(57)【要約】  電力管理サーバは、電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置と、前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバとに通信可能に接続される制御部を備える。制御部は、第１発電装置の状態を取得し、第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、第１発電装置の出力の減少に相当する電力を第２発電装置に供給させる供給要求を電力供給サーバに出力する。
2017146243.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置と、前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から前記電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバとに通信可能に接続される制御部を備え、
前記制御部は、
前記第１発電装置の状態を取得し、前記第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、前記第１発電装置の出力の減少に相当する電力を前記第２発電装置に供給させる供給要求を前記電力供給サーバに出力する、
電力管理サーバ。
【請求項２】
前記第１発電装置の状態に基づき、前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させる、請求項１に記載の電力管理サーバ。
【請求項３】
前記第１発電装置の状態に基づき、前記第１発電装置のメンテナンス時期を算出し、
前記メンテナンス時期における前記第２発電装置からの供給可能電力の予測値に基づいて、前記メンテナンス時期に前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させるか決定する、請求項２に記載の電力管理サーバ。
【請求項４】
前記メンテナンス時期に前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させないと決定した場合に、前記メンテナンス時期を再度算出する、請求項３に記載の電力管理サーバ。
【請求項５】
電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置と、
前記第１発電装置の状態を取得する電力管理サーバと、
前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から前記電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバと、を備え、
前記電力管理サーバは、前記第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、前記第１発電装置の出力の減少に相当する電力を前記第２発電装置に供給させる供給要求を前記電力供給サーバに出力する、電力管理システム。
【請求項６】
前記電力管理サーバは、前記第１発電装置の状態に基づき、前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させる、請求項５に記載の電力管理システム。
【請求項７】
前記電力管理サーバは、
前記第１発電装置の状態に基づき、前記第１発電装置のメンテナンス時期を算出し、
前記メンテナンス時期における前記第２発電装置からの供給可能電力の予測値に基づいて、前記メンテナンス時期に前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させるか決定する、請求項６に記載の電力管理システム。
【請求項８】
前記電力管理サーバは、前記メンテナンス時期に前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させないと決定した場合に、前記メンテナンス時期を再度算出する、請求項７に記載の電力管理システム。
【請求項９】
電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置と、前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から前記電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバとに通信可能に接続される電力管理サーバの電力管理方法であって、
前記第１発電装置の状態を取得するステップと、
前記第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、前記第１発電装置の出力の減少に相当する電力を前記第２発電装置に供給させる供給要求を前記電力供給サーバに出力するステップと
を含む、電力管理方法。
【請求項１０】
前記第１発電装置の状態に基づき、前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させるステップをさらに含む、請求項９に記載の電力管理方法。
【請求項１１】
前記第１発電装置の状態に基づき、前記第１発電装置のメンテナンス時期を算出するステップと、
前記メンテナンス時期における前記第２発電装置からの供給可能電力の予測値に基づいて、前記メンテナンス時期に前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させるか決定するステップと
をさらに含む、請求項１０に記載の電力管理方法。
【請求項１２】
前記メンテナンス時期に前記第１発電装置をメンテナンスモードに遷移させないと決定した場合に、前記メンテナンス時期を再度算出するステップをさらに含む、請求項１１に記載の電力管理方法。
【発明の詳細な説明】
【関連出願へのクロスリファレンス】
【０００１】
本出願は、日本国特許出願２０１６−３４８１１号（２０１６年２月２５日出願）の優先権を主張するものであり、当該出願の開示全体を、ここに参照のために取り込む。
【技術分野】
【０００２】
本開示は、電力管理サーバ、電力管理システム、及び電力管理方法に関する。
【背景技術】
【０００３】
電力事業者と高圧受電契約を結んでいる需要家は、電力事業者との契約電力を低くすることにより、基本電気料金を低くすることができる。需要家は、需要家施設に分散型電源装置を備えて、需要家施設内で電力を供給することにより、電力網からの受電電力を減らすことができる。需要家は、分散型電源装置の故障等によって受電電力が増加するリスクに備えて、電力事業者との間に自家発補給契約を結ぶことがある（例えば、特許文献１参照）。受電電力が増加して契約電力を超えるリスクに備えるためのコストが低減されることが望まれる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００７−６８２８８号公報
【発明の概要】
【０００５】
本開示の一実施形態に係る電力管理サーバは、制御部を備える。前記制御部は、電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置に通信可能に接続される。前記制御部は、前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から前記電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバに通信可能に接続される。前記制御部は、前記第１発電装置の状態を取得する。前記制御部は、前記第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、前記第１発電装置の出力の減少に相当する電力を前記第２発電装置に供給させる供給要求を前記電力供給サーバに出力する。
【０００６】
本開示の一実施形態に係る電力管理システムは、電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置を備える。前記電力管理システムは、前記第１発電装置の状態を取得する電力管理サーバを備える。前記電力管理システムは、前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から前記電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバを備える。前記電力管理サーバは、前記第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、前記第１発電装置の出力の減少に相当する電力を前記第２発電装置に供給させる供給要求を前記電力供給サーバに出力する。
【０００７】
本開示の一実施形態に係る電力管理方法は、電力管理サーバの電力管理方法である。前記電力管理サーバは、電力網に接続される需要家施設の負荷に電力を供給する第１発電装置に通信可能に接続される。前記電力管理サーバは、前記第１発電装置とは異なる第２発電装置から前記電力網への電力の供給を管理する電力供給サーバに通信可能に接続される。前記電力管理方法は、前記第１発電装置の状態を取得するステップを含む。前記電力管理方法は、前記第１発電装置がメンテナンスモードに遷移する情報を取得した場合、前記第１発電装置の出力の減少に相当する電力を前記第２発電装置に供給させる供給要求を前記電力供給サーバに出力するステップを含む。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】実施形態１に係る電力管理システムの概略構成例を示すブロック図である。
【図２】図１の需要家施設の概略構成例を示すブロック図である。
【図３】契約に係る動作の一例を示すシーケンス図である。
【図４】契約に係る動作の一例を示すシーケンス図である。
【図５】受電電力と発電電力との和の推移の一例を示すグラフである。
【図６】本実施形態に係る受電電力と発電電力との和の推移の一例を示すグラフである。
【図７】比較例１に係る受電電力と発電電力との和の推移の一例を示すグラフである。
【図８】比較例２に係る受電電力と発電電力との和の推移の一例を示すグラフである。
【図９】比較例３に係る受電電力と発電電力との和の推移の一例を示すグラフである。
【図１０】受電電力の管理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１１】電力管理サーバの処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１２】電力管理サーバの処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１３】第２電力事業者サーバの処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１４】実施形態２に係る電力管理サーバの処理手順の一例を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
需要家施設に分散型電源装置を備えた場合、分散型電源装置の故障時には、需要家施設の受電電力が増加しうる。この場合、電力事業者との契約電力が増加しうる。分散型電源装置の故障による契約電力の増加のリスクを回避するために、需要家は電力事業者との間に自家発補給契約を結ぶことがある。分散型電源装置等の自家発電設備によって発電した電力を利用する需要家は、自家発電設備によって発電した電力に相当する電力量を電力事業者からの電力供給を受けないことを常態とすることがある。自家発補給契約は、自家発電設備の発電電力を利用する需要家が、自家発電設備の検査若しくは補修、又は事故によって生じた不足電力に充てるために、電力事業者からの電力供給を受ける場合に適用される契約の種別を示す。自家発補給契約は、所定の契約料金の追加によって、受電電力が契約電力を超えた場合でも、電気料金の計算に用いられる契約電力を増やさない契約であるともいえる。
【００１０】
一方、分散型電源装置の故障を予防するメンテナンスを行うことで、契約電力の増加のリスクを回避することが考えられる。メンテナンス事業者は、各需要家施設の状況を監視して、分散型電源装置のメンテナンスの必要性を判断する。メンテナンス事業者が各需要家の状況を監視するために、遠隔監視システムが用いられることがある。
【００１１】
分散型電源装置を備える需要家施設において、上述の方法によって契約電力の増加を避けようとした場合、以下に示すようなことが起こりうる。
【００１２】
例えば、需要家が電力事業者との間に自家発補給契約を結ぶ場合、自家発補給契約に係るコストが発生する。自家発補給契約に係るコストは、電気の使用量とは関係なく発生するものであり、需要家にとって負担となりうる。
【００１３】
例えば、メンテナンス事業者は、需要家施設における消費電力がピークとなる時間帯及び時期を避けてメンテナンスを行う。メンテナンス作業が深夜又は休日等に行われる場合、メンテナンスに係る人件費が増加しうる。
【００１４】
契約電力を小さくするためにかかるコストは、低減されるとよい。
【００１５】
（実施形態１）
［システム構成］
図１に示されるように、電力管理システム１は、電力管理サーバ１０と第２電力事業者サーバ１２と需要家施設２とを備える。
【００１６】
電力管理サーバ１０は、電力網３から受電するｎ箇所の需要家施設２に通信可能に接続される。各需要家施設２は、第１需要家施設２−１〜第ｎ需要家施設２−ｎともいう。電力管理サーバ１０は、需要家施設２のメンテナンスを受託するメンテナンス事業者に設けられる。電力網３には、発電施設３０から電力が供給される。
【００１７】
発電施設３０は、第１電力事業者サーバ１１により制御される第１発電施設３１と、第２電力事業者サーバ１２により制御される第２発電施設３２とを備える。第１電力事業者サーバ１１及び第２電力事業者サーバ１２はそれぞれ、第１電力事業者及び第２電力事業者に設けられるサーバである。第１電力事業者及び第２電力事業者は、需要家施設２を保有する需要家と電力受給契約を結ぶ。需要家施設２を保有する需要家は、単に需要家ともいう。第１電力事業者及び第２電力事業者は、電力網３を介して、需要家施設２に電力を供給する。第１電力事業者及び第２電力事業者は、例えば、電力会社等の一般電気事業者、特定規模電気事業者、又は小売電気事業者等であってよいが、これらに限られるものではない。特定規模電気事業者は、ＰＰＳ（Power Producer and Supplier）ともいう。
【００１８】
電力管理サーバ１０は、制御部１０ａ、記憶部１０ｂ、及び通信部１０ｃを備える。第１電力事業者サーバ１１は、制御部１１ａ、記憶部１１ｂ、及び通信部１１ｃを備える。第２電力事業者サーバ１２は、制御部１２ａ、記憶部１２ｂ、及び通信部１２ｃを備える。
【００１９】
制御部１０ａ、１１ａ、及び１２ａは、例えば、プロセッサ等により構成される。制御部１０ａ、１１ａ、及び１２ａは、記憶部１０ｂ、１１ｂ、及び１２ｂにそれぞれ格納されているプログラムを取得し、プログラムを実行することによって、種々の機能を実現する。
【００２０】
記憶部１０ｂ、１１ｂ、及び１２ｂは、制御部１０ａ、１１ａ、及び１２ａからそれぞれ取得した情報を格納する。記憶部１０ｂ、１１ｂ、及び１２ｂは、制御部１０ａ、１１ａ、及び１２ａによって実行されるプログラム等をそれぞれ格納する。記憶部１０ｂ、１１ｂ、及び１２ｂは、例えば半導体メモリ、又は磁気ディスク等により構成されるが、これらに限られるものではない。
【００２１】
通信部１０ｃ、１１ｃ、及び１２ｃは、他のサーバ等との通信に用いられる。通信部１０ｃ、１１ｃ、及び１２ｃは、例えばＬＡＮ等のデバイスであるが、これに限られるものではない。通信部１０ｃ、１１ｃ、及び１２ｃは、他のサーバ等と有線及び／又は無線により通信することができる。
【００２２】
電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に通信可能に接続され、第２電力事業者に対する制御情報を出力する。制御情報には、例えば、第２電力事業者に対して、電力網３への電力供給を指示する情報が含まれる。電力網３への電力供給を指示する情報は、供給要求ともいう。第２電力事業者サーバ１２は、電力供給サーバともいう。
【００２３】
［需要家施設の構成例］
図２に示されるように、需要家施設２は、需要家施設サーバ２０と、分散型電源装置２１と、インバータ２２と、分電盤２３と、負荷２４と、電流センサ２５とを備える。需要家施設サーバ２０は、ＥＭＳ（Energy Management System）ともいう。需要家施設２を構成する各部は、その全て又は一部がメンテナンス事業者によるメンテナンスの対象となりうる。本実施形態においては、少なくとも分散型電源装置２１がメンテナンスの対象となる。需要家施設サーバ２０は、電力管理サーバ１０と通信可能に接続される。分電盤２３は、電力網３と接続される。
【００２４】
需要家施設サーバ２０は、制御部２０ａ、記憶部２０ｂ、及び通信部２０ｃを備える。需要家施設サーバ２０の制御部２０ａ、記憶部２０ｂ、及び通信部２０ｃは、電力管理サーバ１０の制御部１０ａ、記憶部１０ｂ、及び通信部１０ｃと同様に構成される。需要家施設サーバ２０は、通信部２０ｃを用いて電力管理サーバ１０と通信し、情報を送受信する。
【００２５】
需要家施設サーバ２０は、分散型電源装置２１と電流センサ２５とに通信可能に接続される。需要家施設サーバ２０の制御部２０ａは、分散型電源装置２１の状態を示す情報を取得し、記憶部２０ｂに格納する。制御部２０ａは、電流センサ２５から測定値を取得し、記憶部２０ｂに格納する。需要家施設サーバ２０は、分散型電源装置２１に対する制御指示を出力する。
【００２６】
分散型電源装置２１は、需要家施設サーバ２０に通信可能に接続される。分散型電源装置２１は、インバータ２２に接続される。分散型電源装置２１は、例えば、燃料電池装置２１ａと、蓄電池２１ｂとを備え、インバータ２２へ直流電力を出力する。燃料電池装置２１ａは、ガスを用いて発電する装置である。燃料電池装置２１ａは、例えば、固体酸化物形燃料電池であってよいし、固体高分子形燃料電池であってよいが、これらに限られない。固体酸化物形燃料電池は、ＳＯＦＣ（Solid Oxide Fuel Cell）ともいう。固体高分子形燃料電池は、ＰＥＦＣ（Polymer Electrolyte Fuel Cell）ともいう。蓄電池２１ｂは、インバータ２２から直流電力を受電して蓄電したり、蓄電した電力を直流電力としてインバータ２２に出力したりする。蓄電池２１ｂは、例えば、リチウムイオン電池などであるが、これに限られるものではない。分散型電源装置２１は、燃料電池装置２１ａと蓄電池２１ｂとを両方備えてよいし、どちらか一方だけを備えてよい。分散型電源装置２１は、燃料電池装置２１ａ又は蓄電池２１ｂを複数台備えてよい。分散型電源装置２１は、さらに太陽光パネル等の他の電源装置を備えてよい。分散型電源装置２１は、第１発電装置ともいう。第２電力事業者サーバ１２によって制御され、電力網３に電力を供給する第２発電施設３２は、第２発電装置ともいう。
【００２７】
インバータ２２は、分散型電源装置２１と分電盤２３とに接続される。インバータ２２は、分散型電源装置２１から直流電力を受電し、所定の電圧の交流電力に変換して分電盤２３に出力する。
【００２８】
分電盤２３は、インバータ２２と、負荷２４と、電力網３とに接続される。分電盤２３は、電力網３及びインバータ２２から交流電力を受電し、負荷２４に交流電力を供給する。分散型電源装置２１は、インバータ２２及び分電盤２３を介して負荷２４に接続される。つまり、分散型電源装置２１は、負荷２４に電力を供給可能に構成される。
【００２９】
電流センサ２５は、電力網３と分電盤２３とを接続する配線に設けられ、需要家施設サーバ２０に通信可能に接続される。電流センサ２５は、電力網３と分電盤２３とを接続する配線に流れる電流を測定し、電流の測定値を需要家施設サーバ２０に出力する。電流センサ２５は、スマートメータであってよい。
【００３０】
［需要家の結ぶ契約］
＜電力需給契約＞
電力網３には、第１電力事業者又は第２電力事業者から電力が供給される。需要家が第１電力事業者と電力受給契約を結ぶことによって、需要家施設２は、第１電力事業者が供給する電力を電力網３から受電する。
【００３１】
本実施形態においては、需要家と第１電力事業者との間の電力受給契約は、高圧受電契約であると仮定する。高圧受電契約とは、需要家施設２が電力網３から受電した電力が、契約に係る所定の電力を超えた場合、契約電力が更新され、今後の電気料金の基本料金部分が増加するというものである。需要家施設２が電力網３から受電した電力は、受電電力ともいう。契約に係る所定の電力は、契約電力ともいう。受電電力は、例えば、需要家施設２において単位時間内に受電した電力量の平均値として算出される。需要家施設２において単位時間内に受電した電力量の平均値は、デマンド電力ともいう。デマンド電力を算出するための単位時間は、デマンド時限ともいう。デマンド時限は、例えば３０分間等とされてよいが、これに限られない。
【００３２】
需要家施設サーバ２０は、需要家施設２の受電電力が契約電力を超えないように、負荷２４の消費電力の変動に応じて、分散型電源装置２１の出力を制御する。このようにすることで、第１電力事業者から需要家に対して請求される電気料金の増加が回避されうる。
【００３３】
＜メンテナンス契約＞
需要家がメンテナンス事業者とメンテナンス契約を結ぶことによって、需要家施設２に備えられる分散型電源装置２１は、メンテナンス事業者によるメンテナンスの対象となる。
【００３４】
メンテナンス事業者に設けられる電力管理サーバ１０は、需要家施設２の需要家施設サーバ２０から分散型電源装置２１に係る情報を取得する。分散型電源装置２１に係る情報は、例えば、分散型電源装置２１の稼働時間、発電電力若しくは放電電力、又はエラー履歴などを含むが、これらに限られない。
【００３５】
電力管理サーバ１０は、取得した情報に基づいて、分散型電源装置２１のメンテナンスの要否を決定する。電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のメンテナンスが必要であると決定した場合、例えば、メンテナンス作業の計画を立てたり、作業員に対してメンテナンス作業の指示を通知したりする。
【００３６】
［契約に基づく動作］
図３及び図４のシーケンス図に沿って、電力受給契約及びメンテナンス契約に基づく動作が実行される。
【００３７】
需要家施設２を保有する需要家は、第１電力事業者との間に電力受給契約を結ぶ（ステップＳ１０１）。この契約によって、需要家施設２は、第１電力事業者によって電力網３に供給される電力を受電することができる。本実施形態においては、需要家と第１電力事業者との間の電力受給契約は、高圧受電契約であると仮定する。
【００３８】
需要家は、メンテナンス事業者との間に分散型電源装置２１を含む需要家施設２に係るメンテナンス契約を結ぶ（ステップＳ１０２）。この契約によって、需要家施設２の各部は、メンテナンス事業者によるメンテナンスを受けることができる。メンテナンス事業者に設けられる電力管理サーバ１０は、需要家施設サーバ２０から分散型電源装置２１の状態を示す情報を取得し、メンテナンスの要否を決定することができる。例えば、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の稼働時間に基づき、定期的にメンテナンスを実施することを決定してよい。電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のエラー履歴などに基づき、分散型電源装置２１が故障に至らないようにメンテナンスを実施することを決定してよい。
【００３９】
本実施形態におけるメンテナンス契約には、不足電力補填に係る契約が付帯すると仮定する。不足電力補填は、分散型電源装置２１のメンテナンスによって、分散型電源装置２１の出力が不足した場合であっても受電電力が契約電力を超えないように、分散型電源装置２１の出力の減少に相当する電力をメンテナンス事業者から供給するというものである。分散型電源装置２１の出力の減少に相当する電力は、不足電力ともいう。
【００４０】
不足電力補填を可能にするために、メンテナンス事業者は、第２電力事業者との間に電力補填契約を結ぶ（ステップＳ１０３）。電力補填契約は、メンテナンス事業者と第２電力事業者との間に結ばれる電力受給契約である。この契約によって、需要家施設２は、第２電力事業者によって電力網３に供給された電力を受電して、不足電力の補填を受けることができる。メンテナンス事業者と第２電力事業者とは、運営主体が同一であってよい。
【００４１】
電力網３を介した電力の送配電は、電力網３へ供給される電力と、電力網３から受電される電力とが、全体としてつりあう必要がある。需要家施設２が受電した電力がどの電力事業者によって供給されたものであるかは、リアルタイムで確認されなくてよい。例えば、各デマンド時限において、各電力事業者によって電力網３に供給される電力と、各需要家施設２が受電した電力とがまとめて清算されてよい。
【００４２】
第１電力事業者は、電力網３に電力を供給する（ステップＳ１０４）。需要家施設２の負荷２４は、第１電力事業者により供給された電力を電力網３から受電する（ステップＳ１０５）。負荷２４は、分散型電源装置２１から出力された電力も受電する（ステップＳ１０６）。分散型電源装置２１から出力された電力は、発電電力ともいう。本実施形態において、分散型電源装置２１は、燃料電池装置２１ａと蓄電池２１ｂとを含む。燃料電池装置２１ａが発電する電力と蓄電池２１ｂが放電する電力とは、あわせて発電電力という。
【００４３】
負荷２４の消費電力は、需要家施設２の受電電力と分散型電源装置２１の発電電力との和である。例えば図５を参照して、負荷２４の消費電力は、各時間帯における受電電力と発電電力との和の推移として表される。
【００４４】
図５において、横軸は時刻を表している。縦軸は受電電力及び発電電力を表している。上向きの軸は、受電電力を表す。下向きの軸は、発電電力を表す。例えば「１２時」の記載に対応する棒グラフは、１２時から１４時までの時間帯における受電電力又は発電電力を示す。例えば「０時」の記載に対応する棒グラフは、０時から２時までの時間帯における受電電力又は発電電力を示す。他の時刻に対応する棒グラフは、「１２時」及び「０時」の例と同様に、各時刻を開始時刻とする２時間の受電電力又は発電電力を示す。各時間帯における受電電力及び発電電力はそれぞれ、白抜きの棒グラフ及び黒塗りの棒グラフで表される。図５において、受電電力は、各時間帯において電力網３から受電した電力を積算し、平均をとることで算出される。発電電力は、各時間帯において分散型電源装置２１から出力された電力を積算し、平均をとることで算出される。
【００４５】
図５を参照して、例えば１４時から１６時までの時間帯における受電電力は９０ｋＷであり、１日の最大値となっている。一方で、４時から６時までの時間帯における受電電力は５ｋＷであり、１日の最小値となっている。発電電力は、各時間帯において３０ｋＷで一定である。分散型電源装置２１は、故障又は異常が発生せず、メンテナンスもされない場合には、発電電力を一定に保つことができる。
【００４６】
図３に示されるように、需要家施設サーバ２０は、電流センサ２５の測定値を取得する（ステップＳ１０７）。需要家施設サーバ２０は、分散型電源装置２１の状態を示す情報を取得する（ステップＳ１０８）。需要家施設サーバ２０は、電流センサ２５の測定値に基づいて受電電力を算出し、受電電力が契約電力を超えないように、分散型電源装置２１の出力を制御する（ステップＳ１０９）。
【００４７】
需要家施設サーバ２０は、取得した情報を、電力管理サーバ１０に出力する（ステップＳ１１０）。電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態を示す情報を取得し、分散型電源装置２１の状態に基づいて、分散型電源装置２１のメンテナンスを行うか決定する（ステップＳ１１１）。電力管理サーバ１０が分散型電源装置２１のメンテナンスを決定した場合、分散型電源装置２１はメンテナンスモードに遷移する。
【００４８】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のメンテナンスのタイミングを決定する。メンテナンスのタイミングは、メンテナンス作業のコストと、分散型電源装置２１の停止又は出力減少による需要家施設２の受電電力の増加とを考慮して決定される。
【００４９】
＜本実施形態に係るメンテナンス＞
図６において、図５と同様に、負荷２４の消費電力は、各時間帯における受電電力と発電電力との和の推移として表される。図６に示されるグラフの軸及び棒グラフが示す値についての説明は図５と共通であるため省略する。
【００５０】
図６において、分散型電源装置２１のメンテナンスは、１０時から１６時までの間に実施される。日中の時間帯にメンテナンスを実施することによって、作業員の作業単価を通常の日中作業のものとしてメンテナンス作業のコストが低減されうる。
【００５１】
黒塗りの棒グラフで表わされる発電電力は、分散型電源装置２１のメンテナンスによって、１０時から１６時までの間、０となっている。発電電力に相当する電力は、第２電力事業者から供給される、網掛けの棒グラフで表わされる補填電力によって補填される。その結果、分散型電源装置２１のメンテナンス中であっても、第１電力事業者からの受電電力は、契約電力内のままである。つまり、本実施形態によれば、分散型電源装置２１のメンテナンスを実施する時間帯が比較的自由に決定されうる。結果として、メンテナンス作業のコストが低減されうるとともに、受電電力が契約電力を超えないようにされうる。
【００５２】
図４に戻って、第１電力事業者は、電力網３に電力を供給する（ステップＳ１０４）。ステップＳ１０４は図３のステップＳ１０４と同一のステップである。ステップＳ１１１は、図３のステップＳ１１１と同一のステップである。ステップＳ１１１に続いて、負荷２４は、第１電力事業者により供給された電力を電力網３から受電する（ステップＳ１１２）。分散型電源装置２１がメンテナンスモードに遷移して停止している又は出力が低減している場合、負荷２４は、分散型電源装置２１から受電しない、又は、通常よりも少ない電力を受電する（ステップＳ１１３）。
【００５３】
需要家施設サーバ２０は、電流センサ２５の測定値を取得する（ステップＳ１１４）。需要家施設サーバ２０は、電流センサ２５の測定値に基づいて受電電力を算出し、受電電力が契約電力を超えそうか判定する（ステップＳ１１５）。
【００５４】
ステップＳ１１５で受電電力が契約電力を超えそうと判定した場合、需要家施設サーバ２０は、超えそうであることを示す情報を電力管理サーバ１０に出力する（ステップＳ１１６）。受電電力が契約電力を超えそうであることを示す情報は、超過情報ともいう。
【００５５】
電力管理サーバ１０は、需要家施設２の受電電力が契約電力を超えないように、第２電力事業者サーバ１２に対して、受電電力の超過分に相当する電力を電力網３へ供給する指示を含む制御情報を出力する（ステップＳ１１７）。つまり、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態に応じて、第２電力事業者サーバ１２に対して電力網３へ電力を供給させる制御情報を出力する。
【００５６】
第２電力事業者は、電力網３へ電力を供給する（ステップＳ１１８）。第２電力事業者から電力網３へ供給される電力は、需要家施設２における分散型電源装置２１のメンテナンスにより不足する電力を補填するものである。負荷２４は、分散型電源装置２１から受電しない、又は、通常よりも少ない電力を受電する（ステップＳ１１９）。負荷２４は、第１電力事業者から供給された電力に加えて、第２電力事業者により供給された、不足電力に相当する電力を電力網３から受電する（ステップＳ１２０）。ステップＳ１２０においては、図６において白抜きの棒グラフで示される受電電力と、網掛けの棒グラフで示される補填電力とを合わせた電力が、電力網３から負荷２４へ供給される。
【００５７】
需要家施設サーバ２０は、電流センサ２５の測定値を取得する（ステップＳ１２１）。需要家施設サーバ２０は、第１電力事業者からの受電電力が契約電力内であることを確認する。
【００５８】
本実施形態に係る電力管理システム１によれば、需要家施設２において分散型電源装置２１から受電する電力が不足しても、第２電力事業者から電力が補填される。結果として、第１電力事業者からの受電電力が契約電力を超過しないようにされうる。分散型電源装置２１が突然故障したことにより不足電力が発生した場合でも、受電電力が契約電力を超過しないようにされうる。
【００５９】
＜比較例１に係るメンテナンス＞
比較例１に係るメンテナンスにおいて、分散型電源装置２１のメンテナンスは、受電電力が大きい時間帯に実施される。比較例１に係るメンテナンスが実行される場合における、受電電力と発電電力との和の推移の一例は、図７に示される。図７において、図５と同様に、負荷２４の消費電力は、各時間帯における受電電力と発電電力との和の推移として表される。図７に示されるグラフの軸及び棒グラフが示す値についての説明は図５と共通であるため省略する。
【００６０】
図７において、分散型電源装置２１のメンテナンスは、１０時から１６時までの間に実施される。この場合、日中の時間帯にメンテナンスを実施することにより、作業員の作業単価を通常の日中作業のものとしてメンテナンス作業のコストを低減できるというメリットがある。一方、分散型電源装置２１のメンテナンスにより、黒塗りの棒グラフで表わされる発電電力は、１０時から１６時までの間、０となっている。そして、発電電力に相当する電力は、斜線の棒グラフで表わされる追加の受電電力として、白抜きの棒グラフで表わされる受電電力に上乗せされる。
【００６１】
分散型電源装置２１のメンテナンス中、受電電力が増加するが、特に１４時から１６時の間の受電電力は、追加の受電電力が加わることによって、契約電力を超えている。この場合、第１電力事業者から需要家に請求される電気料金の計算に用いられる契約電力が増加することとなる。この場合、電気料金の増加を招き、日中作業によってメンテナンス作業のコストを低減できるというメリットが小さくなり、全体のコストがかえって増加したりすることがある。
【００６２】
＜＜自家発補給契約＞＞
比較例１において発生しうる、受電電力が契約電力を超えるというデメリットを軽減するために、需要家と第１電力事業者との間に結ばれる電力受給契約に自家発補給契約が付帯される場合がある。需要家は、第１電力事業者との間だけでなく、第２電力事業者との間に、自家発補給契約を結んでよい。需要家は、第１及び第２電力事業者とは異なる電力事業者との間に、自家発補給契約を結んでよい。例えば、需要家は、一般電気事業者と電力受給契約を結んでいる場合、同じ一般電気事業者と自家発補給契約を結んでよいし、ＰＰＳと自家発補給契約を結んでよい。需要家は、ＰＰＳと電力受給契約を結んでいる場合、同じＰＰＳと自家発補給契約を結んでよいし、他のＰＰＳと自家発補給契約を結んでよいし、一般電気事業者と自家発補給契約を結んでよい。自家発補給契約は、メンテナンス事業者と電力事業者との間で結ばれてよい。メンテナンス事業者は、自家発補給契約とメンテナンス作業の提供とを組み合わせて、需要家と契約を結んでよい。
【００６３】
電力受給契約に自家発補給契約が付帯されることによって、受電電力が契約電力を超えることによる電気料金の増加はなくなる。一方で、需要家は、自家発補給契約に係る所定の契約料金をコストとして負担することとなり、日中のメンテナンス作業によるメリットがある程度相殺されてしまう。
【００６４】
＜比較例２に係るメンテナンス＞
比較例２に係るメンテナンスにおいて、分散型電源装置２１のメンテナンスは、受電電力が小さい時間帯に実施される。比較例２に係るメンテナンスが実行される場合における、受電電力と発電電力との和の推移の一例は、図８に示される。図８において、図５と同様に、負荷２４の消費電力は、各時間帯における受電電力と発電電力との和の推移として表される。図８に示されるグラフの軸及び棒グラフが示す値についての説明は図５と共通であるため省略する。
【００６５】
図８において、分散型電源装置２１のメンテナンスは、深夜の２時から朝の８時にかけて実施される。この場合、深夜から早朝にかけての時間帯はもともと受電電力が小さい。したがって、分散型電源装置２１のメンテナンスによる出力の停止又は減少によって追加の受電電力が加わった場合でも、受電電力は契約電力を超えにくい。つまり、メンテナンスの時間帯が受電電力のピーク時間帯からずらされることによって、受電電力が契約電力を超えにくい。
【００６６】
メンテナンス作業を深夜に行うことは、作業員にとって負担となり作業の効率が低下、又は作業コストの増加を招きうる。分散型電源装置２１が突然故障した場合には、メンテナンス作業が即時に実施される必要がある。この場合、メンテナンス作業の時間帯は、深夜にシフトさせられない。
【００６７】
＜比較例３に係るメンテナンス＞
比較例３に係るメンテナンスにおいて、需要家施設２に複数台備えられる分散型電源装置２１のメンテナンスが分散して実施される。比較例２に係るメンテナンスが実行される場合における、受電電力と発電電力との和の推移の一例は、図９に示される。図９において、図５と同様に、負荷２４の消費電力は、各時間帯における受電電力と発電電力との和の推移として表される。図９に示されるグラフの軸及び棒グラフが示す値についての説明は図５と共通であるため省略する。
【００６８】
図９において、分散型電源装置２１のメンテナンスは、１０時から１６時にかけて実施される。需要家施設２に備えられる複数台の分散型電源装置２１をいくつかのグループに分けて、グループごとに分散してメンテナンスすることによって、発電電力の減少は低減されうる。例えば、複数台の分散型電源装置２１は、１台ずつメンテナンスされてよいし、２台以上のグループごとにメンテナンスされてよい。このようにすることで、受電電力に上乗せされる追加の受電電力が低減されうる。メンテナンス作業の時間帯と受電電力のピーク時間帯とが重なった場合にも、受電電力が契約電力を超えないようにされうる。
【００６９】
一方で、複数台の分散型電源装置２１を分散してメンテナンスすることによって、全ての分散型電源装置２１をメンテナンスするための日数は、増加しうる。メンテナンス作業の分散によって、作業の効率が悪くなりうる。メンテナンス作業日数の増加によって、作業員の拘束日数が増加しうる。結果として、コストが増加することがある。分散型電源装置２１が突然故障した場合には、メンテナンス作業を分散して実施することができなくなる。
【００７０】
比較例１〜３と対比して、本実施形態に係るメンテナンスの実施方法によれば、分散型電源装置２１のメンテナンスを実施する時間帯が比較的自由に決定されうる。結果として、メンテナンス作業のコストが低減されうるとともに、受電電力が契約電力を超えないようにされうる。電力事業者との契約コスト及び分散型電源装置のメンテナンスに係る人件費が低減されうる。
【００７１】
［需要家施設における受電電力管理］
図１０のフローチャートに示される手順に沿って、需要家施設サーバ２０は、需要家施設２の受電電力を管理しうる。図１０のフローチャートには、図４のステップＳ１１５において受電電力が契約電力を超えそうか判定することに対応する手順が含まれる。
【００７２】
需要家施設サーバ２０の制御部２０ａは、分散型電源装置２１の状態を取得する（ステップＳ２０１）。制御部２０ａは、分散型電源装置２１の状態を記憶部２０ｂに格納してよい。分散型電源装置２１の状態は、例えば、燃料電池装置２１ａの発電量、燃料電池装置２１ａの最大出力、蓄電池２１ｂの充電率、蓄電池２１ｂの健全度、又は蓄電池２１ｂの最大出力などを含むが、これらに限られない。
【００７３】
制御部２０ａは、電流センサ２５の測定値を取得する（ステップＳ２０２）。制御部２０ａは、電流センサ２５の測定値を記憶部２０ｂに格納してよい。電流センサ２５の測定値は、電力網３から分電盤２３への電流の大きさを示す。
【００７４】
制御部２０ａは、電流センサ２５の測定値に基づいて、現在のデマンド時限における受電電力を予測する（ステップＳ２０３）。受電電力を予測する方法の一つとしては、例えば、電流センサ２５の測定値に対応する瞬時電力を積算して、デマンド時限内の積算電力量を算出する方法がある。制御部２０ａは、デマンド時限内のある時刻ｔにおける積算電力量Ｐを算出する。積算電力量Ｐは、時刻０から時刻ｔまでの各時刻の電力を積算して算出される。制御部２０ａは、時刻ｔ＋Δｔにおける積算電力量Ｐ＋ΔＰを算出する。制御部２０ａは、時刻ｔから時刻ｔ＋Δｔまでの積算電力量の増加量ΔＰを算出し、単位時間当たりの積算電力量の変化率ΔＰ／Δｔを算出する。制御部２０ａは、変化率ΔＰ／Δｔが時刻ｔ＋Δｔ以降も一定に続くという仮定に基づいて、デマンド時限の満了時における積算電力量を算出することができる。デマンド電力は、デマンド時限の満了時における積算電力量をデマンド時限の長さで割った値となる。
【００７５】
制御部２０ａは、受電電力の予測値が契約電力を超えるか判定する（ステップＳ２０４）。受電電力の予測値が契約電力を超えない場合（ステップＳ２０４：ＮＯ）、制御部２０ａは、図１０のフローチャートの処理を終了する。
【００７６】
受電電力の予測値が契約電力を超える場合（ステップＳ２０４：ＹＥＳ）、制御部２０ａは、分散型電源装置２１の出力を増加することができるか判定する（ステップＳ２０５）。
【００７７】
分散型電源装置２１の出力を増加することができる場合（ステップＳ２０５：ＹＥＳ）、制御部２０ａは、分散型電源装置２１の出力を増加するように制御指示を出力する（ステップＳ２０６）。ステップＳ２０６の後、制御部２０ａは、図１０のフローチャートの処理を終了する。
【００７８】
分散型電源装置２１の出力を増加することができない場合（ステップＳ２０５：ＮＯ）、制御部２０ａは、超過情報を、電力管理サーバ１０へ出力する（ステップＳ２０７）。
【００７９】
受電電力が契約電力を超えそうであると判定される場合は、受電電力の予測値が契約電力を超え（ステップＳ２０４：ＹＥＳ）、且つ、分散型電源装置２１の出力を増加することができない場合（ステップＳ２０５：ＮＯ）である。つまり、図１０のステップＳ２０４及びステップＳ２０５は、図４のステップＳ１１５において受電電力が契約電力を超えそうか判定することに対応する。
【００８０】
ステップＳ２０７の後、制御部２０ａは、図１０のフローチャートの処理を終了する。
【００８１】
以上、図１０を参照して説明してきたように、需要家施設サーバ２０は、需要家施設２における受電電力が契約電力を超えないように、分散型電源装置２１を制御する。このようにすることで、需要家施設２に係る電気料金の増加が低減されうる。
【００８２】
［電力管理システムの動作］
需要家施設２においては、受電電力が契約電力を超えないように、分散型電源装置２１が制御される。需要家施設サーバ２０に通信可能に接続される電力管理サーバ１０は、需要家施設サーバ２０から分散型電源装置２１の状態を示す情報を取得し、分散型電源装置２１の状態を監視する。電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に通信可能に接続され、第２電力事業者に対して、電力網３への電力の供給を指示する。
【００８３】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１に故障又は異常が発生した場合、メンテナンス事業者に対して、故障又は異常に係る情報を通知してよい。電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態を示す情報に基づいて、分散型電源装置２１のメンテナンス時期を算出し、メンテナンス事業者に対してメンテナンス時期を通知してよい。
【００８４】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態を示す情報に基づいて、分散型電源装置２１の出力が減少しているかどうか判定する。分散型電源装置２１の出力が減少している場合、電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に対して、不足電力を電力網３へ供給するように指示する情報を出力する。第２電力事業者から供給された電力は、第１電力事業者から供給された電力とあわせて、電力網３を介して需要家施設２の負荷２４に供給される。
【００８５】
＜分散型電源装置の状態に基づく電力管理サーバの処理＞
電力管理サーバ１０は、図１１のフローチャートに示される手順によって、分散型電源装置２１の状態に基づく処理を実行する。電力管理サーバ１０は、需要家施設サーバ２０から分散型電源装置２１の状態を示す情報を取得する（ステップＳ３０１）。分散型電源装置２１の状態には、分散型電源装置２１がメンテナンスモードに遷移する情報が含まれる。分散型電源装置２１の状態には、分散型電源装置２１の出力が含まれる。
【００８６】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１がメンテナンスモードに遷移するか判定する（ステップＳ３０２）。分散型電源装置２１がメンテナンスモードに遷移する場合（ステップＳ３０２：ＹＥＳ）、電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に対して、不足電力の供給要求を出力する（ステップＳ３０４）。電力管理サーバ１０は、図１１の処理を終了する。
【００８７】
分散型電源装置２１がメンテナンスモードに遷移しない場合（ステップＳ３０２：ＮＯ）、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の出力が減少したか判定する（ステップＳ３０３）。
【００８８】
分散型電源装置２１の出力が減少していない場合（ステップＳ３０３：ＮＯ）、電力管理サーバ１０は、図１１の処理を終了する。分散型電源装置２１の出力が減少した場合（ステップＳ３０３：ＹＥＳ）、電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に対して、不足電力の供給要求を出力する（ステップＳ３０４）。電力管理サーバ１０は、図１１の処理を終了する。
【００８９】
＜超過情報に基づく電力管理サーバの処理＞
電力管理サーバ１０は、図４のステップＳ１１６における、需要家施設サーバ２０からの超過情報の取得を、図１２のフローチャートに示される手順によって実行しうる。
【００９０】
電力管理サーバ１０は、需要家施設サーバ２０から、超過情報を取得する（ステップＳ３１１）。
【００９１】
電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に対して、不足電力の供給要求を出力する（ステップＳ３１２）。電力管理サーバ１０は、図１２の処理を終了する。
【００９２】
＜不足電力供給指示に基づく第２電力事業者サーバの処理＞
第２電力事業者サーバ１２は、電力管理サーバ１０から不足電力の供給指示を取得した場合、図１３のフローチャートに示される処理を実行する。
【００９３】
第２電力事業者サーバ１２は、電力管理サーバ１０から不足電力の供給指示を取得する（ステップＳ３２１）。不足電力の供給指示は、第２電力事業者が電力網３に供給すべき電力、及び供給すべき時期を含む。
【００９４】
第２電力事業者サーバ１２は、不足電力の供給指示に基づいて、第２発電施設３２に対して、不足電力を供給する指示を出力する（ステップＳ３２２）。第２発電施設３２は、当該指示に応じて電力網３に電力を供給する。第２電力事業者サーバ１２は、図１３の処理を終了する。
【００９５】
以上説明してきた本実施形態に係る電力管理システム１及び電力管理方法によれば、分散型電源装置２１のメンテナンス等があっても、受電電力が契約電力を超えないようにすることが容易になる。
【００９６】
（実施形態２）
以上説明してきた本実施形態においては、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態に応じた不足電力を補填するように処理を行う。実施形態２においては、電力管理サーバ１０は、図１４のフローチャートに示される手順によって、第２電力事業者サーバ１２に対して不足電力の補填の可否を確認する。
【００９７】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態を取得する（ステップＳ４０１）。ステップＳ４０１の動作は、図１０のステップＳ２０１の動作と同様である。
【００９８】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態に基づいて、分散型電源装置２１のメンテナンス時期を算出する（ステップＳ４０２）。分散型電源装置２１の状態を示す情報は、燃料電池装置２１ａの発電量、燃料電池装置２１ａの最大出力、蓄電池２１ｂの充電率、蓄電池２１ｂの健全度、又は蓄電池２１ｂの最大出力などを含んでよい。分散型電源装置２１の状態を示す情報は、分散型電源装置２１の稼働時間、又は分散型電源装置２１のエラー情報を含んでよい。
【００９９】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の状態を示す情報に基づいて、分散型電源装置２１のメンテナンス時期、つまり、次にメンテナンスを行うタイミングが今すぐであるか、又は、何日か後であるかを算出する。例えば、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のエラー情報を取得した場合、メンテナンス時期を今すぐであると算出してよい。例えば、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１の稼働時間に基づいて、メンテナンス時期を算出してよい。例えば、電力管理サーバ１０は、燃料電池装置２１ａの発電量、又は蓄電池２１ｂの健全度等の変化の予測に基づいて、メンテナンス時期を算出してよい。
【０１００】
電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のメンテナンス時期における、需要家施設２の受電電力を予測する（ステップＳ４０３）。電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のメンテナンスによる出力減少と、需要家施設サーバ２０から取得した受電電力の推移データとに基づいて、メンテナンス時期における受電電力を予測してよい。電力管理サーバ１０は、需要家施設サーバ２０から受電電力の予測値を取得し、分散型電源装置２１のメンテナンスによる出力減少を考慮して、メンテナンス時期における受電電力を予測してよい。
【０１０１】
電力管理サーバ１０は、受電電力の予測値が契約電力を超えるか判定する（ステップＳ４０４）。ステップＳ４０４の処理は、図１０のステップＳ２０４の処理と同様である。
【０１０２】
受電電力の予測値が契約電力を超える場合（ステップＳ４０４：ＹＥＳ）、電力管理サーバ１０は、メンテナンス時期における第２電力事業者サーバ１２から第２電力事業者の供給可能電力を取得する（ステップＳ４０５）。第２電力事業者の供給可能電力は、第２電力事業者が第２発電施設３２を用いて電力網３に供給しうる電力である。
【０１０３】
電力管理サーバ１０は、メンテナンス時期における第２電力事業者の供給可能電力に基づいて、第２電力事業者が不足電力を供給（補填）可能か判定する（ステップＳ４０６）。
【０１０４】
第２電力事業者が不足電力を供給可能である場合（ステップＳ４０６：ＹＥＳ）、電力管理サーバ１０は、第２電力事業者サーバ１２に対して、不足電力の供給指示を出力する（ステップＳ４０７）。電力管理サーバ１０は、図１４の処理を終了する。
【０１０５】
第２電力事業者が不足電力を供給可能でない場合（ステップＳ４０６：ＮＯ）、電力管理サーバ１０は、分散型電源装置２１のメンテナンス時期を変更する（ステップＳ４０８）。この場合、電力管理サーバ１０はメンテナンス時期を再度算出する。メンテナンス時期は前倒しにされてよいし、先送りされてよい。電力管理サーバ１０は、ステップＳ４０２でメンテナンス時期を算出する際に、メンテナンス時期が変更される可能性を考慮して、ある程度の幅を持たせたメンテナンス時期を算出してよい。ステップＳ４０８に続いて、電力管理サーバ１０は、ステップＳ４０３の処理に戻る。
【０１０６】
受電電力の予測値が契約電力を超えない場合（ステップＳ４０４：ＮＯ）、電力管理サーバ１０は、メンテナンス時期に分散型電源装置２１のメンテナンスを実施するように、メンテナンス事業者に通知する（ステップＳ４０９）。電力管理サーバ１０は、図１４の処理を終了する。
【０１０７】
実施形態２に係る電力管理システム１によれば、分散型電源装置２１のメンテナンス時に不足電力を補填することができる。
【０１０８】
本開示に係る実施形態について諸図面及び実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形又は修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形又は修正は本開示の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各構成部、又は各ステップなどに含まれる機能などは論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の構成部又はステップなどを１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。本開示に係る実施形態について装置を中心に説明してきたが、本開示に係る実施形態は装置の各構成部が実行するステップを含む方法としても実現し得るものである。本開示に係る実施形態について装置を中心に説明してきたが、本開示に係る実施形態は装置が備えるプロセッサにより実行される方法、プログラム、又はプログラムを記録した記憶媒体としても実現し得るものである。本開示の範囲にはこれらも包含されるものと理解されたい。
【符号の説明】
【０１０９】
１  電力管理システム
１０  電力管理サーバ
１１  第１電力事業者サーバ
１２  第２電力事業者サーバ（電力供給サーバ）
２  需要家施設
２０  需要家施設サーバ
２１  分散型電源装置（第１発電装置）
２１ａ  燃料電池装置
２１ｂ  蓄電池
２２  インバータ
２３  分電盤
２４  負荷
２５  電流センサ
３  電力網
３０  発電施設
３１  第１発電施設
３２  第２発電施設（第２発電装置）
【図１】
2017146243.tif 000003
【図２】
2017146243.tif 000004
【図３】
2017146243.tif 000005
【図４】
2017146243.tif 000006
【図５】
2017146243.tif 000007
【図６】
2017146243.tif 000008
【図７】
2017146243.tif 000009
【図８】
2017146243.tif 000010
【図９】
2017146243.tif 000011
【図１０】
2017146243.tif 000012
【図１１】
2017146243.tif 000013
【図１２】
2017146243.tif 000014
【図１３】
2017146243.tif 000015
【図１４】
2017146243.tif 000016
【国際調査報告】
2017146243.tif 000017
2017146243.tif 000018