JP6334785B2

JP6334785B2 - 電力管理システム、電力管理方法、及び制御装置

Info

Publication number: JP6334785B2
Application number: JP2017128097A
Authority: JP
Inventors: 寛之日▲高▼
Original assignee: Kyocera Corp
Current assignee: Kyocera Corp
Priority date: 2014-03-27
Filing date: 2017-06-29
Publication date: 2018-05-30
Anticipated expiration: 2035-03-27
Also published as: JP2017184617A; JPWO2015146200A1; US10496060B2; US20170102677A1; WO2015146200A1; JP2018113862A; JP6170236B2

Description

［関連出願へのクロスリファレンス］
本出願は、日本国特許出願２０１４-０６６６２４号（２０１４年３月２７日出願）の優先権を主張するものであり、当該出願の開示全体を、ここに参照のために取り込む。

本発明は、電力管理システム、電力管理方法、及び制御装置に関する。

電力の自由化に伴って電力供給が開放され、従来の一般電気事業者（以下、電力会社という。）だけではなく、特定規模電気事業者(以下、電気事業者という)も電力使用者（以下、需要家という。）に対して電力を供給することができるようになった。しかしながら電気事業者は電力会社と比べると大規模な発電設備や送電設備を持たず、送電設備も所有していない場合が多い。そのため電気事業者は、電力会社の設備を借りながら事業を進めることとなるため、顧客が翌日消費すると見込まれる電力の需要計画値（以下、計画値という）を電力会社に事前に連絡し、当該計画値に見合った電力を自身での発電や別途調達した電力により供給する義務を負う。

一方、需要家側の電力需要量は、需要家の日々の活動によるものだけでなく、気象条件の変化や突発的なイベント等によっても大きく左右される。これら気象変化や突発的なイベントなどによって、計画値と使用実績値に大きな差が発生することがある。このとき、大規模な発電設備を持たない電気事業者では、電力供給の予備が少ないため電力の供給不足が発生することになる。電力供給不測が発生しても電力会社の送電網を借りている場合は、電力会社の電気が需要家には供給されるため需要家が電力不足で困るということはないものの、電気事業者は電力会社から高額の補償金を請求される。当該補償金は電気事業者の経営を圧迫する一因にもなっている。

このような問題について、電力の供給不足が発生した場合の需給バランスを取るための方法が提案されている（特許文献１）。特許文献１では電気事業者が電力の需給バランスの崩れ（アンバランス）を検知すると、需要家側に設置した補助電源に指示を出し発電を行う。この発電によって当該アンバランスを緩和又は解消する。

特開２００３-３２８９９号公報

しかしながら、従来の技術では、補助電源の容量や定格出力に制限があるため、最適な需給バランスをとることができない場合があった。具体的には例えば補助電源として蓄電池を用いた場合、電池残量が残っていなければ放電による調整ができない。また蓄電池が満充電である場合は充電による調整ができない。また蓄電池の出力能力によっては、デマンド時限内に必要な充電及び放電ができない可能性がある。すなわち需給のアンバランスが生じた場合に単純に蓄電池を充放電して当該アンバランスを緩和、解消しようとしても、必ずしも最適な需給バランスを実現できるものではなかった。そのため補償金の支払いを十分に抑えられないことがあった。

従って、上記のような問題点に鑑みてなされた本発明の側面の１つは、従来よりも補償金の支払いを抑えた電力制御を行うことができる電力管理システム、電力管理方法、及び制御装置を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために本発明の一実施形態に係る電力管理システムは、
蓄電池と、制御装置とを備え、前記制御装置は、需要家施設が消費すると見込まれる電力の需要の計画値に応じて前記蓄電池を充放電させて前記需要家施設における電力の需給バランスを調整する電力管理システムであって、
前記制御装置は、
前記計画値と、前記需要家施設における単位時間満了時点での電力の使用実績の予測値との変動幅を算出し、
前記変動幅の絶対値が閾値未満である場合、前記蓄電池に対して第１の制御を行い、前記変動幅の絶対値が前記閾値以上である場合、前記蓄電池に対して第２の制御を行うことを特徴とする。

また本発明の一実施形態に係る電力管理方法は、
蓄電池と、制御装置とを備え、前記制御装置は、需要家施設が消費すると見込まれる電力の需要の計画値に応じて前記蓄電池を充放電させて前記需要家施設における電力の需給バランスを調整する電力管理システムによる電力管理方法であって、
前記制御装置が、
前記計画値と、前記需要家施設における単位時間満了時点での電力の使用実績の予測値との変動幅を算出するステップと、
前記変動幅の絶対値が閾値未満である場合、前記蓄電池に対して第１の制御を行い、前記変動幅の絶対値が前記閾値以上である場合、前記蓄電池に対して第２の制御を行うステップと、
を含む。

また本発明の一実施形態に係る制御装置は、
需要家施設が消費すると見込まれる電力の需要の計画値に応じて蓄電池を充放電させて前記需要家施設における電力の需給バランスを調整する制御装置であって、
前記計画値を取得する通信部と、
前記計画値と、前記需要家施設における単位時間満了時点での電力の使用実績の予測値との変動幅を算出し、前記変動幅の絶対値が閾値未満である場合、前記蓄電池に対して第１の制御を行い、前記変動幅の絶対値が前記閾値以上である場合、前記蓄電池に対して第２の制御を行う制御部と、
を備えることを特徴とする。

本発明の一実施形態に係る電力管理システム、電力管理方法、及び制御装置によれば、従来よりも補償金の支払いを抑えた電力制御を行うことができる。

本発明の一実施形態に係る電力管理システムのブロック図である。計画値テーブルの例である。需給テーブルの例である。アルゴリズム切替テーブルの例である。計画値と予測値との関係を示す概念図である。アルゴリズムＡ及びＢを示す概念図である。本発明の一実施形態に係る電力管理システムにおける制御装置の動作を示すフローチャートである。

以下、本発明の一実施形態について説明する。

（実施の形態）
図１は本発明の一実施形態に係る電力管理システムのブロック図である。本発明の一実施形態に係る電力管理システムは、電気事業者１におけるサーバ装置１０と、発電事業者２における発電設備２０、制御装置２１、及びメーター２２と、需要家（需要家施設）３における負荷装置３０、蓄電池３１、制御装置３２、及びメーター３３と、電力会社４における発電設備４０、制御装置４１、及びメーター４２とを備える。

電気事業者１におけるサーバ装置１０は、調達する電力（発電事業者２の発電設備２０が発電する電力から調達する電力又は電力会社４の発電設備４０が発電する電力から調達する電力）、及び顧客である需要家施設３に提供する電力を管理する。なお電気事業者１が発電設備を有する場合、サーバ装置１０は、当該発電設備が発電する電力も管理する。

具体的にはサーバ装置１０は、翌日の需要家施設３の活動予定や天候などに基づき、顧客（需要家施設３）が翌日消費すると見込まれる電力使用（電力の需要）の計画値を作成（予測）する。計画値の算出は電力会社の規定する単位時間間隔毎で行われる。単位時間間隔は、デマンド時限が３０分である場合、例えば３０分となる。電気事業者１は、通信網６を介して発電事業者２又は電力会社４に計画値を通知する。例えば電力会社４ではこの計画値を翌日の電力会社の事業計画等(例えば電力網５の運用計画など）に組み込んで用いる。さらにサーバ装置１０は、通信網６を介して需要家施設３の制御装置３２に計画値を提供する。当日、電気事業者１、発電事業者２の発電設備２０、及び電力会社４の発電設備４０で発電した電力は電力網５を経由して、当該計画値で計画された分が需要家施設３に供給される。需要家施設３の制御装置３２は、実際に使用した電力と受信した計画値を比較し、蓄電池３１の制御を行う。

発電事業者２における発電設備２０は、火力、水力、太陽光発電等により電力を発電する。発電事業者２は、電気事業者１から受信した計画値に基づき、発電設備２０を含む発電事業者２における各種設備及び機器を制御する。メーター２２は、発電設備２０により発電された電力を計測する。

需要家施設３における負荷装置３０は、供給された電力を消費する各種機器及び設備等である。例えば負荷装置３０は、冷蔵庫やエアコン等である。蓄電池３１は、制御装置３２による制御に基づき、電力を放電及び充電する。メーター３３は、需要家施設３における消費電力の使用状況を計測する。メーター３３により計測された消費電力の値は、電気料金計算の基礎データとして使われるほか、制御装置３２に送られ、需要家施設３における消費電力と計画値の比較に使われる。制御装置３２については以下に詳述する。

電力会社４における発電設備４０は、火力、水力、太陽光発電等により電力を発電する。電力会社４は、電気事業者１から受信した計画値に基づき、発電設備４０を含む電力会社４における各種設備及び機器を制御する。メーター４２は、発電設備４０により発電された電力を計測する。

以下、需要家施設３における制御装置３２について説明する。制御装置３２は、電気事業者１のサーバ装置１０と通信を行い、計画値を取得する。また制御装置３２は、計画値に対応する日時において、メーター３３により計測した需要家施設３の消費電力値を収集し、需要家施設３での消費電力値の適時把握を行う。そして制御装置３２は、計画値と、メーター３３により収集した電力値とを比較する。制御装置３２は、メーター３３から取得した需要家施設３の消費電力値を使って、単位時限（例えば３０分）時点（単位時間満了時点）での消費電力値を予測し、計画値と乖離して補償金支払いが発生することを防止するために、又は当該補償金支払いを緩和するように、蓄電池３１の充放電を制御して電力の需給バランスの調整を行う。

図２は、計画値の例を示す。図２は、各時刻の電力使用の計画値をテーブル（以下、計画値テーブルという。）の形式で示している。図２の計画値テーブルには、翌日の０時から２４時迄の単位時間毎（例えば３０分の場合は４８個）の計画値が含まれる。例えば１行目は、時刻“０：００”から３０分間（すなわち０：００〜０：３０までの時間帯）における計画値“４．００ｋＷｈ”を表している。また２行目は、時刻“０：３０”から３０分間（すなわち０：３０〜１：００までの時間帯）における計画値“４．００ｋＷｈ”を表している。制御装置３２は、需要家施設３のメーター３３から取得した現在の消費電力値と比較し、単位時間で計画値を上回る見込みか下回る見込みか、また補償金はどの程度となるかを算出する。そして制御装置３２はその算出結果に基づき蓄電池３１の充放電制御を行い、需給バランスの改善を図る。

ここで、蓄電池３１を使った需給バランス改善を行う場合、計画値とメーター３３から取得した需要家施設３の消費電力値との差分を蓄電池の充放電で単純に補填する制御では、蓄電池の容量や定格出力の制限のために、必ずしも最適な需給バランスの効果が得られない場合がある。蓄電池３１を使って需給バランスの最適な改善を図る場合、需要家施設３における消費電力のパターンと、その需要予測である計画値に応じた、適切な蓄電池３１の充放電手法(アルゴリズム)の切り替えを行うと効果的となる。

そのため本発明の一実施形態に係る制御装置３２は、メーター３３から収集した消費電力値に基づき、その単位時限（例えば３０分時点）での消費電力値を予測値として算出する。制御装置３２は、単位時限の途中（例えば１５分時点）で、蓄電池３１の充放電を判断し、単位時限の電力消費量が計画値に近づくよう、蓄電池３１の充放電を行う。

制御装置３２は、一日の充放電制御が終わると、各単位時限の計画値と予測値の差分（以下、変動幅という。）を算出する。制御装置３２は、算出した変動幅を需給テーブルとして記憶する。本実施形態では、概略として当該変動幅を、蓄電池３１の翌日の充放電制御のアルゴリズムの選択に用いる点を特徴としている。

図３に、需給テーブルの一例を示す。需給テーブルは、時間帯毎の変動幅を含む。例えば単位時間が３０分の場合、１行目は、時刻“０：００”から３０分間（すなわち０：００〜０：３０までの時間帯）における変動幅“０．００ｋＷｈ”を表している。また２行目は、時刻“０：３０”から３０分間（すなわち０：３０〜１：００までの時間帯）における変動幅“０．００ｋＷｈ”を表している。また３行目は、時刻“１：００”から３０分間（すなわち１：００〜１：３０までの時間帯）における変動幅“?０．０５ｋＷｈ”を表している。つまりそれぞれ各時間帯における計画値は、図２に示すように４．００ｋＷｈであることから、各時間帯の予測値は、それぞれ４．００ｋＷｈ、４．００ｋＷｈ、及び３．９５ｋＷｈであったとなる。
さらに需給テーブルには、変動幅として単位時限幅毎だけでなく、１時間、３時間、６時間、１２時間、２４時間毎の計画値平均と予測値平均の差分を変動幅として含む。例えば１２時間（０：００〜１２：００及び１２：００〜２４：００）における変動幅の平均値と、２４時間（０：００〜２４：００）における変動幅の平均値を含む。図３に示すように、１２時間（０：００〜１２：００及び１２：００〜２４：００）における変動幅の平均値は、それぞれ１．２１ｋＷｈ、３．４９ｋＷｈである。また２４時間における変動幅の平均値は、２．３５ｋＷｈである。

図４に、アルゴリズム切替テーブルの一例を示す。アルゴリズム切替テーブルは、変動幅と、当該変動幅において用いると効果が高い、蓄電池３１の充放電アルゴリズムとを対応付けて記憶する。例えば１行目は、変動幅が±０．５０ｋＷｈである場合、アルゴリズムＡを選択することを示している。また例えば８行目は、±２．２５ｋＷｈである場合、アルゴリズムＢを選択することを示している。制御装置３２は、需給テーブルと、アルゴリズム切替テーブルとに基づき、各時間帯における蓄電池３１の充放電制御アルゴリズムを選択してもよい。また１時間、３時間、６時間、１２時間、２４時間といった指定時間間隔毎に充放電制御アルゴリズムを選択しても良い。
なおアルゴリズムＡは本発明の第１のアルゴリズムに対応し、アルゴリズムＢは本発明の第２のアルゴリズムに対応する。

図５に、計画値と予測値との関係を示す概念図を示す。図５では、１８：００〜１８：３０における計画値及び予測値を示す。図５に示す通り、計画値は、３４ｋＷｈである。また図５における棒グラフは、需要家施設３のメーター３３から収集した消費電力の実績値を示す。制御装置３２は、蓄電池３１の充電量、定格出力に応じて、１８：３０（デマンド時限）よりも前に（図５では１８：１５において）、当該実績値を使って１８：３０時点での電力需要量を予測、蓄電池３１に充放電指示を出す。上記変動幅は、計画値と充放電制御を行う前の予測値の差分となる。

図６に、アルゴリズムＡ及びアルゴリズムＢの概念図を示す。アルゴリズムＡでは、予測値と計画値との差分を蓄電池３１による調整分とし、単位時間満了時の電力使用実績が計画値となるように前記蓄電池を充放電させる。一方、アルゴリズムＢでは、予測値と計画値に所定値（以下、αとする。）を加算した値との差分を蓄電池３１による調整分とし、単位時間満了時の電力使用実績が計画値にαを加算した値となるように前記蓄電池を充放電させる。αの値は、電力会社４の設定する補償金の金額設定、蓄電池３１の容量等によって適宜設定する。このように変動幅が所定の変動幅（例えば±２．２５ｋＷｈ）よりも大きい場合、単位時間満了時の電力使用実績が計画値にαを加算した値となるように前記蓄電池を充放電させることで、従来よりも補償金の支払いを抑えた電力制御を行うことができる。

次に、本発明の一実施形態に係る電力管理システムにおける制御装置３２について、図７に示すフローチャートによりその動作を説明する。

はじめに制御装置３２は、電気事業者１のサーバ装置１０と通信を行い、計画値を収集（受信）する（ステップＳ１０１）。

次に制御装置３２は、メーター３３から収集した消費電力値に基づき、計画値に対応する予測値を算出し、さらに制御装置３２は、蓄電池３１を制御し、単位時限の消費電力が計画値に近づくよう充放電制御を行う（ステップＳ１０２）。

制御装置３２はステップＳ１０２を当日がおわるまで繰り返す。

制御装置３２は、計画値と予測値から変動幅を算出する（ステップＳ１０３）。
そして制御装置３２は、変動幅に応じて蓄電池３１の翌日に用いる充放電制御アルゴリズムを選択する（ステップＳ１０４）。

このように本発明の一実施形態によれば、制御装置３２が、需要家施設３における電力の計画値と予測値との変動幅に応じて蓄電池３１の充放電アルゴリズムを選択するため、従来よりも補償金の支払いを抑えた電力制御を行うことができる。

なお本実施の形態では図４に示すアルゴリズム切替テーブルを用いる例を示したがこれに限られない。例えば制御装置３２は、アルゴリズム切替テーブルを用いずに、閾値を用いてもよく、例えば閾値を２．２５ｋＷｈとしてもよい。この場合制御装置３２は、変動幅の絶対値が２．２５ｋＷｈ未満である場合にはアルゴリズムＡを用いる。一方制御装置３２は、変動幅の絶対値が２．２５ｋＷｈ以上である場合、アルゴリズムＢを用いる。

なお、本実施の形態では、ある特定の変動幅に基づき翌日の該当時間帯もしくは終日の充放電アルゴリズムを切り替えたがこれに限られない。例えば、過去数日間（例えば３日間、７日間等）の各時間帯における変動幅の移動平均に基づき、翌日の該当時間帯もしくは終日の充放電アルゴリズムを切り替えるようにしてもよい。

なお、本実施の形態では、図３に示す需給テーブルにおいて、１２時間及び２４時間における変動幅の平均値を参考データとして含むが、当該データを蓄電池３１の充放電制御のアルゴリズム選択に含めるようにしてもよい。

本発明を諸図面や実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形や修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形や修正は本発明の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各手段、各ステップ等に含まれる機能等は論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の手段やステップ等を１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。

１電気事業者
２発電事業者
３需要家（需要家施設）
４電力会社
５電力網
６通信網
１０サーバ装置
２０発電設備
２１制御装置
２２メーター
３０負荷装置
３１蓄電池
３２制御装置
３３メーター
４０発電設備
４１制御装置
４２メーター

Claims

蓄電池と、制御装置とを備え、前記制御装置は、需要家施設が消費すると見込まれる電力の需要の計画値に応じて前記蓄電池を充放電させて前記需要家施設における電力の需給バランスを調整する電力管理システムであって、
前記制御装置は、
前記計画値と、前記需要家施設における単位時間満了時点での電力の使用実績の予測値との変動幅を算出し、
前記変動幅の絶対値が閾値未満である場合、前記蓄電池に対して第１の制御を行い、前記変動幅の絶対値が前記閾値以上である場合、前記蓄電池に対して第２の制御を行うことを特徴とする、電力管理システム。
前記計画値は、複数の時間帯における電力需要の計画値であり、
前記制御装置は、
各時間帯における前記計画値と前記予測値との変動幅を含む需給テーブルを記憶し、
前記需給テーブルに基づき、前記蓄電池の充放電制御を各時間帯において切り替えることを特徴とする、請求項１に記載の電力管理システム。
前記需給テーブルは、各時間帯における前記変動幅に係る過去複数日の移動平均値を含み、
前記制御装置は、前記移動平均値に基づき、前記蓄電池の充放電制御を各時間帯において切り替えることを特徴とする、請求項２に記載の電力管理システム。
前記第１の制御は、単位時間内の電力使用実績が計画値となるように前記蓄電池を充放電させる制御であり、
前記第２の制御は、単位時間内の電力使用実績が計画値に所定値を加算した値となるように前記蓄電池を充放電させる制御であることを特徴とする、請求項１乃至請求項３のいずれか一項に記載の電力管理システム。
蓄電池と、制御装置とを備え、前記制御装置は、需要家施設が消費すると見込まれる電力の需要の計画値に応じて前記蓄電池を充放電させて前記需要家施設における電力の需給バランスを調整する電力管理システムによる電力管理方法であって、
前記制御装置が、
前記計画値と、前記需要家施設における単位時間満了時点での電力の使用実績の予測値との変動幅を算出するステップと、
前記変動幅の絶対値が閾値未満である場合、前記蓄電池に対して第１の制御を行い、前記変動幅の絶対値が前記閾値以上である場合、前記蓄電池に対して第２の制御を行うステップと、
を含む電力管理方法。
前記計画値は、複数の時間帯における電力需要の計画値であり、
前記制御装置は、
各時間帯における前記計画値と前記予測値との変動幅を含む需給テーブルを記憶し、
前記需給テーブルに基づき、前記蓄電池の充放電制御を各時間帯において切り替えることを特徴とする、請求項５に記載の電力管理方法。
前記需給テーブルは、各時間帯における前記変動幅に係る過去複数日の移動平均値を含み、
前記制御装置は、前記移動平均値に基づき、前記蓄電池の充放電制御を各時間帯において切り替えることを特徴とする、請求項６に記載の電力管理方法。
前記第１の制御は、単位時間内の電力使用実績が計画値となるように前記蓄電池を充放電させる制御であり、
前記第２の制御は、単位時間内の電力使用実績が計画値に所定値を加算した値となるように前記蓄電池を充放電させる制御であることを特徴とする、請求項５乃至請求項７のいずれか一項に記載の電力管理方法。
需要家施設が消費すると見込まれる電力の需要の計画値に応じて蓄電池を充放電させて前記需要家施設における電力の需給バランスを調整する制御装置であって、
前記計画値を取得する通信部と、
前記計画値と、前記需要家施設における単位時間満了時点での電力の使用実績の予測値との変動幅を算出し、前記変動幅の絶対値が閾値未満である場合、前記蓄電池に対して第１の制御を行い、前記変動幅の絶対値が前記閾値以上である場合、前記蓄電池に対して第２の制御を行う制御部と、
を備えることを特徴とする、制御装置。
前記計画値は、複数の時間帯における電力需要の計画値であり、
前記制御装置は、
各時間帯における前記計画値と前記予測値との変動幅を含む需給テーブルを記憶し、
前記需給テーブルに基づき、前記蓄電池の充放電制御を各時間帯において切り替えることを特徴とする、請求項９に記載の制御装置。
前記需給テーブルは、各時間帯における前記変動幅に係る過去複数日の移動平均値を含み、
前記移動平均値に基づき、前記蓄電池の充放電制御を各時間帯において切り替えることを特徴とする、請求項１０に記載の制御装置。
前記第１の制御は、単位時間内の電力使用実績が計画値となるように前記蓄電池を充放電させる制御であり、
前記第２の制御は、単位時間内の電力使用実績が計画値に所定値を加算した値となるように前記蓄電池を充放電させる制御であることを特徴とする、請求項９乃至請求項１１のいずれか一項に記載の制御装置。