JP7507298B1

JP7507298B1 - POWER MANAGEMENT DEVICE AND POWER MANAGEMENT METHOD

Info

Publication number: JP7507298B1
Application number: JP2023171635A
Authority: JP
Inventors: 怜央紺谷; 和英田中
Original assignee: Hitachi Power Solutions Co Ltd
Current assignee: Hitachi Power Solutions Co Ltd
Priority date: 2023-10-02
Filing date: 2023-10-02
Publication date: 2024-06-27
Anticipated expiration: 2043-10-02

Abstract

【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[Problem] When selecting a consumer to request an update of a demand plan, the hierarchical level to which the power generation facility and consumer facility belong is taken into consideration, thereby making it possible to appropriately adjust the balance between power supply and demand. [Solution] A power management device 220 is provided with a request target selection unit 224 that refers to an instruction of a power generation output upper limit value U for a power generation facility 210 connected to a power system 400 having a plurality of hierarchical levels 430, 450, 470, and selects an update request target consumer facility to be requested to update its demand plan from among the consumer facilities 300 connected to the hierarchical levels 430, 450, 470 to which the power generation facility 210 is connected and the consumer facilities 300 connected to the hierarchical levels 430, 450, 470 below the power generation facility 210, and a communication unit 221 that transmits a request to update the demand plan to a load control device 320 included in the update request target consumer facility. [Selected Figure] Figure 2

Description

本発明は、電力管理装置および電力管理方法に関する。 The present invention relates to a power management device and a power management method.

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。 As background technology in this technical field, the following Patent Documents 1 and 2 describe technology for controlling generated power in response to the balance between power supply and demand.

特開２０１９－０９７２５２号公報JP 2019-097252 A 特開２０１９－００９８７３号公報JP 2019-009873 A

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。 Incidentally, a power system generally has a plurality of hierarchical levels with different nominal voltages. However, the above-mentioned Patent Documents 1 and 2 do not particularly describe the consideration of the hierarchical level to which the power generation facility and the consumer facility belong when selecting a consumer for which a demand plan update is to be requested.
This invention has been made in consideration of the above-mentioned circumstances, and aims to provide a power management device and a power management method that can appropriately adjust the balance between supply and demand of electricity by taking into account the hierarchical level to which the power generation equipment and consumer equipment belong when selecting consumers who will request an update to their demand plans.

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。 In order to solve the above problem, the power management device of the present invention includes a request target selection unit that selects an update request target consumer equipment from among consumer equipment that has a power supply route between the power generation equipment and the power generation equipment that does not pass through the power transmission congestion area, by referring to an instruction of a power generation output upper limit value that is supplied to a power generation equipment connected to a power system having multiple hierarchies due to the occurrence of a power transmission congestion area in part of the power system ; a communication unit that transmits a demand plan update request to a load control device included in the update request target consumer equipment; and a power generation increase amount calculation unit that calculates a power generation increase amount associated with a change in the power generation output upper limit value in order to increase the power generation amount of the power generation equipment in a specified time period, wherein the power generation increase amount calculation unit has a function of estimating a pre-restriction power generation output based on actual weather in the specified time period, a function of calculating a standard power generation amount based on the pre-restriction power generation output and the power generation output upper limit value obtained before requesting the update of the demand plan, and a function of setting the result of subtracting the standard power generation amount from the actual power generation amount in the specified time period as the power generation increase amount .

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。 According to the present invention, when selecting consumers who should request an update to their demand plans, the balance between power supply and demand can be appropriately adjusted by taking into consideration the hierarchical level to which the power generation equipment and consumer equipment belong.

電力系統の一例を示す図である。FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a power system. 第１実施形態による電力システムのブロック図である。FIG. 1 is a block diagram of a power system according to a first embodiment. 第１実施形態の動作シーケンス図である。FIG. 4 is an operation sequence diagram of the first embodiment. 電力系統の状態の一例を示す図である。FIG. 2 is a diagram illustrating an example of a state of a power system. 電力系統の状態の他の例を示す図である。FIG. 11 is a diagram showing another example of the state of the power system. 電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。FIG. 11 is a diagram showing yet another example of the state of the power system. 電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。FIG. 11 is a diagram showing yet another example of the state of the power system. 電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。FIG. 11 is a diagram showing yet another example of the state of the power system. 電力系統の状態のさらに他の例を示す図である。FIG. 11 is a diagram showing yet another example of the state of the power system. 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。13 is a flowchart of a routine for determining whether or not to increase the amount of power generation. 発電増加量算出ルーチンのフローチャートである。4 is a flowchart of a power generation increase calculation routine. 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。FIG. 4 is a diagram showing the relationship between various values in a power generation increase calculation routine. 第２実施形態における改竄検知のシーケンス図である。FIG. 11 is a sequence diagram of tamper detection in the second embodiment. コンピュータのブロック図である。FIG. 1 is a block diagram of a computer.

［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。 [Overview of the embodiment]
(Output suppression due to supply-demand balance constraints)
In order to maintain the power grid, it is common to match the amount of electricity demand and supply, i.e. to ensure a supply-demand balance. Therefore, during times when an excess supply of electricity is expected, power sources are controlled according to priority power supply rules. In other words, when an excess supply of electricity is expected, first the output of thermal power plants is reduced and pumped-storage power plants operate pumping, then interconnection is made, and finally the output of renewable energy is reduced. In recent years, as the introduction of renewable energy has progressed, the number of occasions where it is necessary to reduce the output of renewable energy is also increasing.

（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。 (Necessity to reduce the frequency of curtailment of renewable energy output)
Under the above circumstances, it would be preferable to reduce the output suppression of renewable energy in order to effectively utilize renewable energy. Therefore, efforts are known to encourage consumers to increase their electricity demand during times when an excess supply of electricity from renewable energy is expected. One example is the electricity demand optimization evaluation unit based on the "Act on Rational Use of Energy and Conversion to Non-Fossil Energy" (the so-called Revised Energy Conservation Act). That is, when calculating the electricity demand optimization evaluation unit, the electricity demand optimization coefficient during normal times is about 9.40 [MJ/kWh], but the electricity demand optimization coefficient during times when the output of renewable energy is suppressed throughout the entire area (the supply area of a general electricity transmission and distribution company) is set to about 3.60 [MJ/kWh].

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。 For example, in the case of a factory, it is possible to reduce the electricity demand optimization evaluation unit by operating the factory during times when the output of renewable energy is suppressed. In addition, when an imbalance in electricity supply and demand is predicted, an initiative known as demand response can be considered, in which incentives are given to electricity consumers to request them to increase or decrease their power consumption. For example, a form in which a transmission and distribution company requests a demand response from consumers, or a company known as an aggregator can bundle the demand responses of multiple consumers and provide them to a transmission and distribution company.

（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。 (Output suppression due to transmission capacity constraints)
Constraints on power systems include not only supply and demand balance constraints, but also transmission capacity constraints. Transmission capacity constraints are constraints that keep the flow within the operating capacity of the transmission and transformation equipment. A situation in which the transmission capacity constraint is not satisfied is called transmission congestion. In recent years, non-firm type connections have been introduced. Non-firm type connections are when a new power generation facility is connected to a power system with no available capacity, and the power generation facility is connected without increasing the transmission and transformation facilities under the condition that the power generation facility's output is suppressed during transmission congestion. When transmission congestion occurs, the power system operator instructs the power generation facility to set a power generation output upper limit, and the power generation facility operator suppresses the power generation facility's output to comply with the instructed power generation output upper limit. In Japan, non-firm type connections to the trunk system have been accepted since January 2021, and non-firm type connections to local systems have been accepted since April 2023.

（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。 (Problems with output suppression due to transmission capacity constraints)
A method for reducing output suppression caused by supply-demand balance constraints is not necessarily applicable to applications for reducing output suppression caused by transmission capacity constraints. An example of such a method will be described with reference to FIG.
FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a power system 400 .
In FIG. 1, the power system 400 includes a transmission line PL1 with a nominal voltage of 275 kV, indicated by a thick solid line, and a transmission line PL2 with a nominal voltage of 187 kV, indicated by a thin solid line. A power plant 200-1 is connected to the power system 400, and a plurality of other power plants 200 (not shown) are also connected to the power system 400. Here, the power plant 200-1 is a power plant that uses renewable energy. The consumer facilities 300-1 and 300-2 are connected to the power system 400 via a power distribution network (not shown) and a service line (not shown). In addition, in the power system 400, it is assumed that a power transmission congestion occurs at a power transmission congestion point 490 in the figure. Furthermore, in order to alleviate the power transmission congestion, it is assumed that the power plant 200-1 is instructed to suppress output due to a power transmission capacity constraint, that is, a power generation output upper limit value U (not shown).

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。 In this case, even if the consumer equipment 300-1 increases its power consumption, the power transmission congestion at the power transmission congestion point 490 is not alleviated. In other words, even if the power plant 200-1 requests the consumer equipment 300-1 to increase its power consumption, the power transmission congestion is not alleviated, so the power generation output upper limit value U at the power plant 200-1 does not change, and the power plant 200-1 cannot reduce the output suppression.

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。 Conversely, if the power plant 200-1 generates power in excess of the power output upper limit U instructed by the power grid 400 because it has requested the consumer equipment 300-1 to increase its power consumption, there is a concern that the power transmission congestion will worsen. Thus, when an instruction to suppress output due to a power transmission capacity constraint is given, unlike when an instruction to suppress output due to a supply-demand balance constraint is given, it is necessary to take into consideration the location of the power transmission congestion point 490 where the power transmission congestion is occurring.

（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。 (Application examples of Patent Documents 1 and 2)
It is believed that by applying the technology of the above-mentioned Patent Document 1, it is possible to realize a grid operator's computer or a power generation company's computer that can accurately identify the amount of power that can be supplied in a power system. That is, it is believed that it is possible to accurately identify the maximum amount of power that can be supplied by calculating the maximum amount of power that can be supplied (for example, the amount of power generation that can provide the maximum profit among the amounts of power generation that will result in more profit than losses due to maintenance costs) based on the profit and loss when the amount of power generation is increased.

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。 In addition, by applying the technology of Patent Document 2, it is believed that it is possible to realize a power control instruction generation device that can effectively utilize surplus power from power generation facilities. In other words, when a suppression instruction is issued to a power generation facility, a control instruction is generated that distributes the suppression instruction value to the increase in power demand and the reduction in power generation. It is believed that the generated control instruction can then be used to optimally control the combination of the consumer's power demand and the amount of suppression of photovoltaic power generation.

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。 By applying the technology of Patent Document 1, it is thought that the power generation company's computer, rather than the power transmission and distribution company or aggregator, can transmit the amount of power shortage relative to the requested amount of power and an incentive for the shortage to the requester. This technology can mainly handle cases where there is a shortage of the requested amount of power. However, Patent Document 1 does not specifically mention cases where the output suppression of renewable energy is reduced when there is a power surplus.

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。 In addition, by applying the technology of Patent Document 2, it is believed that the capacity of the power transmission and distribution facilities can be taken into account in the power system management device. However, Patent Document 2 does not specifically mention that the reduction potential amount specifying unit takes into account the position of the power generation facility on the power system. In addition, Patent Document 2 does not specifically mention that the increase potential amount specifying unit takes into account the position of the demand facility on the power system. Therefore, in the embodiment described below, when the variable renewable energy power generation facility obtains a power generation output upper limit value U due to the transmission capacity constraint, the positions of the variable renewable energy power generation facility and the consumer on the power system are explicitly considered. Then, by requesting an update of the demand plan only for consumers who can alleviate the transmission congestion, the output suppression of the power generation facility using variable renewable energy is reduced.

［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。 [First embodiment]
Configuration of the First Embodiment
FIG. 2 is a block diagram of a power system PSS according to the first embodiment.
The power system PSS includes a power plant 200, a consumer facility 300, and a power grid 400. A power plant manager XP2 manages the power plant 200, a consumer XP3 manages the consumer facility 300, and a power transmission and distribution company XP4 manages the power grid 400.

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。 Note that while only one consumer facility 300 is shown in FIG. 2, multiple consumers XP3 typically manage multiple consumer facilities 300. Similarly, although only one power plant 200 is shown in FIG. 2, multiple power plant managers XP2 typically manage multiple power plants 200.

（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。 (Power system 400)
The power system 400 includes a system management device 420, a higher-level system 430 (hierarchical level), an intermediate system 450 (hierarchical level), a lower-level system 470 (hierarchical level), and substations 440 and 460. The system management device 420 includes a communication unit 422.

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。 The upper system 430 is, for example, a transmission system with a nominal voltage of 275 kV, 187 kV, etc., as shown in FIG. 1. These nominal voltages are exemplified in the Ministry of Economy, Trade and Industry's "Explanation of the Interpretation of Technical Standards for Electrical Equipment, Article 1, Item 1." The intermediate system 450 is, for example, a transmission system with a nominal voltage of 66 kV. The substation 440 converts between the nominal voltage of the upper system 430 and the nominal voltage of the intermediate system 450. The lower system 470 is, for example, a distribution system with a nominal voltage of 6.6 kV. The substation 460 converts between the nominal voltage of the intermediate system 450 and the nominal voltage of the lower system 470.

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。 The lower system 470 includes a transformer 472 that converts a nominal voltage of 6.6 kV to, for example, 200 V. In the illustrated example, the power system 400 is classified into three hierarchical levels: the upper system 430, the intermediate system 450, and the lower system 470. However, the power system 400 may be classified into three or more hierarchical levels.

（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。 (Power plant 200)
The power plant 200 also includes a power generation facility 210, a power management device 220 that manages the power generation facility 210, and a recording device 240 that stores various data. The power management device 220 includes a communication unit 221 (communication process), a power generation output prediction unit 222, a power generation planning unit 223, a request target selection unit 224 (request target selection process), a pre-restriction power generation output estimation unit 225, a reference power generation amount calculation unit 226, a power generation increase amount calculation unit 227, and a screen display unit 228.

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。 The recording device 240 also includes a demand plan recording unit 242, a power generation output upper limit recording unit 244, a power generation amount recording unit 246, and an actual weather recording unit 248. The communication unit 221 in the power management device 220, the communication unit 322 in the load control device 320, and the communication unit 422 in the grid management device 420 are configured to be able to communicate with each other via a network not shown.

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。 The power generation equipment 210 in the power plant 200 is a power generation equipment that uses variable renewable energy, that is, a power generation equipment whose power output fluctuates depending on weather conditions, etc. The power generation equipment 210 may be, for example, a wind power generation equipment that receives wind energy with blades and converts it into rotational energy using a turbine to generate electricity, or a solar power generation equipment that converts sunlight into electricity using solar panels.

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。 The power management device 220 receives the power generation output upper limit value U and the location of the power transmission congestion point 490 (see FIG. 1) from the grid management device 420, and performs various controls so that the power generation output of the power generation facility 210 does not exceed the power generation output upper limit value U. The power generation output prediction unit 222 outputs the power generation output prediction G_est (not shown) of the power generation facility 210 based on weather forecasts and power generation records.

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。 For example, if the power generation facility 210 is a solar power generation facility, the power management device 220 outputs the power generation output prediction G_est by, for example, multiplying the forecast value of the amount of solar radiation by the facility capacity. Also, if the power generation facility 210 is a wind power generation facility, the power management device 220 outputs the power generation output prediction G_est by, for example, multiplying the forecast value of the wind speed by a power curve (a relational equation between wind speed and power generation output). The power management device 220 can also obtain the power generation output prediction G_est by interpolating the power generation results. It is also practical to obtain the power generation output prediction G_est that takes into account both the power generation output prediction based on the weather forecast and the power generation output prediction obtained by interpolating the actual values by taking an appropriate weighted average.

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。 The power generation planning unit 223 creates a power generation plan PG (not shown) in 30-minute increments based on the power generation output prediction G_est results due to the planned value simultaneous uniformity system. This power generation plan PG includes the power generation amount G in 30-minute increments. Here, the power generation output prediction G_est predicted by the power generation output prediction unit 222 is a time series of the power generation output [kW] for 30 minutes. On the other hand, the power generation amount G planned by the power generation planning unit 223 is a numerical value of the power generation amount [kWh] obtained by integrating the power generation output [kW].

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。 The screen display unit 228 has a function of displaying, for example, a map as shown in FIG. 1 and superimposing on this map the power plant 200, the customer facility 300, and the power system 400. The screen display unit 228 then displays the portion of the power system 400 in which the power transmission congestion point 490 occurs, distinguishing it from the other portions. For example, it is conceivable to display the power transmission congestion point 490 in red and the other portions of the power system 400 in black.

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。 The request target selection unit 224 records a list of consumer facilities 300 for which an update of the demand plan PD can be requested if there were no power transmission congestion area 490, and the positions of these consumer facilities 300 in the power system 400.

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。 When the power plant 200 receives the power output upper limit value U and the location of the power transmission congestion point 490 (see FIG. 1) from the grid management device 420, the request target selection unit 224 extracts from the list the consumer equipment 300 that can transmit power without passing through the power transmission congestion point 490, and selects from the extracted load equipment 310 the target equipment for which a request to update the demand plan PD is to be made (hereinafter referred to as "customer equipment subject to the update request"). Details of the request target selection unit 224, pre-restriction power output estimation unit 225, reference power generation amount calculation unit 226, and power generation increase amount calculation unit 227 will be described later.

（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。 (Customer facility 300)
The customer facility 300 also includes a load facility 310 and a load control device 320 that controls the load facility 310. The load control device 320 also includes a communication unit 322, a demand planning unit 324, and a screen display unit 326.

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。 The load equipment 310 includes power loads such as lighting, air conditioning, power, IT equipment, and electric heating. Furthermore, the load equipment 310 also includes charging equipment for peak-cutting and vehicle-mounted storage batteries, and hydrogen production equipment using water electrolysis. The demand planning section 324 of the load control device 320 creates a demand plan PD (not shown) for the load equipment 310 in a certain 30-minute unit of time (frame). This demand plan PD includes the amount of power consumed D [kWh] (not shown) for that 30-minute period.

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。 The amount of power consumption can be calculated by calculating the amount of power consumption for each load equipment 310 and taking the sum. The amount of power consumption for lighting can be calculated by multiplying the power consumption [kW] of the lighting equipment by the number of equipment installed and integrating for 30 minutes. The amount of power consumption for air conditioning can be calculated by first finding out the power consumption [kW] of the air conditioning equipment for each temperature and humidity, then predicting the temperature and humidity for that unit, multiplying the corresponding power consumption [kW] by the number of equipment installed and integrating for 30 minutes.

〈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。 Overall Operation of the First Embodiment
FIG. 3 is an operation sequence diagram of the first embodiment.
That is, Fig. 3 shows the operation of reducing the output suppression of the power generation facility 210 by the power management device 220, the load control device 320, and the grid management device 420. Fig. 3 also shows the time-series relationship with the power trading market. Power trading passes through a day-ahead market phase PH1 and an hour-ahead market phase PH2, and reaches an actual supply and demand phase PH3. In the actual supply and demand phase PH3, under the current planned value simultaneous balancing system, the generated power amount and the consumed power amount D are preferably matched for each 30-minute frame (actual supply and demand frame) starting from 0 minutes or 30 minutes past the hour.

（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。 (Day-ahead market phase PH1)
In step S102, the consumer XP3 (see FIG. 2 ) creates a demand plan PD (not shown) using the demand planning unit 324. Next, in step S104, the load control device 320 transmits this demand plan PD to the power management device 220 and the grid management device 420. Here, the power consumption amount D defined in the demand plan PD is assumed to be _D1 .

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。 Meanwhile, in step S112, the power plant manager XP2 (see FIG. 2) predicts the power generation output using the power generation output prediction unit 222, and creates a power generation plan PG using the power generation planning unit 223. In step S114, the power management device 220 transmits the power generation plan PG to the system management device 420. Here, the power generation amount included in the power generation plan PG is set as _G1 . In addition, in step S116, the power management device 220 records the demand plan PD supplied from the load control device 320 in the demand plan recording unit 242.

（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。 (After the end of day-ahead market phase PH1)
After the day-ahead market phase PH1 ends, in step S152, the grid management device 420 performs a power supply and demand analysis based on the demand plan PD supplied from the multiple load control devices 320 and the power generation plan PG supplied from the multiple power management devices 220.

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。 In the power supply and demand analysis, the components of the power system, such as the power plants 200 and the power system 400, are mathematically modeled, and the power generation amount of each power plant 200 and the power flow of each transmission and substation facility are used as variables to calculate a feasible solution that satisfies the supply and demand balance constraints and the transmission capacity constraints. When the power generation amount obtained as a result of the power supply and demand analysis for a certain power plant 200 falls below the power generation amount planned by the power plant, it can be determined that output suppression will occur at the power plant.

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。 The power generation output upper limit value U [kW] is calculated by dividing the power generation amount [kWh] obtained from the power supply and demand analysis by 30 minutes (0.5 hours). In addition, when the power flow obtained from the power supply and demand analysis in a certain transmission and substation facility in the power system 400 is equal to the operational capacity of the transmission and substation facility, it can be determined that the transmission capacity constraint is in effect in the transmission and substation facility, i.e., the transmission is congested. The transmission and substation facility with the transmission congestion becomes the transmission congestion point (for example, the transmission congestion point 490 in Figure 1).

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。 The target transmission and transformation facilities are not limited to those for AC transmission, but also include those for DC transmission and those for power transmission using AC-DC conversion. In other words, transmission and transformation facilities include AC-DC converter stations that convert AC to DC, orthogonal-to-linear converter stations that convert AC to DC and then back to AC, frequency converter stations (Frequency converter stations and Back-to-back), and High Voltage Direct Current (HVDC) facilities.

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。 Here, it is assumed that a power transmission congestion is predicted as a result of the power supply and demand analysis. In this case, in step S154, the grid management device 420 notifies the power management device 220 of the location information of the power transmission congestion point 490 (see FIG. 1 ) and instructs the power generation output upper limit value U. Here, the instructed power generation output upper limit value U is _U0 .

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。 When the power management device 220 receives the power generation output upper limit value _U0 , it then records the power generation output upper limit value _U0 in the power generation output upper limit value recording unit 244 in step S156. Furthermore, the request target selection unit 224 selects the consumer facility 300 for which an update of the demand plan PD is requested, i.e., the update request target consumer facility. Note that the instruction of the power generation output upper limit value U may be triggered to execute the process of selecting the update request target consumer facility, or it may not be triggered. Next, in step S158, the power management device 220 requests the load control device 320 of the selected update request target consumer facility to update the demand plan PD.

（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。 (Pre-time market phase PH2)
In step S202, when the load control device 320 of the update request target consumer facility receives the update request for the demand plan PD, the consumer XP3 considers whether or not it is possible to update the demand plan PD. If it is determined that it is possible, the consumer XP3 updates the demand plan PD in the demand planning unit 324.

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。 Once the demand plan PD is updated, the process proceeds to step S204, where the load control device 320 transmits the updated demand plan PD to the power management device 220 and the grid management device 420. The power consumption in the updated demand plan PD is denoted as _D2 .

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。 On the other hand, when a new weather forecast or power generation record is obtained, the power management device 220 of the power plant 200 executes the process of step S212. Here, the power generation output prediction unit 222 of the power management device 220 updates the power generation output prediction G_est (not shown). Furthermore, the power generation planning unit 223 updates the power generation plan PG by applying the power generation output upper limit value _U0 to the updated power generation output prediction G_est. The power generation amount in the updated power generation plan PG is set to _G2 .

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。 Next, when the process proceeds to step S214, the power management device 220 transmits the updated power generation plan PG including the power generation amount _G2 to the grid management device 420. Next, when the process proceeds to step S216, the power management device 220 records the demand plan PD received from the load control device 320 in the demand plan recording unit 242.

（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。 (After the end of pre-hours market phase PH2)
After the end of the advance market phase PH2, in step S252, the power grid management device 420 performs a power supply and demand analysis based on the demand plan PD supplied from the multiple load control devices 320 and the power generation plan PG supplied from the multiple power management devices 220.

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Ｕ_Aとする。電力管理装置２２０は、発電出力上限値Ｕ_A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Ｕ_Aを、発電出力上限値記録部２４４に記録する。 Here, it is assumed that a power transmission congestion is predicted as a result of the power supply and demand analysis. In this case, in step S254, the system management device 420 indicates the power transmission congestion location to the power management device 220 and instructs the power generation output upper limit value U. Here, the power generation output upper limit value U is assumed to be _UA . When the power management device 220 receives the power generation output upper limit value _UA , next, in step S256, the power management device 220 records this power generation output upper limit value _UA in the power generation output upper limit value recording unit 244.

（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Ｕ_A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Ｇ_Aと呼ぶ。 (Actual supply and demand phase PH3)
In step S302 of the actual supply and demand phase PH3, the power management device 220 controls the power generation output upper limit value of the power generation facility 210 to be U _A in response to an instruction from the grid management device 420. Also in step S302, the power management device 220 records the actual amount of power generation for each frame in the power generation amount recording unit 246. This recorded amount of power generation is called G _A.

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。 In addition, in step S302, the power management device 220 acquires actual weather data in the vicinity of the power generation equipment 210. For example, if the power generation equipment 210 is a wind power generation equipment, the wind speed and direction can be acquired by an anemometer attached to the nacelle. In addition, if the power generation equipment 210 is a solar power generation equipment, the amount of solar radiation is acquired by an actinometer, and the temperature is acquired by a thermometer. The power management device 220 stores this acquired weather data in the actual weather recording unit 248 as time-series data linked to the acquisition date and time.

（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Ｕ_A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。 (After the end of actual supply and demand phase PH3)
After the actual supply and demand phase PH3 ends, the process proceeds to step S352 in the power management device 220, where the pre-restriction power generation output estimator 225 estimates the pre-restriction power generation output P(t). The pre-restriction power generation output P(t) is a predicted value of the power generation amount G that is estimated to have been obtained if the power generation output upper limit value _UA had not been specified. The reference power generation amount calculator 226 calculates the reference power generation amount (details will be described later). The power generation increase calculator 227 calculates the power generation increase amount (details will be described later).

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。 Next, when the process proceeds to step S354, the power management device 220 performs a payment process for the load control device 320 to pay the consumer XP3 for updating the demand plan. That is, the increase in the amount of electricity sales revenue obtained from the increase in power generation is used as a resource to pay the consumer XP3 who updated the demand plan PD. Here, the power management device 220 calculates this resource as follows. First, the increase in power generation [kWh] x power generation cost (yen/kWh) is set as the resource (yen), and the resource (yen) x coefficient is set as the remuneration amount (yen). The coefficient is a value set between the power plant manager XP2 and the consumer XP3, and is an arbitrary value between 0 and 1 (for example, 0.01). This allows the power plant manager XP2 to give the consumer XP3 an incentive to update the demand plan PD.

〈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。 <Selection process for customer facilities subject to renewal request>
Next, a process in which the request target selection unit 224 selects an update request target customer facility for which an update of the demand plan PD is requested will be described.
FIG. 4 is a diagram showing an example of a state of the power system 400. As shown in FIG.
As previously described in Fig. 2, the power system 400 includes an upper system 430, an intermediate system 450, and a lower system 470. In the example shown in Fig. 4, the intermediate system 450 includes power transmission lines 450A and 450B, to which substations 460A and 460B are connected, respectively. The lower system 470 is a portion that connects the substations 460A and 460B to the customer facilities 300A and 300B and the power plant 200B in the figure. The substation 460A is connected to a transformer 472A via a power transmission line 470A, and the customer facility 300A is connected to the transformer 472A.

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。 Substation 460B is also connected to transformers 472B1 and 472B2 via power transmission lines 470B1 and 470B2, respectively. Power plant 200B and consumer equipment 300B are connected to transformer 472B2. In the example of FIG. 4, a power transmission congestion point 490 has occurred on power transmission line 450B. In other words, it is expected that a capacity shortage will occur on power transmission line 450B due to the power generated by power plant 200B.

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。 In this case, even if the power demand in the customer facility 300A is increased, the power transmission congestion at the power transmission congestion point 490 is not alleviated. On the other hand, if the power demand in the customer facility 300B is increased, the power transmission congestion caused by the excess power supply from the power transmission line 470B2 can be alleviated. This is because power can be supplied from the power plant 200B to the customer facility 300B via the power transmission line 470B2, and therefore power can be supplied without passing through the power transmission congestion point 490.

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。 The request target selection unit 224 (see FIG. 2) in the power plant 200B selects the consumer facility 300B as the "customer facility subject to the update request" and requests that the demand plan PD be updated. On the other hand, the power management device 220 does not request that the consumer facility 300A update the demand plan PD. This is because there is no route for supplying power from the power plant 200B to the consumer facility 300A without passing through the power transmission congestion point 490.

「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。 The customer facility 300B selected as the "customer facility subject to update request" updates the demand plan PD if possible.
If the customer facility 300B is, for example, a factory that includes production facilities, pump facilities, compressor facilities, cooling tower facilities, etc., the demand plan PD can be updated by changing the operation times of these facilities. The demand plan PD can also be updated by changing the temperature settings of air conditioning facilities, reducing the usage time of lighting facilities, etc.

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。 In addition, if the consumer facility 300B is a data center, when changing the demand plan PD, measures can be taken such as suppressing high-load calculations or concentrating high-load calculations during the time period when the demand plan PD needs to be updated. More specifically, the time for executing calculations that do not require real-time performance, such as batch processing, AI learning, and CG rendering, can be changed.

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。 In addition, if the customer facility 300B is an electric water heater that can heat and store hot water at any time using electric heat or a heat pump, the demand plan PD can be changed by changing the timing of boiling the water.In addition, if the customer facility 300B is an electric vehicle charger that reserves a departure time and charges the vehicle at any time up to the departure time, the demand plan PD can be changed by changing the timing of charging.

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。 FIG. 5 is a diagram showing another example of the state of the power system 400. In FIG.
The configuration of the power system 400 in Fig. 5 is the same as that in Fig. 4, but a power transmission congestion point 490 occurs at a substation 460B. That is, a capacity shortage is expected to occur at the substation 460B. In this situation, as in the case of Fig. 4, the request target selection unit 224 selects the customer facility 300B as the "update request target customer facility" and requests an update of the demand plan PD.

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。 Also, as in the case of FIG. 4, the power management device 220 does not request the customer facility 300A to update the demand plan PD. This is because, as in the case of FIG. 4, a power supply route exists between the power plant 200B and the customer facility 300B that does not pass through the power transmission congestion point 490, whereas no such route exists between the power plant 200B and the customer facility 300A.

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。 FIG. 6 is a diagram showing yet another example of the state of the power system 400. In FIG.
The configuration of the power system 400 in Fig. 6 is the same as that in Fig. 4, except that the power plant 200B is connected to a transformer 472B1. In this situation, as in the case of Fig. 4, the request target selection unit 224 selects the consumer facility 300B as the "update request target consumer facility" and requests an update of the demand plan PD. Also, as in the case of Fig. 4, the request target selection unit 224 does not request the consumer facility 300A to update the demand plan PD.

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。 FIG. 7 is a diagram showing yet another example of the state of the power system 400. In FIG.
The configuration of the power system 400 in FIG. 7 is the same as that in FIG. 4, but differs in that the power plant 200B is connected to the substation 460B via the power transmission line 470B1. Also, the consumer facility 300B1 is connected to the substation 460B. The consumer facility 300B1 belongs to the same hierarchical level as the power plant 200B, and the consumer facility 300B2 belongs to a lower hierarchical level. In this situation, the request target selection unit 224 of the power plant 200B selects both the consumer facilities 300B1 and 300B2 as "update request target consumer facilities" and requests an update of the demand plan PD. Also, as in the case of FIG. 4, the request target selection unit 224 of the power plant 200B does not request an update of the demand plan PD from the consumer facility 300A. In this manner, according to this embodiment, a request can be made to update the demand plan PD for the customer facilities 300B1 and 300B2 on different levels, so that the power generation capacity of the power plant 200B can be effectively utilized.

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。 FIG. 8 is a diagram showing yet another example of the state of the power system 400. In FIG.
The configuration of the power system 400 in Fig. 8 is the same as that in Fig. 4, but the power transmission congestion point 490 occurs in the upper system 430. And the power transmission congestion point 490 does not occur in the other systems. In this case, there is a power supply route between the power plant 200B and the customer facility 300B, and between the power plant 200B and the customer facility 300A, which does not pass through the power transmission congestion point 490. Therefore, the power management device 220 of the power plant 200B selects both the customer facilities 300A and 300B as "customer facilities subject to an update request" and requests an update of the demand plan PD.

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。 FIG. 9 is a diagram showing yet another example of the state of the power system 400. In FIG.
9, a power plant 200A1 is connected to a substation 440 via a power transmission line 450A1, and a customer facility 300A1 is connected to the substation 440 via a power transmission line 450A2. A substation 460A is further connected to the substation 440 via a power transmission line 450A3. The substation 460A is then connected to a customer facility 300A2 via a power transmission line 470A and a transformer 472A.

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。 Substation 440 is also connected to substation 460B via transmission line 450B. Substation 460B is connected to transformers 472B1 and 472B2 via transmission lines 470B1 and 470B2.

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。 The transformer 472B1 is connected to the power plant 200B1 and the customer facility 300B1. The transformer 472B2 is connected to the power plant 200B2 and the customer facility 300B2.

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。 In the above configuration, when the power generation output upper limit value U is instructed for power plant 200B1 and power plant 200B2, the request target selection unit 224 of power plant 200B1 or 200B2 requests consumer facilities 300B1 and 300B2 to update the demand plan PD because there are multiple consumer facilities 300B1 and 300B2.

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。 On the other hand, the request target selection unit 224 of the power plant 200B1 or 200B2 does not request an update of the demand plan PD to the consumer facility 300A. This is because, for both the power plants 200B1 and 200B2, there is no power supply route to the consumer facility 300A that does not pass through the power transmission congestion point 490.

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Ｄ_1，300B1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Ｄ_2，300B1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Ｄ_1，300B2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Ｄ_2，300B2とする。 The amount of power consumption of the consumer facility 300B1 in the demand plan PD before the update of the demand plan PD is requested is denoted by D1 _{, 300B1} , and the amount of power consumption of the consumer facility 300B1 in the demand plan PD after the update of the demand plan PD is requested is denoted by D2 _{, 300B1} . The amount of power consumption of the consumer facility 300B2 in the demand plan PD before the update of the demand plan PD is requested is denoted by D1 _{, 300B2} , and the amount of power consumption of the consumer facility 300B2 in the demand plan PD after the update of the demand plan PD is requested is denoted by D2 _{, 300B2} .

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、「Ｄ_2，300B1－Ｄ_1，300B1」と、「Ｄ_2，300B2－Ｄ_1，300B2」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。 The increase in power generation of the power plants 200B1 and 200B2 during a certain time period is summed up to determine the increase in power generation during that time period. The increase in the revenue from selling electricity obtained by this increase in power generation is allocated in the ratio of "D2 _{, 300B1} - _{D1, 300B1} " and "D2 _{, 300B2} - _{D1, 300B2} " and returned to the customer facilities 300B1 and 300B2 as compensation.

〈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Ｕ_A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。 Deciding whether to increase power generation
10 is a flow chart of a routine for determining whether or not to increase the amount of power generation. This routine determines whether or not the amount of power generation should be increased for a certain frame.
When the process proceeds to step S501 in FIG. 10, the power generation increase calculation unit 227 determines whether or not both of the following conditions CD1 and CD2 are satisfied.
Condition CD1 (first condition): The power consumption in the updated demand plan PD (power consumption D ₂ ) is greater than the power consumption in the demand plan PD before the update (power consumption D ₁ ). In other words, the power consumption has increased by updating the demand plan PD.
Condition CD2 (second condition): The power generation output upper limit value U _A after a request to update the demand plan PD is made is greater than the power generation output upper limit value U ₀ before a request to update the demand plan PD is made.

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Ｕ_A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。 If the result of the determination in step S501 is “Yes”, the process proceeds to step S502, where the power generation increase calculation unit 227 calculates the power generation increase amount by a power generation increase calculation routine ( FIG. 11 ) described later. The power generation facility 210 using variable renewable energy can reduce output suppression and increase the amount of power generation as the power generation output upper limit value _UA increases.

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Ｕ_A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Ｕ_Aの代用とすることで、図１０と同じ処理を適用できる。 On the other hand, if at least one of the conditions CD1 and CD2 is not satisfied, the result in step S501 is determined to be "No," and the process proceeds to step S503. Here, the power generation increase calculation unit 227 sets the power generation increase to "0." If there is no power transmission congestion and the power generation output upper limit value _U0 or _UA is not specified, the rated output of the power generation facility 210 is used as a substitute for the power generation output upper limit value _UA , so that the same process as in FIG. 10 can be applied.

〈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。 <Calculation process of increase in power generation>
11 is a flow chart of the power generation increase calculation routine, which is called in step S502 of FIG. 10 and calculates the power generation increase of a specified frame.
When the process proceeds to step S601 in FIG. 11, the pre-restriction power generation output estimator 225 calculates the pre-restriction power generation output P(t), which is a function of time t in the frame, based on the actual weather.

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Ｕ_A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。 As described above, the pre-suppression power output P(t) is the power output predicted to be obtained if the power output upper limit _UA had not been specified. If the power generation facility 210 is a wind power generation facility, the pre-suppression power output P(t) can be obtained by multiplying the wind speed of the actual weather data by a power curve. If the actual weather data is in time series, the pre-suppression power output P(t) can also be obtained in time series. However, the pre-suppression power output P(t) may be a constant value in the frame.

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。 Next, when the process proceeds to step S602, the base power generation calculation unit 226 calculates the post-restriction power output C(t). That is, the base power generation calculation unit 226 calculates the post-restriction power output C(t), which is a function of time t, based on the pre-restriction power output P(t) and the power output upper limit _U0 before requesting an update of the demand plan PD. If "min" is a function that returns the smaller of the arguments, the post-restriction power output C(t) can be calculated by "C(t) = min(P(t), _U0 )."

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Ｇ_Aを取得し、発電量Ｇ_Aから、基準発電量ＧＳを減算した結果を発電増加量とする。 Next, when the process proceeds to step S603, the reference power generation amount calculation unit 226 integrates the suppressed power generation output C(t) to calculate the reference power generation amount GS, which is the power generation amount [kWh] in the frame. Next, when the process proceeds to step S604, the power generation increase calculation unit 227 calculates the power generation increase amount [kWh]. That is, the power generation increase calculation unit 227 obtains the actual power generation amount _GA from the power generation amount recording unit 246, and determines the power generation increase amount as the result of subtracting the reference power generation amount GS from the power generation amount _GA .

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。 FIG. 12 is a diagram showing the relationship between various values in the power generation increase calculation routine (FIG. 11).
In FIG. 12, the power output before suppression P(t) is indicated by a dashed line. The power output upper limit value _U0 is indicated by a horizontal line in the figure. The reference power generation amount GS is indicated by the area of the dotted part in the figure. In this way, according to this embodiment, when output suppression due to a power transmission capacity constraint is performed, it is possible to prevent an increase in demand from the customer equipment 300 that does not relieve the power transmission congestion, while increasing the demand from the customer equipment 300 that can relieve the power transmission congestion. The screen display unit 228 in the power management device 220 (see FIG. 2) also has a function of displaying the power output before suppression P(t) and the power output upper limit value _U0 using the graph shown in FIG. 12.

［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。 [Second embodiment]
Next, a power system according to a second embodiment will be described.
The configuration of the power system according to the second embodiment is similar to that of the power system PSS according to the first embodiment (see FIG. 2) except for the points described below.
In the example shown in FIG. 3, the load control device 320 transmits the demand plan PD to the power management device 220, but the power management device 220 does not transmit the basis for calculating the amount of increase in power generation.

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。 Therefore, a situation may arise in which, even though the consumer XP3 has updated the demand plan PD and increased the amount of power generation, the power plant manager XP2 falsely reports that the amount of power generation has not increased and does not pay the consumer XP3. Therefore, in order to avoid raising such suspicions, a function to detect tampering with the basis for calculating the amount of increased power generation is useful.

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。 FIG. 13 is a sequence diagram of tamper detection in the second embodiment.
It is useful to provide a time stamp for the calculation basis of the power generation increase amount, i.e., the actual weather data, the pre-suppression power generation output P(t), the received power generation output upper limit value U, the actual power generation amount data, and the reference power generation amount. First, in step S702, the power management device 220 calculates a hash value #1 based on the calculation basis data BD and a hash function. The calculation basis data BD is, for example, text data that describes the power generation increase amount and its calculation basis.

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。 Hash value #1 is the return value of the hash function. A hash function is a function that converts arbitrary data, such as a file, into a fixed-length value (hash value). Hash functions are unique, meaning that they return the same value for the same input, and different values for different inputs (even for almost identical inputs, they return significantly different values). Hash functions are also unidirectional, meaning that it is extremely difficult to infer the original input from the hash value. More specifically, there are a series of hash functions known, such as SHA, BLAKE, and RIPEMD (derived and improved versions).

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。 Next, in step S704, the power management device 220 transmits the hash value #1 to the time stamp authority 500. The time stamp authority 500 is generally called a TSA (Time Stamping Authority). Next, in step S706, the time stamp authority 500 generates a time stamp TS.

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。 Next, in step S708, the time stamp authority 500 returns a TS token (time stamp token) to the power management device 220. The TS token is data that proves that "hash value #1 existed with that content at that time." Next, in step S710, the power management device 220 records hash value #1, the calculation basis data BD, and the TS token in the recording device 240.

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。 Then, in step S722, consumer XP3 inquires of the power management device 220 via the load control device 320 about the calculation basis for the increase in power generation. In response, the power management device 220 reads the hash value #1, the calculation basis data BD, and the TS token from the recording device 240, and transmits them to the load control device 320.

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。 Next, when the process proceeds to step S728, the load control device 320 acquires the hash value contained in the TS token. The acquired hash value is designated as #2. Next, when the process proceeds to step S730, the load control device 320 checks whether or not the hash values #1 and #2 match. If they match, it can be confirmed that the calculation basis data BD is genuine. On the other hand, if the two do not match, it is determined that the calculation basis data BD was subsequently tampered with.

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。 In this way, according to this embodiment, the authenticity of the calculation basis data BD supplied from the power management device 220 to the load control device 320 can be ensured. This motivates the consumer XP3 to comply with instructions from the power management device 220 in the actual supply and demand phase PH3.

［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。 [Computer Configuration]
Fig. 14 is a block diagram of the computer 980. Each of the power management device 220, the load control device 320, and the system management device 420 shown in Fig. 2 includes one or more computers 980 shown in Fig. 14.
14, a computer 980 includes a CPU 981, a storage unit 982, a communication I/F (interface) 983, an input/output I/F 984, and a media I/F 985. Here, the storage unit 982 includes a RAM 982a, a ROM 982b, and a HDD 982c. The communication I/F 983 is connected to a communication circuit 986. The input/output I/F 984 is connected to an input/output device 987. The media I/F 985 reads and writes data from a recording medium 988.

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。 The ROM 982b stores an IPL (Initial Program Loader) executed by the CPU, etc. The HDD 982c stores control programs and various data, etc. The CPU 981 executes the control programs, etc. loaded from the HDD 982c to the RAM 982a to realize various functions. The inside of the power management device 220, the load control device 320, and the system management device 420 shown in FIG. 2 above are mainly shown as blocks showing the functions realized by the control programs, etc.

［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。 [Effects of the embodiment]
According to the embodiment described above, the power management device 220 includes a request target selection unit 224 that refers to an instruction of the power generation output upper limit value U for the power generation equipment 210 connected to the power system 400 having multiple hierarchies (430, 450, 470) and selects an update request target consumer equipment for which an update of the demand plan PD is requested from among the customer equipment 300 connected to the hierarchies (430, 450, 470) to which the power generation equipment 210 is connected and the customer equipment 300 connected to the hierarchies (430, 450, 470) below that, and a communication unit 221 that transmits a request to update the demand plan PD to the load control device 320 included in the update request target consumer equipment.

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。 As a result, according to each of the above embodiments, it is possible to request the customer facility 300 that belongs to a tier different from the tier to which the power generation facility 210 belongs to update the demand plan PD, and the balance between supply and demand of electricity can be appropriately adjusted.
In particular, the update of the demand plan PD forces the consumer XP3 to change his/her behavior. If the consumer XP3 is requested to update the demand plan PD even when he/she cannot receive a reward, the consumer may become exhausted, and as a result, there is a concern that the consumer may stop updating the demand plan PD.

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。 According to the above-described embodiment, when the power generation output upper limit value U is obtained, a request to update the demand plan PD can be made only to consumer equipment 300 located in a position where the power transmission congestion can be alleviated. On the other hand, a request to update the demand plan PD is not made to consumer equipment 300 that is not located in a position where the power transmission congestion can be alleviated. By requesting an update of the demand plan PD only when the consumer XP3 can receive a reward, the consumer XP3 can easily maintain motivation to update the demand plan PD.

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。 Meanwhile, in the field of infrastructure, when constructing facilities that contribute to the public interest, it is necessary to face NIMBY (Not In My Backyard) opposition from residents living near the facility. The power plant has sought ways to coexist with the community, including by providing information and exchanging opinions, and has been dealing with NIMBY. Finding common goals and interests and building cooperative relationships to promote mutual understanding is also a way of coexisting with the community.

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。 In the power management device 220, the source of the compensation paid by the power plant manager XP2 to the consumer XP3 is the increased power generation of the power generation facility 210 using variable renewable energy. Through the power management device 220, the power plant manager XP2 and the consumer XP3 can have a common goal of reducing output suppression of variable renewable energy and increasing the amount of power generation. In other words, the power management device 220 also contributes to the power plant 200's symbiosis with the local community.

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。 Moreover, the power system 400 includes multiple substations 440, 460, and the multiple hierarchies (430, 450, 470) are preferably separated by the substations 440, 460, with the nominal voltage decreasing toward the lower hierarchies. This allows the power system 400 to be flexibly operated via multiple hierarchies with various nominal voltages.

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。 The power generation output upper limit value U is supplied due to the occurrence of a power transmission congestion point 490 in a part of the power system 400, and it is more preferable for the request target selection unit 224 to select the update request target consumer equipment from among the consumer equipment 300 that has a power supply route between the power generation equipment 210 and the power generation equipment 210 that does not pass through the power transmission congestion point 490. This makes it possible to appropriately select the update request target consumer equipment in accordance with the power transmission congestion point 490.

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。 Moreover, it is even more preferable that the power management device 220 further includes a screen display unit 228 that displays the power generation equipment 210, the customer equipment 300, and the power system 400 on a map and displays the part of the power system 400 where the power transmission congestion point 490 occurs, distinguishing it from the other parts. This allows the power plant manager XP2 to easily grasp the relative positions of the customer equipment 300 in the power system 400.

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。 Moreover, it is even more preferable if the power management device 220 further includes a power generation increase calculation unit 227 that calculates the amount of power generation increase in the power generation facility 210 during a specified time period. This allows the power plant manager XP2 to grasp the amount of power generation increase.

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Ｕ_A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。 Moreover, it is more preferable that the power generation increase calculation unit 227 calculates the power generation increase amount when both a first condition (CD1) that the power consumption _D2 expected in the consumer facility 300 when the demand plan PD is updated is greater than the power consumption _D1 expected in the consumer facility 300 before the demand plan PD is requested to be updated is satisfied, and a second condition (CD2) that the power generation output upper limit value _UA for the power generation facility 210 after the demand plan PD is requested to be updated is greater than the power generation output upper limit value _U0 for the power generation facility 210 before the demand plan PD is requested to be updated is satisfied. This makes it possible to calculate the power generation increase amount under appropriate conditions.

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Ｇ_A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。 It is more preferable that the power generation increase calculation unit 227 has a function of estimating the pre-suppression power output (P(t)) based on the actual weather in a specified time period, a function of calculating a reference power generation amount GS based on the pre-suppression power output (P(t)) and the power generation output upper limit value _U0 obtained before requesting an update of the demand plan PD, and a function of determining the power generation increase amount as the result of subtracting the reference power generation amount GS from the actual power generation amount _GA in the specified time period. This allows the power generation increase calculation unit 227 to obtain an appropriate power generation increase amount.

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。 It is more preferable that the power management device 220 further includes a screen display unit 228 that displays the pre-suppression power output (P(t)) and the power output upper limit value _U0 on a screen. This allows the power plant manager XP2 to visually grasp the pre-suppression power output (P(t)) and the power output upper limit value _U0 .

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。 It is more preferable that the power generation increase calculation unit 227 further includes a function for calculating, for each of the multiple consumer facilities 300, a difference between the power consumption _D1 expected before requesting an update of the demand plan PD and the power consumption _D2 expected when the demand plan PD is updated, and a function for allocating the power generation increase to the multiple consumer facilities 300 in accordance with the ratio of the calculated differences. This allows the power generation increase to be appropriately allocated to the multiple consumer facilities 300.

［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。 [Modification]
The present invention is not limited to the above-mentioned embodiment, and various modifications are possible. The above-mentioned embodiment is exemplified to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to those having all the configurations described. In addition, it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment. In addition, it is possible to delete a part of the configuration of each embodiment, or to add or replace other configurations. In addition, the control lines and information lines shown in the figure show those that are considered necessary for explanation, and do not necessarily show all control lines and information lines necessary on the product. In reality, it may be considered that almost all configurations are connected to each other. Possible modifications of the above-mentioned embodiment are, for example, as follows.

（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。 (1) The hardware of the power management device 220, the load control device 320, and the system management device 420 in the above embodiment can be realized by a general computer, so the processes corresponding to the above-mentioned block diagrams and flowcharts, and other programs that execute the various processes described above, may be stored on a storage medium (a computer-readable recording medium on which a program is recorded) or distributed via a transmission line.

（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。 (2) In the above embodiment, the processes corresponding to the block diagrams and flowcharts, as well as the various other processes described above, are described as software processes using a program. However, some or all of these processes may be replaced with hardware processes using an ASIC (Application Specific Integrated Circuit) or an FPGA (Field Programmable Gate Array), etc.

（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。 (3) The various processes performed in the above embodiment may be executed by a server computer via a network (not shown), and the various data stored in the above embodiment may also be stored in the server computer.

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
Ｇ_A 発電量
Ｕ₀ 発電出力上限値
Ｕ_A 発電出力上限値 210 Power generation equipment 220 Power management device 221 Communication unit (communication process)
224 Request Target Selection Department (Request Target Selection Process)
227 Power generation increase calculation unit 228 Screen display unit 300 Customer facility 320 Load control device 400 Power system 430 Upper system (hierarchy)
440, 460 Substation 450 Medium system (hierarchy)
470 Subsystem (Hierarchy)
490 Power transmission congestion point U Power generation output upper limit value GS Reference power generation amount PD Demand plan CD1 Condition (first condition)
CD2 Condition (Second Condition)
D ₁ Power consumption D ₂ Power consumption G _A Power generation U ₀ Power generation output upper limit U _A Power generation output upper limit

Claims

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。 a request target selection unit that selects, from among consumer facilities that have a power supply route between a power generation facility connected to a power system having multiple hierarchical levels and the power generation facility that does not pass through the power transmission congestion area, a consumer facility that is a target for an update request, by referring to an instruction of a power generation output upper limit value that is supplied due to the occurrence of a power transmission congestion area in a part of the power system;
a communication unit that transmits a demand plan update request to a load control device included in the update request target consumer equipment;
a power generation increase amount calculation unit that calculates a power generation increase amount associated with a change in the power generation output upper limit value in order to increase an amount of power generation of the power generation facility in a predetermined time period ,
The power generation increase calculation unit
A function of estimating a pre-suppression power output based on actual weather in the predetermined time period;
A function of calculating a reference power generation amount based on the pre-restriction power generation output and the power generation output upper limit value obtained before requesting an update of the demand plan;
and a function of setting the result of subtracting the reference power generation amount from the actual power generation amount in the predetermined time period as the power generation increase amount.
A power management device comprising:

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。 2. The power management device according to claim 1, wherein the power system includes a plurality of substations, the plurality of hierarchical levels are separated by the substations, and the lower the hierarchical level, the lower the nominal voltage.

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。 2. The power management device according to claim 1, further comprising a screen display unit that displays the power generation facility, the customer facility, and the power system on a map, and displays a portion of the power system where the power transmission congestion occurs, distinguishing it from other portions.

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。 The power generation increase calculation unit
A first condition is that an amount of power consumption in the consumer equipment expected when the demand plan is updated is greater than an amount of power consumption in the consumer equipment expected before the demand plan is updated;
a second condition that the power generation output upper limit value for the power generation facility after the request for updating the demand plan is greater than the power generation output upper limit value for the power generation facility before the request for updating the demand plan;
The power management device according to claim 1 , wherein the power generation increase amount is calculated when both of the above are satisfied.

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。 The power management device according to claim 1 , further comprising a screen display unit that displays the pre-restriction power output and the power output upper limit on a screen.

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。 The power generation increase calculation unit
A function of calculating, for each of the plurality of consumer facilities, a difference between an amount of power consumption expected before a request to update the demand plan and an amount of power consumption expected when the demand plan is updated;
The power management device according to claim 5 , further comprising a function of allocating the increased amount of power generation to the plurality of customer facilities in accordance with a ratio of the calculated differences.

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。 a request target selection process for selecting, from among consumer facilities that have a power supply route between a power generation facility connected to a power grid having multiple hierarchical levels and the power generation facility that does not pass through the power transmission congested area, a consumer facility that is a target for an update request, by referring to an instruction of a power generation output upper limit value that is supplied due to the occurrence of a power transmission congested area in a part of the power grid;
a communication step of transmitting a demand plan update request to a load control device included in the update request target consumer equipment;
a power generation increase calculation step of calculating an increase in power generation caused by a change in the power generation output upper limit value in the power generation facility during a predetermined time period ;
The process for calculating the increase in power generation is as follows:
estimating a pre-suppression power output based on actual weather in the predetermined time period;
calculating a reference power generation amount based on the pre-restriction power generation output and the power generation output upper limit value obtained before requesting an update of the demand plan;
and determining the power generation increase amount as a result of subtracting the reference power generation amount from the actual power generation amount in the predetermined time period.
23. A power management method comprising: