JP5914830B2

JP5914830B2 - 管理装置及び端末装置

Info

Publication number: JP5914830B2
Application number: JP2014149496A
Authority: JP
Inventors: 農士三瀬; さつき米田
Original assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Current assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Priority date: 2010-03-10
Filing date: 2014-07-23
Publication date: 2016-05-11
Anticipated expiration: 2030-03-10
Also published as: EP2535999A4; EP2535999A1; JP2011188689A; WO2011110923A1; JP5587641B2; CN102792543A; JP2014207864A; EP2894754A1; CN102792543B; US20130006831A1

Description

本発明は、管理装置及び端末装置に関する。

従来の電力供給システムとして、特許文献１に記載されているものがある。この従来例は、それぞれが太陽光発電システムなどの分散電源を有する第１の電力需要家群と、分散電源を有しない第２の電力需要家群とが共用電力系統に接続され、第１の電力需要家の分散電源で生じる余剰電力を共用電力系統を介して第２の電力需要家に供給するとともに、第１及び第２の電力需要家における電力供給の収支を電力制御装置で一元的に管理するものである。

特開２００６−１９１７４８号公報

特許文献１に記載されている従来例においては、第１の電力需要家群から共用電力系統に供給される余剰電力の電力量を個別に電力量計で計測するとともに、第２の電力需要家群に対して共用電力系統から供給される需要電力の電力量を個別に電力量計で計測し、それぞれの計測値を電力制御装置で収集している。そして、電力制御装置では既定の売買単価に基づき、第１の電力需要家が共用電力系統に供給した余剰電力の売電価格と、第２の電力需要家に対して共用電力系統から供給された需要電力の買電価格とを算出している。

しかしながら、上記従来例では、日々変動する余剰電力と需要電力の受給バランスに関係なく、既定の売買単価に基づいて買電価格及び売電価格が決定されるため、何れの電力需要家にとっても費用的なメリットが乏しくなる虞があった。

本発明は上記事情に鑑みて為されたものであり、その目的は、電力需要家同士で余剰電力を融通し合う場合の費用的なメリットを改善することができる管理装置及び端末装置を提供することにある。

本発明の管理装置は、電力需要家群の元に設置される複数の端末装置との間でデータ通信を行うとともに電力線を介して供給される余剰電力の売買価格を管理する管理装置であって、翌日以降における売電側の電力需要家群の元に設置された分散電源の発電量及び前記電力需要家群に含まれる電力需要家における需要電力量をそれぞれ予測するとともに、当該予測結果に基づいて前記翌日以降の余剰電力量を予測し、当該余剰電力量の予測結果をデータ通信によって前記複数の端末装置へ通知し、前記端末装置から通知される電力需要家による売買の意思確認情報に基づき、売買意思の有る前記電力需要家における前記余剰電力量の総量と前記需要電力量の総量とを算出するとともに当該余剰電力量の総量及び当該需要電力量の総量に応じて前記余剰電力の売買価格を設定し且つ当該売買価格をデータ通信によって前記複数の端末装置へ通知し、前記売買価格に対する電力需要家による売買の意思決定情報を、前記端末装置から受信することを特徴とする。

本発明の端末装置は、前記管理装置と、売電側の電力需要家群の元にそれぞれ設置された複数の分散電源と、当該分散電源に生じる余剰電力を買電側の電力需要家の元に供給するための電力線と、前記売電側の電力需要家群並びに当該買電側の電力需要家群の元にそれぞれ設置される複数の端末装置とで構成される電力供給システムに用いられることを特徴とする。

本発明の管理装置及び端末装置は、電力需要家同士で余剰電力を融通し合う場合の費用的なメリットを改善することができるという効果がある。

本発明に係る管理装置及び端末装置の実施形態を含む電力供給システムのシステム構成図である。本発明に係る端末装置の実施形態を示すブロック図である。同上の管理装置の演算処理部の動作を説明するためのフローチャートである。

以下、本発明を実施形態によって詳細に説明する。

図１は本発明に係る管理装置及び端末装置の実施形態を含む電力供給システムを示すシステム構成図である。電力会社の電力系統ＡＣから電力線Ｌｐを介して電力需要家の元に商用電源（例えば、100V/200Vの単相交流）が供給されている。ここで、電力需要家のうちで分散電源ＰＶが設置されている売電側の電力需要家を第１の電力需要家Ａ１，Ａ２，…と呼び、分散電源ＰＶが設置されていない買電側の電力需要家を第２の電力需要家Ｂ１，Ｂ２，…と呼ぶことにする。

第１の電力需要家Ａｉ(i=1,2,…)の元には、電力量計Ｍ、分電盤ＰＢ、負荷Ｌ、分散電源ＰＶ、端末装置ＴＵが設置されている。また図示は省略するが、第２の電力需要家群Ｂｊ(j=1,2,…)の元には分散電源ＰＶ以外の電力量計Ｍ、分電盤ＰＢ、負荷Ｌ、端末装置ＴＵが設置されている。

電力量計Ｍは電力線Ｌｐから分電盤ＰＢ側へ流れる電力量（以下、「下り電力量」と呼ぶ。）と、分散電源ＰＶから電力線Ｌｐに逆潮流する電力量（以下、「上り電力量」と呼ぶ。）とを個別に計測し、それぞれの計測値を伝送線Ｌｘを介して端末装置ＴＵへ伝送する。ただし、この種の電力量計Ｍは従来周知であるから、詳細な構成についての図示並びに説明は省略する。

分電盤ＰＢはボックス内に主幹ブレーカ（図示せず）並びに複数の分岐ブレーカ（図示せず）を収納してなり、電力系統ＡＣ又は分散電源ＰＶから供給される電力を分岐して負荷Ｌに配電している。

分散電源ＰＶは、太陽電池やパワーコンディショナ、解列開閉器などで構成される従来周知の系統連系形太陽光発電システムからなり、電力線Ｌｐへの逆潮流（売電）の実行／停止はパワーコンディショナによって制御される。なお、分散電源ＰＶは太陽光発電システムに限定されるものではなく、例えば、風力発電システムなどの自然エネルギーを利用した別の発電設備で構成されていても構わない。

端末装置ＴＵは、図２に示すように端末制御部１、データ通信部２、入力受付部３、表示部４、電力量計インタフェース（Ｉ／Ｆ）部５を備えている。データ通信部２は、通信線Ｌｓを介して管理装置ＳＳとの間でデータ通信を行う。電力量計Ｉ／Ｆ部５は、汎用のシリアル通信規格（ＲＳ２３２ＣやＲＳ４５８など）に準拠し、伝送線Ｌｘを介して電力量計Ｍから伝送される計測値のデータを受信するとともに受信した計測値データを端末制御部１に出力する。端末制御部１はＣＰＵやメモリなどで構成され、電力量計Ｉ／Ｆ部５から受け取った計測値データをデータ通信部２から通信線Ｌｓを介して管理装置ＳＳへ送信させる。表示部４は液晶ディスプレイなどの表示デバイスとその駆動回路を具備し、端末制御部１の制御の下で種々の情報（後述する）を液晶ディスプレイに表示する。入力受付部３は、表示部４の表示デバイスと組み合わされたタッチパネルからなり、当該タッチパネルで受け付けた入力を端末制御部１へ出力する。ただし、これらデータ通信部２、入力受付部３、表示部４、電力量計Ｉ／Ｆ部５については従来周知の技術で実現可能であるから詳細な構成についての図示並びに説明は省略する。

管理装置ＳＳは、図１に示すようにデータ通信部１０、演算処理部１１、記憶部１２を備えている。データ通信部１０は、通信線Ｌｓを介して端末装置ＴＵのデータ通信部２との間でデータ通信を行う。記憶部１２は、ハードディスクなどの大容量の記憶装置からなり、全ての電力需要家群（第１の電力需要家Ａｉと第２の電力需要家Ｂｊ）に関する情報を管理するためのデータベースを記憶している。このデータベースでは、各電力需要家に割り当てられた固有の識別符号（ＩＤ）毎に、需要電力量予測値、発電量予測値（第１の電力需要家群Ａｉのみ）、余剰電力量予測値（第１の電力需要家群Ａｉのみ）、売電意思（第１の電力需要家群Ａｉのみ）、買電意思（第２の電力需要家群Ｂｊのみ）、売電電力量実績値（第１の電力需要家群Ａｉのみ）、買電電力量実績値（第２の電力需要家群Ｂｊのみ）の各項目（フィールド）が設定されている。

需要電力量予測値とは、各電力需要家の負荷Ｌで翌日に消費される電力量の予測値である。発電量予測値とは、第１の電力需要家Ａｉの元の分散電源ＰＶで翌日に発電される発電量の予測値である。また、余剰電力量予測値とは、第１の電力需要家Ａｉにおける翌日の発電量予測値から翌日の需要電力量予測値を差し引いた差分の電力量である。ここで、管理装置ＳＳの演算処理部１１では、例えば、天気予報等の気象情報を提供しているウェブサイト（例えば、気象庁や各地方の地方管区気象台のホームページなど）からインターネットを通して取得する翌日の予想最高気温や予想日射量と各分散電源ＰＶの発電能力に基づいて翌日の発電量を予測する。また、演算処理部１１は、各電力需要家（第１の電力需要家Ａｉと第２の電力需要家Ｂｊ）毎に過去の電力消費の実績並びに天候などの履歴情報に基づいて翌日の需要電力量を予測する。なお、発電量や需要電力量を予測する方法は上記方法に限定されるものではない。

また「売電意思」とは、翌日の余剰電力量予測値がゼロより大きい場合に第２の電力需要家群Ｂｊに対して余剰電力を供給（売電）するか否かの意思であって、第１の電力需要家群Ａｉの元に設置されている端末装置ＴＵの入力受付部３で受け付けられる入力に基づいて択一的に決定される。同様に「買電意思」とは、翌日の余剰電力量予測値がゼロより大きい場合に第１の電力需要家群Ａｉから余剰電力の供給を受ける（買電する）か否かの意思であって、第２の電力需要家群Ｂｊの元に設置されている端末装置ＴＵの入力受付部３で受け付けられる入力に基づいて択一的に決定される。

さらに「売電電力量実績値」とは、第１の電力需要家群Ａｉの元に設置されている電力量計Ｍの計測値（上り電力量）であって、第１の電力需要家群Ａｉから第２の電力需要家群Ｂｊに対して供給（売電）された電力量である。同様に「買電電力量実績値」とは、第２の電力需要家群Ｂｊの元に設置されている電力量計Ｍの計測値（下り電力量）であって、第２の電力需要家群Ｂｊが第１の電力需要家群Ａｉから供給（買電）された電力量である。なお、売電電力量実績値及び買電電力量実績値についても、各電力需要家Ａｉ，Ｂｊの元に設置されている電力量計Ｍの計測値データに基づいて管理装置ＳＳの演算処理部１１で演算される。

次に、図３のフローチャートを参照しながら、管理装置ＳＳの演算処理部１１が行う処理を中心にして本実施形態の動作を説明する。

まず、管理装置ＳＳの演算処理部１１は、毎日一定の時刻（例えば、２０時００分）になると第１の電力需要家Ａｉの元に設置されている分散電源ＰＶの翌日の発電量を予測するとともに、第１の電力需要家Ａｉ並びに第２の電力需要家Ｂｊにおける負荷Ｌの翌日の需要電力量を予測し（ステップＳ１）、第１の電力需要家Ａｉの発電量予測値及び需要電力量予測値に基づいて翌日の余剰電力量を予測する（ステップＳ２）。そして、第１の電力需要家Ａｉにおける翌日の余剰電力量予測値がゼロよりも大きい場合、管理装置ＳＳの演算処理部１１は、第１の電力需要家Ａｉの端末装置ＴＵに対して当該余剰電力量予測値とともに売電意思の確認要求をデータ通信部１０から送信させ、第２の電力需要家Ｂｊの端末装置ＴＵに対しては前記需要電力量予測値とともに買電意思の確認要求をデータ通信部１０から送信させる（ステップＳ３）。

一方、第１の電力需要家Ａｉにおいては、管理装置ＳＳから受け取った翌日の余剰電力量予測値が端末装置ＴＵの表示部４に表示され、第２の電力需要家Ｂｊにおいては、管理装置ＳＳから受け取った翌日の需要電力量予測値が端末装置ＴＵの表示部４に表示される。そして、それぞれの電力需要家Ａｉ，Ｂｊにおいて、端末装置ＴＵの入力受付部３で売電意思又は買電意思の有無が受け付けられると、当該売電意思又は売電意思の情報（有無）が端末装置ＴＵのデータ通信部２より通信線Ｌｓを介して管理装置ＳＳへ送信される。

管理装置ＳＳの演算処理部１１は、データ通信部１０で受信した売電意思及び買電意思の情報をデータベースにおける各電力需要家Ａｉ，Ｂｊ毎の売電意思及び買電意思のフィールドに格納する。そして演算処理部１１は、データベースを参照して売電意思有りとした第１の電力需要家Ａｉの余剰電力量予測値の総量を算出するとともに（ステップＳ４）、買電意思有りとした第２の電力需要家Ｂｊの需要電力量予測値の総量を算出する（ステップＳ５）。さらに演算処理部１１は、余剰電力量予測値の総量と需要電力量予測値の総量とに基づいて翌日の売買価格を設定し（ステップＳ６）、設定した売買価格を各電力需要家Ａｉ，Ｂｊの端末装置ＴＵに対してデータ通信部１０より送信する（ステップＳ７）。ここで、演算処理部１１では、余剰電力量予測値の総量が需要電力量予測値の総量よりも多い場合（供給過多の場合）は売買価格を相対的に低めに設定し、反対に余剰電力量予測値の総量が需要電力量予測値の総量よりも少ない場合（需要過多の場合）は売買価格を相対的に高めに設定する。

各電力需要家Ａｉ，Ｂｊにおいては、管理装置ＳＳから受け取った売買価格が端末装置ＴＵの表示部４に表示され、当該売買価格を考慮して売電意思及び買電意思が変更される場合が有る。そして、端末装置ＴＵの入力受付部３で売電意思又は買電意思の変更（有無）が受け付けられると、当該売電意思又は売電意思の情報が端末装置ＴＵのデータ通信部２より通信線Ｌｓを介して管理装置ＳＳへ送信される。

管理装置ＳＳの演算処理部１１は、意思確認の締め切り時刻（例えば、２３時００分）を経過するまではステップＳ４〜ステップＳ７の処理を繰り返す（ステップＳ８）。そして、演算処理部１１は前記締め切り時刻を経過した時点で翌日の売買価格を決定（確定）し、確定した売買価格を各電力需要家Ａｉ，Ｂｊの端末装置ＴＵに対してデータ通信部１０より送信させる（ステップＳ９）。

上述のように本実施形態によれば、分散電源ＰＶを有する第１の電力需要家群Ａｉにおける翌日の余剰電力量と、分散電源ＰＶを有しない第２の電力需要家群Ｂｊにおける翌日の需要電力量とを管理装置ＳＳで予測し、それぞれの予測値に基づいて管理装置ＳＳが翌日の売買価格を設定するとともに、当該売買価格に対する第１の電力需要家群Ａｉの売電意思と第２の電力需要家群Ｂｊの買電意思に応じて売買価格を調整しているので、従来例と比較して、電力需要家Ａｉ，Ｂｊ同士で余剰電力を融通し合う場合の費用的なメリットを改善することができる。

ところで、第１の電力需要家群Ａｉにおける余剰電力量予測値の総量と、第２の電力需要家群Ｂｊへ実際に供給された需要電力量（買電電力量）の総量とが一致するとは限らない。さらに、実際に電力が供給されるときの電路の距離（電力線Ｌｐの長さ）が均一でないため、例えば、第１の電力需要家Ａ１，Ａ２から第２の電力需要家Ｂ１に余剰電力を供給する場合、第１の電力需要家Ａ１から第２の電力需要家Ｂ１までの電力線Ｌｐの長さが第１の電力需要家Ａ２から第２の電力需要家Ｂ１までの電力線Ｌｐの長さよりも相当に長くなるときがある。この場合、第２の電力需要家Ｂ１までの電力線Ｌｐの長さが長い第１の電力需要家Ａ１の方が第１の電力需要家Ａ２よりも電力供給の点で不利になる。つまり、電路の距離が大きくなるにしたがって電力線Ｌｐの電気抵抗による電圧降下も大きくなり、相対的に高い電圧で送電する必要が生じてしまうからである。

そこで、余剰電力量予測値の総量よりも実際の買電電力量の総量が少なかった場合、管理装置ＳＳの演算処理部１１は、買電電力量の総量に売買価格（単価）を乗算して求めた売買料金の総額を、余剰電力量予測値の総量に対する割合に応じて、第１の電力需要家群Ａｉに配分する。反対に余剰電力量予測値の総量が実際の買電電力量の総量よりも少なかった場合、管理装置ＳＳの演算処理部１１は、売電電力量の総量に売買価格（単価）を乗算して求めた売買料金の総額を、需要電力量予測値の総量に対する割合に応じて、第２の電力需要家群Ｂｊに配分する。このようにすれば、第１の電力需要家群Ａｉ及び第２の電力需要家Ｂｊがそれぞれ公平に売買料金を取得あるいは負担することができる。

なお、上述のように余剰電力量予測値の総量と実際の需要電力量（買電電力量）の総量との間に大きな開き（差）が生じる状況が長く（例えば、１週間）続いた場合、管理装置ＳＳの演算処理部１１が余剰電力量予測値の総量と実際の需要電力量の総量との差分に応じて売買価格を調整することが望ましい。すなわち、売買価格を調整することで売電意思有り若しくは買電意思有りとする電力需要家（第１の電力需要家Ａｉ又は第２の電力需要家Ｂｊ）の数を増やし、それによって余剰電力量や需要電力量を増やして、売買されずに無駄になる電力を減少させることができる。

ところで、第２の電力需要家群Ｂｊでは第１の電力需要家群Ａｉから余剰電力の供給を受ける代わりに、電力会社の電力系統ＡＣから電力供給を受ける（買電する）ことも可能である。そこで、電力会社から購入（買電）するときの買電価格（電気料金）を管理装置ＳＳから第２の電力需要家群Ｂｊの元の端末装置ＴＵに通知し、端末装置ＴＵの表示部４に当該買電価格を表示（提示）する。そして、第２の電力需要家Ｂｊにおいて、端末装置ＴＵの入力受付部３で第１の電力需要家Ａｉと電力会社の何れから買電するかという買電先の決定情報が受け付けられると、当該買電先決定情報が端末装置ＴＵのデータ通信部２より通信線Ｌｓを介して管理装置ＳＳへ送信される。

管理装置ＳＳの演算処理部１１は、データ通信部１０で受信した買電先決定情報に基づいて余剰電力の売買価格を決定する。具体的には、複数の第２の電力需要家Ｂｊのうちで買電先として第１の電力需要家Ａｉを選択した数が電力会社を選択した数よりも多ければ余剰電力の売買価格を相対的に低めに設定し、第１の電力需要家Ａｉを選択した数が電力会社を選択した数よりも少なければ余剰電力の売買価格を相対的に高めに設定する。

上述のようにして余剰電力量の売買価格を調整すれば、売買されずに無駄になる電力を減少させることができる。

また、第１の電力需要家群Ａｉでは第２の電力需要家群Ｂｊに余剰電力を供給する代わりに、電力会社の電力系統ＡＣに逆潮流する（売電する）ことも可能である。そこで、電力会社に売電するときの売電価格（電力会社の買取料金）を管理装置ＳＳから第１の電力需要家群Ａｉの元の端末装置ＴＵに通知し、端末装置ＴＵの表示部４に当該売電価格を表示（提示）する。そして、第１の電力需要家Ａｉにおいて、端末装置ＴＵの入力受付部３で第２の電力需要家Ｂｊと電力会社の何れに売電するかという売電先の決定情報が受け付けられると、当該売電先決定情報が端末装置ＴＵのデータ通信部２より通信線Ｌｓを介して管理装置ＳＳへ送信される。

管理装置ＳＳの演算処理部１１は、データ通信部１０で受信した売電先決定情報に基づいて余剰電力の売買価格を決定する。具体的には、複数の第１の電力需要家Ａｉのうちで売電先として第２の電力需要家Ｂｊを選択した数が電力会社を選択した数よりも多ければ余剰電力の売買価格を相対的に高めに設定し、第２の電力需要家Ｂｊを選択した数が電力会社を選択した数よりも少なければ余剰電力の売買価格を相対的に低めに設定する。

上述のようにして余剰電力量の売買価格を調整すれば、売買されずに無駄になる電力を減少させることができる。なお、本実施形態では管理装置ＳＳの演算処理部１１が予測する余剰電力量及び需要電力量を翌日分のみとしたが、例えば、１週間分の天気予報に基づいて翌々日から最長で１週間先までの余剰電力量及び需要電力量を予測して同様に処理することができる。

Ａｉ第１の電力需要家（売電側の電力需要家）
Ｂｊ第２の電力需要家（買電側の電力需要家）
ＰＶ分散電源
ＴＵ端末装置
ＳＳ管理装置
Ｌｐ電力線

Claims

電力需要家群の元に設置される複数の端末装置との間でデータ通信を行うとともに電力線を介して供給される余剰電力の売買価格を管理する管理装置であって、
翌日以降における売電側の電力需要家群の元に設置された分散電源の発電量及び前記電力需要家群に含まれる電力需要家における需要電力量をそれぞれ予測するとともに、当該予測結果に基づいて前記翌日以降の余剰電力量を予測し、当該余剰電力量の予測結果をデータ通信によって前記複数の端末装置へ通知し、
前記端末装置から通知される電力需要家による売買の意思確認情報に基づき、売買意思の有る前記電力需要家における前記余剰電力量の総量と前記需要電力量の総量とを算出するとともに当該余剰電力量の総量及び当該需要電力量の総量に応じて前記余剰電力の売買価格を設定し且つ当該売買価格をデータ通信によって前記複数の端末装置へ通知し、
前記売買価格に対する電力需要家による売買の意思決定情報を、前記端末装置から受信することを特徴とする管理装置。
請求項１記載の管理装置と、売電側の電力需要家群の元にそれぞれ設置された複数の分散電源と、当該分散電源に生じる余剰電力を買電側の電力需要家の元に供給するための電力線と、前記売電側の電力需要家群並びに当該買電側の電力需要家群の元にそれぞれ設置される複数の端末装置とで構成される電力供給システムに用いられることを特徴とする端末装置。