WO2017037974A1 - 電力制御システム及びサーバー - Google Patents

Abstract

アンシラリーサービスを提供するアグリゲータ（２００）と通信を行いながら、電力系統（ＰＳ）から建物（ＨＭ）に供給される電力を調整する電力制御システム（１００）は、前記建物の蓄電池（ＢＴ）の充放電計画を作成する計画部（１１０）と、前記蓄電池を制御する充放電制御部（１２０）と、前記充放電計画を前記アグリゲータのサーバー（２１０）に送信する送信部（１３０）と、前記サーバーからの調整要求信号を受信する受信部（１４０）とを備える。前記充放電計画は、最大蓄電量に関する第１データと、最小蓄電量に関する第２データとが含まれている。前記充放電制御部は、蓄電量が最適蓄電量と一致するように前記蓄電池を制御し、且つ、前記調整要求信号（Ｐ_h）に基づいて、前記蓄電量と前記最適蓄電量との間で差が生じるように前記蓄電池を制御する。

Description

電力制御システム及びサーバー 関連出願の相互参照

　本出願は、２０１５年８月３１日に出願された日本特許出願番号２０１５－１７０１７３号に基づくもので、ここにその記載内容を援用する。

　本開示は、アンシラリーサービスを提供するアグリゲータと通信を行いながら、電力系統から建物に供給される電力を調整する電力制御システム、及び、当該電力制御システムと通信を行うサーバーに関するものである。

　アンシラリーサービスとは、電力系統から各需要家への電力供給が安定的に行われるように、発電や送電に付随して行われるサービスである。アンシラリーサービスによって、例えば電力の需給バランスが確保され、その結果として電力の周波数が一定に保たれる。我が国においては、従来、アンシラリーサービスは発電等のサービスと一体不可分のものとされていたため、発送電を行う事業者のみによって提供されていた。

　一方、電力サービスの自由化において先行する米国では、発電や送電を行う事業者とは別に、アンシラリーサービスを専門に行う事業者も存在している。このような事業者としては、複数の需要家と個別に契約を行うことによってアンシラリーサービスに提供可能な容量を確保する、所謂「アグリゲータ」と称される事業者が挙げられる。尚、ここでいう「容量」とは、系統電力の消費量についての調整幅のことである。

　例えば、電力需要が大きくなり需給バランスが崩れる可能性が生じたときには、系統電力の消費の低減を求める信号が送電会社からアグリゲータに送信される。アグリゲータは、各需要家に設置されている蓄電池（例えば、建物に接続された電動車両の蓄電池）からの放電を促すように制御を行う。これにより、各需要家における系統電力の消費を低減させる。

　逆に、発電した電力が余剰となってしまう可能性が生じたときには、系統電力の消費を促す信号が送電会社からアグリゲータに送信される。アグリゲータは、各需要家に設置されている蓄電池への充電を促すように制御を行う。これにより、電力系統から各需要家に供給される電力を増加させる。

　太陽光発電や風力発電の普及は今後も進んでいくと考えられる。ただし、これらのような自然エネルギーによる発電で得られる電力は、天候による影響を受けやすく、比較的不安定なものである。従って、我が国においてもアンシラリーサービスの重要性は大きくなって行き、これを提供するためのアグリゲータも今後は増加して行くものと考えられる。

　下記特許文献１には、上記のように複数の需要家による協力の下でアンシラリーサービスを提供するための方法、及びこれを実現するための装置（アンシラリーサービス提供装置）についての記載がある。

　下記特許文献１に記載のアンシラリーサービス提供装置は、各需要家に設置された需要家内蓄電装置に対して制御信号を送信する。当該制御信号は、蓄電池が充電する充電電力値、又は蓄電池が放電する放電電力値を示す信号である。需要家内蓄電装置は、アンシラリーサービス提供装置から制御信号を受信すると、当該制御信号に従って蓄電池の充放電を制御する。

　近年では、「ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）」と称される電力制御システムが普及し始めている。このような電力制御システムは、各需要家に設置され、当該需要家の蓄電池からの充放電を計画的に行うことにより、電力系統から建物に供給される電力の平準化や電気料金の低減等を行うものである。

　これに対し、上記特許文献１に記載の需要家内蓄電装置は、外部（アンシラリーサービス提供装置）からの制御信号の通りに蓄電池の充放電を行うものであり、需要家における電気料金の低減等を考慮した制御を自ら行うものではない。

　従って、上記特許文献１に記載の需要家内蓄電装置によって行われる制御を、ＨＥＭＳコントローラとして構成された電力制御システムにそのまま適用することはできない。各需要家の都合（電気料金の低減等）を考慮した充放電の制御と、アンシラリーサービスに容量を提供するために必要となる充放電の制御とを両立させることについて、従来は具体的な検討がなされていなかった。

特許第５４９７５９４号公報

　本開示は、アンシラリーサービスへの参加のために必要となる制御と、建物における系統電力の消費を最適化するための制御とを、協調させながら行うことのできる電力制御システム、及び、当該電力制御システムと通信を行うサーバーを提供することを目的とする。

　本開示の第一の態様において、アンシラリーサービスを提供するアグリゲータと通信を行いながら、電力系統から建物に供給される電力を調整する電力制御システムは、前記建物に接続された蓄電池の、所定期間における充放電計画を作成する計画部と、前記充放電計画に基づいて、前記所定期間における前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部と、前記充放電計画を前記アグリゲータのサーバーに送信する送信部と、前記充放電計画に基づいて前記サーバーから送信される調整要求信号、を受信する受信部と、を備える。前記充放電計画には、前記所定期間において許容される最大蓄電量の推移に関する第１データと、前記所定期間において許容される最小蓄電量の推移に関する第２データと、が含まれている。前記所定期間において、前記充放電制御部は、前記蓄電池の蓄電量が、前記最小蓄電量と前記最大蓄電量との平均値である最適蓄電量と一致するように、前記蓄電池の充放電を制御し、且つ、前記受信部により前記調整要求信号が受信されると、当該調整要求信号に基づいて、前記蓄電量と前記最適蓄電量との間で差が生じるように前記蓄電池の充放電を制御する。

　上記の電力制御システムは、所定期間における充放電計画を作成してアグリゲータのサーバーに送信する。充放電計画は、許容される最大蓄電量の推移である第１データと、許容される最小蓄電量の推移である第２データとを含むものとして作成される。このように、目標蓄電量の推移として充放電計画が作成されるのではなく、許容される蓄電量の範囲の推移として充放電計画が作成される。

　尚、「許容される最大蓄電量」とは、例えば、建物の電気料金を所定値以下に抑えるという条件の下で蓄電池の充放電が行われる場合に、蓄電量がとり得る範囲の最大値のことである。同様に、「許容される最小蓄電量」とは、例えば、建物の電気料金を所定値以下に抑えるという条件の下で蓄電池の充放電が行われる場合に、蓄電量がとり得る範囲の最小値のことである。最小蓄電量と最大蓄電量との平均値である最適蓄電量は、建物側の都合（電気料金の最小化等）に最も合致した蓄電量、ということになる。

　充放電制御部は、蓄電池の蓄電量が最適蓄電量と一致するように蓄電池の充放電を制御する。尚、「一致するように」とは、実際の蓄電量と最適蓄電量との間で差が生じた場合において、当該差を０に近づけるような制御が行われることを意味する。このように、充放電制御部は、基本的には建物側の都合に合致した制御を行おうとする。

　サーバーからの調整要求信号（アンシラリーサービスに必要な調整を行わせるための信号）が受信されると、充放電制御部は、当該調整要求信号に基づいて、蓄電量と最適蓄電量との間で差が生じるように蓄電池の充放電を制御する。このとき、蓄電量と最適蓄電量との間で生じる差が、アンシラリーサービスのために提供される容量ということとなる。このように、本発明によれば、基本的には建物における系統電力の消費を最適化するための制御を行いながらも、アグリゲータからの求めに応じて充放電の調整を行い、これによりアンシラリーサービスに必要な容量を提供することができる。

　上記の電力制御システムによれば、アンシラリーサービスへの参加のために必要となる制御と、建物における系統電力の消費を最適化するための制御とを、協調させながら行うことのできる電力制御システムが提供される。

　本開示の第二の態様において、サーバーは、アンシラリーサービスを提供するアグリゲータに設置され、第一の態様に記載の少なくとも一つの電力制御システムと通信を行う。

　このような電力制御システムでは、目標蓄電量の推移として充放電計画が作成されるのではなく、許容される蓄電量の範囲の推移として充放電計画が作成される。

　このように、基本的には建物における系統電力の消費を最適化するための制御を行いながらも、アグリゲータからの求めに応じて充放電の調整を行い、これによりアンシラリーサービスに必要な容量を提供することができる。

　上記のサーバによれば、アンシラリーサービスへの参加のために必要となる制御と、建物における系統電力の消費を最適化するための制御とを、協調させながら行うことのできる当該電力制御システムと通信を行うサーバーが提供される。

　本開示についての上記目的およびその他の目的、特徴や利点は、添付の図面を参照しながら下記の詳細な記述により、より明確になる。その図面は、
図１は、本開示の実施形態に係る電力制御システムが設置された建物、アグリゲータ、及び地域送電機関を含む全体の構成を模式的に示す図であり、 図２は、電力制御システム、アグリゲータ、及び地域送電機関との間で送受信される情報の流れを示すブロック図であり、 図３は、充放電計画に含まれる最適蓄電量を示すグラフであり、 図４は、充放電計画に含まれる最小蓄電量、最適蓄電量、及び最大蓄電量を示すグラフであり、 図５は、実際の蓄電量の推移を示すグラフであり、 図６は、電力制御システムにより実行される処理の流れを示すフローチャートであり、 図７は、アグリゲータのサーバーにより実行される処理の流れを示すフローチャートであり、 図８は、地域送電機関から送信される調整要求信号について説明するためのグラフであり、 図９は、アグリゲータのサーバーにより実行される処理の流れを示すフローチャートであり、 図１０は、電力制御システムにより実行される処理の流れを示すフローチャートである。

　以下、添付図面を参照しながら本開示の実施形態について説明する。説明の理解を容易にするため、各図面において同一の構成要素に対しては可能な限り同一の符号を付して、重複する説明は省略する。

　図１を参照しながら、本実施形態に係る電力制御システム１００について説明する。電力制御システム１００は、電力系統ＰＳから建物ＨＭに供給される電力（系統電力）を調整するための装置であって、建物ＨＭ内に設置されている。

　建物ＨＭには、電力制御システム１００の他、負荷ＬＤと、太陽光発電装置ＳＰと、パワーコンディショナＰＣと、電力変換器ＣＶとが備えられている。

　負荷ＬＤは、例えば照明機器や空調機器のような電力消費機器である。建物ＨＭには複数の電力消費機器が設置されているのであるが、図１においては、これらが単一のブロック（負荷ＬＤ）として示されている。電力系統ＰＳと負荷ＬＤとの間は電力供給ラインＰＳＬにより接続されている。電力系統ＰＳから建物ＨＭに供給される系統電力は、電力供給ラインＰＳＬを介して負荷ＬＤへと供給される。

　太陽光発電装置ＳＰは、太陽光のエネルギーを電力に変換し、当該電力を建物ＨＭに供給するための装置である。太陽光発電装置ＳＰは建物ＨＭの屋根に設置されている。太陽光発電装置ＳＰで生じた電力は、パワーコンディショナＰＣに供給される。

　パワーコンディショナＰＣはインバータの一種である。パワーコンディショナＰＣは、太陽光発電装置ＳＰで生じた直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力供給ラインＰＳＬに供給するものである。太陽光発電装置ＳＰで発電され、パワーコンディショナＰＣで変換された交流電力は、電力供給ラインＰＳＬを介して負荷ＬＤや電力変換器ＣＶに分配される。

　電力変換器ＣＶは、電力供給ラインＰＳＬからの電力（太陽光発電装置ＳＰや電力系統ＰＳから供給される電力）を電力変換し、当該電力を電動車両ＥＶの蓄電池ＢＴに供給するための装置である。また、電力変換器ＣＶは、蓄電池ＢＴに蓄えられている電力を取り出して電力変換し、電力供給ラインＰＳＬを介して当該電力を負荷ＬＤに供給することも可能となっている。電力変換器ＣＶの動作は電力制御システム１００によって制御される。

　以下の説明においては、電力変換器ＣＶから蓄電池ＢＴに電力が供給されることを示すものとして「充電」の語を用いる。また、蓄電池ＢＴから電力変換器ＣＶに電力が供給されることを示すものとして「放電」の語を用いる。更に、充電及び放電の両方を示すものとして「充放電」の語を用いる。

　電動車両ＥＶが建物ＨＭ近傍の駐車スペースに駐車されているときには、電動車両ＥＶと電力変換器ＣＶとの間がケーブルで接続された状態となっている。当該ケーブルを介して、電動車両ＥＶ（蓄電池ＢＴ）と電力変換器ＣＶとの間における電力の授受が行われる。

　また、電動車両ＥＶと電力変換器ＣＶとの間がケーブルで接続されているときには、電動車両ＥＶと電力変換器ＣＶとの間で通信を行うことも可能となっている。電力変換器ＣＶは、当該通信によって蓄電池ＢＴの蓄電量（蓄えられている電力量）を定期的に取得している。取得された蓄電量は電力制御システム１００に伝達される。

　電力制御システム１００は、建物ＨＭの全体における電力を管理するために設置された制御装置である。電力制御システム１００は、所謂ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）コントローラとしての機能を備えている。

　電力制御システム１００は、電力変換器ＣＶの動作を制御し、蓄電池ＢＴから充放電される電力を調整することができる。これにより、電力系統ＰＳから建物ＨＭに供給される電力が調整される。また、電力制御システム１００は、負荷ＬＤの一部（例えば空調装置）の動作を制御し、負荷ＬＤで消費される電力の調整を行うことも可能となっている。

　更に、電力制御システム１００は、建物ＨＭにおける今後の発電電力の推移や消費電力の推移等の予測に基づいて、電気料金を低減するための充放電計画を作成することができる。電力制御システム１００は、当該充放電計画に基づいて蓄電池ＢＴからの充放電が行われるように、電力変換器ＣＶの動作を制御する。充放電計画の作成、及びこれに基づいて行われる制御の具体的な態様については後に説明する。

　電力制御システム１００は、外部のアグリゲータ２００に設置されたサーバー２１０と通信を行いながら、アグリゲータ２００によって行われるアンシラリーサービスに参加することが可能となっている。尚、サーバー２１０も本開示の実施形態に係るものである。

　アグリゲータ２００は、複数の建物ＨＭ（需要家）の居住者と契約を行い、アンシラリーサービスを提供するために必要な容量、すなわち電力の調整幅を確保する。尚、ここでいうアンシラリーサービスとは、発電機関（不図示）において発電された電力と、複数の建物ＨＭで消費される電力とのバランス、すなわち電力の需給バランスを保つことにより、系統電力の周波数を適正な値に維持するサービスのことである。

　アグリゲータ２００は、図１に示されている建物ＨＭ以外にも、複数の建物ＨＭの居住者と契約している。ここでは、それぞれの建物ＨＭに電力制御システム１００及び蓄電池ＢＴが備えられているものとする。個々の建物ＨＭが提供し得る容量は小さいのであるが、アグリゲータ２００が複数の建物ＨＭから容量を集めることにより、アンシラリーサービスを提供し得るような大きな容量が確保されることとなる。

　アグリゲータ２００には、複数の電力制御システム１００と通信を行うためのサーバー２１０が設置されている。また、地域送電機関３００には、サーバー２１０と通信を行うためのサーバー３１０が設置されている。地域送電機関３００は、発電機関で発電された電力を各需要家の下へ送電するサービスを提供する機関なのであるが、発電及び送電のサービスを一括して提供するような機関であってもよい。

　例えば、地域における電力需要が大きくなり、需給バランスが崩れる可能性が生じたときには、系統電力の消費の低減を求める信号が地域送電機関３００のサーバー３１０からアグリゲータ２００のサーバー２１０に送信される。サーバー２１０は、各建物ＨＭに設置されている蓄電池ＢＴからの放電を促すように、それぞれの電力制御システム１００に調整要求信号を送信する。電力制御システム１００は、調整要求信号に従って蓄電池ＢＴからの放電を行い、建物ＨＭに対する系統電力の供給を低減させる。

　逆に、地域における電力需要が小さくなり、系統電力が余剰となってしまう可能性が生じたときには、系統電力の消費を促す信号がサーバー３１０からサーバー２１０に送信される。サーバー２１０は、各建物ＨＭに設置されている蓄電池ＢＴへの充電を促すように、それぞれの電力制御システム１００に調整要求信号を送信する。電力制御システム１００は、調整要求信号に従って蓄電池ＢＴへの充電を行い、建物ＨＭに対する系統電力の供給を増加させる。

　このように、アグリゲータ２００は、各建物ＨＭから提供された容量の範囲内で各建物ＨＭにおける系統電力の受入を増加させたり、各建物ＨＭにおける系統電力の受入を抑制させたりすることにより、地域全体における電力の需給バランスを確保する。

　尚、各建物ＨＭの蓄電池ＢＴは、図１に示されるように電動車両ＥＶに備えられた蓄電池であってもよいのであるが、建物ＨＭに設置された据え置き型の蓄電装置であってもよい。

　アンシラリーサービスの提供に当たり、電力制御システム１００とサーバー２１０との間で行われる通信、及び当該通信により送受信される情報等について、図２を参照しながら説明する。

　電力制御システム１００は、機能的な制御ブロックとして、計画部１１０と、充放電制御部１２０と、送信部１３０と、受信部１４０とを有している。計画部１１０は、所定の時刻ｔ０から２４時間先までの期間における、蓄電池ＢＴの充放電計画を作成する部分である。以下では、上記期間、すなわち充放電計画の対象となる２４時間の期間のことを「算出対象期間」とも称する。

　充放電制御部１２０は、電力変換器ＣＶの動作を制御する部分である。充放電制御部１２０は、基本的には充放電計画に従って蓄電池ＢＴの蓄電量が変化するように、電力変換器ＣＶの動作を制御する。その具体的な態様については後に説明する。

　送信部１３０は、サーバー２１０に向けて充放電計画などの各種情報を送信する部分である。受信部１４０は、サーバー２１０からの調整要求信号を受信する部分である。

　送信部１３０で作成される充放電計画について説明する。本実施形態における充放電計画は、時刻ｔ０から３０分が経過する毎における、蓄電池ＢＴの蓄電量の目標値の推移を含むものとして作成される。以下では、例えば時刻ｔ０における蓄電量の目標値を最適蓄電量Ｘ_Ph（０）と表記し、時刻ｔ０から３０分が経過した時刻ｔ１における蓄電量の目標値を最適蓄電量Ｘ_Ph（１）と表記する。それぞれの括弧内の数値は、時刻ｔ０から３０分の期間が経過した回数を示すものとなっている。以下では、算出対象期間に含まれる３０分間の各期間のことを「制御対象期間」とも称する。制御対象期間は、本開示の「所定期間」に該当するものである。

　本実施形態では、サーバー２１０と通信を行う電力制御システム１００がＨ台存在しているものとする。「Ｘ_Ph（０）」における添え字の「ｈ」は、Ｈ台存在する電力制御システム１００のうち、ｈ台目の電力制御システム１００で算出された充放電計画であることを示すものである。つまり、ｈは、１乃至Ｈのうちのいずれかの値をとり得る変数である。

　図３に示されるように、各時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・、ｔｎにおける蓄電量の目標値が、それぞれ最適蓄電量Ｘ_Ph（０）、Ｘ_Ph（１）、Ｘ_Ph（２）、・・、Ｘ_Ph（ｎ）として設定される。算出対象期間の長さは２４時間であるから、最適蓄電量Ｘ_Ph（０）から最適蓄電量Ｘ_Ph（４８）までの計４９個の目標値が設定されることとなる。これら全体の集合を、以下では「｛Ｘ_Ph｝」のようにも表記する。

　充放電計画には、上記のような最適蓄電量の推移のほか、最大蓄電量の推移、及び最小蓄電量の推移が含まれる。

　最大蓄電量とは、例えば建物ＨＭにおける電気料金を可能な限り抑制するという条件の下で、算出対象期間の各時刻において許容される蓄電量の最大値のことである。本実施形態では、最大蓄電量は以下の式（１）で示される評価関数を最小化するものとして算出される。

　式（１）の第１項のうちＦ（ｔ０＋ｋδｔ）は、時刻が「ｔ０＋ｋδｔ」のときにおける単位電力量当たりの電気料金を示す関数である。δｔは制御対象期間の長さ（３０分間）である。また、Ｗ_h（ｋ|ｔ０）は、３０分間の制御対象期間が時刻ｔ０からｋ回経過したときにおいて、建物ＨＭに電力系統ＰＳから供給されると予測される電力の値である。Ｗ_h（ｋ|ｔ０）にδｔを掛けることで、ｋ番目の制御対象期間に電力系統ＰＳから建物ＨＭに供給されると予測される電力量が算出される。

　式（１）の第１項では、Ｆ（ｔ０＋ｋδｔ）・Ｗ_h（ｋ|ｔ０）・δｔの全体をｋについて積算している。式（１）の「Ｔ」は、算出対象期間（２４時間）に含まれる制御対象期間（３０分間）の個数である。このため、式（１）の第１項は、算出対象期間における系統電力の使用に基づく電気料金、を示す項となっている。

　式（１）の第２項のうちＤ_h（ｋ|ｔ０）は、時刻ｔ０の後におけるｋ番目の制御対象期間において、蓄電池ＢＴへの充放電が行われる回数を示すものである。式（１）の第２項は、このようなＤ_h（ｋ|ｔ０）に係数αを掛けたものをｋについて積算している。つまり、式（１）の第２項は、算出対象期間における蓄電池ＢＴの充放電回数、に比例する項となっている。

　式（１）の第３項のうちＸ_Uh（ｋ|ｔ０）は、３０分間の制御対象期間が時刻ｔ０からｋ回経過したときにおける、蓄電池ＢＴの蓄電量を示すものである。式（１）の第３項は、このようなＸ_Uh（ｋ|ｔ０）に係数β_Uを掛けたものをｋについて積算している。つまり、式（１）の第３項は、算出対象期間における蓄電池ＢＴの蓄電量の積算値、に比例する項となっている。

　算出対象期間における蓄電量の推移が異なれば、式（１）で示される評価関数の値も異なる値となる。最大蓄電量の推移、すなわち３０分毎の各時刻における最大蓄電量の値は、式（１）で示される評価関数が最小となるような蓄電量の推移、として算出される。

　このように算出された最大蓄電量の推移は、系統電力の使用に基づく電気料金を可能な限り安くし（第１項）、蓄電池ＢＴの充放電回数を可能な限り少なくし（第２項）、且つ蓄電池ＢＴの蓄電量を可能な限り大きく保つ（第３項）、という条件の下で算出された蓄電量の推移ということになる。すなわち、算出対象期間（又は、これに含まれる各制御対象期間）において、電気料金等の制約の下で許容される蓄電量の最大値の推移を示すもの、ということができる。

　尚、係数α及び係数β_Uはいずれも正値の係数である。これらは、各項の重みづけを考慮しながら適宜設定される。例えば、蓄電池ＢＴの充放電回数を少なくすることをより重視する場合には、係数αが大きめの値として設定される。

　最大蓄電量は、以下では最適蓄電量の場合と同様に表記する。つまり、各時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・、ｔｎにおける最大蓄電量の値を、それぞれ最大蓄電量Ｘ_Uh（０）、Ｘ_Uh（１）、Ｘ_Uh（２）、・・、Ｘ_Uh（ｎ）のように表記する。また、算出対象期間における最大蓄電量の全体の集合を、以下では「｛Ｘ_Uh｝」のようにも表記する。｛Ｘ_Uh｝は、本開示の「第１データ」に該当する。

　最小蓄電量とは、例えば建物ＨＭにおける電気料金を可能な限り抑制するという条件の下で、算出対象期間の各時刻において許容される蓄電量の最小値のことである。本実施形態では、最小蓄電量は以下の式（２）で示される評価関数を最小化するものとして算出される。

　式（２）の第１項及び第２項は、式（１）の第１項及び第２項とそれぞれ同一である。式（２）の第３項のうちＸ_Lh（ｋ|ｔ０）は、３０分間の制御対象期間が時刻ｔ０からｋ回経過したときにおける、蓄電池ＢＴの蓄電量を示すものである。式（２）の第３項は、このようなＸ_Lh（ｋ|ｔ０）に係数β_Lを掛けたものをｋについて積算している。つまり、式（２）の第３項は、算出対象期間における蓄電池ＢＴの蓄電量の積算値、に比例する項となっている。

　算出対象期間における蓄電量の推移が異なれば、式（２）で示される評価関数の値も異なる値となる。最小蓄電量の推移、すなわち３０分毎の各時刻における最小蓄電量の値は、式（２）で示される評価関数が最小となるような蓄電量の推移、として算出される。

　このように算出された最小蓄電量の推移は、系統電力の使用に基づく電気料金を可能な限り安くし（第１項）、蓄電池ＢＴの充放電回数を可能な限り少なくし（第２項）、且つ蓄電池ＢＴの蓄電量を可能な限り小さく保つ（第３項）、という条件の下で算出された蓄電量の推移ということになる。すなわち、算出対象期間（又は、これに含まれる各制御対象期間）において、電気料金等の制約の下で許容される蓄電量の最小値の推移を示すもの、ということができる。

　尚、係数α及び係数β_Lはいずれも正値の係数である。これらは、各項の重みづけを考慮しながら適宜設定される。例えば、蓄電量の変動（減少）の許容範囲を広くすることをより重視する場合には、係数β_Lが大きめの値として設定される。

　最小蓄電量についても、以下では最適蓄電量の場合と同様に表記する。つまり、各時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・、ｔｎにおける最小蓄電量の値を、それぞれ最小蓄電量Ｘ_Lh（０）、Ｘ_Lh（１）、Ｘ_Lh（２）、・・、Ｘ_Lh（ｎ）のように表記する。また、算出対象期間における最小蓄電量の全体の集合を、以下では「｛Ｘ_Lh｝」のようにも表記する。｛Ｘ_Lh｝は、本開示の「第２データ」に該当する。

　先に説明した最適蓄電量の推移（｛Ｘ_Ph｝）は、上記のような最大蓄電量の推移（｛Ｘ_Uh｝）及び最小蓄電量の推移（｛Ｘ_Lh｝）が算出された後、これら｛Ｘ_Ph｝、｛Ｘ_Uh｝に基づいて算出される。具体的には、下記の式（３）で示されるように、各時刻（ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・）における最大蓄電量と最小蓄電量の平均値として算出される。

　式（３）の左辺にあるＸ_Ph（１|ｔ０）は、３０分間の制御対象期間が時刻ｔ０から１回経過した時点における最適蓄電量である。式（３）の右辺にあるＸ_Uh（１|ｔ０）は、３０分間の制御対象期間が時刻ｔ０から１回経過した時点における最大蓄電量である。同じく式（３）の右辺にあるＸ_Lh（１|ｔ０）は、３０分間の制御対象期間が時刻ｔ０から１回経過した時点における最小蓄電量である。

　他の時刻における最適蓄電量についても、同様に算出される。つまり、それぞれの時刻における最適蓄電量は、当該時刻における最大蓄電量と最小蓄電量との平均値として算出される。その結果、図４に示されるように、各時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・・のそれぞれについて、最適蓄電量、最大蓄電量、最小蓄電量が算出される。また、それぞれの最適蓄電量は、最大蓄電量と最小蓄電量との中間の値として算出される。図４に示されていない他の全ての時刻（ｔ３、ｔ４等）についても同様である。

　図２に戻って説明を続ける。計画部１１０では、上記のような｛Ｘ_Ph｝、｛Ｘ_Uh｝、｛Ｘ_Lh｝のほか、｛Ｗ_P0h｝及び｛Ｗ_M0h｝も算出される。

　｛Ｗ_P0h｝は、算出対象期間の各時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・、ｔｎにおいて、建物ＨＭで消費されると予測される電力の値の推移を示すものである。以下では、例えば時刻ｔ０において消費されると予測される電力の値を、予測消費電力Ｗ_P0h（０）のように表記し、時刻ｔ１において消費されると予測される電力の値を、予測消費電力Ｗ_P0h（１）のように表記する。他の時刻（ｔ２等）における予測消費電力についても同様である。｛Ｗ_P0h｝は、算出対象期間の各時刻（時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・）における予測消費電力Ｗ_P0h（０）、Ｗ_P0h（１）、Ｗ_P0h（２）、・・の全体の集合である。｛Ｗ_P0h｝は、本開示の「第３データ」に該当する。

　｛Ｗ_M0h｝は、算出対象期間の各時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・、ｔｎにおいて、建物ＨＭで発電されると予測される電力の値の推移を示すものである。以下では、例えば時刻ｔ０において発電されると予測される電力の値を、予測発電電力Ｗ_M0h（０）のように表記し、時刻ｔ１において発電されると予測される電力の値を、予測発電電力Ｗ_M0h（１）のように表記する。他の時刻（ｔ２等）における予測発電電力についても同様である。｛Ｗ_M0h｝は、算出対象期間の各時刻（時刻ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・）における予測発電電力Ｗ_M0h（０）、Ｗ_M0h（１）、Ｗ_M0h（２）、・・の全体の集合である。｛Ｗ_M0h｝は、本開示の「第４データ」に該当する。

　｛Ｗ_P0h｝及び｛Ｗ_M0h｝は、過去において建物ＨＭで消費された電力の経緯や、曜日による電力消費量の違いなどを考慮しながら、計画部１１０によって行われるモデル予測制御により算出される。当該モデル予測のホライズンは２４時間である。

　本実施形態では、計画部１１０で作成された｛Ｘ_Ph｝、｛Ｘ_Uh｝、｛Ｘ_Lh｝、｛Ｗ_P0h｝、及び｛Ｗ_M0h｝が、充放電計画として送信部１３０からサーバー２１０へと送信される。また、充放電計画の作成及びサーバー２１０への送信は、それぞれの制御対象期間が始まる直前に行われる。つまり、３０分が経過する毎に繰り返し行われる。

　例えば図４に示される例の場合、時刻ｔ０の直前において２４時間分の充放電計画が作成され、サーバー２１０に送信される。その後、時刻ｔ１の直前において２４時間分の新たな充放電計画が作成（更新）され、再度サーバー２１０に送信される。その結果、作成された充放電計画に含まれるデータ（２４時間分）のうち、充放電の制御のために実際に利用されるのは、最初の３０分間についてのデータのみ、ということになる。

　充放電計画がサーバー２１０に送信され、時刻ｔ０以降になると、充放電制御部１２０による電力変換器ＣＶの制御が開始される。かかる制御の概要について、図５を参照しながら説明する。

　図５においては、時刻ｔ０における最適蓄電量Ｘ_Ph（０）と、時刻ｔ１における最適蓄電量Ｘ_Ph（１）とを繋ぐ直線が、点線ＰＬ０で示されている。また、時刻ｔ０における最適蓄電量Ｘ_Ph（０）と、時刻ｔ１における最大蓄電量Ｘ_Uh（１）とを繋ぐ直線が、点線ＵＬ０で示されている。更に、時刻ｔ０における最適蓄電量Ｘ_Ph（０）と、時刻ｔ１における最小蓄電量Ｘ_Lh（１）とを繋ぐ直線が、点線ＬＬ０で示されている。

　充放電制御部１２０は、時刻ｔ０から時刻ｔ１までの制御対象期間において、蓄電池ＢＴの実際の蓄電量が最適蓄電量と一致するように電力変換器ＣＶの動作を制御する。ただし、サーバー２１０から調整要求信号Ｐ_hが送信されると、充放電制御部１２０は、実際の蓄電量と最適蓄電量との間で差が生じるように電力変換器ＣＶを制御する。

　このため、図５において実際の蓄電量の推移を示す線Ｌ０は、点線ＰＬ０に完全に沿うような線とはなっていない。図５に示されるように、線Ｌ０（実際の蓄電量）は概ね点線ＰＬ０（最適蓄電量）に沿って変化するのであるが、調整要求信号Ｐ_hに応じて点線ＰＬ０からの乖離量（図５のΔＳ）が変化するような線となっている。当該乖離量、すなわち実際の蓄電量と最適蓄電量との差は、アンシラリーサービスのために建物ＨＭから提供された容量、に該当する。仮に、サーバー２１０から調整要求信号Ｐ_hが送信されなかった場合、又は調整要求信号Ｐ_hの値が常に０であったような場合には、線Ｌ０は点線ＰＬ０に完全に沿った直線となる。図５の例では、線Ｌ０と点線ＰＬ０とが完全には一致せず、時刻ｔ１における実際の蓄電量は点Ａで示される値（最適蓄電量Ｘ_Ph（１）とは異なる値）となっている。

　時刻ｔ０から時刻ｔ１までの制御対象期間においては、実際の蓄電量（線Ｌ０）が、点線ＬＬ０と点線ＵＬ０との間に常に収まるように、蓄電池ＢＴの充放電が制御される。このため、アンシラリーサービスのために容量を提供しながらも、実際の蓄電量（線Ｌ０）が点線ＰＬ０から大きく乖離し過ぎてしまうことはない。その結果、建物ＨＭにおける電気料金が、許容範囲を超える程に高額となってしまうことはない。

　尚、実際の蓄電量の上限を規定する点線ＵＬ０は、時刻ｔ０における最大蓄電量Ｘ_Uh（０）と、時刻ｔ１における最大蓄電量Ｘ_Uh（１）とを繋ぐような線として設定されてもよい。つまり、時刻ｔ０から時刻ｔ１までの期間の各時点における最大蓄電量を超えないように、実際の蓄電量を推移させる制御が行われてもよい。

　更に別の態様として、点線ＵＬ０は、時刻ｔ１における最大蓄電量Ｘ_Uh（１）を通る一定値の線（時間軸と平行な線）として設定されてもよい。つまり、制御対象期間の終期における最大蓄電量Ｘ_Uh（１）を超えることの無いように、実際の蓄電量を推移させる制御が行われてもよい。

　同様に、実際の蓄電量の下限を規定する点線ＬＬ０は、時刻ｔ０における最小蓄電量Ｘ_Lh（０）と、時刻ｔ１における最小蓄電量Ｘ_Lh（１）とを繋ぐような線として設定されてもよい。つまり、時刻ｔ０から時刻ｔ１までの期間の各時点における最小蓄電量を下回らないように、実際の蓄電量を推移させる制御が行われてもよい。

　更に別の態様として、点線ＬＬ０は、時刻ｔ１における最小蓄電量Ｘ_Lh（１）を通る一定値の線（時間軸と平行な線）として設定されてもよい。つまり、制御対象期間の終期における最小蓄電量Ｘ_Lh（１）を下回ることの無いように、実際の蓄電量を推移させる制御が行われてもよい。

　時刻ｔ１となるよりも前の時点で、時刻ｔ１以降の期間（２４時間）を対象とする充放電計画が新たに作成され、サーバー２１０に送信される。また、時刻ｔ１以降においては、新たに作成された充放電計画に従って電力変換器ＣＶが制御され、蓄電池ＢＴからの充放電が調整される。

　図５の点Ａは、時刻ｔ１以降の制御における最適蓄電量Ｘ_Ph（０）に該当する点である。また、図５の点Ｂは、時刻ｔ１以降の制御における最大蓄電量Ｘ_Uh（１）に該当する点である。図５の点Ｃは、時刻ｔ１以降の制御における最適蓄電量Ｘ_Ph（１）に該当する点である。図５の点Ｄは、時刻ｔ１以降の制御における最小蓄電量Ｘ_Lh（１）に該当する点である。

　時刻ｔ１以降に行われる制御においては、実際の蓄電量を示す線（不図示）は、点Ａと点Ｃとを繋ぐ点線ＰＬ１に概ね沿うような線となる。また、当該線は、点Ａと点Ｂとを繋ぐ点線ＵＬ１と、点Ａと点Ｄとを繋ぐ点線ＬＬ１と、の間に常に収まることとなる。時刻ｔ２以降の制御対象期間においても、やはり同様の制御が行われる。

　以上のような電力変換器ＣＶの制御、すなわち充放電の調整を実現するために、電力制御システム１００等で行われる具体的な制御の内容について説明する。

　図６に示される処理は、次の制御対象期間が始まるよりも前（例えば時刻ｔ０の直前）において、電力制御システム１００で実行される処理である。図６に示される処理は、図５を参照しながら説明したような充放電の制御と並行して、３０分が経過する毎に繰り返し行われる。以下の説明においては、時刻ｔ０の直前に図６の処理が行われるものとして説明する。

　最初のステップＳ０１では、最大蓄電量の集合である｛Ｘ_Uh｝が算出される。既に述べたように、｛Ｘ_Uh｝は、式（１）で示される評価関数が最小となるような、時刻ｔ０以降における２４時間分の蓄電量の推移として算出される。

　ステップＳ０１に続くステップＳ０２では、最小蓄電量の集合である｛Ｘ_Lh｝が算出される。既に述べたように、｛Ｘ_Lh｝は、式（２）で示される評価関数が最小となるような、時刻ｔ０以降における２４時間分の蓄電量の推移として算出される。

　ステップＳ０２に続くステップＳ０３では、最適蓄電量の集合である｛Ｘ_Ph｝が算出される。式（３）を参照しながら既に述べたように、｛Ｘ_Ph｝は、時刻ｔ０以降の各時刻（ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・・）における最大蓄電量と最小蓄電量との平均値として算出される。

　ステップＳ０３に続くステップＳ０４では、建物ＨＭで消費されると予測される電力の値の推移である｛Ｗ_P0h｝が算出される。既に述べたように、｛Ｗ_P0h｝は、計画部１１０によって行われるモデル予測制御により算出される。

　ステップＳ０４に続くステップＳ０５では、建物ＨＭで発電されると予測される電力の値の推移である｛Ｗ_M0h｝が算出される。｛Ｗ_P0h｝と同様に、｛Ｗ_M0h｝は、計画部１１０によって行われるモデル予測制御により算出される。

　ステップＳ０５に続くステップＳ０６では、以上の処理により算出された｛Ｘ_Ph｝、｛Ｘ_Uh｝、｛Ｘ_Lh｝、｛Ｗ_P0h｝、及び｛Ｗ_M0h｝が、充放電計画として送信部１３０からアグリゲータ２００のサーバー２１０へと送信される。

　電力制御システム１００から充放電計画が送信された後にサーバー２１０で行われる処理について、図７を参照しながら説明する。最初のステップＳ１１では、充放電計画の受信が行われる。ここでは、アグリゲータ２００の契約対象である全ての建物ＨＭの電力制御システム１００から充放電計画が送信され、それぞれの充放電計画がサーバー２１０で受信される。

　ステップＳ１１に続くステップＳ１２では、入札情報Ｐ_bが作成される。入札情報Ｐ_bとは、アンシラリーサービスのためにアグリゲータ２００から提供可能な容量として、地域送電機関３００に対して提示される情報である。

　本実施形態では、入札情報Ｐ_bには、それぞれの充放電計画に含まれる最大蓄電量｛Ｘ_Uh｝を、各時刻（ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・・）毎に合計して得られる数列、すなわち、それぞれの最大蓄電量｛Ｘ_Uh｝を合計した値の推移を示すデータが含まれる。また、入札情報Ｐ_bには、それぞれの充放電計画に含まれる最小蓄電量｛Ｘ_Lh｝を、各時刻（ｔ０、ｔ１、ｔ２、・・・）毎に合計して得られる数列、すなわち、それぞれの最小蓄電量｛Ｘ_Lh｝を合計した値の推移を示すデータも含まれる。

　ステップＳ１２に続くステップＳ１３では、作成された入札情報Ｐ_bがサーバー２１０からサーバー３１０へと送信される。これにより、地域全体における蓄電量の変動幅が、入札情報Ｐ_bとして地域送電機関３００に提示されることとなる。

　その後、算出対象期間の始期である時刻ｔ０以降になると、サーバー３１０からサーバー２１０に向けたレギュレーション信号の送信が開始される。レギュレーション信号とは、系統電力の消費量（電力値）の調整を求める信号であって、電力の需給バランスの状況に応じて地域送電機関３００からアグリゲータ２００に伝達される信号である。レギュレーション信号は、アグリゲータ２００から予め送信された入札情報Ｐ_bに基づいて、サーバー３１０で作成される信号である。

　レギュレーション信号は、一定の周期（本実施形態では４秒間）が経過する毎にサーバー３１０から繰り返し送信される。後に説明するように、アグリゲータ２００は、レギュレーション信号で示される電力の調整を実現するように、各建物ＨＭに調整要求信号Ｐ_hを送信する。以下では、レギュレーション信号で示される調整量（電力値）のことを「レギュレーション信号Ｒ_r」と表記する。

　図８に示されるのは、時刻ｔ０から時刻ｔ１までの制御対象期間において、地域送電機関３００により求められる系統電力の使用量（電力値）の推移の一例を示すグラフである。この電力値の推移（線Ｇ０）は、一定の基準電力値Ｒ_a（点線Ｄ０）に対してレギュレーション信号Ｒ_rを加えた値の推移となっている。

　基準電力値Ｒ_aは、下記の式（４）を用いて算出される。

　基準電力値Ｒ_aは、各制御対象期間（３０分間）においては一定の値なのであるが、次の制御対象期間においては異なる値となる。従って、式（４）の左辺においては基準電力値Ｒ_aを時間の関数として「Ｒ_a（ｔ０）」と表記している。

　式（４）のうちＲ_Uh（１|ｔ０）は、時刻ｔ０から制御対象期間が１回経過した時点（つまり時刻ｔ１）において、蓄電池ＢＴの蓄電量を最大蓄電量Ｘ_Uh（１）に一致させるために必要な、蓄電池ＢＴが充放電すべき電力の値である。また、Ｒ_Lh（１|ｔ０）は、時刻ｔ０から制御対象期間が１回経過した時点（つまり時刻ｔ１）において、蓄電池ＢＴの蓄電量を最小蓄電量Ｘ_Lh（１）に一致させるために必要な、蓄電池ＢＴが充放電すべき電力の値である。

　式（４）の括弧内第１項は、Ｒ_Uh（１|ｔ０）とＲ_Lh（１|ｔ０）との平均値となっている。当該平均値は、時刻ｔ１において、蓄電池ＢＴの蓄電量を最適蓄電量Ｘ_Ph（１）に一致させるために必要な、蓄電池ＢＴが充放電すべき電力の値である。

　式（４）の括弧内第２項であるＷ_P0h（１|ｔ０）は、時刻ｔ０から制御対象期間が１回経過した時点における予測消費電力を示す。同様に、式（４）の括弧内第３項であるＷ_M0h（１|ｔ０）は、時刻ｔ０から制御対象期間が１回経過した時点における予測発電電力を示す。

　式（４）では、以上の３項をＨ台の電力制御システム１００について積算している。これにより得られる基準電力値Ｒ_aは、それぞれの建物ＨＭにおける蓄電量が最適蓄電量（｛Ｘ_Ph｝）と一致しているときに、電力系統ＰＳから各建物ＨＭに供給されると予測される電力の合計値を示すもの、となる。つまり、アンシラリーサービスとは無関係に、各建物ＨＭがそれぞれの都合（例えば電気料金の低減）のみで蓄電池ＢＴの充放電を行った場合における、系統電力の使用量の合計値ということができる。

　図８の線Ｇ０で示されるように、地域送電機関３００により求められる系統電力の使用量（電力値）は、各建物ＨＭの都合に合わせた一定の基準電力値Ｒ_a（点線Ｄ０）とはならず、４秒ごとに更新されるレギュレーション信号Ｒ_rを基準電力値Ｒ_aに加えた値となっている。刻一刻と変化するレギュレーション信号Ｒ_rがアグリゲータ２００に送信され、これに応じてアグリゲータが各建物ＨＭにおける系統電力の使用量を変動させることにより、地域における電力の需給バランスが保たれる。

　地域送電機関３００からレギュレーション信号Ｒ_rが送信された際にサーバー２１０で実行される処理について、図９を参照しながら説明する。図９に示される処理は、地域送電機関３００からレギュレーション信号Ｒ_rが送信される毎に、サーバー２１０で繰り返し実行される。既に述べたように、レギュレーション信号Ｒ_rは４秒毎に繰り返し送信されている。

　最初のステップＳ２１では、レギュレーション信号Ｒ_rの受信が行われる。ステップＳ２１に続くステップＳ２２では、それぞれの電力制御システム１００（ＨＥＭＳ）から、実測消費電力Ｗ_P1hと、実測発電電力Ｗ_M1hと、充放電指令値Ｒ_hとが通信により取得される。

　実測消費電力Ｗ_P1hとは、建物ＨＭにおいて現時点で消費されている電力の実測値である。また、実測発電電力Ｗ_M1hとは、建物ＨＭにおいて現時点で発電されている電力の実測値である。実測消費電力Ｗ_P1h及び実測発電電力Ｗ_M1hは、各建物ＨＭの電力制御システム１００によって常に計測されている。

　充放電指令値Ｒ_hは、充放電制御部１２０から電力変換器ＣＶに送信されている充放電の指令値である。充放電指令値Ｒ_hは、現時点において蓄電池ＢＴから充放電されている電力の値に等しい。充放電指令値Ｒ_hに替えて、蓄電池ＢＴから充放電されている電力の実測値が各電力制御システム１００から取得される態様であってもよい。

　ステップＳ２２に続くステップＳ２３では、調整要求信号Ｐ_hの算出が行われる。以下、調整要求信号Ｐ_hの算出方法について説明する。

　調整要求信号Ｐ_hを算出するに当たっては、以下の式（５）に示される評価関数の値が算出される。

　式（５）のうち太字で示されたＬは、要素数がＨ（電力制御システム１００の総数）の横ベクトルであって、その全ての要素が１となっている。太字で示されたＲ（ｔ）は、要素数がＨの縦ベクトルである。その各要素は、現時点（時刻ｔ）において各蓄電池ＢＴから充放電されている電力の値となっている。本実施形態では、Ｒ（ｔ）のｈ番目の要素が、ステップＳ２２で取得された充放電指令値Ｒ_hとなっている。つまりＲ（ｔ）は、それぞれの建物ＨＭにおける充放電指令値Ｒ_hの各値が、１番目からＨ番目まで順に並ぶような縦ベクトルとなっている。

　式（５）のうち太字で示されたＷ_P（ｔ）は、要素数がＨの縦ベクトルである。その各要素は、現時点において各建物で消費されている電力の実測値である。本実施形態では、Ｗ_P（ｔ）のｈ番目の要素が、ステップＳ２２で取得された実測消費電力Ｗ_P1hとなっている。つまりＷ_P（ｔ）は、それぞれの建物ＨＭにおける実測消費電力Ｗ_P1hの各値が、１番目からＨ番目まで順に並ぶような縦ベクトルとなっている。

　式（５）のうち太字で示されたＷ_M（ｔ）は、要素数がＨの縦ベクトルである。その各要素は、現時点において各建物で発電されている電力の実測値である。本実施形態では、Ｗ_M（ｔ）のｈ番目の要素が、ステップＳ２２で取得された実測発電電力Ｗ_M1hとなっている。つまりＷ_M（ｔ）は、それぞれの建物ＨＭにおける実測発電電力Ｗ_M1hの各値が、１番目からＨ番目まで順に並ぶような縦ベクトルとなっている。

　式（５）に示された評価関数の第１項は、ＬとＲ（ｔ）との内積、ＬとＷ_P（ｔ）との内積、及びＬとＷ_M（ｔ）との内積をそれぞれ算出し、これらを合算した値となっている。当該値は、電力系統ＰＳからそれぞれの建物ＨＭに実際に供給されている電力の合計値に該当する。

　式（５）に示された評価関数の第２項は、基準電力値Ｒ_aとレギュレーション信号Ｒ_rとの和である。つまり、図８に示されるような、地域送電機関３００により求められる系統電力の使用量（電力）についての現在値である。

　このように、式（５）で示される評価関数の値は、それぞれの蓄電量が最適蓄電量と一致しているときに、電力系統ＰＳから建物ＨＭのそれぞれに供給されると予測される電力の合計値（基準電力値Ｒ_a）と、レギュレーション信号に対応するために必要となる電力の調整量（レギュレーション信号Ｒ_r）と、の和を、電力系統ＰＳからそれぞれの建物ＨＭに実際に供給されている電力の合計値から差し引くことにより得られる値となっている。

　当該値は、レギュレーション信号Ｒ_rに完全に対応できた場合における系統電力の使用量（電力値）と、実際の系統電力の使用量（電力値）との偏差に該当する。そこで、式（５）で示される評価関数の値のことを、以下では「電力偏差」とも表記する。レギュレーション信号Ｒ_rに対応するためには、電力偏差の値を０に近づける必要がある。

　レギュレーション信号Ｒ_rがサーバー３１０から送信された後、次のレギュレーション信号Ｒ_rが送信されるまでの期間（４秒間）においては、サーバー２１０では１秒毎にステップＳ２２からステップＳ２５までの処理が繰り返し行われる。このため、ステップＳ２３における電力偏差の算出も１秒毎に行われる。このとき、以下の式（６）により、電力偏差を積算して得られるラグランジュ乗数λの値が算出（更新）される。

　式（６）に示されるδｔは、ラグランジュ乗数λの算出周期（１秒間）である。式（６）に示されるεは所定の定数である。εに掛る括弧内の式は、式（５）に示される評価関数の値、すなわち電力偏差である。

　式（６）の演算が行われる毎に、当該時点の電力偏差にεを掛けた値がラグランジュ乗数λに積算されて行く。電力偏差が大きいとき、すなわちレギュレーション信号Ｒ_rに対応できていないときには、ラグランジュ乗数λの値も大きくなる。逆に、電力偏差が小さいとき、すなわちレギュレーション信号Ｒ_rに概ね対応できているときには、ラグランジュ乗数λの値も小さくなる。

　調整要求信号Ｐ_hは、上記のラグランジュ乗数λを用いて、以下の式（７）により算出される。

　式（７）により算出される調整要求信号Ｐ_hは、式（５）に用いられているＬに対してラグランジュ乗数λを掛けることにより横ベクトルを得た後、当該横ベクトルのｈ番目の要素を抜き出したものとなっている。

　ステップＳ２３に続くステップＳ２４では、算出された調整要求信号Ｐ_h（ｈ：１～Ｈ）がそれぞれの電力制御システム１００へと送信される。

　ステップＳ２４に続くステップＳ２５では、地域送電機関３００から次のレギュレーション信号Ｒ_rが送信されたか否かが判定される。次のレギュレーション信号Ｒ_rが送信されていれば、図９に示される一連の処理を一旦終了する。その後、再度ステップＳ２１以降の処理が開始され、当該レギュレーション信号Ｒ_rの受信が行われる。

　次のレギュレーション信号Ｒ_rが未だ送信されていなければ、ステップＳ２２以降の処理が再度行われる。既に述べたように、ステップＳ２２からステップＳ２５までの処理は１秒毎に繰り返し実行される。本実施形態では、レギュレーション信号Ｒ_rが受信される毎に、調整要求信号Ｐ_hの算出及び送信が４回ずつ繰り返されることとなる。

　図１０を参照しながら、サーバー２１０から調整要求信号Ｐ_hが送信される度に電力制御システム１００側で実行される処理について説明する。図１０に示される一連の処理は１秒間の周期で繰り返し実行されている。

　最初のステップＳ３１では、実測消費電力Ｗ_P1hと、実測発電電力Ｗ_M1hと、充放電指令値Ｒ_hとがサーバー２１０に向けて送信される。これらは、図９のステップＳ２２においてサーバー２１０で受信される情報である。

　ステップＳ３１に続くステップＳ３２では、サーバーからの調整要求信号Ｐ_hが受信される。

　ステップＳ３２に続くステップＳ３３では、電力変換器ＣＶに送信されている充放電指令値Ｒ_hの値が、調整要求信号Ｐ_hに基づいて更新される。る充放電指令値Ｒ_hの更新は、以下の式（８）に示される評価関数を用いて行われる。

　式（８）に示されるＲ_phは、実際の蓄電量を最適蓄電量と一致させるために必要な、蓄電池ＢＴが充放電すべき電力の値である。蓄電池ＢＴから充放電される電力が常にＲ_phと一致していれば、蓄電量は図５の点線ＰＬ０に沿って推移することとなる。

　充放電指令値Ｒ_hは、式（８）に示される評価関数を最小とするようなＲ_hの値として算出される。ただし、評価関数を最小化してＲ_hを求めるための演算は、制御対象期間における蓄電池ＢＴの蓄電量が最小蓄電量以上であり、且つ、最大蓄電量以下である状態を常に維持するという制約条件の下で行われる。本実施形態では、図５に示される点線ＬＬ０と点線ＵＬ０との間に常に蓄電量が収まるという制約条件の下で、Ｒ_h求めるための演算が行われる。

　既に述べたように、蓄電量の上限を規定する図５の点線ＵＬ０は、時刻ｔ０における最大蓄電量Ｘ_Uh（０）と、時刻ｔ１における最大蓄電量Ｘ_Uh（１）とを繋ぐような線として設定されてもよい。また、蓄電量の下限を規定する図５の点線ＬＬ０は、時刻ｔ０における最小蓄電量Ｘ_Lh（０）と、時刻ｔ１における最小蓄電量Ｘ_Lh（１）とを繋ぐような線として設定されてもよい。評価関数を最小化してＲ_hを求めるための演算は、上記のように設定された点線ＬＬ０と点線ＵＬ０との間に常に蓄電量が収まる、という制約条件の下で行われてもよい。

　仮に、調整要求信号Ｐ_hの値が０であるとすれば、式（８）の評価関数を最小とする充放電指令値Ｒ_hの値はＲ_phである。つまり、アンシラリーサービスへの貢献（容量の提供）が求められていない状況であれば、充放電指令値Ｒ_hの値は、建物ＨＭの都合のみを考慮した最適蓄電量に対応した値（Ｒ_ph）となる。

　これに対し、調整要求信号Ｐ_hの値が０でないときには、式（８）に示される評価関数を最小とするような充放電指令値Ｒ_hの値はＲ_phからずれた値となる。例えば、調整要求信号Ｐ_hの値が０よりも大きい場合には、式（８）に示される評価関数を最小とするような充放電指令値Ｒ_hの値はＲ_phよりも小さくなる
　ステップＳ３３に続くステップＳ３４では、更新された充放電指令値Ｒ_hに基づいて電力変換器ＣＶの制御が行われる。その結果、蓄電池ＢＴから充放電される電力が充放電指令値Ｒ_hと一致するように調整される。

　以上に説明したように、本実施形態に係る電力制御システム１００は、蓄電池ＢＴの蓄電量が最適蓄電量と一致するように、蓄電池ＢＴの充放電を制御する。また、受信部１４０により調整要求信号Ｐ_hが受信されると、当該調整要求信号Ｐ_hに基づいて、蓄電量と最適蓄電量との間で差が生じるように蓄電池ＢＴの充放電を制御する。

　調整要求信号Ｐ_hは、地域送電機関３００から送信されるレギュレーション信号Ｒ_rをそれぞれの建物ＨＭに配分し、その結果として地域全体における電力の安定を実現させるものである。従って、所謂「シャドープライス」ともいえるものである。

　このように、基本的には建物ＨＭにおける系統電力の消費を最適化するための制御を行いながらも、アグリゲータ２００からの求めに応じて充放電の調整を行い、これによりアンシラリーサービスに必要な容量を提供することが可能となっている。つまり、アンシラリーサービスへの参加のために必要となる制御と、建物ＨＭにおける系統電力の消費を最適化するための制御とを、協調させながら行うことが可能となっている。

　本開示を実施するにあたっては、以上に説明した態様に限定されることなく、様々な変形を加えることができる。例えば、充放電計画のうち最大蓄電量の推移を算出するための評価関数である式（１）から、蓄電池ＢＴの充放電回数に比例する第２項を削除してもよい。同様に、充放電計画のうち最小蓄電量の推移を算出するための評価関数である式（２）から、蓄電池ＢＴの充放電回数に比例する第２項を削除してもよい。この場合、蓄電池ＢＴの充放電回数を可能な限り少なくする、という条件については考慮することなく、充放電計画が作成されることとなる。

　また、サーバー２１０による調整要求信号Ｐ_hの作成は、本実施形態のようにラグランジュ未定定数法を用いて行われてもよいのであるが、他の方法により行われてもよい。地域送電機関３００から送信されるレギュレーション信号Ｒ_rに対して地域全体で対応できるのであれば、そのために行われる制御の方法は特に限定されない。

　本実施形態では、式（７）で用いられる横ベクトルＬの各要素が全て１となっている。しかしながら、各要素の値を個別に調整することにより、それぞれの電力制御システムに割り振られる調整要求信号Ｐ_hを、互いに異なる個別の信号として作成することとしてもよい。これにより、各建物ＨＭの状況に応じて、アンシラリーサービスへの参加の度合いを個別に設定することが可能となる。

　各蓄電池ＢＴの「蓄電量」は、本実施形態では「電力量」として取得、算出される。このような態様に替えて、満充電を１００％とする百分率の値（つまりＳＯＣ）として蓄電量が取得されることも考えられる。このような場合には、当該ＳＯＣに対して蓄電池ＢＴの定格容量（単位は電力量）を掛けることによって電力量に換算することとすれば、以上に説明した制御方法を適用することができる。

　サーバー２１０からそれぞれの電力制御システム１００に調整要求信号Ｐ_hが送信される周期は、本実施形態では１秒なのであるが、他の周期であってもよい。ただし、地域送電機関３００からレギュレーション信号Ｒ_rが送信される周期（４秒）よりも短い周期とすることが望ましい。

　ここで、この出願に記載されるフローチャート、あるいは、フローチャートの処理は、複数のセクション（あるいはステップと言及される）から構成され、各セクションは、たとえば、Ｓ０１と表現される。さらに、各セクションは、複数のサブセクションに分割されることができる、一方、複数のセクションが合わさって一つのセクションにすることも可能である。さらに、このように構成される各セクションは、デバイス、モジュール、ミーンズとして言及されることができる。

　本開示は、実施例に準拠して記述されたが、本開示は当該実施例や構造に限定されるものではないと理解される。本開示は、様々な変形例や均等範囲内の変形をも包含する。加えて、様々な組み合わせや形態、さらには、それらに一要素のみ、それ以上、あるいはそれ以下、を含む他の組み合わせや形態をも、本開示の範疇や思想範囲に入るものである。

Claims (14)

1. 　アンシラリーサービスを提供するアグリゲータ（２００）と通信を行いながら、電力系統（ＰＳ）から建物（ＨＭ）に供給される電力を調整する電力制御システム（１００）であって、
   　前記建物に接続された蓄電池（ＢＴ）の、所定期間における充放電計画を作成する計画部（１１０）と、
   　前記充放電計画に基づいて、前記所定期間における前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部（１２０）と、
   　前記充放電計画を前記アグリゲータのサーバー（２１０）に送信する送信部（１３０）と、
   　前記充放電計画に基づいて前記サーバーから送信される調整要求信号、を受信する受信部（１４０）と、を備え、
   　前記充放電計画には、
   　前記所定期間において許容される最大蓄電量の推移に関する第１データと、
   　前記所定期間において許容される最小蓄電量の推移に関する第２データと、が含まれており、
   　前記所定期間において、前記充放電制御部は、
   　前記蓄電池の蓄電量が、前記最小蓄電量と前記最大蓄電量との平均値である最適蓄電量と一致するように、前記蓄電池の充放電を制御し、且つ、
   　前記受信部により前記調整要求信号（Ｐ_h）が受信されると、当該調整要求信号に基づいて、前記蓄電量と前記最適蓄電量との間で差が生じるように前記蓄電池の充放電を制御する電力制御システム。
2. 　前記所定期間において、前記充放電制御部は、
   　前記蓄電量が前記最小蓄電量以上であり、且つ、前記蓄電量が前記最大蓄電量以下である状態を常に維持しながら、前記蓄電池の充放電を制御する請求項１に記載の電力制御システム。
3. 　前記計画部は、
   　前記所定期間を含む算出対象期間における電気料金に比例する第１項と、
   　前記算出対象期間における前記蓄電量の積算値に比例する第２項と、の差である評価関数が最大となるように、前記第１データを作成する請求項１に記載の電力制御システム。
4. 　前記計画部は、
   　前記所定期間を含む算出対象期間における電気料金に比例する第１項と、
   　前記算出対象期間における前記蓄電量の積算値に比例する第２項と、の差に、
   　前記算出対象期間における前記蓄電池の充放電回数に比例する第３項を加えたものである評価関数が最大となるように、前記第１データを作成する請求項１に記載の電力制御システム。
5. 　前記計画部は、
   　前記所定期間を含む算出対象期間における電気料金に比例する第１項と、
   　前記算出対象期間における前記蓄電量の積算値に比例する第２項と、の和である評価関数が最小となるように、前記第２データを作成する請求項１に記載の電力制御システム。
6. 　前記計画部は、
   　前記所定期間を含む算出対象期間における電気料金に比例する第１項と、
   　前記算出対象期間における前記蓄電量の積算値に比例する第２項と、
   　前記算出対象期間における前記蓄電池の充放電回数に比例する第３項と、の和である評価関数が最小となるように、前記第２データを作成する請求項１に記載の電力制御システム。
7. 　前記充放電計画には、
   　前記所定期間において前記建物で消費される消費電力の推移に関する第３データと、
   　前記所定期間において前記建物で発電される発電電力の推移に関する第４データとが更に含まれる請求項１に記載の電力制御システム。
8. 　アンシラリーサービスを提供するアグリゲータに設置され、請求項１乃至７のいずれか１項に記載の少なくとも一つの電力制御システムと通信を行うサーバー（２１０）。
9. 　少なくとも一つの電力制御システムは、複数の電力制御システムであり、
   　アンシラリーサービスのために地域送電機関（３００）へ提示する容量（Ｐ_b）を、複数の電力制御システムから受信した前記充放電計画に基づいて算出する請求項８に記載のサーバー。
10. 　算出された前記容量を前記地域送電機関に予め送信し、
    　前記所定期間においては、前記容量に基づいて前記地域送電機関から送信されるレギュレーション信号（Ｒ_r）、を受信する請求項９に記載のサーバー。
11. 　前記レギュレーション信号に基づいて、それぞれの前記調整要求信号を作成する請求項１０に記載のサーバー。
12. 　それぞれの電力制御システムの前記蓄電量が前記最適蓄電量と一致しているときに、前記電力系統から前記建物のそれぞれに供給されると予測される電力の合計値と、
    　前記レギュレーション信号に対応するために必要となる電力の調整量と、の和を、
    　前記電力系統からそれぞれの前記建物に実際に供給されている電力の合計値、から差し引くことにより電力偏差を算出し、
    　当該電力偏差を積算した値に基づいて前記調整要求信号を作成する請求項１１に記載のサーバー。
13. 　前記調整要求信号を、送信先である前記電力制御システム毎に異なる個別の信号として作成する請求項１１に記載のサーバー。
14. 　それぞれの前記電力制御システムに前記調整要求信号が送信される周期は、前記地域送電機関から前記レギュレーション信号が送信される周期よりも短い請求項１１に記載のサーバー。
     
     

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