JP5496782B2 - 個別小規模発電装置の管理装置および電力供給システム - Google Patents

Description

この発明は広域電力供給システムに関し、特に、小規模な太陽光発電システムなどの発電設備を多数稼動させる際に、効率的な運用が行なえる広域発電の広域電力供給システムに関する。

現在、商用電力供給においては、地域ごとに認可された電力会社が１台当り３００〜５００ＭＷ規模の原子力，火力，水力を中心とする大型発電設備ならびに送配電線網を所有している。電力を必要とする個人は、電力会社から住宅への引込線からの小口電力の供給を受け、使用した電力に相当する規定の料金を支払っている。

一方、近年では、環境問題から小規模な太陽光発電（ＰＶ）を行なうシステム（以下、ＰＶシステムと称する）に対しては、政府補助金をベースに、個人住宅用としての普及促進が図られている。このＰＶシステムの設置には、個人が３〜４ｋＷ程度の小規模なシステムを購入して設置する際には、購入価格の略１／３の相当額の補助金が支払われる制度がある。このようにして、基本的には小規模発電装置を個人が所有する形態でＰＶシステムが普及してきている。

図１２は個人ユーザが所有する従来のＰＶシステム運用の全体を示す図である。図１２において、ユーザ９１の住宅屋根にＰＶシステム９２が設置され、電力会社９３の所有する図示しない商用電力系統に接続される。日照のあるときには、ＰＶシステム９２からの発生電力のうち、ユーザ９１は自家内の電気器具用にＰＶ電力９４を消費し、ユーザ９１が使用しきれない余剰電力は、逆潮流電力９５として電力会社所有の商用電力系統へ供給される。この電力料金９６は電力会社９３から個人ユーザ９１に支払われる。

夜間や雨天など日照がない場合には、ＰＶシステム９２は発電しないので、ユーザ９１が必要な電力は、電力会社９３が所有する大型発電設備からの商用電力９７がユーザ９１に供給される。この電力量に相当する料金９８はユーザ９１から電力会社９３に支払われる。つまり、２つの料金は、独立した２つの電力量計により積算値を１ヶ月単位で計測した上で、これらを個別に支払精算する方式が基本となっている。

なお、ユーザ９１が電力会社９３に支払う料金９８と電力会社９３がユーザ９１に支払う料金９６は現在等価格（たとえば２４円／ｋＷｈ）に設定されている。ユーザ９１は屋根設置連系型ＰＶシステム９２を所有していることから、長期間にわたり随時発電データ９９をチェックするなどして、異常があるときにはユーザ９１自らが、設置した装置メーカー他１００（関連の保守サービス会社）に保守依頼１０１を行ない、ＰＶシステムの保守１０２を行なわなければならない。

このように太陽光発電の夜間発電ができない点を、他の大型発電設備を有する商用系統と連系することで補完しながら、ＰＶ普及が進んできている。そのシステムの基本としては、個人購入，補助金，電力会社の電力買上げの３つの柱で、地球温暖化防止のための自然エネルギ利用拡大を行なおうとしている。

なお、系統連系の自家発電システムの経済的な運転に関して、特開平１０−４２４７２号公報においては、商用電力系統，自家発電のエネルギ情報に基づいて、自家発電の発電モードを制御する自家発電システムが開示されている。

図１２に示したシステムでは、商用電力系統との連系により、逆潮流電力と商用電力系統との両方の電力量管理が必要となり、個人としては複雑になり手間もかかる。つまり、２つの電力量計での料金をそれぞれ調べて料金精算が必要となる。

しかも、発電システムを個人で長期間保守管理する必要がある。このため、小規模発電装置単独の発電データだけで、該装置の状態を判断せざるを得ないので、正常な発電量が得られているか判断することができず、修理のタイミングを逃してしまうことがある。特に、ＰＶシステムの場合には、エネルギ供給が月，年集計でも変化する日射量であり、小規模発電側だけでの発電量データから正常発電か否かの判断がし難い状況にある。

それゆえに、この発明の主たる目的は、個別小規模発電装置の運転と管理を一元的に管理できるような電力供給システムを提供することである。

この発明は、個別小規模発電装置と大規模発電設備を含む電力配線系統とを連動して電力供給を行なう広域電力供給システムにおいて、個別小規模発電装置の運転と管理とを一元的に管理運営することを特徴とする。

このような構成を取ることにより、従来は個人ユーザ自身が逆潮流の発電量を電力メータで適宜チェックしたり、屋内取付のインバータ装置の電力変換状態，異音，発熱などに異常がないか、そして屋根上の太陽電池モジュール板については、日射を遮る物体の付着や割れなど異常がないかなどを時々チェックするなどの厄介な保守管理を不要にできる。つまり、従来、何らかの異常を見つけた際には、個人ユーザが他の電気製品と同じように、販売業者，工事業者，製造業者およびその他保守点検が可能な業者のいずれかに依頼することが必要であったのに対して、この発明では個人ユーザは長期間の保守管理から解放される。

さらに、日射量と密接な関係のある発電量のチェックについては、一元管理により、その気象状況は地域により局所的に変動するような仔細なデータを駆使して管理することがコスト的に可能になる。また、個人ユーザは即座に機器の異常か、地域特有の気象変化によるものかは判断できないレベルの発電量低下についても検知できるようになる。従来の個人ユーザが気付かない１０％程度の出力低下を２０年以上放置してしまうような発電エネルギの損失を防止でき、保守メンテナンス精度を従来よりも大幅に向上できる。

また、一元管理を行なう組織は電力配線系統，大規模発電設備の少なくともいずれかを所有あるいは借用して運営する電力会社であることを特徴とする。

これにより、小規模発電装置やその運転方法についての専門的な知識が少ない個人ごとの発電設備の管理状態から、専門技術を有する電力会社などの組織が管理運営することで大幅に効率的な発電設備の運転維持管理が容易になり、発電にかかわる安全性も高めることができ、保守メンテナンス精度を向上できる。

さらに、一元管理を行なう組織は個別の小規模発電装置を所有した上で該組織以外が所有する建物，敷地内に小規模発電装置を設置し、その運転と管理は専用通信回線あるいは通信回線網を用いて行なうことを特徴とする。

このような構成を取ることにより、エネルギ変換に広い面積を必要とする太陽光発電，風力発電などにおいては、従来未利用であった屋根上や空き地などを有効活用できる効果を高めることができる。また、発電電力量を建物付近の消費電力量に近い量にすることで、送電による損失を防止し、保守メンテナンスの精度向上など、システム全体としては効率を高めることができる。

さらに、一元管理を行なう組織は、一元管理の対象数と同じかあるいは少ない対象数に分割した上で、複数の組織ごとに保守を含む一元管理を行なうことを特徴とする。

これにより、配線電力網が極めて広域に張り巡らされていたとしても、一元管理の単位を気象条件および地理的な制約などを考慮して特定地域に分割することで、管理，保守，修理メンテナンスを有効かつ効率化することができる。

さらに、個別小規模発電装置は、太陽光発電，燃料電池，風力発電およびエンジン発電のいずれかあるいはこれらを組合せた発電装置から構成されていることを特徴とする。

このように構成することにより、地域の日照，風力などの気象特性，燃料入手の容易性，環境などを総合的に考慮した上で、地域に適合した上で電力消費者に必要な電力を効率よく供給することができる。

また、特定地域に小規模発電装置を集中的に取付けることで、その地域の配電線網が電力需要に対して慢性的な容量不足の場合などに、局地的な発電量を増やして容量不足の配電線を通しての電力供給量を減らせるなど、電力網における地域的な供給バランスの調整も可能になるので、膨大な設備投資を有する発電設備を増加させなくてすむ。このような小規模発電装置が普及するにつれて、配電線網は保守時にはより低容量化，簡略化していくことが可能となり、総合的な社会インフラのコスト負担を小さくすることができる。

さらに個別小規模発電装置の運転および設置場所での電力消費にかかわるデータを、個別発電側から有線，無線，光ファイバのいずれかを含むデータ通信手段を介して一元管理運営を行なう組織側へ直接あるいは中継手段を用いてデータを送出して収集，加工を行なうとともに、該組織側から個別小規模発電装置を制御，管理運営することを特徴とする。

これにより、太陽光発電の例では逆潮流の発電量およびインバータ装置の電力変換状態，異音，発熱，日射を遮る物体の付着での発電量低下などを発電システムの発電状況のデータを送出して電力供給組織側で収集する。これらデータを、一元管理の電力供給組織側で把握した日射量の急変による特定地域の発電供給量の変化と比較照合することにより、発電システムの異常か否かの判断が可能になる。さらには、一元管理側から個別発電の電力消費者に料金請求などのデータを送ることができ、現在行なわれている個別電力メータで検針業務なども統合，簡略化できる。

さらに、小規模発電装置を設置した建物，敷地の所有者は、一元管理運営を行なう電力供給組織側に対して、建物および敷地の使用量を考慮した割引の消費電力料金を支払うことを特徴とする。

これにより、電力の消費者が安価な電力入手を指向することから、所有する未利用な屋根上，敷地などを、発電場所に積極的に提供する動きを促進させることができ、エネルギ効率の高い社会インフラを構築できるようになる。

さらに、小規模発電装置の保守は、一元管理運営を行なう組織側が少なくとも通信手段で得たデータに基づいて、該組織自らあるいは第三者の組織に依頼して行なうことを特徴とする。

これにより、膨大な数の小規模発電装置が電力供給システムに接続された場合、小規模発電側からのデータを、一元管理側で解析することで、その小規模発電ごとの保守を、ほぼリアルタイムに保守業者に依頼することができ、故障などによる発電損失期間を最小に抑えることができる。

この発明は、個別小規模発電装置と、大規模発電設備を含む電力配線系統とを連動して電力供給を行なう広域電力供給システムにおいて、個別小規模発電装置の運転と管理とを一元的に管理運営し、一元的な管理運営は、一元管理の対象数と同じかあるいは少ない対象数に分割した上で、複数の組織ごとに保守を含む一元管理を行なうことを特徴とする。

この発明は、個別小規模発電装置と、大規模発電設備を含む電力配線系統とを連動して電力供給を行なう広域電力供給システムにおいて、個別小規模発電装置の運転と管理とを一元的に管理運営し、小規模発電装置を設置した建物および敷地の所有者は、一元管理運営を行なう電力供給組織側に対して、建物および敷地の使用料を考慮した割引の消費電力料金を支払うことを特徴とする。

以上のように、この発明によれば、個別小規模発電装置と、大規模発電設備を含む電力配線系統とを連動して電力供給を行なうシステムにおいて、個別小規模発電装置の運転と管理を一元的に管理運営することにより、個人としては負担が大きい小規模発電装置を購入しなくて済み、さらには長期の機器管理，保守が不要になる。また、巨大な配電網を所有する組織体が、一括して大量に小規模発電設備を購入，設置することで、より低価格かつ高性能な発電設備が電力網設備の一環として導入できる。そして、小規模発電装置ごとのこれまでの購入管理を一元化することにより、電力網全体としての効率的な運用が可能になるなど、社会インフラとして最も効率的なシステムを実現できる。

この発明のＰＶシステムを設置したときの商用電力系統との運用を示す図である。 この発明の一実施形態の広域電力供給システムの全体構成を示す図である。 この発明の一実施形態のＰＶシステムの設備希望者募集，契約，設置控除および発電運用の手順を示す図である。 この発明の一実施形態で用いるＰＶシステム装置の設置例を示す図である。 この発明の実施形態におけるインバータデータ処理装置と電力会社コンピュータのデータ関連を示す図である。 一元管理における発電異常システム検出態様の手順を示すフローチャートである。 一元管理におけるインバータ過熱検出態様の手順を示すフローチャートである。 一元管理におけるパネルリーク検出態様の手順を示すフローチャートである。 一元管理における太陽光発電量積算の手順を示すフローチャートである。 一元管理におけるユーザ月間電力料金算出，請求の手順を示すフローチャートである。 この発明の一実施形態における電力会社コンピュータ装置内のデータ処理の流れを示す図である。 従来のＰＶシステムを設置したときの商用電力系統との運用を示す図である。

図１はこの発明を適用した広域電力供給システムの基本運用形態を示す図である。図１において、電力会社１は電力消費者であるユーザ２が所有する敷地，屋根上，屋内の少なくともいずれかに、電力会社所有の小規模発電装置３を設置する。ここで、電力会社１とは、基本的に大型発電機および配電網を所有する組織である。しかし、いずれか一方あるいは両方を借用して運営する組織であってもよい。電力会社１はこの小規模発電装置３の設置に際しては、ユーザ２から敷地などの場所提供４を受ける。

この小規模発電装置３は太陽光発電，燃料電池，風力発電およびエンジン発電のいずれかあるいはこれらを組合せた発電装置から構成される。この小規模発電装置が太陽光発電である場合には、太陽電池モジュール板を住宅屋根上に設置することは居住スペースの有効活用上好ましい。

このとき、個人の代わりに土地，建物の所有者がマンションなど集合住宅を所有あるいは管理する組織であってもよい。住宅密集地域などでは、土地だけへの太陽光発電装置の設置は、土地の有効活用や日照条件の観点から時として好ましくないが、設置自体は基本的に可能である。この装置から、電力会社１の所有する商用電力系統（大型発電機と配電線など）に接続される。

その運用としては、小規模発電装置が運転状態において、最も近い電力消費者であるユーザ２に電力供給でき、しかもユーザ２が消費しきれない余剰電力は、電力会社所有の商用電力系統へ逆潮流電力６として供給する。

他方、この小規模発電装置３が停止した状態では、ユーザ２は電力会社１からの商用電力の供給を受ける。この電力送電切換は自動的に行なわれる。また、電力会社１は多数の小規模発電装置３を所有していることから、通信手段とコンピュータ機器類を用いながら、これら小規模発電装置の統合的な管理を行なう。つまり、電力会社の図示しないコンピュータと、小規模発電装置３との間の専用データ回線あるいは通信回線網を用い、発電制御，電力供給データなどを双方向通信することで、装置を管理しながらユーザへの電力供給量５，逆潮流電力６およびその他システム運転にかかわる発電データの情報収集を容易かつ確実に行なうことができる。

これらデータから電力会社１はユーザごとの単位期間ごとの電力使用量合計を把握でき、ユーザ２に請求してその料金１０を受取ることができる。このとき、電力会社が小規模発電装置全体あるいは一部をユーザが所有する場所に設置するため、その場所である敷地，屋根上および屋内の面積などに応じて、その借用費用を電力料金から差引くことで、ユーザ側は提供した場所の対価を得ることができる。該装置の管理については、上記通信データ内容から、電力会社が装置の異常検出を行なうことで、保守・修理会社１１に保守依頼１２をして保守１３を行なう。

上述の如く構成することにより、これまでに行なっていた２個の電力計での料金精算や、保守などの厄介な維持管理が不要となり、ユーザとしては場所提供だけで小規模発電装置を所有せず、消費電力を割引価格で購入できるようになる。その結果、全体としてこの発明による一元管理は保守メンテナンス精度を大幅に向上でき、飛躍的な発電システムを実現できる。

図２は、この発明の一実施形態の広域電力供給システムの全体の構成を示す図である。図２において、小規模発電装置はシリコン太陽電池を用いたＰＶシステムであり、多数のＰＶシステムが分散して大規模発電設備を含む電力配線系統に連系して運用する際、電力配線系統の所有者が該小規模発電装置を一括して管理運営する場合の実施形態について以下に説明する。

このＰＶシステムの発電原理は、シリコンを用いる太陽電池での太陽光発電に限定されるものではなく、シリコン以外の半導体の太陽電池、あるいはＰＶシステム以外の発電設備、たとえば燃料電池や風力など独立して発電できる他の発電方式を混在させた状態でも適用が可能である。

この図２は電力会社が所有する形態での１００軒のＰＶシステムを含む広域電力供給システムの全体構成を示したものであり、大規模発電設備２０からの電力は、５０万Ｖの送電線２１で一次変電所２２に送られる。一次変電所２２では、５０万Ｖの高電圧を１万Ｖ程度に低電圧化して送電線２３で二次変電所２４に送電し、最終的には単相３線２００Ｖの系統２５で多数の小口電力ユーザ２６に配電される。このユーザ２６には、小規模発電装置は設置されていないので、矢印２７に示すように一方向で、２００Ｖの低圧小口電力供給だけが行なわれる。

他方、電力会社所有のＰＶシステムを設置しているユーザ２８ａ，２８ｂ，２８ｃは矢印２９で示すように、２００Ｖの系統２５との間で商用電力からの供給と、小規模発電電力からの逆潮流が連系インバータ装置の自動切換機能により既存の配線２５で行なわれる。電力会社のコンピュータ３０は大規模発電設備２０，変電所２２，２４との間を専用通信線３１，３２および３３でそれぞれ結び、制御・管理などが行なわれる。

ＰＶシステムを取付けた複数のユーザ２８ａ，２８ｂ，２８ｃからは、ＣＡＴＶ線を利用したインターネットの配線３４からさらに配線３５を経由して電力会社のコンピュータ３０に接続される。この双方向通信接続で、多数の個別ＰＶシステムをまとめて一元管理できる。

ユーザ２８ａ，２８ｂ，２８ｃは、ユーザ個人のパーソナルコンピュータ（ＰＣ）３６ａ，３６ｂ，３６ｃにより、インターネット３７を介して電力会社のコンピュータ３０に接続して発電にかかわるユーザレベルの各種データを随時参照することができる。

図３は電力会社が広域電力供給システムの中の小規模発電装置であるＰＶシステムなどを多数のユーザに設置する手順を示す図である。まず、ステップ（図示ではＳＰと略称する）ＳＰ１において、既存の新聞やテレビジョンなどのメディアを通じて、ＰＶシステムの設置可能な場所を所有し、その場所を提供する意志を有する個人を募集する。次に、ステップＳＰ２において、募集した個人の住宅の屋根，屋内などに、電力会社が個人と契約の上、設置工事を実施してＰＶシステムを完成する。なお、工事はＰＶ装置メーカーあるいは関連会社などでも可能である。さらに、ステップＳＰ３に示すように、電力会社が保守などを行ないながら該設備を発電運用する。

図４はＰＶシステムの住宅への設置状況について説明するための図である。太陽電池による発電は、約１ｍ角の太陽電池モジュール（あるいは同モジュール板と呼ばれる）を日照の良好な屋根上に設置する。モジュール自体の構成は、略１ｍ角の強化ガラス板の背面側に約１２ｃｍ角の多結晶シリコン基板素材に、半導体プロセスを用いてｐｎ接合，電極形成などで作製したセル５０枚程度を直列配線した上で、透明樹脂などを用いて貼り付けられたものが用いられる。このモジュールは防湿などの工夫で長期耐候性も確保されている。モジュール単体の発電能力としては、日照時最大で略１２０Ｗ程度の発電性能を有する。

個人住宅屋根用としては、モジュール３４枚を直列・並列接続したパネル４０を住宅の南側屋根面４１に取付け、パネル全体の最大発電能力としては略４ｋＷが得られる。この発電能力で、太陽エネルギから年間に得られる発生電力の積算量は、この住宅が年間に消費する電力使用量４８００ｋＷｈにほぼ匹敵する。太陽電池により発生した直後の電力４２は直流電力であり、交流に変換するための電気回路部品・機器から構成したインバータ機器４３１，配電盤４４，屋内配線４５を介して交流電力使用機器であるテレビ４６，エアコン４７などで電力が消費される。しかし、余剰の電力についてはインバータ機器４３１内から（引込配線４９を介して商用電力系統４８にインバータ機器４３１の電気回路の機能により自動的に送出される（逆潮流）。夜間の必要電力は、同じ配線４９から同上の機能により自動供給される。なお、インバータ機器４３１内には多数のＰＶシステムを一元管理するためのデータ処理装置４３２が取付けられている。

図５は一元管理を行なうための基本構成を示した１台のＰＶシステムに着目して示している。次に、図５を参照して、半径１ｋｍ以内で気象条件が同一と見なされる地域内で設置された１００軒の個別ＰＶシステムの一元管理について説明する。太陽電池パネル５１とインバータ機器５２とデータ処理装置５３はユーザの住宅家屋や壁面に取付けられている。

なお、データ処理装置５３は図４のデータ処理装置４３２と同じである。太陽電池パネル５１からの直流出力電力の電圧と電流の値は、日照計や温度計６３からのアナログ出力値とともに、データ処理装置５３内でデジタル信号に変換され、双方向通信ができる専用回線（あるいはインターネット）５４を介して、電力会社のコンピュータ５５と接続される。このコンピュータ５５は、ユーザのパーソナルコンピュータ５６とインターネット５７で、保守会社のコンピュータ５８とはインターネット５９で接続される。なお、インターネットを用いれば、回線５４，５７，５９は同一網となるが、一部専用回線を含むことは技術的に可能である。いずれの機器間も双方向デジタル通信が可能になっている。

電力会社コンピュータ５５が取扱うデータを大別すると、データ処理装置５３からコンピュータ５５への入力データ列６０と、コンピュータ５５内でのデータ演算処理列６１と、コンピュータ５５からデータ処理装置５３，保守会社パーソナルコンピュータ５８およびユーザパーソナルコンピュータ５６への出力データ列６２により構成される。入力データ列６０は太陽光発電量６０ａ，日射量６０ｂ，気温６０ｃ，インバータ状態６０ｄ，パネルリーク電流６０ｅ，ユーザ消費電力６０ｆ，逆潮流電力６０ｇ，動作電流他６０ｈの８項目である。データ演算処理列６１は、他パネル発電データ比較６１ａ，故障診断６１ｂ，発電データ加工６１ｃ，電力料金計算６１ｄ，積算集計６１ｅ，解析用保存６１ｆの６項目である。出力データ列６２は起動／停止信号６２ａ，保守依頼データ６２ｂ，ユーザ参照６２ｃ，料金請求６２ｄの４項目である。

他パネル発電データ比較６１ａは、当該ＰＶシステムでの太陽光発電量６０ａ，日射計，温度計６３からの日射量６０ｂ，パネル温度６０ｃの入力データと、他のＰＶシステムでの同形式で同性能のパネルからの、太陽光発電量データなどとの比較および演算により行なう。当該ＰＶシステムでの太陽光発電量６０ａは、晴天時の日射量１００ｍＷ／ｃｍ²では４ｋＷが得られるが、その値は日射量に対してほぼ比例関係にある（パネル基準温
度２５℃時）。しかし、パネル温度の変化により同じ日射量であってもその発電量は変化する。気温３０℃と高い時期にはパネル温度６０ｃは７２℃と上昇したため、太陽光発電量６０ａは３．８ｋＷであった。

つまり太陽光発電量６０ａは、パネル温度１℃の上昇に対し０．３％の低減率（ｒ）を示した。１００軒のＰＶシステムを有する広域電力供給システムの中から、発電異常のあるＰＶシステムを検出して特定する方法について以下に説明する。

その手順としては、各ＰＶシステムの、太陽光発電量Ｄ（ｋＷ）、日射量Ｎ（ｍＷ／ｃｍ²）、パネル温度Ｔ_P（℃）の３項目の同時刻での瞬時値から、各ＰＶシステムの換算太陽光発電量Ｓ（ｋＷ）を算出した上で、その１００軒のＳの平均値Ｈ₁₀₀を求め、この平均値からの各々の出力保存率Ｒ（％）を得て比較することで、発電異常のあるＰＶシステムを検出する。

各ＰＶシステムの換算太陽光発電量Ｓは、次の第（１）式から求められる。
Ｓ＝Ｄ×（１００／Ｎ）×［１００／｛１００−（Ｔ_k−Ｔ_p）ｒ｝］…（１）
ここで、ｒは低減率であり、Ｔ_kは基準温度である。なお、低減率ｒは太陽電池の製法および構造により定まった値を示す。

出力保存率Ｒは第（２）式で求められる。
Ｒ＝（Ｓ／Ｈ₁₀₀）×１００…（２）
Ｘ地点に設置したＰＶシステムの出力保存率ＲX値の小さい方（発電性能低下が大きい）から並べると、Ｒ₄；９３．２％、Ｒ₅₂；９６．６％、Ｒ₆₈；９７．０％、Ｒ₇₇；９９．１％であった。このようにして、他パネル発電データ比較６１ａを行ない、最も小さいＲ₄値を有する第４地点のＰＶシステムが最も発電性能低下の大きいことが一元管理側から瞬時に特定および検出することができる。

このデータ演算処理により、停止信号６２ａを出力６２してインバータ機器５２を停止でき、同時に、保守依頼データ６２ｂから保守会社パーソナルコンピュータ５８にインターネット５９を介して第４地点のＰＶシステムの保守指示が行なえた。保守会社によりＰＶシステムをチェックしたところ、モジュールの一部にたまたま枯葉が固着して発電低下をもたらしていたので取除いた。これら一連の処理手順を図６のフローチャートに示す。図６において、ステップＳＰ１１において太陽光発電量が５分ごとに入力され、ステップＳＰ１２において、日射量とパネル温度が入力される。ステップＳＰ１３において換算太陽光発電量の演算が行なわれ、ステップＳＰ１４で出力保存率の算出演算が行なわれる。

ステップＳＰ１５において出力保存率の比較演算が行なわれ、ステップＳＰ１６において発電異常システム検出演算が行なわれ、ステップＳＰ１７において保守依頼が行なわれる。なお、復旧は保守会社のパーソナルコンピュータから電力会社への連絡で、再びＰＶシステムが起動される。

図７は一元管理におけるインバータ過熱検出態様の手順を示すフローチャートである。図６に示した処理と並行して行なわれるインバータの動作状態検出から、保守に至るまでを再び図５および図７を参照して説明する。図７に示すステップＳＰ２１において、インバータ状態６０ｄに１２０℃以上のインバータ加熱信号が入ったときには、故障診断６１ｂにその状態が伝えられ、直ちに停止信号６２ａがＰＶシステム側に送出され、ＰＶシステムを停止させる。同時に、ステップＳＰ２２において保守依頼データ６２ｂにその状態が伝わって保守会社のパーソナルコンピュータに連絡され、処理が実施される。

図８は一元管理におけるパネルリーク検出態様の手順を示すフローチャートである。図８のステップＳＰ３１において、パネルリーク（漏洩電流）６０ｅが入力され、ステップＳＰ３２において、パネルリークが２０ｍＡ以上になったか否かが判別され、２０ｍＡ以上になると、ステップＳＰ３３においてパネルリークが５０ｍＡ以上になったかが判別され、２０〜５０ｍＡのレベルまで増加した場合には、故障診断６１ｂにより、ステップＳＰ３４でＰＶシステムの停止が行なわれ、ステップＳＰ３５で保守依頼６２ｂが行なわれる。同時に、パネルリーク電流６０ｅの値が５０ｍＡを超える異常値になったときには、停止信号６２ａがデータ処理装置５３を介してインバータ機器５２に伝えられ、ＰＶシステムが停止する。このようにして、電気保安上問題のある発電設備だけを保守のために即時に停止し、修理するべきＰＶシステムが検出できる。

図９は一元管理における太陽光発電量積算の手順を示すフローチャートである。図９のステップＳＰ４１において太陽光発電量が入力され、ステップＳＰ４２において５分経過したかが判別される。ステップＳＰ４３で５分平均電力量が演算され、ステップＳＰ４４で積算値が保存される。これらは、ユーザへのサービスの一貫として、図５の発電データ加工６１ｃは、太陽光発電量６０ａの５分ごとの瞬時値ｋＷを５分間の平均値とみなし、発電電力量ｋＷを計算加工した上でユーザ参照６２ｃに保存される。電力料金計算６１ｄは、ユーザ消費電力６０ｆより、小口契約額単価２４円を用いて月間の料金請求６２ｄを、インターネット５７を介してユーザのパーソナルコンピュータ５６に対して行なわれる。その計算式は、第（３）式で行なわれる。

ユーザ月間電力料金（円）＝ユーザ月間消費電力量（ｋＷｈ）×
単価（円／ｋＷｈ）×（１−設置場所貸与割引率（％）／１００） …（３）
この実施形態では、設置場所貸与割引率としては５％を適用した。これら一連の処理手順は図１０に示すフローチャートで表わされる。図１０において、ステップＳＰ５１においてユーザ消費電力が入力され、ステップＳＰ５２で月間消費電力量が積算される。ステップＳＰ５３でユーザ月間電力料金の演算が行なわれ、ステップＳＰ５４で料金請求が行なわれる。なお、料金計算はユーザがパーソナルコンピュータ５６を所有して稼働している場合には有効であるが、並行して従来のように電力会社から郵送で請求および銀行引落しなども行なえる。

また、ユーザ参照６２ｃ，料金請求６２ｄなどのデータは、ユーザのパーソナルコンピュータ側からインターネット５７を介して随時読取ることができ、自家屋根を電力会社に貸すことで、自然エネルギー利用に貢献していることが認識できる。上述の説明の他に、ユーザ参照データとしては、各月の消費電力量，料金および銀行口座からの引落し日など、従来からの情報の他、時間帯別の電力消費量、屋根設置の太陽光発電量、自然エネルギー活用による石油節約量およびＣＯ₂削減量などを含めることも可能である。

さらに、積算集計６１ｅ，解析用保存６１ｆは、それぞれ逆潮流電力６０ｇ，動作電流負荷６０ｈなどの各種データが自動的に集計，保存される。その他、コンピュータ５５に関わるすべてのデータを保存することも容易である。

図１１はこの発明の実施形態における電力会社のコンピュータ装置内のデータ処理を示す図である。インバータ内のデータ処理装置（図５に示す５３）は、専用回線あるいはインターネットで図１１に示す接続ポート７０ａと結線され、コンピュータ７３（図５の５５と同じ）と双方向のデータ信号伝達が可能になっている。他のＰＶシステムからは、同様に接続ポート７０ｂ，７０ｘで信号伝達が並列的に行なえるようになっている。また、個人ユーザのパーソナルコンピュータ（図５の５６）とは接続ポート７１ａで同様に接続されている。他の発電システムが取付けられた個人ユーザのパーソナルコンピュータとは、同様に接続ポート７１ｂで接続される。また、保守を行なう業者のコンピュータ（図５の５８）とは接続ポート７２で接続される。

コンピュータ７３は、中央演算装置（以下、ＣＰＵと称する）７４により、システムディスク７５内のソフトウェアがコンピュータ全体の基本動作を制御する。太陽光発電システムの起動，停止，発電データ要求などは、システムディスク７５から信号線７６，ＣＰＵ７４，信号線７７およびポート７０ａを介して太陽光発電システム側のデータ処理装置（図５の５３）に伝えられる。その結果、データ処理装置から再びポート７０ａを介して、メモリ領域７８の受信データメモリ７８ａ１に、太陽光発電量，日照量，気温，逆潮流電力量，ユーザの消費電力量などの各種情報が保存される。また、ユーザ情報メモリ７８ａ２には、契約者情報，割引率，取引銀行情報，太陽光発電システムの基礎データ、つまりシステム構成，発電能力，場所など、半固定的な情報が蓄えられている。

他のＰＶシステム設置ユーザについては、受信データメモリ７８ｂ１，ユーザ情報メモリ７８ｂ２などに同様のデータが蓄積される。これらの部分はユーザ数に応じて適宜創設することができる。また、これらの領域７８には、当該広域発電網以外からの日照量，気温など各種情報を蓄える複数のメモリ７９ａ，７９ｂ，７９ｃを設けておくことで、図示しないポートを介して必要な情報を取込み，保存しておくことで発電量予測などに利用できる。

上記メモリはＲＡＭ（ランダムアクセスメモリ）で構成する例について説明したが、ハードディスクなどのメモリを用いることももちろん可能である。これらメモリ７８，７９に示すデータ量は時間経過とともに膨大な量になるので、たとえば時間集計データは１ヶ月後には日ごとの積分データなどに変換し、かつデータ圧縮してデータバス８０を介して順次大型のデータ記憶装置８１に半永久的なデータファイルとして保存していく。

次に、各ＰＶシステムの動作状況を把握する部分について説明する。システムディスク７５内のソフトウェアの指令により、定期的に受信データメモリ７８ａ１，７８ｂ１などの内部に保存された各システムの発電データを、日照量，気温など各種情報を蓄えるメモリ７９の内容、あるいはデータ記憶装置８１の内容をＣＰＵ７４により比較・演算・参照などのデータ処理を行なうことで、発電低下を来たしているＰＶシステムの検出などを行なう。

これらの結果や履歴についてもユーザ情報メモリ７８ａ２に保存しておく。このように、発電状態が正常でないＰＶシステムが発見されたときには、自動的にポート７２を介して保守会社のコンピュータ（図５の５８）と自動接続され、保守に必要な情報（故障モード，場所など）とともに保守依頼を自動発信する。この情報は同時にポート７１ａを介して個人ユーザのパーソナルコンピュータ（図５）にも連絡される。その後、保守，ユーザ，電力網の３つのコンピュータ網で保守日程の決定などを、人も介在させながら保守に必要な修理日程などの決定や、付随する各種の情報交換もキーボード入力付き表示装置８４からの操作により行なわれる。保守が完了した後に、該当の発電設備を一元管理の電力網組織側より再び発電設備を起動させ、再び発電動作状態とすることができる。

次に、ユーザの電力料金について説明する。電力会社コンピュータ１０からはユーザに対して定期的に、たとえば月間の電力使用量（ｋＷｈ）や、割引率を加味した電力料金の請求内容がＣＰＵ７４からプリンタ８２で印字紙８３に印字されユーザに郵送される。ユーザの要求でこれらの電力使用に関わる情報と、太陽光発電量などのデータとともにポート７１ａを介してユーザパーソナルコンピュータ（図５）に表示される。

また、電力会社内では、ＣＰＵ７４に接続されたキーボード入力付き表示装置８４で全体あるいは詳細部分について表示しながらシステムディスク７５の内容を随時書換えることなどを含め、電力網全体の有機的な管理を可能としている。

この実施形態の広域の電力供給システムで、ユーザおよび電力会社における２０年間のそれぞれの費用試算（相対値）を表１に比較例とともに示す。

比較例は、ユーザ自らがＰＶシステムを購入する場合であり、設備等費は２７０で、電力費はＰＶシステムの商用系統と連携し売買電力が等しくなるため０となる。保守費は２０年間で２０と見積もる。その合計は２９０となる。この実施形態では、電力会社がＰＶシステムを購入するため、ユーザの設備費は０であり、電力費とはユーザが使用した正味電力に対しての費用であり３００となる。しかし、電力会社へＰＶ設置場所を貸しており、収入１５が得られる。したがって、この収支合計は２８５となる。

一方、電力会社においては、この実施形態の適用でＰＶシステムを１軒当りの設備等費は大量一括購入により個人ユーザでの２７０に対し２６０となる。装置設置場所費用の１５はユーザの屋根を２０年間借用する費用である。配電線維持費の−２０は、多数のＰＶシステムがユーザの真近に設置されることで、これまで夏の昼間でのピーク電力値を低減して、配電線の容量低減や電力ピークのための余剰大型発電設備を削減できる効果などから生じる。保守費はユーザが個別に依頼する場合の２０に対し、保守業務集中専業化で合理化できるため、１０まで大幅削減される。管理運営費は、多数のＰＶシステムを一括管理運営するための費用で１０を計上した。電力売上−３００はユーザ電力費と同額である。以上を合計すると電力会社は１５の利益を得ることができる。

以上の試算から、ユーザは従来（比較例）よりも５だけ安く電力購入が可能になり、電力会社も１５の利潤が得られることになる。

上述の実施形態は、ＰＶシステムの場合について説明したが、ＰＶ以外の燃料電池，風力発電，エンジン発電などの小規模発電設備が、これらを適宜組合せた小規模発電設備の場合にも適用が可能なことは言うまでもない。このような小規模発電設備を多数含む電力系統の運用は、災害時に特定地域だけの発電管理運営も可能となり、大規模発電を中心とした従来の発電システムよりも安全面で強化されることで有用なものとなる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ 電力会社、２ ユーザ、３ 小規模発電システム、４ 場所提供、５ 電力供給、６ 逆潮流電力、１０ 料金、１１ 保守・修理会社、１２ 保守依頼、１３ 保守、２０ 大規模発電設備、２１ 送電線、２２ １次変電所、２３ 送電線、２４ ２次変電所、２５ 系統、２６ 小口電力ユーザ、２７，２９ 矢印、２８ａ，２８ｂ，２８ｃ ユーザ、３０ 電力会社コンピュータ、３１，３２，３３ 専用通信線、３４ ＣＡＴＶ線の配線、３５ 配線、３６ａ，３６ｂ，３６ｃ ユーザ個人のパーソナルコンピュータ、３７，５７ インターネット、４０ パネル、４１ 南側屋根面、４２ 電力、４３１ バータ機器、４４ 配電箱、４５ 屋内配線、４６ テレビ、４７ エアコン、４８ 商用電力系統、４９ 各戸引込み配線、５１ 太陽電池パネル、５２ インバータ機器、５３ データ処理装置、５４ 専用回線、５５，５８，７３ コンピュータ、５６ パソコン、５９ インターネット、６０ 入力データ列、６０ａ 太陽光発電量、６０ｂ 日照量、６０ｃ 気温、６０ｄ インバータ状態、６０ｅ パネルリーク電流、６０ｆ ユーザ消費電力、６０ｇ 逆潮流電力、６０ｈ 動作電流負荷、６１ データ演算処理列、６１ａ 他パネル発電データ比較、６１ｂ 故障診断、６１ｃ 発電データ加工、６１ｄ 電力料金計算、６１ｅ 積算集計、６１ｆ 解析用保存、６２ 出力データ列、６２ａ 起動／停止信号、６２ｂ 保守依頼データ、６２ｃ ユーザ参照、６２ｄ 料金請求、６３ 日照計，温度計、７０ａ，７０ｂ，７０ｘ，７１ｂ，７２ 接続ポート、７４ ＣＰＵ、７５ システムディスク、７６，７７ 信号線、７８ メモリ領域、７８ａ１，７８ｂ１ 受信データメモリ、７８ａ２，７８ｂ２ ユーザ情報メモリ、７９ａ，７９ｂ，７９ｃ メモリ、８０ データバス、８１ データ記憶装置、８２ プリンタ、８３ 印字紙、８４ 表示装置、９１ ユーザ、９２ ＰＶシステム、９３ 電力会社、９４ ＰＶ電力、９５ 逆潮流電力、９６ 電力料金、９７ 商用電力、９８ 料金、９９ 発電データ、１００ ＰＶメーカ他、１０１ 保守依頼、１０２ 保守など。

Claims (12)

1. 個別小規模発電装置を管理する管理装置であって、
   複数の個別小規模発電装置の発電に関するデータとして、前記個別小規模発電装置の発電量データおよび前記個別小規模発電装置の設置された場所の気象条件を示すデータを収集し、
   前記個別小規模発電装置の前記発電量データおよび前記個別小規模発電装置の設置された場所の気象条件を示すデータを用いて、前記個別小規模発電装置が気象条件の基準状態の下に置かれたとすれば得られる発電量である換算発電量を前記複数の個別小規模発電装置について算出し、
   前記算出した換算発電量の大小を比較することにより、前記複数の個別小規模発電装置の中から発電性能低下の大きい個別小規模発電装置を検出し、
   前記発電性能低下の大きい個別小規模発電装置に関する情報を発信する、個別小規模発電装置の管理装置。
2. 前記管理装置は、前記複数の個別小規模発電装置について算出した前記換算発電量の中で最小値のものを特定することにより前記発電性能低下の大きい個別小規模発電装置を検出する、請求項１に記載の個別小規模発電装置の管理装置。
3. 前記管理装置は、前記複数の個別小規模発電装置について算出した前記換算発電量の平均値を算出し、前記換算発電量が前記平均値より小さくかつ前記平均値と前記換算発電量との差分が前記平均値の１０％程度である前記換算発電量を特定することにより前記発電性能低下の大きい個別小規模発電装置を検出する、請求項１に記載の個別小規模発電装置の管理装置。
4. 前記個別小規模発電装置とは太陽光発電装置であり、
   前記気象条件を示すデータとは前記太陽光発電装置への日射量および前記太陽光発電装置のパネル温度を示すデータである、請求項１から３のいずれか１項に記載の個別小規模発電装置の管理装置。
5. 前記管理装置は、以下の式を用いて前記換算発電量を算出する、請求項４に記載の個別小規模発電装置の管理装置。
   Ｓ＝Ｄ×（１００／Ｎ）×［１００／｛１００−（Ｔｋ−Ｔｐ）×ｒ｝］
   ただし、Ｓは前記換算発電量、Ｄは前記発電量データ、Ｎは前記太陽光発電装置への日射量、Ｔｋは気象条件の基準状態であるパネル基準温度、Ｔｐは前記太陽光発電装置のパネル温度、ｒは前記太陽光発電装置のパネル温度１℃の上昇に対して前記太陽光発電装置の発電量が低減する割合である低減率である。
6. 前記複数の個別小規模発電装置は気象条件が同一とみなされる地域内に設置された、請求項１から５のいずれか１項に記載の個別小規模発電装置の管理装置。
7. 個別小規模発電装置を管理する管理装置と、
   コンピュータと、
   前記コンピュータに接続された表示装置とを備え、
   前記管理装置は、
   複数の個別小規模発電装置の発電に関するデータとして、前記個別小規模発電装置の発電量データおよび前記個別小規模発電装置の設置された場所の気象条件を示すデータを収集し、
   前記個別小規模発電装置の発電量データおよび前記個別小規模発電装置の設置された場所の気象条件を示すデータを用いて、前記個別小規模発電装置が前記気象条件の基準状態の下に置かれたとすれば得られる発電量である換算発電量を前記複数の個別小規模発電装置について算出し、
   前記算出した換算発電量の大小を比較することにより、前記複数の個別小規模発電装置の中から発電性能低下の大きい個別小規模発電装置を検出し、
   前記発電性能低下の大きい個別小規模発電装置に関する情報を発信し、
   前記コンピュータは、前記管理装置から発信された前記情報を受信して、受信した前記情報を前記表示装置に表示させる、電力供給システム。
8. 前記管理装置は、前記複数の個別小規模発電装置について算出した前記換算発電量の中で最小値のものを特定することにより前記発電性能低下の大きい個別小規模発電装置を検出する、請求項７に記載の電力供給システム。
9. 前記管理装置は、前記複数の個別小規模発電装置について算出した前記換算発電量の平均値を算出し、前記換算発電量が前記平均値より小さくかつ前記平均値と前記換算発電量との差分が前記平均値の１０％程度である前記換算発電量を特定することにより前記発電性能低下の大きい個別小規模発電装置を検出する、請求項７に記載の電力供給システム。
10. 前記個別小規模発電装置とは太陽光発電装置であり、
    前記気象条件を示すデータとは前記太陽光発電装置への日射量および前記太陽光発電装置のパネル温度を示すデータである、請求項７から９のいずれか１項に記載の電力供給システム。
11. 前記管理装置は、以下の式を用いて前記換算発電量を算出する、請求項１０に記載の電力供給システム。
    Ｓ＝Ｄ×（１００／Ｎ）×［１００／｛１００−（Ｔｋ−Ｔｐ）×ｒ｝］
    ただし、Ｓは前記換算発電量、Ｄは前記発電量データ、Ｎは前記太陽光発電装置への日射量、Ｔｋは気象条件の基準状態であるパネル基準温度、Ｔｐは前記太陽光発電装置のパネル温度、ｒは前記太陽光発電装置のパネル温度１℃の上昇に対して前記太陽光発電装置の発電量が低減する割合である低減率である。
12. 前記複数の個別小規模発電装置は気象条件が同一とみなされる地域内に設置された、請求項７から１１のいずれか１項に記載の電力供給システム。

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