JP2018011452A - 蓄電池運用方法および蓄電池運用装置 - Google Patents

Abstract

【課題】インバランス費用を低減する蓄電池運用方法および蓄電池運用装置を提供する。【解決手段】本発明の実施形態は、複数の需要家からなる需要家群であって１または複数の需要家が蓄電設備を持つ需要家群の電力の需給状態を管理する際に、電子計算機によって、需要家群の各需要家が系統に対して売電中かまたは系統から買電中かを示す情報に応じて、各需要家を、売電中の需要家が属する第１需要家群または買電中の需要家が属する第２需要家群に分類し、第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて第１需要家群に分類された各需要家がもつ各蓄電設備の充放電電力を制御するとともに、第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて第２需要家群に分類された各需要家がもつ各蓄電設備の充放電電力を制御する蓄電池運用方法である。【選択図】図１

Description

本発明は、蓄電池運用方法および蓄電池運用装置に関する。

電力自由化が一般住宅も含む低圧まで拡大され、一般住宅において電力小売事業を自由に選択できるようになっている。一方電力小売事業者は、電力の品質に影響を与えないように電力の需要と供給をうまく一致させるよう、３０分計画値同時同量が求められている（特許文献１〜３）。すなわち、電力需要、および発電電力のそれぞれに対して計画値と実績値を一致させることが求められている。そして、一致しない場合はペナルティーが科せられる制度となっている。電力小売事業者としては、このインバランス費用を低減することが大きな命題となっている。しかしながら、一般住宅では太陽電池を設置している家庭もあり、需要電力、および発電電力の予測は更に難しくなっている。

特開２０１６−６３５４８号公報 特開２０１０−１４８２４４号公報 国際公開第２０１３／００１７１３号

本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、インバランス費用を低減することができる蓄電池運用方法および蓄電池運用装置を提供することを目的とする。

上記課題を解決するため、本発明の一態様は、複数の需要家からなる需要家群であって１または複数の前記需要家が蓄電設備を持つ前記需要家群の電力の需給状態を管理する際に、電子計算機によって、前記需要家群の前記各需要家が系統に対して売電中かまたは前記系統から買電中かを示す情報に応じて、前記各需要家を、前記売電中の前記需要家が属する第１需要家群または前記買電中の前記需要家が属する第２需要家群に分類し、前記第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第１需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御するとともに、前記第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第２需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御する蓄電池運用方法である。

本発明の一態様は、上記蓄電池運用方法であって、前記各蓄電設備の充放電電力を３０分単位で制御する。

本発明の一態様は、上記蓄電池運用方法であって、再生可能エネルギー利用、深夜電力利用など他のポリシーによる充放電制御をベースとして、前記各蓄電設備の充放電電力を制御する。

本発明の一態様は、上記蓄電池運用方法であって、前記買電計画の前記電力計画値が前記買電実績予測値より大きい場合に、充電するためにかかる購入電力費用と充電によるインバランス低減費用を比較して充放電制御を行う。

本発明の一態様は、電子計算機を備え、複数の需要家からなる需要家群であって１または複数の前記需要家が蓄電設備を持つ前記需要家群の電力の需給状態を管理する際に、前記電子計算機によって、前記需要家群の前記各需要家が系統に対して売電中かまたは前記系統から買電中かを示す情報に応じて、前記各需要家を、前記売電中の前記需要家が属する第１需要家群または前記買電中の前記需要家が属する第２需要家群に分類し、前記第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第１需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御するとともに、前記第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第２需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御する蓄電池運用装置である。

本発明によれば、インバランス費用を低減することができる。

本発明の実施形態にかかる電力管理システム３の全体構成例を示す図である。 図１に示す電力管理装置２００の動作例を示すフローチャートである。 図２に示す発電インバランス低減処理（Ｓ１２）を示すフローチャートである。 図２に示す需要インバランス低減処理（Ｓ１３）を示すフローチャートである。 図２に示す発電インバランス低減処理（Ｓ１２）を説明するための図である。 図２に示す発電インバランス低減処理（Ｓ１２）を説明するための図である。 図２に示す需要インバランス低減処理（Ｓ１３）を説明するための図である。 図２に示す需要インバランス低減処理（Ｓ１３）を説明するための図である。

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。図１は、本発明の実施形態に係る電力管理システム３の全体構成例を示している。本実施形態に係る電力管理システム３は、電力管理装置２００と複数の需要家施設（需要家）１０とを備える。図１に示す電力管理システム３は、例えば、所定の地域範囲（電力管理地域１）における複数の需要家施設１０（需要家群４）に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設１０における電力を一括して管理するものである。このような電力管理システム３は、例えばＴＥＭＳ（Town Energy Management System）やＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などといわれるものに対応する。図１に示す電力管理装置２００が本発明の蓄電池運用装置の一態様に対応する。

本実施形態に係る電力管理システム３は、図１において電力管理地域１として示す一定範囲の地域の需要家群４における需要家施設１０ごとの電気設備を対象として電力管理を行う。需要家施設１０は、例えば、住宅、商業施設、あるいは産業施設などに該当する。これらの需要家施設１０には、それぞれ電力系統２からの電力が分岐して供給される。

同図においては、さらに或る１つの需要家施設１０が備える電気設備が示されている。同図において示される１つの需要家施設１０は、太陽電池１０１（再生可能エネルギー対応発電装置の一例）、パワーコンディショナ１０２、蓄電池（蓄電設備）１０３、充放電制御装置１０４、分電盤１０５、負荷１０６−１〜１０６−Ｎおよび施設別制御部１０７を備える。なお、以降の説明において、負荷１０６−１〜１０６−Ｎのそれぞれについて特に区別しない場合には、負荷１０６と記載する。

太陽電池１０１は、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換する電力発生装置である。太陽電池１０１は、例えば需要家施設１０の屋根などのように太陽光を効率的に受けられる場所に設置されることで、太陽光の光エネルギーを電力に変換する。なお、需要家施設１０は、太陽電池１０１以外の発電設備を備えていてもよい。

パワーコンディショナ１０２は、太陽電池１０１から出力される直流の電力を交流の電力に変換する。

蓄電池１０３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。この蓄電池１０３には、例えばリチウムイオン電池などを採用することができる。

充放電制御装置１０４は、蓄電池１０３ごとに対応して備えられるもので、蓄電池１０３に充電するための電力の交流直流変換または蓄電池１０３から放電により出力される電力の直流交流変換を行う。つまり、蓄電池１０３が入出力する電力の双方向変換を行う。具体的に、蓄電池１０３に対する充電時には、電力系統２またはパワーコンディショナ１０２から分電盤１０５を介して充電のための交流の電力が充放電制御装置１０４に供給される。充放電制御装置１０４は、このように供給される交流の電力を直流に変換し、蓄電池１０３に供給する。また、蓄電池１０３の放電時には、蓄電池１０３から直流の電力が出力される。充放電制御装置１０４は、このように蓄電池１０３から出力される直流の電力を交流に変換して分電盤１０５に出力する。

分電盤１０５は、電力量計測部１０８と図示していない複数のブレーカやスイッチを備え、電力系統２、パワーコンディショナ１０２、充放電制御装置１０４および負荷１０６−１〜１０６−Ｎに接続されている各配線を、ブレーカ等を介して相互に接続する。また、分電盤１０５は、電力量計測部１０８によって、電力系統２から供給を受けた電力量および逆潮流させた電力量、パワーコンディショナ１０２が出力した電力量、充放電制御装置１０４が入出力した電力量、負荷１０６−１〜１０６−Ｎへ供給された電力量を計測し、計測結果を施設別制御部１０７に対して通知する。ただし、電力量計測部１０８は分電盤１０５以外に設けられていてもよい。この場合、例えば、施設別制御部１０７は、電力系統２と分電盤１０５との間に設けられた通信機能を有する電力量計で計測された入力および出力の電力量を表す情報を所定の通信線を介して取得することができる。また、パワーコンディショナ１０２、充放電制御装置１０４、負荷１０６−１〜１０６−Ｎがそれぞれ発生や消費した電力の電力量を計測し、施設別制御部１０７に対して通知するようにすることができる。

負荷１０６−１〜負荷１０６−Ｎは、需要家施設１０において自己の動作のために電力を消費する所定の機器や設備などである。なお、需要家施設１０ごとに備える負荷の数はそれぞれが異なっていて構わない。

施設別制御部１０７は、需要家施設１０における電気設備（太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、充放電制御装置１０４、分電盤１０５および負荷１０６）を制御する。施設別制御部１０７は、例えば破線で示した通信線（あるいは制御線）を介して電気設備と所定の制御信号を送受信する。

電力管理装置２００は、電子計算機（コンピュータ）を備え、その電子計算機によって電力管理地域１に属する需要家施設１０全体における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、図１における電力管理装置２００は、需要家施設１０における施設別制御部１０７の各々と相互に通信が可能なように接続される。これにより、電力管理装置２００は、施設別制御部１０７に対する制御によって、その施設別制御部１０７の管理下にある電気設備を制御することができる。

なお、例えば施設別制御部１０７を省略して、電力管理装置２００が各需要家施設１０における電気設備などを直接制御するようにしてもよい。しかし、本実施形態では、電力管理装置２００と施設別制御部１０７を備えた構成として、電力管理地域１全体と、需要家施設１０とで制御を階層化することにより、電力管理装置２００の制御の複雑化を回避している。

また、電力管理地域１内の需要家施設１０の一部において、例えば太陽電池１０１や、蓄電池１０３を備えないものがあってもよい。具体的には、電力管理地域１において、太陽電池１０１と蓄電池１０３とのいずれも備えない需要家施設１０があってもよいし、太陽電池１０１と蓄電池１０３のうちのいずれか一方を備える需要家施設１０があってもよい。

太陽電池１０１の発電電力は、日照条件に応じて変動する。特に日中において晴天の状態であれば太陽電池１０１は大きな発電電力を出力する。その一方で、例えば需要家施設１０において稼働している負荷１０６が少ないなどして、負荷１０６により消費される電力が少ないような状態となる場合がある。このような場合、需要家施設１０においては、太陽電池１０１の発電電力のうちで負荷１０６により消費されない余剰分の電力（余剰電力）が生じる。

このような余剰電力は、例えば蓄電池１０３に充電することができる。しかし、余剰電力が比較的大きいような場合には、蓄電池１０３に充電してもなお余剰電力が残る場合もあると考えられる。蓄電池１０３にも充電できない余剰電力については他の需要家施設１０に対して供給すればよいということになる。しかし、太陽電池１０１の発電電力は日照条件に依存し、常に太陽電池１０１の余剰電力が発生し、他の需要家施設１０に対して供給することはできない。また、電力管理地域１の需要家施設１０全体の買電電力を設定し、最大買電電力（ピーク電力）を低下させるピークカットを行う場合、電力管理地域１における太陽電池１０１の発電電力および蓄電池１０３の蓄電電力を適切に制御することが望ましい。

そこで、本実施形態の電力管理装置２００は、以下に説明するようにして、各蓄電池１０３の充放電電力量を制御する。まず、電力管理装置２００は、需要家群４の各需要家施設１０の売電計画と買電計画を、所定時間分（例えば２４時間分）、所定の単位期間（例えば３０分；この単位期間は時間ステップあるいはコマとも呼ばれる）毎に作成する。売電計画と買電計画は、例えば、再生可能エネルギー利用、深夜電力利用など他のポリシーによる充放電制御をベースとして作成することができる。電力管理装置２００は、このベースとする売電計画と買電計画に、以下で説明する実績予測値に基づく充放電制御を付与することでインバランスの低減を図る。売電計画および買電計画は、各需要家施設１０において売電または買電する単位期間毎の電力（平均電力）の計画値を示す。なお、電力管理装置２００は、例えば、売電計画と買電計画を１日に複数回（例えば３回）作成することができる。さらに、電力管理装置２００は、需要家群４の電力の需給状態を管理する際に、需要家群４の各需要家施設１０が電力系統２に対して売電中なのかまたは電力系統２から買電中なのかを示す情報に応じて、各需要家施設１０を、売電中の需要家施設１０が属する第１需要家群または買電中の需要家施設１０が属する第２需要家群のいずれかに分類する。そして、電力管理装置２００は、第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて第１需要家群に分類された各需要家施設１０がもつ各蓄電池１０３の充放電電力を制御する。また、電力管理装置２００は、第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて第２需要家群に分類された各需要家施設１０がもつ各蓄電池１０３の充放電電力を制御する。

なお、電力管理装置２００は、各需要家施設１０が電力系統２に対して売電中なのかまたは電力系統２から買電中なのかを示す情報を、例えば各需要家施設１０の施設別制御部１０７から取得することができる。また、売電計画の電力計画値とは、予め作成された売電計画において次の所定の単位期間に売電することが計画されている電力の値（平均電力値）であり、第１需要家群に分類された各需要家施設１０全体での合計値である。売電実績予測値は、売電電力の実績値に基づいて次の所定の単位期間に売電することが予測された電力の値（平均電力値）であり、第１需要家群に分類された各需要家施設１０全体での合計値である。また、買電計画の電力計画値は、予め作成された買電計画において次の所定の単位期間に買電することが計画されている電力の値（平均電力の値）であり、第２需要家群に分類された各需要家施設１０全体での合計値である。買電実績予測値は、買電電力の実績値に基づいて次の所定の単位期間に買電することが予測された電力の値（平均電力の値）であり、第２需要家群に分類された各需要家施設１０全体での合計値である。

次に、図２〜図８を参照して、電力管理装置２００の動作例について説明する。図２は、電力管理装置２００による各蓄電池１０３の充放電制御の処理の流れを示す。電力管理装置２００は、次の所定の単位期間（期間Ｂとする）が開始される時刻の所定時間前に、その時点における状態が、売電中の状態なのか、買電中の状態なのかを示す情報に基づいて、需要家群４に属する各需要家施設１０を、第１需要家群または第２需要家群のいずれかに分類する（ステップＳ１１）。なお、売電中か買電中かの判断は、一時刻の状態で行ってもよいし、例えば、現在の所定の単位期間（期間Ａとする（期間Ｂの１つ前の期間））における平均的な状態等としてもよい。すなわち、１期間において売電と買電とを行ったり来たりするような場合には電力量が大きい状態を当該需要家施設１０の売電または買電の状態とすることができる。

次に、電力管理装置２００は、第１需要家群に分類された売電中の需要家施設１０を対象として発電インバランス低減処理を実行するとともに（ステップＳ１２）、第２需要家群に分類された買電中の需要家施設１０を対象として需要インバランス低減処理を実行する（ステップＳ１３）。

ステップＳ１２の発電インバランス低減処理では、図３に示すように、電力管理装置２００が発電インバランス評価を行う（ステップＳ２１）。ステップＳ２１の発電インバランス評価では、電力管理装置２００が第１需要家群に分類された売電中の需要家施設１０を対象として、売電計画の電力計画値と、売電実績予測値と、売電計画の電力計画値と売電実績予測値の差分とを算出する。次に、電力管理装置２００は、図５に示すように売電計画の電力計画値（計画値）が売電実績予測値（実績予測値）より大きい場合（ステップＳ２２でＹＥＳ）、第１需要家群に分類された売電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３を対象として、差分が小さくなるように放電制御を行う（ステップＳ２３）。ステップＳ２３で電力管理装置２００は、差分がゼロに近づくように、差分に相当する電力量の分、第１需要家群に分類された売電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３の放電電力量を増加させる。この場合、図５において、放電によって実績予測値を押し上げることで、インバランスが低減される。なお、図５〜図８は、横軸を時間、縦軸を電力として、計画値と実績予測値の変化を模式的に示す図である。

一方、図６に示すように売電計画の電力計画値（計画値）が売電実績予測値（実績予測値）より大きくない場合（ステップＳ２２でＮＯ）、第１需要家群に分類された売電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３を対象として、差分が小さくなるように充電制御を行う（ステップＳ２４）。ステップＳ２４で電力管理装置２００は、差分がゼロに近づくように、差分に相当する電力量の分、第１需要家群に分類された売電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３の充電電力量を増加させる。この場合、図６において、充電によって実績予測値を押し下げることで、インバランスが低減される。

一方、ステップＳ１３の需要インバランス低減処理では、図４に示すように、電力管理装置２００が需要インバランス評価を行う（ステップＳ３１）。ステップＳ３１の需要インバランス評価では、電力管理装置２００が第２需要家群に分類された買電中の需要家施設１０を対象として、買電計画の電力計画値と、買電実績予測値と、買電計画の電力計画値と買電実績予測値の差分とを算出する。次に、電力管理装置２００は、図７に示すように買電計画の電力計画値（計画値）が売電実績予測値（実績予測値）より大きい場合（ステップＳ３２でＹＥＳ）、充電のための購入電力費用（購入電力コスト）が充電によるインバランス低減効果より大きいか否かを判定する（ステップＳ３３）。購入電力費用が大きい場合（ステップＳ３３でＹＥＳ）、電力管理装置２００は、充放電制御の調整を行わずに処理を終了する。

一方、購入電力費用が大きくない場合（ステップＳ３３でＮＯ）、電力管理装置２００は、第２需要家群に分類された買電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３を対象として、差分が小さくなるように充電制御を行う（ステップＳ３４）。ステップＳ３４で電力管理装置２００は、差分がゼロに近づくように、差分に相当する電力量の分、第２需要家群に分類された買電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３の放電電力量を増加させる。この場合、図７において、充電によって実績予測値を押し上げることで、インバランスが低減される。

なお、買電計画の電力計画値（計画値）が買電実績予測値（実績予測値）より大きい場合（ステップＳ３２でＹＥＳの場合）、インバランス低減だけの観点では、充電により実績値を押し上げればよい。ただし、実際には、充電のための電力購入費が発生するので、充電のための電力購入費と充電によるインバランス費用の低減額を比較し（ステップＳ３３）、次の運用を行っている。すなわち、電力費用＞低減額の場合（ステップＳ３３でＹＥＳの場合）、充電を増加させない。一方、電力費用≦低減額の場合（ステップＳ３３でＮＯの場合）、充電を増加させる。なお、インバランス費用の低減額は、例えば、３０分計画値同時同量を守れない場合のペナルティー料の低減額等を含む。

一方、図８に示すように買電計画の電力計画値（計画値）が買電実績予測値（実績予測値）より大きくない場合（ステップＳ３２でＮＯ）、第２需要家群に分類された買電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３を対象として、差分が小さくなるように放電制御を行う（ステップＳ３５）。ステップＳ３５で電力管理装置２００は、差分がゼロに近づくように、差分に相当する電力量の分、第２需要家群に分類された買電中の需要家施設１０が持つ蓄電池１０３の放電電力量を増加させる。この場合、図８において、放電によって実績予測値を押し下げることで、インバランスが低減される。

図２において、図３等を参照して説明した発電インバランス費用低減処理（ステップＳ１２）および図４等を参照して説明した需要インバランス費用低減処理（ステップＳ１３）が完了すると、電力管理装置２００は、次の所定の単位時間に対する処理を開始するまで待機する（ステップＳ１４）。

以上のように、本実施形態によれば、電力管理装置２００によって各蓄電池１０３の充放電電力量を制御することで、インバランス費用を低減することができる。

なお、電力管理装置２００の処理内容は次のようにまとめることができる。（１）プロシューマーは発電状態に応じて発電者（買電中の需要家施設１０）か需要者（売電中の需要家施設１０）か変わり得る。（２）電力管理装置２００は、３０分単位で、発電者か需要者かを区別する。（３）電力管理装置２００は、発電者に設置されている蓄電池１０３を用いて発電インバランスを低減する。（４）発電計画値＞発電実績予測値の場合は放電する。（５）発電計画値＜発電実績予測値の場合は充電する。（５）電力管理装置２００は、需要者に設定されている蓄電池１０３を用いて需要インバランスを低減する。（６）需要計画値＞需要実績予測値の場合は充電する。ただし、充電するのは充電のための購入電力費用より充電によるインバランス費用低減金額が大きい場合に限定する。（７）需要計画値＜需要実績予測値の場合は放電する。

本実施形態は、一例として、小売事業者の立場で収益改善のために、需要家の蓄電池利用を提示したが、メリットは小売事業者だけでなく、蓄電池利用を許可する需要家にも金銭メリットが還元されるべきものである。また、需要家側にとっては、蓄電池の使用を電力小売事業者に許可すること収益増を見込むことができる。

なお、上述の電力管理装置２００の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述の電力管理装置２００としての処理を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ−ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。

また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成は本実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。例えば、電力管理装置２００を１または複数の需要家施設１０内に設置したり、施設別制御部１０７による制御を行わない負荷１０６を需要家施設１０内に設けたりすることができる。

１ 電力管理地域
２ 電力系統（系統）
３ 電力管理システム
４ 需要家群
１０ 需要家施設
１０１ 太陽電池
１０２ パワーコンディショナ
１０３ 蓄電池
１０４ 充放電制御装置
１０５ 分電盤
１０６−１〜１０６−Ｎ 負荷
１０７ 施設別制御部
１０８ 電力量計測部
２００ 電力管理装置（蓄電池運用装置）

Claims (5)

1. 複数の需要家からなる需要家群であって１または複数の前記需要家が蓄電設備を持つ前記需要家群の電力の需給状態を管理する際に、
   電子計算機によって、
   前記需要家群の前記各需要家が系統に対して売電中かまたは前記系統から買電中かを示す情報に応じて、
   前記各需要家を、前記売電中の前記需要家が属する第１需要家群または前記買電中の前記需要家が属する第２需要家群に分類し、
   前記第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第１需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御するとともに、
   前記第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第２需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御する
   蓄電池運用方法。
2. 前記各蓄電設備の充放電電力を３０分単位で制御する
   請求項１に記載の蓄電池運用方法。
3. 再生可能エネルギー利用、深夜電力利用など他のポリシーによる充放電制御をベースとして、前記各蓄電設備の充放電電力を制御する
   請求項２に記載の蓄電池運用方法。
4. 前記買電計画の前記電力計画値が前記買電実績予測値より大きい場合に、充電するためにかかる購入電力費用と充電によるインバランス低減費用を比較して充放電制御を行う
   請求項１に記載の蓄電池運用方法。
5. 電子計算機を備え、
   複数の需要家からなる需要家群であって１または複数の前記需要家が蓄電設備を持つ前記需要家群の電力の需給状態を管理する際に、
   前記電子計算機によって、
   前記需要家群の前記各需要家が系統に対して売電中かまたは前記系統から買電中かを示す情報に応じて、
   前記各需要家を、前記売電中の前記需要家が属する第１需要家群または前記買電中の前記需要家が属する第２需要家群に分類し、
   前記第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第１需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御するとともに、
   前記第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて前記第２需要家群に分類された前記各需要家がもつ前記各蓄電設備の充放電電力を制御する
   蓄電池運用装置。

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