JP2015126554A - 電力管理システム、電力管理装置、電力管理方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】再生可能エネルギーを利用した発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を対象とする電力管理システムにおいて、発電装置による発電電力の有効利用が促進されるようにする。【解決手段】蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて系統電源に接続される共通蓄電装置と、電力管理システムにおいて所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理部と、需要家施設対応電力管理部による電力管理が行われている状態のもとでの、電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出部と、算出された差分電力に基づいて、共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御部とを備えて電力管理システムを構成する。【選択図】図３

Description

本発明は、電力管理システム、電力管理装置、電力管理方法及びプログラムに関する。

太陽光発電などの再生可能エネルギー（自然エネルギー）を利用した発電装置と蓄電池を備えた電力管理システムが知られている（例えば特許文献１参照）。
また、電力管理システムとして、複数の需要家からなるコミュニティにおいて電力管理を行うものも知られている（例えば、特許文献２参照）。このように複数の需要家に対応する電力管理システムは、ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）、あるいはＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などとも呼ばれる。

特開２０１２−４４７３３号公報 特開２０１２−５５０７８号公報

ＴＥＭＳあるいはＣＥＭＳなどにおいて、例えば晴天の日中などで、太陽光発電設備の発電電力が大きいのに対して負荷電力が小さいような状況となった場合、太陽光発電設備の発電電力に余剰電力が生じる場合がある。太陽光発電設備に余剰電力が生じた場合には、例えば蓄電池に余剰電力を充電することで、余剰電力を有効に利用できる。
しかし、現状においては、太陽光発電設備の普及率が高くなっており、また、太陽光発電設備における太陽電池の容量の増加も図られている状況にある。このために、ＴＥＭＳにおける太陽光発電設備の発電電力に生じた余剰電力において、蓄電池に充電できずに残る電力が生じる。このような電力は、例えば系統電源に流出して損失となってしまうことから、太陽光発電設備の発電電力を有効に利用できていないことになる。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、再生可能エネルギーを利用した発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を対象とする電力管理システムにおいて、発電装置による発電電力の有効利用が促進されるようにすることを目的とする。

上述した課題を解決するために、本発明の一態様は、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて前記系統電源に接続される共通蓄電装置と、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理部と、前記需要家施設対応電力管理部による所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出部と、前記差分電力算出部により算出された差分電力に基づいて、前記共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御部とを備える電力管理システムである。

本発明の一態様は、上記の電力管理システムであって、前記需要家施設対応電力管理部は、ネットワーク経由で前記需要家施設の各々と通信を行うことにより、前記所定の電力管理に必要な情報を取得するとともに、取得した情報に基づいて前記需要家施設における所定の電気設備を制御し、前記差分電力算出部は、前記系統電源にて得られる電力に基づいて差分電力を算出し、前記蓄電装置制御部は、前記ネットワークとは異なる所定の通信路を介して前記共通蓄電装置の充電または放電を制御してもよい。

本発明の一態様は、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理部と、前記需要家施設対応電力管理部による所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出部と、前記差分電力算出部により算出された差分電力に基づいて、前記共通の系統電源に接続される共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御部とを備える電力管理装置である。

本発明の一態様は、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理ステップと、前記需要家施設対応電力管理ステップによる所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出ステップと、前記差分電力算出ステップにより算出された差分電力に基づいて、前記共通の系統電源に接続される共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御ステップとを備える電力管理方法である。

本発明の一態様は、コンピュータに、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理ステップと、前記需要家施設対応電力管理ステップによる所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出ステップと、前記差分電力算出ステップにより算出された差分電力に基づいて、前記共通の系統電源に接続される共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御ステップとを実行させるためのプログラムである。

以上説明したように、本発明によれば、再生可能エネルギーを利用した発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を対象とする電力管理システムにおいて、発電装置の発電電力の有効利用が促進されるようになるという効果が得られる。

本実施形態における電力管理システムの全体構成例を示す図である。 本実施形態における需要家施設が備える電気設備の一例を示す図である。 本実施形態における電力管理装置の構成例を示す図である。 本実施形態におけるインバータ効率特性テーブルの構造例を示す図である。 本実施形態におけるインバータの効率特性の一例を示す図である。 本実施形態の電力管理システムにおける電力分配制御としての充電制御に対応する部位を示す図である。 本実施形態における電力管理装置が電力分配制御としての充電制御のために実行する処理手順例を示すフローチャートである。 本実施形態の電力管理システムにおける電力分配制御としての放電制御に対応する部位を示す図である。 本実施形態における電力管理装置が電力分配制御としての放電制御のために実行する処理手順例を示すフローチャートである。 電力管理システムにおける或る１日の電力に関する測定結果例を示す図である。 本実施形態の電力管理システムのもとでの１日における予測誤差値とともに、電力管理装置による特定の時刻における制御状態の例を示す図である。 本実施形態の電力管理システムのもとでの１日における予測誤差値とともに、電力管理装置による特定の時刻における制御状態の他の例を示す図である。 第２電力管理部による蓄電装置制御が行われなかった場合の電力状態と、蓄電装置制御を行った場合の共通蓄電装置の蓄電量の例を示す図である。 電力管理装置における第２電力管理部が共通蓄電装置制御のために実行する処理手順例を示すフローチャートである。

［電力管理システムの全体構成例］
図１は、本発明の実施形態における電力管理システムの全体構成例を示している。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲における複数の需要家に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設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。

本実施形態の電力管理システムは、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における複数の需要家施設１０ごとに備えられる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。また、電力管理地域１が、例えば１つまたは複数の集合住宅に対応し、需要家施設１０のそれぞれが集合住宅における各戸であるような態様でもよい。

同図に示す電力管理地域１における複数の需要家施設１０においては、再生可能エネルギーを利用した発電装置である太陽電池を備える需要家施設１０が含まれる。また、電力管理地域１における複数の需要家施設１０においては、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設１０が含まれる。このような需要家施設１０のうちには、太陽電池と蓄電池の両者を備える需要家施設１０が有ってもよいし、太陽電池と蓄電池のいずれか一方を備える需要家施設１０が有ってもよい。

電力管理地域１における各需要家施設１０には、共通の系統電源３と接続されることで、商用電源２が分岐して供給される。各需要家施設１０は、系統電源３から供給される電力を負荷に供給することができる。これにより、負荷としての各種の電気設備（機器）が稼働される。
また、太陽電池を備える需要家施設１０は、太陽電池の発電電力を系統電源３に出力させることができる。
また、蓄電池を備える需要家施設１０においては、系統電源３から電力供給を受けて蓄電池に蓄電（充電）させることができる。また、蓄電池と太陽電池を備える需要家施設１０においては、太陽電池の発電電力を蓄電池に充電させることができる。

また、本実施形態の電力管理システムにおいては、共通蓄電装置２０が備えられる。共通蓄電装置２０は、電力管理システムにおける需要家施設１０に対して共通に備えられる蓄電装置であって、需要家施設１０と共通の系統電源３に接続される。

共通蓄電装置２０は、蓄電池２１、インバータ２２及び制御部２３を備える。
蓄電池２１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。蓄電池２１としては、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。

インバータ２２は、蓄電池２１に充電するための電力の交流直流変換または蓄電池２１からの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、インバータ２２は、蓄電池２１が入出力する電力の双方向変換を行う。
具体的に、蓄電池２１に対する充電時には、系統電源３から充電のための交流の電力がインバータ２２に供給される。インバータ２２は、供給される交流の電力を直流に変換し、蓄電池２１に供給する。

また、蓄電池２１の放電時には、蓄電池２１から直流の電力が出力される。インバータ２２は、蓄電池２１から出力される直流の電力を交流に変換して系統電源３に出力する。蓄電池２１から系統電源３に出力された電力は、需要家施設１０において稼働される負荷によって消費される。あるいは、蓄電池２１から系統電源３に出力された電力は、需要家施設１０において備えられる蓄電池に充電させることもできる。

制御部２３は、共通蓄電装置２０における蓄電池２１とインバータ２２の動作を制御する。即ち、共通蓄電装置２０における充放電の動作は制御部２３によって制御される。
制御部２３は、電力管理装置２００の制御に従って、蓄電池２１とインバータ２２を制御する。

また、本実施形態の電力管理システムにおいては、電力管理装置２００が備えられる。電力管理装置２００は、電力管理地域１に属する各需要家施設１０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、ネットワーク３００を介して需要家施設１０の各々と相互通信可能なように接続される。これにより、電力管理装置２００は、各需要家施設１０における電気設備を制御することができる。

［需要家施設における電気設備例］
次に、図２を参照して、１つの需要家施設１０が備える電気設備の一例について説明する。
同図に示す需要家施設１０は、電気設備として、太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４、電力経路切替部１０５、負荷１０６及び施設別制御部１０７を備えている。

太陽電池１０１は、再生可能エネルギーを利用する発電装置の１つであり、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換する。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、太陽光を電力に変換する。
パワーコンディショナ１０２は、太陽電池１０１に対応して備えられ、太陽電池１０１から出力される直流の電力を交流に変換する。

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。

インバータ１０４は、複数の蓄電池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、インバータ１０４は、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、商用電源２またはパワーコンディショナ１０２から電力経路切替部１０５を介して充電のための交流の電力がインバータ１０４に供給される。インバータ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。インバータ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電力経路切替部１０５に供給する。

電力経路切替部１０５は、施設別制御部１０７の制御に応じて電力経路の切り替えを行う。この際、施設別制御部１０７は、電力管理装置２００の指示に応じて、電力経路切替部１０５を制御することができる。
上記の制御に応じて、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、商用電源２を負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。

また、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、太陽電池１０１により発生された電力をパワーコンディショナ１０２から負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。

また、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、商用電源２と太陽電池１０１の一方または両方から供給される電力をインバータ１０４経由で蓄電池１０３に充電するように電力経路を形成することができる。

また、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、蓄電池１０３から放電により出力させた電力を、インバータ１０４経由で負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。

さらに、電力経路切替部１０５は、太陽電池１０１により発生された電力を、例えば商用電源２の電力系統を経由して、他の需要家施設１０における蓄電池に対して供給するように電力経路を形成することができる。
また、電力経路切替部１０５は、蓄電池１０３の放電により出力される電力を、他の需要家施設１０における負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。

負荷１０６は、需要家施設１０において自己が動作するために電力を消費する機器や設備などを一括して示したものである。

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、インバータ１０４、電力経路切替部１０５、負荷１０６のすべてまたは一部）を制御する。

先に図１に示した電力管理装置２００は、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、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、ネットワーク３００経由で相互通信可能なように接続される。これにより、施設別制御部１０７は、電力管理装置２００の制御に応じて自己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、本実施形態のように、電力管理装置２００と施設別制御部１０７を備えた構成とすることで、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することができる。

また、前述のように、電力管理地域１内の需要家施設１０のうちの一部において、例えば太陽電池１０１や、蓄電池１０３及びインバータ１０４を備えないものがあってもよい。

ここで、例えば日中は、太陽電池１０１により電力が発生される一方で、例えば需要家施設１０における人の存在数が少ないような状態では、負荷１０６の消費電力が相当に小さくなる。このような状態では、電力管理地域１全体の太陽電池１０１により発生される電力の総量が、同じ電力管理地域１全体の負荷１０６が必要とする電力の総量を超える場合がある。このような場合、電力管理地域１全体の負荷１０６に電力管理地域１全体の太陽電池１０１により発生される電力を供給しても、電力管理地域１全体の太陽電池１０１の電力に余剰が生じる。
このように生じた余剰電力は、例えば電力管理地域１において設置されている蓄電池１０３に充電して蓄積させれば、有効に利用できることとなって好ましい。

ただし、上記のように発生する太陽電池１０１の余剰電力は、例えばそのときの日照条件などに応じてまちまちである。
例えば、余剰電力が小さい場合においては、蓄電池１０３に蓄積させるべき電力も小さなものとなる。しかし、インバータ１０４は、電力が一定以上の状態では高効率を維持するが、電力が一定未満の状態では効率の低下が顕著になるという特性を有している。
このために、電力管理地域１において発生した各太陽電池１０１の小さな余剰電力を、例えば、需要家施設１０ごとの蓄電池１０３に分配して充電したとすれば、各インバータ１０４の電力は相当に小さくなる。この場合、各インバータ１０４の電力損失は大幅に増加することになる。
なお、需要家施設１０ごとにおいて個別に太陽電池１０１の余剰電力を蓄電池１０３に充電したとしても、上記の問題は同様に生じる。また、このようなインバータ１０４における電力損失の問題は、電力管理地域１において、蓄電池１０３から放電させた電力を負荷１０６に供給するにあたって、蓄電池１０３の放電電力が小さい状態である場合にも同様に生じる。

そこで、本実施形態の電力管理装置２００は、電力管理地域１内の蓄電池１０３に対して充電または放電を行うにあたり、以降説明するように、インバータ１０４の電力損失の低減を図りながら需要家施設１０が備える蓄電池１０３の充放電動作を制御する。
ここで、以降において説明する蓄電池１０３の充放電動作の制御は、電力管理地域１における太陽電池１０１から蓄電池１０３への充電電力の分配、もしくは、蓄電池１０３から負荷１０６への電力の分配を伴う。このため、以降において説明する蓄電池１０３に対する充放電動作の制御については電力分配制御とも呼ぶ。

［電力管理装置における電力分配制御のための構成］
次に、図３を参照して、電力管理装置２００の電力分配制御に対応する構成例について説明する。電力管理装置２００は、電力分配制御に対応して、ネットワークインターフェース部２０１及び第１電力管理部２０２を備える。なお、第２電力管理部２０３については後述する。

ネットワークインターフェース部２０１は、ネットワーク３００経由で各需要家施設１０の施設別制御部１０７と通信を実行する。

第１電力管理部２０２（需要家施設対応電力管理部の一例）は、電力管理地域１における複数の需要家施設１０における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する。
本実施形態における第１電力管理部２０２が実行する電力管理は、需要家施設１０ごとにおけるインバータ１０４の損失の低減を図るための上述の電力分配制御である。

同図に示す第１電力管理部２０２は、総電力算出部２２１、分配電力決定部２２２、分配制御部２２３及びインバータ効率特性記憶部２２４を備える。
総電力算出部２２１は、電力管理地域１において、複数の蓄電池１０３の群に対して充電すべき総電力（充電総電力）または複数の蓄電池１０３の群から放電させるべき総電力（放電総電力）を算出する。なお、以降において、充電総電力と放電総電力とで特に区別しない場合には、総電力と記載する。

また、分配電力決定部２２２は、インバータ１０４ごとのインバータ効率特性に基づいて複数の蓄電池１０３のうちから少なくとも１つの蓄電池１０３を総電力の分配対象として決定する。また、これとともに、分配電力決定部２２２は、決定された分配対象としての蓄電池１０３ごとに分配する分配電力を決定する。
分配制御部２２３は、分配対象としての蓄電池の各々に決定された分配電力が分配されるように制御する。

インバータ効率特性記憶部２２４は、分配電力決定部２２２が利用するインバータ１０４ごとのインバータ効率特性を予め記憶する。換言すれば、インバータ効率特性記憶部２２４は、電力管理地域１において備えられるインバータ１０４ごとのインバータ効率特性を記憶する。
１つのインバータ効率特性は、対応のインバータ１０４についての電力に応じた効率の変動特性を示す。そのうえで、インバータ効率特性記憶部２２４は、電力管理地域１におけるインバータ１０４ごとのインバータ効率特性をインバータ効率特性テーブルに格納するように記憶する。

［インバータ効率特性テーブルの構造例］
図４は、インバータ効率特性記憶部２２４が記憶するインバータ効率特性テーブル２４０の構造例を示す図である。
同図に示すインバータ効率特性テーブル２４０における１つのレコードが１つのインバータ１０４に対応する。１つのレコードは、施設別制御部識別子２４１と、施設別制御部アドレス２４２と、インバータ効率特性２４３を含む。

施設別制御部識別子２４１は、対応のインバータ１０４を管理下におく施設別制御部１０７を特定する施設別制御部識別子を示す。
施設別制御部アドレス２４２は、同じレコードの施設別制御部識別子２４１が示す施設別制御部１０７のアドレスを示す。
インバータ効率特性２４３は、対応のインバータ１０４についてのインバータ効率特性を示す。
このように、インバータ効率特性２４３が施設別制御部識別子２４１と対応付けられていることで、インバータ効率特性２４３が対応するインバータ１０４を特定することができる。また、施設別制御部アドレス２４２は、例えば分配制御部２２３が蓄電池１０３の充電または放電のための電力を制御するにあたって、その蓄電池１０３を管理下におく施設別制御部１０７と通信を行う際に使用する。

図５は、インバータ効率特性２４３として示されるインバータ効率特性の例を示している。この図からも理解されるように、インバータ１０４は、定格から境界値αとして示すまでの電力の区間においては高効率を維持するが、電力が境界値αから小さくなっていくのに応じて効率が低下する傾向にある。
インバータ１０４の各々は、同図に示す特性と同様の傾向を有するのであるが、例えば、定格電力、定格電力時の効率の値、境界値αなどのパラメータは、インバータ１０４のメーカや機種などに応じて異なる。インバータ効率特性２４３には、このようなインバータ１０４ごとに異なる特性が反映される。また、同図に示す特性は、例えば蓄電池１０３への充電時（交流直流変換時）または放電時（直流交流変換時）に対応するものであるが、本実施形態におけるインバータ効率特性２４３は、充電時と放電時との両者に対応する特性を含む。

［電力管理装置の充電制御］
次に、電力管理装置２００が、電力分配制御として、電力管理地域１における蓄電池１０３の群に対して充電を行う場合の制御例について説明する。ここでは、電力管理地域１における太陽電池１０１の群により発生した電力を負荷１０６の群に供給した際の余剰電力を蓄電池１０３の群に対して充電する場合を例に挙げる。

図６は、図１の電力管理システムにおける各需要家施設１０の太陽電池１０１（１０１−１〜１０１−ｎ）、パワーコンディショナ１０２（１０２−１〜１０２−ｎ）、蓄電池１０３（１０３−１〜１０３−ｎ）、インバータ１０４（１０４−１〜１０４−ｎ）及び負荷１０６（１０６−１〜１０６−ｎ）の間の電力系統を模式的に示している。
なお、図６の例では、太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４及び負荷１０６について、それぞれがｎ個で同数である場合を示している。これは一例であり、太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４及び負荷１０６は、それぞれの数が異なっていてもよい。

また、同図においては、共通蓄電装置２０が示されているが、電力分配制御としての充電制御に対応する共通蓄電装置２０の動作については後述する。

同図を参照して、本実施形態における電力管理装置２００が実行する蓄電池１０３の群に対する充電制御の概要について説明する。
この場合において、太陽電池１０１−１〜１０１−ｎの各々にて発電された電力は、それぞれ、パワーコンディショナ１０２−１〜１０２−ｎにより交流に変換されて、それぞれ、対応の負荷１０６−１〜１０６−ｎに供給される。
このときに、パワーコンディショナ１０２−１〜１０２−ｎから出力された電力の総量が、負荷１０６−１〜１０６−ｎにおいて必要な電力の総量よりも多いとき、両者の差分が太陽電池１０１の群による余剰電力の総量（総電力）ｐとなる。
電力管理装置２００における総電力算出部２２１は、太陽電池１０１の余剰電力を充電しようする際には、上記のように余剰電力としての総電力ｐを算出すればよい。

この際において、総電力ｐが或る限度よりも小さい場合、総電力ｐをすべての蓄電池１０３−１〜１０３−ｎに分配すると、前述のように、インバータ１０４−１〜１０４−ｎが境界値α未満の電力で動作することになり、電力損失が増加する。

そこで、本実施形態の電力管理装置２００は、電力損失の抑制のために例えば以下のように充電対象とする蓄電池１０３を決定する。
つまり、電力管理装置２００における分配電力決定部２２２は、インバータ効率特性記憶部２２４に記憶されるインバータ効率特性テーブル２４０を参照して、各インバータの効率（電力損失）と電力との関係を認識する。そのうえで、蓄電池１０３−１〜１０３−ｎのうちから、例えば、総電力ｐを分配したときに、インバータ１０４における損失が一定以下（効率が一定以上）となる電力で充電可能な１以上の蓄電池１０３を充電対象として決定する。また、この際に、充電対象としての蓄電池１０３ごとに総電力ｐをどれだけ分配して充電すべきかについても決定する。

そして、分配制御部２２３は、上記のように決定された分配電力が充電されるように、分配対象の蓄電池１０３を制御する。
具体的に、分配制御部２２３は、分配対象の蓄電池１０３を備える需要家施設１０の施設別制御部１０７に対して、それぞれ、分配電力決定部２２２により決定された分配電力を指示する。施設別制御部１０７は、指示された分配電力により充電が行われるように同じ需要家施設１０における蓄電池１０３を制御する。

ここで、第１の実施形態の分配電力決定部２２２が実行する分配対象の蓄電池１０３と分配対象の蓄電池１０３ごとの分配電力を決定するためのアルゴリズムは、例えば、下記の式１により表される関数における損失Ｌを最小化する「ｉ」と「ｐｉ」を求める処理とすることができる。
下記の式１における損失Ｌは、インバータ１０４−１〜１０４−ｎの各損失の総量を示す。また、ηｉ（ｐｉ）は、ｉ番目のインバータ１０４−ｉのインバータ効率特性における分配電力ｐｉのときの効率ηｉを示す。また、ｗｉは、ｉ番目のインバータ１０４−ｉのインバータ効率特性における定格を示す。

［充電制御のための処理手順例］
図７のフローチャートは、本実施形態における電力管理装置２００が充電制御に対応して実行する処理手順例を示している。

まず、総電力算出部２２１は、電力管理地域１における各太陽電池１０１の余剰電力を取得する（ステップＳ１０１）。
このために、例えば総電力算出部２２１は、需要家施設１０における施設別制御部１０７のそれぞれに対して、ネットワーク３００経由で太陽電池１０１の余剰電力の通知を要求する。この要求に応じて施設別制御部１０７の各々は、自己の管理下における太陽電池１０１の余剰電力を求める。この余剰電力は、例えば同じ需要家施設１０において太陽電池１０１が発生している電力と、負荷１０６に供給される電力との差分として求めることができる。施設別制御部１０７は、このように求めた太陽電池１０１の余剰電力を電力管理装置２００に通知する。
上記のようにして、電力管理装置２００における総電力算出部２２１は、各施設別制御部１０７から通知される太陽電池１０１の余剰電力を取得する。

総電力算出部２２１は、ステップＳ１０１により取得した太陽電池１０１ごとの余剰電力を合計することで、太陽電池１０１の群における余剰電力の総量（総電力ｐ）を算出する（ステップＳ１０２）。

次に、分配電力決定部２２２は、電力管理地域１におけるインバータ１０４ごとのインバータ効率特性を、インバータ効率特性記憶部２２４が記憶するインバータ効率特性テーブル２４０から読み出して取得する（ステップＳ１０３）。

次に、分配電力決定部２２２は、ステップＳ１０２により算出した余剰電力の総量と、ステップＳ１０３により取得したインバータ効率特性を利用し、先の式１に基づいて、分配対象の蓄電池１０３と、分配対象の蓄電池ごとの分配電力を決定する（ステップＳ１０４）。

分配制御部２２３は、ステップＳ１０４の決定結果に従って、分配対象として決定された蓄電池１０３ごとに対して、決定された分配電力により充電が行われるように制御する（ステップＳ１０５）。

このように蓄電池１０３の群に対する充電制御が行われることで、分配対象として決定された蓄電池１０３に対応するインバータ１０４は、例えば定格近傍で電力変換を行うように動作させることができる。これにより、分配対象として決定された蓄電池１０３に対応するインバータ１０４は、いずれも高効率が維持され、電力損失が低減される。
一方、分配対象として決定されなかった蓄電池１０３に対しては充電のための電力が供給されない。従って、分配対象として決定されなかった蓄電池１０３に対応するインバータ１０４において電力損失は発生しない。
この結果、電力管理地域１における蓄電池１０３の群を対象として充電を行うにあたってのインバータ１０４の群における電力損失が低減される。

［電力管理装置の放電制御］
次に、電力管理装置２００が、電力管理地域１における蓄電池１０３を対象として行う電力分配制御としての放電制御について説明する。
図８は、図１の電力管理システムにおける各需要家施設１０の蓄電池１０３（１０３−１〜１０３−ｎ）、インバータ１０４（１０４−１〜１０４−ｎ）及び負荷１０６（１０６−１〜１０６−ｎ）の間の電力系統を模式的に示している。
なお、同図においては、共通蓄電装置２０が示されているが、電力分配制御としての放電制御に対応する共通蓄電装置２０の動作については後述する。

蓄電池１０３の各々において蓄積された電力を放電させて負荷１０６に供給しようとする場合、負荷１０６の群が必要とする電力の総量である総電力ｐは、図示するように、インバータ１０４のそれぞれにおいて交流変換された後に出力された電力ｐ１〜ｐｎの和である。

この際において、例えば、総電力ｐが少ないような場合において、総電力ｐを得るためにすべての蓄電池１０３−１〜１０３−ｎを放電させたとすると、各蓄電池１０３−１〜１０３−ｎがまかなうべき放電電力が少なくなる。この場合、インバータ１０４−１〜１０４−ｎが境界値α未満の電力で動作することになり、電力損失が増加する可能性がある。

そこで、電力管理装置２００は、例えば先の充電制御に準じて、以下のように放電のための電力を分配すべき（割り当てるべき）分配対象としての蓄電池１０３を決定する。
つまり、電力管理装置２００における分配電力決定部２２２は、インバータ効率特性記憶部２２４に記憶されるインバータ効率特性テーブル２４０を参照して、各インバータの効率（電力損失）と電力との関係を認識する。そのうえで、蓄電池１０３−１〜１０３−ｎのうちから、例えば、総電力ｐを分配したときに、インバータ１０４における損失が一定以下（効率が一定以上）となる電力で放電可能な１以上の蓄電池１０３を充電対象として決定する。また、この際に、充電対象としての蓄電池１０３ごとに総電力ｐのうちからどれだけの電力を分配して充電すべきかについても決定する。

なお、分配電力決定部２２２は、放電時においても、先の式１を利用して、損失Ｌを最小化する「ｉ」と「ｐｉ」を求めることにより、分配対象の蓄電池１０３と分配電力（放電電力）を求めるようにすればよい。

［放電制御のための処理手順例］
図９のフローチャートは、電力管理装置２００が放電制御のために実行する処理手順例を示している。なお、この図において、図７と同様の処理となるステップについては同一符号を付している。
まず、放電制御における総電力算出部２２１は、負荷１０６のそれぞれが必要とする電力（負荷電力）を取得する（ステップＳ１０１ａ）。
このために、総電力算出部２２１は、施設別制御部１０７のそれぞれに対して、ネットワーク３００経由で負荷電力の通知を要求する。この要求に応答して、施設別制御部１０７は、それぞれ、自己の管理下にある負荷１０６の負荷電力を計測し、計測した負荷電力を電力管理装置２００に通知する。総電力算出部２２１は、このように各施設別制御部１０７から通知された負荷電力を取得する。

次に、総電力算出部２２１は、負荷１０６の群が必要とする電力の総量、つまり総電力ｐを算出する（ステップＳ１０２ａ）。このためには、総電力算出部２２１は、ステップＳ１０１ａにより取得した負荷電力の総和を算出すればよい。
図９におけるステップＳ１０３、Ｓ１０４の処理は、図７と同様である。ただし、ステップＳ１０４において、分配電力決定部２２２は、分配対象として、負荷１０６の群が必要とする総電力ｐをまかなうための蓄電池１０３を決定する。また、ステップＳ１０４において、分配電力決定部２２２は、分配対象の蓄電池１０３ごとに、放電により出力させるべき電力を分配電力として決定する。
そして、分配制御部２２３は、分配対象の蓄電池１０３から、それぞれについて決定された分配電力による電力が出力されるように放電制御を実行する（ステップＳ１０５ａ）。
このように処理が実行されることで、蓄電池１０３から放電させる場合においても、インバータ１０４の電力損失を低減させることができる。

［共通蓄電装置制御］
続いて、本実施形態における共通蓄電装置制御について説明する。本実施形態における共通蓄電装置制御は、図１に示したように、系統電源３に接続される共通蓄電装置２０の充放電動作を電力管理装置２００が制御することである。

図６に例示したように、太陽電池１０１−１〜１０１−ｎにおける余剰電力の総電力ｐを蓄電池１０３−１〜１０３−ｎに充電するにあたっては、蓄電池１０３−１〜１０３−ｎによる空き容量の総量に対して総電力ｐが相対的に大きいような状態となる可能性がある。
太陽電池１０１の発電電力は、日照などの条件に依存する。例えば日照が良好な天気であれば、太陽電池１０１−１〜１０１−ｎにおける発電電力が増加し、総合の発電電力も相当に高くなる。このようなときに、蓄電池１０３−１〜１０３−ｎにおける空き容量が十分でない状態である場合、総電力ｐのすべてを蓄電池１０３−１〜１０３−ｎに分配できない場合が生じる。
この場合には、総電力ｐにおいて、さらに、蓄電池１０３−１〜１０３−ｎに対する充電電力の余剰分としての差分電力が生じる。このような余剰分としての差分電力は、系統電源３に流出することによる損失となる。

また、負荷１０６−１〜１０６−ｎのそれぞれの必要電力が大きいのに対して、相対的に蓄電池１０３−１〜１０３−ｎの蓄電容量が少ない状態となる可能性がある。このような状態のもとで、図８に例示したように、負荷１０６−１〜１０６−ｎに対して蓄電池１０３−１〜１０３−ｎから電力を分配するように制御される可能性もある。
上記のような場合には、蓄電池１０３−１〜１０３−ｎからインバータ１０４−１〜１０４−ｎを介して出力される電力ｐ１〜ｐｎの和である総電力ｐが、負荷１０６−１〜１０６−ｎによる総合の負荷電力に満たない状態となる。
この場合には、負荷１０６−１〜１０６−ｎに供給すべき総電力ｐについての不足分としての差分電力が生じる。このような不足分としての差分電力が生じることによっては、系統電源３に商用電源２が不足分に応じて流入することにより、商用電源２の使用量が増加することになる。

また、本実施形態の電力管理装置２００における第１電力管理部２０２による電力管理は、先の説明から理解されるように、ネットワーク３００経由による各需要家施設１０における施設別制御部１０７との通信を伴う。
つまり、第１電力管理部２０２は、総電力ｐを算出するにあたり、図７のステップＳ１０１として示したように、ネットワーク３００経由で施設別制御部１０７から太陽電池１０１ごとの余剰電力を取得する。あるいは、電力管理装置２００は、図９のステップＳ１０１ａとして示したように、ネットワーク３００経由で施設別制御部１０７から負荷１０６の負荷電力を取得する。このように、第１電力管理部２０２は、ネットワーク３００経由で電力管理に必要な情報を取得する。
また、図７のステップＳ１０５による充電制御あるいは図９のステップＳ１０５ａによる放電制御を行うにあたっては、第１電力管理部２０２は、ネットワーク３００経由での通信を介して、各需要家施設１０における施設別制御部１０７を制御する。制御の際には、例えば第１電力管理部２０２は、施設別制御部１０７に対して蓄電池１０３の充電あるいは放電のための指令値などを含む制御データを送信する。

しかし、ネットワークによる通信はベストエフォート型であって、必ずしも通信速度が補償されるわけではなく、また、一定時間内にデータが相手に到達することについての補償はない。
このために、各需要家施設１０の施設別制御部１０７が制御データを受信して蓄電池１０３の制御を実行するタイミングは、制御値を生成するための蓄電池１０３の余剰電力や負荷１０６の負荷電力などが得られていたタイミングに対して遅延する可能性がある。そして、このような遅延によるタイムラグは、ネットワーク３００のトラヒックの状況の他、電力管理装置２００や施設別制御部１０７の処理負荷などによって相当に大きくなる場合がある。

このような場合、施設別制御部１０７が受信した制御データが示す制御内容は、制御対象である現在の総電力に対して乖離していることになる。このように制御データが現在の電力状態と乖離している状態のもとで蓄電池１０３の充放電動作を制御した場合には、充放電される電力に誤差が生じ、蓄電池１０３の充放電電力に過不足が生じる。つまり、第１電力管理部２０２による電力分配制御のタイムラグによっても、蓄電池１０３の充放電電力の余剰分あるいは不足分による差分電力が生じる。
このように、電力分配制御のタイムラグに起因して差分電力が生じた場合にも、余剰分の差分電力が系統電源３に流出することによる電力損失や、不足分の差分電力が商用電源２から系統電源３に流入することによる商用電源２の使用量の増加などが生じる。

そこで、電力管理装置２００における第２電力管理部２０３は、第１電力管理部２０２による電力分配制御と並行して、以下に説明するようにして、共通蓄電装置２０の充放電動作を制御する。このような第２電力管理部２０３の制御によって、上記のように生じる差分電力の抑制が図られる。

［第２電力管理部の構成例］
ここで、再度、図３を参照して第２電力管理部２０３の構成例について説明する。同図に示す第２電力管理部２０３は、差分電力算出部２３１と蓄電装置制御部２３２とを備える。
差分電力算出部２３１は、第１電力管理部２０２による電力分配制御が行われている状態のもとでの、電力管理システムにおける各蓄電池１０３に対する充電電力の余剰分または各蓄電池１０３から負荷１０６に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する。
なお、差分電力算出部２３１は、系統電源３にて得られる電力に基づいて差分電力を算出する。より具体的には、差分電力算出部２３１は、図６または図８に示されるように、系統電源において総電力ｐが得られる点から共通蓄電装置２０の接続点との間において得られる総電力ｐについての現在値を測定し、測定した現在値を利用して差分電力Ｐｄｆを算出する。

蓄電装置制御部２３２は、差分電力算出部２３１により算出された差分電力に基づいて、共通蓄電装置２０の充電または放電を制御する。

図１０は、図１に例示した電力管理システムにおける或る１日（０時〜２４時）の電力に関する測定結果例を示している。同図においては、横軸により時間が示され、縦軸に電力が示される。
同図のグラフにおける線Ａは、電力管理システムにおける各需要家施設１０の負荷１０６の群による総合の必要電力（需要電力）についての測定結果を示す。
線Ｂは、電力管理システムにおける太陽電池１０１の群による総合の発電電力についての測定結果を示す。
線Ｃは、電力管理システムにおける総合の発電電力における総合の需要電力に対する余剰電力を示す。余剰電力が正の値であれば、総合の発電電力が総合の需要電力に対して余剰していることを示す。一方、余剰電力が負の値であれば、総合の発電電力が総合の需要電力に対して不足していることを示す。余剰電力は、第１電力管理部２０２における総電力算出部２２１が算出する総電力ｐに相当する。
同図によれば、１日おいて、余剰電力が変動しながらほぼ定常的に発生していることが分かる。

第１電力管理部２０２は、電力分配制御として、線Ｃにより示す余剰電力が正の値の場合には、図６により説明した充電制御を実行し、余剰電力が負の値の場合には、図８により説明した放電制御を実行することで余剰電力の抑制が図られる。
ただし、上記の電力分配制御にあたっては、前述のように、太陽電池１０１の発電電力と蓄電池１０３の空き容量との差、あるいは負荷が必要とする総合の必要電力と蓄電池１０３の蓄電量との差に応じて差分電力が生じる。蓄電池１０３に充電しきれない状態では、正の差分電力が生じ、蓄電池１０３が負荷１０６の必要とする必要電力に応じた電力を放電できない場合には負の差分電力が生じる。また、前述した第１電力管理部２０２による電力分配制御のタイムラグによっても差分電力が生じる可能性がある。この場合にも、差分電力については、正の値となる場合と負の値となる場合とのいずれもが生じ得る。

図１１は、１日における予測誤差値の変化を示している。同図においては横軸が時間を示し、縦軸が電力を示す。また、同図に示される予測値、現在値、予測誤差値、制御値、制御誤差値は、１０時１０分における電力管理装置２００の制御状態を示している。

同図において予測値（ｗ）は、第１電力管理部２０２における総電力算出部２２１が算出する総電力ｐに相当する。より具体的には、予測値は、過去の一定時間（例えば３０分）の総電力ｐの平均値であり、１０分後の制御値を求めるための計算値である。このように求められる予測値は、先の説明から理解されるように、総電力の現在値と乖離している可能性がある。

現在値（ｗ）は、例えば１０時１０分から１０時２０分までにおいて第２電力管理部２０３における差分電力算出部２３１が系統電源３から測定した総電力についての値である。
予測誤差値（ｗ）は、予測値の誤差を示すもので、現在値から予測値を減算することによって求められる。図１１におけるグラフは、このような予測誤差値を示している。
制御値（ｗ）は、第１電力管理部２０２における分配電力決定部２２２が決定する分配電力（ｐ１〜ｐｎ）の総計である。この場合、制御値は予測値と等しい。

制御誤差値は、第１電力管理部２０２による充電制御または放電制御における制御誤差によって現れる電力の値であり、差分電力に相当する。この場合の差分電力は、現在値から制御値を減算することによって求められる。
つまり、差分電力算出部２３１は、系統電源３から現在の総電力を測定して現在値を取得し、取得した現在値から総電力算出部２２１が算出した総電力ｐ（即ち、予測値である）を減算することにより差分電力を求めることができる。

蓄電装置制御部２３２は、上記のように算出された差分電力（制御誤差値）がゼロとなるように、共通蓄電装置２０の充放電を制御する。
具体的に、差分電力が正の値である場合には、電力管理地域１における太陽電池１０１の総合の余剰電力を各蓄電池１０３に分配してもなお残存している状態である。
そこで、この場合の蓄電装置制御部２３２は、図６に示すように、差分電力Ｐｄｆとしての余剰電力の残存分が共通蓄電装置２０に充電されるように、共通蓄電装置２０を制御する。

また、差分電力が負の値である場合には、電力管理地域１における各需要家施設１０における負荷１０６の必要電力に対して、各蓄電池１０３から放電される総合の電力が不足している状態である。
そこで、蓄電装置制御部２３２は、図８に示すように、負荷１０６の群にとって必要な負荷電力の不足分に相当する差分電力Ｐｄｆが、共通蓄電装置２０によって放電されるように、共通蓄電装置２０を制御する。

また、図１２を参照して、インバータ１０４のインバータ効率特性を考慮した共通蓄電装置２０の制御例について説明する。図１２に示される予測値、現在値、予測誤差値、制御値及び制御誤差値は、１６時４０分における電力管理装置２００の制御状態を示している。

図１２によると、１６時４０分において、総電力算出部２２１により算出された予測値（総電力ｐ）は−２１７Ｗであり、差分電力算出部２３１が系統電源３から測定した総電力の現在値は−３１６Ｗである。この場合の予測誤差値は−９９Ｗ（＝−３１６Ｗ−（−２１７Ｗ））である。

この場合において、−２１７Ｗの予測値としての電力の絶対値は、インバータ１０４のインバータ効率特性における境界値α未満の範囲に含まれる。このため、図１２の場合には、第１電力管理部２０２における分配電力決定部２２２が１つの蓄電池１０３のみを分配対象として決定したとしても、分配対象の蓄電池１０３を放電させた際にはインバータ１０４の効率が低下してしまう。

そこで、このような場合の総電力算出部２２１は、制御値である総電力ｐについて予測値と同じにするのではなく、境界値αに対応する値としてもよい。図１２においては、境界値αに対応する電力値が１０００ｗである場合を例に挙げている。このように境界値αに対応する電力値が１０００ｗであるのに応じて、同図では、総電力算出部２２１が制御値である総電力ｐについても−１０００ｗとして算出した例が示されている。
上記のように制御値について−１０００ｗが設定されるのに応じて、差分電力算出部２３１は、制御誤差値である差分電力について、６８４ｗ（＝−３１６−（−１０００））である算出する。この場合、制御誤差値として求められた差分電力と、現実に得られている差分電力との間には誤差が生じるものの、インバータ１０４における電力損失を回避することができる。

なお、図１２の場合において、総電力算出部２２１は、予め定めた所定の条件に従って、インバータ１０４における電力損失と、差分電力の誤差による損失とのいずれを回避すべきかを判断してもよい。総電力算出部２２１は、判断した結果に基づいて、制御値である総電力ｐについて予測値と同じ値にすべきか、境界値αに対応する値に設定すべきかを決定する。

図１３は、第２電力管理部２０３による蓄電装置制御が行われなかった場合の９時から１７時までの電力状態と、蓄電装置制御を行った場合の９時から１７時までの共通蓄電装置２０の蓄電量を示している。同図においては横軸が時間を示し、縦軸が電力量を示す。

同図における線Ｄは、第２電力管理部２０３による蓄電装置制御を行わない場合における、時間経過に応じた正の差分電力の積算値である。正の差分電力は、系統電源３に流出する電力である。同図によれば、９時から１７時までに１６８３Ｗｈの電力が系統電源３に流出する。
一方、同図における線Ｅは、第２電力管理部２０３による蓄電装置制御を行わない場合における、時間経過に応じた負の差分電力の積算値である。負の差分電力は、商用電源２から系統電源３に流入する電力である。同図によれば、９時から１７時までに１４１３Ｗｈの電力が商用電源２から系統電源３に流入する。
この場合、９時から１７時までの差分電力による電力損失は、２０９６Ｗｈ（＝１６８３Ｗｈ＋１４１３Ｗｈ）である。

線Ｆは、第２電力管理部２０３による蓄電装置制御を行った場合の共通蓄電装置２０の時間ごとの蓄電量について、９時の蓄電量をゼロとした相対値により示している。
あくまでも一例であるが、同図によれば、９時から１７時までにおける蓄電量の最小値は−１３６Ｗｈであり、最大値は２７０Ｗｈである。このことから、例えば９時における蓄電量を蓄電容量の５０％として運用するとした場合、共通蓄電装置２０における蓄電池２１の蓄電容量としては、６００Ｗｈ（＝３００Ｗｈ±２７０Ｗｈ）程度を確保すればよいことが導出される。

［処理手順例］
図１４のフローチャートを参照して、電力管理装置２００における第２電力管理部２０３が実行する共通蓄電装置制御のための処理手順例について説明する。
まず、第２電力管理部２０３において、差分電力算出部２３１は、前回の共通蓄電装置２０に対する充放電制御から一定時間が経過するのを待機する（ステップＳ２０１−ＮＯ）。
ここで、本実施形態の共通蓄電装置制御によっては、第１電力管理部２０２による電力分配制御のもとでの制御誤差が抑制される。このことを考慮すれば、ステップＳ２０１における一定時間については、第１電力管理部２０２による電力分配制御の周期よりも短い時間とすることが好ましい。

前回の共通蓄電装置２０に対する充放電制御の実行から一定時間が経過すると（ステップＳ２０１−ＹＥＳ）、差分電力算出部２３１は、例えば系統電源３における所定位置の電力を測定することによって、現在の総電力を測定する（ステップＳ２０２）。
具体的に、差分電力算出部２３１は、現在において第１電力管理部２０２が電力分配制御として蓄電池１０３に対する充電制御を行っている場合には、ステップＳ２０１により、現在の充電総電力を測定する。
一方、現在において第１電力管理部２０２が電力分配制御として蓄電池１０３に対して放電制御を行っている場合、差分電力算出部２３１は、現在の放電総電力を測定する。

次に、差分電力算出部２３１は、ステップＳ２０２により測定された現在の総電力を利用して差分電力を算出する（ステップＳ２０３）。具体的に、差分電力算出部２３１は、図１１にて説明したように、第１電力管理部２０２における総電力算出部２２１が算出した予測値（総電力ｐ）とステップＳ２０１により測定された現在の総電力との差分を差分電力として求めればよい。

蓄電装置制御部２３２は、ステップＳ２０３により算出された差分電力に基づいて共通蓄電装置２０の充放電電力（充電電力または放電電力）を決定する（ステップＳ２０４）。ここで、正の値による充放電電力は共通蓄電装置２０に対する充電電力を示し、負の値による充放電電力は、共通蓄電装置２０の放電電力を示す。
最も簡単な例として、蓄電装置制御部２３２は、ステップＳ２０３により算出された差分電力をそのまま充放電電力とすることができる。正の値の差分電力は太陽電池１０１の群による余剰電力のうちで蓄電池１０３の群に充電されずに系統電源３に流出する電力に相当する。また、負の値の差分電力は、負荷１０６の群に供給すべき蓄電池１０３の群からの放電電力についての不足分として商用電源２から系統電源３に流入する電力に相当する。
あるいは、蓄電装置制御部２３２は、ステップＳ２０３により算出された差分電力と、分配対象の蓄電池１０３から共通蓄電装置２０までの系統の電力伝搬特性や共通蓄電装置２０の特性などに応じた係数などを利用した演算によって充放電電力を決定してもよい。

次に、蓄電装置制御部２３２は、ステップＳ２０４により決定された充放電電力によって充電または放電が行われるように共通蓄電装置２０を制御する（ステップＳ２０５）。
この際、蓄電装置制御部２３２は、共通蓄電装置２０における制御部２３に対して、ステップＳ２０４により決定された充放電電力を指示する。制御部２３は、指示された充放電電力による充電または放電が蓄電池２１にて行われるように制御を実行する。

ここで、蓄電装置制御部２３２と共通蓄電装置２０の制御部２３との通信は、ネットワーク３００とは異なる所定の通信路を介して行われる。蓄電装置制御部２３２と共通蓄電装置２０の制御部２３とを接続する通信路については、例えば一定以上の通信品質が保証されており、一定時間内におけるデータの送受信が保証されている。このように、蓄電装置制御部２３２と制御部２３との通信路をネットワーク３００とは異なるものとすることで、蓄電装置制御部２３２による制御に応答した共通蓄電装置２０における蓄電池２１の充放電動作を迅速に開始させることができる。つまり、本実施形態においては、差分電力の抑制を速い応答で行うことができる。

なお、これまでの説明においては、第１電力管理部２０２が行う電力管理が、インバータ１０４における電力損失の低減を図るための電力分配制御である場合を例に挙げている。
しかし、第１電力管理部２０２が行う電力管理は、例えば、予め定めた運転計画に従った電力管理地域１における電力制御や、商用電源２の利用料金の抑制などを考慮した電力管理地域１における電力制御などであってもよい。
つまり、第２電力管理部２０３の蓄電装置制御によっては、第１電力管理部２０２が行う電力管理の内容に係わらず、蓄電池１０３に対する充放電に際して生じる差分電力を抑制することが可能である。

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。

１ 電力管理地域
２ 商用電源
３ 系統電源
１０ 需要家施設
２０ 共通蓄電装置
２１ 蓄電池
２２ インバータ
２３ 制御部
１０１ 太陽電池
１０２ パワーコンディショナ
１０３ 蓄電池
１０４ インバータ
１０５ 電力経路切替部
１０６ 負荷
１０７ 施設別制御部
２００ 電力管理装置
２０１ ネットワークインターフェース部
２０２ 第１電力管理部
２０３ 第２電力管理部
２２１ 総電力算出部
２２２ 分配電力決定部
２２３ 分配制御部
２２４ インバータ効率特性記憶部
２３１ 差分電力算出部
２３２ 蓄電装置制御部

Claims (5)

1. 電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて前記系統電源に接続される共通蓄電装置と、
   前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理部と、
   前記需要家施設対応電力管理部による所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出部と、
   前記差分電力算出部により算出された差分電力に基づいて、前記共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御部と
   を備える電力管理システム。
2. 前記需要家施設対応電力管理部は、
   ネットワーク経由で前記需要家施設の各々と通信を行うことにより、前記所定の電力管理に必要な情報を取得するとともに、取得した情報に基づいて前記需要家施設における所定の電気設備を制御し、
   前記差分電力算出部は、
   前記系統電源にて得られる電力に基づいて差分電力を算出し、
   前記蓄電装置制御部は、
   前記ネットワークとは異なる所定の通信路を介して前記共通蓄電装置の充電または放電を制御する
   請求項１に記載の電力管理システム。
3. 電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理部と、
   前記需要家施設対応電力管理部による所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出部と、
   前記差分電力算出部により算出された差分電力に基づいて、前記共通の系統電源に接続される共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御部と
   を備える電力管理装置。
4. 電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理ステップと、
   前記需要家施設対応電力管理ステップによる所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出ステップと、
   前記差分電力算出ステップにより算出された差分電力に基づいて、前記共通の系統電源に接続される共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御ステップと
   を備える電力管理方法。
5. コンピュータに、
   電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムにおいて、前記複数の需要家施設における電気設備を対象とする所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理ステップと、
   前記需要家施設対応電力管理ステップによる所定の電力管理が行われている状態のもとでの、前記電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分または前記各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する差分電力算出ステップと、
   前記差分電力算出ステップにより算出された差分電力に基づいて、前記共通の系統電源に接続される共通蓄電装置の充電または放電を制御する蓄電装置制御ステップと
   を実行させるためのプログラム。

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