JP7782751B1 - 制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力システム全体の電力量を目標値に高精度に近付ける。
【解決手段】制御システムは、蓄電システムと発電システムおよび負荷システムの少なくとも一方とを含む電力システムの動作を管理する制御システムであって、単位期間の始点から当該単位期間内の対象時点までに電力システムが授受した合計電力の積算値である電力積算値Ｙtmp(m)を算定する暫定電力積算部４１と、単位期間の全体にわたり電力システムが授受する合計電力の積算値が期間目標値Ｘに近付くように、電力積算値Ｙtmp(m)と期間目標値Ｘとに応じて、対象時点において電力システムが授受すべき合計電力の暫定目標値Ｒ(t)を算定する目標値算定部４２と、対象時点における電力システムの合計電力Ｙ(t)と暫定目標値Ｒ(t)との差分Ｅ(t)が低減されるように、蓄電システムが充放電すべき電力の指令値を生成する指令生成部４３とを備える。
【選択図】図４

Description

本開示は、蓄電装置を制御する技術に関する。

再生可能エネルギー発電設備等の発電装置、または需要家の事業設備等の負荷装置を含む電力システムにおいては、発電実績または需要実績を目標値（計画値）に近付ける運用が重要である。例えば特許文献１には、蓄電装置による充放電を利用して、実績値と計画値との乖離（インバランス）を回避する技術が開示されている。

特開２０２５－１７２５５号公報

しかし、電力システム全体の電力量を蓄電装置の利用により高精度に目標値に近付けることは実際には容易ではない。以上の事情を考慮して、本開示のひとつの態様は、電力システム全体の電力量を目標値に高精度に近付けることを目的とする。

以上の課題を解決するために、本開示のひとつの態様に係る制御システムは、蓄電システムと発電システムおよび負荷システムの少なくとも一方とを含む電力システムの動作を管理する制御システムであって、単位期間の始点から当該単位期間内の対象時点までに前記電力システムが授受した合計電力の積算値である電力積算値を算定する暫定電力積算部と、前記単位期間の全体にわたり前記電力システムが授受する合計電力の積算値が期間目標値に近付くように、前記電力積算値と前記期間目標値とに応じて、前記対象時点において前記電力システムが授受すべき合計電力の暫定目標値を算定する目標値算定部と、前記対象時点における前記電力システムの合計電力と前記暫定目標値との差分が低減されるように、前記蓄電システムが充放電すべき電力の指令値を生成する指令生成部とを備える。

第１実施形態に係る電力システムの構成を例示するブロック図である。 制御システムの構成を例示するブロック図である。 単位期間の説明図である。 制御システムの機能的な構成を例示するブロック図である。 暫定電力積算部が実行する動作の手順を表すフローチャートである。 目標値算定部が実行する動作の手順を表すフローチャートである。 指令生成部が実行する動作の手順を表すフローチャートである。 制御偏差Ｅ(t)と電力指令値Ｚ(t)の変化量ΔＺ(t)との関係を例示するグラフである。 電力指令値Ｚ0(t)と電力指令値Ｚ(t)との関係を表すグラフである。 第３実施形態における制御偏差Ｅ(t)と変化量ΔＺ(t)との関係を例示するグラフである。 対比例におけるシミュレーションの結果（ケース１）である。 第３実施形態におけるシミュレーションの結果（ケース１）である。 対比例におけるシミュレーションの結果（ケース２）である。 第３実施形態におけるシミュレーションの結果（ケース２）である。 対比例におけるシミュレーションの結果（ケース３）である。 第３実施形態におけるシミュレーションの結果（ケース３）である。 第４実施形態における制御システムの機能的な構成を例示するブロック図である。 第４実施形態におけるシミュレーションの結果である。 第５実施形態に係る電力管理システムの構成を例示するブロック図である。

本開示を実施するための形態について図面を参照して説明する。なお、以下に説明する形態は、本開示を実施する場合に想定される例示的な一形態である。したがって、本開示の範囲は、以下に例示する形態には限定されない。

Ａ：第１実施形態
図１は、第１実施形態に係る電力管理システム１００の構成を例示するブロック図である。電力管理システム１００は、電力系統２００との間で電力を授受するシステムである。電力系統２００は、例えば、火力発電所または原子力発電所等の発電設備（図示略）により生成された電力を、事業設備または一般家庭等の需要家に供給するための配電系統または送電系統である。

図１に例示される通り、電力管理システム１００は、電力システム１１と制御システム１２とを具備する。電力システム１１は、電力系統２００との間で電力を授受する複数（Ｎ個）の電力設備２０で構成される（Ｎは２以上の自然数）。Ｎ個の電力設備２０は、蓄電システム２１と複数の発電システム２２とを含む。

蓄電システム２１は、電力の充電および放電が可能な電力設備２０である。具体的には、図１に例示される通り、蓄電システム２１は、蓄電装置２１１と調整装置２１２と変圧装置２１３とを具備する。蓄電装置２１１は、直流電力を放電および充電する系統用蓄電池である。蓄電装置２１１の種類は任意であるが、例えばリチウムイオン電池またはナトリウム硫黄電池等の２次電池が、蓄電装置２１１として例示される。なお、蓄電システム２１は、複数の蓄電装置２１１を含んでもよい。

調整装置２１２は、蓄電装置２１１の放電および充電を制御するＰＣＳ（Power Conditioning System）である。具体的には、調整装置２１２は、蓄電装置２１１が放電または充電する直流電力と、変圧装置２１３が変圧する交流電力とを相互に変換する電力変換装置である。変圧装置２１３は、交流電力の電圧を変換する。

各発電システム２２は、発電可能な電力設備２０である。具体的には、図１に例示される通り、発電システム２２は、発電装置２２１と調整装置２２２と変圧装置２２３とを具備する。発電装置２２１は、例えば再生可能エネルギーを利用して発電する分散型電源である。例えば、太陽光エネルギーを電力に変換する太陽光発電システム、風力エネルギーを電力に変換する風力発電システム、地熱エネルギーを電力に変換する地熱発電システム、水力エネルギーを電力に変換する水力発電システム、または、バイオマスエネルギーを電力に変換するバイオマス発電システム等、再生可能エネルギーを利用する任意の方式の発電設備が、発電装置２２１として利用される。

調整装置２２２は、発電装置２２１による発電を制御するＰＣＳ（Power Conditioning System）である。具体的には、調整装置２２２は、発電装置２２１が発電する直流電力を交流電力に変換する電力変換装置である。変圧装置２２３は、調整装置２２２による変換後の交流電力の電圧を変換する。

制御システム１２は、電力システム１１の動作を制御するコンピュータシステム（ＰＭＳ：Power Management System）である。制御システム１２は、例えば専用線等の通信網（図示略）を介して蓄電システム２１および各発電システム２２と通信可能である。

図２は、制御システム１２の構成を例示するブロック図である。図２に例示される通り、制御システム１２は、制御装置３１と記憶装置３２と通信装置３３とを具備する。なお、制御システム１２は、単体の装置により実現されるほか、相互に別体で構成された複数の装置でも実現される。

制御装置３１は、制御システム１２の各要素を制御する単数または複数のプロセッサで構成される。具体的には、例えばＰＬＤ（Programmable Logic Device）、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、またはＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）等の１種類以上のプロセッサにより、制御装置３１が構成される。

記憶装置３２は、制御装置３１が実行するプログラムと制御装置３１が使用するデータとを記憶する単数または複数のメモリである。記憶装置３２は、例えば磁気記録媒体または半導体記録媒体等の公知の記録媒体で構成される。複数種の記録媒体の組合せにより記憶装置３２が構成されてもよい。制御システム１２に対して着脱される可搬型の記録媒体が、記憶装置３２として利用されてもよい。

通信装置３３は、外部装置との間で有線または無線により信号を送受信する。具体的には、通信装置３３は、例えば専用線等の通信網（図示略）を介して電力システム１１の各電力設備２０と通信する。例えば、通信装置３３は、各電力設備２０から電力値Ｐn(t)（ｎ＝１～Ｎ）を受信する。記号ｔは時刻を表す。電力値Ｐn(t)は、電力システム１１のＮ個の電力設備２０のうち第ｎ番目の電力設備２０（蓄電システム２１または発電システム２２）が授受する電力の瞬時値である。

蓄電システム２１の電力値Ｐ1(t)は、当該蓄電システム２１が充電または放電する電力の電力値である。具体的には、蓄電システム２１の電力値Ｐ1(t)の負数は、蓄電システム２１による充電（すなわち蓄電システム２１による電力系統２００からの受電）を意味する。他方、蓄電システム２１の電力値Ｐ1(t)の正数は、蓄電システム２１による放電（すなわち蓄電システム２１から電力系統２００に対する給電）を意味する。

発電システム２２の電力値Ｐn(t)は、当該発電システム２２が発電する電力の電力値である。発電システム２２の電力値Ｐn(t)の正数は、当該発電システム２２による発電（すなわち発電システム２２から電力系統２００に対する給電）を意味する。

通信装置３３は、蓄電システム２１における蓄電装置２１１の充電率Ｓ(t)を蓄電システム２１（調整装置２１２）から受信する。充電率Ｓ(t)は、蓄電装置２１１の容量（満充電容量）に対する現在の充電量の比率（ＳＯＣ：State of Charge）である。

また、通信装置３３は、管理システム３００と通信する。管理システム３００は、例えば卸電力市場または需給調整市場等の各種の電力市場における電力の取引を管理するコンピュータシステム（ＥＭＳ：Energy Management System）である。

通信装置３３は、管理システム３００から稼働計画を受信する。稼動計画は、電力システム１１が電力系統２００との間で授受すべき電力量の計画値を指定する。具体的には、図３に例示される通り、稼動計画は、時間軸上の複数の単位期間Ｕの各々について、開始時刻ｔsと終了時刻ｔeと期間目標値Ｘとを指定する。単位期間Ｕは、時間軸上に相互に重複せずに設定された所定長（例えば３０分）の期間である。開始時刻ｔsは単位期間Ｕの始点の時刻であり、終了時刻ｔeは単位期間Ｕの終点の時刻である。期間目標値Ｘは、単位期間Ｕ内において電力システム１１が電力系統２００との間で授受すべき電力量（すなわち単位期間Ｕにわたる電力値の積算値）の目標値である。

制御システム１２は、蓄電システム２１が充放電すべき電力の指令値（以下「電力指令値Ｚ(t)」という）を生成する。通信装置３３は、電力指令値Ｚ(t)を蓄電システム２１（具体的には調整装置２１２）に送信する。電力指令値Ｚ(t)の負数は、蓄電システム２１に対する充電の指令であり、電力指令値Ｚ(t)の正数は、蓄電システム２１による放電の指令である。

図４は、制御システム１２の機能的な構成を例示するブロック図である。制御装置３１は、記憶装置３２に記憶されたプログラムを実行することで、電力システム１１（具体的には蓄電システム２１）を制御するための複数の機能（暫定電力積算部４１，目標値算定部４２、指令生成部４３）を実現する。

暫定電力積算部４１は、電力積算値Ｙtmp(m)を算定する。電力積算値Ｙtmp(m)は、図３に例示される通り、各単位期間Ｕの開始時刻ｔsから当該単位期間Ｕ内の特定の時点（以下「対象時点ｔ」という）までに電力システム１１が授受した合計電力の積算値である。単位期間Ｕ内に所定の周期Ｔaで設定された複数の時点の各々を対象時点ｔとして、電力積算値Ｙtmp(m)が算定される。記号ｍは、各単位期間Ｕ内における複数の対象時点ｔの各々を識別するための変数（例えば各対象時点ｔの番号）である。周期Ｔaは、単位期間Ｕの時間長（例えば３０分）よりも短い所定の時間長（例えば１分）である。

図５は、暫定電力積算部４１が実行する動作の手順を表すフローチャートである。周期Ｔa毎に図５の処理が実行される。

暫定電力積算部４１は、対象時点ｔ（現在時刻）が単位期間Ｕの開始時刻ｔsと終了時刻ｔeとの間の時点であるか否かを判定する（Ｓa1）。対象時点ｔが単位期間Ｕ内の時点でない場合（Ｓa1：NO）、処理済の単位期間Ｕが経過して直後の単位期間Ｕが開始したことを意味する。したがって、暫定電力積算部４１は、変数ｍを１に初期化し、かつ、電力積算値Ｙtmp(m)を０に初期化する（Ｓa2）。

他方、対象時点ｔが単位期間Ｕ内の時刻である場合（Ｓa1：YES）、暫定電力積算部４１は、電力積算値Ｙtmp(m)を更新する（Ｓa3，Ｓa4）。具体的には、暫定電力積算部４１は、変数ｍに１を加算し（Ｓa3）、更新後の変数ｍに対応する電力積算値Ｙtmp(m)を算定する（Ｓa4）。例えば、暫定電力積算部４１は、以下の数式(1)の演算により、電力積算値Ｙtmp(m)を算定する。

数式(1)の総和ΣＰn(t)は、対象時点ｔに対応する電力値Ｐn(t)を電力システム１１のＮ個の電力設備２０にわたり合計した合計電力である。対象時点ｔの合計電力ΣＰn(t)に周期Ｔaを乗算することで、対象時点ｔの直前の周期Ｔaの期間において電力システム１１が授受した電力量が算定される。すなわち、数式(1)の演算により、開始時刻ｔsから対象時点ｔまでに電力システム１１が授受した合計電力の積算値が、電力積算値Ｙtmp(m)として算定される。

図４の目標値算定部４２は、暫定目標値Ｒ(t)を算定する。暫定目標値Ｒ(t)は、単位期間Ｕの全体にわたり電力システム１１が授受する合計電力の積算値（電力積算値Ｙtmp(m)）を当該単位期間Ｕの期間目標値Ｘに近付けるために、対象時点ｔにおいて電力システム１１が授受すべき合計電力である。目標値算定部４２は、暫定電力積算部４１が算定した電力積算値Ｙtmp(t)と現在の単位期間Ｕの期間目標値Ｘとに応じて暫定目標値Ｒ(t)を算定する。

図６は、目標値算定部４２が実行する動作の手順を表すフローチャートである。周期Ｔa毎に図６の処理が実行される。

目標値算定部４２は、対象時点ｔが単位期間Ｕの開始時刻ｔsと終了時刻ｔeとの間の時点であるか否かを判定する（Ｓb1）。対象時点ｔが単位期間Ｕ内の時点でない場合（Ｓb1：NO）、目標値算定部４２は、暫定目標値Ｒ(t)を初期化する（Ｓb2）。具体的には、目標値算定部４２は、暫定目標値Ｒ(t)を、以下の数式(2)で表現される数値に初期化する。
数式(2)から理解される通り、暫定目標値Ｒ(t)の初期値は、単位期間Ｕの全体にわたり暫定目標値Ｒ(t)を一定に維持した場合に、単位期間Ｕの全体にわたる暫定目標値Ｒ(t)の積算値が期間目標値Ｘに一致する数値である。

他方、対象時点ｔが単位期間Ｕ内の時刻である場合（Ｓb1：YES）、目標値算定部４２は、対象時点ｔの暫定目標値Ｒ(t)を算定する（Ｓb3，Ｓb4）。目標値算定部４２はまず、残期間の時間長Ｔrを算定する（Ｓb3）。残期間は、図３に例示される通り、単位期間Ｕのうち対象時点ｔから当該単位期間Ｕの終点（終了時刻ｔe）までの期間である。すなわち、目標値算定部４２は、以下の数式(3)により残期間の時間長Ｔrを算定する。

目標値算定部４２は、以下の数式(4)の演算により暫定目標値Ｒ(t)を算定する（Ｓb4）。
数式(4)から理解される通り、目標値算定部４２は、電力積算値Ｙtmp(m)と期間目標値Ｘとの差分（Ｘ－Ｙtmp(m)）を、単位期間Ｕ内の残期間の時間長Ｔrにより除算することで、暫定目標値Ｒ(t)を算定する。すなわち、目標値算定部４２は、単位期間Ｕの全体にわたり電力システム１１が授受する合計電力の積算値が期間目標値Ｘに近付くように、電力積算値Ｙtmp(m)と期間目標値Ｘとに応じて暫定目標値Ｒ(t)を算定する。以上の通り、第１実施形態においては、電力積算値Ｙtmp(m)と期間目標値Ｘとの差分(Ｘ－Ｙtmp(m))を残期間の時間長Ｔrにより除算することで、対象時点ｔにおける暫定目標値Ｒ(t)を簡便かつ適切に算定できる。

以上の説明から理解される通り、単位期間Ｕのうち対象時点ｔ以降の残期間において電力システム１１の合計電力が暫定目標値Ｒ(t)に維持されたと仮定した場合、単位期間Ｕの全体にわたり電力システム１１が授受する合計電力の積算値は、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおいて期間目標値Ｘに到達する。すなわち、暫定目標値Ｒ(t)は、単位期間Ｕの全体にわたり電力システム１１が電力系統２００の間で授受する電力量を期間目標値Ｘに近付ける（理想的には一致させる）ために、対象時点ｔにおいて電力システム１１が授受すべき合計電力の目標値である。

図４の指令生成部４３は、蓄電システム２１が充放電すべき電力を表す電力指令値Ｚ(t)を生成する。具体的には、指令生成部４３は、対象時点ｔにおける電力システム１１の合計電力Ｙ(t)と暫定目標値Ｒ(t)との差分（以下「制御偏差Ｅ(t)」という）が低減されるように、電力指令値Ｚ(t)を算定する。すなわち、電力システム１１の合計電力Ｙ(t)が暫定目標値Ｒ(t)に近付くように電力指令値Ｚ(t)が算定される。

図７は、指令生成部４３が実行する動作の手順を表すフローチャートである。所定の周期Ｔc毎に図７の処理が実行される。周期Ｔcは、単位期間Ｕの時間長（例えば３０分）よりも短い所定の時間長（例えば１０秒）である。周期Ｔcは、前述の周期Ｔaよりも短い時間長である。

指令生成部４３は、対象時点ｔにおける電力システム１１の合計電力Ｙ(t)を算定する（Ｓc1）。合計電力Ｙ(t)は、対象時点ｔに対応する電力値Ｐn(t)を電力システム１１のＮ個の電力設備２０にわたり合計した数値である。具体的には、指令生成部４３は、以下の数式(5)の演算により合計電力Ｙ(t)を算定する。

指令生成部４３は、数式(6)の演算により制御偏差Ｅ(t)を算定する（Ｓc2）。

指令生成部４３は、制御偏差Ｅ(t)に応じて電力指令値Ｚ(t)を算定する（Ｓc3～Ｓc5）。具体的には、指令生成部４３は、制御偏差Ｅ(t)に応じて電力指令値Ｚ(t)を変化させる。

まず、指令生成部４３は、制御偏差Ｅ(t)に応じて電力指令値Ｚ(t)の変化量ΔＺ(t)を算定する（Ｓc3）。図８は、制御偏差Ｅ(t)と変化量ΔＺ(t)との関係を例示するグラフである。図８に例示される通り、変化量ΔＺ(t)は制御偏差Ｅ(t)に比例する。制御偏差Ｅ(t)に対する変化量ΔＺ(t)の勾配Ｋは、所定の正数に設定される。

図８から理解される通り、制御偏差Ｅ(t)が正数の範囲内で増加するほど（すなわち合計電力Ｙ(t)が暫定目標値Ｒ(t)よりも小さいほど）、電力指令値Ｚ(t)の変化量ΔＺ(t)は正数の範囲内で増加する。他方、制御偏差Ｅ(t)が負数の範囲内で減少するほど（すなわち合計電力Ｙ(t)が暫定目標値Ｒ(t)よりも大きいほど）、電力指令値Ｚ(t)の変化量ΔＺ(t)は負数の範囲内で減少する。

指令生成部４３は、直前の電力指令値Ｚ(t－Ｔc)に変化量ΔＺ(t)を加算することで、対象時点ｔの電力指令値Ｚ0(t)を算定する（Ｓc4）。すなわち、指令生成部４３は、以下の数式(7)の演算により電力指令値Ｚ0(t)を算定する。
具体的には、指令生成部４３は、対象時点ｔよりも周期Ｔcだけ過去における電力指令値Ｚ(ｔ－Ｔc)に今回の変化量ΔＺ(t)を加算することで、電力指令値Ｚ0(t)を算定する。以上の説明から理解される通り、電力システム１１の合計電力Ｙ(t)が暫定目標値Ｒ(t)を下回る場合（Ｅ(t)＞０）に電力指令値Ｚ0(t)は増加し（ΔＺ(t)＞０）、合計電力Ｙ(t)が暫定目標値Ｒ(t)を上回る場合（Ｅ(t)＜０）に電力指令値Ｚ0(t)は減少する（ΔＺ(t)＜０）。

指令生成部４３は、以上の手順で算定した電力指令値Ｚ0(t)を所定の範囲（以下「制限範囲Ｌz」という）に制限することで、最終的な電力指令値Ｚ(t)を算定する（Ｓc5）。図９は、電力指令値Ｚ0(t)と電力指令値Ｚ(t)との関係を表すグラフである。図９の制限範囲Ｌzは、上限値ＺHと下限値ＺLとの間の範囲である。上限値ＺHは所定の正数であり、下限値ＺLは所定の負数である。例えば、下限値ＺLは、絶対値が上限値ＺHに等しい負数である（ＺL＝－ＺH）。

図９に例示される通り、電力指令値Ｚ0(t)が上限値ＺHを上回る場合（Ｚ0(t)＞ＺH）、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ(t)を上限値ＺHに設定する。また、電力指令値Ｚ0(t)が下限値ＺLを下回る場合（Ｚ0(t)＜ＺL）、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ(t)を下限値ＺLに設定する。他方、電力指令値Ｚ0(t)が制限範囲Ｌz内の数値である場合（ＺL≦Ｚ0(t)≦ＺH）、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ0(t)を最終的な電力指令値Ｚ(t)として確定する。

以上の手順で電力指令値Ｚ(t)を算定すると、指令生成部４３は、蓄電システム２１が電力指令値Ｚ(t)に応じて充電可能な状態にあるか否かを判定する（Ｓc6）。具体的には、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ(t)が充電を意味する負数であり（Ｚ(t)＜０）、かつ、対象時点ｔにおける充電率Ｓ(t)が所定の上限値ＳHを下回る（Ｓ(t)＜ＳH）か否かを判定する。

判定の結果が肯定である場合（Ｓc6：YES）、蓄電システム２１は、電力指令値Ｚ(t)に応じて充電可能な状態にある。したがって、指令生成部４３は、対象時点ｔの電力指令値Ｚ(t)を、通信装置３３から蓄電システム２１に送信する（Ｓc9）。蓄電システム２１の蓄電装置２１１は、電力指令値Ｚ(t)に応じて充電を実行する。

判定の結果が否定である場合（Ｓc6：NO）、指令生成部４３は、蓄電システム２１が電力指令値Ｚ(t)に応じて放電可能な状態にあるか否かを判定する（Ｓc7）。具体的には、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ(t)が放電を意味する正数であり（Ｚ(t)＞０）、かつ、対象時点ｔにおける充電率Ｓ(t)が所定の下限値ＳLを上回る（Ｓ(t)＞ＳL）か否かを判定する。

判定の結果が肯定である場合（Ｓc7：YES）、蓄電システム２１は、電力指令値Ｚ(t)に応じて放電可能な状態にある。したがって、指令生成部４３は、対象時点ｔの電力指令値Ｚ(t)を、通信装置３３から蓄電システム２１に送信する（Ｓc9）。蓄電システム２１の蓄電装置２１１は、電力指令値Ｚ(t)に応じて放電を実行する。

ステップＳc6およびステップＳc7の双方の判定の結果が否定である場合には、蓄電システム２１が充電も放電も実行できない状態にある。蓄電システム２１が充電も放電も実行できない場合（Ｓc6：NO、かつ、Ｓc7：NO）、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ(t)を、充放電の停止を意味する０に制限する（Ｓc8）。蓄電システム２１は、電力指令値Ｚ(t)を蓄電システム２１に送信する（Ｓc9）。したがって、蓄電システム２１は充電も放電も実行しない。なお、蓄電システム２１が充電も放電も実行できない場合、蓄電システム２１に対する電力指令値Ｚ(t)の送信（Ｓc9）が省略されてもよい。

以上に説明した通り、第１実施形態においては、単位期間Ｕの全体にわたり電力システム１１が授受する合計電力の積算値が期間目標値Ｘに近付くように、対象時点ｔにおける合計電力の暫定目標値Ｒ(t)が算定され、対象時点ｔにおける合計電力Ｙ(t)と当該対象時点ｔにおける暫定目標値Ｒ(t)との差分（制御偏差Ｅ(t)）が低減されるように、蓄電システム２１に対する電力指令値Ｚ(t)が生成される。したがって、単位期間Ｕの全体にわたる電力システム１１の合計電力の積算値を期間目標値Ｘに近付けることが可能である。

Ｂ：第２実施形態
本開示の第２実施形態を説明する。なお、以下に例示する各態様において、機能が第１実施形態と同様である要素については、第１実施形態の説明と同様の符号を流用して各々の詳細な説明を適宜に省略する。

前掲の数式(4)の通り、目標値算定部４２は、電力積算値Ｙtmp(m)と期間目標値Ｘとの差分(Ｘ－Ｙtmp(m))を残期間の時間長Ｔrにより除算することで、暫定目標値Ｒ(t)を算定する。したがって、対象時点ｔが単位期間Ｕの終了時刻ｔeに近付くことで残期間の時間長Ｔrが短くなると、暫定目標値Ｒ(t)が不安定に増加し得る。以上の事情を考慮して、第２実施形態の目標値算定部４２は、単位期間Ｕのうち終点を含む末尾期間Ｕe（図３参照）において、暫定目標値Ｒ(t)を、電力積算値Ｙtmp(t)および期間目標値Ｘに関わらず一定に維持する。

具体的には、第２実施形態の目標値算定部４２は、第１実施形態の数式(4)に代えて以下の数式(4a)の演算により、暫定目標値Ｒ(t)を算定する。

単位期間Ｕのうち終了時刻ｔeを含む末尾期間Ｕeの時間長は、単位期間Ｕの時間長(ｔe－ｔs)の１０％に相当する。対象時点ｔが末尾期間Ｕeの開始前である場合（Ｔr≧(ｔe－ｔs)×0.1）、目標値算定部４２は、第１実施形態と同様に、電力積算値Ｙtmp(m)と期間目標値Ｘとの差分（Ｘ－Ｙtmp(m)）を残期間の時間長Ｔrにより除算することで、暫定目標値Ｒ(t)を算定する。他方、対象時点ｔが末尾期間Ｕe内にある場合（Ｔr＜(ｔe－ｔs)×0.1）、目標値算定部４２は、直前の暫定目標値Ｒ(ｔ－Ｔa)を、対象時点ｔ（現在時刻）の暫定目標値Ｒ(t)として設定する。したがって、末尾期間Ｕe内の暫定目標値Ｒ(t)は、当該末尾期間Ｕeの開始時刻ｔsにおける暫定目標値Ｒ(t)に維持される。

第２実施形態においても第１実施形態と同様の効果が実現される。また、第２実施形態においては、単位期間Ｕのうち末尾期間Ｕeにおいて暫定目標値Ｒ(t)が一定に維持されるから、末尾期間Ｕeにおいても暫定目標値Ｒ(t)を安定させることが可能である。

Ｃ：第３実施形態
第１実施形態の指令生成部４３は、合計電力Ｙ(t)と暫定目標値Ｒ(t)との差分（制御偏差Ｅ(t)）に応じて電力指令値Ｚ(t)を生成する。図８から理解される通り、制御偏差Ｅ(t)が０付近で変動した場合、変化量ΔＺ(t)は正数と負数との間で頻繁に変動する可能性がある。変化量ΔＺ(t)が頻繁に変動する結果、電力指令値Ｚ(t)が不安定に変動する場合がある。以上の事情を考慮して、第３実施形態の指令生成部４３は、制御偏差Ｅ(t)が所定の範囲内にある場合には、電力指令値Ｚ(t)を変化させない。

図１０は、第３実施形態における制御偏差Ｅ(t)と変化量ΔＺ(t)との関係を例示するグラフである。すなわち、第３実施形態においては、制御偏差Ｅ(t)と変化量ΔＺ(t)との関係が、図８に例示された関係から図１０に例示された関係に置換される。

図１０に例示される通り、制御偏差Ｅ(t)が所定の範囲Ｌe内にある場合、指令生成部４３は、電力指令値Ｚ(t)の変化量ΔＺ(t)を０に設定する。範囲Ｌeは、上限値ＥHと下限値ＥLとの間の範囲である。上限値ＥHは所定の正数であり、下限値ＥLは所定の負数である。例えば、下限値ＥLは、絶対値が上限値ＥHに等しい負数である（ＥL＝－ＥH）。以上のように変化量ΔＺ(t)が０に設定される結果、前掲の数式(7)から理解される通り、電力指令値Ｚ(t)は変化しない。

制御偏差Ｅ(t)が所定の範囲Ｌe外にある場合の動作は第１実施形態と同様である。すなわち、制御偏差Ｅ(t)が範囲Ｌeの上限値ＥHを上回る場合、変化量ΔＺ(t)が正数に設定されることで電力指令値Ｚ(t)は増加する。他方、制御偏差Ｅ(t)が範囲Ｌeの下限値ＥLを下回る場合、変化量ΔＺ(t)が負数に設定されることで電力指令値Ｚ(t)は減少する。

第３実施形態においても第１実施形態と同様の効果が実現される。また、第３実施形態においては、対象時点ｔにおける合計電力Ｙ(t)と当該対象時点ｔにおける暫定目標値Ｒ(t)との差分（制御偏差Ｅ(t)）が所定の範囲Ｌe内にある場合には電力指令値Ｚ(t)を変化させない。したがって、範囲Ｌe内における制御偏差Ｅ(t)の変動に起因して電力指令値Ｚ(t)が不安定に変動する可能性を低減できる。例えば、電力指令値Ｚ(t)が充電を表す負数と放電を表す正数との間で頻繁に切替わる可能性を低減できる。なお、第２実施形態の構成は、第３実施形態にも同様に適用され得る。

図１１から図１６は、第３実施形態におけるシミュレーションの結果である。以下のシミュレーションの条件は以下の通りである。なお、蓄電装置２１１の容量は３０［ＭＷｈ］に設定した。
Ｎ＝２（電力システム１１が１個の蓄電システム２１と１個の発電システム２２とで構成された形態）
ｔs＝０［分］、ｔe＝３０［分］
ＳH＝９０［％］、ＳL＝１０［％］
ＥH＝２［ＭＷ］、ＥL＝－２［ＭＷ］
Ｋ＝１．５
Ｔa＝１［分］
Ｔc＝１０［秒］
ＺH＝１５［ＭＷ］、ＺL＝－１５［ＭＷ］

以下の説明において、グラフＧ1は、期間目標値Ｘおよび電力積算値Ｙtmp(t)の時間変化を表すグラフである。グラフＧ2は、蓄電システム２１の電力値Ｐ1(t)と発電システム２２の電力値Ｐ2(t)と蓄電装置２１１の充電率Ｓ(t)との時間変化を表すグラフである。グラフＧ3は、電力指令値Ｚ(t)と制御偏差Ｅ(t)と暫定目標値Ｒ(t)との時間変化を表すグラフである。なお、調整装置２１２により、グラフＧ3が表す電力指令値Ｚ(t)の通りに、グラフＧ2の電力値Ｐ1(t)が出力される。

図１１および図１２において想定されたケース１は、期間目標値Ｘが１０［ＭＷｈ］に設定された状況である。図１１は、蓄電システム２１の電力指令値Ｚ(t)を制御しない形態（以下「対比例」という）におけるシミュレーションの結果である。図１１から把握される通り、対比例においては、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおける電力積算値Ｙtmp(m)が、期間目標値Ｘから乖離した数値となる。具体的には、期間目標値Ｘに対する電力積算値Ｙtmp(m)の不足分δ（不足インバランス）は２．１２［ＭＷｈ］である。

図１２は、第３実施形態におけるシミュレーションの結果である。図１２から把握される通り、第３実施形態においては、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおける電力積算値Ｙtmp(m)が、期間目標値Ｘに実質的に一致する。具体的には、期間目標値Ｘと電力積算値Ｙtmp(m)との差分は０．０４［ＭＷｈ］に抑制される。

図１３および図１４において想定されたケース２は、期間目標値Ｘが５［ＭＷｈ］に設定された状況である。図１３は、対比例におけるシミュレーションの結果である。図１３から把握される通り、対比例においては、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおける電力積算値Ｙtmp(m)が、期間目標値Ｘから乖離した数値となる。具体的には、期間目標値Ｘに対する電力積算値Ｙtmp(m)の余剰分δ（余剰インバランス）は２．６３［ＭＷｈ］である。

図１４は、第３実施形態におけるシミュレーションの結果である。図１４から把握される通り、第３実施形態においては、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおける電力積算値Ｙtmp(m)が、期間目標値Ｘに実質的に一致する。具体的には、期間目標値Ｘと電力積算値Ｙtmp(m)との差分は０．０７［ＭＷｈ］に抑制される。以上の通り、第３実施形態によれば、単位期間Ｕの全体にわたる電力システム１１の合計電力の積算値を、期間目標値Ｘに高精度に近付けることが可能である。

図１５および図１６は、単位期間Ｕの途中の時点において期間目標値Ｘが５［ＭＷｈ］から１０［ＭＷｈ］に変化するケース３のシミュレーションの結果である。図１５は、対比例におけるシミュレーションの結果である。対比例において、期間目標値Ｘに対する電力積算値Ｙtmp(m)の不足分δ（不足インバランス）は２．３７［ＭＷｈ］である。

図１６は、第３実施形態におけるシミュレーションの結果である。図１６から把握される通り、第３実施形態においては、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおける電力積算値Ｙtmp(m)が、期間目標値Ｘに実質的に一致する。具体的には、期間目標値Ｘと電力積算値Ｙtmp(m)との差分は０．１６［ＭＷｈ］に抑制される。以上の通り、第３実施形態によれば、単位期間Ｕ内において期間目標値Ｘが変化した場合にも、電力システム１１の合計電力の積算値を、期間目標値Ｘに高精度に近付けることが可能である。

Ｄ：第４実施形態
図１７は、第４実施形態における制御システム１２の機能的な構成を例示するブロック図である。第４実施形態の制御装置３１は、記憶装置３２に記憶されたプログラムを実行することで、第１実施形態と同様の要素（暫定電力積算部４１，目標値算定部４２、指令生成部４３）に加えて平滑処理部４４としても機能する。

平滑処理部４４は、電力システム１１の各電力設備２０が授受する電力値Ｐn(t)の時系列を時間軸上で平滑化する。例えば、電力値Ｐn(t)の時系列から高域成分を除去する低域通過フィルタが、平滑処理部４４として例示される。

例えば、平滑処理部４４は、以下の数式(8)で表現されるＡＲＭＡ（AutoRegressive Moving Average）フィルタにより、平滑後の電力値Ｖn(t)を算定する。
数式(8)の右辺における第１項は自己回帰（ＡＲ）成分に相当し、第２項は移動平均（ＭＡ）成分に相当する。数式(8)の記号ａiは、自己回帰成分の加重値を意味する自己回帰係数であり、所定の正数に設定される。数式(8)の記号ｂjは、移動平均成分の加重値を意味する移動平均係数であり、所定の正数に設定される。

第４実施形態の制御装置３１は、平滑処理部４４による平滑後の電力値Ｖn(t)を、前述の各形態における電力値Ｐn(t)として適用する。例えば、暫定電力積算部４１は、平滑後の電力値Ｖn(t)の合計電力ΣＶn(t)を積算することで、電力積算値Ｙtmp(t)を算定する。

第４実施形態においても第１実施形態と同様の効果が実現される。また、第４実施形態においては、電力システム１１の各電力設備２０の電力値Ｐn(t)が時間軸上で平滑化され、平滑化後の各電力値Ｖn(t)から電力積算値Ｙtmp(t)が算定される。したがって、各電力設備２０の電力値Ｐn(t)が平滑化されない形態と比較して、各電力設備２０の電力値Ｐn(t)が頻繁に変動することに起因した電力指令値Ｚ(t)の過度な変動を抑制できる。なお、第２実施形態または第３実施形態の構成は、第４実施形態にも同様に適用され得る。

図１８は、第４実施形態におけるシミュレーションの結果である。シミュレーションの条件は、図１１から図１２に例示したシミュレーションと同様である。なお、数式(8)における自己回帰成分の次数Ｉおよび移動平均成分の次数Ｊは、ともに１に設定された。また、数式(8)における自己回帰係数ａiは０．９に設定され、移動平均係数ｂjは０．１に設定された。期間目標値Ｘは１０［ＭＷｈ］である。

図１８から把握される通り、第４実施形態においても、単位期間Ｕの終了時刻ｔeにおける電力積算値Ｙtmp(m)が、期間目標値Ｘに実質的に一致する。具体的には、期間目標値Ｘと電力積算値Ｙtmp(m)との差分は０．００９［ＭＷｈ］に抑制される。また、第４実施形態においては、第３実施形態（図１２）と比較して電力指令値Ｚ(t)の時間的な変動が抑制されていることが、図１８から確認できる。

Ｅ：第５実施形態
図１９は、第５実施形態に係る電力管理システム１００の構成を例示するブロック図である。第１実施形態においては、電力システム１１が蓄電システム２１と発電システム２２とで構成される形態を例示した。第５実施形態の電力システム１１を構成するＮ個の電力設備２０は、第１実施形態と同様の蓄電システム２１と、複数の負荷システム２３とを含む。すなわち、第５実施形態は、第１実施形態の発電システム２２が負荷システム２３に置換された形態である。

各負荷システム２３は、蓄電システム２１または電力系統２００から供給される電力の消費により動作する各種の負荷（所内負荷）である。制御システム１２の通信装置３３は、負荷システム２３を含む各電力設備２０から電力値Ｐn(t)を受信する。負荷システム２３の電力値Ｐn(t)は、基本的に負数である。

具体的には、図１９に例示される通り、負荷システム２３は、負荷装置２３１と調整装置２３２と変圧装置２３３とを具備する。負荷装置２３１は、例えば電力システム１１の構内に設置された各種の設備（例えば電源装置、照明装置または空調装置等）である。

変圧装置２３３は、電力系統２００から供給される交流電力の変圧を変換する。調整装置２３２は、負荷装置２３１による動作を制御するＰＣＳ（Power Conditioning System）である。具体的には、調整装置２３２は、変圧装置２３３による変換後の交流電力を負荷装置２３１に好適な電力（例えば直流電力）に変換する電力変換装置である。

制御システム１２の構成および動作は第１実施形態と同様である。したがって、第５実施形態においても第１実施形態と同様の効果が実現される。なお、第２実施形態から第４実施形態のうち１以上の構成は、第５実施形態にも同様に適用され得る。

電力システム１１は、第１実施形態に例示した発電システム２２と、第５実施形態に例示した負荷システム２３との双方を含んでもよい。以上の例示から理解される通り、電力システム１１は、蓄電システム２１と発電システム２２および負荷システム２３の少なくとも一方とを含む。

Ｆ：変形例
以上に例示した各態様に付加される具体的な変形の態様を以下に例示する。以下の例示から任意に選択された２以上の態様を、相互に矛盾しない範囲で適宜に併合してもよい。

（１）第２実施形態においては、単位期間Ｕの時間長(ｔe－ｔs)の１０％を末尾期間Ｕeとして例示したが、末尾期間Ｕeの条件は以上の例示に限定されない。例えば、末尾期間Ｕeの時間長は、事前に設定された固定値（例えば３分）でもよい。

（２）前述の各形態においては電力システム１１が１個の蓄電システム２１を含む形態を例示したが、電力システム１１は複数の蓄電システム２１を含んでもよい。複数の蓄電システム２１の各々について前述の各形態において例示した制御が適用される。

（３）前述の形態に係る制御システム１２の機能は、前述の通り、制御装置３１を構成する単数または複数のプロセッサと、記憶装置３２に記憶されたプログラムとの協働により実現される。以上に例示したプログラムは、コンピュータが読取可能な記録媒体に格納された形態で提供されてコンピュータにインストールされ得る。記録媒体は、例えば非一過性（non-transitory）の記録媒体であり、ＣＤ-ＲＯＭ等の光学式記録媒体（光ディスク）が好例であるが、半導体記録媒体または磁気記録媒体等の公知の任意の形式の記録媒体も包含される。なお、非一過性の記録媒体とは、一過性の伝搬信号（transitory, propagating signal）を除く任意の記録媒体を含み、揮発性の記録媒体も除外されない。また、配信装置が通信網を介してプログラムを配信する構成では、当該配信装置においてプログラムを記憶する記録媒体が、前述の非一過性の記録媒体に相当する。

（４）本願における「第ｎ」（ｎは自然数）という記載は、各要素を表記上において区別するための形式的かつ便宜的な標識（ラベル）としてのみ使用され、如何なる実質的な意味も持たない。したがって、「第ｎ」という表記を根拠として、各要素の位置または順番等が限定的に解釈される余地はない。

Ｇ：付記
以上に例示した形態から、例えば以下の構成が把握される。なお、各態様の理解を容易にするために、以下では、図面の符号を便宜的に括弧書で併記するが、本開示を図示の態様に限定する趣旨ではない。

本開示のひとつの態様（態様１）に係る制御システム（１２）は、蓄電システム（２１）と発電システム（２２）および負荷システム（２３）の少なくとも一方とを含む電力システム（１１）の動作を管理する制御システム（１２）であって、単位期間（Ｕ）の始点から当該単位期間（Ｕ）内の対象時点（ｔ）までに前記電力システム（１１）が授受した合計電力の積算値である電力積算値（Ｙtmp(m)）を算定する暫定電力積算部（４１）と、前記単位期間（Ｕ）の全体にわたり前記電力システム（１１）が授受する合計電力の積算値が期間目標値（Ｘ）に近付くように、前記電力積算値（Ｙtmp(m)）と前記期間目標値（Ｘ）とに応じて、前記対象時点（ｔ）において前記電力システム（１１）が授受すべき合計電力の暫定目標値（Ｒ(t)）を算定する目標値算定部（４２）と、前記対象時点（ｔ）における前記電力システム（１１）の合計電力（Ｙ(t)）と前記暫定目標値（Ｒ(t)）との差分（Ｅ(t)）が低減されるように、前記蓄電システム（２１）が充放電すべき電力の指令値（Ｚ(t)）を生成する指令生成部（４３）とを備える。以上の態様においては、単位期間（Ｕ）の全体にわたり電力システム（１１）が授受する合計電力の積算値が期間目標値（Ｘ）に近付くように、対象時点（ｔ）における合計電力の暫定目標値が算定され、対象時点（ｔ）における合計電力と当該対象時点（ｔ）における暫定目標値との差分が低減されるように、蓄電システム（２１）に対する充放電の指令が生成される。したがって、単位期間（Ｕ）の全体にわたる電力システム（１１）の合計電力の積算値を期間目標値（Ｘ）に近付けることが可能である。

態様１の具体例（態様２）において、前記目標値算定部（４２）は、前記電力積算値（Ｙtmp(m)）と前記期間目標値（Ｘ）との差分を、前記単位期間（Ｕ）のうち前記対象時点（ｔ）から当該単位期間（Ｕ）の終点までの残期間の時間長（Ｔr）により除算することで、前記暫定目標値（Ｒ(t)）を算定する。以上の態様によれば、電力積算値（Ｙtmp(m)）と期間目標値（Ｘ）との差分を残期間の時間長（Ｔr）により除算することで、対象時点（ｔ）における暫定目標値（Ｒ(t)）を簡便かつ適切に算定できる。

態様２の具体例（態様３）において、前記目標値算定部（４２）は、前記単位期間（Ｕ）のうち終点を含む末尾期間（Ｕe）において、前記暫定目標値（Ｒ(t)）を、前記電力積算値（Ｙtmp(m)）および前記期間目標値（Ｘ）に関わらず一定に維持する。対象時点（ｔ）が単位期間（Ｕ）の終点に近付くと、残期間の時間長（Ｔr）が短くなる。したがって、電力積算値（Ｙtmp(m)）と期間目標値（Ｘ）との差分を残期間の時間長（Ｔr）により除算することで算定される暫定目標値（Ｒ(t)）は、単位期間（Ｕ）の末尾期間（Ｕe）において不安定に変動し得る。末尾期間（Ｕe）において暫定目標値（Ｒ(t)）を一定に維持する形態によれば、末尾期間（Ｕe）においても暫定目標値（Ｒ(t)）を安定させることが可能である。

態様１から態様３の何れかの具体例（態様４）において、前記指令生成部（４３）は、前記対象時点（ｔ）における前記合計電力（Ｙ(t)）と前記暫定目標値（Ｒ(t)）との差分（Ｅ(t)）に応じて前記指令値（Ｚ(t)）を変化させ、前記差分（Ｅ(t)）が所定の範囲内にある場合には、前記指令値（Ｚ(t)）を変化させない。以上の態様においては、対象時点（ｔ）における合計電力と当該対象時点（ｔ）における暫定目標値（Ｒ(t)）との差分が所定の範囲内にある場合には指令値（Ｚ(t)）を変化させない。したがって、所定の範囲内における差分の変動に起因して指令値（Ｚ(t)）が不安定に変動する可能性を低減できる。例えば、指令値（Ｚ(t)）が充電を表す数値と放電を表す数値との間で頻繁に切替わる可能性を低減できる。

態様１から態様４の何れかの具体例（態様５）において、前記電力システム（１１）に含まれる各電力設備（２０）が授受する電力値（Ｐn(t)）の時系列を時間軸上で平滑化する平滑処理部（４４）をさらに具備し、前記暫定電力積算部（４１）は、前記平滑処理部（４４）による平滑後の電力値（Ｐn(t)）の合計電力を積算することで前記電力積算値（Ｙtmp(m)）を算定する。以上の態様においては、電力システム（１１）の各電力設備（２０）の電力値が時間軸上で平滑化され、平滑化後の各電力値から電力積算値Ｙtmp(t)が算定される。したがって、各電力設備（２０）の電力値が平滑化されない形態と比較して、各電力設備（２０）の電力値が頻繁に変動することに起因した電力指令値（Ｚ(t)）の過度な変動を抑制できる。

１００…電力管理システム、２００…電力系統、３００…管理システム、１１…電力システム、１２…制御システム、２０…電力設備、２１…蓄電システム、２１１…蓄電装置、２１２…調整装置、２１３…変圧装置、２２…発電システム、２２１…発電装置、２２２…調整装置、２２３…変圧装置、２３…負荷システム、２３１…負荷装置、２３２…調整装置、２３３…変圧装置、３１…制御装置、３２…記憶装置、３３…通信装置、４１…暫定電力積算部、４２…目標値算定部、４３…指令生成部、４４…平滑処理部。

Claims (3)

1. 蓄電システムと発電システムおよび負荷システムの少なくとも一方とを含む電力システムの動作を管理する制御システムであって、
   単位期間の始点から当該単位期間内の対象時点までに前記電力システムが授受した合計電力の積算値である電力積算値を算定する暫定電力積算部と、
   前記単位期間の全体にわたり前記電力システムが授受する合計電力の積算値が期間目標値に近付くように、前記電力積算値と前記期間目標値との差分を、前記単位期間のうち前記対象時点から当該単位期間の終点までの残期間の時間長により除算することで、前記対象時点において前記電力システムが授受すべき合計電力の暫定目標値を算定する目標値算定部と、
   前記対象時点における前記電力システムの合計電力と前記暫定目標値との差分が低減されるように、前記蓄電システムが充放電すべき電力の指令値を生成する指令生成部と
   を備え、
   前記目標値算定部は、前記単位期間のうち終点を含む末尾期間において、前記暫定目標値を、前記電力積算値および前記期間目標値に関わらず一定に維持する
   制御システム。
2. 蓄電システムと発電システムおよび負荷システムの少なくとも一方とを含む電力システムの動作を管理する制御システムであって、
   単位期間の始点から当該単位期間内の対象時点までに前記電力システムが授受した合計電力の積算値である電力積算値を算定する暫定電力積算部と、
   前記単位期間の全体にわたり前記電力システムが授受する合計電力の積算値が期間目標値に近付くように、前記電力積算値と前記期間目標値とに応じて、前記対象時点において前記電力システムが授受すべき合計電力の暫定目標値を算定する目標値算定部と、
   前記対象時点における前記電力システムの合計電力と前記暫定目標値との差分が低減されるように、前記蓄電システムが充放電すべき電力の指令値を生成する指令生成部と
   を備え、
   前記指令生成部は、
   前記対象時点における前記合計電力と前記暫定目標値との差分に応じて前記指令値を変化させ、
   前記差分が所定の範囲内にある場合には、前記指令値を変化させない
   制御システム。
3. 蓄電システムと発電システムおよび負荷システムの少なくとも一方とを含む電力システムの動作を管理する制御システムであって、
   前記電力システムに含まれる各電力設備が授受する電力値の時系列を時間軸上で平滑化する平滑処理部と、
   単位期間の始点から当該単位期間内の対象時点までに前記電力システムが授受した合計電力の積算値である電力積算値を算定する暫定電力積算部と、
   前記単位期間の全体にわたり前記電力システムが授受する合計電力の積算値が期間目標値に近付くように、前記電力積算値と前記期間目標値とに応じて、前記対象時点において前記電力システムが授受すべき合計電力の暫定目標値を算定する目標値算定部と、
   前記対象時点における前記電力システムの合計電力と前記暫定目標値との差分が低減されるように、前記蓄電システムが充放電すべき電力の指令値を生成する指令生成部と
   を備え、
   前記暫定電力積算部は、前記平滑処理部による平滑後の電力値の合計電力を積算することで前記電力積算値を算定する
   制御システム。