JP2020022339A - 電力管理システム、電力管理装置及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】ベースラインを基準として需要電力を削減するようにされたデマンドレスポンスのもとで、需要家施設が備える発電装置による電力変動にかかわらず、適切に需要電力の削減が図られるようにする。【解決手段】デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部を備えて電力管理システムを構成する。【選択図】図５

Description

本発明は、電力管理システム、電力管理装置及びプログラムに関する。

要請された需要電力の削減に応じて需要家施設における需要電力量が削減されるように電力制御を行うことが知られている。この場合において、削減された需要電力量は、事前に定めたベースラインに基づいて判定される。このようなベースラインの算出に用いる電力データの欠損によるベースラインの誤差を抑制するために、欠損された電力を補完してベースラインを算出する技術が知られている（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１８−６１３１４号公報

需要家施設が太陽電池等の再生可能エネルギー対応の発電装置を備える場合、需要家施設における発電量は天候等に応じて変動する。この場合、例えば需要家施設の受電点にて測定される需要家の電力は、需要家施設における需要電力と発電装置の発電電力との合成となるため、発電電力に伴って大きく変動する。このように発電電力の影響を受けた需要家の電力に基づいて算出したベースラインでは、適切な需要電力削減の結果を得られない可能性がある。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、ベースラインを基準として需要電力を削減するようにされたデマンドレスポンスのもとで、需要家施設が備える発電装置による電力変動にかかわらず、適切に需要電力の削減が図られるようにすることを目的とする。

上述した課題を解決するための本発明の一態様は、デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部を備える電力管理システムである。

本発明の一態様は、デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部を備える電力管理装置である。

本発明の一態様は、コンピュータを、デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部として機能させるためのプログラムである。

本発明によれば、ベースラインを基準として需要電力を削減するようにされたデマンドレスポンスのもとで、需要家施設が備える発電装置による電力変動にかかわらず、適切に需要電力の削減が図られるという効果が得られる。

本実施形態における電力管理システムの全体構成例を示す図である。 本実施形態における需要家施設が備える電気設備の一例を示す図である。 本実施形態における電力管理装置の構成例を示す図である。 受電点電力、実需要電力、及び発電電力の関係を示す図である。 本実施形態の電力管理装置の構成例を示す図である。 本実施形態において、蓄電池の充電に考慮したデマンドレスポンス制御の例を示す図である。 本実施形態において、蓄電池の充電に考慮したデマンドレスポンス制御の例を示す図である。 本実施形態において、需要家施設が備える電気設備の一例を示す図である。

＜実施形態＞
［電力管理システムの構成例］
図１は、本発明の実施形態における電力管理システムの全体構成例を示している。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲における複数の需要家に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設における電力を一括して管理するものである。このような電力管理システムは、例えば需要家施設単位で管理するＨＥＭＳ（Home Energy Management System）と、ＨＥＭＳを統合して管理するＴＥＭＳ（Town Energy Management System）、ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などといわれるものに対応する。

本実施形態の電力管理システムは、図１において電力管理地域１として示す一定範囲の地域における複数の需要家施設１０ごとに備えられる電気設備を対象として電力管理を行う。
需要家施設１０は、例えば、住宅、商業施設、あるいは産業施設などに該当する。また、電力管理地域１が、例えば１つまたは複数の集合住宅に対応し、需要家施設１０のそれぞれが集合住宅における各戸であるような態様でもよい。

同図に示す電力管理地域１における複数の需要家施設１０においては、再生可能エネルギーに対応する発電装置である太陽電池を備える需要家施設１０が含まれる。また、電力管理地域１における複数の需要家施設１０においては、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設１０が含まれる。
このような需要家施設１０のうちには、太陽電池と蓄電池の両者を備える需要家施設１０が有ってもよいし、太陽電池と蓄電池のいずれか一方を備える需要家施設１０が有ってもよい。
なお、需要家施設１０においては、太陽電池に加えて、あるいは太陽電池に代えて、例えば風力、地熱等の他の再生可能エネルギーに対応して発電を行う発電装置が備えられてもよい。また、需要家施設１０においては、再生可能エネルギーに対応して発電を行う発電装置に加えて、例えばガス等を使用して電力を生成する燃料電池などをはじめとする他の発電装置が備えられていてもよい。
ただし、以降においては、説明を簡単にすることの便宜上、需要家施設１０に備えられる発電装置が太陽電池である場合を例に挙げる。

電力管理地域１における各需要家施設１０には、共通の配電線３と接続されることで、商用電源２が分岐して供給される。各需要家施設１０は、配電線３から供給される電力を負荷に供給することができる。これにより、負荷としての各種の電気設備（機器）が稼働される。
また、太陽電池を備える需要家施設１０は、太陽電池の発電電力を配電線３に出力（逆潮流）させることができる。
また、蓄電池を備える需要家施設１０においては、配電線３から電力供給を受けて蓄電池に蓄電（充電）させることができる。また、蓄電池と太陽電池を備える需要家施設１０においては、太陽電池の発電電力を蓄電池に充電させることができる。

また、需要家施設の位置は、電力管理システムが管理する構成となっていれば、同様に管理されている他の需要家施設と同一地域に限定されなくともよい。例えば、同一の電力管内であれば、需要家施設が離散していてもよい。また、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設として登録され、ネットワーク３００を利用して管理する情報の送受信が行うことができれば、異なる地域（例えば、北海道、本州、九州、四国などの各地域）において登録された複数の需要家施設の集合体でもよい。この場合、共通の配電線３は、需要家施設１０の各々に接続される地域における電源線の集合体となる。

また、本実施形態の電力管理システムにおいては、電力管理装置２００が備えられる。
電力管理装置２００は、電力管理地域１に属する各需要家施設１０における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、同図における電力管理装置２００は、ネットワーク３００を介して需要家施設１０の各々と相互通信可能なように接続される。これにより、電力管理装置２００は、各需要家施設１０における電気設備を制御することができる。

また、同図においては、電力管理地域１の受電点ＰＴが示されている。電力管理地域１の受電点ＰＴからは、各需要家施設１０に配電線３が分岐される。

［需要家施設における電気設備例］
次に、図２を参照して、１つの需要家施設１０が備える電気設備の一例について説明する。
同図に示す需要家施設１０は、電気設備として、太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４、分電盤１０５、負荷１０６、施設別制御部１０７、及びスマートメータ１０８を備えている。

太陽電池１０１は、再生可能エネルギーを利用する発電装置の１つであり、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換する。太陽電池１０１は、例えば需要家施設１０の屋根などのように太陽光を効率的に受けられる場所に設置されることで、太陽光を電力に変換する。
パワーコンディショナ１０２（電力制御装置の一例）は、太陽電池１０１により発電される電力を制御して出力する。この際、パワーコンディショナ１０２は、太陽電池１０１から出力される直流の電力を交流に変換する。

蓄電池１０３は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する。この蓄電池１０３には、例えばリチウムイオン電池などを採用することができる。

インバータ１０４は、蓄電池１０３ごとに対応して備えられるもので、蓄電池１０３に充電するための電力の交流直流変換または蓄電池１０３から放電により出力される電力の直流交流変換を行う。つまり、インバータ１０４は、蓄電池１０３が入出力する電力の双方向変換を行う。
具体的に、蓄電池１０３に対する充電時には、商用電源２またはパワーコンディショナ１０２から分電盤１０５を介して充電のための交流の電力がインバータ１０４に供給される。インバータ１０４は、このように供給される交流の電力を直流に変換し、蓄電池１０３に供給する。
また、蓄電池１０３の放電時には、蓄電池１０３から直流の電力が出力される。インバータ１０４は、このように蓄電池１０３から出力される直流の電力を交流に変換して分電盤１０５に供給する。
また、分電盤１０５は、同じ需要家施設１０において、商用電源２を負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１０５は、同じ需要家施設１０において、太陽電池１０１により発電された電力（発電電力）をパワーコンディショナ１０２から負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１０５は、同じ需要家施設１０において、商用電源２と太陽電池１０１の一方または両方から供給される電力をインバータ１０４経由で蓄電池１０３に充電するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１０５は、同じ需要家施設１０において、蓄電池１０３から放電により出力させた電力を、インバータ１０４経由で負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。
さらに、分電盤１０５は、太陽電池１０１による発電電力を、例えば配電線３を経由して、他の需要家施設１０における蓄電池に対して供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１０５は、蓄電池１０３の放電により出力される電力を、他の需要家施設１０における負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。
なお、同図では、太陽電池１０１に対応するパワーコンディショナ１０２と、蓄電池１０３に対応するインバータ１０４とをそれぞれ設けた例が示されている。しかしながら、例えば需要家施設１０において、パワーコンディショナ１０２とインバータ１０４との機能が一体化された構成を有してもよい。

負荷１０６は、需要家施設１０において自己が動作するために電力を消費する機器や設備などを一括して示したものである。

施設別制御部１０７は、需要家施設１０における電気設備（太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４、分電盤１０５、負荷１０６、及びスマートメータ１０８の全てまたは一部）における電力の入出力量（やりとり量）を取得する。また、施設別制御部１０７は、需要家施設１０における電気設備の少なくとも一部の動作を制御する。

スマートメータ１０８は、通信機能を有する電力計測装置である。本実施形態においては、スマートメータ１０８における電力の測定点が、対応の需要施設１０の受電点である場合を例に挙げる。即ち、スマートメータ１０８は、需要家施設１０における受電点電力を測定することができる。同図では、スマートメータ１０８は、施設別制御部１０７と通信可能に接続されていることで、施設別制御部１０７に対して、電力計測に関する情報等を出力することができる。施設別制御部１０７は、スマートメータ１０８から受信した情報を、例えばネットワーク３００経由で、電力管理装置２００（図１）に送信することができる。

先に図１に示した電力管理装置２００は、電力管理地域１に属する需要家施設１０全体における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、電力管理装置２００は、需要家施設１０における施設別制御部１０７の各々と、ネットワーク３００経由で相互通信可能なように接続される。これにより、施設別制御部１０７は、電力管理装置２００の制御に応じて自己の管理下にある電気設備を制御することができる。

なお、例えば施設別制御部１０７を省略して、電力管理装置２００が各需要家施設１０における蓄電池１０３などの電気設備を直接制御するようにしてもよい。しかし、本実施形態のように、電力管理装置２００と施設別制御部１０７を備えた構成とすることで、電力管理地域１全体と、需要家施設１０とで制御を階層化することにより、電力管理装置２００の制御の複雑化を回避することができる。

また、前述のように、電力管理地域１内の需要家施設１０のうちの一部において、例えば太陽光発電システム（太陽電池１０１及びパワーコンディショナ１０２）や、蓄電池システム（蓄電池１０３及びインバータ１０４）を備えないものがあってもよい。

本実施形態の電力管理地域１ではネガワット取引のもとで需要電力量削減（デマンドレスポンス）に対応する制御（デマンドレスポンス制御）が行われる。即ち、電力管理地域１において、電力管理装置２００は、例えば電力会社（小売電気事業者、送配電事業者）からアグリゲーターを介してのデマンドレスポンス要請に応じて、電力管理地域１における需要電力を抑制する制御を実行する。ここでの需要電力とは、電力管理地域１全体としてみた場合の買電電力（順潮流電力）に対応する。
電力管理地域１にてデマンドレスポンス制御により需要電力量が削減されることにより、例えば電力会社は、削減された需要電力量に応じた電力量を、電力管理地域１以外に供給できる電力として調達できたことになる。ネガワット取引においては、このように電力が調達されたことに対する対価として、電力管理地域１の需要家に対価が支払われる。本実施形態のネガワット取引のもとでは、電力管理地域１に含まれる需要家施設１０の集合が１つの需要家として扱われる場合を例に挙げる。

ネガワット取引では、デマンドレスポンスに応じて削減された需要電力量（需要電力削減量）に基づいて対価の決定等が行われる。ネガワット取引においては事前にベースラインが設定され、設定されたベースラインを基準として需要電力削減量の算出が行われる。
ベースラインは、デマンドレスポンス制御による需要電力量の削減を行わなかった場合に想定（予測）される需要電力量である。一例として、ベースラインは、直近の５日間のうちで需要電力量が高い４日の需要電力量の平均値に基づいて算出することができる。

図３は、ベースラインＢＬと需要電力Ｐｄｍとの関係を模式的に示している。ここでの需要電力は、需要家が買電した電力が相当し、例えば、需要家の受電点にて測定される順潮流電力に対応する。本実施形態のように電力管理地域１に含まれる需要家施設１０を１つの需要家としてみる場合、需要電力は、図１の受電点ＰＴにて測定される順潮流電力となる。受電点ＰＴにおける電力は、電力管理地域１に含まれる需要家施設１０ごとにおける受電点にて測定した電力を総合して求めることができる。
同図においては、時刻ｔ１〜ｔ２がデマンドレスポンスを要請された時間帯（要請時間帯）として示されている。なお、同図では、説明を簡単にするため、算出（予測）されたベースラインＢＬと、当日の需要電力Ｐｄｍとについて誤差がない場合を前提としている。
同図においては、時刻ｔ１〜ｔ２による要請時間帯において、デマンドレスポンス制御により実需要電力の削減が行われたことで、ハッチングで示す領域ＡＲに相当する実需要電力量が削減されたことが示されている。同図から理解されるように、領域ＡＲに相当する実需要電力の削減量は、時刻ごとにおけるベースラインＢＬと実需要電力との差分に基づいて算出される。このように、ベースラインは、需要電力削減量の算出にあたり基準となる需要電力量として用いられる。

以下に、本実施形態におけるベースラインの算出について説明する。
図４は、電力管理地域１における受電点電力Ｐｐｔ（Ｐｐｔ−１、Ｐｐｔ−２）、実需要電力Ｐｒｌ、及び発電電力Ｐｐｖ（Ｐｐｖ−１、Ｐｐｖ−２）が示されている。
受電点電力Ｐｐｔは、電力管理地域１における受電点ＰＴにおいて得られる電力である。受電点電力Ｐｐｔは、電力管理地域１における需要家施設１０ごとの受電点にてスマートメータ１０８により測定される電力を総合することで求めることができる。
実需要電力Ｐｒｌは、電力管理地域１全体としての実需要電力である。ここでの実需要電力は、受電点にて得られる電力ではなく、需要家の電気設備にて消費される電力が対応する。従って、実需要電力Ｐｒｌは、電力管理地域１における需要家施設１０ごとの実需要電力を総合して得られる。
発電電力Ｐｐｖは、電力管理地域１において備えられる太陽電池１０１の発電により発生する電力量を総合したものである。

同図において、縦軸は電力を示し、横軸は時間を示す。縦軸の電力が「０」の状態では、受電点ＰＴにおいて観測される電力が「０」とされて順潮流（買電）も逆潮流も（売電）生じていない状態である。電力が「０」より大きい状態が、受電点ＰＴにおいて順潮流が生じている状態であり、電力が「０」より小さい状態が、受電点ＰＴにおいて逆潮流が生じている状態である。同図において電力が「０」より大きくなっていくことに応じて順潮流電力が高くなり、電力が「０」より小さくなっていくことに応じて逆潮流電力が高くなる。

受電点電力Ｐｐｔは、実需要電力Ｐｒｌと発電電力Ｐｐｖとを合成したものとなる。このため、例えば、実需要電力Ｐｒｌが発生している際に発電電力Ｐｐｖ−１が発生している場合、受電点ＰＴにおいては受電点電力Ｐｐｔ−１が得られる。太陽電池１０１の発電電力は、天候等の条件に応じて変動し安定的でない。発電電力Ｐｐｖ−１は、天候が良いことで日照が強い条件での例を示している。
一方、例えば実需要電力Ｐｒｌが発生している際に、発電電力Ｐｐｖ−１よりも日照が弱い状態に対応する発電電力Ｐｐｖ−２が発生している場合、受電点ＰＴにおいては、受電点電力Ｐｐｔ−１よりも電力が大きい受電点電力Ｐｐｔ−２が得られる。

実需要電力Ｐｒｌについては、各需要家施設１０の実需要電力を総合することで平準化がされやすい。一方、発電電力Ｐｐｖは、電力管理地域１における全ての太陽電池１０１が時間ごとにほぼ同じ挙動で発電を行うことになるなどの理由で、総合しても平準化の効果が得られにくい。このため、太陽電池１０１を備える電力管理地域１では、受電点電力Ｐｐｔの変動が大きい。

一般に、ベースラインは、受電点にて測定される電力を需要電力として扱って算出される。つまり、この場合のベースラインは、過去における受電点電力の実績に基づいてベースラインが算出される。このように受電点電力に基づいて算出するベースラインは、太陽電池等の再生可能エネルギー対応の発電装置を備えない需要家については一定以上の信頼性がある。
しかしながら、本実施形態の太陽電池１０１のように再生可能エネルギー対応の発電装置を備える需要家の場合、受電点電力は、上記のように大きく変動する。このように変動の大きい受電点電力に基づいてベースラインを算出した場合には、算出されるベースラインも受電点電力に伴って変動が大きくなる。ベースラインは、当日の需要電力の状況に応じて補正されるものの、ベースラインの変動自体は大きいまま残る。
このように発電電力に応じた変動の大きいベースラインを基準としてデマンドレスポンス制御を行おうとした場合には、例えば要請された需要電力削減量を削減するにあたり、電力の制御範囲を多めに確保しておく必要があり、場合によっては必要な制御量を確保できない可能性がある。

再生可能エネルギー対応の発電装置による発電電力量は、短時間ごとの予測は困難であるが、例えば１日などの長時間でみた場合にはある程度の精度での予測は可能である。このため、例えば発電装置の規模等が既知であれば、このような予測に基づいて、送配電事業者等がベースラインの変動に対処することも可能ではある。
例えば受電点電力に基づいて算出されたベースラインについて、後日（即ち、デマンドレスポンス制御が行われた当日より後）において、当日の発電電力による変動分についての補正（後日補正）を行うことができる。しかしながら、この場合には、当日において、後日補正の対象となる発電電力による変動分を含むベースラインによりデマンドレスポンス制御が行われることから、補正の度合いが過剰となり、結果的に目標とする需要電力削減量を得られない可能性がある。

このように、受電点電力に基づいて算出されるベースラインは、太陽電池等の再生可能エネルギー対応の発電装置の発電電力による変動が大きいことから、適正なデマンドレスポンス制御を行うことが難しい。

そこで、本実施形態の電力管理装置２００は、デマンドレスポンス制御に用いるベースライン（制御対応基準需要電力の一例）を電力管理地域１における実需要電力に基づいて算出する。以下の説明にあたり、実需要電力に基づいて算出される本実施形態のベースラインについては、「実需要電力対応ベースライン」といい、受電点電力に基づいて算出されるベースラインと区別する。
このように算出される実需要電力対応ベースラインは、例えば図４との対応では、実需要電力Ｐｒｌに基づいて算出されるものとなる。実需要電力Ｐｒｌは、発電電力Ｐｐｖの影響による変動はない。このため、実需要電力対応ベースラインとしても発電電力Ｐｐｖによる変動の影響はない。
本実施形態の電力管理装置２００は、デマンドレスポンス要請に応じて、実需要電力対応ベースラインを基準として求められた目標量に応じた需要電力量の削減が行われように制御を行う。

図５は、本実施形態の電力管理装置２００の構成例を示している。同図の電力管理装置２００は、ネットワークインターフェース部２０１、需要電力実績取得部２０２、予測需要電力算出部２０３、電力制御部２０４、及び記憶部２０５を備える。

ネットワークインターフェース部２０１は、ネットワーク３００経由で各需要家施設１０の施設別制御部１０７と通信を実行する。

需要電力実績取得部２０２は、電力管理地域１に含まれる需要家施設１０ごとに測定された需要電力実績を取得する。
需要電力実績取得部２０２は、所定のタイミングで、各需要家施設１０の施設別制御部１０７に需要電力実績要求を送信する。
需要家施設１０において、施設別制御部１０７は、一定時間（例えば３０分）ごとの需要電力の実績値（需要電力実績）を算出し、算出された需要電力実績を時刻に対応付けて記憶するようにされている。
施設別制御部１０７（需要家施設対応電力管理装置の一例）は、例えば分電盤１０５にて測定された各電気設備への供給電力を取得する。分電盤１０５が測定する電気設備への供給電力は、電気設備の消費電力として扱える。また、需要電力実績取得部２０２は、例えばＬＡＮ（有線、無線）、省電力無線通信、近距離無線通信等の通信が可能な電気設備については、通信経由で消費電力を取得してよい。施設別制御部１０７は、上記のように取得した電気設備ごとの消費電力を時刻ごとに総合することで、時刻ごとに対応付けられた需要電力実績を算出することができる。なお、施設別制御部１０７は、スマートメータ１０８にて測定された受電点電力に基づいて需要電力実績を算出してもよい。
施設別制御部１０７は、需要電力実績要求の受信に応じて、記憶している需要電力実績を電力管理装置２００に送信する。
電力管理装置２００において、需要電力実績取得部２０２は、上記のように需要電力実績要求に応答して施設別制御部１０７から送信されてきた需要電力実績を取得する。需要電力実績取得部２０２は、取得された需要電力実績を、記憶部２０５の需要電力実績記憶部２５１に記憶させる。なお、需要電力実績記憶部２５１が記憶する需要電力実績としての情報は、一定時間ごとに対応する需要電力量である場合を例に挙げる。

予測需要電力算出部２０３は、実需要電力対応ベースラインを、需要家施設１０ごとの需要電力実績の総合に基づいて算出する。
即ち、予測需要電力算出部２０３は、実需要電力対応ベースラインの算出タイミングに至ると、需要電力実績記憶部２５１に記憶される過去の需要電力実績のうちから、実需要電力対応ベースラインの算出に必要な需要電力実績（例えば、直近の５日間のうちで需要電力量が高い４日の需要電力量）を取得する。予測需要電力算出部２０３は、需要電力実績記憶部２５１から取得した需要電力実績としての電力量を平均するなどして、実需要電力対応ベースラインを算出する。
予測需要電力算出部２０３は、上記のように算出した予測需要電力を、記憶部２０５の予測需要電力記憶部２５２に記憶させる。

電力制御部２０４は、前記制御対応基準需要電力から目標量に応じた需要電力量の削減が行われるように制御する。
例えば、デマンドレスポンス要請は、例えば電力会社からアグリゲーターのサーバを介して電力管理装置２００に送信される。電力管理装置２００において、電力制御部２０４は、デマンドレスポンス要請を受信する。デマンドレスポンス要請は、例えば需要電力の削減量を指定する情報（要請値）を含む。

電力制御部２０４は、予測需要電力記憶部２５２が記憶する実需要電力対応ベースラインと、デマンドレスポンス要請に含まれる要請値に応じて需要電力が削減されるようにデマンドレスポンス制御を実行する。
この場合において、電力制御部２０４は、例えばデマンドレスポンス要請によって指定された要請時間帯における一定時間ごとに、デマンドレスポンス要請に含まれる要請値に基づいて、需要電力削減の目標量を設定してよい。例えば、電力制御部２０４は、デマンドレスポンス要請を受けた場合、まず、実需要電力について、ベースラインと同等となるように電力の増減を制御したうえで、ベースラインと同等の状態から、要請値に応じた実需要電力の削減が行われるように制御する。この場、目標量としては、実需要電力をベースラインと同等とするための制御量と、ベースラインと同等の状態から要請値に到達させるために必要な制御量との総合として算出することができる。電力制御部２０４は、実需要電力の削減量が算出した目標量に到達するようにデマンドレスポンス制御を実行する。

デマンドレスポンス制御としては、例えば、電力制御部２０４が、電力管理地域１における需要家施設１０の施設別制御部１０７のそれぞれに対して、実需要電力削減の指示を行うようにされてよい。
実需要電力削減の指示の態様については特に限定されない。例えば、電力制御部２０４は、各需要家施設１０の施設別制御部１０７に対して、算出した目標量を需要家施設１０の数に応じて均等に分割して求められた個別目標量による需要電力の削減を指示するようにしてよい。また、電力制御部２０４は、各需要家施設１０における過去の需要電力の実績に基づく重み付けに従って、需要家施設１０ごとに異なる個別目標量を求め、求められた個別目標量による需要電力の削減を指示するようにしてもよい。
需要電力の削減の指示を受けた需要家施設１０では、例えばデマンドレスポンス制御に際して制御対象とされることが定められた電気設備の稼働状態を制御することで需要電力を低減させていくようにする。

一般にはベースラインは受電点にて測定される電力を需要電力として扱い、受電点にて測定される電力の実績に基づいて算出されるのに対して、本実施形態のベースラインは、実需要電力に基づいて算出される。このため、必要に応じて、電力管理地域１の需要家、電力会社、アグリゲーター間で、実需要電力に基づいて算出するベースラインを用いることを取り決めるようにされてよい。

以上説明したように、本実施形態においては、デマンドレスポンスにあたって需要電力削減量を算出するにあたり基準となるベースラインとして、実需要電力対応ベースラインを用いるようにされる。前述のように、本実施形態の実需要電力対応ベースラインは、実需要電力Ｐｒｌ（図４）に基づいて算出されるものであり、発電電力Ｐｐｖによる変動の影響はない。このため、本実施形態においては、図４にて説明したようなデマンドレスポンス制御に関する不具合を回避できる。即ち、本実施形態においては、需要家施設１０が備える蓄電池１０３の発電による電力変動にかかわらず、適切に需要電力の削減が図られるようになる。

＜第１変形例＞
本実施形態の需要家施設１０は蓄電池１０３を備える。このため、デマンドレスポンス制御が実行される要請時間帯において蓄電池１０３が充電または放電を行うように動作している場合には、蓄電池１０３の動作を考慮することが好ましい。そこで、本実施形態の変形例として、蓄電池１０３の動作を考慮したデマンドレスポンス制御について説明する。

まず、図６を参照して、蓄電池１０３が充電を行う場合に対応するデマンドレスポンス制御について説明する。
同図は、或る要請時間帯（時刻ｔ１１〜ｔ１２）における充電電力Ｐｃｈ（Ｐｃｈ−１１、Ｐｃｈ−１２）、実需要電力Ｐｒｌ、受電点電力Ｐｐｔ（Ｐｐｔ−１１、Ｐｐｔ−１２）、発電電力Ｐｐｖを抜き出して示している。
同図に示される充電電力Ｐｃｈは、電力管理地域１全体としてみた蓄電池１０３への充電電力である。つまり、充電電力Ｐｃｈは、電力管理地域１において充電を行っている全ての蓄電池１０３の充電電力を総合して得られる。
この場合には、発電電力Ｐｐｖが発生しているとともに充電電力Ｐｃｈ−１１が発生している状態が示されている。これは、蓄電池１０３が発電電力Ｐｐｖの少なくとも一部を充電している状態である。同図において、受電点電力Ｐｐｔ−１１は、実需要電力Ｐｒｌと発電電力Ｐｐｖと充電電力Ｐｃｈ−１１とを合成したものとなる。
そのうえで、同図の実需要電力Ｐｒｌと発電電力Ｐｐｖが発生している状態のもとで、電力管理地域１における蓄電池１０３への充電電力を減少させた場合には、受電点電力が逆潮流方向に増加することになる。例えば、要請時間帯（時刻ｔ１１〜ｔ１２）において、充電電力Ｐｃｈ−１１を充電電力Ｐｃｈ−１２まで減少させるように制御した場合には、受電点電力Ｐｐｔ−１１は、破線で示す受電点電力Ｐｐｔ−１２のように逆潮流方向に増加するように変化する。受電点電力が逆潮流方向に増加したということは、実需要電力が減少したものとしてみることができる。従って、要請時間帯において充電させるべき蓄電池１０３が有る運転計画とされていた場合には、それらの蓄電池１０３に充電される電力量を抑制することで、デマンドレスポンス制御としての実需要電力量の削減に寄与できることになる。この場合において、例えば、ベースラインについて、運転計画における蓄電池１０３の充電動作を考慮して設定していれば、充電電力の抑制によるデマンドレスポンス制御はさらに有効なものとなる。
そこで、本変形例の電力制御部２０４は、デマンドレスポンス制御にあたり、充電を行うように計画されていた蓄電池１０３について、需要電力削減の目標量に基づいて、計画よりも充電電力を減少させる（充電させない状態も含む）という制御を含めてもよい。
そのうえで、電力制御部２０４は、デマンドレスポンス制御にあたり、動作を停止していた蓄電池１０３や充電を行っていた蓄電池１０３について、放電の動作を行わせるようにしてよい。これにより、さらに受電点電力の逆潮流量の増加（実需要電力の削減）に寄与することができる。

次に、図７を参照して、蓄電池１０３が放電を行う場合に対応するデマンドレスポンス制御について説明する。
同図は、或る要請時間帯（時刻ｔ２１〜ｔ２２）における実需要電力Ｐｒｌ、受電点電力Ｐｐｔ（Ｐｐｔ−２１、Ｐｐｔ−２２）、放電電力Ｐｄｃ（Ｐｄｃ−２１、Ｐｄｃ−２２）を抜き出して示している。同図に示される放電電力Ｐｄｃは、電力管理地域１全体としての放電電力である。つまり、放電電力Ｐｄｃは、電力管理地域１において放電を行っている全ての蓄電池１０３の放電電力を総合して得られる放電電力である。
この場合には、逆潮流方向の電力の成分として放電電力Ｐｄｃ−２１が発生している。つまり、蓄電池１０３が放電されていることが示されている。同図において、受電点電力Ｐｐｔは、実需要電力Ｐｒｌと放電電力Ｐｄｃ−２１とを合成したものとなる。
そのうえで、同図の放電電力Ｐｄｃ−２１が発生している状態のもとで、電力管理地域１における蓄電池１０３の放電電力を増加させるように制御した場合には、受電点電力が逆潮流方向に増加することになる。例えば、放電電力Ｐｄｃ−２１を放電電力Ｐｄｃ−２２まで増加させるように制御した場合、受電点電力Ｐｐｔ−２１は、破線で示す受電点電力Ｐｐｔ−２２として示すように逆潮流方向に増加するように変化する。従って、要請時間帯において放電させるべき蓄電池１０３が有る運転計画とされていた場合には、それらの蓄電池１０３に放電させる電力量をさらに増加させることで、デマンドレスポンス制御としての実需要電力量の削減に寄与できることになる。
そこで、本変形例の電力制御部２０４は、デマンドレスポンス制御にあたり、放電を行うように計画されていた蓄電池１０３について計画時よりも放電電力を増加させるという制御を含めてもよい。

＜第２変形例＞
続いて、第２変形例について説明する。
図８は、本変形例に対応する需要家施設１０が備える電気設備の一例を示す図である。同図において、図２と同一部分には同一符号を付して説明を省略する。

同図の需要家施設１０においては、実需要電力出力部１１０を備える。実需要電力出力部１１０は、スマートメータ１０８にて測定された受電点電力（値）を入力する。また、実需要電力出力部１１０は、パワーコンディショナ１０２が太陽電池１０１の発電に応じて出力する出力電力（値）を入力する。パワーコンディショナ１０２が出力する電力は、交流として、太陽電池１０１により発電された電力のうち有効な太陽電池１０１の発電電力として扱われる。
実需要電力出力部１１０は、一定時間（例えば、３０分）ごとに、スマートメータ１０８にて測定された受電点電力とパワーコンディショナ１０２の出力電力とに基づいて、需要電力実績を算出する。
スマートメータ１０８にて測定された受電点電力には、需要家施設１０における各電気設備の消費電力と、パワーコンディショナ１０２の出力電力とが含まれている。そこで、最も簡単な例としては、実需要電力出力部１１０は、スマートメータ１０８にて測定された受電点電力からパワーコンディショナ１０２の出力電力を減算することによって需要電力実績を算出することができる。
実需要電力出力部１１０は、ネットワーク３００経由で電力管理装置２００と相互通信が可能に接続される。なお、図示は省略するが、本変形例のもとでは、例えば需要家施設１０においてゲートウェイを設けて、実需要電力出力部１１０と施設別制御部１０７とがゲートウェイを介して電力管理装置２００と通信可能なようにされてよい。
実需要電力出力部１１０は、算出した需要電力実績を電力管理装置２００に送信する。実需要電力出力部１１０は、一定時間ごとに算出した需要電力実績を記憶しておき、電力管理装置２００から送信された需要電力実績要求に応答して記憶された需要電力実績を送信するようにしてよい。あるいは、実需要電力出力部１１０は、一定時間ごとに需要電力実績を算出する都度に、算出された需要電力実績を送信するようにしてよい。
本変形例の電力管理装置２００は、このように各需要家施設１０の実需要電力出力部１１０から送信される需要電力実績を利用して、実需要電力対応ベースラインを算出する。

先の実施形態において、需要家施設１０の需要電力実績は、需要家施設１０における電気設備ごとに測定される消費電力を総合して得られていた。これに対して、本実施形態においては、実需要電力出力部１１０がスマートメータ１０８にて測定された受電点電力とパワーコンディショナ１０２の出力電力との２つの電力値に基づいて需要電力実績を簡易に算出できる。この場合には、需要電力実績の算出にあたり、それぞれの電気設備の消費電力を収集して総合するような高度な処理は必要なくなることから、実需要電力出力部１１０としては、例えば施設別制御部１０７よりも簡易名情報処理装置として構成できる。
また、本変形例の構成のもとでは、例えば施設別制御部１０７を備えないことで宅内の電力管理を行わないような需要家施設１０も、デマンドレスポンス制御の対象にすることができる。施設別制御部１０７を備えない需要家施設１０の場合、デマンドレスポンス制御に対応したデマンドレスポンス要請に対しては、手動で電気設備の稼働を調整するようにされてよい。

＜第３変形例＞
電力管理装置２００の予測需要電力算出部２０３は、所定の予測パラメータを用いて、需要家施設１０ごとの需要電力の予測値（予測需要電力）を導出し、導出された予測需要電力の総合に基づいて実需要電力対応ベースラインを算出してよい。
予測パラメータとしては、算出される実需要電力対応ベースラインが適用されるデマンドレスポンス制御期間における天候予報の情報を挙げることができる。この場合の予測需要電力算出部２０３は、例えば天候予報の情報に基づいて需要家施設１０ごとの消費電力を予測し、予測した消費電力に基づいて、需要家施設１０ごとの需要電力実績を補正する。このように補正された需要電力実績が予測需要電力である。

なお、この場合において、需要家施設１０において、例えば施設別制御部１０７、もしくは実需要電力出力部１１０が、予測パラメータに基づいて需要電力実績を補正することによって予測需要電力を導出し、導出した予測需要電力を電力管理装置２００に送信するようにしてよい。この場合、予測需要電力算出部２０３は、需要家施設１０のそれぞれから取得した予測需要電力の総合に基づいて、実需要電力対応ベースラインを算出してよい。

あるいは、予測需要電力算出部２０３は、需要家施設１０ごとの需要電力実績の総合を求めたうえで、求められた需要電力実績の総合に対して予測パラメータを用いて、需要電力実績の総合を補正することで、需要電力実績の総合の予測値（予測総合需要電力実績）を求めてよい。予測需要電力算出部２０３は、予測総合需要電力実績に基づいて実需要電力対応ベースラインを算出する。
このように予測パラメータを適用して予測需要電力または予測総合需要電力実績を導出することで、実需要電力対応ベースラインの算出精度を向上させることができる。

なお、本実施形態の電力管理は、電力管理地域１における再生可能エネルギー対応の発電装置により発生可能な電力量が、需要電力の最大値に対して１／３から３倍程度である場合に好適である。再生可能エネルギー対応の発電装置により発生可能な電力量が需要電力の最大値に対して１／３程度以上の場合、例えば時間帯によっては、需要電力よりも再生可能エネルギー対応の発電装置により発生された電力に依存して受電点電力が決まる場合がある。そして、再生可能エネルギー対応の発電装置により発生可能な電力量が需要電力の最大値に対して３倍程度を越えると、恒常的に再生可能エネルギー対応の発電装置により発生された電力に依存して受電点電力が決まる状態となる。

なお、上述の電力管理装置２００、施設別制御部１０７等としての機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述の電力管理装置２００、施設別制御部１０７等としての処理を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ−ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

１ 電力管理地域、２ 商用電源、３ 配電線、１０ 需要家施設、１０１ 太陽電池、１０２ パワーコンディショナ、１０３ 蓄電池、１０４ インバータ、１０５ 分電盤、１０６ 負荷、１０７ 施設別制御部、１１０ 実需要電力出力部、２００ 電力管理装置、２０１ ネットワークインターフェース部、２０２ 需要電力実績取得部、２０３ 予測需要電力算出部、２０４ 電力制御部、２０５ 記憶部、２５１ 需要電力実績記憶部、２５２ 予測需要電力記憶部

Claims (6)

1. デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部
   を備える電力管理システム。
2. 前記複数の需要家施設ごとに対応して備えられ、対応の需要家施設における電力を管理する需要家施設対応電力管理装置をさらに備え、
   前記予測需要電力算出部は、
   前記需要家施設において前記需要家施設対応電力管理装置により収集された電気設備ごとの消費電力に基づく前記需要電力実績に基づいて、前記制御対応基準需要電力を算出する
   請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記予測需要電力算出部は、
   需要家施設ごとに測定された需要電力実績と所定の予測パラメータとに基づいて導出した予測需要電力の総合に基づいて、前記制御対応基準需要電力を算出する
   請求項１または２に記載の電力管理システム。
4. 前記予測需要電力算出部は、
   電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合と所定の予測パラメータとに基づいて導出した、予測需要電力の総合の予測値に基づいて、前記制御対応基準需要電力を算出する
   請求項１または２に記載の電力管理システム。
5. デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部
   を備える電力管理装置。
6. コンピュータを、
   デマンドレスポンス制御により削減した需要電力量の算出の基準として用いる制御対応基準需要電力を、電力管理地域に含まれる複数の需要家施設ごとに測定された需要電力実績の総合に基づいて算出する予測需要電力算出部
   として機能させるためのプログラム。

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