JP2015149839A - エネルギーマネジメントシステム - Google Patents

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Abstract

【課題】ハイブリッドＰＣＳにおいて、リアルタイムに変化する特性パラメータを、より正確に推定することができるエネルギーマネジメントシステムを提供することである。
【解決手段】実施形態のエネルギーマネジメントシステムは、パワーコンディショナ装置の特性を示す少なくとも１つ以上のパラメータの値を推定する機能を持つ。この機能は、発電装置又は蓄電装置から入力された直流電力を交流電力に変換して配電系統に出力すると共に、配電系統から入力された交流電力を直流電力に変換して蓄電装置に出力するパワーコンディショナ装置における計測値に基づいて、パワーコンディショナ装置の特性を示す少なくとも１つ以上のパラメータの値を推定する。
【選択図】図２

Description

本発明の実施形態は、エネルギーマネジメントシステムに関する。
ビルや住宅、集合住宅において、ハイブリッドパワーコンディショナー装置（Hybrid Power Conditioner System；以下、ハイブリッドＰＣＳと称する）を、電力などのエネルギー使用量に応じて制御し、ＣＯ２の削減や購入電力の削減を行うエネルギーマネジメントシステム（Energy Management System；以下、ＥＭＳと称する）が普及しつつある。ハイブリッドＰＣＳでは、太陽電池（solar PhotoVoltaics；以下、ＰＶと称する）と蓄電池とを直流回路で接続して共通の制御装置により蓄電池への充放電量を制御するため、外部からはＰＶと蓄電池とを一体化した一つの交流電源とみなされる。そのため、ＥＭＳではリアルタイムに変化するハイブリッドＰＣＳの特性パラメータを正確に推定することが困難であるという問題があった。
特開２０１１−７０９２７号公報
本発明が解決しようとする課題は、ハイブリッドＰＣＳにおいて、リアルタイムに変化する特性パラメータを、より正確に推定することができるエネルギーマネジメントシステムを提供することである。
実施形態のエネルギーマネジメントシステムは、パワーコンディショナ装置の特性を示す少なくとも１つ以上のパラメータの値を推定する機能を持つ。この機能は、発電装置又は蓄電装置から入力された直流電力を交流電力に変換して配電系統に出力すると共に、配電系統から入力された交流電力を直流電力に変換して蓄電装置に出力するパワーコンディショナ装置における計測値に基づいて、パワーコンディショナ装置の特性を示す少なくとも１つ以上のパラメータの値を推定する。
実施形態のＥＭＳを含むシステム全体の装置配置を示す図。 実施形態のＥＭＳの構成を示す図。 蓄電装置充放電量計算機能部３０４における蓄電装置充放電量（実績）３１７の計算手順を示すフローチャート。 ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５における蓄電装置充放電損失３１９の計算手順を示すフローチャート。 ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５におけるＰＣＳ充放電量（計画）３１２の計算手順を示すフローチャート。 創蓄最適化機能部３０６の出力であるＰＣＳ充放電量計画値の一例を示す図。 ＥＭＳ３００と連携したハイブリッドＰＣＳ２００の動作手順を示すフローチャート。
以下、実施形態のＥＭＳを、図面を参照して説明する。
図１は、実施形態のＥＭＳを含むシステム全体の装置配置を示す図である。図１に示すシステムは、配電系統１００と、負荷１３０と、発電装置２０１及び蓄電装置２０２と、サーバ計算機１４０と、ハイブリッドＰＣＳ２００とを持つ。
配電系統１００は、ビル、集合住宅、住宅などの配電系統である。
負荷１３０は、配電系統１００と、交流電力を送信するＡＣ電力線（交流回路）により接続される。
発電装置２０１及び蓄電装置２０２は、ハイブリッドＰＣＳ２００に、直流電力を送信するＤＣ電力線（直流回路）を介して接続される。発電装置２０１は、どのような発電装置でもよく、特定の発電装置に限定されない。例えば、発電装置２０１は、ＰＶ（太陽電池）、燃料電池装置、太陽熱発電装置でもよい。また、蓄電装置２０２は、どのような蓄電装置でもよく、特定の蓄電装置に限定されない。蓄電装置２０２は、例えば、蓄電池、フライホイール蓄電装置でもよい。
サーバ計算機１４０は、実施形態のＥＭＳとして機能する。サーバ計算機１４０は、複数の計算機群から構成することもできるし、１つの計算機であってもよい。
ハイブリッドＰＣＳ２００は、ＤＣ／ＤＣコンバータ（以下、ＤＣ／ＤＣとする）２０３と、ＡＣ／ＤＣコンバータ（以下、ＡＣ／ＤＣとする）２０４と、制御装置２０５とを持つ。
ハイブリッドＰＣＳ２００は、発電装置２０１の発電と蓄電装置２０２の充放電のそれぞれの直流電力に対して、電圧の昇降圧や安定化、電流制御、回路の開閉や保護協調などを行う。
ＤＣ／ＤＣ２０３は、発電装置２０１の直流電圧を昇圧しＤＣ電力線を介してＡＣ／ＤＣ２０４へ入力する。或いは、ＤＣ／ＤＣ２０３は、蓄電装置２０２からの直流電圧を、ＤＣ電力線を介して昇圧ＡＣ／ＤＣ２０４へ入力し、またはＡＣ／ＤＣ２０４からの直流電圧を降圧し、ＤＣ電力線を介して蓄電装置２０２へ入力する。
ＡＣ／ＤＣ２０４は、配電系統１００からＡＣ電力線を介して入力される交流電力を直流電力に変換し、変換後の直流電力を、ＤＣ電力線を介してＤＣ／ＤＣ２０３に入力する。また、ＡＣ／ＤＣ２０４は、ＤＣ／ＤＣ２０３からＤＣ電力線を介して入力される直流電力を交流電力に変換し、変換後の交流電力を、ＡＣ電力配線を介して配電系統１００に出力する。このようにして、ＡＣ／ＤＣ２０４は、発電装置２０１と蓄電装置２０２とを配電系統１００に連系させる。
このように、ハイブリッドＰＣＳ２００は、発電装置２０１と蓄電装置２０２とＤＣ／ＤＣとをＤＣ電力線で接続し、ＡＣ／ＤＣ２０４（双方向ＤＣ／ＡＣインバータ）を共通化したパワーコンディショナ装置である。
制御装置２０５は、ＥＭＳとして機能するサーバ計算機１４０と相互に通信可能であり、ハイブリッドＰＣＳ２００全体を制御する。制御装置２０５は、発電装置発電量（計測）と、サーバ計算機１４０から送信される充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上とに応じて、蓄電装置充放電量（推定）を推定し、推定結果に基づいて蓄電装置２０２の充放電量を制御する（詳細後述）。
図２は、実施形態のＥＭＳの構成を示す図である。ＥＭＳ３００は、上位ＥＭＳ機能部３０１（ＥＭＳサーバ）と、ローカルＥＭＳ機能部３０２とから構成される。実施形態のＥＭＳでは、上位ＥＭＳ機能部３０１とローカルＥＭＳ機能部３０２とは複数の計算機に分散配置される。ローカルＥＭＳ機能部３０２は、ビル、集合住宅、住宅内に設置されたローカル計算機に対応し、上位ＥＭＳ機能部３０１は、ローカル計算機とインターネットなど公衆通信回線網で接続されたクラウドシステムやデータセンター内の計算機に対応するものとする。上位ＥＭＳ機能部３０１は、データベース（以下、ＤＢとする）３０３と、蓄電装置充放電量計算機能部３０４と、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５と、創蓄最適化機能部３０６とを持つ。
ローカルＥＭＳ機能部３０２は、ハイブリッドＰＣＳ２００の制御装置２０５から計測値（発電装置発電量（計測）、ＰＣＳ充放電量（計測）、蓄電装置充電残量（計測））を受信する。また、ローカルＥＭＳ機能部３０２は、負荷１３０で消費される電力需要の計測値である電力需要（計測）３１４を、負荷１３０に対して設けられる電力計測システム（図２において不図示）より受信する。ローカルＥＭＳ機能部３０２は、これらを実績値として保存し、一定周期または上位ＥＭＳ機能部３０１より要求があった場合に、上位ＥＭＳ機能部３０１に実績値３１１（発電装置発電量（実績）、ＰＣＳ充放電量（実績）、蓄電装置充電残量（実績）、電力需要（実績））として送信する。また、ローカルＥＭＳ機能部３０２は、上位ＥＭＳ機能部３０１より受信したＰＣＳ充放電量の計画であるＰＣＳ充放電量（計画）３１２を、一定周期またはハイブリッドＰＣＳ２００から要求があったタイミングで、ハイブリッドＰＣＳ２００へのＰＣＳ充放電量の指示値としてＰＣＳ充放電量（指示）３１５を、ハイブリッドＰＣＳ２００の制御装置２０５に送信する。
上位ＥＭＳ機能部３０１は、ローカルＥＭＳ機能部３０２から実績値３１１（発電装置発電量（実績）、ＰＣＳ充放電量（実績）、蓄電装置充電残量（実績）、電力需要（実績））をデータ通信により受け取り、ＤＢ３０３に格納する。また、上位ＥＭＳ機能部３０１は、蓄電装置充放電量計算機能部３０４、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５、創蓄最適化機能部３０６において、各演算処理を実行し、ローカルＥＭＳ機能部３０２に対してＰＣＳ充放電量の計画であるＰＣＳ充放電量（計画）３１２を送信する（詳細後述）。
ＤＢ３０３は、ローカルＥＭＳ機能部３０２との間で送受信する実績値３１１やＰＣＳ充放電量（計画）３１２を保持する。また、ＤＢ３０３は、蓄電装置充放電量計算機能部３０４、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５、創蓄最適化機能部３０６からの要求により、各種実績値や計算結果の受け渡しを行う。
蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、ＤＢ３０３から発電装置発電量（実績）、ＰＣＳ充放電量（実績）、蓄電装置充電残量（実績）の実績値である実績値３１６を読み込む。蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、これらのデータを基に、ハイブリッドＰＣＳ２００から取得できない蓄電装置充放電量の実績値である蓄電装置充放電量（実績）３１７を推定演算し、ＤＢ３０３に書き込む。なお、その計算手順は、図３に示すフローチャートに沿って後述する。
ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５は、ＤＢ３０３から蓄電装置充電残量（実績）と、蓄電装置充放電量計算機能部３０４が計算した蓄電装置充放電量（実績）３１７との実績値である実績値３１８を読み込む。ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５は、これらのデータを基にハイブリッドＰＣＳ２００の特性パラメータの一種である蓄電装置の充放電損失である蓄電装置充放電損失３１９を推定演算する。ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５は、蓄電装置充放電損失３１９をＤＢ３０３に書き込む。なお、その計算手順は、図４に示すフローチャートに沿って後述する。
創蓄最適化機能部３０６は、ＤＢ３０３から実績値３２０（発電装置発電量（実績）、電力需要（実績）、蓄電装置充電残量（実績）、蓄電装置充放電量計算機能部３０４が推定演算した蓄電装置充放電量（実績）３１７、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５が推定演算した蓄電装置充放電損失３１９）を読み込む。創蓄最適化機能部３０６は、これらのデータを基にＰＣＳ充放電量の計画であるＰＣＳ充放電量（計画）３１２を計算し、計算したＰＣＳ充放電量（計画）３１２をＤＢ３０３に書き込む。なお、その計算手順は図５に示すフローチャートに沿って後述する。
次に、蓄電装置充放電量計算機能部３０４における蓄電装置充放電量（実績）３１７の計算手順について説明する。
図３は、蓄電装置充放電量計算機能部３０４における蓄電装置充放電量（実績）３１７の計算手順を示すフローチャートである。なお、以下の記号を用いて計算手順を説明する。
実績値３１６に含まれるＰＣＳ充放電量（実績）の時刻ｔにおける実績値をＰｈｐｃｓ（ｔ）とする。また、実績値３１６に含まれる発電装置発電量（実績）の時刻ｔにおける実績値をＰｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）とする。また、算出する蓄電装置充放電量（実績）３１７の時刻ｔにおける実績値をＰｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）とする。
蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、ＤＢ３０３からＰＣＳ充放電量（実績）の時刻ｔにおける実績値であるＰｈｐｃｓ（ｔ）を取得する（ステップＳ１０１）。
蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、ＤＢ３０３から発電装置発電量（実績）の時刻ｔにおける実績値であるＰｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）を取得する（ステップＳ１０２）。
蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、下記式（１）を用いて、蓄電装置充放電量（実績）３１７の時刻ｔにおける実績値であるＰｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）を推定演算する（ステップＳ１０３）。
Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）＝Ｐｈｐｃｓ（ｔ）−Ｐｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）…式（１）
この推定演算の結果であるＰｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）は、蓄電装置充放電量（実績）３１７としてＤＢ３０３に書き込まれる。ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５は、この蓄電装置充放電量（実績）３１７を読み出し、蓄電装置充放電損失３１９の推定演算に用いる。
次に、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５における蓄電装置充放電損失３１９の計算手順について説明する。
図４は、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５における蓄電装置充放電損失３１９の計算手順を示すフローチャートである。なお、以下の記号を用いて計算手順を説明する。
実績値３１８に含まれる蓄電装置充電残量（実績）の時刻ｔにおける実績値をＳＯＣ（ｔ）とする。また、算出する蓄電装置充放電損失３１９のうち、時刻ｔにおける蓄電装置放電損失をＬｄ（ｔ）とし、時刻ｔにおける蓄電装置充電損失をＬｃ（ｔ）とする。
蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、ＤＢ３０３から、実績値３１８に含まれる、蓄電装置充放電量（実績）３１７の時刻ｔにおける実績値Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）を取得する（ステップＳ２０１）。
次に、蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、ＤＢ３０３から、実績値３１８に含まれる、蓄電装置充電残量（実績）の時刻ｔにおける実績値ＳＯＣ（ｔ）を取得する（ステップＳ２０２）。
次に、蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、ＤＢ３０３から、実績値３１８に含まれる、蓄電装置充電残量（実績）の時刻ｔより所定時間前の時刻における実績値ＳＯＣ（ｔ−１）を取得する（ステップＳ２０３）。なお、所定時間前の時刻における実績値ＳＯＣ（ｔ−１）とは、蓄電装置充放電量計算機能部３０４が、前回、蓄電装置充放電損失３１９を計算した際の蓄電装置充電残量（実績）の実績値ＳＯＣである。
次に、蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、蓄電装置充放電量（実績）３１７の時刻ｔにおける実績値Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）が０より大きいか否かを判定する（ステップＳ２０４）。
ステップＳ２０４において、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）＞０ならば（ステップＳ２０４−Ｙｅｓ）、蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、次式（２）で蓄電装置放電損失Ｌｄ（ｔ）を推定演算する（ステップＳ２０５）。
Ｌｄ（ｔ）＝Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）／（ＳＯＣ（ｔ−１）−ＳＯＣ（ｔ））…式（２）
すなわち、蓄電装置放電損失Ｌｄ（ｔ）は、ハイブリッドＰＣＳ２００における蓄電装置２０２の放電時の電力損失を示すパラメータの値であって、放電量推定値を蓄電装置２０２の充電残量の減少分で除算した値である。
一方、ステップＳ２０４において、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）≦０ならば（ステップＳ２０４−Ｎｏ）、蓄電装置充放電量計算機能部３０４は、次式（３）で蓄電装置充電損失Ｌｃ（ｔ）を推定演算する（ステップＳ２０６）。
Ｌｃ（ｔ）＝（ＳＯＣ（ｔ−１）−ＳＯＣ（ｔ））／Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ（ｔ）…式（３）
すなわち、蓄電装置充電損失Ｌｃ（ｔ）は、ハイブリッドＰＣＳ２００における蓄電装置２０２の充電時の電力損失を示すパラメータの値であって、蓄電装置２０２の充電残量の増加分を充電量推定値で除算した値である。
これらの推定演算の結果であるＬｄ（ｔ）、Ｌｃ（ｔ）は、蓄電装置充放電損失３１９としてＤＢ３０３に書き込まれる。創蓄最適化機能部３０６は、この蓄電装置充放電損失３１９を含む実績値３２０を読み出し、ＰＣＳ充放電量の計画であるＰＣＳ充放電量（計画）３１２を計算する。
このように、実施形態のＥＭＳ３００では、ハイブリッドＰＣＳ２００における計測値に基づいて、ハイブリッドＰＣＳ２００の特性を示すパラメータの値（Ｌｃ（ｔ）；蓄電装置２０２の充電時の電力損失の大きさを示す値、Ｌｃ（ｔ）；蓄電装置２０２の放電時の電力損失の大きさを示す値）を推定する機能を有する。これにより、実施形態のＥＭＳ３００では、ハイブリッドＰＣＳ２００において、従来では正確に把握することが困難であったリアルタイムに変化する特性パラメータを、正確に推定することができるエネルギーマネジメントシステムを提供することができる。
次に、創蓄最適化機能部３０６におけるＰＣＳ充放電量（計画）３１２の計算手順について説明する。図５は、ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部３０５におけるＰＣＳ充放電量（計画）３１２の計算手順を示すフローチャートである。
創蓄最適化機能部３０６は入力処理を行う（ステップＳ３０１）。創蓄最適化機能部３０６は、ＤＢ３０３から実績値３２０を読み込む。
次に、創蓄最適化機能部３０６は、発電装置発電予測を行う（ステップＳ３０２）。創蓄最適化機能部３０６は、特に過去の発電装置発電量（実績）、気象予報などを用いて対象日の発電装置発電量を予測する。この発電装置発電量予測値の計算には気象予報が必要なため，気象予報が配信される１日数回のタイミングで発電装置発電量予測値の計算が実行される。発電装置発電量予測値は、例えば特許文献２などで公知の方法、すなわち、過去データにおける異なる時刻の間の統計的相関、もしく異なる発電装置の位置の間の統計的相関に基づいて予測する方法で実施できる。
次に、創蓄最適化機能部３０６は、電力需要予測を行う（ステップＳ３０３）。創蓄最適化機能部３０６は、気象情報と過去の需要データとからニューラルネットワークにより予測する方法（特許文献３）や、複数の対象需要家の過去の需要データをグループ化し，グループごとの平均な需要変動モデルによって予測する方法（特許文献４）などによって、電力需要予測を行い、電力需要予測値を計算する。
次に、創蓄最適化機能部３０６は、ＰＣＳ充放電計画であるＰＣＳ充放電量（計画）３１２を作成する（ステップＳ３０４）。この作成手法としては、例えば遺伝的アルゴリズムを用いた手法、或いは、発電装置発電予測値と電力需要予測値とから、光熱費削減を目的とした蓄電装置の充放電ルールを作成し、さらに、予測値と実際の値にずれが生じた場合でも、光熱費削減が期待できる手法などがある。創蓄最適化機能部３０６は、作成したＰＣＳ充放電量（計画）３１２をＤＢ３０３に書き込む。
図６は、創蓄最適化機能部３０６の出力であるＰＣＳ充放電量計画値の一例を示す図である。ＰＣＳ充放電量（計画）３１２には、ＰＣＳ充放電量計画値として、ハイブリッドＰＣＳ２００へのＰＣＳ充放電量指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖが、創蓄最適化機能部３０６がＤＢ３０３に書き込む時刻に関連付けて書き込まれる。
ローカルＥＭＳ機能部３０２は、ＰＣＳ充放電量（計画）３１２を、一定周期またはハイブリッドＰＣＳ２００から要求があったタイミングで、充放電量指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖを、ＰＣＳ充放電量（指示）３１５として、ハイブリッドＰＣＳ２００の制御装置２０５に伝送する。
このように、実施形態のＥＭＳ３００では、ハイブリッドＰＣＳ２００のパラメータの値の推定結果に基づき、ハイブリッドＰＣＳ２００に、充放電量指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上）を与えることができる。
制御装置２０５は、ＰＣＳ充放電量（指示）３１５を受信すると、充放電量指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖと、計測値３１３に含まれる発電装置発電量（計測）とに基づいて、蓄電装置２０２の充放電量を表す蓄電装置充放電量（推定）を推定し、推定結果に基づいて、蓄電装置２０２の充放電制御を行う。
続いて、ローカルＥＭＳ機能部３０２からＰＣＳ充放電量（指示）３１５を受信したときの、ハイブリッドＰＣＳ２００全体を制御する制御装置２０５の動作を説明する。図７は、ＥＭＳ３００と連携したハイブリッドＰＣＳ２００の動作手順を示すフローチャートである。以下の記号を用いて手順を説明する。なお、以下の記号を用いて計算手順を説明する。時刻ｔでのＰＣＳ充放電量の指示値をＰｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）とする。また、時刻ｔでの蓄電装置充放電の指示値をＰｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）とする。
制御装置２０５は、ローカルＥＭＳ機能部３０２からＰＣＳ充放電量の指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）を受信する（ステップＳ４０１）。
次に、制御装置２０５は、発電装置２０１から発電装置発電量計測値Ｐｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）を取得する（ステップＳ４０２）。
制御装置２０５は、次式（４）で蓄電装置充放電指示値Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）を計算する（ステップＳ４０３）。
Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）＝Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）−Ｐｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）…式（４）
制御装置２０５は、時刻ｔにおける蓄電装置充放電指示値Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）が０より大きいか否かを判定する（ステップＳ４０４）。
制御装置２０５は、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）＞０の場合（ステップＳ４０４−Ｙｅｓ）、蓄電装置２０２の放電量推定値をＰｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）とし、蓄電装置２０２からＰｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）に相当する放電量を放電させる。
例えば、ハイブリッドＰＣＳ２００からの放電量であるＰＣＳ充放電量の指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）が１０００Ｗ（ワット）、発電装置発電量計測値Ｐｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）が１００Ｗである場合、式（４）から、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）＝１０００Ｗ−１００Ｗ＝９００Ｗとなる。すなわち、蓄電装置２０２の放電量推定値は、パワーコンディショナ装置からの放電指示値である１０００Ｗから発電装置２０１の発電量実績値である１００Ｗを減算した値である。制御装置２０５は、蓄電装置２０２の放電量推定値に相当する９００Ｗを放電量９００Ｗとし、蓄電装置２０２を制御して蓄電装置２０２から放電量９００Ｗを放電させる。
一方、制御装置２０５は、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）≦０の場合（ステップＳ４０４−Ｎｏ）、蓄電装置２０２の充電量推定値を（−Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ））とし、蓄電装置２０２に（−Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ））に相当する充電量を充電させる。
例えば、ハイブリッドＰＣＳ２００への充電量であるPCS充放電量の指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）が１０００Ｗ（ワット）、発電装置発電量計測値Ｐｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）が１００Ｗである場合、式（４）から、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）＝−１０００Ｗ−１００Ｗ＝−１１００Ｗとなる。すなわち、蓄電装置２０２への充電量推定値は、パワーコンディショナ装置への充電指示値である１０００Ｗに発電装置２０１の発電量実績値である１００Ｗを加算した値である。制御装置２０５は、蓄電装置２０２の充電量推定値に相当する１１００Ｗを充電量１１００Ｗとし、蓄電装置２０２を制御して蓄電装置２０２に充電量１１００Ｗを充電させる。
また、例えばハイブリッドＰＣＳ２００からの放電量であるＰＣＳ充放電量の指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）が１０００Ｗ（ワット）、発電装置発電量計測値Ｐｐｖ＿ｈｐｃｓ（ｔ）が１１００Ｗである場合、式（４）から、Ｐｓｂ＿ｈｐｃｓ＿ｍｖ（ｔ）＝１０００Ｗ−１１００Ｗ＝−１００Ｗとなる。すなわち、蓄電装置２０２への充電量推定値は、発電装置２０１の発電量実績値である１１００Ｗからパワーコンディショナ装置からの放電指示値である１０００Ｗを減算した値である。制御装置２０５は、蓄電装置２０２の充電量推定値に相当する１００Ｗを充電量１００Ｗとし、蓄電装置２０２を制御して蓄電装置２０２に充電量１００Ｗを充電させる。
このように、実施形態のＥＭＳ３００では、実施形態のＥＭＳ３００では、ハイブリッドＰＣＳ２００のパラメータの値の推定結果に基づき、ハイブリッドＰＣＳ２００に、充放電量指示値Ｐｈｐｃｓ＿ｍｖ（充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上）を与える。ハイブリッドＰＣＳ２００は、発電装置２０１の発電量と、ＥＭＳ３００からの充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上とに応じて、蓄電装置２０２の充放電量を制御する。
従来のＥＭＳでは、ハイブリッドＰＣＳの内部で計測している発電装置の発電量は外部から取得できるものの、蓄電装置への充放電量は外部からは取得できない。従って、従来のＥＭＳでは、蓄電装置への充放電量は、発電装置の発電量およびハイブリッドＰＣＳの充放電の計測値と、蓄電装置の充放電量の実績値といったハイブリッドＰＣＳの特性パラメータとから推定演算する必要があった。しかしながら、蓄電装置の充放電量の実績値は外部に公開されず、取得することはできないため、ハイブリッドＰＣＳの特性パラメータとしては、蓄電装置の充放電量の推定値を用いる必要がある。蓄電装置の充放電量の推定値として、製品出荷時の蓄電装置の特性データを用いることが考えられるが、特性にばらつきのある蓄電装置が用いられている場合、ハイブリッドＰＣＳ全体の特性パラメータと必ずしも一致しない場合が生じる。なぜなら、一般に、容量や損失など個々の蓄電装置の特性データは、使用環境や使用頻度、使用期間に応じて変化する。そのため、製品出荷時の蓄電装置の特性データが判っていても、ハイブリッドＰＣＳを使用しているうちに、製品出荷時の蓄電装置の特性データと、実際に稼働している蓄電装置の特性データとの乖離が次第に大きくなるためである。以上の理由から、従来のＥＭＳでは、リアルタイムに変化するハイブリッドＰＣＳの特性パラメータを正確に推定することが困難であるという問題があった。
これに対して、実施形態のＥＭＳ３００では、ハイブリッドＰＣＳ２００において、従来では正確に把握することが困難であったリアルタイムに変化する特性パラメータを、正確に推定することができる。また、この推定結果を利用して、ハイブリッドＰＣＳ２００を構成する蓄電装置における過充電や過放電の発生を抑制できる、すなわちハイブリッドＰＣＳ２００を最適制御することができるエネルギーマネジメントシステムを提供することができる。
以上説明した少なくとも一つの実施形態によれば、双方向ＤＣ／ＡＣインバータを共通化したハイブリッドＰＣＳにおける計測値に基づいて、ハイブリッドＰＣＳの特性を示す少なくとも１つ以上のパラメータの値を推定する機能を持つことにより、ハイブリッドＰＣＳにおいて、リアルタイムに変化する特性パラメータを、より正確に推定することができるエネルギーマネジメントシステムを提供することができる。
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
１００…配電系統、１３０…負荷、１４０…サーバ計算機、２００…ハイブリッドＰＣＳ、２０１…発電装置、２０２…蓄電装置、２０３…ＤＣ／ＤＣ、２０４…ＡＣ／ＤＣ、３００…ＥＭＳ（エネルギーマネジメントシステム）、３０１…上位ＥＭＳ機能部、３０２…ローカルＥＭＳ機能部、３０３…ＤＢ（データベース）、３０４…蓄電装置充放電量計算機能部、３０５…ハイブリッドＰＣＳ特性学習機能部、３０６…創蓄最適化機能部、３１１，３１３，３１６，３１８，３２０…実績値、３１２…ＰＣＳ充放電量（計画）、３１４…電力需要（計測）、３１５…ＰＣＳ充放電量（指示）、３１７…蓄電装置充放電量（実績）、３１９…蓄電装置充放電損失

Claims (15)

  1. 発電装置又は蓄電装置から入力された直流電力を交流電力に変換して配電系統に出力すると共に、前記配電系統から入力された交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置に出力するパワーコンディショナ装置における計測値に基づいて、前記パワーコンディショナ装置の特性を示す少なくとも１つ以上のパラメータの値を推定する機能を有するエネルギーマネジメントシステム。
  2. 前記パラメータの値の推定結果に基づき、前記パワーコンディショナ装置に、充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上を与え、
    前記パワーコンディショナ装置は、発電装置の発電量と、前記充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上とに応じて、前記蓄電装置の充放電量を制御する、請求項１に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  3. 前記パワーコンディショナ装置への充電量指示値を計算する機能を有する、請求項１または請求項２いずれかに記載のエネルギーマネジメントシステム。
  4. 前記パワーコンディショナ装置への放電量指示値を計算する機能を有する、請求項１から請求項３いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  5. 前記パワーコンディショナ装置の特性を示すパラメータのうち少なくとも１つが蓄電装置充電時の電力損失の大きさを示す値である、請求項１から請求項４いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  6. 前記パワーコンディショナ装置の特性を示すパラメータのうち少なくとも１つが蓄電装置放電時の電力損失の大きさを示す値である、請求項１から請求項５いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  7. 前記パワーコンディショナ装置に与える充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上は、前記発電装置の発電量予測値をもとに計算する機能を有する、請求項２から請求項６いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  8. 前記パワーコンディショナ装置に与える充電指示、放電指示、充電量指示値、放電量指示値のうち少なくとも１つ以上は、対象需要家の電力需要の予測値をもとに計算する機能を有する、請求項２から請求項７いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  9. 前記パワーコンディショナ装置は、接続した蓄電装置の充電量を推定する機能を有する、請求項１から請求項８いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  10. 前記パワーコンディショナ装置は、接続した蓄電装置の放電量を推定する機能を有する、請求項１から請求項９いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  11. 前記パワーコンディショナ装置に接続した蓄電装置の充電量の推定値は、前記パワーコンディショナ装置への充電指示値に発電装置の発電量実績値を加算した値である、請求項９または請求項１０いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  12. 前記パワーコンディショナ装置に接続した蓄電装置の充電量の推定値は、発電装置の発電量実績値から前記パワーコンディショナ装置への放電指示値を減算した値である、請求項９または請求項１０いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  13. 前記パワーコンディショナ装置に接続した蓄電装置の放電量の推定値は、前記パワーコンディショナ装置への放電指示値から発電装置の発電量実績値を減算した値である、請求項１０に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  14. 前記パワーコンディショナ装置の蓄電装置充電時の電力損失を示すパラメータの値は、蓄電装置の充電残量の増加分を充電量推定値で除算した値である、請求項２から請求項１３いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  15. 前記パワーコンディショナ装置の蓄電装置放電時の電力損失を示すパラメータの値は、放電量推定値を蓄電装置の充電残量の減少分で除算した値である、請求項２から請求項１４いずれか一項に記載のエネルギーマネジメントシステム。
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