JP2019017154A - 電源管理方法及び電源管理装置 - Google Patents

Abstract

【課題】 施設から電力系統への逆潮流の量を分散電源毎に特定する電源管理方法及び電源管理装置を提供する。【解決手段】 電源管理方法は、施設から電力系統への逆潮流の量を示す情報要素を含むメッセージを第１電力計から受信するステップＡと、２以上の分散電源のそれぞれに前記逆潮流の量を按分するステップＢとを備える。前記２以上の分散電源は、少なくとも、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源を含む。前記ステップＢは、前記定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む。【選択図】 図５

Description

本発明は、電源管理方法及び電源管理装置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の量又は施設から電力系統への逆潮流の量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電源管理装置に対して制御メッセージを送信することによって、潮流の量又は逆潮流の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、２以上の分散電源を施設が有するケースが想定される。このようなケースにおいて、施設から電力系統への逆潮流の量を分散電源毎に特定する必要性がある。

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、施設から電力系統への逆潮流の量を分散電源毎に特定することを可能とする電源管理方法及び電源管理装置を提供することを目的とする。

第１の特徴に係る電源管理方法は、施設から電力系統への逆潮流の量を示す情報要素を含むメッセージを第１電力計から受信するステップＡと、２以上の分散電源のそれぞれに前記逆潮流の量を按分するステップＢとを備える。前記２以上の分散電源は、少なくとも、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源を含む。前記ステップＢは、前記定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む。

第２の特徴に係る電源管理装置は、施設から電力系統への逆潮流の量を示す情報要素を含むメッセージを第１電力計から受信する受信部と、２以上の分散電源のそれぞれに前記逆潮流の量を按分する制御部とを備える。前記２以上の分散電源は、少なくとも、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源を含む。前記制御部は、前記定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む。

一態様によれば、施設から電力系統への逆潮流の量を分散電源毎に特定することを可能とする電源管理方法及び電源管理装置を提供することができる。

図１は、実施形態に係る電源管理システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る施設３００を示す図である。 図３は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。 図４は、実施形態に係るローカル制御装置３６０を示す図である。 図５は、実施形態に係る電源管理方法を示す図である。 図６は、変更例２に係る施設３００を示す図である。 図７は、変更例２に係る電源管理方法を示す図である。 図８は、変更例４に係る施設３００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場合があることは勿論である。

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

図１に示すように、電源管理システム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、リソースアグリゲータなどの事業者によって管理されるサーバである。リソースアグリゲータは、後述するＶＰＰにおいて発電事業者、送配電事業者及び小売事業者などに逆潮流の電力を提供する事業者である。実施形態において、電力管理サーバ２００は、逆潮流の電力の買取エンティティの一例である。

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３６０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、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）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、図２に示すように、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０、燃料電池装置３３０と、負荷機器３４０、ローカル制御装置３６０及び電力計３８０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、所定買取価格が適用される特定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。

ここで、太陽電池装置３１０から出力される電力は、太陽光などの光の受光量によって変動し得る。従って、太陽電池装置３１０の発電効率を考慮した場合には、太陽電池装置３１０から出力される電力は、受光量によって変動し得る可変電力である。

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、所定買取価格が適用されない分散電源の一例であり、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源である。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。

ここで、蓄電池装置３２０の定格電力は、電力そのもの（Ｗ）によって表されてもよく、電圧（Ｖ）及び電流（Ａ）によって表されてもよい。例えば、定格電力は、最小最大放電電力値（Ｗ）によって特定されてもよく、最小最大放電電流値（Ａ）及び定格電圧（Ｖ）によって特定されてもよい。定格電力は、蓄電池装置３２０から出力される電力の履歴の代表値と考えてもよい。代表値は、蓄電池装置３２０から出力される電力の履歴の最大値であってもよく、蓄電池装置３２０から出力される電力の履歴の最小値であってもよく、蓄電池装置３２０から出力される電力の履歴の平均値であってもよい。

燃料電池装置３３０は、燃料を用いて発電を行う分散電源である。燃料電池装置３３０は、所定買取価格が適用されない分散電源の一例であり、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源である。燃料電池装置３３０は、例えば、ＰＣＳ及び燃料電池セルによって構成される。

例えば、燃料電池装置３３０は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ：Ｐｈｏｓｐｈｏｒｉｃ Ａｃｉｄ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ：Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよい。

ここで、燃料電池装置３３０の定格電力は、電力そのもの（Ｗ）によって表されてもよく、電圧（Ｖ）及び電流（Ａ）によって表されてもよい。例えば、定格電力は、定格発電量（Ｗ）によって特定されてもよい。定格電力は、燃料電池装置３３０から出力される電力の履歴の代表値と考えてもよい。代表値は、燃料電池装置３３０から出力される電力の履歴の最大値であってもよく、燃料電池装置３３０から出力される電力の履歴の最小値であってもよく、燃料電池装置３３０から出力される電力の履歴の平均値であってもよい。

実施形態において、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０は、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）に用いられる電源であってもよい。

負荷機器３４０は、電力を消費する機器である。負荷機器３４０は、例えば、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ Ｖｉｓｕａｌ）機器などである。

ローカル制御装置３６０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３６０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く、施設３００に設けられる燃料電池装置３３０の動作状態を制御してもよい。ローカル制御装置３６０の詳細については後述する（図４を参照）。

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３６０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３６０と分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）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。

電力計３８０は、電力系統１１０から施設３００への潮流の量及び施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を計測する第１電力計の一例である。電力計３８０は、例えば、電力会社４００に帰属するスマートメータである。

ここで、電力計３８０は、所定期間（例えば、３０分）毎に、所定期間における潮流又は逆潮流の量（Ｗｈ）を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３８０は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。電力計３８０は、所定期間毎に、所定期間における潮流又は逆潮流の量（Ｗｈ）を示す情報要素を含むメッセージを電力管理サーバ２００に送信してもよい。

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であり、例えば、発電事業者又は送配電事業者である。電力会社４００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティに対して、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３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、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置）の種別、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置）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（Ｗ）、蓄電池装置３２０の定格電力（Ｗ）、燃料電池装置３３０の定格電力（Ｗ）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３６０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３６０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３６０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、制御メッセージの送信によって、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する。制御メッセージは、上述したように、潮流制御メッセージであってもよく、逆潮流制御メッセージであってもよく、電源制御メッセージであってもよい。

（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４に示すように、ローカル制御装置３６０は、第１通信部３６１と、第２通信部３６２と、制御部３６３とを有する。ローカル制御装置３６０は、ＶＥＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）の一例である。

第１通信部３６１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３６１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３６１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３６１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３６２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、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）と通信を行う。第２通信部３６２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３６２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３６２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３６３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３６０に設けられる各構成を制御する。具体的には、制御部３６３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３６３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。

実施形態では、所定買取価格が適用される時間（以下、第１時間）及び所定買取価格が適用されない時間（以下、第２時間）が定められているケースを例示する。第１時間及び第２時間の少なくともいずれか１つは、逆潮流の電力の買取エンティティ（すなわち、電力管理サーバ２００）によって指定される。制御部３６３は、第２時間が指定されずに第１時間が指定される場合であっても、第１時間以外の時間を第２時間と判断してもよい。同様に、制御部３６３は、第１時間が指定されずに第２時間が指定される場合であっても、第２時間以外の時間を第１時間と判断してもよい。

制御部３６３は、第１時間において、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力が逆潮流されないように、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０を制御してもよい。蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力が逆潮流されない制御は、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０の出力電力をゼロにする制御であってもよく、負荷機器３４０の消費電力を超えない範囲で蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０が電力を出力することを許容する制御でもよい。制御部３６３は、第２時間において、太陽電池装置３１０から電力をゼロにする制御を行ってもよい。制御部３６３は、第２時間において、負荷機器３４０の消費電力を超えない範囲で太陽電池装置３１０から電力を出力することを許容する制御を行っていてもよい。第２時間において太陽電池装置３１０から出力される電力が逆潮流の電力に含まれていても、逆潮流の電力に所定買取価格が適用されない。

ここで、第１時間においては、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力が逆潮流されないため、電力計３８０によって計測される逆潮流の量は、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力の量を含まずに、太陽電池装置３１０から出力される電力の量を含むと考えることができる。すなわち、逆潮流の量の内訳が既知である。従って、第１時間における逆潮流の電力に所定買取価格を適用することが可能である。負荷機器３４０の消費電力を超えない範囲で蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０が電力を出力することが許容されるか否かに応じて所定買取価格が異なっていてもよい。

一方で、第２時間においては、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力が混在し得るため、電力計３８０によって計測される逆潮流の量は、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力の量を含み得る。すなわち、逆潮流の量の内訳が未知であるため、逆潮流された電力は、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０のいずれの電源装置から出力された電力であるか区別できない。従って、制御部３６３は、以下に示すように、２以上の分散電源（ここでは、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０）のそれぞれに逆潮流の量を按分する。

具体的には、制御部３６３は、蓄電池装置３２０の定格運転における定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び燃料電池装置３３０の定格運転モードにおける定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を用いて逆潮流の量（ＲＰ）を按分する。

制御部３６３は、蓄電池装置３２０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＢＡＴ）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_ＢＡＴ＝ＣＰ_ＢＡＴ／（ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。同様に、制御部３６３は、燃料電池装置３３０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}＝ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}／（ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。

（電源管理方法）
以下において、実施形態に係る電源管理方法について説明する。図５に示すように、ステップＳ１０において、電力管理サーバ２００は、第１時間及び第２時間の少なくともいずれか１つを指定する情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。

ステップＳ１１において、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量（計測結果）を示す情報要素を含むメッセージを電力計３８０から受信する。

ステップＳ１２において、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量の内訳を特定する。上述したように、第１時間については、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量が太陽電池装置３１０から出力される電力の量であるため、逆潮流の量の内訳を特定することができる。一方で、第２時間については、ローカル制御装置３６０は、定格電力を用いた逆潮流の量の按分によって逆潮流の量の内訳を特定することができる。

ステップＳ１３において、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量の内訳（特定結果）を示す情報要素を含むメッセージを電力管理サーバ２００に送信する。このようなメッセージは、特定結果を示す情報要素に加えて、逆潮流の量を示す情報要素と、逆潮流が行われた時間を示す情報要素を含んでもよい。

ここで、特定結果は、分散電源の種別及び比率で表されてもよい。例えば、第１時間については、特定結果は、太陽電池装置３１０が１００％であるという情報要素でもよい。第２時間については、特定結果は、蓄電池装置３２０が４０％であり、燃料電池装置３３０が６０％であるという情報要素であってもよい。或いは、特定結果は、分散電源の種別及び逆潮流の量で表されてもよい。例えば、第１時間については、特定結果は、太陽電池装置３１０の逆潮流の量がＡＡＷｈ（＝ＲＰ）であるという情報要素でもよい。第２時間については、特定結果は、蓄電池装置３２０の逆潮流の量がＢＢＷｈ（＝ＲＰ_ＢＡＴ）であり、燃料電池装置３３０の逆潮流の量がＣＣＷｈ（＝ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}）であるという情報要素であってもよい。

（作用及び効果）
実施形態では、ローカル制御装置３６０は、蓄電池装置３２０の定格運転における定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び燃料電池装置３３０の定格運転モードにおける定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を用いて逆潮流の量（ＲＰ）を按分する。従って、電力計の設置制約などに起因して電力計の数が制限されているようなケースにおいて逆潮流の量の内訳が不明である場合であっても、施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を分散電源毎に特定することができる。

［変更例１］
以下において、実施形態の変更例１について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について説明する。

実施形態では、逆潮流の内訳を特定する対象時間において、定格電力が出力されている前提で説明した。一方で、変更例１においては、対象時間において定格電力が出力されている定格出力時間が考慮される。

具体的には、ローカル制御装置３６０は、定格出力時間を示す情報要素を含むメッセージを分散電源（蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０）から受信する。定格出力時間を示す情報要素は、対象時間における定格出力時間の時間長（継続時間）を示す情報要素であってもよく、定格出力時間の開始時刻及び終了時刻を示す情報要素であってもよい。

例えば、蓄電池装置３２０については、ローカル制御装置３６０から蓄電池装置３２０に定格電力の出力を指示しても、蓄電池装置３２０の蓄電残量が閾値よりも少なければ、蓄電池装置３２０がローカル制御装置３６０の指示に従わない可能性がある。同様に、燃料電池装置３３０がＰＥＦＣである場合には、ローカル制御装置３６０からＰＥＦＣに定格電力の出力を指示しても、ＰＥＦＣに併設される貯湯タンクの湯温又は湯量が閾値を超えていれば、ＰＥＦＣがローカル制御装置３６０の指示に従わない可能性がある。これらのケースにおいて、定格出力時間を示す情報要素の受信が有用である。一方で、燃料電池装置３３０がＳＯＦＣである場合には、ローカル制御装置３６０からＳＯＦＣに定格電力の出力を指示すれば、ＳＯＦＣがローカル制御装置３６０の指示に従うため、定格出力時間を示す情報要素の受信は省略してもよい。

ここで、ローカル制御装置３６０は、定格出力時間によって、電力（Ｗ）を電力の量（Ｗｈ）に変換する。このような変換が行われる点を除いては、逆潮流の量の按分方法は上述した実施形態と同様である。

［変更例２］
以下において、実施形態の変更例２について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について説明する。

実施形態では、太陽電池装置３１０から出力される電力の量を計測する電力計が設けられていない。これに対して、変更例２では、図６に示すように、太陽電池装置３１０から出力される電力の量を計測する電力計３９１が設けられる。

電力計３９１は、太陽電池装置３１０から出力される電力の量（発電電力量）を計測する。電力計３９１は、例えば、第三者機関によって認証された検定付きメータであってもよい。

ここで、電力計３９１は、所定期間（例えば、３０分）毎に、所定期間における発電電力量（Ｗｈ）を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３９１は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。

ローカル制御装置３６０は、電力計３８０によって計測される逆潮流の量（ＲＰ）から電力計３９１によって計測される発電電力量（Ｐ_ＰＶ）を除算することによって、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から逆潮流される電力の量（ＲＰ_{ＲＥＳＩＤＵＡＬ}）を算出してもよい。

このようなケースにおいて、ローカル制御装置３６０は、蓄電池装置３２０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＢＡＴ）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_ＢＡＴ＝ＣＰ_ＢＡＴ／（ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰ_{ＲＥＳＩＤＵＡＬ}によって表される。同様に、制御部３６３は、燃料電池装置３３０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}＝ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}／（ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰ_{ＲＥＳＩＤＵＡＬ}によって表される。

ここで、変更例２においては、太陽電池装置３１０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＰＶ）は、電力計３９１によって計測される発電電力量（Ｐ_ＰＶ）と同じであると見做されている。従って、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０の三者から出力される電力の量が逆潮流の量に含まれていても、逆潮流の量（ＲＰ）の内訳を特定することができる。

このような観点から、変更例２においては、上述した第１時間及び第２時間が区別されなくてもよい。但し、逆潮流の電力の買取価格の観点では、上述した第１時間及び第２時間が区別されてもよい。

（電源管理方法）
以下において、変更例２に係る電源管理方法について説明する。図７に示すように、ステップＳ２０において、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量（計測結果）を示す情報要素を含むメッセージを電力計３８０から受信する。

ステップＳ２１において、ローカル制御装置３６０は、太陽電池装置３１０から出力される発電電力量（計測結果）を示す情報要素を含むメッセージを電力計３８０から受信する。

ステップＳ２２において、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量の内訳を特定する。上述したように、第１時間については、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量が太陽電池装置３１０から出力される電力の量であるため、逆潮流の量の内訳を特定することができる。一方で、第２時間については、ローカル制御装置３６０は、定格電力を用いた逆潮流の量の按分によって逆潮流の量の内訳を特定することができる。

ステップＳ２３において、ローカル制御装置３６０は、逆潮流の量の内訳（特定結果）を示す情報要素を含むメッセージを電力管理サーバ２００に送信する。このようなメッセージは、特定結果を示す情報要素に加えて、逆潮流の量を示す情報要素と、逆潮流が行われた時間を示す情報要素を含んでもよい。

ここで、特定結果は、分散電源の種別及び比率で表されてもよい。例えば、特定結果は、太陽電池装置３１０が５０％であり、蓄電池装置３２０が３０％であり、燃料電池装置３３０が２０％であるという情報要素であってもよい。或いは、特定結果は、分散電源の種別及び逆潮流の量で表されてもよい。例えば、特定結果は、太陽電池装置３１０の逆潮流の量がＡＡＷｈ（＝Ｐ_ＰＶ）であり、蓄電池装置３２０の逆潮流の量がＢＢＷｈ（＝ＲＰ_ＢＡＴ）であり、燃料電池装置３３０の逆潮流の量がＣＣＷｈ（＝ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}）であるという情報要素であってもよい。

変更例２において、電力計３９１は、太陽電池装置３１０から出力される電力の量を計測するが、これに限定されるものではない。電力計３９１は、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から逆潮流される電力の量を計測してもよい。このようなケースにおいて、太陽電池装置３１０から出力される電力の量は、電力計３８０によって計測される逆潮流の量から電力計３９１によって計測される電力の量を除算した値であると考えてもよい。

変更例２において、定格出力時間は特に考慮されていないが、変更例１と同様に、定格出力時間が考慮されてもよい。

［変更例３］
以下において、実施形態の変更例３について説明する。以下においては、変更例２に対する相違点について説明する。

変更例２では、太陽電池装置３１０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＰＶ）は、電力計３９１によって計測される発電電力量（Ｐ_ＰＶ）と同じであると見做されている。これに対して、変更例３では、発電電力量（Ｐ_ＰＶ）、蓄電池装置３２０の定格運転における定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び燃料電池装置３３０の定格運転モードにおける定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を用いて、逆潮流の量（ＲＰ）が按分される。

ここで、定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）の単位（Ｗ）は、発電電力量（Ｐ_ＰＶ）と比較できるように、発電電力量（Ｐ_ＰＶ）の単位（Ｗｈ）に変換される。例えば、このような変換は、定格電力（Ｗ）×対象時間（ｈ）の式に従って行われる。或いは、発電電力量（Ｐ_ＰＶ）の単位（Ｗｈ）は、定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）と比較できるように、定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）の単位（Ｗ）に変換されてもよい。例えば、このような変換は、発電電力量（Ｗｈ）／対象時間（ｈ）の式に従って行われる。これらの変換は、変更例１のように定格出力時間を用いて行われてもよい。このようなケースにおいて、定格電力（Ｗ）×対象時間（ｈ）の式は、定格電力（Ｗ）×定格出力時間（ｈ）の式に置き換えられる。以下においては、このような前提下において、発電電力量（Ｐ_ＰＶ）、定格電力（ＣＰ_ＢＡＴ）及び定格電力（ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）の単位が揃っているものとして説明を続ける。

このようなケースにおいて、ローカル制御装置３６０は、太陽電池装置３１０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＰＶ）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_ＰＶ＝Ｐ_ＰＶ／（Ｐ_ＰＶ＋ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。同様に、ローカル制御装置３６０は、蓄電池装置３２０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＢＡＴ）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_ＢＡＴ＝Ｐ_ＢＡＴ／（Ｐ_ＰＶ＋ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。同様に、ローカル制御装置３６０は、燃料電池装置３３０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}＝Ｐ_ＰＶ／（Ｐ_ＰＶ＋ＣＰ_ＢＡＴ＋ＣＰ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。

変更例３においては、上述した第１時間及び第２時間が区別されなくてもよい。但し、逆潮流の電力の買取価格の観点では、上述した第１時間及び第２時間が区別されてもよい。

［変更例４］
以下において、実施形態の変更例４について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について説明する。

変更例４においては、図８に示すように、太陽電池装置３１０から出力される電力の量を計測する電力計３９１、蓄電池装置３２０から出力される電力の量を計測する電力計３９２，燃料電池装置３３０から出力される電力の量を計測する電力計３９３が設けられる。

電力計３９１は、太陽電池装置３１０から出力される電力の量（発電電力量Ｐ_ＰＶ）を計測する。電力計３９１は、例えば、第三者機関によって認証された検定付きメータであってもよい。

ここで、電力計３９１は、所定期間（例えば、３０分）毎に、所定期間における発電電力量（Ｗｈ）を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３９１は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。

電力計３９２は、蓄電池装置３２０から出力される電力の量（出力電力量Ｐ_ＢＡＴ）を計測する。電力計３９２は、例えば、第三者機関によって認証された検定付きメータであってもよい。

ここで、電力計３９２は、所定期間（例えば、３０分）毎に、所定期間における出力電力量（Ｗｈ）を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３９２は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。

電力計３９３は、燃料電池装置３３０から出力される電力の量（出力電力量Ｐ_{ＦＣＥＬＬ}）を計測する。電力計３９３は、例えば、第三者機関によって認証された検定付きメータであってもよい。

ここで、電力計３９３は、所定期間（例えば、３０分）毎に、所定期間における出力電力量（Ｗｈ）を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３９３は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。

このようなケースにおいて、ローカル制御装置３６０は、太陽電池装置３１０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＰＶ）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_ＰＶ＝Ｐ_ＰＶ／（Ｐ_ＰＶ＋Ｐ_ＢＡＴ＋Ｐ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。同様に、ローカル制御装置３６０は、蓄電池装置３２０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_ＢＡＴ）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_ＢＡＴ＝Ｐ_ＢＡＴ／（Ｐ_ＰＶ＋Ｐ_ＢＡＴ＋Ｐ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。同様に、ローカル制御装置３６０は、燃料電池装置３３０から出力される電力に起因する逆潮流の量（ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}）を以下の式に従って算出する。このような式は、ＲＰ_{ＦＣＥＬＬ}＝Ｐ_ＰＶ／（Ｐ_ＰＶ＋Ｐ_ＢＡＴ＋Ｐ_{ＦＣＥＬＬ}）×ＲＰによって表される。

変更例４においては、上述した第１時間及び第２時間が区別されなくてもよい。但し、逆潮流の電力の買取価格の観点では、上述した第１時間及び第２時間が区別されてもよい。

［変更例５］
以下において、実施形態の変更例５について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について説明する。

実施形態では、逆潮流の内訳を特定する対象時間において、定格電力が出力されている前提で説明した。一方で、変更例５では、対象時間において定格分散電源（蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）が定格電力の出力を停止するケースを想定する。

変更例５では、定格分散電源が定格電力の出力を停止する場合に、定格分散電源から出力される電力が逆潮流されないように定格分散電源が動作する。定格電力の出力を停止する動作とは、定格電力よりも小さい電力を出力する動作でもよく、電力の出力そのものを停止する動作でもよい。定格分散電源から出力される電力が逆潮流されない動作とは、定格分散電源から出力される電力が負荷機器３４０の消費電力よりも小さい動作でもよい。蓄電池装置３２０が充電動作を行う場合に、蓄電池装置３２０は負荷機器３４０の１つと考えてもよい。

例えば、蓄電池装置３２０は、蓄電池装置３２０の蓄電残量が閾値よりも少なければ、定格電力の出力を停止してもよい。このような場合に、蓄電池装置３２０は、待機動作を行ってもよく、充電動作を行ってもよい。或いは、蓄電池装置３２０は、負荷機器３４０の消費電力に蓄電池装置３２０の出力電力を追従させる負荷追従動作を行ってもよい。

例えば、燃料電池装置３３０がＰＥＦＣである場合には、ＰＥＦＣは、貯湯タンクの湯温又は湯量が閾値を超えていれば、定格電力の出力を停止してもよい。このような場合に、ＰＥＦＣは、発電動作を停止してもよく、負荷追従動作を行ってもよい。燃料電池装置３３０がＳＯＦＣである場合であても、ＳＯＦＣは、ユーザの指示等に従って定格電力の出力を停止してもよい。このような場合に、ＳＯＦＣは、発電動作を停止してもよく、負荷追従動作を行ってもよい。

［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、分散電源として特定分散電源（太陽電池装置３１０）が設けられている。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。分散電源として、特定分散電源が設けられておらず、定格分散電源（蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０）が設けられていてもよい。このようなケースにおいては、上述した第１時間及び第２時間が区別されなくてもよい。

実施形態では、分散電源は、２つの定格分散電源を含むケースを例示した。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。分散電源は、１つの定格分散電源及び特定分散電源を含んでもよい。例えば、変更例３に示したように、１つの定格分散電源が設けられる場合に、定格電力を用いた逆潮流の量の按分が適用されてもよい。

実施形態では、定格分散電源として蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０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。定格分散電源として、２以上の蓄電池装置３２０が設けられていてもよく、２以上の燃料電池装置３３０が設けられていてもよい。このようなケースにおいて、各定格分散電源から出力される電力に起因する逆潮流の電力の買取エンティティは異なっていてもよく、各定格分散電源から出力される電力に起因する逆潮流の電力の買取価格が異なっていてもよい。

実施形態では特に触れていないが、蓄電池装置３２０は、施設３００に設けられる電力線に固定的に接続される蓄電池装置であってもよく、施設３００に設けられる電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置であってもよい。施設３００に設けられる電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置としては、電動車両に設けられる蓄電池装置が考えられる。

実施形態では特に触れていないが、逆潮流の量の按分の対象分散電源は、逆潮流が許可された分散電源である。従って、特定分散電源及び定格分散電源は、逆潮流が許可された分散電源である。言い換えると、逆潮流が許可されていない分散電源については、逆潮流の量の按分の対象分散電源から除外される。

実施形態では、所定買取価格が適用される特定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、所定買取価格は、太陽電池装置３１０から出力される電力に起因する逆潮流の電力に適用される価格である。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。例えば、所定買取価格は、上述した自然エネルギーなどの再生可能エネルギーから生じる電力に適用される価格であってもよい。所定買取価格は、電力を固定価格で買い取る制度である固定価格買取制度（ＦＩＴ；Ｆｅｅｄ−ｉｎ Ｔａｒｉｆｆ）で適用される価格であってもよい。所定買取価格は、定格分散電源から出力される電力に起因する逆潮流の電力に適用される価格よりも高くてもよい。

実施形態では、第１時間及び第２時間の少なくともいずれか１つは、逆潮流の電力の買取エンティティ（すなわち、電力管理サーバ２００）によって指定される。第１時間は、太陽電池装置３１０から電力が出力されると想定される時間であってもよい。例えば、第１時間は、日射量などの天候情報に基づいて定められてもよく、日の出時刻及び日の入り時刻などの時刻情報に基づいて定められてもよい。

実施形態では、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０から出力される電力が逆潮流されない動作について説明した。上述したように、蓄電池装置３２０が充電動作を行う場合に、蓄電池装置３２０は負荷機器３４０の１つと考えてもよい。従って、燃料電池装置３３０から出力される電力が逆潮流されない動作は、燃料電池装置３３０から出力される電力が蓄電池装置３２０に充電される動作を含んでもよい。このようなケースにおいて、燃料電池装置３３０から出力される電力は、蓄電池装置３２０の充電電力及び負荷機器３４０の消費電力を超えなければよい。燃料電池装置３３０から出力される電力が蓄電池装置３２０に充電される場合には、施設３００に設けられる電力線に蓄電池装置３２０が接続される部分よりも電力系統１１０側において、燃料電池装置３３０が施設３００に設けられる電力線に接続されてもよい。

実施形態では特に触れていないが、定格分散電源の定格電力は、経年劣化等の理由から更新されてもよい。具体的には、ローカル制御装置３６０は、定格分散電源の定格電力を示す情報要素を含むメッセージを定格分散電源から受信してもよい。このようなメッセージは、定格分散電源から定期的に送信されてもよく、ローカル制御装置３６０からの要求に応じて送信されてもよい。

実施形態では特に触れていないが、経年劣化等の理由から定格分散電源が定格電力を出力できなくなった場合には、定格分散電源から出力される電力が逆潮流されないように定格分散電源を制御してもよい。

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３６０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３６０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３６０がクラウドサーバを含むと考えてもよい。

実施形態では、逆潮流の量を按分する電源管理装置がローカル制御装置３６０（ＥＭＳ）であるケースを例示した。しかしながら、このような電源管理装置は、施設３００外に設けられるサーバ（例えば、電力管理サーバ２００）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３６０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…電源管理システム、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…燃料電池装置、３４０…負荷、３６０…ローカル制御装置、３６１…第１通信部、３６２…第２通信部、３６３…制御部、３８０…電力計、３９１…電力計、３９２…電力計、３９３…電力計、４００…電力会社

Claims (9)

1. 施設から電力系統への逆潮流の量を示す情報要素を含むメッセージを第１電力計から受信するステップＡと、
   ２以上の分散電源のそれぞれに前記逆潮流の量を按分するステップＢとを備え、
   前記２以上の分散電源は、少なくとも、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源を含み、
   前記ステップＢは、前記定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む、電源管理方法。
2. 前記定格分散電源は、第１定格電力を出力する定格運転モードを有する第１定格分散電源と、第２定格電力を出力する定格運転モードを有する第２定格分散電源とを含み、
   前記ステップＢは、前記第１定格電力及び前記第２定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む、請求項１に記載の電源管理方法。
3. 前記２以上の分散電源は、所定買取価格が適用される特定分散電源を含み、
   前記ステップＢは、前記所定買取価格が適用されない時間において、前記第１定格電力及び前記第２定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む、請求項２に記載の電源管理方法。
4. 前記２以上の分散電源は、所定買取価格が適用される特定分散電源を含み、
   前記特定分散電源から出力される可変電力の量を示す情報要素を含むメッセージを第２電力計から受信するステップＣを備え、
   前記ステップＢは、前記可変電力の量を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む、請求項１乃至請求項３のいずれかに記載の電源管理方法。
5. 前記定格電力が出力されている定格出力時間を示す情報要素を含むメッセージを受信するステップＤを備え、
   前記ステップＢは、前記定格出力時間を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む、請求項１乃至請求項４のいずれかに記載の電源管理方法。
6. 前記２以上の分散電源は、所定買取価格が適用される特定分散電源を含み、
   前記逆潮流の電力の買取エンティティが、前記所定買取価格が適用される時間又は前記所定買取価格が適用されない時間の少なくともいずれか１つを指定するステップＥを備える、請求項１乃至請求項５のいずれかに記載の電源管理方法。
7. 前記定格分散電源が前記定格電力の出力を停止する場合に、前記定格分散電源から出力される電力が逆潮流されないように前記定格分散電源が動作するステップＥを備える、請求項１乃至請求項６のいずれかに記載の電源管理方法。
8. 前記定格分散電源は、前記施設に設けられる電力線に固定的に接続される蓄電池装置、前記電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置及び燃料電池装置の少なくともいずれか１つを含む、請求項１乃至請求項７に記載の電源管理方法。
9. 施設から電力系統への逆潮流の量を示す情報要素を含むメッセージを第１電力計から受信する受信部と、
   ２以上の分散電源のそれぞれに前記逆潮流の量を按分する制御部とを備え、
   前記２以上の分散電源は、少なくとも、定格電力を出力する定格運転モードを有する定格分散電源を含み、
   前記制御部は、前記定格電力を用いて、前記逆潮流の量を按分するステップを含む、電源管理装置。

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