JP2018113839A - 電源制御方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電源制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】 蓄電池装置から電力系統への逆潮量を適切に行うことを可能とする電源制御方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電源制御システムを提供する。【解決手段】 電源制御方法は、電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置を制御するステップＡと、前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源を制御するステップＢとを備える。前記ステップＡは、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流を抑制するステップを含む。【選択図】 図４

Description

本発明は、電源制御方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電源制御システムに関する技術である。

近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、電力系統から施設への潮流量又は施設から電力系統への逆量流を抑制する技術が知られている（例えば、特許文献１，２）。具体的には、電力管理サーバからローカル制御装置に対して制御メッセージを送信することによって、潮流量又は逆潮流量の抑制が行われる。

特開２０１３−１６９１０４号公報 特開２０１４−１２８１０７号公報

ところで、近年では、太陽電池装置及び蓄電池装置が混在するケースにおいて、太陽電池装置から電力系統への逆潮流に加えて、蓄電池装置から電力系統への逆潮量について検討が始められている。このような背景下において、蓄電池装置から電力系統への逆潮量を適切に行うために様々な事項を検討する必要がある。

そこで、本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、蓄電池装置から電力系統への逆潮量を適切に行うことを可能とする電源制御方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電源制御システムを提供することを目的とする。

第１の特徴に係る電源制御方法は、電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置を制御するステップＡと、前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源を制御するステップＢとを備える。前記ステップＡは、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流を抑制するステップを含む。

第２の特徴に係る電力管理サーバは、電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置及び前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源が設けられた施設を管理する。前記電力管理サーバは、前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置に対して制御メッセージを送信する送信部を備える。前記送信部は、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が抑制されるように前記制御メッセージを送信する。

第３の特徴に係るローカル制御装置は、電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置及び前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源を制御する制御部を備える。前記制御部は、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流を抑制する。

第４の特徴に係る電源制御システムは、電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置及び前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源が設けられた施設を管理する電力管理サーバと、前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置とを備える。前記電力管理サーバは、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が抑制されるように制御メッセージを前記ローカル制御装置に送信する。

一態様によれば、蓄電池装置から電力系統への逆潮量を適切に行うことを可能とする電源制御方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電源制御システムを提供することができる。

図１は、実施形態に係る電源制御システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。 図３は、実施形態に係るローカル制御装置３３０を示す図である。 図４は、実施形態に係る発電想定時間を説明するための図である。 図５は、実施形態に係る電源制御方法を示す図である。 図６は、実施形態に係る電源制御方法を示す図である。

以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。

但し、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なる場合があることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係又は比率が異なる部分が含まれていることは勿論である。

［実施形態］
（電源制御システム）
以下において、実施形態に係る電源制御システムについて説明する。

図１に示すように、電源制御システム１００は、電力管理サーバ２００と、施設３００と、電力会社４００とを有する。図１では、施設３００として、施設３００Ａ〜施設３００Ｃが例示されている。

各施設３００は、電力系統１１０に接続される。以下において、電力系統１１０から施設３００への電力の流れを潮流と称し、施設３００から電力系統１１０への電力の流れを逆潮流と称する。

電力管理サーバ２００、施設３００及び電力会社４００は、ネットワーク１２０に接続されている。ネットワーク１２０は、電力管理サーバ２００と施設３００との間の回線及び電力管理サーバ２００と電力会社４００との間の回線を提供すればよい。ネットワーク１２０は、例えば、インターネットである。ネットワーク１２０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線を提供してもよい。

電力管理サーバ２００は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者などの事業者によって管理されるサーバである。

電力管理サーバ２００は、施設３００に設けられるローカル制御装置３３０に対して、施設３００に設けられる分散電源（例えば、太陽電池装置３１０又は蓄電池装置３２０）に対する制御を指示する制御メッセージを送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、潮流の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信してもよく、逆潮流の制御を要求する逆潮流制御メッセージを送信してもよい。さらに、電力管理サーバ２００は、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを送信してもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよく、相対値（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、潮流又は逆潮流の制御度合いは、２以上のレベルで表されてもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、現在の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＲＴＰ；Ｒｅａｌ Ｔｉｍｅ Ｐｒｉｃｉｎｇ）によって表されてもよく、過去の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＴＯＵ；Ｔｉｍｅ Ｏｆ Ｕｓｅ）によって表されてもよい。

施設３００は、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０及びローカル制御装置３３０を有する。太陽電池装置３１０は、太陽光などの光に応じて発電を行う分散電源である。太陽電池装置３１０は、電力系統１１０への逆潮流が許可された分散電源の一例である。太陽電池装置３１０は、例えば、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）及び太陽光パネルによって構成される。蓄電池装置３２０は、電力の充電及び電力の放電を行う分散電源である。蓄電池装置３２０は、電力系統１１０への逆潮流が許可された分散電源の一例である。蓄電池装置３２０は、例えば、ＰＣＳ及び蓄電池セルによって構成される。太陽電池装置３１０及び蓄電池装置３２０は、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）に用いられる電源であってもよい。ローカル制御装置３３０は、施設３００の電力を管理する装置（ＥＭＳ；Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ローカル制御装置３３０は、太陽電池装置３１０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる蓄電池装置３２０の動作状態を制御してもよい。

施設３００は、負荷機器を有していてもよい。負荷機器は、例えば、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ Ｖｉｓｕａｌ）機器などである。

実施形態において、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３３０との間の通信は、第１プロトコルに従って行われる。一方で、ローカル制御装置３３０と分散電源（太陽電池装置３１０又は蓄電池装置３２０）との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われる。第１プロトコルとしては、例えば、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。第２プロトコルは、例えば、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。なお、第１プロトコルと第２プロトコルは異なっていればよく、例えば、両方が独自の専用プロトコルであっても異なる規則で作られたプロトコルであればよい。

電力会社４００は、電力系統１１０などのインフラストラクチャーを提供するエンティティに属する上位電力管理サーバを含むものであり、例えば、発電事業者である。電力会社４００は、送配電事業者或いは小売事業者などの事業者に対して、各種の業務を委託してもよい。

（電力管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電力管理サーバについて説明する。図２に示すように、電力管理サーバ２００は、管理部２１０と、通信部２２０と、制御部２３０とを有する。電力管理サーバ２００は、ＶＴＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｔｏｐ Ｎｏｄｅ）の一例である。

管理部２１０は、不揮発性メモリ又は／及びＨＤＤなどの記憶媒体によって構成されており、施設３００に関するデータを管理する。施設３００に関するデータは、例えば、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０又は蓄電池装置３２０）の種別、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０又は蓄電池装置３２０）のスペックなどである。スペックは、太陽電池装置３１０の定格発電電力、蓄電池装置３２０の定格出力電力などであってもよい。

通信部２２０は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介してローカル制御装置３３０と通信を行う。通信部２２０は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージをローカル制御装置３３０に送信する。通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答をローカル制御装置３３０から受信する。

制御部２３０は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、電力管理サーバ２００に設けられる各構成を制御する。制御部２３０は、例えば、施設３００に設けられるローカル制御装置３３０に対して、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０又は蓄電池装置３２０）に対する制御を指示する。

実施形態において、制御部２３０は、太陽電池装置３１０が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が抑制されるように、蓄電池装置３２０に対する制御を指示する。すなわち、制御メッセージは、発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が抑制されるように送信されるメッセージである。さらには、制御メッセージは、発電想定時間における電力系統１１０への逆潮流を伴う蓄電池装置３２０の放電動作が行われないように蓄電池装置３２０を制御するメッセージであってもよい。制御メッセージは、発電想定時間における電力系統１１０への逆潮流が生じない範囲で蓄電池装置３２０の放電動作を許容するように蓄電池装置を制御するメッセージであってもよい。

ここで、発電想定時間は、例えば、日の出時刻と日の入り時刻との間の時間である。制御部２３０は、気象庁等に属するサーバから日の出時刻及び日の入り時刻を取得してもよい。

例えば、制御メッセージは、日の出時刻以前のタイミングで送信され、日の出時刻及び日の入り時刻を示す情報を含むメッセージでもよい。制御メッセージは、日の出時刻以前のタイミングで送信され、発電想定時間の時間長を示す情報を含むメッセージでもよい。このような制御メッセージは、発電想定時間の時間長を示す情報に加えて、日の出時刻を示す情報を含んでもよい。これらのメッセージによれば、日の出時刻から日の入り時刻までの間において、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を抑制することができる。

さらに、制御メッセージは、日の出時刻以前のタイミングで送信され、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を禁止するメッセージ（以下、禁止メッセージ）であってもよく、日の入り時刻以降のタイミングで送信され、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を許可するメッセージ（以下、許可メッセージ）であってもよい。これらのメッセージによれば、禁止メッセージを受信してから許可メッセージを受信するまでの間において、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を抑制することができる。

ここで、制御メッセージは、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を禁止する時間帯及び蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を許可する時間帯を指定するリストを含むメッセージであってもよい。逆潮流の禁止又は許可を指定可能な時間帯の単位は、例えば、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を電力会社４００に帰属する電力計が集計する周期（例えば、３０分）と同じであってもよい。このような制御メッセージは、例えば、逆潮流の禁止又は許可が指定される制御時間帯の開始タイミングよりも１〜２日前に送信される計画的な制御メッセージであってもよく、制御時間帯の開始タイミングの直前に送信される突発的な制御メッセージであってもよい。突発的な制御メッセージは、計画的な制御メッセージよりも優先されてもよい。これによって、計画的な制御メッセージの生成で参照された電力需給バランスが変わった場合であっても、突発的な制御メッセージの送信によって電力需給バランスを適切に維持することができる。

このような制御メッセージに従った蓄電池装置３２０の動作においても、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流は、発電想定時間帯において禁止されていればよい。すなわち、蓄電池装置３２０は、発電想定時間であっても、逆潮流が行われなければ、負荷機器に放電するような放電動作を行ってもよい。言い換えると、逆潮流の禁止とは、蓄電池装置３２０の待機動作の指示と考えてもよく、逆潮流が行われない範囲内における蓄電池装置３２０の放電動作の指示と考えてもよく、蓄電池装置３２０の充電動作の指示と考えてもよい。

このような背景下において、制御メッセージは、発電想定時間における蓄電池装置３２０に対するユーザ操作を受け付けないように指示するメッセージであってもよい。ユーザ操作は、蓄電池装置３２０から電力系統１１０へ逆潮流する放電時間を指定する操作であってもよい。ユーザ操作は、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を伴う運転モードを指定する操作であってもよい。ユーザ操作は、蓄電池装置３２０に併設されるコントローラを用いて蓄電池装置３２０をユーザが制御する操作であってもよい。ユーザ操作は、ユーザに帰属するユーザ端末（例えば、パーソナルコンピュータ、スマートフォン、タブレット端末）を用いて蓄電池装置３２０をユーザが制御する操作であってもよい。このようなユーザ操作は、ローカル制御装置３３０を経由して行われてもよく、ローカル制御装置３３０を経由せずに行われてもよい。

（ローカル制御装置）
以下において、実施形態に係るローカル制御装置について説明する。図３に示すように、ローカル制御装置３３０は、第１通信部３３１と、第２通信部３３２と、制御部３３３とを有する。ローカル制御装置３３０は、ＶＥＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）の一例である。

第１通信部３３１は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介して電力管理サーバ２００と通信を行う。第１通信部３３１は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、第１通信部３３１は、第１プロトコルに従って第１メッセージを電力管理サーバ２００から受信する。第１通信部３３１は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答を電力管理サーバ２００に送信する。

第２通信部３３２は、通信モジュールによって構成されており、分散電源（太陽電池装置３１０又は蓄電池装置３２０）と通信を行う。第２通信部３３２は、上述したように、第２プロトコルに従って通信を行う。例えば、第２通信部３３２は、第２プロトコルに従って第２メッセージを分散電源に送信する。第２通信部３３２は、第２プロトコルに従って第２メッセージ応答を分散電源から受信する。

制御部３３３は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、ローカル制御装置３３０に設けられる各構成を制御する。具体的には、制御部３３３は、施設３００の電力を制御するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって、分散電源の動作状態の設定を機器に指示する。制御部３３３は、施設３００の電力を管理するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって分散電源の情報の報告を分散電源に指示してもよい。

実施形態において、制御部３３３は、太陽電池装置３１０が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を抑制する。制御部３３３は、電力管理サーバ２００から受信する制御メッセージに従って、発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を抑制してもよい。

ここで、制御部３３３は、発電想定時間において、蓄電池装置３２０の放電動作を抑制してもよい。例えば、制御部３３３は、発電想定時間において蓄電池装置３２０の待機動作を行ってもよく、蓄電池装置３２０の充電動作を行ってもよい。制御部３３３は、発電想定時間において、放電動作に加えて充電動作を抑制してもよい。さらに、制御部３３３は、発電想定時間であっても、施設３００から電力系統１１０への逆潮流が行われなければ、蓄電池装置３２０の放電動作を行ってもよい。

さらに、制御部３３３は、電力系統１１０への逆潮流の量の履歴を含むログ情報の送信を第１通信部３３１に指示する。第１通信部３３１は、ログ情報を電力管理サーバ２００に送信する。

ここで、ログ情報は、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量と、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量とを含んでもよい。施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量は、電力会社４００に帰属する電力計（例えば、スマートメータ）によって計測される。実施形態に係る制御が適切に行われていれば、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量は、太陽電池装置３１０の発電に伴う逆潮流の量、又は、蓄電池装置３２０の放電動作に伴う逆潮流の量である。但し、実施形態に係る制御が適切に行われていない場合には、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量は、太陽電池装置３１０の発電及び蓄電池装置３２０の放電動作に伴う逆潮流の量を含む可能性がある。蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量は、電力会社４００に帰属する電力計とは異なる電力計（例えば、検定付きメータ）によって計測される。

或いは、ログ情報は、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量を含まずに、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を含んでもよい。施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量は、電力会社４００に帰属する電力計（例えば、スマートメータ）によって計測される。このようなケースにおいて、電力会社４００に帰属する電力計とは異なる電力計（例えば、検定付きメータ）が施設３００に設けられていなくてもよい。

（発電想定時間）
以下において、実施形態に係る発電想定時間について説明する。発電想定時間は、上述したように、太陽電池装置３１０が発電を行っている発電時間として想定される時間である。

図４に示すように、発電想定時間の開始時刻は、太陽電池装置３１０が発電を開始する時刻であり、例えば、日の出時刻である。同様に、発電想定時間の終了時刻は、太陽電池装置３１０が発電を終了する時刻であり、例えば、日の入り時刻である。発電想定時間の開始時刻は、日の出時刻と同じ時刻でもよく、日の出時刻以前の時刻であってもよい。同様に、発電想定時間の終了時刻は、日の入り時刻と同じ時刻でもよく、日の入り時刻以降の時刻であってもよい。

例えば、図４に示すように、電力需要のピークが朝及び夜の２回である施設３００について考える。このような施設３００において、蓄電池装置３２０は、発電想定時間内において待機動作又は充電動作を行う。一方で、蓄電池装置３２０は、発電想定時間外において放電動作を行う。

このようなケースを想定すると、発電想定時間内において、朝の電力需要のピークが過ぎた後において、太陽電池装置３１０から出力される電力（ＰＶ出力）によって逆潮流（ＰＶ逆潮流）が行われる。一方で、発電想定時間外において、夜の電力需要のピークが過ぎた後において、蓄電池装置３２０から出力される電力（ＢＡＴ出力）によって逆潮流（ＢＡＴ逆潮流）が行われる。

上述したように、蓄電池装置３２０は、発電想定時間であっても、逆潮流が行われなければ、放電動作を行ってもよい。例えば、蓄電池装置３２０は、朝の電力需要のピークにおいて、逆潮流が行われない範囲で放電動作を行ってもよい。

（電源制御方法）
以下において、実施形態に係る電源制御方法について説明する。

第１に、制御メッセージが、日の出時刻及び日の入り時刻を示す情報を含むメッセージであるケースについて説明する。

図５に示すように、ステップＳ１１において、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０に対して、制御メッセージ（例えば、ｏａｄｒＤｉｓｔｒｉｂｕｔｅＥｖｅｎｔ）を送信する。ここで、電力管理サーバ２００は、少なくとも、日の出時刻以前のタイミングで制御メッセージを送信する。

ステップＳ１２において、ローカル制御装置３３０は、電力管理サーバ２００に対して、制御メッセージに対する応答メッセージ（例えば、ｏａｄｒＣｒｅａｔｅｄＥｖｅｎｔ）を送信する。

ステップＳ１３において、ローカル制御装置３３０は、蓄電池装置３２０に対して、放電動作以外の動作（例えば、待機動作又は充電動作）を指示する動作指示メッセージ（例えば、ＳＥＴコマンド）を送信する。ローカル制御装置３３０は、日の出時刻以前のタイミングで動作指示メッセージを送信する。

ステップＳ１４において、蓄電池装置３２０は、ローカル制御装置３３０に対して、動作指示メッセージに対する応答メッセージ（ＳＥＴ応答コマンド）を送信する。

ステップＳ１５において、ローカル制御装置３３０は、蓄電池装置３２０に対して、放電動作を指示する動作指示メッセージ（例えば、ＳＥＴコマンド）を送信する。ローカル制御装置３３０は、日の入り時刻以降のタイミングで動作指示メッセージを送信する。

ステップＳ１６において、蓄電池装置３２０は、ローカル制御装置３３０に対して、動作指示メッセージに対する応答メッセージ（ＳＥＴ応答コマンド）を送信する。

ステップＳ１７において、ローカル制御装置３３０は、電力管理サーバ２００に対して、ログ情報を送信する。ログ情報の集計及び送信の周期は、特に限定されるものではなく、１日であってもよく、１ヶ月であってもよい。

ステップＳ１８において、電力管理サーバ２００は、電力会社４００に対して、ステップＳ１７で受信するログ情報を送信する。ログ情報の集計及び送信の周期は、特に限定されるものではなく、１日であってもよく、１ヶ月であってもよい。

第２に、制御メッセージが、蓄電池装置３２０から電力系統への逆潮流を禁止する禁止メッセージ及び蓄電池装置３２０から電力系統への逆潮流を許可する許可メッセージであるケースについて説明する。

図６に示すように、ステップＳ２１において、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０に対して、制御メッセージとして禁止メッセージ（例えば、ｏａｄｒＤｉｓｔｒｉｂｕｔｅＥｖｅｎｔ）を送信する。ここで、電力管理サーバ２００は、少なくとも、日の出時刻以前のタイミングで禁止メッセージを送信する。

ステップＳ２２において、ローカル制御装置３３０は、電力管理サーバ２００に対して、制御メッセージに対する応答メッセージ（例えば、ｏａｄｒＣｒｅａｔｅｄＥｖｅｎｔ）を送信する。

ステップＳ２３において、ローカル制御装置３３０は、蓄電池装置３２０に対して、放電動作以外の動作（例えば、待機動作又は充電動作）を指示する動作指示メッセージ（例えば、ＳＥＴコマンド）を送信する。ローカル制御装置３３０は、日の出時刻以前のタイミングで動作指示メッセージを送信する。

ステップＳ２４において、蓄電池装置３２０は、ローカル制御装置３３０に対して、動作指示メッセージに対する応答メッセージ（ＳＥＴ応答コマンド）を送信する。

ステップＳ２５において、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０に対して、制御メッセージとして許可メッセージ（例えば、ｏａｄｒＤｉｓｔｒｉｂｕｔｅＥｖｅｎｔ）を送信する。ここで、電力管理サーバ２００は、少なくとも、日の入り時刻以降のタイミングで許可メッセージを送信する。

ステップＳ２６において、ローカル制御装置３３０は、電力管理サーバ２００に対して、制御メッセージに対する応答メッセージ（例えば、ｏａｄｒＣｒｅａｔｅｄＥｖｅｎｔ）を送信する。

ステップＳ２７において、ローカル制御装置３３０は、蓄電池装置３２０に対して、放電動作を指示する動作指示メッセージ（例えば、ＳＥＴコマンド）を送信する。ローカル制御装置３３０は、日の入り時刻以降のタイミングで動作指示メッセージを送信する。

ステップＳ２８において、蓄電池装置３２０は、ローカル制御装置３３０に対して、動作指示メッセージに対する応答メッセージ（ＳＥＴ応答コマンド）を送信する。

ステップＳ２９において、ローカル制御装置３３０は、電力管理サーバ２００に対して、ログ情報を送信する。ログ情報の集計及び送信の周期は、特に限定されるものではなく、１日であってもよく、１ヶ月であってもよい。

ステップＳ３０において、電力管理サーバ２００は、電力会社４００に対して、ステップＳ２９で受信するログ情報を送信する。ログ情報の集計及び送信の周期は、特に限定されるものではなく、１日であってもよく、１ヶ月であってもよい。

ここで、上述したステップＳ１８又はステップＳ３０以降の処理として、電力会社４００は、ログ情報に基づいて、発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が行われていないかを確認する。

例えば、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量と、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量とをログ情報が含むケースについて考える。このようなケースにおいて、電力会社４００は、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量と蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量との比較結果に基づいて、発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が抑制されているか否かを判定する。

ここで、電力会社４００は、発電想定時間以外の時間において、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量と蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量とが一致すれば、実施形態に係る制御が適切に行われていると判断してもよい。電力会社４００は、発電想定時間以外の時間において、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量が蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量よりも多ければ、発電想定時間の設定が誤っている等の理由から、実施形態に係る制御が適切に行われていないと判断してもよい。電力会社４００は、発電想定時間において、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量がゼロであれば、実施形態に係る制御が適切に行われていると判断してもよい。電力会社４００は、発電想定時間において、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量がゼロよりも大きければ、実施形態に係る制御が適切に行われていないと判断してもよい。

例えば、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流の量を含まずに施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量をログ情報が含むケースについて考える。このようなケースにおいては、電力会社４００は、所定時間における施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量に基づいて、発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が抑制されているか否かを判定する。所定時間は、発電想定時間の最初及び最後の少なくとも一方に設けられる時間である。

ここで、電力会社４００は、発電想定時間の最初に設けられる所定時間において、施設３００から電力系統１１０への逆潮流がなければ、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が適切に終了していると擬制し、実施形態に係る制御が適切に行われていると判断してもよい。同様に、電力会社４００は、発電想定時間の最後に設けられる所定時間において、施設３００から電力系統１１０への逆潮流がなければ、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流が適切に開始していると擬制し、実施形態に係る制御が適切に行われていると判断してもよい。

これらのケースにおいて、蓄電池装置３２０、ローカル制御装置３３０、電力管理サーバ２００、電力会社４００及び電力会社４００に帰属する電力計は、例えば、ＮＴＰ（Ｎｅｔｗｏｒｋ Ｔｉｍｅ Ｐｒｏｔｏｃｏｌ）サーバに接続されており、ＮＴＰサーバから受信する時刻情報によって同期していてもよい。上述した所定時間は、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を電力会社４００に帰属する電力計が集計する周期（例えば、３０分）と同期してもよい。言い換えると、最初及び最後の少なくとも一方に所定時間を含む発電想定時間は、電力会社４００に帰属する電力計の集計周期と同期する。このようなケースにおいて、発電想定時間の開始時刻は日の出時刻と同じでなくてもよく、発電想定時間の終了時刻は日の入り時刻と同じでなくてもよい。

（作用及び効果）
実施形態では、ローカル制御装置３３０は、太陽電池装置３１０が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を抑制する。このような構成によれば、太陽電池装置３１０から出力される電力を用いた逆潮流と蓄電池装置３２０から出力される電力を用いた逆潮流とを簡易な制御で区別することができる。従って、蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮量を適切に行うことができる。

［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。

実施形態では、電力管理サーバ２００からローカル制御装置３３０に制御メッセージが送信されるケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。ローカル制御装置３３０は、制御メッセージによらずに、発電想定時間において蓄電池装置３２０から電力系統１１０への逆潮流を抑制してもよい。このようなケースにおいて、ローカル制御装置３３０は、気象庁等に属するサーバから日の出時刻及び日の入り時刻を取得してもよい。

実施形態では、蓄電池装置３２０とともに設けられる分散電源として太陽電池装置３１０を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。分散電源は、風力又は地熱などの自然エネルギーを利用する分散電源であってもよい。

実施形態では、電力会社４００に帰属する電力計がスマートメータであるケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。例えば、電力会社４００に帰属する電力計は、スマートメータ以外の電力計（例えば、ＣＴ（Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）センサや単なる電流計）であってもよい。

実施形態では、ログ情報は、電力系統１１０への逆潮流の量の履歴を含む。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。例えば、ログ情報は、蓄電池装置３２０の動作状態の履歴を含んでもよい。ログ情報は、電力系統１１０への逆潮流の量の履歴を含まずに蓄電池装置３２０の動作状態の履歴を含んでもよく、電力系統１１０への逆潮流の量及び蓄電池装置３２０の動作状態の双方の履歴を含んでもよい。動作状態は、急速充電、充電、放電、待機などの状態であってもよい。第２プロトコルがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルであるケースにいては、運転状態は、ＧＥＴコマンド及びＧＥＴ応答コマンドの送受信によってローカル制御装置３３０が蓄電池装置３２０から取得可能である。

実施形態では、電力管理サーバ２００がログ情報を送信する相手として電力会社４００を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。電力管理サーバ２００がログ情報を送信する相手は、電力会社４００とは異なるエンティティに属する電力管理サーバであってもよい。このようなケースにおいて、電力会社４００とは異なるエンティティは、例えば、電力会社４００から委託を受けたエンティティでもよく、第三者機関であってもよい。このような電力管理組織は、上述した電力会社４００と同様に、実施形態に係る制御が適切に行われているか否かを判断してもよい。

実施形態では、実施形態に係る制御が適切に行われているか否かの判断主体が電力会社４００である。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。このような判断主体は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティ（発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者などの事業者）であってもよい。このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、ログ情報を他の電力管理サーバに送信しなくてもよい。

実施形態では特に触れていないが、施設３００に設けられるローカル制御装置３３０は、必ずしも施設３００内に設けられていなくてもよい。例えば、ローカル制御装置３３０の機能の一部は、インターネット上に設けられるクラウドサーバによって提供されてもよい。すなわち、ローカル制御装置３３０がクラウドサーバを含むと考えてもよい。

実施形態では、蓄電池装置３２０を制御するローカル制御装置がローカル制御装置３３０（ＥＭＳ）であるケースを例示した。しかしながら、このようなローカル制御装置は、蓄電池装置３２０を構成するＰＣＳであってもよい。

実施形態では、第１プロトコルがＯｐｅｎ ＡＤＲ２．０に準拠するプロトコルであり、第２プロトコルがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルであるケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１プロトコルは、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３３０との間の通信で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。第２プロトコルは、施設３００で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。

１００…電源制御システム、１１０…電力系統、１２０…ネットワーク、２００…電力管理サーバ、２１０…管理部、２２０…通信部、２３０…制御部、３００…施設、３１０…太陽電池装置、３２０…蓄電池装置、３３０…ローカル制御装置、３３１…第１通信部、３３２…第２通信部、３３３…制御部、４００…電力会社

Claims (15)

1. 電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置を制御するステップＡと、
   前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源を制御するステップＢとを備え、
   前記ステップＡは、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流を抑制するステップを含む、電源制御方法。
2. 前記ステップＡは、前記蓄電池装置及び前記分散電源が設けられた施設を管理する電力管理サーバから、前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置に対して、制御メッセージを送信するステップを含み、
   前記制御メッセージは、前記発電想定時間において前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が抑制されるように送信される、請求項１に記載の電源制御方法。
3. 前記制御メッセージは、前記発電想定時間における前記電力系統への逆潮流を伴う前記蓄電池装置の放電動作が行われないように前記蓄電池装置を制御するメッセージである、請求項２に記載の電源制御方法。
4. 前記制御メッセージは、前記発電想定時間における前記電力系統への逆潮流が生じない範囲で前記蓄電池装置の放電動作を許容するように前記蓄電池装置を制御するメッセージである、請求項２に記載の電源制御方法。
5. 前記制御メッセージは、前記発電想定時間における前記蓄電池装置に対するユーザ操作を受け付けないように指示するメッセージである、請求項２に記載の電源制御方法。
6. 前記ユーザ操作は、前記蓄電池装置の放電時間を指定する操作である、請求項５に記載の電源制御方法。
7. 前記ユーザ操作は、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流を伴う運転モードを指定する操作である、請求項５に記載の電源制御方法。
8. 前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置から前記蓄電池装置及び前記分散電源が設けられた施設を管理する電力管理サーバに対して、前記電力系統への逆潮流の量の履歴を含むログ情報を送信するステップを備える、請求項１乃至請求項７のいずれかに記載の電源制御方法。
9. 前記ログ情報は、前記施設から前記電力系統への逆潮流の量と、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流の量とを含み、
   前記施設から前記電力系統への逆潮流の量と前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流の量との比較結果に基づいて、前記発電想定時間において蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が行われているか否かを判定するステップを備え、
   前記施設から前記電力系統への逆潮流の量は、電力会社に帰属する電力計によって計測され、
   前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流の量は、前記電力計とは異なる電力計によって計測される、請求項８に記載の電源制御方法。
10. 前記ログ情報は、前記施設から前記電力系統への逆潮流の量を含み、
    所定時間における前記施設から前記電力系統への逆潮流の量に基づいて、前記発電想定時間において蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が行われているか否かを判定するステップを備え、
    前記所定時間は、前記発電想定時間の最初及び最後の少なくとも一方に設けられる時間であり、
    前記施設から前記電力系統への逆潮流の量は、電力会社に帰属する電力計によって計測される、請求項８に記載の電源制御方法。
11. 前記所定時間は、前記施設から前記電力系統への逆潮流の量を前記電力計が集計する周期と同期する、請求項１０に記載の電源制御方法。
12. 前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置から前記蓄電池装置及び前記分散電源が設けられた施設を管理する電力管理サーバに対して、前記蓄電池装置の動作状態の履歴を含むログ情報を送信するステップを備える、請求項１乃至請求項１１のいずれかに記載の電源制御方法。
13. 電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置及び前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源が設けられた施設を管理する電力管理サーバであって、
    前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置に対して制御メッセージを送信する送信部を備え、
    前記送信部は、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が抑制されるように前記制御メッセージを送信する、電力管理サーバ。
14. 電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置及び前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源を制御する制御部を備え、
    前記制御部は、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において、前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流を抑制する、ローカル制御装置。
15. 電力系統への逆潮流が許容された蓄電池装置及び前記電力系統への逆潮流が許容された分散電源が設けられた施設を管理する電力管理サーバと、
    前記蓄電池装置及び前記分散電源を制御するローカル制御装置とを備え、
    前記電力管理サーバは、前記分散電源が発電を行っている発電時間として想定される発電想定時間において前記蓄電池装置から前記電力系統への逆潮流が抑制されるように制御メッセージを前記ローカル制御装置に送信する、電源制御システム。

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