本実施形態では電力管理システムを、電力需給管理システムに適用した例について説明するが、他のシステム等に用いても良い。
(第1の実施形態)
図1は、第1の実施形態の電力需給管理システムの構成例を示した図である。図1に示される例では、電力自由化時の電力システム全体を示している。
図1に示されるように、電力需給管理システムは、需給管理サーバ100と、メータ管理サーバ103と、発電システム104と、蓄電池を設けた需要家群101と、蓄電池を設けていない需要家群102と、を備えている。
本実施形態の電力需給管理システムは、発電システム104を含む配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、需要家群101の蓄電池121を制御することで、電力の需要調整を行う。
図1に示されるように、発電システム104から、電力系統ネットワーク152を介して需要家群101、102に電力が供給されている。本実施形態においては、スマートメータ111、112は、全ての需要家に配置される。このため、蓄電池を設けられたか否かにかかわらず、需要家の消費電力を計測できる。
蓄電池を設けていない需要家群102の消費電力は、需要家102_1、102_2、…、102_m毎に設けられているスマートメータ112_1、112_2、…、112_m(以下、スマートメータ112とする。)毎に計測されている。
蓄電池を設けた需要家群101の消費電力は、需要家群101の各々に設けられているスマートメータ111_1、111_2、111_3、…、111_n(以下、スマートメータ111とする。)毎に計測されている。
スマートメータ112及びスマートメータ111で計測された電力は、30分毎にAMI網(スマートメータ網)153を介して、配電事業者のメータ管理サーバ103に通知される。
一般的な電力小売事業者は、30分毎に計測されたスマートメータ111、112のデータを、電力システム事業者間ネットワーク154を介して、配電事業者から取得できる。本実施形態では、配電事業者のメータ管理サーバ103が収集したデータが、電力システム事業者間ネットワーク154を介して小売事業者の需給管理サーバ100に送信される。
ところで、現行のルールでは、最新のデータを入手するためには30分必要とされている。スマートメータ111、112からの30分毎の通知を考慮すると、最大60分前の計測データまでの入手が可能となる。
さらに、需要家群101は、第1の需要家101_1、第2の需要家101_2、第3の需要家101_3、…、第nの需要家101_n(nは自然数とする)毎に設けられている蓄電池121_1、121_2、121_3、…、121_n(以下、蓄電池121とする。)毎に、公衆ネットワーク(例えば、インターネット通信網)151を介して、蓄電池121の詳細な情報(例えばSOC)を、小売事業者の需給管理サーバ100に通知する。
つまり、蓄電池121を所有する需要家群101では、需要家群102と同様にスマートメータ111による計測・通知が行われると同時に、公衆ネットワーク151を介して、蓄電池121の充放電状況と、需要家の消費電力情報を周期的に、小売事業者の需給管理サーバ100に通知する。本実施形態においては、例として通知する周期が5分単位とするが、5分単位に制限するものではなく、実施態様に応じて、適切な周期が設定されるものとする。
これに従って、電力小売事業者の需給管理サーバ100は、配電事業者のメータ管理サーバ103からの30分単位の計測データ、公衆ネットワーク151を介した需要家群101の蓄電池121に関する5分単位の詳細な計測データを受信する。
また、電力小売事業者の需給管理サーバ100は、電力システム事業者間ネットワーク154を介して、発電システム104を有している発電事業者との間で、需要家に供給する電力を調達するための通信を行う。
そして、本実施形態の需給管理サーバ100は、スマートメータ111、112による30分単位の計測と、蓄電池を備えた需要家群101からの5分単位の詳細な計測データと、に基づいた、処理を行うことができる。
処理の一例としては、電力小売事業者の需給管理サーバ100は、発電システム104から供給される電力量と、受信した計測データ及び蓄電池121に関する詳細な情報に基づいた需要家群101、102で使用される電力量の予測と、に基づいて、需要家群101の蓄電池121の充放電制御を行うことで、同時同量制御を実現する。
図2は、第1の需要家101_1の構成を例示した図である。図2に示されるように、配電線201を介して、負荷204と、蓄電池システム200と、が接続されている。第1の需要家101_1は、例えば家庭や企業の敷地内に設けられた設備とする。図2に示す例では、第1の需要家101_1の構成について説明するが、第2の需要家101_2、…、第nの需要家101_nも同様の構成として説明を省略する。
本実施形態の第1の需要家101_1は、電力系統ネットワーク152を介して、発電システム104から電力が供給される。発電システム104から出力された電力は、配電線201を介して、蓄電池システム200や負荷204に供給される。
スマートメータ111_1は、発電システム104から供給される電力を計測する。さらに、スマートメータ111_1は、第1の需要家101_1内で使用される電力を計測すると共に、HEMS(Home Energy Management System)等を通じて、第1の需要家101_1内における電気使用状況を把握する。そして、スマートメータ111_1は、第1の需要家101_1の電力の計測結果を計測データ(当該電力使用状況も含む)として、AMI網(スマートメータ網)153を介して、配電事業者のメータ管理サーバ103に30分毎に通知する。
負荷204は、家庭や企業の敷地内に設けられた家電製品などの電力を消費する機器であれば良い。
電力センサ202は、蓄電池121_1と、負荷204と、の間の電力を計測する。電力センサ202は、電力の計測結果を、制御部211に出力する。
蓄電池システム200は、制御部211と、蓄電池121_1と、PCS213と、通信部212と、を備えている。
PCS213は、蓄電池121_1の直流電力と、配電線201を流れる交流電力と、を相互に変換する制御を行う。
そして、蓄電池121_1から放電された電力は、PCS213で交流電力に変換された後、負荷204等に供給される。
通信部212は、公衆ネットワーク151を介して接続された他の通信装置との間で情報を送受信する。例えば、通信部212は、需給管理サーバ100に対して、蓄電池システム200に関する詳細な計測データを、5分ごとに送信する。詳細な計測データは、蓄電池121_1の充放電を行うために必要な情報であって、蓄電池121_1のSOCを含んだ情報の他に、電力センサ202やスマートメータ111_1により計測された、蓄電池121_1と、負荷204と、による消費電力を示した消費電力情報が含まれている。
制御部211は、蓄電池システム200全体を制御する。例えば、制御部211は、通信部212が需給管理サーバ100から受信した充放電制御の指示(充放電計画)に基づいて、蓄電池121_1の充放電を制御する。
制御部211は、通信部212を介して、需給管理サーバ100との通信が可能である。これにより、例えば、制御部211は、需給管理サーバ100の指示により動作することができる。
蓄電池121_1が充電を行った場合、スマートメータ111_1は、第1の需要家101_1内の負荷204が消費する電力量に、蓄電池121_1が充電する電力量を加算した電力量を、第1の需要家101_1で使用された消費電力量として計測する。そして、スマートメータ111_1は、計測結果を、メータ管理サーバ103に送信する。
制御部211は、一般的な電力システムのルールである需要家からの逆潮流を抑止する制御も行っている。逆潮流とは需要家から系統側に電力が流れることであり、需要家内の負荷204の消費電力よりも、蓄電池121_1から放電される電力が大きくなった場合に発生する。逆潮流電力もスマートメータ111_1で計測されている。このため、発生した逆潮流電力量に応じた金額で電力を販売することが出来るが、蓄電池からの電力による逆潮流は通常禁止されている。
そこで、本実施形態では、蓄電池からの電力による逆潮流を制限した例について説明する。なお、蓄電池が電力を供給する事業者の制御下に置かれることを前提とすれば、むしろ天候により常時不安定な太陽光発電電力や風力発電電力を一旦蓄電池に蓄積し、系統全体の安定に即したタイミングで放電し逆潮流させる方が安定的なシステム運用が可能であると考えられる。換言すれば、本実施形態では、逆潮流の制約がある場合について説明するが、逆潮流の制約が無い環境においても効果的な蓄電池の充放電を行うことが出来るものとする。
次に、需給管理サーバ100について説明する。図3は、本実施形態の需給管理サーバ100の構成を例示した図である。図3に示されるように、需給管理サーバ100は、メイン処理部301と、メータ情報記憶部302と、需要家毎蓄電情報記憶部303と、通信I/F304と、需要予測処理部305と、需要予測用情報記憶部306と、を備えている。
通信I/F304は、公衆ネットワーク151と接続するための通信I/Fとする。
需要予測用情報記憶部306は、需要家が使用する電力を予測するために必要な、天気、温度や季節などの情報を記憶する。当該情報は、天気等を提供しているサーバ等から取得するが、どのように取得しても良い。
メータ情報記憶部302は、需要家群101、102の需要家各々に設けられたスマートメータ111、112による計測データを記憶する。
本実施形態のメータ情報記憶部302は、スマートメータ111、112から収集した30分単位の計測データ(例えば電力測定値を含む)を記憶している。なお、記憶される計測データは、メータ管理サーバ103から電力システム事業者間ネットワーク154を介して得られるものであるが、メータ管理サーバ103かスマートメータ111、112から収集し小売事業者に配布されるまでに遅延が生じる。このため、メータ情報記憶部302は、最新のデータでも60分前のデータとなる。
需要家毎蓄電情報記憶部303は、需要家群101の各々に設けられた蓄電池システム200や消費電力に関する詳細な計測データを記憶する。計測データとしては、例えば、蓄電池121のSOC(充電容量)や、消費電力量を示す情報が含まれている。需要家毎蓄電情報記憶部303は、(後述する)受信処理部311が受信する間隔毎に更新される。本実施形態では、受信処理部311が需要家毎に5分間隔で受信し、更新される例とするが、受信間隔を制限するものではない。
電力需要データは、需要家が負荷204で消費されている電力量に、蓄電池121で充放電されている電力量を加算した値が含まれている。なお、本実施形態では、蓄電池121の充電容量が定められているため、受信したSOCから、充電量を特定できる。さらには、前回の充電量との違いから充電量の増減等を特定できる。
メイン処理部301は、受信処理部311と、送信処理部312と、算出部313と、を備えており、需給管理サーバ100全体の処理を行う。メイン処理部301は、需給管理の基本的な処理を行う。
受信処理部311は、公衆ネットワーク151や電力システム事業者間ネットワーク154を介して接続された通信装置から、様々な情報を受信する。例えば、受信処理部311は、メータ管理サーバ103から、需要家群101、102の需要家毎に設けられたスマートメータ111、112による計測データを受信する。そして、受信処理部311は、受信した計測データを、メータ情報記憶部302に記憶する。
他の例としては、受信処理部311は、発電システム104(電力供給システム)から供給される電力を消費する需要家群101の各々から、当該需要家に設けられた蓄電池システム200や消費電力量に関する詳細な計測データを受信する。
需要予測処理部305は、需要予測用情報記憶部306を参照して、発電システム104(電力供給システム)から供給される電力を消費する需要家群101、102の各々の需要家が、電力の売買が行われる単位時間(以降、管理時間と称す)毎に消費されると予測される電力量を推測する。さらに、需要予測処理部305は、全需要家の総需要予測電力量を推測する。
本実施形態では、需要予測処理部305により予測される電力量の推測手法は、どのような手法を用いても良く、例えば、SOCなどの各種パラメータを用いて需要家毎の電力の使用量をシミュレートすることで、電力の予測情報を算出しても良い。なお、予測は長期的な予測から、1時間先の短期予測まで、随時変動する需要家の需要実績値、気温などの環境情報を計算し、常に最新の予測値を算出するようにしてもよい。
これにより需要予測処理部305は、全ての需要家の各々で使用される電力量の需要予測を行うと共に、全ての需要家群101、102で使用される電力量を示した総需要予測電力量を推測する。
算出部313は、需要予測処理部305が推測した電力量の予測情報に基づいて、需要家群101の各々に配置されている蓄電池121の充放電計画を立て、当該計画に従って蓄電池121の充放電制御を指示する。当該指示は、送信処理部312により通信I/F304を介して送信される。
算出部313は、管理時間毎に、発電システム104から事前に調達した供給電力量と、需要予測処理部305により予測された当該管理時間で総需要家群が消費する総需要予測電力量と、を比較する。そして、算出部313は、比較結果に応じて、供給電力量と、総需要電力量と、の差分電力であるインバランスを解消する、換言すれば同時同量制御となるように、需要家群101に設けられた蓄電池121の充放電制御を行う。
本実施形態の算出部313は、管理時間で配電系統から調達された供給電力と、管理時間で総需要家群(需要家群101、102)により消費されると予測される総需要予測電力量と、のインバランスに基づいて、当該管理時間を‘6’で分割した分割時間毎に、蓄電池121が設けられた需要家群101に対する充放電の指令値を算出する。なお、本実施形態は、予測データが送信される時間間隔である5分に合うように、管理時間を‘6’で分割する例について説明するが、‘6’に制限するものではなく、実施態様に応じて適切な数(所定の数)で管理時間を分割すれば良い。
算出部313は、総需要予測電力量が供給電力量を上回ることが予測された場合に、需要家群101の各蓄電池から放電するための放電指令値を算出する。また、算出部313は、総需要予測電力量が供給電力量を下回ることが予測された場合に、需要家群101の各蓄電池への充電するための充電指令値を算出する。
図4は、発電システム104から需要家群101、102に供給される時間帯(A〜E)毎の電力量を示した図である。図4で示される例では、1日前に発電事業者から調達された電力量501が、発電システム104から需要家群101、102に供給される電力量として示されている。調達された電力量501は、発電システム104から電力が供給される対象となる需要家群101、102の総需要量の予測値に基づいて算出され、購入されている。
しかしながら、長期予測通りに需要家群101、102が電力を使用するとは限らない。
図5は、需要予測処理部305が、需要予測用情報記憶部306及び需要家毎蓄電情報記憶部303に基づいて取得した、電力の使用量の短期予測結果を示した図である。図5に示される例では、点線が図4で示した調達された、時間帯(A〜E)毎の電力量501を示している。当該電力量のずれは、直近の気温等や直近の需要実績の変化等を考慮した結果、短期予測が長期予測と比べて精度が高くなるために生じる。
そして、電力量601が、短期予測の結果、調達された電力量より下回る場合に生じている余剰電力量を示している。電力量602は、短期予測の結果、調達された電力量を上回る場合に生じている不足電力量を示している。
ところで、運用の方法にもよるが、1時間前に短期予測を行うことで、不足電力を追加調達し、余剰電力を他者に販売することで、短期市場において調整を行うことが可能である。短期市場は、電力自由化の新たな制度として運用が開始される予定であり、需給に応じた価格市場になる。通常直近の売買は計画的な売買に比べて価格的に不利になるが、こうした措置を行わなかった場合、現行のルールでは、余剰電力は無償で没収、不足電力は後日ペナルティ電力として請求されることとなる。このため、短期市場での調整も含め、効率的な調整が必要となる。
これに対して、本実施形態の需給管理サーバ100は、短期予測の結果生じた余剰電力を、需要家群101に設けられた蓄電池121に充電する制御を行い、短期予測の結果生じた不足電力を、需要家群101に設けられた蓄電池121から放電する制御を行うこととした。
これにより、短期市場を利用せず、且つ巨大な定置型の蓄電システムを設けることなく、需要家群101に設けられた蓄電池121の充放電制御を行うことで、同時同量を達成できる。
さらに、需要家群101に設けられた蓄電池121から放電された電力を利用する際、定置型の蓄電システムとは異なり、他の需要家に当該電力を供給することは、ノイズ等や規則の関係から好ましくない。
そこで、本実施形態の需給管理サーバ100は、需要家が消費すると予測される電力量を考慮して、蓄電池121から放電する電力を調整する。
図6は、需要家群101、102が実際に使用した電力量と、発電システム104から供給される電力量と、の差分を示した図である。図6で示される例では、太線703が、実際に使用された、時間帯(A〜E)毎の電力量を示している。そして、図5で示された短期予測からさらに生じた余剰電力量701と、短期予測からさらに生じた不足電力量702と、が示されている。余剰電力量701及び不足電力量702も同様に、需給管理サーバ100による、蓄電池121の充放電制御で調整される。
このように、本実施形態においては、放電すべき電力量、充電すべき電力量は、総需要予測電力量と供給電力量との差分であるインバランス(差分電力量)である。
本実施形態の算出部313は、インバランスを、需要家群101に分散的に配置された蓄電池121に分配して、充放電制御を行う。
ところで、需給管理サーバ100が、各蓄電池121への充放電指示を行う際、例えば空き容量の少ない蓄電池121を備えた需要家に容量以上の電力の充電を指示したり、消費電力量が少ない需要家に充電を指示した場合には、充電指示した電力量に対応する、放電ができない場合がある。例えば、消費電力量が少ない需要家の蓄電池121に充電されていても、当該需要家で消費しなければ、逆潮流の関係から、他の需要家で消費できないためである。
その結果、消費電力量が多い需要家の蓄電池121に充電されなかった場合に、放電指示に対応した放電量を放電できないと、放電指示が未達となり、インバランスの解消にずれが生じる。
同様に、指示した充放電量よりも大きな電力量が充放電可能であった場合も、無駄な電力の蓄積となり、インバランスの解消にずれが生じる要因となる。
そこで、本実施形態では、蓄電池121が設けられた需要家群101の消費電力量や、蓄電池121の状態(SOC)に基づいて、充放電制御を行うこととした。
充放電制御を行った場合でも残ったインバランス(差分電力量)は、余剰となった場合には調達電力の無駄となり、不足となった場合には後日調整電力量として清算が行われる。このため、電力の小売事業者のコストが増加する。
インバランスは、電力の売買が行われる単位時間である管理時間単位(日本国内の場合30分)で評価が行われる。このため、管理時間単位で、総需要予測電力量と供給電力量との差分がゼロになることが好ましい。そこで、本実施形態では、管理時間を‘6’(所定の数)で分割した分割時間毎に、充放電制御を行うこととした。
図7は、本実施形態の電力の需要管理手法を説明した図である。図7に示されるように、算出部313は、供給電力量から総需要予測電力量を減算したインバランスI(差分電力量)を、‘6’で分割して、第1の分割インバランスi1〜第6の分割インバランスi6を算出する。
そして、算出部313は、分割時間毎に、当該分割時間に対応する分割インバランス(第1の分割インバランスi1〜第6の分割インバランスi6)を、蓄電池121を備えた需要家群101(第1の需要家101_1〜第nの需要家101_n)に割り当て、充放電指示を行う。本実施形態では、管理時間(30分)で生じるインバランスを、6回の充放電指示で制御する。
本実施形態では、インバランスの電力量を、5分ごとに均等に分割する例について説明する。例えば、管理時間(30分)内に予測されるインバランス電力量が、600kWh余剰であった場合に、一回毎に100kWhの電力量を、蓄電池121に充電させる処理を行うことになる。さらに、制御部211は、100kWhの電力量を、需要家群101(第1の需要家101_1〜第nの需要家101_n)に割り当てる。その際に、需要家への割り当ては、各々の需要家の需要実績、需要予測、蓄電池の充電状態(SOC)等に基づいて行われる。これより無駄のない充電制御を実現できる。
図8は、本実施形態の充放電指示のタイミングを例示した図である。本実施形態では、図8に示されるように、管理時間(30分)を、6で均等に分割した分割時間(5分)毎に、充放電の指示が行われる例とする。つまり、0分に第1の充放電指示801が行われ、5分に第2の充放電指示802が行われ、10分に第3の充放電指示803が行われ、15分に第4の充放電指示804が行われ、20分に第5の充放電指示805が行われ、25分に第6の充放電指示806が行われる。
また、本実施形態は、管理時間(30分)を6(所定の数)で均等に分割する手法に制限するものではなく、例えば、管理時間の前半に充放電の指示の回数を多くしても良い。
図9は、変形例1の充放電指示のタイミングを例示した図である。変形例1では、図9に示されるように、管理時間(30分)を、前半に充放電指示を多くした例とする。つまり、0分に第1の充放電指示901が行われ、3分に第2の充放電指示902が行われ、6分に第3の充放電指示903が行われ、11分に第4の充放電指示904が行われ、18分に第5の充放電指示905が行われ、29分に第6の充放電指示906が行われる。このように、管理時間内で時間の経過と共に間隔が長くなるように分割された時間を、分割時間としてもよい。
他の例としては、管理時間の後半に充放電の指示の回数を多くしても良い。図10は、変形例2の充放電指示のタイミングを例示した図である。変形例2では、図10に示されるように、管理時間(30分)を、後半に充放電指示を多くした例とする。つまり、0分に第1の充放電指示1001が行われ、10分に第2の充放電指示1002が行われ、17分に第3の充放電指示1003が行われ、22分に第4の充放電指示1004が行われ、26分に第5の充放電指示1005が行われ、29分に第6の充放電指示1006が行われる。このように、管理時間内で時間の経過と共に間隔が短くなるように分割された時間を、分割時間としても良い。
また、インバランスが充電か放電かに応じて、指示を行うタイミングを変更しても良い。一般的にインバランスは余剰するよりも不足した場合のコストが大きいことを考慮して、インバランスが余剰時の充電指示は後半に集中したタイミングで実施し、インバランスが不足時の放電指示は前半に集中したタイミングで実施することが考えられる。これにより、インバランスによる電力量の不足が抑止されるように、充放電制御が行われることになる。
第1の実施形態に戻り、算出部313は、インバランスIを6(所定の数)で分割し、第1の分割インバランスi1、第2の分割インバランスi12、第3の分割インバランスi3、第4の分割インバランスi4、第5の分割インバランスi5、第6の分割インバランスi6を生成する。なお、本実施形態では、インバランスIを6で均等に分割する例について説明するが、重み付けを行っても良い。
そして、算出部313は、第1の分割インバランスi1を、管理時間に含まれる最初の分割時間(5分)における第1の充放電指示値i1rの合計として割り当てた上で、第1の充放電指示値i1rの合計を、当該需要家群101の各々に分ける。そして、送信処理部312が、需要家群101の各々に対して、需要家毎の充放電指令値として送信する。
本実施形態の受信処理部311は、5分(分割時間)毎に、当該需要家群101から、各需要家で消費される消費電力量と、SOCなどの充放電量を特定可能な値と、を含んだ詳細な計測データを受信する。
これにより、算出部313は、最初の分割時間に、需要家群101が行った充放電量a1を推測できる。そして、算出部313は、充放電量a1に基づいて、充放電指示値i1rの合計のうち、充放電されなかった未達分の電力量r1を算出する。本実施形態では、下記の(1)式から算出できる。
r1=i1r−a1…(1)
そして、算出部313は、未達分の電力量r1を、次の分割時間における、充放電指令値の合計に含める。例えば、算出部313は、未達分の電力量r1を、第2の分割インバランスi2に加算して、第2の充放電指示値i2rの合計を算出する。本実施形態では、下記の(2)式を用いる。
i2r=r1+i2…(2)
算出部313は、算出した第2の充放電指示値i2rの合計を、当該需要家群101の各々に分ける。そして、送信処理部312が、需要家群101の各々に対して、需要家毎の充放電指令値として送信する。
本実施形態の算出部313は、上述した制御を繰り返すことで、管理時間(30分)において、第1の充放電指示値i1r〜第6の充放電指示値i6rに従った充放電制御を実現できる。
つまり、算出部313は、需要家群101の各々から受信した5分単位で詳細な計測データに基づいて、実際の充放電量a1〜a6を算出できる。そして、算出部313は、実際の充放電量a1〜a6から、充放電指示値に対応した、未達分の電力量r1〜r6を算出できる。本実施形態では、下記の(3)式から算出できる。
rx=ixr−ax…(3)
なお、x=1〜6とする。
そして、算出部313は、未達分の電力量r1〜r5と、分割インバランスi2〜i6と、に基づいて、充放電指示値i2r〜i6rを算出する。本実施形態では、下記の(4)式から算出できる。
ixr=r(x-1)+ix…(4)
なお、x=2〜6とする。
本実施形態の算出部313は、5分単位で受信する需要家群101の計測データに基づいて、充放電制御を行うことで、管理時間単位におけるインバランスが生じるのを抑止することができる。
本実施形態では、総需要予測電力量と、需要家群101、102が実際に消費する消費電力量と、が一致する場合について説明した。しかしながら、実際には、一時間前の短期予測でも、実際の消費電力量との間に差が生じる。
ところで、需要電力量の予測は、実行時により近くなればなるほど、精度が向上する傾向にある。
そこで、変形例3では、需要予測処理部305が、蓄電池121を備えた需要家群101から5分単位で受信する計測データに基づいて、5分単位で全体の需要家群101、102の総需要予測電力量を算出する。
本実施形態では、短期予測(例えば一時間前)における、管理時間(30分)単位の需要家群101、102の総需要予測電力量Cとし、管理時間(30分)単位の蓄電池121を備えた需要家群101の需要予測電力量Cbとする。換言すれば、スマートメータ111から収集したデータに基づいて、総需要予測電力量Cと、需要予測電力量Cbと、を導出できる。
例えば、全ての需要家群101、102で10000軒とし、そのうち蓄電池121を備えた需要家群が1000軒とする。1000軒については、5分単位で計測データが随時収集可能である。このため、本変形例では、1000軒の需要家群101の需要予測電力量Cbから、10000軒の需要家群101、102の総需要予測電力量Cを補正する。これは1000軒の需要家群101の電力量の増減と、10000軒の需要家群101、102の電力量の増減と、は連動しているという想定に基づくものである。
需要予測処理部305は、蓄電池121を備えた需要家群101から5分単位で受信する計測データに含まれている消費電力量に基づいて統計的・確率的計算を行い、5分毎に、需要家群101の需要予測電力量Cbx(x=1〜6)を推定する。
その後、需要予測処理部305は、5分毎に、需要家群101の需要予測電力量Cbxから、総需要家群(需要家群101、102)の5分単位の総需要予測電力量Cxを算出する。本実施形態では、下記の(5)式を用いて算出する。
Cx=C×(Cbx/Cb)…(5)
本変形例においては、管理時間あたりの供給電力量Pとする。この場合、5分単位で分割された供給電力量は、(P1、P2、P3、P4、P5、P6)と示すことができる。
そこで、算出部313は、5分単位の分割インバランスIx(x=1〜6)を、以下の式(6)から算出する。
Ix=Px−Cx…(6)
なお、x=1〜6とする。
本実施形態では、時間の経過と共に得られた計測データに基づいて総需要予測電力量Cxを算出し、当該総需要予測電力量Cxに基づいた分割インバランスIxを算出することとした。
そして、算出部313は、分割時間毎に分割された供給電力量Pxと、分割時間毎の総需要予測電力量Cxと、に基づいて算出された分割インバランスIxから、需要家群101の充放電指令値を算出する。充放電指令値の算出手法は、第1の実施形態と同様とする。そして、送信処理部312が、該分割インバランスIxを解消するような充放電指示値を出力することで、インバランスの解消の精度をより一層向上させることができる。
ところで、需給管理サーバ100においては、スマートメータ111、112から得られる情報には、一時間の遅延が生じている。このため、スマートメータ111、112から得られる情報に基づいて、需要予測電力量を推測する場合に、1時間前の全需要家の情報に基づいて行うことになる。
これに対して、本変形例では、1時間前に収集したデータに基づいた、需要予測電力量Cbxを、5分単位で収集することが可能な、蓄電池121を備えた需要家群101の計測データに基づいて補正を行うことで、5分単位の需要家群101、102の総需要予測電力量Cxを算出することとした。
5分毎に計測される、実際の充放電量a1〜a6から、充放電量の累積値Axを以下の式(7)で導出できる。
Ax=A(x−1)+ax…(7)
なお、x=1〜6とし、A0=0とする。
そして、算出部313は、前回の累積値A(x−1)と、式(6)で算出された分割インバランスIxと、に基づいて、充放電指令値を算出する。式(8)は、充放電指示値ixrの算出式を例示したものである。
ixr=D(x,Ix,A(x−1))…(8)
式(8)で示した関数Dは、充放電タイミング回数x、補正した分割インバランスIx、前回までに実行された累積値A(x−1)から、x回目の充放電指示値ixrを算出する関数である。
本変形例は、関数Dを制限するものではないが、例えば、式(9)として示しても良い。
D=(Ix−A(x−1)−1)/(6−x+1)…(9)
本実施形態に戻り、需給管理サーバ100は、蓄電池121を備えた需要家群101から、計測データを受信することで、充放電するための制御を行う。次に、需要家群101が、需給管理サーバ100に対して、5分ごとに送信する計測データについて説明する。
図11は、需要家群101の各々が、需給管理サーバ100に対して送信する計測データを含む通知メッセージを例示した図である。図11に示されるように、通知メッセージには、宛先情報と、送信元アドレスと、時刻と、充電量情報(SOC含む)と、消費電力量情報と、が含まれている。
宛先情報は、需給管理サーバ100を示すアドレス情報とする。当該宛先情報により、公衆ネットワーク151を介して、需給管理サーバ100に転送される。
送信元アドレスは、蓄電池121を示すアドレス情報(例えばIPアドレス)とする。需給管理サーバ100は、アドレス情報等で蓄電池121を管理している。そして、需給管理サーバ100は、必要に応じて必要な蓄電池121に対して、当該アドレス情報を送信先として指定することで通信を行う。
時刻は、管理時間内で計測を行ったタイミングを示した時刻とする。充電量情報は、蓄電池121の充電量に関する情報であり、例えばSOCが含まれている。これにより蓄電池121の空き容量、充電容量の他に、どの程度充電や放電が可能かを認識することができる。
消費電力量情報は、需要家内に設けられた計測器(例えばスマートメータ111)によって計測された消費電力量とする。需給管理サーバ100は、消費電力量情報を受信することで、当該需要家のこれからの需要電力量を5分間隔でより詳細に予測することができる。
換言すれば、需給管理サーバ100は、計測データを含んだ通知メッセージを5分単位で受信することで、総需要予測電力量の推測精度を向上させ、インバランス解消のための充放電指示を実現できる。
図12は、本実施形態の需給管理サーバ100と、蓄電池121_1を備えた第1の需要家101_1と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。図12で示される例では、管理時間(30分)に5分ごとに6回の充放電指示が行われるが、10分〜25までに行われる処理は、他の時間帯と同様の処理が行われるものとして、説明を省略する。
まず、需給管理サーバ100の需要予測処理部305は、管理時間内の全需要家の総需要予測電力量を推測する(S1201)。
次に、算出部313は、供給電力量と総需要予測電力量との差分であるインバランスを算出する(S1202)。
算出部313は、インバランスのうち1回目分の分割インバランスに基づいて、蓄電池121を備えた需要家群101の各々に対する1回目(0分〜5分までの)の充放電指示値を算出する(S1203)。
送信処理部312は、1回目(0分〜5分までの)の充放電指示値を、(第1の需要家101_1を含んだ)需要家群101の各々に送信する(S1211)。
第1の需要家101_1は、1回目の充放電指示に従って充放電制御を行う(S1212)。そして、第1の需要家101_1は、充放電の結果である充電量情報と、負荷204等で使用された消費電力量情報と、を含んだ(図11で示した)通知メッセージを送信する(S1213)。なお、S1212〜S1213の処理は、需要家群101の他の需要家も行うものとする。これにより、需給管理サーバ100の算出部313は、受信した充放電の結果である充電量情報と、消費電力量情報とに基づいて、充電指示値に対応する未達分の電力量を推定できる。
そして、算出部313は、2回目分の分割インバランスと、未達分と推測される電力量に基づいて、需要家群101の各々に対する2回目(5分〜10分までの)の充放電指示値を算出する(S1214)。
そして、送信処理部312は、2回目(5分〜10分までの)の充放電指示値を、(第1の需要家101_1を含んだ)需要家群101の各々に送信する(S1221)。
第1の需要家101_1は、2回目の充放電指示に従って充放電制御を行う(S1222)。そして、第1の需要家101_1は、充放電の結果である充電量情報と、負荷204等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する(S1223)。
そして、算出部313は、3回目分の分割インバランスと2回目の未達分の電力量に基づいて、需要家群101の各々に対する3回目(10分〜15分までの)の充放電指示値を算出する(S1224)。
このような制御を、10分から25分までの間も同様の行われるものとする。
そして、管理時間のうち25分経過した後、送信処理部312は、6回目(25分〜30分までの)の充放電指示値を、(第1の需要家101_1を含んだ)需要家群101の各々に送信する(S1261)。
第1の需要家101_1は、6回目の充放電指示に従って充放電制御を行う(S1262)。そして、第1の需要家101_1は、充放電の結果である充電量情報と、負荷204等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する(S1263)。
上述した処理手順によって、5分単位で充放電制御を行うことで、インバランスの抑止精度を向上させることができる。これにより、調達電力の無駄や、新たな電力の清算を抑止できる。
上述した実施形態では、インバランスを5分ごとの均等に分割する例について説明したが、インバランスを5分ごとに均等に分割する例に制限するものではない。そこで変形例4では、算出部313が、インバランスに重みを付けて割り当てる例について説明する。
図13は、変形例4の算出部313が、充放電指示を行う際に割り当てる分割インバランスを例示した図である。図13に示される例では、インバランス電力量が600kWh発生すると予測した例とする。このような場合に、算出部313は、6回の充放電指示を行うタイミングに合わせて、150kWh(第1の分割インバランスi11)、120kWh(第2の分割インバランスi12)、110kWh(第3の分割インバランスi13)、90kWh(第4の分割インバランスi14)、80kWh(第5の分割インバランスi15)、50kWh(第6の分割インバランスi16)の電力の充放電量を割り当てる。
このように、本変形例の算出部313は、インバランス電力量を、6(所定の数)で分割した電力量より大きい第1の分割インバランスi11を、管理時間に含まれる最初の分割時間における、需要家群101の合計の充放電の指令値として割り当てる。その後、変形例4の算出部313は、受信処理部311が受信した需要家群101の充放電量から特定される、当該充放電の指令値の合計のうち充放電されなかった未達分の電力量を、第1の分割インバランスi11より少ない第2の分割インバランスi12に加算した電力量を、次の分割時間における、需要家群101の充放電の指令値の合計として割り当てる。本変形例では、当該処理を繰り返す。
図13に示されるように、前半に多めのインバランスを割り当て、後半に少なめのインバランスを割り当てることで、後半は、未達電力量の調整に専念できるため、インバランスの調整を容易に実現できる。
また、本変形例では、インバランスのうち1/4を第1の分割インバランスi11に割り当てる例について説明したが、1/4に制限するものではなく、1/6(所定の数)より大きければ良い。例えば、インバランス全てを第1の分割インバランスi11に割り当てても良い。
また、図13で示した例では、5分ごとに充放電指示を行う例について説明したが、図9や図10で示したように、充放電指示を行うタイミングをばらけさせても良い。
(第2の実施形態)
第1の実施形態では、需要家に応じた需要パターンを考慮しない例について説明した。第2の実施形態では、需要家の電力の需要パターンに応じて、グループ分けを行った例について説明する。
図14は、第2の実施形態の需給管理サーバ1300の構成を例示した図である。図14に示される例では、需給管理サーバ1300は、第1の実施形態の需給管理サーバ100と比べて、グループデータ記憶部1301が追加されるとともに、第1の実施形態のメイン処理部301と処理が異なるメイン処理部1302を備え、第1の実施形態の需要予測処理部305と処理が異なる需要予測処理部1303を備えた例とする。本実施形態においては、第1の実施形態と同様の構成については同一の符号を割り当て、説明を省略する。
グループデータ記憶部1301は、需要家のグループに関する情報を記憶する。図15は、本実施形態のグループデータ記憶部1301に格納されている需要家管理テーブルを例示した図である。図15に示されるように、需要家管理テーブルは、需要家識別情報と、グループと、蓄電池の有無と、を対応付けて記憶している。本実施形態の需要家管理テーブルには、全需要家の情報が蓄積されている。
需要家識別情報は、需要家を識別可能な情報であれば良い。グループは、当該需要家が属している需要パターンを示している。需要パターンとは、当該需要家の電力の利用のパターンであって、例えば、時間帯毎の電力の利用傾向に応じて分けられたグループなどが考えられる。さらには、月の需要量に応じて分けられたグループ等を含んでも良い。
本実施形態では、需要家管理テーブルを保持することで、グループ毎に、蓄電池121を備えた需要家群101と、蓄電池121を備えていない需要家群102とを、識別することができる。
図16は、本実施形態のグループデータ記憶部1301に格納されている、予測電力量算出手法管理テーブルを例示した図である。図16に示されるように、予測電力量算出手法管理テーブルは、グループと、予測電力量算出手法と、を対応付けて記憶している。
予測電力量算出手法とは、当該グループに属している、蓄電池121を備えた需要家群101から受信した、消費電力量に基づいて、需要予測電力量を算出する手法が定義されている。このように、本実施形態では、需要パターンが異なるグループ毎に需要予測電力量を算出することで、インバランスの算出精度を向上させることができる。
さらに、本実施形態のグループデータ記憶部1301は、充放電指令値を算出するための充電制御手法に対応する計算アルゴリズムを記憶している。本実施形態では、グループ毎に充電制御手法が特定された際に、当該充電制御手法に対応する計算アルゴリズムを用いることで、充放電指令値を算出する。
本実施形態では、全体需要家をグループA、グループB、グループCの3つのグループに分けた場合について説明する。
このような場合に、需要予測処理部1303は、総需要家群のうち電力の消費パターンに応じたグループ毎の需要予測電力量として、グループAの需要予測電力量CA、グループBの需要予測電力量CB、グループCの需要予測電力量CCを算出する。グループ毎の需要予測電力量の算出手法としては、グループ毎の需要パターンを考慮していれば、どのような算出手法を用いても良い。
さらに、需要予測処理部1303は、単位時間において、グループAで蓄電池121を所有する需要家群101の需要予測電力量CAb、グループBで蓄電池121を所有する需要家群の需要予測電力量CBb、グループCで蓄電池121を所有する需要家群の需要予測電力量CCb、を算出する。
そして、需要予測処理部1303は、グループAに属する、蓄電池121を備える需要家群101から5分ごとに送信される計測データに、グループデータ記憶部1301に記憶されているグループAの予測電力量算出手法を適用する。これにより、需要予測処理部1303は、蓄電池121を備える需要家群の5分間における需要予測電力量CAbxを算出する。
さらに、需要予測処理部1303は、グループAの需要予測電力量CA、グループAの蓄電池121を備えた需要家群101の需要予測電力量CAb、及び、グループAの蓄電池121を備えた需要家群の5分単位(x回目)で補正された需要予測電力量CAbxに基づいて、グループA全体の5分単位(x回目)で補正された需要予測電力量CAxを算出する。当該算出には、式(10)を用いる。
CAx=CA×(CAbx/CAb)…(10)
なお、x=1〜6とする。
需要予測処理部1303は、同様の手法で、グループB全体の5分単位(x回目)で補正された需要予測電力量CBxと、グループC全体の5分単位(x回目)で補正された需要予測電力量CCxと、を算出する。
そして、需要予測処理部1303は、グループA全体の5分単位の需要予測電力量CAxと、グループB全体の5分単位の需要予測電力量CBxと、グループC全体の5分単位の需要予測電力量CCxと、の合計から、全ての需要家群101、102の総需要予測電力量Cxを算出する。本実施形態では、以下に示す式(11)を用いる。
Cx=CAx+CBx+CCx…(11)
本実施形態では、上述した手法で、5分単位での全ての需要家群101、102の総需要予測電力量Cxを算出することで、インバランスの算出精度が向上するため、当該インバランスを効率的に抑止することが可能となる。
また、第1の実施形態では、需要家毎に充放電指令値を送信する例について説明した。しかしながら、需要家毎に充放電指令値を算出し、需要家毎に異なる充放電指令値を送信する場合、需給管理サーバ100の処理負担が大きい。そこで、本実施形態では、充放電指令値を、各需要家が算出する例とする。
メイン処理部1302は、受信処理部311と、送信処理部1312と、算出部1311と、を備えている。
算出部1311は、受信した計測データに含まれている充電量情報に基づいて、グループ毎に、需要家群の充放電量を算出する。さらに、算出部1311は、蓄電池121を備えた全ての需要家群の合計充電量を算出する。
その後、算出部1311は、供給電力量と、全需要家の総需要予測電力量Cxと、から、インバランスを算出する。
そして、算出部1311は、算出されたインバランスに基づいて、グループ毎に、充電制御手法(例えば充放電モード)を特定する。本実施形態では、例えば、供給電力のほうが、総需要予測電力量より大きい場合に、これ以降電力を使用すると予測されるグループについては、充電量が大きくなるような充電制御手法を特定し、電力を使用しないと予測されるグループについては、充電量があまり変わらない充電制御手法を特定する。このように、算出部1311は、グループに応じた充放電制御手法を特定する。
そして、送信処理部1312は、グループ毎に特定された充放電制御手法(充放電モード)に対応する計算アルゴリズムを、各需要家にブロードキャストする。
これにより、各需要家は、受信した充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムを用いて、現在の状況(充電量、需要予測電力量)に応じた、充放電指令値を算出し、当該充放電指令値に従って充放電制御を行う。
図17は、本実施形態の需給管理サーバ1300と、蓄電池121_1、121_2、121_2を備えた複数の需要家101_1、101_2、101_3と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。本実施形態においては、管理時間を分割した分割時間(5分)毎に図17に示す処理を行うこととする。
第1の需要家101_1は、充放電の結果である充電量情報と、負荷204等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する(S1701)。
第2の需要家101_2は、充放電の結果である充電量情報と、負荷204等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する(S1702)。
第3の需要家101_3は、充放電の結果である充電量情報と、負荷204等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する(S1703)。
次に、需要予測処理部1303は、受信した消費電力量情報に基づいて、管理時間を分割した分割時間内の全需要家の総需要予測電力量を算出する(S1704)。
さらには、算出部1311は、受信した充電量情報に基づいて、グループ毎の需要家群の充放電量を算出した後、蓄電池を備えた全ての需要家群の合計充電量を算出する(S1705)。
そして、算出部1311は、グループ毎に、充放電制御手法を特定する(S1706)。
そして、送信処理部1312は、グループ毎の充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムと、合計充電量と、総需要予測電力量と、をブロードキャストする(S1707)。
そして、各需要家は、当該需要家に割り当てられたグループに対応する充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムを用いて、合計充電量と総需要予測電力量に応じた充放電制御を行う。
つまり、本実施形態の需要家は、自グループ用に定められた充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムを特定した後、当該計算アルゴリズムに、合計充電量と総需要予測電力量とを引数として受け渡すことで、充放電指令値を導出できる。そして、本実施形態の需要家は、当該充放電指示値になるように充放電制御を行う。これにより、各自インバランスを解消するための充放電制御を実現できる。
つまり、第1の実施形態の需給管理サーバ100で行っていた充放電指令値の特定処理を、蓄電池121を備えた需要家群101が各自充放電指令値の特定処理を行うことで、需給管理サーバ100の制御負担を軽減できる。
本実施形態では、需給管理サーバ1300は、予測したインバランスを解消するための充放電の制御を実現できる。
本実施形態では、グループ毎に計算アルゴリズム(充放電制御手法)を変更する例について説明したが、このような手法に制限するものではない。例えば、グループにかかわらず、各需要家が、需要量、充電量から、充放電の割付け量を特定し、当該割り付け量になるように充放電制御しても良い。
本実施形態では、各需要家にグループ毎に計算アルゴリズム(充放電制御手法)を送信する例について説明したが、このような手法に制限するものではなく、例えば第1の実施形態と同様に、需要家群101に対して充放電の指令値を送信しても良い。
本実施形態においては、需要パターンが異なるグループ毎に需要電力量を予測することで、より高い精度でインバランスとなる電力量を算出できる。さらには、グループ毎に応じた充放電制御を行うことで、未達の電力量が生じるのを抑止し、インバランスの抑止を高い精度で実現できる。
上述した実施形態及び変形例においては、管理時間を分割した分割時間毎に、各需要家から受信した計測データに基づいて、需要予測電力量を算出し、当該需要予測電力量を考慮して充放電制御を行うことで、インバランスを抑止する精度を向上させることができる。
本発明のいくつかの実施形態及び変形例を説明したが、これらの実施形態及び変形例は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態及び変形例は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。