(57)【要約】  タウン蓄電池用電力変換装置（２１）は、停電時に交流電圧を配電系統（１６）に出力する。各需要家宅（１８）に設置された太陽電池（１）の発電電力は、太陽電池用電力変換装置（２）によって交流電圧に変換されて、負荷（５）が接続された宅内配電系統（１０）へ出力される。停電時の自立運転では、分散電源の運転計画は、タウン蓄電池（２０）の運転計画よりも長い周期で更新される。自立運転時に、タウン蓄電池用電力変換装置（２１）は、タウン蓄電池（２０）の出力電力の運転計画に対する差分に応じて、交流電圧周波数を変化させる。太陽電池用電力変換装置（２）は、交流電圧周波数に応じて、太陽電池（１）の制御目標値を修正する機能を有する。
2019239664.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
停電時に交流電圧を第１の配電系統に供給する主分散電源と、創エネ機器を含む複数の分散電源とが設置された管理区画の電力管理システムであって、
前記複数の分散電源の各々に対して、前記第１の配電系統とトランスを介して接続された第２の配電系統を介して電気的に接続された負荷の消費電力を計測する計測器と、
前記主分散電源、前記複数の分散電源の各々、及び、前記計測器と通信する通信部と、
前記計測器で計測した消費電力、並びに、前記主分散電源及び前記複数の分散電源の各々のステータス情報を、前記通信部を介して収集する情報収集部と、
前記複数の分散電源での前記創エネ機器の発電電力を予測する発電電力予測部と、
停電時における前記負荷での消費電力を予測する消費電力予測部と、
前記情報収集部によって収集された、前記発電電力予測部による発電電力予測結果、前記消費電力予測部による消費電力予測結果、前記ステータス情報、及び、前記計測器による消費電力実績結果を元に、停電に対応する自立運転時における、前記主分散電源を制御する第１の運転計画及び前記複数の分散電源を制御するための第２の運転計画を作成する運転計画作成部と、
前記自立運転時において、前記通信部を介して、前記第１の運転計画を前記主分散電源へ送信するとともに、前記第２の運転計画を前記複数の分散電源の各々に送信する送信管理部とを備え、
前記自立運転時において、前記第１の運転計画は、前記情報収集部による情報収集周期以上に設定された第１の周期毎に更新されて前記主分散電源に送信される一方で、前記第２の運転計画は、前記第１の周期よりも長い第２の周期毎に更新されて前記複数の分散電源の各々に送信され、
前記主分散電源は、
前記主分散電源から前記第１の配電系統に出力される交流電圧周波数を、前記主分散電源における前記第１の運転計画に従った電力収支に対する過不足電力に応じて変化させる第１の制御部を含み、
前記複数の分散電源の各々は、
前記第２の運転計画に対して前記第２の配電系統の交流電圧周波数に応じた修正値を加えた制御目標値に従って、前記分散電源の出力を制御する第２の制御部を含む、電力管理システム。
【請求項２】
停電時に交流電圧を第１の配電系統に供給する主分散電源と、創エネ機器を含む複数の分散電源とが設置された管理区画の電力管理システムであって、
前記複数の分散電源の各々に対して、前記第１の配電系統と接続された第２の配電系統を介して電気的に接続された負荷の消費電力、並びに、前記主分散電源及び前記複数の分散電源の各々のステータス情報を収集する情報収集部と、
前記複数の分散電源での前記創エネ機器の発電電力を予測する発電電力予測部と、
停電時における前記負荷での消費電力を予測する消費電力予測部と、
前記情報収集部によって収集された、前記発電電力予測部による発電電力予測結果、前記消費電力予測部による消費電力予測結果、前記ステータス情報、及び、前記負荷の消費電力実績結果を元に、停電に対応する自立運転時における、前記主分散電源を制御する第１の運転計画及び前記複数の分散電源を制御するための第２の運転計画を作成する運転計画作成部とを備え、
前記自立運転時において、前記第１の運転計画は、前記情報収集部による情報収集周期以上に設定された第１の周期毎に更新されて前記主分散電源に送信される一方で、前記第２の運転計画は、前記第１の周期よりも長い第２の周期毎に更新されて前記複数の分散電源の各々に送信され、
前記主分散電源は、
前記主分散電源から前記第１の配電系統に出力される交流電圧周波数を、前記主分散電源における前記第１の運転計画に従った電力収支に対する過不足電力に応じて変化させる第１の制御部を含み、
前記複数の分散電源の各々は、
前記第２の運転計画に対して前記第２の配電系統の交流電圧周波数に応じた修正値を加えた制御目標値に従って、前記分散電源の出力を制御する第２の制御部を含む、電力管理システム。
【請求項３】
前記第２の周期は、前記第１の周期の整数倍に設定され、
前記電力管理システムは、
前記情報収集部によって収集された前記ステータス情報及び前記消費電力実績結果に基づき、前記創エネ機器の発電電力が抑制されているか否かを判断する出力抑制判断部を更に備え、
前記運転計画作成部は、前記第２の周期毎に前記第１の運転計画を作成するとともに、前記第２の周期が経過するまでの期間では、前記出力抑制判断部によって前記創エネ機器の発電電力が抑制されていると判断された場合に、前記主分散電源からの出力電力を抑制するように、又は、前記主分散電源に含まれる蓄エネ機器の蓄積エネルギを増加するように、前記第１の周期毎に前記第１の運転計画を変更する、請求項１又は２に記載の電力管理システム。
【請求項４】
前記運転計画作成部は、前記出力抑制判断部によって前記創エネ機器の発電電力が抑制されていると判断された場合には、前記発電電力の抑制量推定値に従って、前記主分散電源からの出力電力を抑制するように、又は、前記主分散電源に含まれる前記蓄エネ機器の蓄積エネルギを増加するように、前記第１の運転計画を修正する、請求項３記載の電力管理システム。
【請求項５】
前記創エネ機器の制御モードは、発電電力の最大動作点で運転する第１の制御モードと、前記発電電力を制御する第２の制御モードとを有し、
前記出力抑制判断部は、前記創エネ機器の前記制御モードを用いて、前記創エネ機器の発電電力が抑制されているか否かを判断する、請求項３又は４に記載の電力管理システム。
【請求項６】
前記分散電源は、前記創エネ機器と前記第２の配電系統を介して接続される蓄エネ機器を更に含み、
前記出力抑制判断部は、前記蓄エネ機器の充電電力を用いて、前記創エネ機器の発電電力が抑制されているか否かを判断する、請求項３又は４に記載の電力管理システム。
【請求項７】
前記過不足電力から前記交流電圧周波数を規定する第１の垂下特性は、前記運転計画作成部から前記第１の周期毎に前記主分散電源に送信され、
前記複数の分散電源において前記交流電圧周波数から前記修正値を規定する第２の垂下特性は、前記運転計画作成部から前記第２の周期毎に前記主分散電源に送信される、請求項１又は２に記載の電力管理システム。
【請求項８】
前記分散電源は、前記創エネ機器と前記第２の配電系統を介して接続される蓄エネ機器を更に含み、
前記第２の垂下特性は、前記創エネ機器及び前記蓄エネ機器の間で別個に設定される、請求項７に記載の電力管理システム。
【請求項９】
前記蓄エネ機器の前記第２の垂下特性は、前記蓄エネ機器からの放電電力を増加するような前記修正値を生じさせるための周波数変化量が、蓄積エネルギが多い前記蓄エネ機器において、前記蓄積エネルギが少ない前記蓄エネ機器よりも小さくなるように作成され、かつ、前記蓄積エネルギの充電電力を増加するような前記修正値を生じさせるための周波数変化量が、前記蓄積エネルギが少ない前記蓄エネ機器において、前記蓄積エネルギが多い前記蓄エネ機器よりも小さくなるように作成される、請求項８記載の電力管理システム。
【請求項１０】
前記複数の分散電源の各々、前記負荷、及び、前記第２の配電系統は、前記管理区画内の需要家毎に配置されており、
前記第２の運転計画は、各前記需要家の前記分散電源から前記第２の配電系統への売買電力を規定する、請求項１〜９のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１１】
前記分散電源は、前記創エネ機器と前記第２の配電系統を介して接続される蓄エネ機器を更に含み、
前記制御目標値は、前記創エネ機器から前記第２の配電系統への売買電力目標値と、前記蓄エネ機器から前記第２の配電系統への売買電力目標値とを含み、
前記修正値が加算される前の前記制御目標値は、前記創エネ機器において、前記蓄エネ機器よりも売電側の値に設定される、請求項１、２、６及び７のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１２】
前記制御目標値は、前記創エネ機器から前記第２の配電系統への売買電力目標値と、前記蓄エネ機器から前記第２の配電系統への売買電力目標値とを含み、
前記修正値が加算される前の前記制御目標値は、前記創エネ機器において、前記蓄エネ機器よりも売電側の値に設定される、請求項３〜５、８及び９のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１３】
前記第２の周期は、前記第１の周期の整数倍に設定される、請求項１、２及び６〜１１のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力管理システムに関し、より特定的には、太陽電池等の再生可能エネルギを利用した創エネルギ機器（以下、「創エネ機器」とも称する）を含む複数の分散電源が交流で連携するマイクログリッドにおける停電時の自立運転に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、環境負荷の低減に向け、二酸化炭素を排出しない太陽電池等の自然エネルギを利用した発電システムが各家庭に普及しつつある。又、東日本大震災以降の電力不足等に対応するため、蓄電池等の蓄エネルギ機器（以下「蓄エネ機器」とも称す）を具備したシステム、電気自動車を蓄電池として利用するシステム、及び、太陽電池（創エネ機器）と蓄電池（蓄エネ機器）とを組み合わせたシステム等の製品化が進められている。更に、政府は二酸化炭素の排出量を大幅に削減するために、住宅等の断熱性能等を向上させるとともに、太陽電池等の再生可能エネルギを利用した創エネ機器を設置し、住宅で使用する１年間の電力収支をゼロとするゼロエミッション住宅（以降「ＺＥＨ住宅」、或いは、単に「ＺＥＨ」とも称する）の普及が促進されている。【０００３】
更に、最近になり跡地開発と呼ばれる、工場や学校などの跡地を利用した大規模なタウン開発（例えば、神奈川県藤沢市のサスティナブル・スマートタウンや九州大学跡地開発等）が進められている。このような開発では、各戸に太陽電池が設置される事例も出てきている。又、上述したような政府の指針からも、今後のタウン開発では、ＺＥＨ住宅（各戸に数ｋＷの創エネ機器（太陽電池等）の設置が前提となることが予測される。又、神奈川県藤沢市のサスティナブル・スマートタウンでは停電時、宅内に設置した太陽電池と蓄電池を用いて７２時間宅内の重要負荷（例えば冷蔵庫）に電力を供給し、ＬＣＰ（Life  Continuity  Performance）を確保することができる。しかしながら、７２時間のＬＣＰを確保するためには、例えば、重要負荷に供給する電力量を２ｋＷｈ／日とした場合、各需要家宅内に設置される蓄電池は６ｋＷｈ以上必要となる。このため、蓄電池が高価となり、需要家が負担するコスト（住宅購入費用）が大きくなることが懸念される。【０００４】
又、大規模な跡地開発の場合、１戸当り４ｋＷの太陽電池を設置した場合、３００戸程度のタウン規模になると、メガソーラが形成されることになる。このため、配電系統電圧の安定化のために、蓄電池やＳＶＣ等の配電系統安定化設備をタウン内に設置し対応する場合がある。その際、これら設備の導入に際しては、需要家も一部費用を負担する場合がある。従来、停電が発生した場合、神奈川県藤沢市のサスティナブル・スマートタウンように、需要家は系統連系点で配電系統から切り離し、需要家宅内の分散電源から重要負荷（例えば、冷蔵庫）に電力を供給する。その場合、昼間にピークカット等に需要家宅内の蓄電池を使用し、蓄電電力がほとんどなかった場合、蓄電池はあるが、重要負荷に電力が供給できないという問題点、或いは、上述したように７２時間のＬＣＰを確保するためには、６ｋＷｈ以上の高価な蓄電池を購入しなければならないという問題点等がある。【０００５】
特開２０１５−１２６５５４（特許文献１）には、連系運転時に、再生可能エネルギを利用した発電設備及び蓄電池を備える需要家施設を含む複数の需要家施設（以下、「タウン」とも称する）を共通の系統電源に接続して構成される電力管理システムが開示されている。特許文献１の電力管理システムは、系統電源に接続される共通蓄電装置（タウン蓄電池）と、電力管理システムにおいて所定の電力管理を実行する需要家施設対応電力管理部と、差分電力算出部とを備えている。差分電力算出部は、需要家施設対応電力管理部による電力管理が行われている状態の下での、電力管理システムにおける各蓄電池に対する充電電力の余剰分又は各蓄電池から負荷に供給する電力の不足分に対応する差分電力を算出する。そして、算出された差分電力に基づいて、共通蓄電装置の充電又は放電を制御することによって、需要家施設の発電装置による発電電力の有効利用が促進される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２０１５−１２６５５４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
上述の配電系統安定化設備（タウン蓄電池やＳＶＣ等）がタウン内に配置されたマイクログリッドでは、タウン蓄電池を含む配電系統電圧安定化設備と需要家側分散電源とを連携協調させ、連系運転時は系統電圧の安定化を図る一方で、停電時にはタウン蓄電池を利用して需要家に電力を供給することにより、配電系統安定化設備の設備容量の削減、及び、需要家宅内の蓄電池容量の削減を図る検討が進められている。【０００８】
従って、特許文献１の電力管理システムにおいても、タウン蓄電池の蓄積エネルギを利用して、停電時の自立運転を実行できる可能性がある。特許文献１に記載されている電力管理システムでは、太陽電池等の創エネ機器の発電電力予測結果、及び、需要家宅内の負荷消費電力予測結果からタウン全体の電力の余剰分或いは不足分を算出し、当該算出結果、及び、タウン内に配置された蓄電池の効率特性に基づいて、充放電対象とする蓄電池を選択することによって、効率的な充放電を行うための運転計画が作成される。【０００９】
しかしながら、特許文献１に記載されている制御を停電時の自立運転に適用した場合、には、上述の発電電力予測又は負荷消費電力予測に誤差が生じた場合が問題となる。例えば、太陽電池の発電電力予測が外れて、予測以上に余剰電力が発生した際は、蓄電池は充電できる余力があるにも関わらず太陽電池の発電量が抑制されること、或いは、余剰電力があるにも関わらずタウン蓄電池や需要家の蓄電池から不必要な放電が行われること、が懸念される。【００１０】
又、停電時の自立運転では、マイクログリッド内で、発電量や消費電力量についての予測外れに起因した電力（電力量）の過不足の吸収（いわゆる、「しわ取り」）を実現する必要がある。一般的には、タウン蓄電池を用いて、過不足を吸収することができるが、タウン蓄電池の容量を越える予測誤差が発生してしまうと、配電系統が維持できなくなることが懸念される。例えば、夜間の負荷の消費電力が予測を大幅に超えて大きくなった場合には、電力の同時同量を確保することができなくなり、配電系統が維持不能となる虞がある。【００１１】
従って、例えば、上述した７２時間のＬＣＰを確保する目的で、タウン蓄電池と需要家側分散電源（太陽電池等）の連携協調制御によって、停電時の自立運転の容量を増加させることが考えられる。【００１２】
具体的には、タウン全体（マイクログリッド）を管理するＣＥＭＳ（Community  Energy  Management  System）によって、各需要家に設置された太陽電池の発電電力量、及び、負荷の消費電力量を予測する。更に、当該予測結果、並びに、蓄電池（タウン蓄電池、及び、需要家内に設置された蓄電池）の蓄電電力量から、タウン蓄電池、需要家の蓄電池、及び、負荷の運転計画を作成して、ＣＥＭＳから各需要家のＨＥＭＳ（Home  Energy  Management  System）に通知することで、上記連携協調制御を実現することができる。【００１３】
この際には、運転計画の見直し周期を短くして、予測修正の頻度を高くすることで、予測結果の誤差を抑制して、自立運転の継続性を高めることができる。一方、ＣＥＭＳは３００戸の需要家を管理しているので、運転計画を作成して通信する周期は一般的に３０分程度となり、演算負荷の観点から、当該周期を短縮することが困難である。このため、運転計画は３０分周期でしか見直されないことにより、例えば、太陽電池の発電電力が外れ、実際には余剰電力があるにもかかわらず発電電力を抑制してしまい、タウン蓄電池からは不必要な電力を放電してしまうといった問題点があった。【００１４】
本発明は、上記したような課題を解決するためになされたものであって、その目的は、創エネ機器を含む複数の分散電源が設置された管理区画（例えば、工場、商用施設、又は、レジャー施設等を含むマイクログリッド）の停電時の自立運転において、複数の分散電源の運転計画を作成するための演算負荷を過度に増加させることなく、運転計画からの誤差が生じても、創エネ機器の出力を不必要に抑制することなく、電力の同時同量を確保することである。
【課題を解決するための手段】
【００１５】
本発明のある局面では、停電時に交流電圧を第１の配電系統に供給する主分散電源と、創エネ機器を含む複数の分散電源とが設置された管理区画の電力管理システムは、計測器と、通信部と、情報収集部と、発電電力予測部と、消費電力予測部と、運転計画作成部と、送信管理部とを備える。計測器は、複数の分散電源の各々に対して、第１の配電系統とトランスを介して接続された第２の配電系統を介して電気的に接続された負荷の消費電力を計測する。通信部は、主分散電源、複数の分散電源の各々、及び、計測器と通信する。情報収集部は、計測器で計測した消費電力、並びに、主分散電源及び複数の分散電源の各々のステータス情報を、通信部を介して収集する。発電電力予測部は、複数の分散電源での創エネ機器の発電電力を予測する。消費電力予測部は、停電時における負荷での消費電力を予測する。運転計画作成部は、情報収集部によって収集された、発電電力予測部による発電電力予測結果、消費電力予測部による消費電力予測結果、ステータス情報、及び、計測器による消費電力実績結果を元に、停電に対応する自立運転時における、主分散電源を制御する第１の運転計画及び複数の分散電源を制御するための第２の運転計画を作成する。送信管理部は、自立運転時において、通信部を介して、第１の運転計画を主分散電源へ送信するとともに、第２の運転計画を複数の分散電源の各々に送信する。自立運転時において、第１の運転計画は、情報収集部による情報収集周期以上に設定された第１の周期毎に更新されて主分散電源に送信される一方で、第２の運転計画は、第１の周期よりも長い第２の周期毎に更新されて複数の分散電源の各々に送信される。主分散電源は、第１の制御部を含む。第１の制御部は、主分散電源から第１の配電系統に出力される交流電圧周波数を、主分散電源における第１の運転計画に従った電力収支に対する過不足電力に応じて変化させる。複数の分散電源の各々は、第２の制御部を含む。第２の制御部は、第２の運転計画に対して第２の配電系統の交流電圧周波数に応じた修正値を加えた制御目標値に従って、分散電源の出力を制御する。【００１６】
本発明の他のある局面では、停電時に交流電圧を第１の配電系統に供給する主分散電源と、創エネ機器を含む複数の分散電源とが設置された管理区画の電力管理システムは、情報収集部と、発電電力予測部と、消費電力予測部と、運転計画作成部とを備える。情報収集部は、複数の分散電源の各々に対して、第１の配電系統と接続された第２の配電系統を介して電気的に接続された負荷の消費電力、並びに、主分散電源及び複数の分散電源の各々のステータス情報を収集する。発電電力予測部は、複数の分散電源での創エネ機器の発電電力を予測する。消費電力予測部は、停電時における負荷での消費電力を予測する。運転計画作成部は、情報収集部によって収集された、発電電力予測部による発電電力予測結果、消費電力予測部による消費電力予測結果、ステータス情報、及び、負荷の消費電力実績結果を元に、停電に対応する自立運転時における、主分散電源を制御する第１の運転計画及び複数の分散電源を制御するための第２の運転計画を作成する。自立運転時において、第１の運転計画は、情報収集部による情報収集周期以上に設定された第１の周期毎に更新されて主分散電源に送信される一方で、第２の運転計画は、第１の周期よりも長い第２の周期毎に更新されて複数の分散電源の各々に送信される。主分散電源は、第１の制御部を含む。第１の制御部は、主分散電源から第１の配電系統に出力される交流電圧周波数を、主分散電源における第１の運転計画に従った電力収支に対する過不足電力に応じて変化させる。複数の分散電源の各々は、第２の制御部を含む。第２の制御部は、第２の運転計画に対して第２の配電系統の交流電圧周波数に応じた修正値を加えた制御目標値に従って、分散電源の出力を制御する。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、創エネ機器を含む複数の分散電源が設置された管理区画（マイクログリッド）において、創エネ機器の発電電力が第２の運転計画から外れて変化することで管理区画内での電力収支が崩れた場合には、第２の運転計画よりも短い周期で作成される第１の運転計画との誤差（過不足電力）に応じて、第１及び第２の配電系統を介して主分散電源及び複数の分散電源間で共有される交流電圧周波数（系統周波数）を変化させることを通じて、第２の運転計画を再作成することなく複数の分散電源の制御目標値を修正することができる。この結果、複数の分散電源の運転計画を作成するための演算負荷を過度に増加させることなく、運転計画からの誤差が生じても、創エネ機器の出力を不必要に抑制することなく、電力の同時同量を確保することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本実施の形態に係る電力管理システムが適用されるマイクログリッドの一例であるスマートタウン内に配置された分散電源システムの構成を示すブロック図である。
【図２】図１に示された需要家宅内の各種設備の構成を更に説明するためのブロック図である。
【図３】本実施の形態におけるＣＥＭＳによる運転計画作成機能を説明するブロック図である。
【図４】図３に示された運転計画作成回路の構成を説明するブロック図である。
【図５】図４に示された第１の運転計画作成回路の構成を説明するブロック図である。
【図６】図４に示された需要家運転計画作成回路の構成を説明するブロック図である。
【図７】図６に示された需要家運転計画作成ユニットの構成を説明するブロック図である。
【図８】図７に示された第２の運転計画作成回路の構成を説明するブロック図である。
【図９】図１に示された太陽電池用電力変換装置及び蓄電池用電力変換装置の構成を説明するブロック図である。
【図１０】図９に示された、太陽電池用電力変換装置の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第１の制御回路の構成を説明するブロック図である。
【図１１】図９に示された、太陽電池用電力変換装置の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第２の制御回路の構成を説明するブロック図である。
【図１２】図９に示された、蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第３の制御回路の構成を説明するブロック図である。
【図１３】図９に示された、蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第４の制御回路の構成を説明するブロック図である。
【図１４】図１に示されたタウン蓄電池用電力変換装置の構成を説明するブロック図である。
【図１５】図１４に示された、タウン蓄電池用電力変換装置の第３のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第９の制御回路の構成を説明するブロック図である。
【図１６】図１４に示された、タウン蓄電池用電力変換装置の第３のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第１０の制御回路の構成を説明するブロック図である。
【図１７】本実施の形態に係る電力管理システムにおける垂下特性を利用した同時同量制御の動作原理を説明する概念図である。
【図１８】太陽電池用電力変換装置での差分電力を算出するための垂下特性を説明するための概念図である。
【図１９】蓄電池用電力変換装置での差分電力を算出するための垂下特性を説明するための概念図である。
【図２０】タウン蓄電池用電力変換装置の出力周波数を設定するための垂下特性を説明するための概念図である。
【図２１】３０分周期で作成された運転計画の一例を示す概念的なグラフである。
【図２２】３０分周期で生成された運転計画を元に動作した場合における最初の５分間での実測結果の一例を示す棒グラフである。
【図２３】ＣＥＭＳによる運転計画に従った３０分間の動作イメージを説明する概念図である。
【図２４】ＣＥＭＳによる停電発生時の一連の処理を説明する第１のフローチャートである。
【図２５】ＣＥＭＳによる停電発生時の一連の処理を説明する第２のフローチャートである。
【図２６】本実施の形態に係る電力システムでの停電時における各種機器間の動作シーケンス図である。
【図２７】図２６の運転計画を作成するステップでの処理の詳細を説明するフローチャートである。
【図２８】本実施の形態に係る電力システムでのタウン蓄電池の２４時間分の目標ＳＯＣを説明するための概念図である。
【図２９】スマートタウン内で発生する各時刻の余剰電力量の予測結果の一例を示すグラフである。
【図３０】タウン蓄電池の充放電電力の計画例を示すグラフである。
【図３１】タウン蓄電池の運転計画に従ったＳＯＣ推移の一例を示すグラフである。
【図３２】需要家の蓄電池の充放電電力の計画例を示すグラフである。
【図３３】需要家の蓄電池の運転計画に従ったＳＯＣ推移の計算結果の一例を示すグラフである。
【図３４】図２７のタウン蓄電池の運転計画を作成するステップでの処理の詳細を説明するフローチャートである。
【図３５】図３４の太陽電池の発電電力抑制量を推定するステップでの処理の詳細を説明するフローチャートである。
【図３６】図３４のタウン蓄電池の運転計画を変更するステップでの処理の詳細を説明するフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下に、本発明の実施の形態について、図面を参照して詳細に説明する。なお、以下では、図中の同一又は相当部分には同一符号を付して、その説明は原則的に繰返さないものとする。
【００２０】
（システム構成）
図１は、本発明の実施の形態に係る電力管理システムが適用されるマイクログリッドの一例であるスマートタウン内に配置された分散電源システムの構成を示すブロック図である。即ち、スマートタウンは「管理区画」の一実施例に対応する。
【００２１】
図１を参照して、分散電源システムは、複数の区画（例えば、３０区画程度）の集合体で構成されたスマートタウン内に配置される。当該スマートタウンを構成する複数の区画の各々は、共通の柱上トランス９に接続される複数の需要家（例えば、１０軒程度）によって構成される。図１中には、区画１９Ｑ，１９Ｒ，１９Ｚ、及び、区画１９Ｑ，１９Ｒ，１９Ｚにそれぞれ対応する柱上トランス９Ｑ，９Ｒ，９Ｚが例示されるが、区画の数は任意である。又、区画１９Ｑにおいて、需要家ａ及び需要家ｂが例示されるが、区画内の需要家数についても任意である。
【００２２】
各需要家宅１８は、太陽電池１、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池３、蓄電池用電力変換装置４、需要家宅内の負荷５、分電盤６、ＨＥＭＳ７、スマートメータ８、宅内配電系統１０、宅内通信ネットワーク１１、及び、信号線１２を備える。宅内通信ネットワーク１１は、ＨＥＭＳ７と宅内の住設機器とを接続する。信号線１２は、分電盤６で計測した各機器の消費電力等を、ＨＥＭＳ７へ送信する。
【００２３】
尚、図１では、区画１９Ｑ内の需要家ａ及び需要家ｂの需要家宅１８ａ，１８ｂの構成を、上述の各要素の符号に添字ａ，ｂを付して例示しているが、各需要家宅でのシステムの構成は同様であるので、需要家を区別せずに説明する際には、符号ａ，ｂを付さずに表記するものとする。同様に、柱上トランスについても、区画を区別せずに説明する場合には、符号Ｑ，Ｒ，Ｚを付さずに、単に柱上トランス９と表記する。
【００２４】
更に、各需要家及び各区画で共有されるスマートタウンの構成として、変電所２４と接続された配電系統１７、各柱上トランス９間の柱上トランス１次側と接続された配電系統１６、柱上トランス９及び各需要家間の柱上トランス２次側の配電系統１４、宅外通信ネットワーク１３、ＣＥＭＳ１５、タウン蓄電池２０、タウン蓄電池用電力変換装置２１、開閉器２２、クラウド２３が配置される。
【００２５】
ＣＥＭＳ１５は、区画１９Ｑ〜１９Ｚで構成された街区内の需給電力を管理する。宅外通信ネットワーク１３は、各需要家のＨＥＭＳ７及びＣＥＭＳ１５の間を通信接続する。クラウド２３は、天気予報情報等を配信する。ＣＥＭＳ１５は、宅外通信ネットワーク１３を経由して、クラウド２３が配信する情報を取得することができる。タウン蓄電池用電力変換装置２１は、タウン蓄電池２０及び配電系統１６の間で、直流／交流電力変換を実行する。変電所２４と接続された配電系統１７と、配電系統１６との間には、開閉器２２が設けられる。開閉器２２によって、変電所２４とスマートタウン内の配電系統１４，１６との間を電気的に切り離すことができる。
【００２６】
以下、本実施の形態では、各需要家宅１８は、太陽電池１（容量が４〜６（ｋＷ）程度）が設置されたＺＥＨ住宅で構成されており、スマートタウン全体でメガソーラが構成されている場合について説明する。即ち、本実施の形態では、各需要家宅１８内に、「分散電源」として、太陽電池１及び蓄電池３を設置するものとして以下の説明を行う。太陽電池１は「創エネ機器」の一実施例に対応し、蓄電池３は「蓄エネ機器」の一実施例に対応する。
【００２７】
又、蓄電池３としては、１台の定置型バッテリを使用した構成を例示するが、２台以上の複数の蓄電池、あるいは他の分散電源機器と連携して、「畜エネ機器」を構成することも可能である。特に、電気自動車（ＥＶ：Electric  Vehicle）、プラグインタイプのハイブリッド自動車（ＰＨＥＶ：Plug-in  Hybrid  Electric  Vehicle）、或いは、燃料電池自動車（ＦＣＶ：Fuel  Cell  Vehicle）等の車載蓄電池を用いることも可能である。又は、定置型の蓄電池と、車載蓄電池との組み合わせによって、蓄電池３を構成することも可能である。
【００２８】
同様に、太陽電池１の代わりに他の創エネ機器（例えば、燃料電池や風力発電設備）が配置されてもよい。或いは、太陽電池１に加えて、他の創エネ機器が更に配置されてもよい。又、本実施の形態では、各需要家宅１８に、太陽電池１（創エネ機器）及び蓄電池（蓄エネ機器）の両方が配置された構成を例示するが、一部の需要家宅１８については、太陽電池１及び蓄電池３の一方のみを有してもよい。
【００２９】
図２には、図１に示された需要家宅１８内の各種設備の構成を更に説明するためのブロック図が示される。
【００３０】
図２を参照して、太陽電池１及び太陽電池用電力変換装置２により、創エネ機器による分散電源が構成され、蓄電池３及び蓄電池用電力変換装置４により、蓄エネ機器による分散電源が構成される。尚、上述のように、各需要家宅の電源システムには、創エネ機器による分散電源、及び、蓄エネ機器による分散電源の一方のみが配置されてもよい。
【００３１】
負荷５は、例えば、エコキュート（登録商標）等の蓄熱機器５１、エアコン５２、冷蔵庫５３、照明５４、及び、ＩＨクッキングヒータ５５を含む。負荷５は、宅内配電系統１０から供給された電力によって動作する。分電盤６の内部には、ブレーカ単位で消費電力を計測するための電力計測回路６１が配置される。電力計測回路６１による測定値は、信号線１２を経由して、ＨＥＭＳ７へ送信される。ＨＥＭＳ７は、宅内通信ネットワーク１１を経由して、負荷５の各機器及びスマートメータ８との間でデータの授受が可能である。
【００３２】
各需要家宅１８には、柱上トランス９からスマートメータ８を介して、宅内配電系統１０に電力が供給される。更に、ＨＥＭＳ７には宅外通信ネットワーク１３を介してＣＥＭＳ１５が接続される。ＨＥＭＳ７は、宅外通信ネットワーク１３を介して、ＣＥＭＳ１５との間で、データの授受が可能である。
【００３３】
ＣＥＭＳ１５は、図１及び図２で説明した分散電源システムの運用計画を定期的に作成する。なお、本実施の形態における運転計画の作成は、ある時刻での運転計画を新規に作成すること、及び、運転計画が既に作成された時刻での運転計画を修正又は補正により再作成することの両方の意味を含むものとする。
【００３４】
図３は、本実施の形態におけるＣＥＭＳ１５による運転計画作成機能を説明するブロック図である。
【００３５】
図３を参照して、ＣＥＭＳ１５は、通信回路１５１、情報収集回路１５２、データ送信管理回路１５３、データ受信管理回路１５４、分散電源ステータス管理回路１５５、発電電力実績管理回路１５６、発電電力予測回路１５７、消費電力予測回路１５８、消費電力実績管理回路１５９、運転計画作成回路１６０、及び、運転計画作成管理回路１６１を含む。
【００３６】
通信回路１５１は、宅外通信ネットワーク１３を介して、各需要家宅１８内に設置されたＨＥＭＳ７、タウン蓄電池用電力変換装置２１、及び、クラウド２３との間で通信によって情報を授受する。
【００３７】
情報収集回路１５２は、通信回路１５１を介して入手した、各需要家宅１８の消費電力量、太陽電池１及び蓄電池３のステータス情報、並びに、タウン蓄電池２０のステータス情報と、クラウド２３を介して入手した天気予報情報等とを、収集及び管理する。
【００３８】
データ送信管理回路１５３は、通信回路１５１を介して、ＣＥＭＳ１５で作成した運転計画の送信、或いは、各需要家宅１８で計測した消費電力量などの送信要求の送信等を管理する。データ受信管理回路１５４は、通信回路１５１を介して受信したデータを管理する。
【００３９】
分散電源ステータス管理回路１５５は、情報収集回路１５２より出力される分散電源のステータス情報（需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２から受信した太陽電池１の発電電力量、及び、太陽電池１の制御モード（詳細は後述する）を管理する。更に、分散電源ステータス管理回路１５５は、蓄電池用電力変換装置４から出力される、蓄電池３の充放電電力量、ＳＯＣ（State  of  Charge）、及び、ＳＯＨ（State  of  Health）を管理する。分散電源ステータス管理回路１５５は、更に、タウン蓄電池用電力変換装置２１から出力される、タウン蓄電池２０の充放電電力量、ＳＯＣ、及び、ＳＯＨについても管理する。
【００４０】
発電電力実績管理回路１５６は、情報収集回路１５２より出力される、各需要家宅１８の太陽電池１の発電電力量を管理する。発電電力実績管理回路１５６は、各需要家宅１８から通知される発電量実績値を元に、日付毎、時間毎（例えば３０分毎）、及び、天気実績毎にデータベースを構築する。
【００４１】
発電電力予測回路１５７は、情報収集回路１５２より出力される天気予報情報、及び、発電電力実績管理回路１５６で生成した発電量実績データベースを元に、各需要家宅１８の太陽電池１の発電電力を予測する。
【００４２】
消費電力実績管理回路１５９は、情報収集回路１５２より出力される各需要家宅１８の負荷５の消費電力実績値を管理する。消費電力実績管理回路１５９は、連系運転時は、各需要家宅１８から通知される消費電力実績値を元に、月毎、曜日毎、時間毎（例えば３０分毎）、及び、天気実績（外気温実績を含む）毎にデータベースを構築する。
【００４３】
消費電力予測回路１５８は、情報収集回路１５２より出力される天気予報情報（外気温予測情報を含む）、及び、消費電力実績管理回路１５９で生成した消費電力実績データベースを元に、各需要家宅１８の負荷５の消費電力を予測する。
【００４４】
運転計画作成回路１６０は、分散電源ステータス管理回路１５５、発電電力実績管理回路１５６、発電電力予測回路１５７、消費電力予測回路１５８、及び、消費電力実績管理回路１５９より出力されるデータを元に、タウン蓄電池２０の充放電計画（５分周期、及び、３０分周期）、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性、各需要家宅１８の系統連系点での売買電力、太陽電池用電力変換装置２用の垂下特性、並びに、蓄電池用電力変換装置４用の垂下特性を生成する。運転計画作成管理回路１６１は、ＣＥＭＳ１５の運転計画作成機能全体の動作を管理する。
【００４５】
ここで、タウン蓄電池用電力変換装置２１、並びに、各需要家宅１８の太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の各々で用いられる垂下特性とは、電力系統での一般的な現象である、発電機の発電電力に対する負荷での消費電力の過不足に応じて、系統周波数が上昇（電力余剰時）又は低下（電力不足時）する特性を意味している。本実施の形態では、後述の説明で明らかになるように、垂下特性を介して、マイクログリッド内での全体的な電力バランスが、各変換装置間で共有される。
【００４６】
図４は、図３に示された運転計画作成回路１６０の構成を説明するブロック図である。
図４を参照して、運転計画作成回路１６０は、需要家運転計画作成回路１６５１、及び、第１の運転計画作成回路１６０１を有する。
【００４７】
需要家運転計画作成回路１６５１は、各需要家宅１８の系統連系点での売買電力、太陽電池用電力変換装置２用の垂下特性、及び、蓄電池用電力変換装置４用の垂下特性を生成する。第１の運転計画作成回路１６０１は、タウン蓄電池２０の充放電計画（５分周期、及び、３０分周期）、並びに、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性を生成する。
【００４８】
図５は、図４に示された第１の運転計画作成回路１６０１の構成を説明するブロック図である。
【００４９】
図５を参照して、第１の運転計画作成回路１６０１は、余剰電力予測合計回路１６０５、出力抑制電力合計回路１６０６、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７、タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８、タウン蓄電池運転計画作成回路１６０９、及び、需要家系統連系点電力生成回路１６１０を有する。
【００５０】
余剰電力予測合計回路１６０５は、需要家運転計画作成回路１６５１内の後述する余剰電力予測回路１６５５より出力される、個々の需要家宅１８の余剰電力の予測結果を合計する。出力抑制電力合計回路１６０６は、需要家運転計画作成回路１６５１内の後述する太陽電池出力抑制判断回路１６５６から出力される、個々の需要家宅１８の太陽電池１の出力抑制電力推定値を合計する。タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７は、余剰電力予測合計回路１６０５、及び、出力抑制電力合計回路１６０６の出力に基づき、タウン蓄電池２０からの充放電電力を決定する。タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８は、余剰電力予測合計回路１６０５、出力抑制電力合計回路１６０６、及び、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７からの出力を元にタウン蓄電池２０の垂下特性を生成する。
【００５１】
タウン蓄電池運転計画作成回路１６０９は、運転計画作成管理回路１６１から出力されるタイミング信号に応じて、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７、及び、需要家運転計画作成回路１６５１内の後述する第２の運転計画作成回路１６５７からの情報を元にタウン蓄電池２０の運転計画を作成する。本実施の形態では、運転計画作成管理回路１６１は、５分周期のタイミング信号及び３０分周期のタイミング信号の２種類のタイミング信号を出力するものとする。
【００５２】
需要家系統連系点電力生成回路１６１０は、余剰電力予測回路１６５５、太陽電池出力抑制判断回路１６５６、及び、タウン蓄電池運転計画作成回路１６０９からの出力を元に、個々の需要家宅１８の系統連系点（図１及び図２の宅内配電系統１０）での売買電力目標値を生成する。売買電力目標値は、分散電源から宅内配電系統１０へ電力を出力する売電方向を正値で示し、その反対の買電方向を負値で示すものとする。
【００５３】
図６は、図４に示された需要家運転計画作成回路１６５１の構成を説明するブロック図である。
【００５４】
図６を参照して、需要家運転計画作成回路１６５１は、需要家宅１８毎に設けられた需要家運転計画作成ユニット１６５２を有する。図６中には、図１の需要家宅１８ａ及び１８ｂの運転計画を作成するための需要家運転計画作成ユニット１６５２ａ及び１６５２ｂが例示される。実際には、需要家運転計画作成回路１６５１内には、ＣＥＭＳ１５が管理している需要家数に対応した個数の需要家運転計画作成ユニット１６５２が実装される。
【００５５】
図７は、図６に示された需要家運転計画作成ユニット１６５２の各々の構成を説明するブロック図である。図６に示された需要家運転計画作成ユニット１６５２は、複数の需要家宅１８のうちの需要家宅１８ｘの運転計画を作成するものであるとする。
【００５６】
図７を参照して、需要家運転計画作成ユニット１６５２は、余剰電力予測回路１６５５、太陽電池出力抑制判断回路１６５６、及び、第２の運転計画作成回路１６５７を有する。
【００５７】
余剰電力予測回路１６５５は、発電電力予測回路１５７及び消費電力予測回路１５８からの需要家宅１８ｘでの余剰電力を予測する。太陽電池出力抑制判断回路１６５６は、需要家宅１８ｘに設置された太陽電池１の発電量予測結果、消費電力予測結果、発電量実績、及び、消費電力実績、並びに、需要家宅１８ｘの太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４からのステータス情報を元に、当該太陽電池１が出力抑制を行っている否かを判断する。出力抑制を行っていると判断した場合は、太陽電池出力抑制判断回路１６５６は、更に、出力抑制された電力値を予測する。
【００５８】
第２の運転計画作成回路１６５７は、運転計画作成管理回路１６１から出力されるタイミング信号（３０分周期のタイミング信号を想定）の受信に応じて、余剰電力予測回路１６５５、太陽電池出力抑制判断回路１６５６、及び、需要家系統連系点電力生成回路１６１０からの出力、並びに、蓄電池用電力変換装置４からのステータス情報を元に、需要家宅１８ｘの系統連系点での売買電力目標値及び垂下特性を生成する。この結果、図６の需要家運転計画作成回路１６５１によって、個々の需要家宅１８について、系統連系点での売買電力目標値及び垂下特性が個別に生成される。
【００５９】
図８は、図７に示された第２の運転計画作成回路１６５７の構成を説明するブロック図である。図７に示された需要家運転計画作成ユニット１６５２についても、複数の需要家宅１８のうちの需要家宅１８ｘの運転計画を作成するものである。
【００６０】
図８を参照して、第２の運転計画作成回路１６５７は、需要家分散電源用垂下特性生成回路１６６１、及び、運転計画補正回路１６６２を有する。
【００６１】
運転計画補正回路１６６２は、運転計画作成管理回路１６１から出力されるタイミング信号（３０分周期のタイミング信号を想定）の受信に応じて、分散電源ステータス管理回路１５５、需要家系統連系点電力生成回路１６１０、及び、余剰電力予測回路１６５５からの出力に基づき、運転計画を補正する。需要家分散電源用垂下特性生成回路１６６１は、運転計画作成管理回路１６１から出力されるタイミング信号（３０分周期のタイミング信号を想定）の受信に応じて、余剰電力予測回路１６５５、分散電源ステータス管理回路１５５、及び、運転計画補正回路１６６２の出力から、需要家宅１８ｘの垂下特性を生成する。
【００６２】
次に、図９〜図１６を用いて、図１中の太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び、タウン蓄電池用電力変換装置２１の構成を詳細に説明する。
【００６３】
図９は、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の構成を説明するブロック図である。
【００６４】
図９を参照して、太陽電池用電力変換装置２は、電圧計２０１、電流計２０２、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３、第１の制御回路２０４、直流母線２０５、電圧計２０６、電流計２０７、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、第２の制御回路２０９、電圧計２１０、電流計２１１、及び、通信インターフェイス回路２１２を含む。
【００６５】
電圧計２０１は、太陽電池１から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計２０２は、太陽電池１から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、太陽電池１より出力される第１の直流電圧の直流電力を、第２の直流電圧の直流電力に変換する。第１の制御回路２０４は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する。直流母線２０５は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３より出力される第２の直流電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に供給する。電圧計２０６は直流母線２０５の電圧を計測する。電流計２０７は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３より出力される電流（ＤＣ）を計測する。
【００６６】
第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３より出力される直流電力を交流電力に変換する。第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する。電圧計２１０は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計２１１は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェイス回路２１２は、太陽電池用電力変換装置２（第２の制御回路２０９）とＨＥＭＳ７との間で通信を行う。
【００６７】
蓄電池用電力変換装置４は、電圧計４０１、電流計４０２、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、第３の制御回路４０４、直流母線４０５、電圧計４０６、電流計４０７、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８、第４の制御回路４０９、電圧計４１０、電流計４１１、及び、通信インターフェイス回路４１２を含む。
【００６８】
電圧計４０１は、蓄電池３から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計４０２は蓄電池３から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路は、蓄電池３より出力される第３の直流電圧の直流電力を、第４の直流電圧の直流電力に変換する。第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する。直流母線４０５は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３より出力される第４の直流電圧を、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に供給する。
【００６９】
電圧計４０６は、直流母線４０５の電圧を計測する。電流計４０７は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３より出力される直流電流を計測する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３より出力される直流電力を交流電力に変換する。第４の制御回路４０９は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する。電圧計４１０は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計４１１は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェイス回路４１２は、蓄電池用電力変換装置４（第４の制御回路４０９）とＨＥＭＳ７との間で通信を行う。
【００７０】
尚、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３及び第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、並びに、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の構成としては、公知のＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータの構成を適宜用いることが可能である。又、蓄電池３にリチウムイオンバッテリを用いる場合は、バッテリ側に内蔵されたバッテリ管理ユニット（ＢＭＵ）が、蓄電量、充放電の可否、及び、充電時の最大充電電流などを管理して、第３の制御回路４０４に通知する構成とされることが一般的である。但し、本実施の形態では、説明を簡単にするため、蓄電量、充放電の可否、及び、充電時の最大充電電流などの管理は、統一的に、第３の制御回路４０４及び第９の制御回路６０４で実行されるものとして説明する。
【００７１】
図１０は、太陽電池用電力変換装置２の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３（図９）を制御する第１の制御回路２０４（図９）の構成を説明するブロック図である。
【００７２】
図１０を参照して、第１の制御回路２０４は、ＭＰＰＴ（Maximum  Power  Point  Tracking）制御回路２０４１、電圧制御回路２０４２、切換回路２０４３、及び、第５の制御回路２０４４を有する。ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、電圧計２０１及び電流計２０２の計測値に基づき、いわゆる、最大電力点追従制御のために、太陽電池１より発電される電力を最大限取り出すために、太陽電池１の最大電力点をサーチする。具体的には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、電圧計２０１によって測定される直流電圧を、上記最大電力点に対応する電圧に制御するための第１のＤＣ／ＤＣ変換回路の制御指令値を生成する。
【００７３】
電圧制御回路２０４２は、電圧計２０６の計測値に基づき、直流母線２０５の直流電圧（第２の直流電圧）を、予め定められた目標電圧（例えば、３５０Ｖ）に維持するための、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値を生成する。
【００７４】
第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２への制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、太陽電池１の発電状態などを管理する。第５の制御回路２０４４は、切換回路２０４３の制御信号を更に出力する。
【００７５】
切換回路２０４３は、第５の制御回路２０４４からの制御信号に従って、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２の出力のうちの一方を、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値として選択的に出力する。
【００７６】
後述するように、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、ＭＰＰＴモード又は電圧制御モードで制御される。切換回路２０４３は、ＭＰＰＴモードでは、ＭＰＰＴ制御回路２０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、電圧制御モードでは、電圧制御回路２０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。
【００７７】
図１１は、太陽電池用電力変換装置２の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路（図９）を制御する第２の制御回路２０９（図９）の構成を説明するブロック図である。
【００７８】
図１１を参照して、第２の制御回路２０９は、位相検出回路２０９１、周波数検出回路２０９２、垂下特性テーブル生成回路２０９３、及び、第６の制御回路２０９４を有する。
【００７９】
位相検出回路２０９１は、電圧計２１０で計測した交流の電圧波形から、宅内配電系統１０の電圧位相を検出する。周波数検出回路２０９２は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧波形のゼロクロス点の周期から、宅内配電系統１０の交流電圧の周波数を検出する。
【００８０】
垂下特性テーブル生成回路２０９３は、通信インターフェイス回路２１２を介して受信した垂下特性情報をテーブルデータに展開する。更に、垂下特性テーブル生成回路２０９３は、展開した垂下特性テーブルに従って、周波数検出回路２０９２で検出した交流電圧周波数情報から、配電系統１４の電力の過不足（すなわち、マイクログリッド内の電力バランス）を検知することができる。当該検知結果により、太陽電池１の発電電力の過不足が、垂下特性テーブル生成回路２０９３から第６の制御回路２０９４へ通知される。
【００８１】
第６の制御回路２０９４は、垂下特性テーブル生成回路２０９３からの太陽電池１の発電量の過不足情報を元に、太陽電池１の発電電力の制御目標を第５の制御回路２０４４に通知する。更に、第６の制御回路２０９４は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する制御指令値を生成する。
【００８２】
図１２は、蓄電池用電力変換装置４の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３（図９）を制御する第３の制御回路４０４（図９）の構成を説明するブロック図である。
【００８３】
図１２を参照して、第３の制御回路４０４は、充電制御回路４０４１、放電制御回路４０４２、切換回路４０４３、及び、第７の制御回路４０４４を有する。
【００８４】
充電制御回路４０４１は、蓄電池３の充電制御を行う際の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値を生成する。放電制御回路４０４２は、蓄電池３からの放電制御を行う際の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値を生成する。第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１及び放電制御回路４０４２への制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、蓄電池３の充電量、充電電流、放電電力量などを管理する。第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３の制御信号を更に出力する。
【００８５】
切換回路４０４３は、第７の制御回路４０４４からの制御信号に従って、充電制御回路４０４１及び放電制御回路４０４２の出力のうちの一方を、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値として選択的に出力する。
【００８６】
切換回路４０４３は、蓄電池３の充電が指示される際には充電制御回路４０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、蓄電池３の放電が指示される際には放電制御回路４０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。
【００８７】
図１３は、蓄電池用電力変換装置４の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０３（図９）を制御する第４の制御回路４０９（図９）の構成を説明するブロック図である。
【００８８】
図１３を参照して、第４の制御回路４０９は、位相検出回路４０９１、周波数検出回路４０９２、垂下特性テーブル生成回路４０９３、及び、第８の制御回路４０９４を有する。
【００８９】
位相検出回路４０９１は、電圧計４１０で計測した交流の電圧波形から、配電系統１０の電圧位相を検出する。周波数検出回路４０９２は、位相検出回路４０９１で検出した交流電圧波形のゼロクロス点の周期から、配電系統１０の交流電圧の周波数を検出する。
【００９０】
垂下特性テーブル生成回路４０９３は、通信インターフェイス回路４１２を介して受信した垂下特性情報をテーブルデータに展開する。更に、垂下特性テーブル生成回路４０９３は、展開した垂下特性テーブルに従って、周波数検出回路４０９２で検出した交流電圧周波数情報から、配電系統１４の電力の過不足（すなわち、マイクログリッド内の電力バランス）を検知する。当該検知結果により、蓄電池３の充放電電力の過不足が、垂下特性テーブル生成回路４０９３から第８の制御回路４０９４へ通知される。
【００９１】
第８の制御回路４０９４は、垂下特性テーブル生成回路４０９３からの蓄電池３の充放電電力の過不足情報を元に、蓄電池３の充放電電力の制御目標を第７の制御回路４０４４に通知する。更に、第８の制御回路４０９４は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する制御指令値を生成する。
【００９２】
図１４には、図１に示されたタウン蓄電池用電力変換装置２１の構成を説明するブロック図が示される。
【００９３】
図１４を参照して、タウン蓄電池用電力変換装置２１は、電圧計６０１、電流計６０２、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３、第９の制御回路６０４、直流母線６０５、電圧計６０６、電流計６０７、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８、第１０の制御回路６０９、電圧計６１０、電流計６１１、及び、通信インターフェイス回路６１２を有する。
【００９４】
電圧計６０１は、タウン蓄電池２０から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計６０２は、タウン蓄電池２０から出力される電流（ＤＣ）を計測する。電流計６０２による電流値では、タウン蓄電池２０の放電時には正であり、タウン蓄電池２０の充電時には負であるものとする。第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３は、タウン蓄電池２０より出力される第５の直流電圧を、第６の直流電圧に変換して直流母線６０５へ出力する。第９の制御回路６０４は、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３を制御する。直流母線６０５は、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３より出力される第６の直流電圧を、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８に供給する。
【００９５】
電圧計６０６は、直流母線６０５の電圧を計測する。電流計６０７は、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３より出力される直流電流を計測する。第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８は、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３より出力される直流電力を交流電力に変換する。第１０の制御回路６０９は、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８を制御する。
【００９６】
電圧計６１０は、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８より出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計６１１は、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８より出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェイス回路６１２は、タウン蓄電池用電力変換装置２１（第１０の制御回路６０９）と、ＣＥＭＳ１５との間で通信を行う。尚、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３及び第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０３の構成についても、公知のＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータの構成を適宜用いることが可能である。
【００９７】
図１５は、タウン蓄電池用電力変換装置２１の第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３（図１４）を制御する第９の制御回路６０４（図１４）の構成を説明するブロック図である。
【００９８】
図１５を参照して、第９の制御回路６０４は、充電制御回路６０４１、放電制御回路６０４２、切換回路６０４３、及び、第１１の制御回路６０４４を有する。
【００９９】
充電制御回路６０４１は、タウン蓄電池２０の充電制御を行う際の第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３の指令値を算出する。放電制御回路６０４２は、タウン蓄電池２０からの放電制御を行う際の第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３の指令値を算出する。
【０１００】
第１１の制御回路６０４４は、充電制御回路６０４１及び放電制御回路６０４２への制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、タウン蓄電池２０の充電量、充電電流、放電電力量などを管理する。第１１の制御回路６０４４は、切換回路６０４３の制御信号を更に出力する。
【０１０１】
切換回路６０４３は、第１１の制御回路６０４４からの制御信号に従って、充電制御回路６０４１及び放電制御回路６０４２の出力のうちの一方を、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３の制御指令値として選択的に出力する。切換回路６０４３は、タウン蓄電池２０の充電が指示される際には充電制御回路６０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、タウン蓄電池２０の放電が指示される際には放電制御回路６０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。
【０１０２】
図１６は、タウン蓄電池用電力変換装置２１の第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８（図１４）を制御する第１０の制御回路６０９（図１４）の構成を説明するブロック図である。
【０１０３】
図１６を参照して、第１０の制御回路６０９は、正弦波発生回路６０９１、垂下特性テーブル生成回路６０９２、及び、第１２の制御回路６０９４を有する。
【０１０４】
垂下特性テーブル生成回路６０９２は、通信インターフェイス回路６１２（図１４）を介して受信した垂下特性情報をテーブルデータに展開する。更に、垂下特性テーブル生成回路６０９２は、展開した垂下特性テーブルに従って、第１２の制御回路６０９４から出力される、配電系統１６での電力の過不足情報から、配電系統１６に出力されるべき電圧周波数を算出する。算出された電圧周波数は、正弦波発生回路６０９１に出力される。
【０１０５】
正弦波発生回路６０９１は、タウン蓄電池用電力変換装置２１から配電系統１６に出力される交流電圧の目標値となる正弦波を発生する。当該正弦波は、垂下特性テーブル生成回路６０９２から伝達された電圧周波数を有するように生成される。当該電圧周波数は、予め定められた中心周波数ｆｃに対して、±ｆα（Ｈｚ）の範囲内に設定される。例えば、ｆｃ＝６０（Ｈｚ）であり、電圧周波数は、５９．８〜６０．２（Ｈｚ）の範囲内で可変とされる。
【０１０６】
第１２の制御回路６０９４は、電圧計６１０及び電流計６１１の検出値に基づくタウン蓄電池２０の実際の充放電電力と、タウン蓄電池２０の充放電電力目標値との比較に従って、配電系統１６での電力の過不足情報を生成する。生成された電力の過不足情報は、垂下特性テーブル生成回路６０９２へ伝達される。更に、第１２の制御回路６０９４は、正弦波発生回路６０９１から出力される正弦波に従って、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８を制御する制御指令値を生成する。例えば、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８は、２０ｋＨｚ程度のスイッチング周波数でのＰＷＭ（Pulse  Width  Modulation）制御によって、上記電圧周波数に従った交流電圧を出力するように制御される。
【０１０７】
（停電時の自立運転）
以下では、図１〜図１６に示されたスマートタウンでの停電時の自立運転について説明する。
【０１０８】
再び図１を参照して、停電発生時には、ＣＥＭＳ１５は、開閉器２２に対して遮断指令を出力することにより、配電系統１６を変電所２４から電気的に切り離す。これにより、スマートタウン全体が変電所２４から切り離されると、スマートタウン内での電力供給を継続するための、タウン蓄電池用電力変換装置２１を交流電圧源とした自立運転が実行される。本実施の形態では、自立運転は、７２時間のＬＣＰを確保することを目的として実行されるものとする。
【０１０９】
ＣＥＭＳ１５は、自立運転において、７２時間のＬＣＰを実現するために、基本的には、冷蔵庫５３及び夜間照明５４等の「重要負荷」への供給電力（例えば、２［ｋＷｈ］程度）を７２時間分確保することを目標に、運転計画を作成する。当該運転計画には、各需要家宅１８の系統連系点での売買電力計画、及び、タウン蓄電池２０の充放電計画が含まれる。
【０１１０】
各需要家宅１８において、ＨＥＭＳ７は、停電発生を検出すると、宅内の負荷５に対して一旦全ての電源を落とすように指令する。例えば、ＨＥＭＳ７は、分電盤６に対して、全ブレーカを自動的に遮断状態とすることで、宅内配電系統１０を配電系統１４から一旦解列するように指令する。
【０１１１】
ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン全体の配電系統１４，１６が変電所２４から切り離され、かつ、各需要家宅１８が配電系統１４から解列されると、タウン蓄電池用電力変換装置２１に対して、電圧源として動作するよう指令する。タウン蓄電池用電力変換装置２１は、ＣＥＭＳ１５からの当該指示を受信すると、タウン蓄電池２０の直流電力を交流電力に変換することによる交流電圧源としての動作を開始する。
【０１１２】
停電発生直後、各需要家宅１８を配電系統から解列する理由について説明する。停電直後、開閉器２２でスマートタウン全体を変電所２４から解列した後、需要家宅１８内の負荷５を解列せずにタウン蓄電池用電力変換装置２１を交流電圧源として起動すると、スイッチが切られていない負荷（例えば、照明及びドライヤー等のスイッチを切らないと電源が投入されてしまう負荷）が一斉に起動する。これにより、電流が過大となってタウン蓄電池用電力変換装置２１が起動できないことが懸念される。従って、本実施の形態では、需要家宅１８内の負荷５、太陽電池用電力変換装置２、及び、蓄電池用電力変換装置４が配電系統１４から一旦解列された後に、タウン蓄電池用電力変換装置２１が交流電圧源として起動する。
【０１１３】
ＨＥＭＳ７は、タウン蓄電池用電力変換装置２１の起動による自立運転の開始後には、各需要家宅１８における配電系統１４の交流電圧が安定した時点で、ユーザに対して負荷５の各スイッチをオフしているかを確認した後、重要負荷へ電力を供給するためのブレーカの投入を許可する。この際のユーザとの情報の授受は、ＨＥＭＳ７のユーザーインターフェイス回路（図示せず）に対するユーザ入力操作によって実現することができる。これにより、各需要家宅１８では、手動による、ブレーカの投入操作及び重要負荷の電源の再オン操作により、自立運転下で重要負荷の作動を確保することが可能となる。
【０１１４】
ＨＥＭＳ７は、重要負荷に対する電力供給が開始される際に、太陽電池１及び蓄電池３のステータス情報を可能な範囲で収集し、収集結果をＣＥＭＳ１５に通知する。左記通知完了後、ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４が接続されているブレーカを自動的に接続状態とする。重要負荷への電力供給の開始後、需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４は、タウン蓄電池用電力変換装置２１より出力される交流電圧を用いて起動する。
【０１１５】
ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から送信される系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値に基づき、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４を制御する。自立運転時には、上述した運転計画を構成する、各需要家宅１８の系統連系点での売買電力計画に従って、各需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値が定められて、需要家宅１８毎に個別に、ＣＥＭＳ１５からＨＥＭＳ７へ送信される。
【０１１６】
本実施の形態に係る電力管理システムでは、自立運転時には、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び、タウン蓄電池用電力変換装置２１によって、図１７に示される垂下特性を用いた電力の同時同量制御が実行される。自立運転時には、上述のように、タウン蓄電池用電力変換装置２１が交流電圧源として動作するように制御される一方で、各需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４は、連系運転時（通常運転時）と同様に、交流電流源として動作するように制御される。この役割分担の下では、交流電圧源として動作するタウン蓄電池用電力変換装置２１は、配電系統１４に対するタウン蓄電池２０の出力電力に基づき、自立系統として動作しているスマートタウン内全体での電力（電力量）の過不足を検出することができる。
【０１１７】
一方で、交流電流源として動作する需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２内の第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から供給される太陽電池１の発電電力を交流電流に変換して宅内配電系統１０に供給する。その際、第２の制御回路２０９は、直流母線２０５の電圧を用いて太陽電池１の発電量を検出することができる。同様に、蓄電池用電力変換装置４内の第４の制御回路４０９は、直流母線４０５の電圧を用いて蓄電池３の充放電電力を検出することができる。一方で、第２の制御回路２０９及び第４の制御回路４０９は、宅内配電系統１０の交流電圧から、直接、スマートタウン内の配電系統での電力の過不足を直接検出することができない。
【０１１８】
従って、本実施の形態では、タウン蓄電池用電力変換装置２１が検出した電力の過不足を、垂下特性を用いて、各需要家宅１８内に設置した分散電源に通知することとする。以下、垂下特性を利用した電力の同時同量制御について説明する。
【０１１９】
図１７には、本実施の形態に係る電力管理システムにおける垂下特性を利用した同時同量制御の動作原理を説明する概念図が示される。
【０１２０】
図１７を参照して、横軸は、スマートタウン内全体での電力バランスを示し、縦軸は、自立運転時の系統周波数を示す。
【０１２１】
電力バランスが“０”の状態は、スマートタウン内全体での総供給電力及び総消費電力が等しい状態である。スマートタウン内の総供給電力は、タウン蓄電池２０の放電電力、各需要家宅１８の太陽電池１の発電電力の合計値、及び、各需要家宅１８の蓄電池３の放電電力（放電時）の合計値の総和に相当する。一方で、自立運転時には、通常、タウン蓄電池２０は放電専用で運用されるので、スマートタウン内の総消費電力は、各需要家宅１８の負荷５での消費電力の合計値に相当する。
【０１２２】
図１７に示されるように、総消費電力が総供給電力よりも大きい場合（電力バランスが正）には、系統周波数は、消費電力が大きくなるほど、予め定められた中心周波数ｆｃ（例えば、６０Ｈｚ）から徐々に低下される。例えば、タウン蓄電池２０の放電電力を交流電力に変換するタウン蓄電池用電力変換装置２１によって、配電系統１６に出力する交流電圧周波数をｆｃから低下させることができる。配電系統１６の交流電圧周波数は、柱上トランス９によって、配電系統１４（柱上トランス二次側）及び各需要家宅１８の宅内配電系統１０にも伝達される。
【０１２３】
図１１及び図１３で説明したように、宅内配電系統１０の交流電圧周波数は、太陽電池用電力変換装置２（第６の制御回路２０９４）及び蓄電池用電力変換装置４（第８の制御回路４０９４）、即ち、各需要家宅１８の分散電源側で検出することができる。従って、各需要家宅１８の分散電源において、系統周波数の低下が検知されると、電力バランスを維持するために、分散電源からの出力電力が増加するように制御目標値（分散電源）が修正される。即ち、太陽電池１の発電電力の増加及び／又は蓄電池３の放電電力の増加（或いは、充電から放電への切替）が実行される。
【０１２４】
反対に、総供給電力が総消費電力よりも大きい場合（電力バランスが負）には、系統周波数は、供給電力が大きくなるほど、中心周波数ｆｃから徐々に上昇される。各需要家宅１８の分散電源において、系統周波数の上昇が検知されると、電力バランスを“０”に戻すために、分散電源からの出力電力が減少するように制御目標値（分散電源）が修正される。即ち、太陽電池１の発電電力の抑制及び／又は蓄電池３の放電電力の減少（或いは、放電から充電への切替）が実行される。
【０１２５】
このように、本実施の形態に係る電力管理システムでは、自立運転時において、スマートタウン内での電力バランスに係る情報を、配電系統１０，１４，１６での交流電圧の周波数（即ち、系統周波数）を介して共有することによって、スマートタウン内での総供給電力及び総消費電力を均衡させるための電力の同時同量制御を実行する。
【０１２６】
以下に、自立運転時の制御動作について説明する。まず、再び図９〜図１１を用いて太陽電池用電力変換装置２の動作を説明する。
【０１２７】
本実施の形態では、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１から出力される直流電圧が予め定められた基準値以上になった場合に起動する。太陽電池用電力変換装置２の起動時には、第１の制御回路２０４中の第５の制御回路２０４４（図１０）は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１（図１０）に対して、太陽電池１からの出力電力が最大になるようにＭＰＰＴ制御を開始するように指示する。更に、第５の制御回路２０４４は、切換回路２０４３に対して、ＭＰＰＴ制御回路２０４１からの制御指令値を選択するよう制御信号を出力する。
【０１２８】
一方、第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９４（図１１）は、電圧計２０６によって検出される直流母線２０５の直流電圧が一定になるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する交流電流の振幅（電流指令値）を算出する。具体的な電流指令値の生成方法について以下に説明する。
【０１２９】
上述のように、本実施の形態に係る電力管理システムでは、停電時の自立運転では、タウン蓄電池用電力変換装置２１が、スマートタウン内の交流配電系統の交流電圧源として動作する一方で、需要家宅１８に設置された分散電源は、各需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）の交流電圧を基準に電流源として動作する。
【０１３０】
この場合、タウン蓄電池用電力変換装置２１は、配電系統１６の交流電圧を管理するため、配電系統１６における電力の過不足から、スマートタウン内全体での電力の過不足を検出することができる。一方、電流源として動作する需要家宅１８内の分散電源は、宅内配電系統１０への出力電力を目標値に従って制御する態様で動作するため、宅内配電系統１０における電力の過不足については直接検出することができない。
【０１３１】
上述のように、タウン蓄電池用電力変換装置２１は、電力の過不足を検出した場合、まず始めに、タウン蓄電池２０からの充放電電力を制御することによって、スマートタウン内の電力の同時同量を確保する。更に、電力が不足していた場合には、系統周波数、すなわち、タウン蓄電池用電力変換装置２１から配電系統１６への出力周波数を、図１７で説明した垂下特性に従って低下させる。反対に、電力が過剰である場合には、交流系統電圧の周波数、すなわち、タウン蓄電池用電力変換装置２１の出力周波数は、垂下特性に従って上昇される。尚、実際には、ＣＥＭＳ１５から通知された垂下特性に従って、タウン蓄電池用電力変換装置２１の出力周波数は設定される。
【０１３２】
需要家宅１８内に設置された分散電源は、系統連系点（宅内配電系統１０）での交流電圧の周波数を検出し、スマートタウン内全体での電力供給量の過不足を、ＣＥＭＳ１５から通知される垂下特性に基づき判断する。なお、ＣＥＭＳ１５からの運転計画（垂下特性を含む）は、ＨＥＭＳ７で一旦受信された後、ＨＥＭＳ７から通信インターフェイス回路２１２を介して、第２の制御回路２０９に通知される。尚、垂下特性の生成方法の詳細については、後程詳細に説明する。
【０１３３】
図９及び図１１に戻って、太陽電池用電力変換装置２の動作の説明を続ける。第２の制御回路２０９（図９）中の位相検出回路２０９１（図１１）は、電圧計２１０から出力される交流電圧のゼロクロス点を検出する。位相検出回路２０９１（図１１）で検出したゼロクロス点情報は、図１１に示された周波数検出回路２０９２及び第６の制御回路２０９４に入力される。
【０１３４】
周波数検出回路２０９２は、入力されたゼロクロス点検出情報の周期を計測することにより、宅内配電系統１０の交流電圧周波数、即ち、系統周波数を算出する。周波数検出回路２０９２で算出された周波数情報は、垂下特性テーブル生成回路２０９３及び第６の制御回路２０９４に出力される。垂下特性テーブル生成回路２０９３は、系統周波数が入力されると、ＣＥＭＳ１５から通知された垂下特性に従って、太陽電池用電力変換装置２から宅内配電系統１０への売買電力目標値を修正するための差分電力を算出して、第６の制御回路２０９４に出力する。第６の制御回路２０９４では、ＣＥＭＳ１５からの通知に基づく売買電力目標値と、当該差分電力とに基づいて、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値が算出される。
【０１３５】
図１８は、太陽電池用電力変換装置２での差分電力を算出するための垂下特性を説明するための概念図である。
【０１３６】
図１８を参照して、ＣＥＭＳ１５からの通知に基づく太陽電池用電力変換装置２用の垂下情報は、系統周波数に対する差分電力ΔＰｓｂ１を算出するための、図中の垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３を規定するための垂下特性テーブルが得られるように定められる。差分電力ΔＰｓｂ１は、売買電力目標値と同様に、分散電源から宅内配電系統１０へ電力を出力する売電方向を正値で示し、その反対の買電方向を負値で示すものとする。
【０１３７】
ここで、垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３は、電力管理システムの状況（例えば、タウン蓄電池２０のＳＯＣ）に応じて、垂下特性が可変に設定され得ることを表現するものである。以下では、垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３を包括して、垂下特性線ＦＣとも称する。
【０１３８】
垂下特性線ＦＣに従って、系統周波数が高周波側の折れ点周波数ｆａ及び低周波側の折れ点周波数ｆｂの間のときは、ΔＰｓｂ１＝０とされる。系統周波数がｆａよりも高い領域では、周波数に比例して傾きｋａでΔＰｓｂ１は減少され（ΔＰｓｂ１＜０）、系統周波数がｆｂよりも低い領域では、周波数に比例して傾きｋｂでΔＰｓｂ１は増加される（ΔＰｓｂ１＞０）。
【０１３９】
垂下特性情報としては、上述の折れ点周波数ｆａ，ｆｂ、及び、傾きｋａ，ｋｂの４個のデータを送信することで、第２の制御回路２０９（図９）の垂下特性テーブル生成回路２０９３（図１１）において垂下特性テーブルを作成することができる。ＣＥＭＳ１５からＨＥＭＳ７へ送信される垂下特性情報を当該４個のデータとすることで、通信トラヒックの削減を図ることができる。
【０１４０】
ＣＥＭＳ１５から、垂下特性情報としてｆａ１，ｆｂ１，ｋａ１，ｋｂ１を送信すると、太陽電池用電力変換装置２用の垂下特性線ＦＣ１を規定する垂下特性テーブルが、第２の制御回路２０９（図９）の垂下特性テーブル生成回路２０９３（図１１）によって作成される。同様に、垂下特性情報としてｆａ２，ｆｂ２，ｋａ２，ｋｂ２が送信されると、垂下特性線ＦＣ１を規定する垂下特性テーブルが作成され、垂下特性情報としてｆａ３，ｆｂ３，ｋａ３，ｋｂ３が送信されると、垂下特性線ＦＣ３を規定する垂下特性テーブルが作成される。
【０１４１】
図１１を参照して、垂下特性テーブル生成回路２０９３は、図１８の垂下特性に従って算出された差分電力ΔＰｓｂ１を差分電力情報として出力する。第６の制御回路２０９４は、垂下特性テーブル生成回路２０９３からの差分電力情報、及び、周波数検出回路２０９２からの系統周波数情報が入力されると、ＣＥＭＳ１５からの通知に基づく需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値を、垂下特性テーブル生成回路２０９３より出力される差分電力情報を用いて修正することによって、太陽電池用電力変換装置２の最終的な売買電力目標値（以下、ＰＶ制御目標値とも称する）を算出する。
【０１４２】
なお、本実施の形態に係る電力管理システムでは、ＨＥＭＳ７において、ＣＥＭＳ１５から通知された需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値を加工することによって、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値と、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値とが生成される。例えば、太陽電池１からの発電電力を優先的に使用するように、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値が設定されるとともに、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値（ＣＥＭＳ１５による設定）が満足されるように、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値が設定される。
【０１４３】
更に、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値に対して、垂下特性に従う、系統周波数の検出値に対応する差分電力ΔＰｓｂ１が加算されることによって、太陽電池用電力変換装置２のＰＶ制御目標値が設定される。後述するが、蓄電池用電力変換装置４についても、ＨＥＭＳ７で設定された売買電力目標値を、垂下特性に従う差分電力で修正することによって、最終的な売買電力目標値（ＰＶ制御目標値）が設定される。
【０１４４】
差分電力ΔＰｓｂ１が反映されたＰＶ制御目標値は、第６の制御回路２０９４（図１１）から第１の制御回路２０４中の第５の制御回路２０４４（図１０）に通知される。また、本実施の形態に係る電力管理システムでは、分電盤６内の電力計測回路６１（図２）で計測された、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力については、信号線１２に出力された後、第６の制御回路２０９４（図１１）を介して第５の制御回路２０４４(図１０）に通知することができる。
【０１４５】
第５の制御回路２０４４は、通知されたＰＶ制御目標値から、計測された系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力を減算する。減算結果により、宅内配電系統１０に電力が過剰供給されている場合には、太陽電池１の発電電力が抑制される。
【０１４６】
具体的には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１の出力を選択していた場合には（以下、「ＭＰＰＴ制御モード」と称する）、太陽電池１の制御モードは電圧制御モードに移行される。第５の制御回路２０４４は、電圧制御モードへの移行時には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から現在の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３へ供給している指令値、及び、図示していないＰＩ（比例積分）制御器の積分値情報等を読み込み後、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に停止指示を出力する。ＭＰＰＴ制御モードは、「創エネ機器の第１の制御モード」の一実施例に対応する。
【０１４７】
一方で、第５の制御回路２０４４は、電圧制御回路２０４２に対しては、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から読み込んだ制御指令値、及び、上述の積分値情報などを加工した情報を初期値として、電圧制御回路２０４２内のＰＩ制御器（図示せず）にセットするとともに、電圧制御の開始指示を出力する。
【０１４８】
第５の制御回路２０４４は、電圧制御モードでは、第６の制御回路２０９４から通知されたＰＶ制御目標値（売買電力目標値）と太陽電池１の発電電力とが一致するように、太陽電池１からの出力電圧（電圧計２０１の検出値）を制御する。第５の制御回路２０４４は、電圧制御モードでは、電圧制御回路２０４２からの制御指令値を出力するように、切換回路２０４３の制御信号を生成する。これにより、太陽電池１からの出力電圧の制御によって、太陽電池１の発電電力がＰＶ制御目標値に従って制御される。電圧制御モードは、「創エネ機器の第２の制御モード」の一実施例に対応する。
【０１４９】
これに対して、通知されたＰＶ制御目標値からの計測された売買電力の減算結果より、宅内配電系統１０への供給電力が不足している場合には、太陽電池１の発電電力を増加しようとする制御が行われる。具体的には、ＭＰＰＴ制御モードの選択時には、最大電力での発電を維持するために、ＭＰＰＴ制御モードが維持される。一方で、電圧制御モードの選択時には、太陽電池１の発電電力が増加されるように、太陽電池１の出力電圧が制御される。更に、太陽電池１の出力電圧が、基準値以下になると、第５の制御回路２０４４は、太陽電池１の制御モードを、電圧制御モードからＭＰＰＴ制御モードへ切換える。
【０１５０】
第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御モードへの移行時には、電圧制御回路２０４２から現在の制御指令値、及び、ＰＩ制御器（図示せず）回路の積分値情報等を読み込み後、電圧制御回路２０４２に停止指示を出力する。
【０１５１】
一方で、第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対しては、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から読み込んだ現在の制御指令値、及び、上述の積分値情報などを加工した情報を初期値として、ＭＰＰＴ制御回路２０４１内のＰＩ制御器（図示せず）にセットするとともに、ＭＰＰＴ制御の開始指示を出力する。ＭＰＰＴ制御モードでは、太陽電池１の発電電力が最大となるように、太陽電池１の出力電圧が調整される。
【０１５２】
ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、太陽電池１の発電電力が最大となるように、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値を生成する。更に、第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御モードでは、ＭＰＰＴ制御回路２０４１からの制御指令値を出力するように、切換回路２０４３の制御信号を生成する。
【０１５３】
ＭＰＰＴ制御モード及び電圧制御モードの各々において、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の出力は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８で交流電力に変換されて、宅内配電系統１０へ供給される。
【０１５４】
次に、再び図９、図１２、図１３及び図１９を用いて、蓄電池用電力変換装置４の動作を説明する。
【０１５５】
本実施の形態では、蓄電池用電力変換装置４の起動は、ＨＥＭＳ７から指示される。蓄電池３を使用しない場合は、蓄電池用電力変換装置４は、スリープモード（起動時間には数分程度を要するが、消費電力が数十μＷ程度の動作モード）で待機するよう構成される。なお、ＣＥＭＳ１５からの運転計画（垂下特性を含む）は、太陽電池用電力変換装置２と同様に、ＨＥＭＳ７で一旦受信された後、ＨＥＭＳ７から通信インターフェイス回路４１２を介して第４の制御回路４０９に通知される。ＣＥＭＳ１５から通知される垂下特性情報は、図１８で説明した、太陽電池用電力変換装置２に通知される垂下特性情報のフォーマットと同様とすることができる。
【０１５６】
図１９には、蓄電池用電力変換装置４での差分電力を算出するための垂下特性を説明するための概念図が示される。
【０１５７】
図１９を参照して、ＣＥＭＳ１５からの垂下特性情報に従って、蓄電池用電力変換装置４における系統周波数に対する差分電力ΔＰｓｂ２を算出するための、図中の垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３を規定するように、垂下特性テーブルが展開される。差分電力ΔＰｓｂ２は、差分電力ΔＰｓｂ１と同様に、分散電源から宅内配電系統１０へ電力を出力する売電方向を正値で示し、その反対の買電方向を負値で示すものとする。
【０１５８】
垂下特性情報の内容、及び、垂下特性テーブル生成回路４０９３（図１１）よる垂下特性テーブルの作成については、図１８で説明した、太陽電池用電力変換装置２用の垂下特性と同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。
【０１５９】
この結果、蓄電池用電力変換装置４についても、図１８と同様の垂下特性線ＦＣを設定することができる。垂下特性線ＦＣは、例えば、垂下特性情報として送信される、上述の折れ点周波数ｆａ，ｆｂ、及び、傾きｋａ，ｋｂに従って設定される。図１７と同様に、電力管理システムの状況（例えば、タウン蓄電池２０のＳＯＣ）に応じて、垂下特性が可変に設定することができる。即ち、垂下特性情報に従って、３種類の垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３を作成することができる。
【０１６０】
特に、蓄電池用電力変換装置４の垂下特性については、当該需要家宅１８毎に蓄電池３のＳＯＣに応じて折れ点周波数ｆａ，ｆｂを変化させることが好ましい。具体的には、低ＳＯＣの蓄電池３では、高ＳＯＣの蓄電池３よりも、中心周波数からの小さい周波数変化量（｜ｆｃ−ｆａ｜）で、充電電力増加のための差分電力ΔＰｓｂ２（ΔＰｓｂ２＜０）が生じるように垂下特性を作成することが好ましい。図１９の例では、低ＳＯＣの蓄電池３では、高ＳＯＣの蓄電池３よりも、折れ点周波数ｆａを低く（中心周波数ｆｃに近く）設定することができる。
【０１６１】
反対に、高ＳＯＣの蓄電池３において、低ＳＯＣの蓄電池３よりも、中心周波数ｆｃからの小さい周波数変化量（｜ｆｃ−ｆｂ｜）で、放電電力増加のための差分電力ΔＰｓｂ２（ΔＰｓｂ２＞０）が生じるように垂下特性を作成することが好ましい。図１９の例では、高ＳＯＣの蓄電池３では、低ＳＯＣの蓄電池３よりも、折れ点周波数ｆｂを高く（中心周波数ｆｃに近く）設定することができる。このようにすると、低ＳＯＣの蓄電池３が優先的に充電されるとともに、高ＳＯＣの蓄電池３が優先的に放電されるように、各需要家宅１８での蓄電池３を適切に（過充電及び過放電を回避するように）充放電することができる。
【０１６２】
尚、太陽電池用電力変換装置２の垂下特性情報と、蓄電池用電力変換装置４の垂下情報とは別個に設定される。即ち、２セット（例えば、４個／１セット）の垂下特性情報が、ＣＥＭＳ１５からＨＥＭＳ７に設定されることにより、太陽電池用電力変換装置２での差分電力ΔＰｓｂ１を算出するための垂下特性（図１８）と、蓄電池用電力変換装置４での差分電力ΔＰｓｂ２を算出するための垂下特性（図１９）とが個別に作成される。
【０１６３】
再び図１３を参照して、第４の制御回路４０９中の位相検出回路４０９１は、電圧計４１０から出力される交流系統電圧のゼロクロス点を検出する。位相検出回路４０９１で検出したゼロクロス点は、周波数検出回路４０９２及び第８の制御回路４０９４に入力される。
【０１６４】
周波数検出回路４０９２は、入力されたゼロクロス点検出情報の周期を計測することにより、宅内配電系統１０の交流電圧周波数、即ち、系統周波数を算出する。周波数検出回路４０９２で検出された周波数情報は、垂下特性テーブル生成回路４０９３及び第８の制御回路４０９４に入力される。垂下特性テーブル生成回路４０９３は、交流系統電圧の周波数が入力されると、図１９に示された垂下特性に従って、蓄電池用電力変換装置４から宅内配電系統１０への売買電力目標値を修正するための差分電力ΔＰｓｂ２を算出して、第８の制御回路４０９４に出力する。
【０１６５】
垂下特性テーブル生成回路２０９３は、差分電力ΔＰｓｂ２を差分電力情報として出力する。第８の制御回路４０９４は、垂下特性テーブル生成回路４０９３からの差分電力情報、及び、周波数検出回路４０９２からの系統周波数情報が入力されると、ＣＥＭＳ１５からの通知に基づく需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値を、垂下特性テーブル生成回路２０９３より出力される差分電力情報を用いて修正することによって、蓄電池用電力変換装置４の最終的な売買電力目標値（以下、ＢＡＴ制御目標値とも称する）を算出する。
【０１６６】
第８の制御回路４０９４は、ＣＥＭＳ１５から通知された需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値を元にＨＥＭＳ７で生成された蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値に対して、系統周波数の検出値に対応する差分電力ΔＰｓｂ２を加算することによって、蓄電池用電力変換装置４のＢＡＴ制御目標値を設定する。上述のように、ＨＥＭＳ７では、太陽電池１からの発電電力を優先的に使用するように配慮して、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値は設定されている。
【０１６７】
差分電力ΔＰｓｂ２が反映されたＢＡＴ制御目標値は、第８の制御回路４０９４（図１３）から第３の制御回路４０４中の第７の制御回路４０４４(図１２）に通知される。また、太陽電池用電力変換装置２の場合と同様に、分電盤６内の電力計測回路６１（図２）で計測された、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力が、信号線１２及び第８の制御回路４０９４（図１３）を介して、第７の制御回路４０４４(図１２）に通知される。
【０１６８】
第７の制御回路４０４４は、通知されたＢＡＴ制御目標値から、計測された系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力を減算する。減算結果により、宅内配電系統１０に電力が過剰供給されている場合には、蓄電池３によって過剰電力を充電する。
【０１６９】
具体的には、充電制御回路４０４１の出力を選択していた場合（以下、「充電モード」と称する）には、第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１による目標充電電力を増加させる。一方、放電制御回路４０４２の出力を選択していた場合（以下、「放電モードとも称する）では、第７の制御回路４０４４は、放電制御回路４０４２による目標放電電力を減少させる。
【０１７０】
放電モード時に、目標放電電力を“０”にしても宅内配電系統１０に電力が過剰供給されている場合には、第７の制御回路４０４４は、蓄電池３の制御モードを放電モードから充電モードへ切換える。具体的には、第７の制御回路４０４４は、放電制御回路４０４２の停止指示を出力するとともに、充電制御回路４０４１の起動指示を出力する。充電モードでは、充電制御回路４０４１の出力を選択するように、切換回路４０４３の制御信号が生成される。
【０１７１】
充電モード及び放電モード間の切換については、指令値、及び、図示しないＰＩ制御器の積分値情報は“０”に初期化されるので、太陽電池用電力変換装置２での制御モード切換時のような、初期値の引継ぎは実行されない。
【０１７２】
これに対して、通知されたＢＡＴ制御目標値からの計測された売買電力の減算結果より、宅内配電系統１０への供給電力が不足している場合には、蓄電池３からの放電電力が増加される。
【０１７３】
具体的には、第７の制御回路４０４４は、放電モードの選択時には、放電制御回路４０４２での目標放電電力を増加させる。一方で、充電モードの選択時には、充電制御回路４０４１の目標充電電力が減少される。充電モード時に、目標充電電力を“０”にしても宅内配電系統１０への供給電力が不足している場合には、蓄電池３の制御モードは、充電モードから放電モードへ切換えられる。具体的には、第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１の停止指示を出力するとともに、放電制御回路４０４２の起動指示を出力する。更に、放電制御回路４０４２の出力を選択するように、切換回路４０４３の制御信号が生成される。
【０１７４】
次に、再び図１４〜図１６を用いて、タウン蓄電池用電力変換装置２１の動作を説明する。
【０１７５】
上述のように、停電時の自立運転では、タウン蓄電池用電力変換装置２１は交流電圧源として動作して、スマートタウン内の配電系統を支える。停電発生後、上述した手順で交流電圧源として起動したタウン蓄電池用電力変換装置２１は、ＣＥＭＳ１５から通知される運転計画に基づきタウン蓄電池２０の充放電を制御する。
【０１７６】
具体的には、自立運転時には、第９の制御回路６０４内の第１１の制御回路６０４４（図１５）は、電圧計６０６より出力される直流母線６０５の電圧から、スマートタウン内の電力の過不足を判断する。
【０１７７】
例えば、タウン蓄電池２０が充電モードで動作していたときには、直流母線６０５の電圧が目標電圧より高い場合は、スマートタウン内での電力供給が過剰であると判断される。この場合には、充電制御回路６０４１は、充電電力を増加させるように、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３（図１４）の制御指令値を生成する。一方で、タウン蓄電池２０が放電モードで動作していたときには、放電制御回路６０４２は、タウン蓄電池２０の放電電力を低下するように、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３（図１４）の制御指令値を生成する。
【０１７８】
更に、放電モードにおいて放電電力を“０”まで低下しても、直流母線６０５の電圧が目標電圧より高い場合には、第１１の制御回路６０４４は、タウン蓄電池２０の制御モードを放電モードから充電モードへ切換える。この際には、第１１の制御回路６０４４は、放電制御回路６０４２に停止指示を出力するとともに、充電制御回路６０４１に起動指示を出力する。更に、充電制御回路６０４１の出力を選択するように、切換回路６０４３の制御信号が生成される。
【０１７９】
尚、蓄電池用電力変換装置４の制御と同様に、充電モード及び放電モード間の切換については、太陽電池用電力変換装置２での制御モード切換時のような、初期値の引継ぎは実行されない。
【０１８０】
これに対して、直流母線６０５の電圧が上記目標電圧より低い場合は、スマートタウン内での電力供給が不足していると判断される。この場合には、第９の制御回路６０４内の第１１の制御回路６０４４（図１５）は、タウン蓄電池２０が放電モードで動作していたときには、放電制御回路６０４２は、タウン蓄電池２０の放電電力を増加するように、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３（図１４）の制御指令値を生成する。一方で、タウン蓄電池２０が充電モードで動作していたときには、充電制御回路６０４１は、タウン蓄電池２０の充電電力量を低下するように、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３（図１４）の制御指令値を生成する。
【０１８１】
更に、充電モードにおいて、充電電力を“０”まで低下しても、直流母線６０５の電圧が目標電圧より低い場合には、第１１の制御回路６０４４は、タウン蓄電池２０の制御モードを充電モードから放電モードへ切換える。この際には、第１１の制御回路６０４４は、充電制御回路６０４１に停止指示を出力するとともに、放電制御回路６０４２に起動指示を出力する。更に、放電制御回路６０４２の出力を選択するように、切換回路６０４３の制御信号が生成される。このように、タウン蓄電池２０からスマートタウン内への供給電力は、第９の制御回路６０４によって制御される。
【０１８２】
次に、第１０の制御回路６０９（図１４）の動作を説明する。
第１０の制御回路６０９は、第３のＤＣ／ＤＣ変換回路６０３から出力されるタウン蓄電池２０の充放電電力（正値が放電を示し、充電が負値を示す）から、ＣＥＭＳ１５から通知された充放電電力目標値（運転計画）を減算することによって、ＣＥＭＳ１５から通知された運転計画との差異を求める。例えば、タウン蓄電池２０の充放電電力は、電圧計６０６によって検出される直流母線６０５の電圧と、電流計６０７によって検出される直流母線６０５の電流とを乗算することによって算出することができる。上記減算結果が正値である場合には、タウン蓄電池２０は運転計画よりも放電電力が多い、又は、充電電力が少ない（以下、放電側動作、又は、単に放電側とも記す）ことになる。反対に、減算結果が負値である場合には、タウン蓄電池２０は運転計画よりも充電電力が多い、又は、放電電力が少ない（以下、充電側動作、又は、単に充電側とも記す）ことになる。
【０１８３】
次に、タウン蓄電池２０の実際の充放電のＣＥＭＳ１５から通知された運転計画に対する差異を反映した、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８の制御について説明する。
【０１８４】
第１２の制御回路６０９４（図１６）は、通信インターフェイス回路６１２（図１４）を介して、ＣＥＭＳ１５からタウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性情報を受信すると、当該垂下特性情報を垂下特性テーブル生成回路６０９２に出力する。
【０１８５】
図２０には、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性を説明するための概念図が示される。
【０１８６】
図２０を参照して、横軸には、上述した、タウン蓄電池２０の実際の充放電のＣＥＭＳ１５から通知された運転計画に対する差異（過不足）から求められる、システムタウン内での需要家側からの供給電力の過不足量を定量的に示すための過不足電力Ｐｖｌが示される。過不足電力Ｐｖｌは、供給電力の不足量を正値とするように、上記の差異とは逆に、ＣＥＭＳ１５から通知された充放電電力目標値（運転計画）からタウン蓄電池２０の実際の充放電電力を減算することによって算出される。一方で、縦軸には、タウン蓄電池用電力変換装置２１の出力周波数、即ち、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路（図１４）から配電系統１６に出力される交流電圧の周波数（系統周波数）が示される。
【０１８７】
横軸の過不足電力Ｐｖｌは、供給電力の過剰時、即ち、タウン蓄電池２０が運転計画よりも充電側で動作するときに正値（Ｐｖｌ＞０）とされる。一方で、不足電力Ｐｖｌは、供給電力の不足時、即ち、タウン蓄電池２０が運転計画よりも放電側で動作するときには負値（Ｐｖｌ＜０）となる。
【０１８８】
タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性情報は、図２０に示される、垂下特性線ＦＣｔを規定するための垂下特性テーブルが得られるように定められる。例えば、垂下特性線ＦＣｔは、正側（電力過剰側）の折れ点電力Ｐａ及び負側（電力不足側）の折れ点電力Ｐｂの間では、系統周波数を中心周波数ｆｃ（例えば、６０Ｈｚ）に設定するように定められる。更に、垂下特性線ＦＣｔによれば、Ｐｖｌ＞Ｐａの領域（供給過剰）では、各需要家宅１８から逆潮流される電力を減少させるために、Ｐｖｌに比例して傾きｋａｔで系統周波数は上昇される。
【０１８９】
一方で、Ｐｖｌ＜Ｐｂの領域（供給不足）では、各需要家宅１８から逆潮流される電力を増加させるために、Ｐｖｌに比例して傾きｋｂｔで系統周波数は低下される。なお、系統周波数の変化範囲は、予め定められた下限周波数（例えば、５９．８Ｈｚ）及び上限周波数（例えば、６０．２Ｈｚ）の範囲内に制限される。
【０１９０】
タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性情報としても、上述の折れ点電力Ｐａ，Ｐｂ、及び、傾きｋａｔ，ｋｂｔの４個のデータをＣＥＭＳ１５から送信することで、通信トラヒックの削減を図ることができる。
【０１９１】
再び図１６を参照して、第１２の制御回路６０９４は、図２０の過不足電力Ｐｖｌを算出して過不足電力情報として出力する。垂下特性テーブル生成回路６０９２は、ＣＥＭＳ１５からの垂下特性情報に基づき、図２０の垂下特性線ＦＣｔを規定する、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性テーブルを作成する。更に、垂下特性テーブル生成回路６０９２は、第１２の制御回路６０９４からの過不足電力情報と、上記垂下特性テーブル情報とから、系統周波数を決定する。垂下特性テーブル生成回路６０９２によって設定された系統周波数は、正弦波発生回路６０９１に入力される。
【０１９２】
正弦波発生回路６０９１は、電圧計６１０より出力される配電系統１６の交流電圧の計測結果、及び、垂下特性テーブル生成回路６０９２から周波数情報（系統周波数）を元に、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８から出力される交流電圧の基準となる正弦波を生成して、第１２の制御回路６０９４へ出力する。
【０１９３】
一方、第１２の制御回路６０９４は、正弦波発生回路６０９１からの正弦波を目標値として、第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８の制御目標値を出力する。第３のＤＣ／ＡＣ変換回路６０８は、第１２の制御回路６０９４からの当該制御指令値に従って動作することにより、設定された系統周波数を有する交流電圧を配電系統１６へ出力する。
【０１９４】
次に、各分散電源の垂下特性の作成方法について更に説明する。
再び図１８を参照して、太陽電池用電力変換装置２に通知される垂下特性は、上述のように、系統周波数（横軸）に対する差分電力ΔＰｓｂ１（縦軸）を算出するように規定される。ここで、太陽電池１は、創エネ機器であるため発電電力の制御（出力電力制御）しか行うことができない。
【０１９５】
本実施の形態では、図２０で説明した垂下特性に従って系統周波数が上昇すると、差分電力ΔＰｓｂ１＜０に設定される。従って、差分電力ΔＰｓｂ１が加算された、太陽電池用電力変換装置２のＰＶ制御目標値が減少する。反対に、図２０で説明した垂下特性に従って、スマートタウン内の供給電力が不足するために系統周波数が低下すると、差分電力ΔＰｓｂ１＞０に設定される。従って、差分電力ΔＰｓｂ１が加算された、太陽電池用電力変換装置２のＰＶ制御目標値が増加する。
【０１９６】
ＣＥＭＳ１５は、自立運転開始からの経過時間、タウン蓄電池２０の蓄電電力量（ＳＯＣ）、需要家宅１８内の蓄電池３の蓄電電力量（ＳＯＣ）、及び、スマートタウン内のＳＯＣ合計値から、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の垂下特性を生成する。
【０１９７】
具体的には、ＣＥＭＳ１５は、７２時間のＬＣＰを確保する上で必要となる、蓄電池３及びタウン蓄電池２０の蓄電電力量を算出し、その算出結果に基づき垂下特性を生成する。例えば、これらのＳＯＣデータから、垂下特性線ＦＣ１（実線）、ＦＣ２（点線）、及び、ＦＣ３（一点鎖線）を切換えるように、垂下特性は生成される。
【０１９８】
例えば、７２時間のＬＣＰを確保する上で必要となる蓄電電力量（ＳＯＣ）が確保できている場合は、基本的な垂下特性として、垂下特性線ＦＣ１（実線）が設定される。
【０１９９】
これに対して、７２時間のＬＣＰを実現できる蓄電電力量（ＳＯＣ）が確保できていない場合は、垂下特性線ＦＣ２（点線）が設定される。垂下特性線ＦＣ２では、系統周波数が６０Ｈｚより低い周波数帯において太陽電池１からの発電電力を最大限取り出すために、低周波側の折れ点周波数ｆｂ２が、上述の垂下特性線ＦＣ１（実線）と比較して、中心周波数ｆｃ（６０Ｈｚ）に近付けられる。
【０２００】
その際、図１９に示される、蓄電池用電力変換装置４の垂下特性線ＦＣ２（点線）では、低周波側の折れ点周波数ｆｂ２は、太陽電池用電力変換装置２の垂下特性線ＦＣ２（図１８）での折れ点周波数ｆｂ２よりも低く設定される。これにより、ＣＥＭＳ１５に運転計画に対してタウン蓄電池２０が放電側である場面において、より早い段階から、太陽電池用電力変換装置２の発電電力の増加を促すことができる。
【０２０１】
同様に、系統電圧の周波数が６０Ｈｚより高い周波数帯では、太陽電池用電力変換装置２の垂下特性線ＦＣ２（図１９）の折れ点周波数ｆａ２は、蓄電池用電力変換装置４の垂下特性線ＦＣ２（図１９）折れ点周波数ｆａ２よりも、高く設定される。これにより、太陽電池１の発電電力抑制よりも、余剰電力の蓄電池３への充電を優先することができる。具体的には、蓄電池３が放電を行っている場合には、太陽電池１の発電電力抑制よりも、蓄電池３からの放電電力の抑制が優先される。一方で、蓄電池３が充電されている場合には、太陽電池１の発電電力抑制よりも、蓄電池３の充電電力が優先される。
【０２０２】
この結果、７２時間のＬＣＰを実現できる蓄電電力量（ＳＯＣ）が確保できていない場面では、太陽電池１の発電電力を確保することを優先しつつ、スマートタウン内の電力バランスを確保するように、垂下特性を設定することができる。
【０２０３】
一方で、タウン蓄電池２０及び需要家宅１８内の蓄電池３が満充電に近い状態では、蓄電池３からの放電を優先させるため、垂下特性線ＦＣ３（一点鎖線）が設定される。垂下特性線ＦＣ３では、運用計画に従った売買電力目標値（太陽電池用電力変換装置２）が維持されるように、傾きｋａ３、ｋｂ３が小さく設定される。
【０２０４】
再び図１９を参照して、蓄電池用電力変換装置４に通知される垂下特性は、上述のように、系統周波数（横軸）に対する差分電力ΔＰｓｂ２（縦軸）を算出するように規定される。ここで、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での運転計画に基づく売買電力のしわ取り（発電量及び負荷消費電力量予測誤差等に起因する売買電力の変動の吸収）は、蓄エネ機器である蓄電池３が主体的に行う。
【０２０５】
蓄電池用電力変換装置４においても、図２０で説明した垂下特性に従って、タウン蓄電池２０が運転計画よりも充電側で動作して系統周波数が上昇すると、差分電力ΔＰｓｂ２＜０に設定される。従って、差分電力ΔＰｓｂ２が加算された、蓄電池用電力変換装置４のＢＡＴ制御目標値が減少する。反対に、図２０で説明した垂下特性に従って、タウン蓄電池２０が運転計画よりも放電側で動作して系統周波数が低下すると、差分電力ΔＰｓｂ２＞０に設定される。従って、差分電力ΔＰｓｂ２が加算された、蓄電池用電力変換装置４のＢＡＴ制御目標値が増加する。
【０２０６】
蓄電池用電力変換装置４の垂下特性についても、上述のように、自立運転開始からの経過時間、タウン蓄電池２０の蓄電電力量（ＳＯＣ）、需要家宅１８内の蓄電池３の蓄電電力量（ＳＯＣ）、及び、スマートタウン内のＳＯＣ合計値から、ＣＥＭＳ１５によって生成される。
【０２０７】
例えば、７２時間のＬＣＰを確保する上で必要となる蓄電電力量（ＳＯＣ）が確保できている場合は、基本的な垂下特性として、垂下特性線ＦＣ１（実線）が設定される。
【０２０８】
これに対して、７２時間のＬＣＰを実現できる蓄電電力量（ＳＯＣ）が確保できていない場合は、垂下特性線ＦＣ２（点線）が設定される。垂下特性線ＦＣ２では、蓄電池３からの放電電力を増加、又は、充電電力を減少するために、系統周波数が６０Ｈｚより低い周波数帯において、低周波側の折れ点周波数ｆｂ２（点線）が、上述の垂下特性線ＦＣ１（実線）の折れ点周波数ｆｂ１と比較して、中心周波数ｆｃ（６０Ｈｚ）に近付けられる。
【０２０９】
又、上述のように、系統電圧の周波数が中心周波数ｆｃ（６０Ｈｚ）より低い周波数帯では、太陽電池１からの発電電力を最大限取り出すために、蓄電池用電力変換装置４の垂下特性線ＦＣ２（点線）の折れ点周波数ｆｂ２は、太陽電池用電力変換装置２の垂下特性線ＦＣ２（図１９の点線）の折れ点周波数ｆｂ２よりも低く設定される。
【０２１０】
一方で、系統電圧の周波数が中心周波数ｆｃ（６０Ｈｚ）より高い周波数帯では、蓄電池用電力変換装置４の垂下特性線ＦＣ２（点線）の折れ点周波数ｆａ２は、太陽電池用電力変換装置２の垂下特性線ＦＣ２（図１９の点線）の折れ点周波数ｆａ２よりも低く設定される。これにより、太陽電池１からの発電電力が抑制される前に、蓄電池用電力変換装置４からの放電電力を抑制、或いは、充電電力を増加することができる。
【０２１１】
更に、図１８と同様に、タウン蓄電池２０及び需要家宅１８内の蓄電池３が満充電に近い状態では、蓄電池３からの放電を優先させるため、垂下特性線ＦＣ３（一点鎖線）が設定される。
【０２１２】
本実施の形態では、需要家宅１８内には太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の２台の分散電源が設置されている。従って、ＣＥＭＳ１５は、上述したように、創エネ機器である太陽電池１の出力を優先させる一方で、蓄電池３からの放電はなるべく控えるように、自立運転中の運転計画を作成する。
【０２１３】
具体的には、上述したように、タウン蓄電池２０が運転計画よりも放電側で動作しているため、需要家宅１８から逆潮量される電力を増加させる場合は、系統周波数の低下に伴って、太陽電池用電力変換装置２の系統連系点での目標売買電力（ＰＶ制御目標値）が、蓄電池用電力変換装置４の目標売買電力（ＢＡＴ制御目標値）よりも先に増加するように、垂下特性が生成される。この結果、図１８及び図１９に示されるように、ΔＰｓｂ１＞０となる折れ点周波数ｆｂ１〜ｆｂ３（図１８）は、ΔＰｓｂ２＞０となる折れ点周波数ｆｂ１〜ｆｂ３（図１９）よりもそれぞれ高くなるように、垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３は生成されている。
【０２１４】
これにより、太陽電池１の発電電力が抑制されていた場合に、ΔＰｓｂ２＝０かつΔＰｓｂ１＞０となると、太陽電池用電力変換装置２から出力される電力が増加する一方で、蓄電池用電力変換装置４のＢＡＴ制御目標値が変化しない。このため、蓄電池用電力変換装置４は、蓄電池３の放電時には放電電力を減少する一方で、蓄電池３の充電時には充電電力を増加するように動作する。
【０２１５】
反対に、タウン蓄電池２０が運転計画よりも充電側で動作しているため、需要家宅１８からの逆潮電力を減少させる場合は、蓄電池用電力変換装置４に通知する垂下特性の高周波側の折れ点周波数を太陽電池用電力変換装置２に通知する垂下特性の高周波側の折れ点周波数より低くすることで、蓄電池３の放電電力の抑制、あるいは充電電力の増加が先に開始され、更に交流系統電圧の周波数を上げることで、太陽電池１からの出力を抑制するよう動作させることで、需要家宅１８からの逆潮電力の抑制を図る。
【０２１６】
需要家宅１８から逆潮流される電力を減少させる場合には、系統周波数の上昇に伴って、蓄電池３の放電電力の抑制、或いは、充電電力の増加が先に開始された後、供給電力が過剰であり続けて、交流系統周波数が更に上昇すると、太陽電池１の発電電力を抑制する態様とすることが好ましい。従って、太陽電池用電力変換装置２の系統連系点での目標売買電力（ＰＶ制御目標値）が、蓄電池用電力変換装置４の目標売買電力（ＢＡＴ制御目標値）よりも先に減少するように、垂下特性が生成される。この結果、図１８及び図１９に示されるように、ΔＰｓｂ１＜０となる折れ点周波数ｆａ１〜ｆａ３（図１８）は、ΔＰｓｂ２＜０となる折れ点周波数ｆａ１〜ｆａ３（図１９）よりもそれぞれ低くなるように、垂下特性線ＦＣ１〜ＦＣ３は生成されている。
【０２１７】
交流系統周波数が中心周波数ｆｃ（図１８〜図２０の例では６０Ｈｚ）である場合には、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４では、差分電力ΔＰｓｂ１＝ΔＰｓｂ＝０に設定される。このため、ＣＥＭ１５からの各需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値を、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値とすると、太陽電池１及び蓄電池３の間での電力分配を制御できなくなる。これにより、太陽電池１の発電電力が抑制されているにも関わらず、当該売買電力目標値に従うために、蓄電池３から放電される、或いは、充電電力が絞られる等、自立運転確保のために好ましくない問題が発生することが懸念される。
【０２１８】
このため、本実施の形態では、上述のように、ＨＥＭＳ７は、太陽電池１（創エネ機器）及び蓄電池３を持つ需要家に対しては、ＣＥＭＳ１５から通知された需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値を加工することによって、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値と、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値とを生成する。具体的には、ＣＥＭＳ１５による売買電力目標値に対して、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値にはオフセット値を加算し、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値には当該オフセット値を減算するように、加工することにより、太陽電池１の発電電力を優先することができる。
【０２１９】
更に、このように加工された太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値に対して、図１８及び図１９で説明した垂下特性に従う差分電力ΔＰｓｂ１，ΔＰｓｂ２を加算して、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の最終的な売買電力目標値（ＰＶ制御目標値及びＢＡＴ制御目標値）が設定される。これにより、太陽電池１の出力確保を優先した上で、システムタウン内での電力供給の不足及び過剰を解消することができる。
【０２２０】
次に、タウン蓄電池用電力変換装置２１に供給する垂下特性について説明する。
再び図２０を参照して、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性は、タウン蓄電池２０の実際の充放電のＣＥＭＳ１５から通知された運転計画に対する差異を示す過不足電力Ｐｖｌ（横軸）に対する系統周波数（縦軸）を算出するように規定される。ＣＥＭＳ１５は、自立運転開始からの経過時間、タウン蓄電池２０の蓄電電力量（ＳＯＣ）、需要家宅１８内の蓄電池３の蓄電電力量（ＳＯＣ）、発電量実績値、消費電力実績値、太陽電池１、蓄電池３のステータス情報、発電量予測値、及び、消費電力予測値から垂下特性を生成する。具体的には、折れ点電力Ｐａ，Ｂｂ、及び、傾きｋａｔ，ｋｂｔが変化される。
【０２２１】
例えば、タウン蓄電池２０が満充電ではなく、発電量実績値、消費電力実績値から、需要家宅１８の太陽電池１が発電電力の抑制制御を行っていたと判断した場合は、需要家宅１８から逆潮流される電力を増加させるように、垂下特性を設定する。具体的には、折れ点電力Ｐｂが、デフォルトの特性よりも中心周波数ｆｃ（６０Ｈｚ）に近付けられる。
【０２２２】
なお、本実施の形態では、詳細は後述するが、タウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画が５分周期で作成される一方で、需要家宅１８内の分散電源の運転計画は、それよりも長い周期（例えば、３０分周期）で通知されるものとする。
【０２２３】
タウン蓄電池用電力変換装置２１は、ＣＥＭＳ１５から５分周期で通知される運転計画での充放電電力目標値に従って、図２０に示す垂下特性を用いて、交流系統周波数を制御する。従って、タウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画が５分周期で更新される場合に、各需要家宅１８内の分散電源の３０分周期の運転計画（売買目標電力値）が更新されなくても、図２０の垂下特性に従って交流系統周波数を変化させると、図１８及び図１９の垂下特性に従って、各需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）における売買電力を調整することが可能となる。例えば、交流系統周波数を下げることで、各需要家宅１８内の太陽電池１の発電電力を増加させることによって、タウン蓄電池２０からの不必要な放電、或いは、太陽電池１の発電電力の不必要な抑制を回避することができる。
【０２２４】
特に、タウン蓄電池２０の充電電力（ＳＯＣ）が計画値よりも少ない場合に、太陽電池１が発電電力を抑制していると判断されるときには、図１８及び図１９の垂下特性において、少なくとも、低周波側の折れ点周波数ｆｂ２を右側にシフト（中心周波数ｆｃに近付ける方向に修正）することで、供給電力が少量不足しても、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での逆潮流電力を増加することができる。
【０２２５】
上述のように太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び、タウン蓄電池用電力変換装置２１に通知する垂下特性を作成することにより下記の利点が生じる。一般的に、ＣＥＭＳ１５から各需要家宅１８への運転計画の通知周期は、運転計画を作成するための実測データをＣＥＭＳ１５が各需要家宅１８から収集する周期よりも長く設定される。
【０２２６】
各需要家宅１８の運転計画は、天気予報情報、太陽電池１の発電電力実績から生成したデータベースを使用して予測した発電量予測結果、及び、消費電力実績から生成したデータベースを元に予測した消費電力予測結果から作成される。その際、使用する天気予報では、おおむね“晴れ”、“雲”、“雨”、“雪”等で表される。例えば、“晴れ”は、雲ひとつない青空の場合も、全天の５０％が雲に覆われていても、天気予報は“晴れ”となる。よって、発電電力の予測に際しては、天気予報が当たっていた場合においても大きな誤差が発生する可能性がある。
【０２２７】
７２時間のＬＣＰを確保するためには、上述のような予測誤差をできる限り小さくし、創エネ機器である太陽電池１からの発電電力をできる限り抑制することなく消費することが望まれる。従って、本実施の形態では、上述したように５分周期で、発電量実績値、消費電力実績値、並びに、太陽電池１及び蓄電池３のステータス情報を収集して、当該予測値及び実測値から、タウン蓄電池２０の運転計画を５分周期で作成する。
【０２２８】
予測誤差の最小化を測るためには、実績値を用いて、タウン蓄電池２０に加えて、需要家宅１８内の分散電源の運転計画についても５分周期（計測結果の収集周期）で見直すことが理想的である。
【０２２９】
しかしながら、ＣＥＭＳ１５は、上述多数の需要家宅１８を管理するので、各需要家宅１８の運転計画を短周期（例えば、５分周期）で作成する場合には、高い演算性能（ＣＰＵ能力）が要求されることが懸念される。本実施の形態では、ＣＥＭＳ１５で３００戸の住宅を管理する場合を想定しているが、実際には、運用コスト（ＣＰＵ性能及びネットワークトラヒック等）の面から、１台で数千〜数万軒の需要家を管理するケースも想定される。
【０２３０】
このため、各需要家宅１８の運転計画作成の短周期化は、大きな演算性能の上昇を要求する。一方で、タウン蓄電池２０は、スマートタウン内の需要家宅１８で共有されるので、タウン蓄電池２０の運転計画を短周期で作成しても、演算性能の上昇は顕著ではない。例えば、タウン蓄電池２０の運転計画を３０分周期から５分周期で作成するようにしても、ＣＰＵ性能の増加は数（％）程度で対応できることが期待される。
【０２３１】
従って、本実施の形態では、タウン蓄電池２０の運転計画を５分周期で作成し、需要家宅１８の運転計画については３０分周期で作成するものとしている。なお、需要家宅１８の運転計画の作成周期（３０分）を、タウン蓄電池２０の運転計画の作成周期（５分）の倍数とすることにより、需要家宅１８の運転計画の作成を、タウン蓄電池２０の運転計画の作成と同期させることができる。
【０２３２】
次に、タウン蓄電池２０の運転計画作成方法について説明する。
上述のように、本実施の形態では、タウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画には、需要家宅１８の運転計画と併せて作成される３０分周期の運転計画と、タウン蓄電池側単独で５分周期で作成される運転計画との２種類がある。
【０２３３】
３０分周期の運転計画は、天気予報情報を用いて予測した、太陽電池１の発電量予測結果及び負荷５の消費電力予測結果、並びに、１時間前から３０分前までの３０分間における、太陽電池１の発電電力実績、消費電力実績、及び、各分散電源のステータス情報等から作成される。一方で、５分周期の運転計画は、１０分前から５分前までの５分間における太陽電池１の発電抑制量を推定するとともに、太陽電池１の発電が抑制されていると推定されると３０分周期で作成された運転計画に補正を加えることによって作成される。太陽電池１の発電抑制量は、１０分前から５分前までの５分間における、太陽電池１の発電電力実績、消費電力実績、及び、各分散電源のステータス情報等から推定される。太陽電池１の発電が抑制されていると判断された場合には、推定された発電抑制量（電力）に基づき、運転計画（目標充放電電力）及びタウン蓄電池２０用の垂下特性が生成される。
【０２３４】
次に、上記５分周期で実施されるタウン蓄電池２０の運転計画及び垂下特性の作成イメージを、図２１〜図２３を用いて説明する。
【０２３５】
図２１は、３０分周期で作成された運転計画の一例を示す概念的なグラフである。図２１の縦軸は電力量（ｋＷｈ）を示す。
【０２３６】
図２１を参照して、一番左側の消費電力量（Ｗ１）、及び、２番目の太陽電池１の発電電力量（Ｗ２）の予測値に基づき、３番目に示される需要家宅１８内の蓄電池３の放電電力量（Ｗ３）、及び、４番目に示されるタウン蓄電池２０から需要家宅１８に供給される電力量Ｗ４（図２１の例では、放電電力量）が求められる。
【０２３７】
図２１の例では、消費電力量（予測値）が発電電力量（予測値）より大きいため（Ｗ１＞Ｗ２）、ＣＥＭＳ１５は、電力量の不足分（ΔＷ１＝Ｗ１−Ｗ２）を、需要家宅１８内の蓄電池３とタウン蓄電池２０で分担して負荷５に供給するように、運転計画及び垂下特性を生成する。すなわち、運転計画は、ΔＷ１＝Ｗ３＋Ｗ４となるように作成される。
【０２３８】
本実施の形態では、ＣＥＭＳ１５による運転計画は、上述のように、需要家宅１８の運転計画は、系統連系点（宅内配電系統）での売買電力目標値（売電時に正値）を含み、タウン蓄電池２０の運転計画は、タウン蓄電池２０からの充放電電力目標値（放電時に正値）を含む。
【０２３９】
図２２には、３０分周期で生成された運転計画を元に動作した場合における最初の５分間での実測結果（電力量）の一例が示される。
【０２４０】
図２２に示される例では、実測した消費電力量は、図２１の予測値とほぼ同等である一方で、太陽電池１の発電電力量が、図２１の予測値の２倍以上である。例えば、天気予報では“曇”であったが、実績は“晴れ”であったケースでこのような実績となる。これにより、ΔＷ２の余剰電力量が発生する。
【０２４１】
この結果、需要家宅１８に通知される３０分毎の運転計画（図２１）では、需要家宅１８では蓄電池３からの放電を計画していたのに対して、図２２に太陽電池１の発電電力量が多くなったため、各需要家宅１８の蓄電池３は充電される。具体的には、蓄電池用電力変換装置４は、太陽電池用電力変換装置２から出力された太陽電池１の発電電力を、最大充電電力で蓄電池３に充電する。
【０２４２】
この結果、スマートタウン内全体では、タウン蓄電池２０の充放電電力量Ｗ５（Ｗ５＞０）及び太陽電池１の発電電力量Ｗ２の和と、蓄電池３の充電電力量Ｗｃｈ及び消費電力量Ｗ１の和とが均衡する（Ｗ２＋Ｗ５＝Ｗ１＋Ｗｃｈ）。
【０２４３】
一方で、太陽電池１は、蓄電池３が最大充電電力で充電されているので、発電可能電力に対して発電電力が抑制された状態である。すなわち、図２２の例では、太陽電池１が発電電力を抑制しているにも関わらず、結果として、タウン蓄電池２０が不必要な放電を行っていることになる。
【０２４４】
従って、本実施の形態では、タウン蓄電池２０の運転計画を立案する際に、消費電力量実績及び太陽電池１の発電電力量実績、並びに、太陽電池用電力変換装置２内の第１の制御回路２０４による太陽電池１の制御モード（ＭＰＰＴ制御モード／電圧制御モード）情報、及び、蓄電池３の充放電電力情報を元に、太陽電池１が出力抑制を行っている否か、及び、タウン蓄電池２０がどのくらいの電力を充電できるかが推定される。
【０２４５】
詳細は後述するが、例えば、太陽電池１の制御モードが電圧制御モードである場合に、ＣＥＭＳ１５は太陽電池１が出力抑制を行っていると判断することができる。更に、蓄電池３の充電電力に基づき、需要家宅１８から宅内配電系統１０に逆潮流可能な電力を算出することができる。
【０２４６】
ＣＥＭＳ１５は、各需要家宅１８から逆潮流可能な電力から、タウン蓄電池２０に充電可能な電力を算出することができる。当該算出結果を元に、タウン蓄電池２０の運転計画（充電電力）が決定される。タウン蓄電池２０への充電電力を決定すると、タウン蓄電池用電力変換装置２１に送付する垂下特性を生成する。
【０２４７】
本実施の形態では、上述した理由により、各需要家宅１８の運転計画が３０分毎に作成される一方で、タウン蓄電池２０の運転計画は５分周期で更新される。需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２は、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力を、運転計画が反映された制御目標値になるように制御する。このため、運転計画値によっては、各需要家宅１８からタウン蓄電池２０に供給される逆潮流電力を増加させることはできない。
【０２４８】
従って、本実施の形態では、図１８〜図２０に示した垂下特性を用いて、タウン蓄電池用電力変換装置２１から出力する系統周波数を下げることで、需要家宅１８からの逆潮電力を増加させる。例えば、図２２のケースでは、タウン蓄電池２０の運転計画を放電から充電に変更するように、タウン蓄電池２０の充放電電力目標値を変更する。しかしながら、需要家宅１８での運転計画値（売買電力目標値）は更新されないので、需要家宅１８からの逆潮流電力は変わらない。従って、タウン蓄電池２０は、充電を計画するように運転計画が変更されたのに、放電を継続する結果となる。
【０２４９】
これにより、図２０の横軸に示した過不足電力Ｐｖｌが、Ｐｖｌ＜０方向に増大するので、タウン蓄電池用電力変換装置２１が出力する系統周波数が低くなる。これに応じて、図１８の垂下特性に従って差分電力ΔＰｓｂ１を加算することによって、太陽電池用電力変換装置２のＰＶ制御目標値は、売電方向に補正される。この結果、需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１から取り出す発電電力を増加させることができる。
【０２５０】
一方で、蓄電池用電力変換装置４は、既に最大充電電力で蓄電池３を充電しているため、太陽電池１の発電電力が増加すると、各需要家宅１８から逆潮流される電力が増加する。増加した逆潮流電力は、タウン蓄電池２０に充電される。
【０２５１】
図２３には、運転計画に従った３０分間の動作イメージを説明する概念図が示される。図２３中には、太陽電池１全体による発電電力Ｐｐｖが太線で示され、更に、負荷５全体の消費電力Ｐｃｗ及び蓄電池３全体の充電電力Ｐｈｔと、タウン蓄電池２０の充電電力Ｐｃｈｔとが示される。
【０２５２】
図２３を参照して、最初の５分間では、図２２に示したように、ＣＥＭＳ１５によって作成された運転計画に従って、タウン蓄電池２０が放電する。この結果、太陽電池１の発電電力Ｐｐｖが発電可能電力に対して抑制されている状態で、タウン蓄電池２０が運転計画に対して放電側で動作することで（Ｐｃｈｔ＜０）を伴って、スマートタウン内の電力が均衡している。
【０２５３】
５分間が経過すると、５分間での消費電力量及び発電電力量の実績値（図２２）に従って、タウン蓄電池２０の運転計画が充電に変更される。これに応じて、以降の２５分間においては、需要家宅１８側では、運転計画が更新されなくとも、垂下特性に従って、系統周波数の低下に応じて、需要家宅１８内の太陽電池１の発電電力抑制が解除されるとともに、逆潮流される電力が増加する。この結果、太陽電池１の発電電力を確保するとともに、逆潮電力（余剰電力）をタウン蓄電池２０で充電することができる。
【０２５４】
このように、タウン蓄電池２０の運転計画を、各需要家宅１８の運転計画よりも短い更新することで、ＣＥＭＳ１５のＣＰＵ性能を過度に高めることなく、発電電力や消費電力の予測が外れた場合でも、タウン蓄電池２０からの不必要な放電、及び、太陽電池１での不必要な出力抑制を、最小限に抑えることが可能となる。
【０２５５】
次に、ＣＥＭＳ１５の具体的な動作を説明する。なお、以下のＣＥＭＳ１５による各ステップの処理に対応した、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、ＨＥＭＳ７、及び、タウン蓄電池用電力変換装置２１の個別動作については、詳細な説明は繰り返さない。
【０２５６】
図２４及び図２５は、ＣＥＭＳ１５による停電発生時の一連の処理を説明するフローチャートである。
【０２５７】
図２４を参照して、ＣＥＭＳ１５は、ステップ（以下、単に「Ｓ」とも表記する）１０１において、停電中か否かを確認する。本実施の形態では、図１中の開閉器２２及び変電所２４を接続する配電系統１７の交流電圧の実効値が、開閉器２２に設けられた電圧計（図示せず）によって計測される。配電系統１７の交流実効電圧が、予め定められた期間以上に亘って、予め定められた判定電圧以下であった場合には、交流実効電圧の計測結果とともに、変電所２４からの配電系統１７への電力供給が途絶えた旨を示す停電情報が、開閉器２２からＣＥＭＳ１５に通知される。
【０２５８】
ＣＥＭＳ１５は、開閉器２２からの停電情報を、通信回路１５１（図３）を介して情報収集回路１５２（図３）で受信する。情報収集回路１５２は、開閉器２２より受信した停電情報を分散電源ステータス管理回路１５５（図１３）に通知する。分散電源ステータス管理回路１５５は、停電情報を受信すると、その旨を、運転計画作成回路１６０（図３）に通知する。運転計画作成回路１６０は、停電情報を受信すると、内部のレジスタ（図示せず）に停電フラグをセットする。当該停電フラグに従って、Ｓ１０１の判定を実行することができる。
【０２５９】
ＣＥＭＳ１５は、停電フラグのセットに応じて、スマートグリッド内の各需要家宅１８に対して、一旦配電系統１４から解列するとともに、需要家宅１８内の負荷５の電源オフ、並びに、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の停止を指示する。同様に、タウン蓄電池用電力変換装置２１に対しても、配電系統１６から一旦解列するよう指示する。
【０２６０】
運転計画作成回路１６０は、運転計画作成管理回路１６１（図３）に対しても停電フラグ情報を出力する。ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン内の各需要家宅１８及びタウン蓄電池用電力変換装置２１に対する上記指示の送信後、Ｓ１０２により、開閉器２２に対して、スマートタウンの配電系統１６を変電所２４と接続される配電系統１７から解列するように、遮断指示を出力する。
【０２６１】
なお、停電検出時における上記各種指示は、運転計画作成回路１６０から一旦データ送信管理回路１５３に出力された後に、データ送信管理回路１５３から通信回路１５１を介して、各機器に通知することができる。
【０２６２】
ＣＥＭＳ１５は、停電発生後には、Ｓ１０３により復電したか否かを逐次確認する。開閉器２２は、遮断状態においても、変電所２４と接続された配電系統１７の交流電圧実効値を計測する。従って、計測された交流電圧実効値が、予め定められた期間を超えて判定電圧以上であったときに、停電検出時と同様に、交流実効電圧の計測結果とともに、変電所２４からの配電系統１７への電力供給が復帰した旨を示す復電情報が、開閉器２２からＣＥＭＳ１５に通知される。
【０２６３】
ＣＥＭＳ１５は、開閉器２２からの復電情報を、通信回路１５１（図３）を介して情報収集回路１５２で受信する。情報収集回路１５２は、開閉器２２より受信した復電情報を分散電源ステータス管理回路１５５（図３）に通知する。分散電源ステータス管理回路１５５は、復電情報を受信すると、その旨を運転計画作成回路１６０（図３）に通知する。運転計画作成回路１６０は復電情報を受信すると、内部レジスタの上記停電フラグをリセットする。当該停電フラグに従って、Ｓ１０３の判定を実行することができる。
【０２６４】
ＣＥＭＳ１５は、停電フラグがリセットされると、復電を確認して、Ｓ１０３をＹＥＳ判定とする。ＣＥＭＳ１５は、復電が確認されると、Ｓ１０４により、タウン蓄電池用電力変換装置２１に対して運転を停止するよう指示する。そして、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１０５により、スマートグリッド内の各需要家宅１８に対して、一旦各種負荷５の電源オフ、並びに、太陽電池用電力変換装置及び蓄電池用電力変換装置４の停止を指示する。更に、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１０６により、開閉器２２に対して、スマートタウンの配電系統１６を変電所２４と電気的に接続するための接続指示を出力する。これに応じて、開閉器２２は、配電系統１６及び１７を電気的に接続する。
【０２６５】
なお、復電検出時における上記各種指示についても、運転計画作成回路１６０から一旦データ送信管理回路１５３に出力された後に、データ送信管理回路１５３から通信回路１５１を介して各機器に通知することができる。ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１０６の完了後には、停電が検知されない間、Ｓ１０１による停電検出処理を繰り返す。
【０２６６】
ＣＥＭＳ１５は、停電検出後に復電が確認されない場合（Ｓ１０３のＮＯ判定時）には、停電時の処理を開始する。本実施の形態では、上述したように、停電時には、５分周期の処理と、３０分周期の処理との２種類の処理をＣＥＭＳ１５が実行する。
【０２６７】
図２６には、本実施の形態に係る電力システムでの停電時における各機器の動作シーケンス図が示される。
【０２６８】
３０分周期の処理は、例えば、１３時００分、１３時３０分等の時刻から開始される。一方で、５分周期の処理は、１３時０５分、１３時１０分…等の時刻から開始される。又、各種計測結果の収集は、例えば、１３時００分〜１３時０５分の期間（５分間）の計測結果は、当該期間が終了する１３時０５分から収集が開始されて、更に次の期間が開始される１３時１０分からの運転計画に反映されるものとする。
【０２６９】
又、３０分周期の運転計画は、クラウド２３内の天気予報の更新周期にあわせて更新される。例えば、２３時に天気予報が更新された場合は、２３時以降の２４時間の運転計画が３０分刻みで作成される。以降は、上述した要領で、５分周期で収集した各種実測結果を元に５分周期、及び、３０分周期の運転計画が補正される。なお、詳細は省略するが、本実施の形態では、停電発生時は、負荷の運転計画が連系運転（通常運転）時の運転計画と異なるため、負荷の消費電力予測結果を差し替えて、運転計画を作成する。
【０２７０】
図２６を参照して、ＣＥＭＳ１５は、予め定められた３０分周期の時刻になると各需要家宅１８に対して、運転計画（具体的には、宅内配電系統１０での売買電力目標値、並びに、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の垂下特性）を、ＨＥＭＳ７に通知する。本実施の形態では、ＣＥＭＳ１５及び需要家宅１８間の通信は、ＨＥＭＳ７が一旦受けた後、ＨＥＭＳ７から需要家宅１８内の各機器に通知される。
【０２７１】
ＨＥＭＳ７は、運転計画及び垂下特性を受信すると、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の各々に対して、それぞれの系統連系点での売買電力目標値及び垂下特性を通知する。その際に、上述したように、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値は、ＣＥＭＳ１５から送信された売買電力目標値を加工することによって生成されている。例えば、太陽電池１からの発電電力を優先して使用するために、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値は、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値よりも大きくなるように生成される。その際の、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値の差分は、蓄電池３の充電電力量（ＳＯＣ）基づいて設定することができる。具体的には、ＳＯＣが少ない場合（例えば、ＳＯＣ≦０．８の場合）には、ＳＯＣが多い場合（例えば、ＳＯＣ＞０．８の場合）と比較して、差分を大きくすることができる。
【０２７２】
ＣＥＭＳ１５は、各需要家宅１８への運転計画の送信を完了すると、タウン蓄電池用電力変換装置２１に対して、運転計画（充放電電力目標値及び垂下特性）を送信する。運転計画の送信が完了すると、ＣＥＭＳ１５は、各種計測データの収集を開始する。具体的には、タウン蓄電池用電力変換装置２１への運転計画送信か完了すると、データ送信管理回路１５３（図３）は、運転計画作成管理回路１６１（図３）にその旨を通知する。運転計画作成管理回路１６１は、通信完了通知を受け取ると、図示していない時計から現在の時刻情報を確認し、各種計測データの収集開始時刻か否かを確認する。収集時刻であった場合は、ＣＥＭＳ１５は、タウン蓄電池用電力変換装置２１に対してステータス情報を送信するよう要求信号を送信する。ステータス情報の送信要求を受信するとタウン蓄電池用電力変換装置２１は、所定の時刻（５分周期）に収集した、タウン蓄電池２０のＳＯＣ情報、容量維持率（ＳＯＨ）情報及び、５分間の充放電電力量をＣＥＭＳ１５へ送信する。ＣＥＭＳ１５は、タウン蓄電池用電力変換装置２１からステータス情報の受信を完了すると、各需要家宅１８内のＨＥＭＳ７に対して、計測結果及び分散電源のステータス情報を送信するよう要求信号を送信する。
【０２７３】
ＨＥＭＳ７は、図示していない時計を確認し、所定の時刻（５分周期）になると、太陽電池用電力変換装置２から、５分間の発電電力量、ステータス情報（起動、発電、停止）、及び、現在の制御モード（ＭＰＰＴ制御、又は、電圧制御）情報を収集する。ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２のステータス情報の収集を完了すると、蓄電池用電力変換装置４から、５分間の充放電電力量、蓄電池３のＳＯＣ情報、及び、容量維持率（ＳＯＨ）情報を収集する。その後、ＨＥＭＳ７は、分電盤６内の電力計測回路６１から、５分間の各ブレーカの消費電力量を収集する。そして、ＣＥＭＳ１５からステータスの送信要求を受信すると、上記収集したデータがＨＥＭＳ７からＣＥＭＳ１５に送信される。
【０２７４】
ＣＥＭＳ１５は、各需要家宅１８からのステータス情報の収集を完了すると、各種データベースの更新、及び、タウン蓄電池２０の運転計画（充放電電力及び垂下特性）の見直しを行う。運転計画の見直しを完了すると、見直し結果がタウン蓄電池用電力変換装置２１に通知される。ＣＥＭＳ７は、タウン蓄電池用電力変換装置２１への通知が完了すると、次の５分周期の処理が開始されるまで、次の３０分周期に送付する各需要家宅１８の運転計画、及び、タウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画の補正を行う。
【０２７５】
本実施の形態では、１３時３０分から使用する３０分周期の運転計画は、１２時３０分〜１３時００分の間で収集した実測結果を元に、１３時００分〜１３時３０分の間の処理の空き時間を使用して作成される。この際に、数千軒の需要家の運転計画を立案するケースを想定すると、標準的なクラウドサーバのＣＰＵ処理能力では、数分〜十数分の処理時間が必要となる可能性もある。従って、実測データを使用した運転計画の補正についても、上述のように、３０分以上前に収集したデータを使用することが現実的である。
【０２７６】
ＣＥＭＳ１５内の時計（図示せず）が所定の時刻（３０分周期）を示すと、ＣＥＭＳ１５は、ステータス情報及び実測結果の収集完了後、運転計画の作成及び送信を上述した要領で実行する。なお、本実施の形態では、３０分周期に各需要家宅１８のＨＥＭＳ７及びタウン蓄電池用電力変換装置２１に送信される運転計画は、３０分前までに収集した実測データを元に補正を施したものが使用される。
【０２７７】
再び図２４を参照して、Ｓ１０７以降の動作について説明する。ＣＥＭＳ１５は、停電検出後に復電が確認されない場合（Ｓ１０３のＮＯ判定時）には、Ｓ１０７により、各需要家宅１８への運転計画送信時刻（予め定められた３０分周期の送信時刻）か確認する。本実施の形態では、ＣＥＭＳ１５内の運転計画作成管理回路１６１で５分周期の各種計測情報の収集、５分周期の運転計画の生成及び送信、並びに、３０分単位の運転計画の生成及び送信タイミングが管理される。運転計画作成管理回路１６１によって管理された送信タイミングに従って、データ送信管理回路１５３、データ受信管理回路１５４、及び、運転計画作成回路１６０が動作する。
【０２７８】
ＣＥＭＳ１５は、運転計画送信時刻の到来時（Ｓ１０７のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１０８により、タウン蓄電池２０の運転計画を送信する。具体的には、運転計画作成管理回路１６１（図３）が、運転計画作成回路１６０に対して３０分周期のタウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画をデータ送信管理回路１５３に出力するよう指示する。更に、運転計画作成管理回路１６１は、データ送信管理回路１５３（図３）に対して、タウン蓄電池用電力変換装置２１への送信指示を出力する。データ送信管理回路１５３は、運転計画作成管理回路１６１から送信指示を受けると、運転計画作成回路から受け取った運転計画を、通信回路１５１を介して、タウン蓄電池用電力変換装置２１に送信する。
【０２７９】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１０８による、３０分周期の運転計画のタウン蓄電池用電力変換装置２１への送信を完了すると、Ｓ１０９に処理を進めて、各需要家へ運転計画を送信する。具体的には、運転計画作成管理回路１６１（図３）が、運転計画作成回路１６０に対して、１軒目の需要家宅１８の運転計画を出力するように指示するとともに、データ送信管理回路１５３に対して、運転計画作成回路１６０が出力した運転計画を、需要家宅１８（１軒目）に送信するよう指示する。データ送信管理回路１５３は、運転計画作成管理回路１６１から送信指示を受けると、運転計画作成回路から出力された運転計画を、通信回路１５１を介して需要家宅１８に通知する。
【０２８０】
ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン内の全ての需要家宅１８に対して運転計画の送信が完了するまで（Ｓ１１０のＮＯ判定時）、Ｓ１０９による、１軒の需要家宅１８に対する運転計画の通知を繰り返し実行する。
【０２８１】
ＣＥＭＳ１５は、３０分毎の運転計画送信時刻でなかった場合（Ｓ１０７のＮＯ判定時）、又は、３０分毎の運転計画送信時刻において、全ての需要家宅１８への運転計画の送信が完了した場合（Ｓ１１０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１１１へ処理を進める。
【０２８２】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１１１により、計測情報収集時刻（予め定められた５分周期の送信時刻）であるか否かを確認する。計測情報収集時刻でない場合（Ｓ１１１のＮＯ判定時）には、処理はＳ１０３に戻される。
【０２８３】
一方で、ＣＥＭＳ１５は、計測情報収集時刻であった場合（Ｓ１１１のＹＥＳ判定時）には、まずＳ１１２により、タウン蓄電池２０の情報を収集する。具体的には、計測情報収集時刻（例えば、１３時０５分）になると、運転計画作成管理回路１６１（図３）は、データ送信管理回路１５３（図３）に対して、タウン蓄電池用電力変換装置２１への計測情報通知要求パケットを出力するよう指示する。データ送信管理回路１５３は、運転計画作成管理回路１６１から計測情報通知要求パケットの送信指示を受けると、予め定められたパケットを、通信回路１５１を介してタウン蓄電池用電力変換装置２１に送信する。一方、データ受信管理回路１５４は、情報収集回路１５２に対して、通信回路１５１を介してタウン蓄電池用電力変換装置２１からの計測情報に関する情報を入手したか否かを確認する。データ受信管理回路１５４は、当該情報の入手を確認できた場合には、その旨を運転計画作成管理回路１６１に通知する。一方、データ受信管理回路１５４は、計測情報通知要求パケットの送信から予め定められた時間が経過しても当該情報が受信されない場合は、計測情報通知要求パケットの再送要求を、運転計画作成管理回路１６１に通知する。運転計画作成管理回路１６１は、再送要求を受け取ると、データ送信管理回路１５３に対して、タウン蓄電池用電力変換装置２１に計測情報通知要求パケットを再度送信するように指示する。
【０２８４】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１１２によりタウン蓄電池２０の情報収集を完了すると、Ｓ１１３により、需要家宅１８の各種計測結果及び情報を収集する。具体的には、運転計画作成管理回路１６１（図３）は、データ送信管理回路１５３（図３）に対して、１軒目の需要家宅１８の計測情報の収集を行うように指示する。その際に、運転計画作成管理回路１６１は、データ受信管理回路１５４に対しても、１軒目の需要家宅１８の計測情報を受信するように指示する。データ送信管理回路１５３は、運転計画作成管理回路１６１からの送信指示を受けると、計測情報通知要求パケットを１軒目の需要家宅１８に送信する。一方、データ受信管理回路１５４は、情報収集回路１５２に対して、通信回路１５１を介して需要家宅１８からの計測情報に関する情報を入手したか否かを確認する。データ受信管理回路１５４は、当該情報を入手できた場合は、その旨を運転計画作成管理回路１６１に通知する。一方で、データ受信管理回路１５４は、計測情報通知要求パケットの送信から予め定められた時間が経過しても当該情報が受信されない場合は、計測情報通知要求パケットの再送要求を、運転計画作成管理回路１６１に通知する。
【０２８５】
ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン内の全ての需要家宅１８からの計測情報の収集が完了するまで（Ｓ１１４のＮＯ判定時）、Ｓ１１３による、各需要家宅１８からの計測情報の収集を繰り返し実行する。ＣＥＭＳ１５は、全ての需要家宅１８からの計測情報の収集が完了した場合（Ｓ１１４のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１１５に処理を進めて、運転計画を作成する。
【０２８６】
図２７には、Ｓ１１５（運転計画を作成するステップ）での処理の詳細を説明するフローチャートが示される。
【０２８７】
図２７を参照して、ＣＥＭＳ１５は、運転計画の作成（Ｓ１１５）が開始されると、Ｓ１２１により、消費電力実測結果に基づくデータベースを構築する。具体的には、ＣＥＭＳ１５内の情報収集回路１５２（図３）が、タウン蓄電池用電力変換装置２１及び各需要家宅１８内のＨＥＭＳ７から収集した各種情報を、分散電源ステータス管理回路１５５、発電電力実績管理回路１５６、及び、消費電力実績管理回路１５９に出力する。分散電源ステータス管理回路１５５は、情報収集回路１５２から出力されたタウン蓄電池２０のステータス情報（ＳＯＣ、ＳＯＨ、及び、５分間の充放電電力量）、各需要家宅１８の蓄電池３のステータス情報（ＳＯＣ、ＳＯＨ、及び、５分間の充放電電力量）、並びに、太陽電池１のステータス情報（発電電力量、ステータス（待機、停止、発電）、及び、運転モード）を、メモリ（図示せず）に記憶する。
【０２８８】
又、消費電力実績管理回路１５９は、需要家宅１８毎のデータベースを構築するために、各需要家宅１８の消費電力実績を、メモリ（図示せず）に時刻情報とともに記憶する。通常時には、クラウド２３から当該時刻の天気実績情報を入手すると、天気実績別、月別、及び、曜日別に構築されたデータベースから消費電力実績データが読出されるともに、今回実測したデータと併せた学習によって新たな消費電力実績データが生成されて、データベースに書き戻される。
【０２８９】
これに対して、停電時は、発生頻度が低く、使用する負荷も限られるため、本実施の形態では、メモリ（図示せず）に記憶した消費電力実績を元に、負荷消費電力の予測を行うことで、データベースを構築する。或いは、負荷消費電力の予測に際して、通常時の負荷消費電力のデータベースを活用することも可能である。具体的には、朝及び夕方の負荷消費電力カーブから、重要負荷である照明の点灯時刻の予測や、電子レンジなどの調理機器の一時使用などの時間帯予測に使用することが可能である。
【０２９０】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１２１によるデータベースの構築が完了すると、Ｓ１２２により、発電電力実測結果に基づくデータベースを構築する。具体的には、ＣＥＭＳ１５内の発電電力実績管理回路１５６（図３）が、発電量実績結果を元にデータベースの更新を行う。しかしながら、停電時には、同時同量制御のため発電電力の抑制が行われている可能性がある。このため、本実施の形態では、発電電力実績管理回路１５６は、発電電力実測結果に加え、太陽電池１の制御モード、負荷消費電力量実績、売買電力量実績、蓄電池３の充放電実績を、時刻情報とともにメモリ（図示せず）記憶して、データベースを構築する。
【０２９１】
ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン内の全ての需要家宅１８についてのデータベースの構築を完了するまで（Ｓ１２３のＮＯ判定時）、Ｓ１２１及びＳ１２２を繰り返し実行する。
【０２９２】
ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン内の全ての需要家宅１８についてのデータベース構築処理が完了すると（Ｓ１２３のＹＥＳ判定時）、Ｓ１２４により、天気予報データを収集する。具体的には、運転計画作成管理回路１６１（図３）は、データ送信管理回路１５３（図３）に対して、クラウド２３から天気予報情報を取得するように指示する。データ送信管理回路１５３は、当該指示を受けると、クラウド２３に対して、最新の天気予報情報の送信を要求する、天気予報情報送信要求パケットを送付する。通信回路１５１を介してクラウド２３からの最新の天気予報データが取得されると、当該天気予報データは、発電電力予測回路１５７及び消費電力予測回路１５８へ通知される。
【０２９３】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１２４により天気予報データが収集されると、Ｓ１２５により、太陽電池１の発電力を予測する。具体的には、発電電力予測回路１５７は、新たな天気予報情報を受信すると、前回取得した天気予報情報との比較により、データが更新されているか否か確認する。天気予報データが更新されている場合には、発電電力予測回路１５７は、発電電力実績管理回路１５６に構築された通常時の発電量実績データベースを元に、需要家宅１８毎に、３０分刻みで２４時間分の太陽電池１の発電電力を予測する。一方で、天気予報データが更新されていなかった場合には、前回予測した予測結果がそのまま使用される。
【０２９４】
ＣＥＭＳ１５は、太陽電池１の発電量予測が完了すると（Ｓ１２５）、Ｓ１２６により、停電時の消費電力を予測する。上述したように、停電時には、使用される負荷５が通常時とは異なるため、消費電力も異なってくる。従って、消費電力実績管理回路１５９内のメモリ（図示せず）に記憶されている実績データを元に、停電時の消費電力が予測される。具体的には、本実施の形態では、消費電力実績がメモリに記憶されていない、停電発生直後では、重要負荷である冷蔵庫の平均消費電力を、停電時の消費電力予測値として使用する。停電発生から２４時間が経過するまでは、消費電力実績に基づくデータベースが構築されないため、運転計画作成の直前に実測した消費電力データを予測値として使用することができる。停電発生からの２４時間経過以降では、メモリ内に構築された２４時間分の消費電力実績のデータベースを元に、負荷５の消費電力を予測することができる。
【０２９５】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１２７により、太陽電池１の発電電力予測値（Ｓ１２５）から停電時の消費電力予測値（Ｓ１２６）を減算することによって、太陽電池１の余剰電力を算出する。Ｓ１２７の演算は、余剰電力予測回路１６５５（図７）により実行される。
【０２９６】
ＣＥＭＳ１５は、スマートタウン内の全ての需要家宅１８に対して上記Ｓ１２５〜Ｓ１２７の予測処理が完了するまで（Ｓ１２８のＮＯ判定時）、Ｓ１２５〜Ｓ１２７の処理を繰り返し実行する。全ての需要家宅１８に対して各種予測処理が完了すると（Ｓ１２８のＹＥＳ判定時）、タウン蓄電池２０の運転計画作成（Ｓ１２９）及び需要家の蓄電池３の運転計画作成（Ｓ１３１）に処理が進められる。
【０２９７】
ここで、再び図３〜図８を用いて、各需要家宅１８及びタウン蓄電池２０の運転計画の作成について説明する。
【０２９８】
各需要家宅１８の運転計画は、運転計画作成回路１６０（図３）内の需要家運転計画作成回路１６５１（図４）によって作成される。需要家運転計画作成回路１６５１には、需要家宅１８毎に需要家運転計画作成ユニット１６５２（図６）が実装される。需要家運転計画作成ユニット１６５２には、需要家宅１８毎に予測した太陽電池１の発電量予測結果、及び、負荷５の消費電力予測結果が入力される。更に、需要家運転計画作成ユニット１６５２には、５分周期に各需要家宅１８から通知される、太陽電池１の発電量実績値、負荷５の消費電力実績値、蓄電池３のＳＯＣ、ＳＯＨ、及び、充放電電力実績値、並びに、太陽電池１のステータス情報及び制御モードが入力される。
【０２９９】
需要家運転計画作成ユニット１６５２は、上記入力情報にデータ処理を施し、５分周期及び３０分周期の運転計画を作成するためのデータを生成する。当該データ生成は運転計画作成管理回路１６１から出力されるタイミング信号に基づいて実行される。データ生成を完了すると、需要家運転計画作成ユニット１６５２内の太陽電池出力抑制判断回路１６５８は、太陽電池１の発電電力抑制量を推定する。なお、太陽電池１による発電電力抑制量の算出方法については後述する（図３５参照）。
【０３００】
再び図７を参照して、需要家運転計画作成ユニット１６５２内の第２の運転計画作成回路１６５７（図７）は、需要家宅１８の３０分周期の運転計画を作成する。運転計画には、系統連系点である宅内配電系統１０での売買電力目標値、並びに、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する垂下特性が含まれる。その際、第２の運転計画作成回路１６５７では、運転計画補正回路１６６２（図８）が、運転計画の補正は、第１の運転計画作成回路１６０１内の需要家系統連系点電力生成回路１６１０（図５）で算出された、需要家宅１８の系統連系点での売買電力（実績値）を元に、運転計画を補正する。
【０３０１】
又、Ｓ１２５での処理は、発電電力予測回路１５７（図３）によって実行され、Ｓ１２６での処理は、消費電力予測回路１５８（図３）によって実行される。上述のように、余剰電力予測回路１６５５（図７）が、発電電力予測回路１５７による需要家宅１８の太陽電池１の発電電力予測結果から、消費電力予測回路１５８による消費電力予測結果を減算することによって余剰電力を予測する。余剰電力予測合計回路１６０５による余剰電力算出結果は、第２の運転計画作成回路１６５７、第１の運転計画作成回路１６０１内の余剰電力予測合計回路１６０５、及び、需要家系統連系点電力生成回路１６１０に入力される。余剰電力予測合計回路１６０５によって算出された余剰電力が、余剰電力予測合計回路１６０５によって合計されることにより、Ｓ１２７の処理が実現される。
【０３０２】
一方、需要家運転計画作成ユニット１６５２内の太陽電池出力抑制判断回路１６５６は、太陽電池１の発電電力抑制量を推定する。発電電力抑制量の推定は、３０分周期及び５分周期での運転計画作成の両方で実行される。３０分周期の運転計画作成時は、１時間前から３０分前までの３０分の予測結果及び実測結果から、太陽電池１の発電電力抑制量が推定される。又、タウン蓄電池用電力変換装置２１に通知される５分周期の運転計画作成時には、１０分前から５分前までの５分間の予測結果及び実測結果から、太陽電池１の発電電力抑制量が推定される。
【０３０３】
第２の運転計画作成回路１６５７は、需要家系統連系点電力生成回路１６１０から出力される需要家宅１８の系統連系点での売買電力（実績）、太陽電池出力抑制判断回路１６５６より出力される太陽電池１の発電電力抑制量の推定結果、及び、需要家宅１８内の分散電源のステータス情報から、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値、並びに、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の垂下特性を生成する。
【０３０４】
再び図８を参照して、第２の運転計画作成回路１６５７内の需要家分散電源用垂下特性生成回路１６６１は、分散電源ステータス管理回路１５５から出力される蓄電池３のＳＯＣ及びＳＯＨ情報、余剰電力予測回路１６５５から出力される余剰電力予測情報、並びに、運転計画補正回路１６６２から出力される運転計画の補正結果を元に、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の垂下特性を作成する。
【０３０５】
まず、太陽電池用電力変換装置２の低周波側の垂下特性の作成について説明する。余剰電力の予測結果から運転計画の補正結果を減算することで、蓄電池３に供給可能な充電電力量が算出されると、当該充電電力量が正の場合には、蓄電池３に充電できる電力があると判断される。この場合には、タウン蓄電池２０が運転計画に対して放電側で動作した際に、太陽電池１の余剰電力をすぐに供給するために、図１８中の垂下特性線ＦＣ２（点線）に例示されるように、低周波側の折れ点周波数（ｆｂ２）を中心周波数ｆｃ（６０Ｈｚ）に近付けるように垂下特性が生成される。
【０３０６】
折れ点周波数ｆｂ２及び中心周波数ｆｃの差分は、蓄電池３に供給可能な充電電力量が多いほど（即ち、低ＳＯＣの蓄電池３ほど）小さくすることができる。又、低周波側の折れ点周波数ｆｂ２より低周波側の垂下特性における直線の傾き（ｋｂ２）についても、蓄電池３に供給可能な充電電力に基づいて決定することができる。具体的には、垂下特性の下限周波数（例えば、５９．８Ｈｚ）において、差分電力ΔＰｓｂ１が、当該蓄電池３に供給可能な充電電力となるように、傾きｋｂ２を決定することができる。なお、余剰電力がない場合は、中心周波数ｆｃより低周波側は予め定められた垂下特性（例えば、垂下特性線ＦＣ１）を使用することができる。
【０３０７】
次に、太陽電池用電力変換装置２の高周波側の垂下特性の作成について説明する。上述のように、本実施の形態では、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）における蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値を、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値よりも小さくしている。このため、両者の売買電力目標値の差に起因して、太陽電池用電力変換装置２の出力電力の一部を、蓄電池用電力変換装置４を介して蓄電池３に充電することが可能である。従って、太陽電池１が発電電力を抑制していた場合には、蓄電池３への充電電力分、太陽電池１からの発電電力を増加させることができる。即ち、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値の間に差分を設けることで、太陽電池１の発電電力の活用を最大限に図ることができる。
【０３０８】
本実施の形態では、高周波側の垂下特性については、予め定められた垂下特性（例えば、垂下特性線ＦＣ１）を固定的に使用することができる。或いは、図１８で説明したように、例えば、タウン蓄電池２０のＳＯＣに基づき垂下特性を変化させることも可能である。この場合には、タウン蓄電池２０によって優先的に太陽電池１の余剰電力を充電できるように垂下特性は生成される。
【０３０９】
同様に、蓄電池用電力変換装置４の垂下特性の生成について説明する。上述したように、配電系統には太陽電池１の発電電力を優先的に供給する必要がある。従って、スマートタウン内の供給電力が不足して系統周波数が低下した場合は、まず、太陽電池用電力変換装置２からの供給電力を増加させる必要がある。従って、図１８及び図１９で説明したように、低周波側では、蓄電池用電力変換装置４の折れ点周波数ｆｂ１〜ｆｂ３は、太陽電池用電力変換装置２用の折れ点周波数ｆｂ１〜ｆｂ３よりも低い周波数とされている。
【０３１０】
一方で、高周波側については、図１８及び図１９で説明したように、太陽電池１が出力抑制を開始する前に余剰電力を充電するために、蓄電池用電力変換装置４の折れ点周波数ｆａ１〜ｆａ３は、太陽電池用電力変換装置２用の高周波側の折れ点周波数ｆａ１〜ｆａ３よりも高い周波数とされる。尚、本実施の形態では、低周波側及び高周波側の各々における直線の傾きｋａ，ｋｂについては、タウン蓄電池２０のＳＯＣ残量と、７２時間のＬＣＰを実現するために必要となるＳＯＣ（計画値）との比較結果に基いて決定される。
【０３１１】
再び図８を参照して、運転計画補正回路１６６２の機能について説明する。上述したように、需要家宅１８の運転計画については、天気予報情報を元に太陽電池１の発電電力、及び、負荷の消費電力の予測結果を元に、２４時間分の運転計画が３０分周期で作成される。天気予報は、通常、１日に３〜４回更新されるが、天気予報が前回の周期（３０分前）から更新されていないときは、運転計画は更新されない。
【０３１２】
運転計画補正回路１６６２は、上記運転計画から推定した太陽電池１の余剰電力予測結果、発電電力実績、及び、消費電力実績、分散電源のステータス情報から生成した太陽電池１の出力抑制量情報、並びに、蓄電池３及びタウン蓄電池２０のＳＯＣ情報から、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）の売買電力目標値を補正する。具体的には、タウン蓄電池２０のＳＯＣが計画値より低く、太陽電池１が出力抑制を実施している場合には、売買電力目標値を増加（すなわち、売電側に変化）させることでタウン蓄電池２０の充電を促すように、運転計画が補正される。その際に、売買電力目標値の増加量は、蓄電池３のＳＯＣ及びタウン蓄電池の２０のＳＯＣから、太陽電池１の発電電力増加量についての蓄電池３及びタウン蓄電池２０の間での案分比率を求め、当該案分比率に従ったタウン蓄電池２０の充電電力に対応させて決定することができる。
【０３１３】
再び図５を参照して、第１の運転計画作成回路１６０１内の余剰電力予測合計回路１６０５は、各需要家宅１８の需要家運転計画作成ユニット１６５２内の余剰電力予測回路１６５５（図７）で算出された、各需要家宅１８での余剰電力を合計することによって、スマートタウン全体の余剰電力予測値を出力する。出力抑制電力合計回路１６０６は、各需要家宅１８の需要家運転計画作成ユニット１６５２内の太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）で算出された、各需要家宅１８での太陽電池１の発電電力抑制量の推定値を合計することによって、スマートタウン全体での太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）を出力する。
【０３１４】
余剰電力予測合計回路１６０５、及び、出力抑制電力合計回路１６０６からの出力は、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７及びタウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８に入力される。タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７は、スマートタウン全体の余剰電力予測値（合計）と、スマートタウン全体での太陽電池１の発電電力抑制量（推定値の合計）とから、タウン蓄電池２０の運転計画（充放電計画）を作成する。
【０３１５】
次に、図２８〜図３３を用いて、タウン蓄電池２０の充放電計画の作成について説明する。
【０３１６】
図２８には、タウン蓄電池２０の２４時間分の目標ＳＯＣを説明するための概念図が示される。図２８の横軸は、停電発生時からの経過時間を示し、縦軸はタウン蓄電池２０のＳＯＣを示す。
【０３１７】
本実施の形態に係る電力管理システムでは、ＣＥＭＳ１５は、上述のように、停電発生時から７２時間が経過するまでの間、冷蔵庫等の重要負荷に対する電力供給を継続することを目標として運転計画を作成する。従って、停電発生時点でタウン蓄電池２０が満充電（ＳＯＣ＝１．０）である場合における７２時間分の本来の目標ＳＯＣは、図中の実線に従って設定される。
【０３１８】
一方で、タウン蓄電池２０の目標ＳＯＣは、現時点でのＳＯＣ実績を元に、停電発生から７２時間後のＳＯＣ＝０となるように、現時点から２４時間分が作成される。
【０３１９】
例えば、停電発生からＡ時間が経過した時刻ｔＡの時点では、時刻ｔＡにおけるＳＯＣ（実績値）が、停電発生後から７２時間が経過した時刻ｔｅにＳＯＣ＝０まで減少する近似直線（図中の点線）に従って、時刻ｔＡから２４時間後におけるタウン蓄電池２０の目標ＳＯＣ（Ｓｒ＊（ｔＡ））が算出される。即ち、Ｓｒ＊（ｔＡ）は、点線で示された近似直線上の点となる。これにより、当該近似直線に沿って、時刻ｔＡから２４時間分の目標ＳＯＣが生成される。
【０３２０】
同様に、停電発生から２４時間以上が経過した時刻ｔＢにおいては、時刻ｔＢでのＳＯＣ（実績値）が、時刻ｔｅにおいてＳＯＣ＝０まで減少する近似直線（図中の一点鎖線）に従って、時刻ｔＢから２４時間後におけるタウン蓄電池２０の目標ＳＯＣ（Ｓｒ＊（ｔＢ））が算出される。当該近似直線に沿って、時刻ｔＢから２４時間分の目標ＳＯＣが生成される。
【０３２１】
又、停電発生から４８時間以上が経過した時刻ｔＣにおいては、時刻ｔＣでのＳＯＣ（実績値）が停電発生後から７２時間にＳＯＣ＝０迄減少する近似直線（図中の二点鎖線）に沿って、時刻ｔＣ〜ｔｅ迄の各時点でのタウン蓄電池２０の目標ＳＯＣが算出される。
【０３２２】
タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７（図５）は、２４時間後の目標ＳＯＣの算出を完了すると、スマートタウン内で発生する余剰電力の２４時間分の予測結果を元に、需要家宅１８の蓄電池３、及び、タウン蓄電池２０の充放電電力を決定する。
【０３２３】
図２９は、スマートタウン内で発生する各時刻の余剰電力量の予測結果の一例を示すグラフである。図２９の横軸は、０時から２４時までの時刻を示す。図２９の縦軸には、各時刻での余剰電力量予測値が示される。余剰電力量予測値の負値は、電力不足を意味している。
【０３２４】
図２９を参照して、太陽電池１が発電しない夜間では、余剰電力量の予測値が負となっているため、蓄電池３及びタウン蓄電池２０からの出力（放電）によって、スマートタウン内の供給電力を確保する必要がある。本実施の形態では、余剰電力予測結果から必要となった供給電力（放電電力）が、タウン蓄電池２０の充放電電力及び各需要家宅１８に設置された蓄電池３の充放電電力の間で案分される。例えば、本実施の形態では、蓄電池３のＳＯＣ及びＳＯＨから算出した充電可能電力量と、タウン蓄電池２０のＳＯＣ及びＳＯＨから算出したタウン蓄電池２０の充電可能電力量との比に従って、上記供給電力（放電電力）を案分することができる。ここで、充電可能電力量とは、現在のＳＯＣから満充電状態までの受入れ可能な電力量（ｋＷｈ）に相当する。
【０３２５】
反対に、太陽電池１による発電電力が大きい昼間において、余剰電力を充電する必要がある場合にも、充電可能電力量の比に従って、余剰電力を充電する際のタウン蓄電池２０の充放電電力及び各需要家宅１８の蓄電池３の充放電電力を案分することができる。或いは、タウン蓄電池２０の充放電電力及び蓄電池３の充放電電力について、充電時には、充電可能電力量の比に従って案分する一方で、放電時には、充電電力量（ｋＷｈ）の比に従って案分することも可能である。
【０３２６】
タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７は、このようにして充放電電力の案分が実行されると、案分結果に基づき、タウン蓄電池２０の充放電計画（運転計画）を作成するとともに、当該運転計画に基づくタウン蓄電池２０のＳＯＣの推移を求める。
【０３２７】
図３０は、タウン蓄電池２０は充放電電力の計画例を示すグラフである。図３０の横軸は、図２９と同様に、０時から２４時までの時刻を示す。図３０の縦軸には、各時刻でのタウン蓄電池２０の充放電電力目標値が示される。
【０３２８】
図３０を参照して、各時刻における充放電電力目標値は、正値がタウン蓄電池２０の放電を示し、負値がタウン蓄電池２０の充電を示している。従って、図２９の縦軸に示された余剰電力量予測値の正負を逆転した値に、タウン蓄電池２０による案分比率（０〜１．０）乗算することで、充放電電力目標値が求められる。
【０３２９】
図３１には、図３０の運転計画に従ったタウン蓄電池２０のＳＯＣ推移の計算結果の一例が示される。図３１にも、０時から２４時までの２４時間のＳＯＣ推移が示される。
【０３３０】
図３１を参照して、０時におけるＳＯＣ実績を初期値として、図３０に示された充放電電力目標値に従ってタウン蓄電池２０が充放電された際のＳＯＣ推移を算出することができる。図３１に示された充放電計画に従って、７時３０分まではＳＯＣが減少する一方で、７時３０分からはＳＯＣが上昇していることが理解される。
【０３３１】
図３１に示すようなＳＯＣ推移が計算されると、２４時間の期間内において、２４時間後の目標ＳＯＣ（Ｓｒ＊）よりもＳＯＣが低下することがないかの確認が行われる。図３１の例では、時刻ｔＡからの２４時間を通じて、タウン蓄電池２０のＳＯＣがＳｒ＊よりも高くなっているが、仮に、ＳＯＣがＳｒ＊よりも低下する期間が存在するときには、図３０でのタウン蓄電池２０の充放電計画（運転計画）が再度作成される。例えば、放電時のタウン蓄電池２０からの放電電力を小さくするように、運転計画に修正が加えられる。
【０３３２】
同様に、需要家宅１８の蓄電池３についても、タウン蓄電池２０と同様に、充放電計画（運転計画）の作成、及び、運転計画に従ったＳＯＣ推移の算出が実行される。
【０３３３】
図３２には、需要家宅１８に設置された蓄電池３は充放電電力の計画例を示すグラフが示される。図３２の横軸は、図３０と同様に、０時から２４時までの時刻を示す。図３２の縦軸には、各時刻での蓄電池３（スマートタウン全体）の充放電電力目標値が示される。
【０３３４】
図３２を参照して、各時刻における充放電電力目標値は、正値が蓄電池３の放電を示し、負値が蓄電池３の充電を示している。従って、図２９の縦軸に示された余剰電力量予測値の正負を逆転した値から、図３０の縦軸に示されたタウン蓄電池２０の充放電電力目標値を減算することによって、蓄電池３の充放電電力目標値を求めることができる。
【０３３５】
図３３には、図３２の運転計画に従った蓄電池３のＳＯＣ推移の計算結果の一例が示される。図３３にも、時刻ｔＡ（図２８）を起点する２４時間のＳＯＣ推移が示される。
【０３３６】
図３３を参照して、時刻ｔＡにおけるＳＯＣ実績を初期値として、図３２に示された充放電電力目標値に従って蓄電池３が充放電された際のＳＯＣ推移を算出することができる。図３２に示された充放電計画に従って、７時３０分まではＳＯＣが減少する一方で、７時３０分からはＳＯＣが上昇していることが理解される。
【０３３７】
図３３に示すようなＳＯＣ推移が計算されると、２４時間の期間内において、ＳＯＣが制御下限値Ｓｍｉｎまで低下することがないかの確認が行われる。制御下限値Ｓｍｉｎは、過放電を防止するために、ＳＯＣ＝０に対するマージンを持たせて設定することができる。図３３の例では、時刻ｔＡからの２４時間を通じて、ＳＯＣ＞Ｓｍｉｎとなっているが、仮に、ＳＯＣがＳｍｉｎよりも低下する期間が存在するときには、図３０及び図３２０でのタウン蓄電池２０及び蓄電池３の充放電計画（運転計画）が再度作成される。例えば、放電時の蓄電池３からの放電電力を小さくするように、運転計画に修正が加えられる。
【０３３８】
上記のような、天気予報を反映した余剰電力量の予測に基づく運転計画の作成（図２９〜図３３）は、クラウド２３からダウンロードした天気予報が更新されていた場合に限定して実行することができる。当該運転計画をベースに、以降では、実測結果に基づく運転計画の補正を周期的に加えることによって、運転計画が周期的（５分周期、又は、３０分周期）に作成される。具体的には、太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）によって算出される発電電力抑制量（推定値）元に、運転計画の補正が実行される。尚、発電電力抑制量は、太陽電池１の発電電力が予測値より小さく、蓄電池３及びタウン蓄電池２０からの放電電力が大きくなっている場合に、負値となるように算出される。
【０３３９】
運転計画が３０分周期で作成される場合には、運転計画を反映させる１時間前から３０分前までの期間での実測データを元に、太陽電池１の発電電力抑制量の推定結果に基づき、運転計画が補正される。具体的には、当該時間帯の３０分間に太陽電池１の発電電力が抑制されており、発電電力の一部が捨てられていた判断した場合は、当該捨てられていた発電電力を、蓄電池３及びタウン蓄電池２０に充電するように補正して、運転計画が作成される。その際には、蓄電池３及びタウン蓄電池２０の間で、それぞれの充電電力は、蓄電池３のＳＯＣ平均値とタウン蓄電池２０のＳＯＣとに従って案分することができる。例えば、本実施の形態では、ＳＯＣが小さいほうに充電電力を多く割り当てるものとする。
【０３４０】
発電電力抑制量の推定結果が負値の場合には、蓄電池３及びタウン蓄電池２０からの放電電力は、蓄電池３のＳＯＣ平均値及びタウン蓄電池２０のＳＯＣの比に従って案分される。具体的には、ＳＯＣの大きい方から放電電力が大きくなるように案分して、３０分周期で運転計画が作成される。
【０３４１】
５分周期の運転計画（タウン蓄電池２０）を作成する際は、太陽電池出力抑制判断回路１６５６から出力される当該運転計画を反映させる１０分前から５分前までの間に計測した、太陽電池１の発電電力実績、負荷５の消費電力実績、蓄電池３の充放電電力実績、タウン蓄電池２０の充放電電力実績、及び、分散電源のステータス情報から、タウン蓄電池２０の充電電力が決定される。
【０３４２】
タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７（図５）は、発電電力抑制量の推定値が正の場合、即ち、売買電力目標値に従って太陽電池１が発電電力を抑制していると推定した場合には、タウン蓄電池２０の運転計画が放電であるときには、太陽電池１の発電電力抑制量の推定値分、タウン蓄電池２０の放電電力を削減するように、補正後の運転計画を作成する。更に、タウン蓄電池２０の放電電力を０としても、発電電力抑制量の推定値分に届かない場合には、余っている電力を充電するために、タウン蓄電池２０の運転計画を放電から充電モードへ補正する。又、タウン蓄電池２０の運転計画が充電であるときには、太陽電池１の発電電力抑制量の推定値分、タウン蓄電池２０の充電電力を増加させる。尚、増加後の充電電力が、タウン蓄電池用電力変換装置２１の最大充電電力（定格）よりも大きい場合には、タウン蓄電池用電力変換装置２１が最大充電電力（定格）でタウン蓄電池２０を充電するよう運転計画が作成される。
【０３４３】
一方で、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７（図５）は、発電電力抑制量の推定値が負の場合、即ち、太陽電池１の発電電力が予測値より小さく、タウン蓄電池２０及び蓄電池３から供給する電力が運転計画より大きい場合には、タウン蓄電池２０及び蓄電池３の放電電力を増加するように、補正後の運転計画を作成する。例えば、タウン蓄電池２０の現在のＳＯＣ情報及び２４時間後の目標ＳＯＣ（図２８）、並びに、蓄電池３のＳＯＣから電力量の案分を決定する。具体的には、発電電力抑制量の推定値分の不足電力をタウン蓄電池２０のみから供給しても、図３１のように算出されるタウン蓄電池２０のＳＯＣ推移が、２４時間後の目標ＳＯＣを下回らない場合は、タウン蓄電池２０の放電電力の増加のみで不足電力をまかなう。一方で、２４時間後の目標値を下回る場合には、上記不足電力の一部を蓄電池３から供給することを前提に、運転計画が補正される。
【０３４４】
このようにして、タウン蓄電池２０の運転計画の作成（天気予報の更新による作成、及び、太陽電池１の発電電力抑制量に基づく補正による作成の両方を含む）が完了すると、作成された運転計画は、タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８（図５）、及び、タウン蓄電池運転計画作成回路１６０９（図５）に出力される。
【０３４５】
タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８（図５）に対しては、上記発電電力抑制量（推定値）に基づく補正前の運転計画についても併せて出力される。タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８は、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７からタウン蓄電池２０の運転計画を受け取ると、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性を生成する。
【０３４６】
具体的には、３０分周期の運転計を作成する場合は、上記発電電力抑制量（推定値）に基づく運転計画の補正は、蓄電池３についても実行されるので、タウン蓄電池用電力変換装置２１に対しては予め定められた垂下特性を出力する。図２０に示したように、タウン蓄電池用電力変換装置２１に出力する垂下特性は、需要家宅１８に設置された分散電源に出力する垂下特性とは異なり、過不足電力Ｐｖｌ（図２０）に対する、交流系統周波数を決定するように定められる。図２０で説明したように、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性情報として、ＣＥＭＳ１５は、折れ点電力Ｐａ，Ｂｂ、及び、傾きｋａｔ，ｋｂｔの４個のデータを、タウン蓄電池用電力変換装置２１に出力する。
【０３４７】
次に、５分周期の運転計画を作成する際の垂下特性の生成について説明する。５分周期の運転計画は、タウン蓄電池２０のみで作成される。一方、需要家宅１８内に設置された分散電源は、３０分周期で通知される運転計画に基づき動作する。このため、太陽電池１の発電電力が抑制されている場合には、運転計画の作成（補正）に頼ることなく、太陽電池１の発電電力を増加させる必要がある。
【０３４８】
本実施の形態に係る電力管理システムでは、垂下特性を利用することで、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値である、ＰＶ制御目標値及びＢＡＴ制御目標値を変更することで、各需要家宅１８から配電系統への供給電力を増加させる。
【０３４９】
再び図２１〜図２３を参照して、垂下特性を用いたタウン蓄電池用電力変換装置２１の動作を説明する。図２１には、３０分周期で需要家宅１８及びタウン蓄電池用電力変換装置２１に通知される運転計画（Ｗ３，Ｗ４）、並びに、当該運転計画の元となった、太陽電池１の発電電力量（Ｗ２）及び負荷５の消費電力量（Ｗ１）の予測結果が示されている。
【０３５０】
図２１において、３０分周期の運転計画（例えば、１３時００分からの３０分間の運転計画）では、タウン蓄電池２０が放電を行うことが計画作成されていた。しかしながら、１２時５５分から１３時００分までの実測結果が、図２２のように、太陽電池１の発電電力が予測値よりも大きく、発電電力が抑制されている場合でも、タウン蓄電池２０からは、ＣＥＭＳ１５からの運転計画に従った放電電力が出力される。
【０３５１】
なお、需要家宅１８内の蓄電池３については、上述のように、ＣＥＭＳ１５からの運転計画である需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値を加工することによって、蓄電池用電力変換装置４の売買電力目標値が、太陽電池用電力変換装置２の売買電力目標値よりも小さく設定されているため、運転計画作成時には、蓄電池３の放電が計画されていたとしても、太陽電池１の余剰電力は、少なくとも、蓄電池用電力変換装置４による最大充電電力（即ち、蓄電池３の最大充電電力）までは、蓄電池３に充電される。但し、太陽電池１の発電可能電力が、蓄電池３の最大充電電力を超える場合には、当該超過分の発電電力は抑制されることになる。
【０３５２】
１３時０５分でのタウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画は、上記発電電力の抑制量を推定し、当該推定結果に基づく補正を加えるように作成される。図２２に例示したケースでは、抑制された発電電力を充電するよう運転計画が作成され、タウン蓄電池用電力変換装置２１に通知される。タウン蓄電池用電力変換装置２１は、上記運転計画を受信すると、１３時０５分から充放電目標値を変更する。
【０３５３】
一方で、需要家宅１８に送付された運転計画は変更されていないため、需要家宅１８から配電系統への供給電力（売買電力）は変わらない。従って、タウン蓄電池用電力変換装置２１は、需要家宅１８から配電系統への供給電力が増加するまでは放電を継続する。しかしながら、タウン蓄電池２０の充放電電力目標値が変わっているため、図２０の横軸に示された過不足電力Ｐｖｌが発生する（Ｐｖｌ＜０）。本実施の形態では、タウン蓄電池用電力変換装置２１の垂下特性は、例えば図２１及び図２２のケースでは、新たな運転計画値（充放電電力目標値）と、３０分周期で作成した元もとの運転計画値（充放電電力目標値）との差分から、系統周波数が５９．９（Ｈｚ）に設定されるように作成される。
【０３５４】
このように垂下特性を生成することで、自立運転中において、日射急変又は負荷急変によって配電系統に供給する電力が急変した場合についても、需要家宅１８の運転計画を修正することなく、需要家宅１８内の分散電源から配電系統に供給する電力を制御することが可能になる。
【０３５５】
尚、垂下特性をデフォルトに固定した場合には、過不足電力Ｐｖｌの変化に応じて、当該垂下特性上で、系統周波数が上限周波数（例えば、６０．２Ｈｚ）又は下限周波数（例えば、５９．８Ｈｚ）に達すると、需要家宅１８からの売買電力をこれ以上制御できなくなる。これに対して、本実施の形態では、上述のように、需要家宅１８内の分散電源からの供給電力の増加、或いは、減少を制御できるように、垂下特性を変化させることができる。なお、垂下特性における傾きは、例えば、系統周波数の上限周波数において、需要家宅１８内の分散電源から配電系統へ供給する電力が“０”になるように決めることができる。又、差分電力が負の範囲についてはデフォルトテーブルを使用することも可能である。
【０３５６】
再び図２７に戻って、ＣＥＭＳ１５による運転計画の作成処理について説明する。図２４及び図２５に示されるように、各種計測情報の収集時刻毎、即ち、本実施の形態では、５分周期で、Ｓ１１５（図２５）による運転計画生成が実行される。すなわち、図２７のＳ１２１〜Ｓ１２８の処理についても、５分周期で実行される。
【０３５７】
ＣＥＭＳ１５は、全ての需要家宅１８に対して各種予測処理が完了すると（Ｓ１２８のＹＥＳ判定時）、Ｓ１２９により、タウン蓄電池２０の運転計画を作成する。
【０３５８】
図３４には、Ｓ１２９（タウン蓄電池の運転計画を作成するステップ）での処理の詳細を説明するフローチャートが示される。
【０３５９】
図３４を参照して、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１５１により、分散電源ステータス管理回路１５５（図３）が５分周期で受信した、タウン蓄電池用電力変換装置２１から通知されたタウン蓄電池２０のステータス情報（ＳＯＣ、ＳＯＨ、及び、充放電電力量等）を確認する。ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１５２では、３０分周期の運転計画を作成する時刻か否か確認する。具体的には、運転計画作成時刻（タイミング）は、運転計画作成管理回路１６１（図３）で管理されており、運転計画作成管理回路１６１から運転計画作成回路１６０に対して５分周期及び３０分周期のタイミング信号が通知される。従って、Ｓ１５２の判定は、当該タイミング信号（３０分周期）の入力の有無に従って実行することができる。
【０３６０】
ＣＥＭＳ１５は、３０分周期の運転計画の作成時刻であるとき（Ｓ１５２のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１５３により、タウン蓄電池２０のＳＯＣ情報を再度確認する。更に、ＣＥＭ１５は、Ｓ１５４により、図２８で説明したように、２４時間後のＳＯＣ目標を生成する。更に、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１５５により、図３０〜図３２で説明したように、タウン蓄電池２０の３０分毎の運転計画を２４時間分作成する。上述したように、今回の運転計画を反映させる時刻を起点として、１時間前から３０分前までの余剰電力の合計値についても、各予測結果を元に作成することができる。
【０３６１】
この際に、太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）から出力される１時間前から３０分前までの計測結果から推定した、３０分間の各需要家宅１８の太陽電池１の発電電力抑制量が、出力抑制電力合計回路１６０６（図５）で合計される。タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７（図５）は、余剰電力予測合計回路１６０５（図５）から出力される１時間前から３０分前までの余剰電力の合計値と、当該時刻の太陽電池出力抑制判断回路１６５６の出力とから、天気予報に基づく太陽電池１の発電電力予測結果と、負荷５の消費電力予測結果との誤差を推定する。
【０３６２】
本実施の形態は、停電時の自立運転について説明しているため、制御誤差については、天気予報に基づく太陽電池１の発電電力の予測誤差が支配的になる。詳細は後述するが、図２１及び図２２を再び用いて簡単に発電量抑制量の推定方法を説明する。
【０３６３】
図２１には、天気予報を元に作成した需要家宅１８内の太陽電池１の発電電力量の予測値、負荷５の消費電力量の予測値、並びに、蓄電池３及びタウン蓄電池２０の運転計画が示されている。同様に、図２２には、負荷５の実際の消費電力量、太陽電池１の実際の発電電力量、蓄電池３の実際の充放電電力量、タウン蓄電池２０の実際の充放電電力量が示されている。
【０３６４】
図２１及び図２２から理解されるように、少なくとも、需要家宅１８内の蓄電池３の（放電電力（計画値）−充電電力実績（放電が正、かつ充電が負））と、（消費電力（計画値）−消費電力（実績値））の和が、太陽電池１の発電電力予測誤差となる。又、太陽電池１の制御モードが電圧制御モードであった場合は、更に太陽電池１が発電電力を抑制していると判断する。当該制御モードは、太陽電池１のステータス情報によって検知することができる。
【０３６５】
太陽電池１が発電電力を抑制していると判断した場合は、出力抑制を解除した場合での太陽電池１の発電電力量が予測される。本実施の形態では、発電電力予測回路１５７（図３）内に、太陽電池１の設置位置情報（緯度及び経度）、並びに、設置方位（設置角度情報を含む）に基づいて算出された、各時刻での太陽電池１の理想的な発電電力量がデータベースとして予め記憶される。例えば、本実施の形態では、５分周期で運転計画を作成するため、上記太陽電池１の設置位置及び設置角度に基づいて、太陽電池１の日射量の理想値が算出されて、更に、算出された理想日射量を元に５分間の太陽電池１の発電電力量の理想値が求められて予めデータベースに記憶されている。
【０３６６】
当該時刻での発電量（５分周期の運転計画では５分間の発電電力量、３０分周期の運転計画では３０分間の発電電力量）をデータベースから読出すことによって、理想的な発電電力に対する、実測した発電電力の比を算出することができる。更に、今回運転計画を算出する当該時刻における理想的な発電電力量（５分周期の運転計画では５分間の発電電力量、３０分周期の運転計画では３０分間の発電電力量）をデータベースより読出して、先ほど算出した発電電力の比を乗算することで、出力抑制を解除した場合における発電電力量を推定することができる。
【０３６７】
又、需要家宅１８内の太陽電池１の実測した発電電力が発電量予測結果より小さく、かつ、蓄電池３が放電を行っていた場合には、発電量予測結果に対して実際の発電電力が小さいと判断することができる。この場合、発電量予測結果と、実測した発電電力の比を算出する。次に、今回運転計画を算出する当該時刻の太陽電池１の発電電力量の予測値に、先ほど算出した発電電力の比を乗算することで実際の発電電力量を推定することができる。
【０３６８】
再び図３４を参照して、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１５５では、上記発電電力量の予測値（スマートタウン内の全ての需要家宅１８内の太陽電池１の発電電電力の合計）、及び、負荷５の消費電力予測結果（スマートタウン内の全ての需要家宅１８内の負荷５の消費電力の合計）から余剰電力を推定する。そして、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７（図５）により、余剰電力推定結果、タウン蓄電池２０のＳＯＣ、及び、蓄電池３のＳＯＣから、余剰電力をタウン蓄電池２０及び蓄電池３に案分することによって、タウン蓄電池２０の充放電電力目標値（３０分単位で２４時間分）が決定される。
【０３６９】
このようにタウン蓄電池２０の充放電電力目標値の決定が完了すると、タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８（図５）は、タウン蓄電池用電力変換装置２１に通知する垂下特性を上述した要領で生成する。タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７、及び、タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８の出力は、タウン蓄電池運転計画作成回路１６０９（図９）に入力される。その際に、タウン蓄電池２０の充放電計画は、需要家系統連系点電力生成回路１６１０（図５）に入力される。需要家系統連系点電力生成回路１６１０では、余剰電力予測回路１６５５及び太陽電池出力抑制判断回路１６５６からの出力、並びに、タウン蓄電池２０の充放電計画から、需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値（運転計画）が３０分単位で２４時間分生成される。
【０３７０】
具体的には、まず始めに、上記太陽電池１の発電電力予測値（スマートタウン内の全ての需要家宅１８内の太陽電池１の発電電力の合計）、負荷５の消費電力予測値（スマートタウン内の全ての需要家宅１８内の負荷５の消費電力の合計）、及び、タウン蓄電池２０の充放電電力目標値から、全ての需要家宅１８での蓄電池３の充放電電力の合計値を３０分単位で２４時間分生成する。具体的には、（太陽電池１の発電電力予測値）−（負荷５の消費電力予測値）−（タウン蓄電池２０の充放電電力目標値）が、３０分単位で算出される。この演算によって、全ての需要家宅１８での蓄電池３の充放電電力目標値（合計）が算出されると、各需要家宅１８間で充放電電力目標値（合計）が案分される。
【０３７１】
本実施の形態では、充放電電力目標値が負の場合（即ち、充電時）には、蓄電池３のＳＯＣの比に従って、低ＳＯＣの蓄電池３に多く充電電力が割り振られるように、充放電電力目標値（合計値）が案分される。具体的には、需要家宅１８毎に、ΔＳＯＣ＝１．０−ＳＯＣ（実績）を算出するとともに、スマートタウン内の全ての需要家宅１８のΔＳＯＣを合計して、Σ（ΔＳＯＣ）が算出される。更に、各需要家宅１８の充放電電力目標値については、全ての需要家宅１８での充放電電力目標値（合計）と、当該需要家宅１８での（ΔＳＯＣ／Σ（ΔＳＯＣ））との乗算によって算出することができる。
【０３７２】
一方で、充放電電力目標値が正の場合（即ち、放電時）には、蓄電池３のＳＯＣの比に従って、高ＳＯＣの蓄電池３に多く放電電力が割り振られるように、充放電電力目標値（合計値）が案分される。具体的には、各需要家宅１８の充放電電力目標値については、全ての需要家宅１８での充放電電力目標値（合計）と、当該需要家宅１８での（ＳＯＣ／Σ（ΔＳＯＣ））との乗算によって算出することができる。
【０３７３】
尚、次の時間帯（３０分）については、上記案分に従って各需要家宅１８の蓄電池３が充電又は放電された後のＳＯＣから、上記ΔＳＯＣ／Σ（ΔＳＯＣ）、又は、ＳＯＣ／Σ（ΔＳＯＣ）を再計算することで、当該時間帯における全ての需要家宅１８での充放電電力目標値（合計）を、各需要家宅１８の充放電電力目標値に案分することができる。
【０３７４】
各需要家宅１８内の蓄電池３の充放電電力目標値の算出が終了すると、需要家系統連系点電力生成回路１６１０（図５）は、各需要家宅１８での太陽電池１の発電電力推定値、負荷５の消費電力予測値、及び、案分された蓄電池３の充放電電力目標値から、需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値を決定する。具体的には、（太陽電池１の発電電力予測値）−（負荷５の消費電力予測値）＋（案分された蓄電池３の充放電電力目標値）の演算により、需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値が、３０分単位で２４時間分生成される。需要家系統連系点電力生成回路１６１０（図５）で各需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値（運転計画）の生成が終了すると、その結果は、第２の運転計画作成回路１６５７（図７）に通知される。
【０３７５】
第２の運転計画作成回路１６５７（図７）は、各需要家宅１８の系統連系点での売買電力目標値（運転計画）が通知されると、需要家分散電源用垂下特性生成回路１６６１（図８）によって、上記太陽電池１の発電電力予測値（補正後）及び負荷５の消費電力予測値から、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の垂下特性を上述した要領で生成する。生成された垂下特性は、運転計画補正回路１６６２（図８）及びデータ送信管理回路１５３（図３）へ出力される。
【０３７６】
運転計画補正回路１６６２は、各需要家の系統連系点での売買電力（運転計画）、上記発電電力量の推定結果（補正後）、負荷５の消費電力予測結果及びＳＯＣ情報から蓄電池３のＳＯＣの推移を計算し、ＳＯＣが予め定められた範囲（本実施の形態では、０．０〜１．０の間）内から逸脱していないかを確認し、逸脱していた場合は運転計画に補正を施す（Ｓ１５６）。Ｓ１５６を終了すると、運転計画作成回路１６０は３０分周期の運転計画の作成が完了したと判断し、運転計画作成管理回路１６１から次の運転計画作成指示が入力されるまで待機する。
【０３７７】
再び図３４を参照して、ＣＥＭＳ１５は、３０分周期の運転計画の作成時刻ではないとき（Ｓ１５２のＮＯ判定時）、即ち、５分周期の運転計画の作成タイミングであるときには、Ｓ１５８により、各需要家宅１８の太陽電池１の発電電力抑制量を推定する。このとき、需要家運転計画作成ユニット１６５２（図６）内の太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）が、当該発電電力抑制量を推定する。
【０３７８】
図３５は、Ｓ１５８（太陽電池１の発電電力抑制量を推定するステップ）での処理の詳細を説明するフローチャートである。
【０３７９】
図３５を参照して、ＣＥＭＳ１５は、需要家宅１８の太陽電池１の発電電圧制御量の推定（Ｓ１５８）が開始されると、Ｓ１８１により、天気予報に基づく需要家宅１８内の太陽電池１の発電電力予測値、及び、負荷５の消費電力予測値を、発電電力予測回路１５７（図３）及び消費電力予測回路１５８（図３）によって取得する。
【０３８０】
次に、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１８２により、需要家宅１８に送付した運転計画を取得する。更に、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１８３により、太陽電池１の発電電力実績、蓄電池３の充放電電力実績、負荷５の消費電力実績、及び、系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力実績を、分散電源ステータス管理回路１５５（図３）、発電電力実績管理回路１５６（図３）、及び、消費電力実績管理回路１５９（図３）によって取得する。
【０３８１】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１８４により、分散電源ステータス管理回路１５５（図３）から、太陽電池１の制御モード（ＭＰＰＴ制御／電圧制御）、ステータス情報（停止／発電／待機）、並びに、蓄電池３のＳＯＣ及びＳＯＨ情報を収集する。
【０３８２】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１８４での分散電源のステータス情報の読込みが完了すると、Ｓ１８５では、太陽電池出力抑制判断回路１６５６によって太陽電池１の発電電力が抑制されているか否か、即ち、出力抑制が行われているか否かを判断する。Ｓ１８５では、少なくとも、太陽電池１の制御モードが電圧制御モードであるときに、出力抑制が行われていると判断される。尚、蓄電池３が最大充電電力で充電されている場合についても、太陽電池１の出力抑制が行われていると判断することができる。
【０３８３】
ＣＥＭＳ１５は、太陽電池１の出力抑制が行われていると判断すると（Ｓ１８５のＹＥＳ判定時）、Ｓ１８６により、太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）によって発電電力推定用係数を算出する。具体的には、発電電力予測回路１５７（図３）内に予め記憶された各時刻での太陽電池１の理想的な発電電力量のデータベースから、当該時刻の発電量（５分周期の運転計画では５分間の発電電力量、３０分周期の運転計画では３０分間の発電電力量）が読出される。上述のように、理想的な発電電力量は、太陽電池１の設置位置情報（緯度及び経度）、並びに、設置方位（設置角度情報を含む）に基づいて予め算出されたものがデータベースに記憶されている。
【０３８４】
Ｓ１８６では、データベースに基づく理想的な発電電力に対する、実測した各種計測データを元に算出した発電電力の比（以下、発電電力推定用係数と記す）が算出される。具体的には、上述したように、需要家宅１８内の蓄電池３の（放電電力（計画値）−充電電力実績（放電が正、かつ充電が負））と、（消費電力量（計画値）−消費電力量（実績値））の和が太陽電池１の発電電力予測誤差となるので、その際に、蓄電池３が最大充電電力（定格）で充電されてない場合には、天気予報に基づく元の太陽電池１の発電電力予測値に対して、上記太陽電池１の発電電力予測誤差を加算することによって、太陽電池１の発電電力推定値を算出することができる。
【０３８５】
一方で、蓄電池３が最大充電電力で充電されていた場合には、太陽電池１の出力抑制が行われていると判断されるので、その際は、実測データを収集した当該時刻での発電電力の理想値を、発電電力予測回路１５７のデータベースより読み出すことができる。更に、読出した５分周期のデータを用いて、太陽電池１の発電電力推定値が算出される。具体的には、（充放電電力量（５分間毎の計画値））−（充放電電力量実績（５分間毎の計測値））＋（消費電力量（５分間の計画値））−（消費電力量（５分間の実績値））＋（天気予報を元に生成した発電電力（５分間の予測値）を５分毎に算出し、３０分間分、すなわち、（３６／５）＝６個のデータを加算することによって、３０分間での発電電力量推定値を算出することができる。このように算出された３０分間での発電電力量推定値を、データベースから読出された同じ時間帯（３０分）における発電電力量の理想値で除算することによって、発電電力推定係数を算出することができる。このように算出された発電電力推定係数は、太陽電池１での理想的な発電電力に対する、現在の天気での日射量の下での実際の発電電力の割合を、定量的に推定するパラメータに相当することが理解される。
【０３８６】
ＣＥＭＳ１５は、太陽電池１の出力抑制が行われていないと判断すると（Ｓ１８５のＮＯ判定時）、Ｓ１８７により、太陽電池１の発電電力量実績を元に発電電力推定係数を算出する。Ｓ１８５がＮＯ判定の場合には、太陽電池用電力変換装置２によって、太陽電池１はＭＰＰＴ制御されている。従って、太陽電池１の発電電力量の実測値は、現在の天候（日照量）の下での発電可能電力での発電実績を示すものと推定できる。このため、太陽電池１の発電電力量（実測値）を、データベースから読出された上記発電電力量の理想値で除算することによって、同様の発電電力推定係数を算出することができる。
【０３８７】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１８６又はＳ１８７による発電電力推定係数の算出を完了すると、Ｓ１８８により、算出された発電電力推定係数に基づいて太陽電池１の発電電力推定値を算出する。具体的には、太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）は、発電電力予測回路１５７（図３）の上記データベースから、太陽電池１の設置位置及び設置角度に基づく、発電電力量の理想値を、２４時間分読出す。太陽電池出力抑制判断回路１６５６は、読み出した発電電力量に基づく発電電力の理想値と、上記発電電力推定係数とを乗算することによって、５分周期の太陽電池１の発電電力推定値（発電電力の実績値推定結果）を２４時間分生成する。
【０３８８】
Ｓ１８８では、太陽電池１の発電電力推定値の算出を完了すると、太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）は、上記需要家宅１８内の太陽電池１の天気予報に基づく発電電力予測結果、負荷５の消費電力予測結果、及び、需要家宅１８に送付した運転計画から蓄電池３の充放電電力目標値（運転計画）を更に算出することができる。そして、上記５分周期の太陽電池１の発電電力推定値から、太陽電池１の発電電力実績、蓄電池３の充放電電力目標値、負荷５の消費電力実績値、及び、系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力実績値を減算することによって、５分周期の太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）についても、更に算出することができる。
【０３８９】
ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１８８での太陽電池１の発電電力推定値及び発電電力抑制量（推定値）の生成を完了すると（２４時間分）、Ｓ１８９により、全ての需要家宅１８についての発電電力推定値及び発電電力抑制量（推定値）の生成が完了したかを確認する。完了していない場合は（Ｓ１８９のＮＯ判定時）、処理がＳ１８１に戻されて、各需要家宅１８に対するＳ１８１〜Ｓ１８８の処理が実行される。一方で、ＣＥＭＳ１５は、全ての需要家宅１８の発電量推定値及び発電電力抑制量（推定値）の生成が完了した場合は（Ｓ１８９のＹＥＳ判定時）には、需要家宅１８の太陽電池１の出力抑制量推定（図３４のＳ１５８）を終了する。
【０３９０】
再び図３４を参照して、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１５８の処理を完了すると、Ｓ１５９により、次の５分周期のタウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画を変更が必要か否かを判断する。具体的には、Ｓ１５９では、第１の運転計画作成回路１６０１（図４）が、次の５分周期の太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）が予め定められた基準値と比較される。発電電力抑制量（推定値）が基準値未満である場合には、Ｓ１５９がＹＥＳ判定とされて、タウン蓄電池２０の運転計画作成（図２７のＳ１２９）が終了される。
【０３９１】
一方で、ＣＥＭＳ１５は、発電電力抑制量（推定値）が基準値以上である場合には、運転計画の変更が必要と判断して、Ｓ１５９をＹＥＳとする。これにより、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１６０により、タウン蓄電池２０の運転計画（充放電計画）を変更するために、次の３０分周期の運転計画作成までの５分毎の充放電計画を作成する。
【０３９２】
図３６は、Ｓ１６０（タウン蓄電池２０の運転計画を変更するステップ）での処理の詳細を説明するフローチャートである。
【０３９３】
図３６を参照して、ＣＥＭＳ５は、Ｓ２０１により、タウン蓄電池２０のステータス情報（ＳＯＣ）を取得する。ＣＥＭＳ１５は、タウン蓄電池２０のステータス情報の取得（Ｓ２０１）が完了すると、Ｓ２０２により、需要家宅１８内の蓄電池３のステータス情報（ＳＯＣ）を取得する。具体的には、Ｓ２０１，Ｓ２０２では、第１の運転計画作成回路１６０１（図３）が、分散電源ステータス管理回路１５５（図３）から等が当該ステータス情報を取得する。Ｓ２０２の処理は、全ての需要家宅１８からの蓄電池３のステータス情報（ＳＯＣ）が取得されるまで（Ｓ２０３のＮＯ判定時）、繰り返し実行される。
【０３９４】
ＣＥＭＳ１５は、全ての需要家宅１８から蓄電池３のステータス情報（ＳＯＣ）を取得すると（Ｓ２０３のＹＥＳ判定時）、Ｓ２０４により、全ての需要家宅１８での蓄電池３の平均ＳＯＣを算出する。
【０３９５】
ＣＥＭＳ１５は、平均ＳＯＣの算出（Ｓ２０４）を完了すると、Ｓ２０５により、第１の運転計画作成回路１６０１内のタウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７からタウン蓄電池用電力変換装置２１に通知するタウン蓄電池２０の充放電電力目標値（計画値）を作成する。具体的には、Ｓ１８８（図３５）で算出された、５分周期の太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）を元に、タウン蓄電池２０の案分電力を決定することができる。
【０３９６】
具体的には、太陽電池１の発電電力抑制量が正の場合（太陽電池１から更なる発電電力が取り出せる場合）には、抑制された発電電力をタウン蓄電池２０及び需要家宅１８内の蓄電池３で案分して充電することができる。この際に、タウン蓄電池２０のＳＯＣ及び蓄電池３の平均ＳＯＣの比に従って、低ＳＯＣ側に充電電力が多く割り振られる。
【０３９７】
具体的には、タウン蓄電池２０のＳＯＣ（ＳＯＣｔｗ）と、需要家宅１８内の蓄電池３の平均ＳＯＣ（ＳＯＣａｖ）とを用いて、太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）Ｐｓｐのうちの、タウン蓄電池２０に充電する案分電力Ｐｔｗは、下記の式（１）に従って算出することができる。
【０３９８】
Ｐｔｗ＝（１．０−ＳＯＣｔｗ）／{（１．０−ＳＯＣｔｗ）＋（１．０−ＳＯＣａｖ）}・Ｐｓｐ    …（１）
同様に、太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）Ｐｓｐのうちの、需要家宅１８の蓄電池３（全体）に充電する案分電力Ｐｕｓｒは、下記の式（２）に従って算出することができる。
【０３９９】
Ｐｕｓｒ＝（１．０−ＳＯＣａｖ）／{（１．０−ＳＯＣｔｗ）＋（１．０−ＳＯＣａｖ）}・Ｐｓｐ    …（２）
また、需要家宅１８間での蓄電池３の案分電力として、太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）Ｐｓｐのうちの、ｘ番目（ｘ：自然数）の需要家宅１８の蓄電池３に充電される案分電力Ｐｕｓｒ（ｘ）は、下記の式（３）に従って算出することができる。式（３）において、ＳＯＣｘはｘ番目の需要家宅１８の蓄電池３のＳＯＣを示し、Σ（ΔＳＯＣｘ）は、全ての需要家宅１８での（１．０−ＳＯＣｘ）の合計値を示す。
【０４００】
Ｐｕｓｒ（ｘ）＝（１．０−ＳＯＣｘ）／Σ（ΔＳＯＣｘ）・Ｐｕｓｒ  …（３）
一方で、太陽電池１の発電電力抑制量が負の場合（太陽電池１の発電量が天気予報より予測した発電電力より小さい場合）は、不足電力をタウン蓄電池２０、及び、需要家宅１８内の蓄電池３で案分して放電することができる。この際に、タウン蓄電池２０のＳＯＣ及び蓄電池３の平均ＳＯＣの比に従って、高ＳＯＣ側に放電電力が多く割り振られる。
【０４０１】
具体的には、太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）Ｐｓｐのうちの、タウン蓄電池２０から放電する案分電力Ｐｔｗは、下記の式（４）に従って算出することができる。
【０４０２】
Ｐｔｗ＝ＳＯＣｔｗ／（ＳＯＣｔｗ＋ＳＯＣａｖ）・Ｐｓｐ    …（４）
同様に、太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）Ｐｓｐのうちの、需要家宅１８の蓄電池３（全体）から放電する案分電力Ｐｕｓｒは、下記の式（５）に従って算出することができる。
【０４０３】
Ｐｕｓｒ＝ＳＯＣａｖ／（ＳＯＣｔｗ＋ＳＯＣａｖ）・Ｐｓｐ    …（５）
又、太陽電池１の発電電力抑制量（推定値）Ｐｓｐのうちの、ｘ番目（ｘ：自然数）の需要家宅１８の蓄電池３から放電される案分電力Ｐｕｓｒ（ｘ）は、下記の式（６）に従って算出することができる。尚、式（６）中のΣ（ＳＯＣｘ）は、全ての需要家宅１８のＳＯＣｘの合計値を示す。
【０４０４】
Ｐｕｓｒ（ｘ）＝ＳＯＣｘ／Σ（ＳＯＣｘ）・Ｐｕｓｒ  …（６）
なお、本実施の形態では、上記５分周期の運転計画作成完了後、５分間の上記タウン蓄電池２０及び各需要家宅１８内の蓄電池３の案分電力から、それぞれのＳＯＣを算出し、算出結果を元に次の５分周期のタウン蓄電池２０の運転計画を作成する。この処理は、２４時間分の運転計画が作成するまで繰り返される。
【０４０５】
ＣＥＭＳ１５は、２４時間分のタウン蓄電池２０の案分電力（充放電電力）を決定すると（Ｓ２０５）、Ｓ２０６により、タウン蓄電池２０へ通知する垂下特性を生成する。具体的には、タウン蓄電池垂下特性生成回路１６０８（図５）が、タウン蓄電池充放電電力決定回路１６０７（図５）から出力されるタウン蓄電池２０の案分電力（充放電電力）を元に、タウン蓄電池用電力変換装置２１に通知する垂下特性を上述した要領で生成する。これにより、図３４のＳ１６０の処理が終了される。
【０４０６】
再び図３４を参照して、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１６０の処理を完了すると、図２７に戻ってＳ１３０を実行する。ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１３０では、各需要家蓄電池３の運転計画作成時刻か否かを判断する。具体的には、作成した運転計画（系統連系点での売買電力目標値）に基づき、需要家宅１８内の分散電源の制御を開始する時刻の１時間前から３０分前までの各種実績データの収集が完了しているかによって、Ｓ１３０の判断を実行することができる。
【０４０７】
データの収集が完了していない場合には、Ｓ１３０がＮＯ判定とされて、運転計画作成が終了される。一方で、データ収集が完了していた場合は、ＣＥＭＳ１５は、Ｓ１３０をＹＥＳ判定として、Ｓ１３１により、需要家の蓄電池３の運転計画を２４時間分作成する。具体的には、運転計画補正回路１６６２（図８）によって、Ｓ１５６で生成された３０分周期の２４時間分の蓄電池３の運転計画、太陽電池１の発電電力推定値（発電電力の実績値推定結果）、負荷５の消費電力予測結果から、各需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統１０）での売買電力目標値が算出される。
【０４０８】
売買電力目標値の算出が完了すると、算出された売買電力目標値（運転計画）を元に、各需要家宅１８内の分散電源に通知する垂下特性が更に生成させる。尚、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する垂下特性の生成については上述のとおりであるので、詳細な説明は繰り返さない。Ｓ１３１において、需要家宅１８内の蓄電池３の運転計画（系統連系点での充放電電力目標値、並びに、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する垂下特性）の生成が完了すると、図２５のＳ１１６で５分周期の運転計画をタウン蓄電池用電力変換装置２１に送信した後に、処理は、図２４のＳ１０３に戻される。このようにして、停電時には、これまで説明した自立運転のための一連の制御処理を繰り返し実行することができる。
【０４０９】
以上説明したように、本実施の形態に係る電力管理システムによれば、停電時の自立運転では、タウン蓄電池２０の蓄積エネルギを用いてタウン蓄電池用電力変換装置２１が交流配電系統の電圧源として動作するとともに、需要家宅１８側の分散電源（太陽電池１及び／又は蓄電池３）を電流源として動作させる。更に、タウン蓄電池２０及び需要家宅１８内の分散電源が連携及び協調して停電時の配電系統を支えることにより、需要家宅１８毎に配電系統から解列して自立運転を行う場合と比較して、負荷急変（例えば、ＩＨクッキングヒータや電子レンジ等の高電力機器の使用）等に柔軟に対応することが可能である。即ち、管理区画（スマートタウン）内での自立運転の対応力が高められる。
【０４１０】
又、各需要家宅１８の蓄電池３及びタウン蓄電池２０の両方の容量を用いた自立運転を実現できる。このため、同レベルのＬＣＰの確保に必要となる需要家宅１８側の蓄電池容量が削減されるので、住宅購入時の費用を削減することも可能である。
【０４１１】
特に、各蓄電池３及びタウン蓄電池２０の充電電力量（ＳＯＣ）、太陽電池１の発電電力量予測、及び、負荷５の消費電力予測結果に基づき、タウン蓄電池２０及び需要家宅１８側の分散電源の運転計画を作成して、スマートタウン全体での供給電力を管理するので、各需要家宅１８内の蓄電池３のＳＯＣにばらつきがあっても、長時間の自立運転を安定に実施することができる効果がある。
【０４１２】
太陽電池１の発電量予測が外れると、太陽電池１の発電電力を抑制しているにも関わらずタウン蓄電池２０から不必要な放電が行われることが懸念されるが、本実施の形態に係る電力管理システムでは、太陽電池１の発電電力実測値及びステータス情報、負荷５の消費電力の実測値、並びに、系統連系点での売買電力実績値等に基づき、太陽電池１の発電電力を抑制していると判断される場合には、タウン蓄電池２０の運転計画を修正することができる。
【０４１３】
特に、太陽電池１の発電量予測値や負荷５の消費電力予測値に基づき運転計画に補正をかけるので、運転計画作成の際の各種予測値の精度の向上が図れ、太陽電池１が出力抑制されているにもかかわらずタウン蓄電池２０が放電するようなケースを最小限にとどめることができる効果がある。
【０４１４】
更に、タウン蓄電池２０の運転計画に対する実際の出力電力（充放電電力）の過不足に応じて、タウン蓄電池用電力変換装置２１が出力する交流電圧周波数（系統周波数）を変化させるとともに、各需要家宅１８の分散電源側では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の制御目標値を、系統周波数の変化に応じて、運転計画による制御目標値から修正することができる。
【０４１５】
従って、需要家宅１８の運転計画が更新されるまでの間においても、スマートタウン内の供給電力の過不足を検出できるタウン蓄電池２０側で交流系統電圧の周波数を制御することで、運転計画に対する電力の過不足状況を、各需要家宅１８の分散電源側に通知することができる。この結果、需要家宅１８内の分散電源が交流系統周波数に応じて出力（売買電力）を制御することにより、タウン蓄電池２０及び需要家宅１８間の通信を行うことなく、スマートタウン内の配電系統の電力の同時同量を実現することが可能である。
【０４１６】
この結果、需要家宅１８毎に作成される分散電源の運転計画の作成周期を短縮することなく、等価的に、タウン蓄電池２０の運転計画の作成周期に従って、分散電源の制御目標値を修正することが可能である。従って、需要家宅１８内の実測結果等の収集周期（タウン蓄電池２０のステータス情報の収集を含む）を、少なくとも、需要家宅１８に送付する運転計画の作成周期よりも短くするとともに、タウン蓄電池２０の運転計画の作成周期を、需要家宅１８の分散電源の運転計画の作成周期より短くすることで、ＣＥＭＳ１５での処理負荷を増大させることなく、太陽電池１が出力を抑制しているにも関わらず、タウン蓄電池２０から放電する等のケースを最小限に抑えることができる。
【０４１７】
更に、需要家宅１８に内の蓄電池３に通知する垂下特性を、特に、蓄電池３の充電電力量（ＳＯＣ）に基づいて生成することにより、具体的には、低ＳＯＣの蓄電池３では、高ＳＯＣの蓄電池３よりも、中心周波数からの小さい周波数変化量で、充電電力増加のための差分電力が生じるように垂下特性を作成することができる。これにより、スマートタウン内の供給電力に余剰があるときには、低ＳＯＣの蓄電池３を優先的に充電することができる。同様に、高ＳＯＣの蓄電池３において、低ＳＯＣの蓄電池３よりも、中心周波数からの小さい周波数変化量で、放電電力増加のための差分電力が生じるように垂下特性を作成することができる。これにより、スマートタウン内の供給電力が不足しているときには、高ＳＯＣの蓄電池３から優先的に放電することができる。この結果、スマートタウン内での電力の同時同量のための自立運転において、太陽電池１の発電量予測値及び／又は負荷５の消費電力予測値に誤差が発生した場合にも、各需要家宅１８の蓄電池３を適切に充放電することができる。
【０４１８】
更に、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び、タウン蓄電池用電力変換装置２１用に作成する垂下特性は、図１８〜図２０の例示に限定されるものではない。特に、需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に送付する垂下特性は、スマートタウン内での供給電力が過剰の場合、太陽電池１の発電電力が抑制される前に蓄電池３への充電電力が増加するように、高周波側の垂下特性を作成するとともに、スマートタウン内での供給電力が少ない場合は、蓄電池３の放電電力を増加させる系統周波数より、太陽電池１の発電電力目標値（ＰＶ制御目標値）の増加を開始する系統周波数を高く設定すれば、同様の効果を奏することができる。
【０４１９】
又、太陽電池用電力変換装置２に通知する垂下特性については、全ての需要家宅１８で同一とする一方で、蓄電池３に通知する垂下特性を、タウン蓄電池２０のＳＯＣ及び各需要家宅１８内の蓄電池のＳＯＣに基づいて決定することも可能である。このようにすると、スマートタウン内の太陽電池１の発電電力の抑制制御等を、全ての需要家宅１８でほぼ同時に開始することが可能となる。又、蓄電池３及びタウン蓄電池２０の充電は、個々の蓄電池のＳＯＣに基づき垂下特性を生成することによって、低ＳＯＣの蓄電池から優先的に充電を開始することが可能となる。更に、太陽電池１の出力抑制は、全ての蓄電池の充電電力が増加した後に開始されるようにすると、蓄電池に充電できるにもかかわらず太陽電池１の出力を抑制することがなく、太陽電池１の発電電力を有効利用することが可能になる。
【０４２０】
又、各需要家宅１８に通知する運転計画は、本実施の形態での例示における、各需要家宅１８の系統連系点（宅内配電系統）での売買電力に限定されるものではなく、蓄電池３の充放電電力、又は、太陽電池１の発電電力等を運転計画で直接定めてもよい。或いは、同一需要家宅１８内の太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に対して、ＨＥＭＳ７から通知する系統連系点での売買電力目標値ついては、蓄電池用電力変換装置４に通知する売買電力目標値を太陽電池用電力変換装置２に通知する売買電力目標値よりも一律に小さくする例を説明したが、このような例示に限定されることなく、センサー誤差などを補正した売買電力で、蓄電池用電力変換装置４の余剰電力の充電動作が太陽電池用電力変換装置２の太陽電池１の出力抑制動作より先に開始される指令値であれば、同様の効果を奏すること可能である。
【０４２１】
又、太陽電池１の出力抑制の検出を、本実施の形態では太陽電池用電力変換装置２より通知される太陽電池１の制御モードで判断したがこれに限るものではなく、例えば、同一需要家宅１８内に設置された蓄電池３の充電電力で判断してもよいことはいうまでもない。具体的には、蓄電池３が現在のＳＯＣで充電可能な最大充電電力で充電していた場合、太陽電池１が出力抑制を行っていると判断し、その出力抑制を行っていると判断した需要家宅１８の数が予め定められた基準値以上の場合にタウン全体として出力抑制が行われていると判断してもよいことはいうまでもない。
【０４２２】
更に、太陽電池１の発電量の推定方法についても、本実施の形態での例示に限定されるものではない。例えば、太陽電池１の理想的な発電電力の計算について、本実施の形態では、太陽電池１が設置されている位置情報（緯度及び経度）情報と、設置方位（設置角度情報を含む）に基づく太陽電池１上の日射量の推定から算出したが、その際、東西の面に太陽電池１が配置されている場合などは、それぞれの面の日射量を上記情報で推定し、それぞれの面の太陽電池１の容量を元に発電電力を推定することができる。又、前後２週間の２８日間の各時刻における最大発電電力を理想的な発電量として使用しても、同様の効果を奏することができる。この場合、例えば、特定の時間帯に、近くの建物の影が太陽電池１にかかる等の、周辺の日射環境の影響を考慮することができるので、より正確な推定が可能となる。
【０４２３】
又、曇や雨の日と、晴れの日との間で、発電量推定用のテーブルを別個に準備することも可能である。特に、上述した東西の面に太陽電池１が設置されている場合には、晴れの日は太陽電池１に届く直達光が発電電力の主要成分になるが、曇や雨の場合は主に拡散光が発電電力の主成分となる。この結果、太陽電池１の各時刻に対する発電電力の推移（カーブ）が、晴れの日と雲りや雨の日とでは異なってくる。従って、曇や雨の日について、晴れの日とは別個の発電量推定用テーブルを準備することで、太陽電池１の発電電力の推精度を向上させることが可能である。尚、図３５（Ｓ１８６，Ｓ１８７）で説明した発電電力推定係数の算出方法についても本実施の形態での例示に限定されるものではない。
【０４２４】
本実施の形態では、タウン蓄電池２０及び需要家宅１８内の蓄電池３の間での充放電電力の案分について、ＳＯＣに従って決定する例を説明したが、これ以外の手法で案分することも可能である。例えば、タウン蓄電池２０への案分決定後、各需要家宅１８内の蓄電池３への充放電電力の案分比率は、各蓄電池３の蓄電エネルギ（ｋＷｈ）に従って決定してもよい。停電時は、需要家宅１８内の冷蔵庫及び照明等の重要負荷に主に電力が供給されるため、７２時間のＬＣＰ実現には各蓄電池３に蓄積されたエネルギ量が重要となるからである。各需要家宅１８内の蓄電池３の蓄電容量（ＳＯＣ＝１．０のときの蓄積エネルギ）が異なる場合、ＳＯＣのみで案分比率を制御すると、充電電力量が小さな蓄電池３から多く放電されることが懸念される。例えば、需要家宅１８内に設置される定置型蓄電池は２〜４（ｋＷｈ）程度の蓄電容量であるが、電気自動車の場合は、蓄電容量が２０ｋＷｈを超えるものもある。この場合、電気自動車の車載蓄電池（例えば、蓄電容量が２４（ｋＷｈ））のＳＯＣ＝０．５で、蓄電容量が２（ｋＷｈ）の定置型蓄電池のＳＯＣ＝０．８であった場合、それぞれの蓄電エネルギは、は１２（ｋＷｈ）及び１．６（ｋＷｈ）となる。この場合、ＳＯＣを元に充放電電力を案分すると、蓄積エネルギ少ない定置型蓄電池に多くの放電電力を分担することになる。一方で、蓄積エネルギで放電電力の案分を決定した場合には、電気自動車に多くの放電電力を分担させることができる。更に、タウン蓄電池２０及び各需要家宅１８内の蓄電池３の案分についても、本実施の形態では、需要家宅１８内の蓄電池３のＳＯＣ平均値と、タウン蓄電池２０のＳＯＣとの比に従って案分比率を算出したが、上記と同様に、需要家宅１８の蓄電池３の蓄積エネルギの合計値と、タウン蓄電池２０の蓄積エネルギとの比に従って案分比率を決定することが可能である。
【０４２５】
又、本実施の形態において、図１における、タウン蓄電池２０及びタウン蓄電池用電力変換装置２１は「主分散電源」の一実施例に対応する。各需要家宅１８での、太陽電池１及び太陽電池用電力変換装置２、並びに、蓄電池３及び蓄電池用電力変換装置４の各々は「分散電源」の一実施例に対応する。又、配電系統１６は「第１の配電系統」の一実施例に対応し、宅内配電系統１０は「第２の配電系統」の一実施例に対応する。
【０４２６】
又、タウン蓄電池用電力変換装置２１の運転計画は「第１の運転計画」に対応し、作成周期の５分は「第１の周期」の一例に対応する。同様に、需要家宅１８内の分散電源の運転計画は「第２の運転計画」に対応し、作成周期の３０分は「第２の周期」の一例に対応する。又、図１８〜図２１での系統周波数は「交流電圧周波数」に対応し、図１８及び図１９の差分電力ΔＰｓｂ１，ΔＰｓｂ２は、「交流電圧周波数に応じた修正値」の一実施例に相当する。更に、図２０に示されたタウン蓄電池用電力変換装置２１へ通知される垂下特性は「第１の垂下特性」に対応する。同様に、図１８に示された太陽電池用電力変換装置２へ通知される垂下特性、及び、図１９に示された蓄電池用電力変換装置４へ通知される垂下特性の各々は、「第２の垂下特性」に対応する。
【０４２７】
更に、電力計測回路６１（図２）は「計測器」の一実施例に対応し、通信回路１５１（図３）は「通信部」の一実施例に対応し、情報収集回路１５２（図３）は「情報収集部」の一実施例に対応する。発電電力予測回路（図３）は「発電電力予測部」の一実施例に対応、消費電力予測回路１５８（図３）は「消費電力予測部」の一実施例に対応する。運転計画作成回路１６０（図３）は「運転計画作成部」の一実施例に対応し、データ送信管理回路１５３（図３）は「送信管理部」の一実施例に対応する。又、太陽電池出力抑制判断回路１６５６（図７）は「出力抑制判断部」の一実施例に対応する。第１０の制御回路６０９（図１４及び図１６）は「第１の制御部」の一実施例に対応し、第２の制御回路２０９（図９及び図１１）及び第４の制御回路４０９（図９及び図１３）の各々は「第２の制御部」の一実施例に対応する。
【０４２８】
又本実施の形態では、図１に示すように柱上トランス９の一次側にタウン蓄電池２０を接続し、柱上トランス９の二次側に需要家１８を配置した場合について説明したが、これに限るものではなく、柱上トランス９を介さずタウン蓄電池２０の出力を需要家１８に接続してもよいことは言うまでもない。具体的には、管理区画が２０件程度の需要家で構成されていた場合は、タウン蓄電池２０の出力を図１に示す柱上トランス９の二次側に接続し、柱上トランス９以下を管理区画として停電時にタウン蓄電池２０と需要家分散電源（太陽電池用電力変換装置２、及び蓄電池用電力変換装置４）を上記要領で協調制御させれば同様の効果を奏することは言うまでもない。
【０４２９】
更に、本実施の形態では、停電時に各需要家に電力を供給する自立運転制御に関する場合について説明したが、例えば、山間部の農村地域の数十世帯でマイクログリッドを構成し、オフグリッドのタウンへの電力供給に本システムを適用しても、各需要家に対して安定に電力を供給することができると共に、配電系統設備としての蓄電池や太陽電池、コジェネレーションなどの創エネ機器の容量を最適化することができる効果を有することは言うまでもない。
【０４３０】
変形例の説明．
尚、本実施の形態では、説明を分かりやすくするために太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の制御回路を、図３〜図１１、及び図２７に示すようにハードウェア（Ｈ／Ｗ）で構成する場合について説明したが、各ブロックに記載された、各ブロック或いは一部のブロックの機能を、ＣＰＵ（Central  Processing  Unit）上に実装したソフトウェア（Ｓ／Ｗ）で実現しても同様の制御機能を実現することが可能である。或いは、少なくとも一部のブロックについて、ソフトウェア及びハードウェアの機能分割によって、同様の制御機能を実現することも可能である。
【０４３１】
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請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味及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。
【符号の説明】
【０４３２】
１  太陽電池、２  太陽電池用電力変換装置、３  蓄電池（需要家宅）、４  蓄電池用電力変換装置、５  負荷、６  分電盤、８  スマートメータ、９，９Ｑ，９Ｒ，９Ｚ  柱上トランス、１０  宅内配電系統、１１  宅内通信ネットワーク、１２  信号線、１３  宅外通信ネットワーク、１４  配電系統（柱上トランス二次側）、１６  配電系統（柱上トランス一次側）、１７  配電系統（変電所）、１８，１８ａ，１８ｂ，１８ｘ  需要家宅、１９Ｑ，１９Ｒ，１９Ｚ  区画、２０  タウン蓄電池、２１  タウン蓄電池用電力変換装置、２２  開閉器、２３  クラウド、２４  変電所、５１  蓄熱機器、５２  エアコン、５３  冷蔵庫、５４  照明、５５  クッキングヒータ、６１  電力計測回路、１５１  通信回路、１５２  情報収集回路、１５３  データ送信管理回路、１５４  データ受信管理回路、１５５  分散電源ステータス管理回路、１５６  発電電力実績管理回路、１５７  発電電力予測回路、１５８  消費電力予測回路、１５９  消費電力実績管理回路、１６０  運転計画作成回路、１６１  運転計画作成管理回路、２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０，６０１，６０６，６１０  電圧計、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１，６０２，６０７，６１１  電流計、２０３  第１のＤＣ／ＤＣ変換回路、２０４  第１の制御回路、２０５，４０５，６０５  直流母線、２０８  第１のＤＣ／ＡＣ変換回路、２０９  第２の制御回路、２１２，４１２，６１２  通信インターフェイス回路、４０３  第２のＤＣ／ＤＣ変換回路、４０４  第３の制御回路、４０８  第２のＤＣ／ＡＣ変換回路、４０９  第４の制御回路、６０３  第３のＤＣ／ＤＣ変換回路、６０４  第９の制御回路、６０８  第３のＤＣ／ＡＣ変換回路、６０９  第１０の制御回路、１６０１  第１の運転計画作成回路、１６０５  余剰電力予測合計回路、１６０６  出力抑制電力合計回路、１６０７  タウン蓄電池充放電電力決定回路、１６０８  タウン蓄電池垂下特性生成回路、１６０９  タウン蓄電池運転計画作成回路、１６１０  需要家系統連系点電力生成回路、１６５１  需要家運転計画作成回路、１６５２  需要家運転計画作成ユニット、１６５５  余剰電力予測回路、１６５６，１６５８  太陽電池出力抑制判断回路、１６５７  第２の運転計画作成回路、１６６１  需要家分散電源用垂下特性生成回路、１６６２  運転計画補正回路、２０４１  ＭＰＰＴ制御回路、２０４２  電圧制御回路、２０４３，４０４３，６０４３  切換回路、２０４４  第５の制御回路、２０９１，４０９１  位相検出回路、２０９２，４０９２  周波数検出回路、２０９３，４０９３，６０９２  垂下特性テーブル生成回路、２０９４  第６の制御回路、４０４１，６０４１  充電制御回路、４０４２，６０４２  放電制御回路、４０４４  第７の制御回路、４０９４  第８の制御回路、６０４４  第１１の制御回路、６０９１  正弦波発生回路、６０９４  第１２の制御回路、ＦＣ１〜ＦＣ３，ＦＣｔ  垂下特性線、ｆａ，ｆａ１，ｆａ２，ｆａ３，ｆｂ，ｆｂ１，ｆｂ２，ｆｂ３  折れ点周波数、ｆｃ  中心周波数。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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【図３０】
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【図３１】
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【図３２】
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【図３３】
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【図３４】
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【図３５】
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【図３６】
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【国際調査報告】
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