JP2021184682A - 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電池について、ＢＣＰ対応等のために確保する蓄電池容量を適正化し、平常時に提供するサービスの範囲を拡大する。【解決手段】実施形態の蓄電池管理装置は、蓄電池を有する１以上の需要家それぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測部と、前記需要家ごとに定められた前記蓄電池の最低蓄電量と、電力系統からの電力供給が停止した場合の前記需要家ごとの前記時間単位ごとの負荷である非常時想定負荷と、に基づき、前記時間単位ごとの前記蓄電池の蓄電量下限値を算出する算出部と、前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で前記蓄電池の前記時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を作成する作成部と、を備える。【選択図】図２

Description

本発明の実施形態は、蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラムに関する。

近年、ＰＶ（Photovoltaics：太陽光発電）などの再生可能エネルギー電源を導入する需要家が増加している。また、ＣＯ_２フリーである再生可能エネルギーを有効活用するため、ＰＶなどと同時に蓄電池を導入するケースも多い。

これらの蓄電池を統合制御し、かつ、それぞれの蓄電池にエネルギーマネジメントサービスやアンシラリーサービスなど、複数のサービスを並行して実施させるための技術が知られている。ここで、エネルギーマネジメントサービスとは、電気料金が安い時間帯に蓄電池に充電し、高い時間帯に放電するような蓄電池の充放電を行うサービスである。また、アンシラリーサービスとは、電力系統の需給バランス調整のために、蓄電池の充放電を行うサービスである。また、このような蓄電池は、停電などの非常時には、ＢＣＰ（Business Continuity Plan：事業継続計画）対応の電源として活用されることも多い。

特開２０１９−１３４５２２号公報 特開２０１９−２１３３６４号公報

しかしながら、従来技術においては、蓄電池容量のうち一定量をＢＣＰ対応のために確保しておき、残りの容量でその他のサービスを提供していたため、平常時に運用可能な蓄電池容量の範囲が狭く、改善の余地がある。

そこで、本発明の課題は、ＢＣＰ対応等のために確保する蓄電池容量を適正化し、平常時に提供するサービスの範囲を拡大することができる蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラムを提供することである。

実施形態の蓄電池管理装置は、蓄電池を有する１以上の需要家それぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測部と、前記需要家ごとに定められた前記蓄電池の最低蓄電量と、電力系統からの電力供給が停止した場合の前記需要家ごとの前記時間単位ごとの負荷である非常時想定負荷と、に基づき、前記時間単位ごとの前記蓄電池の蓄電量下限値を算出する算出部と、前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で前記蓄電池の前記時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を作成する作成部と、を備える。

図１は、第１の実施形態にかかる電力需給システムの概要を示す図である。 図２は、第１の実施形態にかかる蓄電池管理装置が有する機能の一例を示す図である。 図３は、第１の実施形態にかかる各需要家の契約内容データの一例である。 図４は、第１の実施形態にかかる各需要家の蓄電池データの一例である。 図５は、第１の実施形態にかかる各需要家の過去の受電電力量の実績データの一例である。 図６は、第１の実施形態にかかる各需要家の過去の太陽光発電量の実績データの一例である。 図７は、第１の実施形態にかかる各需要家の非常時想定負荷データの一例である。 図８は、第１の実施形態にかかる蓄電池管理処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図９は、第１の実施形態にかかる非常時の蓄電池の充放電計画を説明するための図である。 図１０は、第１の実施形態にかかる需要家の需給バランスを説明するための図である。 図１１は、第１の実施形態にかかる充放電計画の一例を示すグラフである。 図１２は、第２の実施形態にかかるハイブリッド蓄電池の場合の需要家の需給バランスを説明するための図である。 図１３は、第３の実施形態にかかるＥＶが接続される場合の需要家の需給バランスを説明するための図である。 図１４は、第３の実施形態にかかるハイブリッド蓄電池の場合の需要家の需給バランスを説明するための図である。 図１５は、第３の実施形態にかかるＰＶおよびハイブリッド蓄電池の場合の需要家の需給バランスを説明するための図である。 図１６は、第４の実施形態にかかるＤＲ可能時間帯とＤＲ発動時間帯との関係を示す図である。 図１７は、第４の実施形態にかかる蓄電池管理処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図１８は、第４の実施形態にかかる蓄電池の余力を説明するための図である。 図１９は、第４の実施形態にかかる蓄電池の余力が満たすべき条件を説明するための図である。 図２０は、第４の実施形態にかかる第１の充放電計画の一例を示すグラフである。 図２１は、第４の実施形態にかかる第１の充放電計画から、１つの需要家に関するデータを抽出したグラフである。 図２２は、第４の実施形態にかかる第２の充放電計画の一例を示すグラフである。 図２３は、第４の実施形態にかかる第２の充放電計画から、１つの需要家に関するデータを抽出したグラフである。 図２４は、第３の実施形態にかかる電力需給システムの概要を示す図である。

以下、図面を参照して、本発明の実施形態の蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラムについて説明する。なお、以下において、時刻とは、時間の瞬間を指す場合と、所定時間単位（例えば３０分単位）のその時間幅（例えば３０分間）を指す場合の２種類がある。

（第１の実施形態）
まず、図１〜図１１を用いて第１の実施形態について説明する。図１は、実施形態にかかる電力需給システムＳの概要を示す図である。図１に示す系統運用者６は、電力会社や送配電事業者等であり、電力系統５を運用して、発電機８を制御することにより、複数の需要家３および需要家７へ電力を供給する。

需要家３および需要家７は、電力の供給を受け、当該電力を利用する主体である。本実施形態においては、需要家３は、後述のＤＲ（Demand Response）アグリゲータ２の管理範囲１に含まれる需要家であり、例えば、事務所や商業施設が入居するビル等とする。また、需要家７は、工場やビル、住宅等とする。また、ビル等を運用する事業者を需要家３としても良い。

また、各需要家３は、蓄電池４や太陽光発電装置（ＰＶ）９を有している。本実施形態においては、全ての需要家３は、蓄電池４を有するものとする。蓄電池４は、後述のピークカットおよびデマンドレスポンスに用いられる他、災害時等に電力系統５から各需要家３への電力供給が停止した場合においても需要家３が一定期間事業を継続するために必要な電力を蓄えるためにも用いられる。電力供給が停止した場合においても需要家３が一定期間事業を継続可能な電力量を、ＢＣＰ容量という。ＢＣＰ容量は、本実施形態における蓄電池４の最低蓄電量の一例であり、需要家３ごとに定められる。また、需要家３が蓄電池４をＢＣＰのために利用しない場合は、ＢＣＰ容量は“０”となる。

ＤＲアグリゲータ２は、需要家３の電力需要予測や太陽光発電装置９（再生可能エネルギー電源の一例）の発電予測に基づいて、需要家３の蓄電池４を制御することにより、需要家３の受電電力のピーク低減や、消費電力の時間シフトを行い、需要家３の電気料金を低減させるとともに、電力系統５の負荷平準化に貢献する。

また、ＤＲアグリゲータ２は、系統運用者６からの受電電力量の削減要請（ＤＲ要請）に基づいて、複数の需要家３の受電電力量を削減してデマンドレスポンスを行う事業者である。ＤＲアグリゲータ２は、系統運用者６からの削減要請に基づいて、各需要家３の蓄電池４を制御することによって、所定の時間帯の各需要家３の受電電力量の合計を、各需要家３のベースライン電力の合計値から、予め決められた量だけ削減する。

本実施形態のベースライン電力は、各需要家３の予想される需要電力量である。また、ベースライン電力は、デマンドレスポンスによって受電電力の削減が行われていない場合における各需要家３の受電電力量としても良い。また、本実施形態では、デマンドレスポンスにおいて契約等によって、複数の需要家３の受電電力量の合計に対して予め決められた削減量を、ＤＲ量という。

また、本実施形態においては、系統運用者６から削減要請を受けてＤＲアグリゲータ２が受電電力量の削減を行うことを、「デマンドレスポンスを発動する」という。また、本実施形態においては、ＤＲアグリゲータ２が系統運用者６から削減要請を受ける可能性のある時間帯を、「ＤＲ可能時間帯」という。また、ＤＲ可能時間帯のうち、系統運用者６から削減要請を受けてＤＲアグリゲータ２が実際にＤＲを発動する時間帯を、「ＤＲ発動時間帯」という。

また、本実施形態のＤＲアグリゲータ２は、デマンドレスポンスだけではなく、各需要家３ごとの受電電力量のピークカットをする。具体的には、ＤＲアグリゲータ２は、各需要家３の蓄電池４を制御することによって、各需要家３ごとの受電電力量の最大値を、予め定められたピークカットの目標値以下にする。ピークカットの詳細については、後述する。

ＤＲアグリゲータ２は、蓄電池管理装置１０によって蓄電池４の充電または放電のスケジュール（充放電計画）を作成し、当該充放電計画に従って蓄電池４の充放電を制御する。蓄電池管理装置１０は、ＰＣ（Personal Computer）等であり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）と、メモリと、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）と、通信インタフェース（Ｉ／Ｆ）と、ディスプレイ等の表示装置と、キーボードやマウス等の入力装置とを備える通常のコンピュータを利用したハードウェア構成となっている。

図２は、第１の実施形態にかかる蓄電池管理装置１０が有する機能の一例を示す図である。図２に示すように、蓄電池管理装置１０は、入力部１１と、記憶部１２と、取得部１３と、表示制御部１４と、演算部１５と、制御部１６と、を備える。また、演算部１５は、予測部１７と、ＢＣＰ容量最適化部１８と、作成部１９と、を備える。

記憶部１２は、入力部１１から入力された需要家３の契約内容データ、蓄電池４に関するデータ、取得部１３が取得したデータ、非常時の想定負荷、予測部１７、ＢＣＰ容量最適化部１８、作成部１９等でデータ処理を行うための計算条件、予測部１７、ＢＣＰ容量最適化部１８、作成部１９等の演算結果等を記憶する。記憶部１２は、例えばＨＤＤや、メモリである。

図３は、第１の実施形態にかかる各需要家３の契約内容データの一例である。契約内容データは、各需要家３の契約に関するデータであり、より詳細には、需要家名と、各需要家３の契約電力と、各需要家３のピークカット電力とが対応付けられたデータである。ピークカット電力は、需要家３が受電電力の最大値の目標値として電力会社やＤＲアグリゲータ２と契約した値である。ピークカット電力を所定時間単位（本実施形態においては３０分間）ごとの電力量に変換すると、ピークカットの目標値（目標電力量）となる。各需要家３は、一定期間以上、受電電力をピークカット電力以下に保つことができた場合に、契約電力を引き下げることが可能となり、基本料金を低くすることができる。

また、図４は、第１の本実施形態にかかる各需要家３の蓄電池データの一例である。蓄電池データは、各需要家３の蓄電池４に関するデータであり、より詳細には、蓄電池４を特定可能な蓄電池名と、当該蓄電池４を有する需要家名と、各蓄電池４の容量と、充電時の出力電力と効率と、放電時の出力電力と効率と、が対応付けられたデータである。

図７は、第１の実施形態にかかる各需要家３の非常時想定負荷データの一例である。横軸は３０分単位の時間で、縦軸は電力量である。非常時の想定負荷は、停電などの非常時の負荷として想定する機器の時間単位ごとの消費電力のデータである。具体的には、図７には、防災無線と、テレビと、携帯電話と、ＬＥＤ（Light Emitting Diode）外灯と、ＬＥＤ天井照明とのそれぞれの消費電力と、それらの合計が示されている。

図２に戻り、入力部１１は、入力装置を介してデータの入力を受け、記憶部１２に保存する。入力部１１が受けるデータは、後述の最適化モデルにおけるパラメータ等である。

取得部１３は、需要家３に設置された電力量計２１から、需要家３の受電電力量の計測値を取得する。ここで、図５は、第１の実施形態にかかる各需要家３の過去の受電電力量の実績データの一例である。受電電力量の実績データは、３０分単位の時刻（「０：００」はその時刻からの３０分間を示す。）ごとの各需要家３の電力受電量の実績に関するデータである。取得部１３は、日付と、時刻と、需要家３毎に、３０分単位の受電電力量を電力量計２１から取得し、これらのデータを対応付けて、受電電力量の実績データとして記憶部１２に保存する。

また、取得部１３は、太陽光発電装置９から、需要家３のＰＶ発電量を取得する。ここで、図６は、第１の実施形態にかかる各需要家３の過去の太陽光発電量の実績データの一例である。太陽光発電量の実績データは、３０分単位の時刻ごとの各需要家３の太陽光発電量の実績に関するデータである。

図２に戻り、表示制御部１４は、予測部１７、ＢＣＰ容量最適化部１８、および作成部１９の演算結果等を表示装置に表示する。

予測部１７は、各需要家３の時間単位ごとの需要電力量を予測する。より詳細には、予測部１７は、記憶部１２に保存された受電電力量の実績データや、曜日等のカレンダー情報に基づいて、デマンドレスポンスによって受電電力の削減が行われない場合の、翌日の時間単位ごとの各需要家３の需要電力量を予測する。予測部１７の予測した結果が、時間単位ごとの各需要家３のベースライン電力となる。

また、予測部１７は、各需要家３の時間単位ごとの太陽光発電量を予測する。より詳細には、予測部１７は、記憶部１２に保存された太陽光発電量の実績データや、天気予報情報に基づいて、翌日の時間単位ごとの各需要家３の太陽光発電量を予測する。

また、需要電力量（ベースライン電力）や太陽光発電量は、入力部１１より入力されて、記憶部１２に記憶されたものを取得して用いても良い。また、需要電力量（ベースライン電力）や太陽光発電量は、他システムより入力された値を用いても良い。

ＢＣＰ容量最適化部１８は、需要家３ごとに定められた蓄電池の最低蓄電量と、電力系統５からの電力供給が停止した場合の需要家３ごとの時間単位ごとの負荷である非常時想定負荷と、に基づき、時間単位ごとの蓄電池４の蓄電量下限値を算出する。ＢＣＰ容量最適化部１８は、例えば、各需要家３の時間単位ごとの非常時想定負荷と、予測部１７により予測された太陽光発電量の予測値に基づき、時間単位ごとの最適なＢＣＰ容量を計算する。

作成部１９は、需要家３ごとに、需要電力量と、蓄電量下限値と、太陽光発電装置９の発電量と、に基づいて、蓄電池４の蓄電量が蓄電量下限値を下回らない範囲で充放電計画を作成する。

また、作成部１９は、需要家３ごとに、需要電力量と、蓄電量下限値と、に基づいて、蓄電池４の蓄電量が蓄電量下限値を下回らない範囲で、電気料金が最小になるように、充放電計画を作成するようにしてもよい。

作成部１９は、例えば、需要家３ごとに、予測部１７によって予測された需要電力量および太陽光発電量と、ＢＣＰ容量最適化部１８によって計算されたＢＣＰ容量に基づいて、蓄電池４の蓄電量がＢＣＰ容量を下回らない範囲で、時間単位ごとの受電電力量がピークカットの目標値を上回らないように、蓄電池４の時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を作成する。

制御部１６は、作成部１９によって作成された充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御する。より詳細には、制御部１６は、充放電計画を、時間単位ごとの充電または放電の電力値を示す指令信号に変換して、各蓄電池４に送信する。蓄電池４は、制御部１６から充電を指示する指令信号を受信した場合は、時間単位ごとに指定された量だけ、電力系統５や太陽光発電装置９から電力を取得して充電をする。また、蓄電池４は、放電を指示する指令信号を受信した場合は、時間単位ごとに指定された量だけ、放電をして屋内配電線２２を介して負荷２３に電力を供給する。負荷２３は、照明や空調等の電力を消費する機器である。

（作用）
次に、以上のように構成された本実施形態の蓄電池管理装置１０が実行する処理の流れについて説明する。図８は、第１の実施形態にかかる蓄電池管理処理の流れの一例を示すフローチャートである。

まず、予測部１７は、記憶部１２から受電電力量の実績データ（図５）や、曜日等のカレンダー情報を読み出し、これらの情報に基づいて、翌日の時間単位ごとの各需要家３の需要電力量を予測する（Ｓ１）。また、予測部１７は、記憶部１２から太陽光発電電力量の実績データ（図６）や、日射量等の気象情報を読み出し、これらの情報に基づいて、翌日および翌々日の時間単位ごとの各需要家３の太陽光発電電力量を予測する（Ｓ２）。なお、需要電力量や太陽光発電電力量は、入力部１１から入力し、記憶部１２に記憶しておいたものを取得して用いても良い。また、他システムより入力した値を用いても良い。

次に、ＢＣＰ容量最適化部１８は、予測部１７によって予測された需要家３の太陽光発電量と、記憶部１２から読み出した需要家３の非常時の想定負荷データ（図７）と、需要家３の蓄電池４に関するデータ（図４）とに基づいて、各時間単位において停電の発生を想定した場合に非常時負荷を賄うことのできる蓄電池４の初期蓄電量（ＢＣＰ容量）曲線を作成する（Ｓ３）。

より詳細には、ＢＣＰ容量最適化部１８は、各時間単位において、式（２）〜（７）に示される制約条件下で、式（１）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することにより、需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電電力量、蓄電量（ＳｏＣ）、および、ＢＣＰ容量を求める。式（１）〜（７）の最適化問題は、線形計画問題と呼ばれる問題である。ＢＣＰ容量最適化部１８は、例えば、単体法や内点法等の手法によって（１）の目的関数を最小化する最適解を算出する。

ここで、変数は以下の通りである。

ここで、パラメータは以下の通りである。

式（１）は、需要家３の時刻ｔ_０におけるＢＣＰ容量を最小化することを示す。Ｓ_ＢＣＰ（ｔ_０）は、需要家３に設置された蓄電池４の時刻ｔ_０におけるＢＣＰ容量である。ＢＣＰ容量は、災害時等に電力系統５からの電力供給が停止した場合においても需要家３が一定期間事業を継続するために、蓄電池４が蓄える電力量である。

ここで、ｔは３０分間隔の時間単位を示し、ｔ_０は停電発生時刻、Ｔ_ｅは停電継続時間単位を示す。式（１）〜（７）の説明では、時間単位を時刻ｔという。

ＢＣＰ容量最適化部１８は、式（２）〜（７）を満たした上で、蓄電池４のＢＣＰ容量Ｓ_BCP（ｔ_０）がより少なくなる変数Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）、Ｐ_ｂｃ（ｔ）、Ｐ_ｂｄ（ｔ）、Ｓ_ｂ（ｔ）の値を求める。

Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）は、時刻ｔにおける太陽光発電装置９の出力抑制量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｂｃ（ｔ）は、蓄電池４の時刻ｔにおける充電電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｂｄ（ｔ）は、蓄電池４の時刻ｔにおける放電電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。また、Ｓ_ｂ（ｔ）は、蓄電池４の時刻ｔにおける蓄電量（ｋＷｈ）である。また、この最適化モデルによってＢＣＰ容量最適化部１８が算出するＳ_BCP（ｔ_０）の値が、時刻ｔ_０のＢＣＰ容量となる。

ＢＣＰ容量最適化部１８は、記憶部１２に保存されたデータから、入力パラメータＰ_ｐｖ、Ｐ_ｄｅ（ｔ）、η_ｂｃ、η_ｂｄ、Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘ、Ｐ_ｂｄ ^ｍａｘ、Ｓ_ｂ ^ｍａｘ、Ｓ_ｂ ^ｍｉｎについて、式（１）〜（７）への入力値を取得し、各入力パラメータに入力した上で、式（１）〜（７）の最適化モデルの最適解を求める。

Ｐ_ｐｖ（ｔ）は、時刻ｔにおける太陽光発電の発電電力量の予測値（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｄｅ（ｔ）は需要家３の時刻ｔにおける非常時負荷（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。η_ｂｃは需要家３に設置された蓄電池４の充電効率、η_ｂｄは需要家３に設置された蓄電池４の放電効率である。

Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘは需要家３に設置された蓄電池４の充電電力量の上限値（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｂｄ ^ｍａｘは需要家３に設置された蓄電池４の放電電力量の上限値（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｓ_ｂ ^ｍａｘは需要家３に設置された蓄電池４の蓄電量の上限値（ｋＷｈ）である。Ｓ_ｂ ^ｍｉｎは需要家３に設置された蓄電池４の蓄電量の下限値（ｋＷｈ）である。ここで、蓄電池４の充電電力量および放電電力量の上限値Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘおよびＰ_ｂｄ ^ｍａｘは、それぞれ、図４における各蓄電池の充電時および放電時の出力電力を３０分間継続したときの電力量である。

ここで、図９は、第１の実施形態にかかる非常時の蓄電池４の充放電計画を説明するための図である。例えば、日付Ｄ１の時刻ｔ_０＝１５：００に停電が発生したとすると、Ｔ_ｅ＝２４時間後の翌日Ｄ２の時刻１５：００までの非常時負荷（線Ｌ２）を蓄電池４による放電と太陽光発電装置９による発電（線Ｌ１）によって供給可能であるための最小の蓄電池４の蓄電量がＢＣＰ容量Ｓ_ＢＣＰ（ｔ_０）（点Ｐ１）である。このとき、蓄電池４の蓄電量は線Ｌ３となり、ちょうど２４時間後の翌日１５時まで、蓄電量が過不足なくＢＣＰ負荷へ電力が供給される。停電発生時の蓄電量がＳ_ＢＣＰ（ｔ_０）を下回ると、蓄電量の推移は線Ｌ４となって不足し、上回ると、蓄電量の推移は線Ｌ５となって余剰となる。各時刻で停電が発生したときのＢＣＰ容量をつないだものが、最適ＢＣＰ容量（例えば図１１（ｂ）の線Ｌ１５）である。

式（２）は、需要家３の時刻ｔごとの非常時負荷と、太陽光発電装置９および蓄電池４からの供給電力量が等しくなるという電力の需給バランスを保つという制約条件である。

ここで、図１０は需要家３の電力の需給バランスを説明するための図である。図１０に示す通り、式（２）は、太陽光発電量Ｐ_ｐｖ（ｔ）に対して、太陽光発電の出力抑制量Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）を減算し、蓄電池４の放電電力量Ｐ_ｂｄ（ｔ）を加算し、蓄電池４の充電電力量Ｐ_ｂｃ（ｔ）を減算した値が、需要家３の時刻ｔごとの非常時想定負荷Ｐ_ｄｅ（ｔ）と等しくなるという制約条件である。

式（３）は、蓄電池４におけるエネルギー保存則の制約条件である。より詳細には、式（３）は、時間単位における蓄電池４の蓄電残量の変化量は、充電電力量に充電効率を乗算した値から、放電電力量を放電効率で除算した値を減算した値となることを規定する。

式（４）は、蓄電池４の充電電力量の上下限の制約条件である。また、式（５）は、蓄電池４の放電電力量の上下限の制約条件である。需要家３に設置された蓄電池４の時刻ｔにおける放電電力量および充電電力量の上限は、蓄電池４のそれぞれの上限値によって規定される。

式（６）は、蓄電池４の蓄電量の上下限の制約条件である。式（６）は、蓄電池４の蓄電量が、蓄電量の上下限値の範囲内にあることを規定する。
式（７）は、停電発生時の蓄電池４の蓄電量が、ＢＣＰ容量であることをいう定義式である。

以上の計算を、停電発生時刻ｔ_０が翌日０：００〜２３：３０までをそれぞれ仮定して、ＢＣＰ容量を最適化し、翌日のＢＣＰ容量曲線Ｓ_ＢＣＰ（ｔ）を算出する。

図８に戻って、Ｓ３の後、表示制御部１４は、最適ＢＣＰ容量曲線を表示装置に表示する（Ｓ４）。これにより、ＤＲアグリゲータ２の担当者等（ユーザ）は、充放電計画を表示装置上で確認することができる。

次に、作成部１９は、予測部１７によって予測された需要電力量と、需要家３それぞれの蓄電池４に関するデータ（図４）とに基づいて、翌日の充放電計画を作成する（Ｓ５）。より詳細には、作成部１９は、式（８）〜（１４）に示される制約条件下で、式（８）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電電力量を求める。式（８）〜（１４）の最適化問題は、線形計画問題と呼ばれる問題である。作成部１９は、例えば、単体法や内点法等の手法によって（８）の目的関数を最小化する最適解を算出する。

ここで、変数は、以下の通りである。

また、パラメータは、以下の通りである。

式（８）は、計画対象の時間Ｔにおける需要家３の従量電気料金を示す。ここでは、Ｔは、この処理が実行される日の翌日の２４時間とする。ｔは３０分間隔の時間単位を示す。式（８）〜（１４）の説明では、時間単位を時刻ｔという。

作成部１９は、式（８）〜（１４）を満たした上で、需要家３の従量電気料金がより少なくなる変数Ｐ_ｒ（ｔ）、Ｓ_ｂ（ｔ）、Ｐ_ｂｃ（ｔ）、Ｐ_ｂｄ（ｔ）の値を求める。

Ｐ_ｒ（ｔ）は、需要家３の時刻ｔにおける受電電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｐｖ（ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける太陽光発電の発電電力量の予測値（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｓ_ｂ（ｔ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとの時刻ｔにおける蓄電残量（ｋＷｈ）である。

また、Ｐ_ｂｃ（ｔ）は、蓄電池４の時刻ｔにおける充電電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｂｄ（ｔ）は、蓄電池４の時刻ｔにおける放電電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。この最適化モデルによって作成部１９が算出するＰ_ｂｃ（ｔ）とＰ_ｂｄ（ｔ）の値が、蓄電池の充放電計画となる。作成部１９は、記憶部１２に保存されたデータから、入力パラメータΔＴ、ｃ_ｅ（ｔ）、Ｐ_ｄｎ（ｔ）、Ｐ_ｐｖ（ｔ）、η_ｂｃ、η_ｂｄ、Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘ、Ｐ_ｂｄ ^ｍａｘ、Ｓ_ｂ ^ｍａｘ、Ｓ_ＢＣＰ（ｔ）について、式（８）〜（１４）への入力値を取得し、各入力パラメータに入力した上で、式（８）〜（１４）の最適化モデルの最適解を求める。

ΔＴは、時間ステップ（time step）であり、各式の時間単位を示す。本実施形態の時間ステップは、３０分刻みである。Ｐ_ｄｎ（ｔ）は、平常時の時刻ｔにおける電力需要の予測値（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）である。Ｐ_ｒ ^ｍａｘはピークカット閾値電力（契約電力）（ｋＷ）である。ｃ_ｅ（ｔ）は、時刻ｔにおける買電単価（円／ｋＷｈ）である。η_ｂｃは蓄電池４の充電効率、η_ｂｄは蓄電池４の放電効率である。

Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘは蓄電池４の充電電力量上限（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）、Ｐ_ｂｄ ^ｍａｘは蓄電池４の放電電力量上限（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）、Ｓ_ｂ ^ｍａｘは蓄電池４の蓄電量上限（ｋＷｈ）である。Ｓ_ＢＣＰ（ｔ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとのＢＣＰ容量である。

なお、ｃ_ｅ（ｔ）は、電力取引所の時刻ｔにおける電力単価の予測値（円／ｋＷｈ）であってもよい。この場合、式（８）は、計画対象の時間Ｔにおいて電力小売り事業者が電力取引所から調達する電力調達コストの合計値を示す。

ここで、図１０は需要家３の電力の需給バランスを説明するための図である。図１０に示す通り、式（９）は、需要家３の時刻ｔごとの受電電力量Ｐ_ｒ（ｔ）に対して、太陽光発電量予測値Ｐ_ｐｖ（ｔ）を加算し、太陽光発電装置９の出力抑制量Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）を減算し、蓄電池４の充電電力量Ｐ_ｂｃ（ｔ）を減算し、蓄電池４の放電電力量Ｐ_ｂｄ（ｔ）を加算した値が、需要家３の時刻ｔごとの電力負荷予測値Ｐ_ｄｎ（ｔ）と等しくなるという制約条件である。

式（１０）は、需要家３ごとのピークカットの制約条件である。式（１０）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける受電電力量が、需要家３ごとのピークカットの目標値以下となるように規定する。

式（１１）は、ＢＣＰ最適化における式（３）と同様である。また、式（１２）は、ＢＣＰ最適化における式（４）と同様である。また、式（１３）は、ＢＣＰ最適化における式（５）と同様である。

式（１４）は、需要家３に設置された蓄電池４のＢＣＰの制約条件である。式（１４）は、蓄電池４の蓄電量が、ＢＣＰ容量以上であることを規定するとともに、蓄電量の最大値が蓄電量上限を超えないことを規定する。

図１１は、第１の実施形態にかかる充放電計画の一例を示すグラフである。図１１（ａ）において、横軸は時刻ｔ、縦軸は受電電力量または需要電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）を示す。図１１（ｂ）において、横軸は時刻ｔ、縦軸は蓄電量（ｋＷｈ）を示す。図１１（ａ）の線グラフは、太陽光発電量予測値（Ｌ１３）、需要電力量予測値（Ｌ１１）、受電電力量計算結果（Ｌ１２）を示す。また、図１１（ａ）の棒グラフは、蓄電池４の充放電電力量計画値を示し、正の数が放電、負の数が充電を示す。また、図１１（ｂ）の線グラフは、蓄電池４の最適ＢＣＰ容量（Ｌ１５）、蓄電量（Ｌ１４）、蓄電量運用下限（Ｌ１６）を示す。

本実施形態では、ピークカット電力量を２９．５ｋＷｈ／３０ｍｉｎとする。図１１に示す充放電計画では、受電電力量（Ｌ１２）が蓄電池の放電によりピークカット電力量の２９．５ｋＷｈ／３０ｍｉｎ以下になっており、かつ、蓄電池の蓄電量（Ｌ１４）は、最適ＢＣＰ容量（Ｌ１５）を下回らないことが確認できる。したがって、この間いつ停電が起こっても、非常時想定負荷を賄うことが可能であり、かつピークカットを実現できていることがわかる。

図８に戻って、Ｓ５の後、作成部１９は、作成した充放電計画を、記憶部１２に保存する。次に、表示制御部１４は、充放電計画を表示装置に表示する（Ｓ６）。これにより、ＤＲアグリゲータ２の担当者等（ユーザ）は、充放電計画を表示装置上で確認することができる。

次に、制御部１６は、作成された充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御することによって、充放電計画を実行する（Ｓ７）。ここで、このフローチャートの処理は終了する。

（効果）
このように、第１の実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、ＢＣＰ対応等のために確保する蓄電池容量を適正化し、平常時に提供するサービスの範囲を拡大することができる。具体的には、以下の通りである。

従来技術においては、１つの蓄電池により、停電などの非常時対応を含む複数のサービスを行う場合、非常時対応のために常に一定容量を確保し、残りの蓄電容量によって他のサービスを行っていたため、平常時に運用可能な蓄電池容量の範囲が狭く、その効果が小さかった。

これに対して、本実施形態の蓄電池の蓄電池管理装置１０は、翌日の太陽光発電量の予測と、非常時負荷の想定値に基づき、ＢＣＰ対応のために確保する蓄電池容量を最適化することにより、平常時に充放電する蓄電池４の運用範囲を拡大することができ、ピークカット等のサービスの範囲を拡大し、電気料金をより削減することができる。

なお、本実施形態の蓄電池管理装置１０では、太陽光発電装置９と蓄電池４が別個に設置されている場合について述べたが、太陽光発電装置９と蓄電池４がパワーコンディショナーを共有するハイブリッド蓄電池であってもよい。これについて、第２の実施形態で説明する。また、蓄電池４はＥＶ（Electric Vehicle：電気自動車）であってもよい。これについて、第３の実施形態で説明する。

（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について、図１２を用いて説明する。なお、第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

蓄電池４は、再生可能エネルギー電源とパワーコンディショナーを共有する。以下、例を挙げて説明する。

（構成）
図１、図２の構成は第１の実施形態と同様であるが、図１２に示すように、蓄電池４と太陽光発電装置９はパワーコンディショナーを共有するハイブリッド蓄電池２９の一部である。

（作用）
図８のフローチャートについて、第１の実施形態と比較してＳ５のみ異なる。すなわち、Ｓ５において、作成部１９は、式（８）〜（１４）に以下の式（１５）を加えた制約条件下で、式（８）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電電力量を求める。

ここで、変数とパラメータは以下の通りである。

（効果）
このように、第２の実施形態によれば、蓄電池４の代わりにハイブリッド蓄電池２９を用いても、第１の実施形態と同様の効果が得られる。

（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態について、図２４、図１３〜図１５を用いて説明する。なお、第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

（構成）
図２４は、第３の実施形態にかかる電力需給システムＳの概要を示す図である。図２４に示す電力需給システムＳにおいて、需要家３にＶ２Ｘ装置２４を介してＥＶ２６が接続される。また、図１３は第３の実施形態にかかる蓄電池管理装置１０が有する機能において、需要家３の一例を示す図である。図１３に示すように、需要家３は蓄電池４と太陽光発電装置９のほかにＥＶ２６と接続するＶ２Ｘ装置２４を設置する。Ｖ２Ｘ装置２４は、蓄電池のパワーコンディショナーと同様に、ＥＶ２６の蓄電池の充放電を行う装置である。また、図１４に示すように、太陽光発電装置９、蓄電池４、Ｖ２Ｘ装置２４はパワーコンディショナーを共有するハイブリッド蓄電池２５であってもよい。また、図１５に示すように、蓄電池４とＶ２Ｘ装置２４のみパワーコンディショナーを共有するハイブリッド蓄電池２５であってもよい。

（作用）
図８のフローチャートについて、第１の実施形態と比較してＳ３とＳ５のみ異なる。すなわち、Ｓ３において、ＢＣＰ容量最適化部１８は、式（１）〜（７）のうち、式（２）の代わりに以下の式（１６）を、また、以下の式（１７）〜（２２）を追加した制約条件下で、式（１）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を繰り返し算出することによって、各需要家３の蓄電池４における最適なＢＣＰ容量を算出する。

ここで、変数は以下の通りである。

また、パラメータは以下の通りである。

式（１６）は、式（２）の非常時の需給バランスにおいて、Ｖ２Ｘ装置２４からの供給電力量を追加したものである。図１３に示す通り、式（１６）は、太陽光発電量Ｐ_ｐｖ（ｔ）に対して、太陽光発電の出力抑制量Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）を減算し、蓄電池４の放電電力量Ｐ_ｂｄ（ｔ）を加算し、蓄電池４の充電電力量Ｐ_ｂｃ（ｔ）を減算し、Ｖ２Ｘ装置２４の放電電力量Ｐ_ｖｄ（ｔ）を加算し、Ｖ２Ｘ装置２４の充電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）を減算した値が、需要家３の時刻ｔごとの非常時想定負荷Ｐ_ｄｅ（ｔ）と等しくなることを規定する。

式（１７）〜式（２０）は、それぞれ、蓄電池４における式（３）〜式（６）に対応するＶ２Ｘ装置２４あるいはＥＶ２６（ＥＶ蓄電池）の制約条件である。
式（２１）は、ＥＶ２６不在時のＶ２Ｘ装置２４の充放電電力量の制約条件である。式（２１）は、ＥＶ２６の不在時には、Ｖ２Ｘ装置２４の充電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）および放電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）はゼロであることを規定する。
式（２２）は、ＥＶ２６帰着時のＥＶ蓄電池の蓄電量の制約条件である。式（２２）は、ＥＶ２６が帰着した際には、充電電力量は一定値Ｓ_ｖ ^０であることを規定する。

また、Ｓ５において、作成部１９は、式（８）〜（１４）のうち式（９）の代わりに以下の式（２３）および、ハイブリッド蓄電池の場合は式（２４）あるいは（２５）を考慮し、さらに式（２６）〜（３２）を考慮した制約条件下で、式（８）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４およびＶ２Ｘ装置２４の時間単位ごとの充放電電力量を求める。

ここで、変数は、以下の通りである。

また、パラメータは、以下の通りである。

式（２３）は、式（９）の平常時の需給バランスにおいて、Ｖ２Ｘ装置２４からの供給電力量を追加したものである。図１３、図１４、あるいは図１５のいずれかに示す通り、式（２３）は、太陽光発電量Ｐ_ｐｖ（ｔ）に対して、太陽光発電の出力抑制量Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）を減算し、蓄電池４の放電電力量Ｐ_ｂｄ（ｔ）を加算し、蓄電池４の充電電力量Ｐ_ｂｃ（ｔ）を減算し、Ｖ２Ｘ装置２４の放電電力量Ｐ_ｖｄ（ｔ）を加算し、Ｖ２Ｘ装置２４の充電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）を減算した値が、需要家３の時刻ｔごとの電力負荷予測値Ｐ_ｄｎ（ｔ）と等しくなることを規定する。

式（２６）〜式（２９）は、それぞれ、蓄電池４における式（１７）〜式（２０）に対応するＶ２Ｘ装置２４あるいはＥＶ２６（ＥＶ蓄電池）の制約条件である。
式（２４）あるいは式（２５）は、Ｖ２Ｘ装置２４を含むハイブリッド蓄電池２５の出力上限制約であり、式（１５）に、Ｖ２Ｘ装置２４からの充放電電力量を追加したものである。
式（３０）は、ＥＶ２６不在時のＶ２Ｘ装置２４の充放電電力量の制約条件である。式（３０）は、ＥＶ２６の不在時には、Ｖ２Ｘ装置２４の充電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）および放電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）はゼロであることを規定する。

式（３１）は、ＥＶ２６帰着時のＥＶ蓄電池の蓄電量の制約条件である。式（３１）は、ＥＶ２６が帰着した際には、蓄電量は一定値Ｓ_ｖ ^０であることを規定する。
式（３２）は、ＥＶ２６出発時のＥＶ蓄電池の蓄電量の制約条件である。式（３２）は、ＥＶ２６が出発する時刻において、蓄電量が満充電Ｓ_ｖ ^ｍａｘとなることを規定する。

また、Ｐ_ｖｃ（ｔ）およびＰ_ｖｄ（ｔ）は、ＥＶの非接続時は０である。

（効果）
このように、第３の実施形態によれば、太陽光発電装置９と蓄電池４のほかにＥＶと接続するＶ２Ｘ装置２４を含む場合でも、第１の実施形態と同様の効果が得られる。

（第４の実施形態）
次に、第４の実施形態について、図１６〜図２３を用いて説明する。なお、第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

（構成）
図１、図２の構成は第１の実施形態と同様であるが、作成部１９の機能が異なり、デマンドレスポンスに対応する。例えば、作成部１９は、需要家３ごとに、需要電力量と、蓄電量下限値と、に基づいて、蓄電池４の蓄電量が蓄電量下限値を下回らない範囲で、デマンドレスポンスの報酬が最大になるように、充放電計画を作成する。

また、作成部１９は、需要家３ごとに、需要電力量と、蓄電量下限値と、に基づいて、蓄電池４の蓄電量が蓄電量下限値を下回らない範囲で、電気料金が最小になるように、かつ、デマンドレスポンスの報酬が最大になるように、充放電計画を作成するようにしてもよい。

図１６は、第４の実施形態にかかるデマンドレスポンスについて説明するための図である。図１６において、横軸は２４時間分の時刻ｔ、縦軸は受電電力量、需要電力量（ｋＷｈ）を示す。図１６の棒グラフは、需要家３ごとの受電電力量を積み上げた値を示す。また、図１６の折れ線グラフは、需要家３ごとの需要電力量（ベースライン電力）を積み上げた値（需要家Ａだけが線Ｌ２１。需要家Ａ、Ｂの合計が線Ｌ２２。需要家Ａ、Ｂ、Ｃの合計が線Ｌ２３）を示す。

ＤＲアグリゲータ２がデマンドレスポンスによって受電電力量の削減を行う可能性のある所定の時間帯をＤＲ可能時間帯９０と称し、実際に受電電力量の削減を行う所定の時間帯をＤＲ発動時間帯９１と称する。また、デマンドレスポンスによって受電電力量の削減を継続する時間、すなわち、ＤＲ発動時間帯の継続時間をＤＲ継続時間（ΔＴ_ＤＲ）、予め決められた削減量をＤＲ量という。また、本実施形態のベースライン電力は、各需要家３の予想される需要電力量である。ベースライン電力は、デマンドレスポンスによって受電電力の削減が行われていない場合における各需要家３の受電電力量でもある。

ＤＲ発動時間帯９１はＤＲ可能時間帯９０に含まれる。また、ＤＲ可能時間帯９０は、系統運用者６とＤＲアグリゲータ２との間で事前に結ばれた契約等によってあらかじめ定められているが、ＤＲ発動時間帯９１やＤＲ継続時間は、ＤＲが発動される直前に、系統運用者６からＤＲアグリゲータ２への要請等により決定される。

本実施形態のＤＲアグリゲータ２は、デマンドレスポンスだけではなく、各需要家３ごとの受電電力量のピークカットをする。具体的には、ＤＲアグリゲータ２は、各需要家３の蓄電池４を制御することによって、各需要家３ごとの受電電力量の最大値を、予め定められたピークカットの目標値以下にする。

ＤＲアグリゲータ２は、蓄電池管理装置１０によって蓄電池４の充電または放電のスケジュール（充放電計画）を作成し、当該充放電計画に従って蓄電池４の充放電を制御する。

本実施形態の作成部１９は、ＤＲ可能時間帯９０のいずれかの時刻において、ＤＲ継続時間の間、１以上の需要家３の受電電力量の合計値を予測された需要電力量（ベースライン電力）の合計値よりもＤＲ量以上削減可能とするとともに、予測された需要家３ごとの需要電力量に基づいて需要家３ごとの時間単位ごとの受電電力量がピークカットの目標値以下となるように、蓄電池４の時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する第１の充放電計画を作成する。第１の充放電計画は、デマンドレスポンスを行わない場合における蓄電池４の充放電計画である。

また、作成部１９は、ＤＲアグリゲータ２が系統運用者６からデマンドレスポンスの発動要請を受けると、ＤＲ発動時間帯９１においてデマンドレスポンスを行う場合のＤＲ発動時間帯９１以降の蓄電池４の時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を、第２の充放電計画として作成する。

また、作成部１９は、デマンドレスポンスを行う前日において、ＤＲ発動時間帯を想定して、デマンドレスポンス発動時の蓄電池４の時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を、第２の充放電計画として作成してもよい。

制御部１６は、作成部１９によって作成された第１の充放電計画または第２の充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御する。

（作用）
図１７は、第４の本実施形態にかかる蓄電池管理処理の流れの一例を示すフローチャートである。Ｓ１〜Ｓ４については、図８のＳ１〜Ｓ４と同様である。

Ｓ４の後、作成部１９は、予測部１７によって予測された需要電力量と、需要家３それぞれの蓄電池４に関するデータとに基づいて、翌日の第１の充放電計画を作成する（Ｓ８）。より詳細には、作成部１９は、式（３４）〜（４０）に示される制約条件下で、式（３３）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電電力量を求める。式（３３）〜（４０）の最適化問題は、線形計画問題と呼ばれる問題である。作成部１９は、例えば、単体法や内点法等の手法によって（３３）の目的関数を最小化する最適解を算出する。

ここで、パラメータは、以下の通りである。

式（３３）は、計画対象期間における全需要家３の従量電気料金の合計値を最小化する目的関数である。ｄは需要家３を示す。Ｄは、ＤＲアグリゲータ２が管理する全需要家３の数を示す。

作成部１９は、式（３４）〜（４０）を満たした上で、全需要家３の従量電気料金の合計値がより少なくなる変数Ｐ_ｒ（ｄ，ｔ）、Ｓ_ｂ（ｄ，ｔ）、Ｐ_ｂｃ（ｄ，ｔ）、Ｐ_ｂｄ（ｄ，ｔ）の値を求める。この最適化モデルによって作成部１９が算出するＰ_ｂｃ（ｄ，ｔ）とＰ_ｂｄ（ｄ，ｔ）の値が、第１の充放電計画となる。ここで、各需要家３は、蓄電池４を１つずつ設置しているものとし、ｄは需要家３とともに蓄電池４を示す。

ＤＲは、ＤＲ量、つまり、系統運用者６とＤＲアグリゲータ２との間の契約で予め決められた全需要家３の受電電力量の削減量（ｋＷｈ）を示す。Ｓ_ＢＣＰ（ｄ，ｔ）は、Ｓ３で算出された、各需要家３に設置された蓄電池４ごとのＢＣＰ容量である。

ここで、式（３９）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとのＢＣＰの制約条件である。式（３９）は、各蓄電池４の蓄電残量が、ＢＣＰ容量以上であることを規定するとともに、蓄電残量の最大値が蓄電池容量を超えないことを規定する。そして、このＢＣＰ容量として、Ｓ３で算出された最適なＢＣＰ容量を用いることで、ＤＲ効果の拡大を狙っている。

また、式（４０）は、ＤＲアグリゲータ２が、ＤＲ可能時間帯において、全需要家３の受電電力の合計値を、需要予測値の合計からＤＲ量だけ削減するために、時刻ｔの開始時点において蓄電池が持つべき余力Ｓ_ｂ（ｄ，ｔ−１）−Ｓ_ＢＣＰ（ｄ，ｔ−１）が、ＤＲ発動時間帯以降のピークカットを加味してＤＲ量以上なければならないという制約式である。

ここで、本実施形態における蓄電池４の余力電力量について、図１８を用いて説明する。図１８は、第４の実施形態にかかる蓄電池の余力を説明するための図である。図１８に示すように、蓄電池の余力は、時刻ｔの開始時点における蓄電池の充電残量からＢＣＰ容量を引いたものであり、放電可能な充電残量である。

より具体的には、以下の通りである。図１８において、横軸は時刻ｔ、縦軸は蓄電池４の蓄電残量（ｋＷｈ）を示す。蓄電池４の蓄電残量は、蓄電池４の定格容量Ｗ（ｄ）以下となる。図１８に示すように、時刻ｔ−１の終了時における蓄電池４の余力電力量は、時刻ｔ−１の終了時における蓄電残量Ｓ（ｄ，ｔ−１）からＢＣＰ容量（Ｓ_ＢＣＰ（ｄ））を除いた電力量である。また、需要家３が蓄電池４をＢＣＰのために利用しない場合は、ＢＣＰ容量Ｓ_ＢＣＰ（ｄ）は“０”となるため、蓄電池４の蓄電残量の全てが余力電力量となる。

図１９は、図１９は、第４の実施形態にかかる蓄電池の余力が満たすべき条件（式（４０））を説明するための図である。式（４０）の右辺第１項はＤＲ量であり、第２項はピークカットに必要な蓄電池の放電電力量を表す。ピークカットに必要な蓄電池の放電電力量は、需要予測電力量が、ピークカット電力量を超過する場合に必要であるが、超過しない場合は逆に不足分を蓄電池に充電することができるため、充放電効率を考慮して必要量から減算する必要がある。これをＤＲ発動時間帯以降の各時刻までのそれぞれに対して制約式として考慮する。式（４０）は、異常がＤＲ可能時間帯のすべての時刻において成り立つことを規定する。

図２０は、第４の実施形態にかかる第１の充放電計画の一例を示すグラフである。図２０は、翌々日にもデマンドレスポンスが発動されることを想定した第１の充放電計画を示す。図２０の横軸は２４時間分の時刻ｔ、縦軸は受電電力量または需要電力量（ｋＷｈ／３０ｍｉｎ）を示す。図２０（ａ）の棒グラフは、需要家３ごとの受電電力量を積み上げた値を示す。また、図２０（ａ）の折れ線グラフは、需要家３ごとの需要電力量（ベースライン電力）を積み上げた値を示す。また、図２０（ｂ）の棒グラフは、需要家３の蓄電池４ごとの充放電電力量を積み上げた値を示す。図２０（ｂ）の棒グラフの正の数は放電、負の数は充電を示す。図２０（ｂ）の折れ線グラフは、需要家３の蓄電池４ごとの蓄電容量を積み上げた値を示す。

本実施形態では、ＤＲ可能時間帯９０におけるＤＲ量は、全需要家３の合計で６ｋＷｈ＋６ｋＷｈ＝１２ｋＷｈであるとする。図２０に示す第１の充放電計画では、各蓄電池４は、ＤＲ可能時間帯９０の開始前に、必要な余力、すなわち、ＤＲ量とピークカットに必要な電力量を確保するように充電する。これにより、ＤＲ可能時間帯９０の任意の時間にＤＲが発動されてもＤＲ量が確保できる。また、ＤＲ可能時間帯９０のいずれの時間にＤＲ量分の電力削減を行っても、各蓄電池４の蓄電残量はＢＣＰ容量以上であるとする。つまり、第１の充放電計画では、各蓄電池４は、ＢＣＰ容量を確保した上で、余力分の蓄電残量を用いて、ＤＲ可能時間帯９０に、受電電力量をＤＲ量分減少させるための放電をすることが可能である。

また、第１の充放電計画では、各蓄電池４の充放電によって、需要家３全体に対してデマンドレスポンスを行うだけではなく、需要家３ごとの受電電力量のピークカットを行う。図２１は、本実施形態にかかる第１の充放電計画から、１つの需要家３に関するデータを抽出したグラフである。図２１に示すように、当該需要家３に設置された蓄電池４は、需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯に放電をすることにより、受電電力量をピークカット目標値以下にする。

ＤＲ可能時間帯９０は全需要家３に共通して同じ時間帯であるが、各需要家３の需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯はそれぞれの需要家３によって異なる。このため、ＤＲ可能時間帯９０と各需要家３の需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯とは、一致するとは限らない。作成部１９は、需要家３ごとの需要電力量の予測値に基づいて第１の充放電計画を作成するため、各需要家３の需要電力量が増加する時間帯に合わせて各蓄電池４の放電をしてピークカットをする計画を作成することができる。

図１７のＳ８の後、作成部１９は、作成した第１の充放電計画を、記憶部１２に保存する。次に、表示制御部１４は、第１の充放電計画を表示装置に表示する（Ｓ９）。これにより、ＤＲアグリゲータ２の担当者等（ユーザ）は、第１の充放電計画を表示装置上で確認することができる。

次に、制御部１６は、作成された第１の充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御することによって、第１の充放電計画を実行する（Ｓ１０）。

ＤＲアグリゲータ２が系統運用者６からＤＲ要請を受けない場合（Ｓ１１でＮｏ）は終了する。ＤＲアグリゲータ２がＤＲ要請を受けると（Ｓ１１でＮｏ）、作成部１９は、予測部１７によって予測された需要電力量と、需要家３それぞれの蓄電池４に関する情報と、Ｓ８の処理で求めた変数の値とに基づいて、第２の充放電計画を作成する（Ｓ１２）。より詳細には、作成部１９は、ＤＲ発動時間帯以降の時刻において、上述の式（３４）〜（４０）に示される制約条件に加えて、式（４１）〜（４２）の制約条件を満たした上で、式（３３）の目的関数を最小化する最適化モデルの最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電電力量を求める。

式（４１）は、ＤＲアグリゲータ２がＤＲ発動時間帯９１において、全需要家３の受電電力量の合計値が、ベースライン電力からＤＲ量を減算した値以下であるという制約条件である。

作成部１９は、式（４２）の入力パラメータＳ_ｂ´（ｄ，ｔ）に、Ｓ８の処理で求めた第１の充放電計画の変数Ｓ（ｄ，ｔ）の値を入力する。

式（４２）は、ＤＲ発動時間帯９１前の時刻においては、第２の充放電計画の各蓄電池４の時刻ｔ_ＤＲ開始時の蓄電残量は、第１の充放電計画の各蓄電池４の時刻ｔ_ＤＲ開始時の蓄電残量と等しいという制約条件である。

本実施形態においては、ＤＲアグリゲータ２がデマンドレスポンスを行うか否かは、当日ＤＲが発動される直前まで不明である。このため、作成部１９は、ＤＲ発動時間帯９１よりも前の時刻においては、第１の充放電計画によりデマンドレスポンスを行うことが可能な量の各蓄電池４の蓄電残量を確保しておき、実際にＤＲが発動された場合には、式（４１）〜（４２）の制約条件を満たす第２の充放電計画を作成する。

また、作成部１９は、デマンドレスポンスを行う前日において、ＤＲ発動時間帯を想定して、デマンドレスポンス発動時の蓄電池４の時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を、第２の充放電計画として作成してもよい。

図２２は、本実施形態にかかる第２の充放電計画の一例を示すグラフである。第２の充放電計画は、ＤＲ発動時間帯９１の開始前までは、図２０に示した第１の充放電計画と同様である。第２の充放電計画では、ＤＲ発動時間帯９１に、需要家３の蓄電池４が放電することによって、受電電力量がベースライン電力よりＤＲ量分減少している。また、ＤＲ発動時間帯９１にＤＲ量分の電力削減を行っても、各蓄電池４の充電残量はＢＣＰ容量以上である。つまり、第２の充放電計画では、各蓄電池４は、ＢＣＰ容量を確保した上で、余力分の充電残量を用いて、ＤＲ発動時間帯９１に、受電電力をＤＲ量分減少させるための放電をする。

また、第２の充放電計画では、各蓄電池４の充放電によって、需要家３全体に対してデマンドレスポンスを行うだけではなく、需要家３ごとの受電電力量のピークカットを行う。図２３は、本実施形態にかかる第１の充放電計画から、１つの需要家３に関するデータを抽出したグラフである。図２３に示すように、当該需要家３に設置された蓄電池４は、需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯に放電をすることにより、受電電力量をピークカット目標値以下にすることが出来ている。

図１７のＳ１２の後、作成部１９は、作成した第２の充放電計画を、記憶部１２に保存する。次に、表示制御部１４は、第２の充放電計画を表示装置に表示する（Ｓ１３）。これにより、ＤＲアグリゲータ２の担当者等（ユーザ）は、第２の充放電計画を表示装置上で確認することができる。

次に、制御部１６は、作成された第２の充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御することによって、第２の充放電計画を実行する（Ｓ１４）。ここで、このフローチャートの処理は終了する。

（効果）
このように、第４の実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、翌日の太陽光発電量の予測と、非常時負荷の想定値に基づき、ＢＣＰ対応のために確保する蓄電池容量を最適化することにより、平常時に充放電する蓄電池の運用範囲を拡大することができ、複数の需要家に対するデマンドレスポンスの制約を満たしながら、ピークカット等のサービスの範囲を拡大することができる。

本実施形態の蓄電池管理装置１０で実行される蓄電池管理プログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ−ＲＯＭ、フレキシブルディスク（ＦＤ）、ＣＤ−Ｒ、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供される。また、当該蓄電池管理プログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、当該蓄電池管理プログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成しても良い。また、当該蓄電池管理プログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

当該蓄電池管理プログラムは、上述した各部（入力部、取得部、表示制御部、演算部、予測部、ＢＣＰ容量最適化部、作成部、制御部）を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしてはＣＰＵ（プロセッサ）が上記記憶媒体から蓄電池管理プログラムを読み出して実行することにより上記各部が主記憶装置上にロードされ各部が主記憶装置上に生成されるようになっている。

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。

例えば、上述の実施形態では、説明を簡潔にするために、需要家３のそれぞれが蓄電池４を備えるものとしたが、これに限定されない。例えば、需要家３が１つの場合や、複数の需要家３が１つの蓄電池４を共有する場合などの別のケースについても、同様に本発明を適用することができる。

２ ＤＲアグリゲータ
３ 需要家
４ 蓄電池
５ 電力系統
６ 系統運用者
９ 太陽光発電装置（ＰＶ）
１０ 蓄電池管理装置
１１ 入力部
１２ 記憶部
１３ 取得部
１４ 表示制御部
１６ 制御部
１７ 予測部
１８ ＢＣＰ容量最適化部
１９ 作成部
９０ ＤＲ可能時間帯
９１ ＤＲ発動時間帯

Claims (11)

1. 蓄電池を有する１以上の需要家それぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測部と、
   前記需要家ごとに定められた前記蓄電池の最低蓄電量と、電力系統からの電力供給が停止した場合の前記需要家ごとの前記時間単位ごとの負荷である非常時想定負荷と、に基づき、前記時間単位ごとの前記蓄電池の蓄電量下限値を算出する算出部と、
   前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で前記蓄電池の前記時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を作成する作成部と、を備える蓄電池管理装置。
2. 前記充放電計画に従って、前記蓄電池の充放電を制御する制御部を、さらに備える、請求項１に記載の蓄電池管理装置。
3. 前記予測部は、再生可能エネルギー電源をさらに備える前記需要家の前記時間単位ごとの前記再生可能エネルギー電源による発電量を予測し、
   前記作成部は、前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、前記発電量と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で前記充放電計画を作成する、請求項１に記載の蓄電池管理装置。
4. 前記作成部は、前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で、電気料金が最小になるように、前記充放電計画を作成する、請求項１に記載の蓄電池管理装置。
5. 前記蓄電池は、前記再生可能エネルギー電源とパワーコンディショナーを共有する、請求項３に記載の蓄電池管理装置。
6. 前記蓄電池は、定置型蓄電池と電気自動車用蓄電池の少なくとも一方を含む、請求項１に記載の蓄電池管理装置。
7. 前記蓄電池は、定置型蓄電池と電気自動車用蓄電池の両方を含み、
   前記定置型蓄電池、前記電気自動車用蓄電池、および、前記再生可能エネルギー電源のうち少なくとも２つはパワーコンディショナーを共有する、請求項３に記載の蓄電池管理装置。
8. 前記作成部は、前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で、デマンドレスポンスの報酬が最大になるように、前記充放電計画を作成する、請求項１に記載の蓄電池管理装置。
9. 前記作成部は、前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で、電気料金が最小になるように、かつ、デマンドレスポンスの報酬が最大になるように、前記充放電計画を作成する、請求項１に記載の蓄電池管理装置。
10. 蓄電池を有する１以上の需要家それぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測ステップと、
    前記需要家ごとに定められた前記蓄電池の最低蓄電量と、電力系統からの電力供給が停止した場合の前記需要家ごとの前記時間単位ごとの負荷である非常時想定負荷と、に基づき、前記時間単位ごとの前記蓄電池の蓄電量下限値を算出する算出ステップと、
    前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で前記蓄電池の前記時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を作成する作成ステップと、を含む蓄電池管理方法。
11. 蓄電池を有する１以上の需要家それぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測ステップと、
    前記需要家ごとに定められた前記蓄電池の最低蓄電量と、電力系統からの電力供給が停止した場合の前記需要家ごとの前記時間単位ごとの負荷である非常時想定負荷と、に基づき、前記時間単位ごとの前記蓄電池の蓄電量下限値を算出する算出ステップと、
    前記需要家ごとに、前記需要電力量と、前記蓄電量下限値と、に基づいて、前記蓄電池の蓄電量が前記蓄電量下限値を下回らない範囲で前記蓄電池の前記時間単位ごとの充電電力量および放電電力量を規定する充放電計画を作成する作成ステップと、
    をコンピュータに実行させるための蓄電池管理プログラム。

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