JP2015211516A

JP2015211516A - 蓄電装置の充放電制御システム

Info

Publication number: JP2015211516A
Application number: JP2014090902A
Authority: JP
Inventors: 飯坂　達也; Tatsuya Iizaka; 達也飯坂; 敏之太田; Toshiyuki Ota; 巨己林; Masaki Hayashi
Original assignee: Fuji Electric Co Ltd
Current assignee: Fuji Electric Co Ltd
Priority date: 2014-04-25
Filing date: 2014-04-25
Publication date: 2015-11-24

Abstract

【課題】蓄電装置を複数の需要家が共用する場合に、ＰＣＳやメータの数を削減して全体的なコスト及び各需要家の電気料金を低減する。【解決手段】配電線２から、メータ３ａ，３ｂ，３ｃを介して受電する複数の需要家４ａ，４ｂ，４ｃと、電力系統にメータ３を介して接続されたパワーコンディショナー５、蓄電装置６及び制御装置８と、を備え、各メータ３ａ，３ｂ，３ｃ，３による所定周期の計測値を制御装置８が取得可能な電力供給システムにおいて、制御装置８は、蓄電装置６に設定された各需要家４ａ，４ｂ，４ｃに対する充放電量の範囲内で、各需要家からの充放電指令またはスケジュールに従ってパワーコンディショナー５を制御することで、電力系統から蓄電装置６への充電量を制御し、かつ、蓄電装置６からメータ３、配電線２及びメータ３ａ，３ｂ，３ｃを介して需要家４ａ，４ｂ，４ｃに供給する放電量を制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統において、複数の需要家により共有される蓄電装置の充放電制御システムに関するものである。

電力需要は、一般的に昼間に多く、夜間に少ない。このため、電力会社では、昼間の電気料金が高く、夜間の電気料金が安いタイプの契約を用意している。需要家がこの契約を結ぶことにより、例えば、貯湯タンクを持つ給湯器により深夜電力を利用して貯湯することにより、電気料金を削減する等の方法がとられている。
しかし、この方法は電気料金の削減に有効ではあるが、深夜電力の用途は給湯需要だけであり、エアコンや冷蔵庫等の他の設備に対しては有効に使用することができなかった。

このため、近年では個々の需要家用の蓄電装置が販売されている。この蓄電装置を深夜に充電して昼間に放電すれば、各需要家における各種の電力需要の一部または全部を深夜電力によって賄うことが可能である。
ただ、各需要家が個別に蓄電装置を備える場合には、全体として多くの購入コストやメンテナンスコストが必要である。このため、例えば特許文献１では、複数の需要家が１台の蓄電装置を共有し、各需要家にはＰＣＳ（パワーコンディショナー）のみを設置して蓄電装置を充放電制御することにより、コストの低減を図っている。

図６は、特許文献１に記載された電力供給システムの構成図であり、１は電力会社の電力系統に接続された変圧器、２は配電線、３ａ，３ｂ，３ｃはメータ（電力量計）、４ａ，４ｂ，４ｃは需要家、５ａ，５ｂ，５ｃはＰＣＳ、６は蓄電装置を示す。
この電力供給システムでは、深夜にＰＣＳ４ａ，４ｂ，４ｃが受電電力を直流電力に変換して蓄電装置６を充電し、昼間には、ＰＣＳ４ａ，４ｂ，４ｃが充電量に見合った電力を蓄電装置６から放電させて交流電力に変換し、需要家４ａ，４ｂ，４ｃの負荷（図示せず）にそれぞれ供給している。

特許文献１に記載された従来技術によると、蓄電装置が単一で済む利点があるが、ＰＣＳを需要家ごとに設置する必要があるため、コスト削減効果が小さい。また、各ＰＣＳと蓄電装置との間に流れる直流電流は漏電検知が難しいという問題がある。

一方、他の従来技術として、特許文献２に記載された電力供給システムがある。
図７は、この電力供給システムの構成図である。図７において、１０は共用電源を管理する建物であり、１１は分電盤、１２は地域電力量計１２ａを有する分配制御装置、１３は充放電回路１３ａ及び蓄電装置１３ｂからなる共用電源、Ｍ１，Ｍ２はメータである。

建物１０には、地域電力網２０を介して他の建物３０Ａ，３０Ｂ，３０Ｃが接続されている。建物３０Ａ，３０Ｂは分散型電源としての太陽光発電設備３１と、ＰＣＳ３２、分電盤３３及びメータＭ１，Ｍ２を備え、建物３０Ｃは分電盤３６及びメータＭ１，Ｍ２を備えており、建物３０Ａ，３０Ｂ，３０ＣのメータＭ１の各一端が電力系統に接続されている。

この電力供給システムでは、各建物１０，３０Ａ，３０Ｂ，３０Ｃが、電力系統から受電した電力を補助するために蓄電装置１３ｂに蓄えられた電力を利用することができる。また、太陽光発電設備３１を備えた建物３０Ａ，３０Ｂでは、太陽光発電設備３１による発電電力を自ら使用するほか、余剰電力を地域電力網２０経由で蓄電装置１３ｂに送って充電することも可能になっている。
なお、建物１０，３０Ａ，３０Ｂ，３０Ｃ内に設置された一方のメータＭ１は、電力系統から受電した電力量を計測し、他方のメータＭ２は、地域電力網２０を介して蓄電装置１３ｂとの間で授受した電力量を計測する機能を持っている。

特許第３９０１０２５号公報（請求項１、段落[００２１]〜[００３０]、図１）特開２０１１−１３５６５１号公報（段落[００２２]〜[００３０]、図１）

特許文献２に記載された従来技術では、例えば建物１０，３０ＣではＰＣＳが不要になり、全体的なＰＣＳの台数が少なくなる。しかしながら、全ての建物１０，３０Ａ，３０Ｂ，３０Ｃにおいて、電力系統または蓄電装置１３ｂとの間で授受する電力量を計測するためにメータＭ１，Ｍ２を設置する必要があり、これら多数のメータＭ１，Ｍ２がシステム全体のコスト高を招いていた。

そこで、本発明の解決課題は、コストメリットが高い大容量の蓄電装置を複数の需要家が共用する場合に、ＰＣＳやメータの数を削減して全体的なコストを低減させた蓄電装置の充放電制御システムを提供することにある。
また、本発明の別の解決課題は、各需要家の電気料金の低減に寄与する蓄電装置の充放電制御システムを提供することにある。

上記課題を解決するため、請求項１に係る発明は、電力系統に接続された配電線から、それぞれ第１の電力量計測部を介して受電する複数の需要家と、前記電力系統に第２の電力量計測部を介して接続されたパワーコンディショナーと、前記パワーコンディショナーに接続された蓄電装置と、前記パワーコンディショナーを介して前記蓄電装置の充放電量を制御する制御装置と、を備え、前記第１の電力量計測部及び前記第２の電力量計測部による所定周期の計測値を前記制御装置が取得可能な電力供給システムにおいて、
前記制御装置は、
前記蓄電装置に設定された各需要家に対する充放電量の範囲内で、各需要家からの充放電指令または予め設定されたスケジュールに従って前記パワーコンディショナーを制御することにより、前記電力系統から前記蓄電装置への充電量を制御し、かつ、前記蓄電装置から前記第２の電力量計測部、前記配電線及び前記第１の電力量計測部を介して各需要家にそれぞれ供給される放電量を制御するものである。

請求項２に係る発明は、請求項１に記載した蓄電装置の充放電制御システムにおいて、
前記制御装置は、各需要家における前記第１の電力量計測部の計測値と前記蓄電装置からの放電量とに基づき、前記電力系統からの直接受電による使用電力量と前記放電量に相当する充電量とを求め、前記使用電力量及び前記充電量にそれぞれの電力単価を乗じて各需要家の電力量料金を算出するものである。

請求項３に係る発明は、請求項１または２に記載した蓄電装置の充放電制御システムであって、前記制御装置が、前記スケジュールに従って前記パワーコンディショナーを制御する充放電制御システムにおいて、
前記制御装置は、各需要家の電力需要を予測する需要予測機能と、前記需要予測機能により得た需要予測値、負荷パターン及び前記蓄電装置の蓄電量を少なくとも用いて、各需要家の電力量料金を最小化するような充放電計画を作成する最適化機能と、前記最適化機能により作成した充放電計画に従って前記パワーコンディショナーを制御する充放電制御機能と、を有するものである。

本発明によれば、電力供給システム内のＰＣＳは１台で良く、また、このＰＣＳと電力系統との間に新設される蓄電装置側の電力量計測部（メータ）も１台で済むため、システム全体のコストや一需要家当たりの蓄電コストを低減することができる。更に、直流電流が流れる経路が少ないため、漏電検知も容易である。
また、各需要家の需要予測に基づき、主として蓄電装置への充電パターンを最適化する充放電計画を立案すれば、各需要家が負担する電気料金の削減に寄与することが可能になる。

本発明の第１実施形態が適用される電力供給システムの構成図である。図１における蓄電装置の仮想的な充放電領域を示す図である。本発明の第２実施形態が適用される電力供給システムの構成図である。１日の電力単価の例を示す図である。本発明の第３実施形態において、充放電計画を立案するための制御装置の概念図である。特許文献１に記載された電力供給システムの構成図である。特許文献２に記載された電力供給システムの構成図である。

以下、図に沿って本発明の実施形態を説明する。
図１は、本発明の第１実施形態が適用される電力供給システムであって、複数の需要家が電力会社から共同受電する比較的小規模のシステムを示している。

図１において、一次側が電力系統に接続された変圧器１の二次側には、メータ（親メータ）７を介して配電線２が接続されている。配電線２には、請求項における第１の電力量計測部としてのメータ３ａ，３ｂ，３ｃを介して、需要家４ａ，４ｂ，４ｃがそれぞれ接続される。メータ３ａ，３ｂ，３ｃは、需要家４ａ，４ｂ，４ｃの使用電力量を一定周期（例えば３０分周期）で計測する機能を備え、メータ７は、電力系統から配電線２に供給される電力量を一定周期で計測する機能を備えている。これらのメータ３ａ，３ｂ，３ｃ，７には、通信機能を備えたスマートメータが用いられている。
なお、需要家の数は図示例に限定されず、任意の複数であれば良い。

また、配電線２には、請求項における第２の電力量計測部としてのメータ３を介してＰＣＳ５が接続され、このＰＣＳ５には、蓄電池やキャパシタ等の蓄電装置６が接続されている。ＰＣＳ５には、蓄電装置６の充放電量を制御するための制御装置８が接続されている。上記メータ３にもスマートメータを使用することができ、このメータ３は制御装置８との間で通信可能である。

ＰＣＳ５は、制御装置８から送られる充放電制御信号に従い、例えば電力系統の深夜電力を利用して夜間に蓄電装置６を充電し、その充電電力を、需要家４ａ，４ｂ，４ｃに対して所定の時間に放電する。
上記充放電制御信号は、需要家４ａ，４ｂ，４ｃから制御装置８に伝送される充放電指令により、または、制御装置８に予め設定されたスケジュールに従って生成されるものである。

蓄電装置６には、図２に示すように、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃの充放電量に応じて使用可能な領域が、６ａ，６ｂ，６ｃとして仮想的に設定されている。ここで、領域６ａは需要家４ａに、領域６ｂは需要家４ｂに、領域６ｃは需要家４ｃに、それぞれ対応する。これらの領域６ａ，６ｂ，６ｃのボリュームは均等である必要はなく、互いに異なっていても良い。例えば、大量に電力を使用する需要家４ｂは、電力系統から直接受電する電力以外に蓄電装置６に対する充放電量も十分確保するために、領域６ｂを多めに設定することができる。
図２において、８１は制御装置８に接続された記憶装置であり、需要家４ａ，４ｂ，４ｃの使用電力量、充放電量等のデータが格納されるものである。

なお、制御装置８において、需要家４ａ，４ｂ，４ｃに対する充放電量を予めスケジュールとして設定する場合、需要家が使用した放電量がスケジュールによる放電量設定値を下回ることが考えられる。その場合、需要家の使用電力量に応じてスケジュールをリアルタイムで変更可能であれば、蓄電装置６からの放電量を少なめに変更する。また、スケジュールをリアルタイムで変更できない場合には、蓄電装置６からの放電量の一部はその需要家にとって余剰分となるが、その分も当該需要家が使用したものとして処理を行う。

図１に戻って、需要家４ａ，４ｂ，４ｃ、制御装置８、及び電力会社は、インターネット等のネットワーク９を介して相互に通信可能となっている。なお、通信手段としては、無線通信や電力線通信（ＰＬＣ）等を用いても良い。
この実施形態では、メータ３ａ，３ｂ，３ｃ，３が、需要家４ａ，４ｂ，４ｃまたは制御装置８を介してネットワーク９に接続され、変圧器１の二次側のメータ７もネットワーク９に接続されているものとする。

需要家４ａ，４ｂ，４ｃと制御装置８との間では、蓄電装置６に対する各需要家４ａ，４ｂ，４ｃの充放電指令や、メータ３ａ，３ｂ，３ｃにより計測した各需要家４ａ，４ｂ，４ｃの使用電力量を日時と共に送受信する。これらの情報の送受信に当たっては、制御装置８から需要家４ａ，４ｂ，４ｃを介してメータ３ａ，３ｂ，３ｃに伝送依頼し、メータ３ａ，３ｂ，３ｃが計測した使用電力量を日時と共に制御装置８に送信する。この場合、制御装置８は、メータ３ａ，３ｂ，３ｃからでなく、使用電力量や電気料金を管理するために別途設置されたメータ管理システムから情報を入手してもよい。
また、メータ７は、配電線２上の全ての負荷による使用電力量を計測し、その計測値を電力会社及び制御装置８に送信する。

制御装置８は、需要家４ａ，４ｂ，４ｃから伝送された充放電指令に基づく充放電量の合算値または所定のスケジュールに従って充放電制御信号を生成し、ＰＣＳ５を制御して蓄電装置６を充放電させる。
更に、制御装置８は、電力会社からこのシステム全体の電気料金を受信し、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃについて、電力系統からの直接受電による電気料金と蓄電装置６の充電電力により使用した電気料金とを計算し、これらを加算して各需要家４ａ，４ｂ，４ｃが負担する電気料金を決定する。

なお、電気料金は、契約によって決まる基本料金と使用電力量によって決まる電力量料金との合計が大部分を占めるが、以下では、電力量料金のみに着目して説明するものとする。

ここで、メータ３ａ，３ｂ，３ｃが計測した需要家４ａ，４ｂ，４ｃの使用電力量には、電力系統からの直接受電による電力量と蓄電装置６からの放電量とが含まれる。しかし、蓄電装置６から需要家４ａ，４ｂ，４ｃへの放電量は充放電指令によって明らかであるから、メータ３ａ，３ｂ，３ｃの計測値から前記放電量を減算することで、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃの直接受電による使用電力量もそれぞれ計算可能である。この場合、各需要家の充電量をすべて使用する（放電させる）という前提に立てば、蓄電装置６からの放電量によって充電量に相当する電力量料金を決定すれば良い。

従って、制御装置８は、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃについて、蓄電装置６からの放電量に等しい充電量とその充電時間帯の単価（例えば、深夜電力を利用して充電する場合には昼間の時間帯と単価が異なる）とを乗じて充電電分の電力量料金Ａを求めると共に、電力系統からの直接受電による使用電力量とその使用時間帯の単価とを乗じて直接受電分の電力量料金Ｂを求める。そして、これらを加算した電力量料金（Ａ＋Ｂ）を各需要家４ａ，４ｂ，４ｃに請求すれば良い。ここで、時間帯に応じた単価は、図２に示した記憶装置８１に記憶されているものとする。

また、電力会社から請求される電気料金には、メータ３による計測値に相当する電気料金が含まれており、メータ３による計測値には、蓄電装置６への充電量だけでなく、ＰＣＳ５や制御装置８自身の使用電力量を含んでいる。
前述した各需要家４ａ，４ｂ，４ｃに対する料金計算では、ＰＣＳ５や制御装置８自身の使用電力量に相当する料金が含まれないことになるが、この料金については、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃが均等に負担するか、あるいは、ＰＣＳ５及び制御装置８の管理者が負担する等の方法が考えられる。

次に、制御装置８による具体的な充放電制御方法を説明する。
ここでは、制御装置８が、スケジュールではなく、需要家４ａ，４ｂ，４ｃからの充放電指令に従って充放電制御する場合につき説明する。

需要家４ａ，４ｂ，４ｃは、前述した領域６ａ，６ｂ，６ｃの範囲内で、ある時間帯における充放電指令を制御装置８に伝送する。制御装置８は、これらの充放電量を合算し、その合算値に基づきＰＣＳ５を制御して蓄電装置６を充放電させる。
例えば、ある時間帯の充放電量が、需要家４ａは１００［Ｗｈ］充電、需要家４ｂは５０［Ｗｈ］放電、需要家４ｃは５０［Ｗｈ］放電である場合、蓄電装置６に対する充放電制御量は０［Ｗｈ］になる。すなわち、この場合、当該時間帯については蓄電装置６の充放電は行わない。また、別の時間帯の充放電量が、需要家４ａは１００［Ｗｈ］充電、需要家４ｂは１００［Ｗｈ］充電、需要家４ｃは１００［Ｗｈ］放電である場合、蓄電装置６に対する充放電量の合算値は１００［Ｗｈ］充電となり、ＰＣＳ５は電力系統の電力を用いて１００［Ｗｈ］相当の充電動作を蓄電装置６に対して行う。
ある需要家が、自身に割り当てられている領域を超えた充放電量を指令した場合、制御装置８はその需要家に対する充放電動作を停止する。

また、電力量料金の具体的な計算例は、以下のとおりである。
制御装置８は、前述したようにメータ３ａ，３ｂ，３ｃが一定周期で計測した需要家４ａ，４ｂ，４ｃの使用電力量を収集し、記憶装置８１に記憶させると共に、この使用電力量と、同じく記憶装置８１に記憶させた充放電量とを用いて、電力量料金を計算する。
例えば、需要家４ａのメータ３ａが計測した０：００〜０：３０の使用電力量が２０［Ｗｈ］であり、この時間帯の充放電指令による蓄電装置６への充電量が１０［Ｗｈ］である場合、需要家４ａの使用電力量は、直接受電分の２０［Ｗｈ］と充電分の１０［Ｗｈ］との合計で３０［Ｗｈ］になる。従って、この時間帯（０：００〜０：３０）の需要家４ａの電力量料金は、電力量３０［Ｗｈ］に当該時間帯の単価を乗じた値になる。

また、需要家４ａのメータ３ａが計測した１４：００〜１４：３０の使用電力量が２００［Ｗｈ］であり、この時間帯の充放電指令による蓄電装置６からの放電量が１００［Ｗｈ］である場合を想定する。
この場合、充電分として、放電量１００［Ｗｈ］に充電時の単価を乗じて電力量料金Ａを求めると共に、直接受電分の１００［Ｗｈ］に上記時間帯（１４：００〜１４：３０）の単価を乗じて電力量料金Ｂを求め、これらを合計した（Ａ＋Ｂ）を当該時間帯における需要家４ａの電力量料金とする。

制御装置８は、上述した電力量料金の計算を各時間帯につき需要家ごとに実行し、記憶装置８１に蓄積していく。そして、例えば１ヶ月単位で需要家ごとに電力量料金を集計し、この電力量料金と基本料金との加算額を各需要家が負担する電気料金として決定する。

なお、上記の説明では、電力会社がメータ３による計測値に基づいてシステム全体の電力量料金を請求し、制御装置８側で、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃに対する料金計算を行う場合を想定している。しかし、各需要家４ａ，４ｂ，４ｃに対する料金計算に必要な情報はネットワーク９を通じて電力会社も取得可能であるから、これらの料金計算を電力会社が行っても何ら支障はない。

以上のように、この実施形態によれば、図６，図７に示した従来技術に比べ、１台の蓄電装置６の充放電制御を行うＰＣＳ５及び制御装置８と、充放電量を計測するメータ３とを新設することにより、需要家４ａ，４ｂ，４ｃを対象として蓄電装置６を共有しつつその充放電制御を行うことができる。従って、多数のＰＣＳやメータを用いずに複数の需要家に対する電力供給システムを構築することができ、システム全体のコストや一需要家当たりの蓄電コストを低減することが可能である。

次に、図３は本発明の第２実施形態が適用される電力供給システムの構成図である。
この実施形態は、特定地域電力会社等の新電力事業者を含む電力会社の配電線を利用し、比較的広いサービスエリアの需要家に電力を供給するシステムに関する。

図３において、変圧器１Ａ，１Ｂ，１Ｃの一次側は電力会社に接続され、変圧器１Ａ，１Ｂの二次側の配電線２Ａ，２Ｂには、メータ３ａ，３ｂ，３ｃ及び需要家４ａ，４ｂ，４ｃがそれぞれ接続されている。また、変圧器１Ｃの二次側にはメータ３、ＰＣＳ５、大容量の蓄電装置６、及び制御装置８が接続されており、蓄電装置６の蓄電電力を配電線２Ａ，２Ｂ上の需要家４ａ，４ｂ，４ｃに供給するように構成されている。なお、前記同様に、メータ３ａ，３ｂ，３ｃ，３は需要家４ａ，４ｂ，４ｃまたは制御装置８を介してネットワーク９に接続され、このネットワーク９には電力会社も接続されている。ここで、配電線や需要家等の数が図示例に限定されないことは言うまでもない。
なお、この実施形態の制御装置８による充放電制御方法は、基本的に第１実施形態と同様であるため、説明を省略する。

次に、本発明において、各需要家の電力量料金を最小化するようなスケジュール(充放電計画)に従って充放電制御する場合の第３実施形態を説明する。
図４は、１日の電力単価の例を示している。電力量料金を最小化できるのは、単価が一番安い時間帯にだけ充電し、一番高い時間に放電することである。しかし、電力量料金を最小化するための充放電計画は、蓄電装置６の充放電領域や実際の負荷パターン、及び電力単価等に依存するため、簡単に求めることはできない。

そこで、第３実施形態では、図５に示すように、制御装置８が需要予測機能８Ａ及び最適化機能８Ｂにより充放電計画を立案し、その計画に基づいて充放電制御機能８Ｃを働かせることにより、各需要家の電力量料金を最小化するようにした。
なお、図５の構成は、前述した第１，第２実施形態における制御装置８に適用可能である。

需要予測機能８Ａは、各需要家の一定時間の電力需要を予測するものであり、各需要家の過去の需要実績を参照して現時点以降の電力需要を予測する。例えば、過去数日の需要実績の平均値を用いて、現時点以降の６０分単位または３０分単位の使用電力量を予測することにより、需要予測値を求める。

最適化機能８Ｂは、各需要家の電力量料金を最小化する充放電計画を作成する。具体的には、需要予測機能８Ａによる需要予測値、電力単価、及び、蓄電装置６の蓄電量（蓄電装置が有する電力量）等に基づいて、電力量料金が最も小さくなる充放電計画を作成する。このとき、充電量は、前述した各需要家の領域６ａ，６ｂ，６ｃを上限とし、放電量は領域６ａ，６ｂ，６ｃ内の蓄電量を上限とする。
最適化手法そのものは、本発明の要旨ではないため、詳述を省略するが、例えば、本出願人による特許第５２７８７４３号「コージェネレーションシステムの運転制御支援方法、運転制御支援装置及び運転制御支援プログラム」や、特許第５４０２５６９号「経済負荷配分制御装置及び経済負荷配分制御方法」に記載されている線形計画法を用いることができる。

以下、線形計画法により充放電計画を作成する場合の定式化の例を説明する。なお、ここでは、「充放電計画」と呼んでいるが、「放電計画」は主に需要家の負荷パターンに応じて決まるため、「充放電計画」は実質上、「充電計画」と考えてよい。

まず、目的関数を２４時間の電力量料金として、数式１により定義する。
[数式１]
電力量料金＝Σ（ｔ時の購入電力量×ｔ時の電力単価）
数式１において、ｔは１〜２４の整数であり、例えば、ｔ＝１の場合は午前０時〜午前１時までの１時間を示す。また、数式１における「ｔ時の購入電力量」は、数式２によって表される。
[数式２]
ｔ時の購入電力量＝ｔ時の需要量＋ｔ時の充電量
ここで、「需要量」とは、電力系統から直接受電して使用する電力量であり、前述した需要予測機能８Ａにより得た需要予測値である。更に、「充電量」とは、蓄電装置を充電する（蓄電装置に流入する）電力量であり、「蓄電量」（蓄電装置が有する電力量）とは異なる。

また、制約式として、数式３を定義する。
[数式３]
０≦ｔ時の充電量＋ｔ時の蓄電量≦上限値
但し、
ｔ時の充電量＝（ｔ−１）時の充電量＋ｔ時の充電量×ａ_１−ｔ時の放電量×ａ_２
であり、ａ_１，ａは充放電損失に関係する係数である。
よって、最適化機能８Ｂは、数式３の制約のもとで、数式１の目的関数を最小化するような２４時間分の充電量を線形計画法により求め、充放電計画を作成する。
充放電制御機能８Ｃは、最適化機能８Ｂにより作成した充放電計画に従い、ＰＣＳ５を動作させて蓄電装置６に対する充放電制御を行うものである。

これにより、制御装置８が、各需要家からの充放電指令ではなく上記充放電計画に基づいて充放電制御を行えば、各需要家の電力量料金を最小化して一層のコスト低減を図ることができる。

１，１Ａ，１Ｂ，１Ｃ：変圧器
２，２Ａ，２Ｂ：配電線
３，３ａ，３ｂ，３ｃ，７：メータ
４ａ，４ｂ，４ｃ：需要家
５：ＰＣＳ（パワーコンディショナー）
６：蓄電装置
６ａ，６ｂ，６ｃ：領域
８：制御装置
８Ａ：需要予測機能
８Ｂ：最適化機能
８Ｃ：充放電制御機能
８１：記憶装置
９：ネットワーク

Claims

電力系統に接続された配電線から、それぞれ第１の電力量計測部を介して受電する複数の需要家と、前記電力系統に第２の電力量計測部を介して接続されたパワーコンディショナーと、前記パワーコンディショナーに接続された蓄電装置と、前記パワーコンディショナーを介して前記蓄電装置の充放電量を制御する制御装置と、を備え、前記第１の電力量計測部及び前記第２の電力量計測部による所定周期の計測値を前記制御装置が取得可能な電力供給システムにおいて、
前記制御装置は、
前記蓄電装置に設定された各需要家に対する充放電量の範囲内で、各需要家からの充放電指令または予め設定されたスケジュールに従って前記パワーコンディショナーを制御することにより、前記電力系統から前記蓄電装置への充電量を制御し、かつ、前記蓄電装置から前記第２の電力量計測部、前記配電線及び前記第１の電力量計測部を介して各需要家にそれぞれ供給される放電量を制御することを特徴とする、蓄電装置の充放電制御システム。
請求項１に記載した蓄電装置の充放電制御システムにおいて、
前記制御装置は、
各需要家における前記第１の電力量計測部の計測値と前記蓄電装置からの放電量とに基づき、前記電力系統からの直接受電による使用電力量と前記放電量に相当する充電量とを求め、前記使用電力量及び前記充電量にそれぞれの電力単価を乗じて各需要家の電力量料金を算出することを特徴とした蓄電装置の充放電制御システム。
請求項１または２に記載した蓄電装置の充放電制御システムであって、前記制御装置が、前記スケジュールに従って前記パワーコンディショナーを制御する充放電制御システムにおいて、
前記制御装置は、
各需要家の電力需要を予測する需要予測機能と、
前記需要予測機能により得た需要予測値、負荷パターン及び前記蓄電装置の蓄電量を少なくとも用いて、各需要家の電力量料金を最小化するような充放電計画を作成する最適化機能と、
前記最適化機能により作成した充放電計画に従って前記パワーコンディショナーを制御する充放電制御機能と、
を有することを特徴とした蓄電装置の充放電制御システム。