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技術 電力管理装置および電力管理方法

出願人 積水化学工業株式会社
発明者 松崎純一上西章太梅岡尚森伸浩川上紗野花判谷弘嗣
出願日 2019年6月24日 (1年10ヶ月経過) 出願番号 2019-116171
公開日 2021年1月7日 (4ヶ月経過) 公開番号 2021-002956
状態 未査定
技術分野 交流の給配電 給配電網の遠方監視・制御
主要キーワード 上位制御システム 計量単位 ニュースリリース 気温予測値 電力負荷設備 産業施設 天候予測 設置方位
関連する未来課題
重要な関連分野

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図面 (13)

課題

基準値ベースライン)と実績値との誤差を小さくする。

解決手段

本発明の一態様は、電力需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部とを備える電力管理装置である。

概要

背景

バーチャルパワープラント(VPP)とは、需要家エネルギーリソース電力系統直接接続されている発電設備蓄電設備保有者もしくは第三者が、そのエネルギーリソースを制御することで、発電所と同等の機能を提供することであり、近年様々な検討が行われている(例えば特許文献1)。リソースの制御を行うにはまず、制御を行わない場合の需要家の受電点電力基準値ベースライン)が必要となる。これまではHigh4OF5手法といった過去5日間のうち需要が大きい4日間の平均値が用いられていたが(非特許文献1)、特に太陽光付き住宅のように需要が発電を下回る時間帯がある需要家では、平均に対し、天候の変化によるブレ幅が大きくなる場合があり、基準値として課題がある場合があった。

概要

基準値(ベースライン)と実績値との誤差を小さくする。本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部とを備える電力管理装置である。

目的

バーチャルパワープラント(VPP)とは、需要家側エネルギーリソース、電力系統に直接接続されている発電設備、蓄電設備の保有者もしくは第三者が、そのエネルギーリソースを制御することで、発電所と同等の機能を提供する

効果

実績

技術文献被引用数
0件
牽制数
0件

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請求項1

電力需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部とを備える電力管理装置

請求項2

前記消費平均値取得部は、所定のエリアごとに当該エリアに位置する各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得し、前記天候予測値取得部は、前記エリアごとに当日の天候予測値を取得し、前記発電予測値計算部は、前記天候予測値に基づき前記エリアごとに当日の各前記需要家施設の単位当たり発電予測値を計算し、前記ベースライン計算部は、前記エリアごとの前記単位当たり発電予測値に基づき、各前記エリアを複数のグループグループ分けし、各前記グループごとに前記ベースラインを計算する請求項1に記載の電力管理装置。

請求項3

前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する電力管理部をさらに備える請求項1または2に記載の電力管理装置。

請求項4

各前記需要家施設の少なくとも1つは蓄電設備を有し、前記電力管理部は、前記蓄電設備の充放電指令することで、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する請求項3に記載の電力管理装置。

請求項5

電力の需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設における電力の需要を管理する方法であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得するステップと、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得するステップと、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算するステップと、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算して所定の記憶部に記憶するステップとを含む電力管理方法

技術分野

0001

本発明は、電力管理装置および電力管理方法に関する。

背景技術

0002

バーチャルパワープラント(VPP)とは、需要家エネルギーリソース電力系統直接接続されている発電設備蓄電設備保有者もしくは第三者が、そのエネルギーリソースを制御することで、発電所と同等の機能を提供することであり、近年様々な検討が行われている(例えば特許文献1)。リソースの制御を行うにはまず、制御を行わない場合の需要家の受電点電力基準値ベースライン)が必要となる。これまではHigh4OF5手法といった過去5日間のうち需要が大きい4日間の平均値が用いられていたが(非特許文献1)、特に太陽光付き住宅のように需要が発電を下回る時間帯がある需要家では、平均に対し、天候の変化によるブレ幅が大きくなる場合があり、基準値として課題がある場合があった。

0003

特開2019−68512号公報

先行技術

0004

経済産業ホームお知らせニュースリリースネガワット取引に関するガイドライン」を改定しました〜スマート節電を行える環境整備を進めます〜』、[online]、平成28年9月1日、経済産業省、[令和1年6月20日検索]、インターネット〈URL:https://www.meti.go.jp/press/2016/09/20160901003/20160901003.html〉、〈URL:https://www.meti.go.jp/press/2016/09/20160901003/20160901003-1.pdf〉

発明が解決しようとする課題

0005

本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、基準値と実績値との誤差を小さくすることができる電力管理装置および電力管理方法を提供することを目的とする。

課題を解決するための手段

0006

上記課題を解決するため、本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部とを備える電力管理装置である。

0007

また、本発明の一態様は、前記消費平均値取得部は、所定のエリアごとに当該エリアに位置する各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得し、前記天候予測値取得部は、前記エリアごとに当日の天候予測値を取得し、前記発電予測値計算部は、前記天候予測値に基づき前記エリアごとに当日の各前記需要家施設の単位当たり発電予測値を計算し、前記ベースライン計算部は、前記エリアごとの前記単位当たり発電予測値に基づき、各前記エリアを複数のグループグループ分けし、各前記グループごとに前記ベースラインを計算する。

0008

また、本発明の一態様は、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する電力管理部をさらに備える。

0009

また、本発明の一態様は、各前記需要家施設の少なくとも1つは蓄電設備を有し、前記電力管理部は、前記蓄電設備の充放電指令することで、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する。

0010

また、本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設における電力の需要を管理する方法であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得するステップと、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得するステップと、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算するステップと、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算して所定の記憶部に記憶するステップとを含む電力管理方法である。

発明の効果

0011

本発明の各態様によれば、基準値(ベースライン)と実績値との誤差を小さくすることができる。

図面の簡単な説明

0012

本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。
図1に示す電力管理装置10と需要家施設20の構成例を示すブロック図である。
図2に示す制御装置12の動作例を示すフローチャートである。
図2に示す制御装置12の動作例を説明するための図である。
図2に示す制御装置12の動作例を説明するための図である。
図2に示す制御装置12の動作例を説明するための図である。
本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。
図2に示す制御装置12の他の動作例を示すフローチャートである。
図2に示す制御装置12の他の動作例を説明するための図である。
図2に示す制御装置12の他の動作例を説明するための図である。
図2に示す制御装置12の他の動作例を説明するための図である。
図2に示す制御装置12の他の動作例を説明するための図である。

実施例

0013

以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。なお、各図において同一または対応する構成には同一の符号を用いて説明を適宜省略する。図1は、本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。図1に示す電力管理システム1は、電力管理装置10と、1または複数の需要家施設20とを備える(図1では1つの需要家施設20のみを示す。)。1または複数の需要家施設20は、少なくとも一部が蓄電池21(蓄電設備)を有する。

0014

電力管理装置10は、複数の需要家(複数の需要家施設20)を束ねてDR(DemandResponse)、VPP(Virtual Power Plant)等による需要削減または需要増加(まとめて需要変化ともいう)を、例えば電気事業者等の親アグリゲータアグリゲーションコーディネータ)と取引する事業者(リソースアグリゲータ)が運用するサーバ等の1または複数のコンピュータである。すなわち、電力管理装置10は、DR、VPP等の電力の需要の変化に係る要請に応じて1または複数の需要家施設20における電力の需要を管理する装置である。

0015

図2は、図1に示す電力管理装置10と需要家施設20の構成例を示すブロック図である。図2に示す構成例において、需要家施設20は、通信部24、制御装置22、分電盤23、蓄電池21、発電設備25、電力負荷設備26および電力メータ28を備える。

0016

通信部24は、通信回線40を介して、電力管理装置10との間で所定の情報を送受信する。通信回線40は、通信回線43、インターネット等のネットワーク41、および通信回線42から構成されている。

0017

制御装置22は、需要家施設20における電気設備(発電設備25、蓄電池21、電力負荷設備26および通信部24等)を制御する。また、制御装置22は、電力メータ28にて測定される需要電力の情報を入力し、入力された需要電力の情報を各種制御に利用することができる。

0018

なお、本実施形態では、需要家施設20が備える蓄電池21、発電設備25および電力負荷設備26のうち、例えば制御装置22を介して電力管理装置10が管理可能なものを電力設備と呼ぶ。ここで、管理可能とは、電力管理装置10が出力した所定の指令に基づき消費電力発電電力充放電電力を制御可能であること、または、少なくとも消費電力、発電電力や充放電電力を示す情報を電力管理装置10が取得可能であることを意味する。なお、消費電力、発電電力や充放電電力を示す情報の取得は、1つの電力設備毎の取得であってもよいし、複数の電力設備毎の取得であってもよい。なお、本実施形態において、蓄電池21の充電電力放電電力は電力管理装置10によって制御される。また、発電設備25の一部または全部は、電力管理装置10によって発電電力が制御可能であってもよい。また、電力負荷設備26の一部または全部は、電力管理装置10によって消費電力が制御可能であってもよい。

0019

また、本実施形態では、電力設備の消費電力または充電電力を電力設備の入力電力と言い、電力設備の発電電力あるいは放電電力を電力設備の出力電力と言う。また、電力設備の電力の需要と発電とは、電力設備が、電力を消費すること、電力を充電すること、電力を発電すること、および、電力を放電することを含む。

0020

制御装置22は、電力管理装置10から受信した指示に従い、需要家施設20が備える電力設備の充放電電力、発電電力、消費電力等を制御したり、消費電力、発電電力や充放電電力を示す情報を収集したりする。その際、制御装置22は、電力管理装置10から受信した充放電指令に従い、蓄電池21の充放電電力を制御する。

0021

制御装置22は、例えば次のようにして、需要家施設20における電力関連の情報を収集する。制御装置22は、電力メータ28にて測定された需要電力の情報を収集することができる。また、制御装置22は、発電設備25が発電する電力、蓄電池21の残容量(蓄電量蓄積電力)や充放電電力、電力負荷設備26等による負荷電力(消費電力)等を収集することができる。制御装置22は、また、収集した発電電力、充放電電力、需要電力、発電電力等の情報を、例えば所定の時間間隔であるいは電力管理装置10からの要求に応じて、通信部24から電力管理装置10へ送信する。

0022

分電盤23は、電力メータ28経由で引込線71から供給された電力を、蓄電池21や電力負荷設備26等に配線27を介して分配して供給する。引込線71は、一般送配電事業者側の配電系統の構成要素である。また、分電盤23は、発電設備25等から出力された電力を逆潮流のために電力メータ28経由で引込線71に出力させることができる。

0023

蓄電池21は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する設備である。蓄電池21は、例えば二次電池インバータを備える。蓄電池21は電力の蓄積(充電)と蓄積された電力の出力(放電)を行う。インバータは、二次電池に充電するための電力を交流から直流に変換し、二次電池から放電により出力される電力を直流から交流に変換する。つまり、インバータは、二次電池が入出力する電力の双方向変換を行う。蓄電池21の充放電電力は制御装置22によって制御される。

0024

蓄電池21は、分電盤23を介して供給される商用電源の電力を入力して充電することができる。また、蓄電池21は、発電設備25により発電された電力を入力して充電することができる。また、蓄電池21は、蓄積された電力を電力負荷設備26の電源として供給することができる。また、蓄電池21は、蓄積された電力を分電盤23から電力メータ28を経由して引込線71に出力することで逆潮流させることができる。

0025

発電設備25は、例えば太陽光を受けて発電を行う設備である。発電設備25は、例えば太陽電池PCS(Power Conditioning System)を備える。発電設備25は、太陽光を受けて発電し、発電により得られた電力をPCSにより交流に変換して出力する。

0026

発電設備25にて発電された電力は、電力負荷設備26の電源として供給することができる。また、発電設備25にて発電された電力は、蓄電池21に充電することができる。また、発電設備25にて発電された電力は、分電盤23から電力メータ28を経由して引込線71に出力することで逆潮流させることができる。なお、発電設備25と蓄電池21は、電力変換回路等の構成を一体化したものであってもよい。

0027

電力負荷設備26は、需要家施設20において自己の動作のために電力を消費する1または複数の所定の機器や設備等を一括して示したものである。なお、各需要家施設20が備える負荷としての機器や設備等の種類および数等はそれぞれ異なっていても構わない。電力負荷設備26は、分電盤23から供給される商用電源を入力して動作することができる。また、電力負荷設備26は、発電設備25により発電された電力を入力して動作することができる。また、電力負荷設備26は、蓄電池21から出力された電力を入力して動作することができる。また、電力負荷設備26は、貯湯式給湯器蓄熱型空調機衣類乾燥機食器乾燥機、蓄電池(充電対象としての負荷)等、制御装置22等によって消費電力をコントロールできる負荷を含んでいてもよい。

0028

電力メータ28は、需要電力(順潮流電力と逆潮流電力)を測定する。需要家施設20において、引込線71から分電盤23に供給される電力が需要電力(順潮流電力)である。一方、蓄電池21や発電設備25から出力され、分電盤23から電力メータ28を経由して引込線71に供給される電力が需要電力(逆潮流電力)である。電力メータ28は、例えばスマートメータであり、ネットワーク41等を経由して、所定の計量単位毎(例えば30分毎)に測定した需要電力(および各電力量)の情報を電力管理装置10や上位制御システム50に送信する。

0029

なお、需要家施設20には、蓄電池21と発電設備25のいずれか一方を備えるものがあってよい。また、需要家施設20には、蓄電池21と発電設備25のいずれも備えないものがあってよい。また、発電設備25は、太陽電池を用いるものに限らず、風力発電地熱発電等、他の再生可能エネルギを利用して発電を行う発電装置あるいはそれらの組み合わせであってもよい。

0030

また、需要家施設20が備える蓄電池21や発電設備25は、商用電源と系統連系されている。これにより、蓄電池21または発電設備25を備える需要家施設20は、発電設備25が発電して出力する電力または蓄電池21が放電により出力する電力を商用電源の電力系統(配電網)に逆潮流させて、電力系統を通して売電することができる。

0031

一方、電力管理装置10は、通信部11、制御装置12、および記憶部13を備える。制御装置12は、例えば、CPU(中央処理装置)、主記憶装置補助記憶装置入出力装置等のハードウェアと、CPUが実行する所定のプログラムとの組み合わせから構成することができる。制御装置12は、ハードウェアとプログラム等のソフトウエアの組み合わせから構成される機能的構成要素として、電力管理部121、消費平均値取得部122、天候予測値取得部123、発電予測値計算部124、およびベースライン計算部125を備える。

0032

本実施形態において、電力管理装置10は、例えば計画値同時同量制度に対応させて、各需要家施設20および需要家施設30における電力の需要と発電を管理する。つまり、電力管理装置10の運用者は、各需要家施設20および需要家施設30全体として、需要計画発電計画を所定の計量単位時間(例えば、30分)ごとに策定し、策定された需要計画と発電計画を一般送配電事業者に提出する。そのうえで、各需要家施設20および需要家施設30全体における需要と発電の実績が需要計画と発電計画に対して過不足インバランス)を生じた場合には、電気事業者と一般送配電事業者との間でインバランスに対応する精算(インバランス精算)が行われる。

0033

なお、本実施形態では、複数の需要家施設20および需要家施設30が有する複数の電力設備の電力の需要と発電の予測値の計量単位時間における平均値を、複数の電力設備の電力の需要と発電に係る基準値と呼ぶ。また、本実施形態においてこの基準値は、例えば、計画値同時同量制度におけるベースラインに対応する。ベースラインは、DRの要請がなかった場合に想定される電力消費量であり、計画値同時同量制度のもとでは、発電計画と需要計画から求めることができる。あるいは、本実施形態において基準値は、発電電力の実績値と需要計画の実績値を基準として予測した値であってもよい。

0034

また、電力管理装置10は、電力会社等(アグリゲーションコーディネータ)が運用する上位制御システム50(サーバ等のコンピュータ)から通信回線60を介して受信した電力調整の要請(電力調整の依頼)や例えば予め自システムで定めた条件に基づき、基準値(ベースライン)を基準として所定の調整時間帯(調整時間)に複数の需要家施設20における複数の電力設備の電力の需要と発電を所定量変化させる。

0035

なお、本実施形態において、電力調整の要請は、電力管理装置10が管理する複数の需要家施設20全体としての需要削減の要請と需要増加の要請を含む。また、需要削減の要請は、潮流電力の削減の要請と、逆潮流電力の増加の要請を含む。また、電力調整の要請は、蓄電池21における充放電電力、放電電力や充電電力の変化を直接指示する内容を含んでいてもよい。

0036

なお、電力管理システム1は、例えばTEMS(Town Energy Management System)やCEMS(Community Energy Management System)等の電力管理システムに含まれる形態で(例えば一つの機能として)構成することができる。また、電力管理装置10は、TEMSやCEMS等の電力管理システムにおける管理装置管理サーバ)に含まれる形態で(例えば一つの機能として)構成することができる。ここで、TEMSやCEMSは、例えば、所定の地域範囲における住宅、商業施設産業施設等の複数の需要家施設20における電力を一括して管理するシステムである。この場合、電力管理装置10は、複数の需要家施設20が有する複数の蓄電池21の充放電電力の管理(予測や制御)のほか、例えば、発電設備の発電電力の管理(予測や制御)、負荷設備の消費電力の管理(予測や制御)を行う装置として構成することができる。また、電力管理装置10が管理する需要家施設には、蓄電池を有していない需要家施設が含まれていてもよい。なお、本実施形態において、所定の地域範囲は、1つの地域範囲によって形成されていてもよいし、地理的に離散している複数の地域範囲によって形成されていてもよい。

0037

本実施形態において、発電計画は、配電網に逆潮流させる電力についての各需要家施設20全体としての計画値や、需要家施設20の個別の計画値があり得る。また、需要計画は、配電網から順潮流で購入する電力についての各需要家施設20全体としての計画値や、需要家施設20の個別の計画値があり得る。

0038

本実施形態が対応する計画値同時同量制度のもとでは、需要計画について実績が計画通りに達成されることが求められる。つまり、本実施形態が対応する計画値同時同量制度では、各需要家施設20全体から逆潮流される電力の実績と各需要家施設20全体として順潮流を受ける電力の実績が需要計画に対して過不足のないことが求められる。需要計画は、需要予測(消費予測と発電予測)に基づく計画である。なお、本実施形態において、発電電力とは発電設備25が発電した電力と蓄電池21が放電した電力を含む。

0039

図2において、電力管理装置10は、各需要家施設20全体における電力設備を対象として電力制御を実行する。ここで、電力制御とは、需要計画、発電計画および電力調整計画の策定と、各計画に基づく目標値に対する実績値の管理を意味する。電力管理装置10は、通信回線40を介して需要家施設20の各々と相互に通信が可能なように接続されている。これにより、電力管理装置10は、需要家施設20が備える電力設備の運転を制御することができる。また、電力管理装置10は、通信回線60を介して、上位制御システム50と相互に通信が可能なように接続されている。また、電力管理装置10は、通信回線40を介して、サーバ70から天候予測値を表す情報を取得することができるように接続されている。天候予測値は、所定のエリアごと(あるいはメッシュごと)の将来の一定期間の気象情報天気晴れ、雨、曇り等)、日射量、気温湿度)の予測値を含む。また、電力管理装置10は、サーバ70から過去の一定期間の気象情報を取得することができる。

0040

通信部11は、通信回線40経由で需要家施設20内の制御装置22やサーバ70と通信を行う。また、通信部11は、通信回線60経由で上位制御システム50と通信を行う。なお、通信回線60も、通信回線40と同様、インターネット等のネットワーク41を介して構成されるものであってもよい。

0041

記憶部13は、電力制御にあたって制御装置12が利用する情報を記憶する。本実施形態の記憶部13は、発電計画情報131、需要計画情報132、および需要家施設基本情報133を記憶する。また、記憶部13は、需要実績情報134、発電実績情報135、ベースライン136およびテンプレート137を記憶する。また、記憶部13は、発電計画情報131、需要計画情報132、需要家施設基本情報133等に基づいて算出された所定の値を記憶する。

0042

発電計画情報131は、策定された発電計画による発電電力を示す情報である。発電計画情報131は、例えば、発電時における各需要家施設20が備える各電力設備の電力の需要と発電の予測値、各電力設備の電力の需要と発電に係る調整可能量(基準値を基準に増加減可能であると予想される電力量)、各蓄電池21の蓄電量等の情報を含む。需要計画情報132は、策定された需要計画による需要電力を示す情報である。需要計画情報132は、需要時における各需要家施設20が備える各電力設備の電力の需要と発電の予測値、各電力設備の電力の需要と発電に係る調整可能量(基準値を基準に増加減可能であると予想される電力量)、各蓄電池21の蓄電量等の情報を含む。需要家施設基本情報133は、各需要家施設20についての基本的な情報を含む。例えば、1つの需要家施設20に対応する需要家施設基本情報には、当該需要家施設20を一意に示す需要家施設ID(識別符号)、経度および緯度住所等の設置位置を示す情報、天候予測天気予報)の複数のエリアのどこに含まれているのかを示す情報、需要家施設20の契約電力の値、発電設備25の定格出力の値や設置方向、蓄電池21の定格電力(定格出力)の値(定格充放電電力の値、定格放電電力の値や定格充電電力の値)および容量、当該需要家施設20が備える電力負荷設備26に関する情報、当該需要家施設20が備える通信部24や制御装置22のアドレス等の情報が含まれる。

0043

需要実績情報134は、各需要家施設20における需要電力(消費電力と発電電力)の実績値(計測値)を示す情報であり、過去数年分あるいは一年分の所定時間ごとの需要電力の計測値を含む。なお、本実施形態において、需要電力は、買電(順潮流)電力と売電(逆潮流)電力を含み、買電の場合が正の値、売電の場合が負の値で表される。

0044

発電実績情報135、各需要家施設20における発電電力(発電設備25の発電電力)の計測値を示す情報であり、過去数年分あるいは一年分の所定時間ごとの発電電力の計測値を含む。

0045

ベースライン136は、ベースライン計算部125が計算した需要家施設20ごとのベースラインや複数の需要家施設20からなる需要家グループ毎のベースラインを表す情報を含む。

0046

テンプレート137は、発電予測値のパターンを表す情報を含む。発電予測値のパターンは、例えば1日の所定時間ごとの発電電力の予測値を表し、例えば、(晴れ、雨、曇り)×(中間期)の9通りの場合の発電電力の予測値のパターンを含む。この場合、テンプレート137は、天気の分類と、季節の分類とで分類された複数のパターンを含んでいる。

0047

電力管理部121は、記憶部13が記憶している発電計画情報131および需要計画情報132と、各需要家施設20における電力の需要と発電の実績値(実測値)に基づき、各需要家施設20における電力設備を制御する。また、電力管理部121は、アグリゲーションコーディネータである電力会社等が運用する上位制御システム50からの所定の要請時間における電力調整の要請を通信部11を介して受信する。所定の要請時間は、電力調整すなわち需要削減または需要増加が要請される時間であり、例えば、開始時刻終了時刻または開始時刻と継続時間で定義される。電力調整の要請は、DRによる要請に対応し、電力調整の要請時間と、需要削減または需要増加が要請される電力の値、電力量の値等を示す情報を含む。なお、制御装置12は、電力調整計画において、要請時間を調整時間(調整時間帯)として扱う。電力管理部121は、ベースライン136を基準として電力の需要の変化に係る要請に応じて各需要家施設20における電力の需要を管理する。

0048

また、電力管理部121は、調整時間より短い所定の制御時間単位毎に、発電計画と需要計画と電力調整計画に基づき各需要家施設20へ充放電指令を送信し、各蓄電池21における充放電電力の制御を各需要家施設20に対して指示する。ここで、充放電指令は、例えば、対象の制御時間単位を指示する情報と、当該制御時間単位における平均の放電電力の目標値または平均の充電電力の目標値を示す情報あるいは当該制御時間単位における放電電力量の目標値または充電電力量の目標値を示す情報等を含む。

0049

消費平均値取得部122は、各需要家施設20の過去の消費電力の平均値である消費平均値を取得する。天候予測値取得部123は、各需要家施設20の位置に対応する当日の天候予測値を取得する。発電予測値計算部124は、天候予測値に基づき当日の各需要家施設20の発電電力得の予測値である発電予測値を計算する。ベースライン計算部125は、消費平均値と発電予測値に基づき電力の需要の変化に係る基準となる値(基準値)であるベースラインを計算して、計算した結果を記憶部13に記憶する。

0050

なお、消費平均値取得部122は、所定のエリアごとに当該エリアに位置する各需要家施設20の過去の消費平均値を取得することができる。また、天候予測値取得部123は、エリアごとに当日の天候予測値を取得することができる。また、発電予測値計算部124は、天候予測値に基づきエリアごとに当日の各需要家施設20の単位当たり発電予測値を計算することができる。また、ベースライン計算部125は、エリアごとの単位当たり発電予測値に基づき、各エリアを複数のグループにグループ分けし、グループごとにベースラインを計算することができる。

0051

本実施形態の電力管理装置10は、需要家施設20ごとに電力管理を行う場合(単体構成の場合)と複数の需要家施設20からなるグループごとに電力管理を行う場合(群構成の場合)に対応する。また、本実施形態は、ベースラインの生成の仕方に一つの特徴を有する。そこで、以下、単体構成の場合と群構成の場合に分けて本実施形態におけるベースラインの生成の仕方について詳細に説明する。

0052

(単体構成の場合)
単体構成の場合について、図3図6を参照して説明する。図3は、図2に示す制御装置12の動作例(ベースライン計算例)を示すフローチャートである。図4図6は、図2に示す制御装置12の動作例を説明するための図である。図4は、本実施形態による単体構成の場合のベースラインの計算例を示す。図5は、ベースラインと実績値の比較結果(当日が晴れの場合)を示す。図6は、ベースラインと実績値の比較結果(当日が曇りの場合)を示す

0053

図3に示す処理は、需要家施設20ごとに実行される。電力管理装置10では、まず、消費平均値取得部122が、記憶部13より消費平均値を入手する(ステップS11)。ステップS11において、消費平均値取得部122は、例えば、需要実績情報134と発電実績情報135を参照し、需要実績情報134と発電実績情報135の差分から消費電力を求め、次のような計算手法で消費平均値を入手する。消費平均値取得部122は、過去5日間の同一時刻の平均値を消費平均値とする。あるいは、消費平均値取得部122は、過去5日間の同一時刻のうち4番目までに需要の多いものの平均値を消費平均値とする。あるいは、消費平均値取得部122は、過去4週間の同一曜日の同一時刻の平均値を消費平均値とする。

0054

次に、天候予測値取得部123が、サーバ70から当日の天候予測値を入手する(ステップS12)。

0055

次に、発電予測値計算部124が、ステップS12で入手された天候予測値に基づき当日の発電予測値を計算する(ステップS13)。ステップS13において、発電予測値計算部124は次にようにして天候予測値からの発電予測値を計算する。
(1)例えば、一般的に使われるメジャーで精度の高い公知の発電予測を使用して、発電予測値計算部124は、日射予測値、気温予測値、設置緯度経度設置方位傾斜角、容量から、発電量予測をする。(2)あるいは、発電予測値計算部124は、テンプレート137として記憶部13に記憶されている(晴れ、雨、曇り)×(中間期、夏、冬)のそれぞれの場合の1日の発電テンプレートを用いて、天気予報に応じて発電予測値を決定する。

0056

次に、ベースライン計算部125が、ステップS11で取得された消費平均値と、ステップS13で取得された発電予測値から、ベースラインを計算する(ステップS14)。
ステップS14においてベースライン計算部125は、消費平均値と発電予測値から例えば次のようにしてベースラインを計算する。すなわち、ベースライン計算部125は、30分コマごとに次式を計算する。

0057

ベースライン=max(消費平均値−発電予測値,0)−max(発電予測値−消費平均値,0)

0058

ここで、max(消費平均値−発電予測値,0)は買電電力に対応し、max(発電予測値−消費平均値,0)は売電電力に対応する。また、max(a,b)は、aとbで大きい値をとる関数である。

0059

図4は、ある需要家施設20を対象としたシミュレーションにおいてベースライン(図4では基準値として示す)を算出した例を示す。前日〜5日前は、30分ごとの需要電力の実績値である。基準値(参考値)は、30分ごとに前日〜5日前までのうちで値の大きい4個の値を平均した値である。実績値(晴れ)は、当日が晴れであった場合の30分ごとの需要電力の実績値である。実績値(曇り)は、当日が曇りであった場合の30分ごとの需要電力の実績値である。基準値(晴れ)は、当日が晴れの予測である場合に発電予測を加味した30分ごとの需要電力の基準値(ベースライン)である。基準値(曇り)は、当日が曇りの予測である場合に発電予測を加味した30分ごとの需要電力の基準値(ベースライン)である。

0060

図5は、当日が晴れである場合の実績値(図4の「実績値(晴れ)」)と、本実施形態によるベースライン(図4の「基準値(晴れ)」)と、天候による発電予測を加味しない場合のベースライン(図4の「基準値(参考値)」)を示す。図6は、当日が曇りである場合の実績値(図4の「実績値(曇り)」)と、本実施形態によるベースライン(図4の「基準値(曇り)」)と、天候による発電予測を加味しない場合のベースライン(図4の「基準値(参考値)」)を示す。図5(晴れ)と図6(曇り)の両方で、本実施形態によるベースラインと実績値の誤差は、天候による発電予測を加味しない場合のベースラインと実績値の誤差より小さい。日平均誤差率は、図5に示す晴れの場合、本実施形態が−1%に対し、天候による発電予測を加味しない場合は14%である。また、日平均誤差率は、図6に示す曇りの場合、本実施形態が4%に対し、天候による発電予測を加味しない場合は−81%である。

0061

(群構成の場合)
次に、図7図12を参照して、本実施形態の電力管理装置10において、複数の需要家施設20からなるグループごとに電力管理を行う場合について説明する。図7は、本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。図8は、図2に示す制御装置12の他の動作例を示すフローチャートである。図9図10は、図2に示す制御装置12の他の動作例を説明するための図である。

0062

群構成の場合、電力管理装置10は、図7に示すように、複数の需要家施設20を複数のグループにグループ分けして、グループ単位でベースラインを決定し、電力調整の要請(DR等)に応じて各需要家施設20の電力管理をグループ単位で実行する。

0063

図8は、本実施形態による群構成の場合のベースラインの計算例を示す。電力管理装置10では、まず、消費平均値取得部122が、記憶部13よりエリアごとの需要家施設20の消費平均値を入手する(ステップS21)。ここでエリアは、例えば、図9に示すように、天候予測が行われる一定の範囲に対応し、地図上で区分された一定の領域である。ステップS21において、消費平均値取得部122は、例えば、需要実績情報134と発電実績情報135と需要家施設基本情報133を参照し、需要実績情報134と発電実績情報135の差分から消費電力を求め、上述したステップS11と同様な計算手法で消費平均値をエリアごとに(エリア全体の平均値を)入手する。

0064

次に、天候予測値取得部123が、サーバ70から当日のエリアごとの天候予測値を入手する(ステップS22)。

0065

次に、発電予測値計算部124が、ステップS22で入手された天候予測値に基づき当日のエリアごと単位当たり発電予測値を、上述したステップS12と同様な計算手法で計算する(ステップS23)ここで、単位当たり発電予測値は、1つの需要家施設20当たりの発電予測値であり、同一のエリアで1つの値をとる。

0066

次に、ベースライン計算部125は、エリアごとの単位当たり発電予測値に基づき、各エリアを複数のグループに分ける(ステップS24)。ステップS24において、ベースライン計算部125は、例えば、単位当たり発電予測値が〇〇以上の各エリアをグループ1に、単位当たり発電予測値が〇〇以上〇〇未満の各エリアをグループ2に、そして、単位当たり発電予測値が〇〇以下の各エリアをグループ3に、グルーピングする。

0067

そして、ベースライン計算部125は、グループごとの消費平均値と単位当たり発電予測値からグループごとのベースラインを計算する(ステップS25)。

0068

図10は、晴れ予報エリアの需要家施設20が属するグループの発電予測値と消費予測値とベースラインの例を示す。図11は、曇り予報エリアの需要家施設20が属するグループの発電予測値と消費予測値とベースラインの例を示す。また、図12は、16個の需要家施設20に対するある時間断面におけるベースラインの算出例を示す。図12の上側の図表は、需要家施設20の番号と地域と天気予報とベースライン用グループと消費予測と発電予測と買電予測と売電予測と(買電−売電)とベースラインとを対応づけて示す。ベースラインの値は、グループごとに同一の値である。

0069

以上のように、上記実施形態によれば、基準値と実績値の誤差が小さくなり、基準値からの制御が安定的に行うことができ、その制御に対するインセンティブも公平に与えることができるようになる。

0070

また、又広範囲にわたる需要家施設を制御する場合、地域により天候状況が異なり、一つの基準値では対応できず、かと言って個々の需要家施設に対して基準値を設定すると計算負荷が膨大になる場合があるという課題があるが、天候予測によりグルーピングを行い、グループごとに基準値を決定することで、計算量の増加を抑えることができる。

0071

以上、この発明の実施形態について図面を参照して説明してきたが、具体的な構成は上記実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。

0072

1:電力管理システム、10:電力管理装置、20:需要家施設、21:蓄電池、12:制御装置、121:電力管理部、122:消費平均値取得部、123:天候予測値取得部、124:発電予測値計算部、125:ベースライン計算部

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