JP7312996B2 - 制御指令システム - Google Patents

Description

本発明は、分散型電源の電力を変換する電力変換装置を操作するための制御指令システムに関する。

近年、太陽光発電システムと蓄電システムを連携させたシステム（以下、本明細書では創蓄連携システムという）が普及してきている。創蓄連携システムにおいて、太陽光発電システム用のパワーコンディショナと、蓄電システム用のパワーコンディショナを一体化させたパワーステーション（登録商標）と呼ばれる電力変換装置を使用する形態が実用化されている。

当該電力変換装置は宅外に設置されることも多いため、当該電力変換装置を操作するための制御指令装置が別に設けられ、当該制御指令装置は当該電力変換装置と有線／無線で接続される。当該制御指令装置はさらに、宅内のＨＥＭＳ（Home Energy Management System）コントローラ、宅内のエネルギーモニタ、送配電事業者サーバ、ＶＰＰ（Virtual Power Plant）事業者サーバ、ＤＲ（Demand Response）サーバ等の、創蓄連携システム以外のシステム（以下、本明細書では外部システム（広義）という）とネットワークを介して接続可能である。

特許第６０２４９２９号公報 特開２０１７－２７４４８号公報

上述のように上記制御指令装置に複数の外部システムが接続されている場合、上記制御指令装置に複数の外部システムから各種指令が不定期に送信されてくる可能性がある。この場合、電力変換装置の運転が混乱する可能性がある。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、複数の外部システムから指令が送信されてきても、電力変換装置を安定的に運転させることができる制御指令システムを提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の制御指令システムは、同じ時間帯に複数の外部システムから併存しえない指令を受信した場合、複数の指令間の調停を行う制御指令システムであって、分散型電源装置の電力を変換する電力変換装置と通信する第１の通信部と、前記電力変換装置以外の前記複数の外部システムから前記電力変換装置に対する指令を受信する第２の通信部と、前記第２の通信部を介してある外部システムから受信した指令を前記電力変換装置に送信したことにより、前記電力変換装置に、前記外部システムからの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部を介して別の外部システムから指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、今回受信した指令と前記現在有効な指令との優先順位に従い、優先順位が高い指令の実施要求を、前記第１の通信部を介して前記電力変換装置に送信するよう制御する制御部と、を備える。前記現在有効な指令が前記今回受信した指令より優先順位が高い場合、当該実施要求の送信は省略可能である、

本発明によれば、複数の外部システムから指令が送信されてきても、電力変換装置を安定的に運転させることができる。

本発明の実施の形態に係る創蓄連携システムを説明するための図である。 優先順位テーブルの一例を示す図である。 実施例１に係る制御指令装置の動作を説明するためのフローチャートである。 実施例２に係る制御指令装置の動作を説明するためのフローチャートである。 実施例３に係る制御指令装置の動作を説明するためのフローチャートである。 実施例３の変形例に係る制御指令装置の動作を説明するためのフローチャートである。

図１は、本発明の実施の形態に係る創蓄連携システムを説明するための図である。創蓄連携システムは、太陽光発電装置１、蓄電装置２、電力変換装置１０及び制御指令装置２０を備える。電力変換装置１０は、太陽光発電装置１用のパワーコンディショナ機能と、蓄電装置２用のパワーコンディショナ機能を一体化させた統合型の電力変換装置であり、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２、インバータ１３及び制御回路１４を備える。

太陽光発電装置１は、光起電力効果を利用し、光エネルギーを直接電力に変換する発電装置である。太陽光発電装置１は、シリコン太陽電池、化合物半導体などを素材にした太陽電池、色素増感太陽電池、有機薄膜太陽電池などの太陽電池を備える。太陽光発電装置１は、電力変換装置１０の第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１と接続され、発電した電力を第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１に出力する。第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１は、太陽光発電装置１と直流バスＢ１との間に接続され、太陽光発電装置１から出力される直流電力の電圧を調整可能なコンバータである。第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１は例えば、昇圧チョッパで構成することができる。

蓄電装置２は、電力を充放電可能であり、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池などの蓄電池を備える。なお蓄電池の代わりに、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等のキャパシタを備えていてもよい。蓄電装置２は基本的に定置型を想定しているが、ＥＶに搭載された車載型蓄電装置であってもよい。蓄電装置２は、電力変換装置１０の第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２と接続され、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２により充放電制御される。第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２は、蓄電装置２と直流バスＢ１との間に接続され、蓄電装置２を充放電する双方向ＤＣ／ＤＣコンバータである。

インバータ１３は、直流バスＢ１と分電盤４との間に接続される双方向インバータであり、直流バスＢ１から入力される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を系統３に接続された分電盤４に出力する。分電盤４には系統３、電力変換装置１０、及び負荷５が接続される。負荷５は宅内の負荷の総称である。またインバータ１３は、系統３から分電盤４を介して供給される交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バスＢ１に出力する。

制御回路１４は、電力変換装置１０全体を制御する。制御回路１４は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源としてアナログ素子、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源として、ファームウェア等のプログラムを利用できる。

制御回路１４は、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１を制御することにより、太陽光発電装置１のＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御を実行する。具体的には制御回路１４は、太陽光発電装置１の出力電圧および出力電流である、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧および入力電流を計測して太陽光発電装置１の発電電力を推定する。制御回路１４は、計測した太陽光発電装置１の出力電圧と、推定した発電電力をもとに、太陽光発電装置１の発電電力を最大電力点（最適動作点）にするための電圧指令値を生成する。例えば、山登り法に従い動作点電圧を所定のステップ幅で変化させて最大電力点を探索し、最大電力点を維持するように電圧指令値を生成する。第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１は、生成された電圧指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

制御回路１４は、インバータ１３を制御することにより、直流バスＢ１の安定化制御を実行する。具体的には制御回路１４は、直流バスＢ１の電圧を検出し、検出したバス電圧を閾値電圧に一致させるための電流指令値を生成する。制御回路１４は、直流バスＢ１の電圧が閾値電圧より高い場合はインバータ１３のデューティ比を上げるための電流指令値を生成し、直流バスＢ１の電圧が閾値電圧より低い場合はインバータ１３のデューティ比を下げるための電流指令値を生成する。インバータ１３は出力電流を、生成された電流指令値に合わせるようにスイッチング動作する。

制御回路１４は、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２を制御することにより、蓄電装置２の充放電制御を実行する。第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２は、制御回路１４から設定される電流指令値／電圧指令値に基づき、蓄電装置２を定電流（ＣＣ）／定電圧（ＣＶ）で充放電する。例えば、蓄電装置２を太陽光発電装置１及び／又は負荷５に追従させて運転する場合、制御回路１４は、直流バスＢ１の電圧に応じた第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２の電流指令値を生成する。

制御指令装置２０は、電力変換装置１０を操作するための端末装置である。電力変換装置１０と電力変換装置１０間は有線で接続されてもよいし、無線で接続されてもよい。本実施の形態では、両者の間がＲＳ－４８５規格に準拠したケーブルで接続される例を想定する。

制御指令装置２０は、制御部２１、記憶部２２、第１通信部２３、第２通信部２４、表示部２５、及び操作部２６を備える。第１通信部２３は、電力変換装置１０との間の通信を実行する。本実施の形態では、電力変換装置１０との間で、ＲＳ－４８５規格に準拠したシリアル通信を実行する。第２通信部２４は、創蓄連携システム以外の外部システムとの間の通信を実行する。第２通信部２４は、ルータ装置６に接続される。第２通信部２４とルータ装置６間は有線で接続されてもよいし、無線で接続されてもよい。両者の間で例えば、イーサネット（登録商標）規格、ＷｉＦｉ（登録商標）規格に準拠した通信が実行される。

本実施の形態では、外部システムとしてＨＥＭＳ（Home Energy Management System）コントローラ７ａ、エネルギーモニタ７ｂ、送配電事業者サーバ９ａ、ＤＲサーバ９ｂ、及びＶＰＰ事業者サーバ９ｃと接続可能な構成である。本明細書では、創蓄連携システム以外のシステムを、広義の外部システムと定義し、創蓄連携システム及びＨＥＭＳを含む需要家に帰属するシステム以外のシステムを、狭義の外部システムと定義する。ＨＥＭＳコントローラ７ａ及びエネルギーモニタ７ｂは広義の外部システムには該当するが、狭義の外部システムには該当しない。送配電事業者サーバ９ａ、ＤＲサーバ９ｂ及びＶＰＰ事業者サーバ９ｃは、広義の外部システムにも狭義の外部システムにも該当する。

ＨＥＭＳコントローラ７ａは需要家の宅内に設置され、宅内における電力の供給状況と消費状況を監視して、宅内のエネルギーを一元的に管理するコントローラである。例えばＨＥＭＳコントローラ７ａは、ＨＥＭＳコントローラ７ａと連携機能を有する負荷５（例えば、照明、エアコン、空気清浄機、ヒートポンプ給湯機、ＩＨクッキングヒータ等）、スマートメータ、温度センサ、湿度センサ等に、それぞれ有線または無線で接続される。

図１ではＨＥＭＳコントローラ７ａは、ルータ装置６を介して制御指令装置２０に接続される構成を描いている。なお、ＨＥＭＳコントローラ７と制御指令装置２０間は専用のケーブルで接続されてもよい。その場合、両者の間で所定のモドバス通信が実行される。

エネルギーモニタ７ｂは、需要家の宅内に設置され、太陽光発電装置１の発電状況、売電状況、及び負荷５の電力消費状況を画面に表示する。太陽光発電装置１が設置されている住居において、事後的に蓄電装置２、電力変換装置１０、ＨＥＭＳコントローラ７ａが追加された場合、エネルギーモニタ７ｂとＨＥＭＳコントローラ７ａが併存する状況が発生する。

エネルギーモニタ７ｂは創蓄連携システムと連携する機能を有している。創蓄連携システムと連携した場合、エネルギーモニタ７ｂは、創蓄連携システムに関するユーザからの基本的な操作を受け付けることができる。例えば、放電操作、充電操作、運転モード切替操作などの基本操作を受け付けることができる。エネルギーモニタ７ｂは、ユーザの操作に基づく指令を制御指令装置２０に送信する。ＨＥＭＳコントローラ７と制御指令装置２０間は専用のケーブルで接続されてもよい。その場合、両者の間で所定のモドバス通信が実行される。

制御指令装置２０の第２通信部２４は、ルータ装置６を介して、インターネット８に接続された、送配電事業者サーバ９ａ、ＤＲサーバ９ｂ、ＶＰＰ事業者サーバ９ｃと通信が可能である。さらに図示しないが、インターネット８に接続された、ファームアッププログラム等を配信するための電力変換装置メーカのサーバ、電気料金表を保持する電力会社サーバ、天気予報を提供している公的／民間の気象事業者サーバ等とも通信が可能である。

送配電事業者サーバ９ａは、送配電網を管理運営する事業者のサーバである。２０１７年現在、日本では送配電網が、１０の電力会社により地域独占されている。２０２０年４月から、電力会社の発電事業と送配電事業を分離する発送電分離の実施が予定されている。

２０１５年１月の再生エネルギー特別措置法の改正により、一定の基準を超えて系統系した再生可能エネルギー発電設備には、電力会社からの出力制御の要請に無制限・無補償で応じる必要があることが規定された。再生エネルギーの固定価格買取制度の拡大に伴い、系統連系される再生可能エネルギー発電設備が増えており、系統の需給バランスが従来より崩れやすくなっている。系統への電力供給が電力需要を上回ると、系統の電圧・周波数が上昇し、系統への電力供給が電力需要を下回ると、系統の電圧・周波数が低下する。

送配電事業者は、系統の電圧・周波数を所定の範囲に収めるために、出力制御を利用することができる。出力制御とは、発電設備から系統への出力を抑制するよう発電設備のコントローラに指令する制御である。本実施の形態では、太陽光発電装置１が出力制御の対象となる。日本では蓄電池から系統への逆潮流が禁止されているため、蓄電装置２は出力制御の対象とならない。

送配電網を有する電力会社は、電力供給が超過している場合、まず自社の発電設備の発電量を低下させる。それによっても、電力供給の超過を解消できない場合、出力制御を実施する。系統に連系する再生可能エネルギー発電設備が多い地域、需要家が少ない地域、又は系統の容量が小さい地域では、出力制御の発動頻度が高くなる。

送配電事業者サーバ９ａは、天気予報、負荷予測等をもとに系統３の電力需給を予測し、出力制御が必要か否か判定する。出力制御が必要な場合、送配電事業者サーバ９ａは、出力制御のスケジュールと出力電力の上限値を決定する。スケジュールは例えば、３０分単位で指定される。出力電力の上限値は例えば、発電設備の定格出力電力に対する割合［％］で規定され、１％単位で指定される。

制御指令装置２０は、インターネット８を介して送配電事業者サーバ９ａから出力制御指令を取得する。出力制御指令には、時間帯ごとの出力電力の上限値が含まれる。出力制御の内容は原則的に、前日に決定される。なお、当日の気象条件の変化や負荷変動に応じて、出力制御の内容は適宜変更される。

近年、デマンドレスポンスについての注目が高まっている。デマンドレスポンスとは、卸市場価格の高騰時または系統信頼性の低下時において、電気料金価格の設定またはインセンティブの支払に応じて、需要家側が電力の使用を抑制するよう電力の消費パターンを変化させることである。デマンドレスポンスには大別すると、電気料金を用いたものとネガワット取引（インセンティブ取引）を用いたものがある。

電気料金を用いたデマンドレスポンス（ＤＲ）には、例えば、１日または１時間先を基本に電気卸売価格の変化を反映させ、電気小売価格が毎時間もしくは更に頻繁に変動する料金体系を採用するリアルタイムプライシングがある。ネガワット取引は、電力会社との間であらかじめ節電する契約を結んだ上で、電力会社からの依頼に応じて節電した場合に対価を得る取引である。

ＤＲサーバ９ｂは、電力会社または独立系統運用機関（ＩＳＯ：Independent System Operator）に設置され、電気小売価格のリアルタイム価格、節電要求などをＨＥＭＳコントローラ７ａに出力する。ＨＥＭＳコントローラ７ａは、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの情報をもとに、発電指令、所定の電力量の充電指令／放電指令などの各種指令を生成し、制御指令装置２０に出力する。またＨＥＭＳコントローラ７ａは、所定の負荷５の停止または所定の負荷５の電力使用量の削減を実行する。なおＤＲサーバ９ｂから制御指令装置２０に直接、所定の電力量の充電指令／放電指令を送信する構成であってもよい。

また近年、バーチャルパワープラント（ＶＰＰ）についても注目が高まっている。バーチャルパワープラントとは、電力グリッド上に散在する設備を統合的に制御し、あたかも一つの発電所（仮想発電所）のように制御することである。バーチャルパワープラントには、複数のアグリゲータが関与する。アグリゲータには、リソースアグリゲータと親アグリゲータがあり、リソースアグリゲータは、需要家と直接、エネルギーリソースの制御に関する契約を結び、再生可能エネルギー発電設備の統合管理、蓄電池、ヒートポンプ空調機などに対する遠隔制御・統合管理を行う。親アグリゲータは、複数のリソースアグリゲータと連携して、大型発電設備を有する電力会社施設に対して、需給バランス調整サービスを提供する。

ＶＰＰ事業者サーバ９ｃは、アグリゲータに設置され、発電指令、所定の電力量の充電指令／放電指令などの各種指令を制御指令装置２０に送信する。なおＶＰＰ事業者サーバ９ｃが各種指令をＨＥＭＳコントローラ７ａを経由して、制御指令装置２０に伝達する構成であってもよい。

制御指令装置２０の表示部２５は、液晶ディスプレイ又は有機ＥＬディスプレイを含み、制御部２１から供給される情報を画面に表示する。操作部２６は、タッチパネル及び／又は物理ボダンを含み、操作者による物理的な操作を電気的な操作信号に変換して制御部２１に出力する。

制御部２１は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、又はハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源としてマイクロコンピュータ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源として、ファームウェア等のプログラムを利用できる。記憶部２２は、不揮発性のメモリにより構成される。

図１に示すように制御指令装置２０は、複数の外部システム（広義）から指令を受信する可能性がある。同時間帯に複数の外部システム（広義）から併存しえない矛盾した指令を受信する場合もある。例えば同時間帯に、ＤＲサーバ９ｂから充電指令を受信し、ＨＥＭＳコントローラ７ａから放電指令を受信する場合がある。ＤＲサーバ９ｂは系統３全体の需給バランスを調整するために制御を行っており、ＨＥＭＳコントローラ７ａは基本的に、宅内の需給バランスを調整するために制御を行っているため、両者の判断が逆になる場合も発生する。

制御指令装置２０は、同じ時間帯に複数の外部システム（広義）から併存しえない指令を受信した場合、複数の指令間の調停を行う。具体的には所定の基準をもとに、併存しえない指令間に優先順位付けを行う。優先順位付けの主な方法として、指令を送信する主体ごとに予め定められた優先順位に基づき、併存しえない複数の指令に優先順位を付ける方法が考えられる（実施例１）。また先優先（実施例２）、後優先（実施例３）の基準に基づき、複数の指令間の調停を行うことも考えられる。

図２は、優先順位テーブル２２ａの一例を示す図である。図２に示す優先順位テーブル２２ａでは、指令主体として、送配電事業者サーバ９ａ、ＤＲサーバ９ｂ、ＶＰＰ事業者サーバ９ｃ、ＨＥＭＳコントローラ７ａ、エネルギーモニタ７ｂの操作部、及び制御指令装置２０の操作部２６の６種類の指令主体の優先順位を規定している。優先順位テーブル２２ａは、記憶部２２内に構築される。

送配電事業者サーバ９ａからの出力制御指令は、法規化されたものであるため、優先順位が１位となる。例えば、ＨＥＭＳコントローラ７ａが無制限の売電を指示している期間に、送配電事業者サーバ９ａからの出力制御指令を受信すると、無制限の売電は不可になり、出力制御で指定された上限の範囲内での売電が許可される状態になる。

ＤＲサーバ９ｂ及びＶＰＰ事業者サーバ９ｃからの指令は、電力会社やアグリゲータとの契約遵守の必要性から、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの指令より優先順位を高くしている。一般的なユーザの場合、ユーザの操作に従った運転より、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの指令に従った運転の方がコストパファーマンスが高い運転となる。従って、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの指令は、エネルギーモニタ７ｂの操作部に対する操作入力に基づく指令および制御指令装置２０の操作部２６に対する操作入力に基づく指令より優先順位を高くしている。専門知識が高いユーザの場合、ユーザの操作に基づく指令と、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの指令の優先順位を同じに設定してもよいし、ユーザの操作に基づく指令の優先順位をＨＥＭＳコントローラ７ａからの指令の優先順位より高く設定してもよい。

図３は、実施例１に係る制御指令装置２０の動作を説明するためのフローチャートである。制御指令装置２０の制御部２１は、広義の外部システムから指令を受信すると（Ｓ１０のＹ）、別の外部システムからの現在有効な指令が存在するか否か判定する（Ｓ１１）。現在有効な指令が存在しない場合（Ｓ１１のＮ）、制御部２１は、今回受信した指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１５）。

現在有効な指令が存在する場合（Ｓ１１のＹ）、制御部２１は、今回受信した指令と、現在有効な指令が併存するか否か判定する（Ｓ１２）。併存する場合（Ｓ１２のＹ）、制御部２１は、今回受信した指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１５）。併存しえない場合（Ｓ１２のＮ）、制御部２１は、優先順位テーブル２２ａを参照して、現在有効な指令と今回受信した指令との優先関係を決定する（Ｓ１３）。

制御部２１は、優先順位が高い指令の実施要求を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１４）。なお、現在有効な指令の方の優先順位が高い場合、当該実施要求の送信は省略可能である。制御部２１は、今回受信した指令の送信元に、より優先順位が高い指令の実施中であり、今回受信した指令が実施不可であることを示すメッセージを送信する。一方、今回受信した指令の方の優先順位が高い場合、制御部２１は、今回受信した指令と当該指令を優先的に実施するよう要求する指令を電力変換装置１０に送信する。制御部２１は、現在有効な指令の送信元に、優先順位が高い指令に割り込まれ、現在有効な指令が実施不可になったことを示すメッセージを送信する。

制御部２１は、広義の外部システムから現在有効な指令の解除指令を受信したか否か判定する（Ｓ１６）。解除指令を受信した場合（Ｓ１６のＹ）、制御部２１は、現在有効な指令の解除指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１７）。解除指令を受信しない間（Ｓ１６のＮ）、ステップＳ１７の処理をスキップする。なお、現在有効な指令を受信してから所定時間（例えば、１２時間）が経過した場合も、制御部２１は、現在有効な指令の解除指令を電力変換装置１０に送信する。以上に説明したステップＳ１０～ステップＳ１７までの処理が、電力変換装置１０の運転中（Ｓ１８のＮ）、継続して実行される。

図４は、実施例２に係る制御指令装置２０の動作を説明するためのフローチャートである。図４の実施例２に係るフローチャートは、図３の実施例１に示したフローチャートと比較してステップＳ１３、Ｓ１４の処理が異なる。またステップＳ１０とステップＳ１１の間にステップＳ１０５が挿入される。制御部２１は、広義の外部システムから指令を受信すると（Ｓ１０のＹ）、当該指令が送配電事業者サーバ９ａからの出力制御指令であるか否か判定する（Ｓ１０５）。出力制御指令である場合（Ｓ１０５のＹ）、制御部２１は、今回受信した指令と当該指令を優先的に実施するよう要求する指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１５）。出力制御指令でない場合（Ｓ１０５のＮ）、ステップＳ１１に遷移する。

ステップＳ１２において、今回受信した指令と現在有効な指令が併存しえない場合（Ｓ１２のＮ）、制御部２１は、今回受信した指令を電力変換装置１０に送信せずに、今回受信した指令を無効化する（Ｓ１３ａ）。制御部２１は、今回受信した指令の送信元に、より優先順位が高い指令の実施中であり、今回受信した指令が実施不可であることを示すメッセージを送信する。ステップＳ１０に遷移する。その他の処理は、図３に示したフローチャートと同様の処理のため説明を省略する。

図５は、実施例３に係る制御指令装置２０の動作を説明するためのフローチャートである。図５の実施例３に係るフローチャートは、図３の実施例１に示したフローチャートと比較してステップＳ１３、Ｓ１４の処理が異なる。またステップＳ１０とステップＳ１１の間にステップＳ１０５が挿入される。制御部２１は、広義の外部システムから指令を受信すると（Ｓ１０のＹ）、当該指令が送配電事業者サーバ９ａからの出力制御指令であるか否か判定する（Ｓ１０５）。出力制御指令である場合（Ｓ１０５のＹ）、制御部２１は、今回受信した指令と当該指令を優先的に実施するよう要求する指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１５）。出力制御指令でない場合（Ｓ１０５のＮ）、ステップＳ１１に遷移する。

ステップＳ１２において、今回受信した指令と現在有効な指令が併存しえない場合（Ｓ１２のＮ）、制御部２１は、今回受信した指令と当該指令を優先的に実施するよう要求する指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１４ａ）。制御部２１は、現在有効な指令の送信元に、優先順位が高い指令に割り込まれ、現在有効な指令が実施不可になったことを示すメッセージを送信する。ステップＳ１６に遷移する。その他の処理は、図３に示したフローチャートと同様の処理のため説明を省略する。

なお実施例２、３では、記憶部２２内に優先順位テーブル２２ａを構築する必要はない。出力制御指令は法規化された指令であるため、法令遵守の観点から前後関係による優先付けの枠外に位置づけている。

図６は、実施例３の変形例に係る制御指令装置２０の動作を説明するためのフローチャートである。図６の実施例３の変形例に係るフローチャートは、図５の実施例３に示したフローチャートにステップＳ１４ｂ、ステップＳ１４ｃが追加されたものである。

ステップＳ１２において、今回受信した指令と現在有効な指令が併存しえない場合（Ｓ１２のＮ）、制御部２１は、今回受信した指令と当該指令を優先的に実施するよう要求する指令を電力変換装置１０に送信する（Ｓ１４ａ）。制御部２１は、現在有効な指令に基づき、電力変換装置１０の設定パラメータの変更がなされたか否かを判定する（Ｓ１４ｂ）。設定パラメータの変更がなされた場合（Ｓ１４ｂのＹ）、制御部２１は、変更された設定パラメータの変更解除指令を追加で送信する（Ｓ１４ｃ）。設定パラメータの変更がなされていない場合（Ｓ１４ｂのＮ）、ステップＳ１４ｃの処理をスキップする。

当該設定パラメータとして、例えば、蓄電装置２の充電量、放電量、充電電力の上限値、放電電力の上限値、ＳＯＣ(State Of Charge)の上限値、ＳＯＣの下限値、インバータ１３の上限電力値、太陽光発電装置１の上限電力値、系統３からの買電の上限電力値などが変更の対象となる。指令の主体が、創蓄連携システムのメーカの外部システムである場合、当該外部システムは創蓄連携システムの細かな仕様を把握しているため、指令内容に応じて設定パラメータのいくつかを最適化することができる。

例えば、創蓄連携システムのメーカと同じメーカのＨＥＭＳコントローラ７ａから制御指令装置２０に充電指令を送信する際、当該充電指令に、ＳＯＣの上限値、系統３からの買電の上限値などの設定パラメータを含めることができる。この場合、当該充電指令の実施とともに、設定パラメータが指定された値に書き換えられる。書き換えられた設定パラメータは、上記充電指令の解除指令が受信されると、書き換え前の状態に戻される。

一方、指令の主体が、創蓄連携システムのメーカ以外の外部システムである場合、当該外部システムは創蓄連携システムの細かな仕様を把握していないため、指令内容に応じて設定パラメータを最適化することは困難である。例えば、創蓄連携システムのメーカ以外のメーカのＶＰＰ事業者サーバ９ｃから制御指令装置２０に充電指令を送信する場合、当該充電指令に、最適なＳＯＣの上限値、系統３からの買電の上限値などの設定パラメータを含めることは困難である。

同じ充電指令であっても、送信主体の外部システムが異なる場合、目的が異なる場合がある。例えば、ＶＰＰ事業者サーバ９ｃやＤＲサーバ９ｂからの充電指令は系統３を安定化させることが主目的となるが、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの充電指令は、宅内のトータルの電気料金を節約することが主目的となる。従って、同じ充電指令であっても、最適な設定パラメータはそれぞれ異なってくる。

従って、設定パラメータの指定を含む指令が有効な期間に、設定パラメータの指定を含まない同種類の指令が受信された場合、現在実施している指令の設定パラメータを引き継がずに、設定パラメータを変更前に戻した状態で、後から受信された同種類の指令を実施する。なお、同種類の指令が受信されると、現在有効な指令の実施は中断／終了する。この中断／終了により、中断／終了された指令を送信した外部システムが当該指令の解除指令を送信しなくなる場合もある。その場合、中断／終了された指令に基づく設定パラメータの変更が、新たな設定パラメータの変更指示を受信するまで維持されてしまう。これに対して、実施例３の変形例では、現在有効な指令の実施が中断／終了した時点で、元の状態にリセットされることになる。

以上説明したように本実施の形態によれば、同じ時間帯に複数の外部システム（広義）から併存しえない指令を受信した場合でも、複数の指令に優先順位を付けることにより、電力変換装置１０を安定的に運転することができる。従って、矛盾した指令を同時に実施することによるハンチングや運転停止を回避することができる。また、出力制御指令の優先度を最上位に設定することにより、法規違反を犯すことを防止することができる。なお実施例２の先優先は、電力変換装置１０の運転の安定性を重視した設計方法であり、実施例３の後優先は、より直近の判断を尊重する設計方法である。また、施工における外部システム（広義）の選択設定を省略可能となり、手間の削減と設定ミスを防止できる。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

図６に示した実施例３の変形例に係る、設定パラメータの変更を解除する処理は、図３に示した実施例１において、設定パラメータの変更を伴う指令が有効な期間に、設定パラメータの変更を伴わない、当該指令と併存しえない優先順位の高い指令が受信された場合にも適用可能である。

上述の実施の形態では、太陽光発電装置１と蓄電装置２の両方が接続された創蓄連携システムを想定した。この点、太陽光発電装置１のみが接続された場合、電力変換装置１０は太陽電池用のパワーコンディショナとして機能し、太陽光発電装置１と電力変換装置１０は太陽光発電システムとして機能する。一方、蓄電装置２のみが接続された場合、電力変換装置１０は蓄電池用のパワーコンディショナとして機能し、蓄電装置２と電力変換装置１０は蓄電システムとして機能する。太陽光発電システムの場合も、蓄電システムの場合も、同じ時間帯に複数の外部システム（広義）から併存しえない指令を受信した場合に、複数の指令に優先順位を付ける制御は有効である。

また、ＨＥＭＳコントローラ７ａと同様の機能を有する外部制御用のサーバがインターネット８上に設置されてもよい。その場合、制御指令装置２０はインターネット８を経由して、当該サーバから外部制御指令を受信する。

上述の実施の形態では、制御指令装置２０として専用の端末装置を想定したが、専用のアプリケーションプログラムがインストールされたスマートフォン端末装置を使用することも可能である。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
同じ時間帯に複数の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から併存しえない指令を受信した場合、複数の指令間の調停を行う制御指令システムであって、
分散型電源装置（１、２）の電力を変換する電力変換装置（１０）と通信する第１の通信部（２３）と、
前記電力変換装置（１０）以外の前記複数の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から前記電力変換装置（１０）に対する指令を受信する第２の通信部（２４）と、
前記第２の通信部（２４）を介してある外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から受信した指令を前記電力変換装置（１０）に送信したことにより、前記電力変換装置（１０）に、前記外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）からの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部（２４）を介して別の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、今回受信した指令と前記現在有効な指令との優先順位に従い、優先順位が高い指令の実施要求を、前記第１の通信部（２３）を介して前記電力変換装置（１０）に送信するよう制御する制御部（２１）と、を備え、
前記現在有効な指令が前記今回受信した指令より優先順位が高い場合、当該実施要求の送信は省略可能である、
制御指令システム（２０）。
これによれば、複数の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から指令が送信されてきても、電力変換装置（１０）を安定的に運転させることができる。
［項目２］
前記分散型電源装置（１、２）は、太陽光発電装置（１）であり、
前記制御部（２１）は、前記第２の通信部（２４）を介してある外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から受信した指令を前記電力変換装置（１０）に送信したことにより、前記電力変換装置（１０）に、前記外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）からの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部（２４）を介して別の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から受信した指令に、前記太陽光発電装置（１）から系統（３）への出力に関する出力制御指令が含まれる場合、当該出力制御指令の実施要求を、前記電力変換装置（１０）に送信するよう制御する、
項目１に記載の制御指令システム（２０）。
これによれば、太陽光発電装置（１）の出力制御に関する法規違反を犯すことを防止することができる。
［項目３］
前記第２の通信部（２４）を介して本制御指令システム（２０）に指令を送信する複数の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）の優先順位を規定する優先順位テーブル（２２ａ）をさらに備え、
前記制御部（２１）は、前記第２の通信部（２４）を介してある外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から受信した指令を前記電力変換装置（１０）に送信したことにより、前記電力変換装置（１０）に、前記外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）からの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部（２４）を介して別の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、前記優先順位テーブル（２２ａ）を参照して、優先順位が高い外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）からの指令の実施要求を、前記電力変換装置（１０）に送信するよう制御する、
項目１に記載の制御指令システム（２０）。
これによれば、優先順位テーブル（２２ａ）を設けることにより、時間の前後関係に依らずに、指令間に優先順位付けすることができる。
［項目４］
前記制御部（２１）は、前記第２の通信部（２４）を介してある外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から受信した指令を前記電力変換装置（１０）に送信したことにより、前記電力変換装置（１０）に、前記外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）からの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部（２４）を介して別の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、今回受信した指令を無効化する、
項目１に記載の制御指令システム（２０）。
これによれば、電力変換装置（１０）の運転を安定させることができる。
［項目５］
前記制御部（２１）は、前記第２の通信部（２４）を介してある外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から受信した指令を前記電力変換装置（１０）に送信したことにより、前記電力変換装置（１０）に、前記外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）からの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部（２４）を介して別の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、後に受信した指令の実施要求を、前記電力変換装置（１０）に送信するよう制御する、
項目１に記載の制御指令システム（２０）。
これによれば、より直近の判断を尊重した制御が可能になる。
［項目６］
前記制御部（２１）は、ある外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から設定パラメータの変更を伴う第１の指令を受信し、当該第１の指令を前記電力変換装置（１０）に送信するよう制御した後、別の外部システム（７ａ、７ｂ、９ａ、９ｂ、９ｃ）から前記第１の指令に優先する設定パラメータの変更を伴わない第２の指令を受信したとき、前記第２の指令と、前記第１の指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、前記第１の指令に基づく設定パラメータの変更を解除する指令とともに前記第２の指令を前記電力変換装置（１０）に送信するよう制御し、
前記分散型電源装置（１、２）が蓄電装置（２）である場合、前記設定パラメータは、前記蓄電装置（２）の充電量、放電量、充電電力の上限値、放電電力の上限値、ＳＯＣ(State Of Charge)の上限値、またはＳＯＣの下限値であり、
前記分散型電源装置（１、２）が太陽光発電装置（１）である場合、前記設定パラメータは、前記太陽光発電装置（１）の上限電力値、または系統（３）からの買電の上限電力値である、
項目１に記載の制御指令システム（２０）。
これによれば、第１の指令が第２の指令の受信により中断／終了する際に、第１の指令に基づく設定パラメータの変更が元に戻らなくなることを防止することができる。

本開示における装置、システム、または方法の主体は、コンピュータを備えている。このコンピュータがプログラムを実行することによって、本開示における装置、システム、または方法の主体の機能が実現される。コンピュータは、プログラムにしたがって動作するプロセッサを主なハードウェア構成として備える。プロセッサは、プログラムを実行することによって機能を実現することができれば、その種類は問わない。プロセッサは、半導体集積回路（ＩＣ）、またはＬＳＩ（Ｌａｒｇｅ Ｓｃａｌｅ Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ）を含む１つまたは複数の電子回路で構成される。複数の電子回路は、１つのチップに集積されてもよいし、複数のチップに設けられてもよい。複数のチップは１つの装置に集約されていてもよいし、複数の装置に備えられていてもよい。プログラムは、コンピュータが読み取り可能なＲＯＭ、光ディスク、ハードディスクドライブなどの非一時的記録媒体に記録される。プログラムは、記録媒体に予め格納されていてもよいし、インターネット等を含む広域通信網を介して記録媒体に供給されてもよい。

１ 太陽光発電装置、 ２ 蓄電装置、 ３ 系統、 ４ 分電盤、 ５ 負荷、 ６ ルータ装置、 ７ａ ＨＥＭＳコントローラ、 ７ｂ エネルギーモニタ、 ８ インターネット、 ９ａ 送配電事業者サーバ、 ９ｂ ＤＲサーバ、 ９ｃ ＶＰＰ事業者サーバ、 １０ 電力変換装置、 １１ 第１ＤＣ／ＤＣコンバータ、 １２ 第２ＤＣ／ＤＣコンバータ、 １３ インバータ、 １４ 制御回路、 ２０ 制御指令装置、 ２１ 制御部、 ２２ 記憶部、 ２３ 第１通信部、 ２４ 第２通信部、 ２５ 表示部、 ２６ 操作部、 Ｂ１ 直流バス、 ２２ａ 優先順位テーブル。

Claims (6)

1. 同じ時間帯に複数の外部システムから併存しえない指令を受信した場合、複数の指令間の調停を行う制御指令システムであって、
   分散型電源装置の電力を変換する電力変換装置と通信する第１の通信部と、
   前記電力変換装置以外の前記複数の外部システムから前記電力変換装置に対する指令を受信する第２の通信部と、
   前記第２の通信部を介してある外部システムから受信した指令を前記電力変換装置に送信したことにより、前記電力変換装置に、前記外部システムからの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部を介して別の外部システムから指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、今回受信した指令と前記現在有効な指令との優先順位に従い、優先順位が高い指令の実施要求を、前記第１の通信部を介して前記電力変換装置に送信するよう制御する制御部と、を備え、
   前記現在有効な指令が前記今回受信した指令より優先順位が高い場合、当該実施要求の送信は省略可能である、
   制御指令システム。
2. 前記分散型電源装置は、太陽光発電装置であり、
   前記制御部は、前記第２の通信部を介してある外部システムから受信した指令を前記電力変換装置に送信したことにより、前記電力変換装置に、前記外部システムからの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部を介して別の外部システムから受信した指令に、前記太陽光発電装置から系統への出力に関する出力制御指令が含まれる場合、当該出力制御指令の実施要求を、前記電力変換装置に送信するよう制御する、
   請求項１に記載の制御指令システム。
3. 前記第２の通信部を介して本制御指令システムに指令を送信する複数の外部システムの優先順位を規定する優先順位テーブルをさらに備え、
   前記制御部は、前記第２の通信部を介してある外部システムから受信した指令を前記電力変換装置に送信したことにより、前記電力変換装置に、前記外部システムからの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部を介して別の外部システムから指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、前記優先順位テーブルを参照して、優先順位が高い外部システムからの指令の実施要求を、前記電力変換装置に送信するよう制御する、
   請求項１に記載の制御指令システム。
4. 前記制御部は、前記第２の通信部を介してある外部システムから受信した指令を前記電力変換装置に送信したことにより、前記電力変換装置に、前記外部システムからの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部を介して別の外部システムから指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、今回受信した指令を無効化する、
   請求項１に記載の制御指令システム。
5. 前記制御部は、前記第２の通信部を介してある外部システムから受信した指令を前記電力変換装置に送信したことにより、前記電力変換装置に、前記外部システムからの現在有効な指令が存在する場合において、前記第２の通信部を介して別の外部システムから指令を受信したとき、今回受信した指令と、前記現在有効な指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、今回受信した指令の実施要求を、前記電力変換装置に送信するよう制御する、
   請求項１に記載の制御指令システム。
6. 前記制御部は、ある外部システムから設定パラメータの変更を伴う第１の指令を受信し、当該第１の指令を前記電力変換装置に送信するよう制御した後、別の外部システムから前記第１の指令に優先する設定パラメータの変更を伴わない第２の指令を受信したとき、前記第２の指令と、前記第１の指令が併存するか否か判定し、併存しえない場合、前記第１の指令に基づく設定パラメータの変更を解除する指令とともに前記第２の指令を前記電力変換装置に送信するよう制御すし、
   前記分散型電源装置が蓄電装置である場合、前記設定パラメータは、前記蓄電装置の充電量、放電量、充電電力の上限値、放電電力の上限値、ＳＯＣ(State Of Charge)の上限値、またはＳＯＣの下限値であり、
   前記分散型電源装置が太陽光発電装置である場合、前記設定パラメータは、前記太陽光発電装置の上限電力値、または系統からの買電の上限電力値である、
   請求項１に記載の制御指令システム。

Images