JP5271329B2

JP5271329B2 - 蓄電池管理システム

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Publication number: JP5271329B2
Application number: JP2010217644A
Authority: JP
Inventors: 堂義行本; 澤実米
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2010-09-28
Filing date: 2010-09-28
Publication date: 2013-08-21
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Description

本発明の実施形態は、たとえば蓄電池等の蓄電部への充放電を行う蓄電池管理システムに関する。

高度な知的電力網である、スマートグリッドの概念が広まっている。これに合わせ、太陽光発電、風力発電、水力発電などの再生可能エネルギーを用いた発電や、それらの電力を安定化させるためにバッファとして活用される蓄電池など、多様な分散電源の導入が進んでいる。電力需要家を取り巻く電力需給システムはより複雑な形態になっていくと考えられている。

従来の充電管理方法として、夜間などの電力が安価な時間（給電推奨時間）に、なるべく充電するように蓄電池を管理して、電力料金を安く抑える方法が知られている。また、現行で、蓄電池として広く使われているリチウムイオン蓄電池は、満充電状態を維持したままでは容量劣化が起こることや、完全放電した後に再充電する場合も電池の寿命が通常の使用より減ってしまうことが一般的には言われている。そのため、リチウムイオン蓄電池の場合、充電状態を20％から80％の間を保つことが電池の容量劣化を抑える上で、要求されている。

従来の技術は、蓄電池に電力を蓄える際の経済性を考慮したもので、電力価格のみを対象として充放電を最適化するものであった。蓄電池に充電する際の環境負荷や、蓄電池の劣化という観点は考慮されていなかった。

特願2008-67418号公報

本発明は、環境負荷の低減と、蓄電部の劣化の抑制との少なくとも一方を達成しつつ、蓄電部の充放電を制御しようとするものである。

本発明の実施形態としての蓄電池管理システムは、電力受取部と、系統電力情報取得部と、発電方法別原単位データベースと、充電原単位計算部と、蓄電部と、充放電判定部と、充放電制御部とを備える。

前記電力受取部は、複数の発電手段により発電を行う電力系統から供給される電力を受ける。

前記系統電力情報取得部は、前記電力系統から第1期間に供給される電力の発電手段別の割合を示す第1系統電力情報を取得する。

前記発電方法別原単位データベースは、前記発電手段毎に、単位発電量当たりに排出する環境負荷物の量を定めた環境負荷原単位を記憶する。

前記充電原単位計算部は、前記第1系統電力情報に示される各発電手段の割合による、前記各発電手段にそれぞれ対応する環境負荷原単位の重み付け合計を計算することにより、充電原単位を計算する。

前記蓄電部は、電力を充放電可能である。

前記充放電判定部は、前記充電原単位が基準値未満のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電することを決定し、前記充電原単位が前記基準値以上のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電しないことを決定する。

前記充放電制御部は、前記充放電判定部により充電することが決定されたとき、前記電力受取部で受けた電力を用いて、前記第1期間において前記蓄電部を充電する。

本発明の第1実施形態に係る蓄電池管理システムの構成図である。系統電力情報の一例を示す図である。宅内発電情報の一例を示す図である。発電方法別原単位データベースの一例を示す図である。充放電履歴データベースの一例を示す図である。図1のシステムの動作の流れを示したフローチャートである。充放電の制御の例を示す図である。第2実施形態に係る蓄電池管理システムの構成を示す図である。第1ケースに係る充放電決定処理の流れを示すフローチャートである。第1ケースに係る各蓄電系統のモードとSOCを示す図である。充放電要求の例を示す図である。第2ケースに係る充放電決定処理の流れを示すフローチャートである。第2ケースに係る各蓄電系統のモードとSOCを示す図である。第3ケースに係る各蓄電系統のモードとSOCを示す図である。第3実施形態に係る蓄電池管理システムの構成例を示す図である。第3実施形態に係る充放電決定処理の流れを示すフローチャートである。各蓄電系統のモードとSOCを示す図である。各時間帯における充電最大数および放電最大数の設定例を示す図である。

以下、図面を参照しつつ、本発明の実施形態について説明する。

（第1実施形態）
図1は、本発明の第1実施形態に係る蓄電池管理システムの構成図である。

本システム100は、たとえば電力を消費する需要家宅（家庭）に配置される。

本システム100は、電力系統1に対し、電力線および情報線（制御線）を介して接続されている。図において、各ブロック間を接続する二重線は電力線、実線は情報線を表している。

電力系統1は、原子力、水力、火力、風力、太陽光、地熱等などの複数の発電手段により発電を行う。電力系統1は、発電電力を、電力線を介して、本システム100に供給可能に構成される。

また、電力系統1は、本システム100に一定間隔で系統電力情報を送信する。当該一定間隔は、系統電力情報が更新される最小の時間単位とする。本実施形態では15分に一回、電力情報が更新されるとする。ただしこれは一例であり、より短い間隔や、長い間隔で更新される場合もある。電力系統1は、本システム100からの要求に応じて系統電力情報を送信するようにしてもよい。

ここで、系統電力情報は、電力系統1の発電量に対する発電手段別の発電割合と、需要家に供給可能な電力量の情報とを含む。発電手段別の発電割合の情報は第1系統電力情報、供給可能な電力量の情報は第2系統電力情報とそれぞれ称することもある。

図2に系統電力情報の一例を示す。ここでは時間11：45〜12：00の15分間の発電手段別の発電割合と、当該時間において需要家に供給可能な電力量（消費電力）が示される。

本システム100における系統電力情報取得部3は、電力系統1から系統電力情報を取得する。取得タイミングは、充放電スケジュール期間t+1の1つ前の期間t内（たとえば期間tの開始時）であるとする。充放電スケジュール期間は、充放電をスケジュールする対象となる期間（第1期間）のことである。充放電スケジュール期間の長さ単位は、本例では、系統電力情報の更新期間と同じ15分であるとする。本例では、取得した系統電力情報には、期間t+1に関する情報（発電割合、供給可能電力量）が含まれる。取得した系統電力情報は充電原単位計算部10に送られる。

発電設備3は、太陽光発電、風力発電等の発電を行う発電手段である。発電設備3で発電された電力は、PCS（パワーコンディショナー）4により直流-交流変換される。

発電電力量計測部5は、変換後の電力を発電手段別に計測し、合計発電量と、発電手段別の発電割合とを含む発電情報を生成する。なお発電手段別の発電量を発電情報に含めてもよい。発電電力量計測部5は、当該発電情報を、一定間隔で生成する。発電情報は宅内発電情報取得部11に送られる。また発電電力量計測部5は、PCS4から受けた発電手段別の電力をミックスして、系統電力量計測部（電力受取部）6に伝送する。

宅内発電情報取得部11は、発電電力量計測部5から発電情報を取得し、内部の記憶部（図示せず）に格納する。宅内発電情報取得部11は、記憶部内の発電情報に基づき、充放電スケジュール期間t+1における発電設備３の発電量、および発電手段別の発電割合を予測し、予測した値を含む宅内発電情報を生成する。生成された宅内発電情報は充電原単位計算部10に送られる。宅内発電情報の一例を図3に示す。発電量の予測には、過去のデータから将来の値を予測する公知の任意の予測手法を、用いればよい。

たとえば予測には、回帰分析を用いることができる。線形回帰の一例として、複数の期間h-1、h-2、h-3・・・のそれぞれの発電量を説明変数Xh-1,Xh-2,Xh-3・・・とし、回帰係数をA-1、A-2、A-3、・・・として、Y=A-1*Xh-1＋A-2*Xh-2＋A-3*Xh-3＋・・・＋Dの回帰モデルを定義する。Dは定数項である。過去の発電情報を用いて、最小二乗法等により、回帰係数A-1,A-2,A-3,・・・および定数項Dを求める。このようにして得た回帰モデルのXh-1,Xh-2,Xh-3・・・に、期間t-1、t-2、t-3・・・のそれぞれの発電量を与えることで、期間t+1(第1期間)の発電量を予測する。これを発電手段別に行う。発電手段別の発電割合は、発電手段別の予測発電量の合計に対する発電手段ごとの発電量の比率を計算すればよい。なお発電手段が1つのみのときは、発電割合を、無条件に100％とすればよい。

またさらに別の方法として、決定木等の分類器を用いて予測を行うことも可能である。この場合、発電量を離散化した上、複数の期間h-1, 期間h-2, 期間h-3,・・・の発電量から、期間h+1の発電量を求める分類器を作成すればよい。そして、この分類器に、複数の期間t-1、t-2、t-3・・・のそれぞれの発電量を与えることで、期間t+1(第1期間)の発電量を得る。これを発電手段別に行う。離散化の幅が小さいほど、より粒度の高い予測が可能である。発電手段別の発電割合は、発電手段別の予測発電量の合計に対する発電手段ごとの発電量の比率を計算すればよい。なおこのような分類器の作成方法は周知であるため、これ以上の説明は省略する。

なお、単純な方法として、期間t-1のときの発電量、および発電割合を、期間t+1の値としてそのまま用いることも可能である。スケジュール期間の時間長が短いときにこの方法を用いることが考えられる。

蓄電部16は、鉛蓄電池、NAS蓄電池、リチウムイオン蓄電池等の電力を充放電可能な蓄電池である。蓄電部16は複数の蓄電池による組電池でもよい。蓄電部16は、充電電力を放電して、系統電量計測部6を介して配電部7に電力を供給することが可能である。また、発電設備3および電力系統1の発電電力を、系統電力量計測部6を介して受けて、内部に充電可能である。

系統電力量計測部（電力受取部）6は、電力系統1および発電設備3から受けた電力を配電部7に供給する。配電部7は、供給された電力を、宅内の電力消費機器（需要家機器）8に送る。また系統電力量計測部6は、蓄電部16の充電時は、電力系統1または発電設備3からの電力を蓄電部16に送る。また系統電力計測部6は、電力系統1から供給される電力の量を計測する機能も有する。

発電方法別原単位データベース（DB）2は、発電方法別の環境負荷原単位を記憶する。図4に発電方法別原単位DB2の一例を示す。

環境負荷原単位とは、1kWhの電力量（単位電力量）が消費（発電）されたときに排出される二酸化炭素やNOx、SOxなど環境負荷物質の質量を表し、LCA（ライフサイクルアセスメント）の手法を用いて発電に係るライフサイクルを全て考慮した形で定義されている。例えば、火力発電の環境負荷原単位では、発電所建設によって発生する環境負荷、発電時の燃料によって発生する環境負荷、燃料の輸送によって発生する環境負荷などすべてを含んでいる。

充電原単位計算部10は、系統電力情報取得部9から得た系統電力情報と、宅内発電情報取得部11から得た宅内発電情報と、発電方法別原単位DB2とに基づき、充電原単位を計算する。

充電原単位とは、グリーン度の指標として、蓄電池に充電する際の電力の環境負荷量を1kwhあたりで表現した数値である。この数値が大きいと、蓄電池に充電された電力は環境負荷が大きい電力であると言える。

充電原単位計算部10は、期間t+1（本実施形態では15分）の間、蓄電部16に充電がなされたと仮定し、この間に消費される電力と、排出される環境負荷量から、充電原単位を計算する。以下、計算例を示す。

まず電力系統1からの供給電力をEm(t)、電力系統1の発電方法の種別をiとし、その発電割合をRMi(t)と表す。

また、発電設備3からの供給電力をEg(t)、発電設備による発電方法の種別をj、その割合をRGj(t)と表す。

また、発電方法別原単位DB2（図4参照）に記録されている電力系統1の発電方法別の電力原単位をe_i(Unit/kWh)、発電設備3における発電方法別の電力原単位をe_j(Unit/kWh)と表す。

以上から、充電時の環境負荷量EL(t)は、以下のように表すことができる。

この環境負荷量EL(t)、電力系統1からの供給電力Em(t)、および発電設備3からの供給電力Eg(t)を用いて、充電原単位Ecは、以下の式で計算される。

Ec(t)＝EL(t)/(Em(t)+Eg(t)) ・・・式(2)

たとえば、ここで15分の間の系統電力情報および宅内発電情報が、図2および図3に示されるものである場合、CO2排出量に関して、式(1)および式(2)を計算すると、期間t+1に対する充電原単位Ecは以下のように計算できる。

EL(t+1)＝0.075・0.3・0.975+0.075・0.2・0.742+0.075・0.3・0.022+0.075・0.2・0.053+0.050・0.06=0.0368625（kgCO2）…式(3)
Ec(t+1)=0.0368625/(0.075+0.050)＝0.2949kgCO2/kWh…式(4)

式（１）において、Eg(t)*RGj(t)は、発電手段別の発電量を表す。式（１）の計算において、Eg(t)およびRGj(t)を個別に用いる代わりに、発電手段別の発電量の値を、直接用いてもよい。

上述した充電単位原の計算では、電力系統１の発電と、発電設備３の発電との両方を考慮したが、電力系統１のみの発電を考慮してもよい。この場合は、式（1）および式（2）において、Eg(t)=0とし、

によって充電源単位を計算すればよい。

充電原単位DB12は、充電原単位計算部10により計算された充電原単位を内部に格納する。

充放電履歴DB17は、これまで行われた１日の各時間帯の充電回数、放電回数、自然放電回数を記憶している。また、充放電履歴DB17は、時間帯毎に、充電回数、放電回数、自然放電回数間の比率を、充電確率、放電確率、自然放電確率として記憶している。ここで自然放電とは、充電も放電も意図されていない状態を指す。

充放電履歴DB17の一例を図5に示す。同図では時間帯は15分間隔となっているが、もっと細かい、1秒間隔のようなデータであっても良い。充電回数および充電確率は、充電頻度に対応する。放電回数および放電確率は、放電頻度に対応する。自然放電回数および自然放電確率は、自然放電頻度に対応する。

充放電制御部15は、充放電判定部14の指示に従って、蓄電部16の充放電の制御を行う。また、充放電制御部15は、蓄電部16のSOC(State Of Charge)を計測し、計測した値を、充放電判定部14に通知する。SOCは、電池容量に対する残存容量の比率として表される充電レベルである。また充放電制御部15は、充放電履歴DB17の時間帯毎に、充電、放電、自然放電のいずれを行ったかに基づいて、充放電履歴DB17を更新する。

充放電判定部14は、充電原単位計算部10により計算された充電原単位と、充放電履歴DB17の充放電履歴と、蓄電部16の期間tにおけるSOCとから、期間t+1において、蓄電部16に対し、充電、放電、および自然放電のいずれを行うかを判定する。

充放電判定部14は、期間t+1において充電、放電、および自然放電のいずれかを行うかを示した判定結果を、充放電制御部15に通知する。充放電制御部15は、通知された判定結果に応じて、蓄電部16の充放電を制御する。

インターフェース部13は、充放電履歴DB17および充電原単位DB12にアクセスして、これらの内部のデータを読み出し、表示部または他のシステム（いずれも図示せず）に出力する。

図6は、図1のシステム100の動作、特に充放電判定部14の充放電判定に係わる動作の流れを示したフローチャートである。

ステップS1では、充電原単位計算部10が、期間tにおいて、期間t+1に関する系統電力情報および宅内発電情報を、系統電力情報取得部9および宅内発電情報取得部11から取得する。

ステップS2では、充電原単位計算部10が、ステップS1で得られた系統電力情報および宅内電力情報と、発電方法別原価単位DB2とに基づき、充電原単位Ecを計算する。上述したように、充電原単位は、蓄電池に充電する際の電力の環境負荷量を1kwhあたりで表現した数値である。

ステップS3 では、充放電制御部15が、蓄電部16のSOCを計測し、計測したSOCを、充放電判定部14に通知する。

充放電判定部14は、SOCが、電池容量の劣化低減条件を満たすか否かを検査する。本例では蓄電池としてリチウムイオン方式の電池が用いられているとし、劣化低減条件は、SOCが20％から80％の間を維持するように、充放電を行うというというものであるとする。20%は第1閾値、80%は第2閾値に対応する。

なお、この劣化低減条件は、電池の種類や状態によって様々な変数、条件値が選ばれる可能性がある。例えば、温度や、電池の劣化状態を表すSOH（State of Helth）などを組み合わせた条件が用いられても良い。

SOCが20％に満たない場合は優先して充電を行う（ステップS7ｄ）。この場合、充電時の環境負荷量より、蓄電池の寿命を優先している。80％を越える場合は、優先して放電を行うことを決定する（ステップS7d）。充放電判定部14は、決定した内容を充放電制御部15に通知する。通知を受けた充放電制御部15は、期間t+1で蓄電部106の充電または放電を行う。

ただし、充電時にSOCが80％に達したときは、その時点で充電を停止してもよい。また、放電時に蓄電池に接続された、負荷となり得る装置が存在しない場合には、放電は行わないものとする。

ステップS3の判定において、SOCが20％以上かつ80％以下のときはステップS4に進む。

ステップS4では、充放電履歴DB17（図5参照）における期間t+1の充電確率Pc(t+1)および放電確率Pdis(t+1)を用いて、放電を行うか否かの判定を行う。充電確率Pc(t+1)は、第1充電頻度に対応し、放電確率Pdis(t+1)は、第1放電頻度に対応する。

放電確率Pdis(t+1) が、充電確率Pc(t+1)以上であれば、すなわちPc(t+1)≦Pdis(t+1)であれば、過去の履歴から、次の期間(t+1)は放電が多く行われるということが言えるため、蓄電部106を放電することを決定する（ステップS7c）。

充放電判定部14は、期間t+1において放電を行うことを充放電制御部15に指示する。指示を受けた充放電制御部15は、期間t+1で蓄電部106の放電を行う。なお、放電時に蓄電池に接続された、負荷となり得る装置が存在しない場合には、放電は行わないものとする。

ステップS4の判定において、放電確率Pdis(t+1) が、充電確率Pc(t+1)より小さいときは、すなわちPc(t+1)＞Pdis(t+1)のときは、ステップS5に進む。

ステップS5では、充放電履歴DB17における期間t+1の充電確率Pc(t+1)、および自然放電確率Pn(t+1)を用いて、充電を行うか否かの判定を行う。自然放電確率Pn(t+1)は、第1自然放電頻度に対応する。

自然放電確率Pn(t+1)が充電確率Pc(t+1)以上であれば、すなわち、Pc(t+1)≦Pn(t+1)であれば、過去の履歴から、次の期間t+1は自然放電が多く行われていることから、自然放電を行う（充放電を行わない）ことを決定する（ステップS7b）。充放電判定部14は、期間t+1において自然放電を行うことを充放電制御部15に指示する。指示を受けた充放電制御部15は、期間t+1において、蓄電部106を自然放電させる。

自然放電確率Pn(t+1)が、充電確率Pc(t+1)より小さいときは、すなわちPc(t+1)＞Pn(t+1)のときは、ステップS6に進む。

ステップS6では、充電原単位が基準値より小さいかを判定する。つまり、時刻t+1において充電を行う際に消費される電力の環境負荷が、大きいか小さいかを判定する。

判定の基準値は使用者が定める。例えば日本の一般的な原単位として用いられている電気事業連合会の原単位0.418kgCO₂/kWhを用いることができる。本例ではこの値を用いるとする。

充電原単位が基準値より小さいときは、日本の平均的な電力よりはグリーンな電力での充電が可能であるといえる。たとえば、前述の式(4)で計算した場合の充電原単位（=0.2949）は、この基準値より小さい。このことは、期間t+1で充電を行うことが、環境負荷的に良いことを示している。したがって、充放電判定部14は、期間t+1では充電を行うことを決定し、その旨を充放電制御部15に指示する（ステップS7a）。指示を受けた充放電制御部15は、期間t+1で蓄電部106の充電を行う。ただし、充電時にSOCが80％に達したときは、その時点で充電を停止してもよい。

逆に、充電原単位が基準値以上のときは、期間t+1で充電を行うと、環境負荷が大きいため、放電を行うことを決定する（ステップS7c）。充放電判定部14は、期間t+1で放電を行うことを充放電制御部15に指示する。指示を受けた充放電制御部15は、期間t+1で蓄電部106の放電を行う。なお、放電時に蓄電池に接続された、負荷となり得る装置が存在しない場合には、放電は行わないものとする。なお、本ステップS7cでは放電を行ったが、自然放電を行うようにしてもよい。

ステップS8では、充放電制御部15が、ステップS7a、S7b、S7c、S7dでの充電、放電、または自然放電の実行開始にあわせて、充放電履歴DB17を更新する。すなわち、期間t+1に対応する充電回数、放電回数および自然放電回数のいずれか1つをインクリメントし、充電確率、放電確率および自然放電確率の計算および更新を行う。この後、ステップS1に戻る。ステップS1ではtを1つ進めて（すなわち、t+2とし）、以降、上記と同様の処理が繰り返される。

ステップS4,S5,S6では、充電確率、放電確率および自然放電確率を用いて比較を行ったが、充電回数、放電回数および自然放電回数を用いて比較を行ってもよい。

以上のような手順によると、図7のようにSOCを20％から80％の間に維持するように、蓄電部16の充放電がスケジュールされ、実行される。したがって、蓄電池の劣化を大きく低減することが可能となり、蓄電池の長寿命化が期待できる。

また充電原単位に基づいて充電の有無を決定するため、環境負荷低減を考慮した充放電を行うことが可能となる。

また、過去の充放電履歴を参考にして、充放電のスケジュールを行うため、需要家にとっても、電力が不足するといった不便をかける可能性を、可及的に低減できる。

（第2実施形態）
図8は、第2実施形態に係る蓄電池管理システムの例を示す。本実施形態では、複数の蓄電池系統を有するシステムで、各蓄電池系統の充放電を適切に制御することで、蓄電池の劣化低減を達成する。蓄電池系統は、1つの蓄電池、または蓄電池組からなる。本実施形態では、蓄電池は、リチウムイオン電池であるとする。

本実施形態のシステムは、複数の蓄電系統（蓄電第1系統34、蓄電第2系統35、蓄電第3系統36、蓄電第4系統37）と、残量及び充放電モード統一管理部38と、充放電系統制御部39と、系統制御部40と、放電系統選択・放電部31と、充電系統選択・充電部32と、PCS(パワーコンディショナー)33とを備える。

残量及び充放電モード統一管理部38は、各蓄電系統の残量をそれぞれ管理する。また、残量及び充放電モード統一管理部38は、各蓄電系統のモードを設定および管理する。各蓄電系統には、放電モードおよび充電モードのいずれかのモードが設定される。

充放電系統制御部39は、外部からの充放電要求と、各蓄電系統の残量とモードに基づき、放電または充電する蓄電系統を決定し、決定した蓄電系統の放電または充電を行うことを、放電系統選択・放電部31または充電系統選択・充電部32に指示する。

放電系統選択・放電部31と充電系統選択・充電部32は、それぞれ指定された蓄電系統の放電または充電を行う。

系統制御部40は、電力系統からの電力による蓄電系統への充電を制御する。

以下、本実施形態のシステムによる充放電管理の動作例を、複数のケースについて説明する。

［第1ケース］
図9は、第1ケースに係る充放電決定処理の動作フローを示すフローチャートである。

本フローの処理は、一定時間ごとに、外部から送られる充放電要求の内容に応じて実行される。本ケースでは、図11に示す充放電要求が、本システムに対して出された場合を想定する。時刻t1より前の時刻では放電も充電も行わない待機要求、時刻t1で放電要求、時刻t2で充電要求、時刻t3で放電要求が出されている。充放電要求は系統制御部40を介して、充放電系統制御部39に渡される。

まず、ステップS11で、残量および充放電モード統一管理部38が、各蓄電系統のモードの確認を行う。図10に、本ケースにおける各蓄電系統のモードとSOCを示す。CMは充電モード、DMは放電モードを表す。ステップS11の開始前（時刻t1の前）において、蓄電第1系統34と蓄電第2系統35が放電モードで、蓄電第3系統36と蓄電第4系統37は充電モードである。したがって、現時点（時刻t1とする）では、蓄電第1系統34と蓄電第2系統35が放電モード、蓄電第3系統36と蓄電第4系統37が充電モードであることが確認される。

次に、ステップS12で各蓄電系統のSOCを確認し、各蓄電系統のモードを決定および設定する。一般的なリチウムイオン電池である場合、SOCを20％から80%の範囲を維持するのが、劣化を低減する上で必要になってくる。80%以上の蓄電系統は放電モード、20％以下の蓄電系統は充電モードに設定し、20%より大かつ80%より小の蓄電系統は、現状のモードを維持する。本例では蓄電第2系統35が新たに充電モードに設定され（SOCが20％未満）、蓄電第1系統34、蓄電第3系統36、蓄電第4系統37はそれぞれ前回のモードが維持される。いったん充電モードに設定された蓄電系統は80％に達するまで充電モードのままであり、いったん放電モードに設定された蓄電系統は、20％以下になるまで放電モードのままである。

続いてステップS13,S14では、放電系統制御部9が、本システムに来た充放電要求について確認する。

充放電要求の内容が充電要求のときは、ステップS15に進む。ステップS15では、充放電系統制御部39が、充電モードの蓄電系統の中で一番SOCが小さい系統を選択し、選択した蓄電系統の充電を行うことを、充電系統選択・充電部32に指示する。指示を受けた充電系統選択・充電部32は、選択された蓄電系統の充電を、電力線につながったPCS33を介して行う。充電のための電力は電力系統（図1参照）から供給され、系統制御部40は、電力系統からの充電を制御する。なお、前回（時刻t1の前の期間）充電を行っていた別の蓄電系統があるときは、当該別の蓄電系統の充電を停止する。

一方、充放電要求の内容が放電要求のときは、ステップS16に進む。ステップS16では、充放電系統制御部39が、放電モードの蓄電系統の中で一番SOCが大きい系統を選択し、選択した蓄電系統の放電を行うことを、放電系統選択・放電部31に指示する。指示を受けた放電系統選択・放電部31は、選択された蓄電系統の放電を、電力線につながったPCS33を介して行う。なお、放電系統選択・放電部31は、前回（時刻t1の前）放電を行っていた別の蓄電系統があるときは、当該別の蓄電系統の放電を停止する。

ステップS15、S16で充電対象または放電対象として選択されなかった蓄電系統は待機を実行する（S17）。または、充放電要求の内容が待機要求であったときはすべての蓄電系統は待機を実行する（S17）。

本例では、図11のように時刻t1で放電要求が来たため、図10に示すように、最もSOCが大きい蓄電第1系統34から放電が行われる。なお、ここでは放電モードにある蓄電系統は蓄電第1系統34のみである。また、図11のように時刻t2では充電要求が来たため、図10に示すように、放電モードにある蓄電系統のうち、最もSOCが小さい蓄電第2系統35の充電が行われる。

［第2ケース］
第1ケースでは充電対象および放電対象は1つであったが、本ケースでは同時に複数の蓄電系統を、充電対象または放電対象とする。

図12は，第2ケースに係る充放電決定処理の動作フローを示すフローチャートである。図13は、本ケースにおける各蓄電系統のモードとSOCを示す。本ケースでも、第1ケースと同様、図11のように充放電要求が来たとする。

図12のステップS21、S22、S23、S24は、図9のS11、S12、S13、S14と同一であるため、説明を省略する。

充放電要求の内容が放電要求の場合は、放電モードにあるすべての蓄電系統に放電量を分割し、蓄電系統のすべてで放電を行う（S26）。図13の例では、時間t1〜t2において、蓄電第1系統34および蓄電第2系統35で同時に放電を行う。

充放電要求の内容が充電要求の場合は、充電モードにあるすべての蓄電系統に充電量を分割し、蓄電系統のすべてで充電を行う（S25）。図13の例では、時間t2〜t3において、蓄電第3系統36および蓄電第4系統37で同時に充電を行う。

放電または充電の対象とならなかった蓄電系統は、待機を実行する（S27）。また、充放電要求の内容が待機要求の場合は、すべての蓄電系統は待機を実行する（S28）。

［第3ケース］
第1ケースの派生として、すべての蓄電系統が充電モードであるときに放電要求が来た場合の動作について説明する。

この場合は、そのときに最もSOCの大きい蓄電系統から放電を行うものとする。本ケースの動作フローは、基本的に図9と同様であるが、ステップS16の処理は、充電モードにある蓄電系統のうち、最もSOCの大きい蓄電系統から放電を行うように、変更するものとする。

図14に、本ケースにおける各蓄電系統のモードとSOCを示す。

時刻t2ですべての蓄電系統が充電モードになる。時刻t3で放電要求が来ると、すべての蓄電系統の中で、もっともSOCの大きい蓄電第3系統36から放電が行われることとなる。

以上、第1〜第3ケースのように蓄電池システムを運用すると、蓄電池システムの動作寿命を長期化すると同時に、分散配置された蓄電池系統が、いかなるときでも充電にも放電にも対応できるという効果を発揮する。

また、以上の各ケースでは充放電の速度を暗に等しいとして説明を行ったが、蓄電系統ごとに蓄電池の種類が異なり、充電速度および放電速度が異なる場合は、本実施形態のような蓄電池管理は、充放電モードを決定する時間間隔をなるべく小さくとることで可能になる。

（第3実施形態）
第2実施形態では、充電および放電のいずれか一方を選択的に実行したが、本実施形態では、充電および放電を同時に実行する場合を示す。充放電の同時処理が必要となり得る場面は、図15の構成のように、太陽光や風力などの自然エネルギー発電を行う発電部41がシステムに設けられている場合が考えられる。なお図１５では、残量および充放電モード統一管理部３８と充放電系統制御部３９の機能とをまとめて管理制御部４２とされている。

図16は、本実施形態に係る充放電決定処理の動作フローを示すフローチャートである。図16の動作フローでは、一定時間毎に、複数の蓄電系統各々に対し、充電、放電、待機の設定および実行を行う。図17に、本実施形態における各蓄電系統のモードとSOCを示す。適宜、図17を参照しながら、図16の動作フローを説明する。

ステップS31では、まずすべての蓄電系統を、モードが未決定の状態にする。

ステップS32では、充電モードになり得る蓄電系統の最大数CmをパラメータMc_maxへ設定し、放電モードになり得る蓄電系統の最大数Dmを、パラメータMd_maxへ設定する。

具体的に、Mc_max、Md_maxの値の設定は、図18のテーブルに従って、行われる。このテーブルは、1日の時間帯ごとに、Mc_max、Md_maxを指定したものであり、需要家の電力需要に沿って設定されている。例えば、放電があまり行われない深夜は放電モードの蓄電系統の数を少なくする。1行目の値は、時間帯T1に適用され、2行目の値は、第2時間帯T2に適用され、3行目の値は、時間帯T3に適用される。現在の時刻が属する時間帯を特定し、特定した時間帯に対応する値をCm,Dmとして読み出し、Mc_max、Md_maxへ設定する。本例では時刻t1は時間帯T1、時刻t2は時間帯T2、時刻t3は時間帯T3に属するとする。時刻t1の場合、Mc_maxは3、Md_maxは1となる。

ステップS32aでは、パラメータiに1を設定する（i=1）。また、パラメータMc_now、Md_now, Mn_nowの値を、0に初期化する。

iは、本フローの開始以降に判定された蓄電系統の数を格納する。Mc_nowは、当該開始以降に充電モードに設定された蓄電系統の総数を格納する。Md_nowは、当該開始以降に放電モードに設定された蓄電系統の総数を格納する。Mn_nowは、当該開始以降に待機モードに設定された蓄電系統の総数を格納する。

ステップS33では、モードが未決定である蓄電系統のうち、SOCが最大である蓄電系統を選択する（SOCk=max(SOCi）)。SOCkの添え字kは、モードが未決定である蓄電系統のうちSOCが最大である蓄電系統の系統番号である。

図17に示すように、時刻t1では、SOC1=90％、SOC2＝60%、SOC3=20%、SOC4=40%であり、従って、選択される蓄電系統は、蓄電第1系統34である。すなわちSOCk=SOC1である。なお、各蓄電系統のSOCの数値は、残量及び充放電モード統一管理部38によって管理される。

続いて、ステップS34にてSOCk（SOC1）が優先放電条件を満たすかどうかを確認する。本実施形態では、優先放電条件をSOC＞80%とする。蓄電系統の特性や、システムの使い方によって優先放電条件の設定は異なる。時刻t1で、SOC1＞80%であり、蓄電第1系統34のSOC1は優先放電条件を満たすため、蓄電第1系統34は、時刻t1から放電が実行される（S38）。パラメータMd_now+1に1を加算する（Md_now=Md_now+1）（S41）。また、iをインクリメントし（i=i+1）、iの値がN以下であれば、ステップS33に戻る。iの値がNより大きければ、本処理を終了する。Nは蓄電系統の総数（本例では4）である。本例では、Md_nowが1に更新され（S41）、iが2に更新され（S43）、ステップS33に戻り、2番目にSOCが大きい蓄電第2系統35が選択される。

ステップS35では、優先充電条件を確認している。本実施形態ではSOC＞20%を優先充電条件とする。2番目に選択される蓄電第2系統35のSOC2が20%を超えているため、優先放電条件（S34）も優先充電条件（S35）も満たさない。したがってステップS36に進む。

ステップS36、S37では、優先充電条件および優先放電条件が満たされない蓄電系統に対する充放電の有無を決定する。

まず、これまで充電モードに設定された蓄電系統数（Mc_now）が最大値Mc_maxに達していないときは、当該蓄電系統を充電モードに決定し、充電を行う（S36、S39）。この後、パラメータMc_now+1に1を加算する（Mc_now=Mc_now+1）(S42)。また、iをインクリメントし（i=i+1）(S43)、iの値がN以下であれば(S44のNO)、ステップS33に戻る。

一方、蓄電系統数（Mc_now）が最大値Mc_maxに達しているときは、これまで放電モードに設定された蓄電系統数（Md_now）が最大値Md_maxに達しているかを検査し、達していないときは、蓄電系統を放電モードに決定し、放電を行う（S37、S38）。この後、パラメータMd_now+1に1を加算する (S41)。また、iをインクリメントし (S43)、iの値がN以下であれば(S44のNO)、ステップS33に戻る。

蓄電系統数（Md_now）が最大値Md_maxに達しているときは、対象とする蓄電系統を待機モードに設定する（S40）。この後、iをインクリメントし（i=i+1）(S43)、iの値がN以下であれば(S44のNO)、ステップS33に戻る。

本例では、2番目に選択される蓄電第2系統35についてステップS36に進んだ後、優Mc_now(=0)<Mc_max(=3)が成り立つため、蓄電第2系統35は、充電モードに設定され、充電を実行する（S39）。この後、Mc_nowが1に更新され（S42）、iが3に更新され（S43）、ステップS33に戻って、次にSOCが大きい蓄電第4系統37が選択される。

蓄電第4系統37のSOCは、40％であるため、優先放電条件（S34）も優先充電条件（S35）も満たさず、ステップS36に進む。Mc_now(=1)<Mc_max(=3)が成り立つため、蓄電第2系統35は、充電モードに設定され、充電を実行する（S39）。この後、Mc_nowが2に更新され（S42）、iが4に更新され（S43）、ステップS33に戻って、次にSOCが大きい蓄電第3系統36が選択される。

蓄電第3系統36のSOCは、20％であるため、優先放電条件（S34）も優先充電条件（S35）も満たさず、ステップS36に進む。Mc_now(=2)<Mc_max(=3)が成り立つため、蓄電第3系統36は、充電モードに設定される（S39）。この後、Mc_nowが3に更新され（S42）、iが5に更新され（S43）、i>N(=4)となったため（S44のYES）、本フローは終了する。

ステップS38の放電、ステップS39の充電は、すべての蓄電系統に対するモードが決定された後で、同時に実行開始されてもよいし、モードが決定されるごとに放電または充電を開始してもよい。

なお、ステップS34で蓄電第ｋ系統のSOCｋが優先放電条件を満たすときは、Md_nowの値がMd_maxに達していても、ステップS38で、蓄電第k系統の放電を実行する。同様に、ステップS35で蓄電第ｋ系統のSOCｋが優先充電条件を満たすときは、Mc_nowの値がMc_maxに達していても、ステップS39で、蓄電第k系統の充電を実行する。

以上、本実施形態によれば、蓄電池システムの動作寿命を長期化すると同時に、分散配置された蓄電池系統が、いかなるときでも充電にも放電にも対応できるという効果が発揮される。また、本実施形態では、第2実施形態と同様に、蓄電系統の数は4としたが、2以上の複数であれば、上記に述べたシステムを運用可能である。

Claims

複数の発電手段により発電を行う電力系統から供給される電力を受ける電力受取部と、前記電力系統から第1期間に供給される電力の発電手段別の割合を示す第1系統電力情報を取得する系統電力情報取得部と、
前記発電手段毎に、単位発電量当たりに排出する環境負荷物の量を定めた環境負荷原単位を記憶した発電方法別原単位データベースと、
前記第1系統電力情報に示される各発電手段の割合による、前記各発電手段にそれぞれ対応する環境負荷原単位の重み付け合計を計算することにより、充電原単位を計算する充電原単位計算部と、
電力を充放電可能な蓄電部と、
前記充電原単位が基準値未満のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電することを決定し、前記充電原単位が前記基準値以上のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電しないことを決定し、前記蓄電部の全容量に対する残存容量の比率を示す充電レベルが第1閾値未満のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電することを無条件に決定し、前記充電レベルが、前記第1閾値より大きな値である第2閾値より大きいときは、前記第1期間において、前記蓄電部を放電することを決定する充放電判定部と、
前記充放電判定部により充電または放電することが決定されたとき、前記電力受取部で受けた電力を用いて前記第1期間において前記蓄電部を充電する、または前記蓄電部を放電する充放電制御部と、
複数の時間帯毎に、前記充電、放電および自然放電がそれぞれ実行された比率または回数である、充電頻度、放電頻度および自然放頻度を記憶した充放電履歴データベースと、
を備え、
前記充放電判定部は、
前記第1期間の時間帯に対応する第1充電頻度、第1放電頻度および第1自然放電頻度を前記充電履歴データベースから取得し、
前記第1放電頻度が前記第1充電頻度以上のときは、前記第1期間において前記蓄電部を放電することを決定し、
前記第1放電頻度が前記第1充電頻度未満であり、かつ前記第1自然放電頻度が前記第1充電頻度以上のときは、前記第1期間において前記蓄電部を自然放電することを決定し、
前記第1放電頻度が前記第1充電頻度未満であり、かつ前記第1自然放電頻度が前記第1充電頻度未満であり、かつ前記充電原単位が前記基準値未満のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電することを決定し、
前記第1放電頻度が前記第1充電頻度未満であり、かつ前記第1自然放電頻度が前記第1充電頻度未満であり、かつ前記充電原単位が前記基準値以上のときは、前記第1期間において前記蓄電部を放電または自然放電することを決定し、
前記充放電制御部は、前記充電、放電または自然放電のうち前記充放電判定部により決定されたものを前記蓄電部に対して実行し、前記充放電履歴データベースにおける前記第1期間の時間帯に対応するデータを更新する
蓄電池管理システム。
複数の発電手段により発電を行う電力系統から供給される電力を受ける電力受取部と、前記電力系統から第1期間に供給される電力の発電手段別の割合を示す第1系統電力情報を取得する系統電力情報取得部と、
前記発電手段毎に、単位発電量当たりに排出する環境負荷物の量を定めた環境負荷原単位を記憶した発電方法別原単位データベースと、
前記第1系統電力情報に示される各発電手段の割合による、前記各発電手段にそれぞれ対応する環境負荷原単位の重み付け合計を計算することにより、充電原単位を計算する充電原単位計算部と、
電力を充放電可能な蓄電部と、
前記充電原単位が基準値未満のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電することを決定し、前記充電原単位が前記基準値以上のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電しないことを決定し、前記蓄電部の全容量に対する残存容量の比率を示す充電レベルが第1閾値未満のときは、前記第1期間において前記蓄電部を充電することを無条件に決定する充放電判定部と
前記充放電判定部により充電することが決定されたとき、前記電力受取部で受けた電力を用いて、前記第1期間において前記蓄電部を充電する充放電制御部と、
発電を行う１つ以上の第2発電手段と、
前記第2発電手段による発電電力量を発電手段別に計測する発電電力量計測部と、
前記発電電力量計測部により計測された発電電力量を記憶する記憶部と、
前記記憶部に記憶された過去の発電電力量に基づき、前記第1期間に前記第2発電手段により発電される発電量を前記発電手段別に予測する予測部と、
を備え、
前記系統電力情報取得部は、前記電力系統から前記第1期間において供給可能な電力量を示す第2系統電力情報を取得し、
前記発電方法別原単位データベースは、前記第2発電手段別の環境負荷原単位を記憶し、
前記第２発電手段別に予測された発電量に前記第2発電手段別の環境負荷原単位を乗算して得られる値と、前記重み付け合計に前記第2系統電力情報に示される電力量の値を乗算して得られる値とを加算し、加算後の値を、前記電力量の値と前記第２発電手段別の予測された発電量の値との合計で除算することにより、前記充電原単位を計算する
蓄電池管理システム。