JP7840887B2 - インバランス回避装置、インバランス回避方法、および、インバランス回避プログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、インバランス回避装置、インバランス回避方法、および、インバランス回避プログラムに関する。

近年、分散型エネルギーリソース（ＤＥＲ：Distributed Energy Resources）を遠隔・統合制御し、複数の発電事業者を発電バランシンググループ（以下、「ＢＧ」ともいう。）としたバーチャルパワープラント（ＶＰＰ）の技術開発が進められている。

また、再生可能エネルギー発電機（太陽光発電装置、風力発電装置等）や再生可能エネルギー発電機と蓄電池を備えた発電システムをＤＥＲとして利用するケースもある。例えば、太陽光発電装置と蓄電池を備えた発電システムが出力する電力量を予測し、電力系統全体を管理する電力事業者等の管理者へ事前に通知するシステムがある。

特許第６８１３４０９号公報 特許第７０４８７９７号公報

また、例えば、従来技術で、電力の実需給時の発電と需要のインバランス（以下、単に「インバランス」ともいう。）を解消するために、各需要家に設置された蓄電池を制御（充放電制御。以下同様）してインバランスを解消する手法がある。この手法では、例えば、ＢＧに属する各需要家単位で３０分より細かい単位で計画値を設定する。そして、各需要家で、その細かい単位の計画値に対するインバランスが発生した場合、蓄電池を制御する制御装置（コントローラ）によって、蓄電池を制御して充放電を行うことでインバランスを解消する。また、蓄電池の制御だけでインバランスを解消できない場合は、デマンド制御を行うこともできる。しかしながら、電力の実需給時に、需要家ごとのコントローラで蓄電池の制御が行われるため、ＢＧ全体でのインバランスを解消するという観点では充分な効果が得られない場合がある。

また、従来技術では、ＧＣ（Gate Close：電力市場において、発電事業者、小売電気事業者などの系統利用者から系統運用者への需給計画の提出期限）前において電力系統全体の負荷平準化を図ることができる。しかしながら、ＧＣ後の再生可能エネルギー発電量の変動が考慮されておらず、再生可能エネルギーの計画値同時同量の点で改善の余地がある。

また、蓄電池を制御する場合、制御装置が指示を出してから実際に蓄電池が動作するまでにはタイムラグ（以下、通信遅延ともいう。）がある。したがって、その通信遅延も踏まえた蓄電池制御を行うことが好ましい。

そこで、本発明の課題は、ＧＣ後の再生可能エネルギー発電量の変動に対応するとともに、通信遅延を考慮した蓄電池制御を行うことによって、ＢＧ全体でインバランスを回避することができるインバランス回避装置、インバランス回避方法、および、インバランス回避プログラムを提供することである。

実施形態のインバランス回避装置は、１以上の再生可能エネルギー電源、および、複数の蓄電池を有するＢＧ（バランシンググループ）に対して設けられる制御部を備える。前記制御部は、前記再生可能エネルギー電源ごとの所定単位時間における発電量予測値と、前記再生可能エネルギー電源ごとの前記所定単位時間における現在までの発電量実績値と、前記蓄電池ごとの充放電量実績値と、前記蓄電池ごとの指示から動作開始までの遅延時間を示す通信遅延時間と、広域機関に提出した発電計画と、に基づいて、前記所定単位時間における前記ＢＧの発電と需要のインバランスを最小にするように前記蓄電池ごとの充放電量に関する指示値を作成する指示値作成部と、前記指示値に基づいて前記蓄電池を制御するシステム制御部と、を有する。

本発明の目的を説明するための図である。 実施形態の電力システムの概要を示す全体構成図である。 インバランス回避装置、発電システム、蓄電池システムの機能構成の例を示す図である。 インバランスの予測値の算出の例の説明図である。 ＢＧにおける蓄電池出力算出の例の説明図である。 充放電余力算出の概念図である。 充放電余力に基づいてそれぞれの蓄電池への指示値を作成する例を示す図である。 インバランス回避処理の流れの例を示すフローチャートである。

以下、本発明に係るインバランス回避装置、インバランス回避方法、および、インバランス回避プログラムの実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下において、時刻とは、時間の瞬間を指す場合と、所定単位時間（例えば、３０分）のその時間幅を指す場合の２種類がある。また、インバランスの「回避」とは、完全回避だけを意味するものではなく、部分回避も含む。

実施形態の理解を容易にするために、図１を参照して、本発明の目的についてあらためて説明する。図１は、本発明の目的を説明するための図である。なお、図１における各グラフは、概要を示すもので、正確とは限らない。

図１（ａ）では、あるＢＧにおける３０分コマの０～３０分における発電量計画値Ｂ１と、発電量実績値Ｐ１と、を表している。これらを積算量に変換したグラフが図１（ｂ）である。つまり、発電量計画値Ｂ１の積算量が発電量計画値Ｂ２であり、発電量実績値Ｐ１の積算量が発電量実績値Ｐ２である。

積算量として示した場合、発電量計画値Ｂ２は３０分時点では点として表現される。そして、発電量実績値Ｐ２が３０分時点で発電量計画値Ｂ２と一致するように蓄電池を制御することが、本発明の目的である。つまり、蓄電池を制御しない場合に発生するインバランスＩＢを、蓄電池を制御することで最小化する。

（実施形態）
次に、実施形態について説明する。まず、用語の定義は、以下の通りである。
ＢＧ・ＰＶ発電量［ｋＷｈ］は、ＢＧ内のある時刻スロット（３０分間）のＰＶ発電の電力量の合計値［ｋＷｈ］である。

ＢＧ蓄電池充電量［ｋＷｈ］は、ＢＧ内のある時刻スロット（３０分間）の蓄電池の充電量の合計値［ｋＷｈ］である。
ＢＧ蓄電池放電量［ｋＷｈ］は、ＢＧ内のある時刻スロット（３０分間）の蓄電池の放電量の合計値［ｋＷｈ］である。

ＢＧ発電量［ｋＷｈ］は、ある時刻スロット（３０分間）で、ＢＧが発電する電力量［ｋＷｈ］であり、以下の式により算出される。
ＢＧ発電量＝ＢＧ・ＰＶ発電量＋ＢＧ蓄電電池放電量－ＢＧ蓄電池充電量

ＢＧ・ＰＶ発電量（ｔ）［ｋＷｈ］は、ＢＧ内において、時刻ｔから１分間のＰＶ発電の電力量の合計値［ｋＷｈ］である。
ＢＧ蓄電池充電量（ｔ）［ｋＷｈ］は、ＢＧ内において、時刻ｔから１分間の蓄電池の充電量の合計値［ｋＷｈ］である。

ＢＧ蓄電池放電量（ｔ）［ｋＷｈ］は、ＢＧ内において、時刻ｔから１分間の蓄電池の放電量の合計値［ｋＷｈ］である。
ＢＧ発電量（ｔ）［ｋＷｈ］は、ＢＧ内において、時刻ｔから１分間で、ＢＧが発電する電力量の合計値［ｋＷｈ］である。

また、上記の各用語に対して、予測値、計画値、実績値、指示値、推定値の意味は、以下の通りである。
予測値は、インバランス回避装置１０の入力として与えられる計画段階の、ＰＶなどの再エネ電源の発電量予測［ｋＷｈ］、ならびに、インバランス回避装置１０が、後述のＢＧ発電量計画値と、ＢＧ発電量推定値、とを入力にして、将来のインバランス量を計算したインバランスの予測値［ｋＷｈ］とする。

計画値は、インバランス回避装置１０の入力として与えられる計画段階の、ＢＧ発電量、蓄電池充放電量である。なお、ＢＧ発電量、蓄電池充放電量は制御可能なため計画値とし、再エネ電源の発電量は制御不可能なため予測値とする。

実績値は、制御部２７および制御部２９が、インバランス回避装置１０へ出力する電力量［ｋＷｈ］である。
指示値は、インバランス回避装置１０から、制御部２７および制御部２９へ出力する電力指示値［ｋＷ］である。

推定値は、インバランス回避装置１０によって導出された、尤らしい統計的モデルから得られる発電量の推定値［ｋＷｈ］である。

図２は、実施形態の電力システムＳの概要を示す全体構成図である。電力システムＳは、アグリゲータ１と、需要家４と、卸電力市場５と、広域機関６と、複数の発電所８と、を備える。

広域機関６は、電力広域的運営推進機関であり、電力の安定供給の確保のため、全国の電力の需給状況や電力系統２の運用状況を２４時間監視し、系統運用者の電力需給を管理する。電力系統２を利用する全ての系統利用者（発電事業者、小売電気事業者など）は、広域機関６に発電や需要の計画（年間、月間、週間、前日などの計画）を提出することになっている。そして、広域機関６は、これらの計画の整合性などを確認し、系統運用者に転送する。

アグリゲータ１は、複数の発電所８を束ねて管理する事業者である。すなわち、複数の発電所８は、発電ＢＧ３として機能する。

アグリゲータ１は、複数の発電所８の各々の発電量などを予測し、卸電力市場５での売電や、需要家４との電力の直接取引等を行う。また、アグリゲータ１は、発電所８の発電スケジュール等に基づいて発電所８の各々の発電量等を制御することにより、広域機関６に提出した発電計画に対する同時同量を達成したり、電力系統２の負荷平準化に貢献したりする。

アグリゲータ１は、インバランス回避装置１０を備える。インバランス回避装置１０は、広域機関６に提出した再生可能エネルギーの発電計画通りになるように、発電所８の蓄電池を制御する。

発電所８は、例えば、発電システム２０、蓄電池システム２１等である。発電システム２０は、蓄電池２５と、ＰＶ（Photovoltaics）２６と、を備える。ＰＶ２６は、太陽光発電装置であり、再生可能エネルギー電源の例である。発電システム２０は、再生可能エネルギー電源を備えた構成であればよい。このため、発電システム２０は、ＰＶ２６に替えて、地熱、風、水などの自然界に存在する環境や資源を利用した発電装置を備えた構成であってもよい。本実施形態では、発電システム２０が、太陽光発電装置であるＰＶ２６を備えた構成を例として説明する。

本実施形態では、発電システム２０の蓄電池２５、および、蓄電池システム２１の蓄電池２５は、発電ＢＧ３内のどのＰＶ２６からでも充電可能である。
本実施形態では、インバランス回避装置１０が、発電ＢＧ３に含まれる１または複数の蓄電池２５に対する充放電量の指示値を作成する形態を例として説明する。

インバランス回避装置１０は、ＰＣ（Personal Computer）等であり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）と、メモリと、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）と、通信インタフェース（I／F）と、ディスプレイ等の表示装置と、キーボードやマウス等の入力装置と、を備える通常のコンピュータを利用したハードウェア構成となっている。

図３は、インバランス回避装置１０、発電システム２０、蓄電池システム２１の機能構成の例を示す図である。なお、発電システム２０と蓄電池システム２１は、それぞれ１つ以上であればよい。

まず、発電システム２０について説明する。発電システム２０は、電力量計２３と、発電部２４と、を備える。電力量計２３は、発電部２４から出力される電力量を計測する。すなわち、電力量計２３は、発電システム２０の発電量である発電システム出力を計測する。発電システム出力は、発電システム２０から電力系統２へと供給される電力量である。電力量計２３は、単位時間（所定単位時間。時間スロット）ごとに発電システム出力を計測する。

単位時間とは、電力システムＳで管理される管理時間である。本実施形態では、単位時間が３０分である形態を例として説明する。

発電部２４は、蓄電池２５と、ＰＶ２６と、制御部２７と、を備える。上述したように、本実施形態では、蓄電池２５は、自身の発電システム２０のＰＶ２６からだけでなく、別の発電システム２０のＰＶ２６からも充電可能である。制御部２７は、インバランス回避装置１０から受付けた充放電計画および発電計画に基づいて蓄電池２５の充放電等を制御する。この制御の詳細は後述する。また、制御部２７は、ＰＶ２６のＰＶ発電量実績値、蓄電池２５の充放電量実績値、および、蓄電池２５の充電率である蓄電池ＳｏＣ（State Of Charge）を単位時間ごとにインバランス回避装置１０へ出力する。なお、これらの情報が、電力量計２３、蓄電池２５、および、ＰＶ２６の各々からインバランス回避装置１０へ出力される構成であってもよい。

次に、蓄電池システム２１について説明する。蓄電池システム２１は、電力量計２３と、蓄電部２８と、を備える。蓄電部２８は、蓄電池２５と、制御部２９と、を備える。上述したように、本実施形態では、蓄電池２５は、発電システム２０のＰＶ２６からの充電も可能である。制御部２９は、インバランス回避装置１０から受付けた充放電計画および発電計画に基づいて蓄電池２５の充放電等を制御する。この制御の詳細は後述する。また、制御部２９は、蓄電池２５の充放電量実績値、および、蓄電池２５の充電率である蓄電池ＳｏＣを単位時間ごとにインバランス回避装置１０へ出力する。なお、これらの情報が、電力量計２３、蓄電池２５の各々からインバランス回避装置１０へ出力される構成であってもよい。

次に、インバランス回避装置１０について説明する。インバランス回避装置１０は、通信部１１と、入力部１２と、表示部１３と、記憶部１４と、制御部１５と、を備える。それらの各構成は、バス等によって互いに通信可能に接続されている。

通信部１１は、広域機関６、予測システム７、発電システム２０、蓄電池システム２１と通信するための通信インターフェースである。入力部１２は、ユーザによる操作入力を受付けるキーボード等の入力デバイスである。表示部１３は、各種の情報を表示するディスプレイである。記憶部１４は、各種の情報を記憶する。記憶部１４は、例えば、ＨＤＤやメモリ等である。

制御部１５は、情報処理を実行する演算部である。制御部１５は、１つ以上のＰＶ２６、および、複数の蓄電池２５を有する発電ＢＧ３に対して設けられ、指示値作成部１５１と、インバランス算出部１５２と、通信遅れ算出部１５３と、余力算出部１５４と、表示制御部１５５と、システム制御部１５６と、を備える。

各部１５１～１５６は、例えば、１または複数のプロセッサにより実現される。例えば、各部１５１～１５６は、ＣＰＵなどのプロセッサにプログラムを実行させること、すなわちソフトウェアにより実現してもよい。また、各部１５１～１５６は、専用のＩＣ（Integrated Circuit）などのプロセッサ、すなわちハードウェアにより実現してもよい。また、各部１５１～１５６は、ソフトウェアおよびハードウェアを併用して実現してもよい。複数のプロセッサを用いる場合、各プロセッサは、各部１５１～１５６のうち１つを実現してもよいし、各部のうち２以上を実現してもよい。

指示値作成部１５１は、ＰＶ２６ごとの単位時間におけるＰＶ発電量予測値と、ＰＶ２６ごとの単位時間における現在までのＰＶ発電量実績値と、蓄電池２５ごとの充放電量実績値と、蓄電池２５ごとの指示から動作開始までの遅延時間を示す通信遅延時間と、広域機関６に提出した発電計画と、に基づいて、単位時間における発電ＢＧ３の発電と需要のインバランスを最小にするように蓄電池２５ごとの充放電量に関する指示値を作成する。以下、指示値作成部１５１について詳述する。

例えば、指示値作成部１５１は、広域機関６に提出した任意の時間帯の発電量計画値と、同時間帯のＰＶ２６のＰＶ発電量予測値と、現在の蓄電池ＳｏＣと、に基づいて、インバランスの予測値を最小化する充放電量の指示値を作成する。

具体的には、まず、指示値作成部１５１は、ＰＶ２６のＰＶ発電量予測値を導出する。ＰＶ２６のＰＶ発電量予測値とは、単位時間ごとのＰＶ２６のＰＶ発電量の予測値である。指示値作成部１５１は、発電システム２０から取得したＰＶ２６のＰＶ発電量実測値や、日照量等の気象情報等に基づいて、単位時間ごとのＰＶ発電量予測値を導出する。なお、指示値作成部１５１は、予測システム７、入力部１２、記憶部１４などからＰＶ発電量予測値を取得することで、ＰＶ発電量予測値を導出してもよい。

また、インバランス算出部１５２は、ＰＶ２６ごとの単位時間におけるＰＶ発電量予測値と、ＰＶ２６ごとの単位時間における現在までのＰＶ発電量実績値と、蓄電池２５ごとの充放電量実績値と、蓄電池２５ごとの通信遅延時間と、広域機関６に提出した発電計画と、に基づいて、インバランスの予測値を算出する（詳細は後述）。

そして、指示値作成部１５１は、インバランスの予測値に基づいて、単位時間における発電ＢＧ３のインバランスを最小にするように蓄電池２５ごとの充放電量に関する指示値を作成する。このとき、指示値作成部１５１は、通信遅れ算出部１５３で算出された通信遅延時間を加味した指示値を算出する（詳細は後述）。

また、余力算出部１５４は、蓄電池２５ごとの、定格出力で実現可能な第１の充放電余力と、現在のＳＯＣと上下限ＳＯＣとの差分で算出される第２の充放電余力と、のうちの小さなほうを充放電余力として算出する（詳細は後述）。
そして、指示値作成部１５１は、余力算出部１５４によって算出された充放電余力に基づいて、指示値を算出する。

指示値作成部１５１は、作成した指示値を、表示制御部１５５およびシステム制御部１５６へ出力する。

表示制御部１５５は、指示値作成部１５１から受付けた指示値を表示部１３へ表示する。このため、ユーザは表示部１３を視認することで蓄電池２５に対する充放電量の指示値を確認することができる。

また、システム制御部１５６は、指示値作成部１５１によって作成された指示値に基づいて蓄電池２５を制御する。例えば、システム制御部１５６は、指示値作成部１５１から受付けた指示値を、通信部１１を介して発電システム２０および蓄電池システム２１へ出力する。

インバランス回避装置１０から充放電量の指示値を受付けた発電システム２０の制御部２７（蓄電池システム２１の制御部２９）は、受け付けた指示値に基づいて蓄電池２５を制御する。詳細には、制御部２７（制御部２９）は、指示値通りに、蓄電池２５の充電電力および放電電力を制御する。蓄電池２５は、充電電力を示す指示信号を受付けると、ＰＶ２６で発電された電力のうち、指示信号によって示される充電電力の電力を充電する。また、蓄電池２５は、放電電力を示す指示信号を受付けると、指示信号によって示される放電電力の電力を電力系統２へ放電する。また、制御部２７は、発電計画通りの発電システム出力が得られるように、発電計画に沿って蓄電池２５の充放電を制御してもよい。

なお、システム制御部１５６が、指示値作成部１５１で作成された指示値に基づいて蓄電池２５を制御してもよい。すなわち、制御部２７による蓄電池２５の制御機能（制御部２９による蓄電池２５の制御機能）を、システム制御部１５６が備えた構成であってもよい。本実施形態では、システム制御部１５６が、指示値作成部１５１で作成された充放電量指示値に基づいて、蓄電池２５を制御する形態を例として説明する。

次に、図４～図６を用いて、制御部１５での計算について説明する。図４は、インバランスの予測値の算出の例の説明図である。（ａ）は、発電ＢＧ３での発電電力の１分ごとの時間推移を示す図である。（ｂ）は、発電ＢＧ３での蓄電池２５の充放電（上側が放電で、下側が充電）の１分ごとの時間推移を示す図である。

（ａ）に示すように、ＢＧ・ＰＶ発電量実績値４２（合計値）に基づいて、例えば、最小二乗法などの手法によって、ＢＧ・ＰＶ発電量推定値４１を算出する。また、（ｂ）に示すように、発電ＢＧ３内のすべての蓄電池２５について、ＢＧ蓄電池充放電量実績値Ｃ１と、ＢＧ蓄電池充放電量指示値Ｃ２と、を取得する。

そして、インバランスは、３０分コマ終端でのＢＧ・ＰＶ発電量推定値４１[kWh]とＢＧ蓄電池充放電量[kWh]（ＢＧ蓄電池充放電量実績値Ｃ１とＢＧ蓄電池充放電量指示値Ｃ２の合計）との合計値から、発電量計画値を減算した値で計算される。具体的には、[数式１]で各時刻のＢＧ・ＰＶ発電量推定値(t)を求め、[数式２]を用いてインバランスを算出する。現在時刻tcの計算をする場合、通信遅延時間tdを考慮している。なお、例えば、「Σ_t=0 ^tc+td」は、時刻０から時刻tc+tdまでの積算値を示す。また、Ａ（ｔ）は関数を示し、Ｂは定数を示す。

[数式１]
ＢＧ・ＰＶ発電量推定値（ｔ）[kWh] ＝Ａ（ｔ）＋Ｂ
minimize _A,BΣ_t=0 ^tc（ＢＧ・ＰＶ発電量実績値－Ａ（ｔ）＋Ｂ）²

[数式２]
インバランス[kWh]＝
Σ_t=0 ^tc+td ｛ＢＧ・ＰＶ発電量推定値（ｔ）＋ＢＧ蓄電池放電量（ｔ）
－ＢＧ蓄電池充電量（ｔ）)｝
+Σ_t=tc+td+1 ^T (ＢＧ・ＰＶ発電量推定値(ｔ))－ＢＧ発電量計画値

図５は、発電ＢＧ３における蓄電池出力算出の例の説明図である。なお、ＢＧ発電量推定値Ｐ２は、時刻0から時刻tc+tdまでは、ＢＧ・ＰＶ発電量推定値（ｔ）＋ＢＧ蓄電池放電量（ｔ）－ＢＧ蓄電池充電量（ｔ）で与えられ、時刻tc+td+1から時刻Ｔまでは、ＢＧ・ＰＶ発電量推定値(ｔ)で与えられる。ここでは、発電ＢＧ３のインバランスに対して、インバランスを回避するためのＢＧ蓄電池出力を決定する例を説明する。ＢＧ蓄電池出力は、[数式３]で示すように、インバランスＩＢを相殺するための電力量を、時刻tc+tdから時刻Ｔ(＝３０)になるまで一定で出力したことを仮定し、算出する。

[数式３]
ＢＧ蓄電池出力[kW]
＝(－インバランスＩＢ[kWh]／((Ｔ[min]－(tc+td)[min])／６０[min/h])

図６は、充放電余力算出の概念図である。ここでは、インバランス回避装置１０によって、蓄電池２５の充放電量の配分を決定する際に用いられる、充放電余力(kW)（定格出力で実現可能な第１の充放電余力）と、充放電余力(kWh)（現在のＳＯＣと上下限ＳＯＣとの差分で算出される第２の充放電余力）と、を示す図である。

充放電余力(kW)は、蓄電池２５の定格出力で、現在時刻から３０分までの残り時間で充放電した場合に充電(または放電)可能な電力量であり、[数式４]で定義される。充放電余力(kWh)は、現在の蓄電池２５の蓄電池ＳｏＣと、蓄電池２５の上限あるいは下限の蓄電池ＳｏＣとの差分容量であり、[数式５]として定義される。

蓄電池２５は容量制約から、充放電余力(kW)、充放電余力(kWh)のどちらか小さいほうでしか、充放電ができないため、充放電余力は[数式６]で定義できる。なお、min(Ａ，Ｂ)は、ＡとＢの小さいほうを選択する関数である。

[数式４]
充電余力Ｃ１３(kW)[kWh] ＝定格充電電力Ｃ１１(kW)×
((Ｔ[min]－(tc+td)[min])／６０[min/h])
放電余力Ｄ１３(kW)[kWh] ＝定格放電電力Ｄ１１(kW)×
((Ｔ[min]－(tc+td)[min])／６０[min/h])
※ここでの(kW)は単位を意味するものではない。[kW][kWh]が単位を表す。

[数式５]
充電余力Ｃ１２(kWh)[kWh]＝(蓄電池上限SoC[-] － 蓄電池SoC(tc+td)[-]))×
蓄電容量[kWh]
放電余力Ｄ１２(kWh)[kWh]＝(蓄電池SoC(tc+td)[-] － 蓄電池下限SoC[-]))×
蓄電容量[kWh]
※ここでの(kW)は単位を意味するものではない。[kW][kWh]が単位を表す。

[数式６]
充電余力[kWh]＝min(充電余力(kW)[kWh], 充電余力(kWh)[kWh])
放電余力[kWh]＝min(放電余力(kW)[kWh], 放電余力(kWh)[kWh])

図７は、充放電余力に基づいてそれぞれの蓄電池２５への指示値を作成する例を示す図である。ここでは、指示値作成部１５１が、時刻(tc+td+1)[min]における各蓄電池出力指示値を作成する例を説明する。

まず、本事例の仮定条件を説明する。発電ＢＧ３下に３つの蓄電池２５（２５Ａ、２５Ｂ、２５Ｃ）があるとする。インバランス算出部１５２により、インバランスが計算され、その結果が＋２００ｋＷｈ（ＢＧ発電量実績値がＢＧ発電量計画値より２００ｋＷｈオーバー）である。この結果を基に、指示値作成部１５１が算出した時刻(tc+td+1)[min]のＢＧ蓄電池出力が－２４００ｋＷ（２４００ｋＷの充電）である。一方、余力算出部１５４による計算で、蓄電池２５Ａの充電余力が１３０ｋＷｈ、放電余力が１８０ｋＷｈであり、同様に、蓄電池２５Ｂ、２５Ｃの充電余力、放電余力が図示した値になったものとする。

指示値作成部１５１は、複数の蓄電池２５の充放電余力の比に基づいて、蓄電池２５ごとの指示値を決定する。具体的には、指示値作成部１５１は、（tc+td+1)[min]のＢＧ蓄電池出力－２４００ｋＷ、蓄電池２５Ａ～２５Ｃの充放電余力を入力として、[数式７]により充放電余力の比を求め、それぞれの蓄電池２５の出力を[数式８]により決定する。そうすると、蓄電池出力配分結果は、図８の右側に示す通りとなる。

[数式７]
蓄電池ｊの放電余力比＝蓄電池ｊの放電余力／Σj=1…n (蓄電池放電余力)
蓄電池ｊの充電余力比＝蓄電池ｊの充電余力／Σj=1…n (蓄電池充電余力)

[数式８]
Ｉｆ ＢＧ蓄電池出力≧０ Ｔｈｅｎ
蓄電池ｊの出力指示値＝蓄電池ｊの放電余力比×ＢＧ蓄電池出力
ＥＬＳＥ
蓄電池ｊの出力指示値＝蓄電池ｊの充電余力比×ＢＧ蓄電池出力

図８は、インバランス回避処理の流れの例を示すフローチャートである。ここでは、ある１つの時刻コマにおけるインバランス回避処理の流れを説明する。なお、インバランス回避装置１０は、３０分の時刻コマの毎コマ、図８の処理を実施する。

まず、指示値作成部１５１は、記憶部１４に記憶された情報を初期化する（ステップＳ１００）。
次に、指示値作成部１５１は、ＰＶ発電量予測値を取得する（ステップＳ１０１）。
次に、指示値作成部１５１は、広域機関６に提出した発電計画を取得する（ステップＳ１０２）。

次に、指示値作成部１５１は、次の実行時刻（例えば、処理が１分間隔の場合、１分後）になったか否かを判定し（ステップＳ１０３）、Ｙｅｓの場合はステップＳ１０４に進み、Ｎｏの場合はステップＳ１０３ａで処理待ちをしてステップＳ１０３に戻る。

ステップＳ１０４において、指示値作成部１５１は、時刻コマが終了したか否かを判定し、Ｙｅｓの場合はこの時刻コマにおけるインバランス回避処理を終了し、Ｎｏの場合はステップＳ１０５に進む。

ステップＳ１０５において、指示値作成部１５１は、ＰＶ２６のＰＶ発電量実績値、および、蓄電池２５の蓄電池ＳｏＣを取得する。なお、ＰＶ２６のＰＶ発電量実績値は、この処理で実行している時刻コマにおける０分から取得時刻までの積算量を意味する。

次に、インバランス算出部１５２は、ステップＳ１０１で取得したＰＶ発電量予測値およびステップＳ１０２で取得した発電計画（発電量計画値）、ステップＳ１０５で取得した実績値に基づいて、当該単位時間におけるインバランスの予測値を算出する（ステップＳ１０６）。このとき、インバランス算出部１５２は、通信遅れ算出部１５３が算出した通信遅延による影響を考慮した計算を行う（図４）。

次に、指示値作成部１５１は、ステップＳ１０６で算出されたインバランスの予測値を相殺するようにＢＧ蓄電池出力を計算する（図５）（ステップＳ１０７）。ＢＧ蓄電池出力（充放電１分値）は、この時刻コマの残り時間（分）の間の一定値として算出する。また、現在時刻tcが０～１５(分)の間は、ＢＧ蓄電池出力を０ｋＷｈとする。なお、０～１５(分)における「１５(分)」は例であり、これに限定されない。

次に、余力算出部１５４は、ステップＳ１０７で算出された蓄電池出力を、発電ＢＧ３内の複数の蓄電池２５に配分するために、充放電余力を計算する（図６）（ステップＳ１０８）。上述したように、充放電余力は、充放電余力(ｋＷ)と充放電余力(ｋＷｈ)の小さいほうの値である。

次に、指示値作成部１５１は、ステップＳ１０７で算出された発電ＢＧ３おける蓄電池出力を、ステップＳ１０８で計算された複数の蓄電池２５の充放電余力の比によって配分し、蓄電池２５ごとの蓄電池出力を決定する（ステップＳ１０９）。

次に、表示制御部１５５は、ステップＳ１０９で作成された複数の蓄電池２５の指示値を表示部１３へ表示する（ステップＳ１１０）。

次に、システム制御部１５６は、ステップＳ１０９で作成された複数の蓄電池２５の指示値を用いて蓄電池２５ごとの充放電制御を実行する（ステップＳ１１１）。例えば、システム制御部１５６は、通信部１１を介して、蓄電池２５ごとに対して、ステップＳ１０９で作成された指示値で制御する。本ルーチンを、この時刻コマが終了するまで１分毎に実行し終了する。

このようにして、本実施形態の電力システムＳによれば、通信遅延時間を考慮した蓄電池２５ごとの充放電量に関する指示値を作成することで、ＧＣ後の再生可能エネルギー発電量の変動に対応するとともに、通信遅延を考慮した蓄電池制御を行い、発電ＢＧ３全体でインバランスを回避することができる。

また、複数の蓄電池２５の充放電余力の比に基づいて指示値を作成することで、それぞれの蓄電池２５をバランスよく動作させることができる。

また、蓄電池２５ごとの指示値を決定する場合に、定格出力で実現可能な第１の充放電余力と、現在のＳＯＣと上下限ＳＯＣとの差分で算出される第２の充放電余力と、のうちの小さなほうを充放電余力として用いることで、蓄電池２５ごとの現在の蓄電状況に応じて、それぞれの蓄電池２５を動作させることができる。

なお、上述した実施形態における、上記情報処理を実行するためのプログラムは、上記複数の機能部の各々を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしては、例えば、ＣＰＵがＲＯＭ（Read Only Memory）またはＨＤＤから情報処理プログラムを読み出して実行することにより、上述した複数の機能部の各々がＲＡＭ（Random Access Memory）上にロードされ、上述した複数の機能部の各々がＲＡＭ（主記憶）上に生成されるようになっている。なお、上述した複数の機能部の各々の一部または全部を、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）またはＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）などの専用のハードウェアを用いて実現することも可能である。

なお、上記には、本開示の実施形態を説明したが、上記実施形態は、例として提示したものであり、本開示の範囲を限定することは意図していない。上記新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。上記実施形態は、本開示の範囲または要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

例えば、インバランス回避装置１０の機能の少なくとも一部を、クラウドコンピューティングシステムによって実現してもよい。

１…アグリゲータ、２…電力系統、３…発電ＢＧ、４…需要家、５…卸電力市場、６…広域機関、７…予測システム、１０…インバランス回避装置、１１…通信部、１２…入力部、１３…表示部、１４…記憶部、１５…制御部、２０…発電システム、２１…蓄電池システム、２３…電力量計、２４…発電部、２５…蓄電池、２６…ＰＶ、２７…制御部、２８…蓄電部、１５１…指示値作成部、１５２…インバランス算出部、１５３…通信遅れ算出部、１５４…余力算出部、１５５…表示制御部、１５６…システム制御部、Ｓ…電力システム

Claims (6)

1. １以上の再生可能エネルギー電源、および、複数の蓄電池を有するＢＧ（バランシンググループ）に対して設けられる制御部を備え、
   前記制御部は、
   前記再生可能エネルギー電源ごとの所定単位時間における発電量予測値と、前記再生可能エネルギー電源ごとの前記所定単位時間における現在までの発電量実績値と、前記蓄電池ごとの充放電量実績値と、前記蓄電池ごとの指示から動作開始までの遅延時間を示す通信遅延時間と、広域機関に提出した発電計画と、に基づいて、前記所定単位時間における前記ＢＧの発電と需要のインバランスを最小にするように前記蓄電池ごとの充放電量に関する指示値を作成する指示値作成部と、
   前記指示値に基づいて前記蓄電池を制御するシステム制御部と、を有するインバランス回避装置。
2. 前記指示値作成部は、複数の前記蓄電池の充放電余力の比に基づいて、前記蓄電池ごとの指示値を作成する、請求項１に記載のインバランス回避装置。
3. 前記制御部は、
   前記再生可能エネルギー電源ごとの所定単位時間における発電量予測値と、前記再生可能エネルギー電源ごとの前記所定単位時間における現在までの発電量実績値と、前記蓄電池ごとの充放電量実績値と、前記蓄電池ごとの前記通信遅延時間と、前記広域機関に提出した前記発電計画と、に基づいて、前記インバランスの予測値を算出するインバランス算出部を備え、
   前記指示値作成部は、前記インバランスの予測値に基づいて、前記所定単位時間における前記ＢＧの前記インバランスを最小にするように前記蓄電池ごとの前記指示値を作成する、請求項１に記載のインバランス回避装置。
4. 前記制御部は、
   前記蓄電池ごとの、定格出力で実現可能な第１の充放電余力と、現在のＳＯＣ（State of Charge）と上下限ＳＯＣとの差分で算出される第２の充放電余力と、のうちの小さなほうを充放電余力として算出する余力算出部を備え、
   前記指示値作成部は、複数の前記蓄電池の前記充放電余力の比に基づいて、前記蓄電池ごとの指示値を決定する、請求項１に記載のインバランス回避装置。
5. 指示値作成部が、１以上の再生可能エネルギー電源、および、複数の蓄電池を有するＢＧ（バランシンググループ）における前記再生可能エネルギー電源ごとの所定単位時間における発電量予測値と、前記再生可能エネルギー電源ごとの前記所定単位時間における現在までの発電量実績値と、前記蓄電池ごとの充放電量実績値と、前記蓄電池ごとの指示から動作開始までの遅延時間を示す通信遅延時間と、広域機関に提出した発電計画と、に基づいて、前記所定単位時間における前記ＢＧの発電と需要のインバランスを最小にするように前記蓄電池ごとの充放電量に関する指示値を作成する指示値算出ステップと、
   システム制御部が、前記指示値に基づいて前記蓄電池を制御するシステム制御ステップと、を含むインバランス回避方法。
6. コンピュータを、
   １以上の再生可能エネルギー電源、および、複数の蓄電池を有するＢＧ（バランシンググループ）における前記再生可能エネルギー電源ごとの所定単位時間における発電量予測値と、前記再生可能エネルギー電源ごとの前記所定単位時間における現在までの発電量実績値と、前記蓄電池ごとの充放電量実績値と、前記蓄電池ごとの指示から動作開始までの遅延時間を示す通信遅延時間と、広域機関に提出した発電計画と、に基づいて、前記所定単位時間における前記ＢＧの発電と需要のインバランスを最小にするように前記蓄電池ごとの充放電量に関する指示値を作成する指示値作成部と、
   前記指示値に基づいて前記蓄電池を制御するシステム制御部と、して機能させるためのインバランス回避プログラム。