WO2019215967A1

WO2019215967A1 - 制御装置、電力管理システム、制御方法及びプログラム

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Publication number: WO2019215967A1
Application number: PCT/JP2019/003578
Authority: WO
Inventors: 卓磨向後
Original assignee: 日本電気株式会社
Priority date: 2018-05-09
Filing date: 2019-02-01
Publication date: 2019-11-14
Also published as: US20210075226A1; JPWO2019215967A1; JP7001152B2; US11527896B2

Abstract

本発明は、エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定部（１２０）と、複数の蓄電システム各々の残量変化モデルに基づき、複数の蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画部（１３０）と、を有する制御装置（１００）を提供する。

Description

制御装置、電力管理システム、制御方法及びプログラム

　本発明は、制御装置、電力管理システム、制御方法及びプログラムに関し、詳細には、電力系統に接続された蓄電システムの充放電の計画を行う制御装置、制御方法及びプログラムに関する。

　特許文献１及び２に、複数の電力需要家の蓄電システムを管理し、各種エネルギーサービスに応じて充放電させる技術が開示されている。

　特許文献１には、電力系統の周波数調整のために、複数の電力需要家の蓄電システムに充放電させる技術が開示されている。具体的には、特許文献１には、中央給電指令所と、蓄電池ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）と、ローカル充放電システム（ローカル充放電装置／電力貯蔵装置）とを有する電力制御システムが開示されている。

　中央給電指令所は、所定周期で充放電利得線を作成し、蓄電池ＳＣＡＤＡに送信する。蓄電池ＳＣＡＤＡは、所定周期で、中央給電指令所から受信した充放電利得線に基づき、各ローカル充放電システムの分担係数を算出し、各ローカル充放電システムに送信する。ローカル充放電システムは、所定周期で周波数偏差を検出し、検出した周波数偏差と分担係数とに基づいて出力指令値を算出する。そして、ローカル充放電システムは、算出した出力指令値に従い電力を出力する。

　特許文献２には、複数のエネルギーサービスに応じて、複数の電力需要家の蓄電システムに充放電させる技術が開示されている。具体的には、電力系統に接続されたエネルギー貯蔵システムを制御する制御方法が開示されている。当該制御方法は、エネルギー貯蔵システムを運転するための少なくとも２つの異なるエネルギーサービスを決定するステップと、所定の基準に基づき、２つの異なるエネルギーサービスの優先順位を決定するステップと、エネルギー貯蔵システムを運転して２つの異なるエネルギーサービスを並行して行った場合に、２つの異なるエネルギーサービスに伴う総電力をエネルギー貯蔵システムから電力系統に提供するようにエネルギー貯蔵システムを運転するステップと、総電力がエネルギー貯蔵システムの電力限度内でない場合、総電力を電力限度内に調整するために、２つの異なるエネルギーサービスのうち、優先順位の低いエネルギーサービスに伴う電力の提供を減らすステップと、を含む。

国際公開第２０１５／０３７６５４号特許第５７８９７９４号

　特許文献２に開示のように、複数のエネルギーサービスに応じて電力需要家の蓄電システムに充放電させることで、蓄電システムをより有効活用できる。しかし、特許文献２に開示の技術は、現在の状態のみを考慮して蓄電システムの充放電出力を決定している。このため、複数のエネルギーサービスのリクエスト（充放電、充電残量確保等）に応じることができるように充放電を行うことが困難になり得る。例えば、あるエネルギーサービスに応じて放電させたい時に蓄電システムの残量が不足している等の状況が生じ得る。

　特許文献１に開示の技術も同様に、現在の状態のみを考慮して蓄電システムの充放電出力を決定しているため、上記課題を解決できない。

　本発明は、複数のエネルギーサービスのリクエストに応じることができるように複数の蓄電システムの充放電計画を算出することを課題とする。

　本発明によれば、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定手段と、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画手段と、
を有する制御装置が提供される。

　また、本発明によれば、
　前記制御装置と、前記制御装置が決定した充放電計画に基づき充放電する蓄電システムと、を有する電力管理システムが提供される。

　また、本発明によれば、
　コンピュータが、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定工程と、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画工程と、
を実行する制御方法が提供される。

　また、本発明によれば、
　コンピュータを、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定手段、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画手段、
として機能させるプログラムが提供される。

　本発明によれば、複数のエネルギーサービスのリクエストに応じることができるように複数の蓄電システムの充放電計画を算出することができる。

　上述した目的、およびその他の目的、特徴および利点は、以下に述べる好適な実施の形態、およびそれに付随する以下の図面によってさらに明らかになる。

本実施形態の電力管理システムの機能ブロック図の一例である。本実施形態の制御装置のハードウエア構成の一例を示す図である。本実施形態の制御装置の機能ブロック図の一例を示す図である。本実施形態の制御装置の機能ブロック図の一例を示す図である。本実施形態の各記憶部に記憶される情報の一例を示す図である。本実施形態の各種情報を説明するための図である。本実施形態のピークシフト時間帯を算出する処理例を説明するための図である。本実施形態の制御装置の処理の流れの一例を示すフローチャートである。本実施形態の蓄電システムの充放電出力関数の一例である。

＜第１の実施形態＞
　まず、図１を用いて、本実施形態の電力管理システムの全体像及び概要を説明する。図示するように、電力管理システムは、制御装置１００と、複数の蓄電システム４００とを有する。制御装置１００と複数の蓄電システム４００各々は通信回線を介して繋がり、通信可能になっている。通信回線については、専用線、インターネット、ＶＰＮ（Virtual Private Network）などの通信回線の占有形態および有線回線、無線回線などの通信回線の物理形態など形態は問わずいずれでも実施可能である。

　蓄電システム４００は、蓄電池を備える。蓄電システム４００は、据置型であってもよいし、電気自動車であってもよい。蓄電システム４００は、電力需要家により利用される。

　電力需要家は、各々個別に、１つ又は複数のエネルギーサービスに参加する。そして、各電力需要家の蓄電システム４００は、参加したエネルギーサービスに応じた充放電を行う。本実施形態において、エネルギーサービスの詳細は特段制限されない。エネルギーサービスの例は、特許文献２に開示されている。電力需要家は、参加したエネルギーサービスに応じた充放電の制御をアグリゲータに依頼する。

　制御装置１００は上記アグリゲータにより利用される。制御装置１００は、複数のエネルギーサービスに応じた充放電を行うことができるように、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出する。複数の蓄電システム４００各々は、制御装置１００により算出された充放電計画に従い、充放電を実行する。なお、制御装置１００はサーバである。サーバはクラウドであってもよいし、オンプレミスであってもよい。

　次に、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出する制御装置１００の構成を詳細に説明する。まず、制御装置１００のハードウエア構成の一例について説明する。本実施形態の制御装置１００が備える各機能部は、任意のコンピュータのＣＰＵ（Central Processing Unit）、メモリ、メモリにロードされるプログラム、そのプログラムを格納するハードディスク等の記憶ユニット（あらかじめ装置を出荷する段階から格納されているプログラムのほか、ＣＤ（Compact Disc）等の記憶媒体やインターネット上のサーバ等からダウンロードされたプログラムをも格納できる）、ネットワーク接続用インターフェイスを中心にハードウエアとソフトウエアの任意の組合せによって実現される。そして、その実現方法、装置にはいろいろな変形例があることは、当業者には理解されるところである。

　図２は、本実施形態の制御装置１００のハードウエア構成を例示するブロック図である。図２に示すように、制御装置１００は、プロセッサ１Ａ、メモリ２Ａ、入出力インターフェイス３Ａ、周辺回路４Ａ、バス５Ａを有する。周辺回路４Ａには、様々なモジュールが含まれる。制御装置１００は周辺回路４Ａを有さなくてもよい。

　バス５Ａは、プロセッサ１Ａ、メモリ２Ａ、周辺回路４Ａ及び入出力インターフェイス３Ａが相互にデータを送受信するためのデータ伝送路である。プロセッサ１Ａは、例えばＣＰＵ、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）などの演算処理装置である。メモリ２Ａは、例えばＲＡＭ（Random Access Memory）やＲＯＭ（Read Only Memory）などのメモリである。入出力インターフェイス３Ａは、入力装置、外部装置、外部サーバ、外部センサー等から情報を取得するためのインターフェイスや、出力装置、外部装置、外部サーバ等に情報を出力するためのインターフェイスなどを含む。入力装置は、例えばキーボード、マウス、マイク等である。出力装置は、例えばディスプレイ、スピーカ、プリンター、メーラ等である。プロセッサ１Ａは、各モジュールに指令を出し、それらの演算結果をもとに演算を行うことができる。

　次に、制御装置１００の機能構成を説明する。図３に、制御装置１００の機能ブロック図の一例を示す。図示するように、制御装置１００は、残量変化モデル決定部１２０と、運転計画部１３０とを有する。

　残量変化モデル決定部１２０は、１つ又は複数のエネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム４００各々の第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量［Ｗｈ］の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する。運転計画部１３０は、複数の蓄電システム４００各々の残量変化モデルに基づき、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出する。

　このような本実施形態の制御装置１００によれば、第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく蓄電システム４００の充電残量の時間変化（推定結果）を考慮して、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出することができる。この点で、現在の状態のみを考慮して蓄電システム４００の充放電出力を決定する特許文献１及び２に記載の技術と異なる。第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく蓄電システム４００の充電残量の時間変化（推定結果）を考慮して充放電計画を算出することができる本実施形態の制御装置１００によれば、先の状況を見据えて、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出することができる。結果、複数のエネルギーサービスのリクエスト（充放電、充電残量確保等）に応じることができるように、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出することができる。

＜第２の実施形態＞
　本実施形態の制御装置１００は、第１の実施形態の制御装置１００と同様の構成を有する。そして、本実施形態の制御装置１００は、構成がより具体化される。以下、詳細に説明する。

　まず、エネルギーサービスについて説明する。本実施形態の電力需要家は、以下のエネルギーサービスの中の１つ又は複数に参加する。

「周波数調整サービス」
　当該サービスに参加した電力需要家の蓄電システム４００は、電力系統の周波数を基準周波数に保つために、電力系統の周波数変動（例：周波数偏差）に応じた充放電を実行する。具体的には、微小変動分を調整するガバナフリー、短周期成分を調整する負荷周波数制御（LFC：Load Frequency Control）などの周波数調整がある。なお、当該サービスは、予め各蓄電システム４００の充放電の上限値［Ｗ］を定めておく。そして、各蓄電システム４００は、上限値以下の範囲で、当該サービスに応じた充放電を実行する。周波数変動に応じて決定された充放電の値［Ｗ］が上限値以下の場合には、蓄電システム４００は決定された値で充放電を実行する。一方、周波数変動に応じて決定された充放電の値が上限値を超える場合には、蓄電システム４００は上限値で充放電を実行する。周波数変動に応じて充放電の値を決定する手段は特段制限されず、あらゆる技術を採用できる。

　以下、上記上限値を「確保周波数調整力Ｐfr_i,t」という。添え字の「i」は、複数の蓄電システム４００の通番である。すなわち、確保周波数調整力Ｐfrは蓄電システム４００毎に設定される。また、本実施形態では２４時間を単位時間毎に複数の子時間帯に分け、子時間帯毎に各種処理を行う。添え字の「t」は、当該子時間帯の通番である。すなわち、確保周波数調整力Ｐfrは子時間帯毎に設定することができる。本実施形態では単位時間を１５分とするが、これに限定されない（以下同様）。

　当該サービスに参加した電力需要家は、確保周波数調整力Ｐfr_i,tに応じた対価を、電力系統を管理する事業者から受け取る。確保周波数調整力Ｐfr_i,tが大きいほど、電力需要家は大きい利益を得ることができる。

「バックアップサービス」
　当該サービスに参加した電力需要家の蓄電システム４００は、常に充電残量が所定の電力量［Ｗｈ］以上となるように制御される。すなわち、充電残量が所定の電力量を下回らないように、蓄電システム４００の充放電が制御される。

　当該サービスに参加した電力需要家は、蓄電システム４００に所定の電力量を常時確保しておくことができる。このため、停電などの不測のトラブルが生じた際に、当該サービスで確保していた電力を利用することができる。

「ピークカットサービス」
　当該サービスに参加した電力需要家の蓄電システム４００は、各電力需要家の需要電力［Ｗ］が予め定めた上限を超えると、超えた分を放電することで、需要電力が予め定めた上限を超えないようにする。本実施形態の需要電力は、分電盤を介して電力系統から各電力需要家の設備に供給される電力と定義される。例えば、各電力需要家の設備内で動作する負荷（電子・電気機器等）による消費電力［Ｗ］と、蓄電システム４００の充電電力［Ｗ］とを足した電力が、需要電力となる。当該サービスに参加した電力需要家は、需要電力を予め定めた上限以下に抑えることができる。

「コスト管理サービス」
　当該サービスに参加した電力需要家の蓄電システム４００は、時間帯毎に異なる買電電力単価［／kWh］に基づき決定されたタイミングで、充放電を実行する。具体的には、蓄電システム４００は、買電電力単価が相対的に高い時間帯に放電し、買電電力単価が相対的に安い時間帯に充電する。当該サービスに参加した電力需要家は、買電電力料金を低く抑えることができる。

　次に、本実施形態の電力管理システム及び制御装置１００の構成を説明する。なお、電力管理システムの全体像及び概要、及び、制御装置１００のハードウエア構成は第１の実施形態と同様である。

　図４に、制御装置１００の機能ブロック図の一例を示す。図示するように、制御装置１００は、モデル記憶部１１０と、残量変化モデル決定部１２０と、運転計画部１３０と、残量記憶部１４０と、指令値記憶部１５０と、蓄電パラメタ記憶部１６０と、データ取得部１７０と、データ送信部１８０とを有する。モデル記憶部１１０、残量記憶部１４０、指令値記憶部１５０及び蓄電パラメタ記憶部１６０各々が記憶するパラメタ値は、図５に示す通りである。図示する各パラメタの説明は以下で行う。

　図４に示すデータ取得部１７０は、各種データを取得する。データ取得部１７０が取得したデータは、残量記憶部１４０及び蓄電パラメタ記憶部１６０に蓄積される。ここで、データ取得部１７０が取得する各種データを例示する。

「Ｃstart_i」：蓄電システム４００の現在の充電残量［Ｗｈ］である。データ取得部１７０は、蓄電システム４００ごとに当該値を取得する。当該前提は、添え字「i」がつく他のパラメタにおいても同様である。
「Ｃmax_i」：蓄電システム４００の充電残量の上限である。充電残量がＣmax_iを超えないように、エネルギーサービスに応じた充放電計画が算出される。Ｃmax_iは、０［Ｗｈ］より大、定格容量以下の範囲で各電力需要家が決定する。
「Ｃmin_i」：蓄電システム４００の充電残量の下限である。充電残量がＣmin_iを下回らないように、エネルギーサービスに応じた充放電計画が算出される。Ｃmin_iは０［Ｗｈ］以上、定格容量より小の範囲で各電力需要家が決定する。なお、Ｃmin_i＜Ｃmax_iである。Ｃmin_iが、バックアップサービスで常時確保される電力量となる。
「Ｄmax_i」：各蓄電システム４００を所有する電力需要家の需要電力の上限である。上述の通り、需要電力は、分電盤を介して電力系統から各電力需要家の設備に供給される電力である。ピークカットサービスで予め定める上限が、Ｄmax_iである。Ｄmax_iは、電力会社との契約内容等に基づき、各電力需要家が決定する。
「Ｄmin_i」：各蓄電システム４００を所有する電力需要家の需要電力の下限である。各電力需要家が決定する。Ｄmin_iを０以上の値とすることで、逆潮流は発生しないようにできる。なお、Ｄmin_i＜Ｄmax_iである。
「ｃprc_i,t」：各蓄電システム４００を所有する電力需要家が電力会社から購入する電力の単価［/kWh］である。データ取得部１７０は、複数の子時間帯各々における値を取得する。当該前提は、添え字「t」がつく他のパラメタにおいても同様である。
「ｃinc_i,t」：周波数調整サービスで説明した確保周波数調整力Ｐfr_i,tに応じて電力需要家が受け取る対価である。
「Ｄprd_i,t」：各蓄電システム４００を所有する電力需要家の消費電力［Ｗ］の予測値の時間変化である。本実施形態の消費電力は、各電力需要家の設備内で動作する負荷（電子・電気機器等）により消費される電力と定義される。消費電力は、例えば天気、気温、月、曜日、過去の消費電力実績等に基づき予測することができるが、当該技術は広く知られているのでここでの説明は省略する。
「ΔＤprd_i,t」：各蓄電システム４００を所有する電力需要家の消費電力［Ｗ］の予測値Ｄprd_i,tの誤差幅［Ｗ］である。当該誤差幅を算出する技術は広く知られているのでここでの説明は省略する。
「Ｐmax_i」：各蓄電システム４００の充放電出力の上限［Ｗ］である。充放電出力がＰmax_iを超えないように、エネルギーサービスに応じた充放電計画が算出される。Ｐmax_iは、０［Ｗ］より大、定格出力以下の範囲で各電力需要家が決定する。
「Ｐmin_i」：各蓄電システム４００の充放電出力の下限［Ｗ］である。充放電出力がＰmin_iを下回らないように、エネルギーサービスに応じた充放電計画が算出される。Ｐmin_iは、０［Ｗ］以上、定格出力より小の範囲で各電力需要家が決定する。なお、Ｐmin_i＜Ｐmax_iである。Ｐmin_iは基本的には「０」である。
「ｅdchg_i」：各蓄電システム４００の放電効率である。ｅdchg_iは０以上１以下の範囲となる。
「ｅchg_i」：各蓄電システム４００の充電効率である。ｅchg_iは０以上１以下の範囲となる。

　データ取得部１７０は、上述した各種データの中の少なくとも一部を、複数の蓄電システム４００各々から取得してもよい。その他、オペレータが、制御装置１００に接続された入力装置を介して、上述した各種データを入力してもよい。そして、データ取得部１７０は、上述した各種データの中の少なくとも一部を、入力装置から取得してもよい。その他、データ取得部１７０は、上述した各種データの中の少なくとも一部を、制御装置１００と通信可能に構成されたその他の外部装置から取得してもよい。

　Ｃstart_iのように短周期で値が変動するデータに関しては、データ取得部１７０は短周期で繰り返し値を取得することが好ましい。データ取得部１７０は、残量変化モデル決定部１２０による残量変化モデルの決定が行われる周期や、運転計画部１３０による充放電計画の算出が行われる周期と同じか、又は、それよりも短周期で、Ｃstart_iのように短周期で値が変動するデータの値を取得することができる。

　一方、値が変動しないか、又は、長周期で値が変動するデータ（短周期では値がほとんど変化しないデータ）に関しては、データ取得部１７０は短周期で繰り返し値を取得する必要はない。データ取得部１７０は、このようなデータの値を最初に１回だけ取得し、蓄電パラメタ記憶部１６０に記憶したら、以降、そのデータの値を取得しなくてもよい。その他、データ取得部１７０は、Ｃstart_iのように短周期で値が変動するデータを繰り返し取得する周期よりも長周期で、このようなデータの値を繰り返し取得してもよい。

　その他、データ取得部１７０は、各電力需要家がいずれのエネルギーサービスに参加しているかを示す情報を取得し、蓄電パラメタ記憶部１６０に記憶してもよい。

　図４に戻り、残量変化モデル決定部１２０は、エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム４００各々の第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する。

　本実施形態において、第１のエネルギーサービスは、周波数調整サービスである。なお、系統周波数の変動は予測困難であるため、当該サービスに応じた各タイミングの充放電電力［Ｗ］を推定することは困難である。しかし、子時間帯毎の充放電電力量［Ｗｈ］は所定の傾向がみられるため、推定が可能となる。そこで、残量変化モデル決定部１２０は、子時間帯毎（単位時間毎）の充電残量の変化量を推定する残量変化モデルを決定する。

　具体的には、残量変化モデル決定部１２０は、蓄電システム４００ごとに、第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値（確保周波数調整力Ｐfr_i,t）と、第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく子時間帯毎（単位時間毎）の充電残量の変化量の実績を含む学習データを取得する。確保周波数調整力Ｐfr_i,tが説明変数であり、子時間帯毎（単位時間毎）の充電残量の変化量が目的変数である。

　そして、残量変化モデル決定部１２０は、蓄電システム４００毎に、各々の学習データを用いて、残量変化モデルのパラメタを決定する。残量変化モデルは、線形関数または区分線形関数（区分線形凸関数を含む）が好適である。残量変化モデルのパラメタの決定は、最小二乗法、サポートベクトル回帰等のロバストな決定方法を用いることができる。

　本実施形態では、残量変化モデルは、下記式（１）に示すような線形関数とする。ΔＣfr_i,tは、第ｉの蓄電システム４００の第ｔの子時間帯における充電残量の変化量である。

　残量変化モデル決定部１２０は、蓄電システム４００毎及び子時間帯毎にｃcloss_i,tを決定し、モデル記憶部１１０に記憶させる。なお、モデル記憶部１１０にはｃcloss_i,tの初期値が記憶されていてもよい。このようにすれば、学習データの量が不十分であるためｃcloss_i,tを決定できない場合であっても、運転計画部１３０によるｃcloss_i,tを利用した処理が実行可能となる。

　なお、残量変化モデル決定部１２０は、運転計画部１３０、データ取得部１７０、データ送信部１８０等とは非同期にｃcloss_i,tの決定を実行してもよい。例えば、運転計画部１３０が周期Ｔ１で充放電計画の計算を実行する場合、残量変化モデル決定部１２０は周期Ｔ２（なお、Ｔ１＜Ｔ２）でｃcloss_i,tの決定を実行してもよい。また、残量変化モデルの予測精度が基準値に満たないことを検出したときに、残量変化モデル決定部１２０はｃcloss_i,tの決定を実行してもよい。なお、残量変化モデル決定部１２０は、運転計画部１３０、データ取得部１７０、データ送信部１８０の中の少なくとも一部と同期してｃcloss_i,tの決定を実行してもよい。

　運転計画部１３０は、複数の蓄電システム４００各々の残量変化モデルに基づき、複数の蓄電システム４００各々の充放電計画を算出する。運転計画部１３０は、各電力需要家が参加しているエネルギーサービスのリクエストに応じることができるように、各電力需要家の蓄電システム４００の充放電計画を算出する。

　具体的には、運転計画部１３０は、エネルギーサービスに基づき決定される制約条件の下で、複数の蓄電システム４００各々を所有する複数の電力需要家の利益を表す目的関数を最大化する変数（以下、「決定変数」という）を求める数理計画問題を解くことで、充放電計画を算出する。

　決定変数は、第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値（確保周波数調整力Ｐfr_i,t）、その他のエネルギーサービスに応じた充電電力及び／又は充電電力量、及び、その他のエネルギーサービスに応じた放電電力及び／又は放電電力量を含む。

　複数の電力需要家の利益を表す目的関数は、各電力需要家の第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値（確保周波数調整力Ｐfr_i,t）に対する対価（ｃinc_i,t）、及び、各電力需要家の買電電力単価（ｃprc_i,t）に基づき定義される。

　以下、制約条件の一例を示す。なお、当該制約条件はあくまで一例であり、これに限定されない。
「一定周期毎に２４時間先までの蓄電システム４００の充放電計画を行う。」
「決定変数は子時間帯毎に算出する。」
「買電電力単価は、時間区分毎（例：昼間の時間区分と夜間の時間区分）に異なり得る。」
「ピークカットサービスに参加している場合、需要電力が予め設定した閾値（Ｄmax_i）以下となるように蓄電システム４００が放電することでピークシフトを行う。」
「ピークシフトのための放電を行う子時間帯以外の子時間帯は、その他のエネルギーサービスに応じた充放電が可能である。」
「ピークシフトのための放電を行う子時間帯は、その他のエネルギーサービスに応じた充放電が不可である。」
「ピークシフトのための電力確保はピークシフトのための放電を行う子時間帯以外で行い、ピークシフトのための放電が実行できない状態（残量不足）とならないようにする。」
「コスト管理サービスでは、周波数調整によって生じる充電残量の変化を考慮した充電残量の管理を行う。」
「周波数調整サービスによる確保周波数調整力Ｐfr_i,tに応じた対価（ｃinc_i,t）から、買電電力単価（ｃprc_i,t）に基づき算出される各電力需要家が電力会社に支払う電気料金を引いた各電力需要家の経済的利得を最大化する。」
「各子時間帯における各電力需要家の確保周波数調整力Ｐfr_i,tを足し合わせた確保総周波数調整力が、予め設定した各子時間帯における確保総周波数調整力の下限値以上となるようにする。」
「複数の蓄電システム４００各々の各タイミングの放電電力が、蓄電システム４００各々を所有する複数の電力需要家各々の各タイミングの需要電力を超えない（逆潮流防止）。」

　これらを前提とした数理計画問題の具体例（目的関数、制約条件）を式２乃至式１７に示す。なお、当該式あくまで一例であり、これに限定されない。

　ここで、上記式に現れる定数または係数であって、ここまで説明していないものを説明する。

「Δτ」：子時間帯の時間幅［ｈ］である（図６参照）。
「大文字のτ（以下、「Ｔ」と示す）」：子時間帯の識別番号の集合である。
「Ｎ」は蓄電システム４００の識別番号の集合である。
「Ｓmin_t」：各子時間帯における確保総周波数調整力の下限値［Ｗ］である。
「ｊ」：ピークシフトのための放電が連続する時間をひとまとめにし、各々に付した識別番号である。図６の例の場合、ｊ＝１であるＰＳ時間帯１と、ｊ＝２であるＰＳ時間帯２が示されている。
「Ｎps_i」：ピークシフトのための放電を行うＰＳ時間帯ｊの集合である。
「ｋ」：買電電力単価が互いに異なる時間帯各々に付した識別番号である。図６の例の場合、ｋ＝１である料金時間帯１と、ｋ＝２である料金時間帯２と、ｋ＝３である料金時間帯３とが示されている。
「Ｎtou_i」：買電電力単価が互いに異なる料金時間帯ｋの集合である。
「Ｔfr_i」：第ｉの蓄電システム４００が周波数調整サービスのための充放電を行う子時間帯の番号の集合である。
「Ｔps_i,j」：第ｉの蓄電システム４００がピークシフトのための放電を行うＰＳ時間帯ｊに含まれる子時間帯の識別番号の集合である。
「Ｔtou_i,k」：第ｉの蓄電システム４００の料金時間帯ｋに含まれる子時間帯の識別番号の集合である。
「ｔps,start_i,j」：第ｉの蓄電システム４００がピークシフトのための放電を行うＰＳ時間帯ｊに含まれる子時間帯の中の時系列順が最初の子時間帯の識別番号である。
「ｔps,end_i,j」：第ｉの蓄電システム４００がピークシフトのための放電を行うＰＳ時間帯ｊに含まれる子時間帯の中の時系列順が最後の子時間帯の識別番号である。
「ｐchg_i,t」：第ｉの蓄電システム４００が第ｔの子時間帯において周波数調整サービス以外の目的で充電することを許可するか否かを示す値（バイナリ値）である。「０」は充電を許可しないことを意味する。
「ｐdchg_i,t」：第ｉの蓄電システム４００が第ｔの子時間帯において周波数調整サービス以外の目的で放電することを許可するか否かを示す値（バイナリ値）である。「０」は放電を許可しないことを意味する。
「ｃcloss_i,t」：残量変化モデル決定部１２０が決定した残量変化モデルのパラメタである。

　これら定数又は係数の値は、データ取得部１７０が、蓄電システム４００、制御装置１００に接続された入力装置、又は、制御装置１００と通信可能に構成されたその他の外部装置から取得し、蓄電パラメタ記憶部１６０に記憶させてもよい。その他、データ取得部１７０が算出し、蓄電パラメタ記憶部１６０に記憶させてもよい。ここで、ピークシフト時間帯Ｎps_iを算出する処理例を説明する。例えば、図７に示すように、消費電力予測値６００と閾値７００とを比較して、消費電力予測値６００が閾値７００以上である子時間帯をピークシフト時間帯Ｎps_iと決定する方法がある。消費電力予測値６００は、例えば消費電力予測値Ｄprd_i,t、又は、消費電力予測値Ｄprd_i,tとその誤差範囲ΔＤprd_i,tの和である。

　次に、式２乃至式１７について説明する。式２は目的関数である。全子時間帯における経済的利得（周波数調整による対価受取分と電気料金支払分を考慮した利得）の総和が目的関数と定義される。決定変数は、各子時間帯の確保周波数調整力Ｐfr_i,tと、その他のエネルギーサービスに応じた充電電力である充電バイアスＰchg_i,tと、その他のエネルギーサービスに応じた放電電力である放電バイアスＰdchg_i,tとである。

　式３乃至式８は、決定変数の制約である。式３乃至式５は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、決定変数の上限及び下限を定める。式６は、ピークシフトのための放電を行う子時間帯における制約であり、Ｐfr_itをＰmin_iと定義する。式７は、ピークシフトのための放電を行う子時間帯又は周波数調整サービス以外の目的で充電することを許可しない子時間帯における制約であり、ｐchg_i,tをＰmin_iと定義する。式８は、ピークシフトのための放電を行う子時間帯又は周波数調整サービス以外の目的で放電することを許可しない子時間帯における制約であり、ｐdchg_i,tをＰmin_iと定義する。

　式９は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、充放電出力の上下限制約である。各子時間帯について、確保周波数調整力Ｐfr_i,tと、充電バイアスＰchg_i,tと、放電バイアスＰdchg_i,tとの和である充放電最大出力が上下限範囲となる制約条件を定義する。

　式１０は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、周波数調整サービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化の制約である。モデル記憶部１１０に記憶されているｃcloss_i,tが利用される。

　式１１は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、残量変化の等式制約である。各子時間帯について、１の子時間帯後の充電残量を現在の子時間帯の残量、充放電バイアスによる残量増減と周波数調整による残量変化量予測値の総和とする制約条件を定義する。

　式１２は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、充電残量の上下限制約である。各子時間帯について、次の子時間帯になるまでの間に周波数調整による充放電によって一瞬たりとも満充電または放電末とならないことが必要である。そのため、各子時間帯について、充電残量は、その最大値と最小値に周波数調整の充放電による残量増減分の最悪値をマージンとして加えた上下限範囲となる制約条件を定義する。

　式１３は、初期充電残量の等式制約である。最初の子時間帯における充電残量Ｃi,0が、蓄電システム４００の現在の充電残量Ｃstart_iとなる制約条件を定義する。

　式１４は、ピークシフトのための放電を行う子時間帯における制約であり、ピークシフトのための放電終了後の充電残量の等式制約である。ピークシフトのための放電終了時の次の子時間帯における充電残量が、ピークシフトのための放電開始時の充電残量から予測誤差のマージン分を考慮した消費電力（Ｄprd_i,t＋ΔＤprd_i,t）を蓄電システム４００から放電した場合の残量となる制約条件を定義する。

　式１５は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、ピークシフトのための放電を保証するための上限制約である。各子時間帯について、多く見積もった需要電力（Ｄprd_i,t＋ΔＤprd_i,t＋Ｐfr_i,t＋Ｐchg_i,t－Ｐdchg_i,t）は、Ｄmax_i以下となる制約条件を定義する。

　式１６は、ピークシフトのための放電を行わない子時間帯における制約であり、逆潮流防止のための下限制約である。少なく見積もった需要電力（Ｄprd_i,t－ΔＤprd_i,t－Ｐfr_i,t＋Ｐchg_i,t－Ｐdchg_i,t）が、Ｄmin_i以上となる制約条件を定義する。

　式１７は、確保総周波数調整力の下限制約である。各子時間帯における確保総周波数調整力が下限値以上となるように定義する。

　式２乃至式１７により定義された数理計画問題は線形計画法にて求解の計算が可能である。式２乃至式１７で定義された数理計画問題を解くことで、各蓄電システム４００が参加するエネルギーサービスを満足させる充放電計画として、各子時間帯の確保周波数調整力Ｐfr_i,t、その他のエネルギーサービスに応じた充電電力である充電バイアスＰchg_i,t、及び、その他のエネルギーサービスに応じた放電電力である放電バイアスＰdchg_i,tの各値が得られる。

　運転計画部１３０は、数理計画問題を解いて得られた各値を指令値として指令値記憶部１５０に転送して保存する。このとき指令値と子時間帯に対応する時刻情報を併せて保存する。古いデータが存在する場合は上書きしてもよい。

　データ送信部１８０は、運転計画部１３０により更新された指令値と時刻情報を指令値記憶部１５０より取得し、各蓄電システム４００に送信する。

　ここで、図８のフローチャートを用いて、運転計画部１３０及びデータ送信部１８０による処理の流れの一例を説明する。

　処理実行タイミングになると（Ｓ１０のＹｅｓ）、運転計画部１３０は、蓄電パラメタ記憶部１６０から、数理計画問題を解くための各種パラメタ値を取得する（Ｓ１１）。また、運転計画部１３０は、モデル記憶部１１０から、残量変化モデルを取得する（Ｓ１２）。Ｓ１１及びＳ１２の処理順は逆であってもよいし、並行して行われてもよい。その後、運転計画部１３０は、数理計画問題を解くことで、各蓄電システム４００が参加するエネルギーサービスを満足させる充放電計画を算出し、指令値記憶部１５０に保存する（Ｓ１３）。次いで、データ送信部１８０は、決定された充放電計画を各蓄電システム４００に送信する。

　当該処理は、一定時間毎（例：１５分毎）に行われてもよい。この場合、Ｓ１０では、前回の処理実行タイミングからの経過時間が所定時間に達したか否かを判断する。

　また、当該処理を行う時間間隔は、時間帯毎に異なってもよい。例えば、蓄電システム４００の充電残量の変化が相対的に大きい時間帯は時間ｔ１毎に行い、蓄電システム４００の充電残量の変化が相対的に小さい時間帯は時間ｔ２毎に行ってもよい（ｔ１＜ｔ２）。このようにすれば、各時間帯に適したタイミングで処理を実行することができ、必要な精度を維持しつつ、コンピュータの処理負担を軽減することができる。

　なお、Ｓ１１乃至Ｓ１３の処理が一回行われると、２４時間先までの各蓄電システム４００の充放電計画が決定されることになるが、データ送信部１８０は２４時間先までの充放電計画を各蓄電システム４００に送信してもよいし、その一部（例：次にＳ１１乃至Ｓ１３の処理が行われるタイミングまでの充放電計画）のみを蓄電システム４００に送信してもよい。一部のみを蓄電システム４００に送信する構成とした場合、不要なデータの送受信を回避し、処理負担を軽減できる。

　各蓄電システム４００は、受信した充放電計画に含まれる指令値と時刻の情報に基づいて充放電出力の制御を行う。図９は、受信した指令値に対する蓄電システム４００の充放電出力関数の一例である。充放電出力関数５００ａは系統周波数の現在値に応じて蓄電システム４００の充放電の出力値を決定する関数である。入力値は系統周波数の現在値と系統周波数の基準値との偏差または偏差の時間積分値である。周波数偏差最大値Δｆ^ｍａｘを設定することで、入力値の上下限範囲を制限することも可能である。また、充放電出力関数５００ｂのように確保周波数調整力Ｐfr_i,t、を超えない範囲で充放電出力関数を変更することも可能である。

　以上説明した本実施形態の制御装置１００によれば、第１の実施形態と同様な作用効果を実現できる。また、本実施形態の制御装置１００によれば、系統周波数の予測困難さに起因する周波数調整サービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化が計画不能である課題を、単位時間毎の充電残量の変化量を推定する残量変化モデルを決定することで解決することができる。そして、当該課題を解決することで、蓄電システム４００の本来の用途となる機能であるバックアップ、ピークシフトや時間帯別料金へ対応しつつ、周波数調整の機能との共存を実現することが可能となる。

　また、数理計画問題の制約条件として、少なくとも２つのエネルギーサービスに基づく制約条件を定めることで、複数のエネルギーサービスのリクエストに応じることができるように複数の蓄電システムの充放電計画を算出することができる。なお、複数のエネルギーサービスに応じた充放電を同時に実施可能としてもよいし、複数のエネルギーサービスに応じた充放電を同時に実施不可とし、時間帯毎に分けて実施することとしてもよい。いずれであってもよい、数理計画問題の制約条件として定めることで、定めた条件を満たすように、複数の蓄電システムの充放電計画を算出することができる。

　ここで、本実施形態の変形例を説明する。本実施形態では、第１のエネルギーサービスは周波数調整サービスであったが、第１のエネルギーサービスは、予め定められた充放電の上限値以下の範囲で蓄電システム４００に充放電させる他のエネルギーサービスとすることができる。その場合も、第２の実施形態と同様の処理で、同様の作用効果を実現できる。

　以下、参考形態の例を付記する。
１．　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定手段と、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画手段と、
を有する制御装置。
２．　１に記載の制御装置において、
　前記残量変化モデル決定手段は、単位時間毎の前記充電残量の変化量を推定する前記残量変化モデルを決定する制御装置。
３．　２に記載の制御装置において、
　前記残量変化モデル決定手段は、前記蓄電システムごとに、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値と、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく単位時間毎の前記充電残量の変化量の実績に基づき、前記残量変化モデルを決定する制御装置。
４．　１から３のいずれかに記載の制御装置において、
　前記第１のエネルギーサービスは、予め定められた充放電の上限値以下の範囲で、前記蓄電システムに充放電させるサービスである制御装置。
５．　４に記載の制御装置において、
　前記第１のエネルギーサービスは、電力系統の周波数変動に応じて前記蓄電システムに充放電させる周波数調整サービスである制御装置。
６．　１から５のいずれかに記載の制御装置において、
　前記残量変化モデルは、線形関数又は区分線形関数である制御装置。
７．　１から６のいずれかに記載の制御装置において、
　前記運転計画手段は、前記エネルギーサービスに基づき決定される制約条件の下で、複数の前記蓄電システム各々を所有する複数の電力需要家の利益を表す関数を最大化する変数を求める数理計画問題を解くことで、前記充放電計画を算出する制御装置。
８．　７に記載の制御装置において、
　前記変数は、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値、その他の前記エネルギーサービスに応じた充電電力及び／又は充電電力量、及び、その他の前記エネルギーサービスに応じた放電電力及び／又は放電電力量を含む制御装置。
９．　７又は８に記載の制御装置において、
　複数の前記電力需要家の前記利益は、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値に対する対価、及び、買電電力単価に基づき定義される制御装置。
１０．　７から９のいずれかに記載の制御装置において、
　前記制約条件は、「複数の前記蓄電システム各々の各タイミングの放電電力が、前記蓄電システム各々を所有する複数の電力需要家各々の各タイミングの需要電力を超えない」を含む制御装置。
１１．　１から１０のいずれかに記載の制御装置において、
　前記運転計画手段は、充放電効率、充放電出力の上限、充放電出力の下限、充電残量下限値、充電残量上限値及び現在の充電残量の中の少なくとも一部に基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する制御装置。
１２．　１から１１のいずれかに記載の制御装置において、
　前記運転計画手段は、消費電力予測値の時間変化、前記消費電力予測値の誤差の時間変化、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値に対する対価、買電電力単価及び買電する電力の上限値の中の少なくとも一部に基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する制御装置。
１３．　１から１２のいずれかに記載の制御装置において、
　前記エネルギーサービスは、電力系統の周波数変動に応じて前記蓄電システムに充放電させる周波数調整サービス、前記蓄電システムに所定の電力量を常時充電させておくバックアップサービス、需要電力が閾値を超えると前記蓄電システムに放電させるピークカットサービス、及び、時間帯毎に異なる買電電力単価に基づき前記蓄電システムに充放電させるタイミングを決定するコスト管理サービスの中の少なくとも２つを含む制御装置。
１４．　１から１３のいずれかに記載の制御装置と、
　前記制御装置が決定した充放電計画に基づき充放電する蓄電システムと、
を有する電力管理システム。
１５．　コンピュータが、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定工程と、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画工程と、
を実行する制御方法。
１６．　コンピュータを、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定手段、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画手段、
として機能させるプログラム。

　以上、実施形態（及び実施例）を参照して本願発明を説明したが、本願発明は上記実施形態（及び実施例）に限定されるものではない。本願発明の構成や詳細には、本願発明のスコープ内で当業者が理解し得る様々な変更をすることができる。

　この出願は、２０１８年５月９日に出願された日本出願特願２０１８－０９０７３１号を基礎とする優先権を主張し、その開示の全てをここに取り込む。

Claims

　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定手段と、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画手段と、
を有する制御装置。
　請求項１に記載の制御装置において、
　前記残量変化モデル決定手段は、単位時間毎の前記充電残量の変化量を推定する前記残量変化モデルを決定する制御装置。
　請求項２に記載の制御装置において、
　前記残量変化モデル決定手段は、前記蓄電システムごとに、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値と、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電に基づく単位時間毎の前記充電残量の変化量の実績に基づき、前記残量変化モデルを決定する制御装置。
　請求項１から３のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記第１のエネルギーサービスは、予め定められた充放電の上限値以下の範囲で、前記蓄電システムに充放電させるサービスである制御装置。
　請求項４に記載の制御装置において、
　前記第１のエネルギーサービスは、電力系統の周波数変動に応じて前記蓄電システムに充放電させる周波数調整サービスである制御装置。
　請求項１から５のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記残量変化モデルは、線形関数又は区分線形関数である制御装置。
　請求項１から６のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記運転計画手段は、前記エネルギーサービスに基づき決定される制約条件の下で、複数の前記蓄電システム各々を所有する複数の電力需要家の利益を表す関数を最大化する変数を求める数理計画問題を解くことで、前記充放電計画を算出する制御装置。
　請求項７に記載の制御装置において、
　前記変数は、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値、その他の前記エネルギーサービスに応じた充電電力及び／又は充電電力量、及び、その他の前記エネルギーサービスに応じた放電電力及び／又は放電電力量を含む制御装置。
　請求項７又は８に記載の制御装置において、
　複数の前記電力需要家の前記利益は、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値に対する対価、及び、買電電力単価に基づき定義される制御装置。
　請求項７から９のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記制約条件は、「複数の前記蓄電システム各々の各タイミングの放電電力が、前記蓄電システム各々を所有する複数の電力需要家各々の各タイミングの需要電力を超えない」を含む制御装置。
　請求項１から１０のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記運転計画手段は、充放電効率、充放電出力の上限、充放電出力の下限、充電残量下限値、充電残量上限値及び現在の充電残量の中の少なくとも一部に基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する制御装置。
　請求項１から１１のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記運転計画手段は、消費電力予測値の時間変化、前記消費電力予測値の誤差の時間変化、前記第１のエネルギーサービスに応じた充放電の上限値に対する対価、買電電力単価及び買電する電力の上限値の中の少なくとも一部に基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する制御装置。
　請求項１から１２のいずれか１項に記載の制御装置において、
　前記エネルギーサービスは、電力系統の周波数変動に応じて前記蓄電システムに充放電させる周波数調整サービス、前記蓄電システムに所定の電力量を常時充電させておくバックアップサービス、需要電力が閾値を超えると前記蓄電システムに放電させるピークカットサービス、及び、時間帯毎に異なる買電電力単価に基づき前記蓄電システムに充放電させるタイミングを決定するコスト管理サービスの中の少なくとも２つを含む制御装置。
　請求項１から１３のいずれか１項に記載の制御装置と、
　前記制御装置が決定した充放電計画に基づき充放電する蓄電システムと、
を有する電力管理システム。
　コンピュータが、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定工程と、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画工程と、
を実行する制御方法。
　コンピュータを、
　エネルギーサービスに応じた充放電を行う複数の蓄電システム各々の第１の前記エネルギーサービスに応じた充放電に基づく充電残量の時間変化を推定する残量変化モデルを決定する残量変化モデル決定手段、
　複数の前記蓄電システム各々の前記残量変化モデルに基づき、複数の前記蓄電システム各々の充放電計画を算出する運転計画手段、
として機能させるプログラム。