JP2019041345A - 電力管理方法、電力管理装置及び電力管理サーバ - Google Patents

Abstract

【課題】メータと電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを電力管理サーバが把握することを可能とする電力管理方法、電力管理装置及び電力管理サーバを提供する。【解決手段】電力管理方法は、メータから電力管理装置に対して、誤り訂正が適用されない通信方式によって、前記メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを送信するステップと、前記電力管理装置から電力管理サーバに対して、前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを送信するステップと、前記電力管理装置から前記電力管理サーバに対して、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを前記電力管理サーバが判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを送信するステップとを備える。【選択図】 図１２

Description

本発明は、電力管理方法、電力管理装置及び電力管理サーバに関する技術である。

従来、施設に設けられたメータによって計測された電力計測値に基づいて、ユーザに課金する電気料金が決定されている。このようなメータとして、通信機能を有するスマートメータの導入も検討されている（例えば、特許文献１）。メータによって計測された電力計測値は、例えば、電力管理装置を経由して電力管理サーバに送信される。

特開２０１４−１５３３３７号公報

ところで、メータと電力管理装置との間において誤り訂正が適用されない通信方式が採用され、メータと電力管理装置との間の通信に基準エラー率（例えば、所定の長さのパケットに対するＰＥＲ；Ｐａｃｋｅｔ Ｅｒｒｏｒ Ｒａｔｅ）が定められるケースが想定される。

このようなケースにおいて、電力管理サーバは、電力計測値を示す情報要素を含むメッセージを電力管理装置で受信できたか否か（受信成功率）を把握することができる。しかしながら、受信成功率は、メータと電力管理装置との間の通信メッセージの総ビット数（長さ）に依存するため、電力管理サーバは、メータと電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを受信成功率によって判断することができない。

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、メータと電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを電力管理サーバが把握することを可能とする電力管理方法、電力管理装置及び電力管理サーバを提供することを目的とする。

第１特徴に係る電力管理方法は、メータから電力管理装置に対して、誤り訂正が適用されない通信方式によって、前記メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを送信するステップと、前記電力管理装置から電力管理サーバに対して、前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを送信するステップと、前記電力管理装置から前記電力管理サーバに対して、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを前記電力管理サーバが判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを送信するステップとを備える。

第２特徴に係る電力管理装置は、誤り訂正が適用されない通信方式によって、メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを前記メータから受信する受信部と、前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを電力管理サーバに送信する送信部とを備える。前記送信部は、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを前記電力管理サーバが判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを前記電力管理サーバに送信する。

第３特徴に係る電力管理サーバは、誤り訂正が適用されない通信方式によって、メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを前記メータから受信する電力管理装置から、前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを受信する受信部を備える。前記受信部は、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを前記電力管理装置から受信する。

一態様によれば、メータと電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを電力管理サーバが把握することを可能とする電力管理方法、電力管理装置及び電力管理サーバを提供することができる。

図１は、実施形態に係る電力管理システム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、実施形態に係る電力メータ５００を示す図である。 図５は、実施形態に係る通信レイヤの構造を示す図である。 図６は、実施形態に係るＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージを説明する図である。 図７は、実施形態に係る通信メッセージの総ビット数と許容エラー率との関係を示す図である。 図８は、実施形態に係る通信メッセージの再送回数と許容エラー率との関係を示す図である。 図９は、実施形態に係るメッセージの情報要素を示す図である。 図１０は、実施形態に係るメッセージの情報要素を示す図である。 図１１は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。 図１２は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図１３は、実施形態の変更例１に係る電力管理方法を示す図である。 図１４は、実施形態の変更例２に係る電力管理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場合があることは勿論である。

［実施形態］
（電力管理システム）
以下において、実施形態に係る電力管理システムについて説明する。図１に示すように、電力管理システム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に供給される電力の流れを潮流と称し、施設３００から電力系統１１０に供給される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３１０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、潮流量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、逆潮流量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。更に、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、分散電源３１０、負荷３２０、及びローカル制御装置３３０を有する。施設３００には電力メータ５００が設けられる。電力メータ５００は、施設３００内に設けられてもよく、施設３００外に設けられてもよい。

分散電源３１０は、電力を出力する機能及び電力を蓄積する機能の少なくともいずれかを有する機器である。分散電源３１０は、例えば、太陽電池であってもよく、燃料電池であってもよく、蓄電池であってもよい。分散電源３１０は、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）を含んでもよい。分散電源３１０は、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）に用いられる電源であってもよい。

負荷３２０は、電力を消費する機器である。負荷３２０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、分散電源３１０の動作状態を制御してもよく、負荷３２０の動作状態を制御してもよい。ローカル制御装置３３０は、電力管理装置の一例である。ローカル制御装置３３０の詳細については後述する（図３を参照）。

電力メータ５００は、電力系統１１０から施設３００に供給される潮流の量（潮流量）及び施設３００から電力系統１１０に供給される逆潮流の量（逆潮流量）を計測する。電力メータ５００によって計測される値を電力計測値と称する。電力メータ５００は、例えば、電力会社４００に帰属するスマートメータである。電力メータ５００は、電力計測値を含む第１メッセージをローカル制御装置３３０に送信する。電力メータ５００は、周期（例えば、３０分）で第１メッセージをローカル制御装置３３０に送信してもよい。第１メッセージの詳細は後述する。

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。

（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、第１プロトコルに従って通信を行う。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通信部３３２は、通信モジュールによって構成されており、電力メータ５００又は機器（分散電源３１０又は負荷３２０）との通信を行う。通信モジュールは無線通信機を含んでもよい。第２通信部３３２は、第２プロトコルに従って通信を行う。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。例えば、第２通信部３３２は、第２プロトコルに従ってメッセージを電力メータ５００又は機器（分散電源３１０又は負荷３２０）に送信する。第２通信部３３２は、第２プロトコルに従ってメッセージ応答を電力メータ５００又は機器（分散電源３１０又は負荷３２０）から受信する。ここで、第２プロトコルは、通信の上位レイヤにおいて採用されるプロトコルであることを留意すべきである。

制御部３３３は、メモリ及びＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）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、メッセージの送信及び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分散電源に指示する。制御部３３３は、施設３００の電力を管理するために、メッセージの送信及び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、電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを第２通信部３３２が電力メータ５００から受信することによって、制御部３３３は電力メータ５００の電力計測値を取得する。第１通信部３３１は、制御部３３３が取得した電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを電力管理サーバ２００に送信する。第２通信部が周期で第１メッセージを電力メータ５００から受信する場合、第１通信部３３１は、同じ周期で第２メッセージを電力管理サーバ２００に送信してもよい。

ここで、後述するように、第２通信部３３２において第１メッセージの受信が失敗する場合がある。第２通信部３３２において第１メッセージの受信が失敗した場合、制御部３３３は電力メータ５００から電力計測値を取得できない。この場合、第１通信部３３１は、電力計測値を示す情報要素が欠損する第２メッセージを電力管理サーバ２００に送信する。或いは、第１通信部３３１は、電力計測値の取得が失敗した旨を示す情報要素を第２メッセージに含めて送信する。これによって、第２通信部３３２において第１メッセージの受信の失敗は、そのまま、電力管理サーバ２００において電力計測値の取得の失敗に反映される。言い換えれば、電力管理サーバ２００は、第２メッセージの受信状況（例えば、電力計測値の取得失敗率）から、ローカル制御装置３３０（第２通信部３３２）において第１メッセージの受信の失敗率を把握できる。

以下において、電力管理サーバ２００において電力計測値の取得失敗率と、ローカル制御装置３３０において第１メッセージの受信失敗率と、を「実エラー率」と称する。実エラー率の詳細につい後述する。

第２メッセージは、第１通信部３３１が従うプロトコル（例えば、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ２．０）において規定されるメッセージである。第２メッセージの詳細について後述する。

（電力メータ）
以下において、実施形態に係る電力メータについて説明する。図４に示すように、電力メータ５００は、計測部５１０及び通信部５２０を有する。計測部５１０は、各種の電力を計測する。通信部５２０は、通信モジュールによって構成されており、ローカル制御装置３３０（第２通信部３３２）と通信を行う。通信モジュールは無線通信機を含んでもよい。通信部５２０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、通信部５２０は、第２プロトコルに従ってメッセージをローカル制御装置３３０から受信する。通信部５２０は、第２プロトコルに従ってメッセージ応答をローカル制御装置３３０に送信する。通信部５２０は、ローカル制御装置３３０から要求されなくても自律的に電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３３０から要求された場合に電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを送信してもよい。

（電力メータとローカル制御装置との間の通信のレイヤ構造）
以下において、図５を用いて、電力メータ５００とローカル制御装置３３０（第２通信部３３２）との間の通信のレイヤ構造について説明する。

図５に示すように、レイヤ構造は、上位レイヤ及び下位レイヤを含む。レイヤ構造は、更に中位レイヤを含んでもよい。上位レイヤはアプリケーションレイヤを含む。上述したように、上位レイヤにおいて、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルが採用される。上位レイヤはＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅレイヤと称されてもよい。下位レイヤは、ＰＨＹ（Ｐｈｙｓｉｃａｌ）レイヤ及びＭＡＣ（Ｍｅｄｉｕｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｃｏｎｔｒｏｌ）レイヤを含む。ＰＨＹレイヤは、符号化・復号、変調・復調等の処理を行う。ＭＡＣレイヤは、ＡＣＫ（Ａｃｋｎｏｗｌｅｄｇｍｅｎｔ）送信、再送などの処理を行う。中位レイヤは、トランスポートレイヤ（例えば、ＵＤＰ（Ｕｓｅｒ Ｄａｔａｇｒａｍ Ｐｒｏｔｏｃｏｌ）レイヤ及びＴＣＰ（Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｐｒｏｔｏｃｏｌ）レイヤ等）、ネットワークレイヤ（例えば、ＩＰ（Ｉｎｔｅｒｎｅｔ Ｐｒｏｔｏｃｏｌ）レイヤ等）等のレイヤを含む。

実施形態において、下位レイヤは、誤り訂正が適用されない通信方式を採用する。言い換えると、下位レイヤは、誤り訂正が適用されないレイヤである。誤り訂正が適用されない通信方式についての詳細は後述する。

（第１メッセージの送信）
実施形態において、電力メータ５００が送信する第１メッセージは、上位レイヤに属するメッセージである。第１メッセージは、下位レイヤを介してローカル制御装置３３０に送信される。具体的には、図５に示すように、第１に、電力メータ５００の上位レイヤは、第１メッセージに含まれるデータを、電力メータ５００の中位レイヤを介して電力メータ５００の下位レイヤに送られる。第２に、電力メータ５００の下位レイヤは、中位レイヤから受け取ったデータをローカル制御装置３３０の下位レイヤに送る。第３に、ローカル制御装置３３０の下位レイヤは、電力メータ５００の下位レイヤから受け取ったデータを、ローカル制御装置３３０の中位レイヤを介してローカル制御装置３３０の上位レイヤに送る。これによって、ローカル制御装置３３０の上位レイヤは、電力メータ５００の上位レイヤから送信される第１メッセージを受信する。同様に、ローカル制御装置３３０は、上位レイヤに属するメッセージを電力メータ５００に送信する際に、当該メッセージに含まれるデータは、下位レイヤを介して電力メータ５００の上位レイヤに送られる。

（第１メッセージの一例）
以下において、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信の上位レイヤがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルを採用する場合を例に挙げて、第１メッセージについて説明する。この場合、第１メッセージは、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅにおいて規定されるメッセージ（ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージ）である。

ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅにおいて、ローカル制御装置３３０が電力メータ５００から電力計測値を取得することについて次の２つケースが規定される。

ケース（ａ）：ローカル制御装置３３０は、電力計測値を要求するためのＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージ（ＧＥＴコマンド）を電力メータ５００に送信し、その後、要求される電力計測値を示す情報要素を含むＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージ（ＧＥＴ応答コマンド）を電力メータ５００から受信する。

ケース（ｂ）：ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００から自律的に送信される電力計測値を示す情報要素を含むＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージ（ＩＮＦコマンド）を受信する。

ケース（ａ）の場合、第１メッセージはＧＥＴ応答コマンドである。ケース（ｂ）の場合、第１メッセージはＩＮＦコマンドである。

以下において、図６を用いてＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージについて説明する。図６に示すように、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージに含まれるデータは、順次に中位レイヤ（ＵＤＰレイヤ）、下位レイヤ（ＭＡＣレイヤ、ＰＨＹレイヤ）に送られる。ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージに含まれるデータは、各レイヤにおいて当該レイヤ固有の制御情報（ヘッダ、アドレス等）のデータが追加された上で、次のレイヤに送られる。

図６に示すように、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージは、ＥＨＤ（ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ Ｈｅａｄｅｒ）、ＴＩＤ（Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎ ＩＤ）、ＳＥＯＪ（Ｓｏｕｒｃｅ ＥＣＨＯＮＥＴ Ｏｂｊｅｃｔ）、ＤＥＯＪ（Ｄｅｓｔｉｎａｔｉｏｎ ＥＣＨＯＮＥＴ Ｏｂｊｅｃｔ）、ＥＳＶ（ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ Ｓｅｒｖｉｃｅ）、ＥＰＣ（ＥＣＨＯＮＥＴ Ｐｒｏｐｅｒｔｙ Ｃｏｄｅ）、ＰＤＣ（Ｐｒｏｐｅｒｔｙ Ｄａｔａ Ｃｏｕｎｔｅｒ）、及びＥＤＴ（ＥＣＨＯＮＥＴ Ｄａｔａ）等の情報要素を含む。ＴＩＤは、通信において、要求送信側が応答受信時に、自己が送信した要求と受信した応答とをひも付けするための情報要素である。ＳＥＯＪは、送信元ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅオブジェクトを指定する情報要素である。ＤＥＯＪは、相手先ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅオブジェクトを指定する情報要素である。ＥＳＶは、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅサービスを示す情報要素である。ＥＰＣ、ＰＤＣ及びＥＤＴからなる情報要素は、「プロパティ」という情報要素と称されてもよい。１つの「プロパティ」は、電力メータ５００が取得可能な１つの情報要素（例えば、電力メータ５００の電力計測値、電力メータ５００の製造番号、電力メータ５００の対応規格のバージョン等）に対応する。ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージは、複数の「プロパティ」を含んでもよい。ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００に対して要求する情報要素をＧＥＴコマンドの「プロパティ」に含めて送信する。電力メータ５００は、要求される情報要素をＧＥＴ応答コマンドの「プロパティ」に含めて送信する。「プロパティ」情報要素のサイズ（ビット数）は、可変（Ｖａｒｉａｂｌｅ）である。

第１メッセージがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージである場合、第１メッセージの長さは、「プロパティ」情報要素の数及び各「プロパティ」情報要素のサイズに応じて変わり得る。第１メッセージの長さは可変であるため、第１メッセージの送信に付随して下位レイヤにおいて送信するメッセージの長さも可変である。以下において、下位レイヤにおいて送信されるメッセージを下位レイヤメッセージと称する。

（基準エラー率）
以下において、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信の基準エラー率について説明する。上述したように、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信の下位レイヤは、誤り訂正が適用されない通信方式を採用する。誤り訂正の一例としては、前方誤り訂正（ＦＥＣ：Ｆｏｒｗａｒｄ Ｅｒｒｏｒ Ｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎ）が挙げられる。このような通信方式には、通信装置間の通信の基準エラー率、例えば、所定長のパケットに対するパケットエラー率（ＰＥＲ）が定められる。言い換えれば、電力メータ５００の下位レイヤとローカル制御装置３３０の下位レイヤとの間の通信に基準エラー率が定められる。基準エラー率は、通信装置間の通信品質（例えば、電波の受信強度）に応じて定められてもよい。例えば、通信品質の低下に応じて基準エラー率が大きくなるように定められてもよい。このような通信方式の一例は、ＩＥＥＥ ８０２．１５．４ｇ／４ｅの規格に準拠する通信方式である。ＩＥＥＥ ８０２．１５．４ｇ／４ｅの規格では、受信強度が−８８ｄＢｍ以上であり、かつ、パケットの長さが２５０オクテットである場合、ＰＥＲが１０％以下であることが定められる。基準エラー率はＢＥＲ（Ｂｉｔ Ｅｒｒｏｒ Ｒａｔｅ）で決められてもよい。上述のＰＥＲをＢＥＲ（Ｂｉｔ Ｅｒｒｏｒ Ｒａｔｅ）に換算する場合、ＢＥＲが５．３×１０＾−５以下である。

基準エラー率は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が正常か否かを判断する基準である。基準エラー率を満たさない場合、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が異常と判断され、ひいては、ローカル制御装置３３０が属する施設３００に異常状況があると判断される。施設３００の状況を正確に把握するために、施設３００を管理する電力管理サーバ２００は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する必要がある。

ここで、上述したように、ローカル制御装置３３０において第１メッセージの受信の失敗が、そのまま、電力管理サーバ２００において電力計測値の取得の失敗に反映されるため、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０において第１メッセージの受信の失敗率（実エラー率）を把握できる。

上述したように、第１メッセージは下位レイヤを介して送信され、かつ、下位レイヤは、誤り訂正が適用されない通信方式を採用するため、第１メッセージの送信に付随して通信する下位レイヤメッセージのビット数は、第１メッセージの受信の失敗率に影響し、ひいては、電力管理サーバ２００が把握した失敗率（実エラー率）にも影響する。

このように、電力管理サーバ２００が把握した失敗率（実エラー率）は、下位レイヤメッセージのビット数に依存するため、この失敗率のみから、電力管理サーバ２００は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断できない。

従って、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が正常か否か（すなわち、通信が基準エラー率を満たしているか否か）を電力管理サーバ２００が判断できるようにするために、ローカル制御装置３３０において第１メッセージの受信失敗がどの程度で許容されるかを表す許容エラー率を、電力管理サーバ２００によって把握される必要がある。

実施形態において、ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する指標を電力管理サーバ２００に送信する。指標は、電力メータ５００からローカル制御装置３３０へ送信する第１メッセージに付随する通信メッセージの実エラー率が許容エラー率を満たしているか否か判断する指標である。ここで、通信メッセージは、下位レイヤにおいて通信する下位レイヤメッセージである。通信メッセージの詳細について後述する。

（許容エラー率）
以下において、許容エラー率について説明する。実施形態において、許容エラー率は、第１メッセージに付随する通信メッセージの総ビット数及び上述の基準エラー率に基づいて定められる。ここで、「第１メッセージに付随する通信メッセージ」とは、電力メータ５００からローカル制御装置３３０への第１メッセージの送信に付随して、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の下位レイヤにおいて送受信される下位レイヤメッセージである。

実施形態において、ローカル制御装置３３０（制御部３３３）は、通信メッセージの総ビット数と、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信の基準エラー率と、に基づいて許容エラー率を決定する。通信メッセージの総ビット数は、通信メッセージに含まれる各下位レイヤメッセージのビット数の総和である。図６に示すように、下位レイヤメッセージのビット数は、当該下位レイヤメッセージに対応するＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージに含まれる「プロパティ」情報要素の数及び各「プロパティ」情報要素のサイズに応じて変わり得る。

以下において、通信メッセージに含まれる下位レイヤメッセージの具体例について説明する。第１メッセージがＧＥＴ応答コマンドであるケース（上述のケース（ａ））において、通信メッセージは、次の３つの下位レイヤメッセージを含む。１）ローカル制御装置３３０が電力メータ５００に送信するＧＥＴコマンドに含まれるデータを含むメッセージ。２）ＧＥＴコマンドの受信に応じて電力メータ５００がローカル制御装置３３０に送信するＭＡＣ ＡＣＫメッセージ。３）電力メータ５００がローカル制御装置３３０に送信するＧＥＴコマンド応答に含まれるデータを含むメッセージ。第１メッセージがＩＮＦコマンドであるケース（上述のケース（ｂ））において、通信メッセージは、次の１つの下位レイヤメッセージを含む。１）電力メータ５００がローカル制御装置３３０に送信するＩＮＦコマンドに含まれるデータを含むメッセージ。

ローカル制御装置３３０は、次の方法で通信メッセージの総ビット数を決定する。第１に、ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００から電力計測値を取得するためのＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅメッセージの種類、すなわち、第１メッセージがＧＥＴコマンド応答であるかＩＮＦコマンドであるかを決定する。第２に、ローカル制御装置３３０は、第１メッセージにおける「プロパティ」情報要素の数及び各「プロパティ」情報要素のサイズを決定する。第３に、ローカル制御装置３３０は、第１メッセージに付随する通信メッセージに含まれるべき下位レイヤメッセージを決定する。第４に、ローカル制御装置３３０は、通信メッセージに含まれる各下位レイヤメッセージのビット数を決定し、各下位レイヤメッセージのビット数の総和を決定する。

図７は、基準エラー率がＢＥＲ＜５．３×１０＾−５以下であると定められる場合において、総ビット数と許容エラー率との関係を示す図である。図７に示すように、総ビット数の増加に応じて許容エラー率が減少する。総ビット数は８００（１００オクテット）である場合、許容エラー率は約４％であり、総ビット数は２０００（２５０オクテット）である場合、許容エラー率は約１０％である。

電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信に再送制御が採用される場合、制御部３３３は、通信メッセージの再送回数を考慮して許容エラー率を決定してもよい。図８は、通信メッセージの総ビット数が２０００（２５０オクテット）であると定められる場合において、通信メッセージの再送回数と許容エラー率との関係を示す図である。図８に示すように、再送回数の増加に応じて許容エラー率が減少する。

（実エラー率）
実施形態において、実エラー率は、ローカル制御装置３３０（制御部３３３）によって算出されてもよい。ローカル制御装置３３０は、第１メッセージに付随する通信メッセージの通信に失敗した回数（通信失敗回数）と、通信メッセージの通信の総回数（総通信回数）との比率を実エラー率として算出する。

総通信回数は、通信メッセージに含まれる最初に送信する下位レイヤメッセージの送信回数でカウントされる。上述のケース（ａ）において、ローカル制御装置３３０の下位レイヤが、ＧＥＴコマンドに含まれるデータを含む下位レイヤメッセージを送信する度に、総通信回数は１つ増加する。上述のケース（ｂ）において、ローカル制御装置３３０の下位レイヤが、ＩＮＦコマンドに含まれるデータを含む下位レイヤメッセージを受信する度に、総通信回数は１つ増加する。なお、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信に再送制御が採用される場合、再送制御による同じ下位レイヤメッセージの送信は、総受信回数としてカウントされないことを留意すべきである。

通信メッセージの通信に失敗することとは、当該通信メッセージに含まれる少なくとも１つの下位レイヤメッセージの受信が失敗することを意味する。１つの下位レイヤメッセージの全てのビットがエラーなく成功に受信される場合は、当該下位レイヤメッセージの通信が成功するとみなす。そうでない場合は、当該下位レイヤメッセージの通信が失敗するとみなす。なお、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信に再送制御が採用される場合、再送制御による下位レイヤメッセージの受信が成功する場合、当該下位レイヤメッセージの受信が成功するとみなす。

実施形態において、ローカル制御装置３３０（制御部３３３）は、許容エラー率と実エラー率とを比較する。ローカル制御装置３３０は、実エラー率が許容エラー率よりも大きいと判断した場合、実エラー率を減らすために、通信メッセージの総ビット数を減らしてもよい。ローカル制御装置３３０は、「プロパティ」情報要素の数、各「プロパティ」情報要素のサイズ等を調整することによって、通信メッセージの総ビット数を減らす。例えば、ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００に対して送信するＧＥＴコマンドに含まれる「プロパティ」の数を減らすことによって、通信メッセージの総ビット数を減らす。

実施形態において、実エラー率は、電力管理サーバ２００によって算出されてもよい。例えば、電力管理サーバ２００は、電力計測値の取得が失敗した旨を示す第２メッセージの受信の回数と、第２メッセージの受信の総回数と、の比率を実エラー率として算出する。

（第２メッセージ）
実施形態において、ローカル制御装置３３０（第１通信部３３１）は、電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを電力管理サーバ２００に送信する。ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する指標を示す情報要素を電力管理サーバ２００に送信する。ここで、ローカル制御装置３３０は、指標を示す情報要素を第２メッセージに含めて送信してもよいし、指標を示す情報要素を別のメッセージ（第３メッセージ）に含めて送信してもよい。

指標は、上述のように、実エラー率が許容エラー率を満たしているか否かを判断する指標である。

指標を示す情報要素は、許容エラー率に対する実エラー率の相対値を示す情報要素を含んでもよい。相対値は、許容エラー率と実エラー率との大小関係であってもよい。相対値は、許容エラー率と実エラー率との乖離度合いであってもよい。

指標を示す情報要素は、許容エラー率を示す情報要素を含んでもよい。指標を示す情報要素は、実エラー率を示す情報要素を含んでもよい。指標を示す情報要素は、通信メッセージの総ビット数を示す情報要素を含んでもよい。指標を示す情報要素は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信品質を示す情報要素を含んでもよい。指標を示す情報要素は、通信メッセージの再送回数を示す情報要素を含んでもよい。

ローカル制御装置３３０は、電力管理サーバ２００からの要求に応じて指標を示す情報要素を第２メッセージに含めて送信してもよい。電力管理サーバ２００から要求されなくても自律的に指標を示す情報要素を第２メッセージに含めて送信してもよい。

実施形態において、ローカル制御装置３３０と電力管理サーバ２００との間の通信が従う第１プロトコルは、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ２．０に準拠するプロトコルである。第２メッセージは、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ２．０において規定されるメッセージ（例えば、ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔ）である。

図９は、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ２．０において規定されるｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに含まれる情報要素を示す図である。指標を示す情報要素は、ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔの“ｃｏｎｆｉｄｅｎｃｅ”又は“ｏａｄｒＤａｔａＱｕａｌｉｔｙ”に含まれてもよい。“ｃｏｎｆｉｄｅｎｃｅ”は、許容エラー率と実エラー率との乖離度合いを示す情報要素を含んでもよい。“ｃｏｎｆｉｄｅｎｃｅ”は、許容エラー率を示す情報要素を含んでもよい。許容エラー率と実エラー率との大小関係を示す情報要素が“ｏａｄｒＤａｔａＱｕａｌｉｔｙ”に含まれてもよい。“ｏａｄｒＤａｔａＱｕａｌｉｔｙ”の値は文字列であり、その具体例は図１０に示される。ここで、“Ｑｕａｌｉｔｙ Ｂａｄ−Ｎｏｎ Ｓｐｅｃｉｆｉｃ”は、「実エラー率＞許容エラー率」を示してもよい。“Ｑｕａｌｉｔｙ Ｇｏｏｄ−Ｎｏｎ Ｓｐｅｃｉｆｉｃ”は、「実エラー率＜許容エラー率」を示してもよい。“Ｑｕａｌｉｔｙ Ｌｉｍｉｔ−Ｆｉｅｌｄ／Ｎｏｔ”は、「実エラー率＝許容エラー率」を示してもよい。

（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１１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の種別、施設３００に設けられる分散電源のスペックなどである。スペックは、分散電源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る。通信部２２０は、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Ｏｐｅｎ ＡＤＲ２．０に準拠するプロトコルに従って通信を行う。

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３３０に対して、施設３００に設けられる分散電源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。

実施形態において、通信部２２０は、電力メータ５００の電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージ（ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔ）をローカル制御装置３３０から受信する。通信部２２０は、電力メータ５００の電力計測値を取得するために、ローカル制御装置３３０に対して、当該電力計測値を要求する要求メッセージを送信してもよい。

通信部２２０は、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージ（ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔ）をローカル制御装置３３０から受信してもよい。通信部２２０は、指標を取得するために、ローカル制御装置３３０に対して、指標を要求する要求メッセージを送信してもよい。

実施形態において、制御部２３０は、指標を示す情報要素に基づいて、施設３００の潮流量、施設３００の逆潮流量、及び、施設３００に設けられる分散電源３１０の少なくともいずれか１つを制御する。制御部２３０は、指標を示す情報要素に基づいて、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしていないと判断した場合、制御部２３０は、当該ローカル制御装置３３０が属する施設３００に異常状況があると決定する。制御部２３０は、異常状況があると判断された施設３００に関する情報を管理部２１０に格納する。電力管理サーバ２００が上位サーバから潮流量の制御に関する要請を受信する場合、制御部２３０は、制御すべき潮流量を各施設３００（３００Ａ〜３００Ｂ）に割り当てる。制御部２３０は、管理部２１０各施設３００の異常状況に応じて割り当てを行う。例えば、制御部２３０は、異常状況があると判断された施設３００に対する割り当てを行わない制御を行う。或いは、制御部２３０は、異常状況があると判断された施設３００に対して割り当て量を減少する制御を行う。制御部２３０は、異常状況があると判断された施設３００に設けられるローカル制御装置３３０に対して、潮流量を減少するよう指示する制御メッセージを送信する。ここで、潮流量を逆潮流量に読み替えてもよい。

（電力管理方法）
以下において、実施形態に係る電力管理方法について説明する。

図１２に示すように、ステップＳ１００において、ローカル制御装置３３０は、ｏａｄｒＲｅｇｉｓｔｅｒＲｅｐｏｒｔを電力管理サーバ２００に送信する。ｏａｄｒＲｅｇｉｓｔｅｒＲｅｐｏｒｔは、ローカル制御装置３３０が対応する報告機能の一覧を示す情報を含む。

ステップＳ１０１において、電力管理サーバ２００は、ｏａｄｒＲｅｇｉｓｔｅｒｅｄＲｅｐｏｒｔをローカル制御装置３３０に送信する。ｏａｄｒＲｅｇｉｓｔｅｒｅｄＲｅｐｏｒｔは、ｏａｄｒＲｅｇｉｓｔｅｒＲｅｐｏｒｔに対する応答である。

ステップＳ１０２において、電力管理サーバ２００は、ｏａｄｒＣｒｅａｔｅＲｅｐｏｒｔをローカル制御装置３３０に送信する。ｏａｄｒＣｒｅａｔｅＲｅｐｏｒｔは、要求メッセージの一例であり、電力管理サーバ２００が要求する情報要素を含む。ここで、電力管理サーバ２００は、電力メータ５００によって計測される電力計測値を要求する。

ステップＳ１０３において、ローカル制御装置３３０は、ｏａｄｒＣｒｅａｔｅｄＲｅｐｏｒｔを電力管理サーバ２００に送信する。ｏａｄｒＣｒｅａｔｅｄＲｅｐｏｒｔは、ｏａｄｒＣｒｅａｔｅＲｅｐｏｒｔに対する応答である。

ステップＳ１０４において、ローカル制御装置３３０は、許容エラー率を決定する。具体的には、第１に、ローカル制御装置３３０は、前述した方法で通信メッセージの総ビット数を決定する。第２に、ローカル制御装置３３０は、総ビット数と基準エラー率とに基づいて許容エラー率を決定する。基準エラー率が通信品質に応じて定められる場合、ローカル制御装置３３０は、電力メータ５００との通信品質を測定し、通信品質に応じて基準エラー率を決定してもよい。

ステップＳ１０５において、ローカル制御装置３３０は、ＧＥＴコマンドを電力メータ５００に送信する。ステップＳ１０６において、電力メータ５００は、ＧＥＴ応答コマンドをローカル制御装置３３０に送信する。ステップＳ１０５〜ステップＳ１０６は、複数回行われる。なお、ローカル制御装置３３０がＩＮＦコマンドによって電力メータ５００から電力計測値を取得する場合、ステップＳ１０５は省略し、ステップＳ１０６において、電力メータ５００は、ＩＮＦコマンドをローカル制御装置３３０に送信する。

ステップＳ１０７において、ローカル制御装置３３０は、許容エラー率に対する実エラー率の相対値を決定する。ここで、ローカル制御装置３３０は、上述したように、通信メッセージの通信失敗回数と、通信メッセージの通信の総通信回数との比率を実エラー率として算出する。その後、ローカル制御装置３３０は、許容エラー率に対する実エラー率の相対値を決定する。相対値は、許容エラー率と実エラー率との大小関係であってもよい。相対値は、許容エラー率と実エラー率との乖離度合いであってもよい。

ステップＳ１０８において、ローカル制御装置３３０は、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを電力管理サーバ２００に送信する。ここで、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、電力計測値を示す情報要素と、許容エラー率に対する実エラー率の相対値を示す情報要素と、を含む。

ステップＳ１０９において、電力管理サーバ２００は、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅｄＲｅｐｏｒｔをローカル制御装置３３０に送信する。ＯａｄｒＵｐｄａｔｅｄＲｅｐｏｒｔは、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに対する応答である。

ステップＳ１１０において、電力管理サーバ２００は、許容エラー率に対する実エラー率の相対値に基づいて、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する。判断の結果に応じて、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０が属する施設３００に異常状況があるか否かを決定する。例えば、実エラー率が許容エラー率よりも大きい場合、電力管理サーバ２００は、施設３００に異常状況があると決定する。

ステップＳ１１１において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ１１０における決定に応じて制御メッセージをローカル制御装置３３０に送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、施設３００に異常状況があると決定した場合、電力管理サーバ２００は、施設３００の潮流量を減少するよう指示する制御メッセージをローカル制御装置３３０に送信する。

（作用及び効果）
実施形態によれば、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する指標を電力管理サーバ２００に送信される。このような構成によれば、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０が属する施設に異常状況があるか否かを把握しているため、異常である施設に対して適切な電力制御を行うことができる。

［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主として説明する。

具体的には、実施形態では、実エラー率と許容エラー率との比較はローカル制御装置３３０によって行われる。これに対して、変更例１では、実エラー率と許容エラー率との比較は電力管理サーバ２００によって行われる。実施形態では、ローカル制御装置３３０から電力管理サーバ２００に送信するｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、許容エラー率に対する実エラー率の相対値を含む。これに対して、変更例１では、ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、許容エラー率を含む。

（電力管理方法）
以下において、変更例１に係る電力管理方法について説明する。図１３は、変更例１に係る電力管理方法を示す図である。

ステップＳ２００〜ステップＳ２０４における動作は、実施形態のステップＳ１００〜ステップＳ１０４における動作と同じであるため、説明を省略する。

ステップＳ２０５において、ローカル制御装置３３０は、ＧＥＴコマンドを電力メータ５００に送信する。ステップＳ２０６において、電力メータ５００は、ＧＥＴ応答コマンドをローカル制御装置３３０に送信する。なお、ローカル制御装置３３０がＩＮＦコマンドによって電力メータ５００から電力計測値を取得する場合、ステップＳ２０５は省略し、ステップＳ２０６において、電力メータ５００は、ＩＮＦコマンドをローカル制御装置３３０に送信する。

ステップＳ２０７において、ローカル制御装置３３０は、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを電力管理サーバ２００に送信する。ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、電力計測値を示す情報要素と、許容エラー率を示す情報要素とを含む。ステップＳ２０５〜ステップＳ２０７は複数回行われる。ステップ２０４において決定した許容エラー率が変わらない場合、１回目のＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに許容エラー率が含まれれば、以降のＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに許容エラー率が含まれなくてもよい。また、上述したように、ローカル制御装置３３０は、通信メッセージの総ビット数を変更できるため、通信メッセージの総ビット数の変更に応じて、ローカル制御装置３３０は、変更後の許容エラー率を含むＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを送信してもよい。

ステップＳ２０６においてＧＥＴ応答コマンド（又はＩＮＦコマンド）の受信が成功した場合、ステップＳ２０７においてローカル制御装置３３０は、当該ＧＥＴ応答コマンド（又はＩＮＦコマンド）に含まれる電力計測値をＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに含めて送信する。ステップＳ２０６においてＧＥＴ応答コマンド（又はＩＮＦコマンド）の受信が失敗した場合、ステップＳ２０７においてローカル制御装置３３０は、電力計測値の取得が失敗した旨を示す情報をＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに含めて送信する。

ステップＳ２０８において、電力管理サーバ２００は、許容エラー率と実エラー率とを比較する。具体的には、第１に、電力管理サーバ２００は、電力計測値の取得が失敗した旨を示すＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔの受信の回数と、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔの受信の総回数と、の比率を実エラー率として算出する。例えば、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを１００回受信し、そのうち、電力計測値の取得が失敗した旨を示すＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔが１０回受信した場合、実エラー率は１０％である。第２に、電力管理サーバ２００は、許容エラー率と実エラー率とを比較する。

ステップＳ２０９において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ２０８における比較の結果に基づいて、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する。ここで、判断の結果に応じて、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０が属する施設３００に異常状況があるか否かを決定する。例えば、実エラー率が許容エラー率よりも大きい場合、電力管理サーバ２００は、施設３００に異常状況があると決定する。

ステップＳ２１０において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ２０９における決定に応じて制御メッセージをローカル制御装置３３０に送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、施設３００に異常状況があると決定した場合、電力管理サーバ２００は、施設３００の潮流量を減少するよう指示する制御メッセージをローカル制御装置３３０に送信する。

［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、実施形態の変更例１に対する相違点について主として説明する。

具体的には、実施形態の変更例１では、許容エラー率はローカル制御装置３３０によって決定される。これに対して、変更例２では、許容エラー率は電力管理サーバ２００によって決定される。変更例１では、ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、許容エラー率を含む。これに対して、変更例２では、ｏａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、許容エラー率に関するパラメータを含む。

（電力管理方法）
以下において、変更例２に係る電力管理方法をについて説明する。図１４は、変更例２に係る電力管理方法を示す図である。

ステップＳ３００〜ステップＳ３０３における動作は、変更例１のステップＳ２００〜ステップＳ２０３における動作と同じであるため、説明を省略する。

ステップＳ３０４において、ローカル制御装置３３０は、許容エラー率に関するパラメータを決定する。許容エラー率に関するパラメータは、通信メッセージの総ビット数と、基準エラー率とを含む。ローカル制御装置３３０は、前述の方法で通信メッセージの総ビット数を決定する。電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信品質に応じて基準エラー率が定められる場合、許容エラー率に関するパラメータは、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信品質（例えば、ローカル制御装置３３０が測定する電力メータ５００からの電波の強度）を含んでもよい。

ステップＳ３０５において、ローカル制御装置３３０は、ＧＥＴコマンドを電力メータ５００に送信する。ステップＳ３０６において、電力メータ５００は、ＧＥＴ応答コマンドをローカル制御装置３３０に送信する。なお、ローカル制御装置３３０がＩＮＦコマンドによって電力メータ５００から電力計測値を取得する場合、ステップＳ３０５は省略し、ステップＳ３０６において、電力メータ５００は、ＩＮＦコマンドをローカル制御装置３３０に送信する。

ステップＳ３０７において、ローカル制御装置３３０は、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを電力管理サーバ２００に送信する。ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔは、電力計測値を示す情報要素と、許容エラー率に関するパラメータを示す情報要素とを含む。ここで、ステップＳ３０５〜ステップＳ３０７は複数回行われる。１回目のＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに許容エラー率に関するパラメータが含まれれば、以降のＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに許容エラー率に関するパラメータが含まれなくてもよい。また、許容エラー率に関するパラメータの変更（例えば、通信品質の変更、通信メッセージの総ビット数の変更等）に応じて、ローカル制御装置３３０は、変更後のパラメータを含むＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを送信してもよい。

ステップＳ３０６においてＧＥＴ応答コマンド（又はＩＮＦコマンド）の受信が成功した場合、ステップＳ３０７においてローカル制御装置３３０は、当該ＧＥＴ応答コマンド（又はＩＮＦコマンド）に含まれる電力計測値をＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに含めて送信する。ステップＳ３０６においてＧＥＴ応答コマンド（又はＩＮＦコマンド）の受信が失敗した場合、ステップＳ３０７においてローカル制御装置３３０は、電力計測値の取得が失敗した旨を示す情報をＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔに含めて送信する。

ステップＳ３０８において、電力管理サーバ２００は、許容エラー率と実エラー率とを比較する。具体的には、第１に、電力管理サーバ２００は、ローカル制御装置３３０から受信した許容エラー率に関するパラメータに基づいて許容エラー率を決定する。第２に、電力管理サーバ２００は、電力計測値の取得が失敗した旨を示すＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔの受信の回数と、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔの受信の総回数と、の比率を実エラー率として算出する。例えば、ＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔを１００回受信し、そのうち、電力計測値の取得が失敗した旨を示すＯａｄｒＵｐｄａｔｅＲｅｐｏｒｔが１０回受信した場合、実エラー率は１０％である。第３に、電力管理サーバ２００は、許容エラー率と実エラー率とを比較する。

ステップＳ３０９〜ステップＳ３１０における動作は、変更例１のステップＳ２０９〜ステップＳ２１０における動作と同じであるため、説明を省略する。

［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。

実施形態では特に触れていないが、電力メータ５００とローカル制御装置３３０との間の通信の上位レイヤ及び／又は中位レイヤは、誤り訂正が適用されてもよい。この場合、許容エラー率は、更に、上位レイヤに適用される誤り訂正に関するパラメータ（例えば、誤り訂正の精度、誤りの訂正率等）及び／又は中位レイヤに適用される誤り訂正に関するパラメータ（例えば、誤り訂正の精度、誤りの訂正率等）によって決定される。ローカル制御装置３３０は、これらのパラメータを示す情報要素を電力管理サーバ２００に送信してもよい。

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。

上述した各電力管理方法において、必ずしも全ての動作が必須の構成ではない。例えば、各電力管理方法において、一部の動作のみが実行されてもよい。

上述した実施形態では特に触れていないが、上述した各ノード（電力メータ５００、ローカル制御装置３３０、及び電力管理サーバ２００）のいずれかが行う各処理をコンピュータに実行させるプログラムが提供されてもよい。プログラムは、コンピュータ読取り可能媒体に記録されていてもよい。コンピュータ読取り可能媒体を用いれば、コンピュータにプログラムをインストールすることが可能である。ここで、プログラムが記録されたコンピュータ読取り可能媒体は、非一過性の記録媒体であってもよい。非一過性の記録媒体は、特に限定されるものではないが、例えば、ＣＤ−ＲＯＭやＤＶＤ−ＲＯＭ等の記録媒体であってもよい。

各ノードのいずれかが行う各処理を実行するためのプログラムを記憶するメモリ、及びメモリに記憶されたプログラムを実行するプロセッサによって構成されるチップが提供されてもよい。

１００…電力管理システム、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…分散電源、３２０…負荷、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、５００…電力メータ、５１０…計測部、５２０…通信部

Claims (16)

1. メータから電力管理装置に対して、誤り訂正が適用されない通信方式によって、前記メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを送信するステップと、
   前記電力管理装置から電力管理サーバに対して、前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを送信するステップと、
   前記電力管理装置から前記電力管理サーバに対して、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを前記電力管理サーバが判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを送信するステップとを備える、電力管理方法。
2. 前記指標は、前記第１メッセージに付随する通信メッセージの実エラー率が許容エラー率を満たしているか否かを前記電力管理サーバが判断する指標であり、
   前記許容エラー率は、前記通信メッセージの総ビット数及び前記基準エラー率に基づいて定められる、請求項１に記載の電力管理方法。
3. 前記指標を示す情報要素は、前記許容エラー率に対する前記実エラー率の相対値を示す情報要素の少なくともいずれか１つを含む、請求項２に記載の電力管理方法。
4. 前記相対値は、前記許容エラー率と前記実エラー率との大小関係である、請求項３に記載の電力管理方法。
5. 前記相対値は、前記許容エラー率と前記実エラー率との乖離度合いである、請求項３に記載の電力管理方法
6. 前記指標を示す情報要素は、前記許容エラー率を示す情報要素を含む、請求項２乃至請求項５のいずれかに記載の電力管理方法。
7. 前記指標を示す情報要素は、前記実エラー率を示す情報要素を含む、請求項６に記載の電力管理方法。
8. 前記許容エラー率は、前記通信メッセージの再送回数に基づいて定められる、請求項２乃至請求項７のいずれかに記載の電力管理方法。
9. 前記基準エラー率は、前記メータと前記電力管理装置との間の通信品質に応じて定められており、
   前記許容エラー率は、前記通信品質に基づいて定められる、請求項２乃至請求項８のいずれかに記載の電力管理方法。
10. 前記指標を示す情報要素は、前記通信メッセージの総ビット数を示す情報要素を含む、請求項２乃至請求項７のいずれかに記載の電力管理方法。
11. 前記指標を示す情報要素は、前記通信メッセージの再送回数を含む、請求項１０に記載の電力管理方法。
12. 前記許容エラー率は、前記メータと前記電力管理装置との間の通信品質に応じて定められており、
    前記指標を示す情報要素は、前記通信品質を示す情報要素を含む、請求項１０又は請求項１１に記載の電力管理方法。
13. 前記電力管理サーバが、前記指標を示す情報要素に基づいて、電力系統から施設に供給される潮流量、前記施設から前記電力系統に供給される逆潮流量、及び、前記施設に設けられる分散電源の少なくともいずれか１つを制御するステップを備える、請求項１乃至請求項１２のいずれかに記載の電力管理方法。
14. 前記電力管理装置が、前記実エラー率に基づいて、前記通信メッセージの総ビット数を変更するステップを備える、請求項１乃至請求項１３のいずれかに記載の電力管理方法。
15. 電力管理装置であって、
    誤り訂正が適用されない通信方式によって、メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを前記メータから受信する受信部と、
    前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを電力管理サーバに送信する送信部とを備え、
    前記送信部は、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを前記電力管理サーバが判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを前記電力管理サーバに送信する、電力管理装置。
16. 誤り訂正が適用されない通信方式によって、メータによって計測される電力計測値を示す情報要素を含む第１メッセージを前記メータから受信する電力管理装置から、前記電力計測値を示す情報要素を含む第２メッセージを受信する受信部を備え、
    前記受信部は、前記メータと前記電力管理装置との間の通信が基準エラー率を満たしているか否かを判断する指標を示す情報要素を含む第３メッセージを前記電力管理装置から受信する、電力管理サーバ。

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