JP5872353B2 - エネルギー管理システム及びエネルギー管理方法 - 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る値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）。言い換えると、分散電源は、電流計によって検出される値が目標受電力（例えば、”０”）となるように制御される。分散電源の目標受電力は、電流計よりも系統側から供給される電力量の目標値である。

一方で、蓄電装置は、系統と蓄電装置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る値が目標受電力（例えば、”０”）となるように制御される（充放電制御）。蓄電装置の目標受電力は、電流計よりも系統側から供給される電力量の目標値である。

特開２００７−１０４７７５号公報 特開２００５−１４３２１８号公報

ところで、定格電力を出力する状態において、分散電源の効率が高い。また、分散電源の温度状態などによっては、出力可能な電力が定格電力以下となる。分散電源が定格電力もしくは最大出力可能電力を出力するためには、蓄電装置の充放電をどのように制御するかが重要である。例えば、分散電源の定格電力から負荷電力を除いた分の電力を蓄電装置に蓄積することが考えられる。しかしながら、このような制御を実現するためには、分散電源の定格電力や最大出力可能電力を蓄電装置が知っている必要がある。

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、分散電源の定格電力や最大出力可能電力を蓄電装置が知らなくても、蓄電装置の充放電を適切に制御することを可能とするエネルギー管理システム及びエネルギー管理方法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電流計及び前記蓄電装置の充放電制御に用いる第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及び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。前記分散電源は、前記第１電流計によって検出される値が第１目標受電量に近づくように動作する。前記蓄電装置は、前記第２電流計によって検出される値を使用して、前記第１電流計が設けられている箇所の受電量が第２目標受電量に近づくように動作する。前記第１目標受電量は、前記第２目標受電量よりも小さい。

第１の特徴において、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。前記蓄電装置は、前記第２電流計によって検出される値を使用して、前記第１電流計が設けられている箇所の受電量が第２目標受電量となるように、前記蓄電装置の充放電量を制御する。

第１の特徴において、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及び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。前記蓄電装置は、前記第２電流計によって検出される値が第２目標受電量となるように、前記蓄電装置の充放電量の変化量を制御する。

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。エネルギー管理方法は、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ために、前記蓄電装置と前記電力線との接続点及び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電流計測ステップと、前記蓄電装置の充放電制御に用いるための電流を検出する第２電流計測ステップと、前記第１電流検出ステップによって検出される値が第１目標受電量に近づくように前記分散電源が動作するステップと、前記第２電流検出ステップによって検出される値を使用して、前記第１電流計が設けられている箇所の受電量が第２目標受電量に近づくように前記蓄電装置が動作するステップとを備える。前記第１目標受電量は、前記第２目標受電量よりも小さい。

本発明によれば、分散電源の定格電力や最大出力可能電力を蓄電装置が知らなくても、蓄電装置の充放電を適切に制御することを可能とするエネルギー管理システム及びエネルギー管理方法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。 図５は、変更例１に係る需要家１０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電流計及び前記蓄電装置の充放電制御に用いる第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及び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。前記分散電源は、前記第１電流計によって検出される値が第１目標受電量に近づくように動作する。前記蓄電装置は、前記第２電流計によって検出される値が第２目標受電量に近づくように動作する。前記第１目標受電量は、前記第２目標受電量よりも小さい。

実施形態では、分散電源の負荷追従制御に用いる第１目標受電量は、蓄電装置の充放電制御に用いる第２目標受電量よりも小さい。従って、第１目標受電量と第２目標受電量との差異に起因して、分散電源の出力電力が上昇する。分散電源の出力電力が上昇すると、蓄電装置の充放電量が減少する。第１電流計よりも下流に設けられた機器（主として負荷）の消費電力が分散電源の定格電力よりも小さい場合には、このような動作が繰り返されることによって、分散電源の出力電力が上昇し、蓄電装置の充電が行われる。一方で、第１電流計よりも下流に設けられた機器（主として負荷）の消費電力が分散電源の定格電力よりも大きい場合には、分散電源の出力電力によって消費電力を賄えないため、蓄電装置の放電が行われる。

このように、分散電源の定格電力や最大出力可能電力を蓄電装置が知らなくても、蓄電装置の充放電が適切に制御される。

実施形態では、第１電流計は、蓄電装置と電力線との接続点及び分散電源と電力線との接続点よりも系統に近い側に設けられているため、分散電源を制御するための制御電力、蓄電装置に蓄積する電力及び蓄電装置を制御するための制御電力が負荷追従制御で考慮される。

［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る。電流計１８１は、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１８２は、蓄電池ユニット１４０の充放電制御に用いられる。

第１実施形態では、電流計１８１は、蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点Ｐ２及び燃料電池ユニット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。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。

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。

蓄電池ユニット１４０は、充放電制御によって動作する。詳細には、蓄電池ユニット１４０は、電流計１８２によって検出される電流値に基づいて、蓄電池１４１の充放電量を制御する。言い換えると、蓄電池１４１は、電流計１８２によって検出される値を使用して、電流計１８１が設けられている箇所の受電力が第２目標受電力に近づくように動作する。

具体的には、第２目標受電力が“Ｘ”であり、電流計１８１が設けられている箇所の受電力（後述するように、電流計１８２によって検出される値を使用して特定される値）が”Ｙ”であり、充放電量が”Ｃ”である場合に、充放電量Ｃは、「Ｃ＝Ｙ−X」の式を満たすように制御される。

すなわち、蓄電池１４１は、電流計１８２によって検出される値を使用して、電流計１８１が設けられている箇所の受電力が第２目標受電力となるように、蓄電池１４１の充放電量を制御する。詳細には、蓄電池１４１は、電流計１８２によって検出される値に蓄電池１４１の充放電量を加算して、電流計１８１が設けられている箇所の受電力を特定する。続いて、蓄電池１４１は、特定された受電量が第２目標受電力となるように、蓄電池１４１の充放電量を制御する。第１実施形態では、このように、蓄電池１４１の充放電がリアルタイムで行われる。

第２目標受電力は、系統から供給される電力量の目標値である。第２目標受電力は、後述するＨＥＭＳ２００によって指示された値であってもよい。或いは、第２目標受電力は、既知であってもよい。

ここで、充放電量とは、充電量及び放電量を示す用語である。充放電量が大きいほど、充電量が小さく、放電量が大きい。言い換えると、充放電量が小さいほど、充電量が大きく、放電量が小さい。

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、電流計１８１によって検出される電流値に基づいて、燃料電池１５１から出力される電力が電流計１８１によって検出される電流値に追従するように燃料電池１５１を制御する。言い換えると、燃料電池１５１は、電流計１８１によって検出される値が第１目標受電力に近づくように動作する。

第１目標受電力は、系統から供給される電力量の目標値である。第１目標受電力は、後述するＨＥＭＳ２００によって指示された値であってもよい。或いは、第１目標受電力は、既知であってもよい。第１目標受電力は、第２目標受電力よりも小さいことに留意すべきである。

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。

但し、第１実施形態において、ＨＥＭＳ２００は必須の構成ではなく、ＨＥＭＳ２００が設けられていなくてもよいことに留意すべきである。

例えば、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。

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、第１目標受電力及び第２目標受電力を設定する機能を有していてもよい。また、制御部２３０は、第１目標受電力を燃料電池ユニット１５０に指示し、第２目標受電力を蓄電池ユニット１４０に指示する機能を有していてもよい。

（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説明するためのフロー図である。図４に示す動作は、所定制御周期で繰り返されることに留意すべきである。

図４のステップ１０に示すように、電流計１８１よりも下流に設けられた機器（ここでは、負荷１２０及び蓄電池ユニット１４０）の消費電力が燃料電池１５１の定格電力に達しているか否かに応じて、後続する処理が変わる。判定結果が”ＹＥＳ”である場合に、すなわち、消費電力が定格電力に達していない場合に、ステップ２０の処理が行われる。一方で、判定結果が”ＮＯ”である場合に、すなわち、消費電力が定格電力に達している場合に、ステップ４０の処理が行われる。

ステップ２０において、燃料電池１５１は、燃料電池１５１の出力電力を上昇する。具体的には、第１目標受電量が第２目標受電量よりも小さい。従って、燃料電池１５１は、電流計１８１によって検出される値を第１目標受電力に近づけるために、電流計１８１よりも下流に設けられた機器（ここでは、負荷１２０及び蓄電池ユニット１４０）の消費電力よりも余分に電力を出力しなければならない。

但し、燃料電池１５１の出力電力が燃料電池１５１の定格電力に達している場合には、燃料電池１５１は、燃料電池１５１の出力電力を定格電力で維持する。

ステップ３０において、蓄電池１４１は、蓄電池１４１の充放電量を減少する。具体的には、燃料電池１５１が余分に電力を出力するため、電流計１８２によって検出される値が増大する。従って、蓄電池１４１は、電流計１８１が設けられている箇所の受電力を第２目標受電力に近づけるために、蓄電池１４１の充放電量を減少する必要がある。上述したように、電流計１８１が設けられている箇所の受電力は、電流計１８２によって検出される値を使用して特定されることに留意すべきである。すなわち、蓄電池１４１の充電が行われる。

ステップ２０及びステップ３０の処理が繰り返されることによって、燃料電池１５１の出力電力は、燃料電池１５１の定格電力に達するまで上昇する。また、蓄電池１４１の充電が行われる。

ステップ４０において、燃料電池１５１は、電流計１８１よりも下流に設けられた機器（ここでは、主として負荷１２０）の消費電力が大きいため、燃料電池１５１の出力電力が燃料電池１５１の定格電力に達していなければ、燃料電池１５１の出力電力を上昇する。但し、燃料電池１５１の出力電力が燃料電池１５１の定格電力に達している場合には、燃料電池１５１は、燃料電池１５１の出力電力を定格電力で維持する。

ステップ５０において、蓄電池１４１は、蓄電池１４１の充放電量を増大する。具体的には、電流計１８２よりも下流に設けられた機器（ここでは、負荷１２０）の消費電力を燃料電池１５１の出力電力によって賄えないため、電流計１８２によって検出される値が増加する。従って、蓄電池１４１は、電流計１８１が設けられている箇所の受電力を第２目標受電力に近づけるために、蓄電池１４１の充放電量を増大する必要がある。上述したように、電流計１８１が設けられている箇所の受電力は、電流計１８２によって検出される値を使用して特定されることに留意すべきである。すなわち、蓄電池１４１の放電が行われる。

（作用及び効果）
第１実施形態では、燃料電池１５１の負荷追従制御に用いる第１目標受電量は、蓄電池１４１の充放電制御に用いる第２目標受電量よりも小さい。従って、第１目標受電量と第２目標受電量との差異に起因して、燃料電池１５１の出力電力が上昇する。燃料電池１５１の出力電力が上昇すると、蓄電池１４１の充放電量が減少する。電流計１８１よりも下流に設けられた機器（主として負荷１２０）の消費電力が燃料電池１５１の定格電力よりも小さい場合には、このような動作が繰り返されることによって、燃料電池１５１の出力電力が上昇し、蓄電池１４１の充電が行われる。一方で、電流計１８１よりも下流に設けられた機器（主として負荷１２０）の消費電力が燃料電池１５１の定格電力よりも大きい場合には、燃料電池１５１の出力電力によって消費電力を賄えないため、蓄電池１４１の放電が行われる。

このように、燃料電池１５１の定格電力や最大出力可能電力を蓄電池１４１が知らなくても、蓄電池１４１の充放電が適切に制御される。

第１実施形態では、電流計１８１は、蓄電池１４１と電力線との接続点及び燃料電池１５１と電力線との接続点よりも系統に近い側に設けられているため、燃料電池１５１を制御するための制御電力、蓄電池１４１に蓄積する電力及び蓄電池１４１を制御するための制御電力が負荷追従制御で考慮される。

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

具体的には、変更例１では、電流計１８２が設けられる位置が第１実施形態と異なる。変更例１において、電流計１８２は、図５に示すように、蓄電池ユニット１４０と電力線との接続点Ｐ２及び燃料電池ユニット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。すなわち、電流計１８２は、電流計１８１と同様の位置に設けられる。

このように、電流計１８２の位置が第１実施形態と異なるため、蓄電池１４１の充放電制御も、第１実施形態と異なっている。

具体的には、第２目標受電力が“Ｘ”であり、電流計１８２によって検出される値が”Ｙ”であり、所定制御周期における充放電量の変化量が”ΔＣ”である場合に、充放電量の変化量ΔＣは、「ΔＣ＝Ｙ−X」を満たすように制御される。

すなわち、蓄電池１４１は、電流計１８２によって検出される値が第２目標受電力となるように、蓄電池１４１の充放電量の変化量を制御する。変更例１では、このように、蓄電池１４１の充放電がタイムラグ（所定制御周期）を生じながら行われる。

但し、タイムラグが生じる点を除いて、第１実施形態と同様の制御が行われる。従って、変更例１においても、燃料電池１５１の定格電力や最大出力可能電力を蓄電池１４１が知らなくても、蓄電池１４１の充放電が適切に制御される。

［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。

変更例２において、電流計１８１及び電流計１８２が設けられるケースについて例示した。しかしながら、電流計１８１及び電流計１８２が同様の位置に設けられるため、負荷追従制御に用いる電流計及び充放電制御に用いる電流計は、１つの電流計であってもよい。言い換えると、第１電流計及び第２電流計は同じ電流計であってもよい。

実施形態では特に触れていないが、電流計１８２は、燃料電池ユニット１５０と電力線との接続点Ｐ３よりも下流（系統から離れた側）に設けられていてもよい。但し、電流計１８２は、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。

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、１８１，１８２…電流計、２００…ＨＥＭＳ、２１０…受信部、２２０…送信部、２３０…制御部

Claims (5)

1. 系統に接続された電力線に接続された分散電源と、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で前記電力線に接続された蓄電装置と、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側に接続された負荷とを備えるエネルギー管理システムであって、
   前記電力線上において、前記分散電源の負荷追従制御に用いる第１電流計及び前記蓄電装置の充放電制御に用いる第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及び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、
   前記分散電源は、前記第１電流計によって検出される値が第１目標受電量に近づくように動作し、
   前記蓄電装置は、前記第２電流計によって検出される値を使用して、前記第１電流計が設けられている箇所の受電量が第２目標受電量に近づくように動作し、
   前記第１目標受電量は、前記第２目標受電量よりも小さいことを特徴とするエネルギー管理システム。
2. 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、
   前記蓄電装置は、前記第２電流計によって検出される値を使用して、前記第１電流計が設けられている箇所の受電量が第２目標受電量となるように、前記蓄電装置の充放電量を制御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. 前記分散電源及び前記蓄電装置を制御する電力管理装置をさらに有し、
   前記電力管理装置は、前記第１目標受電量又は前記第２目標受電量の値を指示することを特徴とする請求項１又は請求項２に記載のエネルギー管理システム。
4. 前記分散電源の動作は、前記系統に接続されるとともに前記第１電流計よりも下流に位置する負荷の消費電力と、前記分散電源の定格電力とに基づいて行われることを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれかに記載のエネルギー管理システム。
5. 系統に接続された電力線に接続された分散電源と、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で前記電力線に接続された蓄電装置と、前記分散電源と前記電力線との接続点よりも前記系統から離れた側に接続された負荷と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ために、前記蓄電装置と前記電力線との接続点及び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、
   前記電力線上において、前記蓄電装置の充放電制御に用いるために、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２電流検出ステップと、
   前記第１電流検出ステップによって検出される値が第１目標受電量に近づくように前記分散電源が動作するステップと、
   前記第２電流検出ステップによって検出される値が第２目標受電量に近づくように前記蓄電装置が動作するステップとを備え、
   前記第１目標受電量は、前記第２目標受電量よりも小さいことを特徴とするエネルギー管理方法。

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