JP7328803B2 - 電力管理システム及び電力管理方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。

ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）あるいはＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などにおいて、グループ内に太陽光発電設備を有する需要家が存在する場合、次のような点が問題となる。すなわち、例えば晴天の日中などで、太陽光発電設備の発電電力に対して負荷電力が小さいような状況となった場合、太陽光発電設備の発電電力に余剰電力が生じるときがある。グループは電力系統に接続されて運用される。電力系統が自然エネルギを受け入れるためには変動する自然エネルギを平滑化して安定させる必要がある。ＴＥＭＳやＣＥＭＳにおいてグループ内で電力を融通することは系統の安定化に寄与する。ただし、この場合においても、グループ単位で発生する余剰電力や不足電力は系統の負担となる。このような状況を回避するためグループ間で電力を融通するシステムが考案されている（例えば特許文献１）。

特許文献１に記載されているシステムでは、グループ内でエネルギ調達コストをコストミニマムとするようにエネルギ調達計画が作成される。さらにグループ間でのエネルギ融通コストをコストミニマムとするようにエネルギ融通計画が作成される。また、特許文献１では、各グループが、同じ会社、同じ自治体等のコストや利益を共有する同一の経済共同体となるように設定することが好ましいとされている。

また、特許文献２には、デマンドレスポンスによる需給調整を複数のグループ毎に行うシステムが示されている。特許文献２に記載されているシステムでは、グループが、ビル、工場、一般家庭といった需要家の特性および特徴毎に設定される。

特許第３８５９６０４号公報 特開２０１５－５０８６０号公報

しかしながら、柱上変圧器毎の需要家の集合であるグループの間で電力を融通する計画を作成した場合、このグループが接続されている高圧配電線を介して、他のグループへの電力の供給が各需要家の蓄電池からの放電により行なわれる。このため、高圧配電線に対する電力の逆潮流が所定のグループの需要家の蓄電池から行なわれる。同様に、太陽光発電などの発電電力が増加した場合、逆潮流される電力が増加し、高圧配電線から蓄電池に対する充電が行なわれる。
ここで、配電用変電所と、グループが接続されている柱上変圧器との距離が遠くなるにつれ、配電用変電所及び柱上変圧器間の高圧配電線の長さ（配線長）が長くなり、配電用変電所と柱上変圧器との間のインピーダンスが増加する。

また、安定した電圧を各需要家に供給するため、高圧配電線の電圧の電圧上限及び電圧下限の制御範囲が予め設定されており、この制御範囲内となるように高圧配電線の電圧を制御する必要がある。
ここで、配電用変電所に近い柱上変圧器の各々の位置の高圧配電線については、上述した高圧配電線のインピーダンスが低いため、容易に配電用変電所に対する逆潮流、配電用変電所からの順潮流により、容易に高圧配電線の電圧を制御できる。
しかしながら、配電用変電所から遠い末端近傍の柱上変圧器の各々の位置の高圧配電線については、高圧配電線のインピーダンスが高いため、配電用変電所に対する逆潮流、配電用変電所からの順潮流では、容易に高圧配電線の電圧を制御できない。
即ち、高圧配電線の電圧に対する調整力としては、配電用変電所までの配電線の長さ（配線長）が短いほど大きくなり、長いほど小さくなる。
上記のような配電線の長さ（配線長）による高圧配電線の電圧の調整力の大小にかかわらず、高圧配電線の電圧を適正範囲内で安定させることが求められる。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、配線長により高圧配電線の電圧の調整力が需要家間で異なる状況のもとで、高圧配電線の電圧が適正範囲内となるように効率的に制御できるようにすることを目的とする。

上記課題を解決する本発明の一態様は、配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給する変圧器と、充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力する管理サーバとを備え、前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力する電力管理システムである。

また、本発明の一態様は、変圧器が、配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給するステップと、管理サーバが、充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力するステップとを含み、前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力する電力管理方法である。

本発明によれば、配線長により高圧配電線の電圧の調整力が需要家間で異なる状況のもとで、高圧配電線の電圧が適正範囲内となるように効率的に制御できるようになるという効果が得られる。

第１実施形態における電力管理システムの構成例を示す図である。 第１実施形態の管理グループにおける需要家の各々が備える電気設備の構成例を需要家電気設備として説明する図である。 第１実施形態の管理グループにおける需要家の蓄電設備の制御モード定義の例を表す図である。 第１実施形態における地域管理サーバの一例として、情報処理機能、通信機能、記憶機能等の各機能をブロックに分けて示す図である。 第１実施形態の需要家における蓄電設備の蓄電設備情報の一例を示した図である。 第１実施形態の需要家における発電設備の発電設備情報の一例を示した図である。 第１実施形態の需要家における需要家の需要設備（負荷）の需要設備情報の一例を示した図である。 第１実施形態の需要家の情報である需要家情報の一例を示した図である。 第１実施形態の融通計画部における管理グループにおける需要家に対する充電及び放電を指示する制御の動作例を示すフローチャートである。 第２実施形態の融通計画部が実行する処理手順例を示すフローチャートである。 第３実施形態の融通計画部が実行する処理手順例を示すフローチャートである。 第４実施形態の融通計画部が実行する処理手順例を示すフローチャートである。

以下、図面を参照して、本発明の一実施形態について説明する。
＜第１実施形態＞
図１は、本発明の第１実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。この図１に示した電力管理システムは、地域管理サーバ１００と、複数の需要家とを備える。同図の電力管理システムは、ＴＥＭＳあるいはＣＥＭＳなどと呼ばれる電力管理システムに対応する。

電力管理システムは、一定の街や地域全体で複数の需要家における電力の需要（消費）、発電、蓄電等を管理する。地域管理サーバ１００と、複数の需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９とは、広域ネットワークＮＷを介して接続し、所定の情報を送受信する。この場合、地域管理サーバ１００は、通信回線Ａを介して広域ネットワークに接続されている。複数の需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９は、通信回線Ａを介して広域ネットワークに接続されている。

ここで、本発明において、需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９は、系統電力の供給を受ける電力の消費者（あるいは契約者）が管理する設備を意味する。需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９の各々は、電力の需要、発電、蓄電等を管理する際に使用する情報を処理するための図示していない１または複数のコンピュータを備えており、そのコンピュータで所定の情報を処理するとともに、地域管理サーバ１００等との間で所定の情報を送受信する機能を有している。

地域管理サーバ１００は、系統電力の需給状況、需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９における電力の需給状況等の情報を収集し、需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９における需要予測と、発電予測と、充電及び放電の処理計画（充放電計画）の作成とを行う。その際、地域管理サーバ１００は、地域内の需要家を柱上変圧器（６１１、６１２、６１３、６１４）に接続単位に管理グループとして分類して、管理グループ毎に各種計算を実行する。
また、本実施形態においては、各管理部ループに対して、高圧電力を供給するブランチである高圧配電線７００の電圧を降圧して、降圧した低圧電力を供給するブランチである電力用の変圧器として柱上変圧器を例に説明しているが、パッドマウント変圧器などの地上用変圧器、集合住宅用変圧器、ファットマウント変圧器などを用いた構成、あるいは組み合わせた構成としても良い。柱上変圧器６１１、６１２、６１３、６１４の各々は、１次側から供給される高圧配電線７００の高電圧（高圧）を、巻数比で降圧することでより低い低電圧に変圧して、２次側から低圧配電線８０１～８０４それぞれを介して、需要家１０－１～１０－６に電力を供給する。

柱上変圧器６１１、６１２、６１３及び６１４の各々には、それぞれ電圧検出器６２１、６２２、６２３、６２４が備えられている。電圧検出器６２１、６２２、６２３及び６２４の各々は、柱上変圧器６１１、６１２、６１３、６１４それぞれが接続される（配置されている）位置（フィーダあるいはノード）における高圧配電線７００の電圧により、柱上変圧器６１１、６１２、６１３及び６１４の各々の２次側のタップ（以下、単に２次側とする）から低圧配電線８０１、８０２、８０３、８０４それぞれに出力される電圧（以下、低圧電圧）を検出して検出電圧として、通信回線Ａを介して地域管理サーバ１００に対して出力する。これにより、地域管理サーバ１００は、電圧検出器６２１、６２２、６２３及び６２４の各々から供給される、柱上変圧器６１１、６１２、６１３、６１４の２次側の低圧電圧である検出電圧により、各管理グループにおける需要家の蓄電設備９４の蓄電池に対する充電及び放電の処理の制御を行なう（後述）。

ここで、管理グループとしての需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９は、地域管理サーバ１００が管理対象とする需要家である。また、需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９は、戸建住宅や集合住宅の１または複数戸、商工業施設、公共施設等の各施設等を単位として電力を消費、あるいは発電を行ない、かつ余剰電力を蓄電する、蓄電設備または発電設備の少なくとも１つを備えた需要家である。

上記管理グループの各々における需要家は、電力を消費する設備を備えており、他の需要家に対して自己が発電した電力または蓄電した出力を融通する可能性を有している。
また、管理グループにおける需要家は、電力を発電または蓄電する設備の一方または両方を備えており、自己で発電している電力または蓄電しておいた電力を他の需要家に対して融通することができる可能性を有する需要家からなるグループである。

次に、管理グループである需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９の各々への電力配電線の接続の構成例について説明する。本実施形態においては、全ての需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９の各々は、１つの配電用変電所６０１から電力の供給を受けている。需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９の各々は、例えば、配電用変電所６０１の出力に接続されている高圧配電線７００から直接６６００Ｖで受電する。この高圧配電線７００には、管理グループを構成する柱上変圧器６１１～６１４の各々の端子が接続されている。

需要家１０－１～１０－６の各々は、配電用変電所６０１の出力を柱上変圧器６１１および低圧配電線（需要家への引込線も含む）８０１を介して２００Ｖまたは１００Ｖで受電する。需要家２０－１から２０－４の各々は、配電用変電所６０１の出力を柱上変圧器６１２および低圧配電線８０２を介して２００Ｖまたは１００Ｖで受電する。需要家３０－１から３０－５の各々は、配電用変電所６０１の出力を柱上変圧器６１３および低圧配電線８０３を介して２００Ｖまたは１００Ｖで受電する。そして、需要家４０－１～４０－９の各々は、配電用変電所６０１の出力を柱上変圧器６１４および低圧配電線８０４を介して２００Ｖまたは１００Ｖで受電する。

なお、図１における各設備は例えば次のような仕様を有している。配電用変電所６０１の設備容量は２０ＭＶＡ程度である。高圧配電線７００のフィーダの容量は１本２ＭＶＡ程度（６６００Ｖ）である。需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９は、フィーダから直接受電して自営の変圧器で電圧を変換する。柱上変圧器６１１～６１４の設備容量は１００ｋＶＡ程度（２００Ｖ）である。需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９の設備容量は５～２０ｋＶＡ程度である。また、高圧配電線７００の電圧には、通常、安全の観点と、需要家に対する安定した電圧による電力供給との管理範囲を決める上限値及び下限値（後述する上限閾値及び下限閾値とは異なる安全上の数値、上限値＞上限閾値、下限値＜下限閾値）の各々が設定されている。

図２は、管理グループにおける需要家の各々が備える電気設備の構成例を需要家電気設備２０として説明する図である。図２において、需要家電気設備２０は、分電盤９１と、電力メータ９２と、負荷９３と、蓄電設備９４と、発電設備９５と、宅内コントローラ９６とを備える。分電盤９１は、電力メータ９２、負荷９３、蓄電設備９４および発電設備９５に接続される配線用の遮断器等を備えた収容箱である。電力メータ９２は、配電網との間で供給（受電）または逆潮流される電力を計測するとともに電力を積算して計測する装置であり、電力量計に対応する。配電網は、図１に示した配電用変電所６０１に接続された高圧配電線７００や低圧配電線８０１～８０３に接続された受電端や配電盤、変圧設備等に対応する。

負荷９３は、電気器具や電気設備等、電力を消費する１または複数の装置（以下、電力消費装置と呼ぶ。）を含む。蓄電設備９４は、例えば、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、ニッケル水素電池等の二次電池（蓄電池）と、その充放電用の装置とを備えた装置である。
また、発電設備９５は、太陽光発電装置、風力発電装置、水力発電装置、自家用発電装置等の発電装置である。以下の説明では、発電設備９５が太陽光発電装置である場合を例に挙げる。

また、需要家電気設備２０は、電力測定器９７を備える構成としてもよい。この電力測定器９７は分電盤９１に接続された１または複数の配電線毎に電力を測定する。
宅内コントローラ９６はさらに電力測定器９７と通信し、配電網からの供給電力と配電網への逆潮流電力の情報を収集する。電力測定器９７は、分電盤９１内の電力を計測した結果を宅内コントローラ９６に対して出力する。なお、電力測定器９７が、発電設備９５や蓄電設備９４の電力量を計測するようにしてもよい。なお、需要家電気設備２０は、発電設備９５を備えていない構成としてもよい。

宅内コントローラ９６は、発電設備９５と通信し発電量の情報を収集する。また、宅内コントローラ９６は、蓄電設備９４と通信し充電量と放電量の情報を収集する。また、宅内コントローラ９６は通信網を介して図１に示した地域管理サーバ１００等と通信し、収集した情報を送信したり、充放電計画を受信したりする。ここで通信網は、図１に示した通信回線Ａや広域ネットワークに対応する。また、宅内コントローラ９６は、受信した充放電計画等に基づき蓄電設備９４に対して図３に示す動作状態を指示し充電及び放電の各々の処理を制御する。図３は、管理グループにおける需要家の蓄電設備の制御モード定義の例を表す図である。

宅内コントローラ９６は、図３に示した蓄電池モードＩＤ（識別情報）を蓄電設備９４へ送信することで蓄電設備９４の動作状態を指示する。図３に示した例では、蓄電池モードＩＤが「０」の場合が、蓄電設備９４を「停止」させる指示である。蓄電池モードＩＤが「１」の場合が、蓄電設備９４を「強制充電」させる指示である。蓄電池モードＩＤが「２」の場合が、蓄電設備９４を「余剰充電」させる指示である。蓄電池モードＩＤが「３」の場合が、蓄電設備９４を「放電（逆潮流可）」させる指示である。そして、蓄電池モードＩＤが「４」の場合が、蓄電設備９４を「逆潮流制限放電」させる指示である。ここで、「強制充電」は系統からの電力を用いる場合であっても充電する動作状態である。
「余剰充電」は系統からの電力を用いずに充電する動作状態である。「放電（逆潮流可）」は系統への逆潮流を許可した状態で放電する動作状態である。「逆潮流制限放電」は系統への逆潮流を禁止（あるいは一定の値に制限）した状態で放電する動作状態である。
また、宅内コントローラ９６はさらに電力メータ９２と通信し、配電網からの供給電力と配電網への逆潮流電力の情報を収集する。

また、宅内コントローラ９６は、制御周期（例えば、デマンド周期）において、地域管理サーバ１００（における後述の融通計画部１３０）から供給される充電あるいは放電の処理の指示（後述する充放電制御命令）に応じて、高圧配電線７００から蓄電設備９４の蓄電池に対する充電、蓄電設備９４の蓄電池から高圧配電線７００への放電の処理を行なう。
また、宅内コントローラ９６は、制御周期において、地域管理サーバ１００から上記充放電制御命令が供給されなかった場合、自身の属する管理グループに対応する柱上変圧器の配置位置の電圧検出器から、この配置位置における柱上変圧器の２次側で検出された検出電圧を読み込む。

そして、宅内コントローラ９６は、読み込んだ検出電圧が予め設定された高圧配電線７００の電圧の制御範囲における上限閾値を超えているか、あるいは予め設定された下限閾値を下回っているか否かの判定を行なう。
このとき、宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値を超えている場合、高圧配電線７００から蓄電設備９４の蓄電池の充電（潮流）を行なう。すなわち、宅内コントローラ９６は、上記制御範囲に検出電圧が含まれるように高圧配電線７００の電圧を低下させる処理を行なう。

一方、宅内コントローラ９６は、検出電圧が需要家に対して電力を供給する際の電圧の制御範囲における下限閾値を下回っている場合、高圧配電線７００に対して蓄電設備９４の蓄電池の放電（逆潮流）を行なう。すなわち、宅内コントローラ９６は、上記制御範囲に検出電圧が含まれるように高圧配電線７００の電圧を上昇させる処理を行なう。
宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値以下であり、かつ下限閾値以上である場合、高圧配電線７００の電圧が管理範囲に含まれているため、高圧配電線７００への放電、及び高圧配電線７００からの充電の各々の処理を行なわない。

また、地域管理サーバ１００から上記充放電制御命令が供給されなかった場合、上述した高圧配電線７００の電圧の制御を行なう際、管理グループのなかのいずれかの需要家の宅内コントローラ９６が代表宅内コントローラとなり、管理グループ全体の充電及び放電の処理の制御を行なう構成としても良い。
すなわち、管理グループの需要家を順番に代表とし、例えば、所定の時間（時間、日、月）毎、例えば制御周期毎に、順次、管理グループ内の需要家間で、それぞれ宅内コントローラ９６を代表宅内コントローラとする。そして、代表宅内コントローラとされた、需要家の宅内コントローラ９６は、制御周期において、地域管理サーバ１００から上記充放電制御命令が供給されなかった場合、代表宅内コントローラは、検出電圧を入力して下限閾値及び上限閾値との比較を行ない、比較結果に応じて、需要家の蓄電池の放電及び充電の処理を、管理グループ内の他の需要家の宅内コントローラ９６に対して出力する。

なお、本実施形態においては、地域管理サーバ１００が管理グループ内における電力の需用に対応して、管理グループ内の需要家の各々に対して充放電制御命令を出力する構成として説明した。
しかしながら、配電用変電所６０１の上部の電力会社が自身が電力の供給を行なう系統全体における電力の状況に応じて、地域管理サーバ１００に対して供給する潮流及び逆潮流の依頼によって、地域管理サーバ１００が管理グループ内の需要家の各々に対して充放電制御命令を出力しても良い。
また、地域管理サーバ１００が管理グループ内における需用と供給とに対応するのではなく、夜間及び昼間などにおける電力料金、あるいは電力の市場価格に対応して、電力料金の安い夜間に充電を行なわせ、電力料金の高い昼間に放電を行なう充放電制御命令を、管理グループ内の需要家の各々に対して出力するようにしても良い。
上述したように、本実施形態においては、管理グループ内の電力の需用、系統全体の電力の需要、電力料金の差異及び電力の市場価格などによって発生する充放電の必要性に応じて、管理グループ内の需要家の各々に対して、充放電制御命令を出力する。

次に、図４を参照して図１に示した地域管理サーバ１００の構成例について説明する。
図４は、本実施形態における地域管理サーバ１００の一例として、情報処理機能、通信機能、記憶機能等の各機能をブロックに分けて示す図である。地域管理サーバ１００は、例えば、図示していない、ＣＰＵ（中央処理装置）と、記憶装置と、通信装置等の周辺装置とを備え、ＣＰＵで所定のプログラムを実行することで各装置を動作させ、各機能を実現する。
図４において、地域管理サーバ１００は、受信部１１０と、受信情報記憶部１２０と、融通計画部１３０と、基本情報記憶部１４０と、送信情報記憶部１５０と、送信部１６０とを備える。

受信部１１０は、図１に示した需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９が所定時間毎に繰り返し送信した情報を受信する。
受信情報記憶部１２０は、需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９の各々から受信した情報を記憶する。この例で受信情報記憶部１２０は、発電電力１２１と、充電量１２２と、放電量１２３と、蓄電池残量１２４と、供給電力１２５と、逆潮流電力１２６と、消費電力１２７と、余剰電力１２８とを表す情報を需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９毎に記憶する。

発電電力１２１は、図２を参照して説明した発電設備９５が発電した所定時間毎（本例では１時間毎とする。）の平均電力を表す情報である。充電量１２２は、図２を参照して説明した蓄電設備９４が備える蓄電池を充電した所定時間毎の平均電力を表す情報である。放電量１２３は、図２を参照して説明した蓄電設備９４が放電した所定時間毎の平均電力を表す情報である。蓄電池残量１２４は、図２を参照して説明した蓄電設備９４の充電残量の所定時間毎の平均値を表す情報である。蓄電池残量１２４は、例えばＳＯＣ（State Of Charge：充電率）で表される。供給電力１２５は、配電網（系統）から供給を受けた所定時間毎の平均電力を表す情報である。逆潮流電力１２６は、配電網（系統）へ逆潮流させた所定時間毎の平均電力を表す情報である。消費電力１２７は、図２を参照して説明した蓄電設備９４を充電するためあるいは負荷９３、負荷９８等で消費した所定時間毎の平均電力を表す情報である。余剰電力１２８は、発電電力１２１から消費電力１２７を減算した値を表す情報である。

次に、基本情報記憶部１４０は、例えばユーザ（需要家）によって予め登録されたかあるいは他のサーバから提供された設備や料金、需要家に関する情報、および需要家が属するグループを示す情報を記憶する。この例で基本情報記憶部１４０は、蓄電設備情報１４１と、発電設備情報１４２と、需要設備情報１４３と、電力料金１４４を表す情報と、需要家情報１４５と、グループ情報１４６とを需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９毎に記憶する。

蓄電設備情報１４１は、図２を参照して説明した蓄電設備９４を定義する情報である。
図５は、本実施形態の需要家における蓄電設備９４の蓄電設備情報１４１の一例を示した図である。図５においては、例とした蓄電設備情報１４１が、電池容量（１０ｋＷｈ）、上限ＳＯＣ（１００％）、下限ＳＯＣ（０％）、充電損失（１０％）、放電損失（１０％）および最大放電電力（３ｋＷ）の各項目を含んでいる。

発電設備情報１４２は、図２を参照して説明した発電設備９５を定義する情報である。
図６は、本実施形態の需要家における発電設備９５の発電設備情報１４２の一例を示した図である。図６に示した例で発電設備情報１４２は、太陽光発電システムの場合であり、インバータ容量（６ｋＷ）、変換効率（１５％）、発電面積（２０ｍ２）、経度、緯度、設置角の各項目を含んでいる。

需要設備情報１４３は、図２を参照して説明した負荷９３、負荷９８等を定義する情報である。図７は、本実施形態の需要家における需要家の需要設備（負荷９３）の需要設備情報１４３の一例を示した図である。図７に示した例で需要設備情報１４３は、負荷９３または負荷９８に含まれる電気製品等の種類を示す情報（エアコン、電気温水器、ＩＨヒータ、電子レンジ、洗濯機、掃除機）と図示していない各電気製品の消費電力等の仕様を示す情報とを含んでいる。

電力料金１４４は、電気料金の算出根拠となる情報であり、例えば基本料金の算出根拠と電力料金の算出根拠とを示す情報を含む。また、電力料金１４４は、料金が時間帯によって異なる場合には時間帯毎に算出根拠を示す情報を含む。

需要家情報１４５は、各需要家を定義する情報である。図８は、本実施形態の需要家の情報である需要家情報１４５の一例を示した図である。図８に示した例で需要家情報１４５は、需要家ＩＤ（識別情報）、配電用変電所６０１から電力を自身に給電する柱上変圧器までの高圧配電線７００の距離、位置情報、設備情報および付帯情報の各項目を含んでいる。また、需要家情報１４５には、自身に電力を供給する柱上変圧器に付与された優先順位も含まれる構成とする。この優先順位は、需要家の蓄電設備９４からの配電網への放電（逆潮流）、配電網からの需要家の蓄電設備９４への充電（順潮流）の各々の状態において、配電用変電所６０１から需要家の各々が属する管理グループ毎に設けられた柱上変圧器までの高圧配電線７００の配線長の長短（他の管理グループに比較して長いか短いかの相対的な長短）によって予め設定されている。

図４において、融通計画部１３０は、受信情報記憶部１２０に記憶されている情報と、基本情報記憶部１４０に記憶されている情報とに基づいて蓄電池（蓄電設備９４）の充電及び放電の処理を制御する計画を立て、発電予測、需要予測および蓄電池の充放電の情報を、各管理グループに属する需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９毎に策定し、送信情報記憶部１５０に記憶する。ただし、発電設備９５を備えていない需要家に対して発電予測は作成されず、蓄電設備９４を備えていない需要家に対して充放電計画は策定されない。

次に、送信情報記憶部１５０は、融通計画部１３０が作成した各情報を記憶する。この例で送信情報記憶部１５０は、計画情報１５１と、発電予測１５２を示す情報と、需要予測１５３を示す情報とを、需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９毎に記憶する。ただし、需要家によっては融通計画部１３０が作成していない情報は記憶されない。

発電予測１５２は、予め算出された発電設備９５の所定時間ごと（本例では１時間毎）における発電電力を示す情報である。また、需要予測１５３は、需要家において、所定時間ごとに消費が予測される電力を示す情報である。融通計画部１３０は、例えば、予め取得された日射情報と発電設備情報１４２とに基づいて発電予測１５２を算出する。また、融通計画部１３０は、例えば、過去１週間内の所定時間ごとに、各需要家内で消費された電力を算出し、算出した電力の平均値を需要予測１５３として算出する。

融通計画部１３０は、電力料金１４４と、発電予測１５２および需要予測１５３とに基づいて充電及び放電の計画を需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９毎に導出する。充放電計画とは、蓄電設備９４が充電を行うのか、放電を行うのか、または停止するのか等を所定時間ごとに決定したものである。また、融通計画部１３０は、例えば電力プロバイダや電力会社等の電力情報提供者から需要家が使用する需要電力の増大または減少についての要請があった場合に、例えば負荷９８を制御して消費電力を所定時間毎に増大または減少させる指示を示す情報を需要計画として作成することができる。本実施形態において計画情報１５１は、電力の充放電、需要、発電に関する将来の指示を表す情報であり、所定時間毎かつ需要家毎に作成されたものである。以下では計画情報１５１の内容を計画と呼ぶ場合がある。計画情報１５１は、充放電計画（充電及び放電の処理の計画）や需要計画を含むことができる。

次に、送信部１６０は、送信情報記憶部１５０が記憶している各需要家の計画情報１５１、発電予測１５２および需要予測１５３の一部または全部を、配信情報として、例えば管理グループそれぞれに属する需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９に配信する。この送信部１６０が送信した配信情報（需要家における蓄電設備９４に対する放電及び充電を行なわせる蓄電池ＩＤの情報も含む）は、図５等を参照して説明した宅内コントローラ９６で受信される。そして、宅内コントローラ９６が受信した配信情報に基づいて蓄電設備９４等を制御する。

また、融通計画部１３０は、柱上変圧器６１１、６１２、６１３及び６１４の各々に備えられている電圧検出器６２１、６２２、６２３、６２４それぞれから供給される検出電圧に応じて、各管理グループに対して予め設定されている優先順位に従い、上記需要計画を作成し、管理グループにおける需要家の蓄電設備９４に対して、宅内コントローラ９６を介して充電及び放電の情報を出力する。
ここで、上記優先順位は、順潮流（充電）及び逆潮流（放電）の充放電処理を行う際に、各管理グループに対して蓄電設備９４からの充放電処理の制御を行う順番を、配電用変電所６０１から柱上変圧器各々が配置された位置までの高圧配電線７００の距離（長さ、すなわち配線長）に基づいて決めたルールである。

例えば、配電用変電所６０１からの高圧配電線７００の距離が最も長いのは、柱上変圧器６１４（末端変圧器）で、柱上変圧器６１１、柱上変圧器６１３の順番で徐々に配電用変電所６０１までの高圧配電線７００の距離が短くなり、最も短いのが柱上変圧器６１２（近傍変圧器）である。

これにより、配電用変電所６０１から柱上変圧器までの高圧配電線７００の距離が長くなるに従い、配電用変電所６０１を基準としたインピーダンスは大きくなる。すなわち、配電用変電所６０１からの順潮流及び配電用変電所６０１に対する逆潮流のレスポンスは悪くなる、つまり調整力は小さくなる。また、末端変圧器の位置に近づくほど（配電用変電所６０１から遠ざかるほど）、高圧配電線７００の電圧を制御することは困難である。一方、配電用変電所６０１の近傍に位置する柱上変圧器６１２は、配電用変電所６０１までの配線長が短くインピーダンスが小さいため、電力の順潮流及び逆潮流に対して、高圧配電線７００の末端変圧器（後述）の位置に比較して、電圧の制御が容易である。

ここで、融通計画部１３０は、配電用変電所６０１に対して接続されているノードである柱上変圧器に対応する管理グループに対して供給する供給電力が必要となった（高圧配電線７００の電圧が低下する）際における蓄電設備９４から高圧配電線７００への放電処理と、消費すべき消費電力が発生した（高圧配電線７００の電圧が上昇する）状態の場合、高圧配電線７００から蓄電設備９４への充電処理との各々に対応する充放電制御命令を、上記充放電計画に従って、予め設定した優先順位で行なう。

ここで、上記ルールとしての優先順位は、配電用変電所６１０から柱上変圧器までの高圧配電線７００の配線長が短い順に、各管理グループに対して高い優先度が設定されている。例えば、本実施形態の場合、上記配線長の短い順番として、柱上変圧器６１２、柱上変圧器６１３、柱上変圧器６１１、柱上変圧器６１４であるため、柱上変圧器６１２に対応する管理グループの優先順位を最も高くし、柱上変圧器６１３、柱上変圧器６１１、柱上変圧器６１４の順に優先順位を順次低くする。

融通計画部１３０は、上述したルールにおける優先順位に従い、各管理グループの宅内コントローラ９６に対して充放電制御命令を出力する。このとき、需要家に対して蓄電池から高圧配電線７００に対して放電を行わせる場合、融通計画部１３０は、優先順位の順番に、各管理グループにおける需要家毎に発電予測１５２、需要予測１５３及び蓄電池残量１２４の各々に基づいて余剰電力を算出して、管理グループ単位で総計して、管理グループ毎のグループ余剰電力を算出する。

そして、融通計画部１３０は、優先順位の順番に、グループ余剰電力を加算し、加算結果が放電による逆潮流する供給電力と一致するまでの管理グループの各々に対して、放電処理を示す充放電制御命令を出力する。ここで、融通計画部１３０は、放電を行なわせる管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、蓄電池モードＩＤ３の放電（逆潮流可）が含まれる充放電制御命令を送信し、各需要家の蓄電設備９４の蓄電池から配電網に対して放電を行なわせる。

また、同様に、融通計画部１３０は、上述した優先順位に従い、各管理グループの宅内コントローラ９６に対して充放電制御命令を出力する。このとき、需要家に対して蓄電池から高圧配電線７００に対して放電を行わせる場合、融通計画部１３０は、優先順位の順番に、各管理グループにおける需要家毎に発電予測１５２、需要予測１５３及び蓄電池残量１２４の各々に基づいて蓄電池の蓄電可能電力を算出して、管理グループ単位で総計して、管理グループ毎のグループ蓄電可能電力を算出する。

そして、融通計画部１３０は、優先順位の順番に、グループ蓄電可能電力を加算し、加算結果が充電により順潮流する消費電力と一致するまでの管理グループの各々に対して、充電処理を示す充放電制御命令を出力する。ここで、融通計画部１３０は、充電を行なわせる管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、蓄電池モードＩＤ２の余剰充電が含まれる充放電制御命令を送信し、各需要家の配電網から蓄電設備９４の蓄電池に対して充電を行なわせる。

図９は、融通計画部１３０における管理グループにおける需要家に対する充電及び放電を指示する制御の動作例を示すフローチャートである。本実施形態において、融通計画部１３０は、このフローチャートの動作を、所定の制御周期単位に実行する。
ステップＳ１０１：融通計画部１３０は、電力料金１４４と、発電予測１５２および需要予測１５３とに基づいて充電及び放電の計画（充放電計画）を需要家１０－１～１０－６、需要家２０－１から２０－４、需要家３０－１から３０－５および需要家４０－１～４０－９毎に導出する。

ステップＳ１０２：融通計画部１３０は、導出した充放電計画が、逆潮流を行なう放電の処理であるか、あるいは順潮流を行なう充電の処理であるかの判定を行なう。
このとき、融通計画部１３０は、導出した充放電計画が、逆潮流を行なう放電の処理である場合、処置をステップＳ１０３へ進める。
一方、融通計画部１３０は、導出した充放電計画が、順潮流を行なう充電の処理である場合、処置をステップＳ１０８へ進める。

ステップＳ１０３：融通計画部１３０は、ルールにおける優先順位に従い、順次、優先順位の高い順に、対応する管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、放電の処理を示す充放電制御命令を出力する。
これにより、充放電制御命令が供給された需要家の宅内コントローラ９６は、自身の余剰電力に対応した蓄電設備９４の蓄電池の放電を行なう。

ステップＳ１０４：配電用変電所６０１からの高圧配電線７００の配線長が長い、高圧配電線７００の末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、上記充放電制御命令が供給されない場合、以下の処理を行なう。
配電用変電所６０１から見て高圧配電線７００の末端に接続された末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、高圧配電線７００に接続された自身の需要家に電力を供給する柱上変圧器（例えば、柱上変圧器６１４）の２次側の電圧を検出電圧として検出する。

ステップＳ１０５：末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出した検出電圧が、制御範囲における上限閾値を超えているか、あるいは下限閾値を下回っているかの判定を行なう。
このとき、末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値以下であり、かつ下限閾値以上、すなわち制御範囲内に含まれる場合、処理を終了する。
また、末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値を超える場合、処理をステップＳ１０６へ進める。
一方、末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が下限閾値を下回る場合、処理をステップＳ１０７へ進める。

ステップＳ１０６：末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値を超えて制御範囲内に含まれていない場合、蓄電設備９４の蓄電池の充電の処理を行なう。

ステップＳ１０７：末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が下限閾値を下回って制御範囲内に含まれていない場合、蓄電設備９４の蓄電池の放電の処理を行なう。

ステップＳ１０８：融通計画部１３０は、ルールにおける優先順位に従い、順次、優先順位の高い順に、対応する管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、充電の処理を示す充放電制御命令を出力する。
これにより、充放電制御命令が供給された需要家の宅内コントローラ９６は、自身の蓄電可能電力に対応した蓄電設備９４の蓄電池の充電を行なう。

ステップＳ１０９：配電用変電所６０１からの高圧配電線７００の配線長が長い、高圧配電線７００の末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、上記充放電制御命令が供給されない場合、以下の処理を行なう。
末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、高圧配電線７００に接続された、自身の需要家に電力を供給する柱上変圧器（例えば、柱上変圧器６１４）の２次側の電圧を検出電圧として検出する。

ステップＳ１１０：末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出した検出電圧が、制御範囲における上限閾値を超えているか、あるいは下限閾値を下回っているかの判定を行なう。
このとき、末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値以下であり、かつ下限閾値以上、すなわち制御範囲内に含まれる場合、処理を終了する。
また、末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が上限閾値を超える場合、処理をステップＳ１０６へ進める。
一方、末端近傍における需要家の宅内コントローラ９６は、検出電圧が下限閾値を下回る場合、処理をステップＳ１０７へ進める。

例えば、配電用変電所から見た高圧配電線の電圧は、需要家に対して順潮流を行なっている状態においては、末端が中央に比較して低くなり、逆に、需要家からの逆潮流を行なっている状態において末端が中央に比較して高くなる。
このため、柱上変圧器の位置の高圧配電線の電圧を検出して充電及び放電の制御を行なう場合、配電用変電所から遠い柱上変圧器の位置における高圧配電線の電圧は、電圧上限及び電圧下限の制限範囲内における調整可能な範囲が狭くなり、配電網からの需要家の蓄電設備への充電や、蓄電設備からの配電網への放電を行なうことができない場合がある。

また、需要家に供給される電力の電圧が制限されるのは、低圧側の電圧の電圧下限から下回った場合の逸脱であり、電気製品の動作不良（誤動作）や故障などを生じるため、特に重要である。
上述した供給される電力の制限範囲からの逸脱を回避するため、抑制する機能や無効電力を出力する機能を、動的あるいは固定的に動作させて、発電した電力（発電電力）の出力を系統の電圧に対応して調整している。このため、自然エネルギーである太陽光発電などによる省エネルギー化や、ＣＯ_２の削減を阻害してしまう要因となっている。

また、太陽光発電設備を備える需要家において、オール電化住宅（家庭内で用いる全てのエネルギーを電気に統一した住宅）の普及が進んでいる。
しかし、太陽光発電は、日射時間、日射量及び日射強度などの関係から、５月から８月（夏の期間）における最大発電時の発電電力と、１２月から３月（冬の期間）の最大需要時の需用電力（消費電力）との差が大きく、需要家に対する電力供給における電圧が変動してしまう。

上述した供給電力の電圧変更に対する対策として、電力供給を行なう電力会社は、需要家における順潮流及び逆潮流の状態に応じて、ＳＶＲ（Step Voltage Regulator）や柱上変圧器（柱上トランス）などの変圧器の２次側（需要家に供給する）のタップ調整（出力電圧の異なる複数タップの切替処理）を行なっている。
このため、ＳＶＲの自動化及び遠隔制御による調整や、変圧器の２次側の電圧調整タップの切替を自動化及び遠隔制御による調整する装置もある。
しかしながら、上述した変圧器の２次側の電圧を、自動化及び遠隔制御高で行なう装置は、高価であるため、広く普及させることは困難である。

これに対して、本実施形態によれば、各需要家施設の蓄電池から配電網（高圧配電線）に対して逆潮流（放電）及び配電網から蓄電池への順潮流（充電）を行う際、配電用変電所から高圧配電線の配線長が長く、配電用変電所による順潮流及び逆潮流による電圧の制御が困難な末端近傍の柱上変圧器（変圧器）の配置位置における高圧配電線の電圧制御を、制御範囲に対応させて容易に行なうことができる。
すなわち、本実施形態によれば、配電用変電所からの配線長の短い柱上変圧器の配置位置における高圧配電線７００の電圧と対応するように、配電用変電所からの配線長がより長い（配電用変電所６０１から見て高圧配電線７００の末端近傍の）柱上変圧器の２次側における検出電圧が、上限閾値を超えた場合に蓄電池に対する充電を行ない、また下限閾値を下回った場合に蓄電池から放電を行なうことで、配電用変電所６０１の近傍から、配電用変電所６０１から見て高圧配電線７００の末端近傍の柱上変圧器の配置位置における高圧配電線７００までの電圧を一様に安定させる制御を行なうことが可能となる。

また、本実施形態によれば、配電用変電所６０１から柱上変圧器の各々までの高圧配電線７００の配線長に応じて、柱上変圧器の配置位置の高圧配電線７００の電圧により、放電（逆潮流）及び充電（順潮流）を行なう優先順位を制御するため、上限閾値及び下限閾値が制限範囲内となるように効率的に制御することができる。

＜第２実施形態＞
続いて、第２実施形態について説明する。
先の第１実施形態においては、需要家の管理グループ単位について、配線長が短いほど優先順位が高くなるようにして、優先順位が予め設定されていた。しかしながら、例えば、電力管理システムに対応する系統（配電網）全体として逆潮流（放電）が行われる状態である場合において、配電網における電圧が許容値を超えない範囲で最大限の電力量による放電が行われるようにされることが好ましい。
なお、ここでの配電網は、例えば、配電用変電所６０１から電力管理システムに含まれる各需要家との間に存在する高圧配電線７００を含む。
配電網における電圧が許容値を超えない範囲で最大限の電力量による放電が行われるようにするためには、管理グループの優先順位について、例えば時間帯ごとに応じて求められる電力調整量に応じて変更することが有効な場合がある。そこで、本実施形態においては、融通計画部１３０が以下の説明のように優先順位を変更するように構成される。

図１０のフローチャートは、本実施形態の融通計画部１３０が、図９の処理を実行するにあたってステップＳ１０３として実行する処理手順例を示している。
ステップＳ２０１：融通計画部１３０は、今回の制御対象となる制御周期に対応して配電網にて発生する電圧（配電網電圧）を推定する。融通計画部１３０は、例えばステップＳ１０１にて得られた充放電計画における需要家ごとの放電電力量に基づいて、配電網電圧を推定するようにされてよい。融通計画部１３０は、当該ステップＳ２０１により、今回の制御周期における配電網電圧の推定値を得る。
ステップＳ２０２：融通計画部１３０は、配電網電圧の制御範囲として許容されるものとして予め定められた上限値（上限配電網制御電圧）と、ステップＳ２０１により得られた配電網電圧の推定値との差分を算出する。
ここで、上限配電網制御電圧は、例えば配電網における高圧配電線７００について規定される許容電圧の上限値に対応して定められてよい。一例として、上限配電網制御電圧は、許容電圧の上限値に対してマージンとしての所定値を差し引いた値とされてよい。
本実施形態の融通計画部１３０は、ステップＳ１０３の処理として、配電網にて発生する電圧ができるだけ上限配電網制御電圧で一定となるように（安定化されるように）制御するようにされる。

ステップＳ２０３：融通計画部１３０は、ステップＳ２０２により算出された差分が一定以下であるか否かについて判定する。
ステップＳ２０４：差分が一定以下である場合には、今回の制御対象となる制御周期に対応する時間帯においては、上限配電網制御電圧で安定化する制御のための調整量（調整力）は小さくてよいということがいえる。この場合には、配線長が長く、配電網電圧を調整可能な範囲が狭い管理グループの需要家を利用した放電処理であっても、適正に上限配電網制御電圧で安定化させることが可能である。
そこで、ステップＳ２０２により算出された差分が一定以下であることがステップＳ２０３にて判定された場合、融通計画部１３０は、管理グループごとの優先順位について配線長が長いほど高くなるように設定する。

ステップＳ２０５：差分が一定より大きい場合には、今回の制御対象となる制御周期に対応する時間帯においては、上限配電網制御電圧で安定化する制御のために調整が必要な電力量が多いということがいえる。この場合には、配線長が長い末端の管理グループの需要家によっては、上限配電網制御電圧で安定化させることが難しくなる。
そこで、ステップＳ２０２により算出された差分が一定より大きいことがステップＳ２０３にて判定された場合、融通計画部１３０は、管理グループごとの優先順位について配線長が短いほど高くなるように設定する。

なお、本実施形態においては、例えば、ステップＳ２０４、Ｓ２０５において、さらに同じ管理グループにおいて、対応の柱上変圧器までの需要家ごとの配線長に応じて、需要家間で優先順位を設定してよい。また、先の第１実施形態においても、管理グループにおける需要家間での優先順位が予め設定されてもよい。

ステップＳ２０６：融通計画部１３０は、ステップＳ２０４またはステップＳ２０５により設定された優先順位に従い、順次、優先順位の高い順に、対応する管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、放電の処理を示す充放電制御命令を出力する。

先の第１実施形態では、配線長が長い末端近傍の管理グループの需要家については、ステップＳ１０３での放電処理のための制御対象とならない場合があった。例えば放電処理のための制御対象となる機会は、需要家間でできるだけ均等であることが好ましい場合がある。本実施形態であれば、末端近傍の管理グループの需要家から優先して放電処理のための制御対象とする機会を得ることができるので、需要家間での制御対象となる機会の偏りを緩和することができる。

＜第３実施形態＞
続いて、第３実施形態について説明する。本実施形態においては、例えば日中であって太陽光発電装置としての発電設備９５の発電量が多くなる時間帯では、上限配電網制御電圧で安定化させるために必要な電力調整量も多くなる傾向にある。このような場合には、調整力の大きい、配電用変電所６０１からの配電長が短い管理グループの需要家を優先させて制御を行うことが好ましいといえる。
一方、例えば日中以外で太陽光発電装置としての発電設備９５の発電量が少なくなる時間帯では、上限配電網制御電圧で安定化させるために必要な電力調整量は少なくてよい。このような場合には、調整力の大きい、配電用変電所６０１からの配電長が短い管理グループの需要家を優先させて制御を行うことが好ましいといえる。
そこで、本実施形態においては、図９のステップＳ１０３の優先順位に従った放電処理として、発電設備９５の発電量に応じて、以下のように優先順位を設定するようにされる。

図１１のフローチャートは、本実施形態の融通計画部１３０が、図９のステップＳ１０３として実行する処理手順例を示している。
ステップＳ３０１：融通計画部１３０は、今回の制御対象となる制御周期としての時間帯にて、電力管理システムにおける発電設備９５による発電量が一定以上であるか否かについて判定する。この場合に判定対象とする発電量は、例えば電力管理システムにおける発電設備９５ごとの発電量の総合であってよい。

ステップＳ３０２：ステップＳ３０１にて発電量が一定以上であると判定された場合、融通計画部１３０は、管理グループごとの優先順位について配線長が短いほど高くなるように設定する。
ステップＳ３０３：一方、ステップＳ３０１にて発電量が一定未満であると判定された場合、融通計画部１３０は、管理グループごとの優先順位について配線長が長いほど高くなるように設定する。

なお、本実施形態においても、例えば、ステップＳ３０２、Ｓ３０３において、さらに同じ管理グループにおいて、対応の柱上変圧器までの需要家ごとの配線長に応じて、需要家間で優先順位を設定してよい。

ステップＳ３０４：融通計画部１３０は、ステップＳ３０２またはステップＳ３０３により設定された優先順位に従い、順次、優先順位の高い順に、対応する管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、放電の処理を示す充放電制御命令を出力する。

＜第４実施形態＞
続いて、第４実施形態について説明する。
本実施形態における電力管理システムに属する複数の需要家は、例えば一般家屋に対応する需要家と、企業や店舗等としての事業者に対応する需要家とが混在している。一般家屋に対応する需要家が蓄電設備９４と発電設備９５を備える場合においては、家庭用の蓄電設備９４と発電設備９５を導入することが一般的である。このような家庭用の蓄電設備９４と発電設備９５を導入するにあたっては、例えば導入コストの削減を図るために、電力変換を行うパワーコンディショナ（ＰＣＳ：Power Conditioning System、電力変換器）が蓄電設備９４と発電設備９５とで共有されることがある。

しかしながら、蓄電設備９４と発電設備９５とでパワーコンディショナを共有する構成の場合において、例えば日照が強いことで太陽光発電装置である発電設備９５の発電量が一定以上に増加すると、パワーコンディショナは、発電設備９５の発電電力の変換のために全容量が使用される状態となる。このような状態では、パワーコンディショナは、容量の多くを、発電設備９５の発電電力をもととする電力の変換に用いることになる。このようなパワーコンディショナの動作では、パワーコンディショナから出力する電力の調整幅が小さく、上限配電網制御電圧での安定化に寄与する調整力も小さくなってしまう。

一方、事業家等の需要家では、例えば休業日以外の日や休業時間以外の時間帯では、需要電力が大きいこともあり、蓄電設備９４と発電設備９５とでそれぞれ個別にパワーコンディショナが設けられる。また、一般家庭の需要家でも、蓄電設備９４と発電設備９５とでそれぞれ個別にパワーコンディショナを設けるようにした場合がある。このように蓄電設備９４と発電設備９５とで個別にパワーコンディショナを設けた需要家では、発電設備９５の発電電力が、発電設備９５対応のパワーコンディショナの容量以上であるとしても、蓄電設備９４に対応するパワーコンディショナは発電設備９５の発電電力の影響は受けずに使用することができる。このため、蓄電設備９４の充放電動作の制御によって、上限配電網制御電圧での安定化のための調整力を得ることができる。

そこで、本実施形態においては、以下に説明するようにして、電力管理システムにおける発電設備９５の発電量と、配線長と、パワーコンディショナのタイプとに応じて、需要家単位で優先順位を設定するようにされる。
以下の説明において、パワーコンディショナのタイプとして、蓄電設備９４と発電設備９５とでそれぞれ個別に設けられるものについては個別型と呼び、蓄電設備９４と発電設備９５とで共有されるものについては共有型と呼ぶ。

図１２のフローチャートは、本実施形態の融通計画部１３０が、図９のステップＳ１０３として実行する処理手順例を示している。
ステップＳ４０１：融通計画部１３０は、今回の制御対象となる制御周期としての時間帯にて、電力管理システムにおける発電設備９５による発電量が一定以上であるか否かについて判定する。この場合に判定対象とする発電量は、例えば電力管理システムにおける発電設備９５ごとの発電量の総合であってよい。

ステップＳ４０２：ステップＳ４０１にて発電量が一定以上であると判定された場合、融通計画部１３０は、パワーコンディショナが個別型で、配線長が短いほうを優先させた優先順位を設定する。
このために、例えば融通計画部１３０は、電力管理システムに属する需要家のうちから、まず、パワーコンディショナが個別型の需要家を抽出する。融通計画部１３０は、抽出されたパワーコンディショナが個別型の需要家について、配線長が短いほうから順に高い優先順位を設定する。さらに、融通計画部１３０は、パワーコンディショナが個別型の需要家について設定した優先順位に続けて、残るパワーコンディショナが共有型の需要家について、配線長が短いほうを優先させた優先順位を設定してよい。
ステップＳ４０３：一方、ステップＳ４０１にて発電量が一定未満であると判定された場合、融通計画部１３０は、パワーコンディショナが共有型で、配線長が長いほうを優先させた優先順位を設定する。
このために、例えば融通計画部１３０は、電力管理システムに属する需要家のうちから、まず、パワーコンディショナが共有型の需要家を抽出する。融通計画部１３０は、抽出されたパワーコンディショナが共有型の需要家について、配線長が長いほうから順に高い優先順位を設定する。さらに、融通計画部１３０は、パワーコンディショナが共有型の需要家について設定した優先順位に続けて、残るパワーコンディショナが個別型の需要家について、配線長が長いほうを優先させた優先順位を設定してよい。

ステップＳ４０４：融通計画部１３０は、ステップｓＳ４０２またはステップＳ４０３により設定された優先順位に従い、順次、優先順位の高い順に、対応する管理グループにおける需要家の宅内コントローラ９６に対して、放電の処理を示す充放電制御命令を出力する。
ステップＳ４０２により設定された優先順位により放電処理が行われることで、例えば日中の時間帯で発電設備９５の発電電力が大きい状態であっても、蓄電設備９４に対応して個別に設けられたパワーコンディショナを利用して電力調整を有効に行える。そのうえで、パワーコンディショナが個別型の需要家のうちで配線長の短い需要家が優先して制御に利用されることから、高い調整力で調整も行えるため、電力調整の有効性はさらに高まる。
一方、ステップＳ４０３により設定された優先順位により放電処理が行われることで、例えば日中以外で発電設備９５の発電電力が小さい状態に対応して、共有型のパワーコンディショナを備え、かつ末端側の需要家を上限配電網制御電圧での安定化に利用する機会が得られる。

なお、上記各実施形態において、図９のステップＳ１０４－Ｓ１０７、Ｓ１０９、Ｓ１１０による、充放電制御命令を受けない需要家、管理グループが柱上変圧器二次側の検出電圧に応じて充電又は放電を実行する処理が行われないように構成されてよい。

なお、上述した図１の電力管理システムにおける地域管理サーバ１００及び需要家電気設備２０の各々機能を実現するためのそれぞれのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述の各管理グループの需要家に対する放電及び充電の処理の制御を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。
ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ－ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ－ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。

また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成は本実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。

１０－１，１０－２，１０－３，１０－４，１０－５，１０－６，２０－１，２０－２，２０－３，２０－４，３０－１，３０－２，３０－３，３０－４，３０－５，４０－１，４０－２，４０－３，４０－４，４０－５，４０－６，４０－７，４０－８，４０－９…需要家 ２０…需要家電気設備 ９１…分電盤 ９２…電力メータ ９３…負荷 ９４…蓄電設備 ９５…発電設備 ９６…宅内コントローラ １００…地域管理サーバ １１０…受信部 １２０…受信情報記憶部 １３０…融通計画部 １４０…基本情報記憶部 １５０…送信情報記憶部 １６０…送信部 ６０１…配電用変電所 ６１１，６１２，６１３，６１４…柱上変圧器 ６２１，６２２，６２３，６２４…電圧検出器 ７００…高圧配電線 ８０１，８０２，８０３，８０４…低圧配電線

Claims (12)

1. 配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給する変圧器と、
   充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力する管理サーバとを備え、
   前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
   前記優先順位は、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の短い順に従って、前記管理グループ単位で設定される
   電力管理システム。
2. 配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給する変圧器と、
   充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力する管理サーバとを備え、
   前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
   前記高圧配電線にて生じる電圧を所定値で安定化させるのに必要な電力の調整量が一定以下である場合には、前記優先順位について、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の長い順に従って、前記管理グループ単位で設定する
   電力管理システム。
3. 配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給する変圧器と、
   充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力する管理サーバとを備え、
   前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
   電力管理システムに含まれる需要家の発電装置による発電量が一定以上である場合には、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の短い順に従って前記管理グループ単位で前記優先順位を設定し、
   前記発電量が一定未満である場合には、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の長い順に従って前記管理グループ単位で前記優先順位を設定する
   電力管理システム。
4. 配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給する変圧器と、
   充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力する管理サーバとを備え、
   前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
   電力管理システムに含まれる需要家の発電装置による発電量が一定以上である場合には、蓄電池と発電装置とでそれぞれ個別に電力変換器が設けられ、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の短い需要家が優先されるようにして前記優先順位を設定し、
   電力管理システムに含まれる需要家の発電装置による発電量が一定未満である場合には、蓄電池と発電装置とで電力変換器が共有され、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の長い需要家が優先されるようにして前記優先順位を設定する
   電力管理システム。
5. 前記充放電制御命令が供給されない、前記管理グループの前記需要家のコントローラが、前記変圧器の２次側で検出された電圧が所定の範囲に含まれるように、当該需要家の蓄電池の充電及び放電を行なう
   請求項１から４のいずれか一項に記載の電力管理システム。
6. 前記コントローラのうち、前記充放電制御命令が供給されない管理グループの前記需要家のコントローラが、自身に対応する前記変圧器の２次側で検出された検出電圧を参照し、前記検出電圧が所定の電圧範囲に含まれるように、当該需要家の蓄電池の充電及び放電を行なう
   請求項５に記載の電力管理システム。
7. 前記コントローラが、
   前記管理グループにおけるいずれかの需要家に備えられており、
   前記検出電圧が予め設定された下限閾値を下回っている場合、当該管理グループ内の前記需要家に対して前記蓄電池から前記高圧配電線への放電を行なう充放電制御命令を出力し、一方、前記検出電圧が予め設定された上限閾値を超えている場合、当該管理グループ内の前記需要家に対して前記高圧配電線から蓄電池への充電を行なう充放電制御命令を出力する
   請求項６に記載の電力管理システム。
8. 前記管理サーバが、
   前記優先順位に従って、順次、前記管理グループまたは需要家施設に対して前記充放電制御命令を出力する
   請求項１から７のいずれか一項に記載の電力管理システム。
9. 変圧器が、配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給するステップと、
   管理サーバが、充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力するステップとを含み、
   前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
   前記優先順位は、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の短い順に従って、前記管理グループ単位で設定される
   電力管理方法。
10. 変圧器が、配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給するステップと、
    管理サーバが、充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力するステップとを含み、
    前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
    前記高圧配電線にて生じる電圧を所定値で安定化させるのに必要な電力の調整量が一定以下である場合には、前記優先順位について、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の長い順に従って、前記管理グループ単位で設定する
    電力管理方法。
11. 変圧器が、配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給するステップと、
    管理サーバが、充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力するステップとを含み、
    前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
    電力管理システムに含まれる需要家の発電装置による発電量が一定以上である場合には、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の短い順に従って前記管理グループ単位で前記優先順位を設定し、
    前記発電量が一定未満である場合には、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の長い順に従って前記管理グループ単位で前記優先順位を設定する
    電力管理方法。
12. 変圧器が、配電用変電所と高圧配電線を介して接続され、管理グループとして自身に接続された需要家の各々に電圧を変換して電力を供給するステップと、
    管理サーバが、充放電の必要性に応じて、前記管理グループ単位、または需要家単位で、蓄電池の放電あるいは充電を指示する充放電制御命令を出力するステップとを含み、
    前記管理サーバが、前記管理グループまたは需要家について設定された優先順位に従って、前記充放電制御命令を前記管理グループの需要家に対して出力し、
    電力管理システムに含まれる需要家の発電装置による発電量が一定以上である場合には、蓄電池と発電装置とでそれぞれ個別に電力変換器が設けられ、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の短い需要家が優先されるようにして前記優先順位を設定し、
    電力管理システムに含まれる需要家の発電装置による発電量が一定未満である場合には、蓄電池と発電装置とで電力変換器が共有され、前記変圧器から前記配電用変電所までの配線長の長い需要家が優先されるようにして前記優先順位を設定する
    電力管理方法。

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