(57)【要約】【課題】作業員による電力変換装置（１０）のセットアップ作業を簡易化させる。【解決手段】通信部（２３）は、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。表示部（２５）は、電力変換装置（１０）に分散型電源装置（１、２）が接続された後、分散型電源装置（１、２）に対応する複数の施工確認項目を表示する。制御部（２１）は、複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了を検出した場合に、第ｎの施工確認項目に対応する電力変換装置（１０）の運転を許可し、第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合に、第ｎの施工確認項目に対応する電力変換装置（２０）の運転を禁止するように制御する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
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通信部と、
前記電力変換装置に前記分散型電源装置が接続された後、前記分散型電源装置に対応する複数の施工確認項目を表示する表示部と、
前記複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了を検出した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置の運転を許可し、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置の運転を禁止するように制御する制御部と、を備える、
制御指令システム。
【請求項２】
前記制御部は、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合、第（ｎ＋１）以降の施工確認項目の確認を禁止する、
請求項１に記載の制御指令システム。
【請求項３】
前記分散型電源装置は、太陽光発電装置であり、
前記複数の施工確認項目には、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の設定が含まれる、
請求項１に記載の制御指令システム。
【請求項４】
前記出力制御は、それぞれ異なる地域に設置された送配電網ごとに実施され、
前記出力制御の設定には、前記太陽光発電装置が設置された前記地域の特定が含まれる、
請求項３に記載の制御指令システム。
【請求項５】
位置情報検出部をさらに備え、
前記制御部は、前記位置情報検出部の検出信号に基づき前記地域を特定する、
請求項４に記載の制御指令システム。
【請求項６】
前記複数の施工確認項目には、系統連系運転の確認が含まれ、
前記出力制御の設定は、前記系統連系運転の確認により先に完了されるべき項目である、
請求項３に記載の制御指令システム。
【請求項７】
本電力変換装置に分散型電源装置が接続されたことを検出すると、制御指令システムに前記分散型電源装置の接続検出を通知するとともに、前記分散型電源装置に対応する複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了通知を前記制御指令システムから受信した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する本電力変換装置の運転を実行可能とし、前記第ｎの施工確認項目の完了通知を前記制御指令システムから受信しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する本電力変換装置の運転を実行不可とする制御回路と、を備える、
電力変換装置。
【請求項８】
本電力変換装置に分散型電源装置が接続された後、前記分散型電源装置に対応する複数の施工確認項目を表示する表示部と、
前記複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了を検出した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置の運転を許可し、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置の運転を禁止するように制御する制御部と、を備える、
電力変換装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
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、及び電力変換装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
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。
【０００３】
創蓄連携システムを設置する際、施工業者の作業員は当該電力変換装置に、太陽光発電装置と蓄電装置を接続し、当該電力変換装置と商用電力系統（以下適宜、単に系統という）を接続するとともに、当該電力変換装置をセットアップする必要がある。具体的には、日時設定や通信アドレス等の初期設定、自立運転に関する設定や動作確認、系統連系運転に関する設定や動作確認を行う必要がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特許第６０２４９２９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
従来、施工業者の作業員は電力変換装置のセットアップを、取扱説明書を見ながら行うことが一般的であった。不慣れな作業員の場合、取扱説明書を見ながらでも、設定作業や確認作業に抜けや漏れが発生していた。また、施工時間が長くかかっていた。
【０００６】
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、作業員による電力変換装置のセットアップ作業を簡易化させることができる制御指令システム、及び電力変換装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
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、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通信部と、前記電力変換装置に前記分散型電源装置が接続された後、前記分散型電源装置に対応する複数の施工確認項目を表示する表示部と、前記複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了を検出した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置の運転を許可し、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置の運転を禁止するように制御する制御部と、を備える。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によれば、作業員による電力変換装置のセットアップ作業を簡易化させることができる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】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。
【図２】電力変換装置のセットアップ時に、制御指令装置の表示部に表示される画面と操作部の一例を示す図である。
【図３】図３（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面（その１）と初期設定メニュー画面の一例を示す図である。
【図４】図４（ａ）、（ｂ）は、日時設定画面と地域設定画面の一例を示す図である。
【図５】図５（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面（その２）と自立運転確認メニュー画面の一例を示す図である。
【図６】図６（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面（その３）と連系運転確認メニュー画面の一例を示す図である。
【図７】図７（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面（その４）とエラー画面（その１）の一例を示す図である。
【図８】図８（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面（その５）とエラー画面（その２）の一例を示す図である。
【図９】電力変換装置のセットアップ時の、電力変換装置及び制御指令装置の動作を示すフローチャートである（その１）。
【図１０】電力変換装置のセットアップ時の、電力変換装置及び制御指令装置の動作を示すフローチャートである（その２）。
【図１１】本発明の変形例１に係る創蓄連携システムを説明するための図である。
【図１２】本発明の変形例２に係る創蓄連携システムを説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
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。
【００１１】
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。
【００１２】
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。
【００１３】
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。
【００１４】
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。
【００１５】
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。
【００１６】
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。
【００１７】
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。
【００１８】
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。
【００１９】
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。
【００２０】
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７及び送配電事業者サーバ９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７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９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。
【００２１】
ＨＥＭＳコントローラ７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７は、ＨＥＭＳコントローラ７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。
【００２２】
図１ではＨＥＭＳコントローラ７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、両者の間で例えば、ＲＳ−４８５規格に準拠したシリアル通信が実行される。
【００２３】
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９と通信が可能である。送配電事業者サーバ９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。
【００２４】
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。
【００２５】
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。
【００２６】
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。系統の容量が小さい場合や需要家が少ない地域では、出力制御の発動頻度が高くなる。
【００２７】
送配電事業者サーバ９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９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。
【００２８】
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９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。
【００２９】
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。
【００３０】
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。
【００３１】
以下、施工業者の作業員による電力変換装置１０のセットアップ時の、電力変換装置１０及び制御指令装置２０の動作について説明する。
【００３２】
図２は、電力変換装置１０のセットアップ時に、制御指令装置２０の表示部２５に表示される画面と操作部２６の一例を示す図である。図２に示す画面２５ａの表示領域は、第１表示領域２５１、第２表示領域２５２、第３表示領域２５３、第４表示領域２５４、及び第５表示領域２５５により形成される。
【００３３】
第１表示領域２５１には、電力変換装置１０の運転状態、モード、機器接続状態アイコン、及び時刻が表示される。電力変換装置１０の運転状態には、「連系運転中」、「連系停止中」、「連系待機中」がある。「連系運転中」は、系統３と連系して運転している状態である。「連系停止中」は、太陽光発電装置１、蓄電装置２、及び系統電源の全てが停止している状態である。停止には、手動による停止、異常検出による停止が含まれる。異常検出による停止には、電力変換装置１０と制御指令装置２０間の通信異常も含まれる。「連系待機中」は、太陽光発電装置１、蓄電装置２、及び系統電源が全て待機している状態である。
【００３４】
モードには、「経済優先」、「環境優先」、「蓄電優先」、「外部制御」、「出力制御」がある。「経済優先」は、設定した充放電時間に従って運転するモードである。ピークシフト運転する際に選択されるモードであり、電気料金が安価な夜間に充電し、電気料金が高い時間帯に放電することができる。充電時間帯および放電時間帯は、ユーザが設定することができる。なお、太陽光発電装置１の発電電力を売電している期間は、蓄電池から放電することができない。「環境優先」は、昼間に太陽光発電装置１により発電された電力の余剰分を充電し、夕方や夜間に充電した電気を使用するモードである。電力会社からの買電量を減らすことができるモードである。「蓄電優先」は、蓄電装置２が常に満充電になるように、充電を優先させるモードである。充電完了後は停電に備えて待機する。
【００３５】
「外部制御」は、ＨＥＭＳコントローラ７からの指示に基づき運転しているモードである。「出力制御」は、送配電事業者サーバ９からの出力制御指令に基づき、本体が出力制御中のときのモードである。蓄電装置２の接続無効時は、基本的に第１表示領域２５１にモードが表示されないが、本体が出力制御中のときは「出力制御」が表示される。
【００３６】
第２表示領域２５２には、太陽光発電装置１の運転状態、太陽光パネルのアイコン、発電量［ｋＷ］が表示される。太陽光発電装置１の運転状態には、「発電中」、「停止中」、「待機中」がある。「発電中」は、太陽光発電装置１が発電している状態である。「停止中」は、日射の有無に関わらず発電を停止している状態である。「停止中」にはデータ未取得時、または電力変換装置１０と制御指令装置２０間の通信異常時も含まれる。「待機中」は、日射がなく発電していない状態であるが、日射があればいつでも発電可能な状態である。
【００３７】
第３表示領域２５３には、蓄電装置２の運転状態、蓄電池のアイコン、充放電量［ｋＷ］、残容量［％］が表示される。蓄電装置２の運転状態には、「充電中」、「放電中」、「停止中」、「待機中」、「未接続」がある。「充電中」は、太陽光発電装置１及び／又は系統３からの電力を貯めている状態である。「放電中」は、貯めた電力を出力している状態である。「停止中」は、充放電を停止している状態である。蓄電装置２の接続無効時は常に「停止中」が表示される。「停止中」にはデータ未取得時、または電力変換装置１０と制御指令装置２０間の通信異常時も含まれる。「待機中」は、充放電していない状態であるが、必要に応じていつでも充放電が可能な状態である。「未接続」は、蓄電装置２が未接続の状態である。
【００３８】
第４表示領域２５４には、系統電源の入出力状態が表示される。系統電源の入出力状態には、「入力中」、「出力中」、「停止中」、「待機中」がある。「入力中」は、系統３からの電力を蓄電装置２に充電している状態である。「出力中」は、太陽光発電装置１の発電電力及び／又は蓄電装置２からの放電電力を分電盤４に出力して、系統３（売電）及び／又は負荷５に電力を供給している状態である。「停止中」は、入出力を停止している状態である。「停止中」にはデータ未取得時、または電力変換装置１０と制御指令装置２０間の通信異常時も含む。「待機中」は、入出力が発生していない状態であるが、太陽光発電装置１の発電状況、充放電設定時間、負荷５の使用状況に応じていつでも入出力可能な状態である。
【００３９】
第５表示領域２５５には、施工確認実施要求メッセージが表示される。このメッセージは、電力変換装置１０の制御回路１４が、太陽光発電装置１及び蓄電装置２の少なくとも一方の接続を検出すると表示される。
【００４０】
図２に示す操作部２６ａは、決定キー２６１、メニュー／戻るキー２６２、十字キー２６３を含む。これらのキーは、物理的なキーであってもよいし、タッチパネルキーであってもよい。施工確認実施要求メッセージが表示された状態で決定キー２６１が押下されると、施工確認メニュー画面に遷移する。
【００４１】
図３（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面２５ｂ（その１）と初期設定メニュー画面２５ｃの一例を示す図である。電力変換装置１０に太陽光発電装置１と蓄電装置２が接続されている場合、図３（ａ）に示すように施工確認メニューとして、「初期設定」、「自立運転確認」、「連系運転確認」の３つの確認項目が表示される。各確認項目について、「未完了」／「完了」のいずれかのステータスが表示される。図３（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｂにおいて、「初期設定」が選択された状態で決定キー２６１が押下されると、図３（ｂ）に示す初期設定メニュー画面２５ｃに遷移する。
【００４２】
図３（ｂ）に示す初期設定メニュー画面２５ｃでは、初期設定メニューとして、「日時設定」、「地域設定」、「自立出力周波数設定」、「逆潮流電力目標値設定」、「蓄電池接続設定」、「通信アドレス設定」の６つの項目が表示されている。自立出力時は系統３の周波数を検出できなくなるため、電力変換装置１０が交流電力の周波数を規定する必要がある。日本では５０Ｈｚと６０Ｈｚの地域があり、施工業者の作業員は、「自立出力周波数設定」として、創蓄連携システムの設置地域に応じた周波数を設定する。
【００４３】
日本では系統連系規定により蓄電池から、蓄電池の定格容量の５％以上の電力を５００ｍｓを超えて系統３へ逆潮流することが禁止されている。作業員は、「逆潮流電力目標値設定」として、蓄電池の定格容量の５％の値を設定する。作業員は、「蓄電池接続設定」として蓄電池接続の有無、蓄電池の容量などを設定し、「通信アドレス設定」として制御指令装置２０のＩＰアドレスなどを設定する。
【００４４】
図４（ａ）、（ｂ）は、日時設定画面２５ｄと地域設定画面２５ｅの一例を示す図である。図３（ｂ）に示す初期設定メニュー画面２５ｃにおいて、「日時設定」が選択された状態で決定キー２６１が押下されると、図４（ａ）に示す日時設定画面２５ｄに遷移する。作業員は、この画面から現在の日時を設定する。
【００４５】
図３（ｂ）に示す初期設定メニュー画面２５ｃにおいて、「地域設定」が選択された状態で決定キー２６１が押下されると、図４（ｂ）に示す地域設定画面２５ｅに遷移する。日本の送配電網は、北海道電力、東北電力、東京電力、中部電力、北陸電力、関西電力、中国電力、四国電力、九州電力、沖縄電力の１０の電力会社により地域独占されている。上述の出力制御指令は、１０の電力会社のいずれかが運営管理する送配電事業者サーバ９から取得する必要がある。作業員は、創蓄連携システムが設置された地域が、１０の電力会社のいずれの管轄エリアに属するかを選択する。なお、地方区分、都道府県、市町村などの地域に関する属性情報を入力／選択する仕様でもよい。その場合、制御部２１は、入力／選択された地域に関する属性情報をもとに管轄の電力会社を特定する。以上に説明した初期設定メニューから設定された設定情報は、記憶部２２に保存される。
【００４６】
図５（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面２５ｆ（その２）と自立運転確認メニュー画面２５ｇの一例を示す図である。図５（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｆは、「初期設定」の完了後に表示される画面である。図５（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｆにおいて、「自立運転確認」が選択された状態で決定キー２６１が押下されると、図５（ｂ）に示す自立運転確認メニュー画面２５ｇに遷移する。
【００４７】
図５（ｂ）に示す自立運転確認メニュー画面２５ｇでは、自立運転確認の項目として、「接続状態確認」、「自立運転テスト」が表示されている。作業員により「自立運転確認」が選択された状態で決定キー２６１が押下されると、制御指令装置２０の制御部２１は、自立運転の「接続状態確認」の実施指令を電力変換装置１０に送信する。
【００４８】
電力変換装置１０の制御回路１４は、自立運転の「接続状態確認」の実施指令を受信すると、自立運転に必要なハードウェア機器が電力変換装置１０に接続されているか否かを、図示しないセンサの検出値をもとに確認する。自立運転を行うには、太陽光発電装置１及び蓄電装置２の少なくとも一方が電力変換装置１０に接続されている必要がある。電力変換装置１０の制御回路１４は、自立運転の「接続状態確認」の結果（成否情報）を制御指令装置２０に送信する。
【００４９】
電力変換装置１０の制御回路１４は、制御指令装置２０から自立運転の「接続状態確認」の結果を受信する。自立運転の「接続状態確認」の結果が成功の場合、制御回路１４は「自立運転テスト」の実施指令を電力変換装置１０に送信する。自立運転の「接続状態確認」の結果が失敗の場合、制御回路１４は、「自立運転確認」のステータスを「未完了」に維持したまま、「自立運転確認」を終了させる。
【００５０】
電力変換装置１０の制御回路１４は、制御指令装置２０から「自立運転テスト」の実施指令を受信すると、「自立運転テスト」を実行し、正常な自立運転が実行されたか否かを確認する。具体的には、電力変換装置１０内の自立出力電圧を測定し、正常な範囲の電圧値・周波数を持つ交流電圧が出力されているか否かを確認する。電力変換装置１０の制御回路１４は、「自立運転テスト」の結果（合否情報）を、自己の不揮発メモリに保存するとともに、制御指令装置２０に送信する。
【００５１】
制御指令装置２０の制御部２１は、電力変換装置１０の外の自立出力経路の電圧を、図示しない電圧センサで測定する。当該自立出力経路は、分電盤４内において系統３に繋がる経路と合流することなく、負荷５に繋がる経路に直接接続される。なお自立出力経路は、予め設定された特定の負荷にのみ接続される構成でもよい。制御指令装置２０の制御部２１は、上記電圧センサの検出値をもとに、自立出力経路の電圧が正常な範囲の電圧値・周波数を持つ交流電圧であるか否かを確認する。制御指令装置２０の制御部２１は、自立出力経路の電圧測定結果を記憶部２２に保存する。
【００５２】
制御指令装置２０の制御部２１は、自立出力経路の電圧の測定結果と、電力変換装置１０から送信された「自立運転テスト」の結果が両方とも合格のとき、「自立運転テスト」を合格と判定する。いずれか一方の結果が不合格の場合、「自立運転テスト」を不合格と判定する。「自立運転テスト」が合格の場合、制御回路１４は、「自立運転確認」のステータスを「完了」に変更して、「自立運転確認」を終了させる。「自立運転テスト」が不合格の場合、「自立運転確認」のステータスを「未完了」に維持したまま、「自立運転確認」を終了させる。
【００５３】
図６（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面２５ｈ（その３）と連系運転確認メニュー画面２５ｉの一例を示す図である。図６（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｈは、「自立運転確認」の完了後に表示される画面である。図６（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｈにおいて、「連系運転確認」が選択された状態で決定キー２６１が押下されると、図６（ｂ）に示す連系運転確認メニュー画面２５ｉに遷移する。
【００５４】
図６（ｂ）に示す連系運転確認メニュー画面２５ｉでは、連系運転確認の項目として、「整定値設定」、「接続状態確認」、「逆潮用ＣＴテスト」、「積算値初期化」が表示されている。作業員は、系統３への出力電圧上昇を抑制するための「整定値設定」として、電力会社または送配電事業者から指定された整定値を設定する。整定値が設定されると、制御指令装置２０の制御部２１は、連系運転の「接続状態確認」の実施指令を電力変換装置１０に送信する。
【００５５】
電力変換装置１０の制御回路１４は、連系運転の「接続状態確認」の実施指令を受信すると、連系運転に必要なハードウェア機器が電力変換装置１０に接続されているか否かを、図示しないセンサの検出値をもとに確認する。連系運転を行うには、太陽光発電装置１及び蓄電装置２の少なくとも一方が電力変換装置１０に接続されている必要がある。電力変換装置１０の制御回路１４は、連系運転の「接続状態確認」の結果（成否情報）を制御指令装置２０に送信する。
【００５６】
電力変換装置１０の制御回路１４は、制御指令装置２０から連系運転の「接続状態確認」の結果を受信する。連系運転の「接続状態確認」の結果が成功の場合、制御回路１４は「逆潮用ＣＴテスト」の実施指令を電力変換装置１０に送信する。連系運転の「接続状態確認」の結果が失敗の場合、制御回路１４は、「連系運転確認」のステータスを「未完了」に維持したまま、「連系運転確認」を終了させる。
【００５７】
上述のように日本では、系統連系規程により蓄電池から系統３への逆潮流が禁止されている。蓄電池から系統３への逆潮流を防止するために、電力変換装置１０に蓄電装置２が接続される場合、分電盤４と系統３間の電流経路にＣＴセンサ（電流センサ）を設置することが義務付けられている。電力変換装置１０の制御回路１４は、図示しない上記ＣＴセンサと配線で接続されており、当該ＣＴセンサから、分電盤４と系統３間に流れる電流の値を取得する。電力変換装置１０の制御回路１４は、蓄電装置２からの放電中に、逆潮流が検出されると蓄電装置２からの放電を停止させる。
【００５８】
電力変換装置１０の制御回路１４は、制御指令装置２０から「逆潮用ＣＴテスト」の実施指令を受信すると、「逆潮用ＣＴテスト」を実施し、ＣＴセンサの検出値をもとにＣＴセンサが正常に動作するか否かを確認する。電力変換装置１０の制御回路１４は、「逆潮用ＣＴテスト」の結果（合否情報）を、自己の不揮発メモリに保存するとともに、制御指令装置２０に送信する。
【００５９】
制御指令装置２０の制御部２１は、電力変換装置１０から送信された「逆潮用ＣＴテスト」の結果が合格の場合、蓄電装置２の充放電量の積算値を初期化し、初期化した後、「連系運転確認」のステータスを「完了」に変更して、「連系運転確認」を終了させる。電力変換装置１０から送信された「逆潮用ＣＴテスト」の結果が不合格の場合、制御回路１４は、「連系運転確認」のステータスを「未完了」に維持したまま、「連系運転確認」を終了させる。
【００６０】
以上により、施工確認の全体が終了する。この施工確認は、「初期設定」→「自立運転確認」→「連系運転確認」の順番で実施する必要がある。順番を飛び越して、確認をすることは禁止される。なお、「自立運転確認」と「連系運転確認」の確認は逆でもよいが、蓄電装置２が接続される場合は、系統連系せずに、停電時のバックアップ電源としてのみ使用されることもあることから、「自立運転確認」を先に実施することが好ましい。
【００６１】
特に「初期設定」に含まれる「日時設定」及び「地域設定」は、「連系運転確認」より先に実施する必要がある。上述のように送配電網は地域分割されており、出力制御指令は、創蓄連携システムが設置された地域の送配電網を管轄する送配電事業者サーバ９から取得する必要がある。従って、太陽光発電装置１が系統３と連系して運転する前に、「地域設定」が完了している必要がある。
【００６２】
また上述のように出力制御指令は、スケジュールと出力電力の上限値により規定される。従って、電力変換装置１０に日時が正確に設定されていない場合、送配電事業者サーバ９からの指令に含まれる上限値を超える電力を系統３に出力する法規違反を犯す可能性がある。よって、太陽光発電装置１が系統３と連系して運転する際、正確な「日時設定」が完了している必要がある。
【００６３】
また、「初期設定」に含まれる「自立出力周波数設定」は、「自立運転確認」より先に実施する必要がある。自立運転時は、系統３の周波数を検出できなくなるため、事前に、設置地域に応じた適切な自立出力周波数を設定しておく必要がある。
【００６４】
図７（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面２５ｊ（その４）とエラー画面２５ｋ（その１）の一例を示す図である。図７（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｊは、「初期設定」が「未完了」であるにも関わらず、「自立運転確認」が選択された状態を示している。この状態において決定キー２６１が押下されると、図７（ｂ）に示すエラー画面２５ｋに遷移する。当該エラー画面２５ｋには、「初期設定が未完了です。初期設定を行ってください。」とのエラーメッセージが表示される。
【００６５】
図８（ａ）、（ｂ）は、施工確認メニュー画面２５ｌ（その５）とエラー画面２５ｍ（その２）の一例を示す図である。図８（ａ）に示す施工確認メニュー画面２５ｌは、「自立運転確認」が「未完了」であるにも関わらず、「連系運転確認」が選択された状態を示している。この状態において決定キー２６１が押下されると、図８（ｂ）に示すエラー画面２５ｍに遷移する。当該エラー画面２５ｍには、「自立運転確認が未完了です。自立運転確認を行ってください。」とのエラーメッセージが表示される。
【００６６】
図９は、電力変換装置１０のセットアップ時の、電力変換装置１０及び制御指令装置２０の動作を示すフローチャートである（その１）。図１０は、電力変換装置１０のセットアップ時の、電力変換装置１０及び制御指令装置２０の動作を示すフローチャートである（その２）。電力変換装置１０の制御回路１４は、電力変換装置１０に、太陽光発電装置１や蓄電装置２等の分散型電源が接続されたことを検出すると（Ｓ１０のＹ）、分散型電源の接続検出通知を制御指令装置２０に送信する（Ｓ１１）。
【００６７】
制御指令装置２０の制御部２１は、電力変換装置１０から第１通信部２３を介して分散型電源の接続検出通知を受信すると、表示部２５に施工確認の実施要求メッセージを表示させる（Ｓ２０）。操作部２６に対して施工確認の開始操作がなされると（Ｓ２１のＹ）、制御部２１は、接続された分散型電源の種別に応じた施工確認項目を設定する（Ｓ２２）。
【００６８】
上述の例では、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。
【００６９】
太陽光発電システムの場合、系統３への逆潮流が禁止されないため、ＣＴセンサを設置する必要がない。従って、上記施工確認メニューの内、蓄電池、ＣＴセンサに関する確認項目は不要となる。例えば、「逆潮流電力目標値設定」、「逆潮用ＣＴテスト」、「積算値初期化」の項目は不要である。蓄電システムの場合、送配電事業者から要請される出力制御の対象にならない。従って、上記施工確認メニューの内、出力制御に関する確認項目は不要となる。例えば、「地域設定」は必須でなくなる。
【００７０】
制御指令装置２０の制御部２１は、パラメータｎの初期値設定として、パラメータｎに１を設定する（Ｓ２３）。操作部２６に対して複数の施工確認項目のいずれかの実施操作がなされると（Ｓ２４のＹ）、制御部２１は、実施操作がなされた施工確認項目が、（ｎ＋１）番目以降の施工確認項目であるか否か判定する（Ｓ２５）。（ｎ＋１）番目以降の施工確認項目である場合（Ｓ２５のＹ）、制御部２１は、要求された施工確認項目の実施を拒否する（Ｓ２６）。ステップＳ２４に遷移する。
【００７１】
（ｎ＋１）番目以降の施工確認項目でない場合（Ｓ２５のＮ）、制御部２１は、実施操作がなされた施工確認項目が、電力変換装置１０の確認が必要な確認項目であるか否か判定する（Ｓ２７）。電力変換装置１０の確認が必要な確認項目である場合（Ｓ２７のＹ）、制御部２１は、当該施工確認項目に関する状態／動作確認要求を電力変換装置１０に送信する（Ｓ２８）。
【００７２】
電力変換装置１０の制御回路１４は、制御指令装置２０から要求を受けた状態／動作確認を実施し（Ｓ１２）、その状態／動作確認結果を自己の不揮発メモリに保存するとともに、当該状態／動作確認結果を制御指令装置２０に送信する（Ｓ１３）。制御指令装置２０の制御部２１は、電力変換装置１０から状態／動作確認結果を受信し、ｎ番目の施工確認項目を未完了から完了に変更する（Ｓ２１０）。
【００７３】
ステップＳ２７において、電力変換装置１０の確認が必要な確認項目でない場合（Ｓ２７のＮ）、制御部２１は、操作部２６に対して入力された設定情報を記憶部２２に保存する（Ｓ２９）。ステップＳ２１０に遷移する。
【００７４】
図１０に進む。制御指令装置２０の制御部２１は、ｎ番目の施工確認項目の完了通知を電力変換装置１０に送信する（Ｓ２１１）。電力変換装置１０の制御回路１４は、ｎ番目の施工確認項目の完了通知を受信すると、ｎ番目の施工確認項目に対応する運転を、禁止状態から許可状態に変更する（Ｓ１４）。例えば、「自立運転確認」が完了した時点で、電力変換装置１０による太陽光発電装置１及び／又は蓄電装置２の自立運転を許可する。なお、この段階では「連系運転確認」が完了していないため、電力変換装置１０による太陽光発電装置１及び／又は蓄電装置２の系統連系運転は実施不可である。
【００７５】
制御指令装置２０の制御部２１は、パラメータｎをインクリメントする（Ｓ２１２）。制御部２１は、複数の施工項目の全てが完了したか否かを判定する（Ｓ２１３）、全て完了した場合（Ｓ２１３Ｙ）、施工確認作業を終了する。全て完了していない場合（Ｓ２１３Ｎ）、ステップＳ２４に遷移し、施工確認項目の実施を継続する。
【００７６】
上述のように「自立運転確認」と「連系運転確認」の項目におけるテスト結果は、基本的に電力変換装置１０側に保存され、「初期設定」と「連系運転確認」の項目における設定情報は、制御指令装置２０側に保存される。従って、電力変換装置１０を交換する場合は、設定情報の再入力は不要であるが、自立運転の「接続状態確認」、「自立運転テスト」、連系運転の「接続状態確認」、及び「逆潮用ＣＴテスト」を再実施する必要がある。
【００７７】
一方、制御指令装置２０を交換する場合は、自立運転の「接続状態確認」、「自立運転テスト」、連系運転の「接続状態確認」、及び「逆潮用ＣＴテスト」を再実施する必要はなく、電力変換装置１０に保存されたテスト結果を取得すればよい。制御指令装置２０の制御部２１は、自立運転の「接続状態確認」、「自立運転テスト」、連系運転の「接続状態確認」、及び「逆潮用ＣＴテスト」が完了している旨のメッセージを表示部２５に表示させる。なお、「初期設定」と「連系運転確認」の項目における設定情報は、再設定する必要がある。
【００７８】
以上説明したように本実施の形態によれば、複数の施工確認項目を、予め規定された順番にガイダンスしながら設定または実施させるユーザインタフェースを採用することにより、施工業者の作業員による電力変換装置１０のセットアップ作業を簡易化させることができる。これにより、セットアップにかかる作業時間を短縮させることができ、施工設定の抜け漏れを減少させることができる。また、特定の機能の設定が不十分な状態で当該機能が実行されることを防止できるため、施工時の安全性を確保することができる。例えば、施工時に蓄電池に大電流が流れて、蓄電池を劣化させてしまうことを防止できる。
【００７９】
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。
【００８０】
図１１は、本発明の変形例１に係る創蓄連携システムを説明するための図である。変形例１に係る創蓄連携システムでは、図１に示した創蓄連携システムの制御指令装置２０に、位置情報検出部２７が追加された構成である。位置情報検出部２７は、ＧＰＳセンサを備え、制御指令装置２０の位置情報を検出する。具体的には複数のＧＰＳ衛星からそれぞれ発信時刻を受信し、受信した複数の発信時刻をもとに受信地点の緯度経度を算出する。
【００８１】
制御部２１は、位置情報検出部２７により検出された位置情報（緯度経度）をもとに、制御指令装置２０が設置されている位置が、どの電力会社の管轄エリアに属するかを特定する。これにより、初期設定メニューの「地域設定」の項目を、作業員の入力または選択に依らずに自動的に設定することができる。また制御部２１は、ＧＰＳ衛星から受信した発信時刻をもとに、初期設定メニューの「日時設定」の項目を、自動的に設定することもできる。
【００８２】
以上説明したように変形例１によれば、制御指令装置２０に位置情報検出部２７を設けることにより、創蓄連携システムの位置と現在日時を正確に特定することができる。これにより、「地域設定」と「日時設定」の項目に正確な情報を設定することができる。また、作業員のセットアップ作業を軽減させることができる。
【００８３】
図１２は、本発明の変形例２に係る創蓄連携システムを説明するための図である。変形例２に係る創蓄連携システムでは、制御指令装置２０を設けずに、制御指令装置２０の機能を電力変換装置１０に一体化させた構成である。電力変換装置１０は、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ１１、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ１２、インバータ１３、制御部１５、記憶部１６、通信部１７、表示部１８、及び操作部１９を備える。
【００８４】
変形例２に係る制御部１５は、図１の電力変換装置１０の制御回路１４と制御指令装置２０の制御部２１を統合したものである。変形例２に係る記憶部１６、通信部１７、表示部１８、及び操作部１９は、図１の制御指令装置２０の記憶部２２、第２通信部２４、表示部２５、及び操作部２６にそれぞれ対応する。電力変換装置１０が宅内に設置される場合、変形例２のように電力変換装置１０の本体に、操作機能と、広義の外部システムとのネットワーク通信機能を内蔵させる構成も可能である。
【００８５】
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。
【００８６】
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。
【００８７】
［項目１］
分散型電源装置（１、２）の電力を変換する電力変換装置（１０）と通信する通信部（２３）と、
前記電力変換装置（１０）に前記分散型電源装置（１、２）が接続された後、前記分散型電源装置（１、２）に対応する複数の施工確認項目を表示する表示部（２５）と、
前記複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了を検出した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置（１０）の運転を許可し、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する前記電力変換装置（１０）の運転を禁止するように制御する制御部（２１）と、を備える、
制御指令システム（２０）。
これによれば、施工業者の作業員による電力変換装置（１０）のセットアップ作業を簡易化させることができる。また施工時の安全性を確保することができる。
［項目２］
前記制御部（２１）は、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合、第（ｎ＋１）以降の施工確認項目の確認を禁止する、
項目１に記載の制御指令システム（２０）。
これによれば、施工業者の作業員に、順番通りのセットアップ作業を促すことができる。
［項目３］
前記分散型電源装置（１、２）は、太陽光発電装置（１）であり、
前記複数の施工確認項目には、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の設定が含まれる、
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を遵守することができる。
［項目４］
前記出力制御は、それぞれ異なる地域に設置された送配電網ごとに実施され、
前記出力制御の設定には、前記太陽光発電装置（１）が設置された前記地域の特定が含まれる、
項目３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）が設置された地域の送配電網の出力制御指令を受信することができる。
［項目５］
位置情報検出部（２７）をさらに備え、
前記制御部（２１）は、前記位置情報検出部（２７）の検出信号に基づき前記地域を特定する、
項目４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）が設置された地域を自動的に検出することができる。
［項目６］
前記複数の施工確認項目には、系統連系運転の確認が含まれ、
前記出力制御の設定は、前記系統連系運転の確認より先に完了されるべき項目である、
項目３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７］
本電力変換装置（１０）に分散型電源装置（１、２）が接続されたことを検出すると、制御指令システム（２０）に前記分散型電源装置（１、２）の接続検出を通知するとともに、前記分散型電源装置（１、２）に対応する複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了通知を前記制御指令システム（２０）から受信した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する本電力変換装置（１０）の運転を実行可能とし、前記第ｎの施工確認項目の完了通知を前記制御指令システム（２０）から受信しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する本電力変換装置（１０）の運転を実行不可とする制御回路（１４）と、を備える、
電力変換装置（１０）。
これによれば、施工業者の作業員による電力変換装置（１０）のセットアップ作業を簡易化させることができる。また施工時の安全性を確保することができる。
［項目８］
本電力変換装置（１０）に分散型電源装置（１、２）が接続された後、前記分散型電源装置（１、２）に対応する複数の施工確認項目を表示する表示部（１８）と、
前記複数の施工確認項目のうち、第ｎ（ｎは自然数）の施工確認項目の完了を検出した場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する本電力変換装置（１０）の運転を許可し、前記第ｎの施工確認項目の完了を検出しない場合に、前記第ｎの施工確認項目に対応する本電力変換装置（１０）の運転を禁止するように制御する制御部（１５）と、を備える、
電力変換装置（１０）。
これによれば、施工業者の作業員による電力変換装置（１０）のセットアップ作業を簡易化させることができる。また施工時の安全性を確保することができる。
【００８８】
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。
【符号の説明】
【００８９】
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、  ７  ＨＥＭＳコントローラ、  ８  インターネット、  ９  送配電事業者サーバ、  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、  １５  制御部、  １６  記憶部、  １７  通信部、  １８  表示部、  １９  操作部、  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、  ２７  位置情報検出部、  Ｂ１  直流バス。
【図１】
2019118209.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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