TW202233476A - 充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體 - Google Patents

充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體 Download PDF

Info

Publication number
TW202233476A
TW202233476A TW111100550A TW111100550A TW202233476A TW 202233476 A TW202233476 A TW 202233476A TW 111100550 A TW111100550 A TW 111100550A TW 111100550 A TW111100550 A TW 111100550A TW 202233476 A TW202233476 A TW 202233476A
Authority
TW
Taiwan
Prior art keywords
charge
discharge
amount
charging
value
Prior art date
Application number
TW111100550A
Other languages
English (en)
Other versions
TWI810778B (zh
Inventor
板屋伸彦
Original Assignee
日商三菱電機股份有限公司
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 日商三菱電機股份有限公司 filed Critical 日商三菱電機股份有限公司
Publication of TW202233476A publication Critical patent/TW202233476A/zh
Application granted granted Critical
Publication of TWI810778B publication Critical patent/TWI810778B/zh

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L53/00—Methods of charging batteries, specially adapted for electric vehicles; Charging stations or on-board charging equipment therefor; Exchange of energy storage elements in electric vehicles
    • B60L53/60—Monitoring or controlling charging stations
    • B60L53/63—Monitoring or controlling charging stations in response to network capacity
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
    • B60L53/00—Methods of charging batteries, specially adapted for electric vehicles; Charging stations or on-board charging equipment therefor; Exchange of energy storage elements in electric vehicles
    • B60L53/50—Charging stations characterised by energy-storage or power-generation means
    • B60L53/51—Photovoltaic means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/003—Load forecast, e.g. methods or systems for forecasting future load demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/004—Generation forecast, e.g. methods or systems for forecasting future energy generation
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
    • H02J3/144—Demand-response operation of the power transmission or distribution network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H02J3/322—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means the battery being on-board an electric or hybrid vehicle, e.g. vehicle to grid arrangements [V2G], power aggregation, use of the battery for network load balancing, coordinated or cooperative battery charging
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/02—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries for charging batteries from ac mains by converters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/60—Other road transportation technologies with climate change mitigation effect
    • Y02T10/70—Energy storage systems for electromobility, e.g. batteries
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S30/00—Systems supporting specific end-user applications in the sector of transportation
    • Y04S30/10—Systems supporting the interoperability of electric or hybrid vehicles
    • Y04S30/14—Details associated with the interoperability, e.g. vehicle recognition, authentication, identification or billing

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本揭示的充放電計劃作成裝置(7)係具備：限制條件決定部(73)，係使用根據與電力系統連接之複數個蓄電池之充放電的實績值所算出的複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件；以及計劃值算出部(74)，係使用限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出複數個蓄電池之控制量的計劃值。

Description

充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體
本揭示係關於一種用以作成蓄電池的充放電計劃的充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體。
近年來，對於使用以被設置作為用戶設備的蓄電池、搭載在EV(Electric Vehicle：電動車)的蓄電池為首的用戶蓄電池來用以確保電力系統品質的期待高漲。專利文獻1揭示一種技術，該技術係根據來自上位控制系統的電力調整的請求(亦即用以確保電力系統品質的請求)而控制各用戶的蓄電池的充放電。在專利文獻1所揭示的技術中，為了更確實地確保用以確保電力系統品質所請求的請求量，係使用過去的充放電指令以及充放電的實績值，來算出各用戶之充放電指令的達成率，且對應於達成率而決定備轉容量，在不使用備轉容量即可調度請求量的情形下，就不使用備轉容量而產生各用戶的充放電指令。 (先前技術文獻) (專利文獻)
專利文獻1:日本專利公報特開2020-89087號
(發明所欲解決的課題)
另一方面，為了要對應於來自電力系統的請求而控制用戶的蓄電池，必須在接收到充放電指令的時間點適當地確保蓄電池的蓄電餘量。例如，當蓄電池的蓄電餘量達到最大值時，即便接收到充電指令也不可對該蓄電池進行充電。因此，在專利文獻1所揭示的技術中，用以確保電力系統品質所請求的充電量在即便使用備轉容量仍超過用戶的蓄電池的可充電量的合計的情形下，並無法確保用以確保電力系統品質的請求量。
因此，用戶必須將蓄電池的蓄電餘量保持在適當值，俾以在作為進行根據來自電力系統的充放電指令之控制的時間帶而由契約等所定義的時間帶中，能夠遵循充放電指令。也就是，必須確保蓄電池的可充電量和可放電量。蓄電餘量的適當值係隨著與電力系統連接的各機器的狀態變化而非一定，因此要視餘裕來設定可充電量和可放電量而確保可充電量和可放電量等，以使充電及放電均可對應所設想之最大量的充放電指令。因此，即便是用戶可為了用戶本身而執行更大量之充電的時間帶，也要抑制充電量，以備於電力系統的請求，使得在蓄電池的用戶使用蓄電池之便利性產生限制。
本揭示係有鑑於上述課題所研創者，目的在於獲得一種充放電計劃作成裝置，其可將蓄電池用於確保電力系統的品質，同時抑制用戶使用蓄電池之便利性的惡化。 (解決課題的手段)
為解決上述課題並達成目的，本揭示的充放電計劃作成裝置係具備：限制條件決定部，係使用根據與電力系統連接之複數個蓄電池的充放電的實績值所算出的複數個蓄電池的充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件。充放電計劃作成裝置更具備：計劃值算出部，係使用限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出複數個蓄電池之控制量的計劃值。 (發明之功效)
本揭示的充放電計劃作成裝置係達成下列功效：可將蓄電池用於確保電力系統的品質，同時抑制用戶使用蓄電池之便利性的惡化。
以下，根據圖式，詳細說明關於實施型態的充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體。
圖1係顯示實施型態的充放電系統的構成例之圖。本實施型態的充放電系統係具備：在用戶9-1至9-6分別設置的終端裝置95；以及電力系統管理系統11，係從終端裝置95收集包含各用戶9-1至9-6的蓄電池之充放電的實績值的關於電力的各種資訊，並使用收集到的資訊來控制用戶9-1至9-6的蓄電池。配電線1係與配電用變壓器2連接而向各用戶9-1至9-6的設備供給電力。在本實施型態中，電力系統管理系統11係使用從終端裝置95收集到的實績值來產生充電量的計劃值，以抑制用戶9-1至9-6的蓄電池在一定期間內的各時刻剖面中(time section)之蓄電池的蓄電餘量的變化量。因此，能夠反映用戶9的蓄電池的使用狀況而作成會抑制對於各用戶9-1至9-6的蓄電池的蓄電餘量的影響的充放電計劃，因此不須預先對用戶9-1至9-6的蓄電池的蓄電餘量設置固定的限制。因此，可將蓄電池用於確保電力系統的品質，同時抑制用戶使用蓄電池之便利性的惡化。
電力系統管理系統11係具備：資料收集裝置4、資料庫裝置5、預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8。資料收集裝置4係從在用戶9-1至9-6分別設置的終端裝置95收集各用戶9-1至9-6的關於電力的各種資訊，並傳送給資料庫裝置5。資料庫裝置5係記憶：從資料收集裝置4所接收到的資訊、從預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8所接收到的資訊。預測裝置6係使用記憶在資料庫裝置5的資訊、以及從外部資訊提供裝置20所提供的資訊來預測用戶9-1至9-6的消耗電力、用戶9-1至9-6的蓄電池的充放電量等，且將預測結果傳送至資料庫裝置5。外部資訊提供裝置20例如為提供氣象資訊的裝置，該氣象資訊包含氣溫、日照量的實績值及預報值。
充放電計劃作成裝置7係使用從資料庫裝置5所取得的資訊而算出用戶9-1至9-6的蓄電池的充放電量的計劃值，且將算出的結果傳送給資料庫裝置5。指令裝置8係使用從資料庫裝置5所取得的資訊來產生各用戶9-1至9-6的蓄電池的充放電指令，並傳送給各用戶9-1至9-6的終端裝置95。由充放電計劃作成裝置7、指令裝置8、以及屬於充放電之計劃的作成對象的用戶9-1至9-6的蓄電池構成充放電系統。構成電力系統管理系統11的各裝置的細節容後陳述。
如圖1所示，在用戶9-1至9-6之各者所管理的範圍中係設置有：作為量測裝置的智慧型電錶(圖1中簡記為SM)91、太陽光發電設備(圖1中簡記為PV)92、蓄電系統93、EV充放電裝置(圖1中簡記為EV)94及終端裝置95。另外，用戶9-1至9-6為：與電力公司等約定電力使用契約的契約者，並且為簽訂遵循來自電力系統的請求而進行蓄電池的充放電之契約的用戶。圖1中顯示的情形為：在記載為用戶9-1至9-6的矩形內所顯示的各裝置為在各用戶9-1至9-6所管理的範圍內或對應於該範圍所設置的裝置。各用戶9-1至9-6所管理的範圍例如為一般家庭、營業場所、工廠、醫院、商業設施、充電站等。配電線1為例如6600V等的高壓配電線。用戶9-1至9-6亦可為低壓用戶亦可為從配電線1供給高壓之電力的高壓用戶，其中，該低壓用戶為經由與配電線1連接之省略圖示的柱上變壓器而被供給例如100V、200V等之低壓的電力。以下，用戶9-1至9-6係以高壓用戶與低壓用戶混合之例進行說明，惟用戶9-1至9-6亦可僅為高壓用戶，亦可僅為低壓用戶。
在圖1所示之例中，用戶9-1至9-6之各者係具有太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94，且在圖1中為了簡化附圖而省略了圖示，惟該等設備係與配電線1連接。也就是，太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94係與電力系統連接。另外，在圖1中，所有的用戶9-1至9-6皆具有太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94，惟各用戶9-1至9-6具有蓄電系統93及EV充放電裝置94當中的至少一個即可。此外，雖然省略圖示，惟各用戶9-1至9-6亦具有負載(亦即消耗電力的設備)，且負載亦與配電線1連接。蓄電系統93例如為設置在用戶9-1至9-6之固定式蓄電系統。用戶9-1至9-6為具有蓄電池之用戶的一例，蓄電池亦可為蓄電系統93的蓄電池，亦可為藉由EV充放電裝置94進行充放電之EV所搭載的蓄電池。亦即，蓄電系統93的蓄電池、及藉由EV充放電裝置94進行充放電之搭載在EV的蓄電池為與電力系統連接之複數個蓄電池的一例，詳細而言為各自由對應的用戶9-1至9-6所使用的蓄電池的一例。而且，蓄電系統93的蓄電池、及藉由EV充放電裝置94進行充放電之EV所搭載的蓄電池，係根據從電力系統管理系統11所傳送來的控制指令而進行充放電的蓄電池之例。
以下，當沒有個別地區分顯示用戶9-1至9-6之各者時，係記載為用戶9。另外，在圖1中係顯示遵循來自電力系統的請求而進行蓄電池的充放電的用戶9的設備，惟一般而言，還有如未擁有蓄電池之用戶等之用戶9以外的用戶的設備連接到配電線1。此外，在圖1中係圖示六個用戶9的各設備，惟用戶9的數量不限定為圖1所示之例。此外，在圖1中係顯示一條配電線1，惟電力系統管理系統11所管理的電力系統不限於配電線1，電力系統管理系統11所管理的電力系統亦可包含複數條配電線。
太陽光發電設備92係具備：太陽光發電板；以及將藉由太陽光發電板所發電的直流電力轉換成交流電力的PCS(Power Conditioning System，電力調整系統)。蓄電系統93係具備：蓄電池；以及屬於進行蓄電池的充放電的充放電裝置的蓄電池用PCS。另外，蓄電系統93的蓄電池係經由蓄電池用PCS而與電力系統的配電線1連接，惟即使在如上述經由進行充放電的裝置而與電力系統連接的情形，亦稱為與電力系統連接的蓄電池。蓄電池用PCS為根據從指令裝置8所傳送的充放電的控制指令來進行蓄電池的充放電之充放電裝置的一例。例如，藉由用戶9的太陽光發電設備92在白天所發電的電力會供該用戶9的負載消耗，並且被蓄電在蓄電系統93的蓄電池，被蓄電在蓄電系統93的電力會在夜間供該用戶9的負載消耗。此外，蓄電系統93亦可用來將電力的峰值抑制在電力公司所要求之值以下。如上述，各用戶9設置蓄電系統93的目的各不相同，但在本實施型態中沒有具體限制各用戶9設置蓄電系統93的目的，亦可為了任何目的而設置。
EV充放電裝置94係控制搭載在EV之蓄電池的充放電。EV充放電裝置94為根據從指令裝置8所傳送之充放電的控制指令來進行蓄電池的充放電的充放電裝置的一例。EV充放電裝置94係在連接EV並且由使用者指示充電時，就使用從配電線1(亦即電力系統)所供給的電力來對搭載在EV的蓄電池充電。此外，EV充放電裝置94係在連接EV並且由使用者指示放電時，就使搭載在EV的蓄電池放電。另外，EV充放電裝置94亦可為可使用從蓄電系統93或太陽光發電設備92所供給的電力而對EV的蓄電池充電。此外，亦可使太陽光發電設備92中的PCS、蓄電系統93中的蓄電池用PCS、及EV充放電裝置94當中的兩者以上一體化。
智慧型電錶91係量測接收電力量而用於電力量的自動讀錶。智慧型電錶91例如將接收電力量傳送給管理未圖示的自動讀錶的中央裝置。此外，智慧型電錶91係將接收電力量傳送給終端裝置95。智慧型電錶91亦可在每次從終端裝置95接收取得資料的請求時將接收電力量傳送給終端裝置95，且智慧型電錶91亦可在從電力系統管理系統11經由終端裝置95所指示的週期自動地將接收電力量傳送給終端裝置95。一般而言，智慧型電錶91所量測的接收電力量為從被用戶9的負載所消耗的電力量減去從用戶9內的電力供給源所供給的電力量而得之值。從用戶9內的電力供給源所供給的電力量為藉由利用用戶9的太陽光發電設備92所為的發電、蓄電系統93的放電、EV之蓄電池的放電等所供給的電力量。
終端裝置95係從智慧型電錶91、太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94取得關於電力的資訊，且經由通信網路10而將所取得的資訊傳送給電力系統管理系統11的資料收集裝置4。此外，當終端裝置95經由通信網路10而從電力系統管理系統11的指令裝置8接收指令時，終端裝置95就將接收到的指令傳送給對應的裝置。例如，當接收到的指令為對蓄電系統93指示進行充放電的指令時，終端裝置95就將該指令傳送給蓄電系統93，當該指令為對EV充放電裝置94指示進行充放電的指令時，終端裝置95就將該指令傳送給EV充放電裝置94。當經由終端裝置95而從指令裝置8接收指令時，蓄電系統93及EV充放電裝置94就根據接收到的指令來進行充放電。另外，會有在從指令裝置8接收指令之前進行充放電的情形，在此情形，蓄電系統93及EV充放電裝置94係使用接收到的指令來變更充放電量。通信網路10例如為網際網路，但不限於此，亦可為任何的通信網路。
具體而言，終端裝置95係從智慧型電錶91取得接收電力量的實績值、從太陽光發電設備92取得發電量的實績值、從蓄電系統93取得蓄電系統93之充放電量的實績值及蓄電餘量的實績值、從EV充放電裝置94取得EV充放電量的實績值及EV蓄電餘量的實績值。發電量為發電電力且單位為W、kW等。蓄電系統93的充放電量為將蓄電系統93的蓄電池進行充放電時的充放電電力且單位為W、kW等，蓄電系統93的蓄電餘量為蓄電系統93的蓄電池的餘量且單位為Wh、kWh等。EV充放電量為EV充放電裝置94將EV的蓄電池進行充放電時的充放電電力且單位為W、kW等，EV蓄電餘量為EV的蓄電池的餘量且單位為Wh、kWh等。終端裝置95係定期地收集上述的資訊並傳送給資料收集裝置4。該等資訊的收集週期例如為一分鐘，惟收集週期不限定於此。以下，亦將蓄電系統93的充放電量稱為蓄電池充放電量，亦將蓄電系統93的蓄電餘量稱為蓄電池蓄電餘量。如此，終端裝置95係將與電力系統連接的複數個蓄電池當中的至少一個實績值傳送給電力系統管理系統11。
此外，終端裝置95亦從太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94取得EV的連線時間、分散電源亦即太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94的運作時間等。再者，終端裝置95係收集太陽光發電設備92、蓄電系統93及EV充放電裝置94的額定值、蓄電池容量等與設備有關的設備資訊。設備資訊的收集不須定期地進行，因此係例如在新設備與終端裝置95連接時等情形適當進行。
此外，在圖1所示之例中，配電線1係藉由分斷開關3而區分成配電區間＃1與配電區間＃2的區間，將與配電區間＃1連接的用戶9-1至9-3分組為群組＃1、將與配電區間＃2連接的用戶9-4至9-6分組為群組＃2。如此，在本實施型態中，將用戶9分組成包含兩個以上之用戶9的群組。顯示各群組中所屬的有哪些用戶9的群組資訊係作為設備資訊而儲存在資料庫裝置5。群組資訊亦可由操作者輸入至資料庫裝置5，亦可從未圖示的其它裝置傳送而儲存在資料庫裝置5。在圖1中，雖然圖示兩個群組，但群組的數量不限定於此。
圖2係顯示構成本實施型態的電力系統管理系統11之各裝置的構成例之圖。如圖2所示，資料收集裝置4係具備：與其它裝置進行通信的通信部41；以及控制來自終端裝置95之資料的收集的收集控制部42。收集控制部42係根據儲存在資料庫裝置5的契約資訊而取得終端ID(IDentifier)，且使用所取得的終端ID來進行用以從終端裝置95取得各種資訊的控制，其中該終端ID係為擁有蓄電池且訂有對應於電力系統的請求而控制該蓄電池之契約的用戶9之終端裝置95的識別資訊。例如，收集控制部42係經由通信部41而將用以收集接收電力量、蓄電池充放電量的實績值、蓄電池蓄電餘量的實績值、EV充放電量的實績值及EV蓄電餘量的實績值的收集週期予以指定給各終端裝置95並指示進行收集，藉此從各終端裝置95定期地收集該等資訊。或者是，收集控制部42按每個收集週期向各終端裝置95通知請求取得該等資訊的指示。當通信部41從終端裝置95接收到該等資訊時，通信部41就將該等資訊與終端ID建立對應關聯，並作為收集資料而傳送給資料庫裝置5。如此，資料收集裝置4會收集與電力系統連接之複數個蓄電池的充放電的實績值。充放電的實績值例如包含：蓄電池充放電量的實績值、蓄電池蓄電餘量的實績值、EV充放電量的實績值及EV蓄電餘量的實績值。
資料庫裝置5係具備：與其它裝置進行通信的通信部51；管理資訊的管理部52；記憶設備資訊的設備資訊記憶部53；記憶契約資訊的契約資訊記憶部54；記憶藉由資料收集裝置4所收集到的收集資料的收集資料記憶部55；以及記憶藉由預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8所算出的各資訊的處理資料記憶部56。管理部52係將經由通信部51而從其它裝置收取到的資訊儲存在設備資訊記憶部53、契約資訊記憶部54、收集資料記憶部55及處理資料記憶部56當中的對應的記憶部，並且將儲存位置與該資訊的屬性建立對應關聯而加以管理。此外，管理部52係對應於藉由經由通信部51而收取到的來自其它裝置的資訊之讀取請求所指定的屬性資訊，而從設備資訊記憶部53、契約資訊記憶部54、收集資料記憶部55及處理資料記憶部56當中的對應的記憶部讀取資訊並經由通信部51傳送給請求來源的裝置。屬性資訊例如包含顯示資訊的種類的資訊、顯示日期時間的資訊等。
設備資訊係包含：與配電線1連接的各用戶9之設備的連接位置、各用戶9之設備的額定、容量等資訊。如上述，用戶9之設備的額定、容量係例如經由終端裝置95及資料收集裝置4而取得，惟不限於此，亦可由操作者等來輸入、亦可從未圖示的其它裝置取得。契約資訊係包含：用戶9的行業類型、低壓或高壓等的契約類別、契約電力等資訊。此外，契約資訊亦包含擁有蓄電池且訂有對應於電力系統的請求而控制該蓄電池之契約的用戶9之終端裝置95的終端ID。收集資料係包含：藉由資料收集裝置4所收集到的資料；以及經由預測裝置6而從外部資訊提供裝置20所提供的外部資訊。處理資料容後陳述。另外，當用戶9以外的用戶(例如具有負載的用戶)與配電線1連接時，契約資訊中亦儲存關於該等用戶的資訊，且於該用戶也設定有終端裝置95及智慧型電錶91，終端裝置95將從智慧型電錶91所取得的接收電力量傳送給資料收集裝置4。
預測裝置6係具備：與其它裝置進行通信的通信部61；使用記憶在資料庫裝置5的契約資訊及收集資料、與從外部資訊提供裝置20所取得的外部資訊來進行各用戶9的實際負載、發電量、充放電量及蓄電餘量等預測的預測處理部62；以及使用預測處理的結果而算出群組單位的預測值的群組整合計算部63。如上述，外部資訊係例如為氣象資訊。群組整合計算部63係將群組單位的預測值作為處理資料而傳送至資料庫裝置5。此外，通信部61係將接收到的外部資訊作為收集資料而傳送給資料庫裝置5。另外，亦可由資料庫裝置5從外部資訊提供裝置20取得外部資訊並記憶外部資訊，而由預測裝置6從資料庫裝置5取得外部資訊，以取代由預測裝置6從外部資訊提供裝置20取得外部資訊。
充放電計劃作成裝置7係具備：與其它裝置進行通信的通信部71；以及使用作為處理資料而記憶在資料庫裝置5的群組單位的預測值來進行潮流計算的潮流計算部72。充放電計劃作成裝置7更具備：使用根據蓄電系統93及EV充放電裝置94之充放電的實績值(亦即，複數個蓄電池之充放電的實績值)所算出的複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件的限制條件決定部73；以及使用限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出複數個蓄電池之充放電的控制量的計劃值的計劃值算出部74。計劃值算出部74係經由通信部71而將用戶9的蓄電池的充放電的控制量的計劃值(亦即充放電計劃)傳送給資料庫裝置5。
指令裝置8係具有：與其它裝置進行通信的通信部81；以及使用作為處理資料而記憶在資料庫裝置5之群組單位的充放電的控制量、與作為收集資料而記憶在資料庫裝置5之從各終端裝置95所傳送的各種實績值，來產生各用戶9的蓄電池的控制指令，並經由通信部81而傳送給終端裝置95的控制指令產生部82。詳細而言，控制指令產生部82係使用藉由充放電計劃作成裝置7所算出之包含與電力系統連接之複數個蓄電池的每個群組的複數個蓄電池之充放電的控制量的總和的計劃值、與從複數個蓄電池之各者所傳送之蓄電池的充放電量的實績值，來產生每個蓄電池的充放電的控制指令。指令裝置8更具備有：追加指令產生部83，係對應於控制指令與作為收集資料而記憶在資料庫裝置5之從各終端裝置95所傳送的充放電的實績值的差異來產生追加指令，並經由通信部81傳送給終端裝置95。詳細而言，追加指令產生部83係使用控制指令傳送後之從數個蓄電池之各者所傳送之蓄電池的充放電量的實績值、與控制指令的差，而在與該控制指令相對應的控制週期內產生追加指令。
另外，在圖1及圖2所示之例中，電力系統管理系統11的功能係利用資料收集裝置4、資料庫裝置5、預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8的四個裝置所實現，但用以實現電力系統管理系統11的功能的裝置的構成不限定於此例。亦可將資料收集裝置4、資料庫裝置5、預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8一體化為一個裝置來實現，亦可將這些裝置當中的兩個以上一體化，亦可將這些裝置當中的至少一部分構成為進一步細分化的裝置。例如，亦可將預測裝置6與充放電計劃作成裝置7一體化，而構成為充放電計劃作成裝置。
以下，說明本實施型態的動作。首先，說明電力系統管理系統11的整體動作。如上述，資料收集裝置4係定期地從各終端裝置95收集資訊，且將收集到的資料傳送給資料庫裝置5。資料庫裝置5係將從資料收集裝置4接收到的資料記憶在收集資料記憶部55。此外，資料庫裝置5係將從外部資訊提供裝置20經由預測裝置6所取得的外部資訊記憶在收集資料記憶部55。該等收集資料係與日期時間建立對應關聯。
在電力系統管理系統11中，預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8係使用記憶在資料庫裝置5的資訊，進行下述的處理。圖3係顯示本實施型態的電力系統管理系統11之處理步驟的一例的流程圖。如圖3所示，首先預測裝置6進行預測處理(步驟S1)。
具體而言，預測裝置6係使用記憶在資料庫裝置5的收集資料，來預測在預測對象期間(亦即成為充放電計劃的作成對象的期間)中的各時刻剖面的各用戶9之實際負載、發電量、蓄電池的充放電量、蓄電餘量及可控制量，且以群組單位對預測結果進行整合計算，並將每個群組的各預測值傳送給資料庫裝置5。可控制量為表示可對用戶9的蓄電池進行多少程度之充放電的量。預測處理的細節容後陳述。預測對象期間例如為次日的一天，惟不限於此，亦可為一年，亦可為一週。此外，預測對象期間的各時段(亦即各時刻剖面的時間刻度)例如為三十分鐘單位，惟時段不限定於此。在以三十分鐘的時段來預測次日的一天份的情形，會算出整合計算合計四十八個時刻剖面的各預測值。資料庫裝置5係將每個群組的各預測值記憶在處理資料記憶部56。預測裝置6的動作的細節容後陳述。
接著，充放電計劃作成裝置7決定用以確保電力系統品質的限制條件(步驟S2)，且決定充放電變更量(步驟S3)。具體而言，充放電計劃作成裝置7係從資料庫裝置5取得群組單位的預測值與設備資訊，且使用群組單位的預測值來進行潮流計算，藉此求出預測對象期間中的電力系統設備的通過電流，在通過電流偏離容許值時，亦即在發生過負載時，就算出用以算出用戶9的蓄電池的充放電變更量(亦即控制量)的計劃值的限制條件，並使用限制條件算出群組單位的充放電變更量的計劃值。充放電變更量為相對於充放電量之預測值的變更量，且為根據來自電力系統的請求的控制量。當充放電計劃作成裝置7決定充放電變更量時，就根據電力系統的請求而對各時段的用戶9的蓄電池決定控制量的計劃值，因而藉此決定充放電計劃。此外，充放電計劃作成裝置7亦可使用充放電計劃與在步驟S1算出的預測值來作成供需計劃。充放電計劃作成裝置7係將充放電計劃傳送給資料庫裝置5。資料庫裝置5係將接收到的充放電計劃記憶在處理資料記憶部56。
接著，充放電計劃作成裝置7在要進行充放電的當天再次決定充放電變更量(步驟S4)。具體而言，充放電計劃作成裝置7亦可使用資料庫裝置5中作為收集資料而儲存的最新的實績值等，將從目前時間點起的一定期間(例如從目前時間點起的一天份等)作為預測對象期間，而再次實施步驟S1至步驟S3的處理，亦可使用資料庫裝置5中作為收集資料而儲存的最新的實績值等，來修正已作成的充放電計劃，藉此再次決定充放電變更量。例如，在步驟S3中，以每三十分鐘的二十四小時作為預測對象期間而再次決定充放電變更量。充放電計劃作成裝置7係將再次決定的充放電計劃傳送給資料庫裝置5。資料庫裝置5就將接收到的充放電計劃記憶在處理資料記憶部56。
接著，指令裝置8進行充放電控制(步驟S5)。具體而言，指令裝置8係使用在步驟S4中從資料庫裝置5算出的充放電計劃(亦即群組單位的充放電變更量的計劃值)與收集資料而按各用戶9的每個蓄電池產生控制指令，並傳送給對應的終端裝置95。此外，指令裝置8係對應於控制指令與實績值的差異而產生追加指令，並傳送給終端裝置95。指令裝置8亦可將這些控制指令、追加指令作為處理資料而傳送給資料庫裝置5，藉此使這些資料記憶在資料庫裝置5。
接著，說明預測裝置6的預測處理的細節。預測裝置6係在實際算出實際負載、充放電量等的各預測值之前，按預測對象的每個項目而預先算出用於預測的預測模型資訊，例如顯示根據過去的實績值的氣溫與實際負載之關係的資訊等。算出預測模型資訊的時序(timing)沒有具體限制，例如亦可一個月一次等而定期地進行。預測模型資訊係包含：後述的氣溫相關資訊、日照量相關資訊、EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊、蓄電池相關資訊及蓄電餘量基準資訊。首先，說明預測模型資訊的算出方法之例。
預測裝置6的預測處理部62係經由通信部61而從資料庫裝置5取得顯示各用戶9的行業類型、契約類別、契約電力等的資訊。此外，預測裝置6的預測處理部62係經由通信部61而從資料庫裝置5取得藉由各用戶9的終端裝置95所收集到的實績值及與該實績值相對應之日期時間的氣溫及日照量。實績值為接收電力量、發電量、蓄電池充放電量、蓄電池蓄電餘量、EV充放電量、EV蓄電餘量的實績值。另外，預測處理部62例如亦可取得由資料庫裝置5所記憶的所有實績值，亦可取得與預測對象期間同一季節或同一月份的實績值。
預測處理部62係根據用戶9的契約類別而抽出用戶9當中的低壓用戶，且對所抽出的用戶9予以將行業類型、契約類別及契約電力全部相同的用戶9設為一組，且使用接收電力量、發電量、蓄電池充放電量及EV充放電量而按每個組算出屬於各組的複數個用戶9的實際負載。並且，按每個組且依各個週間日及時間帶而求出實際負載的平均值。實際負載為由用戶9所消耗的電力。若以將接收電力量換算成對應的時間帶的電力而得之值作為接收電力，則接收電力可由以下的式子(1)來表示。另外，在下述之式子中，係將電力供給至用戶9的方向設為正，而將往電力系統的逆潮流的方向設為負。因此，蓄電池充放電量及EV充放電量在充電時為正值，在放電時為負值。預測處理部62係可由下述式子(1)算出實際負載。 接收電力＝實際負載－發電量＋蓄電池充放電量＋EV充放電量･･･(1)
預測處理部62係按每個組求出氣溫相關資訊，該氣溫相關資訊顯示各個星期中的日子及時間帶的實際負載的平均值與氣溫的關係。氣溫相關資訊亦可為顯示每個組、星期中的日子及時間帶之氣溫與實際負載的對應的表格(table)，亦可為以氣溫函數表示實際負載的式子。藉此，按每個行業類型、契約類別、契約電力、星期中的日子及時間帶而算出顯示實際負載的平均值與氣溫之關係的氣溫相關資訊。時間帶為將一天分割而成的時間帶，例如與上述時段同樣地為三十分鐘單位的時間帶，惟時間帶的長度不限定於此。此外，例如亦可非以星期中的日子，而是以分成平日與週六、國定假日的方式來算出氣溫相關資訊，並且，用以算出氣溫相關資訊的分類亦可不根據行業類型、契約類別、契約電力及星期中的日子，可採用上述以外的項目來分類，亦可以不採用一部分上述項目的方式來分類，不限於上述例子。
此外，關於用戶9當中的高壓用戶，預測處理部62係同樣地使用上述式子(1)來求出實際負載，且非使用每個組的實際負載，而是使用用戶9的自身的實際負載而求出各個星期中的日子及時間帶的實際負載的平均值，並使用平均值及氣溫而預先算出氣溫相關資訊。
另外，在有未具備蓄電池的用戶連接至配電線1的情形，針對該用戶，係使用接收電力量的實績值、或接收電力量與發電量而算出實際負載。針對低壓用戶，係使與上述行業類型、契約類別、契約電力相對應之組包含該用戶而算出上述實際負載的平均值。針對高壓用戶，則依各個星期中的日子及時間帶而預先算出氣溫相關資訊。
此外，預測處理部62係使用與發電量(亦即太陽光發電量)的實績值相對應的日照量的實績值，按每個用戶9且依各個時間帶而預先算出顯示日照量與發電量之關係的日照量相關資訊。日照量相關資訊亦可為表格、亦可為以日照量的函數表示發電量的式子。
此外，預測處理部62係按EV充放電裝置94的每個額定而預先算出各個星期中的日子及時間帶的EV充放電量的平均值，且按EV充放電裝置94的每個額定而例如藉由表格來將每個星期中的日子及時間帶的EV充放電量的平均值預先保存，以作為EV充放電實績資訊。另外，當EV充放電量的實績值蓄積達例如一年份以上的某程度以上時，亦可預先按每個用戶9而算出每個星期中的日子及各時間帶的平均值，以作為EV充放電實績資訊。關於EV蓄電餘量，亦同樣地按EV充放電裝置94的每個額定而例如藉由表格來將每個星期中的日子及時間帶的平均值預先保存，以作為EV蓄電餘量實績資訊。當EV蓄電餘量的實績值蓄積達某程度以上時，亦可按每個用戶9而保存每個星期中的日子及時間帶的平均值，以作為EV蓄電餘量實績資訊。
此外，預測處理部62係按每個用戶9而算出各個星期中的日子及時間帶之蓄電池充放電量的實績值與「－實際負載＋發電量＋EV充放電量」的實績值的關係，以作為蓄電池相關資訊。蓄電池相關資訊亦可為表格、亦可為關係式。另外，以下，將發電方向、放電方向(亦即往電力系統的逆潮流的方向)設為正，將電力的消耗方向、充電方向設為負。在上述式子(1)中，係將電力的消耗方向設為正，因此對實際負載附加「－」號。另外，實際負載為用戶9的消耗電力，當EV充放電量為0(零)時，「－實際負載＋發電量＋EV充放電量」為消耗電力與發電量的差。此外，預測處理部62亦可將EV充放電量當中的充電量包含在消耗電力而算出消耗電力與發電量之差與用戶9的蓄電池的充放電量的關係，並予以保存以作為蓄電池相關資訊。
此外，預測處理部62係按每個用戶9而算出各個時間帶之蓄電池蓄電餘量的實績值的平均值及變動，且分別將變動最小的時間帶及該時間帶的平均值設為基準時間帶及基準值。變動例如為：變異數、標準偏差、最大值與最小值之差。預測處理部62係保存每個用戶9的基準時間帶及基準值，以作為蓄電餘量基準資訊。蓄電餘量基準資訊係用來作為在對預測對象日中之蓄電系統93的蓄電餘量進行預測時進行計算的起點。
藉由以上處理，算出氣溫相關資訊、日照量相關資訊、EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊、蓄電池相關資訊及蓄電餘量基準資訊，以作為預測模型資訊。
接著，預測處理部62係使用預測模型資訊來預測實際負載、充放電量等。圖4係顯示本實施型態的預測處理的處理步驟的一例的流程圖。首先，預測裝置6的預測處理部62係預測實際負載(步驟S11)。詳細而言，預測處理部62係從資料庫裝置5取得行業類型、類別、契約類別及契約電力，且從外部資訊提供裝置20取得預測對象期間的各個時間帶的氣溫的預報值。並且，預測處理部62係針對低壓用戶而按每個用戶9求出所屬的組別，且使用各個組、星期中的日子及時間帶的氣溫相關資訊與氣溫的預報值，對應於預測對象期間的星期中的日子來預測各用戶9的每個時間帶的實際負載。關於高壓用戶，預測處理部62係使用與該用戶9相對應的氣溫相關資訊而同樣地對應於預測對象期間的星期中的日子來預測每個時間帶的實際負載。
接著，預測裝置6的預測處理部62係預測太陽光發電量(步驟S12)。詳細而言，預測處理部62係從外部資訊提供裝置20取得預測對象期間的各個時間帶的日照量的預報值。並且，預測處理部62係使用日照量相關資訊與日照量的預報值，按每個用戶9且依各個時間帶而預測發電量。
接著，預測裝置6的預測處理部62係預測EV充放電量及EV蓄電餘量(步驟S13)。詳細而言，預測處理部62係使用EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊，來預測每個星期中的日子及時間帶的EV充放電量及EV蓄電餘量。EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊為根據每個星期中的日子及時間帶之過去的實績的平均值，在本實施型態中，係使用這些平均值作為EV充放電量及EV蓄電餘量的預測值。另外，在按每個用戶9算出EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊的情形，係使用與用戶9相對應的EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊，而在尚未算出每個用戶9的EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊的情形，係使用EV充放電裝置94的每個額定的EV充放電實績資訊、EV蓄電餘量實績資訊而求出預測值。
接著，預測裝置6的預測處理部62係預測蓄電系統93的蓄電池充放電量(步驟S14)。詳細而言，預測處理部62係使用蓄電池相關資訊與在步驟S11至步驟S13所算出的預測值，按每個用戶9而對應於預測對象期間的星期中的日子來預測每個時間帶之屬於蓄電系統93的充放電量的蓄電池充放電量。
接著，預測裝置6的預測處理部62係預測蓄電系統93的蓄電池蓄電餘量(步驟S15)。詳細而言，預測處理部62係使用蓄電餘量基準資訊，按每個用戶9求出基準時間帶的基準值，並將該基準值設為基準時間帶之屬於蓄電系統93的蓄電餘量的蓄電池蓄電餘量的預測值。預測處理部62係使用基準時間帶的基準值與在步驟S14所預測的各時間帶的蓄電池充放電量而對預測對象期間的各時間帶的蓄電池餘量進行預測。
接著，預測裝置6的預測處理部62係預測可控制量(步驟S16)。詳細而言，預測處理部62係使用在步驟S13及步驟S14所算出的EV充放電量的預測值及蓄電池充放電量的預測值，並藉由下述的式子(2)至式子(5)而算出最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量之各者的預測值，以作為可控制量的預測值。在此，如上述，由於係將發電方向及放電方向設為正，因此最大容許蓄電池充放電變更量為在蓄電系統93中可相對於預測值而變更之放電量的最大值，最小容許蓄電池充放電變更量為對在蓄電系統93中可相對於預測值而變更之充電量的絕對值的最大值附加「－」號的值。同樣地，最大容許EV充放電變更量為在EV充放電裝置94中可放電之放電量的最大值，最小容許EV充放電變更量為對在EV充放電裝置94中可充電之充電量的絕對值的最大值附加「－」號的值。蓄電池最大充電量、蓄電池最大放電量、EV最大充電量及EV最大放電量為預先決定的值(例如為額定值)。
最大容許蓄電池充放電變更量的預測值 ＝ 蓄電池最大充電量 － 蓄電池充放電量的預測值     ･･･(2) 最小容許蓄電池充放電變更量的預測值 ＝ －蓄電池最大放電量 － 蓄電池充放電量的預測值 ･･･(3) 最大容許EV充放電變更量的預測值 ＝ EV最大充電量 － EV充放電量的預測值                     ･･･(4) 最小容許EV充放電變更量的預測值 ＝ －EV最大放電量 － EV充放電量的預測值                 ･･･(5)
接著，預測裝置6的預測處理部62係算出群組單位的預測值(步驟S17)。詳細而言，預測處理部62係使用記憶在資料庫裝置5的設備資訊內的群組資訊，且以屬於每個配電區間之群組的群組單位而分別整合計算在步驟S11至步驟S16所算出的預測值，藉此算出群組單位的預測值。藉由以上的處理而算出：預測對象期間之各時間帶的每個群組的實際負載、發電量、蓄電池充放電量、蓄電池蓄電餘量、EV充放電量、EV蓄電餘量、最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量之各者的預測值。預測處理部62係將算出的預測值傳送給資料庫裝置5，資料庫裝置5係將接收到的預測值作為處理資料而儲存在處理資料記憶部56。 雖然難以準確度良好地預測用戶9個別的蓄電池充放電量、蓄電池蓄電餘量、EV充放電量、EV蓄電餘量，但以群組單位進行整合計算時，會減低各時間帶之用戶9的個別狀況的變動之影響，因此一般認為可使預測準確度提升。因此，在本例中，係藉由按每個群組進行整合計算來使預測準確度提升。
接著，說明上述步驟S2之用以確保電力系統品質的限制條件的決定。圖5係顯示本實施型態之用以確保電力系統品質之限制條件的決定處理步驟的一例的流程圖。充放電計劃作成裝置7係針對預測對象時間帶的各時間帶(亦即各時刻剖面)進行以下的處理。首先，充放電計劃作成裝置7係使用每個群組的各預測值來進行潮流計算(步驟S21)。也就是，充放電計劃作成裝置7係使用按每個群組進行整合計算而得之整合計算充放電量的預測值與每個群組的消耗電力及發電量的預測值來進行潮流計算。
詳細而言，充放電計劃作成裝置7的潮流計算部72係經由通信部71而從資料庫裝置5取得預測對象期間之上述的群組單位的實際負載、發電量、蓄電充放電量、EV蓄電充放電量的預測值及設備資訊。並且，潮流計算部72係使用所取得的預測值與在設備資訊中所包含的配線系統之各設備的連接位置等資訊來進行潮流計算，且算出配電系統的各設備的通過電流。潮流計算部72所實施的潮流計算的具體方法，可使用以牛頓-拉佛森(Newton-Raphson)法、快速解耦負載潮流演算(Fast Decoupled Load Flow)法為首之任意方法，惟具體的方法不限定於此等方法。
潮流計算部72係判斷配電系統各設備的通過電流是否偏離容許值(步驟S22)。容許值為配電系統各設備之各者所容許之最大的通過電流以下之範圍的值。最大容許電流係預先決定並儲存在設備資訊。具體而言，在步驟S22中，係藉由是否超過最大容許電流來判斷是否偏離容許值。當配電系統各設備的通過電流偏離容許值(步驟S22,是(Yes))，充放電計劃作成裝置7係按每個群組而算出電流控制量靈敏度(步驟S23)，該電流控制量靈敏度係顯示蓄電池充放電量變更及EV充放電量變更之各者賦予配電系統各設備之通過電流的變化的影響。
詳細而言，當配電系統各設備的通過電流偏離容許值，潮流計算部72係將其要旨通知給限制條件決定部73。當接收到此通知時，限制條件決定部73係使蓄電池充放電量按每個群組而變化達例如1kW等預定的量，且使潮流計算部72再次執行潮流計算，算出偏離容許值之設備的通過電流的變化量。限制條件決定部73係使用蓄電池充放電量的變化量與偏離容許值之設備的通過電流的變化量，算出使蓄電池充放電量變化1kW時的偏離容許值之設備的通過電流的變化量，以作為電流控制量靈敏度。同樣地，關於EV充放電量，也按每個群組而由限制條件決定部73算出使EV充放電量變化1kW時的偏離容許值之設備的通過電流的變化量，以作為電流控制量靈敏度。
接著，限制條件決定部73係將每個群組的蓄電池充放電變更量、EV充放電變更量設定為控制變數(步驟S24)，且將配電系統各設備的最大容許電流、每個群組的最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量、最小容許EV充放電變更量設定為限制條件(步驟S25)。並且，限制條件決定部73係將控制量的平方和作為評價函數，並藉由二次規劃法而算出每個群組的蓄電池充放電變更量、EV充放電變更量(步驟S26)。詳細而言，限制條件決定部73係求出將屬於各群組之控制變數的蓄電池充放電變更量、EV充放電變更量的控制量(亦即充放電量的變更量)予以平方後的值，且將這些值的和作為評價函數，且以使評價函數成為最小的方式，藉由二次規劃法而算出蓄電池充放電變更量、EV充放電變更量。
接著，限制條件決定部73係決定用以算出控制量的計劃值之限制條件(步驟S27)。詳細而言，限制條件決定部73係決定最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量，以作為用以算出控制量的計劃值的限制條件。藉由上述式子(2)至(5)來算出該等變更量的預測值，使用在步驟S26所算出的蓄電池充放電變更量、EV充放電變更量來變更此預測值，藉此決定最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量。如此，當潮流計算的結果係預測會在電力系統產生過負載時，限制條件決定部73係變更關於群組單位的充放電量的限制條件，以消除過負載。
在步驟S22判定為否(No)的情形，亦即，在配電系統各設備的通過電流沒有偏離容許值的情形，係實施步驟S27的處理。詳細而言，當配電系統各設備的通過電流沒有偏離容許值時，潮流計算部72係將其要旨通知給限制條件決定部73。當接收到此通知時，限制條件決定部73係在步驟S27中，分別將最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量決定為藉由上述式子(2)至式子(5)所預測的值。該情形相當於對於所有的蓄電系統93及EV充放電裝置94的控制量為0(零)。
將以上的圖5所示的處理設為處理＃1，在處理＃1之後，限制條件決定部73係如下述方式變更設定值，並再次實施屬於圖5所示之處理的處理＃2，以作為假設最大放電的處理。首先，在步驟S21的潮流計算中，使用「蓄電充放電量temp ＝ 蓄電池充放電量的預測值＋最大容許蓄電池充放電變更量」來取代蓄電池充放電量的預測值，且使用「EV蓄電充放電量temp ＝ EV充放電量的預測值＋最大容許EV充放電變更量」來取代EV充放電量的預測值，以進行潮流計算。在步驟S24中，將每個群組的蓄電充放電量temp、EV蓄電充放電量temp設為控制變數。
此外，在步驟S25中，係進行以下設定，以作為限制條件。 最大容許蓄電池充放電變更量temp＝0   ･･･(6) 最小容許蓄電池充放電變更量temp＝最小容許蓄電池充放電變更量 ― 最大容許蓄電池充放電變更量   ･･･(7) 最大容許EV充放電變更量temp＝0   ･･･(8) 最小容許EV充放電變更量temp＝最小容許EV充放電變更量 ― 最大容許EV充放電變更量   ･･･(9)
並且，在步驟S26中，藉由二次規劃法，算出每個系統群組的蓄電池充放電變更量temp、EV充放電變更量temp，且如以下方式來反映結果。 最大容許蓄電池充放電變更量＝最大容許蓄電池充放電變更量＋蓄電池充放電變更量temp   ･･･(10) 最大容許EV充放電變更量＝最大容許EV充放電變更量＋EV充放電變更量temp   ･･･(11)
在如上述方式變更設定值並再次進行圖5所示的處理，而因此發生相對於通過電流的容許值的偏離時，係在步驟S27中，對應於在步驟S26所算出之蓄電池充放電變更量temp、EV充放電變更量temp而變更最大容許蓄電池充放電變更量及最大容許EV充放電變更量。
當由處理＃2所算出的最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量當中有其絕對值小於由處理＃1所算出之相對應的值的情形，限制條件決定部73係將該值更新為由處理＃2所算出的值。
接著，如以下方式變更設定值，並再次實施屬於圖5所示之處理的處理＃3，以作為假設最大充電的處理。首先，在步驟S21的潮流計算中，使用「蓄電充放電量temp＝蓄電充放電量預測值＋最小容許蓄電池充放電變更量」來取代蓄電池充放電量的預測值，且使用「EV蓄電充放電量temp＝EV蓄電充放電量預測值＋最小容許EV充放電變更量」來取代EV充放電量的預測值，以進行潮流計算。在步驟S24中，將每個群組的蓄電充放電量temp、EV蓄電充放電量temp設為控制變數。
此外，在步驟S25中，係進行以下設定，以作為限制條件。 最大容許蓄電池充放電變更量temp＝最大容許蓄電池充放電變更量—最小容許蓄電池充放電變更量   ･･･(12) 最小容許蓄電池充放電變更量temp＝0   ･･･(13) 最大容許EV充放電變更量temp＝最大容許EV充放電變更量—最小容許EV充放電變更量   ･･･(14) 最小容許EV充放電變更量temp＝0   ･･･(15)
並且，在步驟S26中，藉由二次規劃法，算出每個系統群組的蓄電池充放電變更量temp、EV充放電變更量temp，且如以下方式來反映結果。 最小容許蓄電池充放電變更量＝最小容許蓄電池充放電變更量＋蓄電池充放電變更量temp   ･･･(16) 最小容許EV充放電變更量＝最小容許EV充放電變更量＋EV充放電變更量temp   ･･･(17)
在如上述方式變更設定值並再次進行圖5所示的處理，而因此發生相對於通過電流的容許值的偏離時，係在步驟S27中，對應於在步驟S26所算出之蓄電池充放電變更量temp、EV充放電變更量temp而變更最小容許蓄電池充放電變更量及最小容許EV充放電變更量。
如此，在本實施型態中，係假設依放電方向、充電方向變更預測值並求出控制量，藉此逐步地縮小由最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量所規範的控制量之可取得的範圍。
如以上方式，限制條件決定部73係使用按每個群組進行整合計算而得之整合計算各預測值來決定屬於每個群組之限制條件的最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量。
接著，限制條件決定部73係將屬於顯示所決定的限制條件之資訊的最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量傳遞給計劃值算出部74，計劃值算出部74係採用此資訊而算出充放電之控制量的計劃值。
圖6係顯示本實施型態的充放電的控制量的算出處理步驟的一例的流程圖。計劃值算出部74係設定從確保電力系統品質的請求所決定的限制條件(步驟S31)。具體而言，計劃值算出部74係使用從限制條件決定部73收取到的最大容許蓄電池充放電變更量、最小容許蓄電池充放電變更量、最大容許EV充放電變更量及最小容許EV充放電變更量，按每個群組而針對各時間帶如以下方式來設定式子(18)、式子(19)所示的限制條件。 最小容許蓄電池充放電變更量＜＝蓄電池充放電變更量＜＝最大容許蓄電池充放電變更量  ･･･(18) 最小容許EV充放電變更量＜＝EV充放電變更量＜＝最大容許EV充放電變更量  ･･･(19)
接著，計劃值算出部74係設定蓄電餘量的限制條件(步驟S32)。具體而言，計劃值算出部74係設定以下式子(20)、式子(21)所示的限制條件。另外，最小容許蓄電池蓄電餘量、最大容許蓄電池蓄電餘量、最小容許EV蓄電餘量及最大容許EV蓄電餘量係例如藉由作為蓄電系統93、EV充放電裝置94之充電對象的EV之蓄電池的容許值所預先設定，並記憶在設備資訊。 最小容許蓄電池蓄電餘量＜＝蓄電池蓄電餘量＜＝最大容許蓄電池蓄電餘量 ･･･(20) 最小容許EV蓄電餘量＜＝EV蓄電餘量＜＝最大容許EV蓄電餘量 ･･･(21)
接著，計劃值算出部74係將蓄電池充放電變更量、EV充放電變更量設定為控制變數(步驟S33)，且將因蓄電池充放電量的變更而在之後的時間要加算的蓄電池蓄電餘量、因EV充放電量的變更而在之後的時間要加算的EV蓄電餘量設定為等式限制條件(步驟S34)。詳細而言，當有進行蓄電池充放電量之變更的群組的情形，計劃值算出部74係將「蓄電池充放電變更量×進行變更之時間帶的長度」的電力量加算到進行變更之時間帶以後的蓄電池蓄電餘量。同樣地，當有進行EV充放電量之變更的群組的情形，計劃值算出部74係將「EV充放電變更量×進行變更之時間帶的長度」的電力量加算到進行變更之時間帶以後的EV蓄電餘量。將上述的等式設定為等式限制條件。
接著，計劃值算出部74係將在預測對象期間的所有時刻剖面的蓄電餘量變化量的平方和設定為評價函數(步驟S35)，且藉由二次規劃法來算出於各時刻剖面中的每個群組的蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量(步驟S36)。蓄電餘量變化量為藉由從電力系統管理系統11對用戶9之蓄電池的充放電進行控制而變化的蓄電餘量的變化量。在本實施型態中，將在預測對象期間(亦即計劃值的算出對象的期間)之所有時刻剖面的蓄電餘量變化量的平方和作為評價函數，且以使評價函數成為最小的方式，求出每個群組之各時間帶的蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量，藉此可極力抑制對於用戶9的影響並決定用以確保電力系統品質之充放電的控制量。在步驟S36決定蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量，藉此決定用戶9之蓄電池的充放電計劃(亦即用戶9之蓄電池的控制量的計劃值)。如此，計劃值算出部74係按每個群組算出群組中所屬之蓄電池的控制量的控制量的總和，以作為計劃值。充放電計劃作成裝置7係將每個群組之各時間帶的蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量作為控制量的計劃值而傳送給資料庫裝置5。
接著，說明圖3所示的步驟S4及步驟S5之處理的細節。到步驟S3為止，係將例如次日以後等之將來的一定期間作為預測對象期間而算出預測處理及充放電的控制量的計劃值，惟步驟S4及步驟S5為供需發生當天的處理。如上述，步驟S4係再次算出從目前的時間帶起的例如二十四小時份等的一定期間之充放電的控制量的計劃值。此計劃值的再作成方法亦可為使用新的實績值並再次進行與步驟S3為止之處理同樣的處理的方法，亦可為使用新的實績值來修正已算出的充放電的控制量的計劃值的方法。於再作成中，使用最近的時間帶的實績值來作為預測處理中之每個用戶9的各預測值，且即便在之後的時間帶中，亦可使用最近的時間帶的實績值來修正。
步驟S4之後係使用充放電之控制量的計劃值來進行用戶9之蓄電池的控制。圖7係顯示本實施型態的指令裝置8中的用戶9的蓄電池的控制步驟的一例的流程圖。指令裝置8係使用在預測處理所算出的各預測值來算出群組單位之負載的預測值(步驟S41)。詳細而言，控制指令產生部82係經由通信部81而從資料庫裝置5取得在預測處理所算出之與目前時間點相對應之時間帶的群組單位的各預測值，且使用各預測值來算出群組單位之負載的預測值。該負載並非上述的實際負載，而是從由配電線1所供給之要供給至該群組的電力(亦即實際負載)減去要發電及要放電的電力的值。因此，各群組之負載的預測值係可藉由以下的式子(22)來算出。 負載的預測值＝實際負載的預測值－發電量的預測值－蓄電池充放電量的預測值－EV充放電量的預測值  ･･･(22)
接著，指令裝置8係算出群組單位之負載的實績值(步驟S42)。詳細而言，控制指令產生部82係經由通信部81而從資料庫裝置5取得最近的一定時間內的接收電力量的實績值，且將所取得的接收電力量的實績值以群組單位進行整合計算，且算出整合計算結果的一定時間的平均值來作為群組單位之負載的實績值。例如，將接收電力的收集週期設為一分鐘，將一定時間設為五分鐘，則算出將接收電力量的實績值以群組單位進行整合計算之值的五分鐘內的平均值，以作為負載的實績值。另外，指令裝置8亦可不經由資料庫裝置5，而是從資料收集裝置4直接取得實績值。
接著，指令裝置8係按每個群組，使用負載的預測值與實績值的差來修正充放電變更量的計劃值(步驟S43)。詳細而言，控制指令產生部82係使用經由通信部81而從資料庫裝置5所取得之群組單位的蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量的計劃值，來算出修正後的蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量，以使群組單位之修正後的蓄電池充放電變更量及EV充放電變更量的合計值滿足以下式子(23)。此外，在下述式子(23)中，係修正蓄電池充放電變更量及EV充放電量兩者，惟亦可使用負載的實績值與負載的預測值的差分而僅修正蓄電池充放電變更量。 修正後的蓄電池充放電變更量＋修正後的EV充放電變更量＝蓄電池充放電變更量的計劃值＋EV充放電變更量的計劃值＋負載的實績值－負載的預測值      ･･･(23)
修正後的蓄電池充放電變更量與修正後的EV充放電變更量的比率係例如對應於蓄電池充放電變更量的計劃值與EV充放電變更量的計劃值的比率來決定。另外，在本實施型態中，雖亦進行負載及發電量的計測及預測，但亦可不進行負載及發電量的預測，而是進行關於各蓄電池的充放電的預測，藉此來決定各蓄電池的控制量。
接著，指令裝置8係使用修正後的充放電變更量、及充放電量的實績值來決定各個用戶9的充放電的控制指令(步驟S44)。具體而言，控制指令產生部82係經由通信部81而從資料庫裝置5取得最近的一定時間內的蓄電池充放電量的實績值，且使用蓄電池充放電量及蓄電池蓄電餘量的實績值來將群組單位之修正後的蓄電池充放電量分配給各用戶9，藉此決定控制指令。此時，指令裝置8例如考慮關於蓄電系統93及EV充放電裝置94的充放電量和蓄電餘量的預測誤差來決定控制指令。
此處，針對關於蓄電系統93及EV充放電裝置94的充放電量和蓄電餘量的預測誤差進行說明。茲列舉以下八個參數，以作為在蓄電系統93及EV充放電裝置94的充放電的控制中應考慮的參數。 (1)最大容許蓄電池充放電變更量 (2)最小容許蓄電池充放電變更量 (3)最大容許EV充放電變更量 (4)最小容許EV充放電變更量 (5)最大容許蓄電池蓄電餘量變更量 (6)最小容許蓄電池蓄電餘量變更量 (7)最大容許EV蓄電餘量變更量 (8)最小容許EV蓄電餘量變更量
(1)最大容許蓄電池充放電變更量為顯示根據目前的充放電量，蓄電系統93尚可放電多少W的可放電量(電力)；(2)最小容許蓄電池充放電變更量為顯示根據目前的充放電量，蓄電系統93尚可充電多少W的可充電量(電力)。(3)最大容許EV充放電變更量為顯示根據目前的充放電量，EV的蓄電池尚可放電多少W的可放電量(電力)；(4)最小容許EV充放電變更量為顯示根據目前的充放電量，EV的蓄電池尚可充電多少W的可充電量(電力)。
(5)最大容許蓄電池蓄電餘量變更量為顯示根據目前的蓄電餘量，蓄電系統93尚可放電多少Wh的可放電量(電力量)；(6)最小容許蓄電池蓄電餘量變更量為顯示根據目前的蓄電餘量，蓄電系統93尚可充電多少Wh的可充電量(電力量)。(7)最大容許EV蓄電餘量變更量為顯示根據目前的蓄電餘量，EV的蓄電池尚可放電多少Wh的可放電量(電力量)；(8)最小容許EV蓄電餘量變更量為顯示根據目前的蓄電餘量，EV的蓄電池尚可充電多少Wh的可充電量(電力量)。另外，(5)最大容許蓄電池蓄電餘量變更量、(6)最小容許蓄電池蓄電餘量變更量、(7)最大容許EV蓄電餘量變更量及(8)最小容許EV蓄電餘量變更量的預測值係根據對應的蓄電餘量的預測值、與關於對應的蓄電池所預先決定之最小及最大的蓄電量來算出。
這些參數的預測誤差被分類為：顯現在群組整體的合計的誤差、以及依存於群組內之用戶9內的變動的誤差。圖8係示意性顯示本實施型態的可控制量之預測誤差的分佈之圖。可控制量為上述之關於蓄電系統93及EV的蓄電池的可充電量(電力)、可放電量(電力)、可充電量(電力量)及可放電量(電力量)。另外，作為控制量而可進行控制的量係可充電量(電力)及可放電量(電力)，但在控制時會受到蓄電池的餘量的限制。因此，此處，關於作為蓄電池容量的可充電量(電力量)及可放電量(電力量)亦稱為可控制量。在圖8中顯示：屬於一個群組的各用戶9的預測誤差，亦即實際的可控制量與可控制量的預測值的偏差。圖8中，橫軸顯示相對於可控制量之預測值的偏差，縱軸顯示次數(亦即用戶9的數量)。
例如，針對可控制量為上述之(2)最小容許蓄電池充放電變更量之例加以說明。各用戶9的蓄電系統93的充放電量的實際值不一定會與預測值一致，一般而言會有誤差。因此，在屬於可充電量(電力)的(2)最小容許蓄電池充放電變更量也會產生誤差。可充電量(電力)的誤差大致隨機地變動，因此如圖8所示會接近常態分佈。在以常態分佈近似於可充電量(電力)的預測誤差的情形，相對於圖8所示常態分佈的中心的0(零)的偏差會成為在群組單位的預測誤差(亦即顯現在群組整體的合計的誤差)。另一方面，各用戶9的預測誤差相對於常態分佈的中心的擴展為群組內之用戶9內的變動。
在本實施型態中，關於顯現在群組整體的合計的誤差，控制指令產生部82係進行誤差的預測，並從可充電量(電力)減去預測誤差(也就是所預測的誤差的值)，藉此更新可充電量(電力)，並將更新後之可充電量(電力)設為上限。因此，當蓄電池充放電量的計劃值為充電的計劃值並且絕對值超過可充電量(電力)的情形，控制指令產生部82係以使絕對值成為可充電量(電力)方式變更計劃值。關於預測誤差，控制指令產生部82係根據按各個時間帶、每個群組而將一階滯後濾波器應用於屬於實績值與預測值之差的誤差實績後的結果，來求出假設上述常態分佈時的中心的值，藉此預先算出。由於假設為常態分佈，因此能夠以各用戶9之預測誤差的實績值的平均值來算出常態分佈的中心。或者，亦可使用與目前同一時間帶的實績值，按每個群組而將一階滯後濾波器應用於屬於實績值與預測值之差的誤差實績，以求出常態分佈的中心的值。
關於上述八個參數當中的(2)最小容許蓄電池充放電變更量以外的項目，控制指令產生部82亦分別同樣地預先求出預測誤差，且使用預測誤差而更新各值，且將更新的值設定為上限值。
藉由以上，更新群組單位的蓄電池充放電量、EV充放電量的計劃值。另外，亦會有因預測誤差，而造成結果沒有變更蓄電池充放電量、EV充放電量的計劃值的情形，惟實際上而言，在此亦包含如上述沒有變更值的情形而稱為更新。接著，當群組單位的蓄電池充放電量為充電量的情形，控制指令產生部82係將(2)最小容許蓄電池充放電變更量及(6)最小容許蓄電池蓄電餘量變更量作為限制條件，並將各個用戶9的蓄電池充電控制的單價、與從蓄電池蓄電餘量的實績值所算出之最小容許蓄電池蓄電餘量變更量作為評價項目，並藉由線性計劃法來將更新後的蓄電池充放電量分配給各用戶9。當群組單位的蓄電池充放電量為放電量的情形，控制指令產生部82係同樣地將(1)最大容許蓄電池充放電變更量及(5)最大容許蓄電池蓄電餘量變更量作為限制條件，並將各個用戶9的蓄電池充電控制的單價、與從蓄電池蓄電餘量的實績值所算出之最大容許蓄電池蓄電餘量變更量作為評價項目，並藉由線性計劃法來將更新後的蓄電池充放電量分配給各用戶9。控制指令產生部82係決定分配給各用戶9的蓄電池充放電量，以作為各用戶9的控制指令。另外，以上所述之控制指令的算出方法為一例，例如當蓄電池充放電量為放電量的情形，亦可從最近五分鐘內的蓄電池充放電量的實績值來算出各用戶9之蓄電系統93的最大容許蓄電池充放電變更量，且對應於每個用戶9之最大容許蓄電池充放電變更量的比而將充放電量的計劃值分配給各用戶9。
返回圖7的說明。步驟S44之後，指令裝置8係傳送控制指令(步驟S45)。詳細而言，控制指令產生部82係經由通信部81而將在步驟S44所決定之與各用戶9的蓄電系統93及EV充放電裝置94之各者相對應的控制指令傳送給各用戶9。
接著，指令裝置8係取得充放電量的實績值，且預測其與控制指令的差異(步驟S46)，並根據差異的絕對值來決定並傳送追加指令(步驟S47)。詳細而言，例如，利用以下的步驟來決定追加指令。
此處，首先說明控制週期。記載在步驟S44、S45的控制指令，係於預定的控制週期的每一週期從指令裝置8傳送一次。圖9係示意性顯示本實施型態的控制週期的一例之圖。圖9中，在上段顯示預測對象期間，預測對象期間如上述，分割為各時間帶。因此，蓄電池充放電量、EV充放電量的計劃值亦按每個時間帶來算出。如圖9的下段所示，控制週期係比一個時間帶短、並且比實績值取得週期長，該實績值取得週期係指令裝置8取得各用戶9之終端裝置95的各實績值的週期。實績值取得週期例如與由資料收集裝置4從終端裝置95取得資訊的資料收集週期相同，惟實績值取得週期與資料收集週期亦可不同。例如，指令裝置8亦能夠以資料收集週期的兩倍的實績值取得週期來取得各實績值。
如圖9的下段所示，控制指令係按每個控制週期而傳送至各用戶9。另外，與同一個用戶9相對應的蓄電池充放電量及EV充放電量的2種類的控制指令亦可在同一個週期同時地被傳送，亦可在不同的控制週期來傳送。另外，當用戶9具有複數個蓄電系統93的情形，係利用上述步驟S14、S15按每個蓄電系統93進行預測，在控制時，係按每個蓄電系統93產生控制指令及追加指令。
追加指令係在傳送控制指令的控制週期中，對應於已傳送的控制指令與實績值的差異(亦即控制指令與實績值的差)來決定。例如，將控制週期設為五分鐘、而將實績值取得週期設為一分鐘。另外，此處係設想為：各用戶9的蓄電系統93及EV充放電裝置94在接收控制指令後，係於可遵循控制指令的情形會迅速地進行與控制指令相對應的充放電控制。以下，舉蓄電系統93的控制為例而進行說明，惟對於EV充放電裝置94亦可同樣地產生追加指令。或者，追加指令產生部83亦可僅對蓄電系統93傳送追加指令，而使EV充放電裝置94不包含於追加指令的產生及傳送對象。
當指令裝置8的控制指令產生部82傳送控制指令時，係向追加指令產生部83通知控制指令，且由追加指令產生部83保存控制指令。追加指令產生部83係在控制指令的傳送後，使用最初取得的蓄電池充放電量的實績值、及控制指令，來算出控制指令與實績值的差異(亦即控制指令與實績值的差)，且將其保存而作為每個用戶9的差異。追加指令產生部83係在控制指令的傳送後保存所取得的蓄電池充放電量的實績值。當實績值取得週期設為一分鐘的情形，理想上，追加指令產生部83會在控制指令的傳送後一分鐘以內接收到蓄電池充放電量的實績值，惟設想到各用戶9的終端裝置95不一定會同步而且會有通信時間及各種的處理時間所致的延遲，因此係設想為，追加指令產生部83對於所有用戶9要取得控制指令傳送後的蓄電池充放電量的實績值，會在控制指令傳送後需要最長兩分鐘以上。
接著，追加指令產生部83係例如在控制指令的傳送後的三分三十秒後，使用從各用戶9所取得的兩個實績值(亦即兩分鐘內相應的實績值)來算出兩分鐘內的累計值，且將兩分鐘內的累計值乘以2.5倍，藉此預測下一個控制指令的傳送時序(亦即從最近的控制指令的傳送起五分鐘後的累計值)。在控制指令的傳送後的三分三十秒後進行上述處理是因為設想如上述最長需要兩分鐘以上來取得控制指令傳送後的蓄電池充放電量的實績值，因此要取得控制指令傳送後第二個實績值，就需要三分鐘以上。此外，追加指令產生部83係算出群組單位之控制指令的五分鐘內的累計值，且算出控制指令之五分鐘內的累計值與所預測之累計值之差，以作為相對於控制指令的差異。追加指令產生部83係將所預測之累計值以群組單位進行整合計算。此外，追加指令產生部83係算出群組單位之控制指令的五分鐘內的累計值，且算出控制指令之五分鐘內的累計值與所預測之累計值之差，以作為相對於控制指令之各群組的差異。
接著，為了在同一控制週期內消除各群組的差異，追加指令產生部83係按每個用戶9的差異的絕對值升序，在各用戶9的蓄電系統93的可控制量的範圍內，以能夠在一分鐘內消除差異的量之方式，按每個用戶9算出追加指令。並且，追加指令產生部83係經由通信部81而將算出的追加指令傳送給各用戶9。追加指令的傳送例如在控制指令的傳送後4分鐘前內進行，以使得與追加指令相對應的一分鐘內會在同一控制週期內進行。亦即，直到算出各群組的差異並傳送追加指令為止的處理係在控制指令傳送起的三分三十秒後至四分鐘後的期間進行。如此，在本實施型態中，係依每個用戶9的差異的絕對值升序優先分派用以吸收群組的差異的追加指令，因此可優先選擇遵循控制指令的可能性較高的用戶9來傳送追加指令，並可提高按照追加指令進行控制的機率。
另外，以上所述的三分三十秒後、一分鐘等的數值為一例，且該等數值只要設定成可藉由同一控制週期內的追加指令來消除控制指令與實績值的差異即可，具體的數值不限定為上述之例。此外，追加指令只要以可在控制週期內消除控制指令與實績值的差異的方式算出即可，具體的算出方法不限定為上述之例。此外，在上述之例中，係在一個控制週期內消除控制指令與實績值的差異，惟亦可將複數個控制週期作為單位，且以在複數個控制週期內消除控制指令與實績值的差異的方式來算出追加指令。
返回圖7的說明。控制指令產生部82係判斷是否為下一個時段(亦即下一個的時間帶)(步驟S48)。也就是，計劃值係按每個時間帶(亦即時段)來產生，因此控制指令產生部82係為了更新所使用的計劃值而判斷是否已為與下一個時段相對應的時間。在已為下一個時段的情形(步驟S48，是)，就重複進行從步驟41開始的處理。在非為下一個時段的情形(步驟S48，否)，控制指令產生部82係判斷是否為每個控制週期的指令產生時序(步驟S49)。如上述方式，由於係按每個控制週期產生控制指令，因此在步驟S49中，係判斷是否已經過與控制週期相對應的時間。當屬於每個控制週期的指令產生時序的情形(步驟S49，是)，控制指令產生部82係重複進行從步驟S42開始的處理。當步驟S49為否的情形則重複進行步驟S49。
另外，當指令量為0(零)的情形，亦即當沒有來自電力系統的請求時，控制指令亦可將指令量設為0(零)而傳送給用戶9，亦可在對應的控制週期不對該用戶傳送控制指令。追加指令也同樣地，當指令量為0(零)的情形，亦可將指令量設為0(零)而傳送給用戶9，亦可在對應的控制週期不對該用戶傳送追加指令。
接著，說明本實施型態的功效。圖10係用以說明本實施型態的功效之圖。圖10中，橫軸顯示時間。圖10的上段顯示有效電力，逆潮流電力301為圖1之分斷開關3的逆潮流電力。最大逆潮流201係顯示與分斷開關3之通過電流所容許的最大容許電流相對應的有效電力。此外，最大放電電力202為圖1中的群組＃2之蓄電池群的最大放電量的預測值，最大充電電力203為圖1中的群組＃2之蓄電池群的最大充電量的預測值。圖10的下段係顯示群組＃2之蓄電池群的充放電餘量，放電餘量303係顯示群組＃2之蓄電池群的放電餘量的預測值，充電餘量304係顯示群組＃2之蓄電池群的充電餘量的預測值。
當圖5之步驟S21的潮流計算的結果係預測在分斷開關3中發生過負載(亦即相對於通過電流的容許值的偏離)的情形，也就是圖10之(1)預測過負載發生的情形，當僅在該時間帶消除過負載時，要計劃圖10之(2)用以消除過負載之對於蓄電池群的充電指令。
另一方面，即使進行(2)用以消除過負載之對於蓄電池群的充電指令，仍會有如圖10之下段所示(3)預測蓄電池群的充電餘量不足的情形。在本實施型態中，係在充放電計劃的作成時考慮到以蓄電餘量作為限制條件，因此會以蓄電餘量不會超過上限的方式來算出充放電量，而且以在所有時刻剖面的蓄電餘量變化量的平方和作為評價函數而算出充放電量，因此係在比預測過負載之發生的時間更早的時間來計劃(4)為增加充電餘量而發出放電指令給蓄電池群。藉此，可計劃(2)用以消除過負載之對於蓄電池群的充電指令。此外，由於以在所有時刻剖面之蓄電餘量變化量的平方和作為評價函數，因此進行(5)用以使蓄電池群的充電餘量復原的放電指令。藉此，可將用戶9的蓄電池使用於確保電力系統的品質，並抑制對於用戶9之蓄電池的影響。
接著，針對構成本實施型態的電力系統管理系統11的各裝置，亦即資料收集裝置4、資料庫裝置5、預測裝置6、充放電計劃作成裝置7及指令裝置8的硬體構成例加以說明。圖11係顯示實現構成本實施型態之電力系統管理系統11之各裝置的電腦系統構成例之圖。
如圖11所示，該電腦系統係具備控制部101、輸入部102、記憶部103、顯示部104、通信部105及輸出部106，該等裝置係經由系統匯流排107而連接。在圖11中，控制部101例如為CPU(Central Processing Unit，中央處理單元)等，且用以執行記述構成本實施型態的電力系統管理系統11之各裝置之處理的程式。輸入部102係例如由鍵盤、滑鼠等構成，且供電腦系統的使用者用以進行各種資訊之輸入而使用。記憶部103係包含RAM(Random Access Memory，隨機存取記憶體)、ROM(Read Only Memory，唯讀記憶體)等各種記憶體及硬碟等儲存裝置，且記憶上述控制部101所應執行的程式、在處理過程所獲得之所需的資料等。此外，記憶部103亦作為程式的暫時記憶區域而使用。顯示部104係由LCD(液晶顯示面板)等所構成，對於電腦系統的使用者顯示各種畫面。通信部105係實施通信處理的接收機及傳送機。輸出部106為印表機等。
此處，說明實現構成本實施型態的電力系統管理系統11之各裝置的程式達可執行之狀態為止的電腦系統的動作例。在採用上述構成的電腦系統中，例如將程式從放置在未圖示的CD(Compact Disc)-ROM驅動器或DVD(Digital Versatile Disc)-ROM驅動器的CD-ROM或DVD-ROM安裝到記憶部103。並且，在程式執行時，使從記憶部103所讀取的程式儲存在記憶部103。在此狀態下，控制部101係遵循儲存在記憶部103的程式而執行作為構成本實施型態的電力系統管理系統11之各裝置的處理。
另外，在上述的說明中，係以CD-ROM或DVD-ROM作為記錄媒體來提供記述處理的程式，但不限於此，亦可對應於電腦系統的構成、所提供之程式的容量等，例如使用經由通信部105而藉由網際網路等傳送媒體所提供的程式。
圖2所示的通信部41,51,61,71,81係例如藉由圖11所示的通信部105來實現。圖2所示的收集控制部42、管理部52、預測處理部62、群組整合計算部63、潮流計算部72、限制條件決定部73、計劃值算出部74、控制指令產生部82及追加指令產生部83係藉由控制部101執行程式來實現。此外，這些功能的實現亦使用記憶部103。圖2所示的設備資訊記憶部53、契約資訊記憶部54、收集資料記憶部55及處理資料記憶部56係藉由圖11所示的記憶部103來實現。另外，圖11為一例，電腦系統的構成不限定為圖11所示之例。例如，電腦系統亦可不設置輸出部106。
此外，構成本實施型態的電力系統管理系統11的各裝置亦可分別由一台的電腦系統來實現，亦可由複數台的電腦系統來實現。例如，構成電力系統管理系統11的各裝置亦可藉由雲端系統(cloud system)來實現。此外，亦可藉由一個電腦系統來實現構成電力系統管理系統11的各裝置當中的兩者以上。
本實施型態的充放電計劃作成程式例如使電腦系統執行下列步驟：使用根據與電力系統連接之複數個蓄電池之充放電的實績值所算出的複數個蓄電池的充放電量的預測值，來決定限制條件，其中，該限制條件係用以確保電力系統品質的關於複數個蓄電池的充放電的控制量。再者，本實施型態的充放電計劃作成程式例如使電腦系統執行下列步驟：使用限制條件、及為了確保電力系統品質而控制複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出複數個蓄電池的控制量的計劃值。
終端裝置95係例如至少具備圖11所示的構成例當中的控制部101、記憶部103及通信部105。終端裝置95的功能係由控制部101執行儲存在記憶部103之用以實現作為終端裝置95之動作的程式來實現。
如以上方式，在本實施型態中，電力系統管理系統11係使用根據從終端裝置95收集到的充放電的實績值的預測值來產生充電量的計劃值，以抑制用戶9之蓄電池在一定期間內的各時刻剖面中的蓄電池的蓄電餘量的變化量。因此，能夠反映用戶9之蓄電池的使用狀況而作成會抑制對於各用戶9之蓄電池的蓄電餘量的影響的充放電計劃，因此不須預先對用戶9之蓄電池的蓄電餘量設置固定的限制。因此，可將蓄電池用於確保電力系統的品質，同時抑制用戶9使用蓄電池之便利性的惡化。
以上的實施型態所示的構成係顯示一例，亦可與其他習知的技術結合，亦可將實施型態彼此結合，且亦可在不偏離要旨的範圍省略、變更構成的一部分。
1:配電線 2:配電用變壓器 3:分斷開關 4:資料收集裝置 5:資料庫裝置 6:預測裝置 7:充放電計劃作成裝置 8:指令裝置 9-1至9-6:用戶 10:通信網路 11:電力系統管理系統 20:外部資訊提供裝置 41,51,61,71,81:通信部 42:收集控制部 52:管理部 53:設備資訊記憶部 54:契約資訊記憶部 55:收集資料記憶部 56:處理資料記憶部 62:預測處理部 63:群組整合計算部 72:潮流計算部 73:限制條件決定部 74:計劃值算出部 82:控制指令產生部 83:追加指令產生部 91:智慧型電錶 92:太陽光發電設備 93:蓄電系統 94:EV充放電裝置 95:終端裝置 101:控制部 102:輸入部 103:記憶部 104:顯示部 105:通信部 106:輸出部 107:系統匯流排 201:最大逆潮流 301:逆潮流電力 202:最大放電電力 203:最大充電電力 303:放電餘量 304:充電餘量
圖1係顯示實施型態的充放電系統的構成例之圖。 圖2係顯示構成電力系統管理系統的各裝置的構成例之圖。 圖3係顯示電力系統管理系統之處理步驟的一例的流程圖。 圖4係顯示預測處理的處理步驟的一例的流程圖。 圖5係顯示用以確保電力系統品質之限制條件的決定處理步驟的一例的流程圖。 圖6係顯示充放電的控制量的算出處理步驟的一例的流程圖。 圖7係顯示指令裝置中的用戶的蓄電池的控制步驟的一例的流程圖。 圖8係示意性顯示可控制量之預測誤差的分佈之圖。 圖9係示意性顯示控制週期的一例之圖。 圖10係用以說明實施型態的功效之圖。 圖11係顯示實現構成電力系統管理系統的各裝置的電腦系統的構成例之圖。
4:資料收集裝置
5:資料庫裝置
6:預測裝置
7:充放電計劃作成裝置
8:指令裝置
10:通信網路
20:外部資訊提供裝置
41,51,61,71,81:通信部
42:收集控制部
52:管理部
53:設備資訊記憶部
54:契約資訊記憶部
55:收集資料記憶部
56:處理資料記憶部
62:預測處理部
63:群組整合計算部
72:潮流計算部
73:限制條件決定部
74:計劃值算出部
82:控制指令產生部
83:追加指令產生部
95:終端裝置

Claims (20)

  1. 一種充放電計劃作成裝置，係具備： 限制條件決定部，係使用根據與電力系統連接之複數個蓄電池的充放電的實績值所算出的前述複數個蓄電池的充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池的充放電的控制量的限制條件；以及 計劃值算出部，係使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出前述複數個蓄電池的控制量的計劃值。
  2. 如請求項1所述之充放電計劃作成裝置，其中， 前述複數個蓄電池為各自由相對應的用戶所使用的蓄電池； 前述複數個蓄電池係分組成包含二個以上之前述用戶的群組； 前述限制條件決定部係使用按每個前述群組進行整合計算而得之整合計算前述預測值來決定每個前述群組的前述限制條件； 前述計劃值算出部係按每個前述群組算出屬於前述群組之前述蓄電池的控制量的總和來作為前述計劃值。
  3. 如請求項2所述之充放電計劃作成裝置，其中，前述計劃值算出部係以前述計劃值的算出對象的期間中的各前述群組的前述變化量的平方和作為評價函數，並藉由二次規劃法來算出前述計劃值。
  4. 如請求項2所述之充放電計劃作成裝置，更具備：潮流計算部，係使用每個前述群組的前述預測值的整合計算結果、以及每個前述群組的消耗電力及發電量的預測值來進行潮流計算；且 前述潮流計算的結果，當預測前述電力系統發生過負載的情形，前述限制條件決定部係以消除前述過負載之方式變更關於前述群組單位之充放電量的前述限制條件。
  5. 如請求項3所述之充放電計劃作成裝置，更具備：潮流計算部，係使用每個前述群組的前述預測值的整合計算結果、以及每個前述群組的消耗電力及發電量的預測值來進行潮流計算；且 前述潮流計算的結果，當預測前述電力系統發生過負載的情形，前述限制條件決定部係以消除前述過負載之方式變更關於前述群組單位之充放電量的前述限制條件。
  6. 如請求項1至5中任一項所述之充放電計劃作成裝置，其中，前述複數個蓄電池係包含設置在用戶之固定式蓄電系統的蓄電池。
  7. 如請求項6所述之充放電計劃作成裝置，其中， 前述實績值係包含：前述複數個蓄電池之充放電量的實績值、以及前述複數個蓄電池之蓄電餘量的實績值； 前述充放電計劃作成裝置係具備預測處理部，該預測處理部係保存蓄電池相關資訊，其中該蓄電池相關資訊係顯示與前述蓄電池相對應之前述用戶中的消耗電力與發電量之差、和前述用戶中的前述蓄電池之充放電量的關係，且該預測處理部係使用前述蓄電池相關資訊、前述用戶中的消耗電力的預測值、及前述用戶中的發電量的預測值來算出前述蓄電池的充放電量的預測值。
  8. 如請求項1至5中任一項所述之充放電計劃作成裝置，其中，前述複數個蓄電池係包含搭載在電動車的蓄電池。
  9. 如請求項6所述之充放電計劃作成裝置，其中，前述複數個蓄電池係包含搭載在電動車的蓄電池。
  10. 一種指令裝置，係具備： 控制指令產生部，係使用藉由請求項2至5中任一項所述之充放電計劃作成裝置所算出之包含與電力系統連接之複數個蓄電池的每個群組的前述複數個蓄電池之充放電的控制量的總和的計劃值、與從前述複數個蓄電池之各者所傳送的前述蓄電池之充放電量的實績值，來產生每個前述蓄電池之充放電的控制指令；以及 通信部，係將前述控制指令傳送給進行前述蓄電池的充放電的充放電裝置。
  11. 如請求項10所述之指令裝置，其中， 前述控制指令產生部係按每個控制週期產生前述控制指令； 前述指令裝置係具備追加指令產生部，該追加指令產生部係使用前述控制指令傳送後之從前述複數個蓄電池之各者所傳送的前述蓄電池之充放電量的實績值、與前述控制指令的差，而在與該控制指令相對應的前述控制週期內產生追加指令； 前述通信部係將前述追加指令傳送給對應的前述充放電裝置。
  12. 一種電力系統管理系統，係具備： 請求項1至5中任一項所述之充放電計劃作成裝置；以及 指令裝置，係使用藉由前述充放電計劃作成裝置所算出之蓄電池的充放電的控制量的計劃值，並傳送給根據對於前述蓄電池之充放電的控制指令來進行前述蓄電池的充放電的充放電裝置。
  13. 一種電力系統管理系統，係具備： 資料收集裝置，係收集與電力系統連接之複數個蓄電池之充放電的實績值；以及 充放電計劃作成裝置，係使用前述實績值來算出複數個蓄電池之充放電的控制量的計劃值；其中， 前述充放電計劃作成裝置係具備： 限制條件決定部，係使用根據前述實績值所算出的前述複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件；以及 計劃值算出部，係使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出前述計劃值。
  14. 一種終端裝置，係將複數個蓄電池當中的至少一者的實績值傳送給電力系統管理系統； 該電力系統管理系統係使用根據與電力系統連接之前述複數個蓄電池的充放電的前述實績值所算出的前述複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件，且該電力系統管理系統係使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出前述複數個蓄電池之控制量的計劃值。
  15. 一種蓄電系統，係具備：與電力系統連接之複數個蓄電池當中的一個前述蓄電池； 該蓄電系統係從電力系統管理系統接收與該蓄電系統本身相對應的控制指令，並根據接收到的前述控制指令來對前述蓄電池進行充放電，該電力系統管理系統係使用根據充放電的實績值所算出的前述複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件，且該電力系統管理系統係使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量來算出前述複數個蓄電池之控制量的計劃值，並使用前述計劃值而傳送前述蓄電池的充放電的前述控制指令。
  16. 一種充放電系統，係具備： 與電力系統連接的複數個蓄電池；以及 充放電計劃作成裝置，係使用根據前述複數個蓄電池之充放電的實績值所算出的前述複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件，且該充放電計劃作成裝置係使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出前述複數個蓄電池之控制量的計劃值。
  17. 一種蓄電池，係與電力系統連接的複數個蓄電池當中的一個前述蓄電池；並且， 該蓄電池係根據從請求項12所述之電力系統管理系統所傳送來的控制指令來進行充放電。
  18. 一種電動車，係搭載請求項17所述之蓄電池。
  19. 一種放電計劃作成裝置的充放電計劃作成方法，該充放電計劃作成方法係包含下列步驟： 使用根據與電力系統連接之複數個蓄電池之充放電的實績值所算出的前述複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件的步驟；以及 使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出前述複數個蓄電池之控制量的計劃值的步驟。
  20. 一種紀錄媒體，係記錄有使電腦執行下列步驟之程式： 使用根據與電力系統連接之複數個蓄電池之充放電的實績值所算出的前述複數個蓄電池之充放電量的預測值，來決定用以確保電力系統品質的關於前述複數個蓄電池之充放電的控制量的限制條件的步驟；以及 使用前述限制條件、以及為了確保電力系統品質而控制前述複數個蓄電池當中的至少一部分之充放電從而產生之前述複數個蓄電池當中的至少一部分的蓄電餘量的變化量，來算出前述複數個蓄電池之控制量的計劃值的步驟。
TW111100550A 2021-01-29 2022-01-06 充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體 TWI810778B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2021/003385 WO2022162907A1 (ja) 2021-01-29 2021-01-29 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
WOPCT/JP2021/003385 2021-01-29

Publications (2)

Publication Number Publication Date
TW202233476A true TW202233476A (zh) 2022-09-01
TWI810778B TWI810778B (zh) 2023-08-01

Family

ID=77847056

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
TW111100550A TWI810778B (zh) 2021-01-29 2022-01-06 充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20240059172A1 (zh)
EP (1) EP4287442A4 (zh)
JP (1) JP6942295B1 (zh)
AU (1) AU2021423472B2 (zh)
TW (1) TWI810778B (zh)
WO (1) WO2022162907A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2024090238A1 (ja) * 2022-10-26 2024-05-02 ソニーグループ株式会社 制御データ生成装置、制御方法及び制御プログラム
JP7498247B2 (ja) 2022-10-31 2024-06-11 本田技研工業株式会社 充電率推定方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4445361B2 (ja) * 2004-09-24 2010-04-07 関西電力株式会社 二次電池を用いた電力系統制御方法及び電力系統制御装置
JP5560146B2 (ja) * 2010-09-10 2014-07-23 関西電力株式会社 蓄電装置制御装置
US9444256B2 (en) * 2013-03-01 2016-09-13 Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. Power storage system
JP2015220862A (ja) * 2014-05-16 2015-12-07 トヨタ自動車株式会社 電力管理システム
JP6963397B2 (ja) * 2017-03-03 2021-11-10 株式会社日立製作所 アグリゲーション制御システム、アグリゲーション制御方法及び制御装置
JP7103925B2 (ja) 2018-11-27 2022-07-20 積水化学工業株式会社 電力管理方法および電力管理システム
JP7221131B2 (ja) * 2019-05-24 2023-02-13 株式会社日立パワーソリューションズ 再生可能エネルギー発電機指令コントローラおよび蓄電池併設再生可能エネルギー発電機システム

Also Published As

Publication number Publication date
EP4287442A1 (en) 2023-12-06
AU2021423472A1 (en) 2023-07-13
EP4287442A4 (en) 2024-03-06
US20240059172A1 (en) 2024-02-22
JP6942295B1 (ja) 2021-09-29
AU2021423472B2 (en) 2024-07-18
JPWO2022162907A1 (zh) 2022-08-04
WO2022162907A1 (ja) 2022-08-04
TWI810778B (zh) 2023-08-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11258287B2 (en) Using one-step ahead prediction to determine battery power setpoints
US11201491B2 (en) Method for balancing frequency instability on an electric grid using networked distributed energy storage systems
US20230367348A1 (en) Method and apparatus for delivering power using external data
US10283968B2 (en) Power control system with power setpoint adjustment based on POI power limits
US10742055B2 (en) Renewable energy system with simultaneous ramp rate control and frequency regulation
US10418832B2 (en) Electrical energy storage system with constant state-of charge frequency response optimization
US10056757B2 (en) Control device, power storage device, battery control system, battery control device, control method, battery control method, and recording medium
JP6471766B2 (ja) 電池制御システム
US10389126B2 (en) Method and apparatus for damping power oscillations on an electrical grid using networked distributed energy storage systems
US10693294B2 (en) System for optimizing the charging of electric vehicles using networked distributed energy storage systems
US11454999B2 (en) Method and apparatus for automatically reconfiguring multi-phased networked energy storage devices at a site
TWI810778B (zh) 充放電計劃作成裝置、指令裝置、電力系統管理系統、終端裝置、蓄電系統、充放電系統、蓄電池、電動車、充放電計劃作成方法及記錄媒體
Weniger et al. Integration of PV power and load forecasts into the operation of residential PV battery systems
US10782721B2 (en) Method and apparatus for balancing power on a per phase basis in multi-phase electrical load facilities using an energy storage system
US20120065792A1 (en) Supply-demand balance controller
US20150039145A1 (en) Microgrid Energy Management System and Method for Controlling Operation of a Microgrid
Barsali et al. Control strategies and real time operation of storage systems integrated with MV photovoltaic plants
JP2021184682A (ja) 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラム
JP2017046507A (ja) 系統安定化システム
CN114365370A (zh) 区域能量管理装置以及区域能量管理方法
WO2021152667A1 (ja) 電力供給管理装置及び電力供給管理方法
JP7577050B2 (ja) 分散型エネルギリソース管理装置、分散型エネルギリソース管理システムおよび分散型エネルギリソース管理プログラム
TW202234787A (zh) 指令裝置、充放電控制系統、電力控制系統、中央指令裝置、設定值管理裝置、充放電控制方法及記錄媒體
Vieira Turnell Decentralized Secondary Frequency Control in an Optimized Diesel PV Hybrid System
JP2023088158A (ja) 分散型エネルギリソース管理装置、分散型エネルギリソース管理システムおよび分散型エネルギリソース管理プログラム