JP6942295B1 - 充放電計画作成装置、指令装置、電力系統管理システム、端末装置、蓄電システム、充放電システム、蓄電池、電気自動車、充放電計画作成方法および充放電計画作成プログラム - Google Patents

Abstract

本開示にかかる充放電計画作成装置（７）は、電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定する制約条件決定部（７３）と、制約条件と電力系統の品質確保のために複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて複数の蓄電池の制御量の計画値を算出する計画値算出部（７４）と、を備える。

Description

本開示は、蓄電池の充放電計画を作成する充放電計画作成装置、指令装置、電力系統管理システム、端末装置、蓄電システム、充放電システム、蓄電池、電気自動車、充放電計画作成方法および充放電計画作成プログラムに関する。

近年、需要家設備として設置される蓄電池、ＥＶ（Electric Vehicle：電気自動車）に搭載される蓄電池をはじめとした需要家の蓄電池を、電力系統の品質確保のために使用することへの期待が高まっている。特許文献１には、上位制御システムからの電力調整の要請、すなわち電力系統の品質確保のための要請に基づいて、各需要家の蓄電池の充放電を制御する技術が開示されている。特許文献１に記載の技術では、電力系統の品質確保のために要請された要請量をより確実に確保するために、過去の充放電指令と充放電の実績値とを用いて、各需要家における充放電指令の達成率を算出し、達成率に応じて予備力を決定し、予備力を用いずに要請量を調達できる場合には予備力を用いずに各需要家の充放電指令を生成する。

特開２０２０−８９０８７号公報

一方、需要家の蓄電池を、電力系統からの要請に応じて制御するためには、充放電指令を受けとった時点で蓄電池の蓄電残量が適正に確保されている必要がある。例えば、蓄電池の蓄電残量が最大値に達していると、充電指令を受信しても当該蓄電池に充電を行うことはできない。このため、特許文献１に記載の技術では、電力系統の品質確保のために要請された充電量が、予備力を使用しても需要家の蓄電池の充電可能量の合計を上回る場合には、電力系統の品質確保のための要請量を確保することができない。

したがって、需要家は、電力系統からの充放電指令に基づく制御を行う時間帯として契約などで定められた時間帯において、充放電指令に従うことができるように蓄電池の蓄電残量を適正な値に保つ必要がある。すなわち、蓄電池の充放電可能量を確保しておく必要がある。蓄電残量の適正な値は、電力系統に接続される各機器の状態によって変化し一定ではないため、例えば、充電および放電ともに、想定される最大量の充放電指令に対応できるように充放電可能量を確保するといったように、充放電可能量は余裕をみて設定されることになる。このため、本来は、需要家が、需要家自身のためにより多くの充電を行うことが可能な時間帯であっても、電力系統の要請に備えて充電量を抑えることになり、蓄電池の需要家にとっての蓄電池の使い勝手に制約が生じる。

本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、需要家にとっての蓄電池の使い勝手の悪化を抑えて蓄電池を電力系統の品質確保に使用することができる充放電計画作成装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示にかかる充放電計画作成装置は、電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定する制約条件決定部、を備える。充放電計画作成装置は、さらに、制約条件と電力系統の品質確保のために複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて複数の蓄電池の制御量の計画値を算出する計画値算出部と、を備える。

本開示にかかる充放電計画作成装置は、需要家にとっての蓄電池の使い勝手の悪化を抑えて蓄電池を電力系統の品質確保に使用することができるという効果を奏する。

実施の形態にかかる充放電システムの構成例を示す図 電力系統管理システムを構成する各装置の構成例を示す図 電力系統管理システムにおける処理手順の一例を示すフローチャート 予測処理の処理手順の一例を示すフローチャート 電力系統品質確保のための制約条件の決定処理手順の一例を示すフローチャート 充放電の制御量の算出処理手順の一例を示すフローチャート 指令装置における需要家の蓄電池の制御手順の一例を示すフローチャート 制御可能量の予測誤差の分布を模式的に示す図 制御周期の一例を模式的に示す図 実施の形態の効果を説明するための図 電力系統管理システムを構成する各装置を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図

以下に、実施の形態にかかる充放電計画作成装置、指令装置、電力系統管理システム、端末装置、蓄電システム、充放電システム、蓄電池、電気自動車、充放電計画作成方法および充放電計画作成プログラムを図面に基づいて詳細に説明する。

図１は、実施の形態にかかる充放電システムの構成例を示す図である。本実施の形態の充放電システムは、需要家９−１〜９−６にそれぞれ設置される端末装置９５と、端末装置９５から各需要家９−１〜９−６の蓄電池の充放電の実績値を含む電力に関する各種の情報を収集し、収集した情報を用いて需要家９−１〜９−６の蓄電池を制御する電力系統管理システム１１とを備える。配電線１は、配電用変圧器２に接続され各需要家９−１〜９−６の設備へ電力を供給する。本実施の形態では、電力系統管理システム１１が、端末装置９５から収集した実績値を用いて、需要家９−１〜９−６の蓄電池の一定期間内での各時刻断面での蓄電池の蓄電残量の変化量を抑えるように充電量の計画値を生成する。このため、需要家９の蓄電池の使用状況を反映して各需要家９−１〜９−６の蓄電池の蓄電残量への影響を抑えた充放電計画を作成することができるため、あらかじめ需要家９−１〜９−６の蓄電池の蓄電残量に固定の制約を設ける必要がない。このため、需要家にとっての蓄電池の使い勝手の悪化を抑えて蓄電池を電力系統の品質確保に使用することができる。

電力系統管理システム１１は、データ収集装置４、データベース装置５、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８を備える。データ収集装置４は、需要家９−１〜９−６にそれぞれ設置される端末装置９５から各需要家９−１〜９−６の電力に関する各種の情報を収集しデータベース装置５へ送信する。データベース装置５は、データ収集装置４から受信した情報、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８から受信した情報を記憶する。予測装置６は、データベース装置５に記憶されている情報、および外部情報提供装置２０から提供される情報を用いて、需要家９−１〜９−６における消費電力、需要家９−１〜９−６の蓄電池の充放電量などを予測し、予測結果をデータベース装置５に送信する。外部情報提供装置２０は、例えば、気温、日射量の実績値および予報値を含む気象情報を提供する装置である。

充放電計画作成装置７は、データベース装置５から取得した情報を用いて需要家９−１〜９−６の蓄電池の充放電量の計画値を算出し、算出した結果をデータベース装置５へ送信する。指令装置８は、データベース装置５から取得した情報を用いて各需要家９−１〜９−６の蓄電池の充放電指令を生成して各需要家９−１〜９−６の端末装置９５へ送信する。充放電計画作成装置７と、指令装置８と、充放電の計画の作成対象である需要家９−１〜９−６の蓄電池とは充放電システムを構成する。電力系統管理システム１１を構成する各装置の詳細については後述する。

図１に示すように、需要家９−１〜９−６のそれぞれが管理する範囲には、計量装置であるスマートメータ（図１ではＳＭと略す）９１、太陽光発電設備（図１ではＰＶと略す）９２、蓄電システム９３、ＥＶ充放電装置（図１ではＥＶと略す）９４および端末装置９５が設けられる。なお、需要家９−１〜９−６は、電力を使用する契約を電力会社等と契約している契約者であるとともに電力系統からの要請に従って蓄電池の充放電を行う契約を締結している需要家である。図１では、需要家９−１〜９−６と記載されている矩形内に示される各装置は、各需要家９−１〜９−６の管理する範囲内または当該範囲に対応して設置される装置であることを示している。各需要家９−１〜９−６の管理する範囲は、例えば、一般家庭、事業所、工場、病院、商業施設、充電ステーションなどである。配電線１は、例えば６６００Ｖなどの高圧配電線である。需要家９−１〜９−６は、配電線１に接続される図示を省略した柱上変圧器を介して、例えば１００Ｖ，２００Ｖといった低圧の電力が供給される低圧需要家であってもよいし、配電線１から高圧の電力が供給される高圧需要家であってもよい。以下では、需要家９−１〜９−６は、高圧需要家と低圧需要家が混在している例を説明するが、需要家９−１〜９−６は、高圧需要家だけ、または低圧需要家だけであってもよい。

図１に示した例では、需要家９−１〜９−６のそれぞれは、太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４を有しており、図１では図の簡略化のため図示を省略しているが、これらの設備は配電線１に接続されている。すなわち、太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４は電力系統に接続されている。なお、図１では、需要家９−１〜９−６の全てが、太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４を有しているが、各需要家９−１〜９−６は、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４のうちの少なくとも１つを有していればよい。また、図示を省略するが、各需要家９−１〜９−６は、負荷すなわち電力を消費する設備も有しており、負荷も配電線１に接続される。蓄電システム９３は、例えば、需要家９−１〜９−６に設置される定置用蓄電システムである。需要家９−１〜９−６は蓄電池を有する需要家の一例であり、蓄電池は蓄電システム９３における蓄電池であってもよいし、ＥＶ充放電装置９４によって充放電されるＥＶに搭載される蓄電池であってもよい。すなわち、蓄電システム９３の蓄電池、およびＥＶ充放電装置９４によって充放電されるＥＶに搭載される蓄電池は、電力系統に接続される複数の蓄電池の一例であり、詳細には、それぞれに対応する需要家９−１〜９−６により使用される蓄電池の一例である。また、蓄電システム９３の蓄電池、およびＥＶ充放電装置９４によって充放電されるＥＶに搭載される蓄電池は、電力系統管理システム１１から送信された制御指令に基づいて充放電が行われる蓄電池の例である。

以下、需要家９−１〜９−６のそれぞれを個別に区別せずに示すときには、需要家９と記載する。なお、図１では、電力系統からの要請に従って蓄電池の充放電を行う需要家９の設備を図示しているが、一般には、配電線１には、蓄電池を所有していない需要家などのように需要家９以外の需要家の設備も接続されている。また、図１では６つの需要家９の各設備を図示しているが、需要家９の数は図１に示した例に限定されない。また、図１では配電線１を１本図示しているが、電力系統管理システム１１が管理する電力系統は配電線１に限らず、電力系統管理システム１１が管理する電力系統は複数の配電線を含んでいてもよい。

太陽光発電設備９２は、太陽光発電パネルと、太陽光発電パネルによって発電された直流電力を交流電力に変換するＰＣＳ（Power Conditioning System：パワーコンディショナー）とを備える。蓄電システム９３は、蓄電池と、蓄電池の充放電を行う充放電装置である蓄電池用ＰＣＳとを備える。なお、蓄電システム９３の蓄電池は、蓄電池用ＰＣＳを介して電力系統の配電線１に接続されるが、このように充放電を行う装置を介して電力系統に接続される場合も、電力系統に接続される蓄電池と呼ぶこととする。蓄電池用ＰＣＳは、指令装置８から送信される充放電の制御指令に基づいて蓄電池の充放電を行う充放電装置の一例である。例えば、需要家９の太陽光発電設備９２によって昼間に発電された電力は、当該需要家９の負荷によって消費されるとともに蓄電システム９３における蓄電池に蓄電され、蓄電システム９３に蓄電された電力は、夜間に当該需要家９の負荷によって消費される。また、電力のピークを電力会社から要求される値以下に抑えるために蓄電システム９３が用いられることもある。このように、各需要家９が蓄電システム９３を設置する目的は様々であるが、本実施の形態では各需要家９が蓄電システム９３を設置する目的には特に制約はなく、どのような目的のために設置されていてもよい。

ＥＶ充放電装置９４は、ＥＶに搭載される蓄電池の充放電を制御する。ＥＶ充放電装置９４は、指令装置８から送信される充放電の制御指令に基づいて蓄電池の充放電を行う充放電装置の一例である。ＥＶ充放電装置９４は、ＥＶが接続されて利用者から充電が指示されるとＥＶに搭載される蓄電池を配電線１すなわち電力系統から供給される電力を用いて充電する。また、ＥＶ充放電装置９４は、ＥＶが接続されて利用者から放電が指示されるとＥＶに搭載される蓄電池を放電させる。なお、ＥＶ充放電装置９４は、蓄電システム９３または太陽光発電設備９２から供給される電力を用いてＥＶの蓄電池を充電可能であってもよい。また、太陽光発電設備９２におけるＰＣＳと、蓄電システム９３における蓄電池用ＰＣＳと、ＥＶ充放電装置９４のうちの２つ以上が一体化されていてもよい。

スマートメータ９１は、電力量の自動検針のために受電電力量を計量する。スマートメータ９１は、例えば、図示しない自動検針を管理する中央装置へ受電電力量を送信する。また、スマートメータ９１は、受電電力量を端末装置９５へ送信する。スマートメータ９１は端末装置９５からデータの取得の要求を受信する度に受電電力量を端末装置９５へ送信してもよいし、電力系統管理システム１１から端末装置９５を介して指示された周期で自発的に受電電力量を端末装置９５へ送信してもよい。スマートメータ９１が計量する受電電力量は、一般には、需要家９の負荷により消費された電力量から、需要家９内の電力供給源から供給された電力量が差し引かれた値である。需要家９内の電力供給源から供給された電力量は、需要家９の太陽光発電設備９２による発電、蓄電システム９３の放電、ＥＶの蓄電池の放電などにより供給される電力量である。

端末装置９５は、スマートメータ９１、太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４から電力に関する情報を取得し、取得した情報を、通信ネットワーク１０を介して、電力系統管理システム１１のデータ収集装置４へ送信する。また、端末装置９５は、通信ネットワーク１０を介して、電力系統管理システム１１の指令装置８から指令を受信すると、受信した指令を対応する装置へ送信する。例えば、端末装置９５は、受信した指令が蓄電システム９３に充放電を行うことを指示する指令であった場合には、当該指令を蓄電システム９３に送信し、当該指令がＥＶ充放電装置９４に充放電を行うことを指示する指令であった場合、ＥＶ充放電装置９４に当該指令を送信する。蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４は、端末装置９５を介して指令装置８から指令を受信すると、受信した指令に基づいて充放電を行う。なお、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４は、指令装置８から指令を受信する前から充放電を行っている場合があり、この場合には、受信した指令を用いて充放電量を変更することになる。通信ネットワーク１０は、例えばインターネットであるが、これに限定されずどのような通信ネットワークであってもよい。

端末装置９５は、具体的には、スマートメータ９１からは受電電力量の実績値を取得し、太陽光発電設備９２からは発電量の実績値を取得し、蓄電システム９３からは蓄電システム９３の充放電量の実績値および蓄電残量の実績値を取得し、ＥＶ充放電装置９４からはＥＶ充放電量の実績値およびＥＶ蓄電残量の実績値を取得する。発電量は発電電力であり単位はＷ，ｋＷなどである。蓄電システム９３の充放電量は蓄電システム９３の蓄電池を充放電する際の充放電電力であり単位はＷ，ｋＷなどであり、蓄電システム９３の蓄電残量は蓄電システム９３の蓄電池の残量であり単位はＷｈ，ｋＷｈなどである。ＥＶ充放電量はＥＶ充放電装置９４がＥＶの蓄電池を充放電する際の充放電電力であり単位はＷ，ｋＷなどであり、ＥＶ蓄電残量はＥＶの蓄電池の残量であり単位はＷｈ，ｋＷｈなどである。端末装置９５は、上述した情報を定期的に収集してデータ収集装置４へ送信する。これらの情報の収集周期は、例えば１分であるが収集周期はこれに限定されない。以下、蓄電システム９３の充放電量を蓄電池充放電量とも呼び、蓄電システム９３の蓄電残量を蓄電池蓄電残量とも呼ぶ。このように、端末装置９５は、電力系統管理システム１１へ、電力系統に接続される複数の蓄電池のうちの少なくとも１つの実績値を送信する。

また、端末装置９５は、太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４から、ＥＶの連系時間、分散電源すなわち太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４の稼働時間なども取得する。さらに、端末装置９５は、太陽光発電設備９２、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４の定格値、蓄電池容量など設備に関する設備情報を収集する。設備情報の収集は、定期的に行う必要はないため、例えば、新たな設備が端末装置９５に接続されたときなど、適宜行われる。

また、図１に示した例では、配電線１は、区分開閉器３により配電区間＃１と配電区間＃２との区間に区分されており、配電区間＃１に接続される需要家９−１〜９−３をグループ＃１とし、配電区間＃２に接続される需要家９−４〜９−６をグループ＃２としてグループ分けしている。このように、本実施の形態では、需要家９を、２以上の需要家９を含むグループにグループ分けする。各グループにどの需要家９が属するかを示すグループ情報は、設備情報としてデータベース装置５に格納されている。グループ情報は、オペレータによりデータベース装置５に入力されてもよいし、図示しない他の装置から送信されることでデータベース装置５に格納されてもよい。図１では、２つのグループが図示されているがグループの数はこれに限定されない。

図２は、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置の構成例を示す図である。図２に示すように、データ収集装置４は、他の装置と通信を行う通信部４１と、端末装置９５からのデータの収集を制御する収集制御部４２とを備える。収集制御部４２は、データベース装置５に格納されている契約情報に基づいて、蓄電池を所有し当該蓄電池を電力系統の要請に応じて制御する契約のある需要家９における端末装置９５の識別情報である端末ＩＤ（IDentifier）を取得し、取得した端末ＩＤを用いて端末装置９５から各種の情報を取得するための制御を行う。例えば、収集制御部４２は、受電電力量、蓄電池充放電量の実績値、蓄電池蓄電残量の実績値、ＥＶ充放電量の実績値およびＥＶ蓄電残量の実績値を収集する収集周期を、通信部４１を介して各端末装置９５へ指定して収集を指示することで各端末装置９５から定期的にこれらの情報を収集する。または、収集制御部４２は、収集周期ごとに、これらの取得を要求する指示を各端末装置９５へ通知する。通信部４１は、端末装置９５からこれらの情報を受信すると端末ＩＤと対応づけて収集データとしてデータベース装置５へ送信する。このように、データ収集装置４は、電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値を収集する。充放電の実績値は、例えば、蓄電池充放電量の実績値、蓄電池蓄電残量の実績値、ＥＶ充放電量の実績値およびＥＶ蓄電残量の実績値を含む。

データベース装置５は、他の装置と通信を行う通信部５１と、情報を管理する管理部５２と、設備情報を記憶する設備情報記憶部５３と、契約情報を記憶する契約情報記憶部５４と、データ収集装置４によって収集された収集データを記憶する収集データ記憶部５５と、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８により算出された各情報を記憶する処理データ記憶部５６とを備える。管理部５２は、通信部５１を介して他の装置から受け取った情報を、設備情報記憶部５３、契約情報記憶部５４、収集データ記憶部５５および処理データ記憶部５６のうち対応する記憶部に格納し、格納位置と当該情報の属性とを対応づけて管理する。また、管理部５２は、通信部５１を介して受け取った他の装置からの情報の読み出しの要求によって指定された属性情報に応じて、設備情報記憶部５３、契約情報記憶部５４、収集データ記憶部５５および処理データ記憶部５６のうち対応する記憶部から情報を読み出して通信部５１を介して要求元の装置へ送信する。属性情報は、例えば、情報の種類を示す情報、日時を示す情報などを含む。

設備情報は、配電線１に接続される各需要家９の設備の接続位置、各需要家９の設備の定格、容量などの情報を含む。需要家９の設備の定格、容量は上述したように、例えば、端末装置９５およびデータ収集装置４を介して取得されるが、これに限らずオペレータなどによって入力されてもよいし、図示しない他の装置から取得されてもよい。契約情報は、需要家９の業種、低圧または高圧といった契約種別、契約電力などの情報を含む。また、契約情報は、蓄電池を所有し当該蓄電池を電力系統の要請に応じて制御する契約のある需要家９における端末装置９５の端末ＩＤも含む。収集データは、データ収集装置４によって収集されたデータと、予測装置６を介して外部情報提供装置２０から提供された外部情報とを含む。処理データについては後述する。なお、配電線１に、需要家９以外の需要家、例えば負荷を有する需要家が接続される場合には、契約情報にはこれらの需要家に関する情報も格納され、当該需要家にも、端末装置９５およびスマートメータ９１が設定され、端末装置９５は、スマートメータ９１から取得した受電電力量をデータ収集装置４へ送信する。

予測装置６は、他の装置と通信を行う通信部６１と、データベース装置５に記憶されている契約情報および収集データと、外部情報提供装置２０から取得した外部情報とを用いて各需要家９の実負荷、発電量、充放電量および蓄電残量などの予測を行う予測処理部６２と、予測処理の結果を用いてグループ単位の予測値を算出するグループ集計部６３とを備える。外部情報は、上述したように例えば気象情報である。グループ集計部６３は、グループ単位の予測値をデータベース装置５に処理データとして送信する。また、通信部６１は、受信した外部情報をデータベース装置５へ収集データとして送信する。なお、予測装置６が外部情報提供装置２０から外部情報を取得する代わりに、データベース装置５が外部情報提供装置２０から外部情報を取得して外部情報を記憶し、予測装置６がデータベース装置５から外部情報を取得してもよい。

充放電計画作成装置７は、他の装置と通信を行う通信部７１と、データベース装置５に処理データとして記憶されているグループ単位の予測値を用いて潮流計算を行う潮流計算部７２と、を備える。充放電計画作成装置７は、さらに、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４の充放電の実績値、すなわち複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定する制約条件決定部７３と、制約条件と電力系統の品質確保のために複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて複数の蓄電池の充放電の制御量の計画値を算出する計画値算出部７４とを備える。計画値算出部７４は、需要家９の蓄電池の充放電の制御量の計画値、すなわち充放電計画を、通信部７１を介してデータベース装置５へ送信する。

指令装置８は、他の装置と通信を行う通信部８１と、データベース装置５に処理データとして記憶されているグループ単位の充放電の制御量とデータベース装置５に収集データとして記憶される各端末装置９５から送信された各種の実績値とを用いて、各需要家９の蓄電池の制御指令を生成し通信部８１を介して端末装置９５へ送信する制御指令生成部８２とを備える。詳細には、制御指令生成部８２は、充放電計画作成装置７によって算出された、電力系統に接続される複数の蓄電池を含むグループごとの複数の蓄電池の充放電の制御量の総和の計画値と、複数の蓄電池のそれぞれから送信された蓄電池の充放電量の実績値とを用いて、蓄電池ごとの充放電の制御指令を生成する。指令装置８は、さらに、制御指令と、データベース装置５に収集データとして記憶される各端末装置９５から送信された充放電の実績値との乖離に応じて追加指令を生成し通信部８１を介して端末装置９５へ送信する追加指令生成部８３とを備える。追加指令生成部８３は、詳細には、制御指令の送信後の複数の蓄電池のそれぞれから送信された蓄電池の充放電量の実績値と、制御指令との差を用いて、当該制御指令に対応する制御周期内で追加指令を生成する。

なお、電力系統管理システム１１の機能は図１および図２に示した例ではデータ収集装置４、データベース装置５、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８の４つの装置で実現されているが、電力系統管理システム１１の機能を実現するための装置の構成はこの例に限定されない。データ収集装置４、データベース装置５、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８が一体化されて１つの装置として実現されてもよいし、これらのうち２つ以上が一体化されていてもよいし、これらのうちの少なくとも一部がさらに細分化された装置として構成されてもよい。例えば、予測装置６と充放電計画作成装置７が一体化されて、充放電計画作成装置として構成されてもよい。

次に、本実施の形態の動作について説明する。まず、電力系統管理システム１１の全体動作について説明する。データ収集装置４は、上述したように、定期的に各端末装置９５から情報を収集し収集したデータをデータベース装置５へ送信する。データベース装置５は、データ収集装置４から受信したデータを収集データ記憶部５５に記憶する。また、データベース装置５は、外部情報提供装置２０から予測装置６を介して取得した外部情報を収集データ記憶部５５に記憶する。これらの収集データは日時と対応づけられている。

電力系統管理システム１１では、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８が、データベース装置５に記憶されている情報を用いて、次のような処理を行う。図３は、本実施の形態の電力系統管理システム１１における処理手順の一例を示すフローチャートである。図３に示すように、まず、予測装置６が、予測処理を行う（ステップＳ１）。

具体的には、予測装置６は、データベース装置５に記憶されている収集データを用いて、予測対象期間すなわち充放電計画の作成の対象となる期間における各時刻断面の各需要家９における、実負荷、発電量、蓄電池の充放電量、蓄電残量および制御可能量を予測し、予測結果をグループ単位で集計し、グループごとの各予測値をデータベース装置５へ送信する。制御可能量は需要家９の蓄電池に対して充放電をどれくらい行うことができるかを示す量である。予測処理の詳細は後述する。予測対象期間は、例えば、翌日の１日であるが、これに限らず、１年間であってもよいし、１週間であってもよい。また、予測対象期間における各時間枠、すなわち各時刻断面の時間刻みは例えば３０分単位であるが、時間枠はこれに限定されない。翌日１日分を３０分の時間枠で予測する場合には、合計４８個の時刻断面における各予測値が算出される。データベース装置５は、グループごとの各予測値を処理データ記憶部５６に記憶する。予測装置６の動作の詳細は後述する。

次に、充放電計画作成装置７が、電力系統品質確保のための制約条件を決定し（ステップＳ２）、充放電変更量を決定する（ステップＳ３）。具体的には、充放電計画作成装置７は、データベース装置５からグループ単位の予測値と設備情報とを取得し、グループ単位の予測値を用いて潮流計算を行うことにより予測対象期間における電力系統設備の通過電流を求め、通過電流が許容値から逸脱する場合、すなわち過負荷が発生する場合、需要家９の蓄電池の充放電変更量すなわち制御量の計画値を算出するための制約条件を算出し、制約条件を用いてグループ単位の充放電変更量の計画値を算出する。充放電変更量は充放電量の予測値からの変更量であり、電力系統からの要請に基づく制御量である。充放電計画作成装置７が、充放電変更量を決定すると、各時間枠における需要家９の蓄電池を電力系統の要請に基づいて制御量の計画値が決定されるためこれにより充放電計画が決定されることになる。また、充放電計画作成装置７は、充放電計画とステップＳ１で算出した予測値とを用いて需給計画を作成してもよい。充放電計画作成装置７は、充放電計画をデータベース装置５へ送信する。データベース装置５は、受信した充放電計画を処理データ記憶部５６に記憶する。

次に、充放電計画作成装置７は、充放電の行われる当日に、充放電変更量を再決定する（ステップＳ４）。具体的には、充放電計画作成装置７は、データベース装置５の収集データとして格納されている最新の実績値などを用いて、現時点から１日分などのように現時点から一定期間を予測対象期間として、ステップＳ１からステップＳ３までの処理を再度実施してもよいし、データベース装置５の収集データとして格納されている最新の実績値などを用いて、作成済みの充放電計画を補正することで充放電変更量を再決定してもよい。例えば、ステップＳ３では、３０分ごとの２４時間を予測対象期間として充放電変更量を再決定する。充放電計画作成装置７は、再決定した充放電計画をデータベース装置５へ送信する。データベース装置５は、受信した充放電計画を処理データ記憶部５６に記憶する。

次に、指令装置８は、充放電制御を行う（ステップＳ５）。具体的には、指令装置８は、データベース装置５からステップＳ４で算出された充放電計画すなわちグループ単位の充放電変更量の計画値と取集データとを用いて各需要家９の蓄電池ごとに制御指令を生成して対応する端末装置９５へ送信する。また、指令装置８は、制御指令と実績値との乖離に応じて追加指令を生成して端末装置９５へ送信する。指令装置８は、これらの制御指令、追加指令を処理データとしてデータベース装置５へ送信することで、データベース装置５に、これらのデータを記憶させてもよい。

次に、予測装置６における予測処理の詳細について説明する。予測装置６は、実際に実負荷、充放電量などの各予測値を算出する前に、予測対象の項目ごとに、過去の実績値に基づく気温と実負荷の関係を示す情報などのように予測に用いる予測モデル情報を算出しておく。予測モデル情報を算出するタイミングに特に制約はなく、例えば１か月に一度など定期的に行われてもよい。予測モデル情報は、後述する気温相関情報、日射量相関情報、ＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報、蓄電池相関情報および蓄電残量基準情報を含む。まず、予測モデル情報の算出方法の例について説明する。

予測装置６の予測処理部６２は、通信部６１を介して各需要家９の業種、契約種別、契約電力などを示す情報をデータベース装置５から取得する。また、予測装置６の予測処理部６２は、通信部６１を介して各需要家９の端末装置９５によって収集された実績値と当該実績値に対応する日時の気温および日射量とをデータベース装置５から取得する。実績値は、受電電力量、発電量、蓄電池充放電量、蓄電池蓄電残量、ＥＶ充放電量、ＥＶ蓄電残量の実績値である。なお、予測処理部６２は、例えば、データベース装置５が記憶している全実績値を取得してもよいし、予測対象期間と同じ季節または同じ月の実績値を取得してもよい。

予測処理部６２は、需要家９の契約種別に基づいて、需要家９のうち低圧需要家を抽出し、抽出した需要家９を、業種、契約種別および契約電力が全て同一となる需要家９を１組として、組ごとに、それぞれに属する複数の需要家９の実負荷を受電電力量、発電量、蓄電池充放電量およびＥＶ充放電量を用いて算出する。そして、組ごとに、曜日および時間帯別に実負荷の平均値を求める。実負荷は需要家９で消費された電力である。受電電力量を対応する時間帯の電力に換算した値を受電電力とすると、受電電力は以下の式（１）で表すことができる。なお、下記の式では、需要家９に電力が供給される方向を正とし、電力系統への逆潮流の方向を負としている。このため、蓄電池充放電量およびＥＶ充放電量は、充電時は正の値であり放電時は負の値である。予測処理部６２は、下記の式（１）から実負荷を算出することができる。
受電電力＝実負荷−発電量＋蓄電池充放電量＋ＥＶ充放電量 ・・・（１）

予測処理部６２は、組ごとに、曜日および時間帯別の実負荷の平均値と気温との関係を示す気温相関情報を求める。気温相関情報は、組、曜日および時間帯ごとの、気温と実負荷との対応を示すテーブルであってもよいし実負荷を気温の関数として示した式であってもよい。これにより、業種、契約種別、契約電力、曜日および時間帯ごとに、実負荷の平均値と気温との関係を示す気温相関情報が算出されることになる。時間帯は１日を分割した時間帯であり、例えば、上述した時間枠と同様に３０分単位の時間帯であるが、時間帯の長さはこれに限定されない。また、例えば、曜日ごとではなく平日と土日祝日とに分けて気温相関情報を算出してもよく、気温相関情報を算出するための分類は業種、契約種別、契約電力および曜日に基づくものではなくてもよく、これら以外の項目を用いて分類されてもよいし、これらの一部が用いられずに分類されてもよく、この例に限定されない。

また、予測処理部６２は、需要家９のうち高圧需要家については、同様に、実負荷を、上記式（１）を用いて求め、組ごとではなく、需要家９自身の実負荷を用いて曜日および時間帯別の実負荷の平均値を求め、平均値と気温とを用いて気温相関情報を算出しておく。

なお、蓄電池を有していない需要家が配電線１に接続されている場合、当該需要家については、受電電力量の実績値、または受電電力量と発電量を用いて実負荷を算出する。低圧需要家については上述した業種、契約種別、契約電力に応じた組に当該需要家を含めて上記の実負荷の平均値を算出する。高圧需要家については、曜日および時間帯別に気温相関情報を算出しておく。

また、予測処理部６２は、需要家９ごとに、時間帯別に、発電量すなわち太陽光発電量の実績値と対応する日射量の実績値とを用いて、日射量と発電量の関係を示す日射量相関情報を算出しておく。日射量相関情報についても、テーブルであってもよいし発電量を日射量の関数として示した式であってもよい。

また、予測処理部６２は、ＥＶ充放電装置９４の定格ごとに、曜日および時間帯別のＥＶ充放電量の平均値を算出しておき、ＥＶ充放電装置９４の定格ごとに、曜日および時間帯ごとのＥＶ充放電量の平均値を、ＥＶ充放電実績情報として例えば、テーブルにより保持しておく。なお、ＥＶ充放電量の実績値が、例えば１年分以上などのようにある程度以上蓄積されている場合には、需要家９ごとに、曜日および時間帯ごとの平均値を、ＥＶ充放電実績情報として算出しておいてもよい。ＥＶ蓄電残量についても同様に、ＥＶ充放電装置９４の定格ごとに、曜日および時間帯ごとの平均値を、ＥＶ蓄電残量実績情報として例えば、テーブルにより保持しておく。ＥＶ蓄電残量の実績値が、ある程度以上蓄積されている場合には、需要家９ごとに、曜日および時間帯ごとの平均値を、ＥＶ蓄電残量実績情報として保持しておいてもよい。

また、予測処理部６２は、需要家９ごとに、曜日および時間帯別の蓄電池充放電量の実績値と「−実負荷＋発電量＋ＥＶ充放電量」の実績値との関係を、蓄電池相関情報として算出する。蓄電池相関情報はテーブルであってもよいし、関係式であってもよい。なお、以下では、発電方向、放電方向すなわち電力系統への逆潮流の方向を正とし、電力の消費方向、充電方向を負とする。上記式（１）では電力の消費方向を正としているため、実負荷に−を付している。なお、実負荷は需要家９における消費電力であり、ＥＶ充放電量が０の場合には、「−実負荷＋発電量＋ＥＶ充放電量」は消費電力と発電量との差である。また、予測処理部６２は、ＥＶ充放電量のうち充電量を消費電力に含めて、消費電力と発電量との差と、需要家９における蓄電池の充放電量との関係を蓄電池相関情報として算出して保持してもよい。

また、予測処理部６２は、需要家９ごとに、時間帯別の蓄電池蓄電残量の実績値の平均値およびばらつきを算出し、最もばらつきの小さな時間帯および当該時間帯の平均値を、それぞれ基準時間帯および基準値とする。ばらつきは、例えば、分散、標準偏差、最大値と最小値との差である。予測処理部６２は、需要家９ごとの基準時間帯および基準値を蓄電残量基準情報として保持する。蓄電残量基準情報は、予測対象日における蓄電システム９３の蓄電残量を予測する際に計算する起点として用いられる。

以上の処理により、予測モデル情報として気温相関情報、日射量相関情報、ＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報、蓄電池相関情報および蓄電残量基準情報が算出される。

次に、予測処理部６２は、予測モデル情報を用いて、実負荷、充放電量などを予測する。図４は、本実施の形態の予測処理の処理手順の一例を示すフローチャートである。まず、予測装置６の予測処理部６２は、実負荷を予測する（ステップＳ１１）。詳細には、予測処理部６２は、データベース装置５から業種、種別、契約種別および契約電力を取得し、外部情報提供装置２０から予測対象期間の時間帯別の気温の予報値を取得する。そして、予測処理部６２は、低圧需要家については、需要家９ごとに属する組を求め、組、曜日および時間帯別の気温相関情報と気温の予報値とを用いて、予測対象期間の曜日に応じて各需要家９の時間帯ごとの実負荷を予測する。高圧需要家については、予測処理部６２は、当該需要家９に対応する気温相関情報を用いて同様に、予測対象期間の曜日に応じて時間帯ごとの実負荷を予測する。

次に、予測装置６の予測処理部６２は、太陽光発電量を予測する（ステップＳ１２）。詳細には、予測処理部６２は、外部情報提供装置２０から予測対象期間の時間帯別の日射量の予報値を取得する。そして、予測処理部６２は、需要家９ごとに、時間帯別に、日射量相関情報と日射量の予報値とを用いて、発電量を予測する。

次に、予測装置６の予測処理部６２は、ＥＶ充放電量およびＥＶ蓄電残量を予測する（ステップＳ１３）。詳細には、予測処理部６２は、ＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報を用いて、曜日および時間帯ごとのＥＶ充放電量およびＥＶ蓄電残量を予測する。ＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報は、曜日および時間帯ごとの過去の実績に基づく平均値であり、本実施の形態では、これら平均値をＥＶ充放電量およびＥＶ蓄電残量の予測値として用いる。なお、需要家９ごとにＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報が算出されている場合には、需要家９に対応するＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報を用い、需要家９ごとのＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報が算出されていない場合には、ＥＶ充放電装置９４の定格ごとのＥＶ充放電実績情報、ＥＶ蓄電残量実績情報を用いて予測値を求める。

次に、予測装置６の予測処理部６２は、蓄電システム９３の蓄電池充放電量を予測する（ステップＳ１４）。詳細には、予測処理部６２は、需要家９ごとに、蓄電池相関情報とステップＳ１１〜ステップＳ１３で算出された予測値とを用いて、予測対象期間の曜日に応じて時間帯ごとの蓄電システム９３の充放電量である蓄電池充放電量を予測する。

次に、予測装置６の予測処理部６２は、蓄電システム９３の蓄電池蓄電残量を予測する（ステップＳ１５）。詳細には、予測処理部６２は、需要家９ごとに、蓄電残量基準情報を用いて、基準時間帯における基準値を求め、当該基準値を基準時間帯における蓄電システム９３の蓄電残量である蓄電池蓄電残量の予測値とする。予測処理部６２は、基準時間帯における基準値とステップＳ１４で予測した各時間帯の蓄電池充放電量とを用いて予測対象期間における各時間帯の蓄電池残量を予測する。

次に、予測装置６の予測処理部６２は、制御可能量を予測する（ステップＳ１６）。詳細には、予測処理部６２は、ステップＳ１３およびステップＳ１４で算出されたＥＶ充放電量の予測値および蓄電池充放電量の予測値を用いて下記の式（２）〜（５）により、制御可能量の予測値として最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量のそれぞれの予測値を算出する。ここでは、上述したように、発電方向および放電方向を正とするため、最大許容蓄電池充放電変更量は、蓄電システム９３において予測値から変更可能な放電量の最大値であり、最小許容蓄電池充放電変更量は、蓄電システム９３において予測値から変更可能な充電量の絶対値の最大値に−を付した値である。同様に、最大許容ＥＶ充放電変更量は、ＥＶ充放電装置９４において放電可能な放電量の最大値であり、最小許容ＥＶ充放電変更量は、ＥＶ充放電装置９４において充電可能な充電量の絶対値の最大値に−を付した値である。蓄電池最大充電量、蓄電池最大放電量、ＥＶ最大充電量およびＥＶ最大放電量は、予め定められた値であり例えば定格値である。

最大許容蓄電池充放電変更量の予測値
＝ 蓄電池最大充電量 − 蓄電池充放電量の予測値 ・・・（２）
最小許容蓄電池充放電変更量の予測値
＝ −蓄電池最大放電量 − 蓄電池充放電量の予測値 ・・・（３）
最大許容ＥＶ充放電変更量の予測値
＝ ＥＶ最大充電量 − ＥＶ充放電量の予測値 ・・・（４）
最小許容ＥＶ充放電変更量の予測値
＝ −ＥＶ最大放電量 − ＥＶ充放電量の予測値 ・・・（５）

次に、予測装置６の予測処理部６２は、グループ単位の予測値を算出する（ステップＳ１７）。詳細には、予測処理部６２は、データベース装置５に記憶されている設備情報内のグループ情報を用いて、配電区間ごとのグループであるグループ単位で、ステップＳ１１〜ステップＳ１６において算出された予測値をそれぞれ集計することで、グループ単位の予測値を算出する。以上の処理により、予測対象期間における各時間帯のグループごとの実負荷、発電量、蓄電池充放電量、蓄電池蓄電残量、ＥＶ充放電量、ＥＶ蓄電残量、最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量のそれぞれの予測値が算出される。予測処理部６２は、算出した予測値をデータベース装置５へ送信し、データベース装置５は、受信した予測値を処理データ記憶部５６に処理データとして格納する。蓄電池充放電量、蓄電池蓄電残量、ＥＶ充放電量、ＥＶ蓄電残量は、需要家９個別では精度良く予測することは難しいが、グループ単位で集計すると、各時間帯における需要家９の個別の状況のばらつきの影響が低減されているため、予測精度を向上させることができると考えられる。このため、この例では、グループごとに集計することで予測精度を向上させている。

次に、上述したステップＳ２の電力系統品質確保のための制約条件の決定について説明する。図５は、本実施の形態の電力系統品質確保のための制約条件の決定処理手順の一例を示すフローチャートである。充放電計画作成装置７は、予測対象時間帯における各時間帯すなわち各時刻断面について、以下の処理を行う。まず、充放電計画作成装置７は、グループごとの各予測値を用いて潮流計算を行う（ステップＳ２１）。すなわち、充放電計画作成装置７は、グループごとに集計された充放電量の予測値と、グループごとの消費電力および発電量の予測値とを用いて潮流計算を行う。

詳細には、充放電計画作成装置７の潮流計算部７２は、通信部７１を介してデータベース装置５から予測対象期間における上述したグループ単位の実負荷、発電量、蓄電充放電量、ＥＶ蓄電充放電量の予測値と設備情報とを取得する。そして、潮流計算部７２は、取得した予測値と設備情報に含まれる配電系統における各設備の接続位置などの情報とを用いて潮流計算を行い、配電系統における各設備の通過電流を算出する。潮流計算部７２が実施する潮流計算の具体的な方法は、ニュートン・ラフソン（Newton-Raphson）法、ファースト・デカップルド（Fast Decoupled Load Flow）法をはじめとして任意の方法を用いることができるが、具体的な方法はこれらに限定されない。

潮流計算部７２は、配電系統各設備の通過電流に許容値の逸脱があるか否かを判断する（ステップＳ２２）。許容値は、配電系統各設備のそれぞれに許容される最大の通過電流以下の範囲の値である。最大許容電流は、予め定められて設備情報に格納されている。ステップＳ２２では、具体的には、最大許容電流を超えているか否かにより許容値の逸脱があるか否かが判断される。配電系統各設備の通過電流に許容値の逸脱がある場合（ステップＳ２２ Ｙｅｓ）、充放電計画作成装置７は、グループごとに、蓄電池充放電量変更およびＥＶ充放電量変更のそれぞれが配電系統各設備の通過電流の変化に与える影響を示す電流制御量感度を算出する（ステップＳ２３）。

詳細には、潮流計算部７２は配電系統各設備の通過電流に許容値の逸脱がある場合、その旨を制約条件決定部７３へ通知する。制約条件決定部７３は、この通知を受けると、グループごとに、蓄電池充放電量を例えば１ｋＷなどのように定められた量だけ変化させて、潮流計算部７２に再度潮流計算を実行させて、許容値の逸脱があった設備の通過電流の変化量を算出する。制約条件決定部７３は、蓄電池充放電量の変化量と許容値の逸脱があった設備の通過電流の変化量とを用いて、蓄電池充放電量の変化量と許容値の逸脱があった設備の通過電流の変化量とを用いて、蓄電池充放電量を１ｋＷ変化させたときの、許容値の逸脱があった設備の通過電流の変化量を電流制御量感度として算出する。同様に、ＥＶ充放電量についても、グループごとに、制約条件決定部７３は、ＥＶ充放電量を１ｋＷ変化させたときの、許容値の逸脱があった設備の通過電流の変化量を電流制御量感度として算出する。

次に、制約条件決定部７３は、グループごとの蓄電池充放電変更量、ＥＶ充放電変更量を制御変数に設定し（ステップＳ２４）、配電系統各設備の最大許容電流、グループごとの、最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量、最小許容ＥＶ充放電変更量を制約条件に設定する（ステップＳ２５）。そして、制約条件決定部７３は、制御量の二乗和を評価関数として、二次計画法によりグループごとの蓄電池充放電変更量、ＥＶ充放電変更量を算出する（ステップＳ２６）。詳細には、制約条件決定部７３は、各グループの制御変数である蓄電池充放電変更量、ＥＶ充放電変更量の制御量すなわち充放電量の変更量を二乗した値を求め、これらの和を評価関数とし、評価関数を最小にするように二次計画法により蓄電池充放電変更量、ＥＶ充放電変更量を算出する。

次に、制約条件決定部７３は、制御量の計画値を算出するための制約条件を決定する（ステップＳ２７）。詳細には、制約条件決定部７３は、制御量の計画値を算出するための制約条件として、最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量を決定する。上述した式（２）〜（５）により、これらの予測値が算出されているが、この予測値をステップＳ２６で算出された蓄電池充放電変更量、ＥＶ充放電変更量を用いて変更することで、最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量を決定する。このように、制約条件決定部７３は、潮流計算の結果、電力系統に過負荷が発生すると予測される場合、過負荷を解消するようにグループ単位の充放電量に関する制約条件を変更する。

ステップＳ２２でＮｏと判定された場合、すなわち、配電系統各設備の通過電流に許容値の逸脱がない場合は、ステップＳ２７の処理が実施される。詳細には、潮流計算部７２は配電系統各設備の通過電流に許容値の逸脱がない場合、その旨を制約条件決定部７３へ通知する。制約条件決定部７３は、この通知を受けると、ステップＳ２７では、最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量を、上述した式（２）〜（５）により予測された値にそれぞれ決定する。この場合は、全ての蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４に対する制御量が０であることに相当する。

以上の図５に示した処理を処理＃１とし、処理＃１の後、制約条件決定部７３は、以下のように設定値を変更し、最大放電を仮定した処理として、再度、図５に示した処理である処理＃２を実施する。まず、ステップＳ２１の潮流計算では、蓄電池充放電量の予測値の代わりに、「蓄電充放電量temp ＝ 蓄電池充放電量の予測値＋最大許容蓄電池充放電変更量」を用い、ＥＶ充放電量の予測値の代わりに、「ＥＶ蓄電充放電量temp ＝ＥＶ充放電量の予測値＋最大許容ＥＶ充放電変更量」を用いて潮流計算を行う。ステップＳ２４では、グループごとの蓄電充放電量temp、ＥＶ蓄電充放電量tempを制御変数とする。

また、ステップＳ２５では、制約条件として、以下を設定する。
最大許容蓄電池充放電変更量temp ＝ ０ ・・・（６）
最小許容蓄電池充放電変更量temp ＝ 最小許容蓄電池充放電変更量 ― 最大許容蓄電池充放電変更量 ・・・（７）
最大許容ＥＶ充放電変更量temp ＝ ０ ・・・（８）
最小許容ＥＶ充放電変更量temp ＝ 最小許容ＥＶ充放電変更量 ― 最大許容ＥＶ充放電変更量 ・・・（９）

そして、ステップＳ２６では、二次計画法により、系統グループ毎の蓄電池充放電変更量temp、ＥＶ充放電変更量tempを算出し、結果を以下のように反映する。
最大許容蓄電池充放電変更量 ＝ 最大許容蓄電池充放電変更量 ＋ 蓄電池充放電変更量temp ・・・（１０）
最大許容ＥＶ充放電変更量 ＝ 最大許容ＥＶ充放電変更量 ＋ ＥＶ充放電変更量temp ・・・（１１）

上記のように設定値を変更して再度図５に示した処理を行うことにより、通過電流の許容値からの逸脱が生じる場合には、ステップＳ２７において、ステップＳ２６で算出された蓄電池充放電変更量temp、ＥＶ充放電変更量tempに応じて最大許容蓄電池充放電変更量および最大許容ＥＶ充放電変更量が変更される。

制約条件決定部７３は、処理＃２で算出された最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量のうち、処理＃１で算出された対応する値より絶対値が小さいものがあった場合、該当する値を処理＃２で算出された値に更新する。

次に、以下のように設定値を変更し、以下のように設定値を変更し、最大充電を仮定した処理として、再度、図５に示した処理である処理＃３を実施する。まず、ステップＳ２１の潮流計算では、蓄電池充放電量の予測値の代わりに、「蓄電充放電量temp ＝ 蓄電充放電量予測値 ＋ 最小許容蓄電池充放電変更量」を用い、ＥＶ充放電量の予測値の代わりに、「ＥＶ蓄電充放電量temp ＝ ＥＶ蓄電充放電量予測値 ＋ 最小許容ＥＶ充放電変更量」を用いて潮流計算を行う。ステップＳ２４では、グループごとの蓄電充放電量temp、ＥＶ蓄電充放電量tempを制御変数とする。

また、ステップＳ２５では、制約条件として、以下を設定する。
最大許容蓄電池充放電変更量temp ＝ 最大許容蓄電池充放電変更量 ― 最小許容蓄電池充放電変更量 ・・・（１２）
最小許容蓄電池充放電変更量temp ＝ ０ ・・・（１３）
最大許容ＥＶ充放電変更量temp ＝ 最大許容ＥＶ充放電変更量 ― 最小許容ＥＶ充放電変更量 ・・・（１４）
最小許容ＥＶ充放電変更量temp ＝ ０ ・・・（１５）

そして、ステップＳ２６では、二次計画法により、系統グループ毎の蓄電池充放電変更量temp、ＥＶ充放電変更量tempを算出し、結果を以下のように反映する。
最小許容蓄電池充放電変更量 ＝ 最小許容蓄電池充放電変更量 ＋ 蓄電池充放電変更量temp ・・・（１６）
最小許容ＥＶ充放電変更量 ＝ 最小許容ＥＶ充放電変更量 ＋ ＥＶ充放電変更量temp ・・・（１７）

上記のように設定値を変更して再度図５に示した処理を行うことにより、通過電流の許容値からの逸脱が生じる場合には、ステップＳ２７において、ステップＳ２６で算出された蓄電池充放電変更量temp、ＥＶ充放電変更量tempに応じて最小許容蓄電池充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量が変更される。

このように、本実施の形態では、予測値を放電方向、充電方向に変更されることを仮定して制御量を求めることで、最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量で規定される制御量の取り得る範囲を段階的に狭めている。

以上のように、制約条件決定部７３は、グループごとに集計された各予測値を用いてグループごとの制約条件である最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量を決定する。

次に、制約条件決定部７３は、決定した制約条件を示す情報である最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量を、計画値算出部７４へ渡し、計画値算出部７４が、この情報を用いて、充放電の制御量の計画値を算出する。

図６は、本実施の形態の充放電の制御量の算出処理手順の一例を示すフローチャートである。計画値算出部７４は、電力系統品質確保の要求から決定された制約条件を設定する（ステップＳ３１）。具体的には、計画値算出部７４は、制約条件決定部７３から受け取った最大許容蓄電池充放電変更量、最小許容蓄電池充放電変更量、最大許容ＥＶ充放電変更量および最小許容ＥＶ充放電変更量を用いて、グループごとに各時間帯について以下のように式（１８）、式（１９）に示す制約条件を設定する。
最小許容蓄電池充放電変更量 ＜＝ 蓄電池充放電変更量 ＜＝ 最大許容蓄電池充放電変更量 ・・・（１８）
最小許容ＥＶ充放電変更量 ＜＝ ＥＶ充放電変更量 ＜＝ 最大許容ＥＶ充放電変更量 ・・・（１９）

次に、計画値算出部７４は、蓄電残量の制約条件を設定する（ステップＳ３２）。具体的には、計画値算出部７４は、以下の式（２０）、式（２１）に示す制約条件を設定する。なお、最小許容蓄電池蓄電残量、最大許容蓄電池蓄電残量、最小許容ＥＶ蓄電残量および最大許容ＥＶ蓄電残量は、例えば、蓄電システム９３、ＥＶ充放電装置９４の充電対象となるＥＶの蓄電池における許容値により予め設定され、設備情報に記憶される。
最小許容蓄電池蓄電残量 ＜＝ 蓄電池蓄電残量 ＜＝ 最大許容蓄電池蓄電残量 ・・・（２０）
最小許容ＥＶ蓄電残量 ＜＝ ＥＶ蓄電残量 ＜＝ 最大許容ＥＶ蓄電残量 ・・・（２１）

次に、計画値算出部７４は、蓄電池充放電変更量、ＥＶ充放電変更量を制御変数に設定し（ステップＳ３３）、蓄電池充放電量の変更によりそれ以降の時間に加算される蓄電池蓄電残量、ＥＶ充放電量の変更によりそれ以降の時間に加算されるＥＶ蓄電残量を、等式制約条件として設定する（ステップＳ３４）。詳細には、計画値算出部７４は、蓄電池充放電量の変更を行うグループがある場合、変更を行う時間帯以降の蓄電池蓄電残量に「蓄電池充放電変更量×変更を行う時間帯の幅」の電力量を加算する。同様に、計画値算出部７４は、ＥＶ充放電量の変更を行うグループがある場合、変更を行う時間帯以降のＥＶ蓄電残量に「ＥＶ充放電変更量×変更を行う時間帯の幅」の電力量を加算する。これらの等式を等式制約条件として設定する。

次に、計画値算出部７４は、予測対象期間の全時刻断面を通した蓄電残量変化量の二乗和を評価関数に設定し（ステップＳ３５）、二次計画法により、各時刻断面におけるグループごとの蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量を算出する（ステップＳ３６）。蓄電残量変化量は、需要家９の蓄電池の充放電を電力系統管理システム１１から制御することによって変化する蓄電残量の変化量である。本実施の形態では、予測対象期間すなわち計画値の算出対象の期間における全時刻断面を通した蓄電残量変化量の二乗和を評価関数とし、評価関数を最小にするように、グループごとの各時間帯の蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量を求めることで、需要家９への影響を極力抑えて電力系統の品質確保のための充放電の制御量を決定することができる。ステップＳ３６で蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量が決定されることで、需要家９の蓄電池の充放電計画すなわち需要家９の蓄電池の制御量の計画値が決定される。このように、計画値算出部７４は、グループごとに、グループに属する蓄電池の制御量の総和を計画値として算出する。充放電計画作成装置７は、グループごとの各時間帯の蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量を制御量の計画値としてデータベース装置５へ送信する。

次に、図３に示したステップＳ４およびステップＳ５の処理の詳細について説明する。ステップＳ３までは、例えば翌日以降など将来の一定期間を予測対象期間として予測処理および充放電の制御量の計画値を算出するが、ステップＳ４およびステップＳ５は需給の発生する当日の処理である。上述したようにステップＳ４は、現在の時間帯から例えば２４時間分などの一定期間の充放電の制御量の計画値が再度算出される。この計画値の再作成の方法は、ステップＳ３までの処理と同様の処理を、新たな実績値を用いて再度行う方法であってもよいし、算出済みの充放電の制御量の計画値を新たな実績値を用いて補正する方法であってもよい。再作成では、予測処理における需要家９ごとの各予測値として直近の時間帯の実績値を用い、それ以降の時間帯においても直近の時間帯の実績値を用いて補正してもよい。

ステップＳ４の後は、充放電の制御量の計画値を用いて需要家９の蓄電池の制御が行われる。図７は、本実施の形態の指令装置８における需要家９の蓄電池の制御手順の一例を示すフローチャートである。指令装置８は、予測処理で算出された各予測値を用いてグループ単位の負荷の予測値を算出する（ステップＳ４１）。詳細には、制御指令生成部８２が、通信部８１を介してデータベース装置５から、予測処理で算出された現時点に対応する時間帯のグループ単位の各予測値を取得し、各予測値を用いてグループ単位の負荷の予測値を算出する。この負荷は、上述した実負荷ではなく、配電線１から供給される当該グループに供給される電力すなわち実負荷から発電および放電される電力を差し引いた値である。したがって、各グループの負荷の予測値は、以下の式（２２）により算出することができる。
負荷の予測値 ＝ 実負荷の予測値 − 発電量の予測値 − 蓄電池充放電量の予測値 − ＥＶ充放電量の予測値 ・・・（２２）

次に、指令装置８は、グループ単位の負荷の実績値を算出する（ステップＳ４２）。詳細には、制御指令生成部８２が、通信部８１を介してデータベース装置５から直近の一定時間分の受電電力量の実績値を取得し、取得した受電電力量の実績値をグループ単位で集計し、集計結果の一定時間の平均値を、グループ単位の負荷の実績値として算出する。例えば、受電電力の収集周期を１分とし、一定時間を５分間とすると、受電電力量の実績値をグループ単位で集計した値の５分間の平均値を負荷の実績値として算出する。なお、指令装置８は、データベース装置５を介さずに、データ収集装置４から直接実績値を取得してもよい。

次に、指令装置８は、グループごとに、負荷の予測値と実績値との差を用いて充放電変更量の計画値を修正する（ステップＳ４３）。詳細には、制御指令生成部８２が、通信部８１を介してデータベース装置５から取得したグループ単位の蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量の計画値を用いて、グループ単位の修正後の蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量の合計値が以下の式（２３）を満たすように修正後の蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電変更量を算出する。また、下記式（２３）では、蓄電池充放電変更量およびＥＶ充放電量の両方を修正しているが、蓄電池充放電変更量のみを負荷の実績値と負荷の予測値との差分を用いて修正してもよい。
修正後の蓄電池充放電変更量 ＋ 修正後のＥＶ充放電変更量
＝ 蓄電池充放電変更量の計画値 ＋ ＥＶ充放電変更量の計画値
＋ 負荷の実績値 − 負荷の予測値 ・・・（２３）

修正後の蓄電池充放電変更量と修正後のＥＶ充放電変更量との比率は、例えば、蓄電池充放電変更量の計画値とＥＶ充放電変更量の計画値との比率に応じて決定する。なお、本実施の形態では、負荷および発電量の計測と予測も行っているが、負荷および発電量の予測を行わず、各蓄電池の充放電に関する予測を行うことで、各蓄電池の制御量を決定してもよい。

次に、指令装置８は、修正後の充放電変更量と、充放電量の実績値とを用いて需要家９別の充放電の制御指令を決定する（ステップＳ４４）。具体的には、制御指令生成部８２は、通信部８１を介してデータベース装置５から直近の一定時間分の蓄電池充放電量の実績値を取得し、グループ単位の修正後の蓄電池充放電量を、蓄電池充放電量および蓄電池蓄電残量の実績値を用いて各需要家９に配分することで制御指令を決定する。この際、指令装置８は、例えば、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４の充放電量および蓄電残量に関する予測誤差を考慮して制御指令を決定する。

ここで、蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４の充放電量および蓄電残量に関する予測誤差について説明する。蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４の充放電の制御において考慮すべきパラメータとして、以下の８つパラメータが挙げられる。
（１）最大許容蓄電池充放電変更量
（２）最小許容蓄電池充放電変更量
（３）最大許容ＥＶ充放電変更量
（４）最小許容ＥＶ充放電変更量
（５）最大許容蓄電池蓄電残量変更量
（６）最小許容蓄電池蓄電残量変更量
（７）最大許容ＥＶ蓄電残量変更量
（８）最小許容ＥＶ蓄電残量変更量

（１）最大許容蓄電池充放電変更量は、現在の充放電量に基づき蓄電システム９３をあと何Ｗ放電できるかを示す放電可能量（電力）であり、（２）最小許容蓄電池充放電変更量は、現在の充放電量に基づき蓄電システム９３をあと何Ｗ充電できるかを示す充電可能量（電力）である。（３）最大許容ＥＶ充放電変更量は、現在の充放電量に基づきＥＶの蓄電池をあと何Ｗ放電できるかを示す放電可能量（電力）であり、（４）最小許容ＥＶ充放電変更量は、現在の充放電量に基づきＥＶの蓄電池をあと何Ｗ充電できるかを示す充電可能量（電力）である。

（５）最大許容蓄電池蓄電残量変更量は、現在の蓄電残量に基づき蓄電システム９３をあと何Ｗｈ放電できるかを示す放電可能量（電力量）であり、（６）最小許容蓄電池蓄電残量変更量は、現在の蓄電残量に基づき蓄電システム９３をあと何Ｗｈ充電できるかを示す充電可能量（電力量）である。（７）最大許容ＥＶ蓄電残量変更量は、現在の蓄電残量に基づきＥＶの蓄電池をあと何Ｗｈ放電できるかを示す放電可能量（電力量）であり、（８）最小許容ＥＶ蓄電残量変更量は、現在の蓄電残量に基づきＥＶの蓄電池をあと何Ｗｈ充電できるかを示す充電可能量（電力量）である。なお、（５）最大許容蓄電池蓄電残量変更量、（６）最小許容蓄電池蓄電残量変更量、（７）最大許容ＥＶ蓄電残量変更量および（８）最小許容ＥＶ蓄電残量変更量の予測値は、対応する蓄電残量の予測値と対応する蓄電池に関してあらかじめ定められた最小および最大の蓄電量とに基づいて算出される。

これらのパラメータの予測誤差は、グループ全体の合計に現れる誤差と、グループ内の需要家９内のばらつきに依存する誤差とに分類される。図８は、本実施の形態の制御可能量の予測誤差の分布を模式的に示す図である。制御可能量は、上述した、蓄電システム９３およびＥＶの蓄電池に関する充電可能量（電力）、放電可能量（電力）、充電可能量（電力量）および放電可能量（電力量）である。なお、制御量として制御することが可能な量は充電可能量（電力）および放電可能量（電力）であるが、制御の際には蓄電池の残量の制約を受ける。このため、ここでは、蓄電池容量としての充電可能量（電力量）および放電可能量（電力量）についても制御可能量と呼ぶ。図８では、１つのグループに属する各需要家９における予測誤差、すなわち実際の制御可能量と制御可能量の予測値とのずれが示されている。図８では、横軸は制御可能量の予測値からのずれを示し、縦軸は度数すなわち需要家９の数を示している。

例えば、制御可能量が上記の（２）最小許容蓄電池充放電変更量である例について説明する。各需要家９の蓄電システム９３の充放電量の実際の値は予測値と一致するとは限らず一般には誤差がある。このため、充電可能量（電力）である（２）最小許容蓄電池充放電変更量にも誤差が生じる。充電可能量（電力）の誤差は、概ねランダムにばらつくため図８に示すように正規分布に近くなる。充電可能量（電力）の予測誤差を正規分布で近似した場合、図８に示した正規分布の中心の０からのずれは、グループ単位での予測誤差すなわちグループ全体の合計に現れる誤差になる。一方、正規分布の中心からの各需要家９の予測誤差の広がりは、グループ内の需要家９内のばらつきである。

本実施の形態では、制御指令生成部８２はグループ全体の合計に現れる誤差については、誤差の予測を行い予測された誤差の値である予測誤差を充電可能量（電力）から差し引くことで、充電可能量（電力）を更新し、更新後の充電可能量（電力）を上限とする。したがって、制御指令生成部８２は、蓄電池充放電量の計画値が、充電の計画値であり絶対値が充電可能量（電力）を超える場合、絶対値が充電可能量（電力）となるように計画値を変更する。制御指令生成部８２は、予測誤差については、時間帯別、グループごとに、実績値と予測値との差である誤差の実績に１次遅れフィルタを適用した結果に基づいて、上記正規分布を仮定した場合の中心の値を求めることで算出しておく。正規分布を仮定しているため、正規分布の中心は各需要家９の予測誤差の実績値の平均値として算出することができる。または、現在と同一時間帯の実績値を用いて、グループごとに、実績値と予測値との差である誤差の実績に１次遅れフィルタを適用して正規分布の中心の値を求めてもよい。

制御指令生成部８２は、上記８つのパラメータのうち（２）最小許容蓄電池充放電変更量以外の項目についても、それぞれ同様に予測誤差を求めておき、予測誤差を用いて各値を更新し、更新した値を上限値に設定する。

以上により、グループ単位の蓄電池充放電量、ＥＶ充放電量の計画値が更新される。なお、予測誤差によっては、結果的には蓄電池充放電量、ＥＶ充放電量の計画値が変更されない場合もあるが、このように実際には値が変更されない場合も含めてここでは、更新と呼ぶ。次に、制御指令生成部８２は、グループ単位の蓄電池充放電量が充電量である場合、（２）最小許容蓄電池充放電変更量および（６）最小許容蓄電池蓄電残量変更量を制約条件として、需要家９別の蓄電池充電制御の単価と蓄電池蓄電残量の実績値から算出される最小許容蓄電池蓄電残量変更量とを評価項目として線形計画法により、更新後の蓄電池充放電量を各需要家９に分配する。制御指令生成部８２は、グループ単位の蓄電池充放電量が放電量である場合、同様に、（１）最大許容蓄電池充放電変更量および（５）最大許容蓄電池蓄電残量変更量を制約条件として、需要家９別の蓄電池放電制御の単価と蓄電池蓄電残量の実績値から算出される最大許容蓄電池蓄電残量変更量とを評価項目として線形計画法により、更新後の蓄電池放電量を各需要家９に分配する。制御指令生成部８２は、各需要家９に分配した蓄電池充放電量を各需要家９の制御指令として決定する。なお、以上述べた制御指令の算出方法は一例であり、例えば、蓄電池充放電量が放電量である場合、直近の５分間の蓄電池充放電量の実績値から各需要家９の蓄電システム９３の最大許容蓄電池充放電変更量を算出し、需要家９ごとの最大許容蓄電池充放電変更量の比に応じて、充放電量の計画値を各需要家９に配分してもよい。

図７の説明に戻る。ステップＳ４４の後、指令装置８は、制御指令を送信する（ステップＳ４５）。詳細には、制御指令生成部８２が、ステップＳ４４で決定した各需要家９の蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４のそれぞれに対応する制御指令を、通信部８１を介して各需要家９へ送信する。

次に、指令装置８は、充放電量の実績値を取得し、制御指令との乖離を予測し（ステップＳ４６）、乖離の絶対値に基づいて追加指令を決定して送信する（ステップＳ４７）。詳細には、例えば、次のような手順で追加指令を決定する。

ここで、まず制御周期について説明する。ステップＳ４４，Ｓ４５に記載した制御指令は、定められた制御周期の１周期あたり１回、指令装置８から送信される。図９は、本実施の形態の制御周期の一例を模式的に示す図である。図９では、上段に予測対象期間が示されており、予測対象期間は上述した通り、各時間帯に分割される。したがって、蓄電池充放電量、ＥＶ充放電量の計画値も時間帯ごとに算出される。制御周期は、図９の下段に示すように、１つの時間帯より短くかつ指令装置８が各需要家９の端末装置９５における各実績値を取得する周期である実績値取得周期より長い。実績値取得周期は、例えば、データ収集装置４が端末装置９５から情報を取得するデータ収集周期と同一であるが、実績値取得周期とデータ収集周期は異なっていてもよい。例えば、指令装置８がデータ収集周期の２倍の実績値取得周期で各実績値を取得してもよい。

図９の下段に示すように、各需要家９には、制御周期ごとに制御指令が送信される。なお、同一の需要家９に対応する蓄電池充放電量およびＥＶ充放電量の２種類の制御指令は同一の周期で同時に送信されてもよいし、異なる制御周期で送信されてもよい。なお、需要家９が複数の蓄電システム９３を有する場合には、蓄電システム９３ごとに上述したステップＳ１４，Ｓ１５で予測が行われ、制御の際には、蓄電システム９３ごとに制御指令および追加指令が生成される。

追加指令は、制御指令が送信された制御周期において、送信済の制御指令と実績値との乖離、すなわち制御指令と実績値との差に応じて決定される。例えば、制御周期を５分とし実績値取得周期を１分とする。なお、ここでは、各需要家９における蓄電システム９３およびＥＶ充放電装置９４は制御指令の受信後、制御指令に従うことが可能な場合には速やかに制御指令に応じた充放電制御を行うことを想定している。以下、蓄電システム９３の制御を例に挙げて説明するが、ＥＶ充放電装置９４についても同様に追加指令が生成されてもよい。または、追加指令生成部８３は、ＥＶ充放電装置９４については追加指令の生成および送信対象に含めず、蓄電システム９３だけに追加指令を送信してもよい。

指令装置８の制御指令生成部８２は制御指令を送信すると追加指令生成部８３へ制御指令を通知し、追加指令生成部８３は制御指令を保持しておく。追加指令生成部８３は、制御指令の送信の後に最初に取得された蓄電池充放電量の実績値と、制御指令とを用いて、制御指令と実績値との乖離すなわち制御指令と実績値との差を算出し、需要家９ごとの乖離として保持しておく。追加指令生成部８３は、制御指令の送信の後に取得された蓄電池充放電量の実績値を保持しておく。実績値取得周期を１分とした場合、理想的には、追加指令生成部８３は、制御指令の送信後１分以内に蓄電池充放電量の実績値を受信するが、各需要家９の端末装置９５は同期がとれているとは限らずまた通信時間および各種の処理時間による遅延が想定されるため、追加指令生成部８３が、全需要家９に関して制御指令送信後の蓄電池充放電量の実績値を取得するには、制御指令送信後最長で２分強を要することが想定される。

次に、追加指令生成部８３は、例えば制御指令の送信後３分３０秒後に、各需要家９から取得した２つの実績値すなわち２分間分の実績値を用いて２分間の積算値を算出し、２分間の積算値を２．５倍することで、次の制御指令の送信タイミング、すなわち直近の制御指令の送信から５分後の積算値を予測する。制御指令の送信後３分３０秒後にこの処理を行うのは、上述したように制御指令送信後の蓄電池充放電量の実績値を取得するために最長で２分強を要するため、制御指令送信後２つ目の実績値を取得するには３分強を要すると想定されるためである。また、追加指令生成部８３は、グループ単位の制御指令の５分間の積算値を算出し、制御指令の５分間の積算値と予測した積算値との差を制御指令からの乖離として算出する。追加指令生成部８３は、予測した積算値をグループ単位で集計する。また、追加指令生成部８３は、グループ単位の制御指令の５分間の積算値を算出し、制御指令の５分間の積算値と予測した積算値との差を制御指令からの各グループの乖離として算出する。

次に、追加指令生成部８３は、各グループの乖離を同一制御周期内で解消するために、需要家９ごとの乖離の絶対値が小さい順に、各需要家９の蓄電システム９３の制御可能量の範囲内で、１分間で乖離分を解消するように需要家９ごとに追加指令を算出する。そして、追加指令生成部８３は、算出した追加指令を、通信部８１を介して各需要家９へ送信する。追加指令に対応する１分間が同一制御周期内で行われるように、追加指令の送信は、例えば、制御指令の送信から４分後より前の間に行われる。すなわち、各グループの乖離を算出して追加指令を送信するまでの処理が、制御指令の送信から３分３０秒後から４分後までの間に行われる。このように、本実施の形態では、グループの乖離を吸収するための追加指令を、需要家９ごとの乖離の絶対値が小さい順に優先して割当てるため、制御指令に従う可能性の高い需要家９を優先して選択して追加指令を送信することができ、追加指令通りに制御が行われる確率を高めることができる。

なお、以上に述べた、３分３０秒後、１分間といった数値は、一例であり、これらの数値は、制御指令と実績値との乖離を同一制御周期内の追加指令により解消できるように設定されればよく、具体的な数値は上述した例に限定されない。また、追加指令は、制御周期内で制御指令と実績値との乖離を解消するように算出されればよく具体的な算出方法は上述した例に限定されない。また、上記の例では１つの制御周期内で制御指令と実績値との乖離を解消するようにしたが、複数の制御周期を単位として、複数の制御周期内で制御指令と実績値との乖離を解消するように追加指令が算出されてもよい。

図７の説明に戻る。制御指令生成部８２は、次の時間枠、すなわち次の時間帯であるかを判断する（ステップＳ４８）。すなわち、制御指令生成部８２は、計画値は時間帯すなわち時間枠ごとに生成されるので、使用する計画値を更新するために次の時間枠に対応する時間になったか否かを判断する。次の時間枠になった場合（ステップＳ４８ Ｙｅｓ）、ステップＳ４１からの処理が繰り返される。次の時間枠でない場合（ステップＳ４８ Ｎｏ）、制御指令生成部８２は、制御周期ごとの指令生成タイミングであるか否かを判断する（ステップＳ４９）。上述したように、制御周期ごとに制御指令が生成されるため、ステップＳ４９では制御周期に対応する時間が経過したか否かを判断する。制御指令生成部８２は、制御周期ごとの指令生成タイミングである場合（ステップＳ４９ Ｙｅｓ）、ステップＳ４２からの処理が繰り返される。ステップＳ４９でＮｏの場合ステップＳ４９が繰り返される。

なお、制御指令は、指令量が０の場合、すなわち電力系統からの制御の要請がない場合には、指令量を０として需要家９に送信されてもよいし、対応する制御周期では当該需要家９に制御指令が送信されなくてもよい。追加指令についても同様であり、指令量が０の場合、指令量を０として需要家９に送信されてもよいし、対応する制御周期では追加指令が当該需要家に送信されなくてもよい。

次に、本実施の形態の効果について説明する。図１０は、本実施の形態の効果を説明するための図である。図１０では、横軸は時間を示している。図１０の上段は、有効電力を示し、逆潮流電力３０１は、図１の区分開閉器３における逆潮流電力である。下最大逆潮流２０１は、区分開閉器３の通過電流に許容される最大許容電流に対応する有効電力を示す。また、最大放電電力２０２は、図１におけるグループ＃２の蓄電池群の最大放電量の予測値であり、最大充電電力２０３は、図１におけるグループ＃２の蓄電池群の最大充電量の予測値である。図１０の下段は、グループ＃２の蓄電池群の充放電残量を示しており、放電残量３０３は、グループ＃２の蓄電池群の放電残量の予測値を示し、充電残量３０４は、グループ＃２の蓄電池群の充電残量の予測値を示している。

図５のステップＳ２１の潮流計算の結果、区分開閉器３において過負荷すなわち通過電流の許容値からの逸脱が生じると予測される場合、すなわち図１０の（１）過負荷発生と予測される場合、この時間帯だけで過負荷を解消する場合には、図１０の（２）過負荷を解消するための蓄電池群への充電指令が計画される。

一方、（２）過負荷を解消するための蓄電池群への充電指令を行おうとしても、図１０の下段に示すように（３）蓄電池群の充電残量が足りないと予測される場合がある。本実施の形態では、充放電計画の作成時に蓄電残量を制約条件として考慮しているため蓄電残量が上限を超えないように充放電量が算出され、また、全時刻断面を通した蓄電残量変化量の二乗和を評価関数として充放電量が算出されるため、過負荷の発生が予測される時間より前の時間で、（４）充電残量を増やすために蓄電池群へ放電指令を出すように計画される。これにより、（２）過負荷を解消するための蓄電池群への充電指令を計画することができる。また、全時刻断面を通した蓄電残量変化量の二乗和を評価関数としているため、（５）蓄電池群の充電残量を元に戻すため放電指令が行われる。これにより、需要家９の蓄電池への影響を抑制して需要家９の蓄電池を電力系統の品質確保に使用することができる。

次に、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置、すなわちデータ収集装置４、データベース装置５、予測装置６、充放電計画作成装置７および指令装置８のハードウェア構成例について説明する。図１１は、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。

図１１に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。図１１において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等であり、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置における処理が記述されたプログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムのユーザが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random Access Memory），ＲＯＭ（Read Only Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムのユーザに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部１０６は、プリンタなどである。

ここで、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置を実現するプログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact Disc）−ＲＯＭドライブまたはＤＶＤ（Digital Versatile Disc）−ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭから、プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出されたプログラムが記憶部１０３に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置としての処理を実行する。

なお、上記の説明においては、ＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭを記録媒体として、処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。

図２に示した通信部４１，５１，６１，７１，８１は、例えば、図１１に示した通信部１０５により実現される。図２に示した収集制御部４２、管理部５２、予測処理部６２、グループ集計部６３、潮流計算部７２、制約条件決定部７３、計画値算出部７４、制御指令生成部８２および追加指令生成部８３は、制御部１０１がプログラムを実行することにより実現される。また、これらの機能の実現には、記憶部１０３も用いられる。図２に示した設備情報記憶部５３、契約情報記憶部５４、収集データ記憶部５５および処理データ記憶部５６は、図１１に示した記憶部１０３により実現される。なお、図１１は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図１１に示した例に限定されない。例えば、コンピュータシステムに出力部１０６が設けられていなくてもよい。

また、本実施の形態の電力系統管理システム１１を構成する各装置は、それぞれが、１台のコンピュータシステムにより実現されてもよいし、複数台のコンピュータシステムにより実現されてもよい。例えば、電力系統管理システム１１を構成する各装置は、クラウドシステムにより実現されてもよい。また、電力系統管理システム１１を構成する各装置のうち２つ以上が１つのコンピュータシステムにより実現されてもよい。

本実施の形態の充放電計画作成プログラムは、例えば、コンピュータシステムに、電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定するステップ、を実行させる。さらに、本実施の形態の充放電計画作成プログラムは、例えば、コンピュータシステムに、制約条件と電力系統の品質確保のために複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて複数の蓄電池の制御量の計画値を算出するステップと、を実行させる。

端末装置９５は、図１１に示した構成例のうち、例えば、少なくとも制御部１０１、記憶部１０３および通信部１０５を備える。端末装置９５の機能は、制御部１０１が、記憶部１０３に格納された端末装置９５としての動作を実現するためのプログラムを実行することにより実現される。

以上のように、本実施の形態では、電力系統管理システム１１が、端末装置９５から収集した充放電の実績値に基づく予測値を用いて、需要家９の蓄電池の一定期間内での各時刻断面での蓄電池の蓄電残量の変化量を抑えるように充電量の計画値を生成する。このため、需要家９の蓄電池の使用状況を反映して各需要家９の蓄電池の蓄電残量への影響を抑えた充放電計画を作成することができるため、あらかじめ需要家９の蓄電池の蓄電残量に固定の制約を設ける必要がない。したがって、需要家９にとっての蓄電池の使い勝手の悪化を抑えて蓄電池を電力系統の品質確保に使用することができる。

以上の実施の形態に示した構成は、一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、実施の形態同士を組み合わせることも可能であるし、要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１ 配電線、２ 配電用変圧器、３ 区分開閉器、４ データ収集装置、５ データベース装置、６ 予測装置、７ 充放電計画作成装置、８ 指令装置、９−１〜９−６ 需要家、１１ 電力系統管理システム、２０ 外部情報提供装置、４１，５１，６１，７１，８１ 通信部、４２ 収集制御部、５２ 管理部、５３ 設備情報記憶部、５４ 契約情報記憶部、５５ 収集データ記憶部、５６ 処理データ記憶部、６２ 予測処理部、６３ グループ集計部、７２ 潮流計算部、７３ 制約条件決定部、７４ 計画値算出部、８２ 制御指令生成部、８３ 追加指令生成部、９１ スマートメータ、９２ 太陽光発電設備、９３ 蓄電システム、９４ ＥＶ充放電装置、９５ 端末装置。

Claims (18)

1. 電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定する制約条件決定部と、
   前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記複数の蓄電池の制御量の計画値を算出する計画値算出部と、
   を備えることを特徴とする充放電計画作成装置。
2. 前記複数の蓄電池は、それぞれに対応する需要家により使用される蓄電池であり、
   前記複数の蓄電池は、２以上の前記需要家を含むグループにグループ分けされ、
   前記制約条件決定部は、前記グループごとに集計された前記予測値を用いて前記グループごとの前記制約条件を決定し、
   前記計画値算出部は、前記グループごとに、前記グループに属する前記蓄電池の制御量の総和を前記計画値として算出することを特徴とする請求項１に記載の充放電計画作成装置。
3. 前記計画値算出部は、前記計画値の算出対象の期間における各前記グループの前記変化量の二乗和を評価関数として、二次計画法により前記計画値を算出することを特徴とする請求項２に記載の充放電計画作成装置。
4. 前記グループごとの前記予測値の集計結果と、前記グループごとの消費電力および発電量の予測値とを用いて潮流計算を行う潮流計算部、
   を備え、
   前記制約条件決定部は、前記潮流計算の結果、前記電力系統に過負荷が発生すると予測される場合、前記過負荷を解消するように前記グループ単位の充放電量に関する前記制約条件を変更することを特徴とする請求項２または３に記載の充放電計画作成装置。
5. 前記複数の蓄電池は、需要家に設置される定置用蓄電システムにおける蓄電池を含むことを特徴とする請求項１から４のいずれか１つに記載の充放電計画作成装置。
6. 前記実績値は、前記複数の蓄電池の充放電量の実績値と、前記複数の蓄電池の蓄電残量の実績値と、を含み、
   前記充放電計画作成装置は、
   前記蓄電池に対応する前記需要家における消費電力と発電量との差と、前記需要家における前記蓄電池の充放電量との関係を示す蓄電池相関情報を保持し、前記蓄電池相関情報と前記需要家における消費電力の予測値と前記需要家における発電量の予測値とを用いて前記蓄電池の充放電量の予測値を算出する予測処理部、
   を備えることを特徴とする請求項５に記載の充放電計画作成装置。
7. 前記複数の蓄電池は、電気自動車に搭載される蓄電池を含むことを特徴とする請求項１から５のいずれか１つに記載の充放電計画作成装置。
8. 請求項２から４のいずれか１つに記載の充放電計画作成装置によって算出された、電力系統に接続される複数の蓄電池を含むグループごとの前記複数の蓄電池の充放電の制御量の総和の計画値と、前記複数の蓄電池のそれぞれから送信された前記蓄電池の充放電量の実績値とを用いて、前記蓄電池ごとの充放電の制御指令を生成する制御指令生成部と、
   前記制御指令を前記蓄電池の充放電を行う充放電装置へ送信する通信部と、
   を備えることを特徴とする指令装置。
9. 前記制御指令生成部は、制御周期ごとに前記制御指令を生成し、
   前記指令装置は、
   前記制御指令の送信後の前記複数の蓄電池のそれぞれから送信された前記蓄電池の充放電量の実績値と、前記制御指令との差を用いて、当該制御指令に対応する前記制御周期内で追加指令を生成する追加指令生成部、
   を備え、
   前記通信部は、前記追加指令を対応する前記充放電装置へ送信することを特徴とする請求項８に記載の指令装置。
10. 請求項１から４のいずれか１つに記載の充放電計画作成装置と、
    前記充放電計画作成装置によって算出された蓄電池の充放電の制御量の計画値を用いて、前記蓄電池に対する充放電の制御指令に基づいて前記蓄電池の充放電を行う充放電装置へ送信する指令装置と、
    を備えることを特徴とする電力系統管理システム。
11. 電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値を収集するデータ収集装置と、
    前記実績値を用いて複数の蓄電池の充放電の制御量の計画値を算出する充放電計画作成装置と、
    を備え、
    前記充放電計画作成装置は、
    前記実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定する制約条件決定部と、
    前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記計画値を算出する計画値算出部と、
    を備えることを特徴とする電力系統管理システム。
12. 電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定し、前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記複数の蓄電池の制御量の計画値を算出する電力系統管理システムへ、前記複数の蓄電池のうちの少なくとも１つの前記実績値を送信することを特徴とする端末装置。
13. 電力系統に接続される複数の蓄電池のうちの１つの前記蓄電池を備える蓄電システムであって、
    充放電の実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定し、前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記複数の蓄電池の制御量の計画値を算出し、前記計画値を用いて前記蓄電池の充放電の制御指令を送信する電力系統管理システムから自身に対応する前記制御指令を受信し、受信した前記制御指令に基づいて前記蓄電池の充放電を行うことを特徴とする蓄電システム。
14. 電力系統に接続される複数の蓄電池と、
    前記複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定し、前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記複数の蓄電池の制御量の計画値を算出する充放電計画作成装置と、
    を備えることを特徴とする充放電システム。
15. 電力系統に接続される複数の蓄電池のうちの１つの前記蓄電池であって、
    請求項１０に記載の電力系統管理システムから送信された制御指令に基づいて充放電が行われることを特徴とする蓄電池。
16. 請求項１５に記載の蓄電池を搭載することを特徴とする電気自動車。
17. 充放電計画作成装置における充放電計画作成方法であって、
    電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定するステップと、
    前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記複数の蓄電池の制御量の計画値を算出するステップと、
    を含むことを特徴とする充放電計画作成方法。
18. コンピュータシステムに、
    電力系統に接続される複数の蓄電池の充放電の実績値に基づいて算出される前記複数の蓄電池の充放電量の予測値を用いて、電力系統の品質確保のための前記複数の蓄電池の充放電の制御量に関する制約条件を決定するステップと、
    前記制約条件と電力系統の品質確保のために前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の充放電を制御することにより生じる前記複数の蓄電池のうち少なくとも一部の蓄電残量の変化量とを用いて前記複数の蓄電池の制御量の計画値を算出するステップと、
    を実行させることを特徴とする充放電計画作成プログラム。

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