WO2012014332A1

WO2012014332A1 - 出力配分制御装置

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Publication number: WO2012014332A1
Application number: PCT/JP2010/065470
Authority: WO
Inventors: 平戸　康太
Original assignee: 株式会社東芝
Priority date: 2010-07-30
Filing date: 2010-09-09
Publication date: 2012-02-02
Also published as: EP2600482A4; CN102893481B; EP2600482A1; CN102893481A; JP2012034514A; US20130140889A1; JP5481305B2

Abstract

　出力配分制御装置（１５）は、少なくとも負荷群（２２）の需要を示す情報と、発電機群（２３）の出力および運用上の制約を示す情報と、二次電池群（２１）の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、発電機群（２３）の燃料費が最小となるように、発電機群（２３）の出力配分と、二次電池群（２１）を１つの仮想的な二次電池とみなしたときの当該仮想二次電池の出力配分とを決定し、少なくとも決定された仮想二次電池の出力配分と、二次電池群（２１）の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、二次電池群（２１）の制御余力の合計が最大となるように、或いは当該電力系統の送電損失が最小となるように、二次電池群（２１）のそれぞれの出力配分を決定する。

Description

出力配分制御装置

　本発明の実施形態は、二次電池群が接続された電力系統に適用される出力配分制御装置および出力配分制御方法に関する。

　近年、地球環境問題への関心の高まりから、太陽光発電や風力発電など自然エネルギーを利用した分散型電源の電力系統への連系が急増している。これらの自然エネルギーを利用した分散型電源は、天候・気象などの自然条件によって出力変動が生じやすく、連系している電力系統の周波数変動や電圧変動に悪影響を与えてしまう。そのため、一般に、二次電池などの電力貯蔵装置を用いて電力の充放電を行うことにより、自然エネルギーを利用した分散型電源の出力変動を補償することが行われている。

　なお、電力貯蔵装置に関する技術としては、例えば日本国特開２００６－０９４６４９号公報、日本国特開２００７－１２９８０３号公報、日本国特開２００７－３３００１７号公報、日本国特開２００８－０６７４１８号公報、日本国特開２００８－１４１９２６号公報が挙げられる。

　電力貯蔵装置は一般に高価であり、これが大規模な太陽光発電等の普及の障害となっていたが、昨今、電気自動車やプラグイン・ハイブリッド自動車に備えられる二次電池を電力貯蔵装置として活用しようという動きが見られ、これによって太陽光発電等の電源に加え、電力貯蔵装置が一般家庭にまで益々普及してくることが予想される。

　そのような状況のもとでは、各需要家は各二次電池を個別に使用することから、系統全体としてはそれら二次電池の余剰能力を活かしきない可能性がある。そのような余剰能力は、無駄なく活せるようにすることが望ましい。その一方で、自然エネルギーを利用する太陽光発電等の電源の出力変動を補償する観点から、各二次電池の制御余力を確保し、電力品質を確保することも求められる。

　上記実情に鑑みると、二次電池群を有する電力系統において経済性の確保と電力品質の確保の両方を実現する技術の提示が望まれる。

　本発明の一実施形態によれば、発電機群、負荷群、および二次電池群が接続された電力系統に適用される出力配分制御装置であって、少なくとも前記負荷群の需要を示す情報と、前記発電機群の出力および運用上の制約を示す情報と、前記二次電池群の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、前記発電機群の燃料費が最小となるように、前記発電機群の出力配分と、前記二次電池群を１つの仮想的な二次電池とみなしたときの当該仮想二次電池の出力配分とを決定する第１の出力配分決定手段と、少なくとも前記第１の出力配分決定手段により決定された仮想二次電池の出力配分と、前記二次電池群の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、前記二次電池群の制御余力の合計が最大となるように、或いは当該電力系統の送電損失が最小となるように、前記二次電池群のそれぞれの出力配分を決定する第２の出力配分決定手段とを具備することを特徴とする出力配分制御装置が提供される。

図１は、本発明の各実施形態に係る出力配分制御装置が適用される電力系統の構成の一例を示す図である。図２は、各実施形態に係る出力配分制御装置の機能を実現する基本的なハードウェア構成の一例を示す図である。図３は、本発明の第１の実施形態に係る出力配分制御装置の機能構成の一例を示す図である。図４は、同実施形態に係る出力配分制御装置の動作の一例を示すフローチャートである。図５は、同実施形態における仮想二次電池の蓄電量状態の離散化を説明するための図である。図６は、図５に示される離散化をより詳細に説明するための図である。図７は、本発明の第２の実施形態に係る出力配分制御装置の機能構成の一例を示す図である。図８は、同実施形態に係る出力配分制御装置の動作の一例を示すフローチャートである。図９は、ブランチ潮流を説明するための図である。図１０は、本発明の第３の実施形態に係る出力配分制御装置の動作の一例を示すフローチャートである。

　以下、本発明の各実施形態について、図面を参照して具体的に説明する。

（各実施形態に共通）
　まず、図１および図２を参照して、本発明の各実施形態に共通する事項について説明する。

　図１は、本発明の各実施形態に係る出力配分制御装置が適用される電力系統の構成の一例を示す図である。

　図１に示される電力系統１においては、電力会社が管理する商用系統１０、系統全体の需給バランス維持に使用されるガスエンジン（ＧＥ）や燃料電池（ＦＣ）などの基幹系発電機群１１、およびそれらの電力を使用する基幹系負荷群（学校、病院、工場など）１２、ならびに、電気自動車やプラグイン・ハイブリッド自動車などに備えられる二次電池を電力貯蔵装置（ＢＴ）として活用する多数の需要家の設備群（一般家庭を含む）１３が接続されている。需要家の設備群１３は、それぞれ、二次電池である上記電力貯蔵装置（ＢＴ）のほかに、分散型電源を構成する太陽光発電（ＰＶ）や風力発電（ＷＰ）などの自然エネルギーを利用する電源、および負荷を含む。

　さらに、上記電力系統１には、出力配分制御装置１５が備えられる。この出力配分制御装置１５は、同系統内に電力貯蔵装置として導入されている多数の二次電池群に対し、同系統内に近接して設置された自然エネルギーを利用した分散型電源の出力変動を抑制するために、それら二次電池群の制御余力を確保するための制御を行いつつ、一方でそれら二次電池群の余剰能力を最大限に活用するために、同系統内における化石燃料等で運転される発電機の経済性を確保するための制御を行う。なお、基幹系負荷群１２および需要家設備群１３の負荷電力はそれぞれ図１中の負荷電力計測点にて計測器により計測され、計測結果が出力配分制御装置１５に伝えられるようになっている。

　出力配分制御装置１５の機能は、例えば図２に示されるような既知のプロセッサ１０１、メモリ１０２、入力装置１０３、表示装置１０４などの基本的なハードウェアを備えたコンピュータにより実行されるコンピュータプログラムとして構成することができる。この場合、プロセッサ１０１は、メモリ１０２を作業領域にしてコンピュータプログラムを実行することができる。また、入力装置１０３を通じてコンピュータプログラムや関連するデータに対する各種の設定を行ったり、表示装置１０４に各種の情報を表示させたりすることができる。

（第１の実施形態）
　最初に、第１の実施形態について説明する。　
　図３は、本発明の第１の実施形態に係る出力配分制御装置の機能構成の一例を示す図である。

　図３に示される出力配分制御装置１５は、主な機能として、二次電池現在情報収集部２０１、負荷現在情報収集部２０２、基幹系発電機現在情報収集部２０３、仮想二次電池情報作成部２０４、予想総需要作成部２０５、基幹系発電機・仮想二次電池出力配分値計算部（第１の出力配分決定部）２０６、個別二次電池出力配分値計算部（第２の出力配分決定部）２０７、二次電池制御部２０８、および基幹系発電機制御部２０９を有する。

　図３中の二次電池群２１は、図１中の需要家設備群１３の電力貯蔵装置群（ＢＴ）に相当するものである。また、図３中の負荷群２２は、図１中の基幹系負荷群１２および需要家設備群１３の負荷群に相当するものである。また、図３中の基幹系発電機群２３は、図１中の基幹系発電機群１１に相当するものである。

　なお、二次電池現在情報収集部２０１は、二次電池群２１に備えられていてもよい。また、負荷現在情報収集部２０２は、負荷群２２に備えられていてもよい。また、基幹系発電機現在情報収集部２０３は、基幹系発電機群２３に備えられていてもよい。

　二次電池現在情報収集部２０１は、二次電池群２１のそれぞれの現在の状態（現在の充放電出力もしくは蓄電量など）を示す個別二次電池情報Ｄ１を収集するものである。

　負荷現在情報収集部２０２は、負荷群２２のそれぞれの現在の状態（図１中の負荷電力計測点にて計測されるそれぞれの現在の負荷電力など）を示す負荷情報Ｄ２を収集するものである。

　基幹系発電機現在情報収集部２０３は、基幹系発電機群２３のそれぞれの現在の状態（現在の発電機出力など）を示す基幹系発電機現在情報Ｄ３を収集するものである。

　仮想二次電池情報作成部２０４は、前記個別二次電池現在情報Ｄ１と、二次電池群２１のそれぞれの設備仕様を示す個別二次電池設備情報Ｄ４と、二次電池群２１のそれぞれについて各需要家が設定した運用上の制約（各二次電池の出力や容量について各需要家が設定した運用上の上下限値など）を示す個別二次電池設定値Ｄ５とに基づき、二次電池群２１を１つの仮想的な二次電池とみなしたときの当該仮想二次電池の現在の状態や運用上の制約（仮想二次電池の現在の充放電出力もしくは蓄電量、出力や容量についての運用上の上下限値など）を示す仮想二次電池情報Ｄ６を作成するものである。なお、個別二次電池設備情報Ｄ４は、オフラインで予め登録され、また、個別二次電池設定値Ｄ５は、オフラインで予め設定される。

　予想総需要作成部２０５は、前記負荷情報Ｄ２と、負荷群２２のそれぞれの想定される需要の経時変化を示す想定需要カーブＤ７とに基づき、予想される総需要の経時変化を示す予想総需要カーブＤ８を作成するものである。

　基幹系発電機・仮想二次電池出力配分値計算部２０６は、前記基幹系発電機現在情報Ｄ３と、前記仮想二次電池情報Ｄ６と、前記予想総需要カーブＤ８と、基幹系発電機群２３のそれぞれの設備仕様を示す発電機設備情報Ｄ９とに基づき、基幹系発電機群２３の出力配分値を示す基幹系発電機出力配分値（運転スケジュール）Ｄ１０と、仮想二次電池の出力配分値を示す仮想二次電池出力配分値（運転スケジュール）Ｄ１１とを決定する。特に、この基幹系発電機・仮想二次電池出力配分値計算部２０６は、各制約が存在する中で、基幹系発電機群２３の燃料費が最小となるような、基幹系発電機群２３の出力配分値と仮想二次電池の出力配分値とを決定する。例えば、この基幹系発電機・仮想二次電池出力配分値計算部２０６は、基幹系発電機群２３の出力を変数として含む基幹系発電機群２３の燃料費を表す関数を用いて、当該燃料費が最小となる基幹系発電機群２３の出力を求め、求めた基幹系発電機群２３の出力を負荷群２２の需要から差し引くことによって仮想二次電池の出力を求める。

　個別二次電池出力配分値計算部２０７は、前記個別二次電池現在情報Ｄ１と、個別二次電池設備情報Ｄ４と、個別二次電池設定値Ｄ５と、前記仮想二次電池出力配分値Ｄ１１とに基づき、二次電池群２１のそれぞれの出力配分値を示す個別二次電池出力配分値（運転スケジュール）Ｄ１２を決定する。特に、この個別二次電池出力配分値計算部２０７は、各制約が存在する中で、二次電池群２１の制御余力の合計が最大となるように、二次電池群２１のそれぞれの出力配分を決定する。例えば、この個別二次電池出力配分値計算部２０７は、二次電池群２１のそれぞれの蓄電量の上下限の中間値からの当該二次電池群２１のそれぞれの蓄電量の偏差を表す関数を用いて、それぞれの偏差が最小となる二次電池群２１のそれぞれの蓄電量を求め、求めた蓄電量の時間変位から二次電池群２１のそれぞれの出力を決定する。

　二次電池制御部２０８は、前記個別二次電池出力配分値（運転スケジュール）Ｄ１２に基づき、二次電池群２１のそれぞれの出力を制御するものである。

　基幹系発電機制御部２０９は、前記基幹系発電機出力配分値Ｄ１０に基づき、基幹系発電機群２３のそれぞれの出力を制御するものである。

　次に、上記のように構成した出力配分制御装置１５の動作について、図４に示すフローチャートを用いて説明する。

　ステップＳ１では、二次電池現在情報収集部２０１が、二次電池群２１のそれぞれの現在の状態（現在の充放電出力もしくは蓄電量など）を示す個別二次電池情報Ｄ１を収集する。

　ステップＳ２では、負荷現在情報収集部２０２が、負荷群２２のそれぞれの現在の状態（図１中の負荷電力計測点にて計測されるそれぞれの現在の負荷電力など）を示す負荷情報Ｄ２を収集する。

　ステップＳ３では、基幹系発電機現在情報収集部２０３が、基幹系発電機群２３のそれぞれの現在の状態（現在の発電機出力など）を示す基幹系発電機現在情報Ｄ３を収集する。

　ステップＳ４では、仮想二次電池情報作成部２０４が、個別二次電池現在情報Ｄ１と、個別二次電池設備情報Ｄ４と、個別二次電池設定値Ｄ５とに基づき、仮想二次電池情報Ｄ６を作成する。すなわち、Ｎ個の二次電池群２１を１つの仮想二次電池とみなすため、Ｎ個の二次電池群２１のそれぞれに関する情報の総和を、時刻（もしくは時間帯）ｔ_０，…，Ｔ毎に求める。具体的には、例えば以下の数式を用いる。

ここで、

　なお、「個別二次電池運用上限出力」，「個別二次電池運用下限出力」は、各需要家が時間帯毎に設定した設定値である。「個別二次電池容量運用上限」，「個別二次電池容量運用下限」は、各需要家が自然エネルギーを利用した分散型電源の出力変動抑制のために、制御余力として確保するように時間帯毎に設定した上下限である。これらは、個別二次電池設定値Ｄ５から得ることができる。また、「個別二次電池上げ方向出力変化速度」，「個別二次電池下げ方向出力変化速度」は、個別二次電池設備情報Ｄ４から得ることができる。

　需要家が主体的にスケジュール運転を実施したい場合には、例えば以下の数式で表される制約を設定すればよい。

　ステップＳ５では、予想総需要作成部２０５が、負荷情報Ｄ２と、想定需要カーブＤ７とに基づき、予想総需要カーブＤ８を作成する。具体的には、例えば以下の数式を用いる。

　ステップＳ６では、基幹系発電機・仮想二次電池出力配分値計算部２０６が、基幹系発電機現在情報Ｄ３と、仮想二次電池情報Ｄ６と、予想総需要カーブＤ８と、発電機設備情報Ｄ９とに基づき、基幹系発電機出力配分値（運転スケジュール）Ｄ１０と、仮想二次電池出力配分値（運転スケジュール）Ｄ１１とを決定する。すなわち、各制約が存在する中で、基幹系発電機群２３の燃料費が最小となるように、基幹系発電機群２３の出力配分値と仮想二次電池の出力配分値とを決定する。具体的には、例えば以下のような手法を用いる。

　まず、動的計画法により、基幹系発電機群２３の燃料費が最小となる、仮想二次電池の一定時間毎の蓄電量を計算する。

　図５に示すように、現在時刻ｔ_０から仮想二次電池計算期間最終時刻Ｔまでの蓄電量について考える。なお、仮想二次電池計算期間最終時刻ＴおよびＴにおける目標となる蓄電量ＶＥは、例えば前日に立てた計画値または当日運用者が与えた蓄電目標量とする。ここで蓄電量を連続値として扱うと、現在蓄電量ＶＳから目標となる蓄電量ＶＥに至るまでには無数の経路が出現してしまうため、蓄電量を離散値化する。

　例えば、時間ｔにおける蓄電量状態数（蓄電量ＶＥＳが異なる個々の状態に離散化された数）をＳ_ｔとすると、時間ｔ－１におけるＳ_{（ｔ－１）}個の蓄電量状態から、出力ＥＳ（充電または放電）により、時間ｔにおけるある蓄電量状態Ａに至るまでには、Ｓ_{（ｔ－１）}個のパス（経路）が存在する。

　この場合、図６に示すように、時間帯ｔ－１においてＳ_{（ｔ－１）}個に離散化された蓄電量ＶＥＳは、Ｓ_{（ｔ－１）}個に離散化された燃料費Ｃ（ＶＥＳ）を生じさせる。また、時間帯ｔ－１においてＳ_{（ｔ－１）}個に離散化された蓄電量ＶＥＳに対する出力ＥＳ（充電または放電）は、Ｓ_{（ｔ－１）}個に離散化された燃料費Ｃ（ＥＳ）を生じさせる。

　例えば、時間帯ｔ－１における任意の蓄電量状態ｓ（但し、１≦ｓ≦Ｓ_{（ｔ－１）}）の蓄電量ＶＥＳ_{ｔ－１，ｓ}は、燃料費Ｃ（ＶＥＳ_{ｔ－１，ｓ}）を生じさせる。また、当該蓄電量ＶＥＳ_{ｔ－１，ｓ}に対する出力ＥＳ_ｔ，ｓ（充電または放電）は、燃料費Ｃ（ＥＳ_{ｔ－１，ｓ}）を生じさせる。

　ここで、Ｓ_{（ｔ－１）}個のパスの中から、Ｃ（ＶＥＳ）＋Ｃ（ＥＳ）が最小となるパスを選択するための処理を行う。また、時間ｔにおける状態Ａ以外の蓄電量状態に至るパスについても同様な処理を行う（すなわち、Ｓ_ｔ個の各状態に至るパスの全てについて実施する）。さらには、時間ｔ－１とｔとの間のパス以外のパスについても同様な処理を行う（すなわち、時間ｔ_０～Ｔの間に存在する全てのパスについて実施する）。具体的には、例えば以下の数式を用いる。

　ここで、基幹系発電機群２３の燃料費の最小とするようなＥＳ_ｔ，ｓは、例えば以下の非線形計画問題を解くことで求めることができる。一般には基幹系発電機燃料費特性は２次式で近似できる場合がほとんどであるため、２次計画問題として定式化することができる。２次計画問題は比較的高速に解けることが知られている。

　例えば、目的関数を「燃料費最小化」とする以下の式を用いる。

　また、制約条件を「需給バランス制約」とする以下の式を用いる（但し、ＥＳ_ｔは所与とする）。

　すなわち、基幹系発電機群２３の出力ＧＰ_ｋ，ｔを変数として含む基幹系発電機群２３の燃料費の特性を表す関数ｆ_ｋを用いて、当該燃料費が最小となる基幹系発電機群２３の出力を求め、求めた基幹系発電機群２３の出力を負荷群２２の需要から差し引くことによって仮想二次電池の出力を求めることができる。

　なお、上記「基幹系発電機上限出力」，「基幹系発電機下限出力」，「基幹系発電機上げ方向出力変化速度」，「基幹系発電機下げ方向出力変化速度」は、発電機設備情報Ｄ９から得ることができる。

　ステップＳ７では、個別二次電池出力配分値計算部２０７は、仮想二次電池出力配分値Ｄ１１と、個別二次電池現在情報Ｄ１とに基づき、個別二次電池出力配分値Ｄ１２を作成する。具体的には、例えば以下のような線形計画問題を解くことで個別二次電池出力配分値Ｄ１２を求めることができる。このような線形計画問題は数万変数の問題でも高速に解けることが知られている。

　例えば、目的関数を「制御余力最大化」（＝蓄電量の中間値からの偏差最小化）とする以下の式を用いる。

　すなわち、一般に二次電池の容量は有限であり、蓄電量が上限、或いは下限に達するとそれ以上の電力補償ができなくなるため、出力変動を補償する観点から、できるだけ蓄電量を中間値程度に保ち、常に制御余力を確保するようにしている。

　上記計算結果から、各二次電池の出力配分値が以下のように求まる。

　ステップＳ８では、二次電池制御部２０８が、ステップＳ７で求めた個別二次電池出力配分値Ｄ１２に基づき、二次電池群２１のそれぞれの制御を行う。

　ステップＳ９では、基幹系発電機制御部２０９が、ステップＳ６で求めた基幹系発電機出力配分値Ｄ１０に基づき、基幹系発電機群２３のそれぞれの制御を行う。

　この第１の実施形態によれば、出力配分制御装置が、電力系統内に電力貯蔵装置として導入されている多数の二次電池群に対し、同系統内に近接して設置された自然エネルギーを利用した分散型電源の出力変動を抑制するために、それら二次電池群の制御余力を確保するための制御を行いつつ、一方でそれら二次電池群の余剰能力を最大限に活用するために、同系統内における化石燃料等で運転される発電機の経済性を確保するための制御を行うので、経済性の確保と電力品質の確保の両方を実現することができる。また、二次電池の最適な運転スケジュールの作成・計算のためには、一般に、多数の非線形計画問題を解かねばならず、計算負荷が高いが、本実施形態では、個別の二次電池について計算を実施する前に、集約した仮想的な二次電池について計算を実施することで、計算負荷を低減させることができ、計算の高速性を実現することができる。

（第２の実施形態）
　次に、第２の実施形態について説明する。　
　なお、この第２の実施形態においては、第１の実施形態の構成と共通する部分には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。以下では、第１の実施形態と異なる部分を中心に説明する。

　図７は、本発明の第２の実施形態に係る出力配分制御装置の機能構成の一例を示す図である。

　第２の実施形態の出力配分制御装置１５（図７）が、第１の実施形態の出力配分制御装置１５（図３）と異なる点は、個別二次電池出力配分値計算部２０７が、個別二次電池出力配分値を計算するに際し、目的関数を「制御余力最大化」（＝蓄電量の中間値からの偏差最小化）とする式を用いる代わりに、目的関数を「送電損失電力最小化」とする式を用いる点と、その計算のために系統接続・インピーダンス情報Ｄ１０１および前述の負荷情報Ｄ２（現在の負荷電力など）をさらに取得する点にある。系統接続・インピーダンス情報Ｄ１０１は、電力系統１を構成するノードおよびブランチの接続関係や各部のインピーダンス（もしくは抵抗）を示す情報である。これらの情報を利用することにより、個別二次電池出力配分値計算部２０７は、各制約が存在する中で、電力系統内のそれぞれのブランチ潮流やブランチ抵抗を変数として含む当該電力系統の送電損失を表す関数を用いて当該送電損失が最小となるそれぞれの潮流を求め、求めたそれぞれの潮流から二次電池群２１のそれぞれの出力を決定する。

　次に、上記のように構成した出力配分制御装置１５の動作について、図８に示すフローチャートを用いて説明する。

　ステップＳ１～Ｓ６の処理については、図４のフローチャートで説明した通りであるため、その説明を省略する。

　ステップＳ１０１では、個別二次電池出力配分値計算部２０７が、ステップＳ２で求めた負荷情報Ｄ２（現在の負荷電力など）と、系統接続・インピーダンス情報Ｄ１０１とを取得する。これらの情報は、後述するブランチ潮流の計算や送電損失の算定を行うために使用される。

　ところで、直流法による潮流計算では、下記のようにブランチ潮流をノード注入電力（但し、発電はプラス、負荷はマイナスとする）の一次式で表現する方法がある。

　ここで、行列Ｐは、個々のノードへのノード注入電力を表し、行列Ａは、個々のノードにおける個々のブランチ潮流を表している。また、ｉは、ｍ個のブランチのうちの任意のブランチを表し、ｊは、ｎ個のノードのうちの任意のノードを表している。

　行列Ａの成分は潮流分流係数と呼ばれるものである。潮流分流係数は、図９に示されるように、任意のノードｊに電力Ｐ_ｊを１ＰＵ注入し、スイングノード（基準ノード）に逃がした場合に、任意のブランチｉに流れるブランチ潮流Ｆ_ｉを表している。したがって、直流法による潮流計算を、ノード数分実行すれば、潮流分流係数を求めるこことができる。すなわち、１ノード分計算すれば行列Ａの１列分が求まるので、これをノード数分実行する。

　このようなブランチ潮流を用いた送電損失電力は、近似的に以下の式で表されることが知られている。

　ここで、Ｆ_ｋは、任意のブランチｋに流れるブランチ潮流を表し、ｒ_ｋは、ブランチの抵抗を表している。

　ステップＳ１０２では、個別二次電池出力配分値計算部２０７は、ステップＳ６で求めた仮想二次電池出力配分値Ｄ１１と、ステップＳ１で求めた個別二次電池現在情報Ｄ１と、ステップＳ１０１で取得した負荷情報Ｄ２および系統接続・インピーダンス情報Ｄ１０１とに基づき、個別二次電池出力配分値Ｄ１２を作成する。具体的には、例えば以下のような最適化問題を解くことで個別二次電池出力配分値Ｄ１２を求めることができる。このような問題は２次計画問題であるため、実用的な時間で計算することが可能である。

　例えば、目的関数を「送電損失電力最小化」とする以下の式を用いる。

　また、制約条件については、以下の式を用いる。

　すなわち、電力系統内のそれぞれのブランチ潮流Ｆ_ｋやブランチ抵抗ｒ_ｋを変数として含む当該電力系統の送電損失を表す関数を用いて、当該送電損失が最小となるそれぞれの潮流Ｆ_ｋ，ｔを求め、求めたそれぞれの潮流を生じさせるノード注入電力ＢＴ_ｉ，ｔを、二次電池群２１のそれぞれの出力とする。

　ステップＳ８～Ｓ９の処理については、図４のフローチャートで説明した通りであるため、その説明を省略する。

　この第２の実施形態によれば、個別二次電池出力配分値計算において、時々刻々と変化する負荷状況に合わせて送電損失を最小にする手法を適用することにより、前述の第１の実施形態と同様の効果を得ることができる。

（第３の実施形態）
　次に、第３の実施形態について説明する。　
　なお、この第３の実施形態においては、第２の実施形態の構成と共通する部分には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。以下では、第２の実施形態と異なる部分を中心に説明する。

　第３実施形態に係る出力配分制御装置の機能構成は、図７に示した構成と同じである。

　但し、個別二次電池出力配分値計算部２０７は、個別二次電池出力配分値を計算するに際し、目的関数を「送電損失電力最小化」とする式、または、目的関数を「制御余力最大化」（＝蓄電量の中間値からの偏差最小化）とする式を用いる。また、制約条件としては、前述の第２の実施形態で説明したものを用いることに加え、電力系統内のそれぞれの潮流の上下限を示す潮流制約を用いる。すなわち、個別二次電池出力配分値計算部２０７は、電力系統内のそれぞれの潮流の上下限を示す潮流制約が存在する中で、二次電池群２１のそれぞれの出力を決定する機能を有する。

　次に、上記のように構成した出力配分制御装置１５の動作について、図１０に示すフローチャートを用いて説明する。

　ステップＳ１～Ｓ６およびＳ１０１の処理については、図８のフローチャートで説明した通りであるため、その説明を省略する。

　ステップＳ２０１では、個別二次電池出力配分値計算部２０７は、個別二次電池出力配分値Ｄ１２を作成するに際し、具体的には、例えば以下のような最適化問題を解くことで個別二次電池出力配分値Ｄ１２を求める。

　例えば、目的関数を「送電損失電力最小化」とする以下の式、または、目的関数を「制御余力最大化」（＝蓄電量の中間値からの偏差最小化）とする以下の式を用いる。このような問題は２次計画問題であるため、実用的な時間で計算することが可能である。

　また、制約条件については、以下の式を用いる。

　すなわち、ステップＳ２０１では、個別二次電池出力配分値計算部２０７が、電力系統内のそれぞれの潮流Ｆ_ｉ，ｔの上下限を示す潮流制約が存在する中で、電力系統の送電損失が最小となるそれぞれの潮流、または、二次電池群２１の制御余力が最大となるそれぞれの潮流を求め、求めたそれぞれの潮流から二次電池群２１のそれぞれの出力を決定する。

　ステップＳ８～Ｓ９の処理については、図８のフローチャートで説明した通りであるため、その説明を省略する。

　この第３の実施形態によれば、潮流制約が存在する中で個別二次電池出力配分値計算を行うことにより、電力品質の確保をより一層確実なものとすることができる。

（まとめ）
　以上詳述したように、各実施形態によれば、二次電池群を有する電力系統において経済性の確保と電力品質の確保の両方を実現することが可能となる。

　上述した各実施形態で述べた各種の機能や処理手順は、コンピュータプログラムとして、コンピュータにより読み取り可能な記憶媒体（例えば磁気ディスク，光ディスク，半導体メモリ）に記憶させておき、必要に応じてそれをプロセッサにより読み出して実行するようにしてもよい。また、このようなコンピュータプログラムは、通信媒体を介してあるコンピュータから他のコンピュータに伝送することにより配布することも可能である。

　本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。

Claims

　発電機群（２３）、負荷群（２２）、および二次電池群（２１）が接続された電力系統に適用される出力配分制御装置（１５）であって、
　少なくとも前記負荷群（２２）の需要を示す情報と、前記発電機群（２３）の出力および運用上の制約を示す情報と、前記二次電池群（２１）の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、前記発電機群（２３）の燃料費が最小となるように、前記発電機群（２３）の出力配分と、前記二次電池群（２１）を１つの仮想的な二次電池とみなしたときの当該仮想二次電池の出力配分とを決定する第１の出力配分決定手段（２０６）と、
　少なくとも前記第１の出力配分決定手段（２０６）により決定された仮想二次電池の出力配分と、前記二次電池群（２１）の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、前記二次電池群（２１）の制御余力の合計が最大となるように、或いは当該電力系統の送電損失が最小となるように、前記二次電池群（２１）のそれぞれの出力配分を決定する第２の出力配分決定手段（２０７）と
　を具備することを特徴とする出力配分制御装置（１５）。
　前記第１の出力配分決定手段（２０６）は、前記発電機群（２３）の出力を変数として含む前記発電機群（２３）の燃料費を表す関数を用いて、当該燃料費が最小となる前記発電機群（２３）の出力を求め、求めた前記発電機群（２３）の出力を前記負荷群（２２）の需要から差し引くことによって前記仮想二次電池の出力を求めることを特徴とする請求項１に記載の出力配分制御装置（１５）。
　前記第２の出力配分決定手段（２０７）は、前記二次電池群（２１）のそれぞれの蓄電量の上下限の中間値からの当該二次電池群（２１）のそれぞれの蓄電量の偏差を表す関数を用いて、それぞれの偏差が最小となる前記二次電池群（２１）のそれぞれの蓄電量を求め、求めた蓄電量の時間変位から前記二次電池群（２１）のそれぞれの出力を決定することを特徴とする請求項２に記載の出力配分制御装置（１５）。
　前記第２の出力配分決定手段（２０７）は、前記電力系統内のそれぞれの潮流を変数として含む当該電力系統の送電損失を表す関数を用いて、当該送電損失が最小となるそれぞれの潮流を求め、求めたそれぞれの潮流から前記二次電池群（２１）のそれぞれの出力を決定することを特徴とする請求項２に記載の出力配分制御装置（１５）。
　前記第２の出力配分決定手段（２０７）は、前記電力系統内のそれぞれの潮流の上下限を示す潮流制約が存在する中で、前記二次電池群（２１）のそれぞれの出力を決定することを特徴とする請求項３又は４に記載の出力配分制御装置（１５）。
　発電機群（２３）、負荷群（２２）、および二次電池群（２１）が接続された電力系統に適用される出力配分制御方法であって、
　第１の出力配分決定手段（２０６）が、少なくとも前記負荷群（２２）の需要を示す情報と、前記発電機群（２３）の出力および運用上の制約を示す情報と、前記二次電池群（２１）の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、前記発電機群（２３）の燃料費が最小となるように、前記発電機群（２３）の出力配分と、前記二次電池群（２１）を１つの仮想的な二次電池とみなしたときの当該仮想二次電池の出力配分とを決定すること（Ｓ１～Ｓ６）と、
　第２の出力配分決定手段（２０７）が、少なくとも前記第１の出力配分決定手段（２０６）により決定された仮想二次電池の出力配分と、前記二次電池群（２１）の蓄電量および運用上の制約を示す情報とに基づき、各制約が存在する中で、前記二次電池群（２１）のそれぞれの制御余力の合計が最大となるように、或いは当該電力系統での送電損失が最小となるように、前記二次電池群（２１）のそれぞれの出力配分を決定すること（Ｓ７～Ｓ９）と
　を含むことを特徴とする出力配分制御方法。