JPWO2020080284A1 - 電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法 - Google Patents

電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法 Download PDF

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Abstract

電力管理装置は、蓄電装置の使用状況を管理する管理部と、１以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行する制御部と、を備える。前記制御部は、前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較し、前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行する。

Description

本発明は、電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法に関する。
近年、リソースアグリゲータなどの事業者が施設の電力を管理する仕組みが提案されている。施設の電力は、電力系統から施設への電力（潮流電力）、施設から電力系統への電力（逆潮流電力）を含む。
このようなケースにおいて、事業者によって管理される電力の需給バランスが崩れた場合には、事業者とは異なるエンティティ（例えば、電力会社）が需給バランスを維持する。事業者は、需給バランスの維持に伴うペナルティを負担する。
上述した仕組みを実現するために、蓄電装置を分散電源として用いる技術（例えば、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ））も提案されている（例えば、特許文献１）。
特開２０１５−１１６０９４号公報
第１の特徴に係る電力管理装置は、蓄電装置の使用状況を少なくとも管理する管理部と、１以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行する制御部と、を備える。前記制御部は、前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較し、前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行する。
第２の特徴に係る電力管理システムは、蓄電装置の使用状況を少なくとも管理する管理部と、１以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行する制御部と、を備える。前記制御部は、前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較し、前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行する。
第３の特徴に係る電力管理方法は、蓄電装置の使用状況を少なくとも管理することと、前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較することと、前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に、１以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行することと、を含む。
図１は、実施形態に係る電力管理システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る電力管理装置２００を示す図である。 図３は、実施形態に係る蓄電装置３１０の容量を説明するための図である。 図４は、実施形態に係る第１効果及び第２効果を示す図である。 図５は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。
蓄電装置の導入には導入コストが必要とされる一方で、蓄電装置の充電又は放電によって蓄電装置が劣化する。従って、インラバンス料金を考慮して蓄電装置を制御しても、蓄電装置の導入に伴う効果が得られない可能性がある。
そこで、本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、蓄電装置の導入に伴う効果を最適化することを可能とする。
以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。
但し、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なる場合があることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係又は比率が異なる部分が含まれている場合があることは勿論である。
［実施形態］
（電力管理システム）
以下において、実施形態に係る電力管理システムについて説明する。
図１に示すように、電力管理システム１００は、電力管理装置２００と、施設３００とを有する。図１では、施設３００として、施設３００Ａ〜施設３００Ｃが例示されている。
各施設３００は、電力系統１１０に接続される。以下において、電力系統１１０から施設３００への電力の流れを潮流と称し、施設３００から電力系統１１０への電力の流れを逆潮流と称する。
電力管理装置２００及び施設３００は、ネットワーク１２０に接続されている。ネットワーク１２０は、電力管理装置２００と施設３００との間の回線を提供すればよい。例えば、ネットワーク１２０は、インターネットであってもよい。ネットワーク１２０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線であってもよい。
電力管理装置２００は、少なくとも蓄電装置３１０を管理する事業者によって管理される装置である。電力管理装置２００は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者、リソースアグリゲータなどの事業者によって管理される装置であってもよい。リソースアグリゲータは、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）において、発電事業者、送配電事業者及び小売事業者などに逆潮流の電力を提供する電力事業者である。リソースアグリゲータは、リソースアグリゲータによって管理される施設３００の消費電力の削減によって余剰電力（ネガワット）を生み出す電力事業者であってもよい。このような余剰電力は発電電力と見做されてもよい。リソースアグリゲータは、リソースアグリゲータによって管理される施設３００の消費電力の増大（例えば、蓄電池装置の充電量の増大）によって過剰な電力を吸収する電力事業者であってもよい。
ここで、電力管理装置２００は、施設３００に設けられるＥＭＳ３３０に対して、施設３００に設けられる蓄電装置３１０に対する制御を指示する制御メッセージを送信してもよい。例えば、電力管理装置２００は、潮流の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信してもよく、逆潮流の制御を要求する逆潮流制御メッセージを送信してもよい。電力管理装置２００は、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを送信してもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよく、相対値（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、潮流又は逆潮流の制御度合いは、２以上のレベルで表されてもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、現在の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＲＴＰ；Ｒｅａｌ Ｔｉｍｅ Ｐｒｉｃｉｎｇ）によって表されてもよく、過去の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＴＯＵ；Ｔｉｍｅ Ｏｆ Ｕｓｅ）によって表されてもよい。
施設３００は、蓄電装置３１０、負荷機器３２０及びＥＭＳ３３０を有する。
蓄電装置３１０は、電力の充電及び電力の放電を行う分散電源である。例えば、蓄電装置３１０は、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）及び蓄電池セルによって構成される。
負荷機器３２０は、電力を消費する機器である。例えば、負荷機器３２０は、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ Ｖｉｓｕａｌ）機器などである。
ＥＭＳ３３０は、施設３００の電力を管理する装置（ＥＭＳ；Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ＥＭＳ３３０は、蓄電装置３１０及び負荷機器３２０の動作状態を制御してもよい。ＥＭＳ３３０は、ＶＥＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）の一例である。
ここで、ＥＭＳ３３０は、蓄電装置３１０の使用状況を示す情報要素を含むメッセージを電力管理装置２００に送信する。蓄電装置３１０の使用状況は、蓄電装置３１０の劣化状態（ＳＯＨ；Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｈｅａｌｔｈ）の特定に用いられる。蓄電装置３１０の使用状況を示す情報要素は、蓄電装置３１０の現在容量（例えば、ＡＣ実効容量（充電）、ＡＣ実効容量（放電））を示す情報要素を含んでもよく、蓄電装置３１０の現在抵抗値を示す情報要素を含んでもよい。蓄電装置３１０の使用状況を示す情報要素は、蓄電装置３１０の累積充電時間及び累積放電時間を示す情報要素を含んでもよく、蓄電装置３１０の累積充電量を示す情報要素（例えば、ＡＣ積算充電電力量計測値、ＡＣ瞬時充電電力量計測値、ＤＣ積算充電電力量計測値、ＤＣ瞬時充電電力量計測値、積算充電電力量計測値、瞬時充電電力計測値、及び／又は瞬時充電電圧計測値）及び累積放電量を示す情報要素（例えば、ＡＣ積算放電電力量計測値、ＡＣ瞬時放電電力量計測値、ＤＣ積算放電電力量計測値、ＤＣ瞬時放電電力量計測値、積算放電電力量計測値、瞬時放電電力計測値、及び／又は瞬時放電電圧計測値）を含んでもよい。蓄電装置３１０の使用状況を示す情報要素は、蓄電装置３１０の累積充放電サイクル数を示す情報要素を含んでもよい。
例えば、蓄電装置３１０のＳＯＨは、ＳＯＨ＝（現在容量／初期容量）×１００によって実測されてもよく、ＳＯＨ＝（現在抵抗値／初期抵抗値）×１００によって実測されてもよい。ＳＯＨは、所定周期（例えば、１回／２年）でメンテナンスモードを実行することによって実測されてもよい。
例えば、蓄電装置３１０のＳＯＨは、｛（容量ｔ１−劣化容量）／初期容量｝×１００によって推定されてもよい。容量ｔ１は、タイミングｔ１で実行されたメンテナンスモードで実測される容量である。劣化容量は、タイミングｔ１と現在タイミングとの間における放電量及び充電量×１ｋＷｈ劣化率によって推定される。１ｋＷｈ劣化率は、蓄電装置３１０の保証劣化率によって特定可能である。例えば、６０００回の充放電サイクルで２０％の劣化率が保証される蓄電装置３１０であれば、１ｋＷｈ劣化率は１／３６００で表されてもよい。
以下においては、実測されるＳＯＨ及び推定されるＳＯＨを特に区別せずにＳＯＨと称することもある。
実施形態において、電力管理装置２００とＥＭＳ３３０との間の通信は、第１プロトコルに従って行われてもよい。一方で、ＥＭＳ３３０と蓄電装置３１０及び負荷機器３２０との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われてもよい。例えば、第１プロトコルとしては、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。例えば、第２プロトコルは、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。なお、第１プロトコルと第２プロトコルは異なっていればよく、例えば、両方が独自の専用プロトコルであっても異なる規則で作られたプロトコルであればよい。
（電力管理装置）
以下において、実施形態に係る電力管理装置について説明する。図２に示すように、電力管理装置２００は、管理部２１０と、通信部２２０と、制御部２３０とを有する。電力管理装置２００は、ＶＴＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｔｏｐ Ｎｏｄｅ）の一例である。
管理部２１０は、不揮発性メモリなどのメモリ又は／及びＨＤＤ（Ｈａｒｄ ｄｉｓｃ ｄｒｉｖｅ）などの記憶媒体によって構成される。管理部２１０は、他に任意の記憶装置とすることができ、例えば、管理部２１０は、光ディスクのような光学記憶装置としてもよいし、光磁気ディスクなどとしてもよい。
管理部２１０は、電力管理装置２００によって管理される施設３００に関するデータを記憶する。電力管理装置２００によって管理される施設３００は、電力事業者と契約を有する施設３００であってもよい。例えば、施設３００に関するデータは、電力系統１１０から施設３００に供給される需要電力であってもよい。施設３００に関するデータは、施設３００に設けられる蓄電装置３１０の種別を表すデータ（識別番号、メーカーコード、商品コード、及び／又は製造番号）であってもよい。施設３００に関するデータは、施設３００に設けられる蓄電装置３１０のスペックなどであってもよい。スペックは、蓄電装置３１０の初期容量（Ｗ）及び初期抵抗値（Ω）であってもよい。スペックは、蓄電装置３１０の種別によって特定されてもよい。
実施形態では、管理部２１０は、蓄電装置３１０の使用状況を少なくとも管理する。蓄電装置３１０の使用状況は、ＥＭＳ３３０から受信するメッセージによって特定されてもよい。電力管理装置２００がＥＭＳ３３０に依存せずに蓄電装置３１０の動作を直接的に制御する場合には、蓄電装置３１０の使用状況は、蓄電装置３１０の動作の制御履歴によって特定されてもよい。
通信部２２０は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ−ＳＵＮなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。通信部２２０は、各施設３００（ＥＭＳ３３０）と通信を行う。例えば、通信部２２０は、蓄電装置３１０の使用状況を示す情報要素を含むメッセージをＥＭＳ３３０から受信する。
制御部２３０は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。種々の実施形態によれば、少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）として、又は複数の通信可能に接続された集積回路ＩＣ及び／又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅ ｃｉｒｃｕｉｔｓ）として実現されてもよい。制御部２３０は、電力管理装置２００に設けられる各構成を制御する。
実施形態では、制御部２３０は、１以上の施設３００の電力を目標電力に近づけるように蓄電装置３１０の動作を制御するバランス制御を実行する。蓄電装置３１０の動作は、蓄電装置３１０の放電、蓄電装置３１０の充電、及び／又は蓄電装置３１０の待機などを含む。
ここで、目標電力は、１以上の施設３００に許容されるピーク電力に基づいて設定されてもよい。１以上の施設３００に許容されるピーク電力は、電力管理装置２００を管理する事業者（以下、運営事業者）とは異なるエンティティ（以下、上位エンティティ（例えば、電力会社）と運営事業者との間の契約によって予め定められてもよい。ここで、１以上の施設３００の電力合計がピーク電力を超える場合には、運営事業者は、上位エンティティに対してペナルティを負担する。例えば、ペナルティは、金銭であってもよく、無償の電力供給であってもよい。
目標電力は、１以上の施設３００への潮流電力の削減要請及び１以上の施設３００からの逆潮流電力の削減要請の少なくともいずれか１つに基づいて設定されてもよい。潮流量の削減要請は、上述した上位エンティティから電力管理装置２００に送信されてもよい。同様に、逆潮流量の削減要請は、上位エンティティから電力管理装置２００に送信されてもよい。ここで、これらの削減要請に応じて潮流電力又は逆潮流電力を削減した場合に、運営事業者は、上位エンティティからインセンティブを取得する。インセンティブは、金銭であってもよく、無償の電力供給であってもよい。
目標電力は、予め定められたインバランス計画によって設定されてもよい。インバランス計画は、上位エンティティと運営事業者との間の契約によって定められてもよい。例えば、運営事業者がインバランス計画を策定し、策定されたインバランス計画を上位エンティティが承認してもよい。インバランス計画は、時間軸上における目標電力の推移（以下、インバランス電力）を含む。ここで、１以上の施設３００の電力合計がインバランス電力から所定割合（例えば、±３％）以上解離する場合には、運営事業者は、上位エンティティに対してペナルティを負担する。例えば、ペナルティは、金銭であってもよく、無償の電力供給であってもよい。
このような前提下において、制御部２３０は、蓄電装置３１０を動作することによって生じる第１効果と、蓄電装置３１０を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較する。制御部２３０は、第２効果が第１効果よりも高い場合にバランス制御を実行せずに、第１効果が第２効果よりも高い場合にバランス制御を実行する。第１効果及び第２効果の詳細については後述する（図４を参照）。
（蓄電装置の容量）
以下において、実施形態に係る蓄電装置の容量について説明する。
図３に示すように、蓄電装置３１０の全体容量には、下限ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）及び上限ＳＯＣが定められている。下限ＳＯＣは第１残量に設定され、上限ＳＯＣは第１残量よりも高い蓄電残量である第２残量に設定されている。さらに、蓄電装置３１０の全体容量は、蓄電装置３１０を保護するための使用不可容量（下限側）及び災害などの緊急事態に対応するために非常容量（ＢＣＰ；Ｂｕｓｉｎｅｓｓ Ｃｏｎｔｉｎｕｉｔｙ Ｐｌａｎ）容量を含む。下限ＳＯＣは、ＢＣＰ容量及び使用不可容量（下限側）を蓄電残量が下回らないように定められる。例えば、下限ＳＯＣは、ＢＣＰ容量及び使用不可容量（下限側）の合計値である。上限ＳＯＣは、蓄電容量が使用不可容量（上限側）に達しないように定められる。例えば、上限ＳＯＣは、全体容量から使用不可容量（上限側）を除いた値である。このような前提において、蓄電装置３１０が放電可能な蓄電残量（放電可能容量）は蓄電容量から下限ＳＯＣを除いた値である。蓄電装置３１０が充電可能な充電残量（充電可能容量）は上限ＳＯＣから蓄電容量を除いた値である。
（第１効果及び第２効果の詳細）
以下において、実施形態に係る第１効果及び第２効果の詳細について説明する。
第１に、第１効果について説明する。上述したように、第１効果は、蓄電装置３１０を動作することによって生じる効果である。図４に示すように、電力管理装置２００（制御部２３０）は、蓄電装置３１０の動作によって得られるインセンティブ又は蓄電装置３１０の動作によって免れるペナルティに基づいて第１効果を算出する。インセンティブ又はペナルティは、１以上の施設３００の電力と目標電力との差異であって、蓄電装置３１０を動作することによって実現される差異に基づいて算出される。
例えば、目標電力がピーク電力に基づいて設定される場合には、蓄電装置３１０の放電によってペナルティを減少することができる。目標電力が潮流電力の削減要請に基づいて設定される場合には、蓄電装置３１０の放電によってインセンティブを増加することができる。目標電力が逆潮流電力の削減要請に基づいて設定される場合には、蓄電装置３１０の充電によってインセンティブを増加することができる。目標電力がインバランス計画に基づいて設定される場合には、蓄電装置３１０の放電又は蓄電装置３１０の充電によってペナルティを減少することができる。言い換えると、第１効果は、蓄電装置３１０の動作によって取得されるインセンティブと考えてもよく、蓄電装置３１０の動作によって免れるペナルティと考えてもよい。
第２に、第２効果について説明する。上述したように、第２効果は、蓄電装置３１０を動作しないことによって生じる効果である。図４に示すように、電力管理装置２００（制御部２３０）は、蓄電装置３１０の充電又は放電に伴う劣化パラメータ及び蓄電装置３１０の導入コストに基づいて第２効果を算出する。詳細には、電力管理装置２００（制御部２３０）は、導入コスト及び劣化パラメータに基づいて、蓄電装置３１０の動作によって生じる蓄電装置３１０の劣化コストを算出する。言い換えると、第２効果は、蓄電装置３１０を動作しないことによって免れる劣化コストと考えてもよい。
例えば、導入コストは、蓄電装置３１０の購入コストを含んでもよく、蓄電装置３１０の設置コストを含んでもよく、蓄電装置３１０の運用コストを含んでもよい。劣化パラメータは、蓄電装置３１０の動作によって生じる蓄電装置３１０の劣化率を示すパラメータである。劣化率は、１サイクルの放電及び充電で蓄電装置３１０が劣化する率であってもよい。
例えば、蓄電装置３１０が１０００回のサイクルで蓄電装置３１０の容量が５０％に減少するサイクル寿命特性を有しており、導入コストが１００万円であるケースを例示する。このようなケースにおいて、１回のサイクルの劣化率は、５０／１０００＝０．０５で表すことができ、１回のサイクルの劣化コストは、１００万円×０．０５＝５００円で表すことができる。劣化率は、蓄電装置３１０の動作によって生じるＳＯＨの減少率であってもよい。
劣化率は、蓄電装置３１０の充電状態（ＳＯＣ；Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）に基づいて補正されてもよい。劣化率は、ＳＯＣが高いほど大きくなるように補正されてもよい。
劣化率は、蓄電装置３１０の温度に基づいて補正されてもよい。劣化率は、蓄電装置３１０の温度が高いほど大きくなるように補正されてもよい。蓄電装置３１０の温度は、蓄電装置３１０のセル温度であってもよく、蓄電装置３１０の環境温度であってもよい。
劣化率は、蓄電装置３１０の充電又は放電のレートに基づいて補正されてもよい。劣化率は、蓄電装置３１０の充電又は放電のレートが高いほど大きくなるように補正されてもよい。
劣化率は、蓄電装置３１０の充電又は放電の時間に基づいて補正されてもよい。劣化率は、蓄電装置３１０の充電又は放電の時間が長いほど大きくなるように補正される。
このように、電力管理装置２００（制御部２３０）は、蓄電装置３１０の充電状態、蓄電装置３１０の温度、蓄電装置３１０の充電又は放電のレート及び蓄電装置３１０の充電又は放電の時間の少なくともいずれか１つのパラメータに基づいて、劣化パラメータを補正してもよい。
（第１効果及び第２効果の具体例）
以下において、実施形態に係る第１効果及び第２効果の具体例について説明する。
上述したように、１回のサイクルの劣化コストが１００万円×０．０５＝５００円で表されるケースにおいて、容量１００％から容量５０％まで放電を行うケースについて考える。このようなケースにおいて、放電に伴う劣化コストは、５００円／４＝１２５円で表される。
上述したように、劣化率は、蓄電装置３１０の充電状態（例えば、係数α）、蓄電装置３１０の温度（例えば、係数β）、蓄電装置３１０の放電のレート（例えば、係数γ）、蓄電装置３１０の放電の時間（例えば、係数θ）に基づいて補正されてもよい。すなわち、劣化コストは、１２５円×α×β×γ×θによって表されてもよい。
ここでは、蓄電装置３１０の放電のレートに着目して、第１効果及び第２効果の具体例について例示する。ここでは、放電のレートが高いほど第１効果及び第２効果が大きくなるように補正されるケースを例示する。
例えば、放電のレートが１００ｋＷである場合において、第２効果（蓄電装置３１０の非動作によって免れる劣化コスト）は１５０円に補正され、第１効果は１４５円である。このような場合には、第２効果が第１効果よりも高いため、電力管理装置２００（制御部２３０）は、バランス制御を実行しない。放電のレートが７０ｋＷである場合において、第２効果（蓄電装置３１０の非動作によって免れる劣化コスト）は１４０円に補正され、第１効果は１３８円である。このような場合には、第２効果が第１効果よりも高いため、電力管理装置２００（制御部２３０）は、バランス制御を実行しない。放電のレートが３０ｋＷである場合において、第２効果（蓄電装置３１０の非動作によって免れる劣化コスト）は１２５円に補正され、第１効果は１３０円である。このような場合には、第１効果が第２効果よりも高いため、電力管理装置２００（制御部２３０）は、バランス制御を実行する。
すなわち、電力管理装置２００（制御部２３０）は、第２効果が第１効果よりも高い場合にバランス制御を実行せずに、第１効果が第２効果よりも高い場合にバランス制御を実行する。
また、電力管理装置２００（制御部２３０）は、０ｋＷから１００ｋＷまでの各放電レートにおける第１効果および第２効果を算出し、第１効果と第２効果の差分が最も大きい場合の放電レートを決定してもよい。
（電力管理方法）
以下において、実施形態に係る電力管理方法について説明する。図５に示すフローは、所定トリガーに基づいて行われてもよい。所定トリガーは、１以上の施設３００の電力合計がピーク電力を上回ることであってもよく、潮流電力又は逆潮流電力の削減要請を受信することであってもよく、１以上の施設３００の電力合計がインバランス電力から所定割合（例えば、±３％）以上解離することであってもよい。
ステップＳ１０において、電力管理装置２００は、第１効果を算出する。第１効果は、蓄電装置３１０の動作によって取得されるインセンティブと考えてもよく、蓄電装置３１０の動作によって免れるペナルティと考えてもよい。ここで、電力管理装置２００は、蓄電装置３１０の放電のレート、蓄電装置３１０の放電の時間などに基づいて、第１効果を補正してもよい。
ステップＳ２０において、電力管理装置２００は、第２効果を算出する。第２効果は、蓄電装置３１０を動作しないことによって免れる劣化コストと考えてもよい。ここで、電力管理装置２００は、蓄電装置３１０の充電状態、蓄電装置３１０の温度、蓄電装置３１０の充電又は放電のレート及び蓄電装置３１０の充電又は放電の時間の少なくともいずれか１つのパラメータに基づいて、劣化パラメータを補正してもよい。
ステップＳ３０において、電力管理装置２００は、第１効果が第２効果よりも高いか否かを判定する。判定結果がＹＥＳである場合には、ステップＳ４０の処理が行われる。判定結果がＮＯである場合には、ステップＳ５０の処理が行われる。
ステップＳ４０において、電力管理装置２００は、１以上の施設３００の電力を目標電力に近づけるように蓄電装置３１０の動作を制御するバランス制御を実行する。
ステップＳ５０において、１以上の施設３００の電力を目標電力に近づけるように蓄電装置３１０の動作を制御するバランス制御を実行しない。
図５では省略しているが、電力管理装置２００は、蓄電装置３１０の使用状況を少なくとも管理する。蓄電装置３１０の使用状況は、ＥＭＳ３３０から受信するメッセージによって特定されてもよい。電力管理装置２００がＥＭＳ３３０に依存せずに蓄電装置３１０の動作を直接的に制御する場合には、蓄電装置３１０の使用状況は、蓄電装置３１０の動作の制御履歴によって特定されてもよい。使用状況を管理するステップは、ＥＭＳ３３０からメッセージを受信する毎に行われてもよく、ＥＭＳ３３０に制御メッセージを送信する毎に行われてもよい。
（作用及び効果）
実施形態では、電力管理装置２００は、第２効果が第１効果よりも高い場合に、１以上の施設３００の電力を目標電力に近づけるように蓄電装置３１０の動作を制御するバランス制御を実行せずに、第１効果が第２効果よりも高い場合に、バランス制御を実行する。このような構成によれば、バランス制御を実行するか否かを判定する場合に、蓄電装置３１０を動作することによって生じる第１効果と蓄電装置３１０を動作しないことによって生じる第２効果との比較が行われる。従って、蓄電装置３１０の劣化が苦慮されるため、蓄電装置３１０の導入に伴う効果を最適化することができる。
［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
実施形態では特に触れていないが、電力とは、瞬時電力（ｋＷ）であってもよく、一定期間（例えば、３０分）の積算電力量（ｋＷｈ）であってもよい。例えば、電力情報メッセージは、瞬時電力（ｋＷ）を示す情報要素を含んでもよく、積算電力量（ｋＷｈ）を示す情報要素を含んでもよい。
実施形態では、電力管理装置が複数の施設３００を管理するケースについて例示した。しかしながら、電力管理装置が１つの施設３００を管理してもよい。このようなケースにおいて、電力管理装置は、ＥＭＳ３３０であってもよい。
実施形態では特に触れていないが、施設３００は、蓄電装置３１０に加えて、太陽光、風力、水力、地熱などの自然エネルギーを用いて発電を行う装置を含んでもよく、燃料電池装置を含んでもよい。燃料電池装置は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ：Ｐｈｏｓｐｈｏｒｉｃ Ａｃｉｄ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ：Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）などである。
実施形態では、バランス制御の対象として蓄電装置３１０を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。バランス制御の対象は、他の分散電源であってもよい。例えば、バランス制御の対象は、燃料電池装置であってもよい。燃料電池装置の劣化パラメータとしては、燃料電池装置の停止回数、燃料電池装置の起動回数などを用いることができる。
実施形態では、電力管理装置２００は、管理部２１０を有する。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。管理部２１０は、インターネット上に設けられるクラウドサーバであってもよい。
実施形態では特に触れていないが、施設３００に設けられるＥＭＳ３３０は、必ずしも施設３００内に設けられていなくてもよい。例えば、ＥＭＳ３３０の機能の一部は、インターネット上に設けられるクラウドサーバによって提供されてもよい。すなわち、ＥＭＳ３３０がクラウドサーバを含むと考えてもよい。
実施形態では、第１プロトコルがＯｐｅｎ ＡＤＲ２．０に準拠するプロトコルであり、第２プロトコルがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルであるケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１プロトコルは、電力管理装置２００とＥＭＳ３３０との間の通信で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。第２プロトコルは、施設３００で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。
本願は、日本国特許出願第２０１８−１９４１２５号（２０１８年１０月１５日出願）の優先権を主張し、その内容の全てが本願明細書に組み込まれている。
蓄電装置の導入には導入コストが必要とされる一方で、蓄電装置の充電又は放電によって蓄電装置が劣化する。従って、インバランス料金を考慮して蓄電装置を制御しても、蓄電装置の導入に伴う効果が得られない可能性がある。
制御部２３０は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。種々の実施形態によれば、少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）として、又は複数の通信可能に接続された集積回路（ＩＣ）及び／又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅ ｃｉｒｃｕｉｔｓ）として実現されてもよい。制御部２３０は、電力管理装置２００に設けられる各構成を制御する。
ここで、目標電力は、１以上の施設３００に許容されるピーク電力に基づいて設定されてもよい。１以上の施設３００に許容されるピーク電力は、電力管理装置２００を管理する事業者（以下、運営事業者）とは異なるエンティティ（以下、上位エンティティ（例えば、電力会社））と運営事業者との間の契約によって予め定められてもよい。ここで、１以上の施設３００の電力合計がピーク電力を超える場合には、運営事業者は、上位エンティティに対してペナルティを負担する。例えば、ペナルティは、金銭であってもよく、無償の電力供給であってもよい。
図３に示すように、蓄電装置３１０の全体容量には、下限ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）及び上限ＳＯＣが定められている。下限ＳＯＣは第１残量に設定され、上限ＳＯＣは第１残量よりも高い蓄電残量である第２残量に設定されている。さらに、蓄電装置３１０の全体容量は、蓄電装置３１０を保護するための使用不可容量（下限側）及び災害などの緊急事態に対応するために非常（ＢＣＰ；Ｂｕｓｉｎｅｓｓ Ｃｏｎｔｉｎｕｉｔｙ Ｐｌａｎ）容量を含む。下限ＳＯＣは、ＢＣＰ容量及び使用不可容量（下限側）を蓄電残量が下回らないように定められる。例えば、下限ＳＯＣは、ＢＣＰ容量及び使用不可容量（下限側）の合計値である。上限ＳＯＣは、蓄電容量が使用不可容量（上限側）に達しないように定められる。例えば、上限ＳＯＣは、全体容量から使用不可容量（上限側）を除いた値である。このような前提において、蓄電装置３１０が放電可能な蓄電残量（放電可能容量）は蓄電容量から下限ＳＯＣを除いた値である。蓄電装置３１０が充電可能な充電残量（充電可能容量）は上限ＳＯＣから蓄電容量を除いた値である。
（作用及び効果）
実施形態では、電力管理装置２００は、第２効果が第１効果よりも高い場合に、１以上の施設３００の電力を目標電力に近づけるように蓄電装置３１０の動作を制御するバランス制御を実行せずに、第１効果が第２効果よりも高い場合に、バランス制御を実行する。このような構成によれば、バランス制御を実行するか否かを判定する場合に、蓄電装置３１０を動作することによって生じる第１効果と蓄電装置３１０を動作しないことによって生じる第２効果との比較が行われる。従って、蓄電装置３１０の劣化が考慮されるため、蓄電装置３１０の導入に伴う効果を最適化することができる。

Claims (9)

  1. 蓄電装置の使用状況を少なくとも管理する管理部と、
    １以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行する制御部と、を備え、
    前記制御部は、
    前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較し、
    前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行する、電力管理装置。
  2. 前記制御部は、前記蓄電装置の充電又は放電に伴う劣化パラメータ及び前記蓄電装置の導入コストに基づいて前記第２効果を算出する、請求項１に記載の電力管理装置。
  3. 前記制御部は、前記蓄電装置の充電状態、前記蓄電装置の温度、前記蓄電装置の充電又は放電のレート及び前記蓄電装置の充電又は放電の時間の少なくともいずれか１つのパラメータに基づいて前記劣化パラメータを補正する、請求項２に記載の電力管理装置。
  4. 前記制御部は、前記１以上の施設の電力と前記目標電力との差異であって、前記蓄電装置を動作することによって実現される差異に基づいて前記第１効果を算出する、請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の電力管理装置。
  5. 前記目標電力は、前記１以上の施設に許容されるピーク電力に基づいて設定される、請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の電力管理装置。
  6. 前記目標電力は、前記１以上の施設への潮流電力の削減要請及び前記１以上の施設からの逆潮流電力の削減要請の少なくともいずれか１つに基づいて設定される、請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の電力管理装置。
  7. 前記目標電力は、予め定められたインバランス計画によって設定される、請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の電力管理装置。
  8. 蓄電装置の使用状況を少なくとも管理する管理部と、
    １以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行する制御部と、を備え、
    前記制御部は、
    前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較し、
    前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行する、電力管理システム。
  9. 蓄電装置の使用状況を少なくとも管理することと、
    前記蓄電装置を動作することによって生じる第１効果と、前記蓄電装置を動作しないことによって生じる第２効果と、を比較することと、
    前記第２効果が前記第１効果よりも高い場合に、１以上の施設の電力を目標電力に近づけるように前記蓄電装置の動作を制御するバランス制御を実行せずに、前記第１効果が前記第２効果よりも高い場合に前記バランス制御を実行することと、を含む電力管理方法。
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