WO2014051075A1 - 制御システム、制御装置、及び制御方法 - Google Patents

制御システム、制御装置、及び制御方法 Download PDF

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WO2014051075A1
WO2014051075A1 PCT/JP2013/076319 JP2013076319W WO2014051075A1 WO 2014051075 A1 WO2014051075 A1 WO 2014051075A1 JP 2013076319 W JP2013076319 W JP 2013076319W WO 2014051075 A1 WO2014051075 A1 WO 2014051075A1
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power
power source
reverse
distributed
power line
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PCT/JP2013/076319
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Inventor
智也 楠瀬
Original Assignee
京セラ株式会社
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/40—Fuel cell technologies in production processes

Definitions

  • the present invention relates to a control system, a control device, and a control method in a consumer having a plurality of types of distributed power sources.
  • a solar cell unit for example, a solar cell unit, a fuel cell unit, a storage battery unit, and the like are known as distributed power sources provided to power consumers (for example, Patent Document 1).
  • the solar cell unit is a power generation device that generates power in response to reception of sunlight.
  • the fuel cell unit is a power generation device that generates power using fuel such as gas.
  • the storage battery unit is a power storage device that stores electric power in the storage battery.
  • electric power generated by renewable energy can be sold to an electric power company that manages the grid. Since sunlight is one of the renewable energies, the power (output power) output from the solar cell unit can be sold to a power company that manages the grid. In other words, the output power from the solar cell unit is recognized as a reverse power flow to the system. On the other hand, with respect to the output power from the fuel cell unit and storage battery unit that do not use renewable energy, neither the sale of power to the power company nor the reverse power flow to the grid is allowed.
  • an increasing number of customers are provided with a plurality of types of distributed power sources, including a distributed power source in which a reverse power flow is recognized and a distributed power source in which a reverse power flow is not recognized.
  • a distributed power source in which a reverse power flow is recognized and a distributed power source in which a reverse power flow is not recognized.
  • an inappropriate reverse flow is detected by a reverse flow sensor installed at a predetermined position.
  • the installation position of the reverse power flow sensor may be out of the intended position. Therefore, it is required to determine whether or not the reverse power flow sensor is correctly attached at the intended position.
  • an object of the present invention is to provide a control system, a control device, and a control method that can appropriately operate a plurality of types of distributed power supplies.
  • the control system includes a main power line that connects a system and a load, and a first power line that branches from the main power line at a first branch point on the main power line.
  • a first distributed power source connected; a second distributed power source connected to the main power line via a second power line that branches from the main power line at a second branch point on the main power line;
  • a reverse flow sensor provided on the main power line from the second branch point on the grid side to detect the direction in which power is transmitted, and a controller for controlling the first distributed power source and the second distributed power source.
  • the first branch point is located closer to the system than the second branch point.
  • the first distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is recognized
  • the second distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is not recognized.
  • the control device when the output power from the first distributed power source is detected and the detection value of the reverse power flow sensor is zero, the control device starts from the second distributed power source. Stop the output of power.
  • control device detects the output power from the first distributed power source, and if the detected value of the reverse flow sensor is zero over a predetermined period, The output of power from the distributed power source of 2 is stopped.
  • control device issues an error notification to the user when the output power from the first distributed power source is not detected over a predetermined period.
  • control device further includes a sensor provided on the first power line, and the control device outputs power from the first distributed power source based on a detection value of the sensor. Is detected.
  • the first distributed power source is a solar cell unit
  • the second distributed power source is a storage battery unit or a fuel cell unit.
  • the control device includes a first power source connected to the main power line via a first power line branched from the main power line at a first branch point on the main power line connecting the grid and the load.
  • a distributed power source and a second distributed power source connected to the main power line via a second power line branching from the main power line at a second branch point on the main power line are controlled.
  • the first distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is recognized
  • the second distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is not recognized.
  • the first branch point is located closer to the system than the second branch point.
  • the control device is provided when the output power from the first distributed power source is detected, and is provided on the main power line from the second branch point to the system side, and power is transmitted through the main power line.
  • the detected value of the reverse flow sensor for detecting the direction is zero, an error notification is given to the user.
  • the control method includes a first power source connected to the main power line via a first power line branched from the main power line at a first branch point on the main power line connecting the grid and the load.
  • a second connected to the main power line via a distributed power source and a second power line branched from the main power line at a second branch point located on the load side of the main power line with respect to the first branch point.
  • the first distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is recognized
  • the second distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is not recognized.
  • the control method includes detecting power output from the first distributed power source, and transmitting power in the main power line by a reverse power flow sensor provided on the main power line from the second branch point on the grid side. Detecting a direction to be transmitted and when detecting that there is output power from the first distributed power source and when the detection value of the reverse flow sensor is zero, an error notification is given to the user And a step of performing.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an energy management system 1 according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating the control system 100 according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating the control system 100 according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating the EMS 200 according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the control method according to the first embodiment.
  • FIG. 6 is a flowchart showing step S200 in the control method according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a flowchart showing step S300 in the control method according to the first embodiment.
  • FIG. 8 is a flowchart showing step S400 in the control method according to the first embodiment.
  • the control system is connected to the main power line via a main power line that connects a system and a load, and a first power line that branches from the main power line at a first branch point on the main power line.
  • a first distributed power source, a second distributed power source connected to the main power line via a second power line branched from the main power line at a second branch point on the main power line, and the main power A reverse power flow sensor that detects a direction in which power is transmitted, and a control device that controls the first distributed power source and the second distributed power source, provided on the line from the second branch point on the grid side.
  • the first branch point is located closer to the system than the second branch point.
  • the first distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is recognized
  • the second distributed power source is a distributed power source in which a reverse power flow of the output power is not recognized.
  • the reverse power flow sensor is provided on the system side from the second branch point on the main power line, thereby preventing the reverse power flow of the output power from the second distributed power source.
  • the control device notifies the user of an error.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an energy management system 1 according to the first embodiment.
  • the energy management system 1 includes a customer 10, a CEMS 20, a substation 30, a smart server 40, and a power plant 50.
  • the customer 10, the CEMS 20, the substation 30 and the smart server 40 are connected by a network 60.
  • the customer 10 has, for example, a power generation device and a power storage device.
  • the power generation device is a device that outputs electric power using fuel gas, such as a fuel cell.
  • the power storage device is a device that stores electric power, such as a secondary battery.
  • the customer 10 may be a detached house or an apartment house such as a condominium.
  • the customer 10 may be a store such as a convenience store or a supermarket, a commercial facility such as a building, or a factory.
  • a plurality of consumers 10 constitutes a customer group 10A and a customer group 10B.
  • the consumer group 10A and the consumer group 10B are classified by, for example, a geographical area.
  • the CEMS 20 controls interconnection between the plurality of consumers 10 and the power system.
  • the CEMS 20 may be referred to as CEMS (Cluster / Community Energy Management System) in order to manage a plurality of consumers 10. Specifically, the CEMS 20 disconnects between the plurality of consumers 10 and the power system at the time of a power failure or the like. On the other hand, the CEMS 20 interconnects the plurality of consumers 10 and the power system when power is restored.
  • CEMS 20A and CEMS 20B are provided.
  • the CEMS 20A controls interconnection between the customer 10 included in the customer group 10A and the power system.
  • the CEMS 20B controls interconnection between the customer 10 included in the customer group 10B and the power system.
  • the substation 30 supplies power to the plurality of consumers 10 via the distribution line 31. Specifically, the substation 30 steps down the voltage received from the power plant 50.
  • a substation 30A and a substation 30B are provided.
  • the substation 30A supplies power to the consumers 10 included in the consumer group 10A via the distribution line 31A.
  • the substation 30B supplies power to the consumers 10 included in the consumer group 10B via the distribution line 31B.
  • the smart server 40 manages a plurality of CEMSs 20 (here, CEMS 20A and CEMS 20B).
  • the smart server 40 also manages a plurality of substations 30 (here, the substation 30A and the substation 30B).
  • the smart server 40 comprehensively manages the customers 10 included in the customer group 10A and the customer group 10B.
  • the smart server 40 has a function of balancing the power to be supplied to the consumer group 10A and the power to be supplied to the consumer group 10B.
  • the power plant 50 generates power using thermal power, sunlight, wind power, hydropower, nuclear power, or the like.
  • the power plant 50 supplies power to the plurality of substations 30 (here, the substation 30A and the substation 30B) via the power transmission line 51.
  • the network 60 is connected to each device via a signal line.
  • the network 60 is, for example, the Internet, a wide area network, a narrow area network, or a mobile phone network.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating details of the control system 100 according to the first embodiment.
  • the control system 100 includes a main power line 11, a distribution board 110, a load 120, a PV unit (solar cell unit) 130, a storage battery unit 140, a fuel cell unit 150, and a hot water storage device. 160 and EMS200.
  • the control system 100 is provided in the customer 10.
  • the PV unit 130 is a distributed power source (first distributed power source) in which reverse power flow is recognized, and the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 are distributed power sources (first power source in which reverse power flow is not recognized).
  • first distributed power source in which reverse power flow is recognized
  • second distributed power sources first power source in which reverse power flow is not recognized
  • each device is connected to the main power line 11 in the order of the PV unit 130, the storage battery unit 140, the fuel cell unit 150, and the load 120 as viewed from the order close to the system.
  • the present invention can also be implemented when the connection between the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 is reversed.
  • the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150 may be connected to each other via a signal line, and may transmit and receive various types of information such as output power.
  • the signal line may be either wired or wireless.
  • the main power line 11 is a power line connecting the system and the load 120.
  • the PV unit 130 is connected to the main power line 11 via the power line 133 branched from the main power line 11 at the first branch point P1.
  • the storage battery unit 140 is connected to the main power line 11 via the power line 143 branched from the main power line 11 at the second branch point P2.
  • the fuel cell unit 150 is connected to the main power line 11 via the power line 153.
  • the power line 153 branches from the power line 143, but may branch from the main power line 11.
  • the first branch point P1 is located on the system side of the second branch point P2.
  • Distribution board 110 houses a circuit breaker, a sensor, and the like provided on the power line.
  • the first branch point P ⁇ b> 1 and the second branch point P ⁇ b> 2 on the main power line 11 are arranged in the distribution board 110.
  • the load 120 is a device that consumes power supplied through the main power line 11.
  • the load includes devices such as a refrigerator, a freezer, lighting, and an air conditioner.
  • the PV unit 130 has a PV 131 and a PCS 132.
  • the PV unit 130 is an example of a power generation device, and is a solar power generation device (Photovoltaic Device) that generates power in response to reception of sunlight.
  • the PV 131 outputs the generated DC power.
  • the amount of power generated by the PV 131 changes according to the amount of solar radiation applied to the PV 131.
  • the PCS 132 is a device (Power Conditioning System) that converts DC power output from the PV 131 into AC power.
  • the PCS 132 outputs AC power to the main power line 11 via the power line 133.
  • the PV unit 130 may have a pyranometer that measures the amount of solar radiation irradiated on the PV 131.
  • the sensor CT1 is provided on the power line 133.
  • the sensor CT1 is a current sensor, for example. Based on the detection value of the sensor CT1, the output power from the PV unit 130 is detected.
  • the sensor CT1 is connected to the EMS 200 via a signal line, and transmits a detection value to the EMS 200.
  • the sensor CT1 is connected to the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150 via signal lines, and transmits the detection value to these units.
  • the sensor CT ⁇ b> 1 is arranged in the distribution board 110, but may be arranged outside the distribution board 110.
  • the PV unit 130 is controlled by the MPPT (Maximum Power Point Tracking) method. Specifically, the PV unit 130 optimizes the operating point (a point determined by the operating point voltage value and the power value, or a point determined by the operating point voltage value and the current value) of the PV 131.
  • MPPT Maximum Power Point Tracking
  • the storage battery unit 140 includes a storage battery 141 and a PCS 142.
  • the storage battery 141 is an example of a power storage device that stores electric power.
  • the PCS 142 is a device (Power Conditioning System) that converts AC power supplied from the distribution line 31 (system) via the power line 143 into DC power. Further, the PCS 142 converts the DC power output from the storage battery 141 into AC power, and outputs the AC power to the main power line 11 via the power line 143.
  • Power Conditioning System Power Conditioning System
  • the fuel cell unit 150 includes a fuel cell 151 and a PCS 152.
  • the fuel cell unit 150 is an example of a power generation device that outputs power using fuel such as gas.
  • the PCS 152 is a device (Power Conditioning System) that converts DC power output from the fuel cell 151 into AC power.
  • the PCS 152 outputs AC power to the main power line 11 via the power line 153.
  • the hot water storage device 160 is an example of a heat storage device that converts electric power into heat, accumulates the converted heat as hot water, and stores heat generated by a cogeneration device such as the fuel cell unit 150 as hot water.
  • the hot water storage device 160 has a hot water storage tank, and warms water supplied from the hot water storage tank by exhaust heat generated by the operation (power generation) of the fuel cell 151.
  • the hot water storage device 160 warms the water supplied from the hot water storage tank and returns the heated hot water to the hot water storage tank.
  • the EMS 200 is a device (Energy Management System) that controls the PV unit 130, the storage battery unit 140, the fuel cell unit 150, and the hot water storage device 160.
  • the EMS 200 is connected to the PV unit 130, the storage battery unit 140, the fuel cell unit 150, and the hot water storage device 160 via signal lines, and the PV unit 130, the storage battery unit 140, the fuel cell unit 150, and the hot water storage device. 160 is controlled using a signal conforming to a protocol such as ECHONET Lite (registered trademark) or ZigBee (registered trademark).
  • the EMS 200 is connected to various servers via the network 60.
  • Various servers store, for example, information (hereinafter referred to as energy charge information) such as the unit price of power supplied from the grid, the unit price of power received from the grid, and the unit price of fuel gas.
  • various servers store the information (henceforth energy consumption prediction information) for predicting the power consumption of the load 120, for example.
  • the energy consumption prediction information may be generated based on, for example, the past power consumption actual value of the load 120.
  • the energy consumption prediction information may be a model of power consumption of the load 120.
  • the various servers store, for example, information for predicting the power generation amount of the PV 131 (hereinafter, PV power generation amount prediction information).
  • the PV power generation prediction information may be a predicted value of the amount of solar radiation irradiated on the PV 131.
  • the PV power generation prediction information may be weather forecast, season, sunshine time, or the like.
  • the reverse power flow sensor CT ⁇ b> 2 is provided on the main power line 11 on the system side from the second branch point P ⁇ b> 2.
  • the reverse power flow sensor CT2 is connected to the EMS 200 via a signal line, and transmits a detection value to the EMS 200.
  • the reverse power flow sensor CT2 is a current sensor, for example. Based on the detection value of the reverse power flow sensor CT2, the direction of electric power transmitted through the main power line 11 is detected with the direction toward the grid side being positive.
  • the reverse power flow sensor CT2 detects a reverse power flow to the system of output power from a distributed power source (that is, the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150) where no reverse power flow is recognized. That is, the reverse power flow sensor for the storage battery unit 140 and the reverse power flow sensor for the fuel cell unit 150 may be used together, or may be provided for each sensor having different performance in terms of accuracy. . Even when configured by separate sensors, since the current direction itself is not different, it can be regarded as a single reverse power flow sensor CT2. In FIG. 2, the reverse power flow sensor CT ⁇ b> 2 is arranged in the distribution board 110, but may be arranged outside the distribution board 110.
  • the power consumption is reduced by covering the power consumption of the load 120 with the output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150. Can be increased. In this way, increasing the amount of electric power sold by using a plurality of types of distributed power sources together is called raising the amount of electric power sold.
  • the Japanese system may not allow the increase in power sales due to contracts with power companies.
  • the reverse power flow sensor CT2 is installed at a predetermined position according to a contract with the electric power company.
  • FIG. 2 shows the installation position of the reverse power flow sensor CT2 when the increase in the amount of power sold is not permitted due to the contract with the electric power company.
  • FIG. 3 shows the installation position of the reverse power flow sensor CT2 in the case where the increase in the amount of power sales is permitted in the contract with the electric power company.
  • the reverse power flow sensor CT2 When the increase in the amount of power sold is not permitted due to a contract with the electric power company, the reverse power flow sensor CT2 is provided on the system side from the first branch point P1 on the main power line 11, as shown in FIG. It has been. In such a case, the reverse flow sensor CT2 detects the reverse flow of the output power from the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150.
  • the reverse power flow sensor CT2 is installed at a position where the reverse power flow of the output power from the PV unit 130 cannot be detected, the output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 is supplied to the load 120. Also, the reverse power flow of the output power from the PV unit 130 becomes possible. Therefore, when the increase in the amount of power sold is not permitted, the reverse flow sensor CT2 needs to be installed at a position where the reverse flow from the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150 can be detected.
  • the reverse power flow sensor CT2 installed at the position of FIG. 2 detects a reverse power flow, it is difficult to immediately identify which power source the reverse power flow is output from.
  • the output power from the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 is supplied to the load 120 as well as the reverse power during the reverse power flow (power sales) from the PV unit 130. Is not acceptable. Therefore, when the reverse power flow sensor CT2 detects the reverse power flow, the outputs from the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 are stopped. Thereby, the reverse power flow from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 and the increase in the amount of electric power sold are prevented.
  • the reverse power flow sensor CT2 When the increase in the amount of power sold is permitted by a contract with the electric power company, the reverse power flow sensor CT2 is connected to the first branch point P1 and the second branch point on the main power line 11, as shown in FIG. It is provided between P2 (that is, the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 side from the branch point P1). In such a case, the reverse power flow sensor CT2 detects the reverse power flow of the output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 to the system.
  • the reverse power flow sensor CT2 does not detect the reverse power flow of the output power from the PV unit 130. Therefore, by installing the reverse power flow sensor CT2 at the position shown in FIG. 3, the output power from the PV unit 130 is sold while the output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 is supplied to the load 120. (Reverse flow) is allowed.
  • FIG. 4 is a block diagram showing the EMS 200 according to the first embodiment.
  • the EMS 200 includes a communication unit 210, a storage unit 220, a control unit 230, and a display unit 240.
  • the EMS 200 is an example of a control device.
  • the communication unit 210 transmits / receives various signals to / from the connected device via a signal line.
  • the communication unit 210 may receive information indicating the power generation amount of the PV 131 from the PV unit 130.
  • the communication unit 210 may receive information indicating the storage amount of the storage battery 141 from the storage battery unit 140.
  • the communication unit 210 may receive information indicating the power generation amount of the fuel cell 151 from the fuel cell unit 150.
  • the communication unit 210 may receive information indicating the amount of hot water stored in the hot water storage device 160 from the hot water storage device 160.
  • the communication unit 210 receives detection values of the sensor CT1 and the reverse power flow sensor CT2 from the sensor CT1 and the reverse power flow sensor CT2.
  • the communication unit 210 may receive energy charge information, consumption energy prediction information, and PV power generation amount prediction information from various servers via the network 60.
  • the communication unit 210 may receive energy charge information from the smart meter.
  • the communication part 210 transmits the signal for controlling the PV unit 130, the storage battery unit 140, the fuel cell unit 150, and the hot water storage apparatus 160 to each apparatus, for example.
  • the storage unit 220 stores information received by the communication unit 210.
  • the storage unit 220 stores whether or not an increase in the amount of power sold is permitted in the contract with the electric power company (that is, which attachment position of the reverse power flow sensor CT2 is in FIG. 2 or FIG. 3).
  • the storage unit 220 stores an error counter for the connected device.
  • the error counter is a counter for measuring the duration of a state in which no current is detected between the PV units 130 even though the output power from the PV unit 130 is present ( (See FIG. 6).
  • the error counter is a counter for measuring the duration of the state where there is no output power from the PV unit 130, as will be described later (see FIG. 8).
  • the control unit 230 signals the load 120, the PV unit 130, the storage battery unit 140, the fuel cell unit 150, the hot water storage device 160, and the display device 250 in accordance with a protocol such as ECHONET Lite (registered trademark) or ZigBee (registered trademark). To control.
  • a protocol such as ECHONET Lite (registered trademark) or ZigBee (registered trademark).
  • the control unit 230 detects the output power from the PV unit 130 based on the detection value of the sensor CT1. Moreover, the control part 230 detects the direction in which the electric power and electric power are transmitted between the 1st branch point P1 and the 2nd branch point P2 in the main power line 11 based on the detected value of reverse power flow sensor CT2. In addition, the control unit 230 is stored in the storage unit 220 when a state in which no current is detected between the PV unit 130 and the system is detected even though there is output power from the PV unit 130. Add the error counter. Alternatively, the control unit 230 adds an error counter stored in the storage unit 220 when a state in which there is no output power from the PV unit 130 is detected.
  • Display unit 240 displays various information stored in storage unit 220.
  • the display part 240 displays an error notification, when the control part 230 detects an error about the apparatus connected to EMS200.
  • the display unit 240 may include an operation unit such as a touch panel for a user to input various information.
  • Control method Hereinafter, a control method according to the first embodiment will be described.
  • 5 to 8 are flowcharts showing the control method according to the first embodiment. These flows are performed at a predetermined cycle, for example, once every 5 minutes.
  • step S100 the EMS 200 determines whether or not the detection value of the sensor CT1 is positive. If the determination result is “YES”, that is, if the output power from the PV unit 130 is detected, the EMS 200 performs the process of step S110. If the determination result is “NO”, that is, if the output power from the PV unit 130 is not detected, the EMS 200 performs the process of step S400.
  • step S110 the EMS 200 determines whether or not the contract with the electric power company is a contract that does not allow the increase in power sales.
  • the determination result is “YES”, that is, when the increase in the amount of power sold is not permitted due to the contract with the electric power company
  • the EMS 200 performs the process of step S200.
  • the determination result is “NO”, that is, when the increase in the amount of power sold is permitted in the contract with the electric power company
  • the EMS 200 performs the process of step S300.
  • FIG. 6 is a flowchart showing step S200 in the control method according to the first embodiment.
  • Step S200 is a control flow in the case where the increase in the amount of power sales is not permitted due to the contract with the electric power company.
  • the reverse power flow sensor CT2 is installed on the main power line 11 closer to the system side than the first branch point P1, as shown in FIG. It should be noted that it should be.
  • step S210 the EMS 200 determines whether or not the detected value of the reverse flow sensor CT2 is positive with the direction to the grid side being positive.
  • the determination result is “YES”, that is, the case where there is output power from the PV unit 130 and the current flow to the system side is detected by the reverse flow sensor CT2. That is, when the determination result is “YES”, there is a reverse power flow (power sale) from the PV unit 130.
  • FIG. 6 shows a case where no increase in the amount of power sold is allowed, output from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 in a state where there is a reverse power flow (power sales) is not allowed. Therefore, the EMS 200 performs the output stop process of the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 (step S230).
  • Step S210 when the determination result is “NO”, there is output power from the PV unit 130, and the reverse flow sensor CT2 does not detect the current flow to the system side. In this case, the EMS 200 performs the process of step S220.
  • step S220 the EMS 200 determines whether or not the detection value of the reverse flow sensor CT2 is negative.
  • the determination result is “YES”, that is, when a current in the direction from the system to the branch point P1 is detected (assuming that the reverse flow sensor CT2 is correctly attached as shown in FIG. 2), This means that the output power from the PV unit 130 is being supplied to the load, but the power that is still insufficient in the load is being purchased from the system.
  • output from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 is permitted. That is, the EMS 200 does not perform the output stop process of the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 and ends the process.
  • step S220 When the determination result is “NO” in step S220, that is, when the detection value of the reverse power flow sensor CT2 is zero, the output power from the PV unit 130 is in a state where there is power, but between the grids. This means that no current is detected. In this case, the EMS 200 performs the process of step S240.
  • a state in which no current is detected between the PV unit 130 and the output power from the PV unit 130 may be a problem in the reverse flow sensor CT2. high.
  • the malfunction of the reverse power flow sensor CT2 means, for example, a failure, a mounting failure, or being installed at an inappropriate position in a contract with a power company.
  • the state in which no current is detected between the reverse flow sensor CT2 and the grid means that the output power of the distributed power source and the power consumption of the load are balanced in the consumer, and the power to and from the grid This means that the number of exchanges is zero.
  • the PV unit 130 is controlled by the MPPT method, in practice, power exchange with the system is rarely zero. In rare cases, when the output power from the PV unit 130 (or in addition to this, the output from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150) and the power consumption of the load are balanced, There may be cases where power transfer is zero, but such cases are usually instantaneous and not continuous.
  • step S240 the EMS 200 increments the error counter by 1 (adds 1).
  • step S250 the EMS 200 determines whether or not the error counter exceeds a predetermined value. Thereby, EMS200 discriminate
  • the EMS 200 When the determination result is “NO”, that is, when it is determined that the state where the detection value of the reverse flow sensor CT2 becomes zero is not continuous, the EMS 200 performs the output stop process of the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150. The processing is terminated without performing. At this time, the EMS 200 resets the error counter (to zero).
  • step S260 the EMS 200 notifies the user of an error.
  • the error notification indicates that there is a possibility that a malfunction has occurred in the reverse power flow sensor CT2 when the increase in the amount of power sold is not permitted due to a contract with the power company. Thereby, the user can confirm the presence or absence of the malfunction of reverse power flow sensor CT2.
  • step S270 the EMS 200 determines whether to stop the output of power from the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150. For example, when the determination in step S250 is “YES” (that is, when it is determined to be zero continuously for a predetermined number of times), the EMS 200 determines “YES”. Alternatively, when the user confirms the malfunction of the reverse power flow sensor CT2 in response to the determination result of step S260, the EMS 200 determines “YES”. When the determination result is “YES”, the EMS 200 performs output stop processing (step S280) of the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150. If the determination result is “NO”, that is, if no malfunction is confirmed in the reverse flow sensor CT2, the EMS 200 ends the process without performing the output stop process of the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150.
  • a state in which no current is detected between the PV unit 130 and the system is in a state where there is output power continues for a predetermined period (that is, an error).
  • the EMS 200 stops the output of the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150.
  • the embodiment is not limited to this.
  • the EMS 200 when a state is detected in which no current is detected between the PV unit 130 and the power output from the PV unit 130 (“NO” in step S220), the EMS 200 The processing from S240 to S270 may be omitted, and the outputs of the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 may be immediately stopped (step S280).
  • the detection value of the reverse flow sensor CT2 is continuously zero, there is a high possibility that a problem has occurred in the reverse flow sensor CT2.
  • the EMS 200 immediately stops the outputs of the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 to suppress an unauthorized increase in the amount of power sold.
  • FIG. 7 is a flowchart showing step S300 in the control method according to the first embodiment.
  • Step S300 is a control flow in the case where an increase in the amount of electric power sold is permitted under a contract with the electric power company.
  • the reverse power flow sensor CT2 is normally connected to the first branch point P1 and the second branch point P2 in the main power line 11, as shown in FIG. It should be noted that it should be installed between
  • step S310 the EMS 200 determines whether or not the detected value of the reverse flow sensor CT2 is positive with the direction toward the grid side being positive.
  • the determination result is “YES”, that is, when it is detected that the output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 is flowing backward
  • the EMS 200 stops the output of the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150.
  • Processing step S320 is performed. This prevents output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 from flowing backward to the system.
  • the determination result is “NO”, it is determined that the output power from the storage battery unit 140 and / or the fuel cell unit 150 is not reversely flowed and is supplied to the load 120. The process is terminated without performing the output stop process of the battery unit 150.
  • FIG. 8 is a flowchart showing step S400 in the control method according to the first embodiment.
  • Step S400 is a control flow when the output power from the PV unit 130 is not detected (“NO” in step S100 of FIG. 5).
  • the customer 10 including the PV unit 130 is expected to output power from the PV unit 130 except during nighttime or rainy weather. Nevertheless, the fact that the output power from the PV unit 130 is not detected for a predetermined period means that the PV unit 130 may be abnormal, or the sensor CT1 may be disconnected or malfunctioned. There is sex. When an abnormality has occurred in the PV unit 130, it is necessary to stop the output of the PV unit 130.
  • step S410 the EMS 200 increments the error counter by 1 (adds 1).
  • step S420 the EMS 200 determines whether or not the error counter exceeds a predetermined value.
  • the error counter illustrated in FIG. 8 is different from the error counter illustrated in FIG.
  • the predetermined value described in FIG. 8 is different from the predetermined value shown in FIG.
  • the error counter shown in FIG. 8 is a counter for continuing a state where there is no output power from the PV unit 130 over an abnormally long period. Therefore, a value larger than the predetermined value shown in FIG. 6 is set as the predetermined value described in FIG.
  • the EMS 200 determines whether the state in which the detection value of the sensor CT1 becomes zero is temporary or continuous. If the determination result is “YES”, that is, it is determined that the state in which the detection value of the sensor CT1 is zero is continued, the EMS 200 performs the process of step S430. If the determination result is “NO”, that is, it is determined that the state in which the detection value of the sensor CT1 is zero is not continuous, the EMS 200 ends the process without performing the output stop process of the PV unit 130. At this time, the EMS 200 resets the error counter.
  • step S430 the EMS 200 notifies the user of an error.
  • the error notification displays, for example, that there is a possibility that a malfunction has occurred in the PV unit 130 or the sensor CT1. Thereby, the user can confirm the malfunction of PV unit 130 or sensor CT1.
  • step S440 the EMS 200 determines whether or not to stop the output of power from the PV unit 130. For example, when the determination in step S420 is “YES” (that is, when the output power of the PV unit 130 is determined to be zero continuously for a predetermined number of times), the EMS 200 determines “YES”. Alternatively, when the user confirms the malfunction of the PV unit 130 or the sensor CT1 in response to the determination result of step S420, the EMS 200 determines “YES”. In this case, the EMS 200 performs an output stop process (step S450) of the PV unit 130. When the determination result is “NO”, that is, when the malfunction of the PV unit 130 or the sensor CT1 is not confirmed, the EMS 200 ends the process without performing the output stop process of the PV unit 130.
  • the reverse power flow sensor CT2 is provided on the main power line 11 on the system side from the second branch point P2, so that the output power from the storage battery unit 140 and the fuel cell unit 150 is output. Prevent reverse current flow.
  • the detection value of the reverse power flow sensor CT2 is rarely zero. That is, when the detection value of the reverse power flow sensor CT2 becomes zero, there is a high possibility that the reverse power flow sensor CT2 is provided at a position that is not on the system side from the first branch point P1.
  • the EMS 200 when the output power from the PV unit 130 is detected and the detection value of the reverse flow detection sensor CT2 is zero, the EMS 200 notifies the user of an error. .
  • the user may have installed the reverse power flow sensor CT2 at a position different from the position where the increase in the amount of power sold is not permitted due to the contract with the power company. Can be recognized.
  • the unit price of electricity sold when the increase in power sales is not permitted is set higher than the unit price of power sold when the increase in power sales is permitted. Therefore, if the reverse power flow sensor CT2 is installed at an inappropriate position when the increase in power sales is not permitted, power can be sold at a unit price higher than the unit price that should be originally set. And disadvantageous to other users. For example, when installing a distributed power supply, it is conceivable that the installation position of the reverse power flow detection sensor CT2 is erroneously changed. Providing an error notification when the detection value of the reverse power flow sensor CT2 is zero can be a countermeasure against an unauthorized increase in the amount of power sold.
  • the EMS 200 may be a HEMS (Home Energy Management System), a SEMS (Store Energy Management System), or a BEMS (Building Energy Management System, or an FEM). There may be.
  • HEMS Home Energy Management System
  • SEMS Store Energy Management System
  • BEMS Building Energy Management System
  • the customer 10 includes a load 120, a PV unit 130, a storage battery unit 140, a fuel cell unit 150, and a hot water storage device 160.
  • the consumer 10 should just have the load 120, the PV unit 130, the storage battery unit 140, and / or the fuel cell unit 150 at least.
  • the EMS 200 has been described as controlling the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150 based on the detection values of the sensor CT1 and the reverse flow sensor CT2.
  • the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150 may be controlled by each PCS (PCS 132, PCS 142, and PCS 152).
  • PCS 132, PCS 142, and PCS 152 PCS 132, PCS 142, and PCS 152
  • the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150 control their outputs based on the detection values received by the PCS from the sensor CT1 and the reverse flow sensor CT2.
  • any of the PCS 132, PCS 142, and PCS 152 may control the outputs of the PV unit 130, the storage battery unit 140, and the fuel cell unit 150.
  • the storage battery 141 of the storage battery unit 140 has been described as storing power supplied from the system.
  • the power output from the PV unit 130 or the fuel cell unit 150 may be stored.
  • the fuel cell 151 of the fuel cell unit 150 may be, for example, a SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) or a PEFC (Polymer Electrolyte Fuel Cell).
  • SOFC Solid Oxide Fuel Cell
  • PEFC Polymer Electrolyte Fuel Cell

Landscapes

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Abstract

　制御システム１００は、第１の分岐点Ｐ１において主幹電力線１１と接続されるＰＶユニット１３０と、第２の分岐点Ｐ２において主幹電力線１１に接続される蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０と、ＥＭＳ２００と、第２の分岐点Ｐ２より系統側に設けられ、電力が伝わる方向を検出する逆潮流センサＣＴ２を備える。ＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０からの出力電力を検出した場合で、かつ、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行う。

Description

制御システム、制御装置、及び制御方法
　本発明は、複数種類の分散電源を備える需要家における制御システム、制御装置、及び制御方法に関する。
　近年、電力の需要家に設けられる分散電源として、例えば、太陽電池ユニット、燃料電池ユニット、及び蓄電池ユニット等が知られている（例えば、特許文献１）。
　太陽電池ユニットは、太陽光の受光に応じて発電を行う発電装置である。燃料電池ユニットは、ガス等の燃料を利用して発電を行う発電装置である。蓄電池ユニットは、蓄電池に電力を蓄積する蓄電装置である。
　例えば、日本の制度では、再生可能エネルギーによって発電された電力は、系統を管理する電力事業者に売電することができる。太陽光は再生可能エネルギーの１つであるため、太陽電池ユニットが出力する電力（出力電力）は、系統を管理する電力事業者に売電することができる。言い換えると、太陽電池ユニットからの出力電力は、系統への逆潮流が認められている。一方で、再生可能エネルギーを利用していない燃料電池ユニット及び蓄電池ユニットからの出力電力については、電力事業者への売電も、系統への逆潮流も認められない。
特開２００２－１５２９７６号公報
　ところで、出力電力の逆潮流が認められる分散電源と、出力電力の逆潮流が認められない分散電源とを含む、複数種類の分散電源を備える需要家が増加している。このような場合には、例えば、所定の位置に設置した逆潮流センサにより、不適切な逆潮流を検出する。
　しかしながら、例えば、複数種類の分散電源が順次導入される過程で、逆潮流センサの設置位置が、意図から外れた位置となってしまう場合がある。そのため、逆潮流センサが意図した位置に正しく取り付けられているかどうかを判別することが求められる。
　そこで、本発明は、複数種類の分散電源を適切に運用できる制御システム、制御装置、及び制御方法を提供することを目的とする。
　第１の特徴に係る制御システムは、系統と負荷とを接続する主幹電力線と、前記主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して、前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、前記主幹電力線上の第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して、前記主幹電力線に接続された第２の分散電源と、前記主幹電力線上において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられ、電力が伝わる方向を検出する逆潮流センサと、前記第１の分散電源及び前記第２の分散電源を制御する制御装置とを備える。前記第１の分岐点は、前記第２の分岐点よりも前記系統側に位置する。前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源である。前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行う。
　第１の特徴において、前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、前記第２の分散電源からの電力の出力を停止させる。
　第１の特徴において、前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値が所定の期間にわたってゼロである場合には、前記第２の分散電源からの電力の出力を停止させる。
　第１の特徴において、前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記系統側への向きを正として、前記逆潮流センサの検出値が正の場合には、前記第２の分散電源からの電力の出力を停止させる。
　第１の特徴において、前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を所定期間にわたって検出しない場合には、ユーザに対してエラー通知を行う。
　第１の特徴において、前記制御装置は、前記第１の電力線上に設けられたセンサをさらに備え、前記制御装置は、前記センサの検出値に基づいて、前記第１の分散電源からの出力電力を検出する。
　第１の特徴において、前記第１の分散電源は、太陽電池ユニットであり、前記第２の分散電源は、蓄電池ユニット又は燃料電池ユニットである。
　第２の特徴に係る制御装置は、系統と負荷とを接続する主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、前記主幹電力線上の第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第２の分散電源とを制御する。前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源である。前記第１の分岐点は、前記第２の分岐点よりも前記系統側に位置する。制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記主幹電力線上において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられ、前記主幹電力線において電力が伝送される方向を検出する逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行う。
　第３の特徴に係る制御方法は、系統と負荷とを接続する主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、前記主幹電力線において前記第１の分岐点よりも前記負荷側に位置する第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第２の分散電源とを制御する。前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源である。制御方法は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出するステップと、前記主幹電力線において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられた逆潮流センサによって、前記主幹電力線において電力が伝送される方向を検出するステップと、前記第１の分散電源からの出力電力があることを検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行うステップと備える。
　本発明によれば、複数種類の分散電源を適切に運用できる制御システム、制御装置、及び制御方法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１を示す図である。 図２は、第１実施形態に係る制御システム１００を示す図である。 図３は、第１実施形態に係る制御システム１００を示す図である。 図４は、第１実施形態に係るＥＭＳ２００を示す図である。 図５は、第１実施形態に係る制御方法を示すフロー図である。 図６は、第１実施形態に係る制御方法におけるステップＳ２００を示すフロー図である。 図７は、第１実施形態に係る制御方法におけるステップＳ３００を示すフロー図である。 図８は、第１実施形態に係る制御方法におけるステップＳ４００を示すフロー図である。
　以下において、本発明の実施形態に係る制御システム、管理装置、及び制御方法について、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］
　実施形態に係る制御システムは、系統と負荷とを接続する主幹電力線と、前記主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して、前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、前記主幹電力線上の第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して、前記主幹電力線に接続された第２の分散電源と、前記主幹電力線上において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられ、電力が伝わる方向を検出する逆潮流センサと、前記第１の分散電源及び前記第２の分散電源を制御する制御装置とを備える。前記第１の分岐点は、前記第２の分岐点よりも前記系統側に位置する。前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源である。前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行う。
　実施形態では、逆潮流センサが、主幹電力線上において第２の分岐点より系統側に設けられることにより、第２の分散電源からの出力電力の逆潮流を防止する。制御装置は、第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行う。これにより、本発明は、複数種類の分散電源を適切に運用できる制御システム、制御装置、及び制御方法を提供することができる。
　［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実施形態に係る制御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１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１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、太陽光、風力、水力、又は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、又は携帯電話網などである。
　（制御システム）
　以下において、第１実施形態に係る制御システム１００について説明する。図２は、第１実施形態に係る制御システム１００の詳細を示す図である。
　図２に示すように、制御システム１００は、主幹電力線１１と、分電盤１１０と、負荷１２０と、ＰＶユニット（太陽電池ユニット）１３０と、蓄電池ユニット１４０と、燃料電池ユニット１５０と、貯湯装置１６０と、ＥＭＳ２００とを有する。制御システム１００は、需要家１０内に設けられる。
　以下、ＰＶユニット１３０が、出力電力の逆潮流が認められる分散電源（第１の分散電源）であり、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０が、出力電力の逆潮流が認められない分散電源（第２の分散電源）であるケースを例として説明する。
　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ユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び負荷１２０の順で主幹電力線１１と接続されている。但し、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の接続が逆の場合にも、本発明は実施可能である。また、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０は、信号線を介して相互に接続され、出力電力等の各種情報を送受信してもよい。信号線は、有線又は無線のいずれであってもよい。
　主幹電力線１１は、系統と負荷１２０とを接続する電力線である。ＰＶユニット１３０は、第１の分岐点Ｐ１において主幹電力線１１から分岐する電力線１３３を介して、主幹電力線１１と接続される。蓄電池ユニット１４０は、第２の分岐点Ｐ２において主幹電力線１１から分岐する電力線１４３を介して、主幹電力線１１と接続される。燃料電池ユニット１５０は、電力線１５３を介して、主幹電力線１１と接続される。図２において、電力線１５３は、電力線１４３から分岐するが、主幹電力線１１から分岐してもよい。主幹電力線１１上において、第１の分岐点Ｐ１は、第２の分岐点Ｐ２よりも系統側に位置する。
　分電盤１１０は、電力線上に設けられた遮断器及びセンサ等を収納する。図２において、主幹電力線１１上の第１の分岐点Ｐ１及び第２の分岐点Ｐ２は、分電盤１１０内に配置されている。
　負荷１２０は、主幹電力線１１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、負荷は、冷蔵庫、冷凍庫、照明、及びエアコンなどの装置を含む。
　ＰＶユニット１３０は、ＰＶ１３１と、ＰＣＳ１３２とを有する。また、ＰＶユニット１３０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（Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　Ｄｅｖｉｃｅ）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１３３を介してＡＣ電力を主幹電力線１１に出力する。
　第１実施形態において、ＰＶユニット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。
　第１実施形態において、電力線１３３上に、センサＣＴ１が設けられている。センサＣＴ１は、例えば、電流センサである。センサＣＴ１の検出値に基づいて、ＰＶユニット１３０からの出力電力が検出される。センサＣＴ１は、ＥＭＳ２００と信号線を介して接続され、検出値をＥＭＳ２００に送信する。また、センサＣＴ１は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０と信号線を介して接続され、検出値をこれらのユニットに送信する。図２において、センサＣＴ１は、分電盤１１０内に配置されているが、分電盤１１０の外に配置されてもよい。
　ＰＶユニット１３０は、ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ）法によって制御される。詳細には、ＰＶユニット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。
　蓄電池ユニット１４０は、蓄電池１４１と、ＰＣＳ１４２とを有する。蓄電池１４１は、電力を蓄積する蓄電装置の一例である。ＰＣＳ１４２は、電力線１４３を介して配電線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電力に変換し、電力線１４３を介してＡＣ電力を主幹電力線１１に出力する。
　燃料電池ユニット１５０は、燃料電池１５１と、ＰＣＳ１５２とを有する。燃料電池ユニット１５０は、ガス等の燃料を利用して電力を出力する発電装置の一例である。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。ＰＣＳ１５２は、電力線１５３を介してＡＣ電力を主幹電力線１１に出力する。
　貯湯装置１６０は、電力を熱に変換し、変換された熱を湯として蓄積したり、燃料電池ユニット１５０等のコージェネレーション機器が発生する熱を湯として蓄えたりする蓄熱装置の一例である。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。
　ＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット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ユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯装置１６０に信号線を介して接続されており、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０及び貯湯装置１６０を、ＥＣＨＯＮＥＴ　Ｌｉｔｅ（登録商標）あるいはＺｉｇＢｅｅ（登録商標）などのプロトコルに準拠した信号を用いて制御する。
　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、又は日照時間などであってもよい。
　（逆潮流センサ）
　以下において、第１実施形態に係る逆潮流センサについて説明する。図２に示すように、逆潮流センサＣＴ２は、主幹電力線１１上において、第２の分岐点Ｐ２よりも系統側に設けられている。逆潮流センサＣＴ２は、ＥＭＳ２００と信号線を介して接続され、検出値をＥＭＳ２００に送信する。逆潮流センサＣＴ２は、例えば、電流センサである。逆潮流センサＣＴ２の検出値に基づいて、系統側への向きを正として、主幹電力線１１を伝わる電力の方向が検出される。
　逆潮流センサＣＴ２は、逆潮流が認められない分散電源（すなわち、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０）からの出力電力の、系統への逆潮流を検出する。つまり、蓄電池ユニット１４０用の逆潮流センサと、燃料電池ユニット１５０用の逆潮流センサとを１つで兼用してもよいし、精度上異なる性能のセンサが必要であればそれぞれに設けてもよい。別々のセンサにより構成した場合であっても、電流の向き自体は相違ないため、逆潮流センサＣＴ２としては単一とみなすことができる。また、図２において、逆潮流センサＣＴ２は、分電盤１１０内に配置されているが、分電盤１１０の外に配置されてもよい。
　ここで、ＰＶユニット１３０からの出力電力を売電する（逆潮流させる）場合において、負荷１２０の消費電力を蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力で賄うことにより、売電量を増やすことができる。このように、複数種類の分散電源を併用することにより売電量を増やすことを、売電量の押し上げという。ただし、日本の制度では、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められない場合があることに留意すべきである。
　逆潮流センサＣＴ２は、電力事業者との契約に応じて、所定の位置に設置される。図２は、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合における、逆潮流センサＣＴ２の設置位置を示す。図３は、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められている場合における、逆潮流センサＣＴ２の設置位置を示す。
　電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合、逆潮流センサＣＴ２は、図２に示すように、主幹電力線１１上において、第１の分岐点Ｐ１よりも系統側に設けられている。このようなケースにおいては、逆潮流センサＣＴ２は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０からの出力電力の逆潮流を検出する。逆潮流センサＣＴ２が、ＰＶユニット１３０からの出力電力の逆潮流を検出できない位置に設置されていると、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力が負荷１２０に供給されているときも、ＰＶユニット１３０からの出力電力の逆潮流が可能となる。従って、売電量の押し上げが認められていない場合には、逆潮流センサＣＴ２は、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０からの逆潮流を検出できる位置に設置する必要がある。
　すなわち、図２の位置に設置された逆潮流センサＣＴ２が逆潮流を検出した場合、その逆潮流が、いずれの分散電源から出力された電力であるかを即座に特定することは難しい。しかし、売電量の押し上げが認められていない場合において、ＰＶユニット１３０からの逆潮流（売電）時には、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０からの出力電力は、逆潮流はもとより負荷１２０への供給も許容されない。そこで、逆潮流センサＣＴ２が逆潮流を検出した場合には、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０からの出力を停止する。これにより、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの逆潮流及び売電量の押し上げを防止する。　電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められている場合、逆潮流センサＣＴ２は、図３に示すように、主幹電力線１１上において、第１の分岐点Ｐ１と第２の分岐点Ｐ２との間（つまり分岐点Ｐ１よりも蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０側）に設けられている。このようなケースにおいては、逆潮流センサＣＴ２は、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力の、系統への逆潮流を検出する。ここで、逆潮流センサＣＴ２は、ＰＶユニット１３０からの出力電力の逆潮流を検出しないことに留意すべきである。従って、逆潮流センサＣＴ２を図３の位置に設置することにより、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力を負荷１２０に供給しつつ、ＰＶユニット１３０からの出力電力を売電する（逆潮流させる）ことが許容される。
　（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４は、第１実施形態に係るＥＭＳ２００を示すブロック図である。
　図４に示すように、ＥＭＳ２００は、通信部２１０と、記憶部２２０と、制御部２３０と、表示部２４０とを有する。ＥＭＳ２００は、制御装置の一例である。
　通信部２１０は、接続された装置との間で信号線を介して各種信号を送受信する。例えば、通信部２１０は、ＰＶ１３１の発電量を示す情報をＰＶユニット１３０から受信してもよい。通信部２１０は、蓄電池１４１の蓄電量を示す情報を蓄電池ユニット１４０から受信してもよい。通信部２１０は、燃料電池１５１の発電量を示す情報を燃料電池ユニット１５０から受信してもよい。通信部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、通信部２１０は、センサＣＴ１及び逆潮流センサＣＴ２の検出値を、センサＣＴ１及び逆潮流センサＣＴ２から受信する。
　第１実施形態において、通信部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。あるいは主幹電力線１１上にスマートメータが設けられている場合には、通信部２１０はスマートメータからエネルギー料金情報について受信してもよい。また、通信部２１０は、例えば、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット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。
　記憶部２２０は、通信部２１０が受信した情報を記憶する。記憶部２２０は、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められているか否か（すなわち、逆潮流センサＣＴ２が図２と図３のいずれの取り付け位置なのか）を記憶する。また、記憶部２２０は、接続された装置についてのエラーカウンタを記憶する。エラーカウンタは、後述するように、ＰＶユニット１３０からの出力電力がある状態であるにもかかわらず、系統との間で何らの電流も検出されない状態の継続時間を計測するためのカウンタである（図６を参照）。或いは、エラーカウンタは、後述するように、ＰＶユニット１３０からの出力電力がない状態の継続時間を計測するためのカウンタである（図８を参照）。
　制御部２３０は、負荷１２０、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット１５０、貯湯装置１６０、及び表示装置２５０を、ＥＣＨＯＮＥＴ　Ｌｉｔｅ（登録商標）あるいはＺｉｇＢｅｅ（登録商標）などのプロトコルに準拠した信号を用いて制御する。
　第１実施形態において、制御部２３０は、センサＣＴ１の検出値に基づいて、ＰＶユニット１３０からの出力電力を検出する。また、制御部２３０は、逆潮流センサＣＴ２の検出値に基づいて、主幹電力線１１において第１の分岐点Ｐ１と第２の分岐点Ｐ２との間における電力及び電力が伝わる方向を検出する。また、制御部２３０は、ＰＶユニット１３０からの出力電力がある状態であるにもかかわらず、系統との間で何らの電流も検出されない状態が検出された場合に、記憶部２２０に記憶されているエラーカウンタを加算する。或いは、制御部２３０は、ＰＶユニット１３０からの出力電力がない状態が検出された場合に、記憶部２２０に記憶されているエラーカウンタを加算する。
　表示部２４０は、記憶部２２０に記憶された各種情報を表示する。第１実施形態において、表示部２４０は、ＥＭＳ２００に接続された装置について制御部２３０がエラーを検出した場合に、エラー通知を表示する。表示部２４０は、ユーザが各種情報を入力するためのタッチパネル等の操作部を備えてもよい。
　（制御方法）
　以下において、第１実施形態に係る制御方法について説明する。図５～図８は、第１実施形態に係る制御方法を示すフロー図である。これらのフローは、例えば、５分に１回というように、所定の周期で行われる。
　図５に示すように、ステップＳ１００において、ＥＭＳ２００は、センサＣＴ１の検出値が正であるか否かを判定する。判定結果が“ＹＥＳ”、すなわち、ＰＶユニット１３０からの出力電力が検出された場合は、ＥＭＳ２００は、ステップＳ１１０の処理を行う。判定結果が“ＮＯ”、すなわち、ＰＶユニット１３０からの出力電力が検出されない場合は、ＥＭＳ２００は、ステップＳ４００の処理を行う。
　ステップＳ１１０において、ＥＭＳ２００は、電力事業者との契約が、売電量の押し上げが認められていない契約であるか否かを判定する。判定結果が“ＹＥＳ”、すなわち、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合は、ＥＭＳ２００は、ステップＳ２００の処理を行う。判定結果が“ＮＯ”、すなわち、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められている場合は、ＥＭＳ２００は、ステップＳ３００の処理を行う。
　＜売電量の押し上げが認められない場合＞
　図６は、第１実施形態に係る制御方法におけるステップＳ２００を示すフロー図である。ステップＳ２００は、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合における制御フローである。
　ここで、売電量の押し上げが認められていない場合には、本来ならば図２に示すように、逆潮流センサＣＴ２は、主幹電力線１１において、第１の分岐点Ｐ１よりも系統側に設置されているべきであることに留意すべきである。
　まず、図２に示すように、逆潮流センサＣＴ２が正しい位置に取り付けられている場合を例に説明を行う。
　図６に示すように、ステップＳ２１０において、ＥＭＳ２００は、系統側への向きを正として、逆潮流センサＣＴ２の検出値が正であるか否かを判定する。判定結果が“ＹＥＳ”とは、すなわち、ＰＶユニット１３０からの出力電力が有り、なおかつ逆潮流センサＣＴ２において系統側への電流の流れが検出される場合である。つまり、判定結果が“ＹＥＳ”の場合には、ＰＶユニット１３０からの逆潮流（売電）が有る状態である。図６は売電量の押し上げが認められないケースであるため、逆潮流（売電）が有る状態での蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力は認められない。そのため、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０の出力の停止処理を行う（ステップＳ２３０）。
　ステップＳ２１０において、判定結果が“ＮＯ”の場合は、ＰＶユニット１３０からの出力電力が有り、なおかつ逆潮流センサＣＴ２において系統側への電流の流れが検出されない場合である。この場合、ＥＭＳ２００は、ステップＳ２２０の処理を行う。
　ステップＳ２２０において、ＥＭＳ２００は、逆潮流センサＣＴ２の検出値が負であるか否かを判定する。判定結果が“ＹＥＳ”、すなわち、系統から分岐点Ｐ１への向きへの電流が検出された場合（逆潮流センサＣＴ２が図２に示すように正しく取り付けられていることを前提とする）、それはＰＶユニット１３０からの出力電力が負荷へ供給されつつ、それでも負荷で不足する電力を系統から買電している状態であることを意味する。この場合は逆潮流（売電）が無い状態であるため、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力が許諾される。すなわちＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０の出力停止処理を行わず、処理を終了する。
　ステップＳ２２０において判定結果が“ＮＯ”の場合、すなわち、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロである場合は、ＰＶユニット１３０からの出力電力がある状態であるにもかかわらず、系統との間で何らの電流も検出されない状態であることを意味する。この場合、ＥＭＳ２００は、ステップＳ２４０の処理を行う。
　このように、ＰＶユニット１３０からの出力電力がある状態であるにもかかわらず、系統との間で何らの電流も検出されない状態とは、逆潮流センサＣＴ２に不具合が発生している可能性が高い。逆潮流センサＣＴ２の不具合とは、例えば、故障、取り付け不良、又は、電力事業者との契約上不適切な位置に設置されていること等をいう。
　上述したように、逆潮流センサＣＴ２において系統との間で何らの電流も検出されない状態とは、需要家内で分散電源の出力電力と負荷の消費電力とが均衡し、系統との間での電力授受がゼロである状態を意味する。ただし、ＰＶユニット１３０はＭＰＰＴ法によって制御されるため、実際には、系統との間での電力授受がゼロとなることは少ない。稀に、ＰＶユニット１３０からの出力電力（あるいはこれに加えて蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力）と負荷の消費電力とが均衡がとれている場合に系統との間での電力授受がゼロとなるケースも生じ得るが、通常このようなケースは瞬間的なものであり、継続する類のものではない。
　そこで、ステップＳ２４０において、ＥＭＳ２００は、エラーカウンタを１インクリメント（１を加算）する。次に、ステップＳ２５０において、ＥＭＳ２００は、エラーカウンタが所定値を超えたか否かを判定する。これにより、ＥＭＳ２００は、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロとなる状態が、瞬間的なものか、又は継続的なものかを判別する。判定結果が“ＹＥＳ”、すなわち、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロとなる状態が継続的であると判別された場合、ＥＭＳ２００は、ステップＳ２６０の処理を行う。判定結果が“ＮＯ”、すなわち、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロとなる状態が継続的ではないと判別された場合、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０の出力停止処理を行わず、処理を終了する。このとき、ＥＭＳ２００は、エラーカウンタをリセット（ゼロに）する。
　ステップＳ２６０において、ＥＭＳ２００は、ユーザに対してエラー通知を行う。エラー通知は、例えば、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合に、逆潮流センサＣＴ２に不具合が発生している可能性があることを表示する。これにより、ユーザは、逆潮流センサＣＴ２の不具合の有無を確認することができる。
　次に、ステップＳ２７０において、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０からの電力の出力を停止するか否か判定する。例えば、ステップＳ２５０の判定が“ＹＥＳ”であった場合（すなわち、所定回数連続してゼロと判断された場合）、ＥＭＳ２００は、“ＹＥＳ”と判定する。あるいは、ステップＳ２６０の判定結果を受けて、逆潮流センサＣＴ２の不具合をユーザが確認した場合、ＥＭＳ２００は、“ＹＥＳ”と判定する。判定結果が“ＹＥＳ”の場合は、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力停止処理（ステップＳ２８０）を行う。判定結果が“ＮＯ”、すなわち、逆潮流センサＣＴ２に不具合が確認されなかった場合、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０の出力停止処理を行わず、処理を終了する。
　図６に示すフロー図では、ＰＶユニット１３０からの出力電力がある状態であるにもかかわらず、系統との間で何らの電流も検出されない状態が所定期間に亘って継続する場合（すなわち、エラーカウンタが所定値を超える場合）に、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力を停止する。しかしながら、実施形態は、これに限定されるものではない。
　例えば、ＰＶユニット１３０からの出力電力がある状態であるにもかかわらず、系統との間で何らの電流も検出されない状態が検出された場合（ステップＳ２２０において“ＮＯ”）に、ＥＭＳ２００は、ステップＳ２４０～ステップＳ２７０の処理を省略し、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力を直ちに停止してもよい（ステップＳ２８０）。上述したように、逆潮流センサＣＴ２の検出値が継続的にゼロである場合、逆潮流センサＣＴ２に不具合が発生した可能性が高い。特に、逆潮流センサＣＴ２が不適切な位置に設置されている場合は、電力事業者との契約に反して売電量を押し上げているおそれがある。そこで、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力を直ちに停止して、不正な売電量の押し上げを抑制する。
　＜売電量の押し上げが認められている場合＞
　図７は、第１実施形態に係る制御方法におけるステップＳ３００を示すフロー図である。ステップＳ３００は、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められている場合における制御フローである。
　ここで、売電量の押し上げが認められている場合には、本来ならば図３に示すように、逆潮流センサＣＴ２は、主幹電力線１１において、第１の分岐点Ｐ１と第２の分岐点Ｐ２との間に設置されているべきであることに留意すべきである。
　まず、正しく図３に示すように逆潮流センサＣＴ２が取り付けられている場合を例に説明を行う。
　図７に示すように、ステップＳ３１０において、ＥＭＳ２００は、系統側への向きを正として、逆潮流センサＣＴ２の検出値が正であるか否かを判定する。判定結果が“ＹＥＳ”、すなわち、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力が逆潮流されていることを検出した場合は、ＥＭＳ２００は、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力停止処理（ステップＳ３２０）を行う。これにより、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力が系統へ逆潮流されることを防止する。判定結果が“ＮＯ”の場合は、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０からの出力電力は逆潮流されず、負荷１２０に供給されていると判断されるため、ＥＭＳ２００は蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力停止処理を行わず、処理を終了する。
　なお、逆潮流センサＣＴ２が図２に示すような誤った位置に取付けられている場合には、売電量の押し上げが行われないが、不正な行為が行われている訳ではないことに留意すべきである。
　＜ＰＶユニットのエラー制御＞
　図８は、第１実施形態に係る制御方法におけるステップＳ４００を示すフロー図である。ステップＳ４００は、ＰＶユニット１３０からの出力電力が検出されない場合（図５のステップＳ１００において“ＮＯ”）における制御フローである。
　ＰＶユニット１３０を備える需要家１０においては、夜間又は雨天時を除き、ＰＶユニット１３０からの電力の出力が期待される。それにも関わらず、ＰＶユニット１３０からの出力電力が所定期間にわたって検出されないということは、ＰＶユニット１３０に異常が発生している可能性、あるいは、センサＣＴ１が外れている、又は故障している可能性がある。ＰＶユニット１３０に異常が発生している場合、ＰＶユニット１３０の出力を停止させる必要がある。
　そこで、図８に示すように、ステップＳ４１０において、ＥＭＳ２００は、エラーカウンタを１インクリメント（１を加算）する。
　ステップＳ４２０において、ＥＭＳ２００は、エラーカウンタが所定値を超えたか否かを判定する。ここで、図８で説明するエラーカウンタは、図６に示すエラーカウンタとは異なることに留意すべきである。また、図８で説明する所定値は、図６に示す所定値とは異なることに留意すべきである。例えば、図８に示すエラーカウンタは、ＰＶユニット１３０からの出力電力がない状態が異常に長い期間に亘って継続するためのカウンタである。そのため、図８で説明する所定値としては、図６に示す所定値よりも大きな値が設定される。
　これにより、ＥＭＳ２００は、センサＣＴ１の検出値がゼロとなる状態が、一時的なものか、又は継続的なものかを判別する。判定結果が“ＹＥＳ”、すなわち、センサＣＴ１の検出値がゼロとなる状態が継続的であると判別された場合、ＥＭＳ２００は、ステップＳ４３０の処理を行う。判定結果が“ＮＯ”、すなわち、センサＣＴ１の検出値がゼロとなる状態が継続的ではないと判別された場合、ＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０の出力停止処理を行わず、処理を終了する。このとき、ＥＭＳ２００は、エラーカウンタをリセットする。
　ステップＳ４３０において、ＥＭＳ２００は、ユーザに対してエラー通知を行う。エラー通知は、例えば、ＰＶユニット１３０又はセンサＣＴ１に不具合が発生している可能性があることを表示する。これにより、ユーザは、ＰＶユニット１３０又はセンサＣＴ１の不具合を確認することができる。
　次に、ステップＳ４４０において、ＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０からの電力の出力を停止するか否か判定する。例えば、ステップＳ４２０の判定が“ＹＥＳ”であった場合（すなわち、所定回数連続してＰＶユニット１３０の出力電力がゼロと判断された場合）、ＥＭＳ２００は、“ＹＥＳ”と判定する。あるいは、ステップＳ４２０の判定結果を受けて、ＰＶユニット１３０又はセンサＣＴ１の不具合をユーザが確認した場合、ＥＭＳ２００は、“ＹＥＳ”と判定する。この場合、ＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０の出力停止処理（ステップＳ４５０）を行う。判定結果が“ＮＯ”、すなわち、ＰＶユニット１３０又はセンサＣＴ１の不具合が確認されなかった場合、ＥＭＳ２００は、ＰＶユニット１３０の出力停止処理を行わず、処理を終了する。
　以上説明したように、第１実施形態では、逆潮流センサＣＴ２が、主幹電力線１１上において第２の分岐点Ｐ２より系統側に設けられることにより、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０からの出力電力の逆潮流を防止する。上述したように、逆潮流センサＣＴ２が第１の分岐点Ｐ１よりも系統側に設けられている場合、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロとなることは少ない。つまり、逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロとなる場合は、逆潮流センサＣＴ２が第１の分岐点Ｐ１よりも系統側ではない位置に設けられている可能性が高い。ここで、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合には、逆潮流センサＣＴ２が不適切な位置に設置されている可能性が高い。この場合、逆潮流センサＣＴ２自体は正常に動作しているため、設置位置が適切か否かを判別することは困難である。
　そこで、第１の実施形態では、ＰＶユニット１３０からの出力電力を検出した場合で、かつ、逆潮流検出センサＣＴ２の検出値がゼロの場合には、ＥＭＳ２００は、ユーザに対してエラー通知を行う。これによって、ユーザは、電力事業者との契約上、売電量の押し上げが認められていない場合には、逆潮流センサＣＴ２が定められた位置とは異なる位置に設置されている可能性があること認識することができる。
　日本の制度では、売電量の押し上げが認められていない場合の売電単価は、売電量の押し上げが認められている場合の売電単価よりも、高く設定されている。従って、売電量の押し上げが認められていない場合に逆潮流センサＣＴ２が不適切な位置に設置されていると、本来設定されるべき単価よりも高い単価で売電することができ、電力事業者及び他のユーザに不利益を与えることとなる。また、例えば、分散電源を増設する場合に、逆潮流検出センサＣＴ２の設置位置を誤って変更してしまうことも考えられる。逆潮流センサＣＴ２の検出値がゼロの場合にエラー通知を行うことは、不正な売電量の押し上げへの対策ともなり得る。
　［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ユニット１３０、蓄電池ユニット１４０、燃料電池ユニット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、負荷１２０と、ＰＶユニット１３０と、蓄電池ユニット１４０及び／又は燃料電池ユニット１５０とを有していればよい。
　実施形態では、ＥＭＳ２００がセンサＣＴ１及び逆潮流センサＣＴ２の検出値に基づいて、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０を制御するものとして説明した。しかしながら、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０は、各々のＰＣＳ（ＰＣＳ１３２、ＰＣＳ１４２及びＰＣＳ１５２）によって制御されてもよい。このようなケースにおいては、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０は、各々のＰＣＳがセンサＣＴ１及び逆潮流センサＣＴ２から受信した検出値に基づいて、自己の出力を制御する。あるいは、ＰＣＳ１３２、ＰＣＳ１４２又はＰＣＳ１５２のいずれかが、ＰＶユニット１３０、蓄電池ユニット１４０及び燃料電池ユニット１５０の出力を制御してもよい。
　実施形態では、蓄電池ユニット１４０の蓄電池１４１は、系統から供給された電力を蓄積するものとして説明したが、例えばＰＶユニット１３０又は燃料電池ユニット１５０が出力した電力を蓄積してもよい。
　燃料電池ユニット１５０の燃料電池１５１は、例えばＳＯＦＣ（Ｓｏｌｉｄ　Ｏｘｉｄｅ　Ｆｕｅｌ　Ｃｅｌｌ）であってもよく、ＰＥＦＣ（Ｐｏｌｙｍｅｒ　Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ　Ｆｕｅｌ　Ｃｅｌｌ）であってもよい。
　このように、本発明は、ここでは記載していない様々な実施の形態などを含むことは勿論である。また、上述した実施形態及び変更例は、組み合わせることが可能である。したがって、本発明の技術的範囲は、上述の説明から妥当な請求の範囲に係る発明特定事項によってのみ定められる。
　なお、日本国特許出願第２０１２－２１６９７８号（２０１２年９月２８日出願）の全内容が、参照により、本願に組み込まれている。
　本発明によれば、複数種類の分散電源を適切に運用できる制御システム、制御装置、及び制御方法を提供することができる。

Claims (9)

  1. 　系統と負荷とを接続する主幹電力線と、
    　前記主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して、前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、
    　前記主幹電力線上の第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して、前記主幹電力線に接続された第２の分散電源と、
    　前記主幹電力線上において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられ、電力が伝わる方向を検出する逆潮流センサと、
    　前記第１の分散電源及び前記第２の分散電源を制御する制御装置とを備え、
    　前記第１の分岐点は、前記第２の分岐点よりも前記系統側に位置し、
    　前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源であり、
    　前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行うことを特徴とする制御システム。
  2. 　前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、前記第２の分散電源からの電力の出力を停止させること特徴とする請求項１に記載の制御システム。
  3. 　前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値が所定の期間にわたってゼロである場合には、前記第２の分散電源からの電力の出力を停止させること特徴とする請求項１に記載の制御システム。
  4. 　前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記系統側への向きを正として、前記逆潮流センサの検出値が正の場合には、前記第２の分散電源からの電力の出力を停止させること特徴とする請求項１に記載の制御システム。
  5. 　前記制御装置は、前記第１の分散電源からの出力電力を所定期間にわたって検出しない場合には、ユーザに対してエラー通知を行うことを特徴とする請求項１に記載の制御システム。
  6. 　前記第１の電力線上に設けられたセンサをさらに備え、
    　前記制御装置は、前記センサの検出値に基づいて、前記第１の分散電源からの出力電力を検出することを特徴とする請求項４に記載の制御システム。
  7. 　前記第１の分散電源は、太陽電池ユニットであり、前記第２の分散電源は、蓄電池ユニット又は燃料電池ユニットであることを特徴とする請求項１に記載の制御システム。
  8. 　系統と負荷とを接続する主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、前記主幹電力線上の第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第２の分散電源とを制御する制御装置であって、
    　前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源であり、
    　前記第１の分岐点は、前記第２の分岐点よりも前記系統側に位置し、
    　前記第１の分散電源からの出力電力を検出した場合で、かつ、前記主幹電力線上において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられ、前記主幹電力線において電力が伝わる方向を検出する逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行うことを特徴とする制御装置。
  9. 　系統と負荷とを接続する主幹電力線上の第１の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第１の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第１の分散電源と、前記主幹電力線において前記第１の分岐点よりも前記負荷側に位置する第２の分岐点において前記主幹電力線から分岐する第２の電力線を介して前記主幹電力線に接続された第２の分散電源とを制御する制御方法であって、
    　前記第１の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められる分散電源であり、前記第２の分散電源は、出力電力の逆潮流が認められない分散電源であり、
    　前記第１の分散電源からの出力電力を検出するステップと、
    　前記主幹電力線において前記第２の分岐点より前記系統側に設けられた逆潮流センサによって、前記主幹電力線において電力が伝わる方向を検出するステップと、
    　前記第１の分散電源からの出力電力があることを検出した場合で、かつ、前記逆潮流センサの検出値がゼロの場合には、ユーザに対してエラー通知を行うステップとを備えることを特徴とする制御方法。
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