JP2016032950A - 制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電装置を効率的に制御する。【解決手段】実施形態の制御装置は、直流系統との間で電力の受け取り及び回生電力の受け渡しを行って力行する車両と、直流系統を介して車両から生じた回生電力を蓄電し、蓄電された電力を放電可能な蓄電装置と、を備える制御システムに設けられた制御装置であって、受信部と、推測部と、制御部と、を備える。受信部は、車両の駅設備からの発着が示されたダイヤ計画情報を受信する。推測部は、ダイヤ計画情報に従って車両が走行した際に、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移を算出し、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移に基づいて、蓄電装置の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測する。制御部は、推測部により推測された蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、蓄電装置を制御する。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、制御装置に関する。

近年、環境問題、エネルギー問題に端を発した省エネルギー化が課題となり、様々な分野においてエネルギー管理に関する研究が行われている。最近では、電力を多く使用する鉄道事業においても省エネルギー化が進められており、未利用エネルギーとしての回生余剰エネルギーに注目が集まっている。

例えば、鉄道事業において、列車で生じた回生電力は、当該列車の近傍で力行する列車で利用することができるが、現実的には、回生電力を列車間融通で利用できない余剰回生電力が生じている。この余剰回生電力は、使用されずに消失していた。

そこで、余剰の回生電力を蓄電装置に蓄電し、蓄電された電力を列車の力行や駅負荷で利用する技術がある。蓄電された電力を供給する際に、列車ダイヤに基づいて供給先を切り替え得る電力変換器を制御する技術が提案されている。

特開２００６−３４０４１号公報 特開２０１３−１４１３７４号公報

しかしながら、列車ダイヤでは列車の発着を把握できるが、当該列車の発着で列車がどのように電力を消費し且つ回生電力を提供できるのか把握できないため、供給先を適切に切り替えて蓄電池を効率的に利用することが難しかった。

実施形態の制御装置は、直流系統との間で電力の受け取り及び回生電力の受け渡しを行って力行する車両と、直流系統を介して車両から生じた回生電力を蓄電し、蓄電された電力を放電可能な蓄電装置と、を備える制御システムに設けられた制御装置であって、受信部と、推測部と、制御部と、を備える。受信部は、車両の駅設備からの発着が示されたダイヤ計画情報を受信する。推測部は、ダイヤ計画情報に従って車両が走行した際に、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移を算出し、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移に基づいて、蓄電装置の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測する。制御部は、推測部により推測された蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、蓄電装置を制御する。

図１は、実施形態にかかる電力管理システムの構成例を示した図である。 図２は、実施形態にかかる電力管理装置に設けられた各構成と、当該各構成間の命令の流れを示した図である。 図３は、実施形態にかかる電力管理装置及び駅蓄電池システムの構成、並びに構成間のデータの流れを例示した図である。 図４は、実施形態にかかる電力管理装置の構成、及び電力管理装置のき電シミュレーション部に関連するデータの流れを例示した図である。 図５は、実施形態にかかる駅蓄電池制御装置の構成例を示した図である。 図６は、実施形態の動作決定部の構成例を示した図である。 図７は、実施形態にかかるチョッパ制御部の構成例を示した図である。 図８は、変形例にかかるチョッパ制御部の構成例を示した図である。 図９は、実施形態にかかるＰＣＳ制御部の構成例を示した図である。 図１０は、実施形態にかかる蓄電池切替部の構成例を示した図である。 図１１は、実施形態にかかる切替器が蓄電池の切替先を、チョッパとＰＣＳとの間で交互に切り替える場合の動作波形を例示した図である。 図１２は、実施形態の駅蓄電池制御装置による制御で実行されるピークカットの例を示した図である。 図１３は、実施形態にかかる電力管理装置における、電力の運用計画に従って制御するまでの処理の手順を示すフローチャートである。 図１４は、実施形態にかかる電力管理装置の作成した充放電スケジュールに従って、駅蓄電池制御装置が制御した結果を例示した図である。 図１５は、図１４に示される電力の利用時における蓄電池の充電量ＳＯＣの遷移を示した図である。 図１６は、３０分単位の受電電力量の積算値の遷移を示した図である。 図１７は、変形例にかかる駅蓄電池システムの構成例を示した図である。 図１８は、変形例にかかる駅蓄電池システム制御装置を動作させた場合の各構成の動作波形を例示した図である。

図１は、実施形態にかかる電力管理システムの構成例を示した図である。図１に示されるように、鉄道ＥＭＳ（Energy Management System）１１０と、電力管理装置１５０と、駅・電気鉄道システム１００と、運行管理システム１６０と、で構成されている。なお、駅・電気鉄道システム１００には、太陽光発電装置１７０と、運行管理システム１６０と、が接続されている。

駅・電気鉄道システム１００は、受電変圧器１０９、配電変圧器１１６、変換器１０８、各駅設備１０６と、駅蓄電池システム１０３と、駅蓄電池制御装置１０４と、き電系統設備１３０と、で構成されている。また、駅・電気鉄道システム１００の配電系統１０５は、配電系統１０５から各駅設備１０６に電力を供給するための系統とする。

本実施形態の駅・電気鉄道システム１００のき電系統設備１３０は、直流き電方式電気鉄道とし、受電変圧器１０９および変換器１０８を介して、変電所１８０に接続されている。そして、変電所１８０は、電力会社の系統（商用系統）に接続されている。変電所１８０から受電された交流電力は、受電変圧器１０９および変換器１０８によって、適正な電圧に降圧されたうえで直流電力に整流され、き電線１０７を介して列車１０２に供給される。なお、本実施形態の直流き電方式鉄道では、変換器１０８としてシリコンダイオード整流器やサイリスタ整流器、ＰＷＭ整流器などが利用される。

配電変圧器１１６は、受電変圧器１０９で受電した交流電力の適切な電圧に変換した上で、配電系統１０５を介して、空調や種々の機器などの各駅設備１０６に必要な交流電力として供給する。

なお、実際には、受電変圧器１０９、変換器１０８、及び配電変圧器１１６は、変電所１８０の内部に設置される場合も多い。さらには、変電所１８０（及び変電所１８０の内部に設けられた受電変圧器１０９、変換器１０８、及び配電変圧器１１６）は、必要に応じて路線沿線に沿って、適当な間隔で複数個所に設置してもよい。

本実施形態では、変換器１０８、き電線１０７、及びき電線１０７に接続される列車１０２で構成された設備を、き電系統設備１３０と称す。き電線１０７は、列車１０２に直流電力を供給する直流系統として機能する。列車１０２は、き電線１０７を介して供給される電力で力行し、回生で生じた回生電力をき電線１０７を介して、他の列車や、駅蓄電池システム１０３に供給する。

各駅設備１０６は、空調設備、駅内のエスカレータ、照明機器、ＯＡ機器などの負荷と太陽光発電などの電源を含んだ設備とする。

駅蓄電池制御装置１０４は、電力管理装置１５０からの命令に基づいて、駅蓄電池システム１０３を制御する。

駅蓄電池システム１０３は、駅蓄電池制御装置１０４からの命令に基づいて、蓄電池１１２の充放電を行うと共に、ＰＣＳ１１１の電力授受とチョッパ１１３の電力授受を制御する。その際に、駅蓄電池システム１０３は、駅蓄電池制御装置１０４からの命令に従って、蓄電池１１２の接続先をＰＣＳ１１１又はチョッパ１１３に切り替えるための切替命令に従って、切替器１１４を動作させる。

また、駅蓄電池システム１０３は、駅蓄電池制御装置１０４からの命令に基づいて、蓄電池１１２の接続先をチョッパ１１３に切り替えられた際に、き電系統設備１３０内の列車１０２から生じた余剰回生電力を蓄電し、様々な設備で利用するための処理を行う。これにより、余剰回生電力を有効利用できる。

駅蓄電池システム１０３は、チョッパ１１３と、ＰＣＳ１１１と、切替器１１４と、蓄電池１１２と、を備える。

チョッパ１１３は、き電線１０７から余剰回生電力を受電するとともに、き電線１０７の電圧を補償するための電力供給を行う。

蓄電池１１２は、き電線１０７を介して供給される余剰回生電力を貯める。

ＰＣＳ（電力変換装置）１１１は、蓄電池１１２に貯められた直流電力を、各駅設備１０６で利用可能な交流電力に変換して配電系統１０５に供給するとともに、各駅設備１０６に電源や発電設備がある場合に各駅設備１０６で発生する余剰電力を、直流電力に変換して蓄電池１１２に蓄電する。

切替器１１４は、蓄電池１１２の接続先を、ＰＣＳ１１１及びチョッパ１１３のいずれか一つ以上に切り替える。

運行管理システム１６０は、駅・電気鉄道システム１００のき電系統設備１３０の列車１０２の現在及び未来の列車ダイヤを取得し、取得した列車ダイヤに基づいたダイヤ計画情報を生成し、生成したダイヤ計画データを電力管理装置１５０に送信する。

例えば、本実施形態の運行管理システム１６０は、列車１０２や踏切などのき電系統設備１３０の故障や天候の悪化等が生じ、列車１０２の列車ダイヤが変更された場合に、変更された列車ダイヤによるダイヤ計画データを生成し、電力管理装置１５０に送信する。これにより、電力管理装置１５０は、変更された列車ダイヤに基づいて、蓄電池１１２を制御できる。

ダイヤ計画データは、駅・電気鉄道システム１００が管理するき電系統設備１３０内の路線の各駅において、少なくとも全ての列車１０２が発車する時刻を含む運行計画が示されたデータとする。

電力管理装置１５０は、配電ＥＭＳ１５１と、き電系統ＥＭＳ１５２と、駅ＥＭＳ１５３と、通信制御部１５４と、き電シミュレーション部１５５と、運転計画部１５６と、で構成され、駅・電気鉄道システム１００の電力を管理する。

通信制御部１５４は、駅・電気鉄道システム１００の各構成と接続する通信Ｉ／Ｆを介して、駅・電気鉄道システム１００の各構成との間で情報の送受信を行う。

そして、通信制御部１５４は、駅・電気鉄道システム１００の各構成（例えば、蓄電池１１２、各駅設備１０６、き電系統設備１３０、運行管理システム１６０）から、各構成の状態を示す状態情報や、列車の各駅設備１０６からの発着が示されたダイヤ計画データを受信する。そして、受信した状態情報やダイヤ計画データを、各構成を管理するＥＭＳ（例えば、き電系統ＥＭＳ１５２、又は駅ＥＭＳ１５３）や、き電シミュレーション部１５５に受け渡す。

さらに、通信制御部１５４は、駅・電気鉄道システム１００の各構成（例えば、蓄電池１１２、各駅設備１０６、及びき電系統設備１３０のうちいずれか一つ以上）の状態情報やダイヤ計画データに基づいて各ＥＭＳで定められた命令を、各構成に対して送信する。送信される命令には、切替器１１４に対する、各駅設備１０６及びき電系統設備１３０のいずれか一つ以上に蓄電池１１２に蓄電された電力の供給先を切り替える命令が含まれている。

従来、列車がブレーキをかけて停車する際に力行中の他の列車がいる場合、停車により発生する回生電力は、他の列車に回生電力が融通される。一方、力行中の他の列車がいない場合、回生電力が発生できないために回生ブレーキが使えず、機械的なブレーキで停車していた。これに対して、本実施形態においては、力行中の他の列車がいない場合に、駅蓄電池システム１０３が、チョッパ１１３を介して回生電力を蓄電池１１２に貯める。これにより、列車は、力行中の他の列車が存在しない場合に、回生ブレーキを有効に利用できる。機械的なブレーキを利用することなく、かつ余剰回生電力を貯めることができる。

き電シミュレーション部１５５は、列車１０２の列車ダイヤが変更された場合に、変更された列車ダイヤが示されたダイヤ計画データに従って列車１０２が走行した際に、時間遷移に伴う、（列車１０２を含む）き電系統設備１３０の電力負荷量及び回生電力量の推移を算出し、当該き電系統設備１３０の電力負荷量及び回生電力量の推移を示したき電統設備１３０の推移予測データを生成する。なお、き電シミュレーション部１５５は、各駅設備１０６の電力負荷量の推移を示した各駅設備１０６の推移予測データを、駅ＥＭＳ１５３から受け取るが、き電シミュレーション部１５５が、各駅設備１０６の推移予測データを生成しても良い。

さらに、き電シミュレーション部１５５は、き電系統設備１３０の推移予測データと、各駅設備１０６の推移予測データと、に基づいて、時間遷移に伴う蓄電池１１２の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測し、蓄電池１１２の蓄電電力量及び放電電力量の推移を示した推移予測データを生成する。そして、き電シミュレーション部１５５は、き電系統設備１３０の推移予測データと、蓄電池１１２の推移予測データと、をき電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３に送信する。

運転計画部１５６は、き電系統ＥＭＳ１５２から送信されたき電系統設備１３０の推移予測データや蓄電池１１２の推移予測データや、駅ＥＭＳ１５３から送信された各駅設備１０６の推移予測データに基づいて、き電系統設備１３０や蓄電池１１２を制御するための運転計画を生成する。

図２は、電力管理装置１５０に設けられた各構成と、当該各構成間の命令の流れを示した図である。図２に示されるように、電力管理装置１５０の各構成は、鉄道ＥＭＳ１１０からの命令に従って、駅・電気鉄道システム１００内で担当する設備の電力を制御する。

配電ＥＭＳ１５１は、鉄道ＥＭＳ１１０からの時間帯別の省エネ指標値を受信し、き電系設備と各駅設備との間で省エネ指標値を配分する。そして、配電ＥＭＳ１５１は、配分した省エネ指標値を、き電系統ＥＭＳ１５２と駅ＥＭＳ１５３とに送信する。省エネ指標値とは、駅・電気鉄道システム１００で消費される電力量を調整するために設定された指標値とする。

省エネ指標値としては、例えば、所定時間内に消費される消費電力量（３０分電力量など）や、電力量削減量、基準となる消費電力量に対する削減率などエネルギー削減量に関わる指標値を用いることができる。前述の基準となる消費電力量として、ある時点で予測された当日の消費電力量予測値を使用することができる。また、同様に３０分平均電力や、その削減量、削減率などを用いても良い。

本実施形態では、き電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３が、省エネ指標値で設定された電力の消費量や、電力の削減量を満たすように、き電系統設備１３０や各駅設備１０６を制御する。これにより駅・電気鉄道システム１００全体の省エネルギー化を図ることができる。

き電系統ＥＭＳ１５２は、き電系統設備１３０の電力の管理、制御を行う。本実施形態にかかるき電系統ＥＭＳ１５２は、き電系統設備１３０の状態情報、（例えば消費電力等の）計測値を受信し、き電系統設備１３０の現在の状態に応じて制御命令等を行う。

また、き電系統ＥＭＳ１５２は、配電ＥＭＳ１５１から省エネ指標値を受信した場合に、き電系統設備１３０の現在の状態に応じて、省エネ指標値を達成できるか否かを判定し、判定結果を省エネ指標値に対する応答として、配電ＥＭＳ１５１に受け渡す。そして、き電系統ＥＭＳ１５２は、省エネ指標値を達成できると判定し、当該応答を受け渡した後、省エネ指標値を達成するように、き電系統設備１３０に対して制御命令を送信する。

さらに、き電系統ＥＭＳ１５２は、き電シミュレーション部１５５から、き電系統設備１３０の推移予測データ、及び蓄電池１１２の推移予測データを受信した場合に、き電系統設備１３０の推移予測データ、及び蓄電池１１２の推移予測データを、運転計画部１５６に送信する。そして、き電系統ＥＭＳ１５２は、運転計画部１５６により生成された、き電系統設備１３０の推移予測データ、及び蓄電池１１２の推移予測データに基づいた運転計画に従って、き電系統設備１３０に対して制御命令を送信する。なお、運転計画は、運転計画部１５６により作成される。

駅ＥＭＳ１５３は、各駅設備１０６の電力の管理、制御を行う。本実施形態にかかる駅ＥＭＳ１５３は、各駅設備１０６の状態情報、（例えば消費電力等の）計測値を受信し、各駅設備１０６の現在の状態に応じて制御命令等を行う。

また、駅ＥＭＳ１５３は、配電ＥＭＳ１５１から省エネ指標値を受信した場合に、各駅設備１０６の現在の状態に応じて、省エネ指標値を達成できるか否かを判定し、判定結果を省エネ指標値に対する応答として、配電ＥＭＳ１５１に受け渡す。そして、駅ＥＭＳ１５３は、省エネ指標値を達成できると判定し、当該応答を受け渡した後、省エネ指標値を達成するように、各駅設備１０６に対して制御命令を送信する。

さらに、駅ＥＭＳ１５３は、き電シミュレーション部１５５から、蓄電池１１２の推移予測データを受信した場合に、蓄電池１１２の推移予測データに基づいた運転計画に従って、各駅設備１０６に対して制御命令を送信する。なお、運転計画は、運転計画部１５６により作成される。

ところで、き電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３のうちいずれか一方で、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できない場合がある。このような場合に、き電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３のうちいずれか一方が、達成できない旨の応答を配電ＥＭＳ１５１に送信する。達成できない旨の応答を受信した配電ＥＭＳ１５１は、応答に基づいて再配分した省エネ指標値を、き電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３に送信する。当該処理を繰り返すことで、省エネ指標値の適切な配分を可能としている。

さらに、省エネ指標値に基づいた効率の良い電力制御を行うために、配電ＥＭＳ１５１は、蓄電池１１２に蓄電されている電力を、き電系統設備１３０及び各駅設備１０６のうちどちらに供給するかを決定する。

そして、配電ＥＭＳ１５１は、決定結果をき電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３に通知した上で、再配分した省エネ指標値を、き電系統ＥＭＳ１５２及び駅ＥＭＳ１５３に送信する。これにより、蓄電池１１２に蓄電されている電力を考慮した上で、省エネルギー化を実現できる。

図３は、電力管理装置１５０及び駅蓄電池システム１０３の構成、並びに構成間のデータの流れを例示した図である。図３に示されるように、き電系統ＥＭＳ１５２は、データ保存部３０１と、負荷予測部３０２と、制御部３０３と、を備える。

データ保存部３０１は、き電系統設備１３０、及び駅蓄電池制御装置１０４から送信された状態情報、計測値を保存すると共に、今まで保存してきた状態情報、及び計測値から学習した１日あたりの電力負荷の推移パターンを保持する。

負荷予測部３０２は、データ保存部３０１に保存されている状態情報、計測値、及び推移パターンに基づいて、き電系統設備１３０の電力負荷量および回生電力量の推移予測データを生成する。生成された推移予測データにより、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。

本実施形態では、負荷予測部３０２は、通信制御部１５４が運行管理システム１６０からダイヤ計画データを受信し、列車１０２の列車ダイヤが変更されたことを認識した場合、データ保存部３０１に保存された推移パターンでは、き電系統設備１３０の消費電力量および回生電力量の推移を予測するのが難しい。そこで、負荷予測部３０２は、き電シミュレーション部１５５に対して、消費電力量及び回生電力量の推移の予測命令を送信する。

そして、負荷予測部３０２は、通信制御部１５４がダイヤの変更を受信しなかった場合に、データ保存部３０１に保存されている状態情報、計測値、及び推移パターンに基づいて、き電系統設備１３０の消費電力量および回生電力量の推移予測データを生成する。

き電系統設備１３０における消費電力量の推移予測データとは、例えば電力管理装置１５０が監視・制御対象とする各変電所の変換器１０８における３０分単位の出力電力量を１日分推移させた予測値とする。

また、き電系統設備１３０における回生電力量の推移予測データとは、列車１０２によって発生する回生電力のうち、電力管理装置１５０が監視・制御対象とする駅蓄電池システム１０３によって回収可能な回生電力量の３０分単位の電力量を１日分推移させた予測値とする。

つまり、変電所の電力供給区間を、所定の時間帯に走行する列車の本数は、列車ダイヤに依存している。このため、所定の時間帯で列車の走行に必要な、各変電所の変換器１０８の負荷電力量の推移は、列車ダイヤに基づいている。

また、列車が駅への停車や速度制限などによって減速を行う位置、発車する時刻、及び列車同士の間隔等も、列車ダイヤに依存している。このため、列車の走行により発生する回生電力量も、列車ダイヤに基づいている。

また、発生した回生電力は主に列車間で融通されるが、列車間で消費できない余剰回生電力は、駅蓄電池システム１０３に回収される。このため、駅蓄電池システム１０３で回収可能な回生電力量の推移も、列車ダイヤに基づいている。さらに、列車運行にともなう負荷電力は、これらの列車の走行に関わるもののほかに、列車内の照明や空調、各種機器の運転に要する補機電力が存在し、これらの補機電力は季節・気温・天候や日照状態、時間帯や乗車率などに大きな影響を受ける。このように、列車の補機電力は、季節・気温・天候や日照状態、時間帯や乗車率などの情報に基づいている。

負荷予測部３０２は、列車がダイヤ通りに運行されている場合、データ保存部３０１に保存されている季節・気温・天候、日照状態、時間帯や乗車率に対応する１日あたりの電力負荷の推移パターンに基づいて、変換器１０８の負荷電力量や駅蓄電池システム１０３に回収可能な回生電力量の推移を予測できる。

また、負荷予測部３０２は、配電ＥＭＳ１５１から省エネ指標値を受信した場合、データ保存部に保存された情報（例えば、消費電力量や回生電力量の推移パターン）に従って、省エネ指標値に基づいて、列車の走行方法や空調・照明などの補機のき電系統設備１３０のいずれかの機器の運転方法を変更した場合のき電系統設備１３０の電力負荷量及び回生電力量の予測ができる。

例えば、省エネ指標値として、所定期間における電力量削減量（例えば３０分電力量の削減量）が指定された場合、負荷予測部３０２は、所定期間（例えば３０分）の間に電力削減を実施する変電所の給電区間を走行する列車の列車ダイヤと、当該所定期間（例えば３０分）の気温、天候、日照、乗車率などの予測値と、現時点での車両の運転状態および車両内の照明・空調などの列車補機運転状態と、に基づいて、列車補機運転条件を変更することで、省エネ指標値を達成可能か否か判断する。列車補機運転条件としては、例えば、列車車両内の照明の減光、間引き消灯の可否、空調設定温度の緩和（冷房時は設定温度の上昇、暖房時は設定温度の低減）などが考えられる。

負荷予測部３０２は、列車補機運転条件の変更が可能な場合、データ保存部３０１に保存されている列車補機運転条件を変更した場合の電力負荷の推移パターンに従って、列車補機運転条件変更時における全列車の列車補機用電力量の予測値を算出し、列車補機運転条件を変更した場合の、全列車の列車補機用電力量の減少量の予測値を算出し、当該減少量の予測値が、省エネ指標値以上である場合に、省エネ指標値を達成可能と判定する。

省エネ指標値を達成不能の場合、負荷予測部３０２は、列車の走行方法を変更した場合の列車走行用電力量の削減可否を判定してもよい。例えば、上述した列車ダイヤから抽出した所定期間の間に、電力削減対象の変電所の給電区間を走行する列車のうち、走行速度を低減することが可能な列車が存在するか否かを判断することが考えられる。

このために、データ保存部３０１が、標準的な走行速度から５ｋｍ／ｈ低減した走行速度や、標準的な走行速度から１０ｋｍ／ｈ低減した走行速度など複数の走行条件における、各駅間の駅間走行時間と各変電所の負荷電力量の推移パターンを記憶しておく。

そして、負荷予測部３０２が、データ保存部３０１を参照して、列車ダイヤ上の駅間走行時間と、走行速度低減時の駅間走行時間と、を比較することで走行速度の低減可能か否かを判断する。負荷予測部３０２が、走行速度の低減可能と判断した場合、当該列車の走行速度を低減したときの列車走行用電力量の削減量の予想値を算出する。負荷予測部３０２が、所定期間内で、走行速度を削減可能な全列車に対して実施することで、列車走行条件変更時における所定期間内の列車走行用電力量の削減量の予想値を求める。

そして、負荷予測部３０２が、列車の走行条件を変更した場合の列車走行用電力量の削減量の予測値と、列車の補機運転条件を変更した場合の列車補機用電力量の削減量の予測値と、の和が、省エネ指標値以上となるか否かを判断する。予測値の和が省エネ指標値より小さいと判断した場合、省エネ指標値を達成できないと判定する。

他にも、列車ダイヤの変更が可能か否かなどの判定を行っても良い。例えば、特定の駅への到着時刻を数十秒から数分程度遅らせて列車ダイヤの変更が可能か否かを判断した場合に、予めデータ保存部３０１に保存された、列車ダイヤの変更された場合の削減量の予想値に基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かを判定してもよい。この場合、所定期間経過後に列車運転用電力量が増大する可能性があるため、当該所定の期間経過後についても省エネ指標値を達成可能か否かの確認を要する。

列車ダイヤの変更をともなう条件変更を行う場合、電力管理装置１５０は、運行管理システム１６０に対して運行情報変更の可否問合せを送信する。運行管理システム１６０は、運行情報変更の可否を判断し、判断結果である運行情報変更可否通知を電力管理装置１５０に送信する。運行情報変更可否通知で運行情報が変更可能であることを認識した場合、電力管理装置１５０は、運行管理システム１６０に対して運行情報変更依頼を送信する。運行管理システム１６０が、運行情報変更依頼に基づく列車ダイヤの変更を承認した場合、電力管理装置１５０に運行情報変更通知および変更された運行情報（列車ダイヤ）を送信する。電力管理装置１５０は、運行情報変更通知の受信により、運行情報の変更を完了する。

このように、負荷予測部３０２は、データ保存部３０１を参照して、列車の走行条件や列車の補機運転条件を変更した場合の負荷電力量や回生電力量の推移パターンに基づいて、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。

つまり、従来通りの列車ダイヤであれば、負荷予測部３０２は、データ保存部３０１に保存されている電力負荷量の推移パターンに従って、き電系統設備１３０の電力負荷量および回生電力量の推移を予測できる他、省エネ指標値を達成可能か否か判定できる。しかしながら、データ保存部３０１に保存されている電力負荷の推移は、列車がダイヤ通りに運行されている及び／又は少し遅らせた場合の推移パターンであるため、大幅に列車ダイヤが変更された場合、予測するのが難しくなる。そこで、本実施形態では、列車ダイヤが変更された場合に、負荷予測部３０２が、き電シミュレーション部１５５に対して、負荷電力量及び回生電力量の遷移を予測するための電力予測命令を送信することとした。

そして、き電シミュレーション部１５５は、電力予測命令を受信した場合に、変更された列車ダイヤによる、き電系統設備１３０の電力負荷量および回生電力量の推移予測データを生成する。

き電シミュレーション部１５５は、図３には図示されていない路線沿線の駅位置や勾配、曲線、トンネルなどに関わる路線条件や、車両の引張力特性、ブレーキ力特性、消費電力または電流に関する特性、回生電力または回生電流に関する特性などの車両条件、変電所や蓄電装置の定格出力や、き電系統の接続条件や線路抵抗、および列車ダイヤなどのデータに基づいて、き電シミュレーションを行い、き電系統設備１３０で生じる負荷電力量や回生電力量を予測し、き電系統設備１３０の推移予測データを生成する。

き電シミュレーション部１５５では、き電系統設備１３０、各駅設備１０６、駅蓄電池システム１０３を構成する駅・電気鉄道システム１００に加えて、変電所１８０や太陽光発電装置１７０を含めた電力を供給するシステムを模擬し、列車ダイヤに従って時々刻々の列車の運行状態や、電力の供給状態を所望の演算式により計算し、駅・電気鉄道システム１００に含まれる列車や各駅設備１０６等の１秒単位で遷移する負荷電力量や回生電力量を算出する。

このように、き電シミュレーション部１５５は、例えば事故などにより実際の列車ダイヤに変更があった場合に、より精度の高い予測をしたい場合に、負荷電力量および回生電力量の予測ができる。さらに、本実施形態は、き電シミュレーションを行うのを、ダイヤ変更があった場合に制限するものではなく、例えば、消費電力量削減のために駅間での列車の走行速度を変更する場合など、通常の負荷予測が困難な場合や予測精度を向上させたい場合に用いるものであればよい。

また、き電シミュレーション部１５５は、き電系統設備１３０の機器、例えば変換器１０８の運転台数や無負荷電圧の変更、可能な場合はき電電圧を制御した場合や、駅蓄電池システム１０３の充放電特性の変更を行った場合など、条件が変更された時に負荷予測を行ったり、蓄電池残量やき電線電圧などに応じた蓄電池充放電制御を模擬できる。これにより、より精度の高い電力負荷量および回生電力量の推移予測を行うことができる。

そして、き電シミュレーション部１５５は、き電系統設備１３０や蓄電池１１２の推移予測データを、負荷予測部３０２に送信する。

そして、負荷予測部３０２は、き電シミュレーション部１５５から、変更された列車ダイヤによる、き電系統設備１３０や蓄電池１１２の推移予測データを受け取る。そして、負荷予測部３０２は、受け取ったき電系統設備１３０や蓄電池１１２の推移予測データに基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かの判定等を行う。また、ダイヤ変更がない場合は、負荷予測部３０２は、生成したき電系統設備１３０の推移予測データに基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かの判定等を行う。

その後、負荷予測部３０２は、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２が省エネ指標値を達成できる旨を応答した後、き電系統設備１３０や蓄電池１１２の推移予測データを、運転計画部１５６に出力する。そして、運転計画部１５６が、き電系統設備１３０や蓄電池１１２の推移予測データに従うように運転計画を生成して、制御部３０３に送信する。

そして、制御部３０３は、生成された運転計画に従って、き電系統設備１３０の制御を行う。

図４は、実施形態にかかる電力管理装置１５０の構成、及び電力管理装置１５０のき電シミュレーション部１５５に関連するデータの流れを例示した図である。図４に示されるように、き電シミュレーション部１５５は、列車走行算出部１８０１と、電気回路計算部１８０２と、電気回路計算入力データ記憶部１８０３と、を備える。

き電シミュレーションによってき電系統の負荷予測を行う場合、負荷予測部３０２または負荷予測部３１２は、き電シミュレーション部１５５に対して電力予測命令を送信する。

列車走行算出部１８０１は、電力予測命令を受信した場合に、運行管理システム１６０から列車走行計算入力データを受け取り、当該列車ダイヤに示された列車毎の位置や、駅・電気鉄道システム１００の各装置の動作状況等に基づいて、時間遷移に応じて変化する車両の運転状況を表した車両走行計算結果データを算出する。その際に、列車位置や駅・電気鉄道システム１００の各構成の動作状況などに基づいて、閉塞システムや連動システム、信号システムや運行管理システムなどの地上システムの模擬処理を行ってもよい。

運行管理システム１６０から受け取った列車走行計算入力データには、車両データと、路線データと、列車運転曲線データと、列車ダイヤデータと、列車制御システムデータと、が含まれている。

車両データは、列車の性能に関する情報であって、速度及び加速度の組み合わせに対応する消費電力、及びある速度でブレーキを掛けた際に生じる回生電力等を導出するためのデータを格納する。さらに、車両データは、列車１０２の引張力特性、ブレーキ力特性、消費電力または電流に関する特性、回生電力または回生電流に関する特性などの車両条件を格納する。

路線データは、列車が移動する路線のデータであって、各駅間の距離等を格納している。列車運転曲線データは、主にグラフ化されたデータであり、列車の駅間の走行位置と走行速度で構成されている。列車運転曲線データにより、各駅を出発した後に所定の時間経過後における位置、時速、加速、減速状況を認識可能となる。列車ダイヤデータは、運行管理システム１６０から送信されてきたデータであって、各列車の駅毎の出発時間等を格納している。列車制御システムデータは、信号システムや運行管理システムなどの地上システムを模擬処理するために必要なデータを格納している。

算出された車両走行計算結果データには、車両走行推移予測データと、列車電力推移予測データと、が含まれている。車両走行推移予測データは、時間遷移に応じて推移する、各列車の存在する位置、速度、加速度、ブレーキ状況等を格納している。列車電力推移予測データは、時間遷移に応じて推移する、各列車の消費電力（負荷電力）、及び各列車から生じる回生電力の推移予測データとする。

電気回路計算部１８０２は、列車走行計算結果データと、電気回路計算入力データ記憶部４０３に格納された各種データと、に基づいて、電気回路計算結果データを導出する。また、電気回路計算部１８０２は、電気回路計算結果データを導出する際に、駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２から、各駅設備１０６の負荷電力量の推移パターンや、変電所１８０や太陽光発電装置１７０から供給される電力量の推移パターンを取得し、当該推移パターンをさらに用いて、電気回路計算結果データを導出してもよい。

電気回路計算入力データ記憶部１８０３は、き電系統データと、変電所設備データと、蓄電池設備データと、を記憶している。

き電系統データは、き電系統に関する情報として、例えば、路線と駅蓄電池システム１０３とで構成される回路図（電気が流れる線）と、の間の位置関係等を格納している。さらに、き電系統データ１８２１は、路線沿線の駅位置、勾配、曲線、及びトンネルなどに関わる路線条件等を格納している。変電所設備データは、変電所毎の定格出力や、各変電所の位置等を格納している。蓄電池設備データは、時間毎に遷移する蓄電池１１２の性能（例えば、最大容量や、現在の蓄電量、定格出力）や、蓄電池１１２の位置等を格納している。

電気回路計算結果データには、変電所負荷推移予測データ、蓄電池充放電推移予測データ、ＰＣＳ出力推移予測データ、チョッパ出力推移予測データ、及びき電系統設備推移予測データが含まれている。

変電所負荷推移予測データは、変電所１８０の電力負荷および回生電力の（例えば、１秒刻みでシミュレーションされた）推移の予測結果を示したデータとする。蓄電池充放電推移予測データは、蓄電池１１２の充放電の（例えば、１秒刻みでシミュレーションされた）推移の予測結果を示したデータとする。ＰＣＳ出力推移予測データは、ＰＣＳ１１１から出力される電力量の（例えば、１秒刻みでシミュレーションされた）推移の予測結果を示したデータとする。チョッパ出力推移予測データは、チョッパ１１３から出力される電力量の（例えば、１秒刻みでシミュレーションされた）推移の予測結果を示したデータとする。き電系統設備推移予測データは、き電系統設備１３０の消費電力及び回生電力の（例えば、１秒刻みでシミュレーションされた）推移の予測結果を示したデータとする。

また、電気回路計算結果データには、上述した推移予測データを実現するための蓄電池１１２の充放電量の設定や、切替器１１４に対する蓄電池１１２の電力の供給先の切り替えに関する設定等が含まれている。

そして、き電シミュレーション部１５５は、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２に対して、電気回路計算結果データ（き電系統設備１３０の推移予測データを含む）、及び車両走行計算結果データを送信する。同様に、き電シミュレーション部１５５は、駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２に対して、電気回路計算結果データ、及び車両走行計算結果データを送信する。

これにより、負荷予測部３０２は、列車ダイヤが変更された場合に、受け取った電気回路計算結果データに基づいて、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。その後、負荷予測部３０２が、省エネ指標値を達成できると判断した場合、電気回路計算結果データを、運転計画部１５６に受け渡す。

そして、運転計画部１５６が、受け取った電気回路計算結果データ（き電系統設備１３０の推移予測データや、蓄電池１１２の推移予測データや、太陽光発電装置１７０等により発電された電力量を含む）に従って、各種構成を制御するための運転計画を生成する。

運転計画部１５６は、少なくとも現時点における蓄電池１１２の充電量ＳＯＣ（State of Charge）と、負荷予測部３０２、３１２から受け取った、変電所１８０の電力量の推移予測データや、き電系統設備１３０の推移予測データ、各駅設備１０６の推移予測データ、太陽光発電装置１７０の発電電力量の推移予測データ、高圧配電電力量の推移予測データから、き電系統設備１３０、各駅設備１０６、蓄電池１１２および変換器１１４（チョッパ１１３およびＰＣＳ１１１）を制御するための運転計画を作成する。運転計画部１５６は、ピーク電力を削減するために、少なくとも消費電力量がピークとなる時間帯に蓄電池１１２から多くの電力量を供給し、変電所１８０からの供給される電力量を少なくするように、運転計画を作成する。

具体的には、運転計画部１５６は、電気回路計算結果データに従って、き電系統設備１３０を制御するための運転計画を生成し、き電系統ＥＭＳ１５２の制御部３０３に生成した運転計画を受け渡す。

また、運転計画部１５６は、電気回路計算結果データに従って、各駅設備１０６を制御するための運転計画を生成し、駅ＥＭＳ１５３の制御部３１３に生成した運転計画を受け渡す。

さらに、運転計画部１５６は、電気回路計算結果データに従って、蓄電池運転計画を生成し、駅蓄電池制御装置１０４に生成した蓄電池運転計画を受け渡す。

蓄電池運転計画は、３０分毎の蓄電池１１２の充電率目標値の他に、チョッパ出力計画と、ＰＣＳ出力計画と、切替器運転計画と、で構成されている。

チョッパ出力計画は、推移予測を実現するためのチョッパ１１３の充放電電力または電流の目標値や制御タイミング等が示されている。ＰＣＳ出力計画は、推移予測を実現するためのＰＣＳ１１１の充放電電力または電流の目標値や制御タイミング等が示されている。切替器運転計画は、切替えを行うタイミング等が示されている。

駅蓄電池制御装置１０４は、チョッパ出力計画に従ってチョッパ１１３を操作し、ＰＣＳ出力計画に従ってＰＣＳ１１１を操作し、切替器運転計画に従って切替器１１４を操作する。これにより、駅蓄電池制御装置１０４は、蓄電池１１２の充電率が蓄電池運転計画の充電率目標値に追従するように、蓄電池１１２の充放電を制御する。

そして、き電系統ＥＭＳ１５２が省エネ指標値を達成できる旨を応答した後、き電系統ＥＭＳ１５２の制御部３０３は、省エネ指標値を達成するように、き電系統設備１３０の制御を行う。き電系統設備１３０の制御は、例えば列車１０２の空調の停止や温度調整、照明の一部消灯や照度調整、状況が許す場合には、列車１０２の走行速度の調整や、到着時刻や出発時刻の調整、などを行うことが出来る。

本実施形態では、これにより、例えば事故などにより列車ダイヤに変更があった場合など、通常の負荷予測が困難な場合や、より精度の高い予測をしたい場合に、負荷および回生電力の予測を行うことができる。

一方、駅ＥＭＳ１５３は、データ保存部３１１と、負荷予測部３１２と、制御部３１３と、を備える。

データ保存部３１１は、各駅設備１０６、及び駅蓄電池制御装置１０４から送信された状態情報、計測値を保存すると共に、今まで保存してきた状態情報、及び計測値から学習した電力負荷の推移パターンを保持する。

負荷予測部３１２は、データ保存部３１１に保存されている状態情報、計測値、及び推移パターンに基づいて、各駅設備１０６の電力負荷の推移を予測する。これにより、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。

また、負荷予測部３１２は、列車ダイヤが変更された場合に、負荷予測部３０２と同様に、き電シミュレーション部１５５に電力予測命令を出力することで、き電シミュレーション部１５５から、変更された列車ダイヤによる、蓄電池１１２等の推移予測データを受け取る。そして、負荷予測部３０２は、受け取った推移予測データに基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かの判定等を行う。負荷予測部３１２は、省エネ指標値が達成できない場合には、各駅設備１０６等で使用される照明灯を消す等の考慮を行った後に、再度省エネ指標値を達成できるか否かを判定する。

そして、駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２が省エネ指標値を達成できると判断した場合に、その旨を配電ＥＭＳ１５１に通知した後、運転計画の作成するための指令（例えば、各駅設備１０６の電力負荷および回生電力の推移予測データ等でもよい）を、運転計画部１５６に受け渡す。

運転計画部１５６は、負荷予測部３１２から受け取った電気回路計算結果データ（き電系統設備１３０や各駅設備１０６の電力負荷量及び回生電力量の推移予測データや太陽光発電装置１７０等により発電された電力量を含む）に従って、各駅設備１０６を制御するための運転計画を生成し、駅ＥＭＳ１５３の制御部３１３に生成した運転計画を受け渡す。

そして、駅ＥＭＳ１５３の制御部３１３が、運転計画に従って、省エネ指標値を達成するように、各駅設備１０６の制御を行う。

これにより、本実施形態においては、省エネ指標値に基づいて、蓄電池１１２を利用することができると共に、き電系統設備１３０及び各駅設備１０６の制御を実現できる。

さらに、本実施形態では、太陽光発電装置で発電した電力量を考慮して、上述した電力負荷および回生電力を予測したり、太陽光発電装置の発電量を考慮して、運転計画を生成してもよい。

図５は、本実施形態にかかる駅蓄電池制御装置１０４の構成例を示した図である。なお、図１と同じ装置や構成については、同一の符号を割り当て、説明を省略する。

図５に示されるように、駅蓄電池制御装置１０４は、システム状態検出部４０１と、チョッパ制御部４０２と、蓄電池切替部４０３と、ＰＣＳ制御部４０４と、動作決定部４０５と、データ送信部４０６と、データ受信部４０７と、を備えている。

駅・電気鉄道システム１００には、ＰＣＳ（電力変換装置）１１１を介して、太陽光発電装置１７０が接続されている。本実施形態では太陽光発電装置１７０で発電された電力は、変電所１８０で発電された電力と、同様に様々な用途に用いられる。例えば、太陽光発電装置１７０で発電された電力は、各駅設備１０６、又はき電系統設備１３０に利用されたり、蓄電池１１２に蓄電される。また、上述した運転計画も、太陽光発電装置１７０で発電する電力量を考慮した上で生成される。

システム状態検出部４０１は、ＰＣＳ１１１の状態情報（例えば、接続点電圧、消費電力などの状態量）を取得する。また、システム状態検出部４０１は、蓄電池１１２の状態情報（例えば端子電圧、電流、充電量（ＳＯＣ）などの状態量）を取得する。さらに、システム状態検出部４０１は、チョッパ１１３の状態情報（接続点電圧、消費電力などの状態量）を取得する。

そして、システム状態検出部４０１は、受信した状態情報について加工を行った上で、加工された後の状態情報を、チョッパ制御部４０２、蓄電池切替部４０３、ＰＣＳ制御部４０４、動作決定部４０５、データ送信部４０６に受け渡す。そして、データ送信部４０６は、受け渡された状態情報を、電力管理装置１５０に送信する。

動作決定部４０５は、受信した命令、及び状態情報等に基づいて動作モードを選択し、選択された動作モードに従って、チョッパ制御部４０２、蓄電池切替部４０３、及びＰＣＳ制御部４０４に対して、動作モードに対応する各種制御パラメータを送信する。

動作決定部４０５が動作モードを変更するトリガーは、例えば、蓄電池１１２の接続先の切替命令を受け取った場合が考えられる。本実施形態にかかる動作決定部４０５は、受け取った切替命令の切替先に対応した動作モードを選択する。これにより、切替命令に対応した制御が行われることになる。

チョッパ制御部４０２は、システム状態検出部４０１から受け取った状態情報、及び動作決定部４０５から受け渡されるチョッパ制御用パラメータ等に基づいて、チョッパ１１３を制御する。例えば、状態情報として、チョッパ１１３の接続端電圧と電力、動作状態および蓄電池１１２の充電量（ＳＯＣ）などの情報が、チョッパ制御部４０２に受け渡される。

蓄電池切替部４０３は、システム状態検出部４０１から受け取った状態情報、及び動作決定部４０５から受け渡される各種パラメータ等に基づいて、蓄電池１１２を制御する。例えば、状態情報として、蓄電池１１２の充電量（ＳＯＣ）やチョッパ１１３、ＰＣＳ１１１の動作状態などの情報が、蓄電池切替部４０３に受け渡される。また、電力管理装置１５０からの切替命令に従って動作モードが選択された場合、蓄電池切替部４０３は、当該動作モードに基づく切替命令を、切替器１１４に対して送信する。

ＰＣＳ制御部４０４は、システム状態検出部４０１から受け取った状態情報、及び動作決定部４０５から受け渡されるＰＣＳ制御用パラメータ等に基づいて、ＰＣＳ１１１を制御する。例えば、状態情報として、ＰＣＳ１１１の接続点電圧や電力、動作状態および蓄電池１１２の充電量（ＳＯＣ）などの情報が、ＰＣＳ制御部４０４に受け渡される。

データ送信部４０６は、電力管理装置１５０から要求された状態情報を、予め定められた周期あるいは要求命令に応じて、電力管理装置１５０に送信する。

データ受信部４０７は、電力管理装置１５０からの命令を受信する。この命令には、蓄電池１１２の接続先の切替命令が含まれている。さらに、データ受信部４０７は、電力管理装置１５０から、動作決定部４０５、チョッパ制御部４０２、蓄電池切替部４０３、及びＰＣＳ制御部４０４で使用される制御パラメータ等を、予め定められた周期あるいは情報更新時に受信する。そして、受信した命令や制御パラメータは、動作決定部４０５に受け渡される。

図６は、本実施形態の動作決定部４０５の構成例を示した図である。図６に示されるように、動作決定部４０５は、設定データ保存部５０１と、設定データ格納部５０２と、動作モード選択部５０３と、チョッパ制御用パラメータ設定部５０４と、蓄電池切替用パラメータ設定部５０５と、ＰＣＳ制御用パラメータ設定部５０６と、を備える。

設定データ格納部５０２は、データ受信部４０７から（動作決定部４０５、チョッパ制御部４０２、蓄電池切替部４０３、及びＰＣＳ制御部４０４で使用される）制御パラメータ等を受け取り、設定データ保存部５０１に保存する。設定データ保存部５０１に保存された場合、設定データ格納部５０２は、保存されている制御パラメータ等が更新されたことを、動作モード選択部５０３に通知する。

動作モード選択部５０３は、制御パラメータ等が更新された通知を受け付けた場合に、設定データ保存部５０１に保存されている制御パラメータ等に基づいて動作モードを選択する。動作モードを選択する際に、システム状態検出部４０１からの状態情報も判定条件として用いる。動作モードとは、チョッパ制御、蓄電池切り替え、ＰＣＳ制御の各々に対して、制御を行うために予め定められたモードとする。設定データ保存部５０１に保存されている制御パラメータに基づいて動作モードを選択することで、省エネ指標値による省エネルギー化を達成できる。

そして、動作モード選択部５０３は、動作モードを選択し、選択された動作モードと、各種制御パラメータと、をチョッパ制御用パラメータ設定部５０４、蓄電池切替用パラメータ設定部５０５、及びＰＣＳ制御用パラメータ設定部５０６に送信する。

チョッパ制御用パラメータ設定部５０４は、動作モード選択部５０３で選択された動作モードと、各種制御パラメータとを受け取り、必要に応じて動作モードに合致する（チョッパ制御用の）制御パラメータ等を設定データ保存部５０１から読み出し、チョッパ制御用パラメータとして、チョッパ制御部４０２に送信する。

蓄電池切替用パラメータ設定部５０５は、動作モード選択部５０３からの選択された動作モードと、各種制御パラメータとを受け取り、必要に応じて動作モードに合致する（蓄電池切替用の）制御パラメータ等を設定データ保存部５０１から読み出し、状態量比較判別用パラメータとして、蓄電池切替部４０３に送信する。状態量比較判別用パラメータは、充電量ＳＯＣ等と状態を比較するためのパラメータとする。

ＰＣＳ制御用パラメータ設定部５０６は、動作モード選択部５０３からの選択された動作モードと、各種制御パラメータとを受け取り、必要に応じて動作モードに合致する（ＰＣＳ制御用の）制御パラメータ等を設定データ保存部５０１から読み出し、ＰＣＳ制御用パラメータとして、ＰＣＳ制御部４０４に送信する。

図７は、本実施形態にかかるチョッパ制御部４０２の構成例を示した図である。図７に示されるように、チョッパ制御部４０２は、状態情報分配部６０１と、制御量演算部６０２と、制御用パラメータ分配部６０３と、制御量補正部６０４と、で構成されている。

状態情報分配部６０１は、システム状態検出部４０１から送信される状態情報を受け取り、その状態情報を制御量演算部６０２と制御量補正部６０４とに受け渡す。状態情報分配部６０１は、システム状態検出部４０１から送信されてきたチョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄを制御量演算部６０２に受け渡す。また、状態情報分配部６０１は、システム状態検出部４０１から送信される蓄電池の充電量ＳＯＣを、制御量補正部６０４を受け渡す。

制御用パラメータ分配部６０３は、動作決定部４０５から送られてくるチョッパ制御用パラメータを受け取り、そのパラメータを制御量演算部６０２と制御量補正部６０４とに受け渡す。

図７に示される例では、制御用パラメータ分配部６０３は、電圧目標Ｖｒｅｆ、不感帯上下限−ＣｈＶｌ、ＣｈＶｈ、一次遅れ時定数ＣｈＴ、ゲインＣｈＫ、制御信号上下限リミットＰｃｈｒ、チョッパ定格出力、定格電圧を、制御量演算部６０２に送信する。また、制御用パラメータ分配部６０３は、蓄電池の充電量ＳＯＣ、維持目標、放電末、充放電可能最大電力Ｂｍａｘを制御量補正部６０４に送信する。

制御量演算部６０２は、状態情報分配部６０１から送られてくる状態情報と、制御用パラメータ分配部６０３から送られてくるパラメータと、に基づいて、チョッパ１１３の制御量を演算する。図７に示される例では、制御量演算部６０２は、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄを入力する。そして、制御量演算部６０２は、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄから、定格電圧１．５ｋＶを除算する。その後、制御量演算部６０２は、除算された後の接続端電圧Ｖｋｄから目標電圧Ｖｒｅｆ（ｐｕ）を減算し、偏差ΔＶｋを演算する。そして、制御量演算部６０２は、偏差ΔＶｋが不感帯上下限−ＣｈＶｌ、ＣｈＶｈに含まれているか否かを判定する。制御量演算部６０２は、含まれていないと判定した場合に、偏差に対して、一次遅れ系の伝達関数（１／１＋ｔｓ）を用いた演算や、ゲインＫ＝ＣｈＫとの乗算を行った後、制御信号上下限リミット−Ｐｃｈｒ〜Ｐｃｈｒの間に含まれているか中を判定する。制御信号上下限リミット−Ｐｃｈｒ〜Ｐｃｈｒに含まれていると判定した場合に、チョッパ定格出力ＭＷを乗算して導出した値を制御量Ｐｃｈとする。これにより、チョッパの電力命令に伴う制御量Ｐｃｈを得られる。本実施形態では、制御量Ｐｃｈ＜０の場合に、き電線１０７に電力を供給し、制御量Ｐｃｈ＝０の場合に、き電線１０７に電力を供給しない例とする。

そして、制御量補正部６０４は、制御量演算部６０２から送られるチョッパ電力命令の制御量Ｐｃｈに対して、蓄電池１１２の充電状態および最大出力制限に基づく補正を行う。そして、補正後の制御量Ｐｃｈを含むチョッパ電力命令を、チョッパ１１３に送信する。

図７に示す例では、制御量補正部６０４は、チョッパ電力命令に従ってき電線１０７に蓄電池１１２の電力を供給する際、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣが維持目標以下又は放電末以下である場合、チョッパ電力命令の制御量Ｐｃｈを０．０に設定し、き電線１０７に電力供給を行わないようにする。また、チョッパ電力命令に従ってき電線１０７へ蓄電池１１２の電力を供給する際、制御量Ｐｃｈが蓄電池１１２の充放電可能最大電力Ｂｍａｘを超えている場合（Ｐｃｈ＜−Ｂｍａｘ）、制御量Ｐｃｈを充放電可能最大電力Ｂｍａｘに抑えるように補正する（Ｐｃｈ＝−Ｂｍａｘ）。

なお、制御量Ｐｃｈの補正手法は、図７に示される例に制限するものではなく、他の手法を用いても良い。そこで、制御量の補正の変形例について説明する。図８は、変形例にかかるチョッパ制御部７０１の構成例を示した図である。図８に示されるように、チョッパ制御部７０１は、状態情報分配部６０１と、制御量演算部６０２と、制御用パラメータ分配部６０３と、制御量補正部７１１と、で構成されている。なお、本実施形態と同様の構成については、同じ符号を割り当て、説明を省略する。

変形例の制御量補正部７１１は、状態情報分配部６０１からチョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄと蓄電池１１２の充電量ＳＯＣを受け取る。また、制御量補正部７１１は、制御用パラメータ分配部６０３から電圧補償優先判定電圧偏差ＣｈＶＩ２、蓄電池１１２のＳＯＣ維持目標、及び放電末且つ充放電可能最大電力Ｂｍａｘを受け取る。さらに、制御量補正部７１１は、制御量演算部６０２からチョッパ電力命令と、き電電圧偏差ΔＶｋｄを受け取る。そして、制御量補正部７１１は、き電線１０７に電力を供給し（制御量Ｐｃｈ＜０）、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣが放電末よりも大きく（ＳＯＣ＞放電末）、き電電圧偏差ΔＶｋｄが電圧補償優先判定電圧偏差ＣｈＶＩ２を下回るか否かを判定する。

そして、制御量補正部７１１が、き電線１０７に電力を供給し（制御量Ｐｃｈ＜０）、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣが放電末よりも大きく（ＳＯＣ＞放電末）、き電電圧偏差ΔＶｋｄが電圧補償優先判定電圧偏差−ＣｈＶＩ２を下回ると判定した場合（Ｙｅｓ）、ＳＯＣ維持よりも電圧補償を優先させるようにチョッパ電力命令の制御量Ｐｃｈを補正（Ｐｃｈ＝−Ｂｍａｘ）する。

一方、制御量補正部７１１が、き電線１０７に電力を供給し（制御量Ｐｃｈ＜０）、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣが放電末よりも大きく（ＳＯＣ＞放電末）、き電電圧偏差ΔＶｋｄが電圧補償優先判定電圧偏差−ＣｈＶＩ２以上と判定した場合（Ｎｏ）、実施形態と同様に、ＳＯＣ維持目標を満足するようにチョッパ電力命令の制御量Ｐｃｈを補正（Ｐｃｈ＝０．０）する。

次に、本実施形態のＰＣＳ制御部４０４について説明する。図９は、本実施形態にかかるＰＣＳ制御部４０４の構成例を示した図である。図９に示されるように、ＰＣＳ制御部４０４は、制御用パラメータ分配部８０１と、状態情報分配部８０２と、制御量演算部８０３とを備える。

状態情報分配部８０２は、システム状態検出部４０１から送られてくるＰＣＳ制御に必要な状態情報を受け取り、その状態情報を制御量演算部８０３へ送る。本実施形態では、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣを制御量演算部８０３へ送っている。

制御用パラメータ分配部８０１は、動作決定部４０５から送られてくるＰＣＳ制御用パラメータを受け取り、そのパラメータを制御量演算部６０２へ送る。本実施形態では、ＰＣＳ電力計画値Ｐｃｓｐ、蓄電池のＳＯＣ維持目標、放電末と充電末、および充放電可能最大電力Ｂｍａｘを送っている。

制御量演算部８０３は、状態情報分配部６０１から送られてくる状態情報と、制御用パラメータ分配部８０１から送られてくるパラメータと、を用いて、ＰＣＳ１１１の出力電力命令を制御量として演算する。

図９では、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐとチョッパ電力命令の制御量Ｐｃｈとを入力する。そして、制御量演算部８０３は、チョッパ電力命令の制御量Ｐｃｈ≧０であるか否かを判定する（ステップＳ８１１）。制御量Ｐｃｈ＜０であると判定した場合（ステップＳ８１１：Ｎｏ）、き電線１０７へ電力を供給する方向であり、き電線１０７への電力供給を優先させるため、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐを‘０’に設定した後（ステップＳ８２２）、ＰＣＳ１１１への電力指令値Ｐｃｓ＝Ｐｃｓｐを設定して（ステップＳ８２３）、処理を終了する。

その後、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐが‘０’より大きいか否か（ＰＣＳ出力が供給側であるか否か）を判定する（ステップＳ８１２）。

そして、電力を供給する計画値Ｐｃｓｐが‘０’より大きくないと判定した場合（ステップＳ８１２：Ｎｏ）、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐが‘０’より小さいか否か（ＰＣＳ出力が供給側であるか否か）を判定する（ステップＳ８１３）。制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐが‘０’より小さくないと判定した場合（ステップＳ８１３：Ｎｏ）、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐを‘０’に設定した後（ステップＳ８２２）、ＰＣＳ１１１への電力指令値Ｐｃｓ＝Ｐｃｓｐを設定して（ステップＳ８２３）、処理を終了する。

一方、ステップＳ８１３で、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐが‘０’より小さいと判定した場合（ステップＳ８１３：Ｙｅｓ）、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣが充電末より小さいか否かを判定する。充電量ＳＯＣが ‘０’より小さくないと判定した場合（ステップＳ８１５：Ｎｏ）、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐを‘０’に設定した後（ステップＳ８２２）、ＰＣＳ１１１への電力指令値Ｐｃｓ＝Ｐｃｓｐを設定して（ステップＳ８２３）、処理を終了する。一方、充電量ＳＯＣが‘０’より小さいと判定した場合（ステップＳ８１５：Ｙｅｓ）、ステップＳ８１６に処理が進む。

ステップＳ８１２において、電力を供給する計画値Ｐｃｓｐが‘０’より大きいと判定した場合（ステップＳ８１２：Ｙｅｓ）、充電量ＳＯＣが維持目標より大きいか否かを判定する（ステップＳ８１４）。充電量ＳＯＣが維持目標より大きくないと判定した場合（ステップＳ８１４：Ｎｏ）、ＰＣＳ１１１に電力を供給する計画値Ｐｃｓｐを‘０’に設定した後（ステップＳ８２２）、ＰＣＳ１１１への電力指令値Ｐｃｓ＝Ｐｃｓｐを設定して（ステップＳ８２３）、処理を終了する。一方、充電量ＳＯＣが維持目標より大きいと判定した場合（ステップＳ８１４：Ｙｅｓ）、ステップＳ８１６に処理が進む。

そして、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓによる電力が蓄電池１１２の定格以下（Ｐｃｓｐ−Ｐｃｈ≦Ｂｍａｘ）か否かを判定する（ステップＳ８１６）。蓄電池１１２の定格より大きいと判定した場合（ステップＳ８１６：Ｎｏ）、定格以内に収まるように電力を抑制する（Ｐｃｓｐ＝Ｂｍａｘ＋Ｐｃｓ）（ステップＳ８１７）。

そして、ＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓによる電力が蓄電池１１２の定格以下の場合（ステップＳ８１６：Ｙｅｓ）、又は定格以内に収まるように電力を抑制した（ステップＳ８１７）後、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓによる電力が電力定格出力Ｐｃｓｒ以下（｜Ｐｃｓｐ｜≦Ｐｃｓｒ）であるか否かを判定する（ステップＳ８１８）。定格出力Ｐｃｓｒ以下であると判定した場合（ステップＳ８１８：Ｙｅｓ）、ＰＣＳ１１１への電力指令値Ｐｃｓ＝Ｐｃｓｐを設定して（ステップＳ８２３）、処理を終了する。

また、制御量演算部８０３は、ＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓによる電力が電力定格出力Ｐｃｓｒより大きいと判定した場合（ステップＳ８１８：Ｎｏ）、さらにＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓが‘０’より大きいか否かを判定する（ステップＳ８１９）。そして、計画値Ｐｃｐｓが‘０’より大きいと判定した場合（ステップＳ８１９：Ｙｅｓ）、ＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓとして電力定格出力Ｐｃｓｒを設定する（Ｐｃｓｐ＝Ｐｃｓｒ）（ステップＳ８２０）。一方、そして、計画値Ｐｃｐｓが‘０’以下であると判定した場合（ステップＳ８１９：Ｎｏ）、ＰＣＳ１１１の計画値Ｐｃｐｓとして電力定格出力−Ｐｃｓｒを設定する（Ｐｃｓｐ＝−Ｐｃｓｒ）（ステップＳ８２１）。その後、ＰＣＳ１１１への電力指令値Ｐｃｓ＝Ｐｃｓｐを設定して（ステップＳ８２３）、処理を終了する。

次に、蓄電池切替部４０３について説明する。図１０は、本実施形態にかかる蓄電池切替部４０３の構成例を示した図である。図１０に示されるように、蓄電池切替部４０３は、比較判別部９０１と、状態決定部９０２と、信号出力部９０３と、を備える。

比較判別部９０１は、システム状態検出部４０１から送られる蓄電池１１２の充電量ＳＯＣと、動作決定部４０５から送られる状態量比較判別用パラメータと、を受け取る。そして、比較判別部９０１は、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣと状態量比較判別用パラメータとを代入する比較判別式で、切替器１１４の状態を決定するためのパラメータを導出し、状態決定部９０２へ送る。

状態決定部９０２は、比較判別部９０１から送られたパラメータに基づいて、蓄電池１１２を、チョッパ１１３とＰＣＳ１１１とのどちらに接続するのか判定する。本実施形態の状態決定部９０２は、送られてきたパラメータが、予め設定された条件を満足したか否かに基づいて、時間帯毎の切替器１１４の切替先を導き出す。そして、当該時間帯で切替先を信号出力部９０３に送信する。

信号出力部９０３は、状態決定部９０２から切替器１１４の切替先を受け取り、切替先への切替信号を切替器１１４に出力する。

例えば、列車本数が少なく蓄電池１１２が満充電状態の場合、余剰回生電力を回収できるようにするために、列車本数が多くなる時間帯となる前に、蓄電池切替部４０３は、切替器１１４を介して蓄電池１１２の接続先をＰＣＳ１１１側に切り替えて、貯蔵された電力を高配側へ放出させておく。そして、蓄電池１１２を余剰回生電力を回収可能な状態にした後、蓄電池切替部４０３は、切替器１１４を介してチョッパ１１３側へ接続を切り替えさせる。

図１１は、切替器１１４が蓄電池１１２の切替先を、チョッパ１１３とＰＣＳ１１１との間で交互に切り替える場合の動作波形を例示した図である。

まず、期間（１）においては、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄが不感帯内のため、駅蓄電池制御装置１０４は、蓄電池１１２の充放電を行わない。なお、図１１に示す導左派系では、説明を容易にするために、接続端電圧Ｖｋｄが不感帯内に含まれているか否かに基づいて、処理を切り替える例とするが、実際には、図７に示されるように偏差ΔＶｋが不感帯に含まれているか否かに応じて処理を切り替えても良い。なお、図１１に示される例では、１．５（１＋ＣｈＶｈ）〜１．５（１−ＣｈＶｌ２）までが不感帯とする。

期間（２）においては、チョッパ制御部４０２が、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄが、不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部４０２が、チョッパ１１３に対して、余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより、蓄電池１１２が充電され、充電量ＳＯＣが増大する。この際に、蓄電池１１２の充電量ＳＯＣが維持目標を超えたものとする。

期間（３）においては、充電量ＳＯＣが維持目標を超えているが、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄが不感帯内であるため、チョッパ制御部４０２が、チョッパ１１３に対して、蓄電池１１２からき電線１０７に電力供給をしないよう制御する。

期間（４）においては、接続端電圧Ｖｋｄが不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部４０２は、チョッパ１１３に対して、蓄電池１１２が余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより、蓄電池１１２が充電され、充電量ＳＯＣが上昇する。この際に、蓄電池１１２の充電量が充電末を超えたものとする。そこで、駅蓄電池制御装置１０４の蓄電池切替部４０３が、切替器１１４を制御して、ＰＳＣ１１１と、蓄電池１１２と、の間の接続をオフからオンに切り替えさせる。

期間（５）においては、充電量ＳＯＣが充電末を超えているが、接続端電圧Ｖｋｄが不感帯内であるため、駅蓄電池制御装置１０４の蓄電池切替部４０３が、切替器１１４を制御して、チョッパ１１３と蓄電池１１２の接続をオンからオフに切り替えて、ＰＣＳ１１１が各駅設備１０６へ電力供給を行う。その結果、蓄電池１１２が放電されて、充電量ＳＯＣが下降する。

期間（６）においては、接続端電圧Ｖｋｄは不感帯内であるが、充電量ＳＯＣが維持目標を超えており、チョッパ１１３と蓄電池１１２とが接続されておらず、ＰＳＣ１１１と蓄電池１１２とが接続されている。このため、駅蓄電池制御装置１０４は、蓄電池１１２からＰＣＳ１１１を介して各駅設備１０６に電力供給を継続するように制御する。その結果、蓄電池１１２が放電されて、充電量ＳＯＣがさらに下降し、維持目標を下回る。このため、駅蓄電池制御装置１０４の蓄電池切替部４０３は、切替器１１４を介して、蓄電池１１２の接続先を、ＰＣＳ１１１から、チョッパ１１３に切り替える。

期間（７）においては、充電量ＳＯＣが維持目標を下回っているが、接続端電圧Ｖｋｄは不感帯内であるため、駅蓄電池制御装置１０４のチョッパ制御部４０２は、チョッパ１１３がき電線１０７からの電力を蓄電池１１２に貯めるように制御を行わない。

期間（５）〜期間（７）に行われる制御により、充電末の蓄電池１１２を放電させることができ、蓄電池１１２に余剰回生電力を貯めさせるよう制御を行うことができる。

上述した処理を行うことで、き電系統設備１３０で生じた回生余剰電力の回収を行うことで、変電所１８０からの電力をピークカットさせることができる。

図１２は、本実施形態の駅蓄電池制御装置１０４による制御で実行されるピークカットの例を示した図である。図１２に示される例では、需要電力１２０１を満たすように、受電電力と、放電電力とを組み合わせる必要がある。このため、放電電量を利用しない場合に、ピーク時には受電電力Ｗｈ₁が消費されることになる。しかしながら、本実施形態においては、ピーク時以外に、駅蓄電池制御装置１０４が、回生余剰電力を、充電電力１２０３として、蓄電池１１２に蓄電する制御を行うこととした。そして、ピーク時には、駅蓄電池制御装置１０４が、蓄電池１１２から放電電力１２０２を、き電系統設備１３０又は各駅設備１０６に供給するように制御する。これにより、ピーク時で受電電力Ｗｈ₂に抑止することができる。

次に、本実施形態にかかる電力管理装置１５０における、電力の運用計画に従って制御するまでの処理について説明する。図１３は、本実施形態にかかる電力管理装置１５０における上述した処理の手順を示すフローチャートである。

まず、電力管理装置１５０の配電ＥＭＳ１５１は、き電系統ＥＭＳ１５２又は駅ＥＭＳ１５３を介して、蓄電池１１２に貯められる回生余剰電力を取得する（ステップＳ１３０１）。

次に、配電ＥＭＳ１５１は、鉄道ＥＭＳ１１０からの省エネ指標値を、き電系統ＥＭＳ１５２と駅ＥＭＳ１５３とに配分した上で、変電所１８０からの受電電力の上限を設定する（ステップＳ１３０２）。

そして、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２が、運行管理システム１６０から、ダイヤ計画の変更を受信したか否かを判定する（ステップＳ１３０３）。

ダイヤ計画の変更を受信していないと判定した場合（ステップＳ１３０３：Ｎｏ）、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２が、データ保存部に保存されている各種データに基づいて、き電系統設備１３０の電力負荷量および回生電力量の推移予測データを生成して、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できるような、き電系統設備１３０の電力負荷量および回生電力量の時間推移に伴う推移予測データを導出する（ステップＳ１３０４）。同様に、駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２は、配電ＥＭＳ１５１から送信されてきた省エネ指標値を達成できるような、各駅設備１０６の電力負荷量の時間推移に伴う推移予測データを導出する。

運転計画部１５６は、各構成の電力負荷量及び回生電力量等の推移予測データに合うように、各構成の電力量の運転計画を導出する（ステップＳ１３０５）。

その後、配電ＥＭＳ１５１が、運転計画に従って制御された場合に、受電電力上限を逸脱しているか否かを判定する（ステップＳ１３０６）。配電ＥＭＳ１５１が、逸脱していると判定した場合（ステップＳ１３０６：Ｎｏ）、配電ＥＭＳ１５１が、省エネ指標値の配分を変更、又は充電電力の上限を修正した後（ステップＳ１３０７）、ステップＳ１３０４の処理から行う。

一方、配電ＥＭＳ１５１が、逸脱していないと判定した場合（ステップＳ１３０６：Ｙｅｓ）、ステップＳ１３１２に遷移する。

一方、ダイヤ計画の変更を受信したと判定した場合（ステップＳ１３０３：Ｙｅｓ）、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２は、き電シミュレーション部１５５に対して、電力予測命令を送信する（ステップＳ１３０８）。同様に、駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２も、き電シミュレーション部１５５に対して、電力予測命令を送信している。

そして、き電シミュレーション部１５５が、変更されたダイヤ計画データ等に基づいて、き電系統設備１３０、各駅設備１０６等を含む各構成の電力負荷及び回生電力の推移を示した推移予測データを生成する（ステップＳ１３０９）。

き電シミュレーション部１５５は、推移予測データを、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２、及び駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２に出力する（ステップＳ１３１０）。そして、き電系統ＥＭＳ１５２の負荷予測部３０２、及び駅ＥＭＳ１５３の負荷予測部３１２は、推移予測データを運転計画部１５６に受け渡す。

そして、運転計画部１５６が、変電所１８０からの受電電力の上限を考慮して、入力された推移予測データ（例えば、１日あたりの電力負荷、回生電力の推移パターン）に基づいて、各構成の運用計画を作成する（ステップＳ１３１１）。

そして、き電系統ＥＭＳ１５２の制御部３０３、駅ＥＭＳ１５３の制御部３１３、及び駅蓄電池制御装置１０４が、作成された運転計画に従って、各種構成（例えば、駅蓄電池システム１０３、き電系統設備１３０、及び駅蓄電池システム１０３）の制御を行う（ステップＳ１３１２）。

これにより、１日の運用計画に従って、蓄電池１１２の充放電が行われる。図１４は、本実施形態にかかる電力管理装置１５０の作成した充放電スケジュールに従って、駅蓄電池制御装置１０４が制御した結果を例示した図である。

図１４に示されるように、回生余剰電力が生じている場合には、電力負荷に対する受電電力が低減される。さらに、余裕のある時間帯１４１１で蓄電池１１２に電力を充電することで、ピーク時に、蓄電池１１２に貯められた電力を利用することができる。

図１５は、図１４に示される電力の利用時における蓄電池１１２の充電量ＳＯＣの遷移を示した図である。図１５に示されるように、電力管理装置１５０の作成した充放電スケジュールに従って、駅蓄電池制御装置１０４が、６時〜８時までの間に蓄電池１１２の充電を行うように制御することで、充電量ＳＯＣを向上させる。その後、ピーク時に該当する１６時〜１９時の間に、蓄電池１１２の放電を行うように制御することで、充電量ＳＯＣを低減させる。当該制御を毎日繰り返すことで、毎日の電力のピークカットを行うことができる。

図１６は、３０分単位の受電電力量の積算値の遷移を示した図である。図１６に示されるように、受電電力量に、チョッパ１１３からの蓄電池１１２の放電電力量とＰＣＳ１１１からの出力電力量とを組み合わせることで、需要電力量を満たしている。

上述した実施形態では、切替器１１４が、蓄電池１１２の接続先をＰＣＳ１１１又はチョッパ１１３に切り替える例について説明した。しかしながら、切替器１１４が、蓄電池１１２の接続先をＰＣＳ１１１又はチョッパ１１３に切り替える例に制限するものではない。そこで、変形例として、切替器１１４による切替を行わない例について説明する。

図１７は、変形例にかかる駅蓄電池システムの構成例を示した図である。図１７に示されるように、駅蓄電池システム１７０１は、ＰＣＳ１１１、チョッパ１１３、及び蓄電池１１２で構成される。そして、ＰＣＳ１１１、チョッパ１１３、及び蓄電池１１２の間を同時に接続することで、蓄電池１１２は、ＰＣＳ１１１、及びチョッパ１１３に対して同時に電力を供給することができる。なお、他の構成については、上述した実施形態と同様として説明を省略する。

図１８は、変形例にかかる駅蓄電池システム１７０１を動作させた場合の各構成の動作波形を例示した図である。

まず、期間（１）においては、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄが不感帯内のため、駅蓄電池制御装置１０４は、蓄電池１１２の充放電を行わない。

期間（２）においては、チョッパ制御部４０２が、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄが、不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部４０２が、チョッパ１１３に対して、余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより充電量ＳＯＣは上昇するが、維持目標まで達しないものとする。

期間（３）においては、チョッパ１１３の接続端電圧Ｖｋｄが不感帯を下回っているが、充電量ＳＯＣが維持目標を超えていないため、チョッパ制御部４０２が、チョッパ１１３に対して、蓄電池１１２からき電線１０７に電力供給をしないよう制御する。

期間（４）においては、接続端電圧Ｖｋｄが不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部４０２は、チョッパ１１３に対して、蓄電池１１２が余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより、蓄電池１１２が充電され、充電量ＳＯＣが上昇する。この際に、蓄電池１１２の充電量が維持目標を超えたものとする。

期間（５）においては、充電量ＳＯＣが維持目標を超えているが、接続端電圧Ｖｋｄが不感帯内であるため、チョッパ１１３を介した電力の供給は‘０’となる。一方、充電量ＳＯＣは、維持目標を超えているので、駅蓄電池制御装置１０４は、ＰＣＳ１１１から蓄電池１１２の電力を各駅設備１０６に供給するよう制御する。その結果、蓄電池１１２が放電されて、充電量ＳＯＣが下降する。

期間（６）においては、接続端電圧Ｖｋｄは不感帯を下回っており、且つ充電量ＳＯＣが維持目標に達していないが、駅蓄電池制御装置１０４が、き電系統設備１３０の電圧の維持のために、蓄電池１１２からき電線１０７に電力を供給する。

また、本変形例では、切替器を設けない例について説明したが、切替器を設けた上で、当該切替器が、蓄電池１１２、ＰＣＳ１１１、及びチョッパ１１３を同時に接続するように切替を行っても良い。この場合に行われる制御は、変形例と同様のため、説明を省略する。

なお、事故時など列車ダイヤが変更された際に、運行管理システムなどから列車ダイヤを受信する構成とすれば、変更された列車ダイヤに基づくき電シミュレーションを行うことができ、ダイヤ乱れ時における負荷電力および回生電力の予測が可能となる。

本実施形態では、これにより、例えば事故などにより列車ダイヤに変更があった場合など、通常の負荷予測が困難な場合や、より精度の高い予測をしたい場合に、負荷および回生電力の予測を行うことができる。

上述した実施形態及び変形例によれば、駅蓄電池システムを構成する機器の状態を把握して、チョッパにより発生する余剰回生電力を可能な限り回収し、ＰＣＳとチョッパの協調制御により蓄電池の充電量を維持しながら、走行車両や駅負荷への電力供給を行うことができる。これにより、駅や変電所の受電電力ピークを抑え、さらに変電所からの受電電力量を低減させることができる。

上述した実施形態及び変形例によれば、機器の状態に応じて、駅蓄電池システムの蓄電池の接続先をＰＣＳ及びチョッパのいずれか一つ以上に切替を行うことで、余剰回生電力を効率良く蓄電池に蓄積し、必要に応じて各駅設備やき電系統設備に電力を供給可能とした。これにより、蓄電池に蓄電された電力を効率的に利用できる。

上述した実施形態及び変形例によれば、電力管理装置は、ダイヤの変更が生じた場合に、き電シミュレーション部１５５が変更されたダイヤに基づいたシミュレーションを行い、当該シミュレーション結果を考慮して、き電系統設備１３０や蓄電池１１２を制御するため、蓄電池１１２やき電系統設備１３０の効率的な制御を実現できる。これにより、ピーク時における消費電力量の低減等を図ることができる。

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。これら新規な実施形態は、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ともに、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。

１００…駅・電気鉄道システム、１０２…列車、１０３…駅蓄電池システム、１０４…駅蓄電池制御装置、１０５…配電系統、１０６…各駅設備、１０７…き電線、１０８…変換器、１０９…受電変圧器、１１０…鉄道ＥＭＳ、１１２…蓄電池、１１３…チョッパ、１１４…切替器、１１６…配電変圧器、１３０…き電系統設備、１５０…電力管理装置、１５１…配電ＥＭＳ、１５２…き電系統ＥＭＳ、１５３…駅ＥＭＳ、１５４…通信制御部、１５５…き電シミュレーション部、１５６…運転計画部、１６０…運行管理システム、１７０…太陽光発電装置、１８０…変電所、３０１…データ保存部、３０２…負荷予測部、３０３…制御部、３１１…データ保存部、３１２…負荷予測部、３１３…制御部、４０１…システム状態検出部、４０２…チョッパ制御部、４０３…蓄電池切替部、４０４…ＰＣＳ制御部、４０５…動作決定部、４０６…データ送信部、４０７…データ受信部、５０１…設定データ保存部、５０２…設定データ格納部、５０３…動作モード選択部、５０４…チョッパ制御用パラメータ設定部、５０５…蓄電池切替用パラメータ設定部、５０６…ＰＣＳ制御用パラメータ設定部、６０１…状態情報分配部、６０２…制御量演算部、６０３…制御用パラメータ分配部、６０４…制御量補正部、７０１…チョッパ制御部、７１１…制御量補正部、８０１…制御用パラメータ分配部、８０２…状態情報分配部、８０３…制御量演算部、９０１…比較判別部、９０２…状態決定部、９０３…信号出力部、１７０１…駅蓄電池システム、１８０１…列車走行算出部、１８０２…電気回路計算部、１８０３…電気回路計算入力データ記憶部。

Claims (3)

1. 直流系統との間で電力の受け取り及び回生電力の受け渡しを行って力行する車両と、前記直流系統を介して前記車両から生じた回生電力を蓄電し、蓄電された電力を放電可能な蓄電装置と、を備える制御システムに設けられた制御装置であって、
   前記車両の前記駅設備からの発着が示されたダイヤ計画情報を受信する受信部と、
   前記ダイヤ計画情報に従って前記車両が走行した際に、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移を算出し、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測する推測部と、
   前記推測部により推測された前記蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置を制御する制御部と、
   を備える制御装置。
2. 前記車両がダイヤ通りに運行された場合の消費電力量及び回生電力量の推移を表した推移パターンを保持する保存部をさらに備え、
   前記制御部は、前記受信部がダイヤの変更を受信しなかった場合に、前記保存部に保存された前記推移パターンに基づいて、前記蓄電装置を制御し、前記受信部がダイヤの変更とともに前記ダイヤ計画情報を受信した場合に、前記推測部により推測された、前記蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置を制御する、
   請求項１に記載の制御装置。
3. 前記蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置の充電及び放電を行うスケジュールが示された運行計画を生成する計画部を、さらに備え、
   前記制御部は、当該運行計画に従って前記蓄電装置を制御する、
   請求項１又は２に記載の制御装置。

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