JP2012157132A - 電力供給システムの制御方法、及び電力供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力の需給制御を適切かつ確実に行えるようにする。
【解決手段】第１発電機エージェントＰＶ１及び第２発電機エージェントＰＶ２が自発電機のリアルタイムな発電電力ＰＧ１及び発電電力ＰＧ２を負荷エージェントＥＶに送信し、負荷エージェントＥＶがこれらと自負荷の消費電力に基づき地域要求量ＡＲを求めて消費電力制御を行うように構成された電力供給システム１において、発電電力ＰＧ２を第２発電機エージェントＰＶ２から受信していない欠落期間が存在する場合、欠落期間を除く所定期間において、発電電力ＰＧ１の変化が、欠落期間における発電電力ＰＧ１の変化と類似している類似期間を特定し、類似期間における発電電力ＰＧ２の変化を欠落期間の発電電力ＰＧ２の変化として取得して地域要求量ＡＲを求める。
【選択図】図２１

Description

この発明は、電力供給システムの制御方法、及び電力供給システムに関し、とくに電力の需給制御を確実に行えるようにするための技術に関する。

昨今、電力系統における需給制御を実現するための様々な技術が提案されている。例えば特許文献１には、電力系統の区分開閉器で分離された区間内で、区分開閉器に配置した開閉器エージェントをイニシエータ（Initiator）とし、区間内の発電機や負荷および下流側開閉器に配置したエージェントをレスポンダ（Responder）とし、これらエージェント間で契約ネットプロトコルを用いて電力需給の契約をすることで、区間内の分散型電源と負荷および下流区間の需給制御を行う分散型電源の制御システムが記載されている。

特許文献２には、区分開閉器で分離された区間内（または単位マイクログリッド内）で、区間エージェント（またはマイクログリッドエージェント）が潮流量を把握し、潮流増減量を発電機エージェントまたは下流区間エージェントに対して調整依頼し、その発電機エージェントまたは下流区間エージェントがそれぞれ自律的に他の発電機エージェントまたは下流区間エージェントと調整を行う連鎖を繰り返すことで、区間内の分散型電源、および下流区間の需給制御を行う電力系統の制御システムが記載されている。

特開２００８−３０１６４１号公報 特開２００９−１５９８０８号公報

ところで、通信ネットワークを介して他のエージェントから需給調整に必要な情報（発電電力、消費電力等）を受信して各エージェントが自律的に需給調整を行うように構成された電力供給システムにおいては、各エージェントが他のエージェントから取得した上記情報が多い程、需給調整の精度が向上する。一方、通信障害が発生した場合やエージェントの機能に障害が発生した場合には、各エージェントが上記情報を受信できない欠落期間が生じ、その場合は需給調整の精度が低下してしまうことになる。

本発明はこのような背景に鑑みてなされたもので、電力の需給制御を適切かつ確実に行うことが可能な電力供給システムの制御方法、及び電力供給システムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するための本発明の一つは、発電電力の時間変化に相関関係がある複数の発電機、及び負荷を含む電力供給システムの制御方法であって、前記発電機に、通信装置を備える情報処理装置である発電機エージェントを付設し、前記負荷に、通信装置を備える情報処理装置である負荷エージェントを付設し、前記負荷エージェントは、自身が付設されている前記負荷の消費電力制御を行い、第１の前記発電機エージェントは、自身が付設されている前記発電機のリアルタイムな発電電力を前記負荷エージェントに送信し、第２の前記発電機エージェントは、自身が付設されている前記発電機のリアルタイムな発電電力を前記負荷エージェントに送信し、前記負荷エージェントは、前記第１の前記発電機エージェントから送られてくる第１の前記発電電力を受信して蓄積記憶し、前記第２の前記発電機エージェントから送られてくる第２の前記発電電力を受信して蓄積記憶し、自身が付設されている負荷の消費電力と、前記第１の発電電力と、前記第２の発電電力とに基づき、前記電力供給システムにおける電力の需給差を示す地域要求量ＡＲを求め、前記第２の発電電力を前記第２の発電機エージェントから受信していない期間である欠落期間が存在する場合は、前記欠落期間を除く所定期間において、前記第１の発電電力の変化が、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と類似している期間である類似期間を特定し、特定した前記類似期間における前記第２の発電電力の変化を前記推定対象期間における前記第２の発電電力の変化として取得し、自身が付設されている負荷の消費電力と、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と、取得した前記欠落期間における前記第２の発電電力の変化とに基づき、前記地域要求量ＡＲを求め、求めた前記地域要求量ＡＲに基づき前記負荷の消費電力制御を行うこととする。

本発明によれば、負荷エージェントは、第２の発電電力を第２の発電機エージェントから受信していない期間である欠落期間が存在する場合は、欠落期間を除く所定期間において、第１の発電電力の変化が、欠落期間における第１の発電電力の変化と類似している期間である類似期間を特定し、特定した類似期間における第２の発電電力の変化を欠落期間における第２の発電電力の変化として取得し、自身が付設されている負荷の消費電力と、欠落期間における第１の発電電力の変化と、上記で取得した欠落期間における第２の発電電力の変化とに基づき、地域要求量ＡＲを求め、求めた地域要求量ＡＲに基づき負荷の消費電力制御を行う。

このように本発明によれば、負荷エージェントは、第２の発電電力を第２の発電機エージェントから受信していない期間が存在する場合でも、自身が蓄積記憶している過去の第１の発電電力及び第２の発電電力の時間変化の類似性に基づき、現在の第２の発電電力を適切に予測することができる。このため、予測した第２の発電電力に基づき地域要求量ＡＲを算出して適切に消費電力制御を行うことができる。従って、通信障害やエージェントの機能の障害などにより一部の発電機エージェントから発電電力の情報を受信できない場合でも、負荷エージェントは電力供給システムにおける電力の需給バランスを精度よく調整することができる。

尚、前記消費電力制御は、前記負荷エージェントが付設されている負荷の電力消費を開始させる制御、又は前記負荷エージェントが付設されている負荷の電力消費を停止させる制御である。

本発明の他の一つは、上記電力供給システムの制御方法であって、前記負荷エージェントは、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と、前記欠落期間を除く所定期間内における前記欠落期間と同じ長さの期間における前記第１の発電電力の変化との類似度を求め、類似度が予め設定された閾値以上である期間を前記類似期間として特定することとする。

本発明によれば、負荷エージェントは、欠落期間における第１の発電電力の変化と、欠落期間を除く所定期間内における欠落期間と同じ長さの期間における第１の発電電力の変化との類似度を求め、類似度が予め設定された閾値以上である期間を類似期間として特定する。このため、適切に欠落期間における第２の発電電力を予測することができる。通信障害やエージェントの機能の障害などにより一部の発電機エージェントから発電電力の情報を受信できない場合でも、負荷エージェントは電力供給システムにおける電力の需給バランスを精度よく調整することができる。

本発明の他の一つは、上記電力供給システムの制御方法であって、前記電力供給システムは、複数の前記負荷を含み、前記負荷エージェントは、自身が付設されている前記負荷の消費電力を他の前記負荷に付設されている前記負荷エージェントに送信し、他の前記負荷エージェントから送られてくる消費電力を受信し、自身が付設されている負荷の消費電力と、受信した前記消費電力と、前記第１の発電電力と、前記第２の発電電力とに基づき、前記電力供給システムにおける電力の需給差を示す地域要求量ＡＲを求めることとする。

本発明によれば、各負荷エージェントは、他の負荷エージェントから送られてくる消費電力を受信し、自身が付設されている負荷の消費電力と、受信した消費電力と、第１の発電電力と、第２の発電電力とに基づき地域要求量ＡＲを求めるので、電力供給システムに複数の負荷が存在する場合であっても適切に地域要求量ＡＲを求めることができる。

本発明の他の一つは、上記電力供給システムの制御方法であって、前記負荷エージェントは、前記求めた地域要求量ＡＲと、自身が付設されている前記負荷の消費電力と、前記他の前記負荷エージェントから送られてきた消費電力とに基づき、前記他の前記負荷エージェントが前記消費電力制御を行う場合よりも、自身が前記消費電力制御を行う場合の方が前記電力供給システムにおける電力の需給差をより改善できるか否かを判断し、自身が前記消費電力制御を行う場合の方が前記電力供給システムにおける電力の需給差をより改善できると判断した場合には、自身が付設されている前記負荷の前記消費電力制御を行うこととする。

本発明によれば、負荷エージェントは、求めた地域要求量ＡＲと、自負荷の消費電力と、他の負荷エージェントから送られてきた消費電力とに基づき、その他の負荷エージェントが消費電力制御を行う場合よりも、自身が消費電力制御を行う場合の方が電力供給システムにおける電力の需給差をより改善できるか否かを判断し、自身が消費電力制御を行う場合の方が需給差をより改善できると判断した場合にのみ、自身が付設されている負荷の消費電力制御を行うので、より確実に電力供給システムにおける需給バランスの制御を行うことができる。

その他、本願が開示する課題、及びその解決方法は、発明を実施するための形態の欄、及び図面により明らかにされる。

本発明によれば、電力の需給制御を適切かつ確実に行うことができる。

電力供給システム１の概略的な構成図である。 発電機エージェント１００のハードウエア構成を示す図である。 負荷エージェント２００のハードウエア構成を示す図である。 発電機エージェント１００が備える主な機能を示す図である。 発電機管理テーブル１５０のレコード構成を示す図である。 負荷管理テーブル１６０のレコード構成を示す図である。 負荷エージェント２００が備える主な機能を示す図である。 発電機管理テーブル２５０のレコード構成を示す図である。 負荷管理テーブル２６０のレコード構成を示す図である。 他局情報蓄積処理（発電機管理テーブル）Ｓ１０００を説明するフローチャートである。 自局情報蓄積処理（発電機管理テーブル）Ｓ１１００を説明するフローチャートである。 発電機管理テーブル１５０の一例を説明する図である。 負荷情報蓄積処理Ｓ１３００を説明するフローチャートである。 負荷管理テーブル１６０の一例を説明する図である。 発電機情報蓄積処理Ｓ１５００を説明するフローチャートである。 発電機管理テーブル２５０の一例を説明する図である。 他局情報蓄積処理（負荷管理テーブル）Ｓ１７００を説明するフローチャートである。 自局情報蓄積処理（負荷管理テーブル）Ｓ１８００を説明するフローチャートである。 負荷管理テーブル２６０の一例を説明する図である。 地域要求量算出処理Ｓ２０００を説明するフローチャートである。 発電電力の変化の一例を説明する図である。 消費電力制御処理Ｓ２２００を説明するフローチャートである。

図１に一実施形態として説明する、電力供給システム１の概略的な構成を示している。電力供給システム１は、複数の発電機１０と複数の負荷２０を含む。電力供給システム１は、例えば、マイクログリッドなどの小規模な電力系統である。

発電機１０は、例えば、自然エネルギーを利用した発電機（風力発電機、太陽光発電機）である。

負荷２０の種類は必ずしも限定されないが、例えば、蓄電負荷（電気自動車のバッテリー、電気自動車等に用いる蓄電池等）や蓄熱負荷（家庭用給湯器や業務用蓄熱式空調等）といった自然エネルギー利用の発電機によって得られる電力を利用するものである。

発電機１０の夫々には、発電機エージェント１００（ＰＶ１，ＰＶ２）が付設されている。また負荷２０の夫々には、負荷エージェント２００（ＥＶ１，ＥＶ２，ＥＶ３，ＥＶ４，ＥＶ５）が付設されている。

発電機１０は自然エネルギーを利用した発電機であるため、その発電電力は、発電機１０が設置されている場所における気象条件（季節、風向、風速、気温、日照時間、天気等）によって左右される。本実施形態では、各発電機１０の設置位置における気象条件の時間変化が類似しており、発電機１０のそれぞれの発電電力の時間変化に相関関係があるものとする。

発電機エージェント１００及び負荷エージェント２００は、いずれも有線又は無線による通信機能を備えた情報処理装置である。発電機エージェント１００の夫々と負荷エージェント２００の夫々とは有線方式又は無線方式の通信網５を介して通信することができる。

上記通信は、例えば、携帯電話網、ＵＷＢ（Ultra-wide Band）、有線ＬＡＮ（LAN：Local Area Network）、無線ＬＡＮ、ＺｉｇＢｅｅ、その他の小電力無線、等の通信基盤を用いて行われる。また上記通信は、例えば、ＡＯＤＶ（Ad hoc On-demand Distance Vector routing）、ＤＳＲ（Dynamic Source Routing）、ＯＬＳＲ（Optimized Link State Routing Protocol）、ＴＢＲＰＦ（Topology Broadcast based on Reverse Path Forwarding routing protocol）等の通信規格に従って行われる。

図２に発電機エージェント１００のハードウエア構成を示している。同図に示すように、発電機エージェント１００は、中央処理装置１１１、主記憶装置１１２、外部記憶装置１１３、発電電力計測装置１１４、入力装置１１５、表示装置１１６、通信装置１１７、及び計時装置１１８を備えている。

中央処理装置１１１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）やＭＰＵ（Micro Processing Unit）を用いて構成され、発電機エージェント１００の統括的な制御を行う。主記憶装置１１２は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）やＲＯＭ（Read Only Memory）を用いて構成され、プログラムやデータを記憶する。外部記憶装置１１３は、ハードディスクドライブ（Hard Disk Drive）やＳＳＤ（Solid State Drive）であり、プログラムやデータを記憶する。発電電力計測装置１１４は、自身が付設されている発電機１０の発電電力を計測する。

入力装置１１５は、キーボードやマウス等のユーザインタフェースに対して利用者が行う操作入力を受け付ける。表示装置１１６は、液晶ディスプレイ等であり、利用者に視覚的な情報を提供する。通信装置１１７は、他の発電機エージェント１００や、負荷エージェント２００との間で有線又は無線による通信を行う。計時装置１１８は、ＲＴＣ（Real Time Clock）等を用いて構成され、現在日時等の日時情報（タイムスタンプ）を出力する。

図３に負荷エージェント２００のハードウエア構成を示している。同図に示すように、負荷エージェント２００は、中央処理装置２１１、主記憶装置２１２、外部記憶装置２１３、消費電力計測装置２１４、入力装置２１５、表示装置２１６、通信装置２１７、計時装置２１８、及び制御回路２１９を備えている。

中央処理装置２１１は、例えば、ＣＰＵやＭＰＵを用いて構成され、負荷エージェント２００の統括的な制御を行う。主記憶装置２１２は、例えば、ＲＡＭやＲＯＭを用いて構成され、プログラムやデータを記憶する。外部記憶装置２１３は、ハードディスクドライブやＳＳＤ等であり、プログラムやデータを記憶する。消費電力計測装置２１４は、自身が付設されている負荷２０の消費電力を計測する。

入力装置２１５は、キーボードやマウス等のユーザインタフェースに対して利用者が行う操作入力を受け付ける。表示装置２１６は、液晶ディスプレイ等であり、利用者に視覚的な情報を提供する。通信装置２１７は、他の負荷エージェント２００や、発電機エージェント１００との間で有線又は無線による通信を行う。計時装置２１８は、ＲＴＣ等を用いて構成され、現在日時等の日時情報を出力する。

制御回路２１９は、自身が付設されている負荷２０の消費電力を制御する。制御回路２１９によって行われる消費電力制御の態様は必ずしも限定されないが、本実施形態の制御回路２１９は、自身が付設されている負荷２０の電力消費を停止させる制御（以下、「ＯＦＦ制御」と称する。）、及び自身が付設されている負荷２０の電力消費を開始させる制御（以下、「ＯＮ制御」と称する。）を行うものとする。尚、制御回路２１９による現在の負荷の状態（「ＯＮ」又は「ＯＦＦ」）を、以下、負荷状態と称する。

図４に発電機エージェント１００が備える主な機能、及び発電機エージェント１００が管理するデータを示している。同図に示すように、発電機エージェント１００は、自発電電力取得部１３１、自発電電力送信部１３２、他発電電力受信部１３３、他発電電力送信部１３４、他消費電力受信部１３５、他消費電力送信部１３６、他負荷状態受信部１３７、及び他負荷状態送信部１３８を備えている。これらの機能は、発電機エージェント１００のハードウエアによって、もしくは、発電機エージェント１００の中央処理装置１１１が、主記憶装置１１２や外部記憶装置１１３に格納されているプログラムを読み出して実行することにより実現される。また、同図に示すように、発電機エージェント１００は、発電機管理テーブル１５０、及び負荷管理テーブル１６０を管理している。

このうち自発電電力取得部１３１は、発電電力計測装置１１４によって計測される、自身が付設されている発電機１０の発電電力を取得すると共にその計測時刻を取得する。自発電電力送信部１３２は、自発電電力取得部１３１が取得した発電電力とその計測時刻を対応付けた情報（以下、自発電電力と称する。）を、負荷エージェント２００や他の発電機エージェント１００に送信する。

他発電電力受信部１３３は、負荷エージェント２００又は他の発電機エージェント１００から送られてくる（転送されてくる場合を含む）他の発電機エージェント１００の自発電電力（以下、他発電電力と称する。）を受信する。他発電電力送信部１３４は、他発電電力受信部１３３が受信した他発電電力を、負荷エージェント２００又は他の発電機エージェント１００に送信（転送）する。

他消費電力受信部１３５は、負荷エージェント２００又は他の発電機エージェント１００から送られてくる（転送されてくる場合を含む）、負荷エージェント２００の後述する自消費電力（以下、他消費電力と称する。）を受信する。他消費電力送信部１３６は、他消費電力受信部１３５が受信した他消費電力を、負荷エージェント２００又は他の発電機エージェント１００に送信（転送）する。

他負荷状態受信部１３７は、負荷エージェント２００又は他の発電機エージェント１００から送られてくる（転送されてくる場合を含む）他の負荷エージェント２００の、後述する自負荷状態（以下、他負荷状態と称する。）を受信する。他負荷状態送信部１３８は、他負荷状態受信部１３７が受信した他負荷状態を、負荷エージェント２００又は他の発電機エージェント１００に送信（転送）する。

図５は、発電機エージェント１００が管理する発電機管理テーブル１５０のレコード構成を示している。同図に示すように、発電機管理テーブル１５０の各レコードは、発電機エージェント識別子１５０１、発電電力１５０２、及び時刻１５０３の各項目を有する。

発電機エージェント識別子１５０１には、発電機エージェント１００ごとに割り当てられた識別子（以下、発電機エージェント識別子と称する。）が設定される。発電電力１５０２には、発電機エージェント識別子１５０１により特定される発電機エージェント１００が取得した発電電力が設定される。時刻１５０３には、発電機エージェント識別子１５０１により特定される発電機エージェント１００から送られてきた時刻の情報（発電電力の計測時刻）が設定される。

図６は、発電機エージェント１００が管理する負荷管理テーブル１６０のレコード構成を示している。同図に示すように、負荷管理テーブル１６０の各レコードは、負荷エージェント識別子１６０１、消費電力１６０２、負荷状態１６０３、及び時刻１６０４の各項目を有する。

負荷エージェント識別子１６０１には、負荷エージェント２００ごとに割り当てられた識別子（以下、負荷エージェント識別子と称する。）が設定される。消費電力１６０２には、負荷エージェント識別子１６０２により特定される負荷エージェント２００が取得した消費電力が設定される。負荷状態１６０３には、負荷エージェント識別子１６０１により特定される負荷エージェント２００が付設されている負荷２０の負荷状態が設定される。時刻１６０４には、負荷エージェント識別子１６０２により特定される負荷エージェント２００が計測した時刻（消費電力の計測時刻）が設定される。

図６に負荷エージェント２００が備える主な機能、及び負荷エージェント２００が管理するデータを示している。同図に示すように、負荷エージェント２００は、自消費電力取得部２３１、自消費電力送信部２３２、他消費電力受信部２３３、他消費電力送信部２３４、自負荷状態取得部２３５、自負荷状態送信部２３６、他発電電力受信部２３７、他負荷状態送信部２３８、地域要求量算出部２３９、他発電電力送信部２４０、他負荷状態受信部２４１、及び負荷制御部２４２を備えている。これらの機能は、負荷エージェント２００のハードウエアによって、もしくは、負荷エージェント２００の中央処理装置２１１が、主記憶装置２１２や外部記憶装置２１３に格納されているプログラムを読み出して実行することにより実現される。また、同図に示すように、負荷エージェント２００は、発電機管理テーブル２５０、及び負荷管理テーブル２６０を管理している。

このうち自消費電力取得部２３１は、消費電力計測装置２１４によって計測される、自身が付設されている負荷２０の消費電力を取得すると共にその計測時刻を取得する。自消費電力送信部２３２は、自消費電力取得部２３１が取得した消費電力とその計測時刻を対応付けた情報（以下、自消費電力と称する。）を、発電機エージェント１００や他の負荷エージェント２００に送信する。

他消費電力受信部２３３は、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００から送られてくる（転送されてくる場合を含む）他消費電力を受信する。他消費電力送信部２３４は、他消費電力受信部２３３が受信した他消費電力を、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００に送信（転送）する。

自負荷状態取得部２３６は、自身の現在の負荷状態及びその時刻を取得する。自負荷状態送信部２３６は、自負荷状態取得部２３６が取得した負荷状態及び現在時刻を対応づけた情報（以下、自負荷状態と称する。）を、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００に送信（転送）する。

他負荷状態受信部２３７は、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００から送られてくる（転送されてくる場合を含む）他負荷状態を受信する。他負荷状態送信部２３８は、他負荷状態受信部２３９が受信した他負荷状態を、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００に送信（転送）する。

他発電電力受信部２３９は、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００から送られてくる（転送されてくる場合を含む）他発電電力を受信する。他発電電力送信部２４０は、他発電電力受信部２３９が受信した他発電電力を、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００に送信（転送）する。

地域要求量算出部２４１は、自消費電力や他消費電力、他発電電力に基づき、電力供給システム１における電力の需給差（以下、地域要求量（ＡＲ：Area Requirement）と称する。）を求める。

負荷制御部２４２は、地域要求量算出部２４１が算出した地域要求量ＡＲに基づき、自身が付設されている負荷２０に対して消費電力制御を行う。

図８は、負荷エージェント２００が管理する発電機管理テーブル２５０のレコード構成を示している。同図に示すように、発電機管理テーブル２５０の各レコードは、発電機エージェント識別子２５０１、発電電力２５０２、及び時刻２５０３の各項目を有する。

発電機エージェント識別子２５０１には、発電機エージェント識別子が設定される。発電電力２５０２には、発電機エージェント識別子２５０１により特定される発電機エージェント１００が取得した自発電電力が設定される。時刻２５０３には、発電機エージェント識別子２５０１により特定される発電機エージェント１００から送られてきた時刻の情報（発電電力の計測時刻）が設定される。

図９は、負荷エージェント２００が管理する負荷管理テーブル２６０のレコード構成を示している。同図に示すように、負荷管理テーブル２６０の各レコードは、負荷エージェント識別子２６０１、消費電力２６０２、負荷状態２６０３、及び時刻２６０４の各項目を有する。

負荷エージェント識別子２６０１には、負荷エージェント識別子が設定される。消費電力２６０２には、負荷エージェント識別子２６０１により特定される負荷エージェント２００が取得した自消費電力が設定される。負荷状態２６０３には、負荷エージェント識別子２６０１により特定される負荷エージェント２００が敷設されている負荷２０の負荷状態が設定される。時刻２６０４には、負荷エージェント識別子２６０１により特定される負荷エージェント２００が取得した時刻（消費電力の取得時刻）が設定される。

＝処理説明＝
次に本実施形態の電力供給システム１において行われる処理について説明する。

＜発電機エージェントによる発電機の情報の蓄積＞
本実施形態の発電機エージェント１００の夫々は、他の発電機エージェント１００が付設されている発電機１０や、自身が付設されている発電機１０に関する情報を、自身の発電機管理テーブル１５０に蓄積している。

図１０は、発電機エージェント１００が、他の発電機エージェント１００が付設されている発電機１０に関する情報を受信して自身の発電機管理テーブル１５０に蓄積する処理（以下、他局情報蓄積処理（発電機管理テーブル）Ｓ１０００）を説明するフローチャートである。他局情報蓄積処理（発電機管理テーブル）Ｓ１０００はリアルタイムに行われる。尚、予め設定されたタイミングで、又は定期的に行うようにしても良い。

発電機エージェント１００は、他の発電機エージェント１００又は負荷エージェント２００から送られてきた、他の発電機エージェント１００の他発電電力を受信すると（Ｓ１００１）、受信した他発電電力を発電機管理テーブル１５０に登録する（Ｓ１００２）。また発電機エージェント１００は、Ｓ１００１で受信した他発電電力を、通信可能な状態にある他局（他の発電機エージェント１００又は負荷エージェント２００）に送信（転送）する（Ｓ１００３）。

図１１は、発電機エージェント１００が随時、自身が付設されている発電機１０に関する情報を発電機管理テーブル１５０に蓄積する処理（以下、自局情報蓄積処理（発電機管理テーブル）Ｓ１１００と称する。）を説明するフローチャートである。

発電機エージェント１００は、自発電電力を取得し（Ｓ１１０１）、取得した自発電電力を発電機管理テーブル１５０に登録する（Ｓ１１０２）。また発電機エージェント１００は、Ｓ１００１で取得した自発電電力を、通信可能な状態にある他局（他の発電機エージェント１００又は負荷エージェント２００）に送信する（Ｓ１１０３）。

図１２は、発電機管理テーブル１５０の一例である。同図に示すように、発電機管理テーブル１５０には、発電機エージェント１００である「ＰＶ１」及び「ＰＶ２」について、発電電力の情報が蓄積されている。

＜発電機エージェントによる負荷の情報の蓄積＞
発電機エージェント１００の夫々は、電力供給システム１における負荷２０に関する情報を受信し、自身の負荷管理テーブル１６０に蓄積している。

図１２は、発電機エージェント１００が随時、負荷２０に関する情報を受信し、自身の負荷管理テーブル１６０に蓄積する処理（以下、負荷情報蓄積処理Ｓ１３００と称する。）を説明するフローチャートである。

発電機エージェント１００は、他の発電機エージェント１００又は負荷エージェント２００から送られてきた、他消費電力又は他負荷状態を受信すると（Ｓ１３０１）、受信した他消費電力又は他負荷状態を、負荷管理テーブル１６０に登録する（Ｓ１３０２）。また発電機エージェント１００は、Ｓ１３０１で受信した他消費電力又は他負荷状態を、通信可能な状態にある他局（他の発電機エージェント１００又は負荷エージェント２００）に送信（転送）する（Ｓ１３０３）。

図１４は、負荷管理テーブル１６０の一例である。同図に示すように、負荷管理テーブル１６０には、負荷エージェント２００である「ＥＶ１」及び「ＥＶ２」について、消費電力や負荷状態の情報が蓄積されている。

＜負荷エージェントによる発電機の情報の蓄積＞
負荷エージェント２００の夫々は、電力供給システム１における発電機１０に関する情報を、自身の発電機管理テーブル２５０に蓄積している。

図１５は、負荷エージェント２００が、発電機１０に関する情報を他局（発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００）から受信して自身の発電機管理テーブル２５０に蓄積する処理（以下、発電機情報蓄積処理Ｓ１５００と称する。）を説明するフローチャートである。発電機情報蓄積処理Ｓ１５００は、例えばリアルタイムに行われる。尚、予め設定されたタイミングや、又は定期的に行うようにしてもよい。

負荷エージェント２００は、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００から送られてきた他発電電力を受信すると（Ｓ１５０１）、受信した他発電電力を発電機管理テーブル２５０に登録する（Ｓ１５０２）。また負荷エージェント２００は、Ｓ１５０１で受信した他発電電力を、通信可能な状態にある他局（発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００）に送信（転送）する（Ｓ１５０３）。

図１６は、発電機管理テーブル２５０の一例である。同図に示すように、発電機管理テーブル２５０には、発電機エージェント１００である「ＰＶ１」及び「ＰＶ２」について、発電電力の情報が蓄積されている。

＜負荷エージェントによる負荷の情報の蓄積＞
負荷エージェント２００の夫々は、自身が付設されている負荷２０や、他の負荷エージェント２００が付設されている負荷２０に関する情報を、自身の負荷管理テーブル２６０に蓄積している。

図１７は、負荷エージェント２００が、他の負荷エージェント２００が付設している負荷２０に関する情報を受信し、自身の負荷管理テーブル２６０に蓄積する処理（以下、他局情報蓄積処理（負荷管理テーブル）Ｓ１７００と称する。）を説明するフローチャートである。他局情報蓄積処理（負荷管理テーブル）Ｓ１７００は、随時（例えば予め設定されたタイミング又は定期的に）行われる。

負荷エージェント２００は、発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００から送られてきた、他消費電力又は他負荷状態を受信すると（Ｓ１７０１）、受信した他消費電力又は他負荷状態を、負荷管理テーブル２６０に登録する（Ｓ１７０２）。また負荷エージェント２００は、Ｓ１７０１で受信した他消費電力又は他負荷状態を、通信可能な状態にある他局（発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００）に送信（転送）する（Ｓ１７０３）。

図１８は、負荷エージェント２００が、自身が付設されている負荷２０の情報を負荷管理テーブル２６０に蓄積する処理（以下、自局情報蓄積処理Ｓ１８００）を説明するフローチャートである。

負荷エージェント２００は、自消費電力又は自負荷状態を取得し（Ｓ１８０１）、取得した自消費電力又は自負荷状態を負荷管理テーブル２６０に登録する（Ｓ１８０２）。また負荷エージェント２００は、Ｓ１８０１で取得した自消費電力又は自負荷状態を、通信可能な状態にある他局（発電機エージェント１００又は他の負荷エージェント２００）に送信する（Ｓ１８０３）。

図１９は、負荷管理テーブル２６０の一例である。同図に示すように、負荷管理テーブル２６０には、負荷エージェント２００である「ＥＶ１」及び「ＥＶ２」について、消費電力や負荷状態に関する情報が蓄積されている。

＜負荷エージェントによる地域要求量算出処理＞
負荷エージェント２００の夫々は、自身の発電機管理テーブル２５０、及び負荷管理テーブル２６０に登録されている情報に基づき、随時、電力供給システム１における地域要求量ＡＲを求める。

図２０は、負荷エージェント２００が地域要求量ＡＲを求める処理（以下、地域要求量算出処理Ｓ２０００と称する。）を説明するフローチャートである。また図２１は、電力供給システム１を構成している２つの発電機１０の発電電力の時間変化の一例である。以下、これらの図を参照しつつ、地域要求量算出処理Ｓ２０００について説明する。

図２０に示すように、負荷エージェント２００は、発電機管理テーブル２５０に基づき、発電電力の情報を受信していない期間（以下、欠落期間［ｔ３：ｔ４］と称する。）を有する発電機エージェント１００（第２の発電機エージェントＰＶ２）が存在するか否かを判断する（Ｓ２００１）。そのような発電機エージェント１００が存在する場合は（Ｓ２００１：ＹＥＳ）Ｓ２００２に進み、存在しない場合は（Ｓ２００１：ＮＯ）、Ｓ２００５に進む。

Ｓ２００２では、負荷エージェント２００は、発電機管理テーブル２５０に基づき、欠落期間［ｔ３：ｔ４］における発電電力の情報を正常に受信している他の発電機エージェント１００（第１の発電機エージェントＰＶ１）が存在するか否かを判断する。そのような発電機エージェント１００が存在する場合は（Ｓ２００２：ＹＥＳ）Ｓ２００３に進み、存在しない場合は（Ｓ２００２：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２００３では、負荷エージェント２００は、発電機管理テーブル２５０に基づき、欠落期間［ｔ３：ｔ４］を除く所定期間のうち、第１の発電機エージェントＰＶ１から受信した発電電力の変化が、欠落期間［ｔ３：ｔ４］における第１の発電機エージェントＰＶ１の発電電力の変化と類似している期間である類似期間［ｔ１：ｔ２］を特定する（図２１を参照）。尚、この類似期間の算出は、例えば、最近隣法等の回帰分析に基づき行う。すなわち、欠落期間［ｔ３：ｔ４］における第１の発電機エージェントＰＶ１の発電電力の変化と、欠落期間［ｔ３：ｔ４］を除く、所定期間内における欠落期間［ｔ３：ｔ４］と同じ長さの期間における第１の発電機エージェントＰＶ１の発電電力の変化との類似度を求め、求めた類似度が予め設定された閾値以上である期間を類似期間［ｔ１：ｔ２］として特定する。

次に負荷エージェント２００は、発電機管理テーブル２５０から、特定した類似期間［ｔ１：ｔ２］における第２の発電機エージェントＰＶ２の発電電力の変化を取得し、取得した発電電力の変化を欠落期間［ｔ３：ｔ４］における第２の発電機１０（第２の発電機エージェントＰＶ２が付設されている発電機１０）の発電電力の変化として取得する（Ｓ２００４）（図２１を参照）。

次に負荷エージェント２００は、発電機管理テーブル２５０とＳ２００４にて取得した欠落期間［ｔ３：ｔ４］における第２の発電機１０の発電電力の変化とに基づき、発電電力の合計を求める（Ｓ２００５）。また負荷エージェント２００は、負荷管理テーブル２６０に基づき消費電力ＰＬの合計を求める（Ｓ２００６）。そして負荷エージェント２００は、Ｓ２００５で求めた発電電力の合計からＳ２００６で求めた消費電力ＰＬの合計を減算することにより地域要求量ＡＲを求める（Ｓ２００７）。

＜消費電力制御処理＞
負荷エージェント２００は、以上により求めた地域要求量ＡＲに基づき、自身が付設されている負荷２０に対して消費電力制御を行う。

図２２は、負荷エージェント２００が、地域要求量ＡＲに基づき自身が付設されている負荷２０に対して消費電力制御を行う処理（以下、消費電力制御処理Ｓ２２００と称する。）を説明するフローチャートである。

同図に示すように、負荷エージェント２００は、また求めた地域要求量ＡＲが正であるか否かを判断する（Ｓ２２０１）。正である場合には（Ｓ２２０１：ＹＥＳ）Ｓ２２０２に進み、正でない場合には（Ｓ２２０１：ＮＯ）Ｓ２２１１に進む。

Ｓ２２０２では、負荷エージェント２００は、地域要求量ＡＲが正の閾値「＋ａ」を超えているか否かを判断する。正の閾値「＋ａ」を超えている場合には（Ｓ２２０２：ＹＥＳ）、Ｓ２２０３に進み、正の閾値「＋ａ」以下である場合には（Ｓ２２０２：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２２０３では、負荷エージェント２００は、負荷管理テーブル２６０から、自身が付設されている負荷２０が現在、ＯＦＦされているか否かを判断する。負荷２０が現在ＯＦＦされている場合は（Ｓ２２０３：ＹＥＳ）、Ｓ２２０４に進み、負荷２０が現在ＯＮになっている場合は（Ｓ２２０３：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２２０４では、負荷エージェント２００は、地域要求量ＡＲを、電力供給システム１において現在ＯＦＦされている負荷２０（自身が付設されている負荷２０も含む）の数ｎ１で除した値Ｐ１を求める。

次に負荷エージェント２００は、Ｓ２２０４で算出したＰ１が正の閾値「＋ａ」を超えているか否かを判断する（Ｓ２２０５）。正の閾値「＋ａ」を超えている場合には（Ｓ２２０５：ＹＥＳ）Ｓ２２０７に進み、正の閾値「＋ａ」以下である場合には（Ｓ２２０５：ＮＯ）Ｓ２２０６に進む。

Ｓ２２０６では、負荷エージェント２００は、負荷管理テーブル２６０に基づき、自身が付設されている負荷２０の現在の消費電力ＰＬが、電力供給システム１を構成している負荷２０のうちで最大であるか否かを判断する。

現在の消費電力ＰＬが、電力供給システム１の負荷２０のうちで最大である場合には（Ｓ２２０６：ＹＥＳ）Ｓ２２０７に進み、最大でない場合は（Ｓ２２０７：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２２０７では、負荷エージェント２００は、自身が付設されている負荷２０をＯＮにする。

Ｓ２２１１では、負荷エージェント２００は、地域要求量ＡＲが負の閾値「−ａ」未満であるか否かを判断する。負の閾値「−ａ」未満である場合には（Ｓ２２１１：ＹＥＳ）、Ｓ２２１２に進み、負の閾値「−ａ」以上である場合には（Ｓ２２１１：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２２１２では、負荷エージェント２００は、負荷管理テーブル２６０から、自身が付設されている負荷２０が現在、ＯＮされているか否かを判断する。負荷２０が現在ＯＮされていれば（Ｓ２２１２：ＹＥＳ）、Ｓ２２１３に進み、負荷２０が現在ＯＦＦされていれば（Ｓ２２１２：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２２１３では、負荷エージェント２００は、地域要求量ＡＲを、電力供給システム１において現在ＯＮされている負荷２０（自身が付設されている負荷２０も含む）の数ｎ２で除した値Ｐ２を求める。

負荷エージェント２００は、Ｓ２２１３で算出したＰ２が負の閾値「−ａ」未満であるか否かを判断する（Ｓ２２１４）。負の閾値「−ａ」未満である場合には（Ｓ２２１４：ＹＥＳ）Ｓ２２１６に進み、負の閾値「−ａ」以上である場合には（Ｓ２２１４：ＮＯ）Ｓ２２１５に進む。

Ｓ２２１５では、負荷エージェント２００は、負荷管理テーブル２６０に基づき、自身が付設されている負荷２０の現在の消費電力ＰＬが、電力供給システム１の負荷２０のうちで最小であるか否かを判断する。現在の消費電力ＰＬが、電力供給システム１の負荷２０のうちで最小である場合には（Ｓ２２１５：ＹＥＳ）Ｓ２２１６に進み、最小でない場合は（Ｓ２２１５：ＮＯ）処理が終了する。

Ｓ２２１６では、負荷エージェント２００は、自身が付設されている負荷２０をＯＦＦする。

このように、負荷エージェント２００は、算出した地域要求量ＡＲと、他の負荷エージェントが付設されている負荷２０の消費電力ＰＬとに基づき、その他の負荷エージェント２００が消費電力制御を行う場合よりも、自身が消費電力制御を行う場合の方が電力供給システム１における電力の需給差をより改善することができるか否かを判断し、改善することができると判断した場合にのみ、自身が付設されている負荷に対して消費電力制御を行う。そのため、電力供給システム１が複数の負荷２０を含んでいる場合に、電力供給システム１における電力の需給差を効率よく改善できる負荷エージェント２００が優先的に消費電力制御を行うことができ、電力供給システム１における需給バランスの制御を適切かつ確実に行うことができる。

以上に説明したように、本実施形態の電力供給システム１によれば、負荷エージェント２００は、第２の発電電力を第２の発電機エージェントＰＶ２から受信していない期間が存在する場合でも、自身が蓄積している過去の第１の発電電力及び第２の発電電力の時間変化の類似性に基づき、現在の第２の発電電力を的確に予測することができる。そして予測した第２の発電電力に基づき地域要求量ＡＲを算出して消費電力制御を行うことができる。このように、本実施形態の電力供給システム１によれば、負荷エージェント２００は、ネットワークの通信障害等により一部の発電機エージェント１００から発電電力の情報を受信できない場合でも、電力供給システム１における電力の需給バランスを適切かつ確実に調整することができる。

また本実施形態の電力供給システム１によれば、負荷エージェント２００は、欠落期間における第１の発電電力の変化と、欠落期間を除く所定期間内における欠落期間と同じ長さの期間における第１の発電電力の変化との類似度を求め、類似度が予め設定された閾値以上である期間を類似期間として特定する。そのため、現在の第２の発電電力を適切に予測することができる。

以上に説明した実施の形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定するものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更、改良され得ると共に、本発明にはその等価物が含まれることは勿論である。

１ 電力供給システム
１０ 発電機
２０ 負荷
１００ 発電機エージェント
１５０ 発電機管理テーブル
１６０ 負荷管理テーブル
２００ 負荷エージェント
２５０ 発電機管理テーブル
２６０ 負荷管理テーブル

Claims (6)

1. 発電電力の時間変化に相関関係がある複数の発電機、及び負荷を含む電力供給システムの制御方法であって、
   前記発電機に、通信装置を備える情報処理装置である発電機エージェントを付設し、
   前記負荷に、通信装置を備える情報処理装置である負荷エージェントを付設し、
   前記負荷エージェントは、自身が付設されている前記負荷の消費電力制御を行い、
   第１の前記発電機エージェントは、自身が付設されている前記発電機のリアルタイムな発電電力を前記負荷エージェントに送信し、
   第２の前記発電機エージェントは、自身が付設されている前記発電機のリアルタイムな発電電力を前記負荷エージェントに送信し、
   前記負荷エージェントは、
   前記第１の前記発電機エージェントから送られてくる第１の前記発電電力を受信して蓄積記憶し、
   前記第２の前記発電機エージェントから送られてくる第２の前記発電電力を受信して蓄積記憶し、
   自身が付設されている負荷の消費電力と、前記第１の発電電力と、前記第２の発電電力とに基づき、前記電力供給システムにおける電力の需給差を示す地域要求量ＡＲを求め、
   前記第２の発電電力を前記第２の発電機エージェントから受信していない期間である欠落期間が存在する場合は、
   前記欠落期間を除く所定期間において、前記第１の発電電力の変化が、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と類似している期間である類似期間を特定し、特定した前記類似期間における前記第２の発電電力の変化を前記欠落期間における前記第２の発電電力の変化として取得し、
   自身が付設されている負荷の消費電力と、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と、取得した前記欠落期間における前記第２の発電電力の変化とに基づき、前記地域要求量ＡＲを求め、求めた前記地域要求量ＡＲに基づき前記負荷の消費電力制御を行う
   ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
2. 請求項１に記載の電力供給システムの制御方法であって、
   前記負荷エージェントは、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と、前記欠落期間を除く所定期間内における前記欠落期間と同じ長さの期間における前記第１の発電電力の変化との類似度を求め、類似度が予め設定された閾値以上である期間を前記類似期間として特定する
   ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
3. 請求項１に記載の電力供給システムの制御方法であって、
   前記電力供給システムは、複数の前記負荷を含み、
   前記負荷エージェントは、
   自身が付設されている前記負荷の消費電力を他の前記負荷に付設されている前記負荷エージェントに送信し、
   他の前記負荷エージェントから送られてくる消費電力を受信し、
   自身が付設されている負荷の消費電力と、受信した前記消費電力と、前記第１の発電電力と、前記第２の発電電力とに基づき、前記電力供給システムにおける電力の需給差を示す地域要求量ＡＲを求める
   ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
4. 請求項３に記載の電力供給システムの制御方法であって、
   前記負荷エージェントは、
   前記求めた地域要求量ＡＲと、自身が付設されている前記負荷の消費電力と、前記他の前記負荷エージェントから送られてきた消費電力とに基づき、前記他の前記負荷エージェントが前記消費電力制御を行う場合よりも、自身が前記消費電力制御を行う場合の方が前記電力供給システムにおける電力の需給差をより改善できるか否かを判断し、
   自身が前記消費電力制御を行う場合の方が前記電力供給システムにおける電力の需給差をより改善できると判断した場合には、自身が付設されている前記負荷の前記消費電力制御を行う
   ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
5. 請求項１に記載の電力供給システムの制御方法であって、
   前記消費電力制御は、前記負荷エージェントが付設されている負荷の電力消費を開始させる制御、又は前記負荷エージェントが付設されている負荷の電力消費を停止させる制御である
   ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
6. 発電電力の時間変化に相関関係がある複数の発電機、及び負荷を含む電力供給システムであって、
   前記発電機に、通信装置を備える情報処理装置である発電機エージェントが付設され、
   前記負荷に、通信装置を備える情報処理装置である負荷エージェントが付設され、
   前記負荷エージェントは、自身が付設されている前記負荷の消費電力制御を行い、
   第１の前記発電機エージェントは、自身が付設されている前記発電機のリアルタイムな発電電力を前記負荷エージェントに送信し、
   第２の前記発電機エージェントは、自身が付設されている前記発電機のリアルタイムな発電電力を前記負荷エージェントに送信し、
   前記負荷エージェントは、
   前記第１の前記発電機エージェントから送られてくる第１の前記発電電力を受信して蓄積記憶し、
   前記第２の前記発電機エージェントから送られてくる第２の前記発電電力を受信して蓄積記憶し、
   自身が付設されている負荷の消費電力と、前記第１の発電電力と、前記第２の発電電力とに基づき、前記電力供給システムにおける電力の需給差を示す地域要求量ＡＲを求め、
   前記第２の発電電力を前記第２の発電機エージェントから受信していない期間である欠落期間が存在する場合は、
   前記欠落期間を除く所定期間において、前記第１の発電電力の変化が、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と類似している期間である類似期間を特定し、特定した前記類似期間における前記第２の発電電力の変化を前記欠落期間における前記第２の発電電力の変化として取得し、
   自身が付設されている負荷の消費電力と、前記欠落期間における前記第１の発電電力の変化と、取得した前記欠落期間における前記第２の発電電力の変化とに基づき、前記地域要求量ＡＲを求め、求めた前記地域要求量ＡＲに基づき前記負荷の消費電力制御を行う
   ことを特徴とする電力供給システム。

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