(57)【要約】【課題】蓄電システムのピークカット機能を有効かつ十分に発揮させる。【解決手段】蓄電システムに制御指令を送信する制御システム（２０）において、通知部（２３）は、電力系統（３）から需要家への単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを防止するための放電に専ら使用する電力容量として蓄電システムに確保されるべき第１確保容量と、蓄電システムの現在の蓄電残量に基づいて、蓄電システムへ放電下限値を通知する。【選択図】図１
2019216537.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
蓄電システムに制御指令を送信する制御システムであって、
電力系統から需要家への単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを防止するための放電に専ら使用する電力容量として前記蓄電システムに確保されるべき第１確保容量と、前記蓄電システムの現在の蓄電残量に基づいて、前記蓄電システムへ放電下限値を通知する通知部
を備える、制御システム。
【請求項２】
前記通知部は、
前記蓄電システムが前記電力系統から切り離されて自立運転する場合に使用する電力容量として前記蓄電システムに確保されるべき第２確保容量と、前記第１確保容量と、前記蓄電システムの現在の蓄電残量に基づいて、前記蓄電システムへ放電下限値を通知する、
請求項１に記載の制御システム。
【請求項３】
前記通知部は、
前記蓄電システムの現在の蓄電残量が、前記第１確保容量と前記第２確保容量の合計値に第１設定値を加えた値より大きい場合、前記第１確保容量と前記第２確保容量の合計値を前記放電下限値として前記蓄電システムへ通知する、
請求項２に記載の制御システム。
【請求項４】
前記通知部は、
前記蓄電システムの現在の蓄電残量が、前記第１確保容量と前記第２確保容量の合計値に第１設定値を加えた値以下の場合において、
前記蓄電残量から第２設定値を減じた値が、前記第２確保容量より小さい場合、前記第２確保容量の値を前記放電下限値として前記蓄電システムへ通知し、前記蓄電残量から第２設定値を減じた値が、前記第２確保容量以上の場合、前記蓄電残量から第２設定値を減じた値を前記放電下限値として前記蓄電システムへ通知する、
請求項２または３に記載の制御システム。
【請求項５】
前記通知部は、
前記単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えると予測されるとき、前記蓄電システムの動作モードに関わらず、前記蓄電システムへ前記第２確保容量の値を前記放電下限値とする放電指令を通知し、
前記放電指令に基づく放電により、前記蓄電システムの蓄電残量が、前記第２確保容量の値まで低下したとき、前記蓄電システムの設定された運転モードに応じた指令を前記蓄電システムへ通知する、
請求項２から４のいずれか１項に記載の制御システム。
【請求項６】
前記通知部は、
所定時間毎の放電積算量の所定期間の累積値が所定値を超える場合、前記単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えると予測される場合でも、前記第２確保容量の値を前記放電下限値に設定する指令を前記蓄電システムへ通知しない、
請求項２から５のいずれか１項に記載の制御システム。
【請求項７】
前記所定値は、前記蓄電システムの初期容量にＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｈｅａｌｔｈ）を乗じた値に設定される、
請求項６に記載の制御システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蓄電システムを制御するための制御システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、蓄電システムが普及してきている。また蓄電システムと太陽光発電システムと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。創蓄連携システムでは、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システムが別に設けられ、当該制御システムは当該電力変換装置と有線／無線で接続される。
【０００３】
蓄電システムは、停電時のバックアップ電源として使用されるとともに、電気料金を削減するためのピークカットにも使用される。日本の主な電力会社では、過去１年間の月ごとの最大需要電力のうち最大のものが選択され、選択された最大需要電力をもとに契約電力が決定される。最大需要電力には、一定時間毎（例えば、３０分毎）の平均使用電力のうち、月中で最大のものが使用される。電気料金の基本料金は、契約電力の大きさに依存するため、一定時間の平均使用電力の最大値を下げることができれば、電気料金を削減することができる。
【０００４】
蓄電システムには、電気料金が安価に設定されている深夜の時間帯（例えば、午後１１時から翌日午前７時）に蓄電池に充電し、昼間の電力使用のピークを抑えるために蓄電池から放電するピークカット機能を備えるものが多い。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１５−１５８００号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
昼間の買電量を抑えるために、電力使用のピーク時間帯（例えば、午後１時から午後４時）以外にも蓄電池から放電する設定の場合、ピーク時間帯にピークを抑えるために使用する電力量が不足することがある。
【０００７】
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、蓄電システムのピークカット機能を有効かつ十分に発揮させることができる制御システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記課題を解決するために、本発明のある態様の、制御システムは、蓄電システムに制御指令を送信する制御システムであって、電力系統から需要家への単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを防止するための放電に専ら使用する電力容量として前記蓄電システムに確保されるべき第１確保容量と、前記蓄電システムの現在の蓄電残量に基づいて、前記蓄電システムへ放電下限値を通知する通知部  を備える。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、蓄電システムのピークカット機能を有効かつ十分に発揮させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【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】ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）のフレームフォーマットを示す図である。
【図３】本発明の実施の形態に係る創蓄連携システムのプロパティの一例をまとめたグラフを示す図である。
【図４】図４（ａ）−（ｂ）は、本実施の形態に係るピークカットの放電下限値の調整機能を説明するための図である。
【図５】本実施の形態に係るピークカットの放電下限値の調整機能の流れを示すフローチャートである。
【図６】本実施の形態に係る充放電サイクル制限機能の一例を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
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。
【００１２】
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。
【００１３】
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。
【００１４】
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商用電力系統（以下、単に系統３という）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。
【００１５】
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、ＡＳＩＣ、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。
【００１６】
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。
【００１７】
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。
【００１８】
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。
【００１９】
制御装置２０は、電力変換装置１０を操作するための端末装置である。制御装置２０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。
【００２０】
制御装置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、創蓄連携システム及び制御装置２０に対する上位制御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。
【００２１】
制御装置２０は、宅内の上位制御システムと宅外の上位制御システムと接続可能である。図１では制御装置２０は、宅内の上位制御システムとしてＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ  Ｅｎｅｒｇｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｓｙｓｔｅｍ）コントローラ７ａ及びエネルギーモニタ７ｂと接続されている。また制御装置２０は、宅外の上位制御システムとして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と接続されている。
【００２２】
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。
【００２３】
図１ではＨＥＭＳコントローラ７ａは、ルータ装置６を介して制御装置２０に接続される構成を描いているが、ＨＥＭＳコントローラ７ａと制御装置２０間が専用のケーブルで直接接続されてもよい。
【００２４】
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。
【００２５】
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装置２０に送信する。エネルギーモニタ７ｂと制御装置２０間は所定のモドバス通信で接続される。
【００２６】
制御装置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。
【００２７】
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。２０１８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。
【００２８】
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連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。
【００２９】
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。
【００３０】
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。
【００３１】
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。
【００３２】
制御装置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。
【００３３】
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。
【００３４】
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。
【００３５】
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、ＤＲサーバ９ｂ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。
【００３６】
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。
【００３７】
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、制御装置２０に伝達する構成であってもよい。
【００３８】
制御装置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。
【００３９】
制御部２１は、所定のアプリケーション処理を実行する。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。
【００４０】
制御装置２０と宅内／宅外の上位制御システムとの間の通信における通信ミドルウェアとして、ＥＣＨＯＮＥＴ（Ｅｎｅｒｇｙ  Ｃｏｎｓｅｒｖａｔｉｏｎ  ＆  Ｈｏｍｅｃａｒｅ  Ｎｅｔｗｏｒｋ）  Ｌｉｔｅ（登録商標）を利用することができる。ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）は、ＯＳＩ参照モデルのレイヤ５、レイヤ６に関する通信規格である。
【００４１】
図２は、ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）のフレームフォーマットを示す図である。ＥＨＤ１（ＥＣＨＯＮＥＴＬｉｔｅヘッダ１）は、ＥＣＨＯＮＥＴ（登録商標）のプロトコル種別を指定する。ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）の場合、ＥＨＤ１の値は０ｘ１０になる。
【００４２】
ＥＨＤ２（ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅヘッダ２）は、ＥＤＡＴＡの電文形式を指定する。電文形式が規格の仕様書で定義される規定の電文形式の場合、ＥＨＤ２の値は０ｘ８１になる。電文形式が任意の電文形式の場合、ＥＨＤ２の値は０ｘ８２になる。
【００４３】
ＴＩＤ（Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎ  ＩＤ）は、応答メッセージの受信時に、自己（送信側）が送信した要求と受信した応答をひも付けるためのパラメータである。応答側は、受信した要求メッセージのＴＩＤと同じ値を格納して、送信側に応答メッセージを返送する。
【００４４】
ＥＤＡＴＡ（ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅデータ）は、データ領域（ペイロード）である。
【００４５】
ＳＥＯＪ（Ｓｏｕｒｃｅ  ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ  オブジェクト）は、送信元のＥＯＪの指定コードである。ＥＯＪは、ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅに準拠する通信処理部が保持する情報のうち、ネットワークに対して公開する情報やアクセス手順をモデル化したものである。ＥＯＪには、各々の機器が持つ情報や制御対象がプロパティとして、またこれに対する操作方法（設定、参照）がサービスとして規定されている。ＥＯＪはクラスで定義される。クラスは、クラスグループとクラスコードの組み合わせで一意に識別される。
【００４６】
ＳＥＯＪは、クラスグループコード、クラスコード、インスタンスコードの順に並べられる。インスタンスは、実際にＥＯＪが存在する場合の実体を示す。同一クラスのオブジェクトが１つのノードに複数存在する場合、複数のインスタンスが存在することになる。インスタンスコードは、インスタンスを識別するためのコードである。例えば、蓄電池のクラスグループコードは０ｘ０２、クラスコードは０ｘ７Ｄ、インスタンスコードは０ｘ０１〜０ｘ７Ｆである。
【００４７】
ＤＥＯＪ（Ｄｅｓｔｉｎａｔｉｏｎ  ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ  オブジェクト）は、送信先のＥＯＪの指定コードである。ＳＥＯＪと同様に、クラスグループコード、クラスコード、インスタンスコードの順に並べられる。
【００４８】
ＥＳＶ（ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ  サービス）は、ＥＰＣ（ＥＣＨＯＮＥＴ  プロパティ）で指定されるプロパティに対する操作を指定するためのフィールドである。
【００４９】
要求用のＥＳＶの主なものに、ＳｅｔＩ、ＳｅｔＣ、Ｇｅｔがある。ＳｅｔＩは書き込み要求 (応答不要)であり、ＥＳＶの値は０ｘ６０である。ＳｅｔＣは書き込み要求 (応答要)であり、ＥＳＶの値は０ｘ６１である。Ｇｅｔは読み出し要求であり、ＥＳＶの値は０ｘ６２である。
【００５０】
応答・通知用のＥＳＶの主なものに、Ｓｅｔ＿Ｒｅｓ、Ｇｅｔ＿Ｒｅｓ、ＩＮＦ、ＩＮＦＣがある。Ｓｅｔ＿Ｒｅｓは書き込み要求に対する応答であり、ＥＳＶの値は０ｘ７１である。Ｇｅｔ＿Ｒｅｓは読み出し要求に対する応答であり、ＥＳＶの値は０ｘ７２である。ＩＮＦは通知 (応答不要)であり、ＥＳＶの値は０ｘ７３である。ＩＮＦＣは通知（応答要）であり、ＥＳＶの値は０ｘ７４である。
【００５１】
不可応答用のＥＳＶの主なものに、ＳｅｔＩ＿ＳＮＡ、ＳｅｔＣ＿ＳＮＡ、Ｇｅｔ＿ＳＮＡ、ＩＮＦ＿ＳＮＡがある。ＳｅｔＩ＿ＳＮＡは書き込み要求 (応答不要)に対する不可応答であり、ＥＳＶの値は０ｘ５０である。ＳｅｔＣ＿ＳＮＡは書き込み要求 (応答要)に対する不可応答であり、ＥＳＶの値は０ｘ５１である。Ｇｅｔ＿ＳＮＡは読み出し要求に対する不可応答であり、ＥＳＶの値は０ｘ５２である。ＩＮＦ＿ＳＮＡは通知に対する不可応答であり、ＥＳＶの値は０ｘ５３である。
【００５２】
ＯＰＣ（処理対象プロパティカウンタ）は、処理対象のプロパティの数を示す。制御内容が１つの場合、ＯＰＣの値は０ｘ０１になる。
【００５３】
ＥＰＣ（ＥＣＨＯＮＥＴ  プロパティ）は、ＥＯＪの属性を示し、設定値や状態といった属性をプロパティとして定義したものである。
【００５４】
例えば、蓄電池クラスでは、ＥＰＣ＝０ｘ８０のプロパティが動作状態（オン／オフ状態）、ＥＰＣ＝０ｘＡ５のプロパティが現時点のＡＣ放電可能容量、ＥＰＣ＝０ｘＡ７のプロパティがＡＣ放電下限設定、ＥＰＣ＝０ｘＣＤのプロパティが運転許可設定、ＥＰＣ＝０ｘＣＥのプロパティが自立運転許可設定、ＥＰＣ＝０ｘＤＡのプロパティが運転モード設定をそれぞれ示す。
【００５５】
ＥＰＣ＝０ｘＤＡのプロパティ内容として、急速充電＝０ｘ４１、充電＝０ｘ４２、放電＝０ｘ４３、待機＝０ｘ４４、テスト＝０ｘ４５、自動＝０ｘ４６、再起動＝０ｘ４８、実効容量再計算処理＝０ｘ４９、その他＝０ｘ４０と規定されている。
【００５６】
また、蓄電池クラスでは、ＥＰＣ＝０ｘＥ２のプロパティが蓄電残量１（Ｗｈ）、ＥＰＣ＝０ｘＥ３のプロパティが蓄電残量２（Ａｈ）、ＥＰＣ＝０ｘＥ４のプロパティが蓄電残量３（％）、ＥＰＣ＝０ｘＥ５のプロパティが劣化状態（％）を示す。
【００５７】
ＰＤＣ（プロパティ  データ  カウンタ）は、ＥＤＴ（ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ  データ）のバイト数を保持する。
【００５８】
ＥＤＴ（プロパティ値データ）は、プロパティの値である。
【００５９】
ＥＯＪのクラスグループコード＝０ｘ０Ｆには、ユーザ定義クラスグループが規定されており、ユーザが独自クラスを設定することができる。本実施の形態では、上述の創蓄連携システムを独自クラスとして定義する。当該創蓄連携システムのＥＯＪは例えば、０ｘ０Ｆ３００１に設定される。０ｘ３０はクラスコードであり、０ｘ０１はインスタンスコードである。
【００６０】
ユーザ定義クラスは、同一メーカの機器間におけるＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）通信に利用可能である。なお、ユーザ定義クラスを設定したメーカからユーザ定義クラスの情報公開を受けたメーカの機器も、当該創蓄連携システムと、当該ユーザ定義クラスを利用したＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）通信が可能である。その他の機器は当該創蓄連携システムと、標準クラスを利用したＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）通信のみが可能である。
【００６１】
図３は、本発明の実施の形態に係る創蓄連携システムのプロパティの一例をまとめたグラフを示す図である。図３に示す創蓄連携システムクラスにおいて、ＥＰＣ＝０ｘＡ１で定義されるプロパティは蓄電池動作モード設定である。当該プロパティの内容として、充放電待機＝０ｘ１０、充電優先（強制）＝０ｘ１１、充電優先（余剰）＝０ｘ１２、放電優先（逆潮無）＝０ｘ１３、放電優先（逆潮有）＝０ｘ１４、放電優先（押上）＝０ｘ１５、充放電（余剰）＝０ｘ１６、自動＝０ｘ１７と規定されている。
【００６２】
ＥＰＣ＝０ｘＡ２で定義されるプロパティはアプリケーション設定である。当該プロパティの内容として、２つのＩＮＤＥＸを含む。ＩＮＤＥＸ０はサービスＩＤであり、当該サービスＩＤは、上位制御システムまたは創蓄連携システムの制御装置２０により設定される。当該サービスＩＤには、１６〜２５４の範囲内の値が設定される。１６〜２５４の内、１６〜１２８は、上位制御システムと創蓄連携システム間で既に整合がとれているＩＤである。１２９〜２５４は、上位制御システムが任意に設定可能なＩＤである。当該サービスＩＤは、上位制御システムの確認用であり、創蓄連携システムの制御には影響しない。本実施の形態では、１６〜１２８のいずれかのサービスＩＤに、ピークカットが設定される。
【００６３】
ＩＮＤＥＸ１は優先度であり、優先度は上位制御システムまたは創蓄連携システムの制御装置２０により設定される。優先度には、１１〜２５４の範囲内の値が設定される。優先度は対象プロパティの受理判定に使用され、値が小さいほうが優先度が高いことを意味する。創蓄連携システムの制御装置２０は、優先度が付加されていないアプリケーション設定に対して、自動的に優先度を設定することができる。
【００６４】
例えば、独自クラスから、蓄電池動作モード設定（０ｘＡ１）とアプリケーション設定（０ｘＡ２）の書き込み要求を同時に受信した際において、アプリケーション設定（０ｘＡ２）に優先度が付加されていない場合、制御装置２０はアプリケーション設定（０ｘＡ２）で指定されるサービスの優先度に１２０を設定する。
【００６５】
また、標準クラスから、プロパティが運転モード設定（０ｘＤＡ）の書き込み要求を受信した際において、標準クラスの優先度（０ｘＦ０）が付加されていない場合、制御装置２０は、運転モード設定（０ｘＤＡ）で指定されるサービスの優先度に１００を設定する。
【００６６】
なお、標準クラスの優先度（０ｘＦ０）と、独自クラスのアプリケーション設定（０ｘＡ２）の優先度は、同値に設定される。独自クラスのアプリケーション設定（０ｘＡ２）の優先度の更新時は、標準クラスの優先度（０ｘＦ０）も更新される。反対に、標準クラスの優先度（０ｘＦ０）の更新時は、独自クラスのアプリケーション設定（０ｘＡ２）の優先度も更新される。
【００６７】
また、モドバス通信を介して命令を受信した場合、制御装置２０は、モドバス通信を介した命令で指定されるサービスの優先度に１４０を設定する。本実施の形態では、エネルギーモニタ７ｂからの命令で指定されるサービスの優先度に１４０を設定する。
【００６８】
ＥＰＣ＝０ｘＡ６で定義されるプロパティはサービス容量設定である。当該サービス容量は、ピークカット専用に確保される容量である。当該プロパティの内容として、３つのＩＮＤＥＸを含む。ＩＮＤＥＸ０は管理ＩＤである。当該管理ＩＤは、蓄電池内のサービス確保容量の変更権限を管理するためのＩＤである。当該管理ＩＤには、１１〜２５４の範囲内の値が設定される。先に確保した管理ＩＤがサービス確保容量を専有でき、変更や使用可否を指定できる。ＩＮＤＥＸ１は確保容量である。当該確保容量には、０〜８０（％）の範囲内の値が設定される。なお当該確保容量に０が設定されると、管理ＩＤにより確保された権限が解放される。ＩＮＤＥＸ２は容量使用可否である。当該容量使用可否の値が０の場合は使用不可、１の場合は使用可である。
【００６９】
ＥＰＣ＝０ｘＡ８で定義されるプロパティは放電下限値設定である。当該プロパティの値には、０〜１００（％）の範囲内の値が設定される。０〜１００の値は、ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）に対応する。
【００７０】
ＥＰＣ＝０ｘＡ９で定義されるプロパティは充放電サイクル制限である。当該プロパティの値が０の場合は制限無、１の場合は制限有である。制限有の場合、ＥＰＣ＝０ｘＡ６で定義されるプロパティにより確保されたサービス容量が使用禁止となる。
【００７１】
以下の説明では、創蓄連携システムの制御装置２０とＨＥＭＳコントローラ７ａ間において、当該ユーザ定義クラスを利用したＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）通信を行うことを想定する。
【００７２】
図４（ａ）−（ｂ）は、本実施の形態に係るピークカットの放電下限値の調整機能を説明するための図である。図４（ａ）は、創蓄連携システムの蓄電装置２内の蓄電池に設定される確保容量の一例を示す図である。図４（ａ）に示す例では、自立運転用の確保容量として２０％が設定されている。自立運転用の確保容量は、系統３の停電時に蓄電池から負荷５に供給されるバックアップ電源容量として、蓄電池内に最低限確保されるべき容量である。自立運転用の確保容量は、ユーザが制御装置２０の操作部２６から指定した値に設定される。なお、自立運転用の確保容量はユーザが任意に変更可能である。
【００７３】
またユーザは、操作部２６から創蓄連携システムの運転モードを設定することができる。本実施の形態ではユーザは、経済優先モード、環境優先モード、蓄電優先モードの３つからいずれかを選択することができる。
【００７４】
経済優先モードは、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、電気料金が安い時間帯に充電し、電気料金が高い時間帯に放電するモードである。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。経済優先モードは、電気料金の従量制部分を削減することを主な目的としたモードである。
【００７５】
環境優先モードは、日照時間帯に太陽光発電装置１により発電された電力の余剰分を充電し、充電した電気を非日照時間帯に使用するモードである。環境優先モードは、電力会社からの買電量を減らすことを主な目的としたモードである。
【００７６】
蓄電優先モードは、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。蓄電優先モードは、停電時のバックアップを主な目的としたモードである。
【００７７】
制御装置２０は、ユーザにより設定された運転モードに応じて、創蓄連携システムを充放電制御する。ただし上位制御システムから外部制御命令を受信した場合、制御装置２０は、外部制御命令に基づく創蓄連携システムの充放電制御を優先させる。
【００７８】
上述のように電気料金の基本料金部分を削減するには、一定時間毎（例えば、３０分毎）の電力使用量を抑えることが重要となる。これに対して本実施の形態では、ＨＥＭＳコントローラ７ａが、系統３からの買電電力量を監視して、単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えないようにピークカット制御を行う。当該上限値は、現契約における単位時間当たりに使用可能な最大電力値、又は当該最大電力値から所定のマージンを引いた値に設定される。
【００７９】
ＨＥＭＳコントローラ７ａは、図３に示したサービス容量設定（０ｘＡ６）及び放電下限値設定（０ｘＡ８）の書き込み要求を制御装置２０に送信して、創蓄連携システムを利用したピークカット制御を行うことができる。図４（ｂ）に示す例では、ピークカットに専ら使用するサービス確保容量として３０％が設定されている。従って、自立運転用またはピークカット用に使用されない日常運転容量は５０％となる。制御装置２０は、ＨＥＭＳコントローラ７ａから受信したサービス確保容量の３０％と、ユーザから設定された自立運転用確保容量の２０％を足した５０％を放電下限値として、電力変換装置１０の制御回路１４に設定する。なおサービス確保容量が無効な場合（０％）、制御装置２０は、ユーザから設定された自立運転用確保容量の２０％を放電下限値として、電力変換装置１０の制御回路１４に設定する。
【００８０】
図４（ｂ）は、自立運転用確保容量が２０％、サービス確保容量が３０％に設定されている蓄電装置２の動作例を示す図である。図４（ｂ）に示す動作例の開始時は、創蓄連携システムは環境優先モードに設定されている。サービス確保容量は設定されておらず、制御装置２０は、蓄電装置２の放電下限値として自立運転用確保容量の２０％を電力変換装置１０の制御回路１４に設定している。また制御装置２０は、蓄電池動作モードとして充放電余剰モードを電力変換装置１０の制御回路１４に設定している。
【００８１】
充放電余剰モードは、太陽光発電装置１の発電中、太陽光発電装置１の発電量が負荷５の消費電力量より少ない状態では、太陽光発電装置１の発電電力を負荷５に供給し、太陽光発電装置１の発電量が負荷５の消費電力量より多い状態では、太陽光発電装置１の発電電力を蓄電装置２に充電し、太陽光発電装置１の停止中は、蓄電装置２から負荷５に放電する動作モードである。
【００８２】
図４（ｂ）に示す例では、太陽光発電装置１が停止中であり、蓄電装置２から負荷５に放電されている。次にＨＥＭＳコントローラ７ａは、図３に示したサービス容量設定（０ｘＡ６）の確保容量を３０％に設定する書き込み要求を制御装置２０に送信する。制御装置２０は、ＨＥＭＳコントローラ７ａからサービス確保容量が３０％に設定されると、自立運転用確保容量の２０％にサービス確保容量の３０％を足した５０％を放電下限値として、電力変換装置１０の制御回路１４に設定する。蓄電装置２の蓄電残量が放電下限値である５０％まで低下すると、電力変換装置１０の制御回路１４は、蓄電装置２からの放電を停止させる。
【００８３】
ＨＥＭＳコントローラ７ａは、所定のピークカット制御アルゴリズムにより、単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えると予測したとき、蓄電装置２に確保されているサービス確保容量を使用するよう制御装置２０に指示する。具体的にはＨＥＭＳコントローラ７ａは、図３に示したサービス容量設定（０ｘＡ６）の容量使用可否を１（可）に設定し、蓄電池動作モード設定（０ｘ０１）の値を放電優先（逆潮無）に設定する書き込み要求を制御装置２０に送信する。制御装置２０は蓄電池動作モード設定（０ｘ０１）の値を放電優先（逆潮無）に設定する書き込み要求を受信すると、現在の環境優先モードから、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの外部制御に基づく放電優先（逆潮無）モードに切り替える。
【００８４】
放電優先（逆潮無）モードは、太陽光発電装置１の発電の有無に関わらず、負荷５が電力を消費している間は蓄電装置２から放電するモードである。放電優先モードには、放電優先（逆潮有）モード及び放電優先（押上）モードもあるが、日本では蓄電装置２から系統３へ逆潮流させることが、系統連系規程により禁止されているため、放電優先モードが使用される場合は基本的に放電優先（逆潮無）モードが選択される。
【００８５】
制御装置２０はサービス容量設定（０ｘＡ６）の容量使用可否を１（可）に設定する書き込み要求を受信すると、現在の放電下限値である５０％からサービス確保容量の３０％を除いた２０％を放電下限値として電力変換装置１０の制御回路１４に設定する。また制御装置２０は、蓄電池動作モードとして新たに放電優先（逆潮無）モードを電力変換装置１０の制御回路１４に設定する。電力変換装置１０の制御回路１４は、放電下限値が２０％に変更され、動作モードが放電優先（逆潮無）モードに変更されると、蓄電装置２からの放電を再開させる。
【００８６】
ＨＥＭＳコントローラ７ａは、所定のピークカット制御アルゴリズムにより、ピークカット制御を解除しても、単位時間当たりの買電電力量が上限値内に収まると予測したとき、蓄電装置２に確保されているサービス確保容量の使用を終了するよう制御装置２０に指示する。具体的にはＨＥＭＳコントローラ７ａは、図３に示したサービス容量設定（０ｘＡ６）の容量使用可否を０（否）に設定し、蓄電池動作モード設定（０ｘ０１）の値を自動に設定する書き込み要求を制御装置２０に送信する。制御装置２０は蓄電池動作モード設定（０ｘ０１）の値を自動に設定する書き込み要求を受信すると、ＨＥＭＳコントローラ７ａからの外部制御に基づく放電優先（逆潮無）モードから、自己に内部設定されている運転モード（図４（ｂ）に示す例では、環境優先モード）に切り替える。御装置２０は蓄電池動作モードとして新たに充放電余剰モードを電力変換装置１０の制御回路１４に設定する。
【００８７】
なおサービス確保容量の使用可否を０（否）に設定する書き込み要求を受信しても、制御装置２０は直ぐに放電下限値を５０％まで戻さず、日常運転による蓄電装置２の蓄電容量の増加に応じて段階的に引き上げる。ピークカット制御解除直後における、蓄電装置２の充電による買電電力量の増加を抑制し、再びピークカット制御に突入することを抑制するためである。
【００８８】
図４（ｂ）に示す例では、放電下限値の分解能が１０％に設定されている例を示している。環境優先モードでは、太陽光発電装置１の発電量が負荷５の消費電力量より多い状態のときのみ、蓄電装置２の蓄電容量が増加する。なお経済優先モードでは、充電時間帯に蓄電装置２の蓄電容量が増加する。蓄電優先モードでは、直ぐに蓄電装置２の蓄電容量の増加が開始する。
【００８９】
蓄電装置２の蓄電容量が、１単位上の放電下限値に設定マージン値を足した値に到達すると、制御装置２０は放電下限値を、当該１単位上の放電下限値に変更する。図４（ｂ）に示す例では設定マージン値は４％に設定されている。従って、蓄電装置２の蓄電容量が３４％に到達すると放電下限値が３０％に変更され、蓄電装置２の蓄電容量が４４％に到達すると放電下限値が４０％に変更され、蓄電装置２の蓄電容量が５４％に到達すると放電下限値が５０％に変更される。
【００９０】
電力変換装置１０は、蓄電装置２の蓄電容量が放電下限値を下回ると、蓄電装置２を補充電するよう制御する。例えば、自然放電により、蓄電装置２の蓄電容量が放電下限値を下回ると補充電制御が発動する。上記設定マージン値を設定し、蓄電装置２の蓄電容量と、放電下限値の間にマージンを持たせることにより、補充電制御の発動を抑制することができる。
【００９１】
図５は、本実施の形態に係るピークカットの放電下限値の調整機能の流れを示すフローチャートである。図５に示すフローチャートでは、サービス確保容量及び放電下限値が１％単位で変更可能な例を想定している。図４（ｂ）に示したようにサービス確保容量及び放電下限値が１０％単位で変更可能な場合、サービス確保容量及び放電下限値は１０％刻みで変動する。
【００９２】
制御装置２０は、電力変換装置１０の制御回路１４から蓄電装置２の蓄電容量を取得する（Ｓ１０）。制御装置２０と電力変換装置１０の制御回路１４との間では、短周期（例えば、１．５秒周期）の定期通信と、長周期（例えば、１分周期）の定期通信を行っている。制御装置２０は、短周期の定期通信で蓄電装置２の蓄電容量を取得する。これにより、長周期の定期通信で蓄電装置２の蓄電容量を取得する場合と比較して、単位時間当たりの買電電力量が上限値を超える可能性を低下させることができる。
【００９３】
制御装置２０は、サービス確保容量が０％である、及びサービス確保容量の使用可否が可であるの少なくとも一方を満たすか否か判定する（Ｓ１１）。少なくとも一方を満たす場合（Ｓ１１のＹ）、制御装置２０は暫定放電下限値に、自立運転用確保容量に対応する放電下限値を設定する（Ｓ１２）。このケースは、電力変換装置１０の制御回路１４に通知する放電下限値が下がるケースである。
【００９４】
サービス確保容量が０％でなく、かつサービス確保容量の使用可否が否である場合（Ｓ１１のＮ）、制御装置２０は取得した蓄電装置２の蓄電容量と、（自立運転用確保容量＋サービス確保容量＋第１設定マージン値）とを比較する（Ｓ１３）。第１設定マージン値（例えば、３％）は、蓄電装置２の蓄電容量と、（自立運転用確保容量＋サービス確保容量）が近い状態において、放電下限値の変更制御にチャタリングが発生しないように設定されている。
【００９５】
蓄電装置２の蓄電容量が、（自立運転用確保容量＋サービス確保容量＋第１設定マージン値）を超える場合（Ｓ１３のＹ）、制御装置２０は（自立運転用確保容量＋サービス確保容量）が９０％を超えるか否か判定する（Ｓ１４）。９０％以下の場合（Ｓ１４のＮ）、制御装置２０は暫定放電下限値に、（自立運転用確保容量＋サービス確保容量）に対応する放電下限値を設定する（Ｓ１５）。９０％を超える場合（Ｓ１４のＮ）、制御装置２０は暫定放電下限値に９０％を設定する（Ｓ１６）。ユーザにより自立運転用確保容量が増加方向に変更される場合に備えて、１０％のマージンを確保しておく趣旨である。
【００９６】
蓄電装置２の蓄電容量が、（自立運転用確保容量＋サービス確保容量＋第１設定マージン値）以下の場合（Ｓ１３のＮ）、制御装置２０は暫定放電下限値に、蓄電装置２の蓄電容量から第２設定マージン値を減じた値を設定する（Ｓ１７）。第２設定マージン値（例えば、４％）は、上述のように補充電制御の発動を抑制するために設定されている。
【００９７】
制御装置２０は暫定放電下限値と、自立運転用確保容量に対応する放電下限値とを比較する（Ｓ１８）。暫定放電下限値が自立運転用確保容量に対応する放電下限値未満の場合（Ｓ１８のＹ）、制御装置２０は暫定放電下限値に、自立運転用確保容量に対応する放電下限値を設定する（Ｓ１９）。暫定放電下限値が自立運転用確保容量に対応する放電下限値以上の場合（Ｓ１８のＮ）、制御装置２０は、ステップＳ１７で設定した暫定放電下限値と、電力変換装置１０の制御回路１４へ前回通知した放電下限値とを比較する（Ｓ２０）。
【００９８】
暫定放電下限値が、前回通知時の放電下限値以下の場合（Ｓ２０のＹ）、制御装置２０は暫定放電下限値に、前回通知時の放電下限値を設定する（Ｓ２１）。暫定放電下限値が、前回通知時の放電下限値を超える場合（Ｓ２０のＮ）、制御装置２０は暫定放電下限値を変更しない。
【００９９】
制御装置２０は、ステップＳ１０−ステップＳ２１により決定した暫定放電下限値を、電力変換装置１０の制御回路１４への今回通知用の放電下限値に設定する（Ｓ２２）。制御装置２０は、今回通知用の放電下限値と前回通知時の放電下限値とを比較する（Ｓ２３）。両者が異なる場合（Ｓ２３のＮ）、制御装置２０は、今回通知用の放電下限値を電力変換装置１０の制御回路１４へ通知する（Ｓ２４）。両者が同じ場合（Ｓ２３のＹ）、ステップＳ２４の通知をスキップする。創蓄連携システムの運転が継続している間（Ｓ２５のＮ）、ステップＳ１０に遷移し、ステップＳ１０−ステップＳ２４の処理を繰り返す。
【０１００】
上記ステップＳ１３において、蓄電残量≦（自立運転用確保容量（２０％）＋サービス確保容量（３０％）＋３％）の場合（Ｓ１３のＮ）、ステップＳ１７−ステップＳ２１に示したように制御装置２０は、電力変換装置１０の制御回路１４に放電下限値として、（蓄電残量−４％）を通知する。サービス確保容量の全ての容量を確保できない場合でも、少しでも多くの容量を確保することにより、買電電力量のピークオーバーを回避できる確率を高めることができる。なお、（蓄電残量−４％）を通知するのは、前回通知時の放電下限値を上回る場合のみである。即ち、蓄電残量の低下方向の変化には放電下限値を追従させない設定となっている。
【０１０１】
サービス確保容量は、運転／停止ボタンにより創蓄連携システムの運転が停止した場合、初期値の０％に戻される。ＨＥＭＳコントローラ７ａからサービス確保容量が設定された状態で、ＨＥＭＳコントローラ７ａが故障、もしくはネットワークから離脱した場合に、日常運転容量が減少した状態が維持されることを防ぐためである。なお、ＨＥＭＳコントローラ７ａがネットワーク上に正常な状態で存在していれば、ＨＥＭＳコントローラ７ａから再度、サービス確保容量を設定することができる。
【０１０２】
次に充放電サイクル制限機能について説明する。一般に蓄電池の劣化は、ＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｈｅａｌｔｈ）で規定される。ＳＯＨは、初期の満充電容量に対する現在の満充電容量の比率で規定され、数値が低いほど（０％に近いほど）劣化が進行していることを示す。蓄電池の劣化は、保存劣化とサイクル劣化の和で近似できる。このうち、サイクル劣化は、充放電の回数が増えるにつれ進行する劣化である。
【０１０３】
本実施の形態では、サイクル劣化の進行を遅らせて蓄電池の寿命を延ばすために充放電サイクル制限機能が導入されている。具体的には、直近２４時間の充電積算量または放電積算量が所定値を超えた場合に、サービス確保容量の使用（ピークカット機能）を制限する機能である。当該所定値は例えば、現在の満充電容量（初期の満充電容量×ＳＯＨ）に設定される。
【０１０４】
図６は、本実施の形態に係る充放電サイクル制限機能の一例を説明するための図である。制御装置２０は制御部２１内のワークエリアに、１０分間の放電積算量を格納するための１４４の格納領域（以下、放電積算データ格納領域という）を確保する。制御装置２０は、電力変換装置１０の制御回路１４から放電積算量を長周期の定期通信（図６に示す例では１分周期）で取得する。制御装置２０は、１回分の放電積算量を１０回分累積して、１０分間の放電積算量を算出する。
【０１０５】
制御装置２０は算出した１０分間の放電積算量を、放電積算データ格納領域に順次格納していく。１０分間の放電積算量の格納数が最大（１４４）に到達した場合は、格納場所を先頭に戻す。以後、ＦＩＦＯ方式で１０分間の放電積算量を格納していく。制御装置２０は、１０分間の放電積算量を放電積算データ格納領域に格納する度に、２４時間の累積放電積算量が所定値（初期容量×ＳＯＨ）を超えていないか否か判定する。即ち制御装置２０は、２４時間の累積放電積算量を１０分毎に更新し、１０分毎に、２４時間の累積放電積算量が所定値を超えていないか否か判定する。
【０１０６】
２４時間の累積放電積算量が所定値を超えている場合、制御装置２０は、図３に示したサービス容量設定（０ｘＡ６）の容量使用可否を０（否）に設定する。この状態において、ＨＥＭＳコントローラ７ａ等の上位制御システムから、容量使用可否を１（可）に設定する書き込み要求を受信した場合、制御装置２０は当該書き込み要求に対する不可応答メッセージを返信する。なお、サービス容量設定（０ｘＡ６）のサービスＩＤと確保容量は現在の設定内容を維持する。
【０１０７】
２４時間の累積放電積算量が所定値を超えていない場合、制御装置２０は、サービス容量設定（０ｘＡ６）の容量使用可否を１（可）に設定する。
【０１０８】
なお以上に説明した充放電サイクル制限機能は、図３に示した充放電サイクル制限（０ｘＡ９）のフラグが１（有）に設定されている場合に有効な機能である。充放電サイクル制限（０ｘＡ９）のフラグが０（無）に設定されている場合は、２４時間の累積放電積算量に関係なく、ピークカット制御を行うことができる。
【０１０９】
なお創蓄連携システムは常時運転が基本であるため、制御装置２０は１０分間の放電積算量の２４時間分の累積値を不揮発メモリに保存せずに、揮発性のワークエリアに格納する。創蓄連携システムの電源がオフされると当該累積値はリセットされ、創蓄連携システムの電源がオンされると０から再度、カウントされる。
【０１１０】
以上説明したように本実施の形態によれば、サービス確保容量を設定することにより、創蓄連携システムのピークカット機能を有効かつ十分に発揮させることができる。また、充放電サイクル制限機能を搭載することにより、ピークカットによる電力料金の削減と、蓄電池の寿命とのバランスを調整することができる。
【０１１１】
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。
【０１１２】
例えば、制御装置２０を創蓄連携システムの外部に設けるのではなく、制御装置２０の機能を創蓄連携システムの電力変換装置１０内に一体化させてもよい。
【０１１３】
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。
【０１１４】
［項目１］
蓄電システムに制御指令を送信する制御システム（２０）であって、
電力系統（３）から需要家への単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを防止するための放電に専ら使用する電力容量として前記蓄電システムに確保されるべき第１確保容量と、前記蓄電システムの現在の蓄電残量に基づいて、前記蓄電システムへ放電下限値を通知する通知部（２３）
を備える、制御システム（２０）。
「蓄電システム」は、蓄電装置２を備えたシステムであり、「創蓄連携システム」を含む概念である。
これによれば、単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを効果的に防止することができる。
［項目２］
前記通知部（２３）は、
前記蓄電システムが前記電力系統（３）から切り離されて自立運転する場合に使用する電力容量として前記蓄電システムに確保されるべき第２確保容量と、前記第１確保容量と、前記蓄電システムの現在の蓄電残量に基づいて、前記蓄電システムへ放電下限値を通知する、
項目１に記載の制御システム（２０）。
これによれば、バックアップ電源容量を確保しつつ、単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを効果的に防止することができる。
［項目３］
前記通知部（２３）は、
前記蓄電システムの現在の蓄電残量が、前記第１確保容量と前記第２確保容量の合計値に第１設定値を加えた値より大きい場合、前記第１確保容量と前記第２確保容量の合計値を前記放電下限値として前記蓄電システムへ通知する、
項目２に記載の制御システム（２０）。
これによれば、放電下限値を適切な値に設定することができる。
［項目４］
前記通知部（２３）は、
前記蓄電システムの現在の蓄電残量が、前記第１確保容量と前記第２確保容量の合計値に第１設定値を加えた値以下の場合において、
前記蓄電残量から第２設定値を減じた値が、前記第２確保容量より小さい場合、前記第２確保容量の値を前記放電下限値として前記蓄電システムへ通知し、前記蓄電残量から第２設定値を減じた値が、前記第２確保容量以上の場合、前記蓄電残量から第２設定値を減じた値を前記放電下限値として前記蓄電システムへ通知する、
項目２または３に記載の制御システム（２０）。
これによれば、放電下限値を適切な値に設定することができる。
［項目５］
前記通知部（２３）は、
前記単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えると予測されるとき、前記蓄電システムの設定された運転モードに関わらず、前記蓄電システムへ前記第２確保容量の値を前記放電下限値とする放電指令を通知し、
前記放電指令に基づく放電により、前記蓄電システムの蓄電残量が、前記第２確保容量の値まで低下したとき、前記設定された動作モードに応じた指令を前記蓄電システムへ通知する、
項目２から４のいずれか１項に記載の制御システム（２０）。
これによれば、バックアップ電源容量を確保しつつ、単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えることを効果的に防止することができる。
［項目６］
前記通知部（２３）は、
所定時間毎の放電積算量の所定期間の累積値が所定値を超える場合、前記単位時間当たりの買電電力量が上限値を超えると予測される場合でも、前記第２確保容量の値を前記放電下限値に設定する指令を前記蓄電システムへ通知しない、
項目１から４のいずれか１項に記載の制御システム（２０）。
これによれば、蓄電池の劣化の進行ペースが速まることを抑制することができる。
［項目７］
前記所定値は、前記蓄電システムの初期容量にＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｈｅａｌｔｈ）を乗じた値に設定される、
項目６に記載の制御システム（２０）。
これによれば、所定期間（例えば、１日）の放電積算量を、蓄電池の現在の満充電容量以内に抑えることができる。
【０１１５】
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】
【０１１６】
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。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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