JP2017076422A - 需給制御装置、充放電制御装置、蓄電装置、需給制御システムおよび需給制御方法 - Google Patents

需給制御装置、充放電制御装置、蓄電装置、需給制御システムおよび需給制御方法 Download PDF

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Abstract

【課題】電力調達コストを抑制することができる需給制御装置を得ること。
【解決手段】配電線からの充電および配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムにおける、それら複数の蓄電装置のそれぞれの充放電を、受信される充放電指令に基づいてそれぞれ制御する複数の充放電制御装置と通信する需給制御装置１２であって、将来の買電コスト、配電線の負荷および配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する充放電指令を算出する計画充放電指令算出部２３３と、充放電指令に基づいて買電計画を作成する買電計画出力部２３４と、を備える。
【選択図】図２

Description

本発明は、需給制御装置、充放電制御装置、蓄電装置、需給制御システムおよび需給制御方法に関する。
近年、スマートコミュニティーのように、コミュニティー全体で電力の有効活用を図る技術が検討されている。このようなコミュニティーにおいて、電力価格に基づいてコミュニティー内に分散して設置される電源装置やエネルギー貯蔵装置の運用計画を作成する技術が例えば特許文献１に開示されている。
特許第３９８０５４１号公報
一方、時間帯ごとの電力料金の差を利用して電力料金を抑えたり、太陽光などの自然エネルギーを用いた発電による出力の変動を吸収したりするために用いる、定置用蓄電池システムの必要性が高まっている。
コミュニティー全体で電力の有効活用を図る場合、コミュニティー内に定置用蓄電池システムが複数設置されることになる。上記特許文献１に記載の技術では、電力価格に基づいて最適な運用計画が作成されるが、定置用蓄電池システム等の蓄電池システムの充放電を行うことにより寿命が短縮されることによるコスト増や蓄電ロスによるコスト増等については考慮されていない。このため、特許文献１に記載の技術により作成される運用計画は、実際の電力調達コストを最小化するものではない可能性があるという問題があった。
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、電力調達コストを抑制することができる需給制御装置、蓄電装置、充放電制御装置、需給制御システムおよび需給制御方法を得ることを目的とする。
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、配電線からの充電および前記配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムにおける、それら複数の蓄電装置のそれぞれの充放電を、受信される充放電指令に基づいてそれぞれ制御する複数の充放電制御装置と通信する需給制御装置であって、将来の買電コスト、前記配電線の負荷および前記配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに前記複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する計画充放電指令算出部と、前記充放電指令に基づいて買電計画を作成する買電計画出力部と、を備えることを特徴とする。
この発明によれば、電力調達コストを抑制することができる、という効果を奏する。
図１は、本発明にかかる需給制御システムの構成例を示す図である。 図２は、需給制御装置の構成例を示す図である。 図３は、需給制御装置として機能する計算機システムの構成例を示す図である。 図４は、買電計画の作成処理手順の一例を示すフローチャートである。 図５は、自然放電ロスを説明するための図である。 図６は、充放電ロスを説明するための図である。 図７は、買電計画の一例を示す概念図である。 図８は、充放電制御処理手順の一例を示すフローチャートである。 図９は、ある時間帯の第１の基準蓄電量および第２の基準蓄電量の一例を示す図である。 図１０は、Ｐi（Δｘ）の一例を示す図である。
以下に、本発明にかかる需給制御装置、充放電制御装置、蓄電装置、需給制御システムおよび需給制御方法の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
実施の形態．
図１は、本発明にかかる需給制御システムの構成例を示す図である。図１において、電圧制御機器１は、配電用変圧器としてのＬＲＴ（Load Ratio Control Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）である。電圧制御機器１の二次側には母線２が接続されている。母線２には例えば２本の配電線４−１，４−２が並列に接続されている。
本実施の形態の需給制御システムは、地域全体で電力を管理する例えばスマートコミュニティーのような地域の電力の需給を制御するシステムである。図１の計測装置１１は、地域の管轄と電力事業者の管轄との境界となる箇所に設置され、この地域へ入力される電力とこの地域から出力する電力とを計測する。
配電線４−１は、その一端が遮断器３−１を介して母線２に接続されている。配電線４−１上の複数箇所には、配電線４−１の電圧および潮流を計測する電圧潮流計測装置１０がそれぞれ設置されている。すなわち、電圧潮流計測装置１０は、配電線４−１に接続され、その接続箇所における電圧および潮流を計測し、その計測値を計測情報として出力する。電圧潮流計測装置１０は、電圧および潮流を例えば一定周期（例えば１秒ごと）に計測し、計測した結果の所定時間（例えば１分間）の平均値を計測情報として送信する。電圧潮流計測装置１０は通信機能を有し、通信ネットワーク１３に接続されている。電圧潮流計測装置１０は、通信ネットワーク１３を介して、例えば定期的に計測情報を需給制御装置１２に送信する。
配電線４−２は、その一端が遮断器３−２を介して母線２に接続されている。配電線４−１上の複数箇所には、配電線４−２の電圧および潮流を計測する電圧潮流計測装置１０がそれぞれ設置されている。
通信ネットワーク１３は、例えばインターネット等であるが、専用線であってもよく通信ネットワーク１３の形態に特に制約はない。また、ここでは、電圧潮流計測装置１０を備える構成を例に説明するが、電圧潮流計測装置１０を備えていなくてもよい。
配電線４−１には、発電機８および蓄電装置６が接続される。また、配電線４−２には、発電機９および蓄電装置７が接続される。蓄電装置６は充放電制御装置１６と接続され、蓄電装置７は充放電制御装置１７と接続される。充放電制御装置１６，１７は、通信ネットワーク１３を介して需給制御装置１２に接続される。充放電制御装置１６，１７は、需給制御装置１２からの充放電指令に基づいて蓄電装置６，７の充放電をそれぞれ制御する。図１では、充放電制御装置１６と蓄電装置６を別に備える構成例を示したが、充放電制御装置１６と蓄電装置６は一体化され、１つの蓄電装置として構成されていてもよい。同様に、充放電制御装置１７と蓄電装置７も一体化されていてもよい。なお、図１の構成例は一例であり、各配電線に接続される発電機および蓄電装置の数は図１の例に限定されない。また、配電線４−１，４−２には、図示は省略するが、負荷が接続される。
需給制御装置１２は、地域の買電計画を策定するとともに、地域内の蓄電装置６，７の充放電の指令値を決定し、決定した指令値を充放電指令として通信ネットワーク１３経由で、充放電制御装置１６，１７に送信する。需給制御装置１２は、地域内に設置されてもよいし、地域外に設置されてもよい。
図２は、需給制御装置１２の構成例を示す図である。図２に示すように、需給制御装置１２は、送受信部２１、記憶部２２、買電計画出力部２３、充放電制御部２４および実績評価部２５を備える。買電計画出力部２３は、負荷発電量予測部（計画負荷発電量予測部）２３１、第１の評価関数計算部２３２、計画充放電指令算出部２３３および買電計画出力部２３４を備える。充放電制御部２４は、負荷発電量予測部２４１、第２の評価関数計算部２４２および充放電指令算出部２４３を備える。記憶部２２には、買電計画出力部２３により作成された買電計画データ２２１、コストデータ２２２および設備データ２２３が格納される。買電計画データ２２１は、買電計画出力部２３により作成された買電計画をデータとして格納したものである。コストデータ２２２は、電気事業者ごとの各時間帯の電気料金、蓄電装置６，７ごとの寿命に関するコストを算出するためのパラメータ等であり、コストを算出するためのデータである。電気料金は、一般に時間帯ごとに電気料金が異なり、また電気事業者によっても電気料金が異なる。ここでは、３０分単位で電気事業者を選択できるとし、３０分ごとの各電気事業者の電気料金が格納されているとする。設備データ２２３は、地域が管理する配電系統内の各設備（発電機８，９や図示しない負荷等）に関する情報（定格容量等）や後述の送電ロスの算出に用いるための抵抗値等の配電系統内の構成に関するデータである。
需給制御装置１２は、具体的には、計算機システム（コンピュータ）である。この計算機システム上で需給制御プログラムが実行されることにより、計算機システムが需給制御装置１２として機能する。図３は、本実施の形態の需給制御装置１２として機能する計算機システムの構成例を示す図である。図３に示すように、この計算機システムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。
図３において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等であり、本実施の形態の需給制御プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボードやマウスなどで構成され、計算機システムのユーザーが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random Access Memory），ＲＯＭ（Read Only Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム，処理の過程で得られた必要なデータ，などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、計算機システムのユーザーに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、ＬＡＮ（Local Area Network）などのネットワークとの接続の機能を有し、充放電指令を充放電制御装置１６，１７へ送信し、電圧潮流計測装置１０、計測装置１１から計測値を受信する。また、出力部１０６は、プリンターなどで構成され、処理結果を外部へ出力するための機能を有している。なお、図３は、一例であり、計算機システムの構成は図３の例に限定されない。例えば、出力部１０６を備えていなくてもよい。
ここで、本発明にかかる需給制御プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例について説明する。上述した構成をとる計算機システムには、たとえば、ＣＤ（Compact Disc）−ＲＯＭ／ＤＶＤ（Digital Versatile Disc）−ＲＯＭドライブ（図示せず）にセットされたＣＤ−ＲＯＭ／ＤＶＤ−ＲＯＭから、需給制御プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、需給制御プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された需給制御プログラムが記憶部１０３の所定の場所に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の需給制御作成処理を実行する。
なお、本実施例においては、ＣＤ−ＲＯＭ／ＤＶＤ−ＲＯＭを記録媒体として、需給制御作成処理を記述したプログラム（需給制御プログラム）を提供しているが、これに限らず、計算機システムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
図２の買電計画出力部２３、充放電制御部２４および実績評価部２５は、図３の制御部１０１に含まれる。図２の記憶部２２は、図３の記憶部１０３である。図２の送受信部２１は、図３の通信部１０５に含まれる。
次に、本実施の形態の買電計画の作成処理について説明する。図４は、本実施の形態の買電計画の作成処理手順の一例を示すフローチャートである。図４は、説明の簡略化のため、地域が電気を購入する電気事業者は１つであるとした例を示している。図４に示すように、まず、負荷発電量予測部２４１は、翌日などの将来の配電系統の負荷／発電量分布を例えば３０分ごとに予測する（ステップＳ１）。ここでは、買電計画を１日単位で決定するとし、毎日例えば一定の時間に翌日の一定期間（例えば、２４時間）の買電計画の作成処理を実施する。また、ここでは、電気料金が決定される単位を３０分とし、買電計画として、３０分ごとの買電量および該時間帯の電気の供給元となる電気事業者を算出する。なお、買電計画を作成する一定期間は２４時間（１日）でなくてもよく、また、買電計画として買電量が決定される時間単位も３０分に限定されない。
負荷／発電量分布の予測方法については、特に制約はないが、例えば、設備データ２２３、天気予報に基づく太陽光発電量の予測値等に基づいて負荷／発電量分布を予測する。
次に、計画充放電指令算出部２３３は、蓄電装置６，７の充放電指令（翌日の３０分ごとの充放電指令２４時間分）の指令量の初期値（各時間帯ごとの指令量の初期値）および蓄電量の初期値（買電計画の始点となる時刻の蓄電量）を設定する（ステップＳ２）。充放電指令量の初期値は、最適解を求める際に充放電指令量が順次変更されるため、任意の値を設定することができる。蓄電量の初期値は、どのような値を用いてもよいが、例えば、作成対象の買電計画の１つ前（１日前）の買電計画を計算した際の、最後の時刻の蓄電量を求めて保持しておき、保持した値を蓄電量の初期値として用いてもよい。または、充放電制御装置１６，１７が通信ネットワーク１３経由で、蓄電装置６，７のＳＯＣ（State Of Charge）等の蓄電量に関する計測情報を需給制御装置１２に送信するように構成し、需給制御装置１２がこれら充放電制御装置１６，１７から受信したＳＯＣ等に基づいて蓄電量の初期値を設定してもよい。
そして、第１の評価関数計算部２３２は、後述する第１の評価関数を計算する（ステップＳ３）。計画充放電指令算出部２３３は、所定の最適解算出アルゴリズムを用いて潮流計算を行い、第１の評価関数の値を最小にする充放電指令（最適解）を算出する。計画充放電指令算出部２３３は、最適解算出アルゴリズムにおける終了条件を満たすか否かを判断し（ステップＳ４）、終了条件を満たさない場合（ステップＳ４ Ｎｏ）、最適解算出アルゴリズムに基づいて充放電指令量を変更し（ステップＳ５）、ステップＳ３に戻る。終了条件としては、例えば所定回数の探索を行ったか否かの条件を用いることができる。
終了条件を満たした場合（ステップＳ４ Ｙｅｓ）、計画充放電指令算出部２３３は、第１の評価関数の値を最小とする充放電指令量を計画充放電指令量として決定する（ステップＳ６）。そして、買電計画出力部２３４は、計画充放電指令に基づいて買電計画を決定し、記憶部２２に買電計画データ２２１として格納する（ステップＳ７）。
複数の電気事業者の電気料金について考慮する場合は、例えば、あらかじめ単位時間（３０分）ごとに、最も電気料金の安い電気事業者を求めておき、この結果を用いて後述の第１の評価関数を計算することができる。または、上述の最適解算出アルゴリズムにおいて、充放電指令だけでなく電気事業者ごとの単位時間あたりの単価についても変数として含めて第１の評価関数を最小にする最適解（充放電指令および単位時間ごとの電気事業者）を求めるようにしてもよい。
次に、第１の評価関数について説明する。本実施の形態では、地域内の蓄電装置の寿命が短縮されることによるコスト増、蓄電ロスによるコスト増、配電系統の送電ロスによるコスト増等を含めて電力調達コストを精度よく評価することにより、実際の電力調達コストを抑制した買電計画を作成する。この電力調達コストを評価するために用いるのが第１の評価関数である。本実施の形態では、第１の評価関数は、コストを表すとし、関数の値は例えば、円とする。通貨の単位は円に限定されない。
第１の評価関数Ｆ１を、以下の式（１）で定義する。
Ｆ１＝ＣB＋ＣNA＋ＣL＋ＣDI＋ＣCB＋ＣCC＋ＣFIB …（１）
ＣB：買電コスト
ＣNA：自然放電ロスコスト
ＣL：蓄電池寿命コスト
ＣDI：送電ロスコスト
ＣCB：充放電ロスコスト
ＣCC：蓄電装置の冷却電力／制御電力によるコスト
ＣFIB：後述のインバランスペナルティの実績を反映させたペナルティコスト
なお、ＣFIBについては、考慮しなくてもよい。
ＣB（買電コスト）は、電気事業者から購入する際の電気料金であり、以下の式（２）で表すことができる。なお、電気料金の単価（３０分単位）は、時間帯ごとに電気事業者を選択する場合には、時間帯ごとに対応する電気事業者の電気料金の単価（３０分単位）を以下の式（２）で用いる。電気料金の単価（３０分単位）は、コストデータ２２２として記憶部２２に格納されている。
ＣB＝Σt（電気料金の単価（３０分単位）×買電量（３０分単位））
…（２）
上記式（２）のΣtは、２４時間分の和を表す。
なお、買電量については、以下の式（３）により決定することができる。
買電量＝Σ負荷−Σ発電量＋Σ充電量―Σ放電量＋Σ送電ロス …（３）
上記式（３）におけるΣは、対応する設備の個数分の和を示す。したがって、３０分ごとの買電量を、充放電指令量（充放電量）を変更するたびに、上記式（３）に基づいて計算することができる。
ＣNA（自然放電ロスコスト）は、蓄電装置の自然放電により減少する蓄電量（ロス）に対応するコストである。自然放電ロスは、各蓄電装置の蓄電量に依存した関数となる。ここでは、自然放電ロスは各蓄電装置の蓄電量に比例すると仮定する。図５は、自然放電ロスを説明するための図である。図５において、横軸は時間を示し、縦軸は蓄電量を示す。自然放電による単位時間当たり（ここでは３０分あたりとする）の減少率（以下、自然放電率という）をＮＲとし、蓄電量をＳ0とすると自然放電ロスは、以下の式（４）で表すことができる。
ＳNA＝ＮＲ×Ｓ0 …（４）
地域内に複数の蓄電装置がある場合、ｉ番目の蓄電装置の自然放電率をＮＲ（ｉ）とし、ｉ番目の蓄電装置の時刻ｔの蓄電量をＳ0（ｉ，ｔ）とすると、ＣNAは、以下の式（５）で表すことができる。蓄電装置ごとの自然放電率ＮＲ（ｉ）は、設備データ２２３またはコストデータ２２２として記憶部２２に格納されている。
ＣNA＝ΣtΣi（α×ＮＲ（ｉ）×Ｓ0（ｉ，ｔ）） …（５）
上記式（５）のΣiは、地域内の蓄電装置の数分の和を表し、Σtは、２４時間分の和を表す。αは、自然放電ロスをコストに換算するための比例定数であり、例えば、電気料金の単価（３０分単位）を用いることができるが、電気料金の単価（３０分単位）をそのまま用いるのではなく、２４時間の電気料金の単価（３０分単位）等を用いてもよい。
ＣL（蓄電池寿命コスト）は、蓄電装置の寿命が短くなることにより増加するコストである。ここでは、ＣLとして以下の２つを考慮する。なお、蓄電池寿命コストの算出方法は、下記の方法に限定されず、（ａ）、（ｂ）のいずれか一方のみを考慮してもよいし、下記（ａ）、（ｂ）以外のコストを考慮してもよい。
（ａ）総充放電量に依存するコスト：
蓄電装置は充放電を繰り返すにつれ、徐々に最大充電電力が小さくなっていき（蓄電装置の劣化）、やがて交換の必要が出てくるため、大きなコストが発生する。ここでは、蓄電装置ごとに充電指令量に比例するコストＣL1として以下の式（６）により求める。β（ｉ）は、ｉ番目の蓄電装置についての比例定数である。β（ｉ）は、蓄電装置の価格や平均寿命等によりあらかじめ決定され、コストデータ２２２として記憶部２２に格納されている。
ＣL1＝ΣtΣi｛β（ｉ）×充電指令量（３０分単位）｝ …（６）
（ｂ）高電圧／充放電速度に依存するコスト：
満充電に近い状態では蓄電装置の蓄電池セルが高電圧となっており、ここで充放電速度が速いと、蓄電池の劣化が加速する。ここでは、蓄電装置ごとに蓄電量×充放電指令量の絶対値に比例するコストＣL2して以下の式（７）より求める。γ（ｉ）は、ｉ番目の蓄電装置についての比例定数である。γ（ｉ）は、蓄電装置の価格や平均寿命等によりあらかじめ決定され、コストデータ２２２として記憶部２２に格納されている。
ＣL2＝ΣtΣi｛γ（ｉ）×｜充放電指令量（３０分単位）｜×蓄電量｝
…（７）
ＣLは、以上述べたＣL1，ＣL2を用いて、以下の式（８）で表すことができる。
ＣL＝ＣL1＋ＣL2 …（８）
ＣDI（送電ロスコスト）は、地域内で発生する送電ロスに対応するコストである。送電ロスは、配電線によるロスと変圧器におけるロスを考慮する。送電ロスの計算の際に用いる電流は、負荷発電量予測部２３１により予測した負荷／発電量、充放電指令等に基づいて、電力流通をシミュレーションして算出する。ＣDIは、以下の式（９）で表すことができる。Ｉは電流を示す。Ｒ（ｋ）は、ｋ番目の配電線の抵抗値であり、Ｒ（ｊ）は、ｊ番目の変圧器の抵抗値である。Ｒ（ｋ），Ｒ（ｊ）は、設備データ２２３として記憶部２２に格納されている。
ＣDI＝α×Σt（Σk配電線によるロス＋Σj変圧器ロス）
配電線によるロス＝Ｉ2×Ｒ（ｋ）
変圧器ロス＝Ｉ2×Ｒ（ｊ） …（９）
Σkは、配電線の個数分の和を表し、Σjは、変圧器の個数分の和を表す。また、αは、送電ロスをコストに換算するための比例定数であり、自然放電ロスをコストに換算する場合の比例定数と同様である。ここでは、送電ロスをコストに換算する場合の比例定数を自然放電ロスをコストに換算する場合の比例定数を同一としたが、それぞれ異なる定数値を設定してもよい。
ＣCB（充放電ロスコスト）は、各蓄電装置における充放電ロスに対応するコストである。充放電ロスは、各蓄電装置を充電する際に要する電力と各蓄電装置から電力を取り出す際に得られる電力との差に相当する。図６は、充放電ロスを説明するための図である。図６において、横軸は時間を示し、縦軸は蓄電量を示す。なお、自然放電ロスについては、前述のとおり別途考慮するため、図６では、自然放電ロスは０としている。例えば、図６に示すように、蓄電装置６を制御する充放電制御装置１６に、５５ＫＷの充電電力を蓄電装置６内の蓄電池に供給するよう充電指令が送信されたとする。充放電制御装置１６は、５５ＫＷの充電電力を供給するが、蓄電装置６に蓄電された蓄電量は５０ＫＷであったとする。その後、充放電制御装置１６は、放電指令を受信し、放電指令により蓄電装置６から４５ＫＷの電力が取り出され、これにより蓄電装置６の蓄電量は５０ＫＷ減少したとする。この場合、充電電力の供給時と取り出された電力との差１０ＫＷ（＝５５ＫＷ−４５ＫＷ）が充放電ロスとなる。
ここでは、充放電ロスについては、充電指令値（図６の例では、充電に要する電力である５５ＫＷ）に比例すると仮定し、この比例定数をε（例えば、ε＝０．２（２０％））とする。εは、蓄電装置ごとにあらかじめ求めておくとする。ｉ番目の蓄電装置のこの比例定数をε（ｉ）とすると、以上の仮定から、ＣCBは、以下の式（１０）で表すことができる。
ＣCB＝α×ΣtΣi｛ε（ｉ）×充電指令量｝ …（１０）
αは、充放電ロスをコストに換算するための比例定数であり、自然放電ロスをコストに換算する場合の比例定数と同様である。ここでは、充放電ロスをコストに換算する場合の比例定数を、自然放電ロスをコストに換算する場合の比例定数を同一としたが、それぞれ異なる定数値を設定してもよい。
Ｃccは、冷却電力／制御電力に要するコストである。高温では蓄電装置に蓄電池の劣化が加速するため、大型の蓄電池には冷却設備（ファン等）を備えるのが一般的である。冷却には概ね電力を使用する。また、蓄電池の制御電源も電力を使用する。例えば、Ｃccは、充放電指令量の関数とすることができる。ここでは、一例として、例えば、充放電指令量の絶対値に比例する値として以下の式（１１）により算出する。φ（ｉ）はｉ番目の蓄電装置の比例定数とする。
ＣCB＝α×ΣtΣi｛φ（ｉ）×｜充放電指令量｜｝ …（１１）
αは、充放電ロスをコストに換算するための比例定数であり、自然放電ロスをコストに換算する場合の比例定数と同様である。ここでは、Ｃccに換算する場合の比例定数を、自然放電ロスをコストに換算する場合の比例定数を同一としたが、それぞれ異なる定数値を設定してもよい。なお、Ｃccについては、冷却を行わない場合には考慮しなくてもよい。また、ＣCB等の他の項目に冷却電力／制御電力の影響を含めることとして、Ｃccを考慮しないように構成してもよい。
ＣFIBは、買電計画と実績の買電量との差に基づいて発生するペナルティを統計処理し、統計処理結果を用いて買電計画にコストとして反映したものである。ＣFIBの詳細については、後述する。
以上説明した手順により、買電計画が作成される。図７は、買電計画の一例を示す概念図である。図７において、横軸は時間を示し、縦軸は買電量を示す。図７に示すように、買電計画は、２４時間分の３０分単位の買電量を定めたものである。時間帯ごとに電気事業者を選択する場合は、時間帯ごとの電気事業者についても買電計画として決定される。そして、この買電計画に基づいて電気事業者に提示される。電気事業者は、この買電計画に沿って、地域が電気を使用するとして翌日の電気の供給計画を策定する。
次に、本実施の形態の充放電制御について説明する。本実施の形態では、現時点から２４時間について、後述する第２の評価関数の関数値を最小にする充放電指令を求め、充放電制御装置１６，１７に充放電指令を送信する。第２の評価関数は、第１の評価関数と同様に、電力調達コストを表す評価関数である。第２の評価関数と第１の評価関数とで異なる点は、第２の評価関数では、電力事業者へ提示された買電計画と実際に使用する電力との差によるペナルティを考慮することである。
図８は、本実施の形態の充放電制御処理手順の一例を示すフローチャートである。充放電制御部２４は、図８に示した処理を、一定周期（例えば３０分）ごとに実施する。図８は、説明の簡略化のため、図４の例と同様に、地域が電気を購入する電気事業者は１つであるとした例を示している。なお、図２の構成例では、買電計画出力部２３と充放電制御部２４を別の構成要素として示したが、負荷発電量予測部２３１と負荷発電量予測部２４１、第１の評価関数計算部２３２と第２の評価関数計算部２４２、計画充放電指令算出部２３３と充放電指令算出部２４３は、それぞれ類似の処理を実施する。したがって、例えば、負荷発電量予測部２３１と負荷発電量予測部２４１を１つの処理部として構成して、引数を変える等により、買電計画の作成時の処理と充放電制御処理とを切替えるようにしてもよい。第１の評価関数計算部２３２と第２の評価関数計算部２４２、計画充放電指令算出部２３３と充放電指令算出部２４３についても同様である。
図８に示すように、まず、負荷発電量予測部２４１は、現時点から一定期間（例えば、２４時間）の配電系統の負荷／発電量分布を、例えば３０分ごとに予測する（ステップＳ１１）。図４のステップＳ１との差は、天気等の情報等について最新の情報を反映している点である。また、電圧潮流計測装置１０、計測装置１１から受信した計測情報に基づいて補正を行ってもよい。
次に、充放電指令算出部２４３は、蓄電装置６，７の充放電指令量（現時点から２４時間分）の初期値および蓄電量の初期値（現時点の蓄電量）を設定する（ステップＳ１２）。蓄電量の初期値は、どのような値を用いてもよい。例えば、充放電制御装置１６，１７が通信ネットワーク１３経由で、蓄電装置６，７のＳＯＣ等を需給制御装置１２に送信するように構成し、需給制御装置１２がこれら充放電制御装置１６，１７から受信したＳＯＣ等に基づいて蓄電量の初期値を設定してもよい。
そして、第２の評価関数計算部２４２は、後述する第２の評価関数を計算する（ステップＳ１３）。充放電指令算出部２４３は、所定の最適解算出アルゴリズムを用いて潮流計算を行い、第２の評価関数の値を最小にする充放電指令量を算出する。計画充放電指令算出部２４３は、最適解算出アルゴリズムにおける終了条件を満たすか否かを判断し（ステップＳ１４）、終了条件を満たさない場合（ステップＳ１４ Ｎｏ）、最適解算出アルゴリズムに基づいて充放電指令量を変更し（ステップＳ１５）、ステップＳ１３に戻る。
終了条件を満たした場合（ステップＳ１４ Ｙｅｓ）、充放電指令算出部２４３は、第２の評価関数の値を最小とする充放電指令を決定する（ステップＳ１６）。そして、送受信部２１は、決定した充放電指令を充放電制御装置１６，１７へそれぞれ送信する（ステップＳ１７）。
次に、第２の評価関数について説明する。第２の評価関数Ｆ２を、以下の式（１２）で定義する。
Ｆ２＝ＣB´＋ＣNA＋ＣL＋ＣDI＋ＣCB＋ＣCC＋ＣIB …（１２）
ＣB´：計画買電コスト
ＣNA：自然放電ロスコスト
ＣL：蓄電池寿命コスト
ＣDI：送電ロスコスト
ＣCB：充放電ロスコスト
ＣCC：蓄電装置の冷却電力／制御電力によるコスト
ＣIB：インバランスペナルティ
上記式（１）で示した第１の評価関数と比較すると、式（２）で示した第２の評価関数では、ＣBがＣB´となり、ＣIBが追加されている。これら以外は、第１の評価関数と第２の評価関数は、計算の対象とする時間（翌日の２４時間と現時点から２４時間）が異なる以外は同様である。ＣNA，ＣL，ＣDI，ＣCB，ＣCCについては、第１の評価関数と同様であるため、説明を省略する。
ＣB´（計画買電コスト）は、前日に作成した買電計画に沿って買電を行った場合のコストである。従って、ＣB´（計画買電コスト）は、前日に作成された買電計画に基づいて定まる固定値であり、以下の式（１３）で表すことができる。計画買電量（３０分単位）は、買電計画により定められた３０分ごとの買電量である。Σt´は、現時点から２４時間分の和とする。
ＣB＝Σt´（電気料金の単価（３０分単位）×計画買電量（３０分単位））
…（１３）
ＣIB（インバランスペナルティ）は、実際の買電量が計画買電量より多い場合には、不足ペナルティが発生し、実際の買電量が計画買電量より少ない場合には、余剰ペナルティが発生するとする。インバランスペナルティは、このように買電量と計画買電量の差が生じることにより発生するペナルティである。不足ペナルティ、余剰ペナルティのうちいずれか一方しか課されない場合には、一方のみを考慮してもよい。また、不足ペナルティ、余剰ペナルティのうちいずれも課されない場合には、ＣIBを考慮しなくてもよい。各時間帯では、実買電量（３０分単位）と計画買電量（３０分単位）とでどちらが大きいかにより、不足ペナルティ、余剰ペナルティのいずれかが発生する。ＵPSは不足ペナルティの単価、ＵPRは余剰ペナルティの単価である。実買電量は、第２の評価関数の算出時に仮定する買電量である。したがって、各時間帯で発生するペナルティ（不足ペナルティまたは余剰ペナルティ）ＣｔIBは、以下の式（１４）で表すことができる。
実買電量（３０分単位）≧計画買電量（３０分単位）の場合：
ＣｔIB
＝（実買電量（３０分単位）−計画買電量（３０分単位））×ＵPS
実買電量（３０分単位）＜計画買電量（３０分単位）の場合：
ＣｔIB
＝（計画買電量（３０分単位）−実買電量（３０分単位））×ＵPR
…（１４）
したがって、ＣIBは、以下の式（１５）で表すことができる。
ＣIB＝Σt´ＣｔIB …（１５）
なお、実買電量については、買電計画の作成時と同様に、式（３）に基づいて、充放電指令等に基づいて求める。
以上のように、第２の評価関数を用いて充放電制御指令の指令値を算出することにより、電力調達コストを抑制することができる。また、以下に述べるように、インバランスペナルティの実績値に基づいて算出したコストＣFIBを買電計画の作成に反映することにより、さらにコストを抑制することができる。
実績評価部２５は、時間帯（３０分）ごとに、不足ペナルティが発生した場合の実際の買電量と計画買電量との差（絶対値）ΔＰ1を複数日分（例えば、１か月分）蓄積し、時間帯ごとに蓄積したΔＰ1の平均値Ｗ1を求める。そして、蓄電装置の蓄電量の最大値をＳMAXとし、ＳMAXからＷ1を減算した値を第１の基準蓄電量として求める。同様に、実績評価部２５は、時間帯（３０分）ごとに、余剰ペナルティが発生した場合の実際の計画買電量と買電量との差（絶対値）ΔＰ2を複数日分（例えば、１か月分）蓄積し、時間帯ごとに蓄積したΔＰ2の平均値Ｗ2を求める。そして、蓄電装置の蓄電量の最小値（すなわち０）にＷ2を加算した値を第２の基準蓄電量として求める。
図９は、ある時間帯の第１の基準蓄電量１０１および第２の基準蓄電量１０２の一例を示す図である。そして、図４に示した買電計画作成処理におけるステップＳ３において、その時点で予測される蓄電量Ｓcalが第１の基準蓄電量１０１以上である場合、その時点で予測される蓄電量Ｓcalから第１の基準蓄電量１０１を減じた値をΔｘとして求める。同様に、その時点で予測される蓄電量Ｓcalが第２の基準蓄電量１０２以下である場合、第２の基準蓄電量１０２とその時点で予測される蓄電量Ｓcalとの差をΔｙとして求める。
Δｘ＝０の場合、ΔＰ1の平均値に相当するため、最も不足ペナルティの発生確率が高い。また、Δｘが大きくなるにつれて、不足ペナルティの発生確率が低くなる。Δｘに対してこのような発生確率となる関数Ｐi（Δｘ）を、過去の蓄積したΔＰ1等を用いてあらかじめ定めておく。図１０は、Ｐi（Δｘ）の一例を示す図である。図１０では、正規分布を用いた例を示している。余剰ペナルティについても同様に、Ｐi（Δｙ）を求めておく。なお、Ｐi（Δｘ）は正規分布に限らず、過去の蓄積したΔＰ1等から算出した関数であればどのような関数を用いてもよい。さらには、Ｗ1、Δｘを用いるのではなく、別の統計量（統計処理結果）を用いて、蓄電量Ｓcalに対応する変数を定義し、この変数を用いて不足ペナルティの期待値を算出してもよい。また、ΔＰ1，ΔＰ2を季節ごとや曜日ごとに集計し、季節や曜日ごとに異なる関数を用いてもよい。余剰ペナルティについても同様である。
そして、この関数を用いて、各時間帯のペナルティ（不足ペナルティおよび余剰ペナルティ）の期待値ＣｔFを以下の式（１６）で表す。
蓄電量Ｓcalが第１の基準蓄電量１０１以上である場合：
ＣｔF＝ＵPS×Ｐi（Δｘ）×Ｗ1
蓄電量Ｓcalが第２の基準蓄電量１０２以下である場合：
ＣｔF＝ＵPR×Ｐi（Δｙ）×Ｗ2
上記以外の場合：
ＣｔF＝０または一定値 …（１６）
２４時間分のペナルティコストの予測値であるＣFIBは、以下の式（１７）で表すことができる。
ＣFIB＝ΣtＣｔF …（１７）
上記のＣFIBを買電計画作成の作成処理の第１の評価関数の計算の際に、式（１）のＣFIBとして用いる。
なお、本実施の形態では、買電計画の作成処理において求めた計画充放電指令ではなく、現時点から２４時間について第２の評価関数を用いて再度コストを最小化する充放電指令を計算しなおすようにした。しかしなから、これに限らず、第２の評価関数を用いた再計算を行わず（充放電制御処理）、計画充放電指令を充放電指令として充放電制御装置１６，１７へ送信してもよい。
以上のように、本実施の形態では、蓄電装置の寿命や送電ロス等を考慮した第１の評価関数を用いて買電計画を作成した。このため、電力調達コストを抑えることができる。さらに、充放電指令の生成時に、最新の情報を用い、かつ買電計画と買電量との差によるペナルティを考慮した第２の評価関数を用いて充放電指令の指令値を算出することにした。これにより、さらに正確にコストを評価関数により評価でき、コストを最小化した充放電指令を算出することができる。
以上のように、本発明にかかる需給制御装置、充放電制御装置、蓄電装置、需給制御システムおよび需給制御方法は、地域が地域全体の電力を管理するシステムに有用であり、特に、スマートコミュニティーに適している。
１ 電圧制御機器、２ 母線、３−１，３−２ 遮断器、４−１，４−２ 配電線、６，７ 蓄電装置、８，９ 発電機、１０ 電圧潮流計測装置、１１ 計測装置、１２ 需給制御装置、１３ 通信ネットワーク、１６，１７ 充放電制御装置、２１ 送受信部、２２ 記憶部、２３ 買電計画出力部、２４ 充放電制御部、２５ 実績評価部、１０１ 制御部、１０２ 入力部、１０３ 記憶部、１０４ 表示部、１０５ 通信部、１０６ 出力部、１０７ システムバス、２３１ 負荷発電量予測部、２３２ 第１の評価関数計算部、２３３ 計画充放電指令算出部、２３４ 買電計画出力部、２４１ 負荷発電量予測部、２４２ 第２の評価関数計算部、２４３ 充放電指令算出部。

Claims (8)

  1. 配電線からの充電および前記配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムにおける、それら複数の蓄電装置のそれぞれの充放電を、受信される充放電指令に基づいてそれぞれ制御する複数の充放電制御装置と通信する需給制御装置であって、
    将来の買電コスト、前記配電線の負荷および前記配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに前記複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する計画充放電指令算出部と、
    前記充放電指令に基づいて買電計画を作成する買電計画出力部と、
    を備える需給制御装置。
  2. 前記計画充放電指令算出部は、前記複数の蓄電装置のそれぞれについて、前記充放電ロスコストに加え、充電から放電までの蓄電中のロスである自然放電ロスを演算し、当該演算結果に基づき、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する請求項１に記載の需給制御装置。
  3. 前記計画充放電指令算出部は、前記複数の蓄電装置のそれぞれについて、前記充放電ロスコストに加え、充電から放電までの蓄電中の前記蓄電装置の冷却電力を演算し、当該演算の結果に基づき、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する請求項１または２に記載の需給制御装置。
  4. 前記計画充放電指令算出部は、前記複数の蓄電装置が接続される前記配電線の送電ロスを、前記配電線の抵抗および前記配電線に接続される変圧器のそれぞれによるロスを演算し合計することにより演算し、当該演算の結果に基づき、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する請求項１から３のいずれか１項に記載の需給制御装置。
  5. 配電線からの充電および前記配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムにおける、前記蓄電装置の充放電を、受信される充放電指令に基づいて制御する充放電制御装置であって、
    前記充放電制御装置は、将来の買電コスト、前記配電線の負荷および前記配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに前記複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、複数の前記充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する計画充放電指令算出部と、前記充放電指令に基づいて買電計画を作成する買電計画出力部とを備える、
    充放電制御装置。
  6. 配電線からの充電および前記配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムにおける、前記蓄電装置の充放電を、受信される充放電指令に基づいて制御する充放電制御装置により制御される前記蓄電装置であって、
    前記充放電制御装置は、将来の買電コスト、前記配電線の負荷および前記配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに前記複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、複数の前記充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する計画充放電指令算出部と、前記充放電指令に基づいて買電計画を作成する買電計画出力部とを備える、
    蓄電装置。
  7. 配電線からの充電および前記配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムであって、
    それら複数の蓄電装置と、
    それら複数の蓄電装置のそれぞれの充放電を、受信される充放電指令に基づいてそれぞれ制御する複数の充放電制御装置と、
    前記複数の充放電制御装置と通信する需給制御装置であって、将来の買電コスト、前記配電線の負荷および前記配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに前記複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出する計画充放電指令算出部と、前記充放電指令に基づいて買電計画を作成する買電計画出力部とを備える需給制御装置と、
    を備える需給制御システム。
  8. 配電線からの充電および前記配電線への放電を複数の蓄電装置を用いて行う需給制御システムにおける、それら複数の蓄電装置のそれぞれの充放電を、受信される充放電指令に基づいてそれぞれ制御する複数の充放電制御装置と通信する需給制御装置における需給制御方法であって、
    将来の買電コスト、前記配電線の負荷および前記配電線に接続される発電機の発電量の予測である計画負荷発電量、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電ロスコスト、前記複数の蓄電装置のそれぞれの充放電速度をそれぞれ個別に抑制するための定数、ならびに前記複数の蓄電装置のそれぞれの蓄電量に基づいて、前記複数の充放電制御装置のそれぞれに対して送信する前記充放電指令を算出し、前記充放電指令に基づいて買電計画を作成する需給制御方法。
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