JPWO2016136260A1 - 電力管理装置、電力管理システム、および電力管理方法 - Google Patents

Abstract

電力の供給側および需要家側の双方の要請に好適に対応できるように蓄電池の電力を制御する電力管理装置、電力管理システム、および電力管理方法を提供する。電力管理装置１は、需用家施設に設けられ、蓄電量を管理する制御部１１を備え、制御部１１は、蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理し、第１領域は需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とし、第２領域は需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする。

Description

関連出願へのクロスリファレンス

本出願は、２０１５年２月２５日に出願された日本国特許出願第２０１５−３５６３７号に基づく優先権を主張するものであり、この先の出願の開示全体を、ここに参照のために取り込む。

本発明は、電力管理装置、電力管理システム、および電力管理方法に関するものである。

近年、例えば太陽電池などの発電装置および蓄電池の双方に対応して電力変換を行うパワーコンディショナ（インバータ）を含む電力供給システムの研究が進みつつある。また、このような電力供給システムは、発電装置の出力を蓄電池に充電することもできる。負荷に電力を供給する電源として蓄電池を採用する場合、蓄電池の充電率（ＳＯＣ:State of Charge）を測定することにより、当該蓄電池の蓄電量を把握することができる（例えば特許文献１参照）。このように蓄電池の有効利用が求められている。

特開２０１２−２３５５４１号公報

本発明の一実施形態に係る電力管理装置は、需用家施設に設けられる蓄電池の蓄電量を制御する制御部を備える。前記制御部は、前記蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理する。前記第１領域は、前記需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とする。前記第２領域は、前記需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする。

本発明の一実施形態は、蓄電池と、需要家施設に設けられる電力管理装置と、を含む電力管理システムである。前記電力管理装置は、前記蓄電池の蓄電量を制御する制御部を備える。前記制御部は、前記蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理する。前記第１領域は、前記需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とする。前記第２領域は、前記需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする。

本発明の一実施形態は、需用家施設に設けられる電力管理装置における電力管理方法である。当該方法は、蓄電池の蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理するステップを含む。前記第１領域は、前記需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とする。前記第２領域は、前記需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする。

一実施形態に係る電力管理システムの概略構成を示す図である。 一実施形態に係る電力管理装置の機能ブロック図である。 一実施形態に係る蓄電池システムの機能ブロック図である。 一実施形態に係る電力管理装置の動作の概念を説明する図である。 一実施形態に係る電力管理装置の動作の概念を説明する図である。 一実施形態に係る電力管理装置の動作の概念を説明する図である。 一実施形態に係る電力管理装置の動作を説明するフローチャートである。 一実施形態に係る電力管理装置の動作を説明するフローチャートである。 一実施形態に係る電力管理装置の動作を説明するフローチャートである。 一実施形態に係る電力管理装置の動作を説明するフローチャートである。 一実施形態に係る電力管理装置の動作を説明するフローチャートである。 一実施形態に係る電力管理装置の動作を説明するフローチャートである。

［システム構成］
本実施形態に係る電力管理システムは、電力の需要家側および／または供給側である電力系統で使用される電気エネルギーを管理する機器と、電力系統に接続された複数台の蓄電池とから、主に構成される。本システムは、需要家施設に配設された電力負荷をも含んいてもよい。蓄電池は、例えば、需要家がデマンド時限に対して電力系統で使用される需要電力量の需給調整を行う。なお、本システムは、系統連系または自立運転を行うように構成することができる。また、本システムにおいて、ネットワーク５を介した機器への接続は、任意の構成とすることができる。

本実施形態に係る電力管理システムにおいては、図１に示すように、電力管理装置１と、蓄電池システム２と、発電機器制御システム３と、発電機器４と、ネットワーク５と、電力系統６とが接続されている。蓄電池システム２は、蓄電池システム＿１ ２ａ、蓄電池システム＿２ ２ｂ・・・蓄電池システム＿ｎ ２ｎの１以上の蓄電池システムを有する。発電機器４は、発電機器＿１ ４ａ、発電機器＿２ ４ｂ・・発電機器＿ｍ ４ｍの１以上の発電機器を有する。以下説明する本発明の実施形態に係る電力管理システムは、発電機器として、燃料電池、太陽電池などを必要に応じて適宜含むものとする。

電力管理装置１は、図２に示すように、電力網に接続され、制御部１１と、通信部１２と、記憶部１３とを有する。以下、本発明の実施形態に係る電力管理装置１の各機能を説明するが、電力管理装置１が備える他の機能を排除することを意図したものではないことに留意されたい。電力管理装置１は、例えばコンピュータにより構成することができる。電力管理装置１は、制御部１１などの各機能を実現する処理内容を記述したプログラムを、当該コンピュータの記憶部１３に格納し、当該コンピュータの中央演算処理装置（ＣＰＵ）によってこのプログラムを読み出して実行させることで実現することができる。

制御部１１は、電力管理装置１の各種動作を制御する。例えば、制御部１１は、蓄電池１台による充放電時間の計算を行うことができる。また、制御部１１は、自らの制御内容（例えば制御信号）を、通信部１２を介して蓄電池システム２に送信することで、蓄電池システム２を制御することができる。

通信部１２は、蓄電池システム２、発電機器制御システム３、ネットワーク５、電力系統６等と有線または無線で通信する。

記憶部１３は、電力管理装置１における各部の処理を行うために必要な情報として、例えば、計測データおよび決定した蓄電制御内容等を記憶する。

蓄電池システム２は、図３に示すように、ＰＣＳ（Power Conditioning System）２１と、蓄電池２２とを有する。蓄電池システム２は、例えば、需要家がデマンド時限毎にその電力系統６で使用される電力需要量の需給調整を行うために使用される。以下、蓄電池システム２の各機能を説明するが、蓄電池システム２が備える他の機能を排除することを意図したものではないことに留意されたい。本実施形態において、このような蓄電池２２が設置される場所としては、例えば、大規模な太陽光発電または風力発電などを行う施設、工場、倉庫、配送センター、ビル、店舗、一般家庭の家屋などが想定される。また、以下説明する一実施形態に係る電力管理システムは、例えば、リチウムイオン電池および鉛電池などの蓄電池を必要に応じて適宜含むものとする。

上述した各機能ブロックの数は１つに限定されず、複数備えて、処理を分割してもよい。また、機能ブロックのいくつかを統合してもよい。

［電力管理装置の動作概念］
以下の説明において、「デマンドレスポンス（ＤＲ）要請」とは、主に電力会社の電力供給量がひっ迫される状態において、電力会社から発令される電力削減に関する要請を意図している。このような要請を受けた需要家は、指定されたデマンド時限の電力使用量の削減を行い、電力会社からは削減量に応じた報酬を得る。需要家は、このような要請を受信した時に、削減実施の有無および目標削減量を電力会社に通知する。ＤＲ要請に対応した際に、実際の削減量が目標削減量を下回った場合、未達成量に応じて減額が発生することも想定される。

ＤＲ要請の通知タイミングについては、前日、１２時間前、１時間前、３０分前、５分前等のパターンが提案されている。このような通知タイミングは直前になるに従って要請対応が難しくなる。また、このような要請が発令されるのは、夏季において空調使用頻度の多い時間帯（例えば１４時から１６時）等の特定の時期に限定される傾向にあることが想定されている。

また、以下の説明において、電力の「平準化」とは、以下のようなことを意図している。すなわち、平準化とは、翌日に使用される、デマンド時限（例えば３０分）単位の１日分の購入電力量の計画値（予測値）を、前日に電力会社に提出し、実際の電力使用量が提出した事前計画値の変動範囲（例えば±３％等）以内に収まるように調整することを意図している。このような電力量の計画値は、電力の供給量、購入予定量、または需要量とすることができる。実際の電力使用量が事前計画値の変動範囲を超えた場合、電力会社に対してペナルティ料金を支払うような運用も想定されている。主に発電系統等に設定されている蓄電池は、平準化を目的として使用されている。

前日に提出した電力の計画値と、翌日になって実際に使用した電力の実績値との差異は、天候あるいは店舗における来客数等の要因に左右される。このような差異が発生しやすい時間帯については、差異に関する統計データを用いて電力管理装置側で予測することができる。例えば、０：００〜６：００に差異が発生することはないが、８：００〜１０：００および１８：００〜２２：００は差異が大きい等の傾向を把握することができる。

本実施形態において、電力管理システムが稼働する状況としては、以下のような状況が想定される。すなわち、電力需要家グループに含まれる店舗ごとに平準化を実施することで、需要家グループ合計の実績値と、電力の調達量を一致させることが求められる状況が想定される。また、電力会社および発電事業者などのような電力供給側と、上述の需要家グループのような電力需要側との間には、アグリゲータと呼ばれるＰＰＳ（Power Producer and Supplier）代理の業者が介在する。アグリゲータとは、需要家施設における電力需要を束ねてエネルギーマネジメントを行う事業者をさす。このアグリゲータでは、ＤＲ要請の対応が優良である店舗のリストが作成され、ＤＲ要請時には、リストに掲載された優良店舗から優先的に、ＤＲ要請対応店舗が決定されるという状況が想定される。

本実施形態においては、蓄電池の残量（ＳＯＣ）の状態と、電力管理装置によって計算される当該システムが設置された場所の電力需給計画値（例えば店舗の翌日需要計画値）とから、ＤＲ要請時に使用する電力量をＤＲ調整容量として確保する。また、本実施形態においては、このように確保したＤＲ調整容量以外の容量を使用して、平準化制御を実施する。すなわち、本実施形態においては、契約電力超過の抑制に使用する電力量を、ピークカット制御容量として確保する。また、デマンドレスポンス（ＤＲ）要請の対応に使用する電力量を、ＤＲ要請対応容量として確保する。さらに、電力平準化に使用する電力量を賄うための蓄電池ＳＯＣを、平準化制御容量として確保する。このような制御において、いずれもＳＯＣを使用するため、容量の単位は全て［％］とする。本実施形態においては、このように、それぞれ確保した調整容量を用いて、ピークカット、ＤＲ要請対応、および平準化制御を行う。

本実施形態において、電力管理装置１は、需要家施設に設けられるものとする。上述したように、電力管理装置１は、蓄電池２２の蓄電量を管理する制御部１１を備えている。本実施形態において、制御部１１は、蓄電池２２の蓄電量を管理するに際し、蓄電池２２の蓄電量を、少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理する。また、制御部１１による蓄電池２２の蓄電量の管理において、第１領域は、需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とし、第２領域は、需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする。このように、本実施形態では、蓄電池２２の蓄電量を、第１領域と第２領域とに分けて、それぞれの領域において蓄電池の蓄電量を割り当てることにより管理する。

本実施形態において、上述の「長周期制御」とは、例えばデマンド時限のような比較的長い所定期間における電力の積算量について行う制御とする。このようなデマンド時限は、例えば、日本では３０分、ドイツでは１５分、米国では６０分などのような時間とすることができる。

本実施形態においては、上述したピークカット制御（契約電力超過抑制）は、長周期制御とすることができる。例えば、本実施形態において、「長周期制御」とは、需要家施設における消費電力の所定期間における積算量に基づいた制御とすることができる。このような制御は、例えば、所定期間における消費電力の積算量が所定の閾値を超えないようにするための制御としたり、所定期間における消費電力のピークを低減させる制御としたりすることができる。

また、本実施形態において、「短周期制御」とは、例えば数ミリ秒のような比較的短い所定時間における消費電力の瞬時値について行う制御とすることができる。例えば、本実施形態において、短周期制御とは、需要家施設における消費電力の瞬時値に基づいた制御とすることができ、例えば当該瞬時値を低減したり、当該瞬時値を一定範囲に維持したりするための制御とすることができる。

具体的には、本実施形態において、蓄電池の蓄電量を管理することにより、蓄電池の蓄電量と、電力購入計画で定めた購入電力との差分を低減させる平準化を行うための制御、すなわち、上述した平準化制御は、短周期制御とすることができる。平準化制御とは、特定規模電気事業者（ＰＰＳ）と需要家との契約により、前日に決められた消費電力の目標値に対して、需要家施設で、消費される電力が例えば±３％以内に収まるようにする制御である。デマンド時限の始期に電力の消費が集中すると、系統の電圧または系統の周波数などに対する影響が大きくなるため、本実施形態においては、上述したように、平準化制御を短周期制御とすることができる。

また、平準化制御は、上述したような電力の瞬時値について行う短周期制御のみに限定されるものではなく、例えば数分から１０数分のような、上述したデマンド時限のような比較的長い時間よりは短い時間における電力の積算量について行う短周期制御としてもよい。さらに、平準化制御は、短周期制御のみに限定されるものでもなく、例えば長周期制御として管理してもよい。例えば、日本においては、平準化制御を長周期制御として行い、２４時間にわたって、デマンド時限を３０分とする４８デマンド時限として制御することができる。

また、本実施形態において、ネットワーク側から発動されたＤＲ要請を取得したとき、実際の消費電力における上述した瞬時値の変動が一定範囲となるようにする制御、すなわちＤＲ要請対応のための制御は、短周期制御とすることができる。ネットワーク側（一般電気事業者または特定規模電気事業者）から発動されるＤＲ要請には、例えば５分後または１５分後などに、現在の消費電力から、所定の割合（例えば％）削減を求めるような要請が来ることも想定される。このような場合、電力需要が逼迫していることが考えられ、上述した長周期制御では対応できないことも想定される。このような場合、ＤＲ要請対応のための制御を、短周期制御として、さらに需要家施設における消費電力の瞬時値に基づいた制御とすればよい。

また、そこまで電力需要が逼迫していない場合、ＤＲ要請対応のための制御を、瞬時値による制御とはしないこともできる。このような場合、ＤＲ要請対応のための制御を、例えば数分から１０数分のような、上述したデマンド時限のような比較的長い時間よりは短い時間における電力の積算量について行う短周期制御としてもよい。

さらに、ＤＲ要請対応のための制御は、短周期制御のみに限定されるものでもなく、例えば長周期制御として管理してもよい。ＤＲ要請は、要請を受けた期間（例えば３時間の場合デマンド時限を３０分とする６デマンド時限）に、例えば過去５日間において消費電力の大きさが上位４日の平均消費電力に対して、所定量（例えばｋＷｈ）の削減を求めるような要請も想定される。このような場合は、ＤＲ要請対応のための制御は、長周期制御として管理することができる。

また、本実施形態において、制御部１１は、第１領域と第２領域とのそれぞれの比率、または第１領域と第２領域とのそれぞれにおける蓄電量の割り当てを、季節に応じて変動させてもよい。例えば、夏または冬における第１領域における蓄電量の割り当てを、春または秋における第１領域における蓄電量の割り当てに比べて多くしてもよい。ピークカット制御のような長周期制御は、夏または冬のようなエアコンを多用する季節の方が、春または秋のようなエアコンをあまり使用しない季節よりも、多くの電力を要すると想定されるためである。

さらに、本実施形態において、制御部１１は、短周期制御および長周期制御のうち、経済効率の高い制御から優先的に行うようにすることができる。このような制御により、本実施形態に係る電力管理システムは、経済的な効率を高めることができる。

上述した長周期制御および短周期制御の例は、以下の表１のように示すことができる。

図４は、電力管理システムが設置された契約地域の需要家グループ全体の電力の当日計画値（電力量）の時間的な推移を示している。ここで、当日計画値とは、電力管理システムに含まれる電力管理装置１が電力管理を行う際の管理テーブルに記憶されるデータであり、変更があるたびにリアルタイムで更新されるようにするのが望ましい。

図４に示す契約電力ラインとは、電力管理システムが設置された地域の需要家グループが電力会社と契約した電力の上限を示す基準である。この電力を超えてしまうと、電気料金が上昇する等の事態が想定される。このため、本実施形態では、電力管理装置１が、契約電力ラインを超えるような時刻においてピークカットの電力制御を行うために、蓄電池においてピークカット制御容量を確保する。図４に示す例においては、時刻ｄ〜ｅおよび時刻ｇ〜ｈの電力の当日計画値が契約電力ラインを超える。したがって、これらの時刻にピークカット制御を行うための電力を、蓄電池２２に確保する。ここで、電力管理システムが太陽電池を含む場合には、太陽電池の発電予測値も含めた上で、ピークカット制御容量を決定するのが好適である。

図４に示すＤＲ調整ラインとは、需要家グループにおいてＤＲ要請に対応する際の電力の基準を示す。需要家グループ全体の電力が、このＤＲ調整ラインを超える時刻には、ＤＲ要請が通知されることが予測され、さらにＤＲ要請に対応可能であることが予測される。このため、本実施形態では、電力管理装置１が、ＤＲ調整ラインを超えるような時刻においてＤＲ要請に対応するために、蓄電池においてＤＲ要請対応容量を確保する。ＤＲ要請に対応するか否かを判定する基準については、さらに後述する。図４に示す例においては、時刻ｃ〜ｆおよび時刻ｇ〜ｉの電力の当日計画値がＤＲ調整ラインを超える。したがって、これらの時刻にＤＲ要請に対応するための電力を、蓄電池２２に確保する。

図４においては、時刻ａ〜ｃ間および時刻ｊ〜ｌ間を除いては、電力の当日計画値と当日実績値は一致しているものとする。したがって、時刻ａ〜ｃ間および時刻ｊ〜ｌ間を除く時刻においては、平準化制御は行わないと判定する。しかしながら、時刻ａ〜ｃ間および時刻ｊ〜ｌ間においては、図４に示すように、前日に電力会社に提出した電力量の計画値と、当日実績値との差異（変動範囲）が、所定の範囲（例えば±３％等）を超えている。このような時刻ａ〜ｃ間および時刻ｊ〜ｌ間は、例えば需要家が店舗の場合、開店時および閉店時などであることが想定される。本実施形態では、電力管理装置１が、これらのような時刻において平準化の電力制御を行うために、蓄電池において平準化制御容量を確保する。図４に示す例においては、時刻ａ〜ｃ間および時刻ｊ〜ｌ間は、平準化制御を行うと判定される。したがって、これらの時刻に平準化の電力制御を行うための電力を、蓄電池２２に確保する。

このように、本実施形態に係る電力管理装置１は、系統６に連系して、蓄電池２２を含む分散型電源の電力を制御する。また、電力管理装置１は、ピークカット制御を行うための電力量と、平準化制御およびＤＲ要請対応の少なくとも一方を行うための電力量とに基づいて、蓄電池２２に充電される電力量を制御する。ここで、ピークカット制御とは、所定時間における消費電力が所定量を超過するのを抑制する電力制御である。具体的には、この電力制御は、所定時間における消費電力が所定量を超過するのを抑制することにより、電力需要のピークを低減させる電力制御とすることができる。また、平準化制御とは、電力供給の計画または電力需要の計画に対応する電力制御である。具体的には、この電力制御は、事前に提出した電力供給の計画または電力需要の計画における電力量と、実際に使用する電力量との変動が、所定の範囲内になるように行う電力制御とすることができる。また、ＤＲ要請対応とは、電力供給側からの電力消費に関する要請（ＤＲイベント通知）に対応することである。具体的には、この対応は、電力供給側から通知される要請における消費電力量と、実際に使用する電力量との変動が、所定の範囲内になるように電力制御を行うことによる対応とすることができる。

また、本実施形態においては、契約電力超過の抑制を目的とする制御の容量と、平準化制御を目的とする制御の容量と、ＤＲ要請対応を目的とする制御の容量とのそれぞれに、優先順位を付与する。この優先順位は、確保する制御の容量に対して金銭的影響の大きいものから順に高い優先順位を付与する。本実施形態においては、このようにして付与した優先順位に基づいて、制御の容量の具体的な決定を行う。この時に電力管理装置１が行う具体的な制御は、後述する。

このように、本実施形態に係る電力管理装置１は、ピークカット制御、平準化制御、およびＤＲ要請対応のうち、経済効率の高い電力制御から優先的に行えばよい。

また、本実施形態においては、上述した制御の容量の算出は、１つの蓄電池としての容量として制御する。すなわち、蓄電池が複数台数設置されている場合であっても、これら複数台の蓄電池を１つ蓄電池に見立てて、複数の蓄電池全体の容量として制御する。この場合、蓄電池の仕様および種類などは問わない。具体的には、蓄電池Ａおよび蓄電池Ｂの２台が設置されている場合、蓄電池Ａおよび蓄電池Ｂの双方に対して、上述した各種の制御の容量を確保する。したがって、例えば、蓄電池Ａをピークカット制御およびＤＲ要請対応のための容量として用い、蓄電池Ｂを平準化制御のための容量として用いる、のような制御は行わないのが好適である。

例えば、本実施形態に係る電力管理システムが複数の蓄電池を含んでいたとしても、図５に示すように、全体としてＳＯＣを管理して、複数の蓄電池をまとめて、現在のＳＯＣ値から、平準化制御容量およびＤＲ要請対応のための容量などを確保する。

このように、本実施形態に係る電力管理装置１において、分散型電源は複数の蓄電池２２を含み、これら複数の蓄電池２２全体に充電される電力量を１つの電力量として制御するのが好適である。

また、本実施形態においては、電力会社から取得する電力供給予備率と、電力管理システムが設置された契約地域全体の電力需給計画値（電力管理装置１がネットワークを通して取得）から、ＤＲ要請対応容量の確保の有無およびＤＲ要請対応容量の具体的な値を決定する。すなわち、前日にＤＲ要請の情報を取得できなかった場合であっても、上述の電力供給予備率および電力需給計画値から、ＤＲ要請対応容量の確保の有無および具体的な値を決定することができる。

図６（Ａ）は、前日に電力会社から取得した、翌日の電力の予備率の予測値を示す。このような情報は、電力管理装置１の通信部１２がネットワーク５を経て取得することができる。また、図６（Ｂ）は、前日にアグリゲータまたは電力管理装置１から入手した、電力管理システムが設置された契約地域の翌日の需要家グループ全体の電力の合計の予測値を示す。図６（Ａ）および図６（Ｂ）のいずれも、電力の予測値（電力量）の時間的な推移を示している。

本実施形態では、図６に示すように、電力会社の電力の予備率の予測値と需要家グループの電力の予測値との双方に、所定の判定基準を設ける。例えば、図６（Ａ）に示すように、所定の判定基準として第１判定ラインを設定し、電力の予備率の予測値がこの第１判定ラインを下回る時は、ＤＲ要請が通知される可能性が高いと判断する。このような判定基準は、今までの傾向に基づいて、適当な基準を設定する。ここで、適当な基準とは、例えば電力会社が発表する予備率の最低ライン（例えば３％など）の固定値とすることができる。また、適当な基準とは、このような数値と過去のＤＲ要請が通知された実績とに基づいて算出された統計変動値などの基準とすることもできる。図６（Ａ）においては、時刻ａ〜ｂ、および時刻ｃ〜ｄにおいて、電力の予備率の予測値が第１判定ラインを下回っている。また、図６（Ｂ）に示すように、所定の判定基準として第２判定ラインを設定し、電力の予測値がこの第２判定ラインを上回る時は、ＤＲ要請に対応可能であると判断する。このような時刻においては、電力の需要量または供給量が大きくなる状況が想定されるため、ＤＲ要請が通知される可能性が高いと判断することができる。このような判定基準も、今までの傾向に基づいて、適当な基準を設定する。ここで、適当な基準とは、例えば需要家グループの過去の電力実績値およびＤＲ要請が発行された実績に基づいて算出された統計変動値などの基準とすることができる。図６（Ｂ）においては、時刻ａ〜ｂ、および時刻ｃ〜ｅにおいて、電力の予測値が第２判定ラインを上回っている。図６に示すように、本実施形態では、第１判定ラインを下回る時刻と第２判定ラインを上回る時刻とが重なる時間帯（時刻ａ〜ｂおよび時刻ｃ〜ｄ）は、ＤＲ要請対応予定の時間と判断する。このような時間帯は、ＤＲ要請が通知される可能性が非常に高くなるため、ＤＲ要請対応予定の時間と判断することができる。この時に電力管理装置１が行う具体的な制御は、後述する。

［電力管理装置の具体的動作］
電力管理装置１は、図７に示すように、概略的には、以下のステップＳ１〜ステップＳ５の処理を行う。
すなわち、
ステップＳ１においては、契約電力超過抑制に関する算出処理を行う（第１処理）。
ステップＳ２においては、電力の平準化制御に関する算出処理を行う（第２処理）。
ステップＳ３においては、ＤＲ要請に対応する時間の保存処理を行う（第３処理）。
ステップＳ４においては、ＤＲ要請対応に関する算出処理を行う（第４処理）。
ステップＳ５においては、重複時刻に関する調整容量の決定処理を行う（第５処理）。
以下、これらの処理について、より具体的に説明する。

［第１処理］
図８に示す処理が開始すると、電力管理装置１の制御部１１は、最新の電力の需要予測値を参照する（ステップＳ１１）。この電力の需要予測値は、例えば通信部１２がネットワーク５などから取得して、記憶部１３に記憶することができる。

ステップＳ１１において電力の需要予測値を参照したら、制御部１１は、その需要予測値が予め契約した電力を超過する時間帯があるか否かを判定する（ステップＳ１２）。ステップＳ１２において需要予測値が契約電力を超過する時間帯がなければ、契約電力超過抑制を行う必要はないため、制御部１１は、この処理を終了する。

ステップＳ１２において需要予測値が契約電力を超過する時間帯があれば、制御部１１は、その時刻を保存する（ステップＳ１３）。この時刻は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどの契約電力超過時刻テーブルに保存する。具体的には、例えば契約電力が３８０ｋＷである場合、特定の日の時間帯１１：００〜１１：２９において電力の需要予測値が３８５ｋＷである場合、当該特定の日および当該時間帯を保存する。

ステップＳ１３において時刻を保存したら、制御部１１は、需要予測値が契約電力を超過する時間帯における当該予測値と契約電力との差を計算し、当該差の大きさに応じて優先順位を付与する（ステップＳ１４）。具体的には、需要予測値が契約電力を５ｋＷ、１５ｋＷ、１０ｋＷ超過する時間帯がある場合、それぞれの時間帯にランク３、ランク１、ランク２などの優先順位を付与する。

ステップＳ１４において優先順位を付与したら、制御部１１は、電力の超過抑制に用いる蓄電池のＳＯＣを決定する（ステップＳ１５）。この処理のために、制御部１１は、蓄電池システム全体としてのＳＯＣと電力量の対応関係を把握しているものとする。

ステップＳ１５で蓄電池のＳＯＣを決定したら、制御部１１は、契約電力超過時刻テーブルを更新して、放電時に使用する蓄電池のＳＯＣを保存する（ステップＳ１６）。この情報は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどに保存する。具体的には、上述した優先順位ランク１が付与された特定日時の超過電力は１５ｋＷであり、これを賄うために、例えば蓄電池Ａの使用ＳＯＣを９％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣを１５％などと決定した一連の情報を保存する。このような処理を、各ランクについて行う。

［第２処理］
図９に示す処理が開始すると、制御部１１は、電力の需要計画値および需要予測値を参照する（ステップＳ２１）。この電力の需要計画値は、例えば電力会社に既に提出済みの翌日計画値とすることができ、このような情報を記憶部１３に記憶しておくことができる。また、この需要計画値は、特定の需要家個人の値とする場合のみならず、電力の需要家グループ全体値に基づいて算出した値とすることもできる。また、電力の需要予測値は、上述のように、例えば通信部１２がネットワーク５などから取得して、記憶部１３に記憶することができる。

ステップＳ２１において電力の需要計画値および需要予測値を参照したら、制御部１１は、電力の平準化制御が発生する時刻があるか否かを判定する（ステップＳ２２）。具体的には、ステップＳ２２では、電力の平準化制御において差分となる電力量が発生する時刻があるか否かを判定することができる。

ステップＳ２２において平準化制御の差分の電力量が発生する時刻があれば、制御部１１は、その時刻を保存する（ステップＳ２３）。この時刻は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどの平準化制御時刻テーブルに保存する。具体的には、例えば、電力量の差分として、特定の日の８：００〜８：２９の３０分において放電４ｋＷｈ、その日の８：３０〜８：５９の３０分において放電１ｋＷｈ、その日の１４：３０〜１４：５９の３０分において充電３ｋＷｈ、のような情報を保存する。ステップＳ２２において平準化制御の差分の電力量が発生する時刻がなければ、制御部１１は、ステップＳ２３の処理をスキップする。

ステップＳ２３の次に、制御部１１は、平準化制御の差分の電力量が発生する時間帯における当該差分の大きさに応じて優先順位を付与する（ステップＳ２４）。具体的には、平準化制御の差分の電力量が放電８ｋＷの時刻はランク１、差分の電力量が放電６ｋＷの時刻はランク２、差分の電力量が放電４ｋＷの時刻はランク３、差分の電力量が放電１ｋＷの時刻はランク４、などの優先順位を付与する。ここで、差分の電力量が充電になる時刻については、蓄電池のＳＯＣを確保する必要はない。

ステップＳ２４において優先順位を付与したら、制御部１１は、電力の平準化制御に用いる蓄電池のＳＯＣを決定する（ステップＳ２５）。

ステップＳ２５で蓄電池のＳＯＣを決定したら、制御部１１は、平準化制御時刻テーブルを更新して、平準化制御に使用する蓄電池のＳＯＣを保存する（ステップＳ２６）。この情報は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどに保存する。具体的には、上述した優先順位ランク１が付与された特定日時の平準化制御の電力は放電８ｋＷであり、これを賄うために、例えば蓄電池Ａの使用ＳＯＣを８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣを６％などと決定した一連の情報を保存する。このような処理を、各ランクについて行う。

［第３処理］
図１０に示す処理が開始すると、制御部１１は、電力会社の電力の予備率の予測値を参照する（ステップＳ３１）。この電力の予備率の予測値は、例えば、通信部１２がネットワーク５などを経て電力会社などから取得して、記憶部１３に記憶することができる。

ステップＳ３１において電力の予備率の予測値を参照したら、制御部１１は、その予備率の予測値が第１判定ラインを下回る時刻があるか否かを判定する（ステップＳ３２）。第１判定ラインとは、具体的には、図６（Ａ）において説明したように、前日に電力会社から取得した翌日の電力予備率の予測値における所定の基準値である。

ステップＳ３２において予備率の予測値が第１判定ラインを下回る時刻があれば、制御部１１は、その時刻を保存する（ステップＳ３３）。この時刻は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどのＤＲ予測時刻テーブルに保存する。具体的には、例えば、予備率の予測値が、特定の日の１４：００〜１４：２９および１６：００〜１６：２９において第１判定ラインを下回れば、これらの時刻の情報を保存する。ステップＳ３２において予備率の予測値が第１判定ラインを下回る時刻がなければ、制御部１１は、ステップＳ３３の処理をスキップする。

ステップＳ３３に次に、制御部１１は、需要家グループの電力の予測値を参照する（ステップＳ３４）。この需要家グループの電力の予測値は、例えば地域などを単位とする需要家グループ全体の最新の予測値を参照するのが好適である。ＤＲの予測については、需要家個別の予測値よりも、グループ全体の予測値の方が、精度が高い傾向にある。ＤＲ要請の通知が予想される時間帯の予測値について、需要家個別の予測値よりも、グループ全体の予測値の方が、精度が高くなる傾向にある。また、ＤＲ要請が通知される時において、需要家個別に対するＤＲ要請の対応は、アグリゲータにより調整されることが想定される。このため、本実施形態に係る第３処理においては、需要家グループ全体の予測値を使用するのが好適である。この需要家グループの電力の予測値は、例えば、通信部１２がネットワーク５などを経て電力会社などから取得して、記憶部１３に記憶することができる。

ステップＳ３４において電力の予測値を参照したら、制御部１１は、その予測値が第２判定ラインを上回る時刻があるか否かを判定する（ステップＳ３５）。第２判定ラインとは、具体的には、図６（Ｂ）において説明したように、前日にアグリゲータまたは電力管理装置から取得した翌日のグループ合計の電力の予測値における所定の基準値である。

ステップＳ３５において予測値が第２判定ラインを上回る時刻があれば、制御部１１は、その時刻を保存する（ステップＳ３６）。この時刻は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどのＤＲ予測時刻テーブルに保存する。具体的には、例えば、電力の予測値が、特定の日の１２：００〜１３：２９、１４：００〜１４：２９、および１６：００〜１６：５９において第２判定ラインを上回れば、これらの時刻の情報を保存する。ステップＳ３５において予測値が第２判定ラインを上回る時刻がなければ、制御部１１は、ステップＳ３６の処理をスキップする。

ステップＳ３６の次に、制御部１１は、ＤＲ予測時刻テーブルを更新して、ステップＳ３３で保存した時刻とステップＳ３６で保存した時刻のうち、重複する時刻データをＤＲ予測時刻として採用して保存する（ステップＳ３７）。上述した例では、ステップＳ３３において、第１判定ラインを下回る時刻は、特定の日の１４：００〜１４：２９および１６：００〜１６：２９とした。また、ステップＳ３６において、第２判定ラインを上回る時刻は、当該特定の日の１２：００〜１３：２９、１４：００〜１４：２９、および１６：００〜１６：５９とした。この場合、両ステップで重複する時刻は、当該特定の日の１４：００〜１４：２９および１６：００〜１６：２９である。したがって、本例においては、ＤＲ予測時刻として、これらの時刻を採用する。

［第４処理］
図１１に示す処理が開始すると、制御部１１は、ＤＲ予測時刻テーブルおよび需要予測値を参照する（ステップＳ４１）。このＤＲ予測時刻テーブルは、図１０のステップＳ３７においてＤＲ予測時刻を保存したＤＲ予測時刻テーブルである。電力の需要予測値は、図８のステップＳ１１および図９のステップＳ２１と同様に、例えば通信部１２がネットワーク５などから取得して、記憶部１３に記憶することができる、最新の需要予測値である。

ステップＳ４１の次に、制御部１１は、ＤＲ予測時刻に対応する予測値の使用量の大きさに応じて優先順位を付与する（ステップＳ４２）。具体的には、例えば、ＤＲ予測時刻に対応する予測値の使用量が３０分で１９８ｋＷｈとなる特定の日の１４：００〜１４：２９はランク１の優先順位を付与することができる。また、例えば、ＤＲ予測時刻に対応する予測値の使用量が３０分で１８４ｋＷｈとなる特定の日の１６：３０〜１６：５９はランク２の優先順位を付与することができる。

ステップＳ４２において優先順位を付与したら、制御部１１は、ＤＲ要請の対応時に使用する蓄電池のＳＯＣを決定する（ステップＳ４３）。

ステップＳ４３で蓄電池のＳＯＣを決定したら、制御部１１は、ＤＲ予測時刻テーブルを更新して、ＤＲ要請対応に使用する蓄電池のＳＯＣを保存する（ステップＳ４４）。この情報は、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどに保存する。具体的には、上述した優先順位ランク１が付与された特定日時のＤＲ要請対応に使用する電力を賄うために、例えば蓄電池Ａの使用ＳＯＣを１０％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣを１７％などと決定した一連の情報を保存する。また、上述した優先順位ランク２が付与された特定日時のＤＲ要請対応に使用する電力を賄うために、例えば蓄電池Ａの使用ＳＯＣを９％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣを５％などと決定した一連の情報を保存する。このような処理を、各ランクについて行う。

［第５処理］
図１２に示す処理が開始すると、制御部１１は、契約電力超過時刻テーブルに保存されたデータを参照する（ステップＳ５１）。ステップＳ５１においては、図８のステップＳ１６で保存した契約電力超過時刻テーブルのデータを参照する。

具体的には、契約電力超過時刻テーブルから参照するデータは、以下のような情報とすることができる。以下に示す具体例は、全て特定の同じ日の情報とする。
１１：００〜１１：２９（ランク３）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ０％
１４：００〜１４：２９（ランク１）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ９％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１５％
１４：３０〜１４：５９（ランク２）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ７％

ステップＳ５１の次に、制御部１１は、平準化制御時刻テーブルに保存されたデータを参照する（ステップＳ５２）。ステップＳ５２においては、図９のステップＳ２６で保存した平準化制御時刻テーブルのデータを参照する。

具体的には、平準化制御時刻テーブルから参照するデータは、以下のような情報とすることができる。
８：００〜８：２９（ランク３）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ７％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ４％
８：３０〜８：５９（ランク４）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ１％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１％
１７：００〜１７：２９（ランク１）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ７％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ４％
１７：３０〜１７：５９（ランク２）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ６％

ステップＳ５２の次に、制御部１１は、ＤＲ予測時刻テーブルに保存されたデータを参照する（ステップＳ５３）。ステップＳ５３においては、図１０のステップＳ３７で保存したＤＲ予測時刻テーブルのデータを参照する。

具体的には、ＤＲ予測時刻テーブルから参照するデータは、以下のような情報とすることができる。
１４：００〜１４：２９（ランク１）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ１０％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１７％
１６：３０〜１６：５９（ランク２）蓄電池Ａの使用ＳＯＣ９％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ５％

ステップＳ５３の次に、制御部１１は、上述のように参照して取得したデータに重複する時刻があるか否かを判定する（ステップＳ５４）

ステップＳ５４において重複する時刻があれば、制御部１１は、当該重複する時刻について、蓄電池の使用ＳＯＣが最も大きいデータを採用する（ステップＳ５５）。

具体的には、上述した例においては、契約電力超過時刻テーブルにおける時刻１４：００〜１４：２９と、ＤＲ予測時刻テーブルにおける時刻１４：００〜１４：２９とが重複している。ここで、契約電力超過時刻テーブルの時刻１４：００〜１４：２９は蓄電池Ａの使用ＳＯＣ９％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１５％であり、ＤＲ予測時刻テーブルの時刻１４：００〜１４：２９は蓄電池Ａの使用ＳＯＣ１０％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１７％である。したがって、本例においては、使用ＳＯＣの大きなＤＲ予測時刻テーブルのデータを、保存するデータとして採用する。

ステップＳ５４において重複する時刻がなければ、制御部１１は、ステップＳ５５の処理をスキップする。

ステップＳ５５の次に、制御部１１は、全ての参照データを保存する（ステップＳ５６）。ステップＳ５５においては、全ての参照データを、確保ＳＯＣテーブルとして、例えば記憶部１３またはシステム内部メモリなどに保存する。

具体的には、確保ＳＯＣテーブルに保存されるデータは、以下のような情報とすることができる。
０８：００〜０８：２９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ７％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ４％
０８：３０〜０８：５９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ１％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１％
１１：００〜１１：２９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ０％
１４：００〜１４：２９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ１０％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ１７％
１４：３０〜１４：５９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ７％
１６：３０〜１６：５９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ９％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ５％
１７：００〜１７：２９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ７％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ４％
１７：３０〜１７：５９ 蓄電池Ａの使用ＳＯＣ８％、蓄電池Ｂの使用ＳＯＣ６％

このように、本実施形態に係る電力管理装置１は、蓄電池のＳＯＣ状態と電力需給計画値とからＤＲ要請対応のための容量を算出し、ＤＲ要請対応のための容量以外の容量で平準化制御を実施する。これにより、不要な容量を抑制して、平準化制御およびＤＲ要請対応の両方を実現することができる。

また、本実施形態に係る電力管理装置１は、金銭的影響に基づいて決定した優先順位に従って容量を確保し、各容量を決定した上で蓄電池の充放電動作を実施する。これにより、放電動作を実施しない場合に発生する金銭的な損失を抑制することができる。

また、本実施形態に係る電力管理装置１は、電力会社から取得する電力供給予備率と、電力管理装置がネットワーク等を経て取得する当該システムのある契約地域（契約店舗等のグループ）全体の電力需給計画値とを用いて、ＤＲ要請対応の有無を判断する。これにより、前日にＤＲ要請情報を取得できなかった場合でも、ＤＲ要請発令の有無に対する判断精度を向上させることができる。

また、本実施形態に係る電力管理装置１は、蓄電池のＳＯＣの状態に応じて各容量の確保を行う。このため、平準化制御を目的とした蓄電動作時において、蓄電池の劣化進行度を抑制した動作を実施することができる。

一般的に、家庭、店舗などの商業施設、および事業所等に設置されている蓄電池は、夜間の充電および昼間の放電による電力調整やピークカット、並びにＤＲ要請対応を目的とした電力調整のために使用されることが多い。このため、電力平準化を目的として使用されることは想定されていない。また、ＤＲ要請は、上述したように、特定時期に限られている。このため、蓄電池の使用頻度は、季節や天候等の環境要因に左右され、例えば１年間の中で毎日使用されることはなく、蓄電池による充放電制御の頻度は少ない。このため、年間を基準としたような長期間の蓄電池の使用による金銭的効果は高くないことが知られている。したがって、ＤＲ要請対応による蓄電池の動作のみでは、大規模な収益確保は困難である。

また、発電系統、需要家施設、ＰＰＳ（新電力会社：Power Producer and Supplier）等に設置されている蓄電池は、電力需給量を需給バランスの変動範囲内に抑えるために使用されており、ＤＲ要請に対応するための容量が十分に確保されていない。このため、緊急時における蓄電池動作による効果は小さいことが知られている。さらに、家庭や店舗、事業所等に設置されている蓄電池は、蓄電池の価格および設置スペースなどの問題から、数百ｋＷｈ〜数ＭＷｈ規模の大容量の蓄電池が使用されることはほとんどない。このため、当該蓄電池を使用してＤＲ要請対応および平準化制御の両方を実施すると、平準化制御により蓄電池残量が尽きてしまうことが想定される。この場合、電力使用量の多い時間帯に蓄電池による電力調整を行うことができず、ＤＲ要請に対応できなくなる事態が想定され、契約電力を超過することによって電気料金が高くなる事態も想定される。

しかしながら、これらのような状況においても、本実施形態に係る電力管理装置によれば、最大ピーク制御、ＤＲ要請対応、平準化制御のうち、需要家にとって経済的に有利になるように、蓄電池を適切に制御することが可能になる。

これらの本発明の実施形態に係る電力管理装置１をコンピュータで構成した場合、各機能を実現する処理内容を記述したプログラムを、そのコンピュータの内部または外部の記憶部に格納しておき、そのコンピュータの中央演算処理装置（ＣＰＵ）によってこのプログラムを読み出して実行させることで実現することができる。また、このようなプログラムは、例えばＤＶＤまたはＣＤ−ＲＯＭなどの可搬型記録媒体の販売、譲渡、貸与等により流通させることができるほか、そのようなプログラムを、例えばネットワーク上にあるサーバの記憶部に記憶しておき、ネットワークを介してサーバから他のコンピュータにそのプログラムを転送することにより、流通させることができる。また、そのようなプログラムを実行するコンピュータは、例えば、可搬型記録媒体に記録されたプログラムまたはサーバから転送されたプログラムを、一旦、自己の記憶部に記憶することができる。また、このプログラムの別の実施態様として、コンピュータが可搬型記録媒体から直接プログラムを読み取り、そのプログラムに従った処理を実行することとしてもよく、更に、このコンピュータにサーバからプログラムが転送される度に、逐次、受け取ったプログラムに従った処理を実行することとしてもよい。従って、本発明は、前述した実施形態に限定されるものではなく、その主旨を逸脱しない範囲において組み合わせたり一部削除したりするなどして種々変更可能である。

本発明を諸図面および実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形および修正を行うことが容易であることに注意されたい。したがって、これらの変形および修正は本発明の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各機能部、各手段、各ステップなどに含まれる機能などは論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の機能部およびステップなどを１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。また、上述した本発明の各実施形態は、それぞれ説明した各実施形態に忠実に実施することに限定されるものではなく、適宜、各特徴を組み合わせたり、一部を省略したりして実施することもできる。

本開示内容の多くの側面は、プログラム命令を実行可能なコンピュータシステムその他のハードウェアによって実行される、一連の動作として示される。コンピュータシステムその他のハードウェアには、例えば、汎用コンピュータ、ＰＣ(パーソナルコンピュータ)、専用コンピュータ、ワークステーション、ＰＣＳ（Personal Communications System、パーソナル移動通信システム）、電子ノートパッド、ラップトップコンピュータ、またはその他のプログラム可能なデータ処理装置が含まれる。本発明の実施形態では、種々の動作は、プログラム命令（ソフトウェア）で実装された専用回路（例えば、特定機能を実行するために相互接続された個別の論理ゲート）または、１つ以上のプロセッサによって実行される論理ブロック若しくはプログラムモジュール等によって実行されることに留意されたい。論理ブロックまたはプログラムモジュール等を実行する１つ以上のプロセッサには、例えば、１つ以上のマイクロプロセッサ、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）、ＰＬＤ（Programmable Logic Device）、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、コントローラ、マイクロコントローラ、電子機器、ここに記載する機能を実行可能に設計されたその他の装置および／またはこれらいずれかの組合せが含まれる。ここに示す実施形態は、例えば、ハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア、ミドルウェア、マイクロコードまたはこれらいずれかの組合せによって実装される。

ここで用いられる機械読取り可能な非一時的記憶媒体は、更に、ソリッドステートメモリ、磁気ディスクおよび光学ディスクの範疇で構成されるコンピュータ読取り可能な有形のキャリア（媒体）として構成することができる。かかる媒体には、ここに開示する技術をプロセッサに実行させるためのプログラムモジュールなどのコンピュータ命令の適宜なセットおよび、データ構造が格納される。コンピュータ読取り可能な媒体には、１つ以上の配線を備えた電気的接続、磁気ディスク記憶媒体、その他の磁気および光学記憶装置（例えば、ＣＤ（Compact Disk）、ＤＶＤ（登録商標）（Digital Versatile Disc）、およびブルーレイディスク）、可搬型コンピュータディスク、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read-Only Memory）、ＥＰＲＯＭ、ＥＥＰＲＯＭ若しくはフラッシュメモリ等の書換え可能でプログラム可能なＲＯＭ若しくは情報を格納可能な他の有形の記憶媒体またはこれらいずれかの組合せが含まれる。メモリは、プロセッサ／プロセッシングユニットの内部および／または外部に設けることができる。ここで用いられるように、「メモリ」という語は、あらゆる種類の長期記憶用、短期記憶用、揮発性、不揮発性その他のメモリを意味し、特定の種類若しくはメモリの数または記憶が格納される媒体の種類は限定されない。

１ 電力管理装置
２ 蓄電池システム
３ 発電機器制御システム
４ 発電機器
５ ネットワーク
６ 電力系統
１１ 制御部
１２ 通信部
１３ 記憶部
２１ ＰＣＳ
２２ 蓄電池

Claims (15)

1. 需用家施設に設けられる蓄電池の蓄電量を制御する制御部を備え、
   前記制御部は、前記蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理し、
   前記第１領域は前記需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とし、
   前記第２領域は前記需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする、
   電力管理装置。
2. 前記長周期制御は、前記需要家施設における消費電力の所定期間における積算量に基づいて前記蓄電量を制御する、請求項１に記載の電力管理装置。
3. 前記長周期制御は、前記所定期間における前記積算量が所定の閾値を超えないように前記蓄電量を制御する、請求項２に記載の電力管理装置。
4. 前記長周期制御は、前記所定期間における前記消費電力のピークを低減させる制御を行う、請求項２に記載の電力管理装置。
5. 前記短周期制御は、前記需要家施設における消費電力の瞬時値に基づいて前記蓄電量を制御する、請求項１から４のいずれか一項に記載の電力管理装置。
6. 前記短周期制御は、前記瞬時値を低減する、あるいは前記瞬時値を一定範囲に維持する制御を行う、請求項５に記載の電力管理装置。
7. 前記短周期制御は、前記蓄電量を制御することにより、電力購入計画で定めた購入電力との差分を低減させる平準化を行う、請求項５または６に記載の電力管理装置。
8. 前記短周期制御は、ネットワーク側から発動されたデマンドレスポンス要請を取得したとき、実際の消費電力の変動が、前記一定範囲となるようにする、請求項６に記載の電力管理装置。
9. 前記制御部は、前記第１領域と前記第２領域とのそれぞれの比率、あるいは記第１領域と前記第２領域とのそれぞれにおける前記蓄電量の割り当てを季節に応じて変動させる、請求項１から８のいずれか一項に記載の電力管理装置。
10. 前記制御部は、夏あるいは冬における前記第１領域における前記蓄電量の割り当てを春または秋に比べて多くする、請求項９に記載の電力管理装置。
11. 前記制御部は、前記短周期制御および前記長周期制御のうち、経済効率の高い制御から優先的に行う、請求項１から１０のいずれか一項に記載の電力管理装置。
12. 蓄電池と、
    需要家施設に設けられる電力管理装置と、を含む電力管理システムであって、
    前記電力管理装置は、前記蓄電池の蓄電量を制御する制御部を備え、
    前記制御部は、
    前記蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理し、
    前記第１領域は前記需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とし、
    前記第２領域は前記需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする
    電力管理システム。
13. 前記長周期制御は、前記需要家施設における消費電力の所定期間における積算量に基づいた制御であり、
    前記短周期制御は、前記需要家施設における消費電力の瞬時値に基づいた制御である、請求項１２に記載の電力管理システム。
14. 需用家施設に設けられる電力管理装置における電力管理方法であって、
    蓄電池の蓄電量を少なくとも第１領域と第２領域とに分けて管理するステップを含み、
    前記第１領域は前記需要家施設内の電力管理における長周期制御を行うための領域とし、
    前記第２領域は前記需要家施設内の電力管理における短周期制御を行うための領域とする
    電力管理方法。
15. 前記長周期制御は、前記需要家施設における消費電力の所定期間における積算量に基づいて前記蓄電池を制御し、
    前記短周期制御は、前記需要家施設における消費電力の瞬時値に基づいて前記蓄電池を制御する、請求項１４に記載の電力管理方法。

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