(57)【要約】【課題】  他の電力系統と連系し、発電装置及び電力貯蔵装置を備える電力系統に適用され、他の電力系統への逆潮流電力の発電由来を識別することのできる電力系統連系監視装置を提供することにある。【解決手段】  商用系統２と連系し、商用系統２、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ、又は発電装置５Ａ，５Ｂから供給される電力を電力需要負荷７Ａ，７Ｂに供給し、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂを備える電力系統を監視し、商用系統２との潮流電力ＰＳ、自然エネルギー利用発電由来の発電電力ＰＮＡ，ＰＮＢ、発電装置由来の発電電力ＰＧＡ，ＰＧＢ、充放電電力ＰＢＡ，ＰＢＢ、負荷電力ＰＬＡ，ＰＬＢをそれぞれ計測し、これらの電力ＰＳ〜８ＬＢに基づいて、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力の発電由来の内訳を演算し、これらの電力ＰＳ〜８ＬＢ及び演算した蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、商用系統２の逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する電力系統連系監視装置１。【選択図】      図１
2012029414.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
他の電力系統と連系し、前記他の電力系統、第１の発電由来による第１の発電装置、又は第２の発電由来による第２の発電装置から供給される電力を負荷に供給し、電力を貯蔵する電力貯蔵装置を備える電力系統を監視する電力系統連系監視装置であって、
前記他の電力系統との潮流電力を計測する潮流電力計測手段と、
前記第１の発電装置から供給される前記第１の発電由来の電力を計測する第１の電力計測手段と、
前記第２の発電装置から供給される前記第２の発電由来の電力を計測する第２の電力計測手段と、
前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測する充放電電力計測手段と、
前記負荷に供給する負荷電力を計測する負荷電力計測手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力、前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、及び前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算する蓄電電力発電由来内訳演算手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力、前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力、及び前記蓄電電力発電由来内訳演算手段により演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する逆潮流電力発電由来内訳演算手段と
を備えたことを特徴とする電力系統連系監視装置。
【請求項２】
前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力と前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力と前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力との総和の電力と、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力との差分である系統側電力を演算する系統側電力演算手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力と前記系統側電力演算手段により演算された前記系統側電力との差分を演算する差分演算手段と、
前記差分演算手段により演算された差分が所定の範囲内にない場合、異常と判断する異常判断手段と
を備えたことを特徴とする請求項１に記載の電力系統連系監視装置。
【請求項３】
前記蓄電電力発電由来内訳演算手段は、前記蓄電電力を予め決められた優先順位により優先される発電由来の電力を多く分担する内訳を演算すること
を特徴とする請求項１に記載の電力系統連系監視装置。
【請求項４】
前記蓄電電力発電由来内訳演算手段は、発電由来毎に予め決められた分担比により前記蓄電電力を分担する内訳を演算すること
を特徴とする請求項１に記載の電力系統連系監視装置。
【請求項５】
前記逆潮流電力発電由来内訳演算手段は、前記逆潮流電力を予め決められた優先順位により優先される発電由来の電力を多く分担する内訳を演算すること
を特徴とする請求項１に記載の電力系統連系監視装置。
【請求項６】
前記逆潮流電力発電由来内訳演算手段は、発電由来毎に予め決められた分担比により前記逆潮流電力を分担する内訳を演算すること
を特徴とする請求項１に記載の電力系統連系監視装置。
【請求項７】
他の電力系統と連系し、前記他の電力系統、第１の発電由来による第１の発電装置、又は第２の発電由来による第２の発電装置から供給される電力を負荷に供給し、電力を貯蔵する電力貯蔵装置を備える電力系統を監視する電力系統連系監視方法であって、
前記他の電力系統との潮流電力を計測するステップと、
前記第１の発電装置から供給される前記第１の発電由来の電力を計測するステップと、
前記第２の発電装置から供給される前記第２の発電由来の電力を計測するステップと、
前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測するステップと、
前記負荷に供給する負荷電力を計測するステップと、
計測された前記潮流電力、計測された前記第１の発電由来の電力、計測された前記第２の発電由来の電力、計測された前記充放電電力、及び計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算するステップと、
計測された前記潮流電力、計測された前記第１の発電由来の電力、計測された前記第２の発電由来の電力、計測された前記充放電電力、計測された前記負荷電力、及び演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算するステップと
を含むことを特徴とする電力系統連系監視方法。
【請求項８】
他の電力系統と連系し、前記他の電力系統、第１の発電由来による第１の発電装置、又は第２の発電由来による第２の発電装置から供給される電力を負荷に供給し、電力を貯蔵する電力貯蔵装置を備える電力系統を監視するための電力系統連系監視プログラムであって、
コンピュータを、
前記他の電力系統との潮流電力を計測する潮流電力計測手段と、
前記第１の発電装置から供給される前記第１の発電由来の電力を計測する第１の電力計測手段と、
前記第２の発電装置から供給される前記第２の発電由来の電力を計測する第２の電力計測手段と、
前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測する充放電電力計測手段と、
前記負荷に供給する負荷電力を計測する負荷電力計測手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力、前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、及び前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算する蓄電電力発電由来内訳演算手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力、前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力、及び前記蓄電電力発電由来内訳演算手段により演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する逆潮流電力発電由来内訳演算手段
として機能させるための電力系統連系監視プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、連系された電力系統を監視する電力系統連系監視装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
一般に、自然エネルギー利用発電、燃料補給型発電、又は再生可能エネルギー利用発電などの分散型電源を用いた電力系統が知られている。自然エネルギー利用発電とは、太陽光発電又は風力発電などである。燃料補給型発電とは、燃料電池又はガスエンジン発電装置などである。再生可能エネルギー利用発電とは、バイオマス発電又は水力発電などである。このような分散型電源を用いた電力系統を、電力会社の所有する電力系統に連系させるために、電力系統連系監視装置が設置されることがある。
【０００３】
分散型電源の電力系統連系監視装置の役割としては、次のようなものがある。電力系統連系監視装置は、電力会社の電力系統と連系して、発電電力を電力系統へ流通させる。電力系統連系監視装置は、電力系統で発生する事故等から保護して、安全に分散型電源を運転する。電力系統連系監視装置は、公共設備とも言うべき電力系統への影響を最小限に抑える働きをする。このような働きとしては、電力系統連系監視装置は、保安上の問題から電力系統での単独運転を防止し、又は分散型電源自身の故障による電力系統への事故波及の防止等をする。
【０００４】
また、電力系統連系監視装置は、複数の分散型電源と電力需要負荷が混在する小規模電力系統を電力会社の電力系統と連系する電力系統に適用される場合がある。この場合、電力系統連系監視装置は、電力会社の電力系統と小規模電力系統との連系点有効電力が一定範囲になるように制御し、かつ、エネルギーコスト低減を目的として、電力需要と供給電力（発電電力）とを調整する制御をする機能を備えるものもある。
【０００５】
近年、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギー利用発電の導入拡大が進み、出力安定化を図るための蓄電池が併設された電源システムが増えている。また、このような電源システムに、燃料補給型発電を自家用発電装置として併設する一般需要家もある。このように多様な発電装置と需要負荷が混在するシステムを商用系統と連系して運用する場合は、商用系統への「逆潮流なし」で契約することが多い。しかし、最近では、太陽光発電や風力発電等の余剰電力を電力会社へ売電するために、逆潮流ありで契約する場合も増えている。さらに、太陽光発電を普及させるために、太陽光発電由来の電力買取価格を引き上げる動きもある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００５−８６９５３号公報
【特許文献２】特開２００６−２０４０８１号公報
【特許文献３】特開２００８−１０４３３２号公報
【特許文献４】特開２００８−１４８３８２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、上述した電力系統連系監視装置は、貯蔵電力や逆潮流電力の由来を判別することはできない。このため、商用系統へ逆潮流させた場合、電力系統連系監視装置は、逆潮流電力のうち特定の発電装置により発電された電力量がどの程度の量なのかを判別することはできない。このため、「逆潮流あり」で電力会社と契約しても、特定の発電装置による電力であるとして、その発電装置の電力買取価格で売電することができないことになる。
【０００８】
そこで、本発明の実施形態による目的は、他の電力系統と連系し、発電装置及び電力貯蔵装置を備える電力系統に適用され、他の電力系統への逆潮流電力の発電由来を識別することのできる電力系統連系監視装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明の観点に従った電力系統連系監視装置は、他の電力系統と連系し、前記他の電力系統、第１の発電由来による第１の発電装置、又は第２の発電由来による第２の発電装置から供給される電力を負荷に供給し、電力を貯蔵する電力貯蔵装置を備える電力系統を監視する電力系統連系監視装置であって、前記他の電力系統との潮流電力を計測する潮流電力計測手段と、前記第１の発電装置から供給される前記第１の発電由来の電力を計測する第１の電力計測手段と、前記第２の発電装置から供給される前記第２の発電由来の電力を計測する第２の電力計測手段と、前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測する充放電電力計測手段と、前記負荷に供給する負荷電力を計測する負荷電力計測手段と、前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力、前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、及び前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算する蓄電電力発電由来内訳演算手段と、前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第１の電力計測手段により計測された前記第１の発電由来の電力、前記第２の電力計測手段により計測された前記第２の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力、及び前記蓄電電力発電由来内訳演算手段により演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する逆潮流電力発電由来内訳演算手段とを備えている。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る電力系統連系監視装置の適用される電力系統の構成を示す構成図。
【図２】第１の実施形態に係る電力系統連系監視装置を構成するコンピュータの概要を示す構成図。
【図３】第１の実施形態に係る蓄電電力内訳算定部による処理手順を示すフローチャート。
【図４】第１の実施形態に係る逆潮流内訳算出部による処理手順を示すフローチャート。
【図５】本発明の第２の実施形態に係る電力系統連系監視装置の適用される電力系統の構成を示す構成図。
【図６】第２の実施形態に係る蓄電電力内訳算定部による処理手順を示すフローチャート。
【図７】第２の実施形態に係る逆潮流内訳算出部による処理手順を示すフローチャート。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。
【００１２】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力系統連系監視装置１の適用される電力系統の構成を示す構成図である。なお、以降の図における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。以降の実施形態も同様にして重複する説明を省略する。
【００１３】
電力系統連系監視装置１の適用される電力系統は、商用系統２と、２つの自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂと、２つの発電装置５Ａ，５Ｂと、２つの電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂと、２つの電力需要負荷７Ａ，７Ｂとが母線３に接続されている。本電力系統には、電力検出器８Ｓ，８ＮＡ，８ＮＢ，８ＧＡ，８ＧＢ，８ＢＡ，８ＢＢ，８ＬＡ，８ＬＢ（以下、「電力検出器８Ｓ〜８ＬＢ」と示す。）が設けられている。
【００１４】
電力系統連系監視装置１は、電力検出器８Ｓ〜８ＬＢにより検出されたそれぞれの有効電力に基づいて、商用系統２への逆潮流電力の発電由来を識別する。電力系統連系監視装置１は、コンピュータ１０で構成されている。
【００１５】
図２は、本実施形態に係る電力系統連系監視装置１を構成するコンピュータ１０の概要を示す構成図である。
【００１６】
コンピュータ１０の基本的な構成は、入力部９１と、出力部９２と、インタフェース９３と、演算部９４と、メモリ９５と、記憶装置９６と、バス９７とを備えている。入力部９１及び出力部９２は、インタフェース９３を介して、バス９７と接続されている。
【００１７】
バス９７には、演算部９４、メモリ９５、及び記憶装置９６が接続されている。入力部９１は、キーボード又はマウスなどである。出力部９２は、ディスプレイ又はプリンタなどである。演算部９４は、中央処理装置又はチップセットなどである。メモリ９５は、演算部９４による演算を行うために一時的に情報を記憶するためのキャッシュメモリなどである。記憶装置９６は、情報を記憶するためのハードディスクなどである。
【００１８】
商用系統２は、例えば電力会社の電力系統である。
【００１９】
自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂは、太陽光発電又は風力発電のような自然エネルギーを利用する発電装置である。
【００２０】
発電装置５Ａ，５Ｂは、自然エネルギーを利用しない発電装置である。
【００２１】
電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂは、電力をエネルギーとして蓄える装置である。例えば、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂは、二次電池である。電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂは、必要に応じて、蓄えた電気エネルギーを放電する。
【００２２】
電力需要負荷７Ａ，７Ｂは、母線３から供給される電力を消費する負荷である。
【００２３】
電力検出器８Ｓは、商用系統２から母線３に供給される有効電力（潮流電力）ＰＳを検出する。電力検出器８Ｓは、商用系統２へ逆潮流している場合、有効電力ＰＳを負の値として検出する。電力検出器８Ｓは、検出した有効電力ＰＳを電力系統連系監視装置１に出力する。
【００２４】
電力検出器８ＮＡ，８ＮＢは、それぞれ自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂから母線３に供給される有効電力（発電電力）ＰＮＡ，ＰＮＢを検出する。電力検出器８ＮＡ，８ＮＢは、検出した有効電力ＰＮＡ，ＰＮＢを電力系統連系監視装置１に出力する。
【００２５】
電力検出器８ＧＡ，８ＧＢは、それぞれ発電装置５Ａ，５Ｂから母線３に供給される有効電力（発電電力）ＰＧＡ，ＰＧＢを検出する。電力検出器８ＧＡ，８ＧＢは、検出した有効電力ＰＧＡ，ＰＧＢを電力系統連系監視装置１に出力する。
【００２６】
電力検出器８ＢＡ，８ＢＢは、それぞれ電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂから母線３に供給される有効電力（充放電電力）ＰＢＡ，ＰＢＢを検出する。電力検出器８ＢＡ，８ＢＢは、放電している場合、有効電力ＰＢＡ，ＰＢＢを正の値として検出する。電力検出器８ＢＡ，８ＢＢは、充電している場合、有効電力ＰＢＡ，ＰＢＢを負の値として検出する。電力検出器８ＢＡ，８ＢＢは、検出した有効電力ＰＧＡ，ＰＧＢを電力系統連系監視装置１に出力する。
【００２７】
電力検出器８ＬＡ，８ＬＢは、母線３からそれぞれ電力需要負荷７Ａ，７Ｂに供給される有効電力（負荷電力）ＰＬＡ，ＰＬＢを検出する。電力検出器８ＬＡ，８ＬＢは、検出した有効電力ＰＬＡ，ＰＬＢを電力系統連系監視装置１に出力する。
【００２８】
電力系統連系監視装置１は、商用系統電力計測値算出部１１と、自然エネルギー電力計測値算出部１２と、発電装置電力計測値算出部１３と、充放電電力計測値算出部１４と、負荷電力計測値算出部１５と、逆潮流内訳算出部１６と、蓄電電力内訳算定部１７と、結果処理部１８と、結果出力表示部１９と、データ記録部２０と、伝送部２１とを備えている。
【００２９】
商用系統電力計測値算出部１１は、電力検出器８Ｓにより検出された有効電力ＰＳを算出する。従って、有効電力ＰＳは、商用受電由来の有効電力である。商用系統電力計測値算出部１１は、予め設定された時間範囲の有効電力ＰＳの計測データの平均値ＰＳｖを算出する。商用系統電力計測値算出部１１は、算出した有効電力ＰＳ及び平均値ＰＳｖを逆潮流内訳算出部１６及び蓄電電力内訳算定部１７に出力する。
【００３０】
自然エネルギー電力計測値算出部１２は、２つの電力検出器８ＮＡ，８ＮＢによりそれぞれ検出された２つの自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂの有効電力ＰＮＡ，ＰＮＢの合計の有効電力ＰＮを算出する。有効電力ＰＮは、自然エネルギー発電由来の有効電力の合計値である。自然エネルギー電力計測値算出部１２は、予め設定された時間範囲の有効電力ＰＮの計測データの平均値ＰＮｖを算出する。自然エネルギー電力計測値算出部１２は、算出した有効電力ＰＮ及び平均値ＰＮｖを逆潮流内訳算出部１６及び蓄電電力内訳算定部１７に出力する。
【００３１】
発電装置電力計測値算出部１３は、２つの電力検出器８ＧＡ，８ＧＢによりそれぞれ検出された２つの発電装置５Ａ，５Ｂの有効電力ＰＧＡ，ＰＧＢの合計の有効電力ＰＧを算出する。有効電力ＰＧは、発電装置由来の有効電力の合計値である。発電装置電力計測値算出部１３は、予め設定された時間範囲の有効電力ＰＧの計測データの平均値ＰＧｖを算出する。発電装置電力計測値算出部１３は、算出した有効電力ＰＧ及び平均値ＰＧｖを逆潮流内訳算出部１６及び蓄電電力内訳算定部１７に出力する。
【００３２】
充放電電力計測値算出部１４は、２つの電力検出器８ＢＡ，８ＢＢによりそれぞれ検出された２つの電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの有効電力ＰＢＡ，ＰＢＢの合計の有効電力ＰＢを算出する。有効電力ＰＢは、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの有効電力の合計値である。充放電電力計測値算出部１４は、予め設定された時間範囲の有効電力ＰＢの計測データの平均値ＰＢｖを算出する。充放電電力計測値算出部１４は、算出した有効電力ＰＢ及び平均値ＰＢｖを逆潮流内訳算出部１６及び蓄電電力内訳算定部１７に出力する。
【００３３】
負荷電力計測値算出部１５は、２つの電力検出器８ＬＡ，８ＬＢによりそれぞれ検出された２つの電力需要負荷７Ａ，７Ｂの有効電力ＰＬＡ，ＰＬＢの合計の有効電力ＰＬを算出する。有効電力ＰＬは、電力需要負荷７Ａ，７Ｂの有効電力の合計値である。負荷電力計測値算出部１５は、予め設定された時間範囲の有効電力ＰＬの計測データの平均値ＰＬｖを算出する。負荷電力計測値算出部１５は、算出した有効電力ＰＬ及び平均値ＰＬｖを逆潮流内訳算出部１６及び蓄電電力内訳算定部１７に出力する。
【００３４】
蓄電電力内訳算定部１７には、商用系統電力計測値算出部１１により算出された有効電力ＰＳ及び平均値ＰＳｖ、自然エネルギー電力計測値算出部１２により算出された有効電力ＰＮ及び平均値ＰＮｖ、発電装置電力計測値算出部１３により算出された有効電力ＰＧ及び平均値ＰＧｖ、充放電電力計測値算出部１４により算出された有効電力ＰＢ及び平均値ＰＢｖ、及び負荷電力計測値算出部１５により算出された有効電力ＰＬ及び平均値ＰＬｖが入力される。
【００３５】
蓄電電力内訳算定部１７は、発電由来毎の有効電力ＰＳ，ＰＮ，ＰＧ，ＰＢ，ＰＬ及び発電由来毎の有効電力の平均値ＰＳｖ，ＰＮｖ，ＰＧｖ，ＰＢｖ，ＰＬｖに基づいて、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂに蓄電されている電気エネルギーの発電由来元及びその割合を、蓄電電力の発電由来別の内訳として算出する。蓄電電力内訳算定部１７は、算出した蓄電電力の発電由来別の内訳を記録する。蓄電電力内訳算定部１７は、記録した蓄電電力の発電由来別の内訳を、必要に応じて、逆潮流内訳算出部１６及び結果処理部１８に出力する。その他に、蓄電電力内訳算定部１７は、演算結果を結果処理部１８に出力する。
【００３６】
逆潮流内訳算出部１６には、商用系統電力計測値算出部１１により算出された有効電力ＰＳ及び平均値ＰＳｖ、自然エネルギー電力計測値算出部１２により算出された有効電力ＰＮ及び平均値ＰＮｖ、発電装置電力計測値算出部１３により算出された有効電力ＰＧ及び平均値ＰＧｖ、充放電電力計測値算出部１４により算出された有効電力ＰＢ及び平均値ＰＢｖ、及び負荷電力計測値算出部１５により算出された有効電力ＰＬ及び平均値ＰＬｖが入力される。逆潮流内訳算出部１６は、必要に応じて、蓄電電力内訳算定部１７から蓄電電力の発電由来別の内訳を取得する。
【００３７】
逆潮流内訳算出部１６は、発電由来毎の有効電力ＰＳ，ＰＮ，ＰＧ，ＰＢ，ＰＬ、発電由来毎の有効電力の平均値ＰＳｖ，ＰＮｖ，ＰＧｖ，ＰＢｖ，ＰＬｖ、及び蓄電電力内訳算定部１７から取得する蓄電電力の発電由来別の内訳に基づいて、有効電力ＰＳが逆潮流（ＰＳ＜０）となっている場合に、有効電力ＰＳの発電由来元とその割合を、逆潮流の発電由来別の内訳として算出する。逆潮流内訳算出部１６は、算出した逆潮流の発電由来別の内訳を結果処理部１８に出力する。その他に、逆潮流内訳算出部１６は、演算結果を結果処理部１８に出力する。
【００３８】
結果処理部１８には、逆潮流内訳算出部１６により算出された逆潮流の発電由来別の内訳などの演算結果情報及び蓄電電力内訳算定部１７により算出された蓄電電力の発電由来別の内訳などの演算結果情報が入力される。
【００３９】
結果処理部１８は、入力された各種の情報を出力先の形式に合わせるための加工をする。例えば、結果処理部１８は、モニター等の画面表示用のフォーマット、データ記録装置へ記録するためのフォーマット、又は情報伝送のためのフォーマットなどに加工する。結果処理部１８は、画面表示用のフォーマットに加工した情報を結果出力表示部１９に出力する。結果処理部１８は、記録するためのフォーマットに加工した情報をデータ記録部２０に出力する。結果処理部１８は、情報伝送のためのフォーマットに加工した情報を伝送部２１に出力する。
【００４０】
結果出力表示部１９は、結果処理部１８により加工されたフォーマットに従って結果情報などを表示する。
【００４１】
データ記録部２０は、結果処理部１８により加工されたフォーマットに従って結果情報などを記憶媒体に記録する。
【００４２】
伝送部２１は、結果処理部１８により加工された結果を、他の計算機又はサーバーなどの情報伝送先に情報ネットワーク経由で伝送する。
【００４３】
図３は、本実施形態に係る蓄電電力内訳算定部１７による処理手順を示すフローチャートである。
【００４４】
商用系統２との間で取引される有効電力ＰＳｖは、電力系統連系監視装置１の適用される電力系統側で発生する有効電力の総和と理論的には同じになる。従って、計測された各有効電力ＰＳｖ，ＰＮｖ，ＰＧｖ，ＰＢｖ，ＰＬｖは、理論的には次式の関係が成立する。ここで、各有効電力の値は、図中に用いる符号で示す。同様に、以降の式においても、各有効電力の値は適宜符号で示す。
【００４５】
ＰＳｖ＝ＰＬｖ−（ＰＮｖ＋ＰＧｖ＋ＰＢｖ）      式（１）
ここで、各有効電力の計測値には誤差が含まれる。このため、蓄電電力内訳算定部１７は、式（１）の右辺の値ＰＰｖを次式で計算する。
【００４６】
ＰＰｖ＝ＰＬｖ−（ＰＮｖ＋ＰＧｖ＋ＰＢｖ）      式（２）
蓄電電力内訳算定部１７は、次式に示すように、ＰＰｖとＰＳｖとの差分の絶対値が、予め設定した許容誤差範囲ε１以内であるか否かをチェックする（ステップＳ１０１）。
【００４７】
｜ＰＳｖ−ＰＰｖ｜≦ε１                        式（３）
式（３）が成立しない場合は、蓄電電力内訳算定部１７は、計測値の何れかに異常があると判断する。蓄電電力内訳算定部１７は、異常があると判断した場合、計測データ異常を通知するための結果情報を結果処理部１８に送信する（ステップＳ１０１のＹｅｓ、ステップＳ１０２）。
【００４８】
式（３）が成立する場合は、蓄電電力内訳算定部１７は、次の処理に進む（ステップＳ１０１のＮｏ、ステップＳ１０３）。
【００４９】
蓄電電力内訳算定部１７は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中（ＰＢｖ＞０）か否かを判断する（ステップＳ１０３）。
【００５０】
蓄電電力内訳算定部１７は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中であると判断した場合は、放電電力の発電由来別の内訳を演算する（ステップＳ１０３のＹｅｓ、ステップＳ１０４）。
【００５１】
蓄電電力内訳算定部１７は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中でない（充電中である）と判断した場合は、次の処理に進む（ステップＳ１０３のＮｏ、ステップＳ１０５）。
【００５２】
蓄電電力内訳算定部１７は、商用系統２へ逆潮流している（ＰＳｖ＜０）か否かを判断する（ステップＳ１０５）。
【００５３】
蓄電電力内訳算定部１７は、商用系統２へ逆潮流していると判断した場合は、商用系統２からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算をする（ステップＳ１０５のＹｅｓ、ステップＳ１０６）。
【００５４】
蓄電電力内訳算定部１７は、商用系統２へ逆潮流していないと判断した場合は、次の処理に進む（ステップＳ１０５のＮｏ、ステップＳ１０７）。
【００５５】
蓄電電力内訳算定部１７は、負荷電力が商用系統２から受電する有効電力以上（ＰＬｖ≧ＰＳｖ）か否かを判断する（ステップＳ１０７）。
【００５６】
蓄電電力内訳算定部１７は、負荷電力が商用系統２から受電する有効電力以上と判断した場合は、商用系統２からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算をする（ステップＳ１０７のＹｅｓ、ステップＳ１０６）。
【００５７】
蓄電電力内訳算定部１７は、負荷電力が商用系統２から受電する有効電力より少ないと判断した場合は、商用系統２からの充電が有る場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算をする（ステップＳ１０７のＮｏ、ステップＳ１０８）。
【００５８】
次に、放電電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ１０４）について説明する。
【００５９】
放電直前までに電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂに充電された蓄電電力量ＷＢは、自然エネルギー発電由来の充電量ＷＮ、発電装置由来の充電量ＷＧ、商用受電由来の充電量ＷＳの合計である。
【００６０】
これらの充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳは、蓄電電力内訳算定部１７により演算されている。これらの充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳで、放電電力ＰＢｖが分担されている。全ての発電由来の充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳがある場合（ＷＮ＞０、ＷＧ＞０、ＷＳ＞０の全てが成り立つ場合）、各発電由来の放電電力は、次式を用いて求める。
【００６１】
ＰＢｖＮＤ＝Ｋｎ×ＰＢｖ                        式（４）
ＰＢｖＧＤ＝Ｋｇ×ＰＢｖ                        式（５）
ＰＢｖＳＤ＝Ｋｓ×ＰＢｖ                        式（６）
ここで、ＰＢｖＮＤは、自然エネルギー発電由来の充電量ＷＮからの放電電力を表している。ＰＢｖＧＤは、発電装置由来の充電量ＷＧからの放電電力を表している。ＰＢｖＳＤは、商用受電由来の充電量ＷＳからの放電電力を表している。Ｋｎは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ｋｇは、発電装置由来の分担係数を表している。Ｋｓは、商用受電由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ｋｎ，Ｋｇ，Ｋｓは、Ｋｎ＋Ｋｇ＋Ｋｓ＝１、Ｋｎ＞０、Ｋｇ＞０、Ｋｓ＞０が成り立つように決められている。
【００６２】
次に、いずれかの発電由来の充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳの１つがゼロの場合、そのゼロである発電由来の充電量が分担する分担係数をゼロとする。ゼロでない発電由来の充電量が分担する分担係数は、これらの分担係数の合計が１になるように、均一に補正される。
【００６３】
例えば、予め設定された分担係数Ｋｎ，Ｋｇ，Ｋｓが、それぞれ、Ｋｎ＝０．３、Ｋｇ＝０．５、Ｋｓ＝０．２であり、商用受電由来の充電量ＷＳがゼロになったとする。この場合は、蓄電電力内訳算定部１７は、商用受電由来の分担係数Ｋｓをゼロにする。残りの分担係数Ｋｎ，Ｋｇは、次式を用いて補正する。
【００６４】
Ｋｎ１＝Ｋｎ＋Ｋｓ×Ｋｎ／（Ｋｎ＋Ｋｇ）        式（７）
Ｋｇ１＝Ｋｇ＋Ｋｓ×Ｋｇ／（Ｋｎ＋Ｋｇ）        式（８）
ここで、Ｋｎ１は、補正後の自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ｋｇ１は、補正後の発電装置由来の分担係数を表している。
【００６５】
これにより、補正後の分担係数は、Ｋｎ１＝０．３７５、Ｋｇ１＝０．６２５となる。
【００６６】
分担係数Ｋｎ１は、式（４）の分担係数Ｋｎに代入して、自然エネルギー発電由来の放電電力ＰＢｖＮＤを演算する。分担係数Ｋｇ１は、式（５）の分担係数Ｋｇに代入して、発電装置由来の放電電力ＰＢｖＧＤを演算する。なお、分担係数Ｋｓはゼロであるため、式（６）により、商用受電由来の放電電力ＰＢｖＳＤもゼロとなる。
【００６７】
蓄電電力内訳算定部１７は、演算した各発電由来の放電電力ＰＢｖＮＤ，ＰＢｖＧＤ，ＰＢｖＳＤに基づいて、放電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力量ＷＢの発電由来別の内訳を演算する。具体的には、次式に示すように、放電前の各発電由来の充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳからそれぞれ各発電由来の放電電力ＰＢｖＮＤ，ＰＢｖＧＤ，ＰＢｖＳＤに放電時間ΔＴｄを積算した値を減算する。
【００６８】
ＷＮｎ＝ＷＮ−ＰＢｖＮＤ×ΔＴｄ                式（９）
ＷＧｎ＝ＷＧ−ＰＢｖＧＤ×ΔＴｄ                式（１０）
ＷＳｎ＝ＷＳ−ＰＢｖＳＤ×ΔＴｄ                式（１１）
ここで、ＷＮｎは、放電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。ＷＧｎは、放電後の発電装置由来の充電量を表している。ＷＳｎは、放電後の商用受電由来の充電量を表している。このとき、ＷＢｎを放電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電量とすると、次式が成り立つ。
【００６９】
ＷＢｎ＝ＷＮｎ＋ＷＧｎ＋ＷＳｎ                  式（１２）
次に、商用系統２からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ１０６）について説明する。
【００７０】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂで、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの有効電力ＰＬｖから商用系統２の受電有効電力ＰＳｖ（逆潮流している場合は、ＰＳｖ＜０）を引いた差分の有効電力（ＰＬｖ−ＰＳｖ）を分担している状態である。従って、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂの余剰電力で充電されていることになる。この場合、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求まる。
【００７１】
ＰＢｖＮＣ＝ＰＮｖ−Ｋｎ×（ＰＬｖ−ＰＳｖ）    式（１３）
ＰＢｖＧＣ＝ＰＧｖ−Ｋｇ×（ＰＬｖ−ＰＳｖ）    式（１４）
ここで、ＰＢｖＮＣは、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂからの充電電力を表している。ＰＢｖＧＣは、発電装置５Ａ，５Ｂからの充電電力を表している。Ｋｎは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ｋｇは、発電装置由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ｋｎ，Ｋｇは、Ｋｎ＋Ｋｇ＝１、Ｋｎ＞０、Ｋｇ＞０が成り立つように決められている。
【００７２】
蓄電電力内訳算定部１７は、演算した各発電由来の充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣに基づいて、充電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力量の発電由来別の内訳を演算する。具体的には、次式に示すように、蓄電電力内訳算定部１７は、充電前の各発電由来の充電量ＷＮ，ＷＧに、それぞれ各発電由来の充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣに充電時間ΔＴｃを積算した値を加算する。
【００７３】
ＷＮｎ＝ＷＮ＋ＰＢｖＮＣ×ΔＴｃ                式（１５）
ＷＧｎ＝ＷＧ＋ＰＢｖＧＣ×ΔＴｃ                式（１６）
ここで、ＷＮｎは、充電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。ＷＧｎは、充電後の発電装置由来の充電量を表している。このとき、ＷＢｎを充電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電量、及びＷＳを商用受電由来の充電量とすると、次式が成り立つ。
【００７４】
ＷＢｎ＝ＷＮｎ＋ＷＧｎ＋ＷＳ                    式（１７）
次に、商用系統２からの充電が有る場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ１０８）について説明する。
【００７５】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ、発電装置５Ａ，５Ｂ、及び商用系統２の余剰電力により、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが充電されている状態である。このとき、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂの全ての発電電力と、商用系統２の受電有効電力ＰＳｖから電力需要負荷７Ａ，７Ｂの有効電力ＰＬｖからを引いた差分の有効電力（ＰＳｖ−ＰＬｖ）を充電する。この場合、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求める。
【００７６】
ＰＢｖＮＣ＝ＰＮｖ                              式（１８）
ＰＢｖＧＣ＝ＰＧｖ                              式（１９）
ＰＢｖＳＣ＝ＰＳｖ−ＰＬｖ                      式（２０）
蓄電電力内訳算定部１７は、演算した各発電由来の充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣ，ＰＢｖＳＣに基づいて、充電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力量の発電由来別の内訳を演算する。具体的には、次式に示すように、蓄電電力内訳算定部１７は、充電前の各発電由来の充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳに、それぞれ各発電由来の充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣ，ＰＢｖＧＣに充電時間ΔＴｃを積算した値を加算する。
【００７７】
ＷＮｎ＝ＷＮ＋ＰＢｖＮＣ×ΔＴｃ                式（２１）
ＷＧｎ＝ＷＧ＋ＰＢｖＧＣ×ΔＴｃ                式（２２）
ＷＳｎ＝ＷＳ＋ＰＢｖＳＣ×ΔＴｃ                式（２３）
ここで、ＷＮｎは、充電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。ＷＧｎは、充電後の発電装置由来の充電量を表している。ＷＳｎは、充電後の商用受電由来の充電量を表している。
【００７８】
このとき、ＷＢｎを充電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電量とすると、次式が成り立つ。
【００７９】
ＷＢｎ＝ＷＮｎ＋ＷＧｎ＋ＷＳｎ                  式（２４）
図４は、本実施形態に係る逆潮流内訳算出部１６による処理手順を示すフローチャートである。
【００８０】
計測された各有効電力ＰＳｖ，ＰＮｖ，ＰＧｖ，ＰＢｖ，ＰＬｖは、理論的には次式の関係が成立する。
【００８１】
ＰＳｖ＝ＰＬｖ−（ＰＮｖ＋ＰＧｖ＋ＰＢｖ）      式（２５）
ここで、各有効電力の計測値には誤差が含まれる。このため、逆潮流内訳算出部１６は、式（２５）の右辺の値ＰＰｖを次式で計算する。
【００８２】
ＰＰｖ＝ＰＬｖ−（ＰＮｖ＋ＰＧｖ＋ＰＢｖ）      式（２６）
逆潮流内訳算出部１６は、次式に示すように、ＰＰｖとＰＳｖとの差分の絶対値が、予め設定した許容誤差範囲ε１以内であるか否かをチェックする（ステップＳ２０１）。
【００８３】
｜ＰＳｖ−ＰＰｖ｜≦ε１                        式（２７）
式（２７）が成立しない場合は、逆潮流内訳算出部１６は、計測値の何れかに異常があると判断する。逆潮流内訳算出部１６は、異常があると判断した場合、計測データ異常を通知するための結果情報を結果処理部１８に送信する（ステップＳ２０１のＹｅｓ、ステップＳ２０２）。
【００８４】
式（２７）が成立する場合は、逆潮流内訳算出部１６は、次の処理に進む（ステップＳ２０１のＮｏ、ステップＳ２０３）。
【００８５】
逆潮流内訳算出部１６は、商用系統２へ逆潮流している（ＰＳｖ＜０）か否かを判断する（ステップＳ２０３）。
【００８６】
逆潮流内訳算出部１６は、商用系統２へ逆潮流していない（ＰＳｖ≦０）と判断した場合は、逆潮流していないことを結果処理部１８に通知する（ステップＳ２０３のＮｏ、ステップＳ２０４）。
【００８７】
逆潮流内訳算出部１６は、商用系統２へ逆潮流していると判断した場合は、次の処理に進む（ステップＳ２０３のＹｅｓ、ステップＳ２０５）。
【００８８】
逆潮流内訳算出部１６は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中（ＰＢｖ＞０）か否かを判断する（ステップＳ２０５）。
【００８９】
逆潮流内訳算出部１６は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中であると判断した場合は、放電電力が有る場合における逆潮流の発電由来別の内訳を演算する（ステップＳ２０５のＹｅｓ、ステップＳ２０６）。
【００９０】
逆潮流内訳算出部１６は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中でない（充電中である）と判断した場合は、放電電力が無い場合における逆潮流の発電由来別の内訳を演算する（ステップＳ２０５のＮｏ、ステップＳ２０７）。
【００９１】
次に、放電電力が有る場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ２０６）について説明する。
【００９２】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り（ＰＳｖ＜０）、かつ電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中（ＰＢｖ＞０）の状態である。
【００９３】
逆潮流が有ることから、式（２５）より、次式が成り立つ。
【００９４】
ＰＬｖ＜ＰＮｖ＋ＰＧｖ＋ＰＢｖ                  式（２８）
また、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中（ＰＢｖ＞０）であることから、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ、発電装置５Ａ，５Ｂ、及び電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂで、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの有効電力ＰＬｖが分担されていることになる。また、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの電力供給の余剰電力が商用系統２へ逆潮流していることになる。
【００９５】
逆潮流内訳算出部１６は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの各発電由来の放電電力ＰＢｖＮＤ，ＰＢｖＧＤ，ＰＢｖＳＤを、蓄電電力内訳算定部１７から受信する。逆潮流内訳算出部１６は、次式を用いて、本電力系統内に供給される有効電力の発電由来別の内訳を求める。
【００９６】
ＰＮｔ＝ＰＮｖ＋ＰＢｖＮＤ                      式（２９）
ＰＧｔ＝ＰＧｖ＋ＰＢｖＧＤ                      式（３０）
ＰＳｔ＝ＰＢｖＳＤ                              式（３１）
ここで、ＰＮｔは、自然エネルギー発電由来の合計有効電力を表している。ＰＧｔは、発電装置由来の合計有効電力を表している。ＰＳｔは、商用受電由来の合計有効電力を表している。
【００９７】
逆潮流内訳算出部１６は、演算した各発電由来の合計有効電力ＰＮｔ，ＰＧｔ，ＰＳｔに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの電力供給が、発電由来毎に予め決められた割合で分担され、その余剰電力が逆潮流電力であるとする。この条件の下で、逆潮流内訳算出部１６は、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式のようになる。
【００９８】
ＰＳｖＮ＝ＰＮｔ−Ｋｓｎ×ＰＬｖ                式（３２）
ＰＳｖＧ＝ＰＧｔ−Ｋｓｇ×ＰＬｖ                式（３３）
ＰＳｖＳ＝ＰＳｔ−Ｋｓｓ×ＰＬｖ                式（３４）
ここで、ＰＳｖＮは、自然エネルギー発電由来の逆潮流電力を表している。ＰＳｖＧは、発電装置由来の逆潮流電力を表している。ＰＳｖＳは、蓄電された商用受電由来の逆潮流電力を表している。Ｋｓｎは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ｋｓｇは、発電装置由来の分担係数を表している。Ｋｓｓは、商用受電由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ｋｓｎ，Ｋｓｇ，Ｋｓｓは、Ｋｓｎ＋Ｋｓｇ＋Ｋｓｓ＝１、Ｋｓｎ＞０、Ｋｓｇ＞０、Ｋｓｓ＞０が成り立つように決められている。
【００９９】
いずれかの発電由来の逆潮流電力がゼロの場合、蓄電電力内訳算定部１７で各発電由来の放電電力を求めるときの分担係数Ｋｎ，Ｋｇ，Ｋｓの補正と同様に、分担係数Ｋｓｎ，Ｋｓｇ，Ｋｓｓを補正する。
【０１００】
次に、放電電力が無い場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ２０７）について説明する。
【０１０１】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り（ＰＳｖ＜０）、かつ充電中（ＰＢｖ＜０）の状態である。
【０１０２】
電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが充電中であり、かつ商用系統２へ逆潮流していることから、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂで、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの有効電力ＰＬｖの分担及び電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電がされていることになる。従って、商用系統２への逆潮流電力は、電力需要負荷７Ａ，７Ｂ及び電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂに供給される電力の余剰電力となる。
【０１０３】
逆潮流内訳算出部１６は、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの各発電由来による充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣを、蓄電電力内訳算定部１７から受信する。逆潮流内訳算出部１６は、各発電由来による供給電力ＰＮｖ，ＰＧｖから各発電由来による充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣを減算して、本電力系統内に供給される有効電力の発電由来別の内訳を求める。この演算を式で表すと、次式のようになる。
【０１０４】
ＰＮｔ＝ＰＮｖ−ＰＢｖＮＣ                      式（３５）
ＰＧｔ＝ＰＧｖ−ＰＢｖＧＣ                      式（３６）
ここで、ＰＮｔは、自然エネルギー発電由来の合計有効電力を表している。ＰＧｔは、発電装置由来の合計有効電力を表している。
【０１０５】
逆潮流内訳算出部１６は、演算した各発電由来の合計有効電力ＰＮｔ，ＰＧｔに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの電力供給が、発電由来毎に予め決められた割合で分担され、その余剰電力が逆潮流電力であるとする。この条件の下で、逆潮流内訳算出部１６は、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式のようになる。
【０１０６】
ＰＳｖＮ＝ＰＮｔ−Ｋｓｎ×ＰＬｖ                式（３７）
ＰＳｖＧ＝ＰＧｔ−Ｋｓｇ×ＰＬｖ                式（３８）
ここで、Ｋｓｎは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ｋｓｇは、発電装置由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ｋｓｎ，Ｋｓｇは、Ｋｓｎ＋Ｋｓｇ＝１、Ｋｓｎ＞０、Ｋｓｇ＞０が成り立つように決められている。
【０１０７】
本実施形態によれば、電力系統における発電由来毎の有効電力を計測することで、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力量の発電由来別の内訳及び商用系統２への逆潮流電力の発電由来別の内訳を算定することができる。
【０１０８】
従って、複数の種類の発電装置４Ａ，４Ｂ，５Ａ，５Ｂ、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂ、及び電力需要負荷７Ａ，７Ｂにより構成される電力系統システムにおいて、電力系統連系監視装置１を適用することで、商用系統２への逆潮流電力の発電由来を識別することができる。
【０１０９】
（第２の実施形態）
図５は、本発明の第２の実施形態に係る電力系統連系監視装置１Ａの適用される電力系統の構成を示す構成図である。
【０１１０】
電力系統連系監視装置１Ａは、図１に示す第１の実施形態に係る電力系統連系監視装置１において、逆潮流内訳算出部１６及び蓄電電力内訳算出部１７をそれぞれ逆潮流内訳算出部１６Ａ及び蓄電電力内訳算出部１７Ａに代えた構成である。その他の点については、電力系統連系監視装置１Ａは、第１の実施形態と同様である。
【０１１１】
図６は、本実施形態に係る蓄電電力内訳算出部１７Ａによる処理手順を示すフローチャートである。
【０１１２】
蓄電電力内訳算出部１７Ａによる処理手順は、図３に示す第１の実施形態に係る蓄電電力内訳算出部１７Ａによる処理手順において、ステップＳ１０４及びステップＳ１０６の処理内容を、それぞれステップＳ１０４Ａ及びステップＳ１０６Ａの処理内容に代えた手順である。その他の点については、蓄電電力内訳算出部１７Ａによる処理手順は、第１の実施形態と同様である。
【０１１３】
次に、放電電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ１０４Ａ）について説明する。
【０１１４】
放電直前までに電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂに充電された蓄電電力量ＷＢは、自然エネルギー発電由来の充電量ＷＮ、発電装置由来の充電量ＷＧ、商用受電由来の充電量ＷＳの合計である。これらの充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳは、蓄電電力内訳算定部１７Ａにより演算されている。
【０１１５】
これらの充電量ＷＮ，ＷＧ，ＷＳで放電電力ＰＢｖが分担されている。各発電由来の放電電力は、予め設定された発電由来の優先順に切り替え、各発電由来の充電量がそれぞれ順次にゼロになるまで放電するものとして求める。ここでは、優先順を自然エネルギー発電由来、発電装置由来、商用受電由来の順番とする。本方法による演算は、次の３つの式を順次に各発電由来の充電量がゼロになるまで演算する。
【０１１６】
ＷＮｎ＝ＷＮ−ＰＢｖ×ΔＴｄ１                  式（３９）
ＷＧｎ＝ＷＧ−ＰＢｖ×ΔＴｄ２                  式（４０）
ＷＳｎ＝ＷＳ−ＰＢｖ×ΔＴｄ３                  式（４１）
ここで、ＷＮｎは、放電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。ＷＧｎは、放電後の発電装置由来の充電量を表している。ＷＳｎは、放電後の商用受電由来の充電量を表している。
【０１１７】
このとき、ＷＢｎを放電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電量とすると、次式が成り立つ。
【０１１８】
ＷＢｎ＝ＷＮｎ＋ＷＧｎ＋ＷＳｎ                  式（４２）
また、ΔＴｄ１は、自然エネルギー発電由来の蓄電電力を放電している時間（充電量がゼロになるまでの時間）を表している。ΔＴｄ２は、発電装置由来の蓄電電力を放電している時間を表している。ΔＴｄ３は、商用受電由来の蓄電電力を放電している時間を表している。
【０１１９】
このとき、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの放電時間をΔＴｄとすると、次式が成り立つ。
【０１２０】
ΔＴｄ＝ΔＴｄ１＋ΔＴｄ２＋ΔＴｄ３            式（４３）
即ち、蓄電電力内訳算出部１７Ａによる演算手順は、次のようになる。
【０１２１】
蓄電電力内訳算定部１７Ａは、自然エネルギー発電由来の充電量ＷＮがゼロになるまで（放電開始から放電時間ΔＴｄ１が経過するまで）、式（３９）による演算を行う。自然エネルギー発電由来の充電量ＷＮがゼロになる前に放電時間ΔＴｄが経過した場合（ΔＴｄ１＝ΔＴｄ）、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、演算を終了する。自然エネルギー発電由来の充電量ＷＮがゼロになっても、放電時間ΔＴｄが経過していない場合（ΔＴｄ１＜ΔＴｄ）、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、次の演算を行う。
【０１２２】
自然エネルギー発電由来の放電時間ΔＴｄ１経過後、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、発電装置由来の充電量ＷＧがゼロになるまで（放電時間ΔＴｄ１経過後、放電時間ΔＴｄ２が経過するまで）、式（４０）による演算を行う。発電装置由来の充電量ＷＧがゼロになる前に放電時間ΔＴｄが経過した場合（ΔＴｄ１＋ΔＴｄ２＝ΔＴｄ）、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、演算を終了する。発電装置由来の充電量ＷＧがゼロになっても、放電時間ΔＴｄが経過していない場合（ΔＴｄ１＋ΔＴｄ２＜ΔＴｄ）、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、次の演算を行う。
【０１２３】
発電装置由来の放電時間ΔＴｄ２経過後、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、放電時間ΔＴｄ３が経過するまで、式（４１）による演算を行う。
【０１２４】
放電時間ΔＴｄの経過後、蓄電電力内訳算定部１７Ａは、算出された各発電由来の充電量ＷＮｎ，ＷＧｎ，ＷＳｎを、放電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力量ＷＢｎの発電由来別の内訳として記録する。
【０１２５】
次に、商用系統２からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ１０６Ａ）について説明する。
【０１２６】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂで、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの有効電力ＰＬｖから商用系統２の受電有効電力ＰＳｖ（逆潮流している場合は、ＰＳｖ＜０）を引いた差分の有効電力（ＰＬｖ−ＰＳｖ）を分担している状態である。従って、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂの余剰電力で充電されていることになる。
【０１２７】
蓄電電力内訳算定部１７Ａは、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂによる有効電力ＰＮｖを優先的に電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂに充電するものとして演算する。この場合、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求まる。
【０１２８】
ＰＧｖ≧（ＰＬｖ−ＰＳｖ）の場合、
ＰＢｖＮＣ＝ＰＮｖ                                式（４４）
ＰＢｖＧＣ＝ＰＧｖ−（ＰＬｖ−ＰＳｖ）            式（４５）
ＰＧｖ＜（ＰＬｖ−ＰＳｖ）の場合、
ＰＢｖＮＣ＝ＰＮｖ＋ＰＧｖ−（ＰＬｖ−ＰＳｖ）    式（４６）
ＰＢｖＧＣ＝０                                    式（４７）
ここで、ＰＢｖＮＣは、電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂからの充電電力を表している。ＰＢｖＧＣは、発電装置５Ａ，５Ｂからの充電電力を表している。
【０１２９】
蓄電電力内訳算定部１７Ａは、第１の実施形態と同様に、式（１５）及び式（１６）を用いて、演算した各発電由来の充電電力ＰＢｖＮＣ，ＰＢｖＧＣに基づいて、充電後の電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの蓄電電力量ＷＢｎの発電由来別の内訳を演算する。
【０１３０】
図７は、本実施形態に係る逆潮流内訳算出部１６Ａによる処理手順を示すフローチャートである。
【０１３１】
逆潮流内訳算出部１６Ａによる処理手順は、図４に示す第１の実施形態に係る本実施形態に係る逆潮流内訳算出部１６Ａによる処理手順において、ステップＳ２０６及びステップＳ２０７の処理内容を、それぞれステップＳ２０６Ａ及びステップＳ２０７Ａの処理内容に代えた手順である。その他の点については、本実施形態に係る逆潮流内訳算出部１６Ａによる処理手順は、第１の実施形態と同様である。
【０１３２】
次に、放電電力が有る場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ２０６Ａ）について説明する。
【０１３３】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り（ＰＳｖ＜０）、かつ電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中（ＰＢｖ＞０）の状態である。
【０１３４】
電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが放電中（ＰＢｖ＞０）であることから、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ、発電装置５Ａ，５Ｂ、及び電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂで、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの有効電力ＰＬｖが分担されていることになる。また、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの電力供給の余剰電力が商用系統２へ逆潮流していることになる。
【０１３５】
逆潮流内訳算出部１６は、第１の実施形態と同様に、式（２９）、式（３０）、及び式（３１）を用いて演算した各発電由来の合計有効電力ＰＮｔ，ＰＧｔ，ＰＳｔに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、逆潮流内訳算出部１６は、予め設定された発電由来からの有効電力を優先的に逆潮流電力として供給されているものとして、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。ここでは、自然エネルギー発電由来の有効電力ＰＮｔを優先的に逆潮流電力としている。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求める。
【０１３６】
ＰＧｔ＋ＰＳｔ≧ＰＬｖの場合
ＰＳｖＮ＝ＰＮｔ                                  式（４８）
ＰＳｖＧ＝ＰＧｔ−Ｋｓｇ×ＰＬｖ                  式（４９）
ＰＳｖＳ＝ＰＳｔ−Ｋｓｓ×ＰＬｖ                  式（５０）
ＰＧｔ＋ＰＳｔ＜ＰＬｖの場合
ＰＳｖＮ＝ＰＮｔ＋ＰＧｔ＋ＰＳｔ−ＰＬｖ          式（５１）
ＰＳｖＧ＝０                                      式（５２）
ＰＳｖＳ＝０                                      式（５３）
ここで、ＰＳｖＮは、自然エネルギー発電由来の逆潮流電力を表している。ＰＳｖＧは、発電装置由来の逆潮流電力を表している。ＰＳｖＳは、蓄電された商用受電由来の逆潮流電力を表している。Ｋｓｇは、発電装置由来の分担係数を表している。Ｋｓｓは、商用受電由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ｋｓｇ，Ｋｓｓは、Ｋｓｇ＋Ｋｓｓ＝１、Ｋｓｇ＞０、Ｋｓｓ＞０が成り立つように決められている。
【０１３７】
次に、放電電力が無い場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法（ステップＳ２０７Ａ）について説明する。
【０１３８】
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り（ＰＳｖ＜０）、かつ充電中（ＰＢｖ＜０）の状態である。
【０１３９】
電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂが充電中であり、かつ商用系統２へ逆潮流していることから、自然エネルギー利用発電装置４Ａ，４Ｂ及び発電装置５Ａ，５Ｂで、電力需要負荷７Ａ，７Ｂへの有効電力ＰＬｖの分担及び電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂの充電がされていることになる。従って、商用系統２への逆潮流電力は、電力需要負荷７Ａ，７Ｂ及び電力貯蔵装置６Ａ，６Ｂに供給される電力の余剰電力となる。
【０１４０】
逆潮流内訳算出部１６は、第１の実施形態と同様に、式（３５）及び式（３６）を用いて演算した各発電由来の合計有効電力ＰＮｔ，ＰＧｔに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、逆潮流内訳算出部１６は、予め設定された発電由来からの有効電力を優先的に逆潮流電力として供給されているものとして、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。ここでは、自然エネルギー発電由来の有効電力ＰＮｔを優先的に逆潮流電力としている。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求める。
【０１４１】
ＰＧｔ≧ＰＬｖの場合
ＰＳｖＮ＝ＰＮｔ                                式（５４）
ＰＳｖＧ＝ＰＧｔ−ＰＬｖ                        式（５５）
ＰＧｔ＜ＰＬｖの場合
ＰＳｖＮ＝ＰＮｔ＋ＰＧｔ−ＰＬｖ                式（５６）
ＰＳｖＧ＝０                                    式（５７）
ここで、ＰＳｖＮは、自然エネルギー発電由来の逆潮流電力を表している。ＰＳｖＧは、発電装置由来の逆潮流電力を表している。
【０１４２】
本実施形態によれば、第１の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。
【０１４３】
また、予め設定された発電由来の有効電力を優先的に逆潮流電力とした逆潮流電力の発電由来別の内訳を算定することができる。従って、設定する発電由来を任意に設定することで、電力を売る側（例えば、一般需要者）又は電力を買う側（例えば、電力会社）の要望に適した電力の売買取引をすることができる。
【０１４４】
なお、電力系統連系監視装置１を構成するコンピュータ１０は、どのような機種及び構成でも構わない。コンピュータ１０は、パーソナルコンピュータでもマイクロコンピュータでもよい。入力部９１及び出力部９２は、それぞれの機能を合わせ持つ機器でもよい。コンピュータを構成する部分は、ソフトウェア及びハードウェアをどのように組み合わせてもよい。
【０１４５】
各実施形態において、電力を貯蔵する装置として、二次電池を用いて説明したが、これに限らない。電気をエネルギーとして蓄え、蓄えたエネルギーを電気として供給できるものであれば、どのように電力を貯蔵するものでも良い。従って、電気を、運動エネルギー、位置エネルギー、又は熱エネルギー等に変換して貯蔵する装置でもよい。
【０１４６】
なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。
【符号の説明】
【０１４７】
１…電力系統連系監視装置、２…商用系統、３…母線、４Ａ，４Ｂ…自然エネルギー利用発電装置、５Ａ，５Ｂ…発電装置、６Ａ，６Ｂ…電力貯蔵装置、７Ａ，７Ｂ…電力需要負荷、８Ｓ，８ＮＡ，８ＮＢ，８ＧＡ，８ＧＢ，８ＢＡ，８ＢＢ，８ＬＡ，８ＬＢ…電力検出器、１１…商用系統電力計測値算出部、１２…自然エネルギー電力計測値算出部、１３…発電装置電力計測値算出部、１４…充放電電力計測値算出部、１５…負荷電力計測値算出部、１６…逆潮流内訳算出部、１７…蓄電電力内訳算定部、１８…結果処理部、１９…結果出力表示部、２０…データ記録部、２１…伝送部。
【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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