(57)【要約】  第１群管理システムサーバ１２ａは、複数の需要家のそれぞれに設置された蓄電システムであって、かつ電力系統に接続された蓄電システムを含む蓄電システム群を制御する。取得部４４０は、蓄電システム群とは別の電力源が充放電を開始する予定の第１時刻と、第１時刻から電力源が充放電する電力の第１変化割合とを取得する。決定部４４２は、取得部４４０において取得した第１時刻と、第１変化割合とをもとに、蓄電システム群が充放電する電力の減少を開始させる予定の第２時刻と、第２時刻から蓄電システム群に充放電させる電力が減少する際の第２変化割合とを決定する。
2019116710.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の需要家のそれぞれに設置された蓄電システムであって、かつ電力系統に接続された蓄電システムを含む蓄電システム群を制御する群管理システムであって、
前記蓄電システム群とは別の電力源が充放電を開始する予定の第１時刻と、前記第１時刻から前記電力源が充放電する電力の第１変化割合とを取得する取得部と、
前記取得部において取得した前記第１時刻と、前記第１変化割合とをもとに、前記蓄電システム群が充放電する電力の減少を開始させる予定の第２時刻と、前記第２時刻から前記蓄電システム群に充放電させる電力が減少する際の第２変化割合とを決定する決定部と、
を備える、群管理システム。
【請求項２】
前記電力源は、前記蓄電システム群とは異なった別の蓄電システム群であり、
前記取得部は、前記別の蓄電システム群を制御する別の群管理システム、あるいは複数の群管理システムを管理する上位システムから、前記第１時刻と前記第１変化割合とを取得する、
請求項１に記載の群管理システム。
【請求項３】
前記蓄電システム群は、前記電力源よりも先に前記電力系統の電力の変動に応答する、
請求項１または２に記載の群管理システム。
【請求項４】
前記決定部は、前記第２変化割合を固定しながら、前記第１時刻と、前記第１変化割合とをもとに、前記第２時刻を決定する、
請求項１から３のいずれか１項に記載の群管理システム。
【請求項５】
前記決定部は、前記第２時刻を固定しながら、前記第１時刻と、前記第１変化割合とをもとに、前記第２変化割合を決定する、
請求項１から３のいずれか１項に記載の群管理システム。
【請求項６】
前記決定部は、複数の第２時刻の候補のそれぞれに対して第２変化割合の候補を導出してから、複数の第２変化割合の候補のうちの１つを選択することによって、選択した１つの第２変化割合の候補を前記第２変化割合として決定するとともに、選択した１つの第２変化割合の候補に対応した第２時刻の候補を前記第２時刻として決定する、
請求項１から３のいずれか１項に記載の群管理システム。
【請求項７】
請求項１から６のいずれか１項に記載の群管理システムに接続され、需要家に設置された蓄電システムを制御する電力制御装置であって、
前記群管理システムから前記第２時刻と前記第２変化割合とを受信する受信部と、
前記受信部において受信した前記第２時刻から前記蓄電システムに充放電する電力の減少を開始させるとともに、前記受信部において受信した前記第２変化割合によって、前記第２時刻から前記蓄電システムに充放電する電力を減少させる制御部と、
を備える電力制御装置。
【請求項８】
請求項７に記載の電力制御装置に制御される蓄電システムであって、
第２時刻から充放電する電力の減少を開始するとともに、前記第２時刻から第２変化割合によって充放電する電力を減少させる蓄電池を備える、
蓄電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、電力を管理する群管理システム、電力制御装置、蓄電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
需要家に設置された機器を制御する制御装置を備える電力管理システムが提案されている。機器は、例えば、太陽電池、蓄電池、燃料電池等の分散電源、家電機器を含む。このような制御装置は、上位のスマートサーバに接続される。スマートサーバは、複数の需要家を統括的に管理する（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１４−３３５９１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
需要家において電力系統に接続された蓄電システムを電力管理システムが制御しているが、さらに複数の電力管理システムを群管理システムが制御する場合、電力需要の増減に応じて群管理システムは電力管理システム経由で各蓄電システムを充放電させる。電力系統における電力需要が変動した場合、複数の蓄電システムのうちの一部の蓄電システム（以下、「第１蓄電システム群」という）に迅速に応答させることがある。また、第１蓄電システム群による応答から一定期間経過した後、第１蓄電システム群に代わって別の蓄電システム（以下、「第２蓄電システム群」という）に応答させることもある。このような状況において、第１蓄電システム群から第２蓄電システム群への引き継ぎが適切になされない場合、電力系統の周波数が安定するまでの期間が長くなる。【０００５】
本開示はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、電力需要の変動への応答の引き継ぎを適切に実行する技術を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上記課題を解決するために、本開示のある態様の群管理システムは、複数の需要家のそれぞれに設置された蓄電システムであって、かつ電力系統に接続された蓄電システムを含む蓄電システム群を制御する群管理システムであって、蓄電システム群とは別の電力源が充放電を開始する予定の第１時刻と、第１時刻から電力源が充放電する電力の第１変化割合とを取得する取得部と、取得部において取得した第１時刻と、第１変化割合とをもとに、蓄電システム群が充放電する電力の減少を開始させる予定の第２時刻と、第２時刻から蓄電システム群に充放電させる電力が減少する際の第２変化割合とを決定する決定部と、を備える。【０００７】
なお、以上の構成要素の任意の組合せ、本開示の表現を方法、装置、システム、コンピュータプログラム、またはコンピュータプログラムを記録した記録媒体などの間で変換したものもまた、本開示の態様として有効である。
【発明の効果】
【０００８】
本開示によれば、電力需要の変動への応答の引き継ぎを適切に実行できる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】実施例に係るＶＰＰシステムの構成を示す図である。
【図２】図１の需要家の構成を示す図である。
【図３】図３（ａ）−（ｂ）は、図２の電力系統における電力需要の変動に対する動作を示す図である。
【図４】図４（ａ）−（ｂ）は、図２の電力系統における電力需要の変動に対する別の動作を示す図である。
【図５】図１の第１群管理システムサーバ、第２群管理システムサーバ、第１電力管理システムサーバ、第２電力管理システムサーバの構成を示す図である。
【図６】図６（ａ）−（ｄ）は、図１のＶＰＰシステムにおいて使用されるメッセージのフォーマットを示す図である。
【図７】図７（ａ）−（ｄ）は、図５の決定部における処理を示す図である。
【図８】図５の第１群管理システムサーバによる制御手順を示すフローチャートである。
【図９】図５の第１群管理システムサーバによる別の制御手順を示すフローチャートである。
【図１０】図５の第１群管理システムサーバによるさらに別の制御手順を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
本開示の実施例を具体的に説明する前に、本実施例の概要を説明する。実施例は、点在する小規模な太陽光発電システム、蓄電システム、燃料電池システム等の機器と、電力の需要抑制を統合して制御するＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔ）に関する。ＶＰＰは、太陽光発電システム、蓄電システム、燃料電池システム等の機器をネットワークを介して制御することによって、これらを１つの発電所のようにまとめて機能させる。ここで、太陽光発電システム、蓄電システム、燃料電池システム等の機器は各需要家に設置される。需要家は、電力会社等からの電力の供給を受けている施設であり、例えば、住宅、事務所、店舗、工場、公園などである。このような需要家における機器は電力管理システムによって制御される。電力管理システムは、需要家における電力の消費量が大きい時間帯において蓄電システムを放電させたり、電力系統の電気料金が安価である夜間において蓄電システムを充電させたりする。
【００１１】
複数の電力管理システムは、群管理システムに接続される。また、群管理システムは、複数の群管理システムを統合するアグリゲータである上位システムに接続される。上位システムと群管理システムに、需要家に設置された蓄電システム等の機器を加えたものがＶＰＰに相当する。上位システムは、市場で、あるいは事業者と相対契約で電力を取引する。また、上位システムは、電力取引市場や電力会社の送配電部門、小売電気事業者等に集約した調整力を提供する。そのため、上位システムは、市場あるいは各事業者に提供する調整力を決定し、調整力を各群管理システムに配分する。各群管理システムは、さらに調整力を各需要家に配分する。これより、群管理システムは、上位システムからの要求に応じて売電あるいは買電するように、複数の電力管理システムのそれぞれに対して制御を指示する。例えば、群管理システムは、発電所において発電される電力が逼迫する場合、蓄電システムを放電させたり、需要家における電力消費を抑制させたりするように制御することを電力管理システムに要求する。
【００１２】
群管理システムに複数の電力管理システムが接続され、各電力管理システムに１つ以上の蓄電システムが接続されることによって、これらは階層的に配置されている。そのため、複数の蓄電システム（以下、「蓄電システム群」ともいう）による電力の変動を群管理システムが制御するといえる。電力系統における電力需要の変動に応じて、複数の蓄電システム群を一斉に充放電させると、電力の変動が大きくなり電力系統が不安定となる。
【００１３】
これに対応するために、電力需要が変動した場合、前述の第１蓄電システム群が迅速に応答し、それに続いて第１蓄電システム群に代わるように第２蓄電システム群が応答する。つまり、第１蓄電システム群によって変動に対して迅速に応答するための充放電が提供され、第２蓄電システム群によって安定的な充放電が提供される。ここで、第１蓄電システム群による応答での充放電は「１次調整力」と呼ばれ、第２蓄電システム群による応答での充放電は「２次調整力」と呼ばれることがある。２次調整力に続く３次調整力が含まれてもよいが、ここでは３次調整力を省略する。また、第１蓄電システム群は第１群管理システムに接続され、第２蓄電システム群は第２群管理システムに接続されるとする。
【００１４】
このような状況において、第１蓄電システム群から第２蓄電システム群への引き継ぎが適切になされない場合、電力系統の周波数が安定するまでの期間が長くなる。そのため、本実施例では、第１群管理システムは、第２蓄電システム群が充放電を開始する予定の第１時刻、第１時刻以降に第２蓄電システム群が充放電する電力の第１変化割合を取得する。また、第１群管理システムは、第１時刻、第１変化割合をもとに、第１蓄電システム群が充放電する電力の減少を開始させる予定の第２時刻、第２時刻以降に第１蓄電システム群に充放電させる電力の第２変化割合を決定する。さらに、第１群管理システムは、第１蓄電システム群に対して、第２時刻から充放電する電力の減少を開始させるとともに、第２変化割合で充放電を実行させる。
【００１５】
図１は、ＶＰＰシステム１００の構成を示す。ＶＰＰシステム１００は、上位システムサーバ１０、群管理システムサーバ１２と総称される第１群管理システムサーバ１２ａ、第２群管理システムサーバ１２ｂ、電力管理システムサーバ１４と総称される第１電力管理システムサーバ１４ａ、第２電力管理システムサーバ１４ｂ、第Ｎ電力管理システムサーバ１４ｎ、第Ｎ＋１電力管理システムサーバ１４ｎ＋１、第Ｎ＋２電力管理システムサーバ１４ｎ＋２、第Ｎ＋Ｍ電力管理システムサーバ１４ｎ＋ｍを含む。ここで、第１電力管理システムサーバ１４ａは第１需要家１６ａに設置され、第Ｎ＋Ｍ電力管理システムサーバ１４ｎ＋ｍは第Ｎ＋Ｍ需要家１６ｎ＋ｍに設置され、第１需要家１６ａから第Ｎ＋Ｍ需要家１６ｎ＋ｍは需要家１６と総称される。群管理システムサーバ１２の数は「２」に限定されず、電力管理システムサーバ１４と需要家１６の数は「Ｎ＋Ｍ」に限定されない。
【００１６】
需要家１６は、例えば、一戸建ての住宅、マンションなどの集合住宅、コンビニエンスストアまたはスーパーマーケットなどの店舗、ビルなどの商用施設、工場であり、前述のごとく、電力会社等からの電力の供給を受けている施設である。需要家１６には、空調機器（エアコン）、テレビジョン受信装置（テレビ）、照明装置、蓄電システム、ヒートポンプ給湯機等の機器が設置される。これらの機器は、電力事業者等の電力系統に接続されることによって、商用電力の供給を受けて、電力を消費する。機器として、電力使用の削減量が比較的大きいと想定されるものが有用であるが、削減量があまり大きくないと想定されてもよい。機器に、太陽電池システム、燃料電池システム等の再生可能エネルギー発電装置が含まれてもよい。
【００１７】
電力管理システムサーバ１４は、電力管理システムの処理を実行するためのコンピュータであり、例えば、需要家１６内に設置される。電力管理システムサーバ１４は、例えば、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ  Ｅｎｅｒｇｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｓｙｓｔｅｍ）コントローラとしての機能を有する。そのため、電力管理システムサーバ１４は、ＨＡＮ（Ｈｏｍｅ  Ａｒｅａ  Ｎｅｔｗｏｒｋ）により需要家１６内の各種機器と通信可能であり、これらの機器を制御する。電力管理システムサーバ１４は、蓄電システムの動作、例えば、放電、充電を制御する。また、電力管理システムサーバ１４は、需要家１６に設置された機器と電力系統との間の連系を制御してもよい。電力管理システムサーバ１４は、停電時に機器と電力系統との間を解列し、復電時に機器と電力系統との間を連系する。
【００１８】
群管理システムサーバ１２は、群管理システムの処理を実行するためのコンピュータである。群管理システムサーバ１２は、複数の電力管理システムサーバ１４を接続することによって、複数の電力管理システムサーバ１４を管理する。その結果、群管理システムサーバ１２は、複数の電力管理システムサーバ１４のそれぞれに接続される複数の機器を統括的に管理する。ここでは、第１電力管理システムサーバ１４ａから第Ｎ電力管理システムサーバ１４ｎのそれぞれに接続された蓄電システムのまとまりが前述の第１蓄電システム群に相当し、第１蓄電システム群は第１群管理システムサーバ１２ａによって管理される。また、第Ｎ＋１電力管理システムサーバ１４ｎ＋１から第Ｎ＋Ｍ電力管理システムサーバ１４ｎ＋ｍのそれぞれに接続された蓄電システムのまとまりが前述の第２蓄電システム群に相当し、第２蓄電システム群は第２群管理システムサーバ１２ｂによって管理される。
【００１９】
複数の群管理システムサーバ１２は、上位システムサーバ１０に接続される。上位システムサーバ１０は、アグリゲータである上位システムの処理を実行するためのコンピュータである。前述のごとく、上位システムと群管理システムを含むＶＰＰは、市場で、あるいは事業者と相対契約で電力を取引しており、上位システムサーバ１０は、契約に応じた要求を群管理システムサーバ１２に出力する。１つの群管理システムサーバ１２が複数の上位システムサーバ１０に接続されてもよい。
【００２０】
このような構成によって、上位システムが管理する需要家群全体の電力需要が逼迫する場合、群管理システムサーバ１２は、蓄電システムから放電した電力を需要家１６内で消費させたり、需要家１６内での電力消費を抑制させたりするように電力管理システムサーバ１４を制御する。また、上位システムが管理する需要家群全体の発電が増加し、供給が需要を上まわる場合、群管理システムサーバ１２は、蓄電システムへの充電を増やしたり、需要家１６内での需要を増大させたりするように電力管理システムサーバ１４を制御する。その際、電力需要の変動が発生すると、第１群管理システムサーバ１２ａは第１蓄電システム群の充放電を開始する。また、第１蓄電システム群における充放電が開始されてから一定期間が経過すると、第１群管理システムサーバ１２ａは第１蓄電システム群の充放電を減少させるとともに、第２群管理システムサーバ１２ｂは第２蓄電システム群の充放電を開始する。
【００２１】
図２は、需要家１６の構成を示す。需要家１６には、電力系統３０、スマートメータ３２、分電盤３４、負荷３６、蓄電システム４０、電力管理システムサーバ１４、例えば第１電力管理システムサーバ１４ａが設置される。また、蓄電システム４０は、ＳＢ（Ｓｔｏｒａｇｅ  Ｂａｔｔｅｒｙ）２１０、ＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２、双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４、制御装置２１６を含む。さらに、第１電力管理システムサーバ１４ａには、ネットワーク１８を介して群管理システムサーバ１２、例えば第１群管理システムサーバ１２ａが接続される。需要家１６には、太陽電池システム、ヒートポンプ給湯機等が設置されてもよいが、ここではこれらを省略する。図２の需要家１６は、第１電力管理システムサーバ１４ａを含むので、これは図１の第１需要家１６ａに相当するが、他の需要家１６も同様に構成される。
【００２２】
電力系統３０における電力需要は時間の経過とともに変動する。スマートメータ３２は、電力系統３０に接続され、デジタル式の電力量計である。スマートメータ３２は、電力系統３０から入ってくる潮流の電力量と、電力系統３０へ出て行く逆潮流の電力量とを計測可能である。スマートメータ３２は、通信機能を有し、電力管理システムサーバ１４と通信可能である。
【００２３】
配電線４２は、スマートメータ３２と分電盤３４とを結ぶ。分電盤３４は、配電線４２に接続されるとともに、負荷３６を接続する。分電盤３４は、負荷３６に電力を供給する。負荷３６は、配電線４２を介して供給される電力を消費する機器である。負荷３６は、冷蔵庫、エアコン、照明等の機器を含む。ここでは、分電盤３４に１つの負荷３６が接続されているが、分電盤３４に複数の負荷３６が接続されてもよい。
【００２４】
ＳＢ２１０は、電力を充放電可能な蓄電池であり、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等を含む。ＳＢ２１０はＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２に接続される。ＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２は、ＤＣ−ＤＣコンバータであり、ＳＢ２１０側の直流電力と、双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４側の直流電力との間の変換を実行する。
【００２５】
双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４は、ＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２と分電盤３４との間に接続される。双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４は、分電盤３４からの交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力をＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２に出力する。また、双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４は、ＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２からの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を分電盤３４に出力する。つまり、双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４によってＳＢ２１０は充放電される。このような双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４の制御は制御装置２１６によってなされる。ここで、ＳＢ２１０、ＳＢ用ＤＣ／ＤＣ２１２、双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４、制御装置２１６は１つの筐体に格納されてもよく、その場合であっても、これを蓄電システム４０と呼ぶ。
【００２６】
第１電力管理システムサーバ１４ａは、ＨＡＮ等のネットワークを介して、スマートメータ３２、蓄電システム４０に接続され、それぞれと通信可能である。以下では、第１電力管理システムサーバ１４ａとスマートメータ３２との間の通信は説明を省略する。また、第１電力管理システムサーバ１４ａは、ネットワーク１８を介して第１群管理システムサーバ１２ａにも接続される。
【００２７】
図３（ａ）−（ｂ）は、電力系統３０における電力需要の変動に対する動作を示す。図３（ａ）は、１次調整力７０２から２次調整力７０４への引き継ぎが適切になされている場合における電力需要７００、１次調整力７０２、２次調整力７０４の時間変化を示す。横軸は時間を示し、縦軸は電力を示す。ここでは、時刻「ｔ０」において電力需要７００が増加する場合を想定する。電力需要７００の増加に応答して、１次調整力７０２による電力も増加する。これは、第１蓄電システム群から放電される電力が増加することに相当する。時刻「ｔ０」よりも後の時刻「ｔ１」において、電力需要７００は一定になる。一方、１次調整力７０２による電力は継続して増加する。
【００２８】
時刻「ｔ１」よりも後の時刻「ｔ２」において、１次調整力７０２による電力は一定になる。ここで、１次調整力７０２による電力は電力需要７００よりも小さい。時刻「ｔ２」よりも後の時刻「ｔ３」から、２次調整力７０４による電力が増加する。これは、第２蓄電システム群から放電される電力が増加することに相当する。時刻「ｔ３」よりも後の時刻「ｔ４」から、１次調整力７０２による電力は減少する。その結果、１次調整力７０２による電力は減少しながら、２次調整力７０４による電力は増加する。時刻「ｔ５」において、１次調整力７０２による電力は０になり、２次調整力７０４による電力は電力需要７００と同一になる。
【００２９】
図３（ｂ）は、図３（ａ）の場合における周波数（理想時）７１０の変化を示す。ここでは、基準周波数である商用電源周波数を「５０Ｈｚ」とする。時刻「ｔ０」から時刻「ｔ１」において、電力需要７００および１次調整力７０２による電力は増加するが、前者の方が増加の変化割合が大きいので、電力系統３０における電力不足が時間の経過とともに大きくなる。電力系統３０における電力が不足すると、電力系統３０における周波数が低下するので、時刻「ｔ０」から時刻「ｔ１」において、「５０Ｈｚ」からの周波数（理想時）７１０の低下が時間の経過とともに大きくなる。
【００３０】
時刻「ｔ１」において電力需要７００は一定になり、時刻「ｔ２」において１次調整力７０２による電力も一定になるので、時刻「ｔ１」から時刻「ｔ３」において、周波数（理想時）７１０は、増加してから、「５０Ｈｚ」よりも低いながらも一定になる。つまり、１次調整力７０２による電力によって、周波数低下が抑制される。時刻「ｔ３」から２次調整力７０４による電力が増加し、時刻「ｔ４」から１次調整力７０２による電力が減少するので、時刻「ｔ３」から時刻「ｔ５」において、周波数（理想時）７１０は、増加して、「５０Ｈｚ」に回復する。
【００３１】
図４（ａ）−（ｂ）は、電力系統３０における電力需要の変動に対する別の動作を示す。図４（ａ）は、１次調整力７０２から２次調整力７０４への引き継ぎが適切になされていない場合における電力需要７００、１次調整力７０２、２次調整力７０４の時間変化を示す。時刻「ｔ０」から時刻「ｔ３」までの変化は図３（ａ）と同一である。図３（ａ）の時刻「ｔ４」よりも後の時刻「ｔ４’」から、１次調整力７０２による電力は減少する。つまり、図４（ａ）では、図３（ａ）と比較して、１次調整力７０２による電力を減少させるタイミングが遅くなっている。時刻「ｔ４’」以降、１次調整力７０２による電力は減少しながら、２次調整力７０４による電力は増加する。
【００３２】
図４（ｂ）は、図４（ａ）の場合における周波数（制御前）７１２の変化を示す。比較のために、図３（ｂ）の周波数（理想時）７１０も合わせて示される。時刻「ｔ０」から時刻「ｔ４」において、周波数（理想時）７１０と周波数（制御前）７１２の変化は同一である。一方、時刻「ｔ４」から時刻「ｔ４’」において、周波数（制御前）７１２は、「５０Ｈｚ」を超えて上昇する。また、時刻「ｔ４’」から時刻「ｔ４’’」において、周波数（制御前）７１２は、「５０Ｈｚ」を下回るように減少する。さらに、時刻「ｔ４’」から周波数（制御前）７１２は再び上昇する。つまり、１次調整力７０２から２次調整力７０４への引き継ぎが適切になされなければ、周波数（制御前）７１２は「５０Ｈｚ」を挟んで上下する。これにより、周波数（制御前）７１２は商用電源周波数に収束しにくくなる。
【００３３】
図５は、第１群管理システムサーバ１２ａ、第２群管理システムサーバ１２ｂ、第１電力管理システムサーバ１４ａ、第２電力管理システムサーバ１４ｂの構成を示す。前述のごとく、第１群管理システムサーバ１２ａは、複数の需要家１６のそれぞれに設置された蓄電システム４０であって、かつ電力系統３０に接続された蓄電システム４０を含む第１蓄電システム群を制御する。一方、第２群管理システムサーバ１２ｂは、複数の需要家１６のそれぞれに設置された蓄電システム４０であって、かつ電力系統３０に接続された蓄電システム４０を含む第２蓄電システム群を制御する。第１蓄電システム群と第２蓄電システム群は別に構成され、第１蓄電システム群は、第２蓄電システム群よりも先に電力系統３０の電力の変動に応答する。
【００３４】
ここでは、一例として、図５のごとく、第１群管理システムサーバ１２ａに第１電力管理システムサーバ１４ａと第２電力管理システムサーバ１４ｂが接続されている場合を示す。第１群管理システムサーバ１２ａは、第１通信部４３０、第２通信部４３４、取得部４４０、決定部４４２を含み、第２通信部４３４は、受信部４２０、送信部４２２を含む。第１通信部４３０と第２通信部４３４は一体的に構成されてもよい。第１電力管理システムサーバ１４ａは、サービス連携部３００、制御部３０２を含み、サービス連携部３００は、受信部５１０、送信部５１２を含む。第２電力管理システムサーバ１４ｂは第１電力管理システムサーバ１４ａと同一の構成を有する。以下では、説明を明瞭にするために、第１電力管理システムサーバ１４ａのサービス連携部３００、制御部３０２を単に「サービス連携部３００」、「制御部３０２」ということもある。
【００３５】
図１の上位システムサーバ１０は、電力系統３０における交流電力の周波数を監視する。交流電力の周波数は、電力需要が増加して電力が不足すると商用電源周波数より低くなり、電力需要が減少して電力が過剰になると商用電源周波数より高くなる。そのため、上位システムサーバ１０は、電力系統３０における交流電力の周波数が商用電源周波数よりも低くなると、ＶＰＰシステム１００に含まれた複数の蓄電システム４０を含む蓄電システム群に放電させることを決定する。一方、上位システムサーバ１０は、電力系統３０における交流電力の周波数が商用電源周波数よりも高くなると、蓄電システム群に充電させることを決定する。このような上位システムサーバ１０の決定にしたがって、第１群管理システムサーバ１２ａは第１蓄電システム群を制御する。これに続いて、第２群管理システムサーバ１２ｂは第２蓄電システム群を制御する。
【００３６】
第１群管理システムサーバ１２ａに続いて制御を開始する第２群管理システムサーバ１２ｂは、第２蓄電システム群が充放電を開始する予定の第１時刻を決定するとともに、第１時刻から第２蓄電システム群が充放電する電力の第１変化割合を決定する。これらの決定には公知の技術が使用されればよいので、ここでは説明を省略する。第２群管理システムサーバ１２ｂは、決定したこれらの情報を第２調整力パラメータとして第１群管理システムサーバ１２ａに送信する。
【００３７】
図６（ａ）−（ｄ）は、ＶＰＰシステム１００において使用されるメッセージのフォーマットを示す。図６（ａ）のごとく、メッセージでは、メッセージ種別のフィールドに続いてデータのフィールドが配置される。メッセージ種別のフィールドは、メッセージの種別を示し、データのフィールドは、通知したいデータを示す。図６（ｂ）は、第２調整力パラメータのメッセージのフォーマットを示す。メッセージ種別のフィールドには第２調整力パラメータが示され、データのフィールドには、放電あるいは充電の指示、第１時刻、第１変化割合が示される。図６（ｂ）−（ｄ）については後述し、図５に戻る。
【００３８】
第１群管理システムサーバ１２ａの第１通信部４３０は、第２群管理システムサーバ１２ｂから、第２調整力パラメータのメッセージを受信する。第１通信部４３０は、第２調整力パラメータのメッセージを取得部４４０に出力する。取得部４４０は、第２調整力パラメータのメッセージから、放電あるいは充電の指示、第１時刻、第１変化割合を取得する。取得部４４０は、放電あるいは充電の指示、第１時刻、第１変化割合を決定部４４２に出力する。
【００３９】
決定部４４２は、取得部４４０において取得した第１時刻と、第１変化割合とをもとに、第２蓄電システム群が充放電する電力の減少を開始させる予定の第２時刻と、第２時刻から第２蓄電システム群に充放電させる電力が減少する際の第２変化割合とを決定する。以下では、決定部４４２での決定処理として、（１）第２変化割合を固定して第２時刻を決定する処理、（２）第２時刻を固定して第２変化割合を決定する処理、（３）第２時刻と第２変化割合を決定する処理の順に説明する。
【００４０】
（１）第２変化割合を固定して第２時刻を決定する処理
ここでは、当該処理を説明するために図７（ａ）−（ｄ）を使用する。図７（ａ）−（ｄ）は、決定部４４２における処理を示す。図７（ａ）は、（１）の場合における電力需要７００、１次調整力７０２、２次調整力７０４の変化を示す。決定部４４２は、２次調整力７０４に対する第１時刻７５２、第１変化割合７５４を受けつける。決定部４４２は、第１時刻７５２、第１変化割合７５４から、２次調整力７０４による電力が最大となる第３時刻７５６を算出する。また、決定部４４２は、１次調整力７０２に対する第２変化割合７６２を取得する。第２変化割合７６２は予め設定されており、かつ決定部４４２に記憶されている。
【００４１】
さらに、決定部４４２は、第３時刻７５６、出力０で示される点と、第２変化割合７６２で特定される直線が２次調整力７０４と交わる点の時刻を算出する。算出した時刻が第２時刻７６０である。つまり、決定部４４２は、第２変化割合７６２を固定しながら、第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、第２時刻７６０を決定する。図７（ｂ）は、図７（ａ）の場合における周波数（制御後）７１４の変化を示す。比較のために、これまで説明した周波数（理想時）７１０、周波数（制御前）７１２も合わせて示される。周波数（制御後）７１４は、周波数（制御前）７１２と比較して、「５０Ｈｚ」を挟んで上下することなく、商用電源周波数に収束する。
【００４２】
（２）第２時刻を固定して第２変化割合を決定する処理
図７（ｃ）は、（２）の場合における電力需要７００、１次調整力７０２、２次調整力７０４の変化を示す。決定部４４２は、２次調整力７０４に対する第１時刻７５２、第１変化割合７５４を受けつける。決定部４４２は、第１時刻７５２、第１変化割合７５４から、２次調整力７０４による電力が最大となる第３時刻７５６を算出する。また、決定部４４２は、１次調整力７０２に対する第２時刻７６０を取得する。第２時刻７６０は、例えば、第１時刻７５２から所定時間後になるように定められる。
【００４３】
決定部４４２は、次の最大化問題を解くことによって、第２時刻７６０から第３時刻７５６までの第２変化割合７６２を算出する。目的関数は、次のように示される。
【数１】
2019116710.tif 000003
これは、各時刻の変化割合の合計値が最大となるようにｖ１，・・・，ｖｎを算出することを示す。また、制約条件は次のように示される。
【数２】
2019116710.tif 000004
これは、周波数を上昇させる場合、時刻ｔの周波数ｆｔが時刻ｔ−１の周波数ｆｔ−１を下回らないようなｖｔとすることを示す。また、オーバシュートしないようｆｔは商用電源周波数ｆｂ以下とされることを示す。
【００４４】
ｎは第３時刻７５６−第２時刻７６０を示し、ｔは各時刻を示し、ｐｔは、第１時刻７５２、第１変化割合７５４から求まる時刻ｔ時点での２次調整力７０４の出力値を示す。また、ｖｔは第２変化割合７６２を示し、ｆｂは商用電源周波数を示し、ｆは周波数を示し、Ｆは周波数を算出する関数を示す。つまり、決定部４４２は、第２時刻７６０を固定しながら、第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、第２変化割合７６２を決定する。図７（ｄ）は、図７（ｃ）の場合における周波数（制御後）７１４の変化を示す。比較のために、これまで説明した周波数（理想時）７１０、周波数（制御前）７１２も合わせて示される。周波数（制御後）７１４は、周波数（制御前）７１２と比較して、「５０Ｈｚ」を挟んで上下することなく、商用電源周波数に収束する。
【００４５】
（３）第２時刻と第２変化割合を決定する処理
決定部４４２は、第１時刻７５２をもとに、第２時刻７６０に対する複数の第２時刻７６０の候補を導出する。例えば、第１時刻７５２よりも後の所定期間に含まれるように、複数の第２時刻７６０の候補が導出される。また、決定部４４２は、複数の第２時刻７６０の候補のそれぞれに対して第２変化割合７６２の候補を導出する。第２変化割合７６２の候補の導出には、前述の最大化問題を解くことが実行されればよいので、ここでは説明を省略する。さらに、決定部４４２は、各第２時刻７６０の候補において目的関数が一番大きくなる第２変化割合７６２の候補を選択することによって、複数の第２変化割合７６２の候補のうちの１つを選択する。選択した１つの第２変化割合７６２の候補は第２変化割合７６２として決定されるとともに、選択した１つの第２変化割合７６２の候補に対応した第２時刻７６０の候補が第２時刻７６０として決定される。
【００４６】
決定部４４２は、第２時刻７６０、第２変化割合７６２を送信部４２２に出力する。送信部４２２は、放電あるいは充電の指示、第２時刻７６０、第２変化割合７６２が含まれた第１調整力パラメータのメッセージを第１電力管理システムサーバ１４ａと第２電力管理システムサーバ１４ｂに送信する。図６（ｃ）は、第１調整力パラメータのメッセージのフォーマットを示し、メッセージ種別のフィールドには第１調整力パラメータが示され、データのフィールドには放電あるいは充電の指示、第２時刻７６０、第２変化割合７６２が示される。第２変化割合７６２は、第１蓄電システム群に含まれた蓄電システム４０の台数によって、もとの第２変化割合７６２を除算した値であってもよい。図６（ｄ）については後述し、図５に戻る。
【００４７】
第１電力管理システムサーバ１４ａの受信部５１０は、第１群管理システムサーバ１２ａから、第１調整力パラメータのメッセージを受信する。受信部５１０は、第１調整力パラメータのメッセージを制御部３０２に出力する。制御部３０２は、第１調整力パラメータのメッセージから、第２時刻７６０、第２変化割合７６２を抽出する。制御部３０２は、第２時刻７６０から蓄電システム４０に充放電する電力の減少を開始させる。また、制御部３０２は、抽出した第２変化割合７６２によって、第２時刻７６０から蓄電システム４０に充放電する電力を減少させる。例えば、制御部３０２は、蓄電システム４０の制御装置２１６に対して、第２時刻７６０からの充放電の減少開始、第２変化割合７６２による充放電に応じて双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４からの充放電を変化させるように指示する。
【００４８】
制御装置２１６は、制御部３０２からの指示に応じて、双方向ＤＣ／ＡＣインバータ２１４からの充放電を変化させる。その結果、ＳＢ２１０は、第２時刻７６０から充放電する電力の減少を開始するとともに、第２時刻７６０から第２変化割合７６２によって充放電する電力を減少させる。ここで、制御部３０２と制御装置２１６は、放電あるいは充電の指示に応じて放電あるいは充電を決定する。
【００４９】
制御装置２１６は、指示に応じた処理を実行した場合、処理の完了を第１電力管理システムサーバ１４ａの制御部３０２に報告する。制御部３０２が処理の完了の報告を受信した場合、送信部５１２は、完了の報告が含まれた応答のメッセージを第１群管理システムサーバ１２ａに出力する。図６（ｄ）は、応答のメッセージのフォーマットを示し、メッセージ種別のフィールドには応答が示され、データのフィールドには完了が示される。指示に応じた処理が未完了の蓄電システム４０が存在する場合、データのフィールドには未完了であることが示されてもよい。図５に戻る。
【００５０】
第２電力管理システムサーバ１４ｂも、第１電力管理システムサーバ１４ａと同様の処理を実行するので、ここでは説明を省略する。第１群管理システムサーバ１２ａの受信部４２０は、第１電力管理システムサーバ１４ａから応答のメッセージを受信するとともに、第２電力管理システムサーバ１４ｂから応答のメッセージを受信する。
【００５１】
本開示における装置、システム、または方法の主体は、コンピュータを備えている。このコンピュータがプログラムを実行することによって、本開示における装置、システム、または方法の主体の機能が実現される。コンピュータは、プログラムにしたがって動作するプロセッサを主なハードウェア構成として備える。プロセッサは、プログラムを実行することによって機能を実現することができれば、その種類は問わない。プロセッサは、半導体集積回路（ＩＣ）、またはＬＳＩ（Ｌａｒｇｅ  Ｓｃａｌｅ  Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ）を含む１つまたは複数の電子回路で構成される。複数の電子回路は、１つのチップに集積されてもよいし、複数のチップに設けられてもよい。複数のチップは１つの装置に集約されていてもよいし、複数の装置に備えられていてもよい。プログラムは、コンピュータが読み取り可能なＲＯＭ、光ディスク、ハードディスクドライブなどの非一時的記録媒体に記録される。プログラムは、記録媒体に予め格納されていてもよいし、インターネット等を含む広域通信網を介して記録媒体に供給されてもよい。
【００５２】
以上の構成によるＶＰＰシステム１００の動作を説明する。図８は、第１群管理システムサーバ１２ａによる制御手順を示すフローチャートである。取得部４４０は、２次調整力のパラメータを取得する（Ｓ１０）。決定部４４２は、パラメータから２次調整力７０４の出力が最大となる第３時刻７５６を算出する（Ｓ１２）。決定部４４２は、第２変化割合７６２を取得する（Ｓ１４）。決定部４４２は、第３時刻７５６、第２変化割合７６２から第２時刻７６０を算出する（Ｓ１６）。決定部４４２は、１次調整力のパラメータを出力する（Ｓ１８）。
【００５３】
図９は、第１群管理システムサーバ１２ａによる別の制御手順を示すフローチャートである。取得部４４０は、２次調整力のパラメータを取得する（Ｓ５０）。決定部４４２は、パラメータから２次調整力７０４の出力が最大となる第３時刻７５６を算出する（Ｓ５２）。決定部４４２は、第２時刻７６０を取得する（Ｓ５４）。決定部４４２は、第２時刻７６０から第３時刻７５６までの第２変化割合７６２を算出する（Ｓ５６）。決定部４４２は、１次調整力のパラメータを出力する（Ｓ５８）。
【００５４】
図１０は、第１群管理システムサーバ１２ａによるさらに別の制御手順を示すフローチャートである。取得部４４０は、２次調整力のパラメータを取得する（Ｓ１００）。決定部４４２は、第２時刻７６０の候補を抽出する（Ｓ１０２）。決定部４４２は、第２時刻７６０の候補に対する第２変化割合７６２の候補を算出する（Ｓ１０４）。第２時刻７６０の候補のすべてに対して処理がなされていなければ（Ｓ１０６のＮ）、ステップ１０４に戻る。第２時刻７６０の候補のすべてに対して処理がなされていれば（Ｓ１０６のＹ）、決定部４４２は、第２時刻７６０、第２変化割合７６２を決定する（Ｓ１０８）。決定部４４２は、１次調整力のパラメータを出力する（Ｓ１１０）。
【００５５】
本実施例によれば、第２蓄電システム群による第１時刻７５２、第１変化割合７５４を取得して、第１蓄電システム群における第２時刻７６０、第２変化割合７６２とを決定するので、電力需要の変動への応答の引き継ぎを適切に実行できる。また、電力需要の変動への応答の引き継ぎが適切に実行されるので、引き継ぎによって電力系統３０の周波数が安定するまでの期間を短くできる。また、第２群管理システムサーバ１２ｂから、第１時刻７５２と第１変化割合７５４とを取得するので、処理を簡易にできる。また、第１蓄電システム群は第２蓄電システム群よりも先に電力系統３０の電力の変動に応答するので、第１蓄電システム群を１次調整力７０２として使用し、第２蓄電システム群を２次調整力７０４として使用できる。
【００５６】
また、第２変化割合７６２を固定しながら、第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、第２時刻７６０を決定するので、第２時刻７６０を簡易に決定できる。また、第２時刻７６０を固定しながら、第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、第２変化割合７６２を決定するので、第２変化割合７６２を簡易に決定できる。また、複数の第２時刻７６０の候補のそれぞれに対して第２変化割合７６２の候補を導出してから、複数の第２変化割合７６２の候補のうちの１つを選択するので、第２時刻７６０と第２変化割合７６２とを高精度に決定できる。
【００５７】
また、第１群管理システムサーバ１２ａから受信した第２時刻７６０と第２変化割合７６２をもとに蓄電システム４０の充放電を制御するので、電力系統３０の変動への応答の引き継ぎを適切に実行できる。また、ＳＢ２１０において、第２時刻７６０から充放電する電力の減少を開始するとともに、第２時刻７６０から第２変化割合７６２によって充放電する電力を減少させるので、電力系統３０の変動への応答の引き継ぎを適切に実行できる。
【００５８】
本開示の一態様の概要は、次の通りである。本開示のある態様の第１群管理システムサーバ１２ａは、複数の需要家１６のそれぞれに設置された蓄電システム４０であって、かつ電力系統３０に接続された蓄電システム４０を含む蓄電システム群を制御する第１群管理システムサーバ１２ａであって、蓄電システム群とは別の電力源が充放電を開始する予定の第１時刻７５２と、第１時刻７５２から電力源が充放電する電力の第１変化割合７５４とを取得する取得部４４０と、取得部４４０において取得した第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、蓄電システム群が充放電する電力の減少を開始させる予定の第２時刻７６０と、第２時刻７６０から蓄電システム群に充放電させる電力が減少する際の第２変化割合７６２とを決定する決定部４４２と、を備える。
【００５９】
電力源は、蓄電システム群とは異なった別の蓄電システム群であり、取得部４４０は、別の蓄電システム群を制御する別の第２群管理システムサーバ１２ｂ、あるいは複数の群管理システムサーバ１２を管理する上位システムサーバ１０から、第１時刻７５２と第１変化割合７５４とを取得する。
【００６０】
蓄電システム群は、電力源よりも先に電力系統３０の電力の変動に応答する。
【００６１】
決定部４４２は、第２変化割合７６２を固定しながら、第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、第２時刻７６０を決定する。
【００６２】
決定部４４２は、第２時刻７６０を固定しながら、第１時刻７５２と、第１変化割合７５４とをもとに、第２変化割合７６２を決定する。
【００６３】
決定部４４２は、複数の第２時刻７６０の候補のそれぞれに対して第２変化割合７６２の候補を導出してから、複数の第２変化割合７６２の候補のうちの１つを選択することによって、選択した１つの第２変化割合７６２の候補を第２変化割合７６２として決定するとともに、選択した１つの第２変化割合７６２の候補に対応した第２時刻７６０の候補を第２時刻７６０として決定する。
【００６４】
第１群管理システムサーバ１２ａに接続され、需要家１６に設置された蓄電システム４０を制御する電力制御装置であって、第１群管理システムサーバ１２ａから第２時刻７６０と第２変化割合７６２とを受信する受信部５１０と、受信部５１０において受信した第２時刻７６０から蓄電システム４０に充放電する電力の減少を開始させるとともに、受信部５１０において受信した第２変化割合７６２によって、第２時刻７６０から蓄電システム４０に充放電する電力を減少させる制御部３０２と、を備えてもよい。
【００６５】
電力管理システムサーバ１４に制御される蓄電システム４０であって、第２時刻７６０から充放電する電力の減少を開始するとともに、第２時刻７６０から第２変化割合７６２によって充放電する電力を減少させるＳＢ２１０を備えてもよい。
【００６６】
以上、本開示を実施例をもとに説明した。この実施例は例示であり、それらの各構成要素あるいは各処理プロセスの組合せにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本開示の範囲にあることは当業者に理解されるところである。
【００６７】
本実施例において、第２群管理システムサーバ１２ｂによる第２蓄電システム群の制御によって２次調整力７０４が提供される。しかしながらこれに限らず例えば、２次調整力７０４は別の電力源によって提供されてもよい。別の電力源の一例は火力発電である。本変形例によれば、構成の自由度を向上できる。
【００６８】
本実施例において、第１群管理システムサーバ１２ａの取得部４４０は、第２調整力パラメータに含まれる情報を第２群管理システムサーバ１２ｂから取得している。しかしながらこれに限らず例えば、第１群管理システムサーバ１２ａの取得部４４０は、第２調整力パラメータに含まれる情報を上位システムサーバ１０から取得してもよい。本変形例によれば、構成の自由度を向上できる。
【００６９】
本実施例において、電力管理システムサーバ１４が需要家１６に配置されているとしている。しかしながら、電力管理システムサーバ１４の配置はこれに限定されない。電力管理システムサーバ１４は需要家１６の外に配置されてもよく、制御部３０２だけが需要家１６に配置され、サービス連携部３００は需要家１６外に配置されてもよい。サービス連携部３００、制御部３０２は、電力制御装置と呼んでもよい。本変形例によれば、構成の自由度を向上できる。
【符号の説明】
【００７０】
１０  上位システムサーバ（上位システム）、  １２  群管理システムサーバ（群管理システム）、  １４  電力管理システムサーバ（電力制御装置）、  １６  需要家、  １８  ネットワーク、  ３０  電力系統、  ３２  スマートメータ、  ３４  分電盤、  ３６  負荷、  ４０  蓄電システム、  ４２  配電線、  １００  ＶＰＰシステム、  ２１０  ＳＢ（蓄電池）、  ２１２  ＳＢ用ＤＣ／ＤＣ、  ２１４  双方向ＤＣ／ＡＣインバータ、  ２１６  制御装置、  ３００  サービス連携部、  ３０２  制御部（電力制御装置）、  ４２０  受信部、  ４２２  送信部、  ４３０  第１通信部、  ４３４  第２通信部、  ４４０  取得部、  ４４２  決定部、  ５１０  受信部、  ５１２  送信部。
【産業上の利用可能性】
【００７１】
本開示によれば、電力需要の変動への応答の引き継ぎを適切に実行できる。
【図１】
2019116710.tif 000005
【図２】
2019116710.tif 000006
【図３】
2019116710.tif 000007
【図４】
2019116710.tif 000008
【図５】
2019116710.tif 000009
【図６】
2019116710.tif 000010
【図７】
2019116710.tif 000011
【図８】
2019116710.tif 000012
【図９】
2019116710.tif 000013
【図１０】
2019116710.tif 000014
【国際調査報告】
2019116710.tif 000015
2019116710.tif 000016