JP2019080413A

JP2019080413A - 電力管理装置および電力管理方法

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Publication number: JP2019080413A
Application number: JP2017204735A
Authority: JP
Inventors: 清俊田中; Kiyotoshi Tanaka
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2017-10-23
Filing date: 2017-10-23
Publication date: 2019-05-23

Abstract

【課題】蓄電池の容量を抑制しつつ電力系統から受電する電力を低減することができる電力管理装置を得ること。【解決手段】発電部１１により発電された電力、または、電力系統２から供給された電力を蓄電する蓄電池１５と、第１の時間帯において、電力系統２から供給される電力により蓄電池１５に充電する第１の制御を行い、第１の制御の後、負荷３に電力を供給するために蓄電池１５を放電する第２の制御を行い、発電部１１により発電された電力が負荷３で消費される電力を上回って余剰電力が発生した場合、当該余剰電力により蓄電池１５に充電する第３の制御を行い、第２の時間帯であって第３の制御の後、蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合、電力系統２から供給される電力により蓄電池１５に充電する第４の制御を行い、第３の制御または第４の制御の後、第２の制御を行う充放電部１４とを備える。【選択図】図１

Description

本発明は、電力の管理を行う電力管理装置および電力管理方法に関する。

近年、太陽光などの再生可能エネルギーを利用した発電装置と蓄電池とを備えた電力管理装置が知られている。電力管理装置は、発電装置で発電された直流電圧を、機器で使用できる交流電圧に変換するパワーコンディショナと、パワーコンディショナで変換された交流電圧が供給される分電盤とから構成されている。また、分電盤は、電気事業者により設置された電力系統から交流電圧が供給される。分電盤は、接続されている機器に交流電圧を供給する。

特許文献１では、予測発電量と予測負荷量とに基づいて、太陽光発電装置からの発電量の余剰電力量が少なくなるように機器の稼動スケジュールと、電力系統からの受電によって夜間に蓄える電力量とを算出し、機器の稼動制御と、蓄電装置の充電量制御とを行う負荷制御装置が開示されている。当該負荷制御装置では、予測発電量を天気予報に基づいて算出する。

特開２００７−２９５６８０号公報

ここで、特許文献１に記載の負荷制御装置は、翌日の天気予報が晴れの場合には、翌日の太陽光発電装置からの発電量が多いと予測し、夜間に蓄える電力量を少なくする。また、特許文献１に記載の負荷制御装置は、翌日の天気予報が曇りまたは雨の場合には、翌日の太陽光発電装置からの発電量が少ないと予測し、夜間に蓄える電力量を多くする。

しかしながら、特許文献１に記載の負荷制御装置では、天気予報が外れて、曇りまたは雨になった場合には、太陽光発電装置による発電量が少なく、かつ、蓄電池の充電量も予測した充電量より少ないため、とくに、ピーク負荷時において、太陽光発電装置および蓄電池から機器に供給される電力が不足する可能性がある。電力の不足を防ぐためには、電気事業者により設置された電力系統から受電する電力、すなわち、電気事業者から購入する電力を増加させる、または蓄電池の容量を増やす必要がある。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、蓄電池の容量を抑制しつつ電力系統から受電する電力を低減することができる電力管理装置および電力管理方法を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、再生可能エネルギーを用いて発電する発電部と、発電部により発電された電力、または、電力系統から供給された電力を蓄電する蓄電池と、第１の時間帯の電力の料金単価が第２の時間帯の電力の料金単価よりも安価に設定されている場合、第１の時間帯において、電力系統から供給される電力により蓄電池に充電する第１の制御を行い、第１の制御の後、負荷に電力を供給するために蓄電池を放電する第２の制御を行い、発電部により発電された電力が負荷で消費される電力を上回って余剰電力が発生した場合、当該余剰電力により蓄電池に充電する第３の制御を行い、第２の時間帯であって第３の制御の後、蓄電池が規定の充電量に達していない場合、電力系統から供給される電力により蓄電池に充電する第４の制御を行い、第３の制御または第４の制御の後、第２の制御を行う制御部とを備える。

本発明によれば、蓄電池の容量を抑制しつつ電力系統から受電する電力を低減することができるという効果を奏する。

本発明の実施の形態１にかかる電力管理装置の構成を示す図本発明の実施の形態１にかかる電力管理装置のパワーコンディショナおよび充放電部の構成を示す図本発明の実施の形態１において、快晴の日に発電部で発電される電力の変化などを示す図本発明の実施の形態１において、曇りの日に発電部で発電される電力の変化などを示す図本発明の実施の形態１において、雨の日に発電部で発電される電力の変化などを示す図本発明の実施の形態１における第２制御部の動作の流れについて説明するフローチャート本発明の実施の形態１にかかる電力管理装置による制御を行った場合の実施例と、当該制御を行わなかった場合の比較例とを示す図本発明の実施の形態２にかかる電力管理装置の構成を示す図本発明の実施の形態２にかかる電力管理装置のパワーコンディショナの構成を示す図

以下に、本発明の実施の形態にかかる電力管理装置および電力管理方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる電力管理装置１の構成を示す図である。電力管理装置１の発電部１１で発電された電力は、予め定められている契約に基づいて、電気事業者に買い取ってもらうことができる。

ここで、電力の買取制度について説明する。電力の買取制度には、固定価格買取制度（以下、ＦＩＴ（Ｆｅｅｄ−ｉｎＴａｒｉｆｆ）という）と、太陽光発電の余剰電力買取制度とがある。

ＦＩＴは、太陽光、風力、水力、地熱、バイオマスなどの再生可能エネルギーを用いて発電された電力を電気事業者に買い取らせる制度であり、２０１２年７月１日に開始された。電力の買取価格は、発電にかかる費用、設備利用率、発電事業者の利益などに基づいて算定される。近年は、発電にかかる費用が低減しており、電気事業者による電力の買取価格は、ユーザが電気事業者から購入する電力の価格よりも安くなっている。また、住宅用等に設置される１０ｋＷ未満の設備において、ＦＩＴにより定められている買取期間は、１０年である。

また、太陽光発電の余剰電力買取制度は、太陽光により発電された電力が、自宅等で消費される電力を上回った場合、当該上回った電力である余剰電力を電気事業者に買い取ってもらう制度である。

具体的には、太陽光発電の余剰電力買取制度において、電気事業者による買取価格は、１０年間固定で１ｋＷｈあたり４２円等である。固定の買取期間が終了した後は、電気事業者による買取価格は、電気事業者と発電事業者との契約で決まり、１ｋＷｈあたり１０円等が予想されている。

このようにして、ＦＩＴおよび太陽光発電の余剰電力買取制度が終了した場合、電気事業者による電力の買取価格は、低下することが予想される。

ここで、電気事業者に支払う電気料金Ｘは、（１）式に示すように、基本料金ａ１と、電気事業者から購入する電力に基づいて算出される電力量料金ａ２と、電気事業者に電力を売ったことにより得られる金額ａ３とに基づいて算出される。
Ｘ＝ａ１＋ａ２−ａ３・・・（１）

つまり、基本料金ａ１および電力量料金ａ２が変わらない場合、金額ａ３が低下すると、電気料金Ｘが増加することになる。

また、電力量料金ａ２は、（２）式に示すように、使用した電力量ｂ１に１ｋＷあたりの料金単価ｂ２を乗算して算出される。
ａ２＝ｂ１×ｂ２・・・（２）

ここで、料金単価ｂ２は、電気料金のプランによって異なる。電気料金のプランには、例えば、電力の料金単価が２４時間変わらずに一定である一定プラン、第１の時間帯の電力の料金単価が第２の時間帯の電力の料金単価よりも安価に設定されており、時間帯によって電力の料金単価が変動する変動プランなどがある。第１の時間帯とは、例えば、１時から７時までの時間帯である。また、第２の時間帯とは、例えば、７時から翌日の１時までの時間帯である。また、本発明の実施の形態１は、変動プランが選択された場合を想定して説明する。

本発明にかかる電力管理装置１は、ＦＩＴおよび太陽光発電の余剰電力買取制度のうち少なくとも一方が終了し、電気事業者に電力を売ったことにより得られる金額が低下しても、電気事業者から購入する電力に基づいて算出される電力量料金を抑制することにより、電気事業者に支払う電気料金を抑制することを目的にしている。以下に、電力管理装置１の具体的な構成と動作とについて説明する。

電力管理装置１は、太陽光などの再生可能エネルギーを用いて発電する発電部１１と、発電部１１で発電された直流電圧を交流電圧に変換するパワーコンディショナ１２と、電力を負荷３に供給する分電盤１３とを備える。電力管理装置１は、蓄電池１５の充電および放電を制御する充放電部１４と、電力を蓄電する蓄電池１５と、分電盤１３と電力系統２との間の受電点に配置され、受電点に流れる電流を計測するセンサ１６とを備える。受電点とは、電力系統２から電力を受電する地点をいう。受電点は、電気事業者とユーザの財産分界点になる。

発電部１１は、再生可能エネルギーの一例である太陽光を電力に変換する太陽電池と、太陽電池が接続されている接続箱とを備える。太陽電池は、複数の太陽電池モジュールから構成されており、太陽光を受光できるように、住宅の屋根等に設置される。

一個の太陽電池モジュールの仕様は、例えば、電力値が２５０Ｗであり、電圧値が２７．１Ｖであり、電流値が９．２５Ａである。太陽電池は、例えば、当該太陽電池モジュール１６個が８直列２並列の電気回路にて構成される。当該構成の場合、太陽電池の仕様は、電圧値が２１６．８Ｖであり、電流値が１８．５Ａであり、電力値が４ｋＷである。なお、太陽電池モジュールを８直列２並列に構成する電気回路は図示しない接続箱にて行われ、太陽電池で発電された電力をパワーコンディショナ１２に供給する。

パワーコンディショナ１２は、発電部１１で発電された直流電圧を電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換し、変換した交流電圧を分電盤１３に供給する。

ここで、パワーコンディショナ１２の具体的な構成と動作とについて説明する。図２は、パワーコンディショナ１２の構成を示す図である。

パワーコンディショナ１２は、発電部１１で発電された直流電圧を予め定められた直流電圧に変換するコンバータ１２１と、コンバータ１２１から供給された直流電圧を交流電圧に変換するインバータ１２２と、コンバータ１２１およびインバータ１２２を制御する第１制御部１２３とを備える。パワーコンディショナ１２は、コンバータ１２１と発電部１１との間に設置され、電力を計測するセンサ１２４と、インバータ１２２と分電盤１３との間に設置され、電力を計測するセンサ１２５と、インバータ１２２とセンサ１２５との間に設置され、閉状態と開状態とを切り替える連系リレー１２６とを備える。図２は、連系リレー１２６が閉状態になっている様子を示している。

センサ１２４は、発電部１１からコンバータ１２１に供給される電力を計測する。第１制御部１２３は、センサ１２４で計測された電力に基づいて、発電部１１から供給される直流電圧がインバータ１２２に適した直流電圧に変換されるようにコンバータ１２１を制御する。なお、インバータ１２２に適した直流電圧とは、インバータ１２２の定格電圧である。

センサ１２５は、インバータ１２２から分電盤１３に供給される電力を計測する。第１制御部１２３は、センサ１２５で計測された電力に基づいて、コンバータ１２１から供給される直流電圧が電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換されるようにインバータ１２２を制御する。

また、第１制御部１２３は、単独運転を防止する機能を有している。単独運転とは、事故などで電気事業者の発電設備から電力系統２が切り離されているときに、発電部１１から電力系統２に電力が供給されている状態の運転のことである。

以下に、連系リレー１２６の動作の制御について説明する。第１制御部１２３は、センサ１２５で計測される電流および電圧を監視し、電力系統２から供給されている電力に異常を検出した場合、連系リレー１２６を閉状態から開状態に切り替えるように制御する。異常を検出した場合とは、例えば、電力系統２から供給されている電力の周波数が予め定められている値よりも上昇または下降したことを検出した場合、過電圧または不足電圧を検出した場合、停電を検出した場合などである。

連系リレー１２６が閉状態となって発電部１１が電力系統２に接続されている状態は、並列と称される。連系リレー１２６が開状態となって発電部１１が電力系統２から切り離されている状態は、解列と称される。連系リレー１２６を閉状態から開状態に切り替えることにより、単独運転を防止することができる。

つぎに、分電盤１３の動作について説明する。分電盤１３は、パワーコンディショナ１２、充放電部１４、または、電力系統２から供給された電力を負荷３に供給する。なお、負荷３は、テレビ、冷蔵庫、エアコン等が該当する。

また、負荷３ごとに電力の供給元が決められていてもよい。負荷３は、例えば、負荷３ａ，３ｂ，３ｃにより構成されているものとする。なお、負荷３ａ，３ｂ，３ｃは、異なる種類の負荷であるとする。例えば、分電盤１３は、パワーコンディショナ１２または充放電部１４から供給される電力を負荷３ａと負荷３ｂとに供給し、電力系統２から供給される電力を負荷３ｃに供給する。

また、分電盤１３は、蓄電池１５を充電する場合には、パワーコンディショナ１２または電力系統２から供給された電力を充放電部１４に供給する。充放電部１４は、パワーコンディショナ１２または電力系統２から供給された電力で蓄電池１５を充電する。

また、パワーコンディショナ１２から供給される電力が負荷３で消費される電力を上回り、余剰電力が発生した場合、分電盤１３は、余剰電力を充放電部１４に供給し、または、余剰電力を電力系統２に逆潮流させる。充放電部１４は、余剰電力で蓄電池１５を充電する。なお、余剰電力が発生した場合の動作の詳細については、後述する。

ここで、充放電部１４の具体的な構成と動作とについて説明する。図２は、充放電部１４の構成を示す図である。

充放電部１４は、直流電圧を予め定められた直流電圧に変換する双方向コンバータ１４１と、双方向コンバータ１４１から供給された直流電圧を交流電圧に変換する、または、分電盤１３から供給された交流電圧を直流電圧に変換する蓄電池用インバータ１４２とを備える。充放電部１４は、第１の制御、第２の制御、第３の制御、および第４の制御により、蓄電池１５の充放電を制御する第２制御部１４３を備える。

第１の制御とは、第１の時間帯において、電力系統２から供給される電力により蓄電池１５に充電する制御である。第２の制御とは、第１の制御、後述する第３の制御、および後述する第４の制御の後、負荷３に電力を供給するために蓄電池１５を放電する制御である。第３の制御とは、発電部１１により発電された電力が負荷３で消費される電力を上回って余剰電力が発生した場合、当該余剰電力により蓄電池１５に充電する制御である。第４の制御とは、第２の時間帯であって第３の制御の後、蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合、電力系統２から供給される電力により蓄電池１５に充電する制御である。

また、第２制御部１４３は、第１の制御、第２の制御、および第４の制御において、電力系統２から受電する電力の閾値である受電電力設定値を超えないように蓄電池１５の充放電を制御する。

ここで、受電電力設定値について説明する。受電電力設定値は、負荷３により消費される３０分間の消費電力の平均値の最大値の予測値より小さい値であることが好ましい。詳細は、後述するが、基本料金の契約について、実量契約を前提にした場合、年間の受電電力の最大値より小さい値を受電電力設定値として設定することにより、基本料金を抑制することができる。

実量契約とは、過去一年間のピーク電力に基づいて基本料金が決定される契約をいう。ピーク電力とは、３０分ごとの電気使用量のうち、月間で最も大きい値を２倍したものである。なお、３０分ごとの電気使用量は、例えば、３０分間の電気使用量の平均値により算出される。つまり、受電電力設定値を超えないように電力系統２から電力を受電することにより、基本料金の実量契約におけるピーク電力を受電電力設定値の２倍にすることができる。このように、ピーク電力を抑制することによって基本料金を抑制することができる。

充放電部１４は、情報の設定を行う設定部１４４と、設定部１４４で設定された設定情報を記憶する記憶部１４５と、蓄電池１５と双方向コンバータ１４１との間に設置され、電力を計測するセンサ１４６と、蓄電池用インバータ１４２と分電盤１３との間に設置され、電力を計測するセンサ１４７とを備える。充放電部１４は、蓄電池用インバータ１４２とセンサ１４７との間に設置され、閉状態と開状態とを切り替える連系リレー１４８と、外部に報知する報知部１４９とを備える。図２は、連系リレー１４８が閉状態になっている様子を示している。

設定部１４４は、例えば、情報を表示するディスプレイと、ユーザにより操作されるスイッチ部とを備える。ユーザは、ディスプレイに表示されている情報を確認しながらスイッチ部を操作して、設定情報を入力する。また、設定部１４４は、例えば、複数のスイッチ群から構成されるディップスイッチで構成されてもよい。当該構成の場合、ユーザは、ディップスイッチを操作することにより設定情報を入力する。また、設定部１４４は、例えば、通信機能を有するデバイスで構成されてもよい。当該構成の場合、設定部１４４は、通信機能を有するデバイスに接続されるパーソナルコンピュータなどの外部装置から送信されてきた設定情報を受け付ける。

設定情報には、受電電力設定値、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻、および、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻などが含まれている。なお、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻とは、第１時間帯において電力系統２から供給される電力により蓄電池１５に充電を始める時刻である。第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻とは、第２時間帯において電力系統２から供給される電力により蓄電池１５に追加で充電を始める時刻である。

ここで、蓄電池１５の放電の動作について説明する。センサ１４６は、蓄電池１５から双方向コンバータ１４１に供給される電力を計測する。第２制御部１４３は、センサ１４６で計測された電力に基づいて、蓄電池１５から放電される直流電圧が蓄電池用インバータ１４２に適した直流電圧に変換されるように双方向コンバータ１４１を制御する。蓄電池用インバータ１４２に適した直流電圧とは、蓄電池用インバータ１４２の定格電圧である。

センサ１４７は、蓄電池用インバータ１４２から分電盤１３に供給される電力を計測する。第２制御部１４３は、センサ１４７で計測された電力に基づいて、双方向コンバータ１４１から供給される直流電圧が電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換されるように蓄電池用インバータ１４２を制御する。

また、第２制御部１４３は、単独運転を防止する機能を有している。第２制御部１４３は、センサ１４７により計測される電流および電圧を監視し、電力系統２から供給されている電力に異常を検出した場合、連系リレー１４８を閉状態から開状態に切り替えるように制御する。異常を検出した場合とは、例えば、電力系統２から供給されている電力の周波数が予め定められている値よりも上昇または下降したことを検出した場合、過電圧または不足電圧を検出した場合、停電を検出した場合などである。連系リレー１４８を閉状態から開状態に切り替えることにより、単独運転を防止することができる。

つぎに、蓄電池１５の充電の動作について説明する。センサ１４７は、分電盤１３から蓄電池用インバータ１４２に供給される電力を計測する。第２制御部１４３は、センサ１４７により計測された電力に基づいて、分電盤１３から供給される交流電圧が双方向コンバータ１４１に適した直流電圧に変換されるように蓄電池用インバータ１４２を制御する。なお、双方向コンバータ１４１に適した直流電圧とは、双方向コンバータ１４１の定格電圧である。

センサ１４６は、双方向コンバータ１４１から蓄電池１５に供給される電力を計測する。第２制御部１４３は、センサ１４６により計測された電力に基づいて、蓄電池用インバータ１４２から供給される直流電圧が蓄電池１５に適した直流電圧に変換されるように双方向コンバータ１４１を制御する。蓄電池１５に適した直流電圧とは、蓄電池１５の定格電圧である。なお、蓄電池用インバータ１４２が、蓄電池１５に適した直流電圧を供給できれば、双方向コンバータ１４１を省略できる。

つぎに、蓄電池１５の構成について説明する。蓄電池１５は、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、または、鉛蓄電池などの二次電池である。蓄電池１５は、複数のセルから構成されている。一つのセルの電圧値は、例えば、１．２Ｖから３．８Ｖである。また、蓄電池１５の容量は、任意に決定されるが、詳細は後述する。

ここで、電力管理装置１の動作について、図３、図４および図５を用いて説明する。図３、図４および図５の横軸は、時間を示す。また、図３、図４および図５の縦軸は、負荷３で消費される電力、パワーコンディショナ１２から供給される電力、蓄電池１５から放電される電力、蓄電池１５に充電する電力、受電点の電力などを「ｋＷ」で示す。なお、受電点の電力は、正のときは、電力系統２から電力が流入する場合を示し、負のときは、電力系統２へ逆潮流する場合を示す。

なお、記憶部１４５に記憶されている設定情報において、受電電力設定値は、２．４ｋＷであり、第１時間帯は、１時から７時とし、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻は、１時とし、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻は、１４時３０分とする。蓄電池１５の容量は、１．５ｋＷｈとする。発電部１１を構成する太陽電池から出力される電力値は、４ｋＷとする。また、太陽電池は、受光面が太陽光を直角に受けられる角度に設置することが好ましい。本発明の実施の形態１は、太陽電池は、例えば、真南に２２度の角度で設置することにするが、当該例に限られない。

図３は、快晴の日に発電部１１が発電する電力の変化などを示す図である。図３中の「Ｐ」は、受電電力設定値を示す。図３中の「Ｔ０」は、第１時間帯を示す。図３中の「Ａ」は、負荷３で消費される電力の変化を示す波形である。以下では、当該波形は、消費電力波形Ａという。消費電力波形Ａは、４時に負荷３で消費される電力が少なくなり、また、６時から８時の時間帯および１８時から２１時３０分の時間帯に負荷３で消費される電力が多くなることを示している。つまり、一日に２度のピーク負荷時が存在する。ピーク負荷時とは、負荷３で消費される電力が多く、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超過する時間をいう。なお、図３には、消費電力波形Ａの一例を示しており、負荷３の使用状況などにより様々な形がある。

また、図３中の「Ｂ」は、発電部１１で発電された電力の変化を示す波形である。以下では、当該波形は、発電電力波形Ｂという。発電電力波形Ｂは、６時から１２時にかけて発電量が増加し、１２時の発電量が一日のうちで最も多くなり、１２時から１８時にかけて発電量が減少することを示している。なお、図３に示す発電電力波形Ｂは、ある年の４月１日から４月３０日までの快晴の日において発電部１１により発電された電力を時間ごとに平均化したものである。

図３中の「Ｃ」は、第２制御部１４３による制御が行われていないときの電力の変化を示す波形である。以下では、当該波形は、第１電力波形Ｃという。第１電力波形Ｃは、消費電力波形Ａから発電電力波形Ｂを減算したときの波形である。

第１電力波形Ｃは、６時から８時の時間帯および１８時から２１時３０分の時間帯において、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超過しており、９時３０分から１５時までの時間帯では、余剰電力が電力系統２に逆潮流されることを示している。

図３中の「Ｄ」は、第２制御部１４３により受電電力設定値Ｐに基づいて蓄電池１５の充電および放電を制御したときの電力の変化を示す波形である。以下では、当該波形は、第２電力波形Ｄという。

図３中の「Ｅ１」は、蓄電池１５に充電される電力量を示している。以下では、当該電力量は、深夜充電電力量Ｅ１という。第２制御部１４３は、１時から２時の時間帯Ｔ１において、第１の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、１時から２時の時間帯Ｔ１において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。具体的には、深夜充電電力量Ｅ１が蓄電池１５に充電される。なお、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないようにするとは、瞬時の電力が受電電力設定値Ｐを超えないようにする必要はなく、３０分の平均値が受電電力設定値Ｐを超えないようにすればよい。

図３中の「Ｅ２」は、蓄電池１５から放電される電力量を示している。以下では、当該電力量は、朝放電電力量Ｅ２という。第２制御部１４３は、ピーク負荷時である６時から８時の時間帯Ｔ２において、第２の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、ピーク負荷時である６時から８時の時間帯Ｔ２において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、蓄電池１５を放電させる。具体的には、朝放電電力量Ｅ２が蓄電池１５から放電される。

なお、本実施の形態では、後述する第３の制御において、余剰電力で蓄電池１５を充電するため、余剰電力が発生する前に蓄電池１５を放電する必要がある。このため、第２の制御では、蓄電池１５を放電する必要があるが、放電の制御は、上述の制御に限定されない。すなわち、第２の制御は、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないようにする制御に限定されない。例えば、第２制御部１４３は、第２の制御において、第３の制御が行われる前に、一定期間一定量を蓄電池１５から放電させてもよい。

図３中の「Ｅ３」は、蓄電池１５に充電される電力量を示している。以下では、当該電力量は、余剰電力充電電力量Ｅ３という。第２制御部１４３は、９時３０分から１１時の時間帯Ｔ３において、第３の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、９時３０分から１１時の時間帯Ｔ３において、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、余剰電力で蓄電池１５を充電させる。具体的には、余剰電力充電電力量Ｅ３が蓄電池１５に充電される。なお、９時３０分から１１時の時間帯Ｔ３は、一例であり、蓄電池１５を規定の充電量にするのに必要な時間が設定される。既定の充電量とは、例えば、蓄電池１５の充電容量の９０パーセント以上の充電量である。

また、１１時から１５時の時間帯に生じた余剰電力は、電力系統２に逆潮流される。なお、余剰電力は、発電部１１で発電された電力が負荷３で消費される電力を上回ったときに発生する。蓄電池１５は、規定の充電量になるように制御される。よって、蓄電池１５への充電は、一日に複数回行われる場合もある。

図３中の「Ｅ５」は、蓄電池１５から放電される電力量を示している。以下では、当該電力量は、夜放電電力量Ｅ５という。第２制御部１４３は、ピーク負荷時である１８時から２１時３０分の時間帯Ｔ５において、第２の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、ピーク負荷時である１８時から２１時３０分の時間帯Ｔ５において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、蓄電池１５を放電させる。具体的には、夜放電電力量Ｅ５が蓄電池１５から放電される。

図４は、曇りの日に発電部１１が発電する電力の変化などを示す図である。曇りの日は、快晴の日に比べて、発電部１１が発電する電力が少なく、余剰電力の発生が少ない。なお、図４中の「Ｐ」、「Ｔ０」、「Ａ」、「Ｂ」、「Ｃ」、「Ｄ」、「Ｅ１」、「Ｅ２」、「Ｅ３」、「Ｅ５」は、上述した図３と同様であり、説明を省略する。また、発電電力波形Ｂは、９時から１０時３０分にかけて発電量が増加し、１０時３０分の発電量が一日のうちで最も多くなり、１０時３０分から１８時にかけて発電量が減少することを示している。また、第１電力波形Ｃは、６時から８時の時間帯と、１８時から２１時３０分の時間帯において、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超過しており、１０時３０分から１１時３０分までの時間帯では、余剰電力が電力系統２に逆潮流することを示している。

第２制御部１４３は、１時から２時の時間帯Ｔ１において、第１の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、１時から２時の時間帯Ｔ１において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。具体的には、深夜充電電力量Ｅ１が蓄電池１５に充電される。

第２制御部１４３は、ピーク負荷時である６時から８時の時間帯Ｔ２において、第２の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、ピーク負荷時である６時から８時の時間帯Ｔ２において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えたときに、蓄電池１５を放電させる。具体的には、朝放電電力量Ｅ２が蓄電池１５から放電される。

第２制御部１４３は、１０時３０分から１１時３０分の時間帯Ｔ３において、第３の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、１０時３０分から１１時３０分の時間帯Ｔ３において、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、余剰電力で蓄電池１５を充電させる。具体的には、余剰電力充電電力量Ｅ３が蓄電池１５に充電される。

図４中の「Ｅ４」は、蓄電池１５に充電される電力量を示している。以下では、当該電力量は、昼追加充電電力量Ｅ４という。第２制御部１４３は、１４時３０分から１５時３０分の時間帯Ｔ４において、第４の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、１４時３０分から１５時３０分の時間帯Ｔ４において、センサ１６により計測される電流を監視し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。具体的には、昼追加充電電力量Ｅ４が蓄電池１５に充電される。なお、上述した時間帯Ｔ４は一例であり、時間帯Ｔ４は、蓄電池１５を規定の充電量にするのに必要な時間が設定される。

第２制御部１４３は、ピーク負荷時である１８時から２１時３０分の時間帯Ｔ５において、第２の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、ピーク負荷時である１８時から２１時３０分の時間帯Ｔ５において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えたときに、蓄電池１５を放電させる。具体的には、夜放電電力量Ｅ５が蓄電池１５から放電される。

図５は、雨の日に発電部１１が発電する電力の変化などを示す図である。雨の日は、快晴の日または曇りの日に比べて、発電部１１が発電する電力が少なく、余剰電力の発生が少ない。なお、図５中の「Ｐ」、「Ｔ０」、「Ａ」、「Ｂ」、「Ｃ」、「Ｄ」、「Ｅ１」、「Ｅ２」、「Ｅ５」は、上述した図３と同様であり、また、図５中の「Ｅ４」は、上述した図４と同様であるので詳細な説明を省略する。また、発電電力波形Ｂは、一日を通して発電量が少ないことを示している。第１電力波形Ｃは、６時から８時３０分の時間帯と、１８時から２１時３０分の時間帯において、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超過していることを示している。

第２制御部１４３は、ピーク負荷時である６時から８時３０分の時間帯Ｔ２において、第２の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、ピーク負荷時である６時から８時３０分の時間帯Ｔ２において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えたときに、蓄電池１５を放電させる。具体的には、朝放電電力量Ｅ２が蓄電池１５から放電される。

第２制御部１４３は、１４時３０分から１６時３０分の時間帯Ｔ４において、第４の制御を行う。すなわち、第２制御部１４３は、１４時３０分から１６時３０分の時間帯Ｔ４において、センサ１６により計測される電流を監視し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。具体的には、昼追加充電電力量Ｅ４が蓄電池１５に充電される。

ここで、第２制御部１４３による蓄電池１５の充電および放電を制御する動作の流れについて、図６に示すフローチャートを用いて説明する。

ステップＳ１において、設定部１４４は、設定情報を受け付ける。記憶部１４５は、設定部１４４により受け付けた設定情報を記憶する。

設定情報とは、例えば、受電電力設定値と、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻と、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻とである。第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻は、例えば、１時である。第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻は、例えば、１４時３０分である。

ステップＳ２において、第２制御部１４３は、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻が到来した場合、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えないように、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。

例えば、第２制御部１４３は、第１時間帯において、センサ１６により計測される電流を監視し、負荷３に供給される電力と蓄電池１５の充電に必要となる電力との合計が、受電電力設定値Ｐを超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。以下では、ステップＳ２の工程を「深夜充電ステップ」という。

また、第２制御部１４３は、蓄電池１５が規定の充電量に達した場合、現在の時刻が第１時間帯に含まれていても充電を停止する。

第２制御部１４３は、深夜充電ステップにより蓄電池１５を充電した場合、充電の開始から終了するまでに要した充電時間および充電量などの情報を生成し、生成した情報を記憶部１４５に記憶する。

ステップＳ３において、第２制御部１４３は、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えたときに、蓄電池１５を放電させる。蓄電池１５から放電された電力は、分電盤１３を介して負荷３に供給される。

例えば、第２制御部１４３は、負荷３で消費される電力が大きくなる朝の時間帯において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値Ｐを超えたときに、蓄電池１５を放電させる。以下では、ステップＳ３の工程を「朝放電ステップ」という。

また、第２制御部１４３は、朝放電ステップにより蓄電池１５を放電した場合、放電の開始から終了までに要した放電時間および放電量などの情報を生成し、生成した情報を記憶部１４５に記憶する。

また、第２制御部１４３は、センサ１６により計測される電流を監視し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超過する場合、朝放電ステップを実行せず、報知部１４９に報知させる構成でもよい。

報知部１４９は、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超過することを音で出力するスピーカ、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超過することを文字情報などで表示するディスプレイなどで構成される。当該構成によれば、ユーザは、報知部１４９の報知によって、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超過することを知ることができる。

また、記憶部１４５は、停止する負荷３が列挙されている停止リスト情報、または停止する負荷３の順番が列挙されている停止順番リスト情報を記憶する構成でもよい。例えば、停止順番リスト情報には、重要度の低い負荷３から順番に列挙されていてもよい。

当該構成の場合、第２制御部１４３は、センサ１６により計測される電流を監視し、記憶部１４５に記憶されている停止リスト情報または停止順番リスト情報に基づいて、対象となる負荷３の駆動を停止させる。

具体的には、第２制御部１４３は、停止リスト情報を利用する場合には、停止リスト情報に列挙されているすべての負荷３の駆動を停止させる。また、第２制御部１４３は、停止順番リスト情報を利用する場合には、停止順番リスト情報に列挙されている順番に負荷３の駆動を停止させる。

よって、第２制御部１４３は、停止順番リスト情報を利用する場合には、停止リスト情報を利用する場合に比べて、停止させる負荷３の数を抑制することができる。

ステップＳ４において、第２制御部１４３は、発電部１１で発電された電力が負荷３で消費される電力を上回って余剰電力が発生した場合、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、当該余剰電力で蓄電池１５に充電させる。

例えば、第２制御部１４３は、太陽光の日射が強い時間帯において、パワーコンディショナ１２から供給される交流電力が負荷３に供給される電力を上回って余剰電力が発生した場合に、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、余剰電力で蓄電池１５を充電させる。以下では、ステップＳ４の工程を「余剰電力充電ステップ」という。

また、第２制御部１４３は、余剰電力充電ステップにより蓄電池１５を充電した場合、充電を開始してから終了するまでに要した時間および充電量などの情報を生成し、生成した情報を記憶部１４５に記憶する。

ステップＳ５において、第２制御部１４３は、蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合には、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻以降に、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５に充電させる。蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合とは、余剰電力の発生量が少なく、余剰電力によって蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合である。これは、雨または曇りのように太陽光の日射が弱く、余剰電力が少ないため、蓄電池１５が規定の充電量に達しない場合が考えられる。また、蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合とは、余剰電力が発生せず、蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合である。これは、発電部１１で発電された電力が負荷３で消費される電力を上回らずに余剰電力が発生せず、蓄電池１５が規定の充電量に達しない場合が考えられる。

例えば、第２制御部１４３は、センサ１６により計測される電流を監視し、負荷３に供給される電力と蓄電池１５の充電に必要となる電力との合計からパワーコンディショナ１２から供給される電力を減じた電力が、受電電力設定値を超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。以下では、ステップＳ５の工程を「昼追加充電ステップ」という。

また、第２制御部１４３は、昼追加充電ステップにより蓄電池１５を充電した場合、充電の開始から終了までに要した充電時間および充電量などの情報を生成し、生成した情報を記憶部１４５に記憶する。

なお、第２制御部１４３は、蓄電池１５が規定の充電量に達している場合には、昼追加充電ステップをスキップし、ステップＳ６に進む。

ステップＳ６において、第２制御部１４３は、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えたときに、蓄電池１５を放電させる。蓄電池１５から放電された電力は、分電盤１３を介して負荷３に供給される。

例えば、第２制御部１４３は、負荷３で消費される電力が大きくなる夜の時間帯において、センサ１６により計測される電流を監視し、蓄電池用インバータ１４２と双方向コンバータ１４１とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えたときに、蓄電池１５を放電させる。以下では、ステップＳ６の工程を「夜放電ステップ」という。

また、第２制御部１４３は、夜放電ステップにより蓄電池１５を放電した場合、放電の開始から終了までに要した放電時間および放電量などの情報を生成し、生成した情報を記憶部１４５に記憶する。

第２制御部１４３は、夜放電ステップが終了した場合、深夜充電ステップに戻り、深夜充電ステップから夜放電ステップまでを繰り返す。

このようにして、電力管理装置１は、深夜充電ステップ、余剰電力充電ステップまたは昼追加充電ステップにおいて、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えないように蓄電池１５を規定の充電量になるまで充電させ、朝放電ステップおよび夜放電ステップにおいて、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えたときに蓄電池１５を放電させる。

つまり、電力管理装置１は、負荷３で消費される電力が増加する前に蓄電池１５を規定の充電量になるまで充電させ、また、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えたときに蓄電池１５を放電させるので、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えた状態が継続しないため、電気事業者に支払う電気料金を抑制することができる。

ここで、蓄電池１５の容量が決定される手順について説明する。蓄電池１５の容量は、第２の制御により蓄電池１５から放電される電力量を予測し、当該予測される電力量に基づいて決定される。例えば、蓄電池１５の容量は、朝放電ステップにおける朝放電電力量Ｅ２と、夜放電ステップにおける夜放電電力量Ｅ５との多い方の容量に基づいて決定される。

本発明の実施の形態１は、蓄電池１５のサイズを小さくして、蓄電池１５の省スペース化を図り、電力管理装置１を安価に提供するために、蓄電池１５の容量は少ないほうが好ましい。

朝放電電力量Ｅ２は、図５に示すように、雨の日が最も多く、約０．７ｋＷｈである。また、夜放電電力量Ｅ５は、天気による差はなく、約０．８ｋＷｈである。したがって、本発明の実施の形態１において、蓄電池１５の容量は、夜放電電力量Ｅ５に基づいて決定される。

また、蓄電池１５の容量ｃ１は、（３）式に示すように、蓄電池１５から放電される電力量である夜放電電力量Ｅ５と、充放電効率（η）と、放電深度（ＤＯＤ（ＤｅｐｔｈＯｆＤｉｓｃｈａｒｇｅ））とに基づいて決定される。
ｃ１＝Ｅ５÷η÷ＤＯＤ（Ｗｈ）・・・（３）

充放電効率（η）は、蓄電池１５の種類および性能と、双方向コンバータ１４１および蓄電池用インバータ１４２の電力変換効率にて決定される。具体的には、充放電効率（η）は、充電電力量と放電電力量の比率で表される。放電深度（ＤＯＤ）は、定格容量に対する放電量の比により蓄電池１５の放電状態を表す数値であり、ＪＩＳＤ０１１４に定義されている。

ここで、充放電効率（η）を「０．８５」とし、放電深度（ＤＯＤ）を「０．７」とすると、蓄電池１５の容量ｃ１は、（４）式のように算出される。なお、夜放電電力量Ｅ５は、上述したように、約０．８ｋＷｈである。
ｃ１＝０．８÷０．８５÷０．７≒１．３４４（ｋＷｈ）・・・（４）

よって、本発明の実施の形態１の場合には、蓄電池１５の容量は、１．３４４ｋＷｈに決定される。なお、蓄電池１５の経年劣化、蓄電池１５の信頼性なども考慮して、蓄電池１５の容量は余裕をもって、例えば、１．５ｋＷｈなどに決定されてもよい。

また、上述した充放電効率（η）の値および放電深度（ＤＯＤ）の値は、一例であって、蓄電池１５の種類および性能などにより決定される。

ここで、受電電力設定値、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻、および第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻の設定について説明する。受電電力設定値は、電気料金を抑制しつつ、蓄電池１５の容量を小さくするために、適した値に設定されることが好ましい。また、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻と、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻とについても、電気料金を抑制できる時刻に設定されることが好ましい。

例えば、受電電力設定値が当該適した値よりも低く設定された場合には、電力系統２から供給される電力が少なくなるので、電気料金を抑制することができるが、蓄電池１５から放電される電力量である朝放電電力量Ｅ２および夜放電電力量Ｅ５が多くなるため、容量の大きな蓄電池１５が必要となる。

一方、受電電力設定値が当該適した値よりも高く設定された場合には、蓄電池１５から放電される朝放電電力量Ｅ２および夜放電電力量Ｅ５が少なくなるため、蓄電池１５の容量は小さいものでよいが、電力系統２から供給される電力が多くなり、電気料金の抑制が困難になる。

しかしながら、電力管理装置１を設置した時点では、過去の情報がないため、受電電力設定値、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻、および第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻を適した値に設定することが困難である。

そこで、設定部１４４は、予め定めた期間における蓄電池１５の充電および放電の結果に基づいて、受電電力設定値と、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻と、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻とを再設定する構成が考えられる。予め定めた期間とは、再設定を実行する期間であり、例えば、半年間または１年間などである。

上述したように、記憶部１４５には、深夜充電ステップにより蓄電池１５に充電したときの充電時間および充電量などの情報、朝放電ステップにより蓄電池１５を放電したときの放電時間および放電量などの情報、余剰電力充電ステップにより蓄電池１５を充電したときの充電時間および充電量などの情報、昼追加充電ステップにより蓄電池１５を充電したときの充電時間および充電量などの情報、夜放電ステップにより蓄電池１５を放電したときの放電時間および放電量などの情報が記憶されている。

設定部１４４は、例えば、予め定めた期間における各ステップの情報を記憶部１４５から読み出し、読み出した情報を表示部または外部端末装置に出力する。ユーザは、表示部または外部端末装置に表示されている各ステップによる情報を閲覧して、受電電力設定値と、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻と、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻とを適した値に再設定する。

つぎに、本発明の実施の形態１を適用した場合に予想される電気料金と、本発明の実施の形態１を適用しない場合に予想される電気料金とについて、図７を用いて説明する。本発明の実施の形態１にかかる蓄電池１５の充電および放電の制御を行った場合を実施例１に示す。また、本発明の実施の形態１にかかる蓄電池１５の充電および放電の制御を行わなかった場合を比較例１および比較例２に示す。なお、比較例１における電気事業者との契約条件は、実施例１と同じである。また、比較例２における電気事業者との契約条件は、実施例１と異なる。実施例１、比較例１および比較例２では、蓄電池１５の容量を１．５ｋＷｈとした。

図７は、実施例１、比較例１および比較例２におけるそれぞれの昼間消費電力量、夜間消費電力量、発電電力量、昼間購入電力量、夜間購入電力量、売電電力量、昼間購入電力量料金、夜間購入電力量料金、購入電力量料金合計、売電電力量料金、基本料金、電気料金を示す。

ここで、実施例１および比較例１における電気事業者との契約条件は、以下を想定する。
・料金プラン：時間帯別低圧契約
・基本料金：実量契約（４５０円／ｋＷ）
・電力量料金昼間（７時から翌日の１時まで）：２５円３３銭／ｋＷｈ
夜間（１時から７時まで）：１７円４６銭／ｋＷｈ
・太陽光発電による余剰電力の電気事業者による購入額：１０円／ｋＷｈ

料金プランにおける時間帯別低圧契約とは、受電する時間により料金単価が異なる契約をいう。時間帯別低圧契約において、一般に深夜の料金単価は、昼間の電力量の料金単価に比べて安価である。

実施例１のピーク電力は、５ｋＷとする。また、比較例１のピーク電力は、６ｋＷとする。実施例１および比較例１の１ｋＷあたりの料金単価は、４５０円とする。また、実施例１の受電電力設定値は、２．４ｋＷであり、ピーク電力である５ｋＷの１／２よりも小さい値である。

太陽光発電による余剰電力の購入額は、太陽光発電の余剰電力買取制度による買取期間が終了した後の購入額を想定している。

また、比較例２における電気事業者との契約条件は、以下を想定する。
・料金プラン：従量電灯契約
・基本料金：サービスブレーカまたは主開閉器契約（２８０円８０銭／１０Ａ）
・電力量料金月４００ｋＷｈまで：２３円４０銭／ｋＷｈ
月４００ｋＷｈ超：３０円０２銭／ｋＷｈ
・太陽光発電による余剰電力の電気事業者による購入額：１０円／ｋＷｈ

料金プランにおける従量電灯契約とは、毎月の電気料金が電気の使用量によって決定される契約である。

基本料金におけるサービスブレーカまたは主開閉器契約とは、ユーザの申し出により利用可能な電流値を申告する契約である。サービスブレーカまたは主開閉器契約において、契約した電流値を超えた場合には、ブレーカ等が開放されて電力の供給が停止される。比較例２において、サービスブレーカまたは主開閉器契約における契約電流は、６０Ａとする。

比較例２のひと月あたりの基本料金は、２８０円８０銭／１０Ａにより計算する。太陽光発電による余剰電力の購入額は、実施例１と同様に、太陽光発電の余剰電力買取制度による買取期間が終了した後の購入額を想定している。

なお、負荷３で消費される電力は、日ごとに変わり、また、季節によっても変わるものであり、一定ではない。実施例１、比較例１および比較例２において、説明を簡略化するため、負荷３で消費される電力は、１年間変化しないものとし、図３、図４および図５に示す消費電力波形Ａに基づいて試算したものである。

ここで、図７に示す各項目について説明する。昼間消費電力量とは、７時から翌日の１時の間に負荷３で消費される１年間の電力量である。夜間消費電力量とは、１時から７時の間に負荷３で消費される１年間の電力量である。実施例１および比較例１において、契約条件により昼間と夜間において電力量料金が異なるため、１年間の昼間消費電力量は、「１４，２０６ｋＷｈ」とし、１年間の夜間消費電力量は、「３，８０７ｋＷｈ」とした。また、比較例２において、昼間と夜間において電力量料金が異ならないため、１年間の消費電力量は、「１８，０１３ｋＷｈ」とした。

発電電力量とは、発電部１１で発電される電力量である。実施例１、比較例１および比較例２の１年間の発電電力量は、それぞれ「４，４８４ｋＷｈ」とした。実施例１において、発電電力量「４，４８４ｋＷｈ」のうち、「１，０３０ｋＷｈ」を電気事業者に売電し、「３，４５４ｋＷｈ」を負荷３で消費するものとした。また、比較例１および比較例２において、発電電力量「４，４８４ｋＷｈ」のうち、「１，３１３ｋＷｈ」を電気事業者に売電し、「３，１７１ｋＷｈ」を負荷３で消費するものとした。

昼間購入電力量とは、７時から翌日の１時の間に電気事業者から購入する電力量である。夜間購入電力量とは、１時から７時の間に電気事業者から購入する電力量である。実施例１の１年間の昼間購入電力量は、「１０，５４７ｋＷｈ」とした。また、実施例１の１年間の夜間購入電力量は、負荷３で消費される電力量と蓄電池１５に充電するための電力量との合計で「４，０１７ｋＷｈ」とした。

また、比較例１の１年間の昼間購入電力量は、昼間消費電力量「１４，２０６ｋＷｈ」から発電部１１で発電された電力量のうち、負荷３で消費される電力量「３，１７１ｋＷｈ」を減算することにより、「１１，０３５ｋＷｈ」である。また、比較例１の１年間の夜間購入電力量は、夜間消費電力量「３，８０７ｋＷｈ」と同じである。

また、比較例２の１年間の購入電力量は、比較例１と同じで、昼間購入電力量「１１，０３５ｋＷｈ」と夜間購入電力量「３，８０７ｋＷｈ」を加算することにより、「１４，８４２ｋＷｈ」である。

売電電力量とは、発電部１１で発電される電力量のうち、電気事業者に売電する電力量である。実施例１の１年間の売電電力量は、上述したように、「１，０３０ｋＷｈ」である。比較例１および比較例２の１年間の売電電力量は、上述したように、「１，３１３ｋＷｈ」である。

昼間購入電力量料金とは、７時から翌日の１時の間に使用した電力量に基づいて請求される電力量料金である。夜間購入電力量料金とは、１時から７時の間に使用した電力量に基づいて請求される電力量料金である。

実施例１の１年間の昼間購入電力量料金は、昼間購入電力量「１０，５４７ｋＷｈ」に昼間の電力量料金「２５円３３銭」を乗算することにより、約「２６７，１５６円」である。実施例１の１年間の夜間購入電力量料金は、夜間購入電力量「４，０１７ｋＷｈ」に夜間の電力量料金「１７円４６銭」を乗算することにより、約「７０，１３７円」である。

比較例１の１年間の昼間購入電力量料金は、昼間購入電力量「１１，０３５ｋＷｈ」に昼間の電力量料金「２５円３３銭」を乗算することにより、約「２７９，５１７円」である。比較例１の１年間の夜間購入電力量料金は、夜間購入電力量「３，８０７ｋＷｈ」に夜間の電力量料金「１７円４６銭」を乗算することにより、約「６６，４７０円」である。

比較例２において、月に４００ｋＷｈまでの電気料金は、「２３円４０銭／ｋＷｈ」により算出する。当該条件により算出される料金を昼間購入電力量料金とする。比較例２のひと月分の昼間購入電力量料金は、「４００ｋＷｈ」に「２３円４０銭／ｋＷｈ」を乗算することにより、「９，３６０円」である。よって、比較例２の１年間の昼間購入電力量料金は、「９，３６０円×１２か月＝１１２，３２０円」である。

また、比較例２において、月に４００ｋＷｈを超える電気料金は、「３０円０２銭／ｋＷｈ」により算出する。当該条件により算出される料金を夜間購入電力量料金とする。比較例２の１年間の夜間購入電力量料金は、購入電力量「１４，８４２ｋＷｈ」から「４８００ｋＷｈ」を減算し、減算した電力量「１０，０４２ｋＷｈ」に「３０円０２銭／ｋＷｈ」を乗算することにより、約「３０１，４６１円」である。

購入電力量料金合計とは、昼間購入電力量料金と夜間購入電力量料金との合計である。実施例１の１年間の購入電力量料金合計は、昼間購入電力量料金「２６７，１５６円」と夜間購入電力量料金「７０，１３７円」との合計により、「３３７，２９３円」である。

比較例１の１年間の購入電力量料金合計は、昼間購入電力量料金「２７９，５１７円」と夜間購入電力量料金「６６，４７０円」との合計により、「３４５，９８７円」である。

比較例２の１年間の購入電力量料金合計は、昼間購入電力量料金「１１２，３２０円」と夜間購入電力量料金「３０１，４６１円」との合計により、「４１３，７８１円」である。

売電電力量料金とは、電気事業者に売電する電力量の料金である。実施例１の１年間の売電電力量料金は、売電する電力量「１，０３０ｋＷｈ」に太陽光発電による余剰電力の購入額「１０円／ｋＷｈ」を乗算することにより、「１０，３００円」である。比較例１および比較例２の１年間の売電電力量料金は、売電する電力量「１，３１３ｋＷｈ」に太陽光発電による余剰電力の購入額「１０円／ｋＷｈ」を乗算することにより、「１３，１３０円」である。

基本料金は、契約によって算出される料金である。実施例１および比較例１において、基本料金は、実量契約によって算出される。１ｋＷあたりの単価は、４５０円である。実施例１のひと月の基本料金は、１ｋＷあたりの単価「４５０円」にピーク電力「５ｋＷ」を乗算することにより、「２，２５０円」である。よって、実施例１の１年間の基本料金は、「２，２５０円×１２か月＝２７，０００円」である。

また、比較例１において、ピーク電力は、６ｋＷとする。比較例１のひと月の基本料金は、１ｋＷあたりの単価「４５０円」にピーク電力「６ｋＷ」を乗算することにより、「２，７００円」である。よって、比較例１の１年間の基本料金は、「２，７００円×１２か月＝３２，４００円」である。

比較例２において、基本料金は、サービスブレーカまたは主開閉器契約により算出する。１０Ａあたりの単価は、２８０円８０銭である。比較例２のひと月の基本料金は、１０Ａあたりの単価「２８０円８０銭」に「６Ａ」を乗算することにより、「１，６８４．８円」である。よって、比較例２の１年間の基本料金は、「１，６８４．８円×１２か月＝２０，２１８円」である。

実施例１の１年間の電気料金は、基本料金「２７，０００円」と購入電力量料金合計「３３７，２９３円」とを加算して、売電電力量料金「１０，３００円」を減算することにより、「３５３，９９３円」である。

比較例１の１年間の電気料金は、基本料金「３２，４００円」と購入電力量料金合計「３４５，９８７円」とを加算して、売電電力量料金「１３，１３０円」を減算することにより、「３６５，２５７円」である。

比較例２の１年間の電気料金は、基本料金「２０，２１８円」と購入電力量料金合計「４１３，７８１円」とを加算して、売電電力量料金「１３，１３０円」を減算することにより、「４２０，８６９円」である。

ここで、実施例１と比較例１とを対比する。１年間の売電電力量料金は、比較例１の方が実施例１よりも「２，８３０円」高い。一方、１年間の基本料金は、実施例１の方が比較例１よりも「５，４００円」安い。また、１年間の購入電力量料金合計は、実施例１の方が比較例１よりも「８，６９４円」安い。１年間の電気料金は、実施例１の方が比較例１よりも「１１，２６４円」安い。

つぎに、実施例１と比較例２とを対比する。１年間の売電電力量料金は、比較例２の方が実施例１よりも「２，８３０円」高い。また、１年間の基本料金は、比較例２の方が実施例１よりも「６，７８２円」安い。一方、１年間の購入電力量料金合計は、実施例１の方が比較例２よりも「７６，４８８円」安い。１年間の電気料金は、実施例２の方が比較例１よりも「６６，８７６円」安い。

よって、本発明の実施の形態１にかかる実施例１は、比較例１および比較例２に比べて、電気料金を抑制することができる。

実施の形態２．
実施の形態１において、蓄電池１５の充電および放電を制御する充放電部１４を備える電力管理装置１の構成および動作について説明したが、実施の形態２は、充放電部１４の機能を備えたパワーコンディショナ２１によって蓄電池１５の充電および放電を制御する電力管理装置４の構成と動作について説明する。以下では、実施の形態１にかかる電力管理装置１の構成と同一の構成には同一の符号を付し、説明を省略する。

図８は、本発明の実施の形態２にかかる電力管理装置４の構成を示す図である。電力管理装置４は、太陽光などの再生可能エネルギーに基づいて電力を発電する発電部１１と、電力を負荷３に供給する分電盤１３と、電力を蓄える蓄電池１５と、分電盤１３と電力系統２との間の受電点に配置され、受電点に流れる電流を計測するセンサ１６とを備える。電力管理装置４は、発電部１１で発電された直流電圧を電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換し、変換した交流電圧を分電盤１３に供給し、また、蓄電池１５の充電および放電を制御するパワーコンディショナ２１を備える。

ここで、パワーコンディショナ２１の具体的な構成と動作とについて説明する。図９は、パワーコンディショナ２１の構成を示す図である。

パワーコンディショナ２１は、発電部１１で発電された直流電圧を予め定められた直流電圧に変換するコンバータ１２１と、直流電圧を交流電圧に変換し、また、交流電圧を直流電圧に変換するインバータ１５１とを備える。パワーコンディショナ２１は、コンバータ１２１と発電部１１との間に設置され、電力を計測するセンサ１２４と、インバータ１５１と分電盤１３との間に設置され、電力を計測するセンサ１２５と、インバータ１５１とセンサ１２５との間に設置され、閉状態と開状態とを切り替える連系リレー１２６とを備える。パワーコンディショナ２１は、設定を行う設定部１４４と、設定部１４４により設定された設定情報を記憶する記憶部１４５と、蓄電池１５と双方向コンバータ１５３との間に設置され、電力を計測するセンサ１４６と、外部に報知する報知部１４９と、コンバータ１２１およびインバータ１５１を制御する第３制御部１５２と、直流電圧を予め定められた直流電圧に変換する双方向コンバータ１５３とを備える。

ここで、インバータ１５１の動作について説明する。インバータ１５１は、実施の形態１にかかる電力管理装置１のインバータ１２２および蓄電池用インバータ１４２の動作を行う。

インバータ１５１は、コンバータ１２１から供給された直流電圧を交流電圧に変換し、変換した交流電圧を分電盤１３に供給する。インバータ１５１は、双方向コンバータ１５３から供給された直流電圧を交流電圧に変換し、変換した交流電圧を分電盤１３に供給する。また、インバータ１５１は、分電盤１３から供給された交流電圧を直流電圧に変換し、変換した直流電圧を双方向コンバータ１５３に供給する。

つぎに、第３制御部１５２の動作について説明する。第３制御部１５２は、実施の形態１にかかる電力管理装置１の第１制御部１２３および第２制御部１４３の動作を行う。

第３制御部１５２は、センサ１２４により計測された電力に基づいて、発電部１１から供給される直流電圧がインバータ１５１に適した直流電圧に変換されるようにコンバータ１２１を制御する。なお、インバータ１５１に適した直流電圧とは、インバータ１５１の定格電圧である。

第３制御部１５２は、センサ１２５により計測された電力に基づいて、コンバータ１２１から供給される直流電圧が電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換されるようにインバータ１５１を制御する。

また、第３制御部１５２は、単独運転を防止する機能を有している。第３制御部１５２は、センサ１２５により計測される電流および電圧を監視し、電力系統２から供給されている電力に異常を検出した場合、連系リレー１２６を閉状態から開状態に切り替えるように制御する。異常を検出した場合とは、例えば、電力系統２から供給されている電力の周波数が予め定められている値よりも上昇または下降したことを検出した場合、過電圧または不足電圧を検出した場合、停電を検出した場合などである。

また、第３制御部１５２は、第１の制御、第２の制御、第３の制御、および第４の制御により、蓄電池１５の充放電を制御する。

蓄電池１５の放電の動作について説明する。第３制御部１５２は、センサ１４６により計測された電力に基づいて、蓄電池１５から放電される直流電圧がインバータ１５１に適した直流電圧に変換されるように双方向コンバータ１５３を制御する。インバータ１５１に適した直流電圧とは、インバータ１５１の定格電圧である。

また、第３制御部１５２は、センサ１２５により計測された電力に基づいて、双方向コンバータ１５３から供給される直流電圧が電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換されるようにインバータ１５１を制御する。

つぎに、蓄電池１５の充電の動作について説明する。第３制御部１５２は、センサ１２５により計測された電力に基づいて、分電盤１３から供給される交流電圧が双方向コンバータ１５３に適した直流電圧に変換されるようにインバータ１５１を制御する。なお、双方向コンバータ１５３に適した直流電圧とは、双方向コンバータ１５３の定格電圧である。

第３制御部１５２は、センサ１４６により計測された電力に基づいて、インバータ１５１から供給される直流電圧が蓄電池１５に適した直流電圧に変換されるように双方向コンバータ１５３を制御する。蓄電池１５に適した直流電圧とは、蓄電池１５の定格電圧である。なお、インバータ１５１が、蓄電池１５に適した直流電圧を供給できれば、双方向コンバータ１５３を省略できる。

ここで、電力管理装置４による深夜充電ステップ、朝放電ステップ、余剰電力充電ステップ、昼追加充電ステップ、および、夜放電ステップの動作について説明する。

深夜充電ステップにおいて、第３制御部１５２は、第１時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻が到来した場合、インバータ１５１と双方向コンバータ１５３とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。

具体的には、インバータ１５１は、電力系統２から供給される交流電圧を直流電圧に変換し、変換した直流電圧を双方向コンバータ１５３に供給する。双方向コンバータ１５３は、インバータ１５１から供給された直流電圧を蓄電池１５の充電に適した直流電圧に変換し、変換した直流電圧で蓄電池１５を充電する。

朝放電ステップにおいて、第３制御部１５２は、負荷３で消費される電力が大きくなる朝の時間帯において、インバータ１５１と双方向コンバータ１５３とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えないように、蓄電池１５を放電させる。

具体的には、双方向コンバータ１５３は、蓄電池１５から放電される直流電圧をインバータ１５１に適した直流電圧に変換し、変換した直流電圧をインバータ１５１に供給する。インバータ１５１は、双方向コンバータ１５３から供給された直流電圧を電力系統２から供給される交流電圧と同じ電圧および周波数に変換し、変換した交流電圧を分電盤１３に供給する。分電盤１３は、インバータ１５１から供給された交流電圧を負荷３に供給する。

余剰電力充電ステップにおいて、第３制御部１５２は、太陽光の日射が強い時間帯に、パワーコンディショナ２１から供給される交流電力が負荷３に供給する電力を上回って余剰電力が発生した場合に、コンバータ１２１と双方向コンバータ１５３とを制御し、余剰電力で蓄電池１５を充電させる。

具体的には、コンバータ１２１は、発電部１１で発電された直流電圧を双方向コンバータ１５３に適した直流電圧に変換し、変換した直流電圧を双方向コンバータ１５３に供給する。双方向コンバータ１５３は、コンバータ１２１から供給された直流電圧を蓄電池１５の充電に適した直流電圧に変換し、変換した直流電圧で蓄電池１５を充電する。

よって、電力管理装置４は、電力管理装置１のように発電部１１で発電された直流電圧をインバータ１２２によって交流電圧に変換しないため、電力管理装置１に比べて、電力変換効率が向上する効果がある。

昼追加充電ステップにおいて、第３制御部１５２は、第２時間帯において蓄電池１５に充電を始める時刻が到来した場合であって、蓄電池１５が規定の充電量に達していない場合、インバータ１５１と双方向コンバータ１５３とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えないように、電力系統２から供給される電力で蓄電池１５を充電させる。

夜放電ステップにおいて、第３制御部１５２は、負荷３で消費される電力が大きくなる夜の時間帯において、インバータ１５１と双方向コンバータ１５３とを制御し、電力系統２から供給される電力が受電電力設定値を超えないように、蓄電池１５を放電させる。

また、電力管理装置１，４は、図３、図４、および図５に示すように、負荷３の消費電力のピーク負荷時が一日に２度存在する場合において、第１の制御、第２の制御、第３の制御、および第４の制御を行うことにより、電気料金を抑制する効果を発揮する。

なお、実施の形態１および実施の形態２において、太陽光を用いて発電された電力を利用する例を示したが、太陽光発電に限らず、風力、水力、地熱、バイオマスなどを用いて発電された電力を利用してもよい。

また、電力管理装置１，４は、住宅、店舗、事業所などに適用することができる。なお、大規模な工場などにおいて、発電設備の規模、および、蓄電池の容量が住宅などに比べて大きくなるが、電力管理装置１，４を適用することができる。

以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１，４電力管理装置、２電力系統、３，３ａ，３ｂ，３ｃ負荷、１１発電部、１２，２１パワーコンディショナ、１３分電盤、１４充放電部、１５蓄電池、１６，１２４，１２５，１４６，１４７センサ、１２１コンバータ、１２２，１５１インバータ、１２３第１制御部、１２６，１４８連系リレー、１４１，１５３双方向コンバータ、１４２蓄電池用インバータ、１４３第２制御部、１４４設定部、１４５記憶部、１４９報知部、１５２第３制御部。

Claims

再生可能エネルギーを用いて発電する発電部と、
前記発電部により発電された電力、または、電力系統から供給された電力を蓄電する蓄電池と、
第１の時間帯の電力の料金単価が第２の時間帯の電力の料金単価よりも安価に設定されている場合、前記第１の時間帯において、前記電力系統から供給される電力により前記蓄電池に充電する第１の制御を行い、前記第１の制御の後、負荷に電力を供給するために前記蓄電池を放電する第２の制御を行い、前記発電部により発電された電力が前記負荷で消費される電力を上回って余剰電力が発生した場合、当該余剰電力により前記蓄電池に充電する第３の制御を行い、前記第２の時間帯であって前記第３の制御の後、前記蓄電池が規定の充電量に達していない場合、前記電力系統から供給される電力により前記蓄電池に充電する第４の制御を行い、前記第３の制御または前記第４の制御の後、前記第２の制御を行う制御部とを備えることを特徴とする電力管理装置。
前記制御部は、前記第１の制御、前記第２の制御、および前記第４の制御において、前記電力系統から受電する電力の閾値である受電電力設定値を超えないように前記蓄電池の充放電を制御することを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
前記受電電力設定値、前記第１の時間帯において前記蓄電池に充電を始める時刻、および、前記第２の時間帯において前記蓄電池に充電を始める時刻を設定する設定部を備えることを特徴とする請求項２に記載の電力管理装置。
前記受電電力設定値は、前記負荷により消費される消費電力の最大値の予測値よりも小さい値であることを特徴とする請求項３に記載の電力管理装置。
前記蓄電池の容量は、前記第２の制御により前記蓄電池から放電される電力量を予測し、予測される電力量に基づいて決定されることを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
前記蓄電池の容量は、前記予測される電力量と、前記蓄電池の充電電力量と放電電力量との比率で表される充放電効率と、定格容量に対する放電量の比により前記蓄電池の放電状態を表す放電深度とに基づいて決定されることを特徴とする請求項５に記載の電力管理装置。
前記制御部は、前記発電部により発電された直流電圧を交流電圧に変換するパワーコンディショナに内蔵されることを特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
再生可能エネルギーを用いて発電する発電工程と、
第１の時間帯の電力の料金単価が第２の時間帯の電力の料金単価よりも安価に設定されている場合、前記第１の時間帯において、電力系統から供給される電力により蓄電池に充電する第１の制御を行い、前記第１の制御の後、負荷に電力を供給するために前記蓄電池を放電する第２の制御を行い、前記発電工程により発電された電力が前記負荷で消費される電力を上回って余剰電力が発生した場合、当該余剰電力により前記蓄電池に充電する第３の制御を行い、前記第２の時間帯であって前記第３の制御の後、前記蓄電池が規定の充電量に達していない場合、前記電力系統から供給される電力により前記蓄電池に充電する第４の制御を行い、前記第３の制御または前記第４の制御の後、前記第２の制御を行う制御工程とを含むことを特徴とする電力管理方法。