JPWO2019021627A1 - 電源監視データ処理装置、電源監視データ処理方法、および電源監視データ処理プログラム - Google Patents

Abstract

データ取得部は、系統電源または内燃力発電装置から供給される交流電力を選択的に出力する切替部と、切替部ら出力される交流電力を直流電力に変換して出力するＡＣ／ＤＣコンバータと、直流バスに接続される蓄電装置と、を備える電源システムの監視データとして、切替部の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システムの出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得する。データ処理部は、第１データと第２データをもとに内燃力発電装置の稼働状況を推定し、内燃力発電装置の稼働時間を短くするための、蓄電装置のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成する。

Description

本発明は、バックアップ用の蓄電装置を備えた電源システムの監視データを処理する電源監視データ処理装置、電源監視データ処理方法、および電源監視データ処理プログラムに関する。

インド、東南アジア、南米、アフリカなどの新興国では、日本、欧州などの先進国と比較して電力事情が悪く、停電が頻繁に発生する。新興国では突発的な停電だけでなく計画停電も多い。そこで携帯電話基地局などのインフラ設備には原則として、系統電源の停電に備えたバックアップ電源システムが併設される。新興国では、通信施設の安定した施設管理と、電源確保が通信サービスの品質を左右する大きな鍵となる。

バックアップ電源システムとして、発電装置と蓄電池を組み合わせたハイブリッドシステムが用いられることが多い。発電装置として太陽光発電装置や風力発電装置を使用することも考えられるが、天候に左右されずに発電できる内燃力発電装機（例えば、ディーゼル発電機、ガスタービン発電機）を使用することが多い（例えば、特許文献１、２参照）。内燃力発電装機を使用する場合、化石燃料が必要となる。

特開２００４−０６２２５４号公報 特開２０１６−０３９６４８号公報

系統電源が停電した際、バックアップ電源システムの蓄電池および内燃力発電機は負荷にバックアップ電源を供給する。その際、系統電源の安定度に応じて電源管理が行われないと、内燃力発電機の稼働時間が想定以上に長くなり、燃料を過剰に消費してしまうことになる。また新興国のバックアップ電源システムは、現状の設定や環境を確認できないものが多く、燃料消費の多寡を確認することが難しいものが多い。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、蓄電装置と内燃力発電装置を併用した電源システムの、効率的な運用を継続的に行うための技術を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の電源監視データ処理装置は、系統電源または内燃力発電装置から供給される交流電力を選択的に出力する切替部と、前記切替部から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷に出力するＡＣ／ＤＣコンバータと、前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記直流負荷間の直流バスに接続される蓄電装置と、を備える電源システムの監視データとして、前記切替部の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システムの出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得するデータ取得部と、前記データ取得部により取得された前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成するデータ処理部と、を備える。

なお、以上の構成要素の任意の組み合わせ、本発明の表現を方法、装置、システムなどの間で変換したものもまた、本発明の態様として有効である。

本発明によれば、蓄電装置と内燃力発電装置を併用した電源システムの、効率的な運用を継続的に行うことができる。

通信施設、中央監視システム、電源監視データ処理装置の全体構成を示すブロック図である。 通信施設の電源システムの構成例を示す図である。 ある電源システムの電源状態の推移例を示す図である。 本発明の実施の形態に係る電源監視データ処理装置の構成例を示す図である。 本発明の実施の形態に係る電源監視データ処理装置の動作例を示すフローチャートである。 燃料削減実績評価レポートのフォーマットの一例を示す図である。 図７（ａ）、（ｂ）は、図６の稼働実績と改善前推定動作を示すグラフ領域の変形例を示す図である。

図１は、通信施設１、中央監視システム２、電源監視データ処理装置３の全体構成を示すブロック図である。各通信施設１は電源システム１０を備えている。以下の説明では、通信施設１が携帯電話の基地局装置である例を想定する。携帯電話の基地局装置は、多くの場所に設置するほど通信品質が向上する。国土が広い国では、１０万サイト以上の基地局装置が設置されることもある。

中央監視システム２は、複数の通信施設１の電源システム１０を遠隔監視するためのシステムであり、例えば、複数のサーバで構築される。中央監視システム２は各通信施設１の電源システム１０とネットワークを介して接続され、各電源システム１０から監視データを収集する。ネットワークは、インターネットを使用してもよいし、専用線を使用してもよい。

電源監視データ処理装置３は、中央監視システム２が収集した複数の電源システム１０の監視データを処理する装置である。電源監視データ処理装置３は例えば、サーバ、ＰＣ、タブレット、スマートフォンなどの情報処理装置で構成される。電源監視データ処理装置３はネットワークを介して、中央監視システム２から複数の電源システム１０の監視データを取得する。なお、記録メディアを介して複数の電源システム１０の監視データを取得してもよい。なお図１では、電源監視データ処理装置３と中央監視システム２が分離された構成で描かれているが、電源監視データ処理装置３が中央監視システム２に統合された構成でもよい。なお図１では、中央監視システム２に対して複数の電源システム１０がそれぞれ接続している（スター型）構成で描かれているが、地理的状況に応じた階層構造（ツリー型）や通信の安定性を重視した多重化（ループ型）など異なる接続構成およびその組み合わせの構成でもよい。

図２は、通信施設１の電源システム１０の構成例を示す図である。図２に示す電源システム１０は電力源として系統電源５、ディーゼル発電装置１１、蓄電装置１２の３つを有する。ディーゼル発電装置１１は、主に軽油を燃料として圧縮着火方式で発電する装置であり、交流電力を出力する。なおディーゼル発電装置１１の代わりに、ガスタービン発電装置を使用してもよい。その場合、燃料は主に天然ガスになる。また、太陽光発電システムなどその他の電源設備が接続している場合もあるが、本実施の形態においては不図示とする。

切替部１３は、系統電源５から供給される交流電力と、ディーゼル発電装置１１から供給される交流電力を選択的に出力する。ＡＣ／ＤＣコンバータ１４は、切替部１３を介して供給される交流電力を、所定の電圧（以下、基準電圧という）の直流電力に変換して直流バス１５に出力する。直流バス１５は通信施設１の直流負荷１Ｌに接続されている。直流バス１５は例えば、バスバーで構築することができる。

直流バス１５には蓄電装置１２が接続され、蓄電装置１２は直流バス１５に対して充放電を行うことができる。直流バス１５の状態（電圧値、電流値など）をもとに充放電が制御されることが多い。

蓄電装置１２は、並列接続された複数の蓄電モジュールｍ１〜ｍｎ、電池管理部１２１、スイッチ１２２を備える。各蓄電モジュールｍ１〜ｍｎは、直列接続された複数のセルを含む。セルには、リチウムイオン電池セル、ニッケル水素電池セル、鉛電池セル、電気二重層キャパシタセル、リチウムイオンキャパシタセルなどを用いることができる。以下、本明細書ではリチウムイオン電池セル（公称電圧：３．６−３．７Ｖ）を使用する例を想定する。並列接続された複数の蓄電モジュールｍ１〜ｍｎは、スイッチ１２２を介して直流バス１５に接続される。スイッチ１２２には例えば、リレーを使用することができる。

電池管理部１２１は、複数の蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの状態を監視する。具体的には、複数の蓄電モジュールｍ１〜ｍｎに含まれる各セルの電圧、電流、温度を監視する。電池管理部１２１は、ＳＯＣ(State Of Charge)管理、ＳＯＨ（State Of Health）管理、均等化制御、電池保護などを実行する。

ＳＯＣは、電流積算法またはＯＣＶ（Open Circuit Voltage）法により推定することができる。ＳＯＨは、初期の満充電容量に対する現在の満充電容量の比率で規定され、数値が低いほど（０％に近いほど）劣化が進行していることを示す。ＳＯＨは、内部抵抗との相関関係をもとに推定することができる。内部抵抗は、電池に所定の電流を所定時間流した際に発生する電圧降下を、当該電流で割ることにより推定することができる。内部抵抗は温度が上がるほど低下する関係にあり、電池の劣化が進行するほど増加する関係にある。

均等化制御は、直列接続された複数のセルの電圧または容量を均等化させる制御である。電池保護は、過電圧、過小電圧、過電流、または温度異常を検出すると、スイッチ１２２をターンオフして複数の蓄電モジュールｍ１〜ｍｎを、直流バス１５から電気的に切り離す制御である。

制御部１６は、電源システム１０全体を監視・管理する。制御部１６は、電源システム１０の基礎的な監視データとして、第１地点（Ｎ１）の電圧値および／または電流値（以下、第１データという）と、第２地点（Ｎ２）の電圧値および／または電流値（以下、第２データという）を検出する。第１データは、切替部１３から出力される三相／単相の、交流電圧値および／または交流電流値である。第２データは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１４および／または蓄電装置１２から出力される直流電圧値および／または直流電流値である。なお電流値を測定する場合は、直流バス１５上において、蓄電装置１２の合流地点（Ｎｂ）より直流負荷１Ｌ側もしくは蓄電装置１２側の電流値を測定する必要がある。

制御部１６は測定した第１データおよび第２データを、電源システム１０の監視データとして、ネットワークを介して中央監視システム２に定期的（例えば、１０分に１回）に送信する。

系統電源５の停電が発生すると、切替部１３の接続先が、系統電源５からディーゼル発電装置１１に切り替わる。この切り替えは、ハードウェア的に実行されてもよいし、制御部１６を介在させたソフトウェア制御により実行されてもよい。停電が発生した後、ディーゼル発電装置１１は、制御部１６から起動指示があるまで待機する。電池管理部１２１は、スイッチ１２２をターンオンさせる。電池管理部１２１は停電の発生を、停電検知用のセンサまたは制御部１６から停電検知信号を受信して認識する。

蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの放電開始電圧は、直流バス１５の基準電圧より所定値低い電圧に設定されている。スイッチ１２２がオン状態では、直流バス１５の電圧が蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの電圧より低くなると、蓄電装置１２から直流バス１５への放電が開始する。放電開始後、蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの残容量が下限値に到達すると、電池管理部１２１は制御部１６に放電終了通知を送信する。残容量の下限値は、過放電を抑制して電池を保護するために設定される値であり、電圧で規定されもよいし、ＳＯＣで規定されてもよい。蓄電池は、放電深度（ＤＯＤ：Depth of Discharge）を深く使用するほど寿命が短くなる性質がある。

制御部１６は、電池管理部１２１から放電終了通知を受信すると、ディーゼル発電装置１１に稼働指令を送信する。なお電池管理部１２１からディーゼル発電装置１１に直接、稼働指令を送信する構成でもよい。また、ディーゼル発電装置１１に稼働判断機能があり、稼働の状態を連携して管理する構成でもよい。ディーゼル発電装置１１が稼働指令を受信して、発電を開始すると、直流バス１５の電圧が上昇を開始する。直流バス１５の電圧が蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの電圧より高くなると、直流バス１５から蓄電装置１２への充電が開始する。充電開始後、蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの残容量が上限値に到達すると、電池管理部１２１は制御部１６に充電終了通知を送信する。残容量の上限値は、過充電を抑制して電池を保護するために設定される値であり、電圧で規定されもよいし、ＳＯＣで規定されてもよい。

制御部１６は、電池管理部１２１から充電終了通知を受信すると、ディーゼル発電装置１１に停止指令を送信する。なお電池管理部１２１からディーゼル発電装置１１に直接、停止指令を送信する構成でもよい。また、ディーゼル発電装置１１に稼働判断機能があり、稼働の状態を連携して管理する構成でもよい。ディーゼル発電装置１１が停止指令を受信して、発電を停止すると、直流バス１５の電圧が低下を開始する。直流バス１５の電圧が蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの電圧より低くなると、蓄電装置１２からの放電が再開する。以上の制御が系統電源５が復活するまで繰り返される。

このように電源システム１０は、系統電源５が停電した際、蓄電装置１２およびディーゼル発電装置１１を用いて系統電源５が回復するまで直流負荷１Ｌにバックアップ電源を供給する。バックアップ時の基本動作としては、蓄電装置１２をあらかじめ充電しておき、停電検知をトリガとして蓄電装置１２から電力を供給する。蓄電装置１２の供給電力が低下すると、ディーゼル発電装置１１が起動する。

図３は、ある電源システム１０の電源状態の推移例を示す図である。系統電源５の停電が発生すると、直流負荷１Ｌに電力を供給する電源が、系統電源５（図３ではＥＢと表記している）から蓄電装置１２（図３ではＬｉｂと表記している）に変わる。停電期間が長い場合（停電期間Ａ参照）、直流負荷１Ｌに電力を供給する電源が、蓄電装置１２とディーゼル発電装置１１（図３ではＤＧと表記している）の間で交互に切り替わる。停電期間が短い場合（停電期間Ｂ参照）、直流負荷１Ｌに電力を供給する電源として蓄電装置１２のみが使用される。

電源システム１０において、系統電源５の安定度に応じた電源管理が行われないと、ディーゼル発電装置１１の稼働が想定以上に長期に渡り、ディーゼル発電装置１１の燃料を過剰に消費する問題がある。ディーゼル発電装置１１の燃料を使い切ると結局、通信施設１全体がダウンすることになる。またディーゼル発電装置１１の稼働時間が長くなると、燃料そのもののコストだけでなく、人的コストも増大する。給油・運搬はエンジニアが手作業で行う必要があり、人件費の増大を招く。

通信施設１が設けられているサイトに設置されている電源システム１０の全ての機器の挙動が計測されているわけではない。例えば、ディーゼル発電装置１１がサイトの給電状態に応じて自動で起動・停止する仕組みのものである場合、いつ起動して、いつ停止したかのデータは残っていない。例えば、交流主幹および直流バス１５の電気系データしか計測されていない場合、交流主幹のデータが、系統電源５から出力されたものか、ディーゼル発電装置１１から出力されたものか区別することができない。

またサイトの数が膨大な数にのぼる場合、全てのサイトの電源システム１０の仕様を統一することは難しく、使用するディーゼル発電装置１１や蓄電装置１２の機種を統一することも難しい。また電源システム１０の設置工事の際、作業員が設備機器の差異や設置環境の差異を考慮して完璧に機器を設置・設定できていないことも多い。

新興国の電源システム１０では、現状の設定や環境が外部から確認できないものが多いため、燃料消費の多寡を確認することが難しい。また停電の発生が頻繁であったり、電源インフラが複雑であったりもする。電力系統において十分な信頼性のある協調が取れていないケースがある。またサイトごとに停電のパターンが異なる。月ごとの停電時間がバラバラで、停電時間のきちんとしたデータが残っていないことが多い。また新興国では、資材や燃料の盗難の発生頻繁が先進国より多い。

以上の状況下、燃料費削減の取り組みが行われているが、その取り組みの成果が確認できず、活動継続のモチベーションも低いのが現状である。以下、電源監視データ処理装置３を用いて、燃料費削減の取り組みを効率的かつ継続的に行う仕組みを説明する。

図４は、本発明の実施の形態に係る電源監視データ処理装置３の構成例を示す図である。電源監視データ処理装置３は、演算部３１、通信部３２、記憶部３３、ＵＩ部３４を備える。演算部３１は、データ取得部３１１、データ処理部３１２、レポート作成部３１３を含む。

演算部３１の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働により実現できる。ハードウェア資源としてＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてオペレーティングシステム、アプリケーションなどのプログラムを利用できる。通信部３２は、所定の通信プロトコルに従った通信処理を実行する。通信部３２は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源単体により実現できる。記憶部３３は、ＨＤＤ、ＳＤＤなどの不揮発性メモリを備える。ＵＩ部３４は、キーボード、マウス、マイク、タッチパネルなどの入力デバイスと、ディスプレイ、スピーカ、プリンタなどの出力デバイスを備える。

図５は、本発明の実施の形態に係る電源監視データ処理装置３の動作例を示すフローチャートである。本動作例では、系統電源５およびディーゼル発電装置１１の稼働状況を示す直接的なデータが得られない状況を前提とする。すなわち、系統電源５が正常な期間と停電している期間、およびディーゼル発電装置１１が発電している期間と停止している期間の正確なデータが得られない状況を前提とする。

データ取得部３１１は、対象とする電源システム１０の監視データ（実績データ）として第１データおよび第２データを取得する（Ｓ１０）。この監視データの収集は一定期間、継続して行うことが望ましい。データ処理部３１２は、第１データおよび第２データを所定の評価モデルに適用して、系統電源５とディーゼル発電装置１１の稼働状況を推定する（Ｓ１１）。評価モデルは、多数の電源システム１０の第１データおよび第２データの振る舞いに基づいて構築することができる。一般的な傾向として、系統電源５の交流波形と、ディーゼル発電装置１１の交流波形とはそれぞれ異なる安定度で推移する。すなわち、データ処理部３１２は、第１データおよび第２データの安定度や安定度の推移など、それぞれの交流波形の変化の相違に基づき、ディーゼル発電装置１１の稼働状況を推定することができる。

データ処理部３１２は、第１データおよび第２データをもとに蓄電装置１２の稼働状況も推定することができる。第１データが実質的にゼロであり、第２データが直流負荷１Ｌへの出力電圧／電流として正常な範囲である場合、蓄電装置１２が放電状態と推定する。一方、第１データが直流負荷１Ｌへの出力電圧／電流として正常な範囲である場合、蓄電装置１２が停止／充電状態と推定する。

データ処理部３１２は、対象とする電源システム１０における、系統電源５の安定性、ディーゼル発電装置１１の稼働状況、蓄電装置１２の稼働状況をもとに蓄電装置１２の変更プランを生成する（Ｓ１２）。蓄電装置１２の変更プランは、ディーゼル発電装置１１の稼働時間を短くするための変更プランであり、所定の変更プラン生成モデルに上記パラメータを入力することにより生成される。変更プラン生成モデルは、エンジニアの知見および／または多数の電源システム１０の変更実績の学習データをもとに構築することができる。

以下に例示する変更プラン生成モデルでは、蓄電装置１２のシステム構成の変更および／または設定値の変更を含む。具体的には変更項目として、蓄電モジュールの数、蓄電モジュールの放電下限値を使用する。ディーゼル発電装置１１の稼働時間を短くするためには、蓄電装置１２の放電時間を長くする必要がある。そのための方法として、蓄電容量を増加する、放電深度を深くすることが挙げられる。

蓄電容量は、蓄電モジュールの並列数を増やすことにより増加させることができる。放電深度は、放電下限値を下げることにより深くすることができる。放電下限値は、蓄電装置１２の設置時に、電池メーカの仕様書に記載された推奨値に設定されることが多い。従って、蓄電装置１２の使用環境（例えば、周囲温度）によっては、より深い領域まで安全に使用できる場合もある。なお放電下限値は変更プランの有無に関係なく、電池の劣化も勘案して電池管理部１２１により変更されることが望ましい。

データ処理部３１２は、対象とする電源システム１０における過去の系統電源５の稼働状況データをもとに、上記変更プランを実施した場合のディーゼル発電装置１１の稼働抑制量の予測値を算出する（Ｓ１３）。稼働抑制量は、抑制時間、燃料の削減量、燃料の削減費の少なくとも１つで算出することができる。燃料の削減費で算出する場合、正味の削減費で算出することが望ましい。すなわち、ディーゼル発電装置１１の燃料の削減費から、蓄電装置１２の変更プランの実施に伴う増加費用（例えば、蓄電モジュールの増設費用）を減算した額を使用する。

データ処理部３１２は、算出した稼働抑制量の予測値と所定のしきい値を比較する（Ｓ１４）。所定のしきい値は、追加する蓄電モジュールの数ごとに規定されてもよい。当該稼働抑制量の予測値が所定のしきい値より小さい場合（Ｓ１４のＮ）、上記変更プランの提案・実施を保留する（ステップＳ２１）。当該稼働抑制量の予測値が所定のしきい値以上の場合（Ｓ１４のＹ）、当該電源システム１０の管理者に上記変更プランを提案・通知する。当該変更プランの提案・通知は、通信部３２からネットワークを介して、当該管理者の端末装置に送信されてもよいし、サービスパーソンから対面で行われてもよい。

上記稼働抑制量の予測値が所定のしきい値より小さい場合とは、当該変更プランの実施により予測される燃料削減の効果改善が小さい場合を意味する。効果改善の程度は主に、当該電源システム１０における系統電源５の停電パターン、当該電源システム１０が設置されている場所の環境条件に依存する。蓄電モジュールを増設しても、系統電源５の停電パターンによっては、ディーゼル発電装置１１の稼働抑制量が小さい場合もある。効果改善が小さいと予測される場合でも時間経過に伴い、系統電源５の停電パターンや環境条件が変わると、蓄電装置１２のシステム構成および／または設定の変更による効果改善が大きくなる場合もある。

上記変更プランが実施された場合（Ｓ１５のＹ）、データ取得部３１１は、当該変更プラン実施後の、当該電源システム１０の監視データとして第１データおよび第２データを取得する（Ｓ１６）。上記変更プランに従い、実際に蓄電装置１２のシステム構成および／または設定が変更されたか否かは、蓄電装置１２に設置されたセンサ（不図示）の検出値を監視することにより検知できる。また、オペレータが端末装置に入力した変更完了通知を、ネットワークを介して受信することにより検知してもよい。

データ処理部３１２は、当該変更プラン実施後の第１データおよび第２データを上記評価モデルに適用して、系統電源５とディーゼル発電装置１１の稼働状況（実績データ）を推定する（Ｓ１７）。データ処理部３１２は、推定した系統電源５の稼働状況（実績データ）をもとに、当該変更プランを実施しなかった場合のディーゼル発電装置１１の稼働状況（想定データ）を推定する（Ｓ１８）。

データ処理部３１２は、当該変更プラン実施後のディーゼル発電装置１１の稼働状況（実績データ）と、当該変更プランを実施しなかった場合のディーゼル発電装置１１の稼働状況（想定データ）を比較して、当該変更プランの実施に起因するディーゼル発電装置１１の稼働抑制量を推定する（Ｓ１９）。例えば、両者のディーゼル発電装置１１の稼働時間の差分を算出することにより、当該稼働抑制量を推定する。レポート作成部３１３は、推定したディーゼル発電装置１１の稼働抑制量を含む燃料削減実績評価レポートを作成する（Ｓ２０）。作成されたレポートは、通信部３２からネットワークを介して、当該電源システム１０の管理者の端末装置に送信される。またはプリンタで印刷されて、郵送または手渡しされる。

以上のステップＳ１０〜Ｓ２０までの処理は、電源システム１０ごとに定期的（例えば、１ヶ月に１回）または必要に応じて実行される。例えば、系統電源５の改良工事が行われている場合、改良工事が終了した時点で実行される。変更プランが実施された電源システム１０は変更済みサイトとなり、電源監視データ処理装置３は、変更したシステム構成および／または設定を保持し、データ収集も継続する。

ステップＳ１５において、上記変更プランが管理者に提案・通知された後、上記変更プランが実施されない間（Ｓ１５のＮ）、当該電源システム１０は保留サイトとなる（ステップＳ２１）。保留サイトとなっている電源システム１０について（Ｓ２１）、所定期間（例えば、３ヶ月）が経過すると（Ｓ２２のＹ）、ステップＳ１０に遷移し、蓄電装置１２の変更プランを再生成する（Ｓ１０−Ｓ１３）。保留サイトは、変更済サイトより、変更プラン再生成までのインターバル期間が長く設定される。保留サイトは、効果改善の期待が低いサイト、または管理者の効果改善に対する意識が低いサイトである。保留サイトの変更プランの生成頻度を下げることにより、変更プラン生成にかかる処理負荷を低減させることができる。

以上説明したように本実施の形態によれば、ディーゼル発電装置１１と蓄電装置１２を併用した電源システム１０において、ディーゼル発電装置１１の燃料消費を抑制した電源バックアップ設定を効率的・継続的に実現できる。具体的には、電源監視データ処理装置３は、変更プラン実施前／実施後の電源システム１０のデータを収集し、ディーゼル発電装置１１、蓄電装置１２、系統電源５の稼働状況を推定する。電源監視データ処理装置３は当該推定値をもとに変更プランを生成し、変更プラン実施による燃料削減実績評価レポートを作成する。

初期のシステム構成・設計事項を定めるだけでなく、電源システム１０の設備に関わる効率的な稼働を継続的に実現できる。また、長期にわたる系統電源５の安定性の変化を考慮した蓄電装置１２のシステム構成および／または設定の変更が可能である。また、システム構成および／または設定の変更後の効果確認を並行して実施可能であり、変更による効果を適切に評価することができる。

以上のようなサイト管理により、電源システム１０の効率的な稼働を継続的に実現することができ、また稼働データと実績評価を連携することで、燃料削減のための改善提案にかかるサービスの成果を定量的に確認できる。なお太陽光発電システムと蓄電装置を併用した電源システムの場合、蓄電装置のシステム構成および／または設定を変更しても、発電コスト（化石燃料費）が変動しないため、上記サービスの必要性は低い。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

上述の実施の形態では、系統電源５およびディーゼル発電装置１１の正確な稼働データを得られない状態を想定した。この点、系統電源５および／またはディーゼル発電装置１１の正確な稼働データが得られるサイトの場合、系統電源５および／またはディーゼル発電装置１１の稼働状況を推定する必要はなく、測定された稼働データをそのまま使用すればよい。また、蓄電装置１２の稼働データや状態データを取得できるサイトの場合、蓄電装置１２の劣化度や環境条件を考慮して、より精緻に、システム構成および／または設定の変更プランを生成することができる。

図５のフローチャートのステップＳ１２において変更プランを生成する際、蓄電池の長期的な寿命も勘案して総合的な経費削減効果を算出してもよい。その際、蓄電池の稼働データに基づく蓄電容量の寿命予測を勘案してもよい。また、変更プランを生成する際に利用可能な判定補助情報として、外部から電源監視データ処理装置３にデータを入力できる構成でもよい。また、変更プラン生成の根拠とするデータの集計値や推定値を、補助情報として外部に出力できる構成でもよい。このような入力／出力インタフェースを設けることにより、担当エンジニアなどの人間の判断を介在させることができ、より精緻な変更プランの生成が可能となる。また熟練エンジニアの経験則に基づく補正も可能となる。

データ処理部３１２は、収集した電源システム１０の実績データを継続的に集計して統計データを生成する。当該統計データは、電源システム１０の全体／個別の設備の異常予兆の検知に活用することができる。また、検知結果に基づいて、蓄電装置１２のシステム構成および／または設定を、経年状態などに応じたシステム構成および／または設定に補正してもよい。

また直流バス１５と蓄電モジュールｍ１〜ｍｎの間に、スイッチ１２２に加えてまたはスイッチ１２２の代わりにＤＣ／ＤＣコンバータを接続してもよい。この構成では、電池管理部１２１は、充電電流／電圧および放電電流／電圧を能動的に制御することができ、電池管理部１２１は充電パターン／放電パターンを調整することができる。この場合、蓄電装置１２の設定変更の項目に、充電パターン／放電パターンの変更を加えることができる。

また上述の実施の形態では、レポート作成部３１３が、推定したディーゼル発電装置１１の稼働抑制量を含む燃料削減実績評価レポートを作成する構成とした。以下、燃料削減実績評価レポートの具体例を挙げる。

図６は、燃料削減実績評価レポートのフォーマットの一例を示す図である。図６に示す実績評価レポート３５には、該当期間の燃料削減実績の値として、ディーゼル発電装置１１の稼働時間の削減量（時間）３６が記載される。なお、該当期間の燃料削減実績の値として、ディーゼル発電装置１１の運転効率、稼働時間、及び該当期間の燃料単価から算出される燃料の削減量（金額）が記載されてもよい。なお、燃料の削減量（金額）のみが記載されてもよい。

図６に示す実績評価レポート３５には、該当期間のディーゼル発電装置１１の稼働状態の推移実績が記載される。図６では、稼働状態の推移実績が推移グラフで表記される例が示されている。なお、推移グラフ内に該当期間の全期間が入らない場合は一部期間の抜粋でもよい。

上記推移グラフは、図３のＤＧからの供給タイミング（期間）を実績データで描画したグラフに相当する。ＥＢ／Ｌｉｂ／ＤＧの正確な検出情報が取得できない環境を前提としているので、当該推移グラフは、実績データをもとにした推定量をもとに描画されている。ここでの推定量とは「当該変更プランを実施しなかった場合のディーゼル発電装置１１の稼働状況（想定データ）」とは別のものであり、あくまでも実績データから稼働状態の推移実績を推定したものである。

グラフ内に、ＤＧからの電力供給タイミングに加えて、ＥＢおよび／またはＬｉｂからの電力供給タイミングを合わせて描画しても良い。その場合、図３の電源状態の推移グラフと同じフォーマットになる。また、実績データから推定される停電期間を合わせて描画しても良い。図３の電源状態の推移グラフには、停電期間を示す矢印が付加されている。

また、当該変更プランを実施しなかった場合のディーゼル発電装置１１の稼働状況（想定データ）を推移グラフで表記したものを併記しても良い。図３の電源状態の推移グラフが実施前と実施後で上下に併記されるフォーマットに相当する。これにより、ＤＧの稼働がどう良化しているのかが一目で分かるようになる。変更プランを実施しなかった場合の推移グラフも、ＤＧからの電力供給タイミングだけでなく、ＥＢおよび／またはＬｉｂからの電力供給タイミングを併記しても良い。また停電期間を示す矢印を併記しても良い。

なお必須ではないが、現在の設定情報および／または当該変更プランを実施しなかった場合を示す設定情報（過去の設定情報）が、参考情報として記載されていても良い。複数サイトの現在および／または過去の設定状態をサイト管理者が全て覚えていることは稀であり、現在および／または過去の設定情報を記載しておいたほうが親切である。

図７（ａ）、（ｂ）は、図６の稼働実績と改善前推定動作を示すグラフ領域３７の変形例を示す図である。図７（ａ）に示すグラフ領域３７ａは、図６のグラフ領域３７に、停電期間を示す矢印３８が追加されたものである。図７（ｂ）に示すグラフ領域３７ｂは、停電期間を示す矢印３８が追加されるともに、ＥＢおよび／またはＬｉｂからの電力供給タイミングも併記されるフォーマット例である。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

[項目１］
系統電源（５）または内燃力発電装置（１１）から供給される交流電力を選択的に出力する切替部（１３）と、前記切替部（１３）から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷（１Ｌ）に出力するＡＣ／ＤＣコンバータ（１４）と、前記ＡＣ／ＤＣコンバータ（１４）と前記直流負荷（１Ｌ）間の直流バス（１５）に接続される蓄電装置（１２）と、を備える電源システム（１０）の監視データとして、前記切替部（１３）の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システム（１０）の出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得するデータ取得部（３１１）と、
前記データ取得部（３１１）により取得された前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置（１１）の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置（１２）のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成するデータ処理部（３１２）と、を備える、
電源監視データ処理装置（３）。

これによれば、蓄電装置（１２）と内燃力発電装置（１１）を併用した電源システム（１０）の、効率的な運用を継続的に行うことができる。

「項目２］
前記データ処理部（３１２）は、前記第１データおよび前記第２データの変化量に基づき、前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況を推定する、
項目１に記載の電源監視データ処理装置（３）。

「変化量」とは、「安定度」や「安定度の推移」などの、少なくとも１つの物理量変数の変化に基づく変化量を示す。

これによれば、内燃力発電装置（１１）の稼働データを直接取得できない場合でも、蓄電装置（１２）の変更プランを生成することができる。

「項目３］
前記データ取得部（３１１）は、前記蓄電装置（１２）の変更プランを実施した後の前記電源システム（１０）の前記第１データおよび前記第２データを取得し、
前記データ処理部（３１２）は、
前記変更後における前記電源システム（１０）の前記第１データおよび前記第２データをもとに、前記変更後における前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況と、前記系統電源（５）の稼働状況を推定し、
前記系統電源（５）の稼働状況をもとに、前記変更プランを実施しなかった場合の前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況を推定し、前記変更プランを実施しなかった場合の前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況と前記変更プランを実施した後における前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況を比較して、前記変更プランの実施による前記内燃力発電装置（１１）の稼働抑制量を推定する、
項目１または２に記載の電源監視データ処理装置（３）。

これによれば、変更プランの実施による燃料削減効果を定量的に評価することができる。

「項目４］
前記データ処理部（３１２）は、前記内燃力発電装置（１１）の稼働抑制量にもとづき前記変更プランの再生成を保留するか否か決定する、
項目３に記載の電源監視データ処理装置（３）。

これによれば、変更プランの生成数を減少させることができ、処理負荷を軽減させることができる。

「項目５］
前記データ処理部（３１２）は、前記稼働抑制量が所定のしきい値より小さい場合、あるいは、前記変更プランが所定の期間内に実施されなかった場合、前記変更プランの再生成を保留する、
項目４に記載の電源監視データ処理装置（３）。

これによれば、効果改善の低いと予測される電源システム（１０）の変更プランの再生成を保留することにより、電源監視データ処理装置（３）の資源を有効に活用することができる。

「項目６］
前記蓄電装置（１２）のシステム構成の変更は、前記蓄電装置（１２）を構成する蓄電モジュール（ｍ１〜ｍｎ）の増減を含み、
前記データ処理部（３１２）は、前記蓄電装置（１２）の変更プランの実施に伴う増加費用、および前記内燃力発電装置（１１）の稼働時間の短縮に伴う化石燃料の削減費用をもとに、前記変更プランを生成する、
項目１から５のいずれかに記載の電源監視データ処理装置（３）。

これによれば、変更プラン実施によるコストパフォーマンスを正味で算出することができる。

「項目７］
前記データ処理部（３１２）は、前記蓄電装置（１２）の変更プランを実施した後における前記電源システム（１０）の前記第１データおよび前記第２データをもとに、前記電源システム（１０）の異常検出を行う、
項目１から６のいずれかに記載の電源監視データ処理装置（３）。

これによれば、収集したデータを燃料削減以外にも有効に活用することができる。

「項目８］
系統電源（５）または内燃力発電装置（１１）から供給される交流電力を選択的に出力する切替部（１３）と、前記切替部（１３）から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷（１Ｌ）に出力するＡＣ／ＤＣコンバータ（１４）と、前記ＡＣ／ＤＣコンバータ（１４）と前記直流負荷（１Ｌ）間の直流バス（１５）に接続される蓄電装置（１２）と、を備える電源システム（１０）の監視データとして、前記切替部（１３）の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システム（１０）の出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得するステップと、
前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置（１１）の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置（１２）のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成するステップと、を有する、
電源監視データ処理方法。

これによれば、蓄電装置（１２）と内燃力発電装置（１１）を併用した電源システム（１０）の、効率的な運用を継続的に行うことができる。

「項目９］
系統電源（５）または内燃力発電装置（１１）から供給される交流電力を選択的に出力する切替部（１３）と、前記切替部（１３）から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷（１Ｌ）に出力するＡＣ／ＤＣコンバータ（１４）と、前記ＡＣ／ＤＣコンバータ（１４）と前記直流負荷（１Ｌ）間の直流バス（１５）に接続される蓄電装置（１２）と、を備える電源システム（１０）の監視データとして、前記切替部（１３）の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システム（１０）の出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得する機能と、
前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置（１１）の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置（１１）の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置（１２）のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成する機能と、をコンピュータに実行させる、
電源監視データ処理プログラム。

これによれば、蓄電装置（１２）と内燃力発電装置（１１）を併用した電源システム（１０）の、効率的な運用を継続的に行うことができる。また、そのコンピュータプログラムが記載された非一過性の記憶媒体(Non-transitory computer readable medium)であっても良い。

１ 通信施設、
１Ｌ 直流負荷、
２ 中央監視システム、
３ 電源監視データ処理装置、
３１ 演算部、
３１１ データ取得部、
３１２ データ処理部、
３１３ レポート作成部、
３２ 通信部、
３３ 記憶部、
３４ ＵＩ部、
５ 系統電源、
１０ 電源システム、
１１ ディーゼル発電装置、
１２ 蓄電装置、
ｍ１，ｍ２，ｍｎ 蓄電モジュール、
１２１ 電池管理部、
１２２ スイッチ、
１３ 切替部、
１４ ＡＣ／ＤＣコンバータ、
１５ 直流バス、
１６ 制御部。

Claims (9)

1. 系統電源または内燃力発電装置から供給される交流電力を選択的に出力する切替部と、前記切替部から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷に出力するＡＣ／ＤＣコンバータと、前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記直流負荷間の直流バスに接続される蓄電装置と、を備える電源システムの監視データとして、前記切替部の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システムの出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得するデータ取得部と、
   前記データ取得部により取得された前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成するデータ処理部と、を備える、
   電源監視データ処理装置。
2. 前記データ処理部は、前記第１データおよび前記第２データの変化量に基づき、前記内燃力発電装置の稼働状況を推定する、
   請求項１に記載の電源監視データ処理装置。
3. 前記データ取得部は、前記蓄電装置の変更プランを実施した後の前記電源システムの前記第１データおよび前記第２データを取得し、
   前記データ処理部は、
   前記変更後における前記電源システムの前記第１データおよび前記第２データをもとに、前記変更後における前記内燃力発電装置の稼働状況と、前記系統電源の稼働状況を推定し、
   前記系統電源の稼働状況をもとに、前記変更プランを実施しなかった場合の前記内燃力発電装置の稼働状況を推定し、前記変更プランを実施しなかった場合の前記内燃力発電装置の稼働状況と前記変更プランを実施した後における前記内燃力発電装置の稼働状況を比較して、前記変更プランの実施による前記内燃力発電装置の稼働抑制量を推定する、
   請求項１または２に記載の電源監視データ処理装置。
4. 前記データ処理部は、前記内燃力発電装置の稼働抑制量にもとづき前記変更プランの再生成を保留するか否か決定する、
   請求項３に記載の電源監視データ処理装置。
5. 前記データ処理部は、前記稼働抑制量が所定のしきい値より小さい場合、あるいは、前記変更プランが所定の期間内に実施されなかった場合、前記変更プランの再生成を保留する、
   請求項４に記載の電源監視データ処理装置。
6. 前記蓄電装置のシステム構成の変更は、前記蓄電装置を構成する蓄電モジュールの増減を含み、
   前記データ処理部は、前記蓄電装置の変更プランの実施に伴う増加費用、および前記内燃力発電装置の稼働時間の短縮に伴う化石燃料の削減費用をもとに、前記変更プランを生成する、
   請求項１から５のいずれかに記載の電源監視データ処理装置。
7. 前記データ処理部は、前記蓄電装置の変更プランを実施した後における前記電源システムの前記第１データおよび前記第２データをもとに、前記電源システムの異常検出を行う、
   請求項１から６のいずれかに記載の電源監視データ処理装置。
8. 系統電源または内燃力発電装置から供給される交流電力を選択的に出力する切替部と、前記切替部から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷に出力するＡＣ／ＤＣコンバータと、前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記直流負荷間の直流バスに接続される蓄電装置と、を備える電源システムの監視データとして、前記切替部の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システムの出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得するステップと、
   前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成するステップと、を有する、
   電源監視データ処理方法。
9. 系統電源または内燃力発電装置から供給される交流電力を選択的に出力する切替部と、前記切替部から出力される交流電力を直流電力に変換して直流負荷に出力するＡＣ／ＤＣコンバータと、前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記直流負荷間の直流バスに接続される蓄電装置と、を備える電源システムの監視データとして、前記切替部の出力電圧および／または出力電流を含む第１データ、および当該電源システムの出力電圧および／または出力電流を含む第２データを取得する機能と、
   前記第１データと前記第２データをもとに前記内燃力発電装置の稼働状況を推定し、前記内燃力発電装置の稼働時間を短くするための、前記蓄電装置のシステム構成および／または放電下限値の変更プランを生成する機能と、をコンピュータに実行させる、
   電源監視データ処理プログラム。

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