JP2012060800A - 売電調整サーバ及び方法 - Google Patents

Abstract

【課題】家庭などの施設に設置された複数の太陽光発電機で発生した太陽光エネルギーを系統に流す場合、系統の逆潮流を減らす技術の提供。
【解決手段】天候に応じた予想発電量を示した発電上限パターンを事前に作成する。この発電上限パターンと次タイミングの気象条件をもとに、変圧器単位に発電量を予測する。次に予測された発電量が変圧器の限界値を超えるか否かを判断し、限界値を超える場合は、蓄電池を用いて売電時間を後方にずらすよう売電スケジューリングをセットする。複数の売電コンローラがある場合、時間をずらすごとにその間隔が広がるようにセットする。この時間のスライドを変圧器の限界値を下回るまで行う。そして、作成された売電スケジューリングＤＢに従い、蓄電池に蓄えられたエネルギーを系統に流す。
【選択図】図１

Description

本発明は、系統に負荷をかけずに再生可能エネルギーを系統へ供給する技術に関する。

ＣＯ２排出量のより少ない社会を実現するために、環境に優しい発電設備（風力、太陽光、太陽熱、地熱、小水力など）を有効活用したいと言った社会的ニーズが高まっているが、低圧配電網においては、従来の配電設備で許容できる逆潮流に限界がある。その限界以上の再生可能エネルギーが系統に流入すると、電力品質の低下や設備故障による停電などが起こりうる。

再生可能エネルギーは発電量が天候により、不安定であるため、安定した電気を売電するには、再生可能エネルギーを発生させる機器に蓄電池を接続させ、その蓄えた再生可能エネルギーを系統に負荷をかけない時間帯、つまり、電力需要量の多い時間帯に売電させる技術が知られている（特許文献１）。 特許文献１には、商用電力系統に連系して運転する太陽光発電システムにおいて、前記太陽光発電システムに太陽電池からの出力を蓄電する蓄電池を併置するとともに、前記太陽電池の出力あるいは日射強度計からの出力に比例しかつ所定の遅れを与えて前記太陽光発電システムの出力制御を行なう遅延回路を設け、前記商用電力系統に前記太陽光発電システムの出力を前記太陽電池出力あるいは日射強度に比例させつつ所定時間遅延して重畳することを特徴とする太陽光発電出力制御方式が開示されている。

特開平５−２５２６７１公報

しかし、特許文献１には太陽光発電の数については、考慮されておらず、数が纏まった場合の課題については考慮されていない。具体的には、戸建などの一般需要家への電力供給は、通常、電力会社が配備する配電網から供給される。通常、６６００KVの高電圧から２００V／１００Vへの低電圧に変換するための低圧変圧器が配電網に配備されており、約数軒〜十数軒程度の一般需要家が低圧線で低圧変圧器に繋がっている。そして、戸建などの需要家側に太陽光発電が導入された場合には、太陽光買取制度によって、低圧線や低圧変圧器を通じて電気を系統へ流すこととなる。

しかしながら、配電電圧の電圧範囲は、所定の電圧から±６％以内の変動幅にとどめることが法律で規定されており、同じ低圧変圧器の傘下に繋がる複数の太陽光発電が一度に配電系統に電気を流そうとした場合には、太陽光発電に繋がるパワーコンディショナーにより、発電のコントロールを行なう。つまり、パワーコンディショナーが出口電圧を見ていて、この変動幅を超えそうになった場合に自動的に太陽光発電の運転を止めている。この対策の１つとして、特許文献１では、需要の多いと想定される夜間の時間帯に蓄電池を使うことで、電力を消費する時間をシフトする方法が記述されている。しかしながら、特許文献１には、その地域特性や時期で変動する変圧器の受け入れ限界値が考慮されていないため、太陽光発電が集中して住宅地などに導入された場合、複数の蓄電池からの放電時間の集中化によりピークが発生し、結局、パワーコンディショナーで出力抑制された状態になってしまうケースが起こり得る。そこで、すべての太陽光を買い取るためには、電力側の設備にも蓄電池を設置するなど、住宅から逆潮流する電気を受け入れるための設備増強が、２重に行われることとなる。

本発明の目的は上記問題点を解決し、再生可能エネルギーが配電網に集中導入された場合でも逆潮流する電気を、電圧変動の許容値である±６％以内の範囲で、系統にエネルギーを供給することが可能となる技術を提供する。

本発明では、以下の構成により、電力を系統へ供給する。
天候の種類によって太陽光発電機が、どの程度発電するかの最大値を示した太陽発電の発電上限パターンＤＢを事前に作成しておく。この発電上限パターンＤＢと翌日の気象条件をもとに、変圧器単位に太陽光発電装置の発電量予測ＤＢを事前に作成しておく。次にこの変圧器単位で予測された発電量が変圧器の限界値を超えるか否かを判断し、限界値を超える場合は、蓄電池用いて、所定の時間ごとに売電時間を後方にずらし、売電スケジューリングＤＢにセットしておく。ここで複数の売電コンローラがある場合には、時間をずらすごとにその間隔が広がるように後方にスライドさせる。この時間のスライドを変圧器の限界値を下回るまで行う。そして、作成された売電スケジューリングＤＢに従い、蓄電池に蓄えられたエネルギーを系統に流す。

本発明によれば、複数台の太陽光発電が特定の変圧器の傘下に接続された場合でも、受け入れ限界値を超えた逆潮流を減らすことができる。これにより、太陽光発電の発電量を無駄なく活用することができる。

本実施形態における全体概要図。 各装置のハードウエア構成図。 需要家接続情報ＤＢのデータ構成図。 変圧器受入限界ＤＢのデータ構成図。 参加者ＤＢのデータ構成図。 変圧器コードＤＢのデータ構成図。 発電上限パターンＤＢのデータ構成図。 発電ランクＤＢのデータ構成図。 該当日発電パターンＤＢのデータ構成図。 発電量予測ＤＢのデータ構成図。 変圧器単位発電量ＤＢのデータ構成図。 売電スケジューリングＤＢのデータ構成図。 変圧器単位売電量ＤＢのデータ構成図。 需要家ＤＢのデータ構成図。 気象情報ＤＢのデータ構成図。 全体の処理フロー図。 全体の処理フロー図（図１５の続き）。 ステップ２１００の詳細処理フロー図。 ステップ２２００の詳細処理フロー図。 ステップ２２６０の詳細処理フロー図。 ステップ４０００の詳細処理フロー図。 売電コンローラ（蓄電池）を用いた売電量の調整イメージ図。 地域需給サーバの機能を複数サーバで構成する場合のネットワーク構成図。 日射量発電パターン変換ＤＢのデータ構成図。

図１は本実施形態における全体概要図として、住宅用太陽光発電設備が複数導入された地区の配電網を表している。一つの地区の中に複数の需要家グループがある。一つの需要家グループとは一つの低圧変圧器（６．６ｋＶの電圧を１００／２００Ｖに変換するような変圧器（柱上変圧器や地中用変圧器：以下低圧変圧器））に接続されており、需要家各々が低圧変圧器を中心に接続されている集団を示す。

図１に示すＥ地区の需要家グループは低圧変圧器Ｒ００１に接続されている。この需要家グループには、住宅用太陽光発電設備が設置された需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｄと、太陽光発電設備の無い需要家Ｅ，Ｆが存在する。太陽光発電設備のある需要家Ａ，Ｄには、太陽光発電設備とパワーコンディショナー（ＰＣＳ）がある。このパワーコンディショナーの役割は、太陽光発電パネルが発電した直流の電気を交流に変換する役割を担う。需要家Ｂ，Ｃには、各々ＰＣＳと蓄電池を内蔵した売電コントローラが設置してある。

図２は本実施例を実施するための各装置のハードウエア構成図を示している。一例としては、電力会社が変圧器限界値提供サーバ１を、地域需給運営事業者が地域需給サーバ２を持つことが想定される。

地域需給サーバ２は需要家Ｂの売電コントローラ５、変圧器限界値提供サーバ、気象情報サーバと通信ネットワーク３（例えば専用線、インターネット網など）でつながっている。地域需給運営事業者は地域ごとに運営事業者が異なる場合も想定されるため、地域需給運営事業者毎に設置された複数の地域需給サーバがそれぞれ通信ネットワーク３で変圧器限界値提供サーバと接続されても良い。需要家は売電コンローラ５と、太陽光発電パネル５６２を持っている。売電コンローラ５の中には蓄電池５７０とパワーコンディショナー５８０を内蔵している。なお、蓄電池は、売電コントローラの処理部が制御できれば良く、売電コントローラの外部に接続されたものであってもよい。

変圧器限界値提供サーバ１はＣＰＵ１０１、Ｉ／Ｆ１０２、メモリ１０３、通信手段１０４、Ｉ／Ｏ１０５を備えている。この場合のＩ／Ｆ１０２とは、ボタン類、ディスプレイ、各種キーボードなどの入出力インターフェースのことである。本実施例の変圧器限界値を地域需給サーバに送信するために、書き換え可能なメモリなどのプログラムデータベース１６０に格納されたプログラム１５０をメモリ１０３に読み出し演算装置たるＣＰＵ１０１により実行する。各種処理部と通信手段１０４の間では、Ｉ／Ｏ部１０５がデータのバッファリングや各種仲介処理を実行している。ＤＢとしては需要家接続情報ＤＢ１８０、変圧器受入限界ＤＢ１８１を備えている。

図３に、需要家接続情報ＤＢ１８０の具体例を示す。需要家接続情報ＤＢは、顧客名、住所、低圧変圧器コードを保持している。

図４に、変圧器受入限界ＤＢ１８１の具体例を示す。変圧器受入限界ＤＢは低圧変圧器コード、日付、変圧器限界値を保持している。

送配電管理アプリケーション１５０の中には、変圧器限界値提供処理部１５１、需要家情報提供処理部１５２、通信処理部１５３を備えている。変圧器限界値提供処理部１５１は、地域需給サーバ２からのリクエストに基づき変圧器受入限界ＤＢ１８１から低圧変圧器コードと、変圧器受入限界値情報を抽出し、地域需給サーバ２に送信する機能である。需要家情報提供処理部１５２は、地域需給サーバ２からのリクエストに基づき需要家接続情報ＤＢ１８０から、地域需給サーバ２に参加申し込みをして来た参加者の接続先となる変圧器の情報を抽出し、地域需給サーバ２に送信する機能である。通信処理部１５３は、上記で説明した変圧器限界値提供サーバ１が持つ機能を実現するために、地域需給サーバ２と通信する機能である。

次に地域需給サーバ２の構成について説明する。地域需給サーバ２はＣＰＵ２０１、Ｉ／Ｆ２０２、メモリ２０３、通信手段２０４、Ｉ／Ｏ２０５を備えている。この場合のＩ／Ｆ２０２とは、ボタン類、ディスプレイ、各種キーボードなどの入出力インターフェースのことである。本実施例を実行する機能を実現すべく、書き換え可能なメモリなどのプログラムデータベース２７０に格納されたプログラム２５０をメモリ２０３に読み出し演算装置たるＣＰＵ２０１により実行する。前記、各種処理部と通信手段２０４の間では、Ｉ／Ｏ部２０５がデータのバッファリングや各種仲介処理を実行している。ＤＢとしては、参加者ＤＢ２８０、変圧器コードＤＢ２８１、発電ランクＤＢ２８２、発電上限パターンＤＢ２８３、発電量予測ＤＢ２８４、変圧器単位発電量ＤＢ２８５、売電スケジュールングＤＢ２８６、変圧器単位売電量ＤＢ２８７、該当日発電パターンＤＢ２８８を備えている。

図５に、参加者ＤＢ２８０の具体例を示す。参加者ＤＢは参加社番号、顧客名、住所、地区コード、太陽光発電Ｎｏ、太陽光発電機種名、太陽光発電容量、売電コンローラNo、低圧変圧器コードを保持している。

図６に、変圧器コードＤＢ２８１の具体例を示す。変圧器コードＤＢは低圧変圧器コード、変圧器限界値を保持している。この変圧器コードＤＢ２８１は、該当日の変圧器限界値を保持しているが、複数日保持できるＤＢ構造とし、地域需給サーバ２内で、所定の該当日を選択する方法としても良い。

図７に、発電上限パターンＤＢ２８３の具体例を示す。発電上限パターンＤＢは発電上限パターンごとの各時間帯（ここでは４：００〜２０：００の１時間ごとしているが、この時間帯の幅はもっと広げても良いし、また、時間間隔は３０分や１５分など更に細かくても良い。）の１ｋＷ相当の太陽光発電容量に対しての時間毎の発電量予測値を示している。ここでは時期（季節）や天候に応じて変化する一日の発電パターンの上限値を１月〜１２月、「晴れ」「曇り」「雨」の分類に分けている事例である。例えば「Ｐ０１Ｓ」は１月の「晴れ」、「Ｐ０１Ｃ」は１月の「曇り」、「Ｐ０１Ｒ」は１月の「雨」の場合を示しており、同様に「Ｐ１２Ｓ」は１２月の「晴れ」、「Ｐ１２Ｃ」は１２月の「曇り」、「Ｐ１２Ｒ」は１２月の「雨」の場合を示している。この発電上限パターンについては、日射量情報を気象庁のデータベース等から入手し、日射量情報を元に発電上限パターンを分類したり、１年間を２４分割するなど更に細かい分類としても良い。

図８に、発電ランクＤＢ２８２の具体例を示す。発電ランクＤＢは発電レベル、月単位の発電上限パターンを保持している。

図９に、該当日発電パターンＤＢ２８８の具体例を示す。該当日発電パターンＤＢは各時間ごとの発電上限パターンを示している。

図１０に、発電量予測ＤＢ２８４の具体例を示す。発電量予測ＤＢは低圧変圧器コード、太陽光発電Ｎｏ、太陽光発電Ｎｏに対応した各時間ごとの発電量予測値を保持している。この時間間隔は、発電上限パターンＤＢ２８３の時間間隔と合わせて、短い間隔にしても良い。

図１１に、変圧器単位発電量ＤＢ２８５の具体例を示している。変圧器単位発電量ＤＢは変圧器単位の太陽光発電の発電量合計値を時間毎に保持している。なお、この時間間隔は、発電上限パターンＤＢ２８３の時間間隔と合わせて、短い間隔にしても良い。

図１２に、売電スケジューリングＤＢ２８６の具体例を示している。売電スケジューリングＤＢは低圧変圧器コード、太陽光発電Ｎｏ、太陽光発電Ｎｏに対応した各時間ごとの売電予定値を保持している。この時間間隔は、発電上限パターンＤＢ２８３の時間間隔と合わせて、短い間隔にしても良い。

図１３に、変圧器単位売電量ＤＢ２８７の具体例を示している。変圧器単位売電量ＤＢは変圧器単位の太陽光発電の売電量合計値を時間毎に保持している。なお、この時間間隔は、発電上限パターンＤＢ２８３の時間間隔と合わせて、短い間隔にしても良い。

地域需給アプリケーション２５０の中には、発電上限パターンＤＢ作成処理部２５１、変圧器コードＤＢ作成処理部２５２、参加者登録処理部２５３、該当日発電パターン選択処理部２５４、気象情報再確認処理部２５５、発電量予測ＤＢ作成処理部２５６、売電スケジューリング処理部２５７、需要家ＤＢ作成指示処理部２５８、発電ランク再選択処理部２５９、通信処理部２６０を備えている。

発電上限パターンＤＢ作成処理部２５１は、発電上限パターンＤＢを地区ごとに作成しておく機能である。

変圧器コードＤＢ作成処理部２５２は、変圧器限界値提供サーバ１から該当日（この場合は翌日）の低圧変圧器コードと変圧器受入限界値情報を入手し、変圧器コードＤＢ２８１を作成する機能である。

参加者登録処理部２５３は、太陽光発電を設置し売電を行いたい方が、インターネット等で申し込んできた情報（顧客名、住所、太陽光発電機種名、太陽電池容量の情報）を参加者ＤＢ２８０に登録、更に変圧器限界値提供サーバ１から、その参加者が接続される低圧変圧器コードを受信し参加者ＤＢ２８０に登録する機能である。

当日発電パターン選択処理部２５４は、気象庁等のシステムより該当日（この場合は翌日）の天候情報を入手し、その天候情報にしたがって発電ランクＤＢより該当する発電上限パターンを選択し、該当日発電パターンＤＢ２８８を作成する機能である（例えば１月で該当する時間帯が雨であれば、「Ｐ０１Ｒ」、曇りであれば「Ｐ０１Ｃ」、晴れであれば「Ｐ０１Ｓ」を選択する。）。

気象情報再確認処理部２５５は、気象情報の再入手が必要な状態か否かを判定し、必要な場合には、該当時間以降の気象情報を入手する機能である。

発電量予測ＤＢ作成処理部２５６は、気象庁から天候情報を入手し、発電量上限パターンＤＢ２８３のパターンＮｏを選択することで、各参加者の各時間帯（ここでは６０分単位とするが更に細かくても良い。）の発電量予測値を、発電量予測ＤＢ２８４にセットする機能と、発電量予測ＤＢ２８４の各時間の太陽光発電量合計値をグループ単位（この場合、低圧変圧器毎にグループが形成される。）に算出し、変圧器単位発電量ＤＢにセットする機能である。

売電スケジューリング処理部２５７は、変圧器単位発電量ＤＢの各時間帯の売電量が、該当する変圧器の受け限界値以上になるか否かを変圧器コードＤＢ参照して判断し、限界値以上となる場合は、所定の時間（ここでは６０分とする。更に細かくしても良い。）ずつ後方に売電時間をシフトする処理を行う機能と、その結果を売電スケジューリングＤＢ２８６にセットする機能と、その途中経過である変圧器単位の売電量予定値の合計値を算出し、変圧器単位売電量ＤＢへセットする機能である。

需要家ＤＢ作成指示処理部２５８は、参加者ＤＢの地区コードをキーとして需要家側の売電コンローラをＤＢの順に選択し、該当日発電パターンＤＢ２８８より発電上限パターンを入手し、発電量予測ＤＢ２８４より発電予定量を入手し、売電スケジューリングＤＢ２８６より売電予定量を入手し、各売電コントローラにデータを送信する機能である。

発電ランク再選択処理部２５９は、発電ランクＤＢより現状選択した発電レベルより発電量の多い発電レベル、すなわち上位の発電レベルを選択し、発電上限パターンＤＢの次の時間帯から該当するパターンＮｏを選択し、売電スケジューリングＤＢに再セットする機能である。

通信処理部２６０は、上記で説明した地域需給サーバ２が持つ機能を実現するために、変圧器限界値提供サーバ１や売電コントローラ５、気象情報サーバ７と通信を実現する機能である。

次に売電コンローラ５の構成について説明する。需要家Ｂの売電コンローラ５は、蓄電池５７０とパワーコンディショナー５８０を備えており、太陽光発電パネル５６２と繋がっている。蓄電池５７０の役割は、太陽光発電パネル５６２で発電した電気を、地域需給サーバ２から送信された売電計画情報に基づいて、計画的に蓄電・放電を実施し、配電系統への売電を実施するのである。売電コンローラ５はＣＰＵ５０１、Ｉ／Ｆ５０２、メモリ５０３、通信手段５０４、Ｉ／Ｏ５０５を備えている。この場合のＩ／Ｆ５０２とは、ボタン類、ディスプレイ、各種キーボードなどの入出力インターフェースのことである。本実施例の売電調整方法を実行する機能を実現すべく、書き換え可能なメモリなどのプログラムデータベース５６０に格納されたプログラム５５０をメモリ５０３に読み出し演算装置たるＣＰＵ５０１により実行する。前記、各種機能部と通信手段５０４の間では、Ｉ／Ｏ部５０５がデータのバッファリングや各種仲介処理を実行している。このプログラム５５０の中には、需要家ＤＢ作成処理部５５１、蓄電放電計画策定部５５２、売電実行処理部５５３、蓄電池制御処理部５５４、発電量監視処理部５５５、発電ランク見直し処理部５５６、通信処理部５５７を備えている。ＤＢとしては、需要家ＤＢ５９０を備えている。

図１４に、需要家ＤＢ５９０を示す。ここでは、発電上限パターン、発電予定量、売電予定量、充放電予定量、発電実績、売電実績、充放電実績を時間ごとに保持していいる。なお、この時間間隔は、発電上限パターンＤＢ２８３の時間間隔と合わせて、短い間隔にしても良い。

需要家ＤＢ作成処理部５５１は、地域需給サーバ２から送信された発電上限パターン、発電予定量、売電予定量を需要家ＤＢ５９０にセットする機能である。

蓄電放電計画策定部５５２は、需要家ＤＢ５９０の売電予定量−発電予定量を算出し、充放電予定量をセットする機能である。

売電実行処理部５５３は、需要家ＤＢ２９０の売電予定量の値にしたがって、売電を実施する機能である。

蓄電池制御処理部５５４は、需要家ＤＢ２９０の充放電予定量にしたがって蓄電池５７０の制御を実施する機能である。この時、充放電予定量の値がプラスの場合は蓄電し、マイナスの場合は、放電を実行するのである。

発電量監視処理部５５５は、太陽光発電の発電量を監視し、需要家ＤＢの発電予定量を超える場合は、売電コンローラ内の蓄電池から売電中（放電中）かどうかを確認し、売電中であればその売電を次の時間帯まで停止し、そうで無い場合は、次の時間帯まで蓄電池を駆動させる機能である。

発電ランク見直し処理部５５６は、発電量監視処理部５５５の機能により、太陽光発電の発電量を監視し、需要家ＤＢの発電予定量を超えると判断をした結果を受けて、発電上限パターンの再選択が必要となったことを地域需給サーバ２に伝達する機能である。

通信処理部５５７は、地域需給サーバ２や気象情報サーバ７と何らかの通信手段（インターネット、専用線等）を使って通信を実現する機能である。

次に気象情報サーバ７の構成について説明する。気象情報サーバ７は、ＣＰＵ７０１、Ｉ／Ｆ７０２、メモリ７０３、通信手段７０４、Ｉ／Ｏ７０５を備えている。この場合のＩ／Ｆ７０２とは、ボタン類、ディスプレイ、各種キーボードなどの入出力インターフェースのことである。本実施例の売電調整方法を実行する機能を実現すべく、書き換え可能なメモリなどのプログラムデータベース７６０に格納されたプログラム７５０をメモリ７０３に読み出し演算装置たるＣＰＵ７０１により実行する。前記、各種機能部と通信手段７０４の間では、Ｉ／Ｏ部７０５がデータのバッファリングや各種仲介処理を実行している。このプログラム７５０の中には、気象情報提供処理部７５１と通信処理部７５２を備えている。ＤＢとしては、気象情報ＤＢ７８０を備えている。

図１５に、気象情報ＤＢ７８０を示す。ここでは、各時間帯の天候と日射量情報を保持している。

気象情報提供処理部７５１は、地域需給サーバ２からの指示にしたがって、気象情報ＤＢの情報を地域需給サーバに送信する機能である。

通信処理部７５２は、地域需給サーバ２や売電コンローラ７と何らかの通信手段（インターネット、専用線等）を使って通信を実現する機能である。

次に、図１６〜２１を用いて本実施例における各処理フローを説明する。

図１６に売電スケジュールを作成するまでの処理を示す。地域需給サーバ２の発電上限パターンＤＢ作成処理部２５１は、予め発電上限パターンＤＢ２８３を地区単位に作成を行う（ステップ２０１０）。次に変圧器コードＤＢ作成処理部２５２により、低圧変圧器コード、変圧器受入限界値情報を、変圧器限界値提供サーバ１から入手し、情報を入手後に変圧器コードＤＢにセットする（ステップ２０２０）。この時、変圧器限界値提供サーバ１の変圧器限界値提供処理部は、低圧変圧器コード、該当日（この場合、翌日）変圧器受入限界値情報を地域需給サーバ２に送信する（ステップ１０１０）。次に地域需給サーバ２の参加者登録処理部２５３は参加者からの申し込みにより参加者ＤＢを作成する（ステップ２０３０）。参加者登録処理部２５３は、次に参加者ＤＢの顧客名・住所情報を、変圧器限界値提供サーバに送信し、変圧器限界値提供サーバ１の需要家情報提供処理部１５２は、需要家接続情報ＤＢの顧客名・住所と、参加者ＤＢの同情報を突き合わせを実施し、低圧変圧器コードを地域需給サーバ２に送信、地域需給サーバ２の参加者登録処理部２５３は、参加者ＤＢに低圧変圧器コードセットする（ステップ２０４０、１０２０）。次に地域需給サーバ２の該当日発電パターン選択処理部２５４は、気象庁等のデータベースより天候情報（日射量情報でも良い。）を入手し、該当日発電パターンＤＢを作成する（ステップ２０５０）。この時、気象情報サーバは、翌日の天候情報を送信する（ステップ３０１０）。次に地域需給サーバ２の地区選択処理部は、参加者ＤＢの地区コードと売電コンローラＮｏを参照し、売電コンローラＮｏが存在する地区を参加者ＤＢの昇順にサーチし、対象地区を選択する（ステップ２０６０）。ここではＥ地区を選択した例として以下の内容を説明する。

次に地域需給サーバ２の気象情報再確認処理部２５５は、ステップ３０２０より情報入力が有るか否かを判断し、「無」の場合はステップ２１００へ進み、「有」の場合はステップ２０８０へ進む処理を行う。ステップ２０８０に進んだ場合は、該当日発電パターン選択処理部２５４が該当時間以降の該当日発電パターンＤＢを再作成した上でステップ２１００に進む処理を行う。

この時、ステップ３０２０は、当日の該当時間以降の天候情報（日射量情報でも良い）を地域需給サーバ２に送信するステップである。ステップ２１００は、発電量予測ＤＢ作成処理部２５６が、発電量予測ＤＢと変圧器単位発電量ＤＢを作成するステップである（ステップ２１００については、図１８で詳細に説明する）。ステップ２２００は、売電スケジュールングＤＢ作成処理部が売電スケジューリングＤＢと変圧器単位売電量ＤＢを作成するステップである（ステップ２２００については、図１９で詳細に説明する）。

図１７は図１６で作成された売電スケジュールを用いて売電を行なう処理を説明する図である。ステップ２３００は、需要家ＤＢ作成指示処理部２５８が、参加者ＤＢの地区コードをキーとして売電コンローラを特定し、該当日発電パターンＤＢの各時間ごとの発電上限パターンと参加者ＤＢから太陽光発電Ｎｏをキーに、発電量予測ＤＢの各時間の発電予定値と、売電スケジューリングＤＢの各時間の売電予定値を各需要家の売電コンローラ側に送信するステップである。ステップ２３１０は、売電コントローラ５の需要家ＤＢ作成処理部５５１が、地域需給システム２から受信した発電パターン、発電予定値、売電予定値を、売電コントローラ５の需要家ＤＢにセットするステップである。ステップ４０００は、売電コントローラ５の売電実行処理部５５３が各需要家の売電コンローラが、需要家ＤＢの情報に従って、売電を実行するステップである（ステップ４０００についは、図２０で詳細に説明する）。

次に図１８を用いて、図１６のステップ２１００の詳細ステップを説明する。発電量予測ＤＢ作成処理部２５６が、まず始めに該当日発電パターンＤＢより対象となる地区（この場合はＥ地区）を選択し、参加者ＤＢの情報から発電量予測ＤＢに低圧変圧器コード、太陽光発電Ｎｏ、各時間帯の発電量予測値を算出してセットし、又、合わせて売電コントローラ（蓄電池）を持つ太陽光発電Ｎｏにフラグ「１」のセットを行う（ステップ２１１０）。次に発電量予測ＤＢに対して低圧変圧器コード単位にＤＢをソートを行う（ステップ２１２０）。次に発電量予測ＤＢの始めの低圧変圧器コードを選択（ステップ２１２５）、低圧変圧器コード単位に各時間帯の発電予測値の合計値を算出し変圧器単位発電量ＤＢにセットを行う（ステップ２１３０）。

次に全ての低圧変圧器コードを対象に完了した場合は、ステップ２２００へ進み、そうで無い場合は、ステップ２０１５に進む（ステップ２１４０）。ステップ２１５０では、次の低圧変圧器コードを選択し、ステップ２１３０に進む処理を行う。これらのステップ２１１０〜２１５０は、発電量予測ＤＢ作成処理部２５６が実行するのである。

図１９を用いて、図１６のステップ２２００の詳細ステップを説明する。売電スケジューリング処理部２５７が、まず始めに「Ｌ」「Ｍ」の初期設定を行っておく、この時、テーブルを作っておきセットする（ステップ２２１０）。次に売電スケジューリングＤＢに対して、低圧変圧器コード単位でかつ太陽光発電の売電予定値（最大値）が少ない順にソートを行う（ステップ２２２０）。次に売電スケジューリングＤＢの始めの低圧変圧器コードを選択（ステップ２２３０）。低圧変圧器コード単位に各時間帯の売電予測値の合計値を算出し、変圧器単位売電量ＤＢにセットを行う（ステップ２２４０）。次に変圧器単位発電量ＤＢが、変圧器コードＤＢの変圧器限界値と比較し、その限界値を超えている場合（Yesの場合）はステップ２２６０へ進み、超えていない場合（Noの場合）はステップ２２７０に進む（ステップ２２５０）。次に売電スケジューリングＤＢに対して、売電コンローラが導入されてる太陽光発電の売電時間帯をＭ分間隔後方に広げて売電スケジューリングＤＢにセットを行いステップ２２６５に進む（ステップ２２６０）。なお、このステップ２２６０については、図１９を用いて更に詳細な説明を実施する。次にステップ２２６５は「Ｌ＝Ｌ＋１」の処理を行いステップ２２４０に戻る。ステップ２２７０は、全ての低圧変圧器コードを対象に完了したがどうかをチェックし、Ｙｅｓの場合は、ステップ２３００に進みＮｏの場合はステップ２２７５に進む（ステップ２２７０）。ステップ２２７５は次の低圧変圧器コードを選択しステップ２２４０に進む。これらのステップ２２１０からステップ２２７５は、売電スケジューリング処理部２５７が実行するのである。

ステップ２２８０は、発電ランク再選択処理部２５９が、発電ランクＤＢより現状選択した発電レベル（現状の発電レベルは、該当日発電パターンＤＢで確認）より、発電量の多い、すなわち上位の発電レベルを選択し、発電上限パターンＤＢの次の時間帯から該当するパターンＮｏを選択し、売電スケジューリングＤＢに再セットする処理を行う。この発電レベルの選択については、ステップ４０５０で需要家側に設置した売電コンローラ５で太陽光パネルの発電量を監視し、一定時間、当初計画した発電予定量を超えた場合に、その発電量からどの発電上限パターンを選択するかを指示できるとしても良い。（例えば、発電上限パターンを「Ｐ０１Ｒ」を選択していた際に、実際の発電量が、「Ｐ０１Ｓ」と「Ｐ０１Ｃ」の間に相当する発電量であった場合は、「Ｐ０１Ｓ」を再選択するようにとの指示が、売電コンローラ５側から来るとしても良い。 図２０を用いて、ステップ２２６０の詳細ステップを説明する。売電スケジューリング処理部２５７は、まず始めに「Ｎ」の初期設定を行っておく、この時、テーブルを作っておきセットする（ステップ２２６１）。次に売電スケジューリングＤＢの同一の低圧変圧器コードの太陽光発電Ｎｏの内、フラグが「１」である先頭の太陽光Ｎｏを選択する（ステップ２２６２）。次にその選択された太陽光発電Ｎｏの売電時間をＭ×（Ｌ×Ｎ）分後方に時間スライドを実施し、売電スケジューリングＤＢに再セットを行う。次に該当の低圧変圧器コードのフラグが「１」の太陽光発電Ｎｏが有の場合は、ステップ２２６５へ進み。無の場合は、ステップ２２７０に進む。これらのステップ２２６１からステップ２２６６は、売電スケジューリング処理部２５７が実行するのである。

図２１を用いて、ステップ４０００の詳細ステップを説明する。売電コンローラ５の蓄電放電計画策定部５５２は、需要家ＤＢの各時間帯の発電予定量から売電予定量を引き算し、需要家ＤＢの充放電予定量にセットを行う（ステップ４０００）。次に売電コンローラ５の売電実行処理部５５３は、需要家ＤＢの売電予定量にしたがって売電の開始を行う（ステップ４０４０）。この際、売電コンローラ５の蓄電池制御処理部５５４は、需要家ＤＢ５９０の充放電予定量の値にしたがって、充放電制御を実行するのである。

次に売電コンローラ５の発電量監視処理部５５５は、売電コントローラ５に接続されてる太陽光発電パネルの発電量を監視し、その発電量が需要家ＤＢの発電予定量を超えた場合（ステップ４０５０がＹｅｓの場合）は、ステップ４１１０に進み。そうでない場合（ステップ４０５０がＮｏの場合）は、４０６０に進む処理を行う（ステップ４０５０）。この処理は「曇」の日など時間帯によって一時的に晴れ間が出る場合もあるため、実際の発電量と発電予定量との比較する方法として、一定時間を決めて（例えば、所定時間の前後５分間や１０分間など）、その計測した発電量の平均値が、所定の時間の発電予定量を超える場合などとしても良い。ステップ４１１０は、発電量監視処理部５５５が、売電コンローラ５内の蓄電池から売電中かどうかを確認し、売電中（ステップ４１１０がＹｅｓの場合）であればステップ４１２０に進む処理を行い、そうでなければ（ステップ４１１０がＮｏの場合）ステップ４１２５に進み処理を行う。ステップ４１２０は、発電量監視処理部５５５が、売電コンローラ５の蓄電部からの売電を次の時間帯まで停止する処理を行う。ステップ４１２５は、発電量監視処理部５５５が、売電コンローラ５の蓄電池を稼動し次の時間帯まで蓄電をする処理を行う。ステップ４１３０は、発電ランク見直し処理部５５６が、発電パターンＮｏの再選択が必要となったことを地域需給システムに伝達するステップである。

ステップ４０６０は、売電コンローラ５の発電ランク見直し処理部５５６が、売電コントローラ５に接続されてる太陽光発電パネルの発電量を監視し、その発電量が発電ランクＤＢ５９２と、発電上限パターンＤＢ５９４を参照し、需要家ＤＢの発電上限パターンより、下位ランクの発電量に相当する場合は、ステップ３０２０に進み（ステップ４０６０がＹｅｓの場合）。そうで無い場合（ステップ４０６０がＮｏの場合）は、ステップ４０７０に進む処理を行う（ステップ４０６０）。なお、ステップ３０２０に進む場合に気象情報サーバ７と直接通信する代わりに、地域需給サーバ２を介して、ステップ３０２０の処理について地域需給サーバ２から指示を出すとしても良い。このステップ４０６０は、売電コントローラ５の機能を限定したい場合には、省略するとしても良い。

次にステップ４０７０は、売電コンローラ５の売電実行処理部５５３が、需要家ＤＢに従い売電を実行する処理である。次にステップ４０８０は、売電コンローラ５の売電実行処理部５５３が、需要家ＤＢの売電時間終了後に蓄電部に残った場合は、その残った電気を一定量で売電する処理である。

図２２は、本実施例における売電コンローラ（蓄電池）を用いた売電量の調整イメージを示している。上段が売電コンローラが無しの場合の売電イメージを示している。需要家Ａ〜Ｄの太陽光発電が同時に売電をすることで、受け入れ限界値に達し、発電を停止することとなる。下段が売電コンローラが有の場合の売電イメージを示している。需要家Ｂ、Ｃが売電コンローラを持っており、本実施例における売電時間のシフトを実施することで、調整後の各需要家の合計売電量（実線）が注上変圧器の受け入れ限界地を下回る。これにより、需要家Ａ〜Ｄまでの全ての太陽光発電の電力を売電できていることを示している。

図２３は、地域需給サーバ２を地域需給全体管理サーバと地区単位サーバに分割した事例である。本実施例における売電コンローラの数や地区が増えて来た場合は、この図に示すようなサーバ分割をして、地区単位の処理を平行して実行させることも可能である。このように地域需給全体管理サーバと地区単位サーバに分割することにより、各地区で行う処理（例えば、発電上限パターンの変更処理など）が各地区単位サーバに分散され、それ により全体として処理を高速で実行できるようになる。

図２４は、気象情報サーバ７から日射量情報を入手した際に、該当日の発電パターンに変換する時に活用する日射量発電パターン変換ＤＢを示している。地域需給サーバ２の中に日射量発電パターン変換ＤＢを地区単位にあらかじめ作成しておき（例えばステップ２０１０とステップ２０２０の間で作成）、気象情報サーバ７から入手した各時間帯の日射量情報を、日射量発電パターン変換ＤＢと照らし合わせ、その日射量がどこに分類されるかを判断する。１月の５：００で日射量が、８．０（kJ/m^2）の場合は、「P01S最大」と「P01S最小」の間に入っているため、該当日発電パターンＤＢ２８８のＥ地区、５：００の場所に「P01S」をセットする。このようにして、定量的な日射量データを用いて、該当日の発電上限パターンを決める方法を採用してもよい。

１：変圧器限界値提供サーバ、２：地域需給運営事業者は地域需給サーバ、３：通信ネットワーク、５：売電コンローラ、７：気象情報サーバ、１５０：送配電管理アプリケーション、２５０：地域需給アプリケーション、５５０：売電アプリケーション、５６２：太陽光発電パネル、７５０：気象情報アプリケーション。

Claims (10)

1. 発電機と当該発電機により発電された電力を蓄電する蓄電池とを制御する売電コントローラに接続され、前記発電機で発電した電力を売電するタイミングを決定する売電管理サーバであって、
   前記発電機が複数接続される変圧器の電圧許容量を示す限界値及び、前記複数の発電機が所定の時刻において発電する量を示す予想発電量を格納する記憶部と、
   前記複数の発電機が前記所定の時刻に発電する量を売電量として合算し、当該所定の時刻における当該合算値が前記限界値を超えるか否かを判定し、前記判定により限界値を超える場合に前記発電機のうちいずれかの発電機が発電した電力を前記蓄電池に蓄えることで売電する時刻を所定の時刻ずらし、当該変更後の前記複数の発電機における売電量を再度合算した売電スケジュールを作成する売電スケジュール作成部と、
   前記作成した売電スケジュールを前記売電コントローラに送信する送信部と、
   を備えることを特徴とする売電管理サーバ。
2. 請求項１に記載の売電管理サーバにおいて、
   天候情報を取得する取得部を更に備え、
   前記複数の発電機が所定の時刻において発電する量を示す予想発電量は、天候の種類毎に異なる値が設定されており、前記売電スケジュール作成部は、前記取得部が取得した天候情報に基づき前記天候の種類毎に異なる値を選定することを特徴とする売電管理サーバ。
3. 請求項２に記載の売電管理サーバにおいて、
   前記取得部は、前記売電スケジュール作成部が売電スケジュールを作成した後に前記天候情報を取得することを特徴とする売電管理サーバ。
4. 請求項２又は３に記載の売電管理サーバにおいて、
   前記取得部は、前記発電機が発電した発電量と前記予想発電量の差が所定量を超えた場合に前記天候情報を取得することを特徴とする売電管理サーバ。
5. 請求項２乃至４の何れか一項に記載の売電管理サーバにおいて、
   前記天候情報は日射量であり、前記記憶部は、前記時刻毎に当該日射量と前記天候の種類毎に異なる値とが対応付けられたテーブルを備え、前記売電スケジュール作成部は、当該テーブルに基づき前記天候の種類毎に異なる値を選定することを特徴とする売電管理サーバ。
6. 発電機で発電した電力を売電するタイミングを決定する売電管理方法であって、
   前記発電機が複数接続される変圧器の電圧許容量を示す限界値及び、前記複数の発電機が所定の時刻において発電する量を示す予想発電量を予め記憶部に格納しておき、
   前記複数の発電機が前記所定の時刻に発電する量を売電量として合算するステップと、
   前記所定の時刻における当該合算値が前記限界値を超えるか否かを判定するステップと、
   前記判定により限界値を超える場合に前記発電機のうちいずれかの発電機が売電する時刻を所定の時刻ずらし、当該変更後の前記複数の発電機における売電量を再度合算した売電スケジュールを作成するステップと、
   前記作成した売電スケジュールを前記売電コントローラに送信するステップと、
   を備えることを特徴とする売電管理方法。
7. 請求項６に記載の売電管理方法において、
   前記複数の発電機が所定の時刻において発電する量を示す予想発電量は、天候の種類毎に異なる値が設定されており、
   前記天候情報を取得するステップと、
   前記取得した天候情報に基づき前記天候の種類毎に異なる値を選定するステップを更に備えることを特徴とする売電管理方法。
8. 請求項７に記載の売電管理方法において、
   前記天候情報を取得するステップは、前記売電スケジュールを作成するステップの後に実行することを特徴とする売電管理方法。
9. 請求項７又は８に記載の売電管理方法において、
   前記発電機が発電した発電量と前記予想発電量の差が所定量を超えるか否かを判定するステップを更に備え、
   前記判定により前記発電機が発電した発電量と前記予想発電量の差が所定量を超えたと判定された場合に前記天候情報を取得するステップを実行することを特徴とする売電管理方法。
10. 請求項７乃至９の何れか一項に記載の売電管理方法において、
    前記天候情報は日射量であり、前記記憶部には、前記時刻毎に当該日射量と前記天候の種類毎に異なる値とが対応付けられたテーブルを備えられ、
    前記売電スケジュールを作成するステップは、前記テーブルに基づき前記天候の種類毎に異なる値を選定することを特徴とする売電管理方法。

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