JP2016187303A - 管理システム、管理方法、制御装置及びパワーコンディショナー - Google Patents

管理システム、管理方法、制御装置及びパワーコンディショナー Download PDF

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Abstract

【課題】 機器を適切に制御することを可能とする管理システム、管理方法、制御装置及び太陽電池装置を提供する。【解決手段】 ＥＭＳ２００とＰＶ装置１３０との間において、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージ及びＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。【選択図】 図５

Description

本発明は、太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーを備える太陽電池装置と、太陽電池装置と通信を行う制御装置とを有する管理システム、管理方法、制御装置及びパワーコンディショナーに関する。
近年、複数の機器と、複数の機器を制御する制御装置とを有する電力管理システムが提案されている（例えば、特許文献１）。複数の機器は、例えば、エアーコンディショナー、照明装置などの家電機器、及び、太陽電池、蓄電池、燃料発電装置などの分散電源である。制御装置は、例えば、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、ＳＥＭＳ（Ｓｔｏｒｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、ＢＥＭＳ（Ｂｕｉｌｄｉｎｇ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、ＦＥＭＳ（Ｆａｃｔｏｒｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、ＣＥＭＳ（Ｃｌｕｓｔｅｒ／Ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）などと称される。
上述した管理システムの普及には、複数の機器と制御装置との間のメッセージフォーマットを共通化することが効果的であり、このようなメッセージフォーマットの共通化が試みられている。
特開２０１０−１２８８１０号公報
上述したメッセージフォーマットの共通化は端緒についたばかりであり、機器を適切に制御するためのメッセージフォーマットについては、様々な検討が必要である。
そこで、本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、機器を適切に制御することを可能とする管理システム、管理方法、制御装置及びパワーコンディショナーを提供することを目的とする。
第１の特徴に係る管理システムは、太陽光パネル及び前記太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーを備える太陽電池装置と、前記太陽電池装置と通信を行う制御装置とを有する。前記制御装置と前記太陽電池装置との間において、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。
第１の特徴において、前記制御装置は、前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージを前記太陽電池装置に送信することによって、前記太陽電池装置のステータスを前記太陽電池装置に指示する。
第１の特徴において、前記制御装置は、前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージを前記太陽電池装置から受信することによって、前記太陽電池装置のステータスを取得する。
第１の特徴において、前記制御装置は、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージを前記太陽電池装置から受信することによって、前記太陽電池装置のスペックを取得する。
第１の特徴において、前記制御装置は、前記メッセージの通信に先立って、前記メッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを前記太陽電池装置から受信する。
第１の特徴において、前記太陽電池装置のスペックは、前記パワーコンディショナーが系統に連系された系統連系状態における定格電力、前記パワーコンディショナーが自立端子に接続された自立運転状態における定格電力、及び、前記太陽光パネルの最大出力電力のうち、少なくともいずれかを含む。
第１の特徴において、前記太陽電池装置のステータスは、前記パワーコンディショナーが系統に連系されているか否か及び前記パワーコンディショナーが自立端子に接続されているか否かのうち、少なくともいずれかを含む。
第２の特徴に係る管理方法は、太陽光パネル及び前記太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーを備える太陽電池装置と、前記太陽電池装置と通信を行う制御装置とを有する管理システムで用いる。前記制御装置と前記太陽電池装置との間において、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。管理方法は、前記制御装置から前記太陽電池装置に対して、前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージを送信するステップ、或いは、前記太陽電池装置から前記制御装置に対して、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかを送信するステップを備える。
第３の特徴に係る制御装置は、太陽光パネル及び前記太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーを備える太陽電池装置と通信を行う。前記制御装置と前記太陽電池装置との間において、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。記制御装置は、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかを前記太陽電池装置から受信し、或いは、前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージを前記太陽電池装置に送信する通信部を備える。
第４の特徴に係る太陽電池装置は、太陽光パネル及び前記太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーを備える。前記太陽電池装置と通信を行う制御装置と前記太陽電池装置との間において、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。前記太陽電池装置は、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかを前記制御装置に送信し、或いは、前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージを前記制御装置から受信する通信部を備える。
本発明によれば、機器を適切に制御することを可能とする管理システム、管理方法、制御装置及びパワーコンディショナーを提供することができる。
図１は、第１実施形態に係るエネルギー管理システム１００を示す図である。 図２は、第１実施形態に係る需要家１０を示す図である。 図３は、第１実施形態に係るＰＶ装置１３０を示す図である。 図４は、第１実施形態に係るネットワーク構成を示す図である。 図５は、第１実施形態に係るＥＭＳ２００を示す図である。 図６は、第１実施形態に係るメッセージフォーマットを示す図である。 図７は、第１実施形態に係るメッセージフォーマットを示す図である。 図８は、第１実施形態に係る管理方法を示すシーケンス図である。
以下において、本発明の実施形態に係る管理システムについて、図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。
ただし、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係や比率が異なる部分が含まれていることは勿論である。
［実施形態の概要］
実施形態に係る管理システムは、太陽光パネル及び前記太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーを備える太陽電池装置と、前記太陽電池装置と通信を行う制御装置とを有する。前記制御装置と前記太陽電池装置との間において、前記太陽電池装置のスペックを示すメッセージ及び前記太陽電池装置のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。
実施形態では、制御装置と太陽電池装置との間において、太陽電池装置のスペックを示すメッセージ又は太陽電池装置のステータスを示すメッセージが定義される。従って、これらのメッセージを用いて、太陽電池装置を適切に制御することができる。また、これらのメッセージを用いて、他の機器（負荷、燃料電池装置、蓄電池装置）を適切に制御することもできる。
［第１実施形態］
（エネルギー管理システム）
以下において、第１実施形態に係るエネルギー管理システムについて説明する。図１は、第１実施形態に係るエネルギー管理システム１００を示す図である。
図１に示すように、エネルギー管理システム１００は、需要家１０と、ＣＥＭＳ２０と、変電所３０と、スマートサーバ４０と、発電所５０とを有する。なお、需要家１０、ＣＥＭＳ２０、変電所３０及びスマートサーバ４０は、ネットワーク６０によって接続されている。
需要家１０は、例えば、発電装置及び蓄電装置を有する。発電装置は、例えば、燃料電池のように、燃料ガスを利用して電力を出力する装置である。蓄電装置は、例えば、二次電池などのように、電力を蓄積する装置である。
需要家１０は、一戸建ての住宅であってもよく、マンションなどの集合住宅であってもよい。或いは、需要家１０は、コンビニエンスストア又はスーパーマーケットなどの店舗であってもよく、ビルなどの商用施設であってもよく、工場であってもよい。
第１実施形態では、複数の需要家１０によって、需要家群１０Ａ及び需要家群１０Ｂが構成されている。需要家群１０Ａ及び需要家群１０Ｂは、例えば、地理的な地域によって分類される。
ＣＥＭＳ２０は、複数の需要家１０と電力系統との間の連系を制御する。なお、ＣＥＭＳ２０は、複数の需要家１０を管理するため、ＣＥＭＳ（Ｃｌｕｓｔｅｒ／Ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）と称されることもある。具体的には、ＣＥＭＳ２０は、停電時などにおいて、複数の需要家１０と電力系統との間を解列する。一方で、ＣＥＭＳ２０は、復電時などにおいて、複数の需要家１０と電力系統との間を連系する。
第１実施形態では、ＣＥＭＳ２０Ａ及びＣＥＭＳ２０Ｂが設けられている。ＣＥＭＳ２０Ａは、例えば、需要家群１０Ａに含まれる需要家１０と電力系統との間の連系を制御する。ＣＥＭＳ２０Ｂは、例えば、需要家群１０Ｂに含まれる需要家１０と電力系統との間の連系を制御する。
変電所３０は、複数の需要家１０に対して、配電線３１を介して電力を供給する。具体的には、変電所３０は、発電所５０から供給を受ける電圧を降圧する。
第１実施形態では、変電所３０Ａ及び変電所３０Ｂが設けられている。変電所３０Ａは、例えば、需要家群１０Ａに含まれる需要家１０に対して、配電線３１Ａを介して電力を供給する。変電所３０Ｂは、例えば、需要家群１０Ｂに含まれる需要家１０に対して、配電線３１Ｂを介して電力を供給する。
スマートサーバ４０は、複数のＣＥＭＳ２０（ここでは、ＣＥＭＳ２０Ａ及びＣＥＭＳ２０Ｂ）を管理する。また、スマートサーバ４０は、複数の変電所３０（ここでは、変電所３０Ａ及び変電所３０Ｂ）を管理する。言い換えると、スマートサーバ４０は、需要家群１０Ａ及び需要家群１０Ｂに含まれる需要家１０を統括的に管理する。スマートサーバ４０は、例えば、需要家群１０Ａに供給すべき電力と需要家群１０Ｂに供給すべき電力とのバランスを取る機能を有する。
発電所５０は、火力、風力、水力、原子力などによって発電を行う。発電所５０は、複数の変電所３０（ここでは、変電所３０Ａ及び変電所３０Ｂ）に対して、送電線５１を介して電力を供給する。
ネットワーク６０は、信号線を介して各装置に接続される。ネットワーク６０は、例えば、インターネット、広域回線網、狭域回線網、携帯電話網などである。
（需要家）
以下において、第１実施形態に係る需要家について説明する。図２は、第１実施形態に係る需要家１０の詳細を示す図である。
図２に示すように、需要家１０は、分電盤１１０と、負荷１２０と、ＰＶ装置１３０と、蓄電池装置１４０と、燃料電池装置１５０と、貯湯装置１６０と、ＥＭＳ２００とを有する。
第１実施形態において、需要家１０は、電流計１８０、電流計１８１及び電流計１８２を有する。
電流計１８０は、燃料電池装置１５０の負荷追従制御に用いられる。電流計１８０は、各機器（例えば、蓄電池装置１４０及び燃料電池装置１５０）と系統とを接続する電力線上において、蓄電池装置１４０と電力線との接続点よりも下流（系統から離れた側）、かつ、燃料電池装置１５０と電力線との接続点よりも上流（系統に近い側）に設けられる。電流計１８０が負荷１２０と電力線との接続点よりも上流（系統に近い側）に設けられることは勿論である。
電流計１８１は、蓄電池装置１４０から系統への電力の流れ（逆潮流）の有無の確認に用いられる。電流計１８１は、各機器（例えば、蓄電池装置１４０）と系統とを接続する電力線上において、蓄電池装置１４０と電力線との接続点よりも上流（系統に近い側）に設けられる。
電流計１８２は、ＰＶ装置１３０によって発電された電力の計測に用いられる。電流計１８２は、各機器（例えば、ＰＶ装置１３０）と系統とを接続する電力線とＰＶ装置１３０との接続点よりもＰＶ装置１３０側に設けられる。
第１実施形態において、各機器は、系統に近い順から見て、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び負荷１２０の順で電力線に接続されていることに留意すべきである。
分電盤１１０は、配電線３１（系統）に接続されている。分電盤１１０は、電力線を介して、負荷１２０、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０及び燃料電池装置１５０に接続されている。
負荷１２０は、電力線を介して供給を受ける電力を消費する装置である。例えば、負荷１２０は、冷蔵庫、冷凍庫、照明、エアコンなどの装置を含む。
ＰＶ装置１３０は、ＰＶ１３１と、ＰＣＳ１３２とを有する。ＰＶ１３１は、発電装置の一例であり、太陽光の受光に応じて発電を行う太陽光発電装置である。ＰＶ１３１は、発電されたＤＣ電力を出力する。ＰＶ１３１の発電量は、ＰＶ１３１に照射される日射量に応じて変化する。ＰＣＳ１３２は、ＰＶ１３１から出力されたＤＣ電力をＡＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ＰＣＳ１３２は、電力線を介してＡＣ電力を分電盤１１０に出力する。
第１実施形態において、ＰＶ装置１３０は、ＰＶ１３１に照射される日射量を測定する日射計を有していてもよい。
ＰＶ装置１３０は、ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）法によって制御される。詳細には、ＰＶ装置１３０は、ＰＶ１３１の動作点（動作点電圧値及び電力値によって定まる点、又は、動作点電圧値と電流値とによって定まる点）を最適化する。
蓄電池装置１４０は、蓄電池１４１と、ＰＣＳ１４２とを有する。蓄電池１４１は、電力を蓄積する装置である。ＰＣＳ１４２は、配電線３１（系統）から供給を受けるＡＣ電力をＤＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。また、ＰＣＳ１４２は、蓄電池１４１から出力されたＤＣ電力をＡＣ電力に変換する。
燃料電池装置１５０は、燃料電池１５１と、ＰＣＳ１５２とを有する。燃料電池１５１は、発電装置の一例であり、燃料（ガス）を用いて電力を発電する装置である。ＰＣＳ１５２は、燃料電池１５１から出力されたＤＣ電力をＡＣ電力に変換する装置（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）である。
燃料電池装置１５０は、負荷追従制御によって動作する。詳細には、燃料電池装置１５０は、燃料電池１５１から出力する電力が負荷追従制御の目標電力となるように燃料電池１５１を制御する。言い換えると、燃料電池装置１５０は、電流計１８０によって検出される電流値が目標受電力となるように、燃料電池１５１から出力する電力を制御する。
貯湯装置１６０は、燃料（ガス）を用いて湯を生成或いは水温を維持する装置である。具体的には、貯湯装置１６０は、貯湯槽を有しており、燃料（ガス）の燃焼によって生じる熱又は燃料電池１５１の運転（発電）によって生じる排熱によって、貯湯槽から供給される水を温める。詳細には、貯湯装置１６０は、貯湯槽から供給される水を温めて、温められた湯を貯湯槽に還流する。
実施形態において、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０は、給湯ユニット１７０（給湯システム）を構成することに留意すべきである。
ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０を制御する装置（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。具体的には、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０に信号線を介して接続されており、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０を制御する。また、ＥＭＳ２００は、負荷１２０の動作モードを制御することによって、負荷１２０の消費電力を制御する。
また、ＥＭＳ２００は、ネットワーク６０を介して各種サーバと接続される。各種サーバは、例えば、系統から供給を受ける電力の購入単価、系統から供給を受ける電力の売却単価、燃料ガスの購入単価などの情報（以下、エネルギー料金情報）を格納する。
或いは、各種サーバは、例えば、負荷１２０の消費電力を予測するための情報（以下、消費エネルギー予測情報）を格納する。消費エネルギー予測情報は、例えば、過去の負荷１２０の消費電力の実績値に基づいて生成されてもよい。或いは、消費エネルギー予測情報は、負荷１２０の消費電力のモデルであってもよい。
或いは、各種サーバは、例えば、ＰＶ１３１の発電量を予測するための情報（以下、ＰＶ発電量予測情報）を格納する。ＰＶ発電予測情報は、ＰＶ１３１に照射される日射量の予測値であってもよい。或いは、ＰＶ発電予測情報は、天気予報、季節、日照時間などであってもよい。
（太陽電池装置）
以下において、第１実施形態に係る太陽電池装置について説明する。図３は、第１実施形態に係るＰＶ装置１３０を示す図である。
図３に示すように、ＰＶ装置１３０は、ＰＶ１３１と、ＰＣＳ１３２とを有する。ＰＣＳ１３２は、昇圧コンバータ１３２Ａと、直交変換インバータ１３２Ｂと、系統リレー１３２Ｃと、系統端子１３２Ｄと、自立リレー１３２Ｅと、自立端子１３２Ｆと、通信部１３２Ｇと、制御部１３２Ｈとを有する。
昇圧コンバータ１３２Ａは、ＰＶ１３１から出力される電力（ＤＣ電力）をＤＣ／ＤＣ変換によって昇圧する。
直交変換インバータ１３２Ｂは、昇圧コンバータ１３２Ａから出力される電力（ＤＣ電力）をＤＣ／ＡＣ変換によって交流電力に変換する。
系統リレー１３２Ｃは、直交変換インバータ１３２Ｂと系統端子１３２Ｄとの接続の有無を切り替えるリレースイッチである。
系統端子１３２Ｄは、系統（又は、系統に接続された機器）とＰＶ装置１３０とを接続するための端子である。
自立リレー１３２Ｅは、直交変換インバータ１３２Ｂと自立端子１３２Ｆとの接続の有無を切り替えるリレースイッチである。
自立端子１３２Ｆは、系統に接続されていない負荷とＰＶ装置１３０とを接続するための端子（コンセント）である。
通信部１３２Ｇは、ＥＭＳ２００などと通信を行う。第１実施形態において、通信部１３２Ｇは、各種メッセージをＥＭＳ２００に送信する送信部を構成する。通信部１３２Ｇは、各種メッセージをＥＭＳ２００から受信する受信部を構成する。
第１実施形態において、ＥＭＳ２００とＰＶ装置１３０との間において、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージ及びＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。
例えば、通信部１３２Ｇは、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージ及びＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれか一方をＥＭＳ２００に送信する。或いは、通信部１３２Ｇは、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージをＥＭＳ２００から受信する。
ＰＶ装置１３０のスペックは、例えば、ＰＣＳ１３２が系統に連系された系統連系状態（ＰＣＳ１３２が系統端子１３２Ｄに接続された状態）における定格電力、ＰＣＳ１３２が自立端子１３２Ｆに接続された自立運転状態における定格電力、及び、ＰＶ１３１（太陽光パネル）の最大出力電力のうち、少なくともいずれかを含む。
例えば、系統連系状態において、ＰＶ装置１３０が系統に接続されるため、電流制御によってＰＶ装置１３０の出力電力が制御される。系統連系状態における定格電力は、ＰＣＳ１３２のスペックに依存しており、例えば、４．５ｋＷである。
一方で、自立運転状態において、ＰＶ装置１３０が系統に接続されていないため、電圧制御によってＰＶ装置１３０の出力電力が制御される。自立運転状態における定格電力は、自立リレー１３２Ｅ及び自立端子１３２Ｆのスペックに依存しており、例えば、１．５ｋＷである。
ＰＶ１３１（太陽光パネル）の最大出力電力は、太陽光パネルのスペック及び枚数に依存しており、例えば、４．０ｋＷ（２００Ｗ×２０枚）である。ここで、ＰＶ１３１（太陽光パネル）の最大出力電力は、手動で入力されてもよく、過去の発電電力から推定されてもよい。
ＰＶ装置１３０のステータスは、ＰＣＳ１３２が系統に連系されているか否か及びＰＣＳ１３２が自立端子１３２Ｆに接続されているか否かのうち、少なくともいずれかを含む。言い換えると、ＰＶ装置１３０のステータスは、系統リレー１３２ＣのＯＮ／ＯＦＦ及び自立端子１３２ＦのＯＮ／ＯＦＦのうち、少なくともいずれかを含む。
ここで、ＰＶ装置１３０のステータスは、ＰＶ装置１３０から系統への電力供給（逆潮流）が許可されているか否かを含んでもよい。
第１実施形態において、通信部１３２Ｇは、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージの通信に先立って、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを送信する。或いは、通信部１３２Ｇは、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージの通信に先立って、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを送信する。
（ネットワーク構成）
以下において、第１実施形態に係るネットワーク構成について説明する。図４は、第１実施形態に係るネットワーク構成を示す図である。
図４に示すように、ネットワークは、負荷１２０、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０、貯湯装置１６０、ＥＭＳ２００及びユーザ端末３００によって構成される。ユーザ端末３００は、ユーザ端末３１０及びユーザ端末３２０を含む。
ユーザ端末３１０は、ＥＭＳ２００と接続されており、各機器（負荷１２０、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０、貯湯装置１６０）の消費エネルギーを可視化するための情報（以下、可視化情報）をウェブブラウザによって表示する。このようなケースにおいて、ＥＭＳ２００は、ＨＴＭＬ等の形式で可視化情報を生成して、生成された可視化情報をユーザ端末３１０に送信する。ユーザ端末３１０とＥＭＳ２００との間の接続形式は、有線であってもよく、無線であってもよい。
ユーザ端末３２０は、ＥＭＳ２００と接続されており、可視化情報をアプリケーションによって表示する。このようなケースにおいて、ＥＭＳ２００は、各機器の消費エネルギーを示す情報をユーザ端末３２０に送信する。ユーザ端末３２０のアプリケーションは、ＥＭＳ２００から受信する情報に基づいて可視化情報を生成して、生成された可視化情報を表示する。ユーザ端末３２０とＥＭＳ２００との間の接続形式は、有線であってもよく、無線であってもよい。
上述したように、第１実施形態では、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０が給湯ユニット１７０を構成する。従って、貯湯装置１６０は、ＥＭＳ２００と通信を行う機能を有していなくてもよい。このようなケースでは、燃料電池装置１５０は、貯湯装置１６０を代理して、貯湯装置１６０に関するメッセージの通信をＥＭＳ２００と行う。
第１実施形態において、ＥＭＳ２００と各機器（負荷１２０、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０、貯湯装置１６０）との間の通信は、所定のプロトコルに従って方式で行われる。所定のプロトコルとしては、例えば、“ＥＣＨＯＮＥＴ ＬＬｉｔｅ”又は“ＥＣＨＯＮＥＴ”と呼ばれるプロトコルが挙げられる。しかしながら、実施形態は、これに限定されるものではなく、所定のプロトコルは、“ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ”及び“ＥＣＨＯＮＥＴ”以外のプロトコルであってもよい。
（ＥＭＳの構成）
以下において、第１実施形態に係るＥＭＳについて説明する。図５は、第１実施形態に係るＥＭＳ２００を示すブロック図である。
図５に示すように、ＥＭＳ２００は、受信部２１０と、送信部２２０と、制御部２３０とを有する。
受信部２１０は、信号線を介して接続された装置から各種信号を受信する。例えば、受信部２１０は、ＰＶ１３１の発電量を示す情報をＰＶ装置１３０から受信してもよい。受信部２１０は、蓄電池１４１の蓄電量を示す情報を蓄電池装置１４０から受信してもよい。受信部２１０は、燃料電池１５１の発電量を示す情報を燃料電池装置１５０から受信してもよい。受信部２１０は、貯湯装置１６０の貯湯量を示す情報を貯湯装置１６０から受信してもよい。
第１実施形態において、受信部２１０は、エネルギー料金情報、消費エネルギー予測情報及びＰＶ発電量予測情報を、ネットワーク６０を介して各種サーバから受信してもよい。但し、エネルギー料金情報、消費エネルギー予測情報及びＰＶ発電量予測情報は、予めＥＭＳ２００に記憶されていてもよい。
第１実施形態において、受信部２１０は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージ及びＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれか一方をＰＶ装置１３０から受信する。これによって、受信部２１０は、ＰＶ装置１３０のスペック又はＰＶ装置１３０のステータスを取得する。
第１実施形態において、受信部２１０は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージの通信に先立って、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージをＰＶ装置１３０から受信する。或いは、受信部２１０は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージの通信に先立って、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージをＰＶ装置１３０から受信する。
送信部２２０は、信号線を介して接続された装置に各種信号を送信する。例えば、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０を制御するための信号を各装置に送信する。送信部２２０は、負荷１２０を制御するための制御信号を負荷１２０に送信する。
第１実施形態において、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージをＰＶ装置１３０に送信する。これによって、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０のステータスをＰＶ装置１３０に指示する。詳細には、送信部２２０は、停電が生じた場合に、自立運転状態を示すメッセージの送信によって、ＰＶ装置１３０が自立運転状態となるようにＰＶ装置１３０を制御する。或いは、送信部２２０は、停電から系統が復帰した場合に、系統連系状態を示すメッセージの送信によって、ＰＶ装置１３０が系統連系状態となるようにＰＶ装置１３０を制御する。或いは、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０のスペックを要求するメッセージをＰＶ装置１３０に送信する。或いは、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０のステータスを要求するメッセージをＰＶ装置１３０に送信する。
第１実施形態において、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージの通信に先立って、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを要求するメッセージをＰＶ装置１３０に送信する。或いは、送信部２２０は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージの通信に先立って、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを要求するメッセージをＰＶ装置１３０に送信する。
制御部２３０は、負荷１２０、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０を制御する。
（メッセージフォーマット）
以下において、第１実施形態に係るメッセージフォーマットについて説明する。図６〜図７は、第１実施形態のメッセージフォーマットの一例を示す図である。
第１に、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージは、例えば、図６に示すフォーマットを有する。図６に示すように、メッセージは、メッセージ種別のフィールド及びスペックのフィールドを有する。
メッセージ種別のフィールドは、メッセージの種別を示しており、第１実施形態では、メッセージがスペックを含むことを示している。
スペックのフィールドは、ＰＶ装置１３０のスペックを示す。ＰＶ装置１３０のスペックは、上述したように、ＰＣＳ１３２が系統に連系された系統連系状態（ＰＣＳ１３２が系統端子１３２Ｄに接続された状態）における定格電力（系統連系状態）、ＰＣＳ１３２が自立端子１３２Ｆに接続された自立運転状態における定格電力（自立運転状態）、及び、ＰＶ１３１（太陽光パネル）の最大出力電力（パネル最大出力）のうち、少なくともいずれかを含む。
例えば、図６に示すように、スペックのフィールドは、定格電力（系統連系状態）及びパネル最大出力の組合せを含んでもよく、定格電力（自立運転状態）及びパネル最大出力の組合せを含んでもよく、定格電力（系統連系状態）、定格電力（自立運転状態）及びパネル最大出力の組合せを含んでもよい。
第２に、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージは、例えば、図７に示すフォーマットを有する。図７に示すように、メッセージは、メッセージ種別のフィールド及びステータスのフィールドを有する。
メッセージ種別のフィールドは、メッセージの種別を示しており、第１実施形態では、メッセージがステータスを含むことを示している。
ステータスのフィールドは、ＰＶ装置１３０のステータスを示す。ＰＶ装置１３０のステータスは、ＰＣＳ１３２が系統に連系されているか否か及びＰＣＳ１３２が自立端子１３２Ｆに接続されているか否かのうち、少なくともいずれかを含む。言い換えると、ＰＶ装置１３０のステータスは、系統リレー１３２ＣのＯＮ／ＯＦＦ及び自立端子１３２ＦのＯＮ／ＯＦＦのうち、少なくともいずれかを含む。ＰＶ装置１３０のステータスは、ＰＶ装置１３０から系統への電力供給（逆潮流）が許可されているか否かを含んでもよい。
（管理方法）
以下において、第１実施形態に係る管理方法について説明する。図８は、第１実施形態の管理方法を示すシーケンス図である。
図８に示すように、ステップ１０において、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０に対して、ＰＶ装置１３０が対応するコード群を要求するメッセージ（コード群要求）を送信する。コード群要求は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを要求するメッセージの一例である。或いは、コード群要求は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージを要求するメッセージの一例である。
ステップ２０において、ＰＶ装置１３０は、ＥＭＳ２００に対して、ＰＶ装置１３０が対応するコード群を示すメッセージ（コード群応答）を送信する。コード群応答は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージの一例である。或いは、コード群応答は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージを扱う機能の有無を示すメッセージの一例である。
ステップ３０において、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０に対して、ＰＶ装置１３０のスペックの通知を要求するメッセージ（スペック要求）を送信する。
ステップ４０において、ＰＶ装置１３０は、ＥＭＳ２００に対して、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージ（スペック応答）を送信する。
ステップ５０において、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージをＰＶ装置１３０に送信する。これによって、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０のステータスをＰＶ装置１３０に指示する。
例えば、ＥＭＳ２００は、停電が生じた場合に、自立運転状態を示すメッセージの送信によって、ＰＶ装置１３０が自立運転状態となるようにＰＶ装置１３０を制御する。或いは、ＥＭＳ２００は、停電から系統が復帰した場合に、系統連系状態を示すメッセージの送信によって、ＰＶ装置１３０が系統連系状態となるようにＰＶ装置１３０を制御する。
ステップ６０において、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０に対して、ＰＶ装置１３０のステータスの通知を要求するメッセージ（ステータス要求）を送信する。
ステップ７０において、ＰＶ装置１３０は、ＥＭＳ２００に対して、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージ（ステータス応答）を送信する。
以上説明したように、第１実施形態では、ＥＭＳ２００とＰＶ装置１３０との間において、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージ及びＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージのうち、少なくともいずれかが定義されている。従って、これらのメッセージを用いて、ＰＶ装置１３０を適切に制御することができる。また、これらのメッセージを用いて、他の機器（負荷１２０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０）を適切に制御することもできる。
例えば、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージによって定格出力（自立運転状態）及びパネル最大出力を把握しているため、ＰＶ装置１３０の自立運転状態を適切に制御することができる。また、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージによってＰＶ装置１３０が自立運転状態（自立リレー１３２Ｅ＝ＯＮ）であることが通知された場合に、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージによって定格出力（自立運転状態）及びパネル最大出力を把握していれば、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び自立端子１３２Ｆに接続された負荷を適切に制御することができる。
同様に、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージによって定格出力（系統連系状態）及びパネル最大出力を把握しているため、ＰＶ装置１３０の系統連系状態を適切に制御することができる。また、ＥＭＳ２００は、ＰＶ装置１３０のステータスを示すメッセージによってＰＶ装置１３０が系統連系状態（系統リレー１３２Ｃ＝ＯＮ）であることが通知された場合に、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージによって定格出力（自立運転状態）及びパネル最大出力を把握していれば、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び系統端子１３２Ｄに接続された負荷を適切に制御することができる。
［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
ＥＭＳ２００は、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）であってもよく、ＳＥＭＳ（Ｓｔｏｒｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）であってもよく、ＢＥＭＳ（Ｂｕｉｌｄｉｎｇ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）であってもよく、ＦＥＭＳ（Ｆａｃｔｏｒｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）であってもよい。
実施形態では、需要家１０は、負荷１２０、ＰＶ装置１３０、蓄電池装置１４０、燃料電池装置１５０及び貯湯装置１６０を有する。しかしながら、需要家１０は、少なくとも、ＰＶ装置１３０を有していればよい。
実施形態では特に触れていないが、ＰＶ装置１３０の初期設定を行うタイミング、停電から復旧したタイミング、ＰＶ装置１３０の電源が投入されたタイミング、ＥＭＳ２００の電源が投入されたタイミング、ＰＶ装置１３０の設定を確認する必要が生じたタイミングにおいて、コード群要求及びコード群応答の送受信が行われることが好ましい。
実施形態では特に触れていないが、ＰＶ装置１３０は、ＥＭＳ２００からの要求ではなくて、自律的に各種メッセージをＥＭＳ２００に送信してもよい。例えば、ＰＶ装置１３０は、予め定められた条件が満たされた場合に、各種メッセージをＥＭＳ２００に送信する。
実施形態では特に触れていないが、ＰＶ装置１３０は、コード群応答とともに、ＰＶ装置１３０のスペックを示すメッセージをＥＭＳ２００に送信してもよい。
１０…需要家、２０…ＣＥＭＳ、３０…変電所、３１…配電線、４０…スマートサーバ、５０…発電所、５１…送電線、６０…ネットワーク、１００…エネルギー管理システム、１１０…分電盤、１２０…負荷、１３０…ＰＶ装置、１３１…ＰＶ、１３２…ＰＣＳ、１４０…蓄電池装置、１４１…蓄電池、１４２…ＰＣＳ、１５０…燃料電池装置、１５１…燃料電池、１５２…ＰＣＳ、１６０…貯湯装置、１７０…給湯装置、１８０、１８１、１８２…電流計、２００…ＥＭＳ、２１０…受信部、２２０…送信部、２３０…制御部、３００、３１０、３２０…ユーザ端末

Claims (11)

  1. 太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーと、前記パワーコンディショナーと所定プロトコルを用いて所定メッセージの通信を行なう制御装置とを備え、
    前記制御装置は、前記所定メッセージとして、前記パワーコンディショナーから出力される交流電力の定格電力を示すメッセージを前記パワーコンディショナーから受信することを特徴とする管理システム。
  2. 前記制御装置は、前記交流電力の定格電力を示すメッセージとして、前記パワーコンディショナーの自立運転時の定格電力を示すメッセージを受信することを特徴とする請求項１に記載の管理システム。
  3. 前記制御装置は、前記交流電力の定格電力を示すメッセージとして、複数のメッセージを受信可能であり、
    前記複数のメッセージのそれぞれは、互いに異なる定格電力を示すメッセージであることを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の管理システム。
  4. 前記制御装置は、前記所定メッセージとして、前記交流電力の定格電力を示すメッセージを送信する機能の有無を示すメッセージを前記パワーコンディショナーから受信することを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれかに記載の管理システム。
  5. 前記制御装置は、前記所定メッセージとして、前記太陽光パネルの最大出力電力を示すメッセージを前記パワーコンディショナーから受信することを特徴とする請求項１乃至請求項４のいずれかに記載の管理システム。
  6. 前記太陽光パネルの最大出力電力は、手動で入力されるか、過去の発電電力から推定されることを特徴とする請求項５に記載の管理システム。
  7. 前記制御装置は、前記所定メッセージとして、前記パワーコンディショナーが自立端子に接続されているか否かを示すメッセージを前記パワーコンディショナーから受信することを特徴とする請求項１乃至請求項６のいずれかに記載の管理システム。
  8. 前記制御装置は、前記所定メッセージとして、逆潮流が許可されているか否かを示すメッセージを前記パワーコンディショナーから受信することを特徴とする請求項１乃至請求項７のいずれかに記載の管理システム。
  9. 太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーと、前記パワーコンディショナーと所定プロトコルを用いて所定メッセージの通信を行なう制御装置とを有する管理システムで用いる管理方法であって、
    前記パワーコンディショナーから前記制御装置に対して、前記所定メッセージとして、前記パワーコンディショナーから出力される交流電力の定格電力を示すメッセージを送信するステップを含むことを特徴とする管理方法。
  10. 太陽光パネルの発電電力を変換するパワーコンディショナーと所定プロトコルを用いて所定メッセージの通信を行なう制御装置であって、
    前記所定メッセージとして、前記パワーコンディショナーから出力される交流電力の定格電力を示すメッセージを受信する受信部を備えることを特徴とする制御装置。
  11. 太陽光パネルの発電電力を変換し、所定プロトコルを用いて所定メッセージの通信を制御装置と行うパワーコンディショナーであって、
    前記所定メッセージとして、前記パワーコンディショナーから出力される交流電力の定格電力を示すメッセージを前記制御装置に送信する送信部を備えることを特徴とするパワーコンディショナー。
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