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JP2014039353A - 充放電指示装置、プログラム - Google Patents

充放電指示装置、プログラム Download PDF

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Abstract

【課題】蓄電池システムをグループ化して複数の蓄電池群ごとに制御する仕組みを作る際に、通信効率を向上させるグルーピング手法を実現できる充放電指示装置を提供すること。
【解決手段】
一実施形態にかかる充放電指示装置は、複数の蓄電池システム各々が備える電池の電気的特徴を示す固有情報と前記蓄電池システムが設置されている位置を示すロケーション情報を取得する取得部と、前記固有情報及び前記ロケーション情報に基づいて、前記蓄電池システムの中から、一部分の前記蓄電池システムをグループとして選択するグループ選択部と、前記グループの前記蓄電池システムに対して、充放電制御指示を出す管理部とを備える。
【選択図】図6

Description

本発明の実施形態は、充放電指示装置及びプログラムに関する。
近年、電力系統網（発電所、自然エネルギー発電所、蓄電池システム、EMS(Energy Management System)））や需要家側システム（スマートメータ、蓄電池システム、需要家側EMS（例えば、HEMS（Home Energy Management System））を含むシステムにおいて、電力網や通信網を用いて、電力量の管理及び制御を行う仕組みであるスマートグリッドシステムが構築されている。
スマートグリッドシステムにおいて、蓄電池システムは、出力変動が大きい自然エネルギーを電力網に組み込んだ場合にも安定的に電力を提供し、停電事故を防ぐために大きな役割を果たす。
従来、蓄電池システムを制御する制御主体（例えばEMS）は、蓄電池システム１つ１つ個別制御していた。
しかしながら、スマートグリッドシステムの大規模化に伴い、蓄電池システムの数が増加する。この場合に、EMSが、蓄電池システム１つ１つに対して個別に制御を行う場合、EMSと蓄電池システムとの間で送受信する情報量が膨大になり、通信効率が低下する。
通信効率の低下を防ぐために、EMSが、複数の蓄電池システムをグループ化し、グループ化された蓄電池システム単位で制御する仕組みが検討されている。
米国特許第6639383号
本発明の一側面は、蓄電池システムをグループ化して、グループ化された複数の蓄電池システム単位で制御する仕組みを作る際に、通信効率を向上させるような、蓄電池システムのグループ化を実現する。
本発明の一観点にかかる充放電指示装置は、複数の蓄電池システム各々が備える電池の電気的特徴を示す固有情報と前記蓄電池システムが設置されている位置を示すロケーション情報を取得する取得部と、前記固有情報及び前記ロケーション情報に基づいて、前記蓄電池システムの中から、一部分の前記蓄電池システムをグループとして選択するグループ選択部と、前記グループの前記蓄電池システムに対して、充放電制御指示を出す管理部とを備える。
第1の実施形態にかかる全体システムの構成を示すブロック図。 第1の実施形態に係る蓄電池システム210及びEVシステム240の構成を示すブロック図。 系統側蓄電池ネットワークの構成例を示す図。 需要家側蓄電池ネットワークの構成例を示す図。 第1の実施形態にかかる複数の蓄電池システムの論理的なグルーピング構築図。 第1の実施形態にかかる充放電指示装置600の構成を示すブロック図。 図６の蓄電池情報記憶部603が記憶する情報の例を示す図。 第1の実施形態に係る蓄電池システムとロケーション情報との関係を説明する図。 ３つ以上の配電網が存在する場合の配置例を示す図。 充放電グループ選択部602が、複数の蓄電池システムをグループ化して管理する例を示す図。 充放電を指示するメッセージの例を示す図。 第1の実施形態に係る蓄電池システムと充放電を指示するメッセージの関係を説明するための図。 図６の蓄電池情報記憶部603が記憶する情報の例を示す図。 充放電指示装置600の短周期制御時における動作シーケンス図。 充放電指示装置600の日間運用制御時における動作シーケンス図。 充放電指示装置600（中継装置）のグルーピングに利用可能な情報を示す図。 充放電指示装置600（中継装置）による蓄電池システムのグルーピングの一例を示す図。 固有条件とロケーション条件の一例を示す図。 充放電指示装置600のグルーピングに関するフローチャート。 充放電指示装置600のグループ化に関するシーケンス図。 第1の実施形態にかかる充放電判定装置1600の構成を示すブロック図。 図1６の蓄電池情報記憶部1603が記憶する情報の例を示す図。 充放電電力情報を示す図。 充放電指示装置600と充放電判定装置1600間で送受信する通信メッセージを示す図。
以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。尚、各図において同一箇所については同一の符号を付すとともに、重複した説明は省略する。
（第1の実施形態）
図１は、第1の実施形態にかかる充放電指示装置を備える全体システムを示す図である。
第1の実施形態では、例えば、EMS (Energy Management System)111が備える充放電指示装置が、複数の蓄電池システムの蓄電池の電気的特徴を示す複数の固有情報と複数の蓄電池システムが設置されている位置を示す複数のロケーション情報とに基づいて、複数の蓄電池システムから一部分の蓄電池システムをグループとして選択し、グループの蓄電池システムに対して、充放電制御を行う。
以下では、まず、本実施形態にかかる充放電指示装置を含む全体システムの構成を説明する。
第1の実施形態にかかる全体システムにおいて、電力系統網上には、発電所(給電指令所)101と、EMS (Energy Management System) 111と、自然エネルギー発電所112と、蓄電池システム113と、がある。また、需要家側には、スマートメータ121と、需要家側EMS122と、需要家側電力システム123とがある。需要家側電力システム123は、自然エネルギー発電所1231と、蓄電池システム1232と、EV(Electric Vehicle)システム1233とを備える。
発電所(給電指令所)101は、火力や原子力等の動力によって大容量の電力を生成し、電力を、送配電網を介して家庭やビル、工場等の需要家120側に供給する。本実施形態では発電所101から需要家120に至る送配電網を総称して電力系統網と称する。
自然エネルギー発電所112は、風力や太陽光といった自然界に存在するエネルギーを元に電力を生成、送配電網を介して需要家120側に電力を供給する。自然エネルギー発電所112を電力系統網に設置することで、発電所101の負担を減らして効率的に運用させることが出来る。
蓄電池システム113は、発電所101や自然エネルギー発電所112が生成した余剰電力を充電する。また、充電した電力を放電する。蓄電池システム113は、電力事業者の系統側の用途として一般的に、系統の周波数や電圧などの電気の品質を維持するために、瞬間的な負荷変動に応じて秒単位で出力調整を行い、系統を安定させるアンシラリーサービス(短周期制御)と呼ばれる機能実現のために活用される。また、蓄電池システム113は、家庭やビル等の需要家側の用途として、単価の安い夜間電力を貯蔵することで、昼間の電力利用が集中する時間帯の融通を行うピークシフト(日間運用)と呼ばれる機能実現のために活用される。
EMS111は、発電所101及び自然エネルギー発電所112の供給電力と、需要家側で消費する負荷電力を含めた電力システム全体の安定化を、電力網及び通信網双方を活用して制御する。実施形態にかかる充放電指示装置の機能は、EMS111が備える。充放電指示装置の構成の詳細は後述する。
スマートメータ121は、需要家120構内で消費された電力量を計測し、計測した電力量を定期的に電力事業者の管理サーバに通知する。一般に当該管理サーバはMDMS(Metering Data Management System)と呼ばれるが、図1中では図示を省略している。前述のEMS111はMDMSと連携し、需要家120側の負荷電力の総量を算出する。
需要家120の構内に設置された蓄電池システム1232は、電力事業者の系統網から供給された電力、あるいは需要家120構内の自然エネルギー発電所1231が生成した電力を貯蔵する。
EVシステム1233は、後述する充電器250を介してEVシステム1233内の電池に電力を貯蔵する。
需要家側EMS122は、需要家120内の電力消費量を調整制御する。需要家が家庭である場合、HEMSが家庭内の電力消費量を調整、制御する。需要家がビルである場合、BEMSがビルや工場内の電力消費量を調整、制御する。需要家が工場である場合、FEMS(Factory Management System)が構内の電力消費量を調整制御する。
以上が、全体システムの構成の説明である。
次に、図１の蓄電池システム113及び蓄電池システム1232とEVシステム1233の説明をする。
図2は、第1の実施形態に係る蓄電池システム210及びEVシステム240の構成を示す図である。
図2(a)の蓄電池システム210は、図１の蓄電池システム113及び蓄電池システム1232に対応する。
図2(ｂ)のEVシステム240は、図1のEVシステム1233に対応する。
蓄電池システム210は定置型用途を主に想定し、EVシステム240は車載用途を主に想定している。
図2の蓄電池システム210及びEVシステム240は、電池(BMU)を備える構成としたが、電池の代わりに、風力や太陽光発電等の自然エネルギー発電装置を用いても良い。
蓄電池システム210は、電池(BMU: Battery Management Unit)211及び制御部212(電力変換部)を備える。
電池211(BMU)は、複数の電池セルに加え、電池パック内部の状態を管理する内部プロセッサを備える。電池211は、制御部212からの指示に基づいて電力の充放電を行う。また、電池(BMU)210は制御部212に対して、電池の定格電圧や充放電時の最大電流値、充電率(SOC: State Of Charge)、寿命率(SOH: State Of Health)を通知する。
制御部212は、電力変換部の機能も備え、インバータやコンバータ、PCS(Power Conditioning System)とも呼ばれる。制御部212は、電力変換部の機能として、電力の入出力の決定や電圧量の決定を行う。また、直流交流変換や電圧変動抑制を行う。
制御部212は、更に、通信機能を備える。制御部212は、電力系統網に設置されたEMS230と通信する。（EMS230は、図１では、EMS111に対応する。）制御部212は、電池211のSOCやSOH等の情報をEMS230に通知する。一般に電池は自然放電する特徴を備えるため、EMS230は、蓄電池システム210から、通信網を介して、電池211のSOCやSOH等の情報を収集することで、時々刻々と変化する状態を適切に監視した上で、充放電制御の指示を行うことが出来る。
尚、本実施形態では、制御部210を介した電力の入出力全般を、充放電制御として取り扱う。つまり、入出力される電力は、蓄電池(BMU)211の電力のみならず、風力や太陽光発電等の自然エネルギー、電力系統網との間でやり取りする電力も対象範囲とする。電力変換装置の集合で構築された電力システムでは、電力変換装置が入出力量をスイッチする。尚、制御部212は、蓄電池システム210外部に接続したプロセッサ上で実現してもよい。
電池211(BMU)と制御部212(電力変換装置)とは、CAN(Controller Area Network)により接続されている。電池211(BMU)と制御部212との間の充放電制御及び情報通知は、CANを用いて実現される。尚、CANの代わりに、イーサネット(登録商標)等の有線通信媒体、無線LAN(Local Area Network)等の無線通信媒体、又は、製品を販売するベンダが独自定義した電気信号線を用いて実現してもよい。
EVシステム240は、蓄電池システム210と類似した構成であるが、蓄電池システム210の制御部212の一部機能を、EVシステム210の外部の充電器250に移行した点が、異なる。つまり、ＥＶシステム240は、充電器250に接続されることにより、蓄電池システム210に対応する蓄電池システム210ａを構成する。
EVシステム240の制御部242は、電池(BMU)241と充電器250(電力変換部)との間の充電制御及び情報通知の中継を行う。図2(ｂ)の構成では、電力変換部が2箇所に存在するが（制御部242及び充電器250）、例えば、電力系統網と接続する側の電力変換部（充電器250）が直流/交流変換を行い、内部の蓄電池(BMU)あるいは自然エネルギー装置と接続する側の電力変換部（制御部242）が、直流/直流変換を実施するよう区別して配置することが考えられる。尚、EVシステム240の制御部242を、蓄電池システム210の制御部212と同様の機能を備えることとしても良い。また、電池(BMU)に対する充放電に係わるアルゴリズム処理は、制御部242に集約する形態、充電器250に集約する形態、需要家側EMSに集約する形態、電力系統網のEMSに集約する形態等複数存在する。
尚、本実施形態では、蓄電池システムと蓄電池システムを制御する制御主体が複数対複数の場合を想定している。以下では、図3及び図4を用いて、図１の系統側蓄電池ネットワークと需要家側ネットワーク各々の場合に、蓄電池システムと制御主体とが複数対複数となる場合の例を説明する。
図3は、図１で示す系統側蓄電池ネットワークにおいて、蓄電池システムと制御主体であるEMSとが複数対複数となる場合の例を示している。
前述のように、電力系統網側では、瞬間的な負荷変動に対応するために、蓄電池システムがアンシラリーサービスと呼ばれる機能を持つ。アンシラリーサービスの機能を実現するため、蓄電池システムは、発電所に匹敵する大規模の蓄電容量を確保する必要がある。大規模の蓄電容量確保のため、例えば、図3に示すように、複数の蓄電池システム｛蓄電池システム1(311)及び蓄電池システム2(313)｝を相互に接続して利用する形態を想定できる（尚、図３の蓄電池システム311及び313は、図１では蓄電池システム113又は蓄電池システム1232に対応する。）。
一方、蓄電池システムを制御する制御主体であるEMSは、EMSが制御する制御客体である蓄電池システムなどが複数の地域に跨っている場合、例えば、地域ごとに複数のEMS｛EMS１(312）、EMS2(314))｝を用意することが望ましい。（尚、図１のシステムにおいて、EMS１(312）及びEMS2(314)は、EMS111に対応する。）
以上のように、電力系統側の蓄電池システムにおいて、大規模なシステムを構築する場合には、図3に示すように、複数の蓄電池システム(311,313)と複数のEMS(312,314)が相互に接続してシステムを構成する形態が想定される。この場合、蓄電池システム(311,313)の制御主体は複数存在するため、複数の蓄電池システムをグループ化し、グループに属する蓄電池システム単位で制御することが通信効率を考慮すると好ましい。
図4は、図１で示す系統側蓄電池ネットワークにおいて、蓄電池システムと制御主体であるEMSとが複数対複数となる場合の例を示している。具体的には、EMS411（図１のEMS111に対応。）及び需要家側EMS411（図１の需要家側EMS122に対応。）が、各々蓄電池システム4131（図１の蓄電池システム113に対応。）及びEVシステム4131（図１のEVシステム1223に対応。）を制御する場合を説明する。尚、前述したように、EVシステム4131は、充電器250に接続されることにより、蓄電池システムと同等の機能を備えるため、充電器250に接続したEVシステム4131を蓄電池システム4131aと称する。
前述のように、需要家側では、単価の安い夜間電力を貯蔵することで昼間の電力利用が集中する時間帯の融通を行うために、蓄電池システムがピークシフトと呼ばれる機能を持つことが一般的である。これに加えて、需要家側に一定のインセンティブを与える条件の下、電力事業者が需要家側に設置された蓄電池システムの充放電制御を行うという活用形態を適用することも考えられる。従って、需要家側蓄電池ネットワークにおいて、図4に示すように、系統側EMS411と需要家側EMS414の双方がアクセスして、蓄電池システムの電力利用を共有する場合には、複数の蓄電池システム(4131,4132a)と複数のEMS(EMS411,需要家側EMS414)が相互に接続してシステムを構成する形態が想定される。この場合は、図3の例と同様に、蓄電池システム(4131,4132a)の制御主体が複数存在するため、充放電制御に競合が発生し得る状況も起こるため、複数の蓄電池システムをグループ化し、グループに属する蓄電池システム単位で制御することで、安全性や電力スループット維持、通信帯域が不足する等課題を解決することが好ましい。
図5に、複数の蓄電池システムの集合をグループ化して、グループ化した複数の蓄電池システムを論理的な一つの蓄電池システムとして扱う場合の概念図を示す。グループ化の手段は、グループ化した複数の蓄電池システムを論理的に１つの蓄電池システムとして扱う場合のグループ構成手段、グループを構成した上での情報伝達手段に分解することが出来るが、本実施形態では特に、グループ構成手段を対象とする。
グループ化した複数の蓄電池システムの集合を１つの論理的な蓄電池システムとして扱い、複数の利用者に対する共同利用権を割り当てる場合、グループ構成手段について幾つかの実現方法が考えられる。例えば、個別の蓄電池システムと通信を行い計測情報・制御情報を交換した上EMS側で集合仮想化（論理的なグルーピング）する方法、蓄電池システム毎に充放電の役割を割り当て固定的に集合仮想化（論理的なグルーピング）させる方法がある。
しかしながら、前者の方法では個別に情報伝送を行うためEMSと-蓄電池システム間の通信帯域が不足する課題がある。また、後者の方法ではフレキシブルに役割を変更することが困難な上、固定的な割り当ての手順によっては蓄電池システム群の中に充放電を行う蓄電池システムが混在することで、結果的にEMSが個別に情報伝送を行うため上記と同様に通信帯域が不足する課題がある。
以下では、通信効率を向上させる第1の実施形態にかかる充放電指示装置600について説明する。
図６は、第1の実施形態にかかる充放電指示装置600の構成を示すブロック図である。図１６は、第1の実施形態にかかる充放電判定装置1600の構成を示すブロック図である。
充放電指示装置600の機能は、図１では、電力系統網のEMS111、又は、需要家構内に設置する需要家側EMS122が備える。また、充放電指示装置600の機能は、図1において、EMS111と需要家側EMS122との間に介在する中継装置がある場合、当該中継装置が備えていても良い。中継装置については、後述する。
充放電判定装置1600の機能は、図2（a）の蓄電池システム210の制御部212、又は図2(b)のEVシステム240の外部に設置された充電器250が備える。この他、太陽光発電装置や風力発電装置にも同様に適用出来る。充放電判定装置1600は、蓄電池システムに関する情報を充放電指示装置600に送信する。充放電指示装置600は、蓄電池システムに関する情報を受け取ると、複数の蓄電池システムをグループする。充放電判定装置1600はPCSへの適用に制限されることはなく、通信処理部を持ち充放電指示装置及び蓄電池と通信することが可能な外部コントローラ装置にも適用可能である。
図6は、充放電指示装置600の構成を示すブロック図である。
充放電指示装置600は、需給調整部601と、充放電管理部602と、蓄電池情報記憶部603と、充放電グループ選択部604と、蓄電池情報通信部605と、通信部606とを備える。
需給調整部601は、電力事業者の系統網や需要家側構内の電力供給量や周波数状態を監視すると共に、電力供給不足による停電防止のために蓄電池システムに放電制御を指示することや、電力供給超過による超過電力を後に活用するために蓄電池システムに充電制御を指示する事などを適宜判断して実行する。需給調整部601は、アプリケーション処理部としての役割を担う。
蓄電池情報記憶部603は、蓄電池固有情報と、ロケーション情報と、充放電制御情報とを記憶する。蓄電池固有情報と、ロケーション情報と、充放電制御情報とは、蓄電池システムの充放電制御時に必要な情報である。
図7A（a），（c），(d)は、それぞれ、本実施形態の蓄電池固有情報の一例、ロケーション情報の一例、充放電制御情報の一例である。
図７A(a)に示すように、蓄電池固有情報は、充放電制御に必要な電池部(BMU)の固体に特有な電気的特徴を示す情報である。図７Aの例では、単位ワット(W:Watt)で示される定格充放電電力、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される定格容量、単位百分率で示される充電率(SOC: State Of Charge)、SOCに対応付けられた放電可能時間及び充電可能時間が示されている。電池部(BMU)の一般的な充電方式である定電流充電方式では、百分率で示されるSOCが所定の閾値に達するまで電池部(BMU)内の電池セルが入出力する電力量(電流量)が一定状態で推移する。このことから、図７A(b)に示すように、充放電判定装置1600は、電池部(BMU)からSOCの値を取得することで、当該情報に対応付けられた充電可能時間及び放電可能時間(グラフの横軸)、最大充放電電力(グラフの縦軸）、充放電に必要な電力量(充放電可能時間と電力の積)を算出出来る。定電流充電では、SOCが所定の閾値を超えた後は充電に必要な電流量が極小化する特性がある。尚、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。
図７A(c)のロケーション情報は、蓄電池システム(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)が設置された位置を特定するために用いる。例えば、蓄電池システムが設置された設備（例えば、図１では、需要家120）の識別子情報、蓄電池システムが設置された位置にある配電網の識別子情報、蓄電池システムが設置された位置にあるネットワークの識別子情報等である。
図7Bは、第1の実施形態に係る蓄電池システムとロケーション情報との関係を説明するための図である。尚、図７Bの蓄電池システムは、図1の、蓄電池システム113、蓄電池システム1232、又はEVシステム1233に対応する。図７Bにおいて、蓄電池システム732,733,742,743には、配電網の識別子情報として、配電網Aの識別子が割り当てられている。また、蓄電池システム712,721には、配電網Bの識別子が割り当てられている。また、蓄電池システム732,733には、設備識別子として、需要家Aの識別子が割り当てられている。また、蓄電池システム742,743には、設備識別子として、需要家Bの識別子が割り当てられている。また、蓄電池システム712,713には、設備識別子として、需要家Cの識別子が割り当てられている。また、図7Bの蓄電池システム各々には、自装置に割り当てられたネットワークアドレス（例えば、IPアドレス）が、ネットワークの識別子情報として割り当てられている。尚、図７Bでは、配電網が２つの例を示したが、他の例として、3つ以上の配電網が存在する場合も想定できる。図７Cは、３つ以上の配電網が存在する場合の配置例を示す図である。図７Cので、配電網がA〜Iまで９つある場合である。配電網A〜Iに配置された蓄電池システムは、当該配置された配電網の識別子が付与される。
図７A(d)の充放電制御情報は、蓄電池システムの充放電動作状態を識別するために用いる。例えば、電力網における電力供給の瞬断を防止するためにリアルタイムに蓄電池システムを制御する際は充放電制御指示に関する通信メッセージを適宜送受信するオンデマンド運転で動作することが望ましい。一方、夜間時間帯で比較的ゆるやかな時間間隔蓄電池システムを制御する際は、充放電制御の動作タイミングスケジュールを設定する計画運転で動作することが望ましい。ここで、充放電制御情報における充放電制御が設定済/未設定とは、計画運転型で動作する場合のスケジュール情報が設定されているか否かを識別するものである。尚、図７A(a)，(c)，(d)にて示した蓄電池情報記憶部603内の構成例は、必要に応じ情報を抜粋することや、認証に用いる通信プロトコル種別を組み込む等、構成内容を適用場所に応じ適宜変更可能である。
充放電グループ選択部６０４は、蓄電池固有情報とロケーション情報とを元に、複数の蓄電池システムの中から、一部分の蓄電池システムをグループとして選択する。尚、充放電グループ選択部604が行う蓄電池システムのグループ化手順の詳細は、図14のフローチャートを用いて後述する。充放電グループ選択部604は、グループ化した蓄電池システム群を管理する。図８Aに、充放電グループ選択部602が、グループ化した蓄電池システム群を管理する例を示す。充放電グループ選択部602は、蓄電池システムグループと当該蓄電池システムグループに属する蓄電池システムの情報とを対応付けて記憶することで、グループ化した蓄電池システム群を管理する。図８Aの例では、充放電グループ選択部６０４は、例えば、蓄電池システムグループ１に対応付けて、蓄電池システムA及びBを特定する情報を記憶する。 次に、充放電管理部602の説明をする。
充放電管理部602は、充放電グループ選択部604によってグループ化した蓄電池システム群（集合仮想化蓄電池システム）の充放電総量の管理及びグループ化した蓄電池システム群に対する充放電制御指示を行う。
まず、グループ化した蓄電池システム群に対する充放電制御指示を説明する。充放電管理部602は、充放電グループ選択部604が管理するグループ化した蓄電池システム群の情報を用いて、需給調整の状況を監視しながらグループ毎に充電あるいは放電制御の指示を行う。
充放電管理部602は、図８Aの蓄電池グループの管理情報を用いて、蓄電池システムグループの単位で、充放電制御の指示を行う。具体的には、図８Bで示すような充放電を指示するメッセージを、蓄電池システムグループに属する蓄電池システムに対して、蓄電池情報通信部605を介して送信する。充放電指示するメッセージは、図８Bに示すように、TCP/IP (Transmission Control Protocol / Internet Protocol)の通信ヘッダに加えて、メッセージ内容を識別するための識別子、蓄電池システムの個数、蓄電池システムを特定する識別子を含む。
図８Cのシステムにおいて、図８Aの蓄電池システムグループが構成された場合において、図８Bの充放電を指示するメッセージの構成を説明する。
図８Aの蓄電池システムグループのうち、蓄電池システムグループ１について説明する。図８Bのメッセージのヘッダには、需要家側EMSを特定する識別子を含む。したがって、蓄電池グループ１については、図８Bのメッセージは、需要家側EMS８３１宛及び需要家側EMS８４１宛の２つのメッセージが生成される。需要家側EMS８３１宛のメッセージには、蓄電池システムA及びBの2つの識別子を含ませる。メッセージに含ませる、個数は「２」とする。一方、需要家側EMS８４１宛のメッセージには、蓄電池システムCの１つの識別子を含ませる。メッセージに含ませる、個数は「１」とする。
このように、充放電管理部602が、蓄電池システムグループと当該蓄電池システムグループに属する蓄電池システムの情報とを対応付けて記憶し、記憶したグループに属する蓄電池システム群に対する充放電制御を指示するメッセージを送ることで、グループに属する蓄電池システム群に対する充放電制御指示を実現できる。
尚、充放電制御指示は、図８Bのメッセージの内容に加えて、オンデマンド型で動作する蓄電池に対しては充放電量の指定、計画型で動作する蓄電池に対しては充放電量と時間区間の指定を行う。
また、このような制御指示を通信メッセージとして送信する場合は、分散型電源制御に関する電力インフラ用の規格であるIEC 61850規格や、ビル用の規格BACnet、国内家庭用のECHONET、欧米家庭用のZigBee SEP (Smart Energy Profile)2のように適用場所毎に異なるデータモデル/通信プロトコルを組み替えて用い、各々の規格仕様に従った充放電制御を適用することが好ましいが、本実施形態の充放電指示装置600における実施形態においては特定の規格の仕様要件に制限されることはない。
また、充放電指示のメッセージは、後述する充放電判定装置1600宛に送信されるが、充放電判定装置1600及び充放電指示装置600間の制御手順に、認証手順を適用することで安全性を高めることができる。
以上が、充放電制御指示に関する説明である。
次に、充放電総量の管理を説明する。
充放電総量の管理の例を、例えば図8D(a)に示す。図8D(a)に示すように、蓄電池システムグループ１に2つの蓄電池システム（蓄電池システム１及び２）が存在するとする。そして、ある時間区間t1の間、蓄電池システム１が100Wの放電電力、蓄電池システム２が200Wの放電電力を行うとすると、当該時間区間における充放電総量は、300Wの放電電力となる。つまり、充放電総量とは、蓄電池システムグループ単位の蓄電池システムの充電電力の総量若しくは放電電力の総量である（時間毎に異なる場合は、その時間毎の総量。）。充放電総量の管理とは、蓄電池システムグループ単位の蓄電池システムの充電電力の総量若しくは放電電力の総量を算出することである。更に、充放電総量の管理として、例えば、後述する図１０の例で説明するように、充放電指示装置600が中継装置である場合に、ＥＭＳからの問い合わせに対して、ＥＭＳに対して、蓄電池システムグループ単位の蓄電池システムの充放電電力の総量を通知しても良い。
蓄電池情報通信部605は、充放電指示装置600が充放電判定装置1600から充放電制御に必要な電池部(BMU)の電力量情報やグループ化を判断するための通信メッセージを、通信部606を介して取得するために用いる。当該通信メッセージの詳細は後述する。尚、充放電制御に必要な電池部（BMU）の電力情報やグループ化を判断するための情報（より具体的には、例えば、蓄電池固有情報やロケーション情報）は、蓄電池情報通信部605や後述する通信部606を介さずに取得することもできる。例えば、蓄電池固有情報やロケーション情報を取得する手段として、ユーザの手設定により入力された情報として取得する手段を有していても良いし、情報記憶媒体に記憶された情報を読み込んで取得する手段を有していても良い。つまり、蓄電池情報やロケーション情報は、必ずしも通信網を介さずとも取得できる。このように、蓄電池情報やロケーション情報を取得するため手段を取得手段と称することとしても良い。
通信部606は、光ファイバや電話線、イーサネット(登録商標)等の有線通信媒体の他、無線通信媒体によって実現することが出来る。だが、本稿の実施形態における通信部606は特定の通信媒体に依存するものではない。
次に、充放電指示装置600の動作手順の例を図9及び図10に示す。
図9は、系統の周波数や電圧などの電気の品質を維持するために、瞬間的な負荷変動に応じて秒単位で出力調整を行い、系統を安定させる短周期制御に関する動作シーケンスを示している。一方、図10は、家庭やビル等の需要家側の用途として、単価の安い夜間電力を貯蔵することで、昼間の電力利用が集中する時間帯の融通を行う日間運用制御に関する動作シーケンスを示している。
図9のEMS901や中継装置902は、充放電指示装置600に相当する。具体的には、図1におけるEMS111をEMS901と中継装置902とに分離する場合を想定する。
中継装置902は、複数の蓄電池システム(あるいは需要家側EMS)をグループ化して一つの論理的な蓄電池として見せるように管理する。そして、EMS901が、中継装置902を一つの論理的な集合とみなして大まかな監視制御を実施する。中継装置902は一般に、SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)とも呼ばれる。蓄電池に関するSCADAは蓄電池SCADAとも呼ばれる。例えば、図9の例において、N個の蓄電池システム903が中継装置902の管理下に置かれたとする。この場合、初期情報として、中継装置902(SCADA)は、蓄電池システム９０３の定格量や定格出力の情報をN個分取得する。そしてN個の蓄電池システム903を論理的な一つの蓄電池システムとして仮想的に集約するグループ化手順を実施する。中継装置902は、グループ化した蓄電池システム群の情報を、全体の総量である短周期容量としてEMS901に情報提示する。容量に加えて更に、リアルタイムに制御する際に瞬間的に充電あるいは放電する出力電力の総量を合わせて提示する。これらの集約された情報を取得したEMS901は、系統の需給状況を監視、必要に応じて短周期指令値の情報を中継装置902に通知する。EMS901と中継装置902との関係は、図9の例では1対1であるが、複数対複数とすることも出来る。また、中継装置902はEMS901からの命令を元に、自身の管理下にあるN個の蓄電池システム群(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS群)との間で制御・計測に関する通信メッセージの交換を行う。図9の例では有効電力の出力指令値を制御情報として通知、その後、有効電力の現在値や充電可能量や放電可能量を計測値として取得する。
図10の日間運用制御のユースケースにおけるEMS1001や中継装置1002は、図9の例と同様、図1に示したEMS周辺の構造を詳細にした例である。具体的には、電力インフラに設置されるEMS111をEMS1001と中継装置1002とに分離する場合を想定する。中継装置1002は、複数の蓄電池システム1003(あるいは需要家側EMS)をグループ化して一つの仮想的な蓄電池システム群として見せるように管理、それをEMS1001が中継装置1002を一つの論理的な集合とみなして大まかな監視制御を実施する。例えば、図10の例において、X個の蓄電池システム1003が中継装置1002の管理下に置かれたとする。この場合、蓄電池システム1003の充放電に関するスケジュール情報はX個の蓄電池システム1003各々に設定されている。日間運用において、上位のEMS1001は地域毎の1日の電力配分計画を策定する中で、グループ化した蓄電池システム群からどれだけの電力を利用することが出来るかを判断する。このためにEMS1001は中継装置1002に、日間運用の問い合わせを行い、中継装置1002は更に配下の蓄電池システム1003群に具体的なスケジュール情報を問い合せる。図１０が示すように、蓄電池1003が中継装置1002に回答するスケジュール情報はX個の部分集合であるY個と、状況を回答したい蓄電池システム1003(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)のみが応答するようにしても良い。中継装置1002はそれらの情報を収集した後、図8D(a)にて提示したような、充放電総量管理を記憶する。具体的には需要家側に設置された蓄電池システムの、定格の電力量と需要家側EMS(HEMS、BEMS)等によって利用される電力量との差分が、電力インフラ側に活用可能な電力量となることから、中継装置1002は、EMS1001から受信した日間運用問合に対する応答メッセージを問合結果として回答する。その後、EMS1001は中継装置1002に対して日間運用の充放電スケジュールの指示を行い、中継装置1002は更に個々の蓄電池システム1003群に対する制御指示を行う。中継装置1002における配分量の計算の結果、中継装置1002が蓄電池システム1003に通知するスケジュール情報は前記Y個の更に部分集合となるZ個としても良い。このように日間運用の判断アルゴリズムに基づいた計算結果を反映させることで、中継装置1002と蓄電池システム1003間の通信量を削減出来る。
図11及び図12は、充放電指示装置600の実施に関する課題を整理した説明図である。図11(a)は、充放電指示装置600おける配下蓄電池システム群のグルーピングに利用可能な情報群を示している。これらは蓄電池情報記憶部603における、スケジュール情報や充放電効率情報、変化速度情報、劣化情報(SOH情報)、蓄電池容量情報(SOC情報)に対応している。前述のように、グルーピングに関する手順を実施する際は、スケジュール設定してからグループ化する方法と、グループ化してからスケジュール設定する方法の2種類が考えられる。図11(b)に示すように、スケジュール情報を各蓄電池システム(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)に設定してからそれらの情報を元にグルーピングの判断を行う場合は、1日24時間のうち、充電期間と放電期間の計画が既に定められている蓄電池システムのみに制限される。一方、図11(a)の蓄電池固有情報(充放電効率情報、変化速度情報、劣化情報、蓄電池容量情報)を用いてグループ化を行い、その後にスケジュール情報を設定する場合、グループに取り込むことの出来る蓄電池の数に柔軟性が出る。
だが、蓄電池システム固有の情報のみでグルーピングを行う場合、図12に示すように、物理的に離れた蓄電池システム(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)を優先的にグルーピングすることで、異なる配電網に跨って配置される場合の電力に配分の効率性が低下する課題や、複数の需要家構内に跨る場合に通信メッセージの送受信の効率性が低下する課題がある。
本実施例では、図11(a)に提示するように、畜電池システムの固有情報に加えて、さらにロケーション情報(設備識別子や配電網識別子、又はGPS(Global Positioning System)情報やアドレス情報等)を用い、グルーピングを行う。例えば、グルーピングの条件が、ロケーション情報は配電網識別子が同一であり、かつ配電網識別子が同一である蓄電池システムの中で固有情報（例えば、蓄電池容量）が3番目まで大きい蓄電池システムを選択する場合のグループを、グループ1251と示す（尚、図12に示すように、蓄電池システム1242、1212、1233、1243、1232、1221の順番で蓄電池容量が大きいものとする。）。一方、グルーピングの条件が、ロケーション情報に関する条件はなしで、蓄電池システムの固有情報（例えば、蓄電池容量）が３番目まで大きい蓄電池システムを選択する場合のグループを、グループ1252と示す。グループ1251とグループ1252とを比較すると、ロケーション情報を考慮にいれてグルーピングしたグループ1251の方が、電力の効率化及び通信の効率化を達成できることがわかる。
グループ1251の電力の効率化を達成できる理由は、グループ1251は、蓄電池システムすべてが同一配電網にあり、グループ1252は、蓄電池システムが２つの配電網に跨っているからである。つまり、グループ1251に対する充放電制御を行う場合、グループに属する全ての蓄電池システムは配電網Aに属するため、配電網Bに対しては電力供給をしなくてもよい。このように、１つの配電網にグループを集約することで、例えば、計画停電等が行われる場合に、停電が行われていない配電網に配置されたグループの蓄電池システムを用いた充放電制御をすれば良くなる。
一方、通信の効率化が達成できる理由は、蓄電池システムに対する充放電制御をする充放電指示装置に対応する中継装置1201から需要家EMSへの指示の数を減らすことができるからである。具体的には、グループ1251では、グループに属する蓄電池システム群に出すメッセージの数は、2つであるのに対して、グループ1252では、グループに属する蓄電池システム群に出すメッセージの数は、3つである。前述したように、充放電を指示するメッセージは、需要家EMSあたり一つとなるからである。以上の例では、ロケーション情報と固有情報についてのグルーピングの条件は、ロケーション情報は配電網識別子が同一であり、かつ配電網識別子が同一である蓄電池システムの中で固有情報（例えば、蓄電池容量）が3番目まで大きい蓄電池システムである場合を例に説明した。しかしながら、グルーピングの条件は、この条件に限られない。例えば、ロケーション情報は、配電網識別子が隣接するという条件でもよい。図７Cのように、配電網が設置されている場合、隣接するとは、縦、横、斜めいずれの方向に隣接する場合でも隣接するとしても良い。また、ロケーション情報は、配電網識別に関する条件でなくても良い。例えば、蓄電池システムが設置された設備識別子に関する条件であってもよい。また、配電網識別子と設備識別子との組み合わせであってもよい。
ここで、例えば、蓄電池システムのロケーション情報に関する条件（ロケーション条件と称する。）と固有情報に関する条件（固有条件と称する。）は、例えば、グループを構成する蓄電池システム群に期待する機能に応じて定められていても良い。
図１３は、蓄電池システム群に期待される機能と、蓄電池システムの固有条件及びロケーション条件との対応表である。図１２３の例では、例えば、蓄電池システム群に期待する機能は、上位EMS1202が中継装置1201及びその配下に属する蓄電池システム群に期待する機能であるとする。図１３の例では、蓄電池システム群に期待する機能が、電力インフラにおける電力の瞬断を防止するための短周期制御である場合、畜電池群に求められる固有条件は、変化速度（単位時間当たりの電力出力量（W））に関する条件である。また、蓄電池システム群に求められるロケーション条件は、蓄電池システム間の距離が近接していることである。蓄電池システム間の距離が近接していることで、監視制御に関する通信メッセージの送受信がリアルタイムに効率的に行うことが出来るからである。ここで、蓄電池システム間の距離が近接していることを、ロケーション情報の条件で表すと、設備識別子の条件、配電網の識別子の条件、ネットワークの識別子の条件で表すことができる。一例として、配電網の識別子が同一である、若しくは隣接していると表すことができる。その他の識別子を用いても同様に表現できる。
一方、蓄電池システム群に求められる機能が、緩やかで大規模な制御を行う日間運用制御である場合、蓄電池システム群に求められる固有条件は、蓄電池の容量の大きさに関する条件である。蓄電池の容量が大きいと、予備電力として活用出来る割合が多くなるからである。一方、日間運用制御のように充放電指示に対する応答が、短周期制御と比べて遅い場合、蓄電池システム群に求められるロケーション条件は、蓄電池システム間の距離は、短周期制御と比べて許容範囲が大きい。具体的にロケーション条件で表すと、例えば、配電網の識別子が同一でないと表すことができる。その他の識別子を用いても同様に表現できる。尚、蓄電池群に求められる固有条件は、グルーピングされる蓄電池システム群全体のトータルの固有条件であっても良いし、個々の蓄電池システムに求められる条件が定められていても良い。
図14は、充放電指示装置600のグルーピングに関するフローチャートである。
図１４の例では、蓄電池固有情報(充放電効率情報、変化速度情報、劣化情報、蓄電池容量情報)がグループ化の基準（例えば、図１３で示した固有条件）を上回っているかどうかの判定を行い（S１４０１）、その後、ロケーション条件（例えば、図１３で示したロケーション条件）を用いた判定を行なっている（S１４０３）が、本発明の実施形態においては、逆の順番、ロケーション条件を用いた判定の後に、蓄電池固有条件を用いた判定を行なっても良い。
図15は、充放電指示装置1501（図6の充放電指示装置600に対応する。）が複数の蓄電池システム（蓄電池システム１（1502）、蓄電池システム２(1504）、蓄電池システム３(1505)の中から2つの蓄電池システムを選択してグループ化を決定する通信シーケンスを提示している。図15の例では、物理的な配置が近い蓄電池システム２(1504）、蓄電池システム３(1505)をグループ化している。
図16は、第1の実施形態にかかる充放電判定装置1600の構成を示すブロック図である。
充放電判定装置1600は、電力供給部1601と、充放電管理部1602と、蓄電池情報記憶部1603、と、充放電グループ選択部1604と、蓄電池情報取得部1605と、蓄電池情報通信部1606と、第二通信部1607と、第一通信部1608と、で構成される。
電力供給部1601は、直流交流の変換、電力の周波数監視、電圧変動検出や抑制等を行い、充放電指示装置600からの指示に基づいて電池部(BMU)に対する充放電制御を実施する。
本発明の実施形態において、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。一般に、電力量は、電流量と電圧量の積によって算出出来る。
蓄電池情報記憶部1603は、本発明の実施形態において、電池部(BMU)の充放電制御時に必要な情報である、蓄電池固有情報と、ロケーション情報と、充放電制御情報とを記憶する。
充放電管理部1602は、充放電電力情報を管理する。
図17（a）,(c),(d)にそれぞれ、蓄電池固有情報、ロケーション情報、充放電制御情報を示す。
蓄電池固有情報は、充放電制御に必要な電池部(BMU)の固体に特有な電気的特徴を示す情報である。図17(a)の例では、単位ワット(W:Watt)で示される定格充放電電力、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される定格容量、単位百分率で示される充電率(SOC: State Of Charge)、SOCに対応付けられた放電可能時間及び充電可能時間を示している。蓄電池の一般的な充電方式である定電流充電方式では、百分率で示されるSOCが所定の閾値に達するまで電池部(BMU)内の電池セルが入出力する電力量(電流量)が一定状態で推移する。このことから、図17(b)に示すように、充放電判定装置1600は、電池部(BMU)からSOCの値を取得することで、当該情報に対応付けられた充電可能時間及び放電可能時間(グラフの横軸)、最大充放電電力(グラフの縦軸）、充放電に必要な電力量(充放電可能時間と電力の積)を算出出来る。定電流充電では、SOCが所定の閾値を超えた後は充電に必要な電流量が極小化する特性がある。尚、前述のように、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。また、種別は蓄電池装置、太陽光発電装置、風力発電装置、蓄熱装置等の装置種別を記載、充放電指示装置側で充放電グループの選定を行うための判断材料とする。例えば、太陽光発電装置や風力発電装置は放電専用機器、蓄熱装置は充電専用機器に分類される。
図17(c)のロケーション情報は、蓄電池システム(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)が設置される物理的な位置を示す。
図17(d)の充放電制御情報は、蓄電池システムの充放電動作状態を識別するために用いる。例えば、電力網における電力供給の瞬断を防止するためにリアルタイムに蓄電池システムを制御する際は、充放電制御指示に関する通信メッセージを適宜送受信するオンデマンド運転で動作することが望ましい。また、夜間時間帯で比較的ゆるやかな時間間隔蓄電池システムを制御する際は、充放電制御の動作タイミングスケジュールを設定する計画運転で動作することが望ましい。
図18の充放電電力情報は充放電管理部1602と関連するが、蓄電池システムの充放電制御に関する充放電判定情報、充放電電力情報を管理すると共に、当該情報を充放電グループ選択部1604に提供する。これら管理部の情報は単位ワット(W: Watt)で示される定格放電電力及び定格充電電力、充放電実施に伴い随時更新される放電可能時間及び充電可能時間、許可電力量が記載される。
蓄電池情報通信部1606は、充放電判定装置1600が電池部(BMU)から取得した充放電制御に必要な電力量情報やアクセス制御に関する通信メッセージを生成、第一通信部1608を介して通信網上の充放電指示装置600に対して送信する。当該通信メッセージの詳細は後述する。
第一通信部1608は、光ファイバや電話線、イーサネット(登録商標)等の有線通信媒体の他、無線通信媒体によって実現することが出来る。だが、本実施形態における第一通信部1608は、特定の通信媒体に依存するものではない。
充放電判定装置1600は、充放電指示装置600からの充放電制御に関する指示を、アクセス制御における許可判定の後に受け付ける。
蓄電池情報取得部1605は、第二通信部1607を介して電池部(BMU)固有の情報である特性情報(定格容量、充放電終始電圧、上限温度、下限温度、最大充放電電流、定格電圧等)を取得する。また、電池部(BMU)動作時の変動情報である状態情報(SOC、SOH、充放電電流、充放電電圧)を定期的に取得する。
第二通信部1607は電池部(BMU)の一般的なインターフェース規格であるCAN、あるいはイーサネット(登録商標)等の通信媒体、蓄電池システムの製造を手掛けるベンダが独自に規定した電気信号線によって実現することが出来るが特定の媒体に依存するものではない。
尚、一般に電池セルは自然放電する特徴を持つことから、充放電判定装置1600として動作する蓄電池システムは、充放電指示装置600として動作するEMSに送信するSOCやSOH等の情報は一度のみ送信すれば良いわけではなく、値が時々刻々と変化する状況を鑑み、リアルタイムに更新することが望ましい。また、本実施形態において、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。一般に、電力量は、電流量と電圧量の積によって算出出来る。
尚、前述のように本実施形態の充放電判定装置1600は、蓄電池に接続するPCSへの適用に限定されるものではなく、太陽光発電装置や風力発電装置のPCS、あるいはPCSそのものではなく、通信機能を備えて蓄電池/太陽光発電/風力発電や充放電指示装置と通信することが可能な外部コントローラに同様に搭載可能で、特定の装置への適用に制約されない。
以上のように、本実施形態にかかる充放電指示装置600は、複数の蓄電池システムの集合を論理的な一つの蓄電池システムとして扱い、複数の利用者に対する共同利用権を割り当てる場合における、蓄電池システムの論理的なグルーピングを適用する場合の蓄電池システムの特性及び通信帯域に関する課題点を解決するためになされたものである。そして、充放電指示装置600によれば、蓄電池システムの設置の柔軟性を確保して大規模化を可能とする。
最後に、充放電指示装置600と充放電判定装置1600間で送受信する通信メッセージを図19(a)、（b）に示す。図19(a)は、蓄電池固有情報とロケーション情報に関する通信メッセージであり、図19(b)は、充放電のスケジュール情報に関する通信メッセージである。各々の通信メッセージは、TCP/IP (Transmission Control Protocol / Internet Protocol)の通信ヘッダに加えて、メッセージ内容を識別するための識別子を備える。また、充放電指示装置600が送信する充放電グループや充放電制御の情報は、個数の情報を用いることで複数の充放電判定装置1600に対する内容を含めることが出来る。こうした通信メッセージの具体的構築方法としては、例えば、分散型電源に関する通信仕様を規定するIEC 61850規格等の手順を元に構築する他、XML (eXtensible Markup Language)によるWebサービスの手順を元に構築する方法が考えられるが、本発明の実施形態は特定のプロトコルに依存するものではなく、適用場所に応じて自由に組み立てることが出来る。また、通信メッセージの内容も各図面の内容に限定されるものではなく、規格仕様等を元に必要に応じて適宜組み替えることが出来る。
以上説明した少なくとも１つの実施形態の効果は、蓄電池固有の情報とロケーション情報の双方を用いてグルーピングすることで、物理的に離れた蓄電池が優先的に同一グループにまとめられて、電力効率/通信効率が低下する課題を解決出来ることである。
また、充放電指示装置600は、例えば、汎用のコンピュータ装置を基本ハードウェアとして用いることでも実現することが可能である。すなわち、蓄電池情報通信部605と、畜電池情報記憶部603と、充放電グループ選択部604と、充放電管理部602と、通信部606と、需給調整部601とは、上記のコンピュータ装置に搭載されたプロセッサにプログラムを実行させることにより実現することができる。このとき、充放電指示装置600は、上記のプログラムをコンピュータ装置にあらかじめインストールすることで実現してもよいし、ＣＤ−ＲＯＭなどの記憶媒体に記憶して、あるいはネットワークを介して上記のプログラムを配布して、このプログラムをコンピュータ装置に適宜インストールすることで実現してもよい。また、畜電池情報記憶部603は、上記のコンピュータ装置に内蔵あるいは外付けされたメモリ、ハードディスクもしくはＣＤ−Ｒ、ＣＤ−ＲＷ、ＤＶＤ−ＲＡＭ、ＤＶＤ−Ｒなどの記憶媒体などを適宜利用して実現することができる。
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、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、特許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。
１０１・・・発電所、１１１・・・EMS、１１２・・・自然エネルギー発電所、１１３・・・蓄電池システム、１２０・・・需要家、１２１・・・スマートメータ、１２２・・・需要家側EMS、１２３・・・需要家側電力システム、１２３１・・・自然エネルギー発電所、１２３２・・・蓄電池システム、１２３３・・・EVシステム、２１０,２１０a・・・蓄電池システム、２１１・・・電池、２１２・・・制御部（PCS）、２２０・・・通信網及び電力網、２３０・・・EMS、２４０・・・EVシステム、２４１．・・・電池、２４２・・・制御部（電力変換）、２５０・・・充電器（PCS）、２６０・・・通信網及び電力網、２７０・・・EMS、３１１・・・蓄電池システム１、３１２・・・EMS1、３１３・・・蓄電池システム２、３１４・・・EMS２、４１１・・・EMS、４１２・・・需要家、４１３・・・需要家電力システム、４１４・・・需要家EMS、５０１〜５０５・・・蓄電池システム、５０６〜５０７・・・EMS、６００・・・充放電指示装置、６０１・・・需給調整部、６０２・・・充放電管理部、６０３・・・蓄電池情報記憶部、６０４・・・充放電グループ選択部、６０５・・・蓄電池情報通信部、６０６・・・通信部、９０１・・・EMS、９０２・・・中継装置、９０３・・・蓄電池システム、１００１・・・EMS、１００２・・・中継装置、１００３・・・蓄電池システム、１２０１・・・中継装置、１２０２・・・EMS、１２１１・・・需要家側EMS,１２１２・・・蓄電池システム、１２２１・・・蓄電池システム、１２３１・・・需要家側EMS、１２３２・・・蓄電池システム、１２３３、蓄電池システム、１２４１・・・需要家側EMS、１２４２〜１２４３・・・蓄電池システム、１５０１・・・充放電指示装置、１５０２・・・蓄電池システム１、１５０３・・・需要家側EMS、１５０４・・・蓄電池システム２、１５０５・・・蓄電池システム３、１６００・・・充放電判定装置、１６０１・・・電力供給部、１６０２・・・充放電管理部、１６０３・・蓄電池情報記憶部、１６０４・・・充放電グループ選択部、１６０５・・・蓄電池情報取得部、１６０６・・・蓄電池情報通信部、１６０７・・・第2通信部、１６０８・・・第1通信部。

Claims (12)

  1. 複数の蓄電池システム各々が備える電池の電気的特徴を示す固有情報と前記蓄電池システムが設置されている位置を示すロケーション情報を取得する取得部と、
    前記固有情報及び前記ロケーション情報に基づいて、前記蓄電池システムの中から、一部分の前記蓄電池システムをグループとして選択するグループ選択部と、
    前記グループの前記蓄電池システムに対して、充放電制御指示を出す管理部と、を備える
    充放電指示装置。
  2. 前記管理部は、前記グループの複数の前記蓄電池システムの充放電電力の和を算出する手段を備える、請求項1記載の充放電指示装置。
  3. 前記選択部は、前記固有情報が、前記蓄電池システムの電気的特徴の条件である固有条件を満たし、かつ、前記ロケーション情報が、前記蓄電池システムの設置位置の条件であるロケーション条件を満たす前記蓄電池システムを前記グループとして選択することを特徴とする
    請求項１記載の充放電指示装置。
  4. 前記ロケーション条件と前記固有条件は、前記蓄電池システムグループが含む複数の蓄電池システムに求められる機能とに対応付けて決められることを特徴とする
    請求項３記載の充放電指示装置。
  5. 前記複数の蓄電池は、複数の配電網識別子によって特定される複数の配電網のいずれかの配電網に設置され、
    前記ロケーション情報は、前記蓄電池システムが設置された配電網の配電網識別子であることを特徴とする請求項３又は４記載の充放電指示装置。
  6. 前記ロケーション条件は、前記配電網識別子が同一であることを特徴とする請求項５記載の充放電指示装置。
  7. 前記固有情報は、前記蓄電池の容量状態に関わる情報であることを特徴とする請求項1記載の充放電指示装置。
  8. 前記固有情報は、前記蓄電池の最大充放電電流であることを特徴とする請求項1記載の充放電指示装置。
  9. 前記固有情報は、前記蓄電池の劣化状態情報であることを特徴とする請求項1記載の充放電指示装置。
  10. 前記固有情報は、前記蓄電池の充放電効率情報であることを特徴とする請求項1記載の充放電指示装置。
  11. 前記ロケーション情報は、前記蓄電池システムが設置された施設の識別子であることを特徴とする請求項1記載の充放電指示装置。
  12. 複数の蓄電池システム各々が備える電池の電気的特徴を示す固有情報と前記蓄電池システムが設置されている位置を示すロケーション情報を取得する取得機能と、
    前記固有情報及び前記ロケーション情報に基づいて、前記蓄電池システムの中から、一部分の前記蓄電池システムをグループとして選択するグループ選択機能と、
    前記グループの前記蓄電池システムに対して、充放電制御指示を出す管理機能とを備える
    プログラム。
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