JP2016067195A - 電力管理システム及び電力管理方法 - Google Patents

Abstract

【課題】余剰電力の推定の精度を従来より向上させ、各需要家施設の発電電力の商用電力への逆潮流を低減し、電力需給の経済的な損失を低減する電力管理システムを提供する。【解決手段】系統電源３に接続され、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える第１需要家施設１０における蓄電池に対する放電あるいは充電を制御する電力管理システムである。有限の過去の測定周期の消費電力のデータから予測する第１フィルタ予測関数で、需要家施設の次の測定周期の推定消費電力を推定する消費電力量推定部と、有限の過去の測定周期における発電電力のデータから予測する第２フィルタ予測関数により、第１需要家施設の発電装置の次の測定周期の推定発電電力を推定する発電電力量推定部と、推定された推定発電電力及び推定消費電力の差分である推定余剰電力を求める余剰電力量推定部と、推定余剰電力に基づき、蓄電池の充放電を制御する電力管理部とを備える。【選択図】図１

Description

本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。

近年、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蓄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、蓄電池の蓄電量を考慮しつつ、予測される発電電力と予測される消費電力とに基づいて、蓄電池に対する充電及び放電を制御し、エネルギーの有効活用が行われている（例えば、特許文献２参照）。
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３参照）。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。

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（あるいは風力発電）の発電電力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。特許文献２の技術を用いて発電電力及び消費電力を基に、ある需要家施設（例えば住宅や商業施設、工業施設）で太陽光発電設備に余剰電力が生じた場合には、例えばこの需要家施設の蓄電池に余剰電力を充電することで、余剰電力を系統電源に逆流させることなくコミュニティ内において有効に利用できる。
予測される発電電力と、予測される消費電力とに基づいて、余剰電力を推定して蓄電池に蓄電された電力と、負荷で消費される電力との調整を行う電力管理システムがある（例えば、特許文献４参照）。

特開２０１２−０４４７３３号公報 特開２０１３−２１５０９２号公報 特開２０１２−０５５０７８号公報 特開２０１３−２１５０９２号公報

しかしながら、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。そのため、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可能性がある。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電力である。

すなわち、一般的に、需要家施設毎に余剰電力を自宅の蓄電池に充電しているが、各需要家施設における発電量及び需要量が異なる。このため、需要が比較的少ない需要家施設では太陽光発電設備の発電電力に生じた余剰電力の全てが蓄電池に充電できず、充電できない余剰電力を系統電源に流出させ、発電した電力を無駄に損失してしまう。一方、発電量に比較して需要量の多い需要家施設では、発電した電力では十分に蓄電池を充電することができず、蓄電池に対する充電のために買電電力を必要とすることになる。上述した状態はコミュニティ内における各需要家施設における太陽光発電設備の発電電力を有効に利用できず、また、蓄電設備も十分に使われていない。

この課題に対しては、ＴＥＭＳ、あるいはＣＥＭＳにてネットワーク経由で、管理対象の複数の需要家設備の全体の余剰電力を把握し、また、各家に設置された蓄電池の残量を把握し、コミュニティの需要家施設全体において、蓄電池の容量を使い切るように充電することが考えられる。しかしながら、電力の余剰は、発電量と需要量が時々刻々と変化するので、現在の制御周期における計測データで制御しても、次の制御周期において発電量あるいは需要量に変化があると推測がずれる。

つまり、算出した余剰量で蓄電池に対する充電を制御するが、制御をかける周期における電力の余剰量を、直前の制御周期において予測するため、予測が実際とずれた電力量が制御の誤差になる。例えば、直前の制御周期の間に余剰電力が６ｋＷと予測され、現在の周期において蓄電池に対して６ｋＷの電力を充電するように制御をしても、環境の変化により実際の余剰電力が４ｋＷとなってしまう場合がある。この場合にコミュニティ内では電力の融通ができず、予測と実績の差の２ｋＷ（＝６ｋＷ−４ｋＷ）程を充電しすぎたことになり、この差が系統から電力を買うことになる。
一方、逆に家人が出かけた需要家施設が複数ある場合、電力の需要が急激に下がって実際の余剰電力が８ｋＷとなる。この場合、この場合にコミュニティ内では電力の消費ができず、予測と実績の差−２ｋＷ（＝６ｋＷ−８ｋＷ）は充電できずに、系統に電力を逆潮流することになり、この差が誤差となる。

誤差に対する実益については電力会社との契約体系によるが、電力会社が余剰電力を全く買い取らない場合を考える。この場合、誤差が負の場合、系統に逆潮流した電力は捨てたことになり、需要家施設の家人の経済的な損出となる。また、本来、余剰電力のみを充電したいのに、誤差が正の値となった場合、購入する必要のない電力を購入することになり、この購入額は需要家施設の家人の損出となる。
このように、推定した余剰電力と現実の余剰電力との誤差が大きくなると、再生可能エネルギーを利用した発電装置を備えた需要家施設の経済的な損出も大きくなる。

また、太陽光発電や、風力発電といった自然に出力が変動する再生可能エネルギーによる発電装置の導入をすすめていくと、需要電力を供給電力が上回る可能性がある。このため、気象条件などから、電力供給が、火力発電など出力調整ができる発電装置手段の電力供給調整能力を上回ることが予測される場合、系統電源に対して逆潮流が行われないように、太陽光や風力の発電の出力を停止する必要が生じる。この出力抑制が必要かどうかの判断は、系統電源の電力網に安定的に電力を供給するため、この電力網に対して送配電を行う送配電事業者が行っている。送配電事業者の出力抑制を受けた場合に、その需要家施設が太陽光発電等の再生可能エネルギー発電手段に加え、蓄電池を有していれば、その蓄電池に対して、発電装置により発電した発電電力から消費した消費電力を減算した余剰電力を蓄えることができる。しかしながら、需要家施設の蓄電池が満充電状態である場合、発電装置の発電した発電電力における余剰電力は系統電源に対して逆潮流されることになる。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、余剰電力の推定の精度を従来に比較して向上させることにより、各需要家施設における発電電力の商用電力への逆潮流を低減させ、電力需給における経済的な損失を低減し、送配電事業者の出力抑制に対して、各需要家施設に対して出力抑制を行う電力管理システム及び電力管理方法を提供することを目的とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える第１需要家施設における前記蓄電池に対し、前記第１需要家施設に対する放電あるいは前記第１需要家施設で発生した余剰電力による充電を制御する電力管理システムであり、有限の過去の測定周期における消費電力のデータにより予測を行う第１フィルタ予測関数により、需要家施設における次の測定周期の消費電力を推定消費電力として推定する消費電力量推定部と、有限の過去の前記測定周期における発電電力のデータにより予測を行う第２フィルタ予測関数により、前記第１需要家施設における前記発電装置の次の測定周期の発電電力を推定発電電力として推定する発電電力量推定部と、推定された前記推定発電電力及び前記推定消費電力の差分である推定余剰電力を求める余剰電力量推定部と、前記余剰電力量推定部が求めた前記推定余剰電力に基づき、前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する電力管理部とを備えることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御することを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定消費電力を推定する前記第１フィルタ予測関数が以下に示す（１）式であり、前記フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ１が、所定の第１関数により設定されており、前記推定発電電力を推定する前記第２フィルタ予測関数が以下に示す（２）式であり、前記フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ２が、所定の第２関数により設定されていることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定消費電力を推定する前記第１フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ１の第１関数が、以下の（３）式であり、前記推定発電電力を推定する前記第２フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ２の第２関数が、以下の（４）式であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記第１関数における重み係数β及び追従数ｎの各々が制御のモードに対応してそれぞれ異なる数値の組である予測パターンとして予め設定され、前記第２関数における重み係数α及び追従数ｍの各々が制御のモードに対応してそれぞれ異なる数値の組である予測パターンとして予め設定されていることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記発電電力の測定値が直近における有限の過去の前記測定周期において測定された前記発電装置の発電する電力であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記消費電力の測定値が直近における有限の過去の前記測定周期において測定された前記需要家施設において消費された電力であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記発電電力の測定値が複数の前記需要家施設の発電電力の測定値の合計であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記消費電力の測定値が複数の前記需要家施設の消費電力の測定値の合計であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定発電電力が任意の複数の前記需要家施設の推定発電電力の合計であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定消費電力の任意の複数の前記需要家施設の推定消費電力の合計であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定発電電力が前記需要家施設の推定発電電力の合計である ことを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定消費電力が前記需要家施設の推定消費電力の合計であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定発電電力と前記推定消費電力との差分が、任意の複数の前記需要家施設の推定発電電力の合計であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記推定発電電力と前記推定消費電力との差分が、前記需要家施設の推定発電電力の合計と、前記需要家施設の推定消費電力の合計との差分であることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記測定周期で求められた差分電力による蓄電池に対する放電及び充電の制御を、当該制御のモードに対応して当該測定周期と同様な周期の制御周期、あるいは複数の測定周期により形成された制御周期により行うことを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える第１需要家施設における前記蓄電池に対し、前記第１需要家施設に対する放電あるいは前記第１需要家施設で発生した余剰電力による充電を制御する電力管理システムを制御する電力管理方法でありであり、消費電力量推定部が、有限の過去の測定周期における消費電力のデータにより予測を行う第１フィルタ予測関数により、需要家施設における次の測定周期の消費電力を推定消費電力として推定する消費電力量推定過程と、発電電力量推定部が、有限の過去の前記測定周期における発電電力のデータにより予測を行う第２フィルタ予測関数により、前記第１需要家施設における前記発電装置の次の測定周期の発電電力を推定発電電力として推定する発電電力量推定過程と、余剰電力量推定部が、推定された前記推定発電電力及び前記推定消費電力の差分である推定余剰電力を求める余剰電力量推定過程と、電力管理部が、前記余剰電力量推定部が求めた前記推定余剰電力に基づき、前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する電力管理過程とを含むことを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御することを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するとともに、出力抑制制御を総余剰電力と総充電可能電力によって行うことを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、前記電力管理部が、前記需要家施設各々の前記発電装置の発電する電力の余剰電力の合計値である総余剰電力を求め、また、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電可能電力の合計である総充電可能電力を求め、前記総余剰電力が前記総充電可能電力を超える場合、前記需要家施設に対して出力抑制を要請することを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御することを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、前記電力管理部が、前記出力抑制を、前記蓄電池を持たない前記第２需要家施設から行うことを特徴とする。

前記電力管理部が、前記出力抑制を、前記蓄電池が満充電となっている第１需要家施設及び前記蓄電池を有する前記第２需要家施設から行うことを特徴とする。

また、送配電事業者などから出力抑制の指令を受け付ける通信部を備え、出力抑制指令を受信した時に、制御を行っている複数の需要家の合計の逆潮流を、指令された抑制範囲に押さえるための演算機能を備える。

本発明によれば、余剰電力の推定の精度を従来に比較して向上させることにより、各需要家施設における発電電力の商用電力への逆潮流を低減させ、余剰電力を従来に対して高い精度活用することを可能とし、電力需給における経済的な損失を低減させることができる電力管理システム及び電力管理方法を提供することができる。
また、本発明によれば、送配電事業者の出力抑制に対して、各需要家施設に対して出力抑制を行う電力管理システム及び電力管理方法を提供することができる。

本発明の第１の実施形態（または第３の実施形態）による電力管理システムの構成例を示す図である。 １つの需要家施設１０が備える電気設備の構成例を示す図である。 第１の実施形態における電力管理装置２００の電力分配制御に対応する構成例を示す図である。 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。 インバータ１０４のインバータ効率特性の例を示している。 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す図である。 第１の実施形態における消費電力量推定部１０８１の構成例を示す図である。 重み係数β及び追従数ｎの数値の組合せである消費電力予測パターンが定義されている消費電力予測パターンテーブルの構成を示す図である。 第１の実施形態における発電電力量推定部１０８２の構成例を示す図である。 重み係数α及び追従数ｍの数値の組合せである発電電力予測パターンが定義されている発電電力予測パターンテーブルの構成を示す図である。 消費電力の長期の測定時間における自己相関係数を示す図である。 本実施形態の予測関数（推定消費電力ｃｓ（ｔ）を算出する（２）式）と自己回帰モデルとにおける消費電力の推定結果の比較を示すために用いる消費電力の時間変化を示す図である。 図１２における消費電力の測定値を用いた本実施形態の予測関数と自己回帰モデルとの精度の比較結果を示す図である。 本実施形態の予測関数（推定消費電力ｃｓ（ｔ）を算出する（２）式）と自己回帰モデルとにおける消費電力の推定結果の比較を示すために用いる消費電力の時間変化を示す図である。 図１４における消費電力の測定値を用いた本実施形態の予測関数と自己回帰モデルとの精度の比較結果を示す図である。 電力量推定部１０８による推定余剰電力の推定処理の動作例を示すフローチャートである。 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すフローチャートである。 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すフローチャートである。 本発明の第２の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。 第２の実施形態における電力管理装置２００’の構成例を示す図である。 本発明の第３の実施形態による１つの需要家施設１０が備える電気設備の構成例を示す図である。 、第３の実施形態における電力管理装置２００’の電力分配制御に対応する構成例を示す図である。 本実施形態における電力管理装置２００’が出力抑制の制御に対応して実行する処理手順例を示すフローチャートである。

＜第１の実施形態＞
以下、図面を参照して、本発明の第１の実施形態について説明する。図１は、本発明の第１の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。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。
また、需要家施設１０の位置は、電力管理システムが管理する構成となっていれば、同様に管理されている他の需要家施設と同一地域に限定されなくとも良い。すなわち、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設１０として登録され、後述するネットワーク３００を利用して管理する情報の送受信が行うことができれば、異なる地域（例えば、北海道、本州、九州、四国などの各地域）において登録された複数の需要家施設１０の集合体でも良い。この場合、共通の系統電源３は、需要家施設１０の各々に接続される地域における電源線の集合体となる。

図１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て発電する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（後述する太陽電池１０１）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（後述する太陽電池１０３）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、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。図１においては、電力管理装置２００を系統電源３に接続しているが、需要家施設１０が異なる地域に設けられている場合など、電力管理装置２００と系統電源３とを接続しない構成としても良い。この場合、電力管理装置２００と各需要家施設１０とがネットワーク３００を介して接続されているため、ネットワーク３００を介して、各需要家施設１０が接続されている系統電源３の情報を、各需要家施設１０から得るように、電力管理装置２００を構成する。

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。図２は、１つの需要家施設１０が備える電気設備の構成例を示す図である。ここで、図２（ａ）は需要家施設１０が備える電気設備の構成例を示している。この図２（ａ）において、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、施設別制御部１０７及び電力量推定部１０８を備えている。図２（ｂ）は図２（ａ）における電力量推定部１０８の構成例を示している。電力量推定部１０８は、消費電力量推定部１０８１、発電電力量推定部１０８２、差分電圧推定部１０８３及び記憶部１０８４を備えている。

太陽電池１０１は、再生可能エネルギーである太陽光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ことにより発電を行う。太陽電池１０１は、例えば需要家施設１０の屋根などのように、発電素子が配置されている面に対し、太陽光が遮蔽されにくい場所に設置されることにより、太陽光を効率的に電力に変換する。
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、負荷の電源入力の仕様に対応した電圧及び周波数の交流の電力に変換する。

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として、交流の電力を直流の電力に変換、または蓄電池１０３から放電により出力される電力として、直流の電力を交流の電力に変換する。つまり、インバータ１０４は、蓄電池１０３が入出力する直流の電力あるいは交流の電力の間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の電力に変換し、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の電力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が一つ以上含まれて構成されている。
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。

すでに説明した、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需要家施設１０の各々の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内に在室する人の存在数（人数）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内の需要家施設１０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、電力管理地域１内の需要家施設１０全体の余剰電力を合成し、インバータ１０４の電力損失の低減を図りながら所定の需要家施設１０が備える蓄電池１０３に対する充放電動作を制御する。
すなわち、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。

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。図３は、第１の実施形態における電力管理装置２００の電力分配制御に対応する構成例を示す図である。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Ｉ／Ｆ部２０１及び第１電力管理部２０２を備える。
ネットワークＩ／Ｆ部２０１は、ネットワーク３００を介して、各需要家施設１０の施設別制御部１０７と間で各種データの送受信を行う。

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。

図３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需要家施設１０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需要家施設１０における蓄電池１０３ごとに分配する分配電力を決定する。
分配制御部２２３は、分配対象としての各需要家施設１０の蓄電池１０３それぞれ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。

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。
図４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１０４のインバータ効率特性の例を示している。この図５において、横軸が入力される電力であり、縦軸がインバータ１０４の交流直流変換の効率を示している。この図５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γ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γ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、この図５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γ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。

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、発電電力から負荷に供給した電力を差し引いた結果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−ｄ）、パワーコンディショナ１０２（１０２−１〜１０２−ｄ）、蓄電池１０３（１０３−１〜１０３−ｄ）、インバータ１０４（１０４−１〜１０４−ｄ）及び負荷１０６（１０６−１〜１０６−ｄ）の間の電力系統を模式的に示す図である。
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。

図６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−ｄの各々にて発電された直流の電力は、それぞれ、パワーコンディショナ１０２−１〜１０２−ｄにより交流の電力に変換されて、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−ｄから出力された交流の電力の総量が、負荷１０６−１〜１０６−ｄ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の余剰電力を蓄電池１０３に対して充電しようする際には、上記のように余剰電力となる総電力ｐを推定余剰電力として算出すればよい。一方、総電力算出部２２１は、負荷１０６の各々に供給する電力が太陽電池１０１の発電するより大きく蓄電池１０３から放電しようとする際にも同様に、余剰電力となる総電力ｐ（放電が必要な際には負の数値である）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−ｄが境界値γ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、インバータ１０４における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−ｄ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（あるいは放電対象）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（あるいは放電）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、所定の蓄電池１０３に対して充電されるように、この分配対象の蓄電池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（１）式における損失Ｌは、インバータ１０４−１〜１０４−ｄの各損失の総量を示す。また、ηｉ（ｐｉ）は、ｉ（１≦ｉ≦ｄ）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。

次に、各需要家施設１０における余剰電力としての総電力ｐの推定を行う計算方法について説明する。この推定の計算は、図２（ｂ）に示す電力量推定部１０８が行う。
消費電力量推定部１０８１は、例えばデジタルフィルタであるＦＩＲ(Finite Impulse Response)フィルタの構成を備え、直近の過去の測定周期の消費電力から次の測定周期を含む制御周期における消費電力の数値を推定する。測定周期は例えば１分毎、制御周期は１分あるいは１分を超える、測定周期より長い時間間隔として設定されている。本実施形態においては、ＦＩＲフィルタを例に説明するが、他のデジタルフィルタであるＩＩＲ（Infinite impulse response）フィルタやアダプティブフィルタなど、過去の測定周期における測定値から次の測定周期における推定測定値（推定発電電力及び推定消費電力）を推定できるフィルタであれば、いずれのフィルタを用いても良い。

図７は、第１の実施形態における消費電力量推定部１０８１の構成例を示す図である。消費電力量推定部１０８１は、遅延部１０８１１＿１、遅延部１０８１１＿２、遅延部１０８１１＿３、遅延部１０８１１＿４、…、遅延部１０８１１＿ｎ−１と、係数乗算部１０８１２＿０、係数乗算部１０８１２＿１、係数乗算部１０８１２＿２、係数乗算部１０８１２＿３、係数乗算部１０８１２＿４、…、係数乗算部１０８１２＿ｎ−１と、加算部１０８１３＿１、加算部１０８１３＿２、加算部１０８１３＿３、加算部１０８１３＿４、…、加算部１０８１３＿ｎ−１とを備えている。この構成により、消費電力量推定部１０８１は、下記（２）式により、測定周期毎に時系列に入力される消費電力ｃ（ｔ）により、次の測定周期における推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）を計算して推定する。

この（２）式において、ｎは追従数、すなわち推定に用いる現在の測定周期から、直近の測定周期を含む過去の測定周期（例えば１分）における連続した消費電力ｃ（ｔ）の数（直近の有限の過去の測定周期の数）である。ｎは、０以上の整数である。ｃ（ｔ−ｎ）は現在の測定周期からｎ個前の測定周期において測定された消費電力である。ここで、ｃ（ｔ−ｎ）においてｎ＝０の場合、すなわちｃ（ｔ）は現在の測定周期において測定された消費電力である。
ここで、遅延部１０８１１＿１、遅延部１０８１１＿２、遅延部１０８１１＿３、遅延部１０８１１＿４、…、遅延部１０８１１＿ｎ−１の各々は、測定周期毎に入力端子１０８１ＴＩから入力される消費電力ｃ（ｔ）を、入力端子１０８１ＴＩから出力端子１０８１ＴＯの方向に各遅延部のデータを入力端子１０８１ＴＩに消費電力ｃ（ｔ）が入力されるタイミングで順次シフトさせる。

係数乗算部１０８１２＿０は、消費電力ｃ（ｔ）に対応する重み関数ｗ１（ｑ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８１２＿１は、消費電力ｃ（ｔ−１）に対応する重み関数ｗ１（ｑ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８１２＿２は、消費電力ｃ（ｔ−２）に対応する重み関数ｗ１（ｑ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８１２＿３は、消費電力ｃ（ｔ−３）に対応する重み関数ｗ１（ｑ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８１２＿４は、消費電力ｃ（ｔ−４）に対応する重み関数ｗ１（ｑ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８１２＿ｎ−１は、消費電力ｃ（ｔ−（ｎ−１））に対応する重み関数ｗ１（ｑ）の数値を乗算する。

上述した重み関数ｗ１（ｑ）は、以下の（３）式により表される。この（３）式において、βは重み係数である。また、ｎはすでに説明した追従数である。重み関数ｗ１（ｑ）におけるｑの各々は、重み関数ｗ１（ｑ）が乗算される時刻（ｔ−ｎ）の項それぞれにおけるｎに対応した数値として設定される。

この（３）式に示す重み関数ｗ（ｒ）を用いることにより、単純な移動平均ではなく、太陽電池の発電量や負荷量などに対応した重み係数を与え、（２）式により推定される推定消費電力量ｃｓ（ｔ）の推定精度を向上させることができる。
（２）式及び（３）式の各々において、例えば、ｎ＝３、β＝２の場合、（２）式及び（３）式の各々は以下に示す式となる。
ｎ＝３の場合の（２）式は、
ｃｓ（ｔ＋１）＝
ｗ１（０）ｃ（ｔ）＋ｗ１（１）・ｃ（ｔ−１）＋ｗ１（２）・ｃ（ｔ−２）
となる。
ここで、ｎ＝３の場合の（３）式は
ｗ１（ｑ）＝２ｑ（１−β）／（ｎ・（ｎ−１））＋β／ｎ
＝（ｑ（１−β）＋β）／３
となる。
また、β＝２の場合の（３）式において、
ｗ１（０）＝２／３＝０．６６６６.....、ｑ＝０
ｗ１（１）＝（−１＋２）／３＝０．３３３３.....、ｑ＝１
ｗ１（２）＝（−２＋２）／３＝０、ｑ＝２
となる。
したがって、ｎ＝３、β＝２の場合、（２）式は、
ｃｓ（ｔ＋１）＝０．６６７・ｃ（ｔ）＋０．３３３・ｃ（ｔ−１）
となる。

上述した重み係数β及び追従数ｎの各々は、季節、曜日に基づく運転状態などに対応した所定の数値として、予め実験により求められている。
図８は、重み係数β及び追従数ｎの数値の組合せである消費電力予測パターンが定義されている消費電力予測パターンテーブルの構成を示す図である。この消費電力予測パターンテーブルは、記憶部１０８４に予め書き込まれて記憶されている。図８において、それぞれの消費電力予測パターン毎に、予測パターン番号、追従数ｎ、重み係数β、制御粒度Ｎ、備考の各々が対応して書き込まれて記憶されている。
予測パターン番号は、消費電力予測パターンテーブルにおける消費電力予測パターンの各々を識別する識別情報である。制御粒度Ｎは制御周期を示し、記載されている数値は測定周期の数である。消費電力量推定部１０８１は、次の制御周期の開始タイミングに対応する測定周期の推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）を、次の制御周期の推定消費電力として出力する。

すなわち、予測パターン番号ＣＰ１の消費電力予測パターンにおいて、制御粒度は１０であるため、制御周期は測定周期１０個分の長さであるため、推定消費電力ｃｓ（ｔ）の出力は測定周期１０経過毎に行われる。備考の欄には、推定における直近の消費電力の変化を強く反映させるかまたは弱く反映させるかによる直前の消費電力の変化に対しての感度状態を示している。
上述した消費電力予測パターンは、季節、曜日、あるいは１日における時間帯などに対応して、適時選択して用いることにより、より予測発電電力の予測精度を向上させることができる。
上述した消費電力量推定部１０８１が行う推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）の演算は、ハードウェアで構成しても良いし、ソフトウェアのアプリケーションとして構成しても良い。

図９は、第１の実施形態における発電電力量推定部１０８２の構成例を示す図である。発電電力量推定部１０８２は、遅延部１０８２１＿１、遅延部１０８２１＿２、遅延部１０８２１＿３、遅延部１０８２１＿４、…、遅延部１０８２１＿ｍ−１と、係数乗算部１０８２２＿０、係数乗算部１０８２２＿１、係数乗算部１０８２２＿２、係数乗算部１０８２２＿３、係数乗算部１０８２２＿４、…、係数乗算部１０８２２＿ｍ−１と、加算部１０８２３＿１、加算部１０８２３＿２、加算部１０８２３＿３、加算部１０８２３＿４、…、加算部２３２３＿ｍ−１とを備えている。この構成により、発電電力量推定部１０８２は、下記（４）式により、測定周期毎に時系列に入力される発電電力ｇ（ｔ）により、次の測定周期における発電電力ｇｓ（ｔ＋１）を計算して推定する。

この（４）式において、ｍは追従数、すなわち推定に用いる現在の測定周期から、直近の測定周期を含む過去の測定周期（例えば１分）における連続した発電電力ｇ（ｔ）の数（直近の有限の過去の測定周期の数）である。ｍは、０以上の整数である。ｇ（ｔ−ｍ）は現在の測定周期からｍ個前の測定周期において測定された消費電力である。ここで、ｇ（ｔ−ｍ）においてｍ＝０の場合、すなわちｇ（ｔ）は現在の測定周期において測定された発電電力である。
ここで、遅延部１０８２１＿１、遅延部１０８２１＿２、遅延部１０８２１＿３、遅延部１０８２１＿４、…、遅延部１０８２１＿ｍ−１の各々は、測定周期毎に入力端子１０８２ＴＩから入力される発電電力ｇ（ｔ）を、入力端子１０８２ＴＩから出力端子１０８２ＴＯの方向に各遅延部のデータを入力端子１０８２ＴＩに発電電力ｇ（ｔ）が入力されるタイミングで順次シフトさせる。

係数乗算部１０８２２＿０は、発電電力ｇ（ｔ）に対応する重み関数ｗ２（ｒ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８２２＿１は、発電電力ｇ（ｔ−１）に対応する重み関数ｗ２（ｒ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８２２＿２は、発電電力ｇ（ｔ−２）に対応する重み関数ｗ２（ｒ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８２２＿３は、発電電力ｇ（ｔ−３）に対応する重み関数ｗ２（ｒ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８２２＿４は、発電電力ｃ（ｔ−４）に対応する重み関数ｗ２（ｒ）の数値を乗算する。係数乗算部１０８２２＿ｎ−１は、発電電力ｇ（ｔ−（ｎ−１））に対応する重み関数ｗ２（ｒ）の数値を乗算する。

上述した重み関数ｗ２（ｒ）は、以下の（５）式により表される。この（５）式において、αは重み係数である。また、ｍはすでに説明した追従数である。重み関数ｗ２（ｒ）におけるｒの各々は、重み関数ｗ２（ｒ）が乗算される時刻（ｔ−ｍ）の項それぞれにおけるｍに対応した数値として設定される。

この（５）式に示す重み関数ｗ２（ｒ）を用いることにより、単純な移動平均ではなく、太陽電池の発電量や負荷量などに対応した重み係数を与え、（４）式により推定される推定発電電力量ｇｓ（ｔ）の推定精度を向上させることができる。
（４）式及び（５）式の各々において、例えば、ｍ＝３、α＝２の場合、（４）式及び（５）式の各々は以下に示す式となる。
ｍ＝３の場合の（４）式は、
ｇｓ（ｔ＋１）＝
ｗ２（０）ｇ（ｔ）＋ｗ２（１）・ｇ（ｔ−１）＋ｗ２（２）・ｇ（ｔ−２）
となる。
ここで、ｍ＝３の場合の（３）式は
ｗ２（ｑ）＝２ｒ（１−α）／（ｍ・（ｍ−１））＋α／ｍ
＝（ｒ（１−α）＋α）／３
となる。
また、α＝２の場合の（５）式において、
ｗ２（０）＝２／３＝０．６６６６.....、ｒ＝０
ｗ２（１）＝（−１＋２）／３＝０．３３３３.....、ｒ＝１
ｗ１（２）＝（−２＋２）／３＝０、ｒ＝２
となる。
したがって、ｍ＝３、α＝２の場合、（２）式は、
ｇｓ（ｔ＋１）＝０．６６７・ｇ（ｔ）＋０．３３３・ｇ（ｔ−１）
となる。

上述した重み係数α及び追従数ｍの各々からなる発電電力予測パターンは、季節、曜日に基づく運転状態などに対応した所定の数値として、予め実験により求められている。
図１０は、重み係数α及び追従数ｍの数値の組合せである発電電力予測パターンが定義されている発電電力予測パターンテーブルの構成を示す図である。この発電電力予測パターンテーブルは、記憶部１０８４に予め書き込まれて記憶されている。図１０において、それぞれの発電電力予測パターン毎に、予測パターン番号、追従数ｍ、重み係数α、制御粒度Ｎ、備考の各々が対応して書き込まれて記憶されている。
予測パターン番号は、発電電力予測パターンテーブルにおける発電電力予測パターンの各々を識別する識別情報である。制御粒度Ｎは図８において説明した制御周期における測定周期の数である。発電電力量推定部１０８２は、次の制御周期の開始タイミングに対応する測定周期の推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）を、次の制御周期の推定発電電力として出力する。

すなわち、予測パターン番号ＧＰ１の発電電力予測パターンにおいて、制御粒度は１０であるため、制御周期は測定周期１０個分の長さであるため、推定発電電力ｇｓ（ｔ）の出力は測定周期が１０個単位で経過する毎に行われる。備考の欄には、推定における直近の発電電力の変化を強く反映させるかまたは弱く反映させるかによる直前の発電電力の変化に対しての感度状態を示している。
上述した発電電力予測パターンは、季節、曜日、あるいは１日における時間帯などに対応して、適時選択して用いることにより、より予測発電電力の予測精度を向上させることができる。
また、粒度Ｎに対しては、情報通信網であるネットワーク３００におけるデータ通信の速度、あるいは各需要家施設１０における充電及び放電の制御に係る時間など、制御の遅延に対応して適時設定する。遅延が少ない場合、粒度をＮを小さくし、遅延が多い場合、粒度を多くする。

差分電圧推定部１０８３は、制御周期のタイミングにおいて、発電電力量推定部１０８２の求めた推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）から、消費電力量推定部１０８１の求めた推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）を減算し、推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を算出する。
この推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）が、次の制御周期において、余剰電力としての総電力ｐとして、分配制御部２２３が需要家施設１０の各々の蓄電池１０３の充電または放電のための電力を制御するために用いる。

上述した発電電力量推定部１０８２及び差分電圧推定部１０８３の各々が行う推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）、推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）それぞれの各々の演算は、ハードウェアで構成しても良いし、ソフトウェアのアプリケーションとして構成しても良い。
また、本実施形態においては、電力量推定部１０８を需要家施設１０が備える電気設備としているが、各需要家施設１０には電力量推定部１０８を設けず、その代わりこの電力量推定部１０８を電力管理装置２００に設ける構成としての良い。
この構成の場合、電力推定部１０８の各部は、需要家施設１０毎の各測定値（消費電力ｃ（ｔ）及び発電電力ｇ（ｔ））から推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）及び推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）を求め、需要家施設１０毎の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を求める。そして、総電力算出部２２１は、求めた各需要家施設１０毎の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を合計し、電力管理地域１内における総電力ｐを算出する。

また、各需要家施設１０から供給される測定値の各々を合計して、電力管理地域１内の需要家施設１０全体の推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）及び推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）の各々を一括して求め、求めた電力管理地域１の推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）から求めた電力管理地域１の推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）を減算して、推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を求め電力管理地域１の総電力ｐとする構成としても良い。この場合、総電力算出部２２１は、電力推定部１０８から総電力ｐを得る。ここで、需要家施設１０の各々から供給される発電電力ｇ（ｔ）及び消費電力ｃ（ｔ）の合計を求める演算は、発電電力推定部１０８２、消費電力推定部１０８１のそれぞれが行う。

また、電力推定部１０８の各部は、電力管理地域１内における任意の複数の需要家施設１０からグループ単位毎に、グループ内の各需要家施設１の測定値（消費電力ｃ（ｔ）及び発電電力ｇ（ｔ））から、グループ内の各需要家施設１毎の推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）及び推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）を求め、上記グループ内の需要家施設１０毎の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を求める構成としても良い。そして、総電力算出部２２１は、求められた需要家施設１０毎の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）をグループ内の需要家施設１全てで合計し、上記グループ単位の総電力ｐを算出する。

また、グループ内の各需要家施設１０から供給される測定値の各々を合計して、上記グループ内の需要家施設１０全体の推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）及び推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）を一括して求め、上記グループ単位毎の総電力ｐを求める構成としても良い。このグループを構成する需要家施設１０は、その都度必要に応じて任意に選択するように、電力推定部１０８を構成しても良い。この場合、総電力算出部２２１は、電力推定部１０８から総電力ｐを得る。ここで、需要家施設１０の各々から供給される発電電力ｇ（ｔ）及び消費電力ｃ（ｔ）の合計を求める演算は、発電電力推定部１０８２、消費電力推定部１０８１のそれぞれが行う。

以下に、本実施形態における推定余剰電力の推定の精度について説明する。
図１１は、消費電力の長期の測定時間における自己相関係数を示す図である。図１１において、横軸は測定周期として測定開始を０分（ｔ＝０）とした１分毎の経過時間を示し、縦軸は自己相関係数（ＡＣＦ：autocorrelation function）を示している。この図１１における自己相関係数は、ｔ＝０において測定された消費電力の測定値に対して、各時間において測定された消費電力の測定値がどの程度似ているかを示す指標である。ｔ＝０における自己相関係数は、同一の消費電力の測定値であるため、当然に「１」となる。ｔ＝０から時間が経過する毎に、自己相関係数が低下するが、図１１のように自己相関係数が周期特性のパターンを示す場合がある。

この図１１の時間における消費電力の自己相関係数の場合、１分から４分程度経過してから以降はなだらかとなり、直近の時間の近似性が高いことが判る。
図１１の自己回帰モデルを生成すると、
ｇｓ（ｔ＋１）＝０．９７７６・ｇ（ｔ）＋２７．９５２３３
となり、図１１の長期の消費電力の場合、直前のｇ（ｔ）が支配的となり、直前（１分前）の消費電力のデータを用いて推定すると、相関が高い推定消費電力が求まることが判る。しかしながら、長期の消費電力を用いて自己回帰モデルを作成すると、推定する時間近傍の直近の測定値を用いた場合に、環境が変化した場合などに自己回帰モデルが適応できなくなり、最適な値を求めることができない。

一方、本実施形態においては、（２）式及び（４）式が推定する時間の過去における複数の測定値から、推定消費電力ｃ（ｔ＋１）、推定発電電力ｇ（ｔ＋１）を推定しているため、環境が変化した場合などにおいても、この変化に追従することが可能であり、最適な値を求めることができる。
以下に、本実施形態の予測関数と自己回帰モデルとにおける消費電力の推定結果の比較を示す。

図１２は、本実施形態の予測関数（推定消費電力ｃｓ（ｔ）を算出する（２）式）と自己回帰モデルとにおける消費電力の推定結果の比較を示すために用いる消費電力の時間変化を示す図である。図１２において、横軸が時間（１分単位）を示し、縦軸が測定された消費電力（Ｗ：ワット単位）を示している。また、自己回帰モデルとしては、上述において示した回帰式を用いている。
本実施形態の予測関数と自己回帰モデルと比較としては、図１２の消費電力のデータを時系列に順次用いて、それぞれ推定した推定消費電力と、この推定消費電力を推定した時間の測定された消費電力との差分を求める。そして、求めた差分を誤差として、この誤差を推定した推定消費電力と測定された消費電力との比較を行った全ての時間で積算した。この積算の結果として、積算値（積算誤差）の絶対値が大きい方が、推定の精度が悪いと考えられる。

図１３は、図１２における消費電力の測定値を用いた本実施形態の予測関数と自己回帰モデルとの精度の比較結果を示す図である。
図１３において、自己相関モデルを用いた場合に積算誤差が「−１５４０．９６７」である。また、本実施形態の予測関数（（２）式）を用いた際、ｎ＝３、β＝０の場合に積算誤差が「１０９７」であり、ｎ＝３、β＝１の場合に積算誤差が「８２６」であり、ｎ＝３、β＝２の場合に積算誤差が「５５５」であった。
したがって、自己相関モデルの積算誤差「−１５４０．９６７」に対して、本実施形態の予測関数の最も悪いｎ＝３、β＝０におけるに積算誤差が「１０９７」であり、本実施形態の予測関数が自己相関モデルに比較して、推定の精度が高いことが判る。

図１４は、本実施形態の予測関数（推定消費電力ｃｓ（ｔ）を算出する（２）式）と自己回帰モデルとにおける消費電力の推定結果の比較を示すために用いる消費電力の時間変化を示す図である。図１４において、横軸が時間（１分単位）を示し、縦軸が測定された消費電力（Ｗ：ワット単位）を示している。また、自己回帰モデルとしては、上述において示した回帰式を用いている。
本実施形態の予測関数と自己回帰モデルと比較としては、図１２の場合と同様に、図１４の消費電力のデータを時系列に順次用いて、それぞれ推定した推定消費電力と、この推定消費電力を推定した時間の測定された消費電力との差分を求める。そして、求めた差分を誤差として、この誤差を推定した推定消費電力と測定された消費電力との比較を行った全ての時間で積算した。この積算の結果として、積算値（積算誤差）の絶対値が大きい方が、推定の精度が悪いと考えられる。

図１５は、図１４における消費電力の測定値を用いた本実施形態の予測関数と自己回帰モデルとの精度の比較結果を示す図である。
図１４において、自己相関モデルを用いた場合に積算誤差が「−９４７４．２０９」である。また、本実施形態の予測関数（（２）式）を用いた際、ｎ＝３、β＝０の場合に積算誤差が「−８６３．６６６７」であり、ｎ＝３、β＝１の場合に積算誤差が「−７８１」であり、ｎ＝３、β＝２の場合に積算誤差が「−６９８．３３３３」であった。
したがって、自己相関モデルの積算誤差「９４７４．２０９」に対して、本実施形態の予測関数の最も悪いｎ＝３、β＝０における積算誤差が「−８６３．６６６７」であり、本実施形態の予測関数が自己相関モデルに比較して、図１４を例とした場合にも図１２の場合と同様に、消費電力の推定の精度が高いことが判る。

これにより、本実施形態によれば、次の制御周期における推定余剰電力を、直近の測定周期を含む過去の連続した測定周期における発電電力及び消費電力の各々の測定値から、次の測定周期の余剰電力を推定余剰電力として求めるため、従来の自己回帰モデルを使用する場合に比較して直近で起こった消費電力及び発電電力の変化に対応でき、高い精度にて推定余剰電力推定することができるため、次の制御周期において各需要家施設における発電した発電電力における余剰電力を無駄に系統に逆潮流させたり、余剰電力のみでなく購買電力を蓄電するという経済的な損失を、低減することができる。

図１６は、電力量推定部１０８による推定余剰電力の推定処理の動作例を示すフローチャートである。
消費電力量推定部１０８１は、記憶部１０８４の消費電力予測パターンテーブルからユーザの選択した消費電力予測パターンを読み出す。また、発電電力量推定部１０８２は、記憶部１０８４の発電電力予測パターンテーブルからユーザの選択した発電電力予測パターンを読み出す（ステップＳ１）。このとき、図示しないタイマー制御部は自身内部のタイマーを初期化（０にリセット）し、タイマーに対してカウントを開始させる。

そして、タイマーはをカウントを行い、時間の計時（タイマーカウント）を行う（ステップＳ２）。
タイマー制御部は予め設定された測定周期の時間を経過したか否かを、カウントした上記タイマーの計数値から判定する（ステップＳ３）。このとき、タイマー制御部は、計数値が測定周期の時間を経過した場合、処理をステップＳ４へ進め、一方、計数値が測定周期の時間を経過していない場合、処理をステップＳ２へ進める。

消費電力量推定部１０８１は、施設別制御部１０７から消費電力を読み出し、消費電力ｃ（ｔ）としてフィルタに対して入力する（ステップＳ４）。このとき、消費電力量推定部１０８１は、直前の測定周期において測定された消費電力を、消費電力ｃ（ｔ−１）として遅延部１０８１＿１に対し格納する。そして、消費電力量推定部１０８１は、順次、直前の測定周期における遅延部における消費電力をシフトさせ、直前の測定周期において遅延部に格納されていた最も過去の消費電力を削除する。
同様に、消費電力量推定部１０８１は、施設別制御部１０７から消費電力を読み出し、消費電力ｃ（ｔ）としてフィルタに対して入力する（ステップＳ４）。このとき、消費電力量推定部１０８１は、直前の測定周期において測定された消費電力を、消費電力ｃ（ｔ−１）として遅延部１０８１＿１に対し格納する。そして、消費電力量推定部１０８１は、順次、直前の測定周期における遅延部における消費電力をシフトさせ、直前の測定周期において遅延部に格納されていた最も過去の消費電力を削除する。

タイマー制御部は予め設定された制御周期の時間を経過したか否かを、カウントした上記タイマーの計数値から判定する（ステップＳ５）。このとき、タイマー制御部は、計数値が制御周期の時間を経過した場合、処理をステップＳ６へ進め、一方、計数値が制御周期の時間を経過していない場合、処理をステップＳ２へ進める。

消費電力量推定部１０８１は、読み出した消費電力予測パターンに基づき、フィルタに対応する（２）式及び（３）式により、推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）を算出し、次の制御周期に用いる推定消費電力の推定を行う（ステップＳ６）。
同様に、発電電力量推定部１０８２は、読み出した発電電力予測パターンに基づき、フィルタに対応する（４）式及び（５）式により、推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）を算出し、制御周期における電力管理装置２００が用いる推定発電電力の推定を行う。

差分電圧推定部１０８３は、発電電力量推定部１０８２が推定した推定発電電力ｇｓ（ｔ＋１）から、消費電力量推定部１０８１が推定した推定消費電力ｃｓ（ｔ＋１）を減算し、差分電圧としての推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を算出（算定）する（ステップＳ７）。差分電圧推定部１０８３は、処理をステップＳ２へ進める。

図１７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すフローチャートである。電力量推定部１０８が推定した推定余剰電力に基づいて、電力管理装置２００は、図６の示す構成において各需要家施設１０における蓄電池１０３の充電制御を以下のように行う。

総電力算出部２２１は、電力管理地域１における各需要家施設１０における太陽電池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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を、電力量推定部１０８に対して求めさせる。この推定余剰電力は、すでに述べたように、同じ需要家施設１０において太陽電池１０１が発電する発電電力と、負荷１０６に供給される消費電力との差分の推定値として求められる。施設別制御部１０７は、このように求めた太陽電池１０１の推定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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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ごとの推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を合計することで、自分の管理下にある需要家施設１０にある太陽電池１０１の群における推定余剰電力の総量（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により算出した推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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（１）式に基づいて、分配対象の需要家施設１０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（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需要家施設１０の蓄電池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、各需要家施設１０の蓄電池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。

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１８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１７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消費電力に対して発電電力が小さい場合の推定余剰電力（負の数値）、すなわち発電電力以外に負荷に必要な電力を取得する（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経由で余剰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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を電力量推定部１０８に対して算出させ、得られた推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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から通知された推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を取得する。

次に、総電力算出部２２１は、負荷１０６の群が必要とする推定消費電力の総量、つまり総電力ｐである推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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、各需要家施設１０から取得した推定需要電力ｐｓ（ｔ＋１）の総和を算出すればよい。
図１８におけるステップＳ１０３、Ｓ１０４の処理は、図１７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、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、分配対象の蓄電池１０３に対する放電制御を実行する（ステップＳ１０５ａ）。
このように、各需要家施設１０における蓄電池１０３の放電制御の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。

上述した充電制御及び放電制御において、余剰電力を各蓄電池１０３に対して分配する他の例としては、総電力算出部２２１が推定余剰電力を各需要家施設１０から集めて、分配電力決定部２２２が放電あるいは充電の制御をするための電力管理地域１における推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）の総量（管理内推定余剰電力）を算出する。そして、分配制御部２２３は、各需要家施設１０における蓄電池１０３のＳＯＣ（State Of Charge）に合わせて、分配電力決定部２２２が求めた管理内推定余剰電力を分配する。例えば、蓄電池１０３の最大充電容量、最大放電容量が３ｋＷとして、管理内推定余剰電力が７ｋＷの放電が必要な場合、３ｋＷの放電の指令を２箇所の需要家施設１０に対して行い、残りの１ｋＷの放電の指令を他の１箇所の需要家施設１０に対して行う。

分配電力決定部２２２が放電を行わせる際、同一の蓄電池１０３が常に選択されると、その蓄電池１０３の劣化が加速されるため、なるべく均一に放電が行われるように、対象となる蓄電池１０３を選択する必要がある。各需要家施設１０に対して連続した番号を付与し、この番号がループするように、順次各需要家施設１０の蓄電池１０３を選択することにより、いずれかの需要家施設１０の蓄電池１０３に対して、放電が集中することなく、均一に放電が行われることになる。すなわち、一日における充電及び放電がいずれかの要家施設１０の蓄電池１０３に集中することなく、いずれかの蓄電池１０３のサイクル回数（充放電回数）が増加することが低減される。番号が小さい順番に放電を行わせる場合、ある需要家施設１０の蓄電池１０３がＳＯＣの下限となると、次の番号の需要家施設１０の蓄電池１０３に放電を行わせる。

一方、分配電力決定部２２２が充電を行わせる際、番号が小さい順に放電を行わせた場合、逆に番号が大きい需要家施設１０の蓄電池１０３から充電を割り当てる。すなわち、需要家施設１０が２０個あるとすると、１番から２０番までの番号が各需要家施設１０に対して付与されている。放電が１番から２０番に順に行われる構成の場合、充電は２０番から１番に順に行う。したがって、分配電力決定部２２２は２０番から１８番までの需要家施設１０の蓄電池１０３の充電が完了している場合、次の充電制御を１７番の需要家施設１０の蓄電池１０３に対して行う。

また、分配電力決定部２２２が充電及び放電を行わせる際、分配電力決定部２２２は、ＳＯＣが低い蓄電池１０３から順番に充電処理を行い、ＳＯＣが高い蓄電池１０３から放電を行わせるように構成しても良い。この方法の場合、各需要家施設１０の蓄電池１０３を均等に使っていくことになり、各需要家施設１０の蓄電池１０３のＳＯＣが均等となり、例えば、停電時には各需要家施設１０毎に蓄電池１０３を使うようなシステムでは、特に有効な構成である。

上述したように、本実施形態によれば、高い精度で次の制御周期における推定余剰電力を、時間が近い過去の測定周期の測定値により求めるため、従来に比較して直近の発電電力及び負荷電力の変化に推定余剰電力を追随させて推定することができるため、制御周期における充電制御及び放電制御がその時点の発電電力及び消費電力に対応して制御でき、各需要家施設における発電した発電電力における余剰電力を無駄に系統に逆潮流させたり、余剰電力のみでなく購買電力を蓄電するという経済的な損失を、低減することができる。

＜第２の実施形態＞
以下、図面を参照して、本発明の第２の実施形態について説明する。図１９は、本発明の第２の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。本実施形態における電力管理システムは、第１の実施形態と同様に、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ＴＥＭＳやＣＥＭＳなどといわれるものに対応する。
図１９の第２の実施形態において、図１の第１の実施形態と同様の構成については、同一の符号を付し、説明を省略する。以下、第１の実施形態と異なる構成及び動作について説明する。

図１９においては、図１の構成に加えて、共通蓄電装置２０が付加されている。また、この共通蓄電装置２０を制御するため、電力管理装置２００が電力管理装置２００’の構成に代えられている。
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。

図１９においては、電力管理装置２００’を系統電源３に接続しているが、需要家施設１０が異なる地域に設けられている場合など、電力管理装置２００’と系統電源３とを接続しない構成としても良い。この場合、電力管理装置２００と各需要家施設１０とがネットワーク３００を介して接続されているため、ネットワーク３００を介して、各需要家施設１０が接続されている系統電源３の情報を、各需要家施設１０から得るように、電力管理装置２００を構成する。

また、図１９においては、電力管理装置２００’と共通蓄電装置２０とが制御線により接続されているが、電力管理装置２００’を共通蓄電装置２０に対して制御線を接続しない構成としても良い。この場合、共通蓄電装置２０がネットワーク３００に接続される構成とする。そして、共通蓄電装置２０は、ネットワーク３００を介して蓄電量などの情報を電力管理施設２００’へ送信し、また、電力管理装置２００’から内部の蓄電池に対する充放電の制御を受ける。

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。
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。ここで、インバータ２２の制御は、制御部２３が系統電源３の電力値を監視し、電力管理地域１内における需要家施設１０全体の購入電力量と売電電力量との各々が「０」となるように自立的に行うようにしても良い。

本実施形態における共通蓄電装置制御は、図１９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１７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１８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１７のステップＳ１０５による充電制御あるいは図１８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。

次に、図２０を参照して、共通蓄電装置２０に対する充電及び放電を行う電力管理装置２００’の構成例について説明する。図２０は、第２の実施形態における電力管理装置２００’の構成例を示す図である。図２０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。
また、図１９においては、電力管理装置２００’の差分電力算出部２３１が差分電力を算出する記載となっているが、共通蓄電装置２０における制御部（不図示）が差分電力を算出して、上記制御部が算出した差分電力をネットワーク３００を介して電力管理装置２００’が得るように構成しても良い。
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。
また、図１９においては、電力管理装置２００’が制御線を介して共通蓄電装置２０の充電及び放電を制御する構成となっているが、この制御線を無くして共通蓄電装置２０をネットワーク３００に接続し、電力管理装置２００’がネットワーク３００を介して共通蓄電装置２０内の蓄電池の充電及び放電を制御する構成としても良い。

本実施形態によれば、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たとしても、共通蓄電装置２０を有することにより、この差分電力を低減することができる。
また、本実施形態によれば、従来に比較して、制御周期における余剰電力の推定が高い精度で行われることにより、差分電力を低減することができるため、共通蓄電装置２０の蓄電池の容量を低減し、共通蓄電装置２０の設備費用を低減することができる。

＜第３の実施形態＞
以下、図面を参照して、本発明の第３の実施形態について説明する。本発明の第３の実施形態における電力管理システムは、図１に示す第１の実施形態と同様の構成であり、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ＴＥＭＳやＣＥＭＳなどといわれるものに対応する。以下説明する図２１の第３の実施形態において、図１及び図２に記載されている第１の実施形態の構成と同様の構成については、同一の符号を付し、説明を省略する。以下、第１の実施形態と異なる構成及び動作について説明する。

次に、図２１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。図２１は、本発明の第３の実施形態による１つの需要家施設１０が備える電気設備の構成例を示す図である。ここで、図２１（ａ）は需要家施設１０が備える電気設備の構成例を示している。この図２１（ａ）において、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、施設別制御部１０７’及び電力量推定部１０８を備えている。図２１（ｂ）は図２１（ａ）における電力量推定部１０８の構成例を示している。電力量推定部１０８は、消費電力量推定部１０８１、発電電力量推定部１０８２、差分電圧推定部１０８３及び記憶部１０８４を備えている。

ここで、施設別制御部１０７’は、第１の実施形態と同様に、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。また、施設別制御部１０７’は、出力抑制が電力管理装置２００’（後述）から供給されると、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からいずれにも供給しないように、パワーコンディショナ１０２と負荷１０６、インバータ１０４のいずれとも電力経路を形成させない。

次に、図２２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。図２２は、第３の実施形態における電力管理装置２００’の電力分配制御に対応する構成例を示す図である。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Ｉ／Ｆ部２０１及び第１電力管理部２０２を備える。
ネットワークＩ／Ｆ部２０１は、ネットワーク３００を介して、各需要家施設１０の施設別制御部１０７と間で各種データの送受信を行う。

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。

図２２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、インバータ効率特性記憶部２２４及び出力抑制部２２５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需要家施設１０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需要家施設１０における蓄電池１０３ごとに分配する分配電力を決定する。
分配制御部２２３は、分配対象としての各需要家施設１０の蓄電池１０３それぞれ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書き込んで記憶させる。

出力抑制部２２５は、ネットワーク３００を介して商用電源２から電力を供給する電力会社（送配電事業者）から、逆潮流を行わないように、出力抑制が通知された場合（例えば、出力抑制を行う前日などに通知）、電力管理地域１において余剰電力が生じていると、各需要家施設１０に対して出力抑制を実施する。電力管理地域１内における複数の需要家施設１０が事業所及び商業施設などの他の需要家施設１０に対して電力を供給している。
出力抑制部２２５は、自身の電力管理地域１における各需要家施設１０における消費電力、蓄電池１０３のＳＯＣ、太陽電池１０１の出力電力の発電電力に基づき、電力管理地域１全体での余剰電力の算出を行う。そして、出力抑制部２２５は、電力管理地域１における余剰電力に対応して、各需要家施設１０に対して出力抑制を実施する。

また、出力抑制部２２５は、送配電事業者から出力抑制が要請されると、その時間帯と出力抑制を行うとの情報を対応付けて内部の記憶部に書き込んで記憶して、この記憶情報を元に各需要家施設１０に対して出力抑制を実施しても良い。
また、出力抑制部２２５は、電力管理地域１内の各需要家施設１０に対する出力抑制を中止する処理において、予め送配電事業者から通知された出力抑制の時間帯の終了した場合、送配電事業者から出力抑制が通知され続けていない（出力抑制の通知が無くなった）ことを検出した場合、あるいは送配電事業者から出力抑制の中止（出力抑制の解除指令）が通知された場合などにより出力抑制を継続せずに中止する判断を行う構成としても良い。

図２３は、本実施形態における電力管理装置２００’が出力抑制の制御に対応して実行する処理手順例を示すフローチャートである。電力量推定部１０８が推定した推定余剰電力に基づいて、電力管理装置２００’は、図２１の示す構成において各需要家施設１０における余剰電力の出力抑制を以下のように行う。

総電力算出部２２１は、電力管理地域１における各需要家施設１０における太陽電池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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を、電力量推定部１０８に対して求めさせる。この推定余剰電力は、すでに述べたように、同じ需要家施設１０において太陽電池１０１が発電する発電電力と、負荷１０６に供給される消費電力との差分の推定値として求められる。施設別制御部１０７は、このように求めた太陽電池１０１の推定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の推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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ごとの推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）を合計することで、自分の管理下にある需要家施設１０にある太陽電池１０１の群における推定余剰電力の総量（総電力ｐ）を算出する（ステップＳ１０２）。このとき、分配電力決定部２２２は、消費電力の大きな事業所及び商業施設の各々に対して、各需要家施設１０の余剰電力を供給する。このとき、分配電力決定部２２２は、ピークカットを行う必要がある事業所及び商業施設をネットワーク３００により検索し、その事業所及び商業施設に対して余剰電力を供給する。

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により算出した推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）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（１）式に基づいて、分配対象の需要家施設１０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（ステップＳ１０４）。ここで、分配電力決定部２２２は、分配対象の蓄電池１０３の分配電力を加算し、総充電可能量を算出し、出力抑制部２２５に対して出力する。

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需要家施設１０の蓄電池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）。

出力抑制部２２５は、推定余剰電力ｐｓ（ｔ＋１）から分配対象の需要家施設１０に分配した総充電可能量との余剰差分を求める。そして、出力抑制部２２５は、余剰差分が正が負かにより、さらに電力に余剰があるか否か（余剰電力があるか否か）の判定を行う（ステップＳ１０６）。
このとき、出力抑制部２２５は、さらに余剰電力が有る場合、処理をステップＳ１０７へ進める。一方、出力抑制部２２５は、余剰電力が無い場合、処理を終了する。

出力抑制部２２５は、対応する時間帯に予め送配電事業者から出力抑制が要請されているか否かの判定を、内部の記憶部において対応する時間帯に出力抑制が要請された情報が記憶されているか否かにより行う（ステップＳ１０７）。
出力抑制部２２５は、対応する時間帯に出力抑制の要請が行われている場合、出力抑制の要請に対応したＴＥＭＳの運用計画を変更するため、処理をステップＳ１０８へ進める。方、出力抑制部２２５は、対応する時間帯に出力抑制の要請が行われていない場合、処理を終了する。

出力抑制部２２５は、電力管理地域１の需要家施設１０における太陽電池１０１の余剰電力を有する需要家施設１０に対して、出力抑制を要請する。
このとき、出力抑制部２２５は、蓄電池１０３が備えられておらず太陽電池１０１が設けられている需要家施設１０に対して出力抑制を行う。そして、出力抑制部２２５は、蓄電池１０３が備えられておらず、太陽電池１０１が備えられている需要家施設１０で、十分に送配電事業者から出力抑制の対応に対応できる場合、すなわち余剰差分が０となると出力抑制の処理を終了する。このとき、出力抑制部２２５は、太陽電池１０１の発電電力における余剰電力を、蓄電池１０３が備えられておらず、太陽電池１０１が備えられている需要家施設１０全体で加算し、余剰差分から減算して新たな余剰差分を求める。

しかしながら、出力抑制部２２５は、蓄電池１０３が備えられておらず太陽電池１０１が設けられている需要家施設１０に対する出力抑制のみでは、新たな余剰差分が０とならない場合、蓄電池１０３が満充電となっている需要家施設１０を、各需要家施設１０の蓄電池１０３のＳＯＣを取得して検索する。そして、出力抑制部２２５は、新たな余剰差分から、蓄電池１０３が満充電となっている需要家施設１０の発電電力の余剰電力を順次減算し、新たな余剰差分が０となるまで、蓄電池１０３が満充電となっている需要家施設１０を選択していく。

また、出力抑制部２２５は、蓄電池１０３が満充電となっている需要家施設１０の全てに出力抑制を出しても、新たな余剰差分が０にならない場合、蓄電池１０３の充電量のＳＯＣの高い順番に出力要請をし、新たな余剰差分が０となるまで、蓄電池１０３の充電量のＳＯＣの高い順番に需要家施設１０を選択していく。
そして、需要家施設１０において、施設別制御部１０７’は、出力抑制部２２５から出力抑制の要請が供給されると、電力経路切替部１０５に対して、負荷１０６、インバータ１０４及び系統電源３の各々に対する接続を切断する出力抑制の制御を行う（ステップＳ１０７）。

このように、本実施形態によれば、送配電事業者から各需要家施設１０の太陽電池１０１の群に対する出力抑制の制御が行われることで、系統電源３に対して逆潮流を行わないため、送配電事業者の要請に対応した必要十分な出力抑制を行うことができる。
また、太陽光発電や、風力発電といった自然に出力が変動する再生可能エネルギーの導入をすすめていくと、需要電力を供給電力が上回る可能性があるため、気象条件などから、電力供給が、火力発電など出力調整ができる発電手段の電力供給調整能力を上回ることが予測される場合に、太陽光や風力の発電の出力を停止する必要が生じる。この出力抑制が必要かどうかの判断は、電力網による送配電を行う送配電事業者が行う。送配電事業者の出力抑制を受けた場合に、その需要家施設が太陽光発電等の再生可能エネルギー発電手段に加え、蓄電池を有していれば、その蓄電池に発電し、消費した余剰の電力を蓄えることができるが、蓄電池が満充電状態である場合、余剰電力は逆潮流も、蓄えることもできない。一方、他の需要家に、満充電状態ではない蓄電池がある場合もある。
本実施形態によれば、送配電事業者からの出力抑制に対して、必要十分な出力抑制を行う電力管理システムを提供することができる。

また、図３、図２０における電力管理装置２００、あるいは図２２における電力管理装置２００’の機能と、図２及び図２１に示す需要家施設１０における蓄電池１０３の管理機能との各々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蓄電池の充電及び放電の管理を行ってもよい。なお、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、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
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。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その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、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前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であっても良い。

以上、この発明の実施形態を図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この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
１０１…太陽電池
１０２…パワーコンディショナー
１０３…蓄電池
１０４…インバータ
１０５…電力経路切替部
１０６…負荷
１０７，１０７’…施設別制御部
１０８…電力量推定部
２００，２００’…電力管理装置
２０１…ネットワークＩ／Ｆ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
２２５…出力抑制部
２３１…差分電力算出部
２３２…蓄電装置制御部
１０８１…消費電力量推定部
１０８２…発電電力量推定部
１０８３…差分電力量推定部
１０８４…記憶部
１０８１ＴＩ，１０８２ＴＩ…入力端子
１０８１ＴＯ，１０８２ＴＯ…出力端子
１０８１１＿１，１０８１１＿２，１０８１１＿３，１０８１１＿４，１０８１１＿ｎ，１０８２１＿１，１０８２１＿２，１０８２１＿３，１０８２１＿４，１０８２１＿ｍ…遅延部
１０８１２＿１，１０８１２＿２，１０８１２＿３，１０８１２＿４，１０８１２＿ｎ，１０８２２＿１，１０８２２＿２，１０８２２＿３，１０８２２＿４，１０８２２＿ｎ…係数乗算部
１０８１３＿１，１０８１３＿２，１０８１３＿３，１０８１３＿４，１０８１３＿ｎ，１０８２３＿１，１０８２３＿２，１０８２３＿３，１０８２３＿４，１０８２３＿ｍ…加算部

Claims (23)

1. 系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える第１需要家施設における前記蓄電池に対し、前記第１需要家施設に対する放電あるいは前記第１需要家施設で発生した余剰電力による充電を制御する電力管理システムであり、
   有限の過去の測定周期における消費電力のデータにより予測を行う第１フィルタ予測関数により、需要家施設における次の測定周期の消費電力を推定消費電力として推定する消費電力量推定部と、
   有限の過去の前記測定周期における発電電力のデータにより予測を行う第２フィルタ予測関数により、前記第１需要家施設における前記発電装置の次の測定周期の発電電力を推定発電電力として推定する発電電力量推定部と、
   推定された前記推定発電電力及び前記推定消費電力の差分である推定余剰電力を求める余剰電力量推定部と、
   前記余剰電力量推定部が求めた前記推定余剰電力に基づき、前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する電力管理部と
   を備えることを特徴とする電力管理システム。
2. 電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、
   前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、
   前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記推定消費電力を推定する前記第１フィルタ予測関数が以下に示す（１）式であり、前記フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ１が、所定の第１関数により設定されており、
   前記推定発電電力を推定する前記第２フィルタ予測関数が以下に示す（２）式であり、前記フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ２が、所定の第２関数により設定されている
   ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力管理システム。
   

   

   
4. 前記推定消費電力を推定する前記第１フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ１の第１関数が、以下の（３）式であり、
   前記推定発電電力を推定する前記第２フィルタ予測関数における各タップの重み付けのパラメータｗ２の第２関数が、以下の（４）式である
   ことを特徴とする請求項３に記載の電力管理システム。
   

   

   
5. 前記第１関数における重み係数β及び追従数ｎの各々が制御のモードに対応してそれぞれ異なる数値の組である予測パターンとして予め設定され、
   前記第２関数における重み係数α及び追従数ｍの各々が制御のモードに対応してそれぞれ異なる数値の組である予測パターンとして予め設定されている
   ことを特徴とする請求項４に記載の電力管理システム。
6. 前記発電電力の測定値が直近における有限の過去の前記測定周期において測定された前記発電装置の発電する電力である
   ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか一項における電力管理システム。
7. 前記消費電力の測定値が直近における有限の過去の前記測定周期において測定された前記需要家施設において消費された電力である
   ことを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか一項における電力管理システム。
8. 前記発電電力の測定値が複数の前記需要家施設の発電電力の測定値の合計である
   ことを特徴とする請求項２から請求項７のいずれか一項における電力管理システム。
9. 前記消費電力の測定値が複数の前記需要家施設の消費電力の測定値の合計である
   ことを特徴とする請求項２から請求項８のいずれか一項における電力管理システム。
10. 前記推定発電電力が任意の複数の前記需要家施設の推定発電電力の合計である
    ことを特徴とする請求項２から請求項９のいずれか一項における電力管理システム。
11. 前記推定消費電力の任意の複数の前記需要家施設の推定消費電力の合計である
    ことを特徴とする請求項２から請求項１０のいずれか一項における電力管理システム。
12. 前記推定発電電力が前記需要家施設の推定発電電力の合計である
    ことを特徴とする請求項２から請求項９のいずれか一項における電力管理システム。
13. 前記推定消費電力が前記需要家施設の推定消費電力の合計である
    ことを特徴とする請求項２から請求項９、請求項１２のいずれか一項における電力管理システム。
14. 前記推定発電電力と前記推定消費電力との差分が、任意の複数の前記需要家施設の推定発電電力の合計である
    ことを特徴とする請求項２から請求項１３のいずれか一項における電力管理システム。
15. 前記推定発電電力と前記推定消費電力との差分が、前記需要家施設の推定発電電力の合計と、前記需要家施設の推定消費電力の合計との差分である
    ことを特徴とする請求項２から請求項１４のいずれか一項における電力管理システム。
16. 前記測定周期で求められた差分電力による蓄電池に対する放電及び充電の制御を、当該制御のモードに対応して当該測定周期と同様な周期の制御周期、あるいは複数の測定周期により形成された制御周期により行う
    ことを特徴とする請求項１から請求項１５のいずれか一項に記載の電力管理システム。
17. 系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える第１需要家施設における前記蓄電池に対し、前記第１需要家施設に対する放電あるいは前記第１需要家施設で発生した余剰電力による充電を制御する電力管理システムを制御する電力管理方法であり、
    消費電力量推定部が、有限の過去の測定周期における消費電力のデータにより予測を行う第１フィルタ予測関数により、需要家施設における次の測定周期の消費電力を推定消費電力として推定する消費電力量推定過程と、
    発電電力量推定部が、有限の過去の前記測定周期における発電電力のデータにより予測を行う第２フィルタ予測関数により、前記第１需要家施設における前記発電装置の次の測定周期の発電電力を推定発電電力として推定する発電電力量推定過程と、
    余剰電力量推定部が、推定された前記推定発電電力及び前記推定消費電力の差分である推定余剰電力を求める余剰電力量推定過程と、
    電力管理部が、前記余剰電力量推定部が求めた前記推定余剰電力に基づき、前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する電力管理過程と
    を含むことを特徴とする電力管理方法。
18. 電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、
    前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、
    前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する
    ことを特徴とする請求項１７に記載の電力管理方法。
19. 電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、
    前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、
    前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するとともに、出力抑制制御を総余剰電力と総充電可能電力によって行う
    ことを特徴とする請求項１７に記載の電力管理方法。
20. 前記電力管理部が、前記需要家施設各々の前記発電装置の発電する電力の余剰電力の合計値である総余剰電力を求め、また、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電可能電力の合計である総充電可能電力を求め、前記総余剰電力が前記総充電可能電力を超える場合、前記需要家施設に対して出力抑制を要請する
    ことを特徴とする請求項１７に記載の電力管理方法。
21. 電気設備の１つとして蓄電池及び発電装置を備える前記第１需要家施設と、前記蓄電池あるいは前記発電装置のいずれかを含まない他の第２需要家施設とを含む複数の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御するが共通に前記系統電源に接続されており、
    前記消費電力量推定部、前記発電電力量推定部及び前記余剰電力量推定部の各々が、前記需要家施設の各々の前記推定消費電力、前記推定発電電力、前記推定余剰電力それぞれを求め、
    前記電力管理部が、前記需要家施設の前記推定余剰電力に基づき、前記需要家施設各々の前記蓄電池の充電及び放電の各々を制御する
    ことを特徴とする請求項１９たは請求項２０に記載の電力管理方法。
22. 前記電力管理部が、前記出力抑制を、前記蓄電池を持たない前記第２需要家施設から行う
    ことを特徴とする請求項２０または請求項２１に記載の電力管理方法。
23. 前記電力管理部が、前記出力抑制を、前記蓄電池が満充電となっている第１需要家施設及び前記蓄電池を有する前記第２需要家施設から行う
    ことを特徴とする請求項２１に記載の電力管理方法。

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