JP2023074654A - 電力調整システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力調整システムにおいて、インバランスを低減するとともに、蓄電池設備の劣化を抑制する。【解決手段】電力系統に接続された負荷設備及び蓄電池設備に出力する所定の指令を算出する演算装置を備える電力調整システムであって、演算装置は、インバランスの継続時間又は需給調整市場からの調整力指令に基づいて負荷設備又は蓄電池設備を応答設備として選択する設備選択部と、負荷設備、蓄電池設備のそれぞれの運用計画に基づいてそれぞれの設備の調整可能量及び調整力単価を算出する調整可能量演算部と、設備選択部により選択された応答設備と、調整可能量演算部により算出されたそれぞれの設備の調整可能量及び調整力単価と、に基づいて、応答設備の応答量を算出し出力する調整機器応答量決定部と、を有する。【選択図】図２

Description

本開示は、電力調整システムに関する。

近年の電力小売り自由化により、多くの小売電気事業者が電力の小売りを開始している。このような複数の小売電気事業者が存在する電力系統を安定化させるためには、需要と供給のバランスを常に一致させる同時同量を小売電気事業者各自が達成する必要がある。

このため、小売電気事業者には、３０分単位での電力の計画値と実電力需要を一致させることが求められている。小売電気事業者は、この３０分単位での同時同量が達成できなかった場合、その差分の電力量に基づくペナルティであるインバランス料金を送配電事業者に払う必要がある。このため、このインバランスを低減する調整力活用技術の開発が急務となっている。

計画値と実電力需要の差分であるインバランスを低減する調整力として、電気自動車（ＥＶ）等の蓄電池設備の活用が注目されており、各社が蓄電池の調整力活用方法に関する技術開発を進めている。

特許文献１には、配電系統の配電線に接続される蓄電装置の充放電を制御する充放電制御装置と通信ネットワークを介して接続される需給制御装置であって、予測された計画負荷発電量と蓄電装置の充放電を制御する際の充放電指令量と蓄電装置の蓄電量とに基づいて、将来の一定期間の買電コストと自然放電ロスコストと蓄電池寿命コストと送電ロスコストと充放電ロスコストとの和である第１の評価関数の値を計算し、第１の評価関数の値に基づいて充放電指令量を算出し、充放電指令量に基づいて買電計画を作成するとともに、現時点から一定期間の配電系統内の負荷および発電量を予測し、予測された負荷および発電量に基づいて、現時点から一定期間の買電計画に基づく買電を行った場合の買電コストと自然放電ロスコストと蓄電池寿命コストと送電ロスコストと充放電ロスコストと実際の買電量と買電計画における買電量との差に基づいて発生するコストであるペナルティコストとの和である第２の評価関数の値を計算し、第２の評価関数の値に基づいて充放電制御装置へ指令する充放電指令量を算出するものが開示されている。また、特許文献１には、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こと、及び第２の評価関数の値を最小とする充放電指令を決定することが開示されている。

特許第５８６４８２１号公報

特許文献１では、買電コスト、自然放電ロスコスト、蓄電池寿命コスト、送電ロスコスト及び充放電ロスコストの和を最小とするように充放電指令を生成しているため、蓄電池をロスなく運用する検討が行われている。しかし、インバランスの低減に対して、空調や照明等の負荷設備で応答すべきなのか、蓄電池設備が応答すべきなのかを適切に制御しないと、蓄電池設備が過剰な充放電をすることになるため、蓄電池の劣化が進んでしまう場合がある。

本開示の目的は、電力調整システムにおいて、インバランスを低減するとともに、蓄電池設備の劣化を抑制することにある。

本開示の電力調整システムは、電力系統に接続された負荷設備及び蓄電池設備に出力する所定の指令を算出する演算装置を備えるものであって、演算装置は、インバランスの継続時間又は需給調整市場からの調整力指令に基づいて負荷設備又は蓄電池設備を応答設備として選択する設備選択部と、負荷設備、蓄電池設備のそれぞれの運用計画に基づいてそれぞれの設備の調整可能量及び調整力単価を算出する調整可能量演算部と、設備選択部により選択された応答設備と、調整可能量演算部により算出されたそれぞれの設備の調整可能量及び調整力単価と、に基づいて、応答設備の応答量を算出し出力する調整機器応答量決定部と、を有する。

本開示によれば、電力調整システムにおいて、インバランスを低減するとともに、蓄電池設備の劣化を抑制することができる。

需要家が保有する事業所における電力調整に用いる設備等を示す概略構成図である。 実施例１の電力調整システムを示す構成図である。 図２の蓄電池設備調整可能量演算部１０２における充電優先度の決定するプロセスを示すフロー図である。 図２の劣化率演算部１０３におけるＳＯＨＱの演算プロセスの例を示すフロー図である。 図４の演算プロセスにより得られたＳＯＣの経時変化を示すグラフである。 図２の蓄電池充放電単価演算部１０４における調整Ｗｈ単価の演算プロセスの例を示すフロー図である。 実需要及び調達量の経時変化の一例を示すグラフである。 図２の設備選択部１０５における演算プロセスの例を示すフロー図である。 図２のインバランスリスク判定部１０６において日時情報からインバランスリスクを判定した結果の例を示す表（上げＤＲリスクテーブル）である。 図２のインバランスリスク判定部１０６において日時情報からインバランスリスクを判定した結果の例を示す表（下げＤＲリスクテーブル）である。 図２の調整機器応答量決定部１０７における演算プロセスの例を示すフロー図である。 図２の調整機器応答量決定部１０７における演算プロセスの一部を示す模式図である。 統括ＥＭＳを用いたシステムを示す概略構成図である。 統括ＥＭＳを有する電力調整システムを示す構成図である。 実施例３の電力調整システムを示す構成図である。 図１４の設備選択部６００における電力調達依頼のための演算プロセスの例を示すフロー図である。 需要シフトを決定する構成を追加した電力調整システムを示す部分構成図である。 充電Ｗｈ単価及び放電Ｗｈ単価を補正する構成を有する電力調整システムを示す部分構成図である。 設備管理者のＧＵＩの例を示す画像である。 実施例７の電力調整システムを示す構成図である。 図１９の電力調整システムによる需要予測の結果の例を示すグラフである。 実施例８の電力調整システムを示す構成図である。

以下、図面等を用いて、本開示の実施形態について説明する。以下の説明は、本開示の内容の具体例を示すものであり、本開示がこれらの説明に限定されるものではなく、本明細書に開示される技術的思想の範囲内において当業者による様々な変更および修正が可能である。また、本開示を説明するための全図において、同一の機能を有するものは、同一の符号を付け、その繰り返しの説明は省略する場合がある。

実施例１は、需要家が電力調整システムを用いてインバランスを補正するものである。

図１は、需要家が保有する事業所における電力調整に用いる設備等を示す概略構成図である。

本図においては、需要家が保有する事業所は、工場やビル等である。事業所には、系統電力１から配電盤２を通して電力が供給される構成となっている。そして、事業所には、負荷設備１６、発電設備１７及び蓄電池設備１８が設置されている。

負荷設備１６は、空調設備３と、空調設備３を制御する空調制御コントローラ４と、照明設備５と、照明設備５を制御する照明制御コントローラ６と、を含む。負荷設備１６は、電気を消費する設備であり、具体的には、空調設備３、照明設備５等の需要家の負荷である。本実施例では、負荷設備１６を電力需要調整機能として活用する。

発電設備１７は、太陽光発電システム７（ＰＶ）と、ＰＶで得られた電気を負荷に供給するための電力変換器８と、を含む。発電設備１７で得られた電気は、負荷に供給されるだけでなく、後述する蓄電設備に貯めておいてもよい。

蓄電池設備１８は、公用車等で利用される電気自動車９（ＥＶ）と、ＥＶの充電に用いる充電器１０と、停電時等に事業所への電力供給を行う目的等で活用される定置型蓄電池設備１１と、負荷に供給するための電力変換器１２と、を含む。なお、本実施例では、蓄電池設備１８として、ＥＶと定置型蓄電池設備１１の両方を備える設備について説明するが、蓄電池設備１８は、ＥＶと定置型蓄電池設備１１の少なくともいずれかを備えていればよい。

配電盤２、空調制御コントローラ４、照明制御コントローラ６、電力変換器８、充電器１０及び電力変換器１２は、ＸＥＭＳ１５に接続されている。ここで、ＸＥＭＳ１５は、各種のエネルギーマネジメントシステムの総称であり、ＨＥＭＳ（家庭内のエネルギーマネジメントシステム）、ＢＥＭＳ（ビル内のエネルギーマネジメントシステム）、ＦＥＭＳ（工場内のエネルギーマネジメントシステム）等を含む。

また、ＸＥＭＳ１５は、その他の負荷１３の電力量を測定するためのスマートメータ１４にも接続されている。ＸＥＭＳ１５は、それぞれの機器から電力の消費／供給の値を通信にて受信するとともに、全体の電力監視や電力の最適化のための制御を行う。

また、ＸＥＭＳ１５は、契約している小売電気事業者の電力調達量のデータを受信することができる。ここで、電力調達量は、小売電気事業者が電力広域的運営推進機関等に提出する電力調達計画量であり、小売電気事業者が守らなければならない事前に決定される値である。例えば、小売電気事業者は、３０分同時同量を求められているので、３０分間の実需要と電力調達量とを同量とする義務がある。これを逸脱すると、ペナルティとしてインバランス料金を払う必要がある。

つぎに、図１に示す設備等を活用してインバランス調整をする制御について説明する。

図２は、電力調整システムを示す構成図である。

本図に示す電力調整システムは、ＸＥＭＳ１５に内蔵されているものとする。なお、電力調整システムは、各設備のコントローラ部にその機能の一部を配置してもよい。

本図においては、電力調整システムは、電力系統に接続された負荷設備、蓄電池設備及び発電設備に出力する所定の指令を算出する演算装置を備えるものである。なお、本実施例では、発電設備は設置されている事業所を例に説明するが、発電設備が設置されていない事業所の電力を調整する場合は、演算システムは、負荷設備及び蓄電池設備に所定の指令を算出すればよい。演算装置は、負荷設備調整可能量演算部１００と、発電設備調整可能量演算部１０１と、蓄電池設備調整可能量演算部１０２と、劣化率演算部１０３と、蓄電池充放電単価演算部１０４と、設備選択部１０５と、インバランスリスク判定部１０６と、調整機器応答量決定部１０７と、を備えている。

まず、ＸＥＭＳ１５で各設備の調整可能量を把握する必要があるため、 負荷設備調整可能量演算部１００は、負荷設備情報及び運行情報から負荷設備調整可能量及び調整Ｗｈ単価を算出し、調整機器応答量決定部１０７に送信する。

発電設備調整可能量演算部１０１は、発電設備情報及び運行情報から発電設備調整可能量及び調整Ｗｈ単価を算出し、調整機器応答量決定部１０７に送信する。

蓄電池設備調整可能量演算部１０２は、蓄電池設備情報及び蓄電池設備運行情報から蓄電池設備調整可能量及び充電優先度を算出し、蓄電池充放電単価演算部１０４に送信する。

ここで、運行情報は、例えば、空調や照明を含む設備の運転の実績に基づく運転計画であり、指定した時間に該当する機器を稼働するという事前に決定されている計画である。調整Ｗｈ単価（調整電力量単価）は、例えば、￥／Ｗｈという単位を有する値であり、機器が調整力の運用をした際に劣化等で減少する性能や、燃料費を元に算出したＷｈ（電力量）の単価である。蓄電池設備であれば、劣化により減少する充放電容量である。これが大きい場合、調整力として運用すると、経済的損失が増えることを示す指標である。調整Ｗｈ単価は、「調整力単価」ともいう。また、インバランス料金のＷｈ当たりの単価を「インバランスの料金単価」という。

なお、負荷設備調整可能量演算部１００、発電設備調整可能量演算部１０１及び蓄電池設備調整可能量演算部１０２をまとめて「調整可能量演算部」と呼ぶ。

劣化率演算部１０３は、蓄電池設備情報から劣化率を算出し、蓄電池充放電単価演算部１０４に送信する。蓄電池設備は、劣化率もパラメータとする必要があるためである。

蓄電池充放電単価演算部１０４は、劣化率及び充電優先度を用いて調整Ｗｈ単価を算出し、調整機器応答量決定部１０７に送信する。蓄電池の劣化率は、蓄電池の充電もしくは放電の前後の二点のＳＯＣ及び充放電電力から算出することができる。

設備選択部１０５は、実需要及び電力調達量から必要調整力及び応答すべき設備（応答設備）の情報を調整機器応答量決定部１０７に出力する。ここで、実需要は、例えば、配電盤２（図１）で記録される事業所のリアルタイムの電力需要値である。設備選択部１０５では、この実需要と電力調達量とのずれ（インバランス）の傾向から、どの設備を調整力として稼働するかを選択する。インバランスは、電力需要量と電力調達量との差であるということもできる。まとめると、設備選択部１０５は、所定値以上のインバランスの継続時間に基づいて負荷設備、蓄電池設備及び発電設備のうちのいずれかを応答設備として選択する。設備選択部１０５は、調整力単価とインバランスの料金単価とを比較することにより、それぞれの設備による応答の可否を決定してもよい。なお、事業所に発電設備が設置されていない場合は、設備選択部１０５は、負荷設備又は蓄電池設備を応答設備として選択する。

インバランスリスク判定部１０６は、例えば、日時情報からインバランスリスクを判定することで、調整力応答すべきかどうかを判定する指標を調整機器応答量決定部１０７に出力する。

調整機器応答量決定部１０７は、負荷設備調整可能量演算部１００、発電設備調整可能量演算部１０１、蓄電池充放電単価演算部１０４、設備選択部１０５及びインバランスリスク判定部１０６からのデータに基づいて、負荷設備指令値、蓄電池設備指令値及び発電設備指令値を算出し、出力する。なお、事業所に発電設備が設置されていない場合は、調整機器応答量決定部１０７は、負荷設備指令値及び蓄電池設備指令値を算出し、出力する。

負荷設備調整可能量演算部１００の出力である負荷設備調整可能量は、例えば、空調設備であれば、（現状の温度）±数℃等、許容される温度範囲内での設定温度の変化における調整量であり、照明設備であれば、現在の照明光度から許容される照明光度の変化における調整量である。負荷設備調整可能量には、負荷を下げる方向（下げＤＲ方向）の調整可能量と、負荷を上げる方向（上げＤＲ方向）の調整可能量との２種類がある。ここで、ＤＲは、デマンドレスポンス（Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）の略称である。

ただし、空調設備等の負荷設備に別途決定された運行予定がある場合には、調整で室温や光度等を変化させてはいけない場合がある。そのため、運行情報で運行予定が指定されている場合には、調整量を０として出力することになる。Ｗｈ単価としては、調整力として運転したとしても劣化等が起こることはないため、機器損失としては０に近い値となる。しかしながら、上げＤＲであれば電気料金分の損失が発生するため、電気料金の価格となる。つまり、上げＤＲでは電気料金価格、下げＤＲは０とする。なお、負荷設備調整可能量演算部１００においては、空調と照明をまとめて演算しているが、分けて演算してもよい。

発電設備調整可能量演算部１０１の出力である発電設備調整可能量は、現在のＰＶの発電出力から発電を停止し０ｋＷにするまでが調整可能量となる。本実施例では、ＰＶのみが発電設備という扱いであるので、出力を抑制する動作である上げＤＲのみが対象であるが、下げＤＲ可能な設備、例えばディーゼル発電機等であれば下げＤＲの調整可能量も設定可能である。

負荷設備と同様、発電設備において別途決定された運行予定がある場合には、調整で変化させてはいけない場合がある。そのため、運行情報で運行予定が指定されている場合には、調整量を０として出力することになる。Ｗｈ単価としては、上げＤＲ調整をすることでＰＶの発電量を無駄にすることになるため、電気代分のＷｈ単価が損失となる。そのため、調整Ｗｈ単価は、電気料金価格である。

蓄電池設備調整可能量演算部１０２では、負荷設備等と同様、蓄電池設備の運行情報、例えば、ＥＶの運行予約情報を計算に入れる。例えば、事業所で公用車のＥＶを使用するにあたり、何時から使用するというような運行情報を入力する。ＥＶを利用するに当たり充電率（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ：ＳＯＣ）が目標ＳＯＣ以下の場合には、運行前にそのＳＯＣを確保しておく等、運行前にも充電の必要があるため、この計算が必要となる。

このような観点から、充電優先度の決定を行う。

充電優先度には、充電優先放電禁止、充電許可放電許可、充電指示及び充放電禁止がある。充電優先放電禁止は、目標ＳＯＣ以下であるため、充電の必要があるが、使用時間までに時間的に余裕があるため、調整力応答をする際に優先的に充電し、放電は禁止する場合である。充電許可放電許可は、目標ＳＯＣを満たしているため、調整力応答を制限なくできる場合である。充電指示は、目標ＳＯＣを達成するために充電をしなければいけない場合である。充放電禁止とは、使用時間が近いために調整力応答での利用を禁止する場合である。

図３は、図２の蓄電池設備調整可能量演算部１０２における充電優先度の決定するプロセスを示すフロー図である。

図３においては、まず、工程Ｓ１にて、次の三つの式を用いて充電開始時間を算出する。

（差分ＳＯＣ）＝（目標ＳＯＣ）－（現在ＳＯＣ）
（充電必要時間）＝（差分ＳＯＣ）×（電池容量）／（充電器最大充電出力）
（充電開始時間）＝（予約時間）－（充電必要時間）－（充電時間マージン）
ここで、予約時間は、「予約時刻」ともいう。

そして、工程Ｓ２にて、現在時間（現在時刻）が上記の充電開始時間（充電開始時刻）の前かどうかを判定する。言い換えると、次の式を満たすか否かを判定する。

（現在時間）＜（充電開始時間）
上記のように時刻に該当する用語を「時間」と言い換えている理由は、上記のような演算においては、時刻を数字に置き換えて計算をするからである。

工程Ｓ２でＹｅｓの場合、工程Ｓ３にて、次の式を満たすかを判定する。

（差分ＳＯＣ）＞０
工程Ｓ３でＹｅｓの場合、工程Ｓ４にて充電優先放電禁止とする。一方、工程Ｓ３でＮｏの場合、工程Ｓ５にて充電許可放電許可とする。

工程Ｓ２でＮｏの場合は、工程Ｓ６にて次の式を満たすかを判定する。

（現在ＳＯＣ）＜（目標ＳＯＣ）
工程Ｓ６でＹｅｓの場合、工程Ｓ７で目標ＳＯＣまで充電するための充電指示となる。工程Ｓ６でＮｏの場合、工程Ｓ８で充放電禁止とする。

最終的には、工程Ｓ９にて、充電器許可出力範囲で調整可能量を演算する。これは、例えば、ＳＯＣが１００％の場合には、充電可能量が０ｋＷになることや、充電器の最大出力値以上は出力できないため、充電器側が制限する制限値を守る動作である。

工程Ｓ１～Ｓ９を実施することにより、予約時間までに目標ＳＯＣに到達することができ、且つ、現在ＳＯＣが目標ＳＯＣ未満の場合には、充電のみを優先することで、効率よく調整力活用をすることが可能となる。

充電優先及び充電許可の処理の差分に関しては、蓄電池充放電単価演算部１０４における処理として、図６の説明で詳細を後述する。

劣化率演算部１０３は、充電器や蓄電池設備の電力変換器の情報から容量劣化率（ＳＯＨＱ）を算出する。蓄電池設備でＳＯＨＱを測定し通信でＸＥＭＳが取得できる場合は、それを使用してもよいが、蓄電池設備でＳＯＨＱをＸＥＭＳに送る機能を有している例は少ない。そのため、ＸＥＭＳで取得可能な情報からＳＯＨＱを測定する必要がある場合が多い。

図４は、図２の劣化率演算部１０３におけるＳＯＨＱの演算プロセスの例を示すフロー図である。

図４においては、まず、工程Ｓ１００にて、蓄電池設備電源をＯＦＦとし、一定時間休止する。これは、ＳＯＨＱの演算に用いるＳＯＣの取得値を電源ＯＮ時に表示される演算誤差の少ない初期値に戻すためである。ＳＯＣ演算は、電源ＯＮ時間が長い場合、もしくは電力を入出力している時間が長い場合、電流センサの誤差等が生じやすく、電池電圧に基づくＳＯＣを取得しにくい。そのため、ＸＥＭＳで電池電圧に基づくＳＯＣを取得するためには、蓄電池設備自体を再起動すること、及び電池電圧が落ち着くまでの間一定時間を休止することが望ましい。なお、電源のＯＮ、ＯＦＦは、電源の入り、切りを表す。

次に、工程Ｓ１０１にて、電源ＯＮし、電源ＯＮした後のＳＯＣ（現在のＳＯＣ（以下「現在ＳＯＣ」という。））をＳＯＣ１として記録する。そして、工程Ｓ１０２にて、充電もしくは放電を実施する。

その後、工程Ｓ１０３にて、充電もしくは放電が停止した際に、次の式を満たすかを判定する。

｜（現在ＳＯＣ）－ＳＯＣ１｜＞（ＳＯＣ閾値）
工程Ｓ１０３にてＹｅｓの場合、工程Ｓ１０４に進み、蓄電池設備電源をＯＦＦとし、一定時間休止する。次に、工程Ｓ１０５にて、電源ＯＮし、電源ＯＮした後のＳＯＣ（現在ＳＯＣ）をＳＯＣ２として記録する。

最後に、工程Ｓ１０６にて、下記式（１）及び（２）を用いて現在の満充電容量Ｑｍａｘ及びＳＯＨＱを計算し、ＳＯＨＱを更新する。

式中、充放電ｋＷｈは、工程Ｓ１０２で充電もしくは放電をした電力量の絶対値である。充放電効率は、充電器の充放電に伴う損失を計算に入れた場合の充放電の効率である。初期満充電容量は、製品仕様書に記載されている新品の蓄電池設備の満充電容量である。

なお、本図に示す演算プロセスは、定期的にＳＯＨＱを演算するために行ってもよいし、工程Ｓ１０３までが成立した場合（工程Ｓ１０３にてＹｅｓの場合）に、工程Ｓ１０４以降を必要に応じて実施するようにしてもよい。

このようにしてＳＯＨＱを算出することにより、蓄電池設備の詳細な蓄電池情報が取得できないＸＥＭＳであっても、ＳＯＨＱを取得することができる。

図５は、図４の演算プロセスにより得られたＳＯＣの経時変化を示すグラフである。

本図に示すように、まず、任意のタイミングで電源ＯＦＦとし、一定時間休止した後に電源ＯＮとする。この時のＳＯＣ（現在ＳＯＣ）をＳＯＣ１として記録する。その後、例えば充電処理が行われた後に、電源ＯＦＦとし、一定時間休止した後、電源ＯＮとする。この場合に、休止直前のＳＯＣと電源ＯＮ時のＳＯＣとは、電流センサ等の誤差に対応する差（休止前との差）が生じることが多い。

このため、誤差の少ない電源ＯＮ時のＳＯＣをＳＯＣ２として記録し、満充電容量及びＳＯＨＱを演算する。

このようにすることで、誤差が少なくＳＯＨＱを演算することが可能となる。蓄電池設備のＳＯＣ演算の手法に影響される部分であるが、一般的なＳＯＣ演算が電源再起動でリフレッシュすることと、一定時間休止させると蓄電池電圧を反映したＳＯＣに収束することとが知られているため、このような演算プロセスを行えば、高精度にＳＯＨＱを算出することが可能となる。

蓄電池充放電単価演算部１０４では、蓄電池設備調整可能量演算部１０２の結果と劣化率演算部１０３の結果とから調整Ｗｈ単価を算出し、出力する。蓄電池設備調整可能量に関しては、蓄電池設備調整可能量演算部１０２の演算結果をそのまま後段の演算部に出力するのみである。

図６は、図２の蓄電池充放電単価演算部１０４における調整Ｗｈ単価の演算プロセスの例を示すフロー図である。

図６においては、まず、工程Ｓ２００にて、充電優先度が「充電指示」になっているかを判定する。これは、図３の工程Ｓ４、Ｓ５、Ｓ７、Ｓ８で選択されるものに対応している。

工程Ｓ２００でＹｅｓの場合、工程Ｓ２０１に進み、放電Ｗｈ単価を無効値、充電を実施するために充電Ｗｈ単価を負の値に設定する。後段の調整機器応答量決定部１０７（図２）では、各機器の調整Ｗｈ単価（上げＤＲと下げＤＲとで分かれている。）の大きさで調整機器を決定する処理としている。例えば、放電を実施してはいけない場合は、無効値に設定し、出力する。一方、充電を実施しなければいけない場合は、負の値に設定し、出力する。正の値であった場合には、単価が低い順番、つまり経済性が確保できる順番で調整力応答をすることとしている。これは、あくまでも後段の処理を調整Ｗｈ単価で統一するための一例である。

工程Ｓ２００でＮｏの場合は、工程Ｓ２０２にて充電優先度が「充放電禁止」となっているかを判定する。Ｙｅｓの場合は、工程Ｓ２０３に進み、放電Ｗｈ単価及び充電Ｗｈ単価を演算が実行されない無効値に設定する。工程Ｓ２０２でＮｏの場合は、工程Ｓ２０４に進み、充電優先度が「充電優先」となっているか判定する。工程Ｓ２０４でＹｅｓの場合は、工程Ｓ２０５に進み、（充電Ｗｈ単価）＝０、放電Ｗｈ単価を演算が実行されない無効値に設定する。ここで、（充電Ｗｈ単価）＝０は、充電が必要なタイミングで最優先に充電することを意味する。

工程Ｓ２０４でＮｏの場合、つまり充電優先度が「充電許可、放電許可」の場合は、工程Ｓ２０６に進み、後述する蓄電池設備の現在の充放電単価に設定する。

蓄電池設備の現在の充放電単価は、下記式（３）により算出する。

製品仕様のみから上記式（３）で算出すると、蓄電池設備の現在の充放電単価は、高くなりがちで調整力として利用されにくくなってしまうことが多いため、補正係数を用いることで、目標の使用頻度まで利用されるようにしている。例えば、新品の蓄電池設備であれば、インバランスペナルティが大のときには応答した方がよいと考えられるので、インバランスペナルティが過去１年の中で最大となった日の１日の料金の平均値が新品の単価となるように補正係数を調整することが考えられる。

現在の製品価値は、年数によって減少していくものであり、例えば減価償却の考え方で製品の購入費用から使用想定年数まで減少する費用である。現在の製品価値は、使用からの年数を入力として、あらかじめ設定した現在の製品価値と使用年数との関係から算出される。使用想定年数は、製品の保証年数でもよいし、あらかじめ決定している廃棄までの期間でもよい。寿命までの残ｋＷｈは、例えば寿命をＳＯＨＱ６０％と定めた場合には、そのＳＯＨＱに到達するまでに充放電可能なｋＷｈ（電力量）である。この残ｋＷｈは、現在のＳＯＨＱを入力として、設定した寿命までの残ｋＷｈとＳＯＨＱとの関係から算出される。寿命までの残ｋＷｈとＳＯＨＱとの関係は、あらかじめ設定した関係式によるものであってもよいし、実際の蓄電池設備の寿命予測によって逐次更新されるものであってもよい。上記式（３）を用いることで、蓄電池設備を調整力として過剰に使用することなく運用することが可能となる。

なお、蓄電池設備の調整力単価は、蓄電池の劣化率及び使用年数、現在の電池温度及びＳＯＣにおける劣化の感度等に基づいて決定してもよい。

蓄電池設備は、分単位での応答が可能であり、人への影響もないため、瞬時に応答することが可能である。すなわち、蓄電池設備は、充電・放電の切り替えに関する即応性が高い。

一方、照明や空調等の負荷設備は、人へ影響があり、分単位で応答を変更することは好ましくない。人への影響には、例えば数分で照明の光度が変更になった場合不快に感じてしまうことや、空調温度を１℃下げた後に数分後に２℃上げるような動作をすると快適性に影響を及ぼすことがある。そのため、人の快適さに影響を与える照明や空調等は、変化が急峻でないことが望ましい。

また、空調は、運転を変更する場合に一定の時間が必要であり、応答に数十分の時間を要する場合がある。よって、空調は、即応性が低い。

まとめると、蓄電池設備は、分単位での応答が可能である一方、照明や空調等を含む負荷設備は、快適性を維持する観点から消費電力の変更が難しい。

図７は、実需要及び調達量の経時変化の一例を示すグラフである。図中、実線は調達量（電力調達量）、破線は実需要を示している。

本図においては、実需要と調達量との大小関係が、長時間（例えば数時間）にわたって変わらない領域２００、２０２と、比較的短時間（例えば２０分～１時間程度）で変わる領域２０１とがある。言い換えると、領域２００、２０２においてはインバランスの継続時間が長く、領域２０１においてはインバランスの継続時間が短い。

よって、領域２００、２０２と領域２０１とでは、応答すべき設備を変更することが望ましい。すなわち、インバランスの継続時間に基づいて応答設備を選択することが望ましい。

本図に示すように、具体的には、領域２００、２０２においては、負荷設備で応答することが望ましい。これは、一定時間、（実需要）＞（調達量）の状態が継続する場合、冷房の設定温度を上げる等、負荷設備における消費電力（実需要）を低減することで応答することを意味する。一方、領域２０１においては、蓄電池設備で応答する必要がある。実需要と調達量とが短時間で逆転しているためである。

領域２００、２０２において蓄電池設備で全て応答することにすると、蓄電池設備の容量が過剰に必要になってしまう。一方、領域２０１において負荷設備で応答することにすると、頻繁に空調の運転の変更をする必要が生じるため、応答できず、前述したように人の快適さにも影響を与えてしまう。

図８は、図２の設備選択部１０５における演算プロセスの例を示すフロー図である。

図８においては、いずれの設備で応答すべきかを決定する演算プロセスを示している。

まず、工程Ｓ３００にて、瞬時必要調整力及び必要調整力を次の二つの式により計算する。

（瞬時必要調整力）＝（瞬時実需要）－（瞬時調達量）
（必要調整力）＝｛（３０分同時同量範囲内の総合実需要）－（３０分同時同量範囲内の調達量）｝／（制御時間）
ここで、瞬時必要調整力は、実需要のサンプリング周期毎に対応する調整量と比較し、どの程度ずれているかを把握するための指標である。また、必要調整力は、３０分同時同量達成のために必要な調整力である。例えば、１４時から１４時３０分の時間窓であれば、現時刻が１４時１５分である場合、１４時から１４時１５分までの実需要と調達量のずれである。瞬時必要調整力が瞬時（１秒以下でもよい。）の値であるのに対し、必要調整力は、時間窓内のずれの積算値である。言い換えると、必要調整力は、所定時間内の実需要と瞬時調達量との差の平均値である。

次に、工程Ｓ３０１にて、Ａ時間以上の間、次の式を満たすかを判定する。

｜（瞬時必要調整力）｜＞Ｂ（ｋＷ）
これは、図７の領域２００、２０２に該当するか否かを判定するための処理である。Ａの値は、例えば、人の快適さに影響を与えない時間窓や空調が応答までに要する時間を加味して設定される。Ｂの値は、例えば、負荷設備の設備容量を元に設定される。

工程Ｓ３０１でＹｅｓの場合は、工程Ｓ３０２に進み、次の二つの式により負荷設備必要調整力及び他設備必要調整力を算出する。

（負荷設備必要調整力）＝（Ａ時間内の瞬時必要調整力の平均値）
（他設備必要調整力）＝（必要調整力）－（負荷設備必要調整力）
ここで、他設備は、蓄電池設備及び発電設備を含む。

工程Ｓ３０１でＮｏの場合は、工程Ｓ３０３に進み、負荷設備が現在も調整力応答をしており、調整力応答時間がＤ時間を超えたかを判定する。工程Ｓ３０３でＹｅｓの場合は、工程Ｓ３０４に進み、（負荷設備必要調整力）＝０、（他設備必要調整力）＝（必要調整力）とする。

工程Ｓ３０３でＮｏの場合は、工程Ｓ３０５に進み、（負荷設備必要調整力）＝（Ａ時間内の瞬時必要調整力の平均値）、（他設備必要調整力）＝（必要調整力）－（負荷設備必要調整力）とする。

負荷設備が応答する間は、（負荷設備必要調整力）＝（Ａ時間内の瞬時必要調整力の平均値）で固定とすることで、負荷設備の運転が変化することがないため、人への影響を最小限にとどめることができる。また、少なくともＤ時間以上連続で負荷設備を稼働させることで、設備の急な運転変更を抑制することができる。

図９Ａは、図２のインバランスリスク判定部１０６において日時情報からインバランスリスクを判定した結果の例を示す表（上げＤＲリスクテーブル）である。

図９Ｂは、図２のインバランスリスク判定部１０６において日時情報からインバランスリスクを判定した結果の例を示す表（下げＤＲリスクテーブル）である。

インバランス料金は、需給の逼迫による停電リスクによって値が変動するため、停電しやすいタイミングに料金が高騰する傾向にある。そのため、現在の日時から季節及び時間を割り出し、需給が逼迫しやすい時期か、時間帯かを判定することで、リスク判定を行う。

例えば、上げＤＲは、需要を上げる方向の調整であり、調達量よりも実需要が低い場合に行う処理である。この場合は、インバランスが発生したとしても電力が余っている方向であるため、停電リスクは低い。このため、リスクは低いと判定してよい。また、日中よりも夜の方が需要が小さく太陽光発電等の変動リスクも少ないため、リスクが低くなる。

下げＤＲは、需要を下げる方向の調整であり、調達量よりも実需要が高い場合に行う処理である。この場合は、電力が足りない方向であるため、停電リスクが高い。このため、リスクは高いと判定する。また、日中の方が需要の立ち上がりや天気の変動での影響を受けるため、リスクが高くなる傾向にある。また、夏や冬の方が需要が大きいため、リスクが高くなる傾向にある。

このリスク情報を例えば￥／ｋＷｈという単位を有する指標として後段の処理に出力する。これは、調整Ｗｈ単価と比較しやすくするためである。本実施例では、インバランスリスク判定部１０６の入力を日時情報とし、日時情報から需給の逼迫を判定するようにしているが、直接需給の逼迫情報を得ることができるのであれば、その手段で代替してもよい。また、外部の機関が行っているインバランス料金推定の結果を元に判定してもよいし、卸電力市場価格を参考にしてもよい。例えば、前年度もしくは対象となる日にちの前週の卸電力市場価格の推移にリスク係数（例：２倍）をかけたものを使用することが考えられる。

まとめると、インバランスの料金単価は、季節及び時間帯による需給逼迫度によって決定してもよい。

図１０は、図２の調整機器応答量決定部１０７における演算プロセスの例を示すフロー図である。

図２に示すとおり、調整機器応答量決定部１０７においては、前段の各演算部等からの情報を集約し応答する機器を決定する。図１０においては、応答量を決定するプロセスを示している。

図１０に示すように、まず、工程Ｓ４００にて、Ｗｈ単価が負の設備に応答指令を出すとともに、当該設備の応答量を他設備必要調整力から差し引く。もしインバランスを増やす向きであれば、他設備必要調整力は増えることになる。この処理は、図３に示す充電指示をインバランスに関わりなく実施するためである。

次に、工程Ｓ４０１にて、上げＤＲか下げＤＲかで使用するＷｈ単価テーブルを選択する。そして、工程Ｓ４０２にて、単価順に並べ変える。次に、工程Ｓ４０３にて、インバランスリスクで応答する機器候補を選定する。具体的には、調整Ｗｈ単価がインバランスリスクの￥／ｋＷｈという単位を有する指標よりも安い機器だけが候補となる。次に、工程Ｓ４０４にて、負荷設備必要調整力を候補内の負荷設備のうち単価が安い順に割り当てて、指令値を負荷設備に送る。

次に、工程Ｓ４０５にて、他設備も同様に、他設備必要調整力を候補内の他設備のうち単価が安い順に割り当てて、指令値を各設備に送る。この際、工程Ｓ４０４にて、負荷設備必要調整力が負荷設備だけで応答できるかはわからないので、他設備必要調整力と負荷設備が応答できていない出力とを他設備に割り当てる。

図１１は、図２の調整機器応答量決定部１０７における演算プロセスの一部を示す模式図である。

図１１に示すように、調整機器応答量決定部１０７においては、設備毎の調整可能量及び調整Ｗｈ単価情報が集約される。空調が調整可能量０である理由は、例えば運行情報が決定されており、調整力応答できない場合であるためである。負荷設備は、上げＤＲ用テーブル及び下げＤＲ用テーブルを保持している。太陽光発電システムは、出力制限をする上げＤＲしか対応できないので、上げＤＲテーブルのみとなる。蓄電池設備は、充電（上げＤＲ）及び放電（下げＤＲ）の両方を保有している。充電指示になっているＥＶ＿１は、下げＤＲであっても充電が実行される。

図中右矢印で示すように、工程Ｓ４０２の処理に対応しており、Ｗｈ順に並べ変えて優先度を決定する。この優先度の順でインバランスリスクよりも安いものが応答の候補となる。言い換えると、インバランスよりも調整力単価を優先して応答設備を選択する。

本図に示すような画像を電力調整システムの表示部（端末の画面等）に表示してもよい。

上記のような演算プロセスを用いることで、実需要と電力調達量とのずれを計算に入れた上で適切な設備を選択し、調整力応答を実行することができる。このため、インバランスペナルティのリスクを減らすことができる。また、蓄電池設備への分配をインバランスの傾向や劣化率から換算する調整力単価で決定することで、蓄電池設備の充放電を実行する必要がない場合が多くなり、蓄電池設備の劣化を防ぐことも可能である。

実施例２では、複数の需要家（Ｎ件）まとまって調整力応答をする場合である。

実施例１では、１件の需要家に絞って話をしたが、小売電気事業者が契約しているＮ件の需要家の中でインバランスを解消することも可能である。３０分同時同量は、小売電気事業者の管轄するＮ件の需要家内で達成すればよい。つまり、需要家＿１でインバランスが発生しても、需要家＿２でそれを解消することができれば問題にならない。また、ある需要家が（調達量）＜（実需要）である場合に、他の需要家では（調達量）＞（実需要）であれば、必要な調整力が減る効果も期待できる。そのため、複数の需要家を束ねてインバランスを解消することで、調整力として稼働する機器を減らすことが可能である。

図１２は、統括ＥＭＳを用いたシステムを示す概略構成図である。

本図において、ＸＥＭＳ４００は、各需要家の事業所に設置されている。ＸＥＭＳ４００には、図１のＸＥＭＳ１５と同様に、各事業所の配電盤２、空調制御コントローラ４、照明制御コントローラ６、電力変換器８、充電器１０及び電力変換器１２が接続されている。統括ＥＭＳ４０１は、Ｎ件の事業所に設置されたＸＥＭＳ４００に接続され、これらのＸＥＭＳ４００を統括するものである。ＸＥＭＳ４００が図１のＸＥＭＳ１５と異なる点は、ＸＥＭＳ１５が有する機能の一部を統括ＥＭＳ４０１側が担っている点である。よって、統括ＥＭＳ４０１は、「統括演算装置」と呼ぶことができる。

図１３は、統括ＥＭＳを有する電力調整システムを示す構成図である。

図２に示す負荷設備調整可能量演算部１００、発電設備調整可能量演算部１０１、蓄電池設備調整可能量演算部１０２、劣化率演算部１０３及び蓄電池充放電単価演算部１０４は、図１２の各ＸＥＭＳ４００に属する。

図１３において、統括ＥＭＳは、記録部５００と、設備選択部５０１と、インバランスリスク判定部１０６と、調整機器応答量決定部５０２と、を含む。記録部５００には、Ｎ個のＸＭＥＳ４００からの情報が蓄積されている。設備選択部５０１は、Ｎ個のＸＥＭＳ４００のすべてに対応する構成である。

具体的には、図８の工程Ｓ３００では、瞬時必要調整力及び必要調整力を事業所ごとに計算しているが、図１３の統括ＥＭＳにおいては、次の２つの式により計算する。

（瞬時必要調整力）＝Σ（瞬時実需要）－Σ（瞬時調達量）
（必要調整力）＝｛Σ（３０分同時同量範囲内の総合実需要）－Σ（３０分同時同量範囲内調達量）｝／（制御時間）
このほかは、定数Ａ等が共通ではないが、処理としては同様である。

インバランスリスク判定部１０６における処理については、特に変更はない。

調整機器応答量決定部５０２は、事業所が１件の場合である図２の調整機器応答量決定部１０７とは処理が異なる。

処理としては、図１１では１件の事業所の設備のみが対象であるが、図１３の調整機器応答量決定部５０２は、Ｎ個のＸＥＭＳ４００に接続されたすべて設備を対象として、図１１に示すような処理を行い、応答の候補を選択する。そして、調整機器応答量決定部５０２は、選択の結果を負荷設備指令値、蓄電池設備指令値及び発電設備指令値を各ＸＥＭＳ４００に出力する。

本実施例では、図１１のように全設備情報を統括ＥＭＳ側に送ることを想定しているが、需要家の数が増加していくと、統括ＥＭＳ自体で処理が困難になる場合がある。この場合には、例えば、図１１の蓄電池及びＥＶをまとめて蓄電池設備としてこの情報を統括ＥＭＳ側に送信してもよい。機能の分割は、システムの大きさで決定する。

実施例３は、需要家側で調整力応答が完結できない場合、すなわちインバランスが応答設備の処理を超える場合に小売電気事業者側に電力調達を依頼するものである。

システムの構成は、図１に示す実施例１と同様である。

図１４は、実施例３の電力調整システムを示す構成図である。

本図において、負荷設備調整可能量演算部１００、発電設備調整可能量演算部１０１、蓄電池設備調整可能量演算部１０２、劣化率演算部１０３、蓄電池充放電単価演算部１０４及び調整機器応答量決定部１０７については、実施例１（図２）の構成と同様であり、同様の処理を行う。

本図の設備選択部６００においては、後述のとおり、実施例１とは異なる処理をする。

調整機器応答量決定部６０１においては、図１０の演算プロセスにより応答指令を出力するとともに、小売電気事業者に対して電力調達依頼を送信する。小売電気事業者は、この依頼を受けて電力調達を行い、電力調達量を修正する。

図１５は、図１４の設備選択部６００における電力調達依頼のための演算プロセスの例を示すフロー図である。

図１５においては、図８に示す工程Ｓ３００と工程Ｓ３０１との間に、工程Ｓ５００及び工程Ｓ５０１を行う。

工程Ｓ５００では、Ｅ時間以上の間、次の式を満たすかを判定する。

｜瞬時必要調整力｜＞Ｆ（ｋＷ）
工程Ｓ５００でＹｅｓの場合は、工程Ｓ５０１に進み、次の式により電力調達依頼値を算出する。

（電力調達依頼値）＝（Ｅ時間内の瞬時必要調整力の平均値）
その後、図８の工程Ｓ３０１の処理に移行する。

工程Ｓ５００でＮｏの場合にも、図８の工程Ｓ３０１へ移行する。これは、図７に示す領域２００、２０２のように実需要と調達量との大小関係が長時間にわたって変わらず、その差がある程度大きい場合に、負荷設備で調整するのではなく、電力の調達量を調整する処理を行うことを意味する。

卸電力取引所を活用すれば、１時間前であれば電力を調達することが可能である。そのため、あまりにもインバランスが大きいと判定された場合には、需要家側が調整するのではなく、電力の調達量を修正することで不要な設備稼働を抑制することができる。

実施例４は、実施例１で使用する運行情報がピークシフト、需要シフト等に基づいて決定されたものを使用する場合である。

実施例１の図２では、各設備の運行情報は、単に事前に決定された計画としか記載していないが、具体的には、需要シフトが考えられる。

卸電力市場の単価は、夜間が安価で昼間が高価になる傾向にある。このため、調整可能機器は、昼に発生しうる需要を夜間にシフトした方が電気料金が下がる可能性がある。このような電気料金の最適化を事前に計算し、あらかじめ運行情報として入力しておくことで、その運用を守りつつ実施例１のようなインバランスへの処理が可能となる。

図１６は、需要シフトを決定する構成を追加した電力調整システムを示す部分構成図である。

本図においては、需要シフト計画部７００は、負荷設備調整可能量演算部１００、発電設備調整可能量演算部１０１及び蓄電池設備調整可能量演算部１０２の上流側に設けられている。需要シフト計画部７００は、電気料金情報、例えば１日の電気料金の推移、計画する日にちの需要予測、負荷設備等の設備稼働予測等を入力とし、負荷設備運行情報、発電設備運行情報及び蓄電池設備運行情報を計画する。例えば、前述したように昼間の方が夜間よりも電気料金が高価である場合に、昼間に負荷を減らし夜間に負荷を増加させた方が経済性があるとする運行情報を決定する。各運行情報は、１日の時系列情報となっている。

運行情報として需要シフトやピークシフトを行うことで、電気料金が最も安くなるように最適化することが可能である。

実施例５は、実施例１の図２に示す蓄電池充放電単価演算部１０４の出力である調整Ｗｈ単価を、電池の現在の情報からの劣化感度に基づき補正する場合である。

蓄電池は、負荷設備や発電設備と異なり、現在の状態での劣化感度が異なる。例えば、高温の方が劣化が進行しやすく、ＳＯＣが高い方が劣化が進行しやすい。このように、劣化感度は、電池の状態である充電率や温度によって変化するため、最適な運用をすることで劣化を抑制することができる。つまり、劣化が起こらない運用をした方が長期間運用が可能になるため、調整Ｗｈ単価を下げることが可能となる。

図１７は、充電Ｗｈ単価及び放電Ｗｈ単価を補正する構成を有する電力調整システムを示す部分構成図である。

本図においては、図２に示す蓄電池充放電単価演算部１０４と調整機器応答量決定部１０７との間に充電Ｗｈ単価補正部８００及び放電Ｗｈ単価補正部８０１が設けられている。充電Ｗｈ単価補正部８００では、電池温度及びＳＯＣのデータに対応する補正係数を用いて充電Ｗｈ単価を補正する。この場合において、補正には、例えば下記式（４）を用いる。

式中、（充電補正係数＿電池温度）は、曲線８０２（電池温度での充電補正曲線）で示す、電池温度に応じて増加する係数である。電池の劣化は、主に化学的な副反応であり、アレニウスの式に従うことから、この係数は、電池温度に対して指数関数的に増加するものとしている。また、（充電補正係数＿ＳＯＣ）は、曲線８０３（ＳＯＣでの充電補正曲線）で示す、ＳＯＣに応じて増加する係数である。ＳＯＣが増加すると劣化も指数関数的に増加するため、曲線８０３は、指数関数的な形状であると仮定している。これらの２種類の補正係数で補正した補正充電Ｗｈ単価を充電Ｗｈ単価補正部８００から出力する。放電Ｗｈ単価についても、充電Ｗｈ単価の場合と同様にして、下記式（５）で補正する。

式中、（放電補正係数＿電池温度）は、充電と同様になるため、曲線８０２と同様とする。（放電補正係数＿ＳＯＣ）に関しては、ＳＯＣが高い時には放電をした方が劣化感度の高いＳＯＣ領域を抜けることができるため、曲線８０３と逆の形状を有する曲線８０４（電池温度での放電補正曲線）となる。この補正係数で補正した補正放電Ｗｈ単価を放電Ｗｈ単価補正部８０１から出力する。

このように、電池温度及びＳＯＣを用いるとともに劣化感度を計算に入れることにより、劣化を抑制して運転することが可能となる。

実施例６は、設備管理者（ユーザ）がＧＵＩ（Ｇｒａｐｈｉｃａｌ Ｕｓｅｒ Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ）を介して運行情報を入力する場合である。

実施例１や実施例４では、事前に需要シフト等を計算に入れて運行情報を決定する例を示しているが、設備管理者が運行を決めたい場合がある。

例えば、蓄電池設備の１種である電気自動車であれば、急に使用したい場合にシステムに取り込むのに時間がかかると、システムに取り込まれるまでの間、調整力応答が最適にならず、経済性を低下させてしまう。そのため、ＧＵＩを用いて設定することで、急な運転計画の変更にも対応することができる。

図１８は、設備管理者のＧＵＩの例を示す画像である。

本図に示す基本運転計画画面９００は、事業所において電力調整に用いる設備のうちのいずれかである設備Ａに対応するものである。この例では、設備管理者がＧＵＩを介して画面上で９時～１９時までの稼働予定を入力することで、調整力として使用すべきでない時間帯をシステム側に通知することができ、経済性の低下を防ぐことができる。

実施例７は、実需要だけでなく、実需要から需要予測値を算出して用いるものである。

実施例１では、電力調達量と比較する対象を実需要に限定していたが、需要の取得間隔が長い場合には、３０分同時同量を実需要だけでは達成が厳しい場合が想定される。

例えば、実施例１では、実需要と電力調達量との差分で必要調整量を工程Ｓ３００（図８）にて計算している。需要の取得が５分毎であった場合には、３０分同時同量の０～２５分のインバランスは調整可能であるが、２５～３０分のインバランス量は、需要データがないため、調整することが困難となる。

そこで、本実施例においては、不足している需要データを補完するために需要予測を行う。

図１９は、本実施例の電力調整システムを示す構成図である。

本図において実施例１の図２と異なる点は、電力調整システムが需要予測部１０００と設備選択部１００１とを有する点である。

需要予測部１０００は、実需要を入力として需要予測値を算出する。この演算には、機械学習やＡＩ（人工知能）を活用してもよい。設備選択部１００１は、実需要、電力調達量及び需要予測値を入力として、必要調整力を算出するとともに、応答設備を決定する。

図２０は、図１９の電力調整システムによる需要予測の結果の例を示すグラフである。

図２０においては、上から順に、３０分同時同量の時間窓内の需要量、需要量と調達量との差分であるインバランスの３０分までの積算量、及び負荷設備等の設備運転のグラフを並べて示している。

インバランス積算量は、設備が調整力運転されれば０に近づくはずであるが、本図においては、設備運転をしていない場合のインバランス積算量を示している。

実施例１でも示すように、インバランス積算量を０にするために設備運転を実行するため、インバランス積算量が増加する傾向がある。このため、設備運転は、下げＤＲ方向の運転を実行している。

前述したように需要の取得周期が５分毎であった場合、２５分～３０分は実需要取得不可区間１１００となっている。しかし、３０分同時同量を達成するためには、２５分～３０分の間で発生するインバランスに関しても予測し、設備運転を実施する必要がある。このため、実需要を予測し、その結果に基づきインバランス予測量を算出し、インバランスを０にするように設備運転をする。これにより、需要取得不可時間でも調整力を活用することが可能となる。なお、実需要の予測手段は、多岐にわたるので、その手段は問わない。

実施例８は、インバランスよりも調整力指令値を優先して各設備選択を実施するものである。

図２１は、本実施例の電力調整システムを示す構成図である。

本実施例において実施例１の図２と異なる点は、図２の設備選択部１０５及びインバランスリスク判定部１０６の代わりに、設備選択部１２００を用いている点である。設備選択部１２００は、調整力指令を入力として、必要調整力を算出するとともに、応答設備を決定する。インバランスリスク判定部１０６は設けなくてもよいが、インバランスを併用する場合は、インバランスリスク判定部１０６も用いてもよい。

ここで、調整力指令は、需給調整市場からの指令値である。この指令は、応答までの時間、継続時間及び出力が情報として含む。そのため、設備選択部１２００では、インバランスの傾向を分析する手法と同様に、例えば、継続時間が一定時間以上であり応答までの時間が長い場合には、負荷設備必要調整力を後段に出力する。一方、継続時間が短く、応答までの時間が短い場合には、蓄電池設備必要調整力として後段に出力する。

最終的には、図１１と同様に、調整力単価で優先度を決定して応答するが、インバランスリスクでの閾値は、存在せず、調整力指令を満たすように分配することになる。このような構成とすることで、調整力指令に対しても調整力単価の安い設備で応答できるため、経済性を最適化できる。

１：系統電力、２：配電盤、３：空調設備、４：空調制御コントローラ 、５：照明設備、６：照明制御コントローラ、７：太陽光発電システム、８：電力変換器、９：電気自動車 、１０：充電器 、１１：定置型蓄電池設備、１２：電力変換器、１３：その他の負荷、１４：スマートメータ、１５：ＸＥＭＳ、１６：負荷設備、１７：発電設備、１８：蓄電池設備、１００：負荷設備調整可能量演算部、１０１：発電設備調整可能量演算部、１０２：蓄電池設備調整可能量演算部、１０３：劣化率演算部、１０４：蓄電池充放電単価演算部、１０５、５０１、６００、１００１、１２００：設備選択部、１０６：インバランスリスク判定部、１０７：調整機器応答量決定部、２００、２０１、２０２：領域、４００：ＸＥＭＳ、４０１：統括ＥＭＳ、５００：記録部、５０２、６０１：調整機器応答量決定部、７００：需要シフト計画部、８００：充電Ｗｈ単価補正部、８０１：放電Ｗｈ単価補正部、８０２、８０３、８０４：曲線、９００：基本運転計画画面、１０００：需要予測部、１１００：実需要取得不可区間。

Claims (18)

1. 電力系統に接続された負荷設備及び蓄電池設備に出力する所定の指令を算出する演算装置を備える電力調整システムであって、
   前記演算装置は、
   インバランスの継続時間又は需給調整市場からの調整力指令に基づいて前記負荷設備又は前記蓄電池設備を応答設備として選択する設備選択部と、
   前記負荷設備、前記蓄電池設備のそれぞれの運用計画に基づいてそれぞれの設備の調整可能量及び調整力単価を算出する調整可能量演算部と、
   前記設備選択部により選択された前記応答設備と、調整可能量演算部により算出された前記それぞれの設備の前記調整可能量及び前記調整力単価と、に基づいて、前記応答設備の応答量を算出し出力する調整機器応答量決定部と、を有する、電力調整システム。
2. 電力系統に接続された負荷設備、蓄電池設備及び発電設備に出力する所定の指令を算出する演算装置を備える電力調整システムであって、
   前記演算装置は、
   インバランスの継続時間又は需給調整市場からの調整力指令に基づいて前記負荷設備、前記蓄電池設備及び前記発電設備のいずれかを応答設備として選択する設備選択部と、
   前記負荷設備、前記蓄電池設備のそれぞれの運用計画に基づいてそれぞれの設備の調整可能量及び調整力単価を算出する調整可能量演算部と、
   前記設備選択部により選択された前記応答設備と、調整可能量演算部により算出された前記それぞれの設備の前記調整可能量及び前記調整力単価と、に基づいて、前記応答設備の応答量を算出し出力する調整機器応答量決定部と、を有する、電力調整システム。
3. 前記設備選択部が、電力需要量と電力調達量との差であるインバランスに基づいて応答設備を選択する、請求項１又は２に記載の電力調整システム。
4. 前記設備選択部が、前記調整力指令に基づいて応答設備を選択する、請求項１又は２に記載の電力調整システム。
5. 前記設備選択部は、前記調整力単価と前記インバランスの料金単価とを比較することにより、前記それぞれの設備による応答の可否を決定する、請求項３記載の電力調整システム。
6. 前記蓄電池設備の前記調整力単価は、蓄電池の劣化率及び使用年数並びに現在の電池温度及びＳＯＣにおける劣化の感度のうちの少なくとも一つを用いて決定する、請求項１～５のいずれ一項に記載の電力調整システム。
7. 前記蓄電池の前記劣化率は、前記蓄電池の充電又は放電の前後の二点のＳＯＣ及び充放電電力から算出する、請求項６記載の電力調整システム。
8. 前記蓄電池の前記劣化率は、前記蓄電池設備の電源を切り、一定時間休止した後測定する、請求項７記載の電力調整システム。
9. 前記インバランスの前記料金単価は、季節及び時間帯による需給逼迫度によって決定する、請求項５記載の電力調整システム。
10. 前記インバランスの前記料金単価は、卸電力市場の価格に基づいて決定する、請求項５記載の電力調整システム。
11. 前記調整機器応答量決定部は、前記インバランスが前記応答設備の処理を超える場合には、小売電気事業者に対して電力調達の依頼をする、請求項３又は５に記載の電力調整システム。
12. 前記演算装置は、前記それぞれの設備の運行情報を前記調整可能量演算部に送信する需要シフト計画部を更に有する、請求項１～１１のいずれ一項に記載の電力調整システム。
13. 設備管理者がＧＵＩを介して運行情報を入力可能に構成されている、請求項１～１１のいずれ一項に記載の電力調整システム。
14. 前記演算装置は、実需要を入力として需要予測値を算出する需要予測部を更に有し、
    前記設備選択部は、前記需要予測値を受信する、請求項３記載の電力調整システム。
15. 前記設備選択部は、前記電力需要量と前記電力調達量との大小関係が所定時間の間に変動する場合は、前記蓄電池設備を前記応答設備として選択する、請求項３記載の電力調整システム。
16. 前記設備選択部は、前記電力需要量と前記電力調達量との大小関係が所定時間以上変わらない場合は、前記負荷設備を前記応答設備として選択する、請求項３記載の電力調整システム。
17. 前記演算装置を複数統括する統括演算装置を更に備え、
    前記統括演算装置は、複数の前記演算装置からの情報を蓄積する記録部を有する、請求項１又は２に記載の電力調整システム。
18. 前記調整機器応答量決定部は、前記インバランスよりも前記調整力単価を優先して前記応答設備を選択する、請求項１又は２に記載の電力調整システム。

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