JP2015149861A - エネルギー管理装置、およびエネルギー管理方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 太陽電池およびコージェネレーション装置の各発電電力を用いて、蓄電池への充電を含むシステム全体の電力効率を向上させることができるエネルギー管理装置、およびエネルギー管理方法を提供する。【解決手段】 エネルギー管理装置８１の電力制御部８１ｂは、停電時において、太陽電池６４の発電電力が負荷電力以下である場合、燃料電池６３の発電電力を特定負荷８０へ供給させる。そして、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電電力が負荷電力未満であれば、負荷電力と燃料電池６３の発電電力との差分を太陽電池６４の発電電力で補う。さらに電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の発電電力のうち特定負荷８０で消費されない余剰電力を用いて蓄電池６２を充電させる。【選択図】図１

Description

本発明は、一般にエネルギー管理装置、およびエネルギー管理方法、より詳細には太陽電池と蓄電池とコージェネレーション装置とを組み合わせて管理するエネルギー管理装置、およびエネルギー管理方法に関するものである。

従来、太陽電池、燃料電池等のコージェネレーション装置、蓄電池を用いて、需要家内の電力供給を行う発電システムがある。この種のシステムでは、太陽電池の発電電力、コージェネレーション装置の発電電力、蓄電池の放電電力を組み合わせて、負荷へ電力を供給する。例えば、太陽電池の発電電力が負荷電力を下回っている場合、太陽電池の発電電力と燃料電池の発電電力とを併用して負荷へ電力供給し、燃料電池の発電電力の余剰分は蓄電池の充電に用いられる（例えば、特許文献１参照）。

また、コージェネレーション装置は、発電時に生じる排熱を利用して湯を生成し、この生成した湯を貯湯タンクに貯める。ユーザは、この貯湯タンク内の湯を使用することができる。

特開２０１０−２５９３０３号公報

従来の発電システムでは、燃料電池等のコージェネレーション装置の発電電力を蓄電池に充電することが不可能なシステムがある。また、太陽電池は、夜間等では発電不能になり、蓄電池への充電を行うことができない。

このような発電システムにおいて、太陽電池およびコージェネレーション装置の各発電電力を用いて、蓄電池への充電を含むシステム全体の電力効率を向上させることが求められている。

本発明は、上記事由に鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽電池およびコージェネレーション装置の各発電電力を用いて、蓄電池への充電を含むシステム全体の電力効率を向上させることができるエネルギー管理装置、およびエネルギー管理方法を提供することにある。

本発明のエネルギー管理装置は、太陽電池と、蓄電池と、コージェネレーション装置とを用いた負荷への電力供給を制御する電力制御部を備え、前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力以下である場合、前記コージェネレーション装置の発電電力を前記負荷へ供給させ、前記コージェネレーション装置の発電電力が前記負荷の消費電力未満であれば、前記負荷の消費電力と前記コージェネレーション装置の発電電力との差分を前記太陽電池の発電電力で補い、前記太陽電池の発電電力のうち前記負荷で消費されない余剰電力を用いて前記蓄電池を充電させることを特徴とする。

この発明において、前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力を上回っている場合、前記太陽電池の発電電力のみを前記負荷へ供給させ、前記太陽電池の発電電力のうち前記負荷で消費されない余剰電力を用いて前記蓄電池を充電させることが好ましい。

この発明において、前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力以下である場合、前記蓄電池が満充電状態になれば、前記負荷の消費電力のうち前記太陽電池の発電電力の割合を増加させ、前記負荷の消費電力のうち前記コージェネレーション装置の発電電力の割合を減少させることが好ましい。

この発明において、前記コージェネレーション装置は、発電時に湯を生成して、この生成した湯を貯める貯湯タンクの蓄熱量が所定量以上になれば発電を停止することが好ましい。

この発明において、前記貯湯タンクの前記蓄熱量が閾値を上回った場合に、前記貯湯タンクの湯を使用することを要求する報知信号を出力する報知信号出力部を備えることが好ましい。

この発明において、前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力と前記蓄電池の発電電力とを交流電力に変換して前記負荷へ供給する電力変換装置の出力が上限値未満となるように、前記コージェネレーション装置の発電を制御することが好ましい。

この発明において、前記電力制御部は、前記負荷の消費電力が、前記電力変換装置の出力の前記上限値以上となる場合、前記負荷の消費電力から前記コージェネレーション装置の発電電力を引いた差分が、前記電力変換装置の出力の前記上限値未満となるのであれば、前記コージェネレーション装置の発電を開始することが好ましい。

本発明のエネルギー管理方法は、太陽電池と、蓄電池と、コージェネレーション装置とを用いた負荷への電力供給を制御する電力管理方法であって、前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力以下である場合、前記コージェネレーション装置の発電電力を前記負荷へ供給させ、前記コージェネレーション装置の発電電力が前記負荷の消費電力未満であれば、前記負荷の消費電力と前記コージェネレーション装置の発電電力との差分を前記太陽電池の発電電力で補い、前記太陽電池の発電電力のうち前記負荷で消費されない余剰電力を用いて前記蓄電池を充電させることを特徴とする。

以上説明したように、太陽電池の発電電力が負荷の消費電力以下である場合、コージェネレーション装置で負荷の消費電力をできるだけ賄い、太陽電池の余剰電力を蓄電池に充電することで、システム全体として電力を効率的に使用することが可能となる。また、夜間などのように太陽電池が発電できないときには、コージェネレーション装置で負荷の消費電力を賄うことができる。

したがって、本発明のエネルギー管理装置、エネルギー管理方法は、太陽電池およびコージェネレーション装置の各発電電力を用いて、蓄電池への充電を含むシステム全体の電力効率を向上させることができるという効果がある。

実施形態のエネルギー管理装置を用いたエネルギー管理システムの概略を示すブロック図である。 同上のエネルギー管理システムの全体構成を示す構成図である。 同上の計測装置が生成した情報テーブルの一例を示すテーブル図である。 同上のエネルギー管理装置が生成した情報テーブルの一例を示すテーブル図である。 同上の通電期間における交流電力の給電路の一例を示すブロック図である。 同上の停電期間における交流電力の給電路の一例を示すブロック図である。 同上の停電時の電力制御を示すフローチャートである。

以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。

（実施形態）
エネルギー管理システム（電力管理システム）の全体構成を、図２に示す。エネルギー管理システムは、分電盤１０、自立分電盤２０、電源切替器３０、計測装置４０、電力変換装置５０、蓄電池６２、燃料電池６３、エネルギー管理装置８１、表示端末８２を主構成として備える。

さらに、図１は、エネルギー管理システムの構成の概略を示すブロック図であり、図２の構成の一部を省略している。図１において、破線は交流電路を示し、一点鎖線は直流電路を示し、実線は情報の伝達経路を示す。

まず、電力供給システムは、負荷に電力を供給する電源として、系統電源６１と、蓄電池６２と、燃料電池６３と、太陽電池６４との４種類を備える。

系統電源６１は、電力会社のような電力供給事業者が配電網を通して商用電力を供給する商用電源である。

蓄電池６２は、リチウムイオン電池等で構成される。

燃料電池６３は、メタンあるいはプロパンを含む燃料ガスの改質により生成した水素ガスを用いるコージェネレーション装置であって、発電ユニット６３１に貯湯タンク６３２が付設されている。発電ユニット６３１は、燃料電池ユニットを用いた発電を行い、さらには発電動作時に生じる排熱を利用して湯を生成する。貯湯タンク６３２は、発電ユニット６３１の発電動作時に生成された湯を貯める。さらに、発電ユニット６３１は、貯湯タンク６３２内で湯に代えて蓄えている熱量が不足する場合、発電動作時に生じる排熱を利用して、貯湯タンク６３２内の湯を加熱する。すなわち、「発電動作時に生じる排熱を利用して湯を生成する」とは、「発電動作時に生じる排熱を利用して貯湯タンク６３２内の湯量を増やす」こと、「発電動作時に生じる排熱を利用して貯湯タンク６３２内の湯を加熱する」ことの両方の概念を含む。

上述のように、燃料電池６３は、発電と湯沸かしとの両方の機能を有している。そして、燃料電池６３は、貯湯タンク６３２の貯湯量が満量状態になれば、発電ユニット６３１による発電を停止する。ここで、貯湯タンク６３２の貯湯量が満量になった状態を、貯湯タンク６３２の蓄熱量が上限（第１の所定量）に達した満蓄状態とする。

また、燃料電池６３は、燃料電池６３の動作状態の管理に用いるリモコン６３ａと通信可能である。

太陽電池６４は、太陽光による発電を行う。

本実施形態では、系統電源６１への電力の逆潮流が可能な電源として、太陽電池６４を例示しているが、太陽電池６４は、風力、水力、地熱などの自然エネルギーを用いて発電する電源に代えることが可能である。また、本実施形態では、蓄電池６２と燃料電池６３とは、系統電源６１への電力の逆潮流を行わない電源として例示している。また、燃料電池６３に代えて、ガスエンジン（ガスマイクロタービン）を用いて発電するコージェネレーション装置を用いることも可能である。

系統電源６１に接続された配電線Ｌ１は分電盤１０に接続される。

分電盤１０は、配電線Ｌ１に１次側を接続した主幹ブレーカ１１と、主幹ブレーカ１１の２次側において電力を分岐させる複数個の分岐ブレーカ１２とを筐体（図示せず）に内蔵している。それぞれの分岐ブレーカ１２は、分岐線Ｌ２を通して負荷７０に電力を供給する。図２では複数個の負荷７０に一括して符号を付しているが、符号７０は個々の負荷を意味する。

さらに分電盤１０は、連系ブレーカ１３と、電流センサＸ３とを内蔵する。連系ブレーカ１３は、主幹ブレーカ１１の１次側の電路（配電線Ｌ１）に接続され、電力変換装置５０と配電線Ｌ１との間に挿入される。連系ブレーカ１３は、太陽電池６４の発電電力を主幹ブレーカ１１の１次側の電路に供給する経路を形成し、また、系統電源６１から受電した電力を蓄電池６２の充電に用いる経路を形成する。連系ブレーカ１３は、いわゆるリモコンブレーカであって、電力変換装置５０からの指示によりオン／オフを切り替える。

電流センサＸ３は、主幹ブレーカ１１を通過する電流を検出するように配置される。図示例では、配電線Ｌ１において、連系ブレーカ１３との接続点と、主幹ブレーカ１１との間の電路を通過する電流を計測するように電流センサＸ３が配置されている。電流センサＸ３は、単相３線の２本の電圧線（Ｕ相とＷ相）の電流を個別に検出するように配置される。

電流センサＸ３は、具体的な構成としてコアを備える電流トランスを想定しているが、コアレスコイル（いわゆるロゴスキーコイル）あるいは磁気センサを用いる構成であってもよい。以下に説明する電流センサＸ１，Ｘ２，Ｘ４〜Ｘ７も同様であり、それぞれの電流センサＸ１，Ｘ２，Ｘ４〜Ｘ７の具体的な構成は電流センサＸ３の構成に準じる。

分電盤１０に内蔵された分岐ブレーカ１２のうちの１個は、単相３線に対応した分岐線Ｌ３を通して自立分電盤２０に接続される。分岐線Ｌ３には、分電盤１０の分岐ブレーカ１２から供給される電力と、電力変換装置５０から供給される電力との一方を選択して自立分電盤２０に供給する電源切替器３０が挿入されている。電源切替器３０は、分岐ブレーカ１２から供給される電力、電力変換装置５０から供給される電力のそれぞれを導通・遮断する電磁継電器を備える。

自立分電盤２０は、系統電源６１から電力が供給されない停電期間でも給電が必要になる負荷８０、計測装置４０、後述する計測点切替装置９０等に電力を供給する経路を形成する。図２では複数個の負荷８０に一括して符号を付しているが符号８０は個々の負荷を意味する。また、負荷８０のうち、負荷８１はエネルギー管理装置であり、負荷８２は表示端末であり、以降、エネルギー管理装置８１、表示端末８２と称す。

また、負荷７０と負荷８０とを区別するために、負荷７０を「一般負荷」と呼び、負荷８０を「特定負荷」と称す。なお、特定負荷８０には、エネルギー管理装置８１、表示端末８２が含まれる。

自立分電盤２０は、主幹ブレーカ２１と、主幹ブレーカ２１の２次側において電力を分岐させる複数個の分岐ブレーカ２２とを筐体（図示せず）に内蔵する。主幹ブレーカ２１の１次側は、電源切替器３０に接続しており、分電盤１０の分岐ブレーカ１２から供給される電力と、電力変換装置５０から供給される電力とのいずれか一方が供給される。それぞれの分岐ブレーカ２２は、分岐線Ｌ４を通して、特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０に電力を供給する。

特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０は、系統電源６１から電力が供給されている通電期間に、分電盤１０から供給される電力によって動作可能となる。また、特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０は、系統電源６１から電力が供給されていない停電期間に、電力変換装置５０から供給される電力によって動作可能となる。

また、分岐ブレーカ２２のうちの１つは、接続線Ｌ５を通して燃料電池６３に接続される。燃料電池６３の発電電力は、接続線Ｌ５、自立分電盤２０を経由して特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０に供給可能になる。また、燃料電池６３が発電した電力は、主幹ブレーカ２１を通して、分電盤１０にも供給可能であるから、燃料電池６３から一般負荷７０にも電力が供給可能である。

電力変換装置５０は、蓄電池６２と太陽電池６４とが接続され、分電盤１０との間で電力の授受を行う機能と、自立分電盤２０に電力を供給する機能とを有する電力変換器５１を備える。さらに、電力変換装置５０は、電力変換器５１から２線で出力される電力を３線に変換するトランス５２を備える。

電力変換器５１は、太陽電池６４が発電した直流電力を、系統電源６１に連系可能な交流電力に変換する。また、電力変換器５１は、蓄電池６２の充電電流および放電電流を監視・制御し、蓄電池６２が放電する直流電力を交流電力に変換する。

さらに電力変換器５１は、連系ブレーカ１３に接続される連系端子５５と、トランス５２に電力を供給する自立出力部５６とを備える。そして、電力変換器５１は、系統電源６１の通電期間／停電期間（系統電源６１から受電可能か否か）を、連系端子５５における端子間の電圧を用いて判断する。

連系端子５５は、連系ブレーカ１３を介して配電線Ｌ１に接続され、系統電源６１の通電期間において系統連系が可能になっている。具体的には、連系端子５５は、単相３線式であって、接続線Ｌ６を通して連系ブレーカ１３と接続され、主幹ブレーカ１１の１次側である配電線Ｌ１に連系ブレーカ１３を介して接続される。

接続線Ｌ６は、太陽電池６４の発電電力あるいは蓄電池６２の蓄電電力から得られた交流電力を分電盤１０の主幹ブレーカ１１に供給する経路、あるいは太陽電池６４の発電電力を配電線Ｌ１に逆潮流させる経路として用いられる。また、接続線Ｌ６は、配電線Ｌ１を通して系統電源６１から供給される電力を用いて蓄電池６２を充電する経路としても用いられる。連系端子５５の端子間の出力電圧は、系統電源６１の線間電圧によって決められる。

太陽電池６４の発電電力のうち、需要家で利用されない余剰電力は配電線Ｌ１側に逆潮流しており、電力変換器５１は、逆潮流する電力を監視・制御する機能も有する。電流センサＸ２の出力は電力変換器５１に入力され、電力変換器５１は、電流センサＸ２の出力に基づいて需要家から系統電源６１に対する逆潮流が生じているか否か、および逆潮流している電力を判断する。電流センサＸ２は、単相３線における２本の電圧線を通過する電流を個別に検出するように配置される。

電力変換器５１は、電流センサＸ２が監視する電流の位相と、連系端子５５における端子間の電圧の位相との関係を用いて、需要家から系統電源６１に対する逆潮流が生じているか否かを判断する。連系端子５５における端子間の電圧は、連系端子５５に電気的に接続された配電線Ｌ１の線間電圧と同電圧かつ同位相になる。したがって、電力変換器５１は、連系端子５５における端子間の電圧波形と、電流センサＸ２が監視する電流波形とを用い、電圧波形の１周期分について電力を積分した積分値の符号によって、逆潮流が生じているか否かを判断する。

また、蓄電池６２は、系統電源６１に対する電力の逆潮流を行わない。そこで、電力変換器５１は、蓄電池６２の蓄電電力が需要家で消費されずに逆潮流しているか否かを監視するためにも、電流センサＸ２の出力を上記同様に用いる。

一方、電力変換器５１の自立出力部５６は、系統電源６１の通電期間にはトランス５２に電力を出力せず、系統電源６１の停電期間にはトランス５２に電力を出力する。自立出力部５６は単相２線式であって、トランス５２の１次側と２線で接続され、トランス５２への電力供給のみを行う。自立出力部５６の端子間の電圧は定電圧（たとえば、２００Ｖ）に保たれる。そして、トランス５２の２次側には自立端子５７が設けられており、この自立端子５７が出力する電力は、太陽電池６４と蓄電池６２との少なくとも一方に由来する。自立端子５７は、単相３線に対応した接続線Ｌ７を通して電源切替器３０に接続される。また、電力変換装置５０は、自立端子５７から出力可能な最大電力（制約出力）が予め決められている。そして、自立端子５７の出力が制約出力を上回ると、電力変換器５１は、自立出力部５６からの出力を停止して、自立端子５７からの出力を停止させる。

電力変換器５１は、系統電源６１の通電期間／停電期間を、連系端子５５における端子間の電圧を用いて判断する。そして、電力変換器５１は、通電期間／停電期間の判断結果を用いて、電源切替器３０の切替動作を制御する。電源切替器３０は、電力変換器５１からの指示により、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１に接続線Ｌ３を接続する状態と、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１に接続線Ｌ７を接続する状態とを切り替える。つまり、自立分電盤２０は、系統電源６１から電力が供給されている通電期間に分電盤１０を通して電力が供給され、系統電源６１からの電力が停止する停電期間に電力変換装置５０から分電盤１０を通さずに電力が供給される。なお、電源切替器３０の切替動作は、電力変換器５１が出力する例えば接点信号によって行われるが、その信号形態は限定されない。

また、電力変換器５１は、通電期間／停電期間の判断結果（停電情報）を、計測装置４０へ送信する。さらに、電力変換器５１は、蓄電池６２の情報（蓄電電力、放電電力、機器情報、エラー情報等）、太陽電池６４の情報（発電電力、機器情報、エラー情報等）を、計測装置４０へ送信する。

なお、電力変換器５１−計測装置４０間の通信経路、電力変換器５１−蓄電池６２間の通信経路、電力変換器５１−太陽電池６４間の通信経路は、例えば、ＲＳ４８５規格に準じた仕様のシリアル通信を行う。なお、この通信路は、ＲＳ４８５規格に準じた仕様であることは必須ではなく、無線通信、または有線通信路を用いた電力線搬送通信によっても実現可能である。また、これらの通信技術を組み合わせて用いてもよい。

さらに、電力変換装置５０は、計測点切替装置９０に切替信号による指示を与える切替指示部５３を備える。切替指示部５３は、通電期間／停電期間を示す切替信号を計測点切替装置９０に与え、この切替信号は計測点切替装置９０を通して燃料電池６３にも伝送される。なお、この切替信号は、例えば接点信号であり、その信号形態は限定されない。

計測点切替装置９０は、燃料電池６３が監視する電流値を、分電盤１０に内蔵された電流センサＸ３と、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１を通過する電流を計測する電流センサＸ５とのどちらから取得するかを選択する。すなわち、計測点切替装置９０は、系統電源６１の通電期間には電流センサＸ３を燃料電池６３に接続し、系統電源６１の停電期間には電流センサＸ５を燃料電池６３に接続する。

燃料電池６３は、本実施形態においては電力の逆潮流を行わないから、電流センサＸ３，Ｘ５が監視する電流に基づいて、逆潮流の発生の有無を判断する。すなわち、燃料電池６３は、燃料電池６３の発電電力が、需要家で消費されずに逆潮流しているか否かを監視するために、電流センサＸ３，Ｘ５の各出力を用いる。具体的に、燃料電池６３は、系統電源６１の通電時において系統電源６１に対する電力の逆潮流を検出するために、電流センサＸ３の出力を用いる。また、燃料電池６３は、系統電源６１の停電時において接続線Ｌ７側への電力の逆潮流を検出するために、電流センサＸ５の出力を用いる。

すなわち、電流センサＸ３，Ｘ５の各出力は、計測点切替装置９０を介して燃料電池６３に入力され、燃料電池６３は、電流センサＸ３，Ｘ５の各出力に基づいて、燃料電池６３から出力された全電力が需要家で消費されているか否かを判断する。

また、燃料電池６３が発電した電力は、電流センサＸ４によって監視される。電流センサＸ４は、燃料電池６３と分岐ブレーカ２２とを接続する接続線Ｌ５を通過する電流を監視する。そして、電流センサＸ４の出力は計測装置４０に入力され、計測装置４０は接続線Ｌ５を通過する電力を監視する。

また、燃料電池６３は、電力変換装置５０との間で計測点切替装置９０を通して通信する。つまり、系統電源６１の通電期間／停電期間を示す切替信号が、電力変換装置５０から計測点切替装置９０を通して燃料電池６３にも通知される。したがって、燃料電池６３は、電力変換装置５０の連系端子５５と自立端子５７とのどちらから電力供給がなされているかを認識することができる。

また、電力変換装置５０は、利用者による動作の指示および監視を可能にするために、リモコン５４と通信する。

需要家において主幹ブレーカ１１の１次側の配電線Ｌ１には、系統電源６１から受電した電力を計量するために電流センサＸ１が配置される。

また、配電線Ｌ１において、電流センサＸ１と主幹ブレーカ１１との間には、系統電源６１への逆潮流を検出するために、電流センサＸ２が配置される。電流センサＸ２は、配電線Ｌ１において主幹ブレーカ１１と連系ブレーカ１３との接続点より系統電源６１に近い位置で電流を監視する。

また、配電線Ｌ１において、連系ブレーカ１３との接続点と、主幹ブレーカ１１との間の電路を通過する電流を計測するように、電流センサＸ３が配置されている。また、電流センサＸ４は、燃料電池６３と分岐ブレーカ２２とを接続する接続線Ｌ５を通過する電流を監視し、電流センサＸ５は、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１を通過する電流を計測する
また、電流センサＸ６は、分岐線Ｌ２に配置されて、一般負荷７０に供給される電流を監視する。電流センサＸ７は、分岐線Ｌ４に配置されて、特定負荷８０に供給される電流を監視する。

そして、計測装置４０には、電流センサＸ１，Ｘ４，Ｘ６，Ｘ７が接続されており、計測装置４０は、電流センサＸ１，Ｘ４，Ｘ６，Ｘ７が計測した各電流値を定期的に取得する。

計測装置４０は、電流センサＸ１が計測した電流値に基づいて系統電源６１から受電した電力を計測し、売買電情報（買電情報、売電情報）を生成する。また、計測装置４０は、電流センサＸ４が計測した電流値に基づいて燃料電池６３の発電電力を計測し、発電情報（燃料電池）を生成する。また、計測装置４０は、電流センサＸ６が計測した電流値に基づいて一般負荷７０の消費電力を計測し、消費電力情報（一般負荷）を生成する。また、計測装置４０は、電流センサＸ７が計測した電流値に基づいて特定負荷８０の消費電力を計測し、消費電力情報（特定負荷）を生成する。

さらに、計測装置４０は、電力変換装置５０と通信することによって、蓄電池６２の情報（蓄電電力、放電電力、機器情報、エラー情報等）、太陽電池６４の情報（発電電力、機器情報、エラー情報等）、通電期間／停電期間の判断結果を示す停電情報を取得する。

計測装置４０は、上記各情報を情報テーブル４０１に格納する。図３は、計測装置４０が生成した情報テーブル４０１の一例である。

そして、計測装置４０は、売買電情報、消費電力情報（一般負荷）、消費電力情報（特定負荷）、蓄電池６２の情報、太陽電池６４の情報、停電情報、発電情報（燃料電池）を、エネルギー管理装置８１へ無線送信する。

エネルギー管理装置８１は、情報取得部８１ａと、電力制御部８１ｂと、表示データ生成部８１ｃと、機器制御部８１ｄとを備える（図１参照）。

エネルギー管理装置８１は、計測装置４０と無線通信可能に構成されている。そして、情報取得部８１ａは、売買電情報、消費電力情報（一般負荷）、消費電力情報（特定負荷）、蓄電池６２の情報、太陽電池６４の情報、停電情報、発電情報（燃料電池）を、計測装置４０から取得する。さらに、エネルギー管理装置８１は、燃料電池６３と無線通信可能に構成されており、情報取得部８１ａは、燃料電池６３の情報（貯湯タンク６３２の貯湯量および湯温、機器情報、エラー情報等）も取得する。エネルギー管理装置８１は、上記各情報を情報テーブル８１１に格納する。図４は、エネルギー管理装置８１が生成した情報テーブル８１１の一例である。さらに、エネルギー管理装置８１は、計測装置４０と無線通信することによって、計測装置４０経由で電力変換器５１と通信可能である。

そして、電力制御部８１ｂは、上記各情報に基づいて、電力変換器５１および燃料電池６３を制御して、蓄電池６２、燃料電池６３、太陽電池６４による各電力供給を制御する。

例えば、電力制御部８１ｂは、系統電源６１の通電期間であれば、系統電源６１、蓄電池６２、燃料電池６３、太陽電池６４の各電力を用いて、一般負荷７０、特定負荷８０へ電力供給を行う。また、電力制御部８１ｂは、通電期間であれば、系統電源６１、太陽電池６４の各電力を用いて、蓄電池６２を充電する。また、電力制御部８１ｂは、通電期間であれば、太陽電池６４の発電電力を用いて系統電源６１へ逆潮流させる電力量も制御する。図５は、系統電源６１の通電期間における交流電力の給電路の一例を示す。

また、電力制御部８１ｂは、系統電源６１の停電期間であれば、蓄電池６２、燃料電池６３、太陽電池６４の各電力を用いて、特定負荷８０へ電力供給を行う。また、電力制御部８１ｂは、停電期間であれば、太陽電池６４の電力を用いて蓄電池６２を充電する。図６は、系統電源６１の停電期間における交流電力の給電路の一例を示す。

そして、エネルギー管理装置８１および表示端末８２は、互いに無線通信可能に構成されている。表示データ生成部８１ｃは、表示端末８２からの要求に応じて、上記の各情報、電力変換器５１および燃料電池６３の各制御状態等を表示端末８２に表示させるための表示情報を生成し、表示端末８２へ送信する。表示端末８２は、受信した表示情報を画面に表示し、必要であれば音声通知も行う。表示端末８２は、モニタ画面およびスピーカ等を備えた専用端末、携帯電話、パーソナルコンピュータ等を用いる。

次に、本発明の要旨である、エネルギー管理装置８１による停電時の電力制御について、図７のフローチャートを用いて説明する。なお、停電時における特定負荷８０の消費電力を負荷電力Ｐ０、蓄電池６２の放電電力をＰ２、燃料電池６３の発電電力をＰ３、太陽電池６４の発電電力をＰ４、電力変換装置５０の制約出力をＰｓとする。

エネルギー管理装置８１の電力制御部８１ｂは、情報取得部８１ａが取得した停電情報に基づいて停電を検出すると、太陽電池６４の発電電力Ｐ４を用いた特定負荷８０への電力供給を開始する。そして、電力制御部８１ｂは、停電時の負荷電力Ｐ０と電力変換装置５０の制約出力Ｐｓとを比較する（Ｓ１）。負荷電力Ｐ０が制約出力Ｐｓ未満である場合、電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の発電電力Ｐ４と負荷電力Ｐ０とを比較する（Ｓ２）。太陽電池６４の発電電力Ｐ４が負荷電力Ｐ０を上回る場合、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３が発電中か否かを判定する（Ｓ３）。燃料電池６３が発電中であれば、電力制御部８１ｂは燃料電池６３へ発電停止指令を送信して、燃料電池６３の発電を停止させる（Ｓ４）。このとき、太陽電池６４の発電電力Ｐ４のみを用いて特定負荷８０へ電力供給される。すなわち、電力制御部８１ｂは、停電中に太陽電池６４の発電電力Ｐ４のみを用いて特定負荷８０へ電力供給可能である場合、燃料電池６３の発電を停止させ、太陽電池６４の発電電力Ｐ４のみを用いて特定負荷８０へ電力を供給する。

次に電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の発電電力Ｐ４を用いて蓄電池６２を充電している充電中であるか否かを判定する（Ｓ５）。太陽電池６４の余剰電力（太陽電池６４の発電電力Ｐ４のうち特定負荷８０で消費されない余剰電力）があれば、蓄電池６２はこの余剰電力を用いて充電可能となる。電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の余剰電力を用いた蓄電池６２の充電が既に実行されていれば、この蓄電池６２の充電を継続させる。電力制御部８１ｂは、蓄電池６２が充電中でない場合、電力変換装置５０へ充電開始指令を送信し、太陽電池６４の余剰電力を用いた蓄電池６２の充電を開始させる（Ｓ６）。

すなわち、電力制御部８１ｂは、停電中に太陽電池６４の発電電力Ｐ４のみを用いて特定負荷８０へ電力している場合、この太陽電池６４の余剰電力を用いて蓄電池６２を充電する。

そして、電力制御部８１ｂは、情報取得部８１ａが取得した停電情報に基づいて復電（通電状態）を検出したか否かを判断する（Ｓ７）。電力制御部８１ｂは、復電を検出しなければ、ステップＳ１に戻り、復電を検出すれば、停電時の電力制御を終了する。

上述のように、電力制御部８１ｂは、停電中に太陽電池６４の発電電力Ｐ４のみを用いて特定負荷８０へ電力供給可能である場合、燃料電池６３の発電を停止させ、太陽電池６４の発電電力Ｐ４のみを用いて特定負荷８０へ電力を供給する。さらに電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の余剰電力を用いて蓄電池６２を充電する。したがって、停電中における太陽電池６４の発電電力Ｐ４を有効に使用できる。さらに燃料電池６３の発電を停止させることによって、貯湯タンク６３２の蓄熱量（貯湯量、湯温）を抑えることができるので、太陽電池６４が発電できなくなる夜間等に燃料電池６３が発電可能な電力を十分に確保することができる。すなわち、停電中に太陽電池６４の発電電力のみを用いて特定負荷８０へ電力供給可能である場合に、燃料電池６３、太陽電池６４の各発電電力を有効に用いて、システム全体としての発電能力を効率的に利用することができる。また一般に、燃料電池６３を用いずに太陽電池６４を用いることで、発電コストを下げることができる。

また、ステップＳ２において、太陽電池６４の発電電力Ｐ４が負荷電力Ｐ０以下である場合、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電を実行させる（Ｓ８）。燃料電池６３が発電停止状態であれば、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３へ発電開始指令を送信し、燃料電池６３の発電を開始させる。燃料電池６３が発電中であれば、電力制御部８１ｂは燃料電池６３の発電を継続させる。

そして、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電電力Ｐ３が負荷電力Ｐ０以上であれば、燃料電池６３の発電電力Ｐ３のみを用いて特定負荷８０へ電力供給する。また、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電電力Ｐ３が負荷電力Ｐ０未満であれば、燃料電池６３の発電電力Ｐ３と、太陽電池６４の発電電力Ｐ４の少なくとも一部とを用いて、特定負荷８０へ電力供給する。このときの燃料電池６３の発電電力Ｐ３は、燃料電池６３が供給可能な全発電電力となる。

上述のように、太陽電池６４の発電電力Ｐ４が負荷電力Ｐ０以下である場合、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電電力Ｐ３を、太陽電池６４の発電電力Ｐ４より優先させて特定負荷８０へ供給する。すなわち、負荷電力Ｐ０は、燃料電池６３の発電電力Ｐ３で可能な限り賄われ、燃料電池６３の発電電力Ｐ３による不足電力（負荷電力Ｐ０と燃料電池６３の発電電力Ｐ３との差分［Ｐ０−Ｐ３］）を太陽電池６４の発電電力Ｐ４で補う。

次に、電力制御部８１ｂは、負荷電力Ｐ０を、燃料電池６３の発電電力Ｐ３と太陽電池６４の発電電力Ｐ４との和（総発電電力［Ｐ３＋Ｐ４］と称す）と比較する（Ｓ９）。負荷電力Ｐ０が総発電電力［Ｐ３＋Ｐ４］以下であれば、電力制御部８１ｂは、上述のステップＳ５以降の処理を行う。すなわち、電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の余剰電力があれば、この太陽電池６４の余剰電力を用いて蓄電池６２を充電する。したがって、太陽電池６４の発電電力Ｐ４が負荷電力Ｐ０以下である場合も、太陽電池６４の余剰電力を用いて蓄電池６２を充電するので、太陽電池６４の発電電力Ｐ４を有効に用いることができる。すなわち、太陽電池６４および燃料電池６３の各発電電力を用いて、蓄電池６２への充電を含むシステム全体の電力効率を向上させることができる。

例えば、システム構成上、燃料電池６３から蓄電池６２に充電することができない場合がある。そこで、太陽電池６４の発電電力Ｐ４が負荷電力Ｐ０以下である場合、燃料電池６３で特定負荷８０の消費電力をできるだけ賄い、太陽電池６４の余剰電力を蓄電池６２に充電することで、システム全体として電力を効率的に使用することが可能となる。また、夜間などのように太陽電池６４が発電できないときには、燃料電池６３で特定負荷８０の消費電力を賄うことができる。さらに貯湯タンク６３２の蓄熱量が満蓄状態になった場合でも、燃料電池６３は、貯湯タンク６３２に貯まったお湯を減らせば再度発電することが可能になる。

また、ステップＳ９において、負荷電力Ｐ０が総発電電力［Ｐ３＋Ｐ４］を上回っている場合、電力制御部８１ｂは、電力変換装置５０へ放電開始指令を送信し、蓄電池６２の放電制御を開始させる（Ｓ１０）。そして、電力制御部８１ｂは、負荷電力Ｐ０を、燃料電池６３および太陽電池６４による総発電電力［Ｐ３＋Ｐ４］と蓄電池６２の放電電力Ｐ２との和［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］（最大供給電力［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］と称す）と比較する（Ｓ１１）。

負荷電力Ｐ０が、最大供給電力［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］以下である場合、特定負荷８０の消費電力は、蓄電池６２の放電電力Ｐ２、燃料電池６３の発電電力Ｐ３、太陽電池６４の発電電力Ｐ４で賄われる。そして、電力制御部８１ｂは、情報取得部８１ａが取得した停電情報に基づいて復電（通電状態）を検出したか否かを判断する（Ｓ７）。電力制御部８１ｂは、復電を検出しなければ、ステップＳ１に戻り、復電を検出すれば、停電時の電力制御を終了する。

負荷電力Ｐ０が、最大供給電力［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］を上回っている場合、機器制御部８１ｄは、特定負荷８０の停止制御を行う（Ｓ１２）。この停止制御は、全ての特定負荷８０のうち、予め設定された優先順位が低い１乃至複数の特定負荷８０を停止させることによって、負荷電力Ｐ０を最大供給電力［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］以下にまで低減させる。停止させる特定負荷８０の台数は、負荷電力Ｐ０の低減量に応じて決定される。すなわち、負荷電力Ｐ０が最大供給電力［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］を上回る場合、機器制御部８１ｄが特定負荷８０の停止制御を行うことによって、負荷電力Ｐ０を最大供給電力［Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐ４］以下に低減させる。なお、機器制御部８１ｄは、特定負荷８０との間で有線通信または無線通信が可能であり、特定負荷８０の動作（電源オン・オフ、運転開始・停止等）を制御することができる。また、機器制御部８１ｄは、特定負荷８０だけでなく、一般負荷７０の動作も制御してもよい。

また、ステップＳ１において、負荷電力Ｐ０が制約出力Ｐｓ以上である場合、電力制御部８１ｂは、負荷電力Ｐ０から燃料電池Ｐ３の発電電力Ｐ３を引いた差分［Ｐ０−Ｐ３］を、制約出力Ｐｓと比較する（Ｓ１３）。

差分［Ｐ０−Ｐ３］が制約出力Ｐｓ未満である場合、ステップＳ８に移行して、電力制御部８１ｂは燃料電池６３の発電を実行させる。すなわち、電力制御部８１ｂは、電力変換装置５０の自立端子５７の出力（自立出力）が制約出力Ｐｓ未満となるように、燃料電池６３を発電させる。つまり、電力制御部８１ｂは、電力変換装置５０の自立出力が制約出力Ｐｓ（上限値）に達する場合、制約出力Ｐｓと燃料電池６３の発電電力Ｐ３との和［Ｐｓ＋Ｐ３］が負荷電力Ｐ０を上回るのであれば、燃料電池６３を発電させる。したがって、負荷電力Ｐ０が制約出力Ｐｓ以上である場合、燃料電池６３の発電電力を用いることによって、特定負荷８０への電力供給を安定させることができる。

また、差分［Ｐ０−Ｐ３］が制約出力Ｐｓ以上である場合、ステップＳ１２に移行して、機器制御部８１ｄが特定負荷８０の停止制御を行う。すなわち、電力変換装置５０の自立出力が制約出力Ｐｓに達する場合、機器制御部８１ｄが特定負荷８０の停止制御を行うことによって、電力変換装置５０の自立出力を制約出力Ｐｓ未満に低減させる。

また、上述のステップＳ８において、負荷電力Ｐ０は、燃料電池６３の発電電力Ｐ３で可能な限り賄われ、燃料電池６３の発電電力Ｐ３による不足電力を太陽電池６４の発電電力Ｐ４で補っている。そしてステップＳ８からステップＳ９を経たステップＳ５では、蓄電池６２が太陽電池６４の余剰電力を用いて充電される。そして、電力制御部８１ｂは、蓄電池６２が満充電状態になれば、以降のステップＳ８においては、負荷電力Ｐ０のうち太陽電池６４の発電電力Ｐ４の割合を増加させ、負荷電力Ｐ０のうち燃料電池６３の発電電力Ｐ３の割合を減少させることが好ましい。

この場合、停電中における太陽電池６４の発電電力Ｐ４を有効に使用できる。さらに燃料電池６３の発電電力Ｐ３を低減させることによって、貯湯タンク６３２の蓄熱量（貯湯量、湯温）を抑えることができるので、太陽電池６４が発電できなくなる夜間等に燃料電池６３が発電可能な電力を確保することができる。

また、燃料電池６３が発電することで貯湯タンク６３２の貯湯量が上限値（貯湯量閾値）を上回った場合、表示データ生成部８１ｃは、報知信号を生成して表示端末８２へ送信する。報知信号は、貯湯タンク６３２の湯を使用することを需要家に対して要求する画像情報、音声情報からなる。この場合、表示データ生成部８１ｃが、報知信号出力部に相当する。

表示端末８２は、報知信号の画像情報を画面に表示し、音声情報を通知することで、需要家に対して湯の積極使用を促す。この場合、表示端末８２によって、使用すべき湯量が報知されることが好ましい。そして、床暖房、融雪、風呂等に貯湯タンク６３２内の湯が使用されることによって、貯湯タンク６３２の貯湯量が減少する。

したがって、貯湯タンク６３２内の湯を排出することによって、以降に燃料電池６３が発電可能な電力量が増大し、燃料電池６３の発電電力を十分に確保することができる。

また、燃料電池６３は、貯湯タンク６３２の貯湯量と貯湯タンク６３２内の湯の温度とに基づいて、貯湯タンク６３２の蓄熱量を判断することが好ましい。この場合、貯湯タンク６３２の蓄熱量は貯湯量と湯温との両方を用いて導出され、この貯湯量と湯温との両方から決まる蓄熱量が満蓄状態になった場合に、発電ユニット６３１による発電が停止する。すなわち、燃料電池６３の発電ユニット６３１は、貯湯タンク６３２の貯湯量が満量でない場合、または貯湯タンク６３２の湯の温度が所定温度以下である場合に、発電可能となる。

上述のエネルギー管理装置８１は、太陽電池６４と、蓄電池６２と、燃料電池６３（コージェネレーション装置）とを用いた特定負荷８０（負荷）への電力供給を制御する電力制御部８１ｂを備える。

電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の発電電力が特定負荷８０の消費電力以下である場合、燃料電池６３の発電電力を特定負荷８０へ供給させる。そして、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電電力が特定負荷８０の消費電力未満であれば、特定負荷８０の消費電力と燃料電池６３の発電電力との差分を太陽電池６４の発電電力で補う。さらに電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の発電電力のうち特定負荷８０で消費されない余剰電力を用いて蓄電池６２を充電させる。

また、上述のエネルギー管理方法は、太陽電池６４と、蓄電池６２と、燃料電池６３（コージェネレーション装置）とを用いた特定負荷８０（負荷）への電力供給を制御する電力管理方法である。太陽電池６４の発電電力が特定負荷８０の消費電力以下である場合、燃料電池６３の発電電力を特定負荷８０へ供給させる。そして、電力制御部８１ｂは、燃料電池６３の発電電力が特定負荷８０の消費電力未満であれば、特定負荷８０の消費電力と燃料電池６３の発電電力との差分を太陽電池６４の発電電力で補う。さらに電力制御部８１ｂは、太陽電池６４の発電電力のうち特定負荷８０で消費されない余剰電力を用いて蓄電池６２を充電させる。

１０ 分電盤
２０ 自立分電盤
３０ 電源切替器
４０ 計測装置
５０ 電力変換装置
６１ 系統電源
６２ 蓄電池
６３ 燃料電池（コージェネレーション装置）
６４ 太陽電池
８１ エネルギー管理装置
８１ａ 情報取得部
８１ｂ 電力制御部
８１ｃ 表示データ生成部（報知信号出力部）
８１ｄ 機器制御部
８２ 表示端末

Claims (8)

1. 太陽電池と、蓄電池と、コージェネレーション装置とを用いた負荷への電力供給を制御する電力制御部を備え、
   前記電力制御部は、
   前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力以下である場合、前記コージェネレーション装置の発電電力を前記負荷へ供給させ、前記コージェネレーション装置の発電電力が前記負荷の消費電力未満であれば、前記負荷の消費電力と前記コージェネレーション装置の発電電力との差分を前記太陽電池の発電電力で補い、
   前記太陽電池の発電電力のうち前記負荷で消費されない余剰電力を用いて前記蓄電池を充電させる
   ことを特徴とするエネルギー管理装置。
2. 前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力を上回っている場合、前記太陽電池の発電電力のみを前記負荷へ供給させ、前記太陽電池の発電電力のうち前記負荷で消費されない余剰電力を用いて前記蓄電池を充電させることを特徴とする請求項１記載のエネルギー管理装置。
3. 前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力以下である場合、前記蓄電池が満充電状態になれば、前記負荷の消費電力のうち前記太陽電池の発電電力の割合を増加させ、前記負荷の消費電力のうち前記コージェネレーション装置の発電電力の割合を減少させることを特徴とする請求項１または２記載のエネルギー管理装置。
4. 前記コージェネレーション装置は、発電時に湯を生成して、この生成した湯を貯める貯湯タンクの蓄熱量が所定量以上になれば発電を停止することを特徴とする請求項１乃至３いずれか記載のエネルギー管理装置。
5. 前記貯湯タンクの前記蓄熱量が閾値を上回った場合に、前記貯湯タンクの湯を使用することを要求する報知信号を出力する報知信号出力部を備えることを特徴とする請求項４記載のエネルギー管理装置。
6. 前記電力制御部は、前記太陽電池の発電電力と前記蓄電池の発電電力とを交流電力に変換して前記負荷へ供給する電力変換装置の出力が上限値未満となるように、前記コージェネレーション装置の発電を制御することを特徴とする請求項１乃至５いずれか記載のエネルギー管理装置。
7. 前記電力制御部は、前記負荷の消費電力が、前記電力変換装置の出力の前記上限値以上となる場合、前記負荷の消費電力から前記コージェネレーション装置の発電電力を引いた差分が、前記電力変換装置の出力の前記上限値未満となるのであれば、前記コージェネレーション装置の発電を開始することを特徴とする請求項６記載のエネルギー管理装置。
8. 太陽電池と、蓄電池と、コージェネレーション装置とを用いた負荷への電力供給を制御する電力管理方法であって、
   前記太陽電池の発電電力が前記負荷の消費電力以下である場合、前記コージェネレーション装置の発電電力を前記負荷へ供給させ、前記コージェネレーション装置の発電電力が前記負荷の消費電力未満であれば、前記負荷の消費電力と前記コージェネレーション装置の発電電力との差分を前記太陽電池の発電電力で補い、
   前記太陽電池の発電電力のうち前記負荷で消費されない余剰電力を用いて前記蓄電池を充電させる
   ことを特徴とするエネルギー管理方法。

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