JP6604328B2 - 直流電力送電装置、直流電力受電装置及び直流電力送電システム - Google Patents

Description

本開示は、直流電力送電装置、直流電力受電装置及び直流電力送電システムに関する。

蓄電池を備えることで、入力電源からの電力が途絶えても、接続されている機器に対して、停電することなく所定の時間電力を蓄電池から供給し続けることができる無停電電源装置の存在が知られている。このような電源装置を需要家単位に拡大して、停電や蓄電池の容量不足等の電力供給の異常発生時に電力を需要家に供給する技術が提案されている（特許文献１、２等参照）。

特開２０１１−２０５８７１号公報 特開２０１３−９０５６０号公報

電力を需要家同士で供給しあう際は、蓄電池からの電力供給を考慮すると直流電力による供給が行われることが、効率面を考えると望ましい。直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で予め合意した量の電力が正しく送られることが求められる。

そこで、本開示では、直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で予め合意した量の電力を正しく供給することが可能な、新規かつ改良された直流電力送電装置、直流電力受電装置及び直流電力送電システムを提案する。

本開示によれば、直流バスラインから直流電力を受電する直流電力受電装置からの電力供給要求を取得する電力供給要求取得部と、前記電力供給要求及び前記直流バスラインへ直流電力を供給する蓄電装置の特性に基づいて前記直流バスラインを通じた前記直流電力受電装置へ出力する直流電力のパラメータを決定する送電電力決定部と、を備え、前記パラメータは、前記直流電力受電装置へ直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力送電装置が提供される。

また本開示によれば、受電した電力を蓄電する蓄電装置の特性に基づいて電力供給要求を生成する電力供給要求生成部と、直流バスラインへ直流電力を送電する直流電力送電装置へ前記電力供給要求を送信する電力供給要求送信部と、前記直流電力送電装置で生成された、前記直流電力送電装置が送電する直流電力のパラメータを決定する送電電力情報取得部と、を備え、前記パラメータは、前記直流電力送電装置から送電された直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力受電装置が提供される。

また本開示によれば、直流バスラインから直流電力を受電する直流電力受電装置と、前記直流バスラインへ直流電力を送電する直流電力送電装置と、を備え、前記直流電力受電装置は、受電した電力を蓄電する蓄電装置の特性に基づいて電力供給要求を生成する電力供給要求生成部と、前記直流電力送電装置へ前記電力供給要求を送信する電力供給要求送信部と、前記直流電力送電装置で生成された、前記直流電力送電装置が送電する直流電力のパラメータを決定する送電電力情報取得部と、を備え、前記直流電力送電装置は、前記直流電力受電装置からの前記電力供給要求を取得する電力供給要求取得部と、前記電力供給要求及び前記直流バスラインへ直流電力を供給する蓄電装置の特性に基づいて前記直流バスラインを通じた前記直流電力受電装置へ出力する直流電力のパラメータを決定する送電電力決定部と、を備え、前記パラメータは、前記直流電力送電装置から送電された直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力送電システムが提供される。

以上説明したように本開示によれば、直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で予め合意した量の電力を正しく供給することが可能な、新規かつ改良された直流電力送電装置、直流電力受電装置及び直流電力送電システムを提供することが出来る。

なお、上記の効果は必ずしも限定的なものではなく、上記の効果とともに、または上記の効果に代えて、本明細書に示されたいずれかの効果、または本明細書から把握され得る他の効果が奏されてもよい。

本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの全体構成例を示す説明図である。 直流バスライン２０の抵抗による電圧降下の例を示す説明図である。 電圧によって送電時間が変化することを示す説明図である。 本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの機能構成例を示す説明図である。 バッテリ１６０ａ〜１６０ｄが安全に動作する電圧範囲について説明する説明図である。 本開示の一実施形態に係る送受電制御システム１の動作例を示す流れ図である。 本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａの動作例を示す流れ図である。

以下に添付図面を参照しながら、本開示の好適な実施の形態について詳細に説明する。なお、本明細書及び図面において、実質的に同一の機能構成を有する構成要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略する。

なお、説明は以下の順序で行うものとする。
１．本開示の一実施形態
１．１．概要
１．２．システム構成例
１．３．動作例
２．まとめ

＜１．本開示の一実施形態＞
［１．１．概要］
本開示の一実施形態について説明する前に、本開示の一実施形態の概要について説明する。

各需要家に蓄電池を有するバッテリサーバを備え、商用電源や、太陽光、風力、地熱等の自然エネルギーにより発生した電力を用いて蓄電池に電力を蓄えておき、その蓄電池に蓄えた電力を使って電気製品を動作させる仕組みが、今後ますます普及していくことが想定される。そのような仕組みの普及を踏まえ、上述したように、ある需要家のバッテリサーバにおいて電力が不足した場合に、電力に余裕のある需要家のバッテリサーバから、その電力が不足している需要家のバッテリサーバに電力を融通するシステムが考案されている。電力を需要家同士で供給しあう際は、蓄電池からの電力供給を考慮すると、直流電力による供給が行われることが、効率面を考えると望ましい。

直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で、送電する電力量について予め合意しておくことが望ましい。そして、送電側と受電側との間で、予め合意した電力量で、電力が正しく送られることが求められる。送電側と受電側との間で正しい量で電力を送受電することは、送電側と受電側との間での取引の前提となるからである。

しかし、直流電力を送信する際には、送電線の抵抗によって送電ロスが生じる。すなわち、送電側で送電電圧を決定しても、受電側では送電線の抵抗成分により電圧が低下する。この送電ロスが送電線の抵抗によるものなのかどうかは、受電側で正しく把握することは難しい。送電側が敢えて電圧を下げて送信しないとも限らないからである。

また電力の受電側が、予め合意した量の電力を全て受電した状態で、送電の停止制御を受電側に委ねることで、送電側の送電電力量を決定する方法もあるが、この方法だと、送電側はいつ送電を停止できるかの予測が出来ず、また送電停止以降の送電スケジュールを計画したり、受電側へ送電する際に発生するロスを測定したり出来ない。従って電力の送電側が送電の停止制御を受電側に委ねる方法では、送電側において電力消費予測が出来ない。

また送電側が、送電電圧と送電電流と送電時間の積で送電量を決定すると、途中の送電網の負荷や、送電網の中間で新たに発生する送電行為等による受電側の受電電圧の変動が無視され、受電側が受電側の受電電圧の変動に伴い発生するロスを全て受け持つという不公平が生じ得る。

また送電側は、送電側のバッテリサーバの状態や、受電側のバッテリサーバの状態によって、送電電流を変化させる必要がある。送電電力は電圧と電流と時間との積で決まるため、高電圧で高電流に設定すると短時間で送電が終了するメリットがある一方、送電側や受電側のバッテリサーバの状態によっては、その設定値で送電できない可能性がある。

そこで本件開示者らは、上述したような現象の発生を回避しつつ、直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で予め合意した量の電力を正しく供給することが可能な技術について鋭意検討を行なった。その結果。本件開示者らは、以下で示すように、上述したような現象の発生を回避しつつ、直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で予め合意した量の電力を正しく供給することが可能な技術を考案するに至った。

以上、本開示の一実施形態の概要について説明した。続いて、本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの機能構成例について説明する。

［１．２．システム構成例］
図１は、本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの全体構成例を示す説明図である。図１に示したのは、蓄電池を有するバッテリサーバ間で直流電力を融通しあう送受電制御システムの全体構成例である。以下、図１を用いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの全体構成例について説明する。

図１に示した送受電制御システム１は、各需要家（図１では４つ）に設けられるバッテリサーバ同士で、必要に応じて直流電力を供給しあうことを目的として構築されたシステムである。需要家１０ａにはバッテリサーバ１００ａが設けられる。同様に需要家１０ｂにはバッテリサーバ１００ｂが、需要家１０ｃにはバッテリサーバ１００ｃが、需要家１０ｄにはバッテリサーバ１００ｄが、それぞれ設けられる。バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、いずれも内部に、または外付けで、充放電可能なバッテリを備えている。

またバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、直流バスライン２０に接続されて、必要に応じて直流電力を供給しあう。バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、バッテリの電圧と直流バスライン２０の電圧とを変換する双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを備えている。またバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、通信線３０に接続されて、直流バスライン２０を通じて直流電力を供給しあう際に、通信線３０を通じて情報の送受信を行なう。なお図１では通信線３０は有線であるとして示しているが、通信線３０は無線であっても良い。

各需要家１０ａ〜１０ｄは、それぞれ太陽光パネル２００ａ〜２００ｄを備えていても良い。太陽光パネル２００ａ〜２００ｄは、いずれも太陽光の照射を受けて発電するパネルであり、発電した電力を、それぞれバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄに備えられるバッテリに蓄えることが出来るよう構成されている。なおバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄに蓄えられる電力は、太陽光の他に、風力や地熱その他の自然エネルギーにより発生した電力であってもよい。

そして本実施形態に係る送受電制御システム１は、直流バスライン２０に接続されているバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの中の１つだけが、直流バスライン２０を通じた直流電力の送受電を制御する制御権を有するように、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄ間で調停する仕組みを備えたことを特徴としている。すなわち本実施形態に係る送受電制御システム１は、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの中で制御権を有しているバッテリサーバだけが、他のバッテリサーバに対して、バッテリに蓄えた電力の送電や、バッテリへ充電するための電力の受電を指示し、制御権を有していないバッテリサーバは、勝手に電力の送受電を行なうことが出来ないようにする仕組みを備えている。

このように、直流バスライン２０に接続されているバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの中の１つだけが制御権を有して、他のバッテリサーバに対して直流バスライン２０を通じた直流電力の送受電を制御することで、本実施形態に係る送受電制御システム１は、上述したような単にマスタとスレーブとに役割を分担する場合に生じ得る現象を回避し、直流電力の送受電を制御する制御権を効率よく管理することが可能になる。そして本実施形態に係る送受電制御システム１は、直流電力の送受電を制御する制御権を効率よく管理することで、バッテリサーバ間での制御の秩序を保つことが可能になる。

また各バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、電流メータ３１及び電圧メータ３２から、それぞれ直流バスライン２０との接続点の電流値および電圧値を取得するよう構成されている。各バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、通信線３０を通じて電流値および電圧値の情報をやり取りする。各バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、通信線３０を通じて取得した電流値および電圧値の情報に基づいて、自サーバの双方向ＤＣ−ＤＣコンバータの制御を行う。

このように直流バスライン２０を介した直流電力の送受電がバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの間で行われる場合、上述したように、直流バスライン２０の抵抗によって、送電側から受電側へ電力が送られる際に電圧降下が生じ得る。図１では、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｂの間の抵抗をＲ１、バッテリサーバ１００ｂ〜１００ｃの間の抵抗をＲ２、バッテリサーバ１００ｃ〜１００ｄの間の抵抗をＲ３としている。直流バスライン２０の抵抗による電圧降下の例について説明する。

図２は、直流バスライン２０を介した直流電力の送受電がバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの間で行われる場合における、直流バスライン２０の抵抗による電圧降下の例を示す説明図である。図２に示した例では、各バッテリサーバ（ＢＳ）間の抵抗は１０Ωであるとしている。

最初の例として、バッテリサーバ１００ａがバッテリサーバ１００ｃへ直流電力を送電する場合の直流バスライン２０の抵抗による電圧降下の例を示す。バッテリサーバ１００ａが電圧１００Ｖで直流電力を出力し、バッテリサーバ１００ｃが電流１Ａで直流バスライン２０から直流電力を受電するとした場合、バッテリサーバ１００ａの地点では電圧が１００Ｖであっても、バッテリサーバ１００ｃの地点の電圧は２０Ｖ低下した８０Ｖとなる。

次の例として、バッテリサーバ１００ａがバッテリサーバ１００ｃへ、バッテリサーバ１００ｂがバッテリサーバ１００ｄへ、それぞれ直流電力を送電する場合の直流バスライン２０の抵抗による電圧降下の例を示す。バッテリサーバ１００ａ、１００ｂが電圧１００Ｖで直流電力を出力し、バッテリサーバ１００ｃ、１００ｄがそれぞれ電流１Ａで直流バスライン２０から直流電力を受電するとした場合、バッテリサーバ１００ａの地点では電圧が１００Ｖであっても、バッテリサーバ１００ｃの地点の電圧は３０Ｖ低下した７０Ｖとなり、またバッテリサーバ１００ｄの地点の電圧はさらに１０Ｖ低下した６０Ｖとなる。

次の例として、バッテリサーバ１００ａがバッテリサーバ１００ｂへ、バッテリサーバ１００ｄがバッテリサーバ１００ｃへ、それぞれ直流電力を送電する場合の直流バスライン２０の抵抗による電圧降下の例を示す。バッテリサーバ１００ａ、１００ｄが電圧１００Ｖで直流電力を出力し、バッテリサーバ１００ｂ、１００ｃがそれぞれ電流１Ａで直流バスライン２０から直流電力を受電するとした場合、バッテリサーバ１００ａ、１００ｄの地点では電圧が１００Ｖであっても、バッテリサーバ１００ｂ、１００ｃの地点の電圧は１０Ｖ低下した９０Ｖとなる。

このように、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄが直流バスライン２０を通じて直流電力を送受電する場合、直流バスライン２０の抵抗によって、送電側の電圧より受電側の電圧の方が低くなる。従って送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、直流電力の送受電に先立って送受電の合意を確立するにあたり、受電側が希望する電力量を受電するための時間について、理想的な時間より長い時間を設定して受電側に通知することが望ましい。

そこで送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、直流電力の送受電に先立って、直流電力の送電時のパラメータを決定するが、その際に、直流バスライン２０による送電ロスを加味した直流電力の送電時間を含んだパラメータを決定する。また送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、直流バスライン２０において行われている送受電の状況を取得し、その送受電の状況に基づいて直流電力の送電時のパラメータを決定してもよい。

図３は、電圧によって送電時間が変化することを示す説明図である。例えば送電側から１ｋｗｈの電力を１００Ｖで送電する場合、受電側の受電条件が１００Ｖ、１Ａであれば（すなわち電圧降下が全く発生しなければ）１０時間で送電できる。しかし、受電側の受電条件が９０Ｖ、１Ａであれば１０時間では送電できず、およそ１１時間強かかる。

従って、電流１Ａで受電する受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄが１ｋｗｈの電力を要求する場合、送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、この送電ロスを加味した上で送電時間を決定して受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄに通知し、受電側に判断を仰ぐ。受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄがその送電時間を受け入れることができれば、送電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、送電ロスを加味した送電時間で受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄへ直流バスライン２０を通じて直流電力を送電する。

本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、このように送電ロスを加味した送電時間を決定することで、送電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、送電ロスを吸収する余裕を持って送電を開始する判断と、送電時間の予測とが可能とる。また受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、送電ロスを加味した送電時間で電力が送電されてくることで、要求した電力を正確に受け取ることが出来る。

以上、図１を用いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの全体構成例について説明した。続いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの機能構成例について説明する。

図４は、本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの機能構成例を示す説明図である。以下、図４を用いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの機能構成例について説明する。

図４に示したように、バッテリサーバ１００ａは、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａと、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａと、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａと、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａと、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａと、バッテリ１６０ａと、を含んで構成される。バッテリサーバ１００ｂ、１００ｃ、１００ｄについても、バッテリサーバ１００ａと同等の構成を有する。以下では、バッテリサーバ１００ａを構成する各要素についての説明を行う。

図４に示したように、通信線３０は通信線３０ａ、３０ｂの２つの経路（チャネル）に分かれている。通信線３０ａ、３０ｂは、物理的に異なる有線の通信線であってもよく、物理的には同一の有線または無線の通信線であって、認証や暗号化等によって論理的に分かれていてもよい。そして図４に示したように、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａ及びＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは通信線３０ａで他のＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂ〜１１０ｄ及びＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ〜１２０ｄと通信し、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは通信線３０ｂで他のＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ｂ〜１３０ｄ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ｂ〜１４０ｄと通信する。

本実施形態に係る送受電制御システム１は、このようにＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ａ及びＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａと、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａとで通信経路を分けることで、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａ及びＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａがＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａへ直接指示を送出することを防ぎ、またＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａがＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ａ及びＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａへ直接指示を送出することも防いでいる。

Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａは、バッテリ１６０ａの充電状態（ＳＯＣ；Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）を定期的に確認する。そしてＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ａは、バッテリ１６０ａの充電状態が所定の条件を満たした場合に、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａへ受電を依頼する。Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａがＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａへ送出する依頼の内容は、受電の際の電圧値や電流値、受電する時間（例えば、開始時刻、終了時刻、継続時間等）、受電を停止するバッテリ１６０ａの充電状態、などが含まれ得る。

Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａは、バッテリ１６０の充電状態が所定の条件を満たしたかどうかの判断に、シナリオ１７０ａを参照する。シナリオ１７０ａには、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａがＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａへ受電を依頼するためのバッテリ１６０ａの充電状態の条件が記述されている。シナリオ１７０ａに記述される条件としては、例えば、バッテリ１６０ａの充電状態が２０％以下になるとＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ａがＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａへ受電を依頼する、という内容があり得る。

Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａは、ユーザからの要求に基づき、シナリオ１７０ａの内容を編集する機能を有していても良い。シナリオ１７０ａの内容は例えばテキストで記述されてもよく、ＸＭＬ（Ｅｘｔｅｎｓｉｂｌｅ Ｍａｒｋｕｐ Ｌａｎｇｕａｇｅ）等のマークアップ言語で記述されてもよく、Ｌｉｓｐ、Ｐｅｒｌ、ＰＨＰ等のスクリプト言語として記述されていてもよい。シナリオ１７０ａの内容がスクリプト言語で記述されている場合は、シナリオ１７０ａの内容は、例えば関数の塊として記述され得る。

またシナリオ１７０ａの編集には、例えばテキストエディタが用いられてもよく、専用のエディタが用いられてもよく、Ｗｅｂブラウザが用いられてもよい。Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａは、これらのシナリオ１７０ａの内容を編集することが可能なツールが動作可能に構成され得る。

またシナリオ１７０ａには、他のバッテリサーバから電力の要求があった場合に、どのような条件を満たしていればその要求に応えて送電を許可するか、についても記述され得る。シナリオ１７０ａに記述される条件としては、例えば、他のバッテリサーバから電力の要求があった場合に、バッテリ１６０ａの充電状態が８０％以上であればその要求に応えて送電を許可する、という内容があり得る。またシナリオ１７０ａに記述される条件としては、例えば、他のバッテリサーバから電力の要求があった場合に、バッテリ１６０ａの充電状態が８０％以上であり、かつ、電力の１時間あたりの使用率が１０％以下であればその要求に応えて送電を許可する、という内容があり得る。すなわち、バッテリ１６０ａの充電状態だけでなく、バッテリ１６０ａに蓄えられた電力の使用状態も、シナリオ１７０ａに記述される条件に含まれ得る。

シナリオの内容は、各バッテリサーバで独自に定められることが出来る。従って、上述の受電を依頼するための条件や、他のバッテリサーバから電力の要求があった場合にその要求に応えて送電を許可するための条件は、各バッテリサーバでそれぞれ異なり得る。また各バッテリサーバで定められるシナリオは、１つだけに限定されず、状況に応じてＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ａが参照するシナリオが切り替えられても良い。

Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａから受電の依頼が発生した場合に、他のバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄとの間で通信線３０ａを通じて通信を行なって、送電可能かどうかを問い合わせる。またＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、他のバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄから送電可能かどうかの問い合わせがあった場合に、送電可能、または送電不可能の回答を返答する。

またＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、他のバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄから送電可能かどうかの問い合わせがあった場合に、送電可能であると回答する時は、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａが起動されていなければ、他のバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄへ、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ｂ、１３０ｃ、１３０ｄが起動中かどうか、通信線３０ａを通じて問い合わせる。詳細は後述するが、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａからの起動指示に基づいて起動して、各バッテリサーバのＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａ〜１５０ｄの動作を制御する。

本実施形態に係る送受電制御システム１では、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ〜１３０ｄの中のいずれか１つだけが起動を許可される。従ってＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａが起動されていなければ、バッテリサーバ１００ａは送受電の制御権を有していないと判断して、他のバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄへ、送受電の制御権を有しているか、すなわち、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ｂ、１３０ｃ、１３０ｄが起動中かどうかを通信線３０ａを通じて問い合わせる。起動中のＧＭ−Ａｇｅｎｔがあれば、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、その起動中のＧＭ−Ａｇｅｎｔに、そのＧＭ−Ａｇｅｎｔを起動させているＭ−Ａｇｅｎｔを介して送受電を依頼する。例えばＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ｂが起動中であれば、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂを介して、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ｂへ電力の送受電を依頼する。

一方、他のバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄから送電可能かどうかの問い合わせがあった場合に、送電可能であると回答する時は、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａが起動されていれば、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａが起動中である旨を併せて回答する。

Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔのみからの指示に従うようにＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａに通知する。例えばＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔを識別する識別情報をＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａに通知する。Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔを識別する識別情報の通知を受けることで、その識別情報以外の識別情報を有するＧＭ−Ａｇｅｎｔからの指示を無視することが出来る。

ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａからの起動指示によって起動されて活性化され、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａからの停止指示によって停止されて不活性化される。活性化されたＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ〜１２０ｄからの電力の送受電の依頼に基づき、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａ〜１４０ｄを介してＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａ〜１５０ｄによる電力の送受電を、通信線３０ｂを通じて制御する。そしてＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、依頼された全ての電力の送受電が終了すると、制御権を開放する手続きを実行する。制御権を開放すると、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａはＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａからの停止指示によって停止されて不活性化される。

ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ〜１２０ｄから電力の送受電の依頼があると、各バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの送電能力及び受電能力をＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａ〜１４０ｄから通信線３０ｂを通じて取得する。またＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、加えて直流バスライン２０の総送電電流量から、送電可能な電流量を算出する。ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａは、送電開始後に、累積送電量が要求された送電量に達すると、その送電を停止するようＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａ〜１４０ｄに通信線３０ｂを通じて指示する。

Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ〜１３０ｄの中の、活性化された（すなわち、制御権を有する）ＧＭ−Ａｇｅｎｔからの指示に基づいてＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａを制御する。Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔのみからの指示に従うようにＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａから通知を受けているので、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔからの指示のみに従ってＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａを制御する。

Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、定期的にＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａのパラメータをチェックする。ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａのパラメータに異常が生じると、送電または受電相手に警告を通知する。

ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａは、バッテリ１６０ａや太陽光パネル２００ａとローカルバスライン２１ａで接続されるとともに、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄのＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ｂ〜１５０ｄと直流バスライン２０で接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａは、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａの制御に基づき、直流バスライン２０とローカルバスライン２１ａとの間の直流電力の変換を行なう。

Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａは、各バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄで独立のシナリオ１７０ａに従って動作する。Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、全てのバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄで共通のポリシ１８０に従って動作する。従って、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ及びＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄと異なるルールで動作することは許されない。

ポリシ１８０の内容は例えばテキストで記述されてもよく、ＸＭＬ（Ｅｘｔｅｎｓｉｂｌｅ Ｍａｒｋｕｐ Ｌａｎｇｕａｇｅ）等のマークアップ言語で記述されてもよく、Ｌｉｓｐ、Ｐｅｒｌ、ＰＨＰ等のスクリプト言語として記述されていてもよい。ポリシ１８０の内容がスクリプト言語で記述されている場合は、ポリシ１８０の内容は、例えば関数の塊として記述され得る。

またポリシ１８０の編集には、例えばテキストエディタが用いられてもよく、専用のエディタが用いられてもよく、Ｗｅｂブラウザが用いられてもよい。上述したように、ポリシ１８０は全てのバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄで共通のものが参照されるので、ユーザが簡単に編集できないようにされていることが望ましいが、必要に応じて編集されることも有り得る。Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａまたはＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａは、ポリシ１８０に定められたルールに基づいて、ポリシ１８０の編集を実行し得る。

シナリオ１７０ａに記述される内容としては、例えば以下の様なものが考えられ得る。
・電力供給を依頼するＳＯＣレベル
・電力提供可能と判断するＳＯＣレベル
・１日の消費サイクルによるバッテリ残存量予測計算手法
・気象情報取得に依る一週間の発電量予測計算手法
・電力融通に依るＡＣ電力利用削減計算

ポリシ１８０に記述される内容としては、例えば、ドキュメントのバージョン、変更日時、記述内容を変更する際のルール、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ〜１２０ｄ、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ〜１３０ｄ、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａ〜１４０ｄのそれぞれに対して定められるルールが含まれ得る。

Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ〜１２０ｄに対して定められるルールとしては、例えば以下の様なものが考えられ得る。
・制御権獲得のための判断条件や判定手順
・他の装置からの異議申立てに対する判定手順
・送受電制御システム１に参加するバッテリサーバの生存確認手順
・送受電制御システム１に参加していたバッテリサーバの登録削除手順
・送受電制御システム１に参加するメンバーのリスト及びメンバーの認証情報

制御権獲得のための判断条件の例としては、賛成したＭ−Ａｇｅｎｔが１つでもあれば制御権を獲得できる、過半数が賛成すれば制御権を獲得できる、等が考えられる。制御権獲得のための判定手順の例としては、制御権獲得のために他のＭ−Ａｇｅｎｔにコマンドをブロードキャスト送信し、所定時間内に返答を返した他のＭ−Ａｇｅｎｔからの返答に基づいて制御権の獲得の是非を判定する、などが考えられる。同様に、他の装置からの異議申立てに対する判定手順の例としては、制御権獲得のために他のＭ−Ａｇｅｎｔにコマンドを送信し、所定時間内に返答を返した他のＭ−Ａｇｅｎｔからの異議申立ての内容に基づいて制御権の獲得の是非を判定する、などが考えられる。

送受電制御システム１に参加するバッテリサーバの生存確認手順の例としては、最後に制御権を獲得したバッテリサーバのＭ−Ａｇｅｎｔが他のバッテリサーバの生存確認を確認する、等が考えられる。

送受電制御システム１に参加していたバッテリサーバの登録削除手順の例としては、例えば削除を要求するコマンドに基づき、ポリシ１８０に記述されている登録情報を削除する、等が考えられる。

またポリシ１８０に送受電制御システム１に参加するメンバーのリスト及びメンバーの認証情報が記述されていることで、Ｍ−Ａｇｅｎｔは、そのメンバーに対してのみ各種コマンドを送信したり、コマンドの送信の際に認証情報を付加したりすることが出来る。メンバーの認証情報としては、例えば各バッテリサーバのアドレス情報や、共通の認証鍵等が考えられる。

ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ〜１３０ｄに対して定められるルールとしては、例えば以下の様なものが考えられ得る。
・自分の位置から見た各バッテリサーバの接続状態の情報
・各バッテリサーバの接続状態の情報に基づく電流容量の計算手法
・ＤＣ−ＤＣコンバータの制御手順及び制限事項
・各バッテリサーバに対する電力送電、受電に関する開始から終了までの手順
・電力供給が停止したことによる制御権の放棄または委譲手順
・異常が通知された場合の処理手順

直流バスライン２０には直流の電力が流れるので、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ〜１３０ｄは、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの直流バスライン２０への接続状態を把握しておき、そのバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの位置情報に基づき、どのように電力を供給するかを決定することが求められる。ポリシ１８０には、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの直流バスライン２０への接続状態を記述しておくことで、ＧＭ−Ａｇｅｎｔ１３０ａ〜１３０ｄは、その接続状態を参照し、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａ〜１５０ｄを制御する。

ＤＣ−ＤＣコンバータの制御手順の例としては、例えば直流電圧を変換する際にＤＣ−ＤＣコンバータに送出する指示の内容等が考えられる。またＤＣ−ＤＣコンバータの制限事項としては、例えば電圧の変換可能範囲等が考えられる。

各バッテリサーバに対する電力送電、受電に関する開始から終了までの手順の例としては、電力送電や受電の開始時の電流の上げ方の手順、電力送電や受電の終了時の電流の下げ方の手順等が考えられる。

電力供給が停止したことによる制御権の放棄または委譲手順としては、例えば、他に電力を供給しているバッテリサーバがあれば、そのバッテリサーバに制御権を委譲する等の手順が考えられる。

異常が通知された場合の処理手順としては、例えば、あるバッテリサーバが故障したら、そのバッテリサーバは無視して処理を進める等の手順が考えられる。

Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａ〜１４０ｄに対して定められるルールとしては、例えば以下の様なものが考えられる。
・制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御が続いているか確認する手順及び異常処理手順
・複数のＧＭ−Ａｇｅｎｔから同時に制御されていないかどうかを確認する手順
・複数のＧＭ−Ａｇｅｎｔから同時に制御されていた場合の処理手順
・ＤＣ−ＤＣコンバータの動作を確認し制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔに適宜通知するモニタリング手順

制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御が続いているか確認する手順としては、例えば所定間隔毎にＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御が発生したかどうかを確認する等が考えられる。また異常処理手順としては、ＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御が所定の時間以上途絶えたら制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔにその旨を通知する等が考えられる。

複数のＧＭ−Ａｇｅｎｔから同時に制御されていないかどうかを確認する手順としては、Ｍ−Ａｇｅｎｔから通知された識別情報とは異なる識別情報を有するＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御が発生しているかどうかを確認するなどが考えられる。そして複数のＧＭ−Ａｇｅｎｔから同時に制御されていた場合の処理手順としては、例えばＭ−Ａｇｅｎｔから通知された識別情報とは異なる識別情報を有するＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御は無視する、全てのＧＭ−Ａｇｅｎｔからの制御をエラーとして扱って、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔに複数のＧＭ−Ａｇｅｎｔから同時に制御されている旨を通知する、等が考えられる。

ＤＣ−ＤＣコンバータの動作を確認し制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−Ａｇｅｎｔに適宜通知するモニタリング手順の例としては、所定間隔毎にＤＣ−ＤＣコンバータのパラメータを確認し、制御権を有しているバッテリサーバのＧＭ−ＡｇｅｎｔにＤＣ−ＤＣコンバータのパラメータを通知する、等が考えられる。

ポリシ１８０が上述のように規定されていることで、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａ〜１４０ｄは、ＧＭ−Ａｇｅｎｔからの指示がポリシ１８０の内容に違反していれば、即座にＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａ〜１５０ｄに送受電の停止指示を送出することが可能になる。

もちろん、上述したシナリオ１７０ａやポリシ１８０の記述内容及びシナリオ１７０ａやポリシ１８０の記述内容の例は、上述したものに限定されるものではない。シナリオ１７０ａやポリシ１８０の記述内容は、送受電制御システム１の構成や各バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄの構成に応じて適宜変更され得る。

バッテリ１６０ａは、充放電可能な二次電池で構成される。バッテリ１６０ａは、太陽光パネル２００ａが発電した電力や、商用電源（図示せず）から供給される電力によって充電され得る。またバッテリ１６０ａは、必要に応じて他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄから供給される電力によって充電され得る。またバッテリ１６０ａに蓄えられた電力は、需要家１０ａにおいて設けられるエアーコンディショナー、冷蔵庫、洗濯機、テレビ受像機、電子レンジその他の電化製品に供給され得る。さらにバッテリ１６０ａに蓄えられた電力は、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄからの求めに応じて、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａから他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄへ供給され得る。

本開示の一実施形態に係るバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、図４に示したような構成を有することで、１つのバッテリサーバだけが制御権を有して、他のバッテリサーバに対して直流バスライン２０を通じた直流電力の送受電を制御することができる。本開示の一実施形態に係るバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、図４に示したような構成を有することで、上述したような単にマスタとスレーブとに役割を分担する場合に生じ得る現象を回避し、直流電力の送受電を制御する制御権を効率よく管理することが可能になる。そして本開示の一実施形態に係るバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、図４に示したような構成を有することで、直流電力の送受電を制御する制御権を効率よく管理することで、バッテリサーバ間での制御の秩序を保つことが可能になる。

なお、直流バスライン２０やローカルバスライン２１ａ〜２１ｄの形態は特定の構成に限定されるものではない。例えば直流バスライン２０やローカルバスライン２１ａ〜２１ｄは、２つのラインで正電圧及び負電圧を供給し、もう１つのラインでグランドに接続される直流単相３線式のバスラインとして構成されていても良い。

上述したように、本開示の一実施形態に係るバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、電力の送受電について合意する際に、送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、この送電ロスを加味した上で送電時間を決定して受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄに通知し、受電側に判断を仰ぐ。受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄがその送電時間を受け入れることができれば、送電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、送電ロスを加味した送電時間で受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄへ、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０〜１５０ｄを介し、直流バスライン２０を通じて直流電力を送電する。

例えば、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａ〜１１０ｄは、本開示の電力供給要求取得部や、電力供給要求生成部、電力供給要求送信部の一例として動作しうる。また例えば、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａ〜１２０ｄは、本開示の送電電力決定部や、送電電力情報取得部の一例として動作しうる。もちろんこれは一例に過ぎず、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ａ〜１１０ｄが本開示の送電電力決定部として機能するようにバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄが構成されていても良い。

例えば、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｃへ直流バスライン２０を介して直流電力を送電する場合、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｃは通信線３０ａを通じて電力要求を送出する。この電力要求には、例えば総電力量、受電時の電流の最大値、最大受電時間の情報が含まれ得る。

Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｃが送出した電力要求を、バッテリサーバ１００ａがＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ａで取得し、その電力要求に応えられるとＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａが判定すると、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｃへ送電する際のパラメータを決定する。このパラメータには、例えば送電時の電流の最大値、送電ロスを加味した送電時間が含まれ得る。Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、決定したパラメータを、通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ｃへ送信する。

バッテリサーバ１００ｃは、例えばＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｃで、バッテリサーバ１００ａから送信されたパラメータの内容を判断し、受け入れることが可能であると判定すると、送電を受け入れる旨の応答をバッテリサーバ１００ａに送信する。バッテリサーバ１００ａは、バッテリサーバ１００ｃからの応答を受信すると、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａから直流電力を直流バスライン２０へ送出する処理を開始する。

バッテリサーバ１００ａは、自装置が直流バスライン２０の制御権を有していればＧＭ−ａｇｅｎｔ１３０ａからＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａへＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａの制御を指示し、自装置が直流バスライン２０の制御権を有していなければ、直流バスライン２０の制御権を有しているバッテリサーバに対して、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａへＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａの制御を指示するよう依頼する。

なお、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄにそれぞれ設けられるバッテリ１６０ａ〜１６０ｄには、安全に動作する電圧範囲が存在する。図５は、バッテリ１６０ａ〜１６０ｄが安全に動作する電圧範囲について説明する説明図である。図５には、バッテリ１６０ａ〜１６０ｄが安全に動作する電圧範囲が４８Ｖ〜５７Ｖであることを示している。バッテリ１６０ａ〜１６０ｄは、充電や放電に伴い、この電圧範囲内に収まるように制御される必要がある。充電電流や放電電流が増えすぎると、バッテリ１６０ａ〜１６０ｄの内部抵抗による電圧上昇で、この電圧範囲を超えてしまうおそれがある。

従って、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｃへ送電する際のパラメータを決定する際に、バッテリ１６０ａの特性を考慮してパラメータを決定してもよい。またＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ｃは、電力要求を送出する際に、バッテリ１６０ｃの特性を考慮して電力要求を生成してもよい。

送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、直流バスライン２０において行われている送受電の状況を取得し、その送受電の状況に基づいて直流電力の送電時のパラメータを決定してもよい。その際、例えば直流バスラインの制御権を有しているＧＭ−Ａｇｅｎｔから、直流バスライン２０において行われている送受電の状況を、例えばＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａが取得してもよい。従ってＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、例えば本開示の送電状況取得部として機能し得る。

以上、図４を用いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの機能構成例について説明した。続いて、本開示の一実施形態に係る送受電制御システムの動作例について説明する。

［１．３．動作例］
図６は、本開示の一実施形態に係る送受電制御システム１の動作例を示す流れ図である。図６に示したのは、図４に示した本開示の一実施形態に係る送受電制御システム１におけるバッテリサーバ１００ａとバッテリサーバ１００ｂとの間で直流バスライン２０を通じた直流電力の送受電を行う場合の動作例である。以下、図６を用いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システム１の動作例について説明する。

なお図６の説明にあたり、本開示の一実施形態に係る送受電制御システム１の前提を示す。直流バスライン２０は、リファレンス電圧は３５０Ｖで、最大電流は１００Ａである。バッテリサーバ１００ａ、１００ｂは、いずれも最大出力２．５ｋＷ、平均送電ロスが７０ＷのＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａ、１５０ｂを備えるとともに、また最大容量３．６ｋＷｈ、公称電圧が５０Ｖのバッテリ１６０ａ、１６０ｂを備える。

例えば、バッテリサーバ１００ｂに備わっているバッテリ１６０ｂのＳＯＣが４０％になり、内部スケジュールから充電が必要になるとＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂが判断すると、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、通信線３０ａを通じて他のバッテリサーバに送電要求を送信する（ステップＳ１０１）。内部スケジュールとしては、例えばバッテリ１６０ｂを使用する機器の動作スケジュール、太陽光パネルによるバッテリ１６０ｂへの充電が行われる時間等の、電力に関する様々な要素が含まれ得る。

Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、他のバッテリサーバに送電要求を送信する際に、バッテリ１６０ｂの特性を考慮した送電要求を生成する。図６に示した例では、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、総電力量１．４ｋＷｈの電力を、最大４Ａの電流で、２時間以内に受電したいという送電要求を生成し、通信線３０ａを通じて他のバッテリサーバに送電要求を送信する。またＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、他のバッテリサーバに送電要求を送信する際に、バッテリ１６０ｂの充電許容値を考慮した送電要求を生成してもよい。充電許容値とは、例えば充電時に許容される最大の電流値のことをいう。

通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ｂから送信された送電要求を受信したバッテリサーバ１００ａのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、バッテリ１６０ａのＳＯＣや放電許容値を確認し、送電可能と判断すると、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｂへ送電する際のパラメータを決定する。このパラメータには、例えば送電時の電流の最大値、送電ロスを加味した送電時間が含まれ得る。また放電許容値とは、例えば放電時に許容される最大の電流値のことをいう。Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、決定したパラメータを、通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ｂに送信する（ステップＳ１０２）。ここでは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、最大２．６７Ａでなら送電できると決定したとする。

なおバッテリ１６０ａは、ＳＯＣが６０％の場合、充電時は５Ａまで、放電時は６０Ａまでの電流を許容し、バッテリ１６０ｂは、ＳＯＣが４０％の場合、充電時は３０Ａまで、放電時は５０Ａまでの電流を許容するものとする。

送電ロスがなければ、１４００／（３５０×２．６７）≒１．５時間でバッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｂへ送電できるが、上述したように、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｂへの送電の際には送電ロスが発生する。従ってＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、送電ロス分を考慮に入れて、送電時間を１．５時間ではなく、例えば１．６時間と算出する。

バッテリサーバ１００ａからのパラメータを受信したバッテリサーバ１００ｂは、バッテリサーバ１００ａが設定した条件で受電できるかどうかをＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂで判断する。バッテリサーバ１００ｂは、バッテリサーバ１００ａが設定した条件で受電できるかどうかの判断として、バッテリ１６０ｂの充電状態や、バッテリ１６０ｂの充電許容値に基づいて判断してもよい。バッテリサーバ１００ａが設定した条件で受電できると判断した場合は、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂは、送電受け入れの応答を、通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ａに送信する（ステップＳ１０３）。

バッテリサーバ１００ｂからの送電受け入れの応答を受信したバッテリサーバ１００ａは、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａを制御し、バッテリサーバ１００ｂとの間で合意した条件で直流電力を直流バスライン２０に送出する（ステップＳ１０４）。一方、バッテリサーバ１００ｂは、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ｂを制御し、バッテリサーバ１００ａとの間で合意した条件で直流電力を直流バスライン２０から受電する（ステップＳ１０５）。

なお、バッテリサーバ１００ｂからの送電受け入れの応答を受信したバッテリサーバ１００ａは、自装置が直流バスライン２０の制御権を有していればＧＭ−ａｇｅｎｔ１３０ａからＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ａへＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａの制御を指示し、自装置が直流バスライン２０の制御権を有していなければ、直流バスライン２０の制御権を有しているバッテリサーバに対して、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ａへＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａの制御を指示するよう依頼する。同様にバッテリサーバ１００ｂは、自装置が直流バスライン２０の制御権を有していればＧＭ−ａｇｅｎｔ１３０ｂからＣ−Ａｇｅｎｔ１４０ｂへＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ｂの制御を指示し、自装置が直流バスライン２０の制御権を有していなければ、直流バスライン２０の制御権を有しているバッテリサーバに対して、Ｃ−Ａｇｅｎｔ１４０ｂへＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ｂの制御を指示するよう依頼する。

図６を用いて、バッテリサーバ１００ａ、１００ｂの別の動作例を示す。例えば、バッテリサーバ１００ｂに備わっているバッテリ１６０ｂのＳＯＣが８０％であるが、充電が必要になるとＵ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂが判断すると、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、通信線３０ａを通じて他のバッテリサーバに送電要求を送信する（ステップＳ１１１）。他のバッテリサーバに送電要求を送信する際、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、バッテリ１６０ｂの特性を考慮した送電要求を生成する。図６に示した例では、Ｕ−Ａｇｅｎｔ１１０ｂは、総電力量７００Ｗｈの電力を、最大２Ａの電流で、１時間以内に受電したいという送電要求を生成し、通信線３０ａを通じて他のバッテリサーバに送電要求を送信する。

通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ｂから送信された送電要求を受信したバッテリサーバ１００ａのＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、バッテリ１６０ａのＳＯＣを確認し、送電可能と判断すると、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｂへ送電する際のパラメータを決定する。このパラメータには、例えば送電時の電流の最大値、送電ロスを加味した送電時間が含まれ得る。Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、決定したパラメータを、通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ｂに送信する（ステップＳ１１２）。ここでは、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、最大２Ａで送電できると決定したとする。

なおバッテリ１６０ａは、ＳＯＣが９０％の場合、充電時は２０Ａまで、放電時は６０Ａまでの電流を許容し、バッテリ１６０ｂは、ＳＯＣが８０％の場合、充電時は１０Ａまで、放電時は５５Ａまでの電流を許容するものとする。

送電ロスがなければ、７００／（３５０×２）＝１時間でバッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｂへ送電できるが、上述したように、バッテリサーバ１００ａからバッテリサーバ１００ｂへの送電の際には送電ロスが発生する。従ってＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ａは、送電ロス分を考慮に入れて、送電時間を１時間ではなく、例えば１．１時間と算出する。

バッテリサーバ１００ａからのパラメータを受信したバッテリサーバ１００ｂは、バッテリサーバ１００ａが設定した条件で受電できるかどうかをＭ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂで判断する。バッテリサーバ１００ａが設定した条件で受電できると判断した場合は、Ｍ−Ａｇｅｎｔ１２０ｂは、送電受け入れの応答を、通信線３０ａを通じてバッテリサーバ１００ａに送信する（ステップＳ１１３）。

バッテリサーバ１００ｂからの送電受け入れの応答を受信したバッテリサーバ１００ａは、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａを制御し、バッテリサーバ１００ｂとの間で合意した条件で直流電力を直流バスライン２０に送出する（ステップＳ１１４）。一方、バッテリサーバ１００ｂは、ＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ｂを制御し、バッテリサーバ１００ａとの間で合意した条件で直流電力を直流バスライン２０から受電する（ステップＳ１１５）。

送電側となるバッテリサーバ１００ａは、受電側のバッテリサーバ１００ｂから送電要求を受信した場合、例えばＤＣ−ＤＣコンバータ１５０ａの平均送電ロスの１０倍以上の要求であれば、その送電要求に対して応答するようにしてもよい。送電側となるバッテリサーバ１００ａは、送電側が出力可能な最大電流量に対し、送電要求量以下の値となる送電電流を返答してもよい。送電を要求した受電側のバッテリサーバ１００ｂは、その送電電流と送電時間が、内部スケジュールに対して問題が無ければ、正式に送電側となるバッテリサーバ１００ａに送電要求を出してもよい。

以上、図６を用いて本開示の一実施形態に係る送受電制御システム１の動作例について説明した。続いて、本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａの動作例について説明する。

図７は、本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａの動作例を示す流れ図である。図７に示したのは、バッテリサーバ１００ａが起動してから、他のバッテリサーバとの間で直流電力の送受電を行うまでの動作例である。以下、図７を用いて本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａの動作例について説明する。

本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａは、起動するとまずシナリオ１７０ａを取り込む（ステップＳ１２１）。このステップＳ１２１のシナリオ１７０ａの取り込みは、例えばＵ-Ａｇｅｎｔ１１０ａが実行し得る。

上記ステップＳ１２１でシナリオ１７０ａを取り込むと、続いてバッテリサーバ１００ａは、周期的に現在のバッテリ１６０ａの状態を取り込む（ステップＳ１２２）。このステップＳ１２２の現在のバッテリ１６０ａの状態の取り込みは、例えばＵ-Ａｇｅｎｔ１１０ａが実行し得る。

続いてバッテリサーバ１００ａは、シナリオ１７０ａの内容と、現在のバッテリ１６０ａの状態とに基づいて、バッテリ１６０ａに蓄えられている電力が不足しているかどうかを判断する（ステップＳ１２３）。このステップＳ１２３の電力不足かどうかの判断は、例えばＵ-Ａｇｅｎｔ１１０ａが実行し得る。

上記ステップＳ１２３の判断の結果、バッテリ１６０ａに蓄えられている電力が不足していると判断した場合は（ステップＳ１２３、Ｙｅｓ）、続いてバッテリサーバ１００ａは、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄに対して直流電力の送電を要求する（ステップＳ１２４）。このステップＳ１２４の直流電力の送電要求は、例えばＵ-Ａｇｅｎｔ１１０ａが実行し得る。

他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄから応答があれば、バッテリサーバ１００ａは、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄから送られてきた送電条件を確認し、その送電条件で問題が無ければ、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄのいずれかから、直流バスライン２０を通じた直流電力の受電を開始する（ステップＳ１２５）。

上記ステップＳ１２３の判断の結果、バッテリ１６０ａに蓄えられている電力が不足していると判断した場合は（ステップＳ１２３、Ｙｅｓ）、続いてバッテリサーバ１００ａは、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄのいずれかから直流電力の送電要求があるかどうかを判断する（ステップＳ１２６）。このステップＳ１２６の送電要求の有無の判断は、例えばＵ-Ａｇｅｎｔ１１０ａが実行し得る。

上記ステップＳ１２６の判断の結果、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄのいずれかから直流電力の送電要求があると判断した場合は（ステップＳ１２６、Ｙｅｓ）、続いてバッテリサーバ１００ａは、送電要求を送信したいずれかのバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄに対して送電条件を送信し、受電側のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄで送電条件が確認され、その送電条件で問題がなければ、受電側のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄへ直流バスライン２０を通じた直流電力の送電を開始する（ステップＳ１２７）。

なお上記ステップＳ１２６の判断の結果、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄのいずれかから直流電力の送電要求がないと判断した場合は（ステップＳ１２６、Ｎｏ）、バッテリサーバ１００ａは、上記ステップＳ１２２の現在のバッテリ１６０ａの状態の取り込み処理に戻る。バッテリサーバ１００ａは、このバッテリ１６０ａの状態の取り込み処理は、所定の間隔（例えば５分間隔）で実行する。

以上、図７を用いて本開示の一実施形態にかかるバッテリサーバ１００ａの動作例について説明した。なお図７ではバッテリサーバ１００ａのみについて動作例を説明したが、他のバッテリサーバ１００ｂ〜１００ｄにおいても同様の動作が実行されることは言うまでもない。

＜２．まとめ＞
以上説明したように本開示の一実施形態によれば、電力の送受電について合意する際に、送電ロスを加味した上で送電時間を決定するバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄが提供される。

送電側となるバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、この送電ロスを加味した上で送電時間を決定して受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄに通知し、受電側に判断を仰ぐ。受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄがその送電時間を受け入れることができれば、送電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、送電ロスを加味した送電時間で受電側のバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄへ、直流バスライン２０を通じて直流電力を送電する。

本開示の一実施形態に係るバッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、送電ロスを加味した上で送電時間を決定することで、直流電力を需要家同士で供給しあう際に、送電側と受電側との間で予め合意した量の電力を正しく供給することが可能になる。

なお上述した実施形態では、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄは、いずれか一つのみが直流バスライン２０の制御権を有するように構成されていたが、本開示は係る例に限定されるものではない。直流電力の送受電について合意する際に、送電ロスを加味した上で送電時間を決定するように構成されるものであれば、バッテリサーバ１００ａ〜１００ｄのその他の構成については特に限定されるものではない。

本明細書の各装置が実行する処理における各ステップは、必ずしもシーケンス図またはフローチャートとして記載された順序に沿って時系列に処理する必要はない。例えば、各装置が実行する処理における各ステップは、フローチャートとして記載した順序と異なる順序で処理されても、並列的に処理されてもよい。

また、各装置に内蔵されるＣＰＵ、ＲＯＭおよびＲＡＭなどのハードウェアを、上述した各装置の構成と同等の機能を発揮させるためのコンピュータプログラムも作成可能である。また、該コンピュータプログラムを記憶させた記憶媒体も提供されることが可能である。また、機能ブロック図で示したそれぞれの機能ブロックをハードウェアで構成することで、一連の処理をハードウェアで実現することもできる。

以上、添付図面を参照しながら本開示の好適な実施形態について詳細に説明したが、本開示の技術的範囲はかかる例に限定されない。本開示の技術分野における通常の知識を有する者であれば、特許請求の範囲に記載された技術的思想の範疇内において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、これらについても、当然に本開示の技術的範囲に属するものと了解される。

また、本明細書に記載された効果は、あくまで説明的または例示的なものであって限定的ではない。つまり、本開示に係る技術は、上記の効果とともに、または上記の効果に代えて、本明細書の記載から当業者には明らかな他の効果を奏しうる。

なお、以下のような構成も本開示の技術的範囲に属する。
（１）
直流バスラインから直流電力を受電する直流電力受電装置からの電力供給要求を取得する電力供給要求取得部と、
前記電力供給要求及び前記直流バスラインへ直流電力を供給する蓄電装置の特性に基づいて前記直流バスラインを通じた前記直流電力受電装置へ出力する直流電力のパラメータを決定する送電電力決定部と、
を備え、
前記パラメータは、前記直流電力受電装置へ直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力送電装置。
（２）
前記直流バスラインへ直流電力を送電している他の装置の送電状況を取得する送電状況取得部をさらに備え、
前記送電電力決定部は、前記送電状況にも基づいて前記直流バスラインへ出力する直流電力のパラメータを決定する、前記（１）に記載の直流電力送電装置。
（３）
前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の充電状態である、前記（２）に記載の直流電力送電装置。
（４）
前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の放電許容値である、前記（２）または（３）に記載の直流電力送電装置。
（５）
前記パラメータは、前記直流バスラインへ出力する直流電力の最大電流量の情報を含む、前記（１）〜（４）のいずれかに記載の直流電力送電装置。
（６）
前記送電電力決定部は、電力供給要求に含まれる電力量にも基づいて前記直流バスラインへ出力する直流電力のパラメータを決定する、前記（１）〜（５）のいずれかに記載の直流電力送電装置。
（７）
受電した電力を蓄電する蓄電装置の特性に基づいて電力供給要求を生成する電力供給要求生成部と、
直流バスラインへ直流電力を送電する直流電力送電装置へ前記電力供給要求を送信する電力供給要求送信部と、
前記直流電力送電装置で生成された、前記直流電力送電装置が送電する直流電力のパラメータを決定する送電電力情報取得部と、
を備え、
前記パラメータは、前記直流電力送電装置から送電された直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力受電装置。
（８）
前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の充電状態である、前記（７）に記載の直流電力受電装置。
（９）
前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の充電許容値である、前記（７）または（８）に記載の直流電力受電装置。
（１０）
直流バスラインから直流電力を受電する直流電力受電装置と、
前記直流バスラインへ直流電力を送電する直流電力送電装置と、
を備え、
前記直流電力受電装置は、
受電した電力を蓄電する蓄電装置の特性に基づいて電力供給要求を生成する電力供給要求生成部と、
前記直流電力送電装置へ前記電力供給要求を送信する電力供給要求送信部と、
前記直流電力送電装置で生成された、前記直流電力送電装置が送電する直流電力のパラメータを決定する送電電力情報取得部と、
を備え、
前記直流電力送電装置は、
前記直流電力受電装置からの前記電力供給要求を取得する電力供給要求取得部と、
前記電力供給要求及び前記直流バスラインへ直流電力を供給する蓄電装置の特性に基づいて前記直流バスラインを通じた前記直流電力受電装置へ出力する直流電力のパラメータを決定する送電電力決定部と、
を備え、
前記パラメータは、前記直流電力送電装置から送電された直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力送電システム。

１ ：送受電制御システム
１０ａ〜１０ｄ ：需要家
２０ ：直流バスライン
２１ａ〜２１ｄ ：ローカルバスライン
３０、３０ａ、３０ｂ：通信線
１００ａ〜１００ｄ ：バッテリサーバ
１５０ａ〜１５０ｄ ：ＤＣ−ＤＣコンバータ
１６０ａ〜１６０ｄ ：バッテリ
１７０ａ〜１７０ｄ ：シナリオ
１８０ ：ポリシ
２００ａ〜２００ｄ ：太陽光パネル

Claims (9)

1. 直流バスラインに接続された複数の装置の中の１つの直流電力送電装置であって、
   前記直流バスラインから直流電力を受電する直流電力受電装置からの電力供給要求を取得する電力供給要求取得部と、
   前記複数の装置の他の装置の送電状況を取得する送電状況取得部と、
   前記電力供給要求及び前記直流バスラインへ直流電力を供給する蓄電装置の特性、および前記送電状況に基づいて前記直流バスラインを通じた前記直流電力受電装置へ出力する直流電力のパラメータを決定する送電電力決定部と、
   を備え、
   前記送電状況は、前記複数の装置の中の１つのみが前記直流バスラインを通じた直流電力の送受電を制御するという制御権を有している、前記複数の装置の中の１つの装置から取得され、
   前記パラメータは、前記直流電力受電装置へ直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力送電装置。
2. 前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の充電状態である、請求項１に記載の直流電力送電装置。
3. 前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の放電許容値である、請求項２に記載の直流電力送電装置。
4. 前記パラメータは、前記直流バスラインへ出力する直流電力の最大電流量の情報を含む、請求項１〜３のいずれか一項に記載の直流電力送電装置。
5. 前記送電電力決定部は、電力供給要求に含まれる電力量にも基づいて前記直流バスラインへ出力する直流電力のパラメータを決定する、請求項１〜４のいずれか一項に記載の直流電力送電装置。
6. 直流バスラインに接続された複数の装置の中の１つの直流電力受電装置であって、
   受電した電力を蓄電する蓄電装置の特性に基づいて電力供給要求を生成する電力供給要求生成部と、
   直流バスラインへ直流電力を送電する直流電力送電装置へ前記電力供給要求を送信する電力供給要求送信部と、
   前記複数の装置の他の装置の送電状況を取得する送電状況取得部と、
   前記送電状況に基づいて、前記直流電力送電装置で生成された、前記直流電力送電装置が送電する直流電力のパラメータを決定する送電電力情報取得部と、
   を備え、
   前記送電状況は、前記複数の装置の中の１つのみが前記直流バスラインを通じた直流電力の送受電を制御するという制御権を有している、前記複数の装置の中の１つの装置から取得され、
   前記パラメータは、前記直流電力送電装置から送電された直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力受電装置。
7. 前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の充電状態である、請求項６に記載の直流電力受電装置。
8. 前記蓄電装置の特性は、該蓄電装置の充電許容値である、請求項６または７に記載の直流電力受電装置。
9. 直流バスラインに接続された複数の装置を備えた直流電力送電システムであって、
   前記複数の装置の中の１つであり、直流バスラインから直流電力を受電する直流電力受電装置と、
   前記複数の装置の中の１つであり、前記直流バスラインへ直流電力を送電する直流電力送電装置と、
   を備え、
   前記直流電力受電装置は、
   受電した電力を蓄電する蓄電装置の特性に基づいて電力供給要求を生成する電力供給要求生成部と、
   前記直流電力送電装置へ前記電力供給要求を送信する電力供給要求送信部と、
   前記複数の装置の他の装置の第１の送電状況を取得する送電状況取得部と、
   前記第１の送電状況に基づいて、前記直流電力送電装置で生成された、前記直流電力送電装置が送電する直流電力のパラメータを決定する送電電力情報取得部と、
   を備え、
   前記直流電力送電装置は、
   前記直流電力受電装置からの前記電力供給要求を取得する電力供給要求取得部と、
   前記複数の装置の他の装置の送電状況を取得する送電状況取得部と、
   前記電力供給要求及び前記直流バスラインへ直流電力を供給する蓄電装置の特性、および前記送電状況に基づいて前記直流バスラインを通じた前記直流電力受電装置へ出力する直流電力のパラメータを決定する送電電力決定部と、
   を備え、
   前記送電状況は、前記複数の装置の中の１つのみが前記直流バスラインを通じた直流電力の送受電を制御するという制御権を有している、前記複数の装置の中の１つの装置から取得され、
   前記パラメータは、前記直流電力送電装置から送電された直流電力が到達するまでの送電ロスを加味した、直流電力の送電時間を含む、直流電力送電システム。

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