特許 7682617 分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理方法、および、分散型エネルギーリソース管理プログラム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】

(24)【登録日】2025-05-16

(45)【発行日】2025-05-26

(54)【発明の名称】分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理方法、および、分散型エネルギーリソース管理プログラム

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/00 20060101AFI20250519BHJP

   B60L 50/60 20190101ALI20250519BHJP

   B60L 53/14 20190101ALI20250519BHJP

   B60L 53/64 20190101ALI20250519BHJP

   B60L 53/68 20190101ALI20250519BHJP

   B60L 55/00 20190101ALI20250519BHJP

   B60L 58/12 20190101ALI20250519BHJP

   G06Q 50/06 20240101ALI20250519BHJP

   G16Y 10/40 20200101ALI20250519BHJP

   G16Y 20/30 20200101ALI20250519BHJP

   H02J 3/14 20060101ALI20250519BHJP

   H02J 3/32 20060101ALI20250519BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20250519BHJP

   H02J 7/00 20060101ALI20250519BHJP

   H02J 13/00 20060101ALI20250519BHJP

【ＦＩ】

H02J3/00 170

B60L50/60

B60L53/14

B60L53/64

B60L53/68

B60L55/00

B60L58/12

G06Q50/06

G16Y10/40

G16Y20/30

H02J3/14 160

H02J3/32

H02J3/38 130

H02J7/00 P

H02J13/00 311T

【請求項の数】 5

(21)【出願番号】P 2020156544

(22)【出願日】2020-09-17

(65)【公開番号】P2022050126

(43)【公開日】2022-03-30

【審査請求日】2023-03-01

【審判番号】

【審判請求日】2024-07-22

(73)【特許権者】

【識別番号】000003078

【氏名又は名称】株式会社東芝

(73)【特許権者】

【識別番号】317015294

【氏名又は名称】東芝エネルギーシステムズ株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】110002147

【氏名又は名称】弁理士法人酒井国際特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】村井 雅彦

(72)【発明者】

【氏名】坂田 将典

【合議体】

【審判長】高野 洋

【審判官】上田 翔太

【審判官】寺谷 大亮

(56)【参考文献】

【文献】国際公開第２０２０／１６１７７３（ＷＯ，Ａ１）

【文献】特開２０１８－１４８６７９（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０２０－５４０７０（ＪＰ，Ａ）

【文献】国際公開第２０１６／０３５４０８（ＷＯ，Ａ１）

【文献】特開２０１５－１０４２１３（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１４－２１７０９１（ＪＰ，Ａ）

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

分散型エネルギーリソースとしての車両の蓄電池を有する需要家の、時間単位である３０分単位の時間帯ごとの需要電力量と供給電力量を予測する予測部と、
前記車両の利用時間帯の情報を含む利用情報を入力する入力部と、
前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報に基づいて、前記時間帯ごとの前記蓄電池の充放電計画を作成する計画作成部と、を備え、
前記利用情報は、前記車両の利用開始時刻と利用終了時刻と、前記利用開始時刻における前記蓄電池の充電目標値と、を含み、
前記計画作成部は、
前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報、前記時間帯ごとの電気料金の従量料金単価の情報、および、前記蓄電池の蓄電量の上下限値の範囲の情報を用いて、
前記蓄電池の蓄電量が、前記上下限値の範囲から逸脱しないように、かつ、
前記蓄電池の蓄電量が、前記利用開始時刻に前記充電目標値となるように、という制約条件の元で、
前記需要家に関する電力の基本料金と従量料金の合計である評価式を最小化する最適化モデルの最適解を算出することによって、
前記時間帯ごとの前記蓄電池の前記充放電計画を作成する、分散型エネルギーリソース管理装置。

【請求項2】

前記車両と前記車両が充放電を行う対象である充放電設備との接続状態に関する情報である接続情報を取得する取得部を、さらに備え、
前記計画作成部は、前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報、前記接続情報に基づいて、前記蓄電池の充放電計画を作成する、請求項１に記載の分散型エネルギーリソース管理装置。

【請求項3】

前記需要家は、太陽光発電装置と、定置型蓄電池と、をさらに備え、
前記計画作成部は、所定の評価式を最小化する最適化モデルの最適解を算出することによって、前記蓄電池と前記定置型蓄電池それぞれの充放電計画を作成し、
前記所定の評価式は、前記蓄電池の充放電効率の情報と、前記定置型蓄電池の充放電効率の情報と、を含む、請求項１または請求項２に記載の分散型エネルギーリソース管理装置。

【請求項4】

分散型エネルギーリソースとしての車両の蓄電池を有する需要家の、時間単位である３０分単位の時間帯ごとの需要電力量と供給電力量を予測する予測ステップと、
前記車両の利用時間帯の情報を含む利用情報を入力する入力ステップと、
前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報に基づいて、前記時間帯ごとの前記蓄電池の充放電計画を作成する計画作成ステップと、を含み、
前記利用情報は、前記車両の利用開始時刻と利用終了時刻と、前記利用開始時刻における前記蓄電池の充電目標値と、を含み、
前記計画作成ステップは、
前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報、前記時間帯ごとの電気料金の従量料金単価の情報、および、前記蓄電池の蓄電量の上下限値の範囲の情報を用いて、
前記蓄電池の蓄電量が、前記上下限値の範囲から逸脱しないように、かつ、
前記蓄電池の蓄電量が、前記利用開始時刻に前記充電目標値となるように、という制約条件の元で、
前記需要家に関する電力の基本料金と従量料金の合計である評価式を最小化する最適化モデルの最適解を算出することによって、
前記時間帯ごとの前記蓄電池の前記充放電計画を作成する、分散型エネルギーリソース管理方法。

【請求項5】

分散型エネルギーリソースとしての車両の蓄電池を有する需要家の、時間単位である３０分単位の時間帯ごとの需要電力量と供給電力量を予測する予測ステップと、
前記車両の利用時間帯の情報を含む利用情報を入力する入力ステップと、
前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報に基づいて、前記時間帯ごとの前記蓄電池の充放電計画を作成する計画作成ステップと、をコンピュータに実行させるための分散型エネルギーリソース管理プログラムであって、
前記利用情報は、前記車両の利用開始時刻と利用終了時刻と、前記利用開始時刻における前記蓄電池の充電目標値と、を含み、
前記計画作成ステップは、
前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報、前記時間帯ごとの電気料金の従量料金単価の情報、および、前記蓄電池の蓄電量の上下限値の範囲の情報を用いて、
前記蓄電池の蓄電量が、前記上下限値の範囲から逸脱しないように、かつ、
前記蓄電池の蓄電量が、前記利用開始時刻に前記充電目標値となるように、という制約条件の元で、
前記需要家に関する電力の基本料金と従量料金の合計である評価式を最小化する最適化モデルの最適解を算出することによって、
前記時間帯ごとの前記蓄電池の前記充放電計画を作成する、分散型エネルギーリソース管理プログラム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明の実施形態は、分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理方法、および、分散型エネルギーリソース管理プログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

近年、工場や家庭などの需要家（電力需要家。以下同様）が有する分散型エネルギーリソース（ＤＥＲ：Distributed Energy Resources）を、ＩｏＴ（Internet of Things）を活用した高度なエネルギーマネジメント技術によりアグリゲーションして、遠隔・統合制御することで、あたかも一つの発電所のように機能させる、バーチャルパワープラント（ＶＰＰ）の技術開発が進められている。

【0003】

そして、ＶＰＰや、電気の需要（消費）と供給（発電）のバランスをとるために需要家側の電力を制御する技術であるＤＲ（Demand Response）への注目が高まっている。ＶＰＰやＤＲにより、負荷平準化や再生可能エネルギーの供給過剰電力の吸収、電力不足時の供給などのサービスを提供することが期待されている。

【0004】

また、地球温暖化防止の観点から、ＣＯ_２を排出しない太陽光発電装置のような再生可能エネルギー発電機や、再生可能エネルギー発電機による発電電力を有効活用するための蓄電池や、電気自動車（ＥＶ：Electric Vehicle）を導入するケースも増えてきており、これらをＤＥＲとして活用することが期待されている。

【0005】

ここで、ＤＥＲとしてのＥＶに注目すると、定置型蓄電池と異なり、ＥＶを移動手段として利用中は、ＥＶをＤＥＲとして利用できないという特徴があり、ＥＶの運用状況に応じた利用が求められる。

【0006】

そのための技術として、例えば、ＥＶのユーザが家や車両から所定の操作入力を行うことでＥＶを所定の期間運転しない旨の意思を表示すると、ＥＶ蓄電池に充電された電力を電力系統に供給する電力管理システムが知られている。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0007】

【文献】国際公開第２０１７／１７０７４１号

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0008】

しかしながら、上述の従来技術においては、ＥＶ側（ユーザの家や車両）にＥＶをＤＥＲとして活用するための情報入力装置が必要であり、利便性の点で改善の余地がある。

【0009】

そこで、本発明の課題は、ＥＶ側からのＥＶをＤＥＲとして活用するための情報入力操作なしに、ＥＶの運用状況に応じて、ＥＶ蓄電池をＤＥＲとして活用することができる分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理方法、および、分散型エネルギーリソース管理プログラムを提供することである。

【課題を解決するための手段】

【0010】

実施形態の分散型エネルギーリソース管理装置は、分散型エネルギーリソースとしての車両の蓄電池を有する需要家の時間単位ごとの需要電力量と供給電力量を予測する予測部と、前記車両の利用時間帯の情報を含む利用情報を入力する入力部と、前記需要電力量、前記供給電力量、前記利用情報に基づいて、前記蓄電池の充放電計画を作成する計画作成部と、を備える。

【図面の簡単な説明】

【0011】

【図1】実施形態にかかる電力需給システムの概要を示す図である。

【図2】実施形態にかかるＤＥＲ管理装置が有する機能の一例を示す図である。

【図3】実施形態にかかる需要家の電力購入情報の一例を示す図である。

【図4】実施形態にかかる需要家のＥＶ蓄電池およびＶ２Ｘ装置に関する情報の一例を示す図である。

【図5A】実施形態にかかる各ＥＶの利用情報の一例を示す図である。

【図5B】実施形態にかかる各ＥＶの利用情報の一例を示す図である。

【図6】実施形態にかかる需要家の過去の受電電力量の実績の一例を示す図である。

【図7】実施形態にかかる需要家の過去のＰＶ発電電力量の実績の一例を示す図である。

【図8】実施形態にかかるＤＥＲ管理装置による処理の流れの一例を示すフローチャートである。

【図9】実施形態にかかる需要家のエネルギーバランスを説明する図である。

【図10】実施形態にかかるＥＶの充放電計画等の一例を示すグラフである。

【発明を実施するための形態】

【0012】

以下、本発明に係る分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理方法、および、分散型エネルギーリソース管理プログラムの実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下において、時刻とは、時間の瞬間を指す場合と、所定時間単位（例えば３０分単位）のその時間幅（例えば３０分間）を指す場合の２種類がある。

【0013】

（構成）
図１は、実施形態にかかる電力需給システムＳの概要を示す図である。図１の系統運用者９は、電力会社や送配電事業者等であり、電力系統１０を運用して、発電機１１を制御することにより、複数の需要家３および需要家８へ電力を供給する。

【0014】

需要家３および需要家８は、電力の供給を受け、当該電力を利用する主体である。本実施形態においては、需要家３は、ＤＲアグリゲータ２の管理範囲に含まれる需要家であり、例えば、事務所や商業施設が入居するビル等とする。また、需要家８は、工場やビル、住宅等とする。また、ビル等を運用する事業者を、需要家３としてもよい。以下、需要家３，８のうち、主に需要家３を例にとって説明するが、需要家８についても同様である。

【0015】

需要家３は、ＥＶ４や、ＥＶ４が充放電を行う対象であるＶ２Ｘ装置５（充放電設備）や、太陽光発電装置６（ＰＶ：Photovoltaics）、蓄電池７のすべてまたは一部を有する。ＥＶ４は、Ｖ２Ｘ装置５と接続することにより充放電を行い、蓄電池７と同様、ピークカットやデマンドレスポンス、停電などの非常時の電力供給を行うために用いられる。Ｖ２Ｘ装置５は、例えば、蓄電池７のパワーコンディショナーと同様に、ＥＶ４の蓄電池の充放電を行う装置である。

【0016】

ＤＲアグリゲータ２は、需要家３の電力負荷予測や太陽光発電装置６の発電予測等に基づいて、需要家３のＶ２Ｘ装置５や蓄電池７等を制御することにより、需要家３の受電電力のピーク低減や、消費電力の時間シフトを行い、需要家３の電気料金を低減させるとともに、電力系統１０の負荷平準化に貢献する。

【0017】

また、ＤＲアグリゲータ２は、系統運用者９からの受電電力量の削減要請（ＤＲ要請）に基づいて、需要家３の受電電力量を削減してＤＲを行う事業者であり、系統運用者９からの削減要請に基づいて、需要家３のＶ２Ｘ装置５および蓄電池７を制御することによって、ＤＲを実現する。

【0018】

また、ＤＲアグリゲータ２は、ＤＥＲ管理装置１２（分散型エネルギーリソース管理装置）によってＥＶ蓄電池（ＥＶ４の蓄電池）の充電または放電のスケジュール（充放電計画）を作成し、当該充放電計画に従ってＥＶ蓄電池の充放電を制御する。ＤＥＲ管理装置１２は、ＰＣ（Personal Computer）等であり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）と、メモリと、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）と、通信インタフェース（Ｉ／Ｆ）と、ディスプレイ等の表示装置と、キーボードやマウス等の入力装置とを備える通常のコンピュータを利用したハードウェア構成となっている。

【0019】

図２は、本実施形態にかかるＤＥＲ管理装置１２が有する機能の一例を示す図である。図２に示すように、ＤＥＲ管理装置１２は、入力部１３と、記憶部１４と、取得部１５と、表示制御部１６と、演算部１７と、制御部１８と、を備える。演算部１７は、予測部１９と、計画作成部２０とを備える。

【0020】

入力部１３は、ＥＶ４の利用時間帯の情報を含む利用情報を入力する。より詳細には、入力部１３は、入力装置（不図示）を介してデータの入力を受け、需要家３の電力購入に関する情報や、ＥＶ４の蓄電池に関する情報や利用情報、Ｖ２Ｘ装置５に関する情報などを入力し、記憶部１４に保存する。各情報は、例えば、後述の最適化モデルにおけるパラメータ等として用いられる（詳細は後述）。

【0021】

記憶部１４は、入力部１３から入力された情報や、取得部１５が取得したデータ、非常時の想定負荷、予測部１９、および計画作成部２０でデータ処理を行うための計算条件、予測部１９、および計画作成部２０の演算結果等を記憶する。記憶部１４は、例えばＨＤＤや、メモリである。

【0022】

図３は、本実施形態にかかる需要家３の電力購入に関する情報の一例である。電力購入に関する情報は、より詳細には、需要家名と、需要家３の契約電力と、需要家３のピークカット電力とが対応付けられたデータである。ピークカット電力は、需要家３が受電電力の最大値の目標値として電力会社やＤＲアグリゲータ２と契約した値である。ピークカット電力を３０分ごとの電力量に変換すると、ピークカットの目標値（目標電力量）となる。需要家３は、一定期間以上、受電電力をピークカット電力以下に保つことができた場合に、契約電力を引き下げることが可能となり、基本料金を低くすることができる。

【0023】

図４は、本実施形態にかかる需要家３のＥＶ４の蓄電池およびＶ２Ｘ装置５に関する情報の一例である。ＥＶ４の蓄電池に関する情報は、ＥＶ４を特定可能なＥＶ名称と、当該ＥＶ４を有する需要家名と、ＥＶ４の蓄電池容量、蓄電量の上限（充電上限）および下限（放電下限）とが対応付けられたデータである。

【0024】

また、Ｖ２Ｘ装置５に関する情報は、Ｖ２Ｘ装置５に対応するＥＶ名称と、Ｖ２Ｘ装置５を有する需要家名と、Ｖ２Ｘ装置５の充電時の出力電力と効率、放電時の出力電力と効率と、が対応付けられたデータである。本実施形態においては、１つの需要家３においてＥＶ４とＶ２Ｘ装置５とが複数台ある場合には、ＥＶ４とＶ２Ｘ装置５とは１対１で対応しているものとする。

【0025】

また、図５Ａ、図５Ｂは、本実施形態にかかる需要家３のＥＶ４の利用情報の一例である。利用情報は、ＥＶ４の利用開始時刻と利用終了時刻と、利用開始時刻におけるＥＶ蓄電池の充電目標値と、利用終了時刻におけるＥＶ蓄電池の残量想定値と、の少なくともいずれかを含む。具体的には以下の通りである。

【0026】

図５Ａに示すＥＶ４の利用情報は、ＥＶ名称と、日付と、各日付におけるＥＶ４の利用開始時刻と、利用終了時刻である。また、図５Ｂに示すＥＶ４の利用情報は、ＥＶ名称と、ＥＶの利用開始時の充電量の目標値と、利用終了時の充電量の想定値（残量想定値）である。なお、ＥＶ４の利用情報は、新規で作成してもよいし、あるいは、元からあるＥＶ４の予定表などの情報を流用してもよい。

【0027】

図２に戻って、取得部１５は、需要家３に設置された電力量計２１から、需要家３の受電電力量の計測値を取得する。図６は、本実施形態にかかる需要家３の過去の受電電力量の実績の一例である。受電電力量の実績データは、３０分単位の時刻（「０：００」はその時刻からの３０分間を示す。）ごとの需要家３の電力受電量の実績に関するデータである。取得部１５は、日付と、時刻と、需要家３ごとに、３０分間隔の時間単位ごとの受電電力量のデータを電力量計２１から取得し、これらのデータを対応付けて、受電電力量の実績データとして記憶部１４に保存する。

【0028】

図２に戻って、取得部１５は、太陽光発電装置６から、需要家３のＰＶ発電電力量のデータを取得する。ここで、図７は、本実施形態にかかる需要家３の過去のＰＶ発電電力量の実績データの一例である。ＰＶ発電電力量の実績データは、３０分単位の時刻ごとの需要家３ごとのＰＶ発電電力量の実績に関するデータである。また、取得部１５は、Ｖ２Ｘ装置５から、ＥＶ４の蓄電池の充放電電力量や、蓄電量、および、蓄電池７から、充放電電力量や蓄電量を取得する。

【0029】

図２に戻って、取得部１５は、ＥＶ４とＶ２Ｘ装置５との接続状態（例えば、接続あり、接続なし）に関する情報である接続情報を取得する。

【0030】

表示制御部１６は、予測部１９、および計画作成部２０の演算結果等を表示装置（不図示）に表示する。

【0031】

予測部１９は、需要家３ごとの時間単位ごとの負荷電力量を予測する。より詳細には、予測部１９は、記憶部１４に保存された受電電力量の実績データや、ＰＶ発電電力量の実績データ、蓄電池７の充放電電力量データや、ＥＶ４の充放電電力量データ、および、曜日等のカレンダー情報に基づいて、翌日の時間単位ごとの需要家３ごとの負荷電力量を予測する。

【0032】

また、予測部１９は、需要家３の時間単位ごとのＰＶ発電電力量（供給電力量）を予測する。より詳細には、予測部１９は、記憶部１４に保存されたＰＶ発電電力量の実績データや、天気予報情報に基づいて、翌日の時間単位ごとの需要家３ごとのＰＶ発電電力量を予測する。

【0033】

負荷電力量やＰＶ発電電力量は、入力部１３から入力し、記憶部１４に記憶しておいたものを取得して用いてもよい。また、他システムから入力した値を用いてもよい。

【0034】

計画作成部２０は、需要家３ごとに、予測部１９によって予測された負荷電力量（需要電力量）およびＰＶ発電電力量（供給電力量）と利用情報に基づいて、ＥＶ４の蓄電池の蓄電量が上下限値の範囲内で、電気料金が最小となるように、ＥＶ４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する充放電計画を作成する。

【0035】

なお、計画作成部２０は、充放電計画を作成する際に、さらに、上述の接続情報を用いてもよい。また、充放電計画は、ＥＶ蓄電池の充電のみの計画であってもよい。

【0036】

制御部１８は、計画作成部２０によって作成されたＥＶ４の充放電計画に従って、Ｖ２Ｘ装置５の充放電を制御する。より詳細には、制御部１８は、充放電計画を、時間単位ごとの充電または放電の電力値を示す指令信号に変換して、それぞれのＶ２Ｘ装置５に送信する。

【0037】

Ｖ２Ｘ装置５は、制御部１８から充電を指示する指令信号を受信した場合は、時間単位ごとに指定された量だけ、電力系統１０から電力を取得して充電をする。また、Ｖ２Ｘ装置５は、放電を指示する指令信号を受信した場合は、時間単位ごとに指定された量だけ、放電をして構内系統２２を介して負荷２３に電力を供給する。負荷２３は、照明や空調等の電力を消費する機器である。

【0038】

（作用）
次に、以上のように構成された本実施形態のＤＥＲ管理装置１２が実行する処理の流れについて説明する。図８は、本実施形態にかかるＤＥＲ管理装置１２による処理の流れの一例を示すフローチャートである。

【0039】

まず、予測部１９は、記憶部１４から受電電力量の実績データ（図６）や、ＰＶ発電電力量の実績データ（図７）、蓄電池７の充放電電力量データや、ＥＶ４の充放電電力量データ、および、曜日等のカレンダー情報を読み出し、これらの情報に基づいて、翌日の時間単位ごとの需要家３ごとの負荷電力量を予測する（Ｓ１）。また、予測部１９は、記憶部１４からＰＶ発電電力量の実績データや、日射量等の気象情報を読み出し、これらの情報に基づいて、翌日および翌々日の時間単位ごとの需要家３ごとのＰＶ発電電力量（太陽光発電電力量）を予測する（Ｓ２）。

【0040】

負荷電力量やＰＶ発電電力量は、入力部１３より入力し、記憶部１４に記憶しておいたものを取得して用いてもよい。また、他システムより入力した値を用いてもよい。

【0041】

次に、計画作成部２０は、予測部１９によって予測された負荷電力量、ＰＶ発電電力量と、需要家３ごとのＥＶ４の蓄電池およびＶ２Ｘ装置５に関する情報（図４）とに基づいて、翌日の充放電計画を作成する（Ｓ３）。より詳細には、計画作成部２０は、式（２）～（１６）に示される制約条件下で、式（１）の目的関数（評価式）を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することによって、需要家３ごとのＥＶ４の蓄電池の時間単位ごとの充放電量を求める。式（１）～（１６）の最適化問題は、線形計画問題と呼ばれる問題である。計画作成部２０は、例えば、単体法や内点法等の手法によって（１）の目的関数を最小化する最適解を算出する。また、以下では、ＥＶ４の充放電を行うＶ２Ｘ装置５が太陽光発電装置６や蓄電池７とパワーコンディショナーを共有するハイブリッド蓄電池２４（図２）を用いるものとする。

【0042】

【数1】

【0043】

ここで、変数は以下の通りである。

【数2】

【0044】

ここで、パラメータは以下の通りである。

【数3】

【0045】

式（１）は、計画対象の時間Ｔにおける需要家３の電力コスト（基本料金＋従量料金）を示す。ここでは、Ｔは、この処理が実行される日の翌日の２４時間とする。ｔは３０分間隔の時間単位を示す。式（１）～（１６）の説明では、時間単位を時刻ｔという。

【0046】

計画作成部２０は、式（２）～（１６）を満たした上で、需要家３の電力コストがより少なくなる変数Ｐ_ｒ（ｔ）、Ｐ_ｒ ^ｍａｘ、Ｐ_ｐｃｓ（ｔ）、Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）、Ｓ_ｖ（ｔ）、Ｐ_ｖｃ（ｔ）、Ｐ_ｖｄ（ｔ）、Ｓ_ｂ（ｔ）、Ｐ_ｂｃ（ｔ）、Ｐ_ｂｄ（ｔ）の値を求める。

【0047】

Ｐ_ｒ（ｔ）は、需要家３の時刻ｔにおける受電電力量（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｒ ^ｍａｘは、需要家３のピーク電力（ｋＷ）である。Ｐ_ｐｃｓ（ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおけるハイブリッド蓄電池２４の出力電力量（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける太陽光発電装置６の発電電力量の抑制量（ｋＷｈ）である。

【0048】

Ｓ_ｖ（ｔ）は、需要家３に停車しているＥＶ４ごとの時刻ｔにおける蓄電残量（ｋＷｈ）である。また、Ｐ_ｖｃ（ｔ）は、Ｖ２Ｘ装置５の時刻ｔにおける充電電力量（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｖｄ（ｔ）は、Ｖ２Ｘ装置５の時刻ｔにおける放電電力量（ｋＷｈ）である。

【0049】

また、Ｓ_ｂ（ｔ）は、需要家３の蓄電池７の時刻ｔにおける蓄電量（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｂｃ（ｔ）は、蓄電池７の時刻ｔにおける充電電力量（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｂｄ（ｔ）は、蓄電池７の時刻ｔにおける放電電力量（ｋＷｈ）である。

【0050】

この最適化モデルによって計画作成部２０が算出するＰ_ｖｃ（ｔ）とＰ_ｖｄ（ｔ）の値が、ＥＶ４の蓄電池の充放電計画となる。計画作成部２０は、記憶部１４に保存されたデータから入力パラメータΔＴ、Ｄ_ｍ、ｃ_ｄ、ｃ_ｅ（ｔ）、Ｐ_ｄ（ｔ）、Ｐ_ｐｖ（ｔ）、Ｐ_ｐｃｓ ^ｍａｘ、ｔ_ｖｌ、ｔ_ｖｒ、η_ｖｃ、η_ｖｄ、Ｐ_ｖｃ ^ｍａｘ、Ｐ_ｖｄ ^ｍａｘ、Ｓ_ｖ ^ｍａｘ、Ｓ_ｖ ^ｍｉｎ、Ｓ_ｖ ^０、η_ｂｃ、η_ｂｄ、Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘ、Ｐ_ｂｄ ^ｍａｘ、Ｓ_ｂ ^ｍａｘ、Ｓ_ｂ ^ｍｉｎについて、式（１）～（１６）への入力値を取得し、各入力パラメータに入力した上で、式（１）～（１６）の最適化モデルの最適解を求める。

【0051】

ΔＴは、時間ステップ（time step）であり、各式の時間単位を示す。本実施形態の時間ステップは、３０分刻みである。Ｐ_ｄ（ｔ）は、時刻ｔにおける電力負荷の予測値（ｋＷｈ）である。Ｄ_ｍは、１か月の日数である。ｃ_ｄは、購入電力の基本料金単価（円／ｋＷ・月）である。ｃ_ｅ（ｔ）は、時刻ｔにおける従量料金単価（円／ｋＷｈ）である。η_ｖｃは、Ｖ２Ｘ装置５の充電効率である。η_ｖｄは、Ｖ２Ｘ装置５の放電効率である。

【0052】

Ｐ_ｖｃ ^ｍａｘは、ＥＶ４の蓄電池の充電量上限（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｖｄ ^ｍａｘは、ＥＶ４の蓄電池の放電量上限（ｋＷｈ）である。Ｓ_ｖ ^ｍａｘは、ＥＶ４の蓄電池の蓄電量上限（ｋＷｈ）である。Ｓ_ｖ ^ｍｉｎは、ＥＶ４の蓄電池の蓄電量下限（ｋＷ）である。Ｓ_ｖ ^０は、ＥＶ４の蓄電池のＥＶ利用時間終了時の蓄電量（ｋＷｈ）である。η_ｂｃは、蓄電池７の充電効率である。η_ｂｄは、蓄電池７の放電効率である。Ｐ_ｂｃ ^ｍａｘは、蓄電池７の充電量上限（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｂｄ ^ｍａｘは、蓄電池７の放電量上限（ｋＷｈ）である。Ｓ_ｂ ^ｍａｘは、蓄電池７の蓄電量上限（ｋＷｈ）である。Ｓ_ｂ ^ｍｉｎは、蓄電池７の蓄電量下限（ｋＷｈ）である。

【0053】

また、ｃ_ｅ（ｔ）は、電力取引所の時刻ｔにおける電力単価の予測値（円／ｋＷｈ）であってもよい。この場合、式（１）は、計画対象の時間Ｔにおいて電力小売り事業者が電力取引所より調達する電力調達コストの合計値を示す。

【0054】

式（２）は、需要家３ごとのピークカットの制約条件である。式（２）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける受電電力量が、需要家３ごとのピーク電力によって決まる３０分電力量以下となるように規定する。

【0055】

図９は需要家３の受電点での電力の需給バランス（エネルギーバランス）を説明する図である。図９に示す通り、式（３）は、需要家３の時刻ｔごとの受電電力量Ｐｒ（ｔ）と、ハイブリッド蓄電池の充放電電力量Ｐ_ｐｃｓ（ｔ）を加算した値が、需要家３の時刻ｔごとの電力負荷予測値Ｐ_ｄ（ｔ）と等しくなるという制約条件である。

【0056】

式（４）は、ハイブリッド蓄電池のエネルギーバランスの制約条件である。式（４）は、ハイブリッド蓄電池の充放電電力量Ｐ_ｐｃｓ（ｔ）が、ＰＶ発電電力量予測値Ｐ_ｐｖ（ｔ）からＰＶ発電抑制電力量Ｐ_ｐｖｒ（ｔ）を減算し、ＥＶ４の蓄電池の充電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）を減算し、ＥＶ４の蓄電池の放電量Ｐ_ｖｄ（ｔ）を加算し、蓄電池７の充電電力量Ｐ_ｂｃ（ｔ）を減算し、蓄電池７の放電電力量Ｐ_ｂｄ（ｔ）を加算した値と等しくなるという制約条件である。

【0057】

式（５）は、ハイブリッド蓄電池の出力上限の制約条件である。式（５）はハイブリッド蓄電池の出力が、出力上限以下であることを規定する。

【0058】

式（６）は、ＥＶ４の蓄電池におけるエネルギー保存則の制約条件である。より詳細には、式（６）は、時間単位におけるＥＶ４の蓄電池の蓄電残量の変化量は、充電電力量に充電効率を乗算した値から、放電電力量を放電効率で除算した値を減算した値となることを規定する。

【0059】

式（７）は、Ｖ２Ｘ装置５の充電電力量の上下限の制約条件である。また、式（８）は、Ｖ２Ｘ装置５の放電電力量の上下限の制約条件である。需要家３に設置されたＶ２Ｘ装置５の時刻ｔにおける充電電力量および放電電力量は、Ｖ２Ｘ装置５のそれぞれの出力電力によって規定される。

【0060】

式（９）は、ＥＶ４の蓄電池の蓄電量の上下限の制約条件である。式（９）は、ＥＶ４の蓄電池の蓄電量が、蓄電量の上下限値の範囲内にあることを規定する。

【0061】

式（１０）は、ＥＶ４利用時のＶ２Ｘ装置５の充放電電力量の制約条件である。式（１０）は、ＥＶ４の利用時（時刻ｔ_ｖｌ（例えば９時）～ｔ_ｖｒ（例えば１７時））には、Ｖ２Ｘ装置５の充電電力量Ｐ_ｖｃ（ｔ）および放電電力量Ｐ_ｖｄ（ｔ）はゼロであることを規定する。

【0062】

式（１１）は、ＥＶ４利用終了時のＥＶ蓄電池の蓄電量の制約条件である。式（１１）は、ＥＶ４が利用を終了し、需要家３へ帰着した際には、蓄電量は所定値Ｓ_ｖ ^０であることを規定する。なお、所定値Ｓ_ｖ ^０は、ＥＶ蓄電池の蓄電量の上限値の数十％として設定してもよいし、あるいは、実際の値を取得できる場合は実際の値を用いてもよい。

【0063】

式（１２）は、ＥＶ４利用開始時のＥＶ蓄電池の蓄電量の制約条件である。式（１２）は、ＥＶ４の利用開始時刻において、蓄電量が満充電Ｓ_ｖ ^ｍａｘとなることを規定する。

【0064】

式（１３）～（１６）は、蓄電池７に対する、ＥＶ４およびＶ２Ｘ装置５の制約式（６）～（９）と同様の制約であり、説明を省略する。

【0065】

図１０は、本実施形態にかかるＥＶ蓄電池の充放電計画等の一例を示すグラフである。図１０（ａ）～（ｃ）において、横軸は２日間の時刻ｔを示す。図１０（ａ）の縦軸は従量料金単価（円／ｋＷｈ）を示す。図１０（ｂ）の縦軸は３０分ごとの電力量（ｋＷｈ）を示す。図１０（ｃ）の縦軸はＥＶ蓄電池の蓄電量（ｋＷｈ）を示す。

【0066】

図１０（ａ）の折れ線グラフは、購入電力の従量料金単価を示す。図１０（ｂ）において、曲線Ｂ１１は負荷電力量の実績値を示し、曲線Ｂ１２は負荷電力量の予測値を示す。また、曲線Ｂ２１はＰＶ発電電力量の実績値を示し、曲線Ｂ２２はＰＶ発電電力量の予測値を示す。また、図１０（ｂ）の棒グラフは、ＥＶ４のＶ２Ｘ装置５による充放電電力量の計画値（正の数は放電、負の数は充電）を示す。また、図１０（ｃ）の曲線Ｃは、ＥＶ４の蓄電池の蓄電量計画値を示す。

【0067】

また、本実施形態では、１日目のＥＶ利用終了時（１７時）に、ＥＶ４がＶ２Ｘ装置５に接続されたことが確認されると、図８のＤＥＲ管理処理のステップＳ１以降の処理を実行するものとする。１日目のＥＶ利用終了時（１７時）より先の２日目までの電力負荷予測（曲線Ｂ１２）とＰＶ発電予測（曲線Ｂ２２）に対し、２日目のＥＶ利用時間（９時～１７時）を除いた時間でＥＶ４の充放電計画を作成し、ＥＶ利用開始時（９時）には蓄電量が上限まで充電する制約を満たしていることが確認できる。

【0068】

また、２日目の電力負荷のピーク時間帯はＥＶ利用時間のため、ＥＶ４からの放電はできず、電気料金基本料金の削減はできないものの、１日目のＥＶ利用終了時の後の時間帯（１７時～１９時）にＥＶ蓄電池に残っていた蓄電量は電気料金従量料金単価の高いうちにいったん放電され、単価が安くなった２２時～１時に充電されることで、従量料金の削減を行っていることが確認できる。

【0069】

さらに、２日目の７時～９時には、ＰＶ発電予測値（曲線Ｂ２２）が電力負荷予測値（曲線Ｂ１２）を上回り、ＰＶ余剰電力が発生することが予測される。そのため、これをＥＶ蓄電池で吸収するために、１日目２２時以降において、すぐにＥＶ蓄電池を満充電にするのではなく、ＰＶ余剰電力を吸収するための空き容量を確保し、７時～９時にＰＶ余剰電力を使ってＥＶ蓄電池の充電を行っている。これにより、ＰＶ発電電力を有効利用することで、電力系統からの購入電力を削減していることが確認できる。

【0070】

なお、需要家３のうち、ＥＶ４はあるが蓄電池７のない需要家３にとっては、特に、このような手法により効果的に電気料金を低減することができる。また、ＥＶ４と蓄電池７の両方がある需要家３にとっても、例えば、蓄電池７が満充電の場合に効果的に電気料金を低減することができ、また、蓄電池７の充電や放電による電力ロスを考慮した場合にＰＶ余剰電力を蓄電池７よりもＥＶ４に優先的に吸収させることで電力をより効率的に活用できる。

【0071】

図８に戻って、Ｓ３において、計画作成部２０は、作成した充放電計画を、記憶部１４に保存する。

【0072】

次に、表示制御部１６は、充放電計画を表示装置（不図示）に表示する（Ｓ４）。ＤＲアグリゲータ２の担当者等（ユーザ）は、充放電計画を表示装置上で確認することができる。

【0073】

次に、制御部１８は、作成された充放電計画に従って、Ｖ２Ｘ装置５の充放電を制御することによって、充放電計画を実行する（Ｓ５）。ここで、このフローチャートの処理は終了する。

【0074】

なお、本実施形態では、ＥＶ４の充放電を行うＶ２Ｘ装置５が太陽光発電装置６や蓄電池７とパワーコンディショナーを共有するハイブリッド蓄電池２４を用いるものとしたが、本発明はこのようなハイブリッド蓄電池に限定されるものではなく、各々のパワーコンディショナーが別々に設置、あるいは一部が共有されていてもよい。またＶ２Ｘ装置５は、充電のみを行う充電装置であってもよい。

【0075】

また、ＥＶ４の充放電計画を作成するタイミングは、ＥＶ利用終了時に限定されず、決められた時刻や、負荷予測誤差、ＰＶ発電予測誤差を監視し、誤差が決められた閾値を超えた場合等の他のタイミングであってもよい。

【0076】

さらに、本実施形態の計画作成部２０が作成するＥＶ蓄電池の充放電計画において、最適化問題の目的関数を式（１）で示す電力コストとし、その内訳を、基本料金と従量料金からなる小売り電気料金とした。しかし、電力コストは、このような小売り電気料金に限られるものではなく、小売り電気事業者の電力調達コストとして、卸電力取引所からの電力購入コストとしてもよい。また、小売り電気料金として、基本料金単価や従量料金単価を任意に設定してもよい。さらに、小売り電気事業者の電力調達コストとして、任意の単価の電力調達コストとしてもよい。また、小売り電気料金と小売り電気事業者の電力調達コストの組み合わせとしてもよい。

【0077】

（効果）
このようにして、本実施形態のＤＥＲ管理装置１２によれば、ＥＶ４を有する需要家の時間単位ごとに予測した負荷電力量と供給電力量と、車両の利用時間帯の情報を含む利用情報と、に基づいて、ＥＶ４の充放電計画を作成することができる。したがって、ＥＶ側からのＥＶ４をＤＥＲとして活用するための情報入力操作なしに、ＥＶ４の運用状況に応じて、ＥＶ蓄電池をＤＥＲとして活用することができる。

【0078】

また、上述の式（２）～（１６）に示される制約条件下で、式（１）の目的関数を最小化する最適化モデルの最適解を算出する手法によって、最適な充放電計画を確実かつ容易に作成することができる。

【0079】

また、従来技術においては、ＥＶ蓄電池の電力を負荷側に供給する際のメリットが明確でなかった。これに対して、本実施形態のＤＥＲ管理装置１２によれば、ＥＶ蓄電池の電力を負荷側に供給することにより、需要家３の電気料金の低減や、小売り電気事業者の電力調達コストの削減や、それらを通じた電力系統の負荷平準化などが可能となり、ＥＶ蓄電池の電力を負荷側に供給する際のメリットが明確である。

【0080】

本実施形態のＤＥＲ管理装置１２で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ－ＲＯＭ、フレキシブルディスク（ＦＤ）、ＣＤ－Ｒ、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供される。また、当該プログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成してもよい。また、当該プログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成してもよい。また、当該プログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

【0081】

当該プログラムは、上述した各部（入力部１３、取得部１５、表示制御部１６、予測部１９、計画作成部２０、制御部１８）を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしてはＣＰＵ（プロセッサ）が上記記憶媒体から当該プログラムを読み出して実行することにより上記各部が主記憶装置上にロードされ、各部が主記憶装置上に生成されるようになっている。

【0082】

本発明の実施形態を説明したが、この実施形態は、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。この新規な実施形態は、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。この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。

【符号の説明】

【0083】

２…ＤＲアグリゲータ、３…需要家、４…ＥＶ、５…Ｖ２Ｘ装置、６…太陽光発電装置（ＰＶ）、７…蓄電池、８…需要家、９…系統運用者、１０…電力系統、１１…発電機、１２…ＤＥＲ管理装置、１３…入力部、１４…記憶部、１５…取得部、１６…表示制御部、１７…演算部、１８…制御部、１９…予測部、２０…計画作成部、２１…電力量計、２２…構内系統、２３…負荷、２４…ハイブリッド蓄電池

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5A】

【図5B】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】