給可能な自然エネルギ発電装置とを有する受電者が、前記自然エネルギ発電装置の発電電力により、デマンド導出期間に電気事業者から供給を受ける受電電力であるデマンドの制御を可能とする電力デマンド制御システムであって、
   前記電力負荷装置に電力を供給可能な電源設備と、
   前記受電者の、過去の需要電力に関する情報を記憶する需要電力情報データベースと、
   前記受電者のデマンド調整を実施可能な複数のデマンド調整手段と、
   気象情報を記憶する気象情報データベースと、
   前記需要電力情報データベースに記憶されている情報に基づいて、前記受電者の、前記デマンド導出期間の予測需要電力を導出する需要電力予測手段と、
   前記気象情報データベースに記憶されている情報に基づいて、前記自然エネルギ発電装置において、理想とする気象条件の下で発電が行われた場合の前記デマンド導出期間の理想第１発電電力と、自然エネルギ発電装置において、予測される気象条件の下で発電が行われた場合の前記デマンド導出期間の予測第１発電電力とを導出する発電電力予測手段と、
   前記予測需要電力から、前記理想第１発電電力と前記電源設備において前記デマンド導出期間に発電される第２発電電力とを合計した合計予測発電電力を減算して導出される、前記デマンド導出期間の予測受電電力である予測デマンドが目標デマンドとなるように、前記電源設備の前記デマンド導出期間の運転計画を作成する運転計画作成手段と、
   前記運転計画に従って前記電源設備を運転させた場合に前記デマンド導出期間において発生する予測不足電力を、前記理想第１発電電力から前記予測第１発電電力を減算して導出する不足電力予測手段と、
   前記デマンド導出期間における前記予測不足電力をなくすための、前記複数のデマンド調整手段を用いたデマンド調整の実施計画を、前記複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された計画用実施順序決定規則に従って作成する実施計画作成手段と、
   前記デマンド導出期間の前記受電者による実際の受電電力を測定する受電電力測定手段と、
   前記受電電力測定手段によって測定される前記デマンド導出期間の前記実際の受電電力を参照して、前記デマンド導出期間の前記デマンドを前記目標デマンド以下にするために実施するデマンド調整を、前記複数種のデマンド調整の優先実施順序が規定された、前記計画用実施順序決定規則とは別の当日用実施順序決定規則に従って前記複数種のデマンド調整のうちから選択して、デマンド調整指示を行うデマンド調整指示手段と、を備える電力デマンド制御システム。
2. 前記計画用実施順序決定規則は、前記複数種のデマンド調整のうち、実施するコストが小さいデマンド調整ほど優先して実施されるように決定される規則であり、
   前記当日用実施順序決定規則は、前記複数種のデマンド調整のうち、前記実際の受電電力を速い速度で変化させることのできるデマンド調整ほど優先して実施されるように決定される規則である請求項１記載の電力デマンド制御システム。
3. 前記デマンド調整指示手段は、前記デマンド導出期間内の所定の複数のタイミングで前記デマンド調整指示を行うように構成されている請求項１又は２記載の電力デマンド制御システム。

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