JP5639540B2 - 蓄電池需給計画作成装置および蓄電池需給計画作成方法 - Google Patents

Description

本発明は、自然エネルギ発電装置と蓄電池と負荷とを備えた小規模系統における、蓄電池の需給計画を作成する技術に関する。

地球温暖化の一要因と考えられている二酸化炭素の排出を低減させるために、発電段階で二酸化炭素を出さない太陽光発電、風力発電等の自然エネルギ発電の利用が増加してきている。このような自然エネルギ発電が分散して多数設置（分散型電源と言う。）されて上位系統に系統連系された場合、電力の品質等への悪影響が懸念されている。

自然エネルギ発電に伴う出力電力は、天候により変動する。そのため、自然エネルギ発電のみで、需要と供給のバランスを保つことは困難であり、時間帯によって電力の余剰や不足が発生する。自然エネルギ発電の出力電力に余剰がある場合、下位系統から上位系統に電力を逆流させることを逆潮流と言う。逆潮流が発生すると、上位系統に悪影響を及ぼす虞がある。

そこで、電力系統への影響を少なくする運用形態の一つとして，小規模系統が注目されている。小規模系統は、対象エリアに分散している電源と負荷とを組み合わせて自立的に運用するもので、小規模系統内の需給制御が重要な課題となっている。

例えば、特許文献１では、逆潮流を目標値以下に抑えるために蓄電池を備えて、分散型電源によって発電された電力を蓄電池に充電させて需給を制御する技術が開示されている。

また、特許文献２では、電力を使用する需要家のために充放電を行う複数の二次電池を備えて、電力系統に対する二次電池の制御効果の大きさを計算し、制御効果の大きい順に各二次電池に配分する充放電量を決定する技術が開示されている。

特開２００９−２６８２４７号公報 特開２００９−２７３３５９号公報

しかしながら、蓄電池は比較的高価であり、すべての余剰電力を蓄電し、電力が不足する時間帯に放電するほどの大容量のものを備えることは費用対効果が小さい。したがって、ある程度は、上位系統と電力を売買した方が費用対効果が向上する。その際、１台以上の蓄電池を効率良く運用するだけでなく、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができれば、上位系統に対しては、悪影響を小さくすることができる。また、最大送受電電力を小さく抑えられるため、小規模系統の設備コストも低減できる。なお、特許文献１，２では、前記したような、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるような観点からの検討はされていない。

そこで、本発明では、小規模系統において、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることを課題とする。

前記課題を解決するために、本発明に係る蓄電池需給計画作成装置は、上位系統と連系点で接続され、自然エネルギ発電装置、蓄電池、および電力を消費する負荷が配電線を介して相互に接続される小規模系統に設置される蓄電池需給計画作成装置であって、気象予報情報と計画値とを取得する入力部と、気象情報と発電電力との関係を示す前記自然エネルギ発電装置の発電特性、気象情報と使用電力との関係を示す前記負荷の負荷特性を記憶する記憶部と、前記自然エネルギ発電装置の発電電力を前記発電特性および前記気象予報情報を用いて推定する発電電力推定部と、前記負荷の使用電力を前記負荷特性および前記気象予報情報を用いて推定する使用電力推定部と、前記発電電力と前記蓄電池の充放電電力と前記使用電力と前記上位系統および前記小規模系統の間の送受電電力とを変数とする需給バランスの関係、および前記蓄電池のＳＯＣ（State of Charge）の上下限値を制約条件とし、前記送受電電力から前記計画値を減算する項と前記送受電電力から前記計画値を減算した値の２乗の項とを加算する目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する蓄電池スケジュール作成部とを備えることを特徴とする。

本発明によれば、小規模系統において、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。

小規模系統の構成例を示す図である。 蓄電池需給計画作成装置の構成例を示す図である。 蓄電池需給計画作成装置の処理フロー例を示す図である。 シミュレーションの前提条件のグラフを示す図である。 シミュレーションにおいて、上位系統送受電電力の計画値を０に設定した場合を示す図であり、（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表す。 シミュレーションにおいて、上位系統送受電電力の計画値を０以外に設定した場合を示す図であり、（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表す。 シミュレーションにおいて、蓄電池の放電電力を抑えた場合を示す図であり、（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表す。 シミュレーションにおいて、蓄電池の目標残電力を設定した場合を示す図であり、（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表す。

次に、本発明を実施するための形態（以降、「本実施形態」と称す。）について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。

本実施形態における小規模系統の構成例について、図１を用いて説明する。
図１に示すように、小規模系統１は、自然エネルギ発電装置として、太陽光発電装置２０および／または風力発電装置２１を備えている。また、小規模系統１は、自然エネルギ発電装置の出力が天候によって変動するため、余剰の電力を蓄電し、電力が不足する時間帯に放電して電力供給を行う蓄電池１０を備えている。また、小規模系統１内には、電力を消費する負荷３０が含まれている。太陽光発電装置２０、風力発電装置２１、蓄電池１０、および負荷３０は、配電線を介して相互に接続されている。そして、小規模系統１は、連系点を介して、上位系統２に接続している。なお、図１には、太陽光発電装置２０、風力発電装置２１、蓄電池１０、および負荷３０は、それぞれ１台ずつしか明記していないが、２台以上であっても構わない。

また、小規模系統１には、蓄電池需給計画作成装置４０が設置されている。蓄電池需給計画作成装置４０は、蓄電池１０の充放電効率や最大充放電電力等の情報、太陽光発電装置２０の発電容量や発電特性等の情報、風力発電装置２１の発電容量や発電特性等の情報、負荷３０の負荷特性等の情報、気象予報情報等を取得し、取得した情報に基づいて、蓄電池１０を効率良く運用するだけでなく、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるように、蓄電池１０の運用計画を作成する。そして、蓄電池需給計画作成装置４０は、作成した運用計画を運用計画情報５０として蓄電池１０に送信し、蓄電池１０に対して運用計画情報５０に基づいた制御を行う。

次に、蓄電池需給計画作成装置４０の構成例について、図２を用いて説明する。
蓄電池需給計画作成装置４０は、図示しないＣＰＵ（Central Processing Unit）およびメインメモリによって構成される処理部４１と、アプリケーションプログラム等を記憶する記憶部４２と、通信部４３と、入力部４４とを備えている。入力部４４は、キーボードやマウス等の入力装置を接続するインタフェースであり、管理者や保守者の操作に基づいて、気象予報情報等の種々の情報の入力を受け付ける機能を有する。また、通信部４３は、ネットワーク（不図示）を接続する通信インタフェースであり、処理部４１の処理結果を蓄電池１０へ出力したり、気象予報情報等の種々の情報を受信したりする機能を有する。ただし、図２は、入力部４４を介して気性予報情報を受け付ける場合を表している。

処理部４１は、記憶部４２に記憶されているアプリケーションプログラムをメインメモリに展開して、太陽光発電電力推定部１１０、風力発電電力推定部１２０、使用電力推定部１３０、および蓄電池スケジュール作成部１４０を具現化する。
太陽光発電電力推定部１１０は、入力部４４または通信部４３を介して気温予測値、日射量予測値等の気象予報情報を取得し、太陽光発電機情報記憶部１１１に記憶された発電容量、気温や日射量ごとの発電特性を参照して、時間帯ごとの発電電力を推定し、推定結果を推定太陽光発電電力として蓄電池スケジュール作成部１４０に出力する。

風力発電電力推定部１２０は、入力部４４または通信部４３を介して風速予測値、風向予測値等の気象予報情報を取得し、風力発電機情報記憶部１２１に記憶された発電容量、風速や風向ごとの発電特性を参照して、時間帯ごとの発電電力を推定し、推定結果を推定風力発電電力として蓄電池スケジュール作成部１４０に出力する。
使用電力推定部１３０は、入力部４４または通信部４３を介して気温予測値、湿度予測値等の気象予報情報を取得し、負荷情報記憶部１３１に記憶された気温や湿度ごとの負荷特性を参照して、時間帯ごとの使用電力を推定し、推定結果を推定使用電力として蓄電池スケジュール作成部１４０に出力する。

蓄電池スケジュール作成部１４０は、推定太陽光発電電力、推定風力発電電力、推定使用電力、蓄電池情報記憶部１４１に記憶された蓄電池１０の充放電効率や最大充放電電力、小規模系統１の管理者または保守者によって設定されるＳＯＣ初期値やＳＯＣ上下限値やＳＯＣ目標値（目標残電力量）を用いて、所定の演算を実行することによって、蓄電池１０の運用計画を作成する。

ここで、蓄電池スケジュール作成部１４０における所定の演算について説明する。
まず、目的関数は、
ｍｉｎ｛Σ（上位系統送受電電力（ｔ）−上位系統送受電計画電力（ｔ））
＋α×Σ（Σ蓄電池放電電力（ｉ，ｔ））
＋β×Σ（上位系統送受電電力（ｔ）−上位系統送受電計画電力（ｔ））^２｝
・・式（１）
と設定する。
ただし、ｍｉｎ｛｝は、｛｝内の値の最小値を算出する関数である。｛｝内の第１項は、上位系統送受電電力（ｔ）を計画値に近づけるための項である。｛｝内の第２項は、蓄電池放電電力（ｉ，ｔ）の変化を小さく抑えるための項である。｛｝内の第３項は、上位系統送受電電力（ｔ）のピーク（最大送受電電力）を小さく抑えるための項である。また、α，βは重み係数であり、目的関数内の各項の優先順位に応じて、適宜設定される。また、ｉは、ｉ番目の装置を表す。また、ｔは時間帯を表す。また、上位系統送受電電力（ｔ）の符号は、正のときは小規模系統１が上位系統２へ送電することを表し、負のときは小規模系統１が上位系統２から受電することを表す。また、Σは、装置全体にわたって累積することおよび計画を作成する期間にわたって累積することを表す。

次に、制約条件として、需給バランス、蓄電池充放電上下限値、ＳＯＣレベル、ＳＯＣ上下限値、およびＳＯＣ目標値を設定する。以下に、各項目について、説明をする。なお、制約条件は、管理者や保守者によって設定され、記憶部４２に記憶される。

需給バランスは、
Σ推定太陽光発電電力（ｉ，ｔ）＋Σ推定風力発電電力（ｉ，ｔ）
＋Σ蓄電池放電電力（ｉ，ｔ）−Σ蓄電池充電電力（ｉ，ｔ）
−Σ推定使用電力（ｉ，ｔ）＋上位系統送受電電力（ｔ）＝０ ・・式（２）
と設定する。

蓄電池充放電上下限値は、
蓄電池放電下限値（ｉ）≦蓄電池放電電力（ｉ，ｔ）≦蓄電池放電上限値（ｉ）
・・式（３）
蓄電池充電下限値（ｉ）≦蓄電池充電電力（ｉ，ｔ）≦蓄電池充電上限値（ｉ）
・・式（４）
と設定する。

ＳＯＣレベルは、
ＳＯＣ（ｉ，ｔ）＝ＳＯＣ（ｉ，ｔ−１）＋η（ｉ）×蓄電池充電電力（ｉ，ｔ）
−蓄電池放電電力（ｉ，ｔ）／μ（ｉ） ・・式（５）
と設定する。
ただし、η（ｉ）は、ｉ番目の蓄電池の充電効率を表す。μ（ｉ）は、ｉ番目の蓄電池の放電効率を表す。

ＳＯＣ上下限値は、
ＳＯＣ下限値（ｉ）≦ＳＯＣ（ｉ，ｔ）≦ＳＯＣ上限値（ｉ） ・・式（６）
と設定する。

ＳＯＣ目標値は、
ＳＯＣ（ｉ，ｔ）≧ＳＯＣ目標値（ｉ，ｔ） ・・式（７）
と設定する。

また、記憶部４２は、太陽光発電機情報記憶部１１１、風力発電機情報記憶部１２１、負荷情報記憶部１３１、および蓄電池情報記憶部１４１を有する。
太陽光発電機情報記憶部１１１は、各太陽光発電装置２０の発電容量、気温や日射量ごとの発電特性を記憶している。
風力発電機情報記憶部１２１は、各風力発電装置２１の発電容量、風速や風向ごとの発電特性を記憶している。
負荷情報記憶部１３１は、各負荷３０の気温や湿度ごとの負荷特性を記憶している。
蓄電池情報記憶部１４１は、各蓄電池１０の充放電効率や最大充放電電力を記憶している。

次に、蓄電池需給計画作成装置４０の処理フロー例について、図３を用いて説明する（適宜、図２参照）。
ステップＳ３０１では、太陽光発電電力推定部１１０は、推定太陽光発電電力を算出する。また、風力発電電力推定部１２０は、推定風力発電電力を算出する。また、使用電力推定部１３０は、推定使用電力を算出する。
ステップＳ３０２では、蓄電池スケジュール作成部１４０は、式（１）に示す目的関数を生成する。このとき、例えば、α，βの値を変えて各項の重みを変更したり、上位系統送受電計画電力（ｔ）の値を変更したりして、目的に合致した蓄電池１０の制御が行えるようにする。また、目的関数の上位系統送受電計画電力（ｔ）（計画値）は、入力部４４を介して取得される。

ステップＳ３０３では、蓄電池スケジュール作成部１４０は、制約条件を入力部４４を介して取得するか、または記憶部４２から取得する。
ステップＳ３０４では、蓄電池スケジュール作成部１４０は、目的関数の演算を実行する。この目的関数の演算には、線形計画法等の最適化計算法を用いるか、またはタブーサーチ等の近似解法を用いることができる。
ステップＳ３０５では、蓄電池スケジュール作成部１４０は、演算結果である運用計画を運用計画情報５０として蓄電池１０に送信する。

次に、シミュレーションを実行した結果を以下に説明する。シミュレーションは、４つのケースについて実行している。第１のケースは、蓄電池１０を最大限に活用して、上位系統送受電電力および最大送受電電力を小さく抑える場合である。第２のケースは、蓄電池１０を最大限に活用して、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。第３のケースは、蓄電池１０の放電電力の変化を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。第４のケースは、蓄電池１０の目標残電力量を設定した上で、蓄電池１０の放電電力を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。

（シミュレーションの諸条件）
シミュレーションの条件は、小規模系統１内に、太陽光発電装置２０、風力発電装置２１、および蓄電池１０を１台ずつ備え、蓄電池１０の充電電力および放電電力を０〜５０ｋＷ、ＳＯＣの上下限値を０〜３００ｋＷｈとし、また、運用計画の対象期間は、２４時間先までとした。そして、シミュレーションのための気象予測値には、過去の一日の気象データを用いた。
その結果、推定太陽光発電電力、推定風力発電電力、推定使用電力それぞれは、図４に示すように求められた。

（第１のケース）
第１のケースは、蓄電池１０を最大限に活用して、上位系統送受電電力および最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式（１）に示す目的関数において、α＝０および上位系統送受電計画電力（ｔ）＝０と設定した場合である。すなわち、第１のケースの目的関数は、ｍｉｎ｛Σ上位系統送受電電力（ｔ）＋β×Σ上位系統送受電電力（ｔ）^２｝である。ただし、β＝０．２であり、第１項の方が第２項より優先順位が高くなる（第１項を強く抑制する）ようにした。また、制約条件には、前記式（２）〜（６）を用いた。

第１のケースのシミュレーション結果について、図５を用いて説明する。図５（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表している。図５（ａ）において、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図５（ｃ）において、正方向は小規模系統１が上位系統２へ送電していることを表し、負方向は小規模系統１が上位系統２から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置４０が作成した運用計画に基づいて調整した時（調整時）を表し、点線は、上位系統２との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時（無調整時）を表す。

図５（ｃ）に示すように、上位系統２との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時（実線）には、上位系統２との間の最大送受電電力が突出することはないが、無調整時（点線）には、１５時ごろに上位系統２との間の最大送受電電力が突出している。この理由は、図５（ｂ）に示すように、無調整時にはＳＯＣが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池１０が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池１０は、図５（ｂ）に示すように、運用計画情報５０に基づいて電力量が調整されていて、ＳＯＣが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統２との間の最大送受電電力が突出することを防止できる。また、図５（ｃ）に示すように、調整時には、上位系統送電融通電力はほぼ０近辺となっており、小規模系統１において、上位系統２との間の送受電電力を小さく抑えることができていることが分かる。すなわち、調整時には、小規模系統１において、上位系統２との間の送受電電力および最大送受電電力を小さく抑えることができる。

（第２のケース）
第２のケースは、蓄電池１０を最大限に活用して、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式（１）に示す目的関数において、α＝０と設定したものである。すなわち、第２のケースの目的関数は、ｍｉｎ｛Σ（上位系統送受電電力（ｔ）−上位系統送受電計画電力（ｔ））＋β×Σ（上位系統送受電電力（ｔ）−上位系統送受電計画電力（ｔ））^２｝である。ただし、β＝０．２であり、第１項の方が第２項より優先順位が高くなる（第１項を強く抑制する）ようにした。また、上位系統送受電計画電力（ｔ）は、１１時〜１４時までの時間帯を５０ｋＷとし、その他の時間帯を−１０ｋＷとした。また、制約条件には、前記式（２）〜（６）を用いた。

第２のケースのシミュレーション結果について、図６を用いて説明する。図６（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表している。図６（ａ）において、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図６（ｃ）において、正方向は小規模系統１が上位系統２へ送電していることを表し、負方向は小規模系統１が上位系統２から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置４０が作成した運用計画に基づいて調整した時（調整時）を表し、点線は、上位系統２との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時（無調整時）を表す。

図６（ｃ）に示すように、上位系統２との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時（実線）には、上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なることはないが、無調整時（点線）には、１５時〜１６時に上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なっている。この理由は、図６（ｂ）に示すように、無調整時にはＳＯＣが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池１０が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池１０のＳＯＣは、図６（ｂ）に示すように、運用計画情報５０に基づいて電力量が調整されていて、ＳＯＣが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なることを防止できている。例えば、計画値と算出値との剥離を二乗平均平方根誤差で表すと、調整時には５２．６であり、無調整時の９９．１の半分程度に小さくなっていた。また、調整時には、図６（ｃ）に示すように、最大送受電電力が突出することは見られない。すなわち、調整時には、小規模系統１において、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。

（第３のケース）
第３のケースは、蓄電池１０の放電電力の変化を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式（１）に示す目的関数において、α＝５、β＝０．２と設定したものであり、第１項、第２項、第３項の順に優先順位が高くなる（第１項を最も強く抑制し、次に第２項を強く抑制する）ようにした。上位系統送受電計画電力（ｔ）は、１１時〜１４時までの時間帯を５０ｋＷとし、その他の時間帯を−１０ｋＷとした。また、制約条件には、前記式（２）〜（６）を用いた。ケース３は、蓄電池１０の放電電力の変化を抑えることによって、蓄電池の寿命を延ばすことを考慮したものである。

第３のケースのシミュレーション結果について、図７を用いて説明する。図７（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表している。図７（ａ）において、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図７（ｃ）において、正方向は小規模系統１が上位系統２へ送電していることを表し、負方向は小規模系統１が上位系統２から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置４０が作成した運用計画に基づいて調整した時（調整時）を表し、点線は、上位系統２との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時（無調整時）を表す。

図７（ｃ）に示すように、上位系統２との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時（実線）には、上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なることはないが、無調整時（点線）には、１５時〜１６時に上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なっている。この理由は、図７（ｂ）に示すように、無調整時にはＳＯＣが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池１０が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池１０のＳＯＣは、図７（ｂ）に示すように、運用計画情報５０に基づいて電力量が調整されていて、ＳＯＣが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なることを防止できている。例えば、計画値と算出値との剥離を二乗平均平方根誤差で表すと、調整時には５８．２であり、無調整時の９９．１のほぼ半分程度に小さくなっていた。また、調整時には、図７（ｃ）に示すように、最大送受電電力が突出することは見られない。
また、調整時のＳＯＣについて図７（ｂ）と図６（ｂ）とを比較すると、図７（ｂ）に示す調整時のＳＯＣの方が、変化幅が小さくなっていることが分かる。以上のことから、調整時には、蓄電池１０の放電電力の変化を抑制しても、小規模系統１において、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。

（第４のケース）
第４のケースは、蓄電池１０の目標残電力量（ＳＯＣ目標値）を設定した上で、蓄電池１０の放電電力の変化を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式（１）に示す目的関数において、α＝５、β＝０．２と設定したものであり、第１項、第２項、第３項の順に優先順位が高くなる（第１項を最も強く抑制し、次に第２項を強く抑制する）ようにした。上位系統送受電計画電力（ｔ）は、１１時〜１４時までの時間帯を５０ｋＷとし、その他の時間帯を−１０ｋＷとした。また、制約条件には、ケース３の場合とは異なって、前記式（２）〜（７）を用いた。そして、式（７）のＳＯＣ目標値には、２３時を２００ｋＷｈ、その他の時間を０ｋＷｈと設定した。このＳＯＣ目標値は、２３時以降に発電が行われない状況が続いても、しばらくの間は小規模系統１内の使用電力を賄うことを可能とするものである。

第４のケースのシミュレーション結果について、図８を用いて説明する。図８（ａ）は蓄電池放電電力を表し、（ｂ）はＳＯＣを表し、（ｃ）は上位系統送電融通電力を表している。図８（ａ）において、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図８（ｃ）において、正方向は小規模系統１が上位系統２へ送電していることを表し、負方向は小規模系統１が上位系統２から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置４０が作成した運用計画に基づいて調整した時（調整時）を表し、点線は、上位系統２との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時（無調整時）を表す。

図８（ｂ）に示すように、ＳＯＣは、調整時（実線）には、２３時にはＳＯＣ目標値として設定した２００ｋＷｈに到達している。また、図８（ｃ）に示すように、上位系統２との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時（実線）には、上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なることはないが、無調整時（点線）には、１５時〜１６時に上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なっている。この理由は、図８（ｂ）に示すように、無調整時にはＳＯＣが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池１０が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池１０のＳＯＣは、図８（ｂ）に示すように、運用計画情報５０に基づいて電力量が調整されていて、ＳＯＣが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統２との間の送受電電力が計画値と大きく異なることを防止できている。例えば、計画値と算出値との剥離を二乗平均平方根誤差で表すと、調整時には７１．１であり、無調整時の９９．１より小さくなっていた。また、調整時には、図８（ｃ）に示すように、最大送受電電力が突出することは見られない。
また、調整時のＳＯＣについて図８（ｂ）と図６（ｂ）とを比較すると、図８（ｂ）に示す調整時のＳＯＣの方が、変化幅が小さくなっていることが分かる。以上のことから、調整時には、蓄電池１０の放電電力を抑制しても、小規模系統１において、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。

以上、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置４０は、少なくとも、自然エネルギ発電による発電電力の推定値、蓄電池の充放電電力、負荷の使用電力の推定値、および上位系統２との間の送受電電力を変数とする需給バランスと、蓄電池のＳＯＣ（State of Charge）の上下限値を制約条件とし、上位系統２との間の送受電電力と計画値との差分および前記差分の二乗を変数とする目的関数を最小化する演算処理を実行することによって、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することができる。

また、蓄電池需給計画作成装置４０は、前記した目的関数に蓄電池１０の放電電力を変数として加えることによって、蓄電池１０の放電電力の変化を抑制しつつ、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することができる。

さらに、蓄電池需給計画作成装置４０は、前記した目的関数に蓄電池１０の放電電力を変数として加えて、蓄電池１０の蓄電残量を制約条件とすることによって、蓄電池１０の蓄電残量の満足しつつ、上位系統２との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することができる。

１ 小規模系統
２ 上位系統
１０ 蓄電池
２０ 太陽光発電装置（自然エネルギ発電装置）
２１ 風力発電装置（自然エネルギ発電装置）
３０ 負荷
４０ 蓄電池需給計画作成装置
４１ 処理部
４２ 記憶部
４３ 通信部
４４ 入力部
５０ 運用計画情報
１１０ 太陽光発電電力推定部（発電電力推定部）
１１１ 太陽光発電機情報記憶部
１２０ 風力発電電力推定部（発電電力推定部）
１２１ 風力発電機情報記憶部
１３０ 使用電力推定部
１３１ 負荷情報記憶部
１４０ 蓄電池スケジュール作成部
１４１ 蓄電池情報記憶部

Claims (8)

1. 上位系統と連系点で接続され、自然エネルギ発電装置、蓄電池、および電力を消費する負荷が配電線を介して相互に接続される小規模系統に設置される蓄電池需給計画作成装置であって、
   気象予報情報と計画値とを取得する入力部と、
   気象情報と発電電力との関係を示す前記自然エネルギ発電装置の発電特性、気象情報と使用電力との関係を示す前記負荷の負荷特性を記憶する記憶部と、
   前記自然エネルギ発電装置の発電電力を前記発電特性および前記気象予報情報を用いて推定する発電電力推定部と、
   前記負荷の使用電力を前記負荷特性および前記気象予報情報を用いて推定する使用電力推定部と、
   前記発電電力と前記蓄電池の充放電電力と前記使用電力と前記上位系統および前記小規模系統の間の送受電電力とを変数とする需給バランスの関係、および前記蓄電池のＳＯＣ（State of Charge）の上下限値を制約条件とし、前記送受電電力から前記計画値を減算する項と前記送受電電力から前記計画値を減算した値の２乗の項とを加算する目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する蓄電池スケジュール作成部と
   を備えることを特徴とする蓄電池需給計画作成装置。
   なお、前記送受電電力の符号は、前記小規模系統から前記上位系統へ送電する場合を正とする。
2. 前記蓄電池スケジュール作成部は、前記目的関数に前記蓄電池の放電電力を変数として加えて新たな目的関数を生成し、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する
   ことを特徴とする請求項１に記載の蓄電池需給計画作成装置。
3. 前記蓄電池スケジュール作成部は、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のＳＯＣ目標値を前記制約条件に加えて、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する
   ことを特徴とする請求項２に記載の蓄電池需給計画作成装置。
4. 前記蓄電池スケジュール作成部は、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のＳＯＣ目標値を前記制約条件に加えて、前記目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する
   ことを特徴とする請求項１に記載の蓄電池需給計画作成装置。
5. 上位系統と連系点で接続され、自然エネルギ発電装置、蓄電池、および電力を消費する負荷が配電線を介して相互に接続される小規模系統に設置される蓄電池需給計画作成装置の蓄電池需給計画作成方法であって、
   前記蓄電池需給計画作成装置は、
   気象予報情報と計画値とを取得する入力部と、
   気象情報と発電電力との関係を示す前記自然エネルギ発電装置の発電特性、気象情報と使用電力との関係を示す前記負荷の負荷特性を記憶する記憶部と、
   を備え、
   前記自然エネルギ発電装置の発電電力を前記発電特性および前記気象予報情報を用いて推定する発電電力推定ステップと、
   前記負荷の使用電力を前記負荷特性および前記気象予報情報を用いて推定する使用電力推定ステップと、
   前記発電電力と前記蓄電池の充放電電力と前記使用電力と前記上位系統および前記小規模系統の間の送受電電力とを変数とする需給バランスの関係、および前記蓄電池のＳＯＣ（State of Charge）の上下限値を制約条件とし、前記送受電電力から前記計画値を減算する項と前記送受電電力から前記計画値を減算した値の２乗の項とを加算する目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する蓄電池スケジュール作成ステップと
   を実行することを特徴とする蓄電池需給計画作成方法。
   なお、前記送受電電力の符号は、前記小規模系統から前記上位系統へ送電する場合を正とする。
6. 前記蓄電池スケジュール作成ステップでは、前記目的関数に前記蓄電池の放電電力を変数として加えて新たな目的関数を生成し、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する
   ことを特徴とする請求項５に記載の蓄電池需給計画作成方法。
7. 前記蓄電池スケジュール作成ステップでは、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のＳＯＣ目標値を前記制約条件に加えて、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する
   ことを特徴とする請求項６に記載の蓄電池需給計画作成方法。
8. 前記蓄電池スケジュール作成ステップでは、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のＳＯＣ目標値を前記制約条件に加えて、前記目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する
   ことを特徴とする請求項５に記載の蓄電池需給計画作成方法。

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