JP5872352B2 - エネルギー管理システム、エネルギー管理方法及び分散電源 - Google Patents

Description

本発明は、分散電源及び蓄電装置を備えるエネルギー管理システム、及び、エネルギー管理システムで用いられるエネルギー管理方法及び分散電源に関する。

近年、分散電源及び蓄電装置を有するエネルギー管理システムにおいて、分散電源及び蓄電装置を制御する技術が提案されている（例えば、特許文献１）。分散電源は、例えば、燃料電池のように、燃料ガスを利用して電力を出力する装置である。蓄電装置は、例えば、二次電池などのように、電力を蓄積する装置である。

ここで、分散電源は、系統と分散電源とを接続する電力線上に設けられた電流計によって検出された値（目標電力）に分散電源から出力される電力が追従するように制御される（負荷追従制御）。

このようなケースにおいて、系統から供給される電力の購入単価が安い夜間等において、系統から供給される電力を蓄電装置に蓄電するために、分散電源の制御に用いる電流計は、蓄電装置と電力線との接続点よりも下流（系統から離れた側）に設けられる。これによって、蓄電装置に蓄積する電力が分散電源の負荷追従制御の目標電力に加味されない。従って、蓄電装置の蓄電を行う場合に、分散電源から出力される電力ではなくて、系統から供給される電力が蓄電装置に蓄積される。

特開２００７−１０４７７５号公報 特開２００５−１４３２１８号公報

しかしながら、分散電源の制御に用いる電流計が蓄電装置と電力線との接続点よりも下流（系統から離れた側）に設けられている場合には、系統から供給される電力の購入単価が高い昼間等において、蓄電装置を制御するための制御電力が分散電源の負荷追従制御の目標電力に加味されない。従って、このような時間帯（例えば、昼間）において、蓄電装置の蓄電を行わないように蓄電装置を制御したとしても、蓄電装置を制御するための制御電力は、分散電源から出力される電力ではなくて、系統から供給される電力が蓄電装置によって賄われる。

このように、系統から供給される電力の購入単価によっては、分散電源から出力される電力が蓄電装置に適切に供給されず、分散電源から出力される電力を適切に用いることができなかった。また、分散電源においては、出力が低めに抑えられることも多くなるため、発電効率も下がってしまう。

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、分散電源から出力される電力を適切に用いることを可能とするエネルギー管理システム、エネルギー管理方法及び分散電源を提供することを目的とする。

第１の特徴に係るエネルギー管理システムは、分散電源及び蓄電装置を備える。前記分散電源及び前記蓄電装置と系統とを接続する電力線上において、前記分散電源の負荷追従制御に用いる第１電流計及び第２電流計が設けられている。前記第１電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられている。前記第２電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられている。エネルギー管理システムは、前記負荷追従制御として、前記第１電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを適用する制御部を備える。

第１の特徴において、前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が低い場合に、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第２制御モードを適用する。

第１の特徴において、前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が高い場合に、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第１制御モードを適用する。

第１の特徴において、前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が高い場合であっても、前記分散電源の排熱効率が高い場合には、前記負荷追従制御として前記第２制御モードを適用し、前記分散電源の排熱効率が低い場合には、前記負荷追従制御として前記第１制御モードを適用する。

第１の特徴において、エネルギー管理システムは、前記分散電源の排熱を利用する貯湯装置をさらに備える。前記制御部は、前記貯湯装置の貯湯量が閾値より少ない、あるいは、湯温が所定温度より低い場合には、前記分散電源の排熱効率が高いと判定する。

第１の特徴において、前記分散電源は、燃料電池である。

第１の特徴において、エネルギー管理システムは、太陽光発電装置をさらに備える。前記太陽光発電装置は、前記電力線上において前記第２電流計よりも前記系統に近い側に接続される。

第２の特徴に係るエネルギー管理方法は、分散電源及び蓄電装置を備えるエネルギー管理システムで用いる方法である。エネルギー管理方法は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側の電流を検出する第１の電流検出ステップと、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側の電流を検出する第２の電流計測ステップと、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第１電流検出ステップによって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流検出ステップによって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを適用するステップと、を備える。

第３の特徴に係る分散電源は、蓄電装置を備えるエネルギー管理システムに接続され、負荷追従制御を行う。前記分散電源及び前記蓄電装置と系統とを接続する電力線上において、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に第１電流計が設けられており、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に第２電流計が設けられている。分散電源は、前記負荷追従制御として、前記第１電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを適用する制御部を備える。

本発明によれば、分散電源から出力される電力を適切に用いることを可能とするエネルギー管理システム、エネルギー管理方法及び分散電源を提供することができる。

図１は、第１実施形態に係るエネルギー管理システム１００を示す図である。 図２は、第１実施形態に係る需要家１０を示す図である。 図３は、第１実施形態に係るＨＥＭＳ２００を示す図である。 図４は、第１実施形態に係るエネルギー管理方法を示すフロー図である。

以下において、本発明の実施形態に係るエネルギー管理システムについて、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。

ただし、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や比率が異なる部分が含まれていることは勿論である。

［実施形態の概要］
実施形態に係るエネルギー管理システムは、分散電源及び蓄電装置を備える。前記分散電源及び前記蓄電装置と系統とを接続する電力線上において、前記分散電源の負荷追従制御に用いる第１電流計及び第２電流計が設けられている。前記第１電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられている。前記第２電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられている。エネルギー管理システムは、前記負荷追従制御として、前記第１電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを適用する制御部を備える。

実施形態では、制御部は、分散電源の負荷追従制御として、第１電流計によって検出された値を用いて目標電力を算出する用いる第１制御モード、又は、第２電流計によって検出された値を用いて目標電力を算出する第２制御モードを適用する。

ここで、第１制御モードでは、分散電源の負荷追従制御に用いる第１電流計が蓄電装置と電力線との接続点よりも下流（系統から離れた側）に設けられているため、蓄電装置に蓄積する電力が負荷追従制御の目標電力に加味されない。蓄電装置の蓄電を行う場合に、分散電源から出力される電力ではなくて、系統から供給される電力が蓄電装置に蓄積される。

一方で、第２制御モードでは、分散電源の負荷追従制御に用いる第２電流計が蓄電装置と電力線との接続点よりも上流（系統に近い側）に設けられているため、蓄電装置を制御するための制御電力が負荷追従制御の目標電力に加味される。従って、蓄電装置を制御するための制御電力は、系統から供給される電力ではなくて、分散電源から出力される電力によって賄われる。

このように、分散電源の負荷追従制御として、第１制御モード及び第２制御モードを使い分けることによって、分散電源から出力される電力を適切に用いることができる。

［第１実施形態］
（エネルギー管理システム）
以下において、第１実施形態に係るエネルギー管理システムについて説明する。図１は、第１実施形態に係るエネルギー管理システム１００を示す図である。

図１に示すように、エネルギー管理システム１００は、需要家１０と、ＣＥＭＳ２０と、変電所３０と、スマートサーバ４０と、発電所５０とを有する。なお、需要家１０、ＣＥＭＳ２０、変電所３０及びスマートサーバ４０は、ネットワーク６０によって接続されている。

需要家１０は、分散電源及び蓄電装置を少なくとも有する。分散電源は、例えば、燃料電池のように、燃料ガスを利用して電力を出力する装置である。蓄電装置は、例えば、二次電池などのように、電力を蓄積する装置である。

需要家１０は、例えば、一戸建ての住宅であってもよく、マンションなどの集合住宅であってもよく、ビルなどの商用施設であってもよく、工場であってもよい。

第１実施形態では、複数の需要家１０によって、需要家群１０Ａ及び需要家群１０Ｂが構成されている。需要家群１０Ａ及び需要家群１０Ｂは、例えば、地理的な地域によって分類される。

ＣＥＭＳ２０は、複数の需要家１０と電力系統との間の連系を制御する。なお、ＣＥＭＳ２０は、複数の需要家１０を管理するため、ＣＥＭＳ（Ｃｌｕｓｔｅｒ／Ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）と称されることもある。具体的には、ＣＥＭＳ２０は、停電時などにおいて、複数の需要家１０と電力系統との間を解列する。一方で、ＣＥＭＳ２０は、復電時などにおいて、複数の需要家１０と電力系統との間を連系する。

第１実施形態では、ＣＥＭＳ２０Ａ及びＣＥＭＳ２０Ｂが設けられている。ＣＥＭＳ２０Ａは、例えば、需要家群１０Ａに含まれる需要家１０と電力系統との間の連系を制御する。ＣＥＭＳ２０Ｂは、例えば、需要家群１０Ｂに含まれる需要家１０と電力系統との間の連系を制御する。

変電所３０は、複数の需要家１０に対して、配電線３１を介して電力を供給する。具体的には、変電所３０は、発電所５０から供給される電圧を降圧する。

第１実施形態では、変電所３０Ａ及び変電所３０Ｂが設けられている。変電所３０Ａは、例えば、需要家群１０Ａに含まれる需要家１０に対して、配電線３１Ａを介して電力を供給する。変電所３０Ｂは、例えば、需要家群１０Ｂに含まれる需要家１０に対して、配電線３１Ｂを介して電力を供給する。

スマートサーバ４０は、複数のＣＥＭＳ２０（ここでは、ＣＥＭＳ２０Ａ及びＣＥＭＳ２０Ｂ）を管理する。また、スマートサーバ４０は、複数の変電所３０（ここでは、変電所３０Ａ及び変電所３０Ｂ）を管理する。言い換えると、スマートサーバ４０は、需要家群１０Ａ及び需要家群１０Ｂに含まれる需要家１０を統括的に管理する。スマートサーバ４０は、例えば、需要家群１０Ａに供給すべき電力と需要家群１０Ｂに供給すべき電力とのバランスを取る機能を有する。

発電所５０は、火力、風力、水力、原子力などによって発電を行う。発電所５０は、複数の変電所３０（ここでは、変電所３０Ａ及び変電所３０Ｂ）に対して、送電線５１を介して電力を供給する。

ネットワーク６０は、信号線を介して各装置に接続される。ネットワーク６０は、例えば、インターネット、広域回線網、狭域回線網、携帯電話網などである。

（需要家）
以下において、第１実施形態に係る需要家について説明する。図２は、第１実施形態に係る需要家１０の詳細を示す図である。

図２に示すように、需要家１０は、分電盤１１０と、負荷１２０と、ＰＶユニット１３０と、蓄電池ユニット１４０と、燃料電池ユニット１５０と、貯湯ユニット１６０と、ＨＥＭＳ２００とを有する。

第１実施形態において、需要家１０は、電流計１８１及び電流計１８２を有する。電流計１８１及び電流計１８２は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０と系統とを接続する電力線上に設けられており、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御に用いられる。

電流計１８１は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０と系統とを接続する電力線上において、蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点Ｐ２よりも下流（系統から離れた側）、かつ、燃料電池ユニット１５０と電力線との接続点Ｐ３よりも上流（系統に近い側）に設けられる。一方で、電流計１８２は、蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点Ｐ２よりも上流（系統に近い側）に設けられる。

電流計１８１及び電流計１８２が負荷１２０と電力線との接続点Ｐ４よりも上流（系統に近い側）に設けられることは勿論である。

第１実施形態において、各機器は、系統に近い順から見て、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び負荷１２０の順で電力線に接続されていることに留意すべきである。

分電盤１１０は、配電線３１（系統）に接続されている。分電盤１１０は、電力線を介して、負荷１２０、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０に接続されている。

負荷１２０は、電力線と接続点Ｐ４で接続されており、電力線を介して供給される電力を消費する装置である。例えば、負荷１２０は、冷蔵庫、照明、エアコン、テレビなどの装置を含む。なお、負荷１２０は、単数の装置であってもよく、複数の装置を含んでもよい。

ＰＶユニット１３０は、電力線と接続点Ｐ１で接続されており、ＰＶ１３１と、ＰＣＳ１３２とを有する。ＰＶ１３１は、分散電源の一例であり、太陽光の受光に応じて発電を行う太陽光発電装置である。ＰＶ１３１は、発電されたＤＣ電力を出力する。ＰＶ１３１の発電量は、ＰＶ１３１に照射される日射量に応じて変化する。ＰＣＳ１３２は、ＰＶ１３１から出力されたＤＣ電力をＡＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ＰＣＳ１３２は、電力線を介してＡＣ電力を分電盤１１０に出力する。

第１実施形態において、ＰＶユニット１３０は、ＰＶ１３１に照射される日射量を測定する日射計を有していてもよい。

ＰＶユニット１３０は、ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）法によって制御される。詳細には、ＰＶユニット１３０は、ＰＶ１３１の動作点（動作点電圧値及び電力値によって定まる点、又は、動作点電圧値と電流値とによって定まる点）を最適化する。

蓄電池ユニット１４０は、電力線と接続点Ｐ２で接続されており、蓄電池１４１と、ＰＣＳ１４２とを有する。蓄電池１４１は、電力を蓄積する装置である。ＰＣＳ１４２は、配電線３１（系統）から供給されるＡＣ電力をＤＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。また、ＰＣＳ１４２は、蓄電池１４１から出力されたＤＣ電力をＡＣ電力に変換する。

燃料電池ユニット１５０は、電力線と接続点Ｐ３で接続されており、燃料電池１５１と、ＰＣＳ１５２とを有する。燃料電池１５１は、分散電源の一例であり、燃料ガスを利用して電力を出力する装置である。ＰＣＳ１５２は、燃料電池１５１から出力されたＤＣ電力をＡＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。

燃料電池ユニット１５０は、負荷追従制御によって動作する。詳細には、燃料電池ユニット１５０は、燃料電池１５１から出力される電力が負荷追従制御の目標電力となるように燃料電池１５１を制御する。言い換えると、燃料電池ユニット１５０は、電流計１８１又は電流計１８２によって検出される電流値が目標受電力となるように、燃料電池１５１から出力される電力を制御する。

ここで、目標電力は、燃料電池１５１から出力すべき電力の目標値である。一方で、目標受電力は、電流計１８１又は電流計１８２によって検出されるべき電力の目標値である。

第１実施形態において、負荷追従制御として、電流計１８１によって検出された値を目標電力として用いる第１制御モード、又は、電流計１８２によって検出された値を目標電力として用いる第２制御モードが存在する。

例えば、燃料電池ユニット１５０は、ＨＥＭＳ２００から指示された制御モードに従って、負荷追従制御を行う。ＨＥＭＳ２００は、適用すべき制御モード（第１制御モード又は第２制御モード）を示す制御信号を燃料電池ユニット１５０に通知してもよい。或いは、ＨＥＭＳ２００は、適用すべきオフセットを示す制御信号を燃料電池ユニット１５０に通知してもよい。

貯湯ユニット１６０は、電力を熱に変換して、熱を蓄積したり、燃料電池ユニット１５０等のコージェネレーション機器が発生する熱を湯として蓄えたりする蓄熱装置の一例である。具体的には、貯湯ユニット１６０は、貯湯槽を有しており、燃料電池１５１の運転（発電）によって生じる排熱によって、貯湯槽から供給される水を温める。詳細には、貯湯ユニット１６０は、貯湯槽から供給される水を温めて、温められた湯を貯湯槽に還流する。

ＨＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯ユニット１６０を制御する。具体的には、ＨＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯ユニット１６０に信号線を介して接続されており、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯ユニット１６０を制御する。また、ＨＥＭＳ２００は、負荷１２０の動作モードを制御することによって、負荷１２０の消費電力を制御してもよい。

また、ＨＥＭＳ２００は、ネットワーク６０を介して各種サーバと接続される。各種サーバは、例えば、系統から供給される電力の購入単価、系統から供給される電力の売却単価、燃料ガスの購入単価などの情報（以下、エネルギー料金情報）を格納する。

或いは、各種サーバは、例えば、負荷１２０の消費電力を予測するための情報（以下、消費エネルギー予測情報）を格納する。消費エネルギー予測情報は、例えば、過去の負荷１２０の消費電力の実績値に基づいて生成されてもよい。或いは、消費エネルギー予測情報は、負荷１２０の消費電力のモデルであってもよい。

或いは、各種サーバは、例えば、ＰＶ１３１の発電量を予測するための情報（以下、ＰＶ発電量予測情報）を格納する。ＰＶ発電予測情報は、ＰＶ１３１に照射される日射量の予測値であってもよい。或いは、ＰＶ発電予測情報は、天気予報、季節、日照時間などであってもよい。

詳細には、図３に示すように、ＨＥＭＳ２００は、受信部２１０と、送信部２２０と、制御部２３０とを有する。

受信部２１０は、信号線を介して接続された装置から各種信号を受信する。例えば、受信部２１０は、ＰＶ１３１の発電量を示す情報をＰＶユニット１３０から受信する。受信部２１０は、蓄電池１４１の蓄電量を示す情報を蓄電池ユニット１４０から受信する。受信部２１０は、燃料電池１５１の発電量を示す情報を燃料電池ユニット１５０から受信する。受信部２１０は、貯湯ユニット１６０の貯湯量を示す情報を貯湯ユニット１６０から受信する。

第１実施形態において、受信部２１０は、エネルギー料金情報、消費エネルギー予測情報及びＰＶ発電量予測情報を、ネットワーク６０を介して各種サーバから受信してもよい。但し、エネルギー料金情報、消費エネルギー予測情報及びＰＶ発電量予測情報は、予めＨＥＭＳ２００に記憶されていてもよい。

送信部２２０は、信号線を介して接続された装置に各種信号を送信する。例えば、送信部２２０は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯ユニット１６０を制御するための信号を各装置に送信する。

制御部２３０は、負荷１２０、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯ユニット１６０を制御する。

第１実施形態において、制御部２３０は、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、上述した第１制御モード又は第２制御モードを適用する。

具体的には、制御部２３０は、系統から供給される電力の購入単価よりも燃料電池ユニット１５０の発電単価が低い場合に、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第２制御モードを適用する。例えば、制御部２３０は、系統から供給される電力の購入単価が高い昼間等において、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第２制御モードを適用する。

一方で、制御部２３０は、系統から供給される電力の購入単価よりも燃料電池ユニット１５０の発電単価が高い場合に、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第１制御モードを適用する。例えば、制御部２３０は、系統から供給される電力の購入単価が安い夜間等において、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第１制御モードを適用する。

制御部２３０は、負荷追従制御として適用すべき制御モードを燃料電池ユニット１５０に指示する。負荷追従制御として適用すべき制御モードを示す指示は、上述した送信部２２０から燃料電池ユニット１５０に送信される。

燃料電池ユニット１５０の発電単価は、燃料電池ユニット１５０に供給される燃料ガス及び燃料ガスを電力に変換する率（電力変換率）に基づいて定められる。電力変換率は、制御部２３０にとって既知であってもよく、燃料電池ユニット１５０から制御部２３０に通知されてもよい。また、発電によって生じる排熱を貯湯槽から供給される水を温めることで回収する効率（排熱回収効率）を考慮してもよい。

上述したように、第１制御モードでは、蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点Ｐ２よりも下流（系統から離れた側）に設けられる電流計１８１によって検出された値から算出される電力値が目標電力として用いられる。すなわち、第１制御モードでは、電流計１８１よりも下流（系統から離れた側）に設けられた機器の消費電力（目標電力）に燃料電池１５１から出力される電力が追従するように燃料電池１５１が制御される。言い換えると、燃料電池１５１から出力される電力は、負荷１２０の消費電力に追従する。

一方で、第２制御モードでは、蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点Ｐ２よりも上流（系統に近い側）に設けられる電流計１８２によって検出された値から算出される電力値が目標電力として用いられる。すなわち、第２制御モードでは、電流計１８２よりも下流（系統から離れた側）に設けられた機器の消費電力（目標電力）に燃料電池１５１から出力される電力が追従するように燃料電池１５１が制御される。言い換えると、燃料電池１５１から出力される電力は、負荷１２０及び燃料電池ユニット１５０の消費電力の合計値に追従する。

（エネルギー管理方法）
以下において、第１実施形態に係るエネルギー管理方法について説明する。図４は、第１実施形態に係るエネルギー管理方法を示すフロー図である。具体的には、図４は、ＨＥＭＳ２００の動作を示すフロー図である。

図４に示すように、ステップ１０において、ＨＥＭＳ２００は、エネルギー料金情報を取得する。ここで、ＨＥＭＳ２００は、ネットワーク６０を介して、エネルギー料金情報を取得してもよい。或いは、エネルギー料金情報は、ＨＥＭＳ２００に予め記憶されていてもよい。

ステップ２０において、ＨＥＭＳ２００は、系統から供給される電力の購入単価よりも燃料電池ユニット１５０の発電単価が低いか否かを判断する。ＨＥＭＳ２００は、判断結果が”ＹＥＳ”である場合には、ステップ３０の処理に移る。一方で、ＨＥＭＳ２００は、判断結果が”ＮＯ”である場合には、ステップ４０の処理に移る。

ステップ３０において、ＨＥＭＳ２００は、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第２制御モードを適用する。

ステップ４０において、ＨＥＭＳ２００は、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第１制御モードを適用する。

上述したように、第１実施形態では、制御部２３０は、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、電流計１８１によって検出された値から算出される電力値が目標電力として用いられる第１制御モード、又は、電流計１８２によって検出された値から算出される電力値が目標電力として用いられる第２制御モードを適用する。

ここで、第１制御モードでは、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御に用いる電流計１８１が蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点よりも下流（系統から離れた側）に設けられているため、蓄電池ユニット１４０に蓄積する電力が負荷追従制御の目標電力に加味されない。蓄電池ユニット１４０の蓄電を行う場合に、燃料電池ユニット１５０から出力される電力ではなくて、系統から供給される電力が蓄電池ユニット１４０に蓄積される。

一方で、第２制御モードでは、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御に用いる電流計１８２が蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点よりも上流（系統に近い側）に設けられているため、蓄電池ユニット１４０に蓄積する電力が負荷追従制御の目標電力に加味される。従って、蓄電池ユニット１４０を制御するための制御電力は、系統から供給される電力ではなくて、燃料電池ユニット１５０から出力される電力によって賄われる。

このように、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、第１制御モード及び第２制御モードを使い分けることによって、燃料電池ユニット１５０から出力される電力を適切に用いることができる。

第１実施形態では、電流計１８１及び電流計１８２が燃料電池ユニット１５０と電力線との接続点Ｐ３よりも上流（系統に近い側）に設けられる。言い換えると、燃料電池ユニット１５０を制御するための制御電力は、負荷追従制御の目標電力に加味される。従って、燃料電池ユニット１５０を制御するための制御電力は、燃料電池ユニット１５０から出力される電力によって賄われる。

［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。

実施形態において、制御部がＨＥＭＳ２００に設けられ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。制御部は、燃料電池ユニット１５０に設けられるＰＣＳ１５２であってもよい。或いは、制御部は、ＣＥＭＳ２０に設けられていてもよく、スマートサーバ４０に設けられていてもよい。或いは、制御部は、ＢＥＭＳ（Ｂｕｉｌｄｉｎｇ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）に設けられていてもよく、ＦＥＭＳ（Ｆａｃｔｏｒｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）に設けられていてもよい。

実施形態では、需要家１０は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯ユニット１６０を有する。しかしながら、需要家１０は、少なくとも、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０のいずれかを有していればよい。

実施形態では、分散電源として、燃料電池ユニット１５０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、負荷追従制御によって動作する電源であればよい。

実施形態では、系統から供給される電力の購入単価と燃料電池ユニット１５０の発電単価との比較結果に基づいて、第１制御モード又は第２制御モードが適用される。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、消費エネルギー予測情報に基づいて、第１制御モード又は第２制御モードが適用されてもよい。或いは、ＰＶ発電量予測情報に基づいて、第１制御モード又は第２制御モードが適用されてもよい。

また、第１実施形態では、制御部２３０は、燃料電池ユニット１５０の負荷追従制御として、購入単価が発電単価よりも安ければ、オフセットを加算しないで目標電力を算出する第１制御モードを適用し、購入単価が発電単価よりも高ければ、オフセットを加算して目標電力を算出する第２制御モードを適用するという例を示した。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、単価だけではなく、発電によって生じる排熱により水を温めてお湯として、貯湯槽に供給されることで回収する効率（排熱回収効率）を考慮してもよい。すなわち、貯湯量が少ない、あるいは、湯温が低い場合には、排熱回収をより促進することとなり排熱回収率が上昇するために、発電単価が購入単価よりも多少高くても、第２制御モードに設定するケースがあってもよい。具体的には、図４のステップＳ２０においては、発電単価が購入単価よりも高い場合には、即ステップ４０に進んで第１制御モードを採用すると示したが、ある閾値よりも貯湯量が少ない、あるいは、所定温度よりも湯温が低い場合には、貯湯量が閾値を超える、あるいは、湯温が所定温度を超えるまでは第２制御モードを適用するようにしてもよい。

１０…需要家、２０…ＣＥＭＳ、３０…変電所、３１…配電線、４０…スマートサーバ、５０…発電所、５１…送電線、６０…ネットワーク、１００…エネルギー管理システム、１１０…分電盤、１２０…負荷、１３０…ＰＶユニット、１３１…ＰＶ、１３２…ＰＣＳ、１４０…蓄電池ユニット、１４１…蓄電池、１４２…ＰＣＳ、１５０…燃料電池ユニット、１５１…燃料電池、１５２…ＰＣＳ、１６０…貯湯ユニット、２００…ＨＥＭＳ、２１０…受信部、２２０…送信部、２３０…制御部

Claims (8)

1. 分散電源及び蓄電装置を備えるエネルギー管理システムであって、
   前記分散電源及び前記蓄電装置と系統とを接続する電力線上において、前記分散電源の負荷追従制御に用いる第１電流計及び第２電流計が設けられており、
   前記第１電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられており、
   前記第２電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられており、
   前記系統から供給される電力の購入単価及び前記分散電源の発電単価に基づいて、前記第１電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを前記負荷追従制御として適用する制御部を備え、
   前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が低い場合に、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第２制御モードを適用することを特徴とするエネルギー管理システム。
2. 前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が高い場合に、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第１制御モードを適用することを特徴とする請求項１に記載のエネルギー管理システム。
3. 前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が高い場合であっても、前記分散電源の排熱回収効率が高い場合には、前記負荷追従制御として前記第２制御モードを適用し、前記分散電源の排熱回収効率が低い場合には、前記負荷追従制御として前記第１制御モードを適用することを特徴とする請求項１または２に記載のエネルギー管理システム。
4. 前記分散電源の排熱を利用する貯湯装置をさらに備え、
   前記制御部は、前記貯湯装置の貯湯量が閾値より少ない、あるいは、湯温が所定温度より低い場合には、前記分散電源の排熱回収効率が高いと判定することを特徴とする請求項３に記載のエネルギー管理システム。
5. 分散電源及び蓄電装置を備えるエネルギー管理システムであって、
   前記分散電源及び前記蓄電装置と系統とを接続する電力線上において、前記分散電源の負荷追従制御に用いる第１電流計及び第２電流計が設けられており、
   前記第１電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられており、
   前記第２電流計は、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に設けられており、
   前記系統から供給される電力の購入単価及び前記分散電源の発電単価に基づいて、前記第１電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを前記負荷追従制御として適用する制御部を備え、
   前記分散電源は、燃料電池であることを特徴とするエネルギー管理システム。
6. 太陽光発電装置をさらに備え、
   前記太陽光発電装置は、前記電力線上において前記第２電流計よりも前記系統に近い側に接続されることを特徴とする請求項１から５のいずれか一項に記載のエネルギー管理システム。
7. 分散電源及び蓄電装置を備えるエネルギー管理システムで用いるエネルギー管理方法であって、
   前記蓄電装置と電力線との接続点よりも系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側の電流を検出する第１電流検出ステップと、
   前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側の電流を検出する第２電流検出ステップと、
   前記系統から供給される電力の購入単価及び前記分散電源の発電単価に基づいて、前記第１電流検出ステップによって検出された値を用いて前記分散電源の負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流検出ステップによって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを前記分散電源の負荷追従制御として適用する適用ステップとを備え、
   前記適用ステップは、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が低い場合に、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第２制御モードを適用するステップを含むことを特徴とするエネルギー管理方法。
8. 蓄電装置を備えるエネルギー管理システムに接続され、負荷追従制御を行う分散電源であって、
   前記分散電源及び前記蓄電装置と系統とを接続する電力線上において、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側、かつ、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に第１電流計が設けられており、前記蓄電装置と前記電力線との接続点よりも前記系統に近い側に第２電流計が設けられており、
   前記系統から供給される電力の購入単価及び前記分散電源の発電単価に基づいて、前記第１電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第１制御モード、又は、前記第２電流計によって検出された値を用いて前記負荷追従制御の目標電力を算出する第２制御モードを前記負荷追従制御として適用する制御部を備え、
   前記制御部は、前記系統から供給される電力の購入単価よりも前記分散電源の発電単価が低い場合に、前記分散電源の負荷追従制御として、前記第２制御モードを適用することを特徴とする分散電源。

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