JPWO2018052117A1 - 電力管理方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電力管理システム - Google Patents

Abstract

電力管理方法は、電力系統に接続された施設に設けられるローカル制御装置が、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うステップＡを備える。

Description

本発明は、電力管理方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電力管理システムに関する技術である。

近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、電力系統から施設への潮流量又は施設から電力系統への逆量流を抑制する技術が知られている（例えば、特許文献１，２）。また、複数の施設に設けられる分散電源を電力系統に電力を供給する電源として用いるシステム（以下、ＶＰＰ；Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）が注目を集めている。

特開２０１３−１６９１０４号公報 特開２０１４−１２８１０７号公報

第１の開示に係る電力管理方法は、施設から電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うステップＡを備える。

第２の開示に係る電力管理サーバは、電力系統に接続された施設を管理する。前記電力管理サーバは、前記施設に設けられるローカル制御装置に対して、前記施設に設けられる分散電源を制御するための電力指令メッセージを送信する送信部を備える。前記電力指令メッセージは、前記施設に設けられる蓄電池装置の充電を指示する充電メッセージを含む。前記充電メッセージは、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うように指示し、前記逆潮流が可能である場合に、前記蓄電池装置の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージを含む。

第３の開示に係るローカル制御装置は、電力系統に接続された施設に設けられるローカル制御装置が、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行う制御部を備える。

第４の開示に係る電力管理システムは、電力系統に接続された施設を管理する電力管理サーバと、前記施設に設けられるローカル制御装置とを備える。前記ローカル制御装置は、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行う。

図１は、実施形態に係る電力管理システム１を示す図である。 図２は、実施形態に係る電力管理サーバ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４００を示す図である。 図４は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図５は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図６は、変更例１に係る施設１００を示す図である。 図７は、変更例３に係る施設１００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。実施形態では、施設１００に設けられる蓄電池装置１４０を分散電源として用いるシステムとしてＶＰＰを例に挙げる。

図１に示すように、電力管理システム１は、施設１００と、ネットワーク２００と、電力管理サーバ３００とを有する。実施形態では、施設１００Ａ〜施設１００Ｃが施設１００として例示されている。しかしながら、施設１００Ｂ及び施設１００Ｃは施設１００Ａと同様の構成を有するため、ここでは、施設１００Ａについてのみ説明する。

施設１００は、電力系統１０に接続されており、ＥＭＳ１１０と、電力消費機器１２０と、太陽電池装置１３０と、蓄電池装置１４０とを有する。実施形態では、施設に設けられる装置は、電力系統１０から分岐する宅内主幹線２０に接続される。太陽電池装置１３０及び蓄電池装置１４０は、電力系統１０から近い順に太陽電池装置１３０及び蓄電池装置１４０の順で宅内主幹線２０に接続されている。

ＥＭＳ１１０は、施設１００に設けられる設備の電力を管理する装置（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ＥＭＳ１１０は、ネットワーク２００を介したクラウドサーバであってもよい。ＥＭＳ１１０は、ローカル制御装置の一例であり、バーチャルエンドノード（ＶＥＮ；Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）装置の一例である。

電力消費機器１２０は、電力を消費する設備又は機器である。電力消費機器１２０は、例えば、冷蔵庫、冷凍庫、照明、エアコン又はテレビなどの設備又は機器を含む。電力消費機器１２０は、単数の設備又は機器を含んでもよく、複数の設備又は機器を含んでもよい。

太陽電池装置１３０は、ＶＰＰで用いる分散電源の一例であり、発電装置の一例でもある。太陽電池装置１３０は、太陽電池１３１と、ＰＣＳ１３２とを有する。太陽電池１３１は、受光に応じて発電を行う装置である。ＰＣＳ１３２は、蓄電池１４１から放電される直流（以下、ＤＣ；Ｄｉｒｅｃｔ Ｃｕｒｒｅｎｔ）電力を交流（以下、ＡＣ；Ａｌｔｅｒｎａｔｉｎｇ Ｃｕｒｒｅｎｔ）電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。

実施形態では、宅内主幹線２０と太陽電池装置１３０とを接続する電力線（第１電力線）上に電力計１３８が設けられる。電力計１３８は、太陽電池装置１３０の発電電力を計測する電力計であり、例えば、ＣＴ（Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｔｒａｎｓｆｏｍｅｒ）及びＶＴ（Ｖｏｌｔａｇｅ Ｔｒａｎｓｆｏｍｅｒ）の少なくともいずれかである。従って、電力計１３８は、第１電力線と宅内主幹線２０との接続点Ｐ１よりも太陽電池装置１３０側に設けられる。ＰＣＳ１３２は、有線又は無線の信号線によって電力計１３８と接続されており、例えば、電力計１３８の測定結果に基づいて、ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）法によって太陽電池１３１を制御する。ＰＣＳ１３２は、太陽電池１３１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。実施形態では、電力計１３８は、有線又は無線の信号線によってＰＣＳ１４２と接続される。

蓄電池装置１４０は、ＶＰＰで用いる分散電源の一例である。蓄電池装置１４０は、蓄電池１４１と、ＰＣＳ１４２とを有する。蓄電池１４１は、電力の充電又は電力の放電を行う装置である。ＰＣＳ１４２は、蓄電池１４１から放電されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換し、ＡＣ電力を蓄電池１４１に充電されるＤＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。

実施形態では、宅内主幹線２０上に電力計１４８が設けられる。電力計１４８は、接続点Ｐ１よりも下流側に設けられる下流装置（ここでは、ＥＭＳ１１０、電力消費機器１２０、蓄電池装置１４０）の消費電力を計測する電力計であり、例えば、ＣＴ及びＶＴの少なくともいずれかである。下流とは、電力系統１０から離れる方向への流れを意味する。従って、電力計１３８は、接続点Ｐ１と接続点Ｐ２との間に設けられる。接続点Ｐ２は、宅内主幹線２０と蓄電池装置１４０とを接続する電力線（第２電力線）と宅内主幹線２０との接続点である。ＰＣＳ１４２は、有線又は無線の信号線によって電力計１４８と接続されており、電力計１４８の測定結果に基づいて、蓄電池装置１４０から電力系統１０への逆潮流を行わないように蓄電池１４１を制御する。詳細には、電力計１４８は、ＥＭＳ１１０及び電力消費機器１２０の消費電力に蓄電池装置１４０の充電電力が加算された電力を測定し、或いは、ＥＭＳ１１０及び電力消費機器１２０の消費電力から蓄電池装置１４０の放電電力が減算された電力を測定する。従って、ＰＣＳ１４２は、電力計１４８の計測結果が負の値とならないように蓄電池１４１を制御する。

ネットワーク２００は、施設１００と電力管理サーバ３００とを接続する通信回線である。ネットワーク２００は、例えば、インターネット又は移動通信網などの公衆回線であってもよく、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線であってもよい。公衆回線は、例えば、施設１００に設けられるスマートメータを通らないＢルートの回線を用いてもよい。専用回線は、施設１００に設けられるスマートメータを通るＡルートの回線を用いてもよい。スマートメータは、電力会社などの発電事業者によって管理され、施設１００の使用電力に対する課金又は売電電力に対するインセンティブの計算に用いられる電力計である。スマートメータは施設１００に複数設置されてもよい。

電力管理サーバ３００は、発電事業者、送配電事業者又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３００は、送配電事業者又は小売事業者に相当するアグリゲータによって管理されてもよい。アグリゲータは、当該アグリゲータと契約する施設１００の電力需給バランスを管理する事業者である。アグリゲータは、電力会社などの発電事業者から電力需給バランスの管理を委託されてもよい。電力管理サーバ３００は、バーチャルトップノード（ＶＴＮ；Ｖｉｒｔｕａｌ Ｔｏｐ Ｎｏｄｅ）装置の一例である。

電力管理サーバ３００は、施設１００に設けられる分散電源を制御する電力指令メッセージを送信してもよい。電力指令メッセージは、施設１００に設置された分散電源の運転の制御を要求する電源制御メッセージであってもよい。電力指令メッセージは、電力系統１０から施設１００への潮流量の制御（増加、減少又は維持）を要求する潮流制御メッセージであってもよく、施設１００から電力系統１０への逆潮流量の制御（増加、減少又は維持）を要求する逆潮流制御メッセージであってもよい。

電力指令メッセージのフォーマットとして、独自フォーマットを用いてもよいし、自動デマンドレスポンス（ＡＤＲ；Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠したフォーマットを用いてもよい。より具体的に、電力指令メッセージは、ＯｐｅｎＡＤＲ２．０規格に準拠した方式を用いることができる。

（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２に示すように、電力管理サーバ３００は、通信部３１０と、管理部３２０と、制御部３３０とを有する。

通信部３１０は、通信モジュール等によって構成されており、施設１００と通信を行う。例えば、通信部３１０は、電力指令メッセージを施設１００に送信する。通信部３１０は、後述する分散電源情報を施設１００から受信する。

管理部３２０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、電力系統１０に接続された複数の施設１００を管理する。

制御部３３０は、ＣＰＵ及びメモリ等によって構成されており、通信部３１０及び管理部３２０を制御する。制御部３３０は、管理部３２０によって管理される複数の施設１００の全体として電力需給バランスを調整する。

実施形態では、電力指令メッセージは、蓄電池装置１４０を制御するメッセージを含む。このようなメッセージは、蓄電池装置１４０の充電動作を指示する充電メッセージ、蓄電池装置１４０の放電動作を指示する放電メッセージ、蓄電池装置１４０の待機動作を指示する待機メッセージを含む。ここでは、充電メッセージについて主として説明する。なお、充電メッセージには、蓄電池装置１４０における通常の充電よりも充電時間が短い急速充電動作を指示する急速充電メッセージであってもよい。また、電力指令メッセージは、蓄電池装置１４０の動作を確認するテスト動作を指示するテストメッセージが含まれてもよく、蓄電池装置１４０の自動動作を指示する自動メッセージが含まれてもよく、蓄電池装置１４０の再起動動作を指示する再起動メッセージが含まれてもよく、蓄電池装置１４０の実効容量を再計算する指示である実効容量再計算処理メッセージが含まれてもよい。

充電メッセージは、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能でない場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を行うように指示し、逆潮流が可能である場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージを含む。充電メッセージは、充電メッセージは、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能であるか否かによらずに、蓄電池装置１４０の充電動作を行うように指示する第２メッセージを含んでもよい。「逆潮流が可能」とは、逆潮流を実際に行っている状態であってもよいし、逆潮流を実際に行っていないが、逆潮流が許容された状態であってもよい。

例えば、第１メッセージは、蓄電池装置１４０が充電動作を行っている状態において、蓄電池装置１４０の充電電力が電力系統１０から施設１００への潮流電力を上回った場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を停止するように指示するメッセージであってもよい。第１メッセージは、蓄電池装置１４０が充電動作を行っていない状態において、電力系統１０から施設１００への潮流がある場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を開始するように指示するメッセージであってもよい。

ここで、施設１００の電力は、「Ｐ＿ＧＲＩＤ＋Ｐ＿ＰＶ＝Ｐ＿ＢＴ＋Ｐ＿ＬＯＡＤ」の関係によって表される。Ｐ＿ＧＲＩＤは、電力系統１０から施設１００への潮流電力を表しており、Ｐ＿ＰＶは、太陽電池装置１３０の発電電力を表している。Ｐ＿ＢＴは、蓄電池装置１４０の充電電力（又は放電電力）を表しており、Ｐ＿ＬＯＡＤは、ＥＭＳ１１０及び電力消費機器１２０の消費電力を表している。蓄電池装置１４０の充電電力は正の値で表され、蓄電池装置１４０の放電電力は負の値で表される。従って、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）は、電力計１３８の測定結果（Ｐ＿ＰＶ）及び電力計１４８の測定結果（Ｐ＿ＢＴ＋Ｐ＿ＬＯＡＤ）によって取得可能である。蓄電池装置１４０の充電電力（放電電力）は、ＰＣＳ１４２によって取得可能である。

実施形態では、電力指令メッセージは、電力指令メッセージによる制御を継続する継続条件を含んでもよい。分散電源が蓄電池装置１４０である場合に、継続条件は、時間条件（○○時〜○○時まで）、放電条件（○○ｋＷｈの電力を放電するまで、又は蓄電残量が○○ｋＷｈを下回るまで）、充電条件（○○ｋＷｈの電力を充電するまで、蓄電残量が○○ｋＷｈを上回るまで）という条件である。時間条件及び放電条件は組み合わされてもよく、時間条件及び充電条件は組み合わされてもよい。時間条件は、電力指令メッセージの受信からの継続時間（又は残り時間）で指定されてもよいし、所定の開始時間からの継続時間（又は残り時間）で指定されてもよいし、終了時刻のみの指定であってもよい。このようなケースにおいて、放電条件及び充電条件はｋＷで指定されてもよい。

（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。ローカル制御装置は、施設１００内で蓄電池装置１４０を制御する装置であればよい。ローカル制御装置は、上述したＥＭＳ１１０であってもよく、上述したＰＣＳ１４２であってもよい。ローカル制御装置は、ＥＭＳ１１０及びＰＣＳ１４２の双方によって構成されてもよい。但し、蓄電池装置１４０の制御の即時性を考慮する場合には、ローカル制御装置がＰＣＳ１４２であると考えてもよい。図３に示すように、ローカル制御装置４００は、通信部４１０と、制御部４２０とを有する。

通信部４１０は、通信モジュール等によって構成されており、電力管理サーバ３００と通信を行う。例えば、通信部４１０は、電力指令メッセージを電力管理サーバ３００から受信する。上述したように、電力指令メッセージは、少なくとも、充電メッセージとして第１メッセージを含む。

制御部４２０は、ＣＰＵ及びメモリ等によって構成されており、通信部４１０を制御する。制御部４２０は、施設１００内で蓄電池装置１４０を制御する。

実施形態では、制御部４２０は、少なくとも、第１メッセージに従って蓄電池装置１４０を制御する。制御部４２０は、第１メッセージに従った動作において、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能でない場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を行い、逆潮流が可能である場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を行わない。

（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４では、１つのローカル制御装置４００のみが図示されているが、実際には複数のローカル制御装置４００が存在してもよい。

ステップＳ１０において、電力管理サーバ３００は、電力指令メッセージをローカル制御装置４００に送信する。ここでは、電力指令メッセージは、上述した第１メッセージを含む。

ステップＳ１１において、ローカル制御装置４００は、電力指令メッセージに従って、分散電源の運転状態を制御する。ローカル制御装置４００は、制御期間が満了するまで、電力指令メッセージによる制御を継続する。制御期間は、上述した継続条件によって定義される。

ステップＳ１２において、電力管理サーバ３００は、蓄電池装置１４０の運転制御実績を要求するメッセージ（実績要求）をローカル制御装置４００に送信する。

ステップＳ１３において、ローカル制御装置４００は、蓄電池装置１４０の運転制御実績を含むメッセージ（実績応答）を電力管理サーバ３００に送信する。

ステップＳ１４において、電力管理サーバ３００は、施設１００内で最適化されたローカル運転計画の変更に伴うインセンティブを付与する。インセンティブは、金銭報酬であってもよく、商品券又はクーポンなどの無体物による報酬であってもよく、景品などの有体物による報酬であってもよい。

続いて、ステップＳ１２におけるローカル制御装置４００の動作について説明する。図５に示すように、ステップＳ２０において、ローカル制御装置４００は、蓄電池装置１４０が運転動作中であるか否かを判定する。蓄電池装置１４０が運転動作中でない状態としては、蓄電池装置１４０の待機動作中又は放電動作中が挙げられる。判定結果がＹＥＳである場合には、ステップＳ２１の処理が行われ、判定結果がＮＯである場合には、ステップＳ２３の処理が行われる。

ステップＳ２１において、ローカル制御装置４００は、充電電力（Ｐ＿ＢＴ）が潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）を上回っているか否かを判定する。判定結果がＹＥＳである場合には、ステップＳ２２の処理が行われ、判定結果がＮＯである場合には、ステップＳ２５の処理が行われる。充電電力（Ｐ＿ＢＴ）が潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）を上回っている状態は、蓄電池装置１４０が充電動作を行わなければ、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能な状態である。

ステップＳ２２において、ローカル制御装置４００は、蓄電池装置１４０の充電動作を停止する。ローカル制御装置４００は、蓄電池装置１４０の待機動作を指示する。

ステップＳ２３において、ローカル制御装置４００は、電力系統１０から施設１００への潮流があるか否かを判定する。逆潮流があるか否かは、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）によって判定可能である。判定結果がＹＥＳである場合には、ステップＳ２４の処理が行われ、判定結果がＮＯである場合には、ステップＳ２５の処理が行われる。潮流がある状態は、蓄電池装置１４０が充電動作を行っても、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能でない状態である。

ステップＳ２４において、ローカル制御装置４００は、蓄電池装置１４０の充電動作を開始する。但し、充電電力（Ｐ＿ＢＴ）が潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）を上回らないように蓄電池装置１４０の充電動作が行われる。

ステップＳ２５において、ローカル制御装置４００は、制御期間が満了したか否かを判定する。判定結果がＹＥＳである場合には、ステップＳ２６の処理が行われ、判定結果がＮＯである場合には、ステップＳ２０の処理に戻る。

ステップＳ２６において、ローカル制御装置４００は、施設１００内で電力状態を最適化するために蓄電池装置１４０の動作を制御する（以下、ローカル最適化）。ローカル最適化は、制御期間が満了してから一定期間が経過した後に行われてもよい。一定期間において蓄電池装置１４０は待機動作を行う。

（作用及び効果）
実施形態では、太陽電池装置１３０の発電電力の売電単価が電力系統１０の供給電力の買電単価よりも高いケースに着目している。このようなケースにおいて、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能であるか否かによらずに、蓄電池装置１４０の充電動作を行うように指示する第２メッセージのみが充電メッセージとして定義されていると、高コストの電力（すなわち、太陽電池装置１３０の発電電力）を蓄電池装置１４０に充電することなり、施設１００のユーザが不利益を被る可能性がある。

このような着眼点の下において、実施形態では、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能でない場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を行うように指示し、逆潮流が可能である場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージが充電メッセージとして定義される。このような構成によれば、上述した施設１００のユーザが不利益を抑制することができる。

さらに、電力管理サーバ３００が太陽電池装置１３０の発電電力を考慮しながら電力指令メッセージを動的に送信することも考えられるが、このような構成によれば、電力指令メッセージの送信が頻発する可能性があり、太陽電池装置１３０の発電電力の把握に伴う遅延も懸念される。実施形態では、上述した第１メッセージを充電メッセージとして定義することによって、このような問題も解消することができる。

［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説明する。

実施形態では、電力系統１０から施設１００への潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）は、電力計１３８の測定結果（Ｐ＿ＰＶ）及び電力計１４８の測定結果（Ｐ＿ＢＴ＋Ｐ＿ＬＯＡＤ）によって取得される。

これに対して、変更例１では、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）は、図６に示すように、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）を測定する電力計１１８の測定結果によって取得される。電力計１１８は、接続点Ｐ１よりも上流において宅内主幹線２０上に設けられており、例えば、ＣＴ及びＶＴの少なくともいずれかである。従って、電力計１１８は、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）を測定可能である。

さらに、電力計１１８が設けられていなくても、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）は、上述したスマートメータの測定結果によって取得されてもよい。スマートメータは、施設１００の使用電力又は売電電力を測定するものであるため、電力計１１８と同様の位置に設けられる。従って、スマートメータは、潮流電力（Ｐ＿ＧＲＩＤ）を測定可能である。

［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、実施形態に対する相違点について説明する。

変更例２において、第１メッセージは、蓄電池装置１４０が充電動作を行っている状態において、施設１００に設けられる発電装置の発電量が施設１００に設けられる負荷の消費電力量を上回った場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を停止するように指示するメッセージであってもよい。第１メッセージは、蓄電池装置１４０が充電動作を行っていない状態において、施設１００に設けられる発電装置の発電量が施設１００に設けられる負荷の消費電力量を下回った場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を開始するように指示するメッセージであってもよい。ここで、負荷とは、施設１００に設けられる装置のうち、蓄電池装置１４０を除いた装置を意味する。図１に示す例では、負荷は、ＥＭＳ１１０及び電力消費機器１２０である。ここでは電力量とは、瞬時電力値（Ｗ）又は一定期間の電力量値（Ｗｈ）を意味する。また、電力量とは、瞬時電流値（Ａ）又は一定期間の電荷値（Ａｈ）でも構わない。

このように、第１メッセージは、蓄電池装置１４０の充電動作を停止する条件として、ローカル制御装置４００が判定可能な条件を含んでいればよい。このような条件は、蓄電池装置１４０の充電動作を行わなければ、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能であるという条件である。同様に、第１メッセージは、蓄電池装置１４０の充電動作を開始する条件として、ローカル制御装置４００が判定可能な条件を含んでいればよい。このような条件は、蓄電池装置１４０の充電動作を行っても、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能でないという条件である。

［変更例３］
以下において、実施形態の変更例３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説明する。

実施形態では、太陽電池１３１及び蓄電池１４１のＰＣＳが個別に設けられるケースを説明した。

これに対して、変更例３では、太陽電池１３１及び蓄電池１４１のＰＣＳは、図７に示すように、太陽電池１３１及び蓄電池１４１の双方に接続される１つのＰＣＳ１５２である。このようなケースにおいて、施設１００は、電力計１５８及びメータ１６０を有する。

電力計１５８は、電力計１５８は、接続点Ｐ３よりも上流において宅内主幹線２０上に設けられる。接続点Ｐ３は、宅内主幹線２０とＰＣＳ１５２（メータ１６０）とを接続する電力線（第３電力線）と宅内主幹線２０との接続点である。電力計１５８は、蓄電池１４１から電力系統１０への逆潮流を行わないように蓄電池装置１４０を制御するための電力計であり、例えば、ＣＴ及びＶＴの少なくともいずれかである。

メータ１６０は、電力管理サーバ３００を管理する事業者によって設置される電力計であり、ＰＣＳ１５８の出力電力を測定する。メータ１６０は、有線又は無線の信号線によって電力管理サーバ３００と接続される。

このようなケースにおいて、ＰＣＳ１５８の出力電力は、太陽電池１３１由来の電力及び蓄電池１４１由来の電力が混在する可能性がある。しかしながら、電力管理サーバ３００がメータ１６０の測定結果から太陽電池１３１由来の電力及び蓄電池１４１由来の電力を区別して取得したいというニーズが存在する。

従って、変更例３においては、施設１００に設けられる発電装置（ここでは、太陽電池装置１３０）の発電が行われている場合に、蓄電池装置（ここでは、蓄電池１４１）の充電動作又は放電動作を禁止するように指示する第３メッセージが電力指令メッセージとして定義される。第３メッセージは、発電装置の発電が行われている場合に、充電動作及び放電動作の双方を禁止するように指示するメッセージであってもよい。

［変更例４］
以下において、実施形態の変更例４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説明する。

変更例４においては、蓄電池装置（ここでは、蓄電池１４１）が電力系統１０から解列された自立状態において、施設１００に設けられる発電装置の発電による蓄電池１４１の充電動作を許容し、蓄電池１４１が電力系統１０と再連系された再連系状態において、少なくとも自立状態で蓄電池１４１に充電された電力を放電した後に逆潮流を許容する第４メッセージが電力指令メッセージとして定義される。例えば、第４メッセージは、再連系状態において、自立状態で蓄電池１４１に充電された電力の全てを放電した後に逆潮流を許容するメッセージであってもよい。言い換えると、第４メッセージは、少なくとも自立状態で蓄電池１４１に充電された電力が放電されるまで逆潮流を禁止するメッセージであってもよい。

第４メッセージは、変更例３で説明した第３メッセージと併用されてもよい。第３メッセージ及び第４メッセージは１つのメッセージで実現されてもよい。例えば、電力指令メッセージは、蓄電池１４１が電力系統１０と連系された連系状態において発電装置の発電による蓄電池１４１の充電動作を許容せず、自立状態において発電装置の発電による蓄電池１４１の充電動作を許容するメッセージを含んでもよい。しかしながら、このような電力指令メッセージは、少なくとも自立状態で蓄電池１４１に充電された電力を放電するまで逆潮流を許容せずに、少なくとも自立状態で蓄電池１４１に充電された電力を放電した後に逆潮流を許容するメッセージであってもよい。

ここで、「自立状態で蓄電池１４１に充電された電力」は、蓄電池１４１のソース電力が識別可能である場合には、発電装置の発電電力であってもよい。「自立状態で蓄電池１４１に充電された電力」は、蓄電池１４１のソース電力が識別可能でない場合には、再連系が行われた時点で蓄電池１４１に充電された電力であってもよい。

「発電装置の発電が行われている状態」は、逆潮流が可能でない状態の一例であってもよい。「自立状態」は、逆潮流が可能でない状態の一例であってもよい。「自立状態で蓄電池１４１に充電された電力が放電されるまでの状態」は、逆潮流が可能でない状態の一例であってもよい。

［変更例５］
以下において、実施形態の変更例５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説明する。

上述した実施形態から変更例４においては、電力管理サーバ３００から受信する電力指令メッセージに従ってローカル制御装置４００が動作するケースを例示した。しかしながら、変更例５においては、ローカル制御装置４００は、電力管理サーバ３００から受信する電力指令メッセージによらずに、上述した実施形態から変更例４で説明した動作を自律的に行ってもよい。

具体的には、ローカル制御装置４００は、逆潮流が可能である場合に、蓄電池装置（ここでは、蓄電池１４１）の充電動作を行わずに、逆潮流が可能でない場合に、蓄電池１４１の充電動作を行う。

このようなケースにおいて、ローカル制御装置４００は、変更例４と同様に、自立状態において発電装置の発電による蓄電池１４１の充電動作を許容し、再連系状態において少なくとも自立状態で蓄電池１４１に充電された電力を放電した後に逆潮流を許容してもよい。例えば、ローカル制御装置４００は、再連系状態において自立状態で蓄電池１４１に充電された電力の全てを放電した後に逆潮流を許容してもよい。

［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、ローカル制御装置４００がＥＭＳ１１０及びＰＣＳ１４２の少なくともいずれかであ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。ローカル制御装置４００は、ＰＣＳ１４２を制御するリモートコントローラであってもよい。

実施形態では、逆潮流が可能でない場合に、蓄電池装置１４０の充電動作が指示される。すなわち、逆潮流が可能でない時間帯は、蓄電池装置１４０の充電動作が許容される時間帯（以下、充電可能時間帯）である。一方で、逆潮流が可能である場合に、蓄電池装置１４０の充電動作が禁止される。すなわち、逆潮流が可能である時間帯は、蓄電池装置１４０の充電動作が禁止される時間帯（以下、充電禁止時間帯）である。このような充電可能時間帯及び充電禁止時間帯の少なくともいずれか１つは、電力管理サーバ３００から指定されてもよく、ローカル制御装置４００に設定されてもよい。充電可能時間帯及び充電禁止時間帯の少なくともいずれか１つのローカル制御装置４００への設定は、工場出荷前に作業者によって行われてもよく、工場出荷後に作業者によって行われてもよい。

実施形態では、施設１００に設けられる発電装置として太陽電池装置１３０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。発電装置は、燃料電池装置であってもよい。燃料電池装置は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ：Ｐｈｏｓｐｈｏｒｉｃ Ａｃｉｄ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）及び溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ：Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）のいずれかであってもよい。

実施形態では、既存の施設１００が有する電力計に適合する態様が例示されているに過ぎない。従って、施設１００が有する電力計は特に限定されるものではない。電力計を任意の位置に配置可能であるという前提であれば、第１メッセージは、施設１００から電力系統１０への逆潮流が可能でない場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を行うように指示し、逆潮流が可能である場合に、蓄電池装置１４０の充電動作を禁止するように指示するものであればよい。すなわち、第１メッセージによって蓄電池装置１４０の充電動作を停止する条件は、電力計の配置に応じて定めることが可能であり、第１メッセージによって蓄電池装置１４０の充電動作を開始する条件も、電力計の配置に応じて定めることが可能である。

実施形態では、蓄電池装置１４０から電力系統１０への逆潮流を防止するための電力計（図１及び図６に示す電力計１４８、図７に示す電力計１５８）が設けられる。しかしながら、このような逆潮流が常に禁止されていなくてもよい。例えば、電力管理サーバ３００の要求によって逆潮流が一時的に許容されてもよい。

特に限定されるものではないが、電力管理サーバ３００とローカル制御装置４００との間の通信は、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ規格に準拠する方式で行われてもよい。このようなケースにおいて、ローカル制御装置４００から電力管理サーバ３００に対するポーリング信号の応答として、電力管理サーバ３００からローカル制御装置４００にメッセージが送信されてもよい。ポーリング信号としては、例えば、ｏｒｄｒＰｏｌｌを用いることができる。電力指令メッセージとしては、例えば、ｏａｄｒＤｉｓｔｒｉｂｕｔｅＥｖｅｎｔを用いることができる。分散電源情報応答及び実績応答としては、ＴＥＬＥＭＥＴＲＹ ＵＳＡＧＥ及びＴＥＬＥＭＥＴＲＹ ＳＴＡＴＵＳを用いることができる。

なお、日本国特許出願第２０１６−１８０１０５号（２０１６年９月１５日出願）及び日本国特許出願第２０１７−２９４７３号（２０１７年２月２０日出願）の全内容が、参照により、本願明細書に組み込まれている。

一態様によれば、分散電源を適切に管理する電力管理方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電力管理システムを提供することができる。

Claims (18)

1. 施設から電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うステップＡを備える、電力管理方法。
2. 前記電力系統に接続された前記施設に設けられるローカル制御装置がステップＡを実行する、請求項１に記載の電力管理方法。
3. 前記施設を管理する電力管理サーバから、前記ローカル制御装置に対して、前記分散電源を制御するための電力指令メッセージを送信するステップＢを備え、
   前記電力指令メッセージは、前記蓄電池装置の充電を指示する充電メッセージを含み、
   前記充電メッセージは、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うように指示し、前記逆潮流が可能である場合に、前記蓄電池装置の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージを含む、請求項２に記載の電力管理方法。
4. 前記第１メッセージは、前記蓄電池装置が充電動作を行っている状態において、前記蓄電池装置の充電電力が前記電力系統から前記施設への潮流電力を上回った場合に、前記蓄電池装置の充電動作を停止するように指示するメッセージである、請求項３に記載の電力管理方法。
5. 前記第１メッセージは、前記蓄電池装置が充電動作を行っていない状態において、前記電力系統から前記施設への潮流がある場合に、前記蓄電池装置の充電動作を開始するように指示するメッセージである、請求項３又は請求項４に記載の電力管理方法。
6. 前記第１メッセージは、前記蓄電池装置が充電動作を行っている状態において、前記施設に設けられる発電装置の発電量が前記施設に設けられる負荷の消費電力量を上回った場合に、前記蓄電池装置の充電動作を停止するように指示するメッセージである、請求項３乃至請求項５のいずれかに記載の電力管理方法。
7. 前記第１メッセージは、前記蓄電池装置が充電動作を行っていない状態において、前記施設に設けられる発電装置の発電量が前記施設に設けられる負荷の消費電力量を下回った場合に、前記蓄電池装置の充電動作を開始するように指示するメッセージである、請求項３乃至請求項６のいずれかに記載の電力管理方法。
8. 前記施設は、太陽電池装置及び燃料電池装置の少なくとも１つを発電装置として有する、請求項３乃至請求項７のいずれかに記載の電力管理方法。
9. 前記充電メッセージは、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能であるか否かによらずに、前記蓄電池装置の充電動作を行うように指示する第２メッセージを含む、請求項３乃至請求項８のいずれかに記載の電力管理方法。
10. 前記電力指令メッセージは、前記施設に設けられる発電装置の発電が行われている場合に、前記蓄電池装置の充電動作又は放電動作を禁止するように指示する第３メッセージを含む、請求項１乃至請求項９のいずれかに記載の電力管理方法。
11. 前記ステップＢは、前記発電装置及び前記蓄電池装置の双方に接続された電力変換装置を有する前記施設に設けられる前記ローカル制御装置に対して、前記第３メッセージを送信するステップを含む、請求項１０に記載の電力管理方法。
12. 前記電力指令メッセージは、前記蓄電池装置が前記電力系統から解列された自立状態において、前記施設に設けられる発電装置の発電による前記蓄電池装置の充電動作を許容し、前記蓄電池装置が前記電力系統と再連系された再連系状態において、少なくとも前記自立状態で前記蓄電池装置に充電された電力を放電した後に前記逆潮流を許容する第４メッセージを含む、請求項１乃至請求項１１のいずれかに記載の電力管理方法。
13. 前記ステップＡは、前記蓄電池装置が前記電力系統から解列された自立状態において、前記施設に設けられる発電装置の発電による前記蓄電池装置の充電動作を許容し、前記蓄電池装置が前記電力系統と再連系された再連系状態において、少なくとも前記自立状態で前記蓄電池装置に充電された電力を放電した後に前記逆潮流を許容するステップを含む、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. 電力系統に接続された施設を管理する電力管理サーバであって、
    前記施設に設けられるローカル制御装置に対して、前記施設に設けられる分散電源を制御するための電力指令メッセージを送信する送信部を備え、
    前記電力指令メッセージは、前記施設に設けられる蓄電池装置の充電を指示する充電メッセージを含み、
    前記充電メッセージは、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うように指示し、前記逆潮流が可能である場合に、前記蓄電池装置の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージを含む、電力管理サーバ。
15. 電力系統に接続された施設に設けられるローカル制御装置であって、
    前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行う制御部を備える、ローカル制御装置。
16. 前記施設を管理する電力管理サーバから、前記分散電源を制御するための電力指令メッセージを受信する受信部を備え、
    前記電力指令メッセージは、前記蓄電池装置の充電を指示する充電メッセージを含み、
    前記充電メッセージは、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うように指示し、前記逆潮流が可能である場合に、前記蓄電池装置の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージを含む、請求項１５に記載のローカル制御装置。
17. 電力系統に接続された施設を管理する電力管理サーバと、
    前記施設に設けられるローカル制御装置とを備え、
    前記ローカル制御装置は、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能である場合に、前記施設に設けられる分散電源の一つである蓄電池装置の充電動作を行わずに、前記逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行う、電力管理システム。
18. 前記電力管理サーバは、前記ローカル制御装置に対して、前記施設に設けられる分散電源を制御するための電力指令メッセージを送信する送信部を備え、
    前記電力指令メッセージは、前記施設に設けられる蓄電池装置の充電を指示する充電メッセージを含み、
    前記充電メッセージは、前記施設から前記電力系統への逆潮流が可能でない場合に、前記蓄電池装置の充電動作を行うように指示し、前記逆潮流が可能である場合に、前記蓄電池装置の充電動作を禁止するように指示する第１メッセージを含む、請求項１７に記載の電力管理システム。

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