WO2021241442A1 - 電力管理システム、電力変換装置及び電力管理方法 - Google Patents

電力管理システム、電力変換装置及び電力管理方法 Download PDF

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寛之 日▲高▼
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京セラ株式会社
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    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/242—Home appliances

Definitions

  • This disclosure relates to a power management system, a power conversion device, and a power management method.
  • a mechanism for trading the output power of a distributed power source by measuring the output power of a distributed power source such as a solar cell device or a power storage device is known.
  • the measurement accuracy is guaranteed by measuring the output power of the distributed power source with a power meter certified by a third-party organization (hereinafter referred to as a meter with certification).
  • a power meter (hereinafter referred to as a smart meter) that measures the power flow or reverse power flow of the facility
  • the output power of the measuring device that measures the power consumption of the load equipment installed in the facility or the distributed power source installed in the facility is measured.
  • a mechanism for calibrating the measured value of the measuring device to be measured has been proposed. According to such a mechanism, it is attempted to secure the measurement accuracy of the measuring device by calibration using a smart meter without using a meter with certification (for example, Patent Document 1).
  • the power management system receives the reference measurement value of the reference power meter that measures at least one of the power flow power and the reverse power flow power of the facility having the distributed power supply and the load device at predetermined time intervals.
  • the first measured value of the first power meter provided on the power system side of the confluence point of the first receiving unit, the power line connected to the distributed power supply, and the power line connected to the load device is set at the predetermined time interval.
  • a second receiving unit that receives power at shorter intervals, and a third receiving unit that receives the second measured value of the second power meter that measures the power consumption of the load device at intervals shorter than the predetermined time interval.
  • a control unit that executes a second calibration process for the meter After executing the first calibration process for the first power meter based on the comparison result between the reference measured value and the first measured value, the second power based on the first measured value and the second measured value.
  • a control unit that executes a second calibration process for the meter is provided.
  • the power conversion device includes a first power interface connected to a power system, a second power interface connected to a load device, a third power interface connected to a distributed power supply, and the distributed power supply. It is provided with a confluence point of the power line connected to the power line and the power line connected to the load device, and a converter that at least converts the DC power output from the distributed power supply into AC power.
  • the power management method receives the reference measurement value of the reference power meter that measures at least one of the power flow power and the reverse power flow power of the facility having the distributed power supply and the load device at predetermined time intervals.
  • the first measured value of the first power meter provided on the power system side of the confluence point of the step and the power line connected to the distributed power supply and the power line connected to the load device is shorter than the predetermined time interval.
  • FIG. 1 shows a power management system 100 according to an embodiment.
  • FIG. 2 shows the PCS 230 according to the embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing a power management method according to an embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram showing a power management method according to an embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram showing a power management method according to an embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram showing a power management method according to an embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram showing a power management method according to the first modification.
  • FIG. 8 shows the PCS 230 according to the second modification.
  • the power management system 100 includes a facility 10, a server 20, and a server 30.
  • the facility 10 is connected to the power system 110 by a power line.
  • the facility 10 is connected to the network 120 by a communication line.
  • the power line may be wired.
  • the communication line may be wireless or wired.
  • the facility 10, the server 20, and the server 30 are connected by the network 120.
  • the network 120 is the Internet.
  • the network 120 may include a dedicated line such as a VPN (Virtual Private Network).
  • the flow of electric power from the electric power system 110 to the facility 10 is referred to as a power flow
  • the flow of electric power from the facility 10 to the electric power system 110 is referred to as reverse power flow.
  • Facility 10 is a facility having a distributed power source (storage unit 210 and PV panel 220 in FIG. 1) and a load device 240.
  • the facility 10 may be a non-commercial facility such as a house, or may be a commercial facility such as an office or a store.
  • Facility 10 may be a factory.
  • the facility 10 has a power storage unit 210, a PV panel 220, a PCS (Power Conditioning System) 230, a load device 240, a reference power meter 250, and an EMS (Energy Management System) 260.
  • a power storage unit 210 for example, the facility 10 has a power storage unit 210, a PV panel 220, a PCS (Power Conditioning System) 230, a load device 240, a reference power meter 250, and an EMS (Energy Management System) 260.
  • PCS Power Conditioning System
  • the power storage unit 210 is an example of a distributed power source that charges and discharges electric power.
  • the power storage unit 210 may be an example of a distributed power source to which reverse power flow is not allowed.
  • the power storage unit 210 may be an example of a distributed power source to which a feed-in tariff (FIT) is not applied. However, reverse power flow may be allowed in the power storage unit 210, and FIT may be applied.
  • the power storage unit 210 is an example of a first distributed power source.
  • the power storage unit 210 may be an example of a second distributed power source.
  • the PV panel 220 is an example of a distributed power source that generates electricity in response to light such as sunlight.
  • the PV panel 220 may be an example of a distributed power source to which reverse power flow is allowed.
  • the PV panel 220 may be an example of a distributed power source to which FIT is applied.
  • the PV panel 220 is an example of a second distributed power source.
  • the PV panel 220 may be an example of a first distributed power source.
  • the PCS230 is an example of a power conversion device that converts DC power output from a distributed power source into AC power.
  • the PCS 230 converts the DC power output from the power storage unit 210 into AC power, and converts the AC power into DC power input to the power storage unit 210.
  • the PCS 230 converts the DC power output from the PV panel 220 into AC power. Details of the PCS230 will be described later (see FIG. 2).
  • the load device 240 is a device that consumes electric power. Although not particularly limited, the load device 240 may include an air conditioner or a lighting device.
  • the reference power meter 250 measures at least one of the power flow power and the reverse power flow power of the facility 10.
  • the reference power meter 250 is a power meter certified by a third-party organization and belongs to a power company.
  • the reference power meter 250 has a function of transmitting the reference measurement value of the reference power meter 250 at predetermined time intervals (for example, 30 minutes).
  • the reference power meter 250 may be a power meter whose operation of transmitting reference measurement values at intervals shorter than a predetermined time interval is prohibited.
  • the EMS260 manages the electric power of the facility 10.
  • the EMS 260 may manage the power flow power of the facility 10 or may manage the reverse power flow power of the facility 10.
  • the EMS 260 may manage the output power (discharge power) of the power storage unit 210, the input power (charge power) of the power storage unit 210, and the output power (power generation power) of the PV panel 220.
  • the EMS 260 may manage the power consumption of the load device 240.
  • the EMS 260 is connected to the PCS 230 by a communication line, and the above-mentioned electric power may be acquired from the PCS 230. Although omitted in FIG. 1, the EMS 260 is connected to various power meters (S1, S2, S3 and S4) described later by a communication line, and the above-mentioned power may be acquired from various power meters.
  • various power meters S1, S2, S3 and S4 described later by a communication line, and the above-mentioned power may be acquired from various power meters.
  • the server 20 is a server that manages the power system 110.
  • the server 20 may be a server managed by a power generation business operator, a power transmission and distribution business operator, a retail business operator, a resource aggregator, or the like.
  • the server 20 may send a control message instructing control to the distributed power source in the VPP (Virtual Power Plant).
  • the control message may include a power flow control message (for example, DR; Demand Response) requesting control of power flow power, or may include a reverse power flow control message requesting control of reverse power flow power, and may include an operating state of a distributed power source. It may include a power control message to control.
  • the server 30 is a server that manages the distributed power sources provided in the facility 10.
  • the server 30 may be a server managed by an entity that provides or manufactures distributed power sources.
  • the server 30 may collect information such as the output power of the distributed power source and the input power of the distributed power source for the purpose of maintenance of the distributed power source.
  • the server 30 may use the power flow of the facility 10, the reverse power flow of the facility 10, the power consumption of the load device 240, the output power of the distributed power source, the input power of the distributed power source, and the like. Information may be collected.
  • the power information collected by the server 30 may be used for purposes other than those described above.
  • the PCS 230 is an example of a power conversion device.
  • the PCS230 includes various interfaces (I1, I2, I3 and I4 in FIG. 2), various breakers (B1, B2, B3 and B4 in FIG. 2), and various power meters (FIG. 2). S1, S2, S3 and S4) and various confluence points (J1 and J2 in FIG. 2).
  • the PCS 230 has a DC / AC converter 231 (simply DC / AC in FIG. 2), a DC / AC converter 232 (simply DC / AC in FIG. 2), and a control unit 233.
  • I1 is an example of a first power interface connected to the power system 110 (reference power meter 250 in FIG. 2).
  • I2 is an example of a second power interface connected to the load device 240.
  • I3 and I4 are examples of a third power interface connected to a distributed power source.
  • I3 is an example of a power interface connected to the power storage unit 210
  • I4 is an example of a power interface connected to the PV panel 220.
  • These power interfaces may be configured by connectors. However, the embodiment is not limited to this, and the power interface may be a power line having no connector.
  • B1 is provided on the power line connecting J2 and I1, and is configured to be able to switch between connection and disconnection of the power line.
  • B1 may be used as a limiter for limiting the current of the facility 10 to or less than the value agreed in the contract between the facility 10 and the electric power company.
  • B2 is provided on a power line connecting J2 and I2, and is configured to be able to switch between connection and disconnection of the power line.
  • B3 is provided on the power line connecting J1 and I3, and is configured to be able to switch between connection and disconnection of the power line.
  • B4 is provided on a power line connecting J1 and I4, and is configured to be able to switch between connection and disconnection of the power line.
  • B4 is disconnected, the PV panel 220 is disconnected from the power system 110.
  • S1 is an example of a first watt-hour meter provided on the power system 110 side of J2.
  • S1 measures at least one of the power flow amount and the reverse power flow power of the facility 10. Theoretically, the value obtained by integrating the first measured value of S1 at a predetermined time interval agrees with the reference measured value of the above-mentioned reference power meter.
  • S2 is provided between J2 and I2, and is an example of a second power meter that measures the power consumption (that is, the second measured value) of the load device 240.
  • S3 is provided between J1 and I3, and has at least one of the output power of the power storage unit 210 (for example, the first distributed power source) and the input power of the power storage unit 210 (that is, the third measured value).
  • S4 is provided between J1 and I4, and is a third power meter (for example, a second distributed power meter) that measures the output power (that is, the third measured value) of the PV panel 220 (for example, the second distributed power source).
  • This is an example of a power supply meter). Theoretically, the sum of the third measured values of S3 and S4 is consistent with the difference between the first measured value of S1 and the second measured value of S2.
  • the sum of the third measured values of S3 matches the difference between the first measured value of S1 and the second measured value of S2, and the influence of the measured value of S3 is affected. If it can be excluded, the sum of the third measured values of S4 coincides with the difference between the first measured value of S1 and the second measured value of S2.
  • S1 to S4 do not have to be power meters certified by a third party like the reference power meter 250.
  • S1 to S4 may be power meters certified by a third-party organization.
  • J1 is a confluence point between the power line connected to the power storage unit 210 and the power line connected to the PV panel 220.
  • J2 is a confluence point between the power line connected to the distributed power source and the power line connected to the load device 240. J2 is provided on the power system 110 side of J1.
  • the DC / AC converter 231 converts the DC power output from the power storage unit 210 into AC power, and also converts the AC power into DC power input to the power storage unit 210.
  • the DC / AC converter 231 is an example of a converter that at least converts DC power output from a distributed power supply into AC power.
  • the DC / AC converter 232 converts the DC power output from the PV panel 220 into AC power.
  • the DC / AC converter 232 is an example of a converter that at least converts DC power output from a distributed power supply into AC power.
  • the control unit 233 includes a communication module and has a function of communicating with various power meters, a reference power meter 250, and an EMS 260.
  • the communication module may be a wireless communication module compliant with standards such as IEEE802.11a / b / g / n, ZigBee, Wi-SUN, LTE, and 5G, and a wired communication module compliant with standards such as IEEE802.3. May be.
  • the control unit 233 constitutes a first reception unit that receives the reference measurement value of the reference power meter 250 at predetermined time intervals.
  • the control unit 233 constitutes a second receiving unit that receives the first measured value of the first power meter (S1 in FIG. 2) at intervals shorter than a predetermined time interval (for example, 1 minute).
  • the control unit 233 constitutes a third receiving unit that receives the second measured value of the second power meter (S2 in FIG. 2) at an interval shorter than a predetermined time interval (for example, 1 minute).
  • the control unit 233 constitutes a fourth receiving unit that receives the third measured value of the third power meter (S3 or S4 in FIG. 2) at an interval shorter than a predetermined time interval (for example, 1 minute).
  • the control unit 233 includes at least one processor and controls the PCS 230.
  • At least one processor may be composed of a single integrated circuit (IC), or may be composed of a plurality of communicably connected circuits (such as integrated circuits and / or discrete circuits).
  • the control unit 233 executes the first calibration process for S1 based on the comparison result between the reference measured value and the first measured value.
  • the first calibration process may include a process of determining whether or not the error of S1 (first measured value) with respect to the reference power meter 250 (reference measured value) is within the allowable range.
  • the first calibration process may include a process of calculating a correction coefficient for correcting the first measured value when the error of S1 (first measured value) does not fall within the allowable range.
  • the control unit 233 executes the second calibration process related to S2 based on the first measured value and the second measured value after executing the first calibration process.
  • the second calibration process may include a process of determining whether or not the error of S2 (second measured value) with respect to S1 (first measured value) is within the allowable range.
  • the second calibration process may include a process of calculating a correction coefficient for correcting the second measurement value when the error of S2 (second measurement value) does not fall within the allowable range.
  • the control unit 233 may execute the second calibration process during a period in which the fluctuation of at least one of the output power and the input power of the distributed power source is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the second calibration process may be executed during a period in which the fluctuation of the output power and the input power of the power storage unit 210 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the second calibration process may be executed during a period (for example, at night) when the fluctuation of the output power of the PV panel 220 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • control unit 233 may execute the second calibration process in a state where at least one of B3 and B4 is disconnected.
  • the period during which at least one of B3 and B4 is disconnected is synonymous with the period during which the fluctuation of at least one of the output power and the input power of the distributed power source is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the control unit 233 executes the third calibration process related to S3 based on the first measured value, the second measured value, and the third measured value. Similarly, after executing the second calibration process, the control unit 233 executes the third calibration process for S4 based on the first measured value, the second measured value, and the third measured value.
  • the third calibration process may include a process of determining whether or not the error of S3 (third measured value) with respect to the difference between the first measured value and the second measured value is within the allowable range.
  • the third calibration process may include a process of calculating a correction coefficient for correcting the third calibration process when the error of S3 (third measured value) does not fall within the allowable range.
  • the third calibration process may include a process of determining whether or not the error of S4 (third measured value) with respect to the difference between the first measured value and the second measured value is within the allowable range.
  • the third calibration process may include a process of calculating a correction coefficient for correcting the third calibration process when the error of S4 (third measured value) does not fall within the allowable range.
  • the control unit 233 may execute the third calibration process during a period in which the fluctuation of the power consumption of the load device 240 is equal to or less than a predetermined threshold value. Further, the control unit 233 may execute the third calibration process in a state where the B2 is disconnected.
  • the period during which B2 is disconnected is synonymous with the period during which the fluctuation of the power consumption of the load device 240 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • control unit 233 may execute at least one of the calibration process related to S3 and the calibration process related to S4 as the third calibration process.
  • control unit 233 may execute the third calibration process as shown below.
  • control unit 233 may execute the calibration process for S3 during the period when the fluctuation of the output power of the PV panel 220 is equal to or less than a predetermined threshold value. Further, the control unit 233 may execute the calibration process for S3 in the state where the B4 is disconnected. The period during which B4 is disconnected is synonymous with the period during which the fluctuation of the output power of the PV panel 220 is equal to or less than a predetermined threshold value. Similarly, the control unit 233 may execute the calibration process for S4 during the period when the fluctuation of the output power of the power storage unit 210 is equal to or less than a predetermined threshold value. Further, the control unit 233 may execute the calibration process regarding S4 in the state where the B3 is disconnected. The period during which B3 is disconnected is synonymous with the period during which the fluctuation of the output power of the power storage unit 210 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the first calibration process is a calibration process relating to S1.
  • step S10 the control unit 233 requests the reference measurement value from the reference watt-hour meter 250.
  • step S11 the control unit 233 receives a response (reference measurement value) to the request from the reference watt-hour meter 250.
  • the control unit 233 receives the reference measurement value at predetermined time intervals.
  • the reference watt-hour meter 250 transmits the reference measurement value in response to the request of the control unit 233, but the reference measurement value may be autonomously transmitted at predetermined time intervals.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S10 and S11.
  • step S12A the control unit 233 requests the first measured value from S1.
  • step S13A the control unit 233 receives a response (first measured value) to the request from S1.
  • S1 transmits the first measured value in response to the request of the control unit 233, but the first measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S12A and S13A.
  • control unit 233 receives the first measured value N times within a predetermined time interval.
  • the N times are not particularly limited, but if the reception time interval of the reference measurement value is 30 minutes and the reception time interval of the first measurement value is 1 minute, N may be 30. ..
  • step S14 the control unit 233 executes such a process over the N1 cycle with steps S10 to S13N as one cycle.
  • the N1 cycle is the number of repetitions for ensuring the accuracy of the first calibration process, and is not particularly limited, but may be 4. Steps S10 to S13N may be counted as one cycle included in the N1 cycle.
  • step S15 the control unit 233 executes the first calibration process for S1 based on the comparison result between the reference measured value and the first measured value.
  • the first measured value to be compared with the reference measured value is an integrated value of the first measured value received over N times.
  • the control unit 233 can acquire the comparison result of the N1 cycle.
  • the first calibration process may be executed based on the average value of the error of the first measured value, may be executed based on the minimum value of the error of the first measured value, and the maximum error of the first measured value. It may be executed based on the value.
  • the second calibration process is a calibration process relating to S2.
  • the second calibration process is executed after at least the first calibration process is executed.
  • step S20 the control unit 233 requests the first measured value from S1.
  • step S21 the control unit 233 receives a response (first measured value) to the request from S1.
  • S1 transmits the first measured value in response to the request of the control unit 233, but the first measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S20 and S21.
  • step S22 the control unit 233 requests the second measured value from S2.
  • step S23 the control unit 233 receives a response (second measured value) to the request from S2.
  • S2 transmits the second measured value in response to the request of the control unit 233, but the second measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S22 and S23.
  • step S24 the control unit 233 executes such processing over N2 cycles with steps S20 to S23 as one cycle.
  • the N2 cycle is the number of repetitions for ensuring the accuracy of the second calibration process, and is not particularly limited, but may be 4. Steps S20 to S23 may be counted as one cycle included in the N2 cycle.
  • step S25 the control unit 233 executes the second calibration process related to S2 based on the first measured value and the second measured value.
  • the control unit 233 may execute the second calibration process during a period in which the fluctuation of at least one of the output power and the input power of the distributed power source is equal to or less than a predetermined threshold value. That is, the processes of steps S20 to S24 may be executed during a period in which the fluctuation of at least one of the output power and the input power of the distributed power source is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • control unit 233 can acquire a sample of the N2 cycle.
  • the second calibration process may be executed based on the average value of the error of the second measured value, may be executed based on the minimum value of the error of the second measured value, and the maximum error of the second measured value. It may be executed based on the value.
  • the third calibration process (No. 1) is a calibration process relating to S3.
  • the third calibration process (No. 1) is executed after at least the first calibration process is executed.
  • the third calibration process (No. 1) may be executed after the second calibration process is executed.
  • step S30 the control unit 233 requests the first measured value from S1.
  • step S31 the control unit 233 receives a response (first measured value) to the request from S1.
  • S1 transmits the first measured value in response to the request of the control unit 233, but the first measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S30 and S31.
  • step S32 the control unit 233 requests the second measured value from S2.
  • step S33 the control unit 233 receives a response (second measured value) to the request from S2.
  • S2 transmits the second measured value in response to the request of the control unit 233, but the second measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S32 and S33.
  • step S34 the control unit 233 requests the third measured value from S3.
  • step S35 the control unit 233 receives the response to the request (third measured value) from S3.
  • S3 transmits the third measured value in response to the request of the control unit 233, but the third measured value may be autonomously transmitted at intervals shorter than the predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S34 and S35.
  • step S36 the control unit 233 executes such processing over N3 cycles with steps S30 to S35 as one cycle.
  • the N3 cycle is the number of repetitions for ensuring the accuracy of the third calibration process (No. 1), and is not particularly limited, but may be 4. Steps S30 to S35 may be counted as one cycle included in the N3 cycle.
  • step S37 the control unit 233 executes the third calibration process (No. 1) relating to S3 based on the first measured value, the second measured value, and the third measured value (measured value of S3).
  • the control unit 233 may execute the third calibration process (No. 1) during a period in which the fluctuation of the power consumption of the load device 240 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the control unit 233 may execute the third calibration process (No. 1) during a period in which the fluctuation of the output power of the PV panel 220 is equal to or less than a predetermined threshold value. That is, the processes of steps S30 to S36 may be executed during a period in which the fluctuation of the output power of the PV panel 220 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the control unit 233 can acquire a sample of the N3 cycle.
  • the third calibration process (No. 1) may be executed based on the average value of the error of the third measurement value of S3, or may be executed based on the minimum value of the error of the third measurement value of S3. It may be executed based on the maximum value of the error of the third measurement value of S3.
  • the third calibration process (No. 2) is a calibration process relating to S4.
  • the third calibration process (No. 2) is executed after at least the first calibration process is executed.
  • the third calibration process (No. 2) may be executed after the second calibration process is executed.
  • the third calibration process (No. 2) may be executed after the third calibration process (No. 1) is executed.
  • step S40 the control unit 233 requests the first measured value from S1.
  • step S41 the control unit 233 receives a response (first measured value) to the request from S1.
  • S1 transmits the first measured value in response to the request of the control unit 233, but the first measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S40 and S41.
  • step S42 the control unit 233 requests the second measured value from S2.
  • step S43 the control unit 233 receives a response (second measured value) to the request from S2.
  • S2 transmits the second measured value in response to the request of the control unit 233, but the second measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S42 and S43.
  • step S44 the control unit 233 requests the third measured value from S3.
  • step S45 the control unit 233 receives a response (third measured value) to the request from S3.
  • S3 transmits the third measured value in response to the request of the control unit 233, but the third measured value may be autonomously transmitted at intervals shorter than the predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S44 and S45.
  • step S46 the control unit 233 requests the third measured value from S4.
  • step S47 the control unit 233 receives a response (third measured value) to the request from S4.
  • S4 transmits the third measured value in response to the request of the control unit 233, but the third measured value may be autonomously transmitted at an interval shorter than a predetermined time interval.
  • messages such as GET, GET response, and INF can be used as the messages used in steps S46 and S47.
  • step S48 the control unit 233 executes such processing over N4 cycles with steps S40 to S47 as one cycle.
  • the N4 cycle is the number of repetitions for ensuring the accuracy of the third calibration process (No. 2), and is not particularly limited, but may be 4. Steps S40 to S47 may be counted as one cycle included in the N4 cycle.
  • step S49 the control unit 233 executes the third calibration process (No. 2) regarding S4 based on the first measured value, the second measured value, and the third measured value (measured values of S3 and S4).
  • the control unit 233 may execute the third calibration process (No. 2) during a period in which the fluctuation of the power consumption of the load device 240 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the control unit 233 may execute the third calibration process (No. 2) during a period in which the fluctuation of the output power of the power storage unit 210 is equal to or less than a predetermined threshold value. That is, the processes of steps S40 to S48 may be executed during a period in which the fluctuation of the output power of the power storage unit 210 is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the control unit 233 can acquire a sample of the N4 cycle.
  • the third calibration process (No. 2) may be executed based on the average value of the error of the third measurement value of S4, or may be executed based on the minimum value of the error of the third measurement value of S4. It may be executed based on the maximum value of the error of the third measurement value of S4.
  • the PCS 230 executes the first calibration process based on the reference measured value and the first measured value, and then executes the second calibration process related to S2 based on the first measured value and the second measured value.
  • the processing time of the second calibration process can be shortened by substituting the reference measurement value received at a predetermined time interval with the first measurement value that can be received at an interval shorter than the predetermined time interval. Can be done.
  • the second calibration process is executed with the breakers of the distributed power sources (B3 and B4 in FIG. 2) disconnected, the time for disconnecting the distributed power sources from the power system 110 can be shortened. As the number of power meters to be calibrated increases, the effect of shortening the processing time increases.
  • the PCS 230 may execute the second calibration process during a period in which the fluctuation of at least one of the output power and the input power of the distributed power source is equal to or less than a predetermined threshold value. According to such a configuration, even if there is a measurement error of S3 and S4, the influence of the measurement error of S3 and S4 can be reduced.
  • the PCS 230 may execute the third calibration process based on the first measured value, the second measured value, and the third measured value after executing the first calibration process and the second calibration process. According to such a configuration, the accuracy of the third calibration process can be ensured in a state where the measurement error of the second measured value is within the allowable range, so that the fluctuation of the power consumption of the load device 240 is equal to or less than the predetermined threshold value. It is not necessary to secure a period, and it is possible to suppress a decrease in user convenience.
  • the PCS 230 may execute the third calibration process during a period in which the fluctuation of the power consumption of the load device 240 is equal to or less than a predetermined threshold value. According to such a configuration, even if there is a measurement error of S2, the influence of the measurement error of S2 can be reduced.
  • the PCS 230 may execute the third calibration process (No. 1) relating to S3 during the period when the fluctuation of the output power of the PV panel 220 is equal to or less than a predetermined threshold value. According to such a configuration, even if there is a measurement error of S4, the influence of the measurement error of S4 can be reduced. Similarly, the PCS 230 may execute the third calibration process (No. 2) relating to S4 during a period in which the fluctuation of the output power of the power storage unit 210 is equal to or less than a predetermined threshold value. According to such a configuration, even if there is a measurement error of S3, the influence of the measurement error of S3 can be reduced.
  • the measured value of the electricity meter provided in the facility 10 is transmitted to the outside of the facility 10 (for example, the server 30).
  • the watt-hour meter measurement may be transmitted after the watt-hour meter configuration process has been performed.
  • step S50 the control unit 233 executes the first calibration process.
  • step S51 the control unit 233 starts a process of transmitting the first measured value to the EMS 260.
  • step S52 the EMS 260 starts a process of transmitting the first measured value to the server 30.
  • the process of step S51 and step S52 may be repeated until it becomes necessary to re-execute the first calibration process.
  • step S60 the control unit 233 executes the second calibration process.
  • step S61 the control unit 233 starts a process of transmitting the second measured value to the EMS 260.
  • step S62 the EMS 260 starts a process of transmitting the second measured value to the server 30. The process of step S61 and step S62 may be repeated until it becomes necessary to re-execute the second calibration process.
  • step S70 the control unit 233 executes the third calibration process.
  • step S71 the control unit 233 starts a process of transmitting the third measured value to the EMS 260.
  • step S72 the EMS 260 starts a process of transmitting the third measured value to the server 30. The process of step S71 and step S72 may be repeated until it becomes necessary to re-execute the third calibration process.
  • the third calibration process may include a calibration process for the first distributed power supply power meter (S3) and a calibration process for the second distributed power supply power meter (S4).
  • the control unit 233 may start transmitting the measured value of S3 after the calibration process for S3 is executed.
  • the control unit 233 may start transmitting the measured value of S4 after the calibration process relating to S4 is executed.
  • steps S50 to 52, steps S60 to 62, and steps S70 to 72 may be independent processes. Transmission of the measured value of the power meter may be started after the calibration process of all the power meters provided in the facility 10 is executed.
  • the first measured value transmitted to the server 30 may be transmitted to the server 20.
  • the second measured value and the third measured value transmitted to the server 30 may be transmitted to the server 20.
  • the entity that manages the server 20 is at least one of the first measured value, the second measured value, and the third measured value.
  • the electric power billing process may be performed, or the electric power purchase process may be performed. That is, instead of using the reference power meter 250 certified by a third-party organization, charging is performed using a power meter (at least one of S1, S2, S3 and S4) that is not required to be certified by a third-party organization. Processing or purchase processing may be performed.
  • the entity that manages the server 30 is at least one of the first measured value, the second measured value, and the third measured value. Based on this one, maintenance of the distributed power source (storage unit 210 or PV panel 220) provided in the facility 10 may be performed.
  • the PCS230 or EMS260 is the measured value.
  • the time when the calibration process is executed (hereinafter referred to as the calibration time) and the identification information of the power meter (for example, the reference power meter 250) used in the calibration process may be transmitted together with the measured value.
  • the server 20 or the server 30 measures based on the calibration time and the identification information even if the value is measured without using the reference power meter 250 certified by a third party. It can be confirmed that the value has a certain reliability.
  • the billing process performed on the server 20 is a process for charging the power used by the facility 10 from the server 20 side to the facility 10 side or the user of the facility 10 (hereinafter, simply the facility 10 side).
  • the purchase process means that even if the distributed power source is under the control of the facility 10, if the ownership of the distributed power source is not on the facility 10 side but on the third party (for example, the server 20 side), the server 20 in the billing process.
  • the cost paid to the side may be regarded as the cost for the facility 10 side to purchase the distributed power source from a third party.
  • the accumulated costs may be applied to the purchase cost of the distributed power source.
  • the ownership of the distributed power source is transferred from the third party to the facility 10.
  • the transmission of a part of the information transmitted before the transfer may be stopped and the billing process may not be performed.
  • the distributed power source is the PV panel 220
  • the process of transmitting the second measured value to the server 20 may be stopped, and the billing process of the server 20 may also be stopped.
  • the billing process on the server 20 may be stopped without stopping the transmission of a part of the information transmitted before the transfer.
  • PCS230 exemplifies a case where it is a hybrid PCS or a multi-PCS.
  • the PCS230 has a DC / DC converter 235, a DC / DC converter 236, and a DC / AC converter 237 instead of the DC / AC converter 231 and the DC / AC converter 232 shown in FIG.
  • the DC / DC converter 235 adjusts the voltage of the DC power (discharge power) output from the power storage unit 210, and adjusts the voltage of the DC power (charge power) input to the power storage unit 210.
  • the DC / DC converter 236 adjusts the voltage of the DC power (generated power) output from the PV panel 220.
  • the DC / AC converter 237 converts the DC power output from the DC / DC converter 235 and the DC / DC converter 236 into AC power, and converts the AC power into DC power input to the DC / DC converter 235.
  • the DC / AC converter 237 is provided between J1 and J2.
  • the calibration process (first calibration process, second calibration process, and third calibration process) is executed by the control unit 233 of the PCS230.
  • the calibration process may be performed by EMS260.
  • the power storage unit 210 and the PV panel 220 are provided in the facility 10 as distributed power sources.
  • the distributed power source provided in the facility 10 may include a fuel cell device, a wind power generation device, a geothermal power generation device, and the like.
  • the number of distributed power sources provided in the facility 10 may be one or three or more.
  • the third calibration process is executed after the first calibration process and the second calibration process are executed.
  • the third calibration process may be executed after the first calibration process is executed, and may be executed before the second calibration process is executed.
  • the calibration process (first calibration process, second calibration process, and third calibration process) may be executed in a predetermined cycle (for example, one week, one month, one year).
  • the first measured value matches the sum of the second measured value and the third measured value.
  • the measured value of S1 is the same as the total of the measured value of S2, the measured value of S3, and the measured value of S4.
  • the power flow power is represented by a positive value
  • the reverse power flow power is represented by a negative value
  • the power consumption of the load device 240 is represented by a positive value
  • the output of the power storage unit 210 is represented.
  • the electric power (discharge power) is represented by a negative value
  • the input power (charging power) of the power storage unit 210 is represented by a positive value
  • the output power (generated power) of the PV panel 220 is represented by a negative value.
  • the second calibration process and the third calibration process may be executed so that the above-mentioned relationship is established based on the measured value of S1 after the first calibration process is executed.
  • the measured values of S3 and S4 may be used in addition to the measured values of S1 and S2.
  • the measured values of S3 and S4 may be the measured values after the third calibration process is executed.
  • the third calibration process No.
  • the measured value of S4 may be used in addition to the measured values of S1, S2 and S3. In such a case, the measured value of S4 may be the measured value after the third calibration process (No. 2) is executed. In the third calibration process (No. 2), the measured value of S3 may be used in addition to the measured values of S1, S2 and S4. In such a case, the measured value of S3 may be the measured value after the third calibration process (No. 1) is executed.
  • the power consumption of the control unit 233 and the EMS 260 may be treated as a part of the power consumption of the load device 240.
  • the functions of the EMS 260 may be executed by a cloud server connected to the network 120.
  • the EMS 260 may be considered to include a cloud server.
  • the electric power may be an instantaneous electric power (kW) or an integrated electric energy (kWh) for a certain period (for example, 30 minutes).

Abstract

電力管理システムは、基準電力メータの基準計測値を、所定時間間隔で受信する第１受信部と、分散電源に接続された電力線及び負荷機器に接続された電力線の合流ポイントよりも電力系統側に設けられた第１電力メータの第１計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第２受信部と、前記負荷機器の消費電力を計測する第２電力メータの第２計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第３受信部と、前記基準計測値と前記第１計測値との比較結果に基づいて前記第１電力メータに関する第１校正処理を実行した後に、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて前記第２電力メータに関する第２校正処理を実行する制御部と、を備える。

Description

電力管理システム、電力変換装置及び電力管理方法
　本開示は、電力管理システム、電力変換装置及び電力管理方法に関する。
　太陽電池装置又は蓄電装置などの分散電源の出力電力を計測することによって、分散電源の出力電力を取り引きする仕組みが知られている。このような仕組みにおいては、第三者機関によって検定された電力メータ（以下、検定付きメータ）によって分散電源の出力電力を計測することによって計測精度が担保される。
　さらに、施設の潮流電力又は逆潮流電力を計測する電力メータ（以下、スマートメータ）を用いて、施設に設けられる負荷機器の消費電力を計測する計測装置又は施設に設けられる分散電源の出力電力を計測する計測装置の計測値を校正する仕組みが提案されている。このような仕組みによれば、検定付きメータを用いることなく、スマートメータを用いた校正によって、計測装置の計測精度を担保しようとしている（例えば、特許文献１）。
国際公開第２０１１／０６７９８８号パンフレット
　第１の特徴に係る電力管理システムは、分散電源及び負荷機器を有する施設の潮流電力及び逆潮流電力の少なくともいずれか１つを計測する基準電力メータの基準計測値を、所定時間間隔で受信する第１受信部と、前記分散電源に接続された電力線及び前記負荷機器に接続された電力線の合流ポイントよりも電力系統側に設けられた第１電力メータの第１計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第２受信部と、前記負荷機器の消費電力を計測する第２電力メータの第２計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第３受信部と、前記基準計測値と前記第１計測値との比較結果に基づいて前記第１電力メータに関する第１校正処理を実行した後に、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて前記第２電力メータに関する第２校正処理を実行する制御部と、を備える。
　第２の特徴に係る電力変換装置は、電力系統に接続される第１電力インタフェースと、負荷機器に接続される第２電力インタフェースと、分散電源に接続される第３電力インタフェースと、前記分散電源に接続された電力線及び前記負荷機器に接続された電力線の合流ポイントと、前記分散電源から出力される直流電力を交流電力に少なくとも変換する変換器と、を備える。
　第３の特徴に係る電力管理方法は、分散電源及び負荷機器を有する施設の潮流電力及び逆潮流電力の少なくともいずれか１つを計測する基準電力メータの基準計測値を、所定時間間隔で受信するステップと、前記分散電源に接続された電力線及び前記負荷機器に接続された電力線の合流ポイントよりも電力系統側に設けられた第１電力メータの第１計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信するステップと、前記負荷機器の消費電力を計測する第２電力メータの第２計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信するステップと、前記基準計測値と前記第１計測値との比較結果に基づいて前記第１電力メータに関する第１校正処理を実行した後に、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて前記第２電力メータに関する第２校正処理を実行するステップと、を備える。
図１は、実施形態に係る電力管理システム１００を示すである。 図２は、実施形態に係るＰＣＳ２３０を示すである。 図３は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 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、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図７は、変更例１に係る電力管理方法を示す図である。 図８は、変更例２に係るＰＣＳ２３０を示すである。
　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。図１に示すように、電力管理システム１００は、施設１０と、サーバ２０と、サーバ３０と、を有する。施設１０は、電力線によって電力系統１１０と接続される。施設１０は、通信線によってネットワーク１２０と接続される。特に限定されるものではないが、電力線は有線であってもよい。通信線は、無線であってもよく、有線であってもよい。施設１０、サーバ２０及びサーバ３０は、ネットワーク１２０によって接続される。ネットワーク１２０は、インターネットである。ネットワーク１２０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ　Ｐｒｉｖａｔｅ　Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線を含んでもよい。以下において、電力系統１１０から施設１０への電力の流れを潮流と称し、施設１０から電力系統１１０への電力の流れを逆潮流と称する。
　施設１０は、分散電源（図１では、蓄電ユニット２１０及びＰＶパネル２２０）及び負荷機器２４０を有する施設である。特に限定されるものではないが、施設１０は、住宅などの非商用施設であってもよく、オフィス及び商店などの商用施設であってもよい。施設１０は、工場であってもよい。
　例えば、施設１０は、蓄電ユニット２１０と、ＰＶパネル２２０と、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ）２３０と、負荷機器２４０と、基準電力メータ２５０と、ＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）２６０と、を有する。
　蓄電ユニット２１０は、電力の充電及び電力の放電を行う分散電源の一例である。蓄電ユニット２１０は、逆潮流が許容されない分散電源の一例であってもよい。蓄電ユニット２１０は、固定買取価格（ＦＩＴ（Ｆｅｅｄ－ｉｎ　Ｔａｒｉｆｆ））が適用されない分散電源の一例であってもよい。但し、蓄電ユニット２１０は、逆潮流が許容されてもよく、ＦＩＴが適用されてもよい。例えば、蓄電ユニット２１０は、第１分散電源の一例である。蓄電ユニット２１０は、第２分散電源の一例であってもよい。
　ＰＶパネル２２０は、太陽光などの光に応じて発電を行う分散電源の一例である。ＰＶパネル２２０は、逆潮流が許容される分散電源の一例であってもよい。ＰＶパネル２２０は、ＦＩＴが適用される分散電源の一例であってもよい。例えば、ＰＶパネル２２０は、第２分散電源の一例である。ＰＶパネル２２０は、第１分散電源の一例であってもよい。
　ＰＣＳ２３０は、分散電源から出力されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換する電力変換装置の一例である。例えば、ＰＣＳ２３０は、蓄電ユニット２１０から出力されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換し、蓄電ユニット２１０に入力されるＤＣ電力にＡＣ電力を変換する。ＰＣＳ２３０は、ＰＶパネル２２０から出力されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換する。ＰＣＳ２３０の詳細については後述する（図２を参照）。
　負荷機器２４０は、電力を消費する機器である。特に限定されるものではないが、負荷機器２４０は、空調装置を含んでもよく、照明装置を含んでもよい。
　基準電力メータ２５０は、施設１０の潮流電力及び逆潮流電力の少なくともいずれか１つを計測する。特に限定されるものではないが、基準電力メータ２５０は、第三者機関によって認証された電力メータであり、電力会社に帰属する電力メータである。基準電力メータ２５０は、基準電力メータ２５０の基準計測値を所定時間間隔（例えば、３０分）毎に送信する機能を有する。基準電力メータ２５０は、所定時間間隔よりも短い間隔で基準計測値を送信する動作を禁止された電力メータであってもよい。
　ＥＭＳ２６０は、施設１０の電力を管理する。例えば、ＥＭＳ２６０は、施設１０の潮流電力を管理してもよく、施設１０の逆潮流電力を管理してもよい。ＥＭＳ２６０は、蓄電ユニット２１０の出力電力（放電電力）、蓄電ユニット２１０の入力電力（充電電力）、ＰＶパネル２２０の出力電力（発電電力）を管理してもよい。ＥＭＳ２６０は、負荷機器２４０の消費電力を管理してもよい。
　ＥＭＳ２６０は、通信線によってＰＣＳ２３０と接続されており、上述した電力をＰＣＳ２３０から取得してもよい。図１では省略しているが、ＥＭＳ２６０は、後述する各種電力メータ（Ｓ１、Ｓ２、Ｓ３及びＳ４）と通信線によって接続されており、上述した電力を各種電力メータから取得してもよい。
　サーバ２０は、電力系統１１０を管理するサーバである。サーバ２０は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者、リソースアグリゲータなどの事業者によって管理されるサーバであってもよい。サーバ２０は、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ）において分散電源に対する制御を指示する制御メッセージを送信してもよい。制御メッセージは、潮流電力の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ　Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を含んでもよく、逆潮流電力の制御を要求する逆潮流制御メッセージを含んでもよく、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを含んでもよい。
　サーバ３０は、施設１０に設けられる分散電源を管理するサーバである。特に限定されるものではないが、サーバ３０は、分散電源を提供又は製造するエンティティによって管理されるサーバであってもよい。例えば、サーバ３０は、分散電源のメンテナンスなどを目的として、分散電源の出力電力、分散電源の入力電力などの情報を収集してもよい。或いは、サーバ３０は、分散電源の動作の最適化などを目的として、施設１０の潮流電力、施設１０の逆潮流電力、負荷機器２４０の消費電力、分散電源の出力電力、分散電源の入力電力などの情報を収集してもよい。サーバ３０によって収集される電力の情報は、上述した目的以外に用いられてもよい。
　（電力変換装置）
　以下において、実施形態に係る電力変換装置について説明する。上述したように、ＰＣＳ２３０は、電力変換装置の一例である。
　図２に示すように、ＰＣＳ２３０は、各種インタフェース（図２では、Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３及びＩ４）と、各種ブレーカ（図２では、Ｂ１、Ｂ２、Ｂ３及びＢ４）と、各種電力メータ（図２では、Ｓ１、Ｓ２、Ｓ３及びＳ４）と、各種合流ポイント（図２では、Ｊ１及びＪ２）を有する。ＰＣＳ２３０は、ＤＣ／ＡＣコンバータ２３１（図２では、単にＤＣ／ＡＣ）と、ＤＣ／ＡＣコンバータ２３２（図２では、単にＤＣ／ＡＣ）と、制御部２３３と、を有する。
　Ｉ1は、電力系統１１０（図２では、基準電力メータ２５０）と接続される第１電力インタフェースの一例である。Ｉ２は、負荷機器２４０に接続される第２電力インタフェースの一例である。Ｉ３及びＩ４は、分散電源に接続される第３電力インタフェースの一例である。図２では、Ｉ３は、蓄電ユニット２１０に接続される電力インタフェースの一例であり、Ｉ４は、ＰＶパネル２２０に接続される電力インタフェースの一例である。これらの電力インタフェースは、コネクタによって構成されていてもよい。但し、実施形態はこれに限定されるものではなく、電力インタフェースは、コネクタを有していない電力線であってもよい。
　Ｂ１は、Ｊ２とＩ１とを接続する電力線上に設けられており、電力線の接続及び切断を切り替え可能に構成される。Ｂ１は、施設１０と電力会社との間の契約で取り決めた値以下に施設１０の電流を制限するためのリミッタとして用いられてもよい。Ｂ１が切断されると、電力系統１１０から施設１０が切り離される。Ｂ２は、Ｊ２とＩ２とを接続する電力線上に設けられており、電力線の接続及び切断を切り替え可能に構成される。Ｂ２が切断されると、電力系統１１０から負荷機器２４０が切り離される。Ｂ３は、Ｊ１とＩ３とを接続する電力線上に設けられており、電力線の接続及び切断を切り替え可能に構成される。Ｂ３が切断されると、電力系統１１０から蓄電ユニット２１０が切り離される。Ｂ４は、Ｊ１とＩ４とを接続する電力線上に設けられており、電力線の接続及び切断を切り替え可能に構成される。Ｂ４が切断されると、電力系統１１０からＰＶパネル２２０が切り離される。
　Ｓ１は、Ｊ２よりも電力系統１１０側に設けられる第１電力メータの一例である。Ｓ１は、施設１０の潮流電量及び逆潮流電力の少なくともいずれか１つを計測する。理論的には、Ｓ１の第１計測値を所定時間間隔で積算した値は、上述した基準電力メータの基準計測値と一致する。Ｓ２は、Ｊ２とＩ２との間に設けられており、負荷機器２４０の消費電力（すなわち、第２計測値）を計測する第２電力メータの一例である。Ｓ３は、Ｊ１とＩ３との間に設けられており、蓄電ユニット２１０（例えば、第１分散電源）の出力電力及び蓄電ユニット２１０入力電力の少なくともいずれか１つ（すなわち、第３計測値）を計測する第３電力メータ（例えば、第１分散電源電力メータ）の一例である。Ｓ４は、Ｊ１とＩ４との間に設けられており、ＰＶパネル２２０（例えば、第２分散電源）の出力電力（すなわち、第３計測値）を計測する第３電力メータ（例えば、第２分散電源電力メータ）の一例である。理論的には、Ｓ３及びＳ４の第３計測値の合計は、Ｓ１の第１計測値とＳ２の第２計測値との差異と一致する。言い換えると、Ｓ４の計測値の影響を排除できれば、Ｓ３の第３計測値の合計は、Ｓ１の第１計測値とＳ２の第２計測値との差異と一致し、Ｓ３の計測値の影響を排除できれば、Ｓ４の第３計測値の合計は、Ｓ１の第１計測値とＳ２の第２計測値との差異と一致する。
　実施形態において、Ｓ１～Ｓ４は、基準電力メータ２５０のように、第三者機関によって認証された電力メータである必要はない。但し、Ｓ１～Ｓ４は、第三者機関によって認証された電力メータであってもよい。
　Ｊ１は、蓄電ユニット２１０に接続された電力線とＰＶパネル２２０に接続された電力線との合流ポイントである。Ｊ２は、分散電源に接続された電力線と負荷機器２４０に接続された電力線との合流ポイントである。Ｊ２は、Ｊ１よりも電力系統１１０側に設けられる。
　ＤＣ／ＡＣコンバータ２３１は、蓄電ユニット２１０から出力されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換するとともに、蓄電ユニット２１０に入力されるＤＣ電力にＡＣ電力を変換する。ＤＣ／ＡＣコンバータ２３１は、分散電源から出力される直流電力を交流電力に少なくとも変換する変換器の一例である。
　ＤＣ／ＡＣコンバータ２３２は、ＰＶパネル２２０から出力されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換する。ＤＣ／ＡＣコンバータ２３２は、分散電源から出力される直流電力を交流電力に少なくとも変換する変換器の一例である。
　制御部２３３は、通信モジュールを含み、各種電力メータ、基準電力メータ２５０、ＥＭＳ２６０と通信を行う機能を有する。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ－ＳＵＮ、ＬＴＥ、５Ｇなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。
　実施形態では、制御部２３３は、基準電力メータ２５０の基準計測値を所定時間間隔で受信する第１受信部を構成する。制御部２３３は、第１電力メータ（図２ではＳ１）の第１計測値を、所定時間間隔よりも短い間隔（例えば、１分）で受信する第２受信部を構成する。制御部２３３は、第２電力メータ（図２ではＳ２）の第２計測値を、所定時間間隔よりも短い間隔（例えば、１分）で受信する第３受信部を構成する。制御部２３３は、第３電力メータ（図２ではＳ３又はＳ４）の第３計測値を、所定時間間隔よりも短い間隔（例えば、１分）で受信する第４受信部を構成する。
　制御部２３３は、少なくとも１つのプロセッサを含み、ＰＣＳ２３０を制御する。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅ　ｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。
　第１に、制御部２３３は、基準計測値と第１計測値との比較結果に基づいてＳ１に関する第１校正処理を実行する。第１校正処理は、基準電力メータ２５０（基準計測値）に対するＳ１（第１計測値）の誤差が許容範囲に収まるか否かを判定する処理を含んでもよい。第１校正処理は、Ｓ１（第１計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合に、第１計測値を補正する補正係数を算出する処理を含んでもよい。
　ここで、Ｓ１（第１計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合において、Ｓ１に使用を中止してＳ１の交換を促すメッセージが通知されてもよく、補正係数によって第１計測値を補正しながらＳ１の使用を継続してもよい。
　第２に、制御部２３３は、第１校正処理を実行した後に、第１計測値及び第２計測値に基づいてＳ２に関する第２校正処理を実行する。第２校正処理は、Ｓ１（第１計測値）に対するＳ２（第２計測値）の誤差が許容範囲に収まるか否かを判定する処理を含んでもよい。第２校正処理は、Ｓ２（第２計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合に、第２計測値を補正する補正係数を算出する処理を含んでもよい。
　ここで、Ｓ２（第２計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合において、Ｓ２に使用を中止してＳ２の交換を促すメッセージが通知されてもよく、補正係数によって第２計測値を補正しながらＳ２の使用を継続してもよい。
　制御部２３３は、分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において第２校正処理を実行してもよい。例えば、分散電源が蓄電ユニット２１０であるケースを想定すると、蓄電ユニット２１０の出力電力及び入力電力の変動が所定閾値以下である期間において第２校正処理が実行されてもよい。同様に、分散電源がＰＶパネル２２０であるケースを想定すると、ＰＶパネル２２０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間（例えば、夜間）において第２校正処理が実行されてもよい。さらに、制御部２３３は、Ｂ３及びＢ４の少なくともいずれか１つを切断した状態において第２校正処理を実行してもよい。Ｂ３及びＢ４の少なくともいずれか１つが切断された期間は、分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間と同義である。
　第３に、制御部２３３は、第２校正処理を実行した後に、第１計測値、第２計測値及び第３計測値に基づいてＳ３に関する第３校正処理を実行する。同様に、制御部２３３は、第２校正処理を実行した後に、第１計測値、第２計測値及び第３計測値に基づいてＳ４に関する第３校正処理を実行する。第３校正処理は、第１計測値と第２計測値との差異に対するＳ３（第３計測値）の誤差が許容範囲に収まるか否かを判定する処理を含んでもよい。第３校正処理は、Ｓ３（第３計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合に、第３校正処理を補正する補正係数を算出する処理を含んでもよい。同様に、第３校正処理は、第１計測値と第２計測値との差異に対するＳ４（第３計測値）の誤差が許容範囲に収まるか否かを判定する処理を含んでもよい。第３校正処理は、Ｓ４（第３計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合に、第３校正処理を補正する補正係数を算出する処理を含んでもよい。
　ここで、Ｓ３（第３計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合において、Ｓ３に使用を中止してＳ３の交換を促すメッセージが通知されてもよく、補正係数によって第３計測値を補正しながらＳ３の使用を継続してもよい。同様に、Ｓ４（第３計測値）の誤差が許容範囲に収まらない場合において、Ｓ４に使用を中止してＳ４の交換を促すメッセージが通知されてもよく、補正係数によって第３計測値を補正しながらＳ４の使用を継続してもよい。
　制御部２３３は、負荷機器２４０の消費電力の変動が所定閾値以下である期間において第３校正処理を実行してもよい。さらに、制御部２３３は、Ｂ２を切断した状態において第３校正処理を実行してもよい。Ｂ２が切断された期間は、負荷機器２４０の消費電力の変動が所定閾値以下である期間と同義である。
　上述したように、制御部２３３は、第３校正処理として、Ｓ３に関する校正処理及びＳ４に関する校正処理の少なくともいずれか１つを実行すればよい。制御部２３３は、Ｓ３に関する校正処理及びＳ４に関する校正処理の双方を実行する場合には、以下に示すように第３校正処理を実行してもよい。
　具体的には、制御部２３３は、ＰＶパネル２２０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間において、Ｓ３に関する校正処理を実行してもよい。さらに、制御部２３３は、Ｂ４が切断された状態においてＳ３に関する校正処理を実行してもよい。Ｂ４が切断された期間は、ＰＶパネル２２０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間と同義である。同様に、制御部２３３は、蓄電ユニット２１０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間において、Ｓ４に関する校正処理を実行してもよい。さらに、制御部２３３は、Ｂ３が切断された状態においてＳ４に関する校正処理を実行してもよい。Ｂ３が切断された期間は、蓄電ユニット２１０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間と同義である。
　（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。
　第１に、第１校正処理について図３を参照しながら説明する。第１校正処理は、Ｓ１に関する校正処理である。
　図３に示すように、ステップＳ１０において、制御部２３３は、基準計測値を基準電力メータ２５０に要求する。ステップＳ１１において、制御部２３３は、要求に対する応答（基準計測値）を基準電力メータ２５０から受信する。上述したように、制御部２３３は、基準計測値を所定時間間隔毎に受信する。図３では、基準電力メータ２５０は、制御部２３３の要求に応じて基準計測値を送信するが、所定時間間隔毎に基準計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ１０及びステップＳ１１で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ１２Ａにおいて、制御部２３３は、第１計測値をＳ１に要求する。ステップＳ１３Ａにおいて、制御部２３３は、要求に対する応答（第１計測値）をＳ１から受信する。図３では、Ｓ１は、制御部２３３の要求に応じて第１計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第１計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ１２Ａ及びステップＳ１３Ａで用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ここで、制御部２３３は、所定時間間隔内において、Ｎ回に亘って第１計測値を受信する。Ｎ回は特に限定されるものではないが、基準計測値の受信時間間隔が３０分であり、第１計測値の受信時間間隔が１分である場合には、Ｎは３０であってもよい。
　ステップＳ１４において、制御部２３３は、ステップＳ１０～ステップＳ１３Ｎを１つのサイクルとして、このような処理をＮ１サイクルに亘って実行する。Ｎ１サイクルは、第１校正処理の精度を担保するための繰り返し回数であり、特に限定されるものではないが、４であってもよい。ステップＳ１０～ステップＳ１３Ｎは、Ｎ１サイクルに含まれる１回のサイクルとしてカウントされてもよい。
　ステップＳ１５において、制御部２３３は、基準計測値と第１計測値との比較結果に基づいてＳ１に関する第１校正処理を実行する。基準計測値と比較される第１計測値は、Ｎ回に亘って受信される第１計測値の積算値である。
　ここで、制御部２３３は、Ｎ１サイクルの比較結果を取得することが可能である。第１校正処理は、第１計測値の誤差の平均値に基づいて実行されてもよく、第１計測値の誤差の最小値に基づいて実行されてもよく、第１計測値の誤差の最大値に基づいて実行されてもよい。
　第２に、第２校正処理について図４を参照しながら説明する。第２校正処理は、Ｓ２に関する校正処理である。第２校正処理は、少なくとも第１校正処理を実行した後に実行される。
　図４に示すように、ステップＳ２０において、制御部２３３は、第１計測値をＳ１に要求する。ステップＳ２１において、制御部２３３は、要求に対する応答（第１計測値）をＳ１から受信する。図４では、Ｓ１は、制御部２３３の要求に応じて第１計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第１計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ２０及びステップＳ２１で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ２２において、制御部２３３は、第２計測値をＳ２に要求する。ステップＳ２３において、制御部２３３は、要求に対する応答（第２計測値）をＳ２から受信する。図４では、Ｓ２は、制御部２３３の要求に応じて第２計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第２計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ２２及びステップＳ２３で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ２４において、制御部２３３は、ステップＳ２０～ステップＳ２３を１つのサイクルとして、このような処理をＮ２サイクルに亘って実行する。Ｎ２サイクルは、第２校正処理の精度を担保するための繰り返し回数であり、特に限定されるものではないが、４であってもよい。ステップＳ２０～ステップＳ２３は、Ｎ２サイクルに含まれる１回のサイクルとしてカウントされてもよい。
　ステップＳ２５において、制御部２３３は、第１計測値及び第２計測値に基づいてＳ２に関する第２校正処理を実行する。ここで、制御部２３３は、分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において第２校正処理を実行してもよい。すなわち、ステップＳ２０～ステップＳ２４の処理は、分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において実行されてもよい。
　ここで、制御部２３３は、Ｎ２サイクルのサンプルを取得することが可能である。第２校正処理は、第２計測値の誤差の平均値に基づいて実行されてもよく、第２計測値の誤差の最小値に基づいて実行されてもよく、第２計測値の誤差の最大値に基づいて実行されてもよい。
　第３に、第３校正処理（その１）について図５を参照しながら説明する。例えば、第３校正処理（その１）は、Ｓ３に関する校正処理である。第３校正処理（その１）は、少なくとも第１校正処理を実行した後に実行される。第３校正処理（その１）は、第２校正処理を実行した後に実行されてもよい。
　図５に示すように、ステップＳ３０において、制御部２３３は、第１計測値をＳ１に要求する。ステップＳ３１において、制御部２３３は、要求に対する応答（第１計測値）をＳ１から受信する。図５では、Ｓ１は、制御部２３３の要求に応じて第１計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第１計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ３０及びステップＳ３１で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ３２において、制御部２３３は、第２計測値をＳ２に要求する。ステップＳ３３において、制御部２３３は、要求に対する応答（第２計測値）をＳ２から受信する。図５では、Ｓ２は、制御部２３３の要求に応じて第２計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第２計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ３２及びステップＳ３３で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ３４において、制御部２３３は、第３計測値をＳ３に要求する。ステップＳ３５において、制御部２３３は、要求に対する応答（第３計測値）をＳ３から受信する。図５では、Ｓ３は、制御部２３３の要求に応じて第３計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第３計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ３４及びステップＳ３５で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ３６において、制御部２３３は、ステップＳ３０～ステップＳ３５を１つのサイクルとして、このような処理をＮ３サイクルに亘って実行する。Ｎ３サイクルは、第３校正処理（その１）の精度を担保するための繰り返し回数であり、特に限定されるものではないが、４であってもよい。ステップＳ３０～ステップＳ３５は、Ｎ３サイクルに含まれる１回のサイクルとしてカウントされてもよい。
　ステップＳ３７において、制御部２３３は、第１計測値、第２計測値及び第３計測値（Ｓ３の計測値）に基づいてＳ３に関する第３校正処理（その１）を実行する。ここで、制御部２３３は、負荷機器２４０の消費電力の変動が所定閾値以下である期間において第３校正処理（その１）を実行してもよい。さらに、制御部２３３は、ＰＶパネル２２０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間において第３校正処理（その１）を実行してもよい。すなわち、ステップＳ３０～ステップＳ３６の処理は、ＰＶパネル２２０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間において実行されてもよい。
　ここで、制御部２３３は、Ｎ３サイクルのサンプルを取得することが可能である。第３校正処理（その１）は、Ｓ３の第３計測値の誤差の平均値に基づいて実行されてもよく、Ｓ３の第３計測値の誤差の最小値に基づいて実行されてもよく、Ｓ３の第３計測値の誤差の最大値に基づいて実行されてもよい。
　第４に、第３校正処理（その２）について図６を参照しながら説明する。例えば、第３校正処理（その２）は、Ｓ４に関する校正処理である。第３校正処理（その２）は、少なくとも第１校正処理を実行した後に実行される。第３校正処理（その２）は、第２校正処理を実行した後に実行されてもよい。第３校正処理（その２）は、第３校正処理（その１）を実行した後に実行されてもよい。
　図６に示すように、ステップＳ４０において、制御部２３３は、第１計測値をＳ１に要求する。ステップＳ４１において、制御部２３３は、要求に対する応答（第１計測値）をＳ１から受信する。図６では、Ｓ１は、制御部２３３の要求に応じて第１計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第１計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ４０及びステップＳ４１で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ４２において、制御部２３３は、第２計測値をＳ２に要求する。ステップＳ４３において、制御部２３３は、要求に対する応答（第２計測値）をＳ２から受信する。図６では、Ｓ２は、制御部２３３の要求に応じて第２計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第２計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ４２及びステップＳ４３で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ４４において、制御部２３３は、第３計測値をＳ３に要求する。ステップＳ４５において、制御部２３３は、要求に対する応答（第３計測値）をＳ３から受信する。図６では、Ｓ３は、制御部２３３の要求に応じて第３計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第３計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ４４及びステップＳ４５で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ４６において、制御部２３３は、第３計測値をＳ４に要求する。ステップＳ４７において、制御部２３３は、要求に対する応答（第３計測値）をＳ４から受信する。図６では、Ｓ４は、制御部２３３の要求に応じて第３計測値を送信するが、所定時間間隔よりも短い間隔で第３計測値を自律的に送信してもよい。特に限定されるものではないが、ステップＳ４６及びステップＳ４７で用いるメッセージとしては、ＧＥＴ、ＧＥＴ応答、ＩＮＦなどのメッセージを用いることができる。
　ステップＳ４８において、制御部２３３は、ステップＳ４０～ステップＳ４７を１つのサイクルとして、このような処理をＮ４サイクルに亘って実行する。Ｎ４サイクルは、第３校正処理（その２）の精度を担保するための繰り返し回数であり、特に限定されるものではないが、４であってもよい。ステップＳ４０～ステップＳ４７は、Ｎ４サイクルに含まれる１回のサイクルとしてカウントされてもよい。
　ステップＳ４９において、制御部２３３は、第１計測値、第２計測値及び第３計測値（Ｓ３及びＳ４の計測値）に基づいてＳ４に関する第３校正処理（その２）を実行する。ここで、制御部２３３は、負荷機器２４０の消費電力の変動が所定閾値以下である期間において第３校正処理（その２）を実行してもよい。さらに、制御部２３３は、蓄電ユニット２１０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間において第３校正処理（その２）を実行してもよい。すなわち、ステップＳ４０～ステップＳ４８の処理は、蓄電ユニット２１０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間において実行されてもよい。
　ここで、制御部２３３は、Ｎ４サイクルのサンプルを取得することが可能である。第３校正処理（その２）は、Ｓ４の第３計測値の誤差の平均値に基づいて実行されてもよく、Ｓ４の第３計測値の誤差の最小値に基づいて実行されてもよく、Ｓ４の第３計測値の誤差の最大値に基づいて実行されてもよい。
　（作用及び効果）
　実施形態では、ＰＣＳ２３０は、基準計測値及び第１計測値に基づいた第１校正処理を実行した後に、第１計測値及び第２計測値に基づいてＳ２に関する第２校正処理を実行する。このような構成によれば、所定時間間隔で受信する基準計測値を所定時間間隔よりも短い間隔で受信可能な第１計測値によって代替することによって、第２校正処理の処理時間を短縮することができる。さらに、分散電源のブレーカ（図２では、Ｂ３及びＢ４）を切断した状態で第２校正処理を実行するケースを想定した場合に、分散電源を電力系統１１０から切り離す時間を短縮することができる。校正処理を実行すべき電力メータの数が増えるほど、このような処理時間の短縮効果が増大する。
　実施形態では、ＰＣＳ２３０は、分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において第２校正処理を実行してもよい。このような構成によれば、仮にＳ３及びＳ４の計測誤差が存在する場合であっても、Ｓ３及びＳ４の計測誤差の影響を小さくすることができる。
　実施形態では、ＰＣＳ２３０は、第１校正処理及び第２校正処理を実行した後に、第１計測値、第２計測値及び第３計測値に基づいて第３校正処理を実行してもよい。このような構成によれば、第２計測値の計測誤差が許容範囲である状態で第３校正処理の精度を担保することができるため、負荷機器２４０の消費電力の変動が所定閾値以下である期間を確保しなくてもよく、ユーザの利便性の低下を抑制することができる。
　実施形態では、ＰＣＳ２３０は、負荷機器２４０の消費電力の変動が所定閾値以下である期間において第３校正処理を実行してもよい。このような構成によれば、仮にＳ２の計測誤差が存在する場合であっても、Ｓ２の計測誤差の影響を小さくすることができる。
　実施形態では、ＰＣＳ２３０は、ＰＶパネル２２０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間においてＳ３に関する第３校正処理（その１）を実行してもよい。このような構成によれば、仮にＳ４の計測誤差が存在する場合であっても、Ｓ４の計測誤差の影響を小さくすることができる。同様に、ＰＣＳ２３０は、蓄電ユニット２１０の出力電力の変動が所定閾値以下である期間においてＳ４に関する第３校正処理（その２）を実行してもよい。このような構成によれば、仮にＳ３の計測誤差が存在する場合であっても、Ｓ３の計測誤差の影響を小さくすることができる。
　［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主として説明する。
　変更例１では、施設１０に設けられる電力メータの計測値は、施設１０の外部（例えば、サーバ３０）に送信される。電力メータの計測値は、電力メータの構成処理が実行された後に送信されてもよい。
　例えば、図７に示すように、ステップＳ５０において、制御部２３３は、第１校正処理を実行する。ステップＳ５１において、制御部２３３は、第１計測値をＥＭＳ２６０に送信する処理を開始する。ステップＳ５２において、ＥＭＳ２６０は、第１計測値をサーバ３０に送信する処理を開始する。ステップＳ５１及びステップＳ５２の処理は、第１校正処理を再実行する必要が生じるまで繰り返されてもよい。
　図７に示すように、ステップＳ６０において、制御部２３３は、第２校正処理を実行する。ステップＳ６１において、制御部２３３は、第２計測値をＥＭＳ２６０に送信する処理を開始する。ステップＳ６２において、ＥＭＳ２６０は、第２計測値をサーバ３０に送信する処理を開始する。ステップＳ６１及びステップＳ６２の処理は、第２校正処理を再実行する必要が生じるまで繰り返されてもよい。
　図７に示すように、ステップＳ７０において、制御部２３３は、第３校正処理を実行する。ステップＳ７１において、制御部２３３は、第３計測値をＥＭＳ２６０に送信する処理を開始する。ステップＳ７２において、ＥＭＳ２６０は、第３計測値をサーバ３０に送信する処理を開始する。ステップＳ７１及びステップＳ７２の処理は、第３校正処理を再実行する必要が生じるまで繰り返されてもよい。
　ここで、第３校正処理は、第１分散電源電力メータ（Ｓ３）に関する校正処理及び第２分散電源電力メータ（Ｓ４）に関する校正処理を含んでもよい。制御部２３３は、Ｓ３に関する校正処理が実行された後に、Ｓ３の計測値の送信を開始してもよい。制御部２３３は、Ｓ４に関する校正処理が実行された後に、Ｓ４の計測値の送信を開始してもよい。
　図７において、ステップＳ５０～ステップ５２、ステップＳ６０～ステップ６２及びステップＳ７０～ステップ７２は互いに独立する処理であってもよい。電力メータの計測値の送信は、施設１０に設けられる全ての電力メータの校正処理が実行された後に開始されてもよい。
　上述した動作例において、サーバ３０に送信される第１計測値は、サーバ２０に送信されてもよい。同様に、サーバ３０に送信される第２計測値及び第３計測値は、サーバ２０に送信されてもよい。
　第１計測値、第２計測値及び第３計測値がサーバ２０に送信される場合には、サーバ２０を管理するエンティティは、第１計測値、第２計測値及び第３計測値の少なくともいずれか１つに基づいて、電力の課金処理を行ってもよく、電力の買取処理を行ってもよい。すなわち、第三者機関によって認証された基準電力メータ２５０を用いずに、第三者機関による認証が必須ではない電力メータ（Ｓ１、Ｓ２、Ｓ３及びＳ４の少なくともいずれか１つ）を用いて課金処理又は買取処理が行われてもよい。
　第１計測値、第２計測値及び第３計測値がサーバ３０に送信される場合には、サーバ３０を管理するエンティティは、第１計測値、第２計測値及び第３計測値の少なくともいずれか１つに基づいて、施設１０に設けられる分散電源（蓄電ユニット２１０又はＰＶパネル２２０）のメンテナンスを行ってもよい。
　第１計測値、第２計測値及び第３計測値の少なくともいずれか１つの計測値（以下、単に計測値）がサーバ２０又はサーバ３０に送信される場合には、ＰＣＳ２３０又はＥＭＳ２６０は、計測値の校正処理が実行された時刻（以下、校正時刻）、校正処理で用いた電力メータ（例えば、基準電力メータ２５０）の識別情報を計測値とともに送信してもよい。このような校正によれば、サーバ２０又はサーバ３０は、第三者機関によって認証された基準電力メータ２５０を用いずに計測された値であっても、校正時刻及び識別情報に基づいて、計測値が一定の信頼性を有する値であることを確認することができる。
　サーバ２０において行われる課金処理とは、サーバ２０側から施設１０側又は施設１０のユーザ（以下、単に施設１０側）に対して、施設１０の使用電力に課金するための処理である。
　買取処理とは、施設１０の管理下にある分散電源であっても、分散電源の所有権が施設１０側ではなく第三者（例えば、サーバ２０側）にある場合に、課金処理においてサーバ２０側に支払った費用が、施設１０側が分散電源を第三者から買い取るための費用とみなされる処理であってもよい。
　例えば、１０年分の課金処理によって生じた費用を積み立てることによって、積み立てられた費用が分散電源の購入費用に充当されてもよい。このようなケースにおいて、１１年目以降においては、分散電源の所有権は第三者から施設１０側に移転される。所有権の移転後においては、移転前に送信された情報の一部の送信が中止され、課金処理が行われなくてもよい。例えば、分散電源がＰＶパネル２２０である場合は、第２計測値をサーバ２０に送信する処理が中止され、サーバ２０における課金処理も中止されてもよい。なお、所有権の移転後においては、移転前に送信された情報の一部の送信が中止されずに、サーバ２０における課金処理が中止されてもよい。
　［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主として説明する。
　実施形態では、２以上の分散電源について個別のＤＣ／ＡＣコンバータが設けられるケースについて説明した。これに対して、変更例２では、２以上の分散電源について共通のＤＣ／ＡＣコンバータが設けられるケースについて説明する。言い換えると、ＰＣＳ２３０は、ハイブリッドＰＣＳ又はマルチＰＣＳであるケースについて例示する。
　図８に示すように、ＰＣＳ２３０は、図２に示すＤＣ／ＡＣコンバータ２３１及びＤＣ／ＡＣコンバータ２３２に代えて、ＤＣ／ＤＣコンバータ２３５、ＤＣ／ＤＣコンバータ２３６及びＤＣ／ＡＣコンバータ２３７を有する。
　ＤＣ／ＤＣコンバータ２３５は、蓄電ユニット２１０から出力されるＤＣ電力（放電電力）の電圧を調整し、蓄電ユニット２１０に入力されるＤＣ電力（充電電力）の電圧を調整する。ＤＣ／ＤＣコンバータ２３６は、ＰＶパネル２２０から出力されるＤＣ電力（発電電力）の電圧を調整する。ＤＣ／ＡＣコンバータ２３７は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２３５及びＤＣ／ＤＣコンバータ２３６から出力されるＤＣ電力をＡＣ電力に変換し、ＤＣ／ＤＣコンバータ２３５に入力されるＤＣ電力にＡＣ電力を変換する。ここで、ＤＣ／ＡＣコンバータ２３７は、Ｊ１とＪ２との間に設けられる。
　［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、校正処理（第１校正処理、第２校正処理及び第３校正処理）は、ＰＣＳ２３０の制御部２３３によって実行される。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。校正処理は、ＥＭＳ２６０によって実行されてもよい。
　実施形態では、蓄電ユニット２１０及びＰＶパネル２２０が分散電源として施設１０に設けられる。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。施設１０に設けられる分散電源は、燃料電池装置、風力発電装置、地熱発電装置などを含んでもよい。施設１０に設けられる分散電源は、１つであってもよく、３つ以上であってもよい。
　実施形態では、第３校正処理は、第１校正処理及び第２校正処理が実行された後に実行される。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。第３校正処理は、第１校正処理が実行された後に実行されればよく、第２校正処理が実行される前に実行されればよい。
　実施形態では特に触れていないが、校正処理（第１校正処理、第２校正処理及び第３校正処理）は、所定周期（例えば、１週間、１ヶ月、１年）で実行されてもよい。
　実施形態では特に触れていないが、理論的には、第１計測値は、第２計測値及第３計測値の合計と一致する。言い換えると、理論的には、Ｓ１の計測値は、Ｓ２の計測値、Ｓ３の計測値及びＳ４の計測値の合計と一致する。このようなケースにおいて、潮流電力がプラスの値で表されると想定すると、逆潮流電力はマイナスの値で表され、負荷機器２４０の消費電力はプラスの値で表され、蓄電ユニット２１０の出力電力（放電電力）はマイナスの値で表され、蓄電ユニット２１０の入力電力（充電電力）はプラスの値で表され、ＰＶパネル２２０の出力電力（発電電力）はマイナスの値で表される。このような前提下において、第２校正処理及び第３校正処理は、第１校正処理が実行された後のＳ１の計測値に基づいて、上述した関係が成り立つように実行されればよい。例えば、第２校正処理において、Ｓ１及びＳ２の計測値に加えて、Ｓ３及びＳ４の計測値が利用されてもよい。このようなケースにおいて、Ｓ３及びＳ４の計測値は第３校正処理が実行された後の計測値であってもよい。第３校正処理（その１）において、Ｓ１、Ｓ２及びＳ３の計測値に加えて、Ｓ４の計測値が用いられてもよい。このようなケースにおいて、Ｓ４の計測値は第３校正処理（その２）が実行された後の計測値であってもよい。第３校正処理（その２）において、Ｓ１、Ｓ２及びＳ４の計測値に加えて、Ｓ３の計測値が用いられてもよい。このようなケースにおいて、Ｓ３の計測値は第３校正処理（その１）が実行された後の計測値であってもよい。
　実施形態では特に触れていないが、制御部２３３及びＥＭＳ２６０の消費電力は、負荷機器２４０の消費電力の一部として扱われてもよい。
　実施形態では特に触れていないが、ＥＭＳ２６０の少なくとも一部の機能は、ネットワーク１２０に接続されたクラウドサーバによって実行されてもよい。ＥＭＳ２６０は、クラウドサーバを含むと考えてもよい。
　実施形態では特に触れていないが、電力とは、瞬時電力（ｋＷ）であってもよく、一定期間（例えば、３０分）の積算電力量（ｋＷｈ）であってもよい。

Claims (9)

  1. 　分散電源及び負荷機器を有する施設の潮流電力及び逆潮流電力の少なくともいずれか１つを計測する基準電力メータの基準計測値を、所定時間間隔で受信する第１受信部と、
    　前記分散電源に接続された電力線及び前記負荷機器に接続された電力線の合流ポイントよりも電力系統側に設けられた第１電力メータの第１計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第２受信部と、
    　前記負荷機器の消費電力を計測する第２電力メータの第２計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第３受信部と、
    　前記基準計測値と前記第１計測値との比較結果に基づいて前記第１電力メータに関する第１校正処理を実行した後に、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて前記第２電力メータに関する第２校正処理を実行する制御部と、を備える電力管理システム。
  2. 　前記制御部は、前記分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において、前記第２校正処理を実行する、請求項１に記載の電力管理システム。
  3. 　前記分散電源の出力電力又は入力電力の少なくともいずれか１つを計測する第３電力メータの第３計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信する第４受信部を備え、
    　前記制御部は、前記第２校正処理を実行した後に、前記第１計測値、前記第２計測値及び前記第３計測値に基づいて前記第３電力メータに関する第３校正処理を実行する、請求項１又は請求項２に記載の電力管理システム。
  4. 　前記制御部は、前記負荷機器の消費電力の変動が所定閾値以下である期間において、前記第３校正処理を実行する、請求項３に記載の電力管理システム。
  5. 　前記分散電源は、第１分散電源と、第２分散電源と、を含み、
    　前記第３電力メータは、前記第１分散電源の出力電力又は入力電力の少なくともいずれか１つを計測する第１分散電源電力メータと、前記第２分散電源の出力電力又は入力電力の少なくともいずれか１つを計測する第２分散電源電力メータと、を含み、
    　前記制御部は、前記第３校正処理として、前記第１分散電源電力メータに関する校正処理及び前記第２分散電源電力メータに関する校正処理の少なくともいずれか１つを実行する、請求項３又は請求項４に記載の電力管理システム。
  6. 　前記制御部は、
    　前記第２分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において、前記第１分散電源電力メータに関する校正処理を実行し、或いは、
    　前記第１分散電源の出力電力及び入力電力の少なくともいずれか１つの変動が所定閾値以下である期間において、前記第２分散電源電力メータに関する校正処理を実行する、請求項５に記載の電力管理システム。
  7. 　前記第２分散電源電力メータに関する校正処理を実行した後に、前記第２分散電源電力メータの計測値を外部に送信する送信部を備える、請求項５又は請求項６に記載の電力管理システム。
  8. 　電力系統に接続される第１電力インタフェースと、
    　負荷機器に接続される第２電力インタフェースと、
    　分散電源に接続される第３電力インタフェースと、
    　前記分散電源に接続された電力線及び前記負荷機器に接続された電力線の合流ポイントと、
    　前記分散電源から出力される直流電力を交流電力に少なくとも変換する変換器と、を備える電力変換装置。
  9. 　分散電源及び負荷機器を有する施設の潮流電力及び逆潮流電力の少なくともいずれか１つを計測する基準電力メータの基準計測値を、所定時間間隔で受信するステップと、
    　前記分散電源に接続された電力線及び前記負荷機器に接続された電力線の合流ポイントよりも電力系統側に設けられた第１電力メータの第１計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信するステップと、
    　前記負荷機器の消費電力を計測する第２電力メータの第２計測値を、前記所定時間間隔よりも短い間隔で受信するステップと、
    　前記基準計測値と前記第１計測値との比較結果に基づいて前記第１電力メータに関する第１校正処理を実行した後に、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて前記第２電力メータに関する第２校正処理を実行するステップと、を備える電力管理方法。
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