(57)【要約】【課題】ハイブリッドシステムであって、制御の干渉を防ぐことが可能な電力変換システムを得る。【解決手段】電力変換システム１００は、外部直流電源１が出力する直流電力を交流電力に変換して接続点に出力する直流電力変換部２０，２１と、充放電可能な蓄電部３および接続点４０に接続され、蓄電部３の直流電力と接続点４０の交流電力とを双方向に変換する蓄電システム電力変換部４と、商用電力系統９と接続点４０との間の電力線上の連系点３０における潮流電力を計測する連系点電力計測手段６，７，８と、直流電力変換部２０，２１の運転モードおよび蓄電システム電力変換部４の運転モードに基づいて、潮流電力を定められた値とするための直流電力変換部２０，２１の交流電力の出力の制御と、潮流電力を定められた値とするための蓄電システム電力変換部４の交流電力の出力の制御とが同時に実行されないように制御する電力協調制御手段２２と、を備える。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
外部直流電源が出力する直流電力を交流電力に変換して接続点に出力する直流電力変換部と、
充放電可能な蓄電部および前記接続点に接続され、前記蓄電部の直流電力と前記接続点の交流電力とを双方向に変換する蓄電システム電力変換部と、
商用電力系統と前記接続点との間の電力線上の連系点における潮流電力を計測する連系点電力計測手段と、
前記直流電力変換部の運転モードおよび前記蓄電システム電力変換部の運転モードに基づいて、前記潮流電力を定められた値とするための前記直流電力変換部の交流電力の出力の制御と、前記潮流電力を定められた値とするための前記蓄電システム電力変換部の交流電力の出力の制御とが同時に実行されないように制御する電力協調制御手段と、
を備えることを特徴とする電力変換システム。
【請求項２】
前記電力協調制御手段は、前記潮流電力を定められた値とするための交流電力の出力の制御を前記直流電力変換部に実行させない場合、前記直流電力変換部に前記外部直流電源が出力する直流電力を制限せずに交流電力に変換して出力させる
ことを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
【請求項３】
前記電力協調制御手段は、前記潮流電力を定められた値とするための交流電力の出力の制御を前記蓄電システム電力変換部に実行させない場合、前記蓄電部に充電させる
ことを特徴とする請求項１または２に記載の電力変換システム。
【請求項４】
前記電力協調制御手段は、外部からの設定により、前記潮流電力を定められた値とするための交流電力の出力の制御を前記直流電力変換部または前記蓄電システム電力変換部のいずれで実行しないようにするかを選択する
ことを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の電力変換システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、系統に連系して運転する太陽光発電システムと蓄電池システムとを併用した分散型連系システムである電力変換システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
パワーコンディショナ（以下では、ＰＣＳ(Power  Conditioning  System)と称する）を備えた太陽光発電システムの普及に伴い、総発電電力における太陽光発電システムによる発電電力の比率が年々増加している。しかし、太陽光発電システムのような自然エネルギーを利用したシステムは、天候により発電出力が変動するという問題があり、この問題に対処するために、蓄電池を利用した分散型連系システムとの併用システムが提案されている。例えば、以下の特許文献１に示すようなハイブリッドシステムが開示されている。
【０００３】
上記ハイブリッドシステムは、太陽光発電システムなどの自然エネルギー利用発電装置と、蓄電池システムなどの電力貯蔵用二次電池とのハイブリッドシステムであって、自然エネルギー利用発電装置の発電出力と電力貯蔵用二次電池の放電出力との和が負荷の消費電力のピークを下回らないように、電力貯蔵用二次電池の運転を制御する。これにより、連系点の潮流電力を安定させて、天候により発電出力が変動することによって生ずる問題を抑えている。
【０００４】
また、太陽光発電システムの発電出力変動への対策として、２０１５年１月２２日、再生可能エネルギー特別措置法施行規則の一部を改正する省令と関連告示が公布されている。これは、電力会社によって異なるものの、概ね、電力会社が自社の発電設備の出力を抑制しても電力の供給量が需要量を上回る場合、太陽光発電システムの出力を抑制するよう要請できるとするものである。太陽光発電システムの出力の抑制を実現する手段として、出力制御機能付ＰＣＳの技術仕様が、以下の非特許文献１において開示されている。
【０００５】
非特許文献１に開示される技術は、ＰＣＳは電力会社より開示される出力制御スケジュールに基づいて、ＰＣＳの出力電力を制限する。この動作は、出力制御と呼ばれている。このとき、電力会社との契約形態が全量買取契約の場合においては、ＰＣＳ出力は、スケジュールされた出力制御指令値に一致するように制御される。
【０００６】
一方、電力会社との契約形態が余剰買取契約の場合においては、ＰＣＳ出力は、スケジュールされた出力制御指令値に一致するように制御されるか、もしくは、連系点の逆潮流電力がゼロとなるように制御される。後者の場合は、例えば、連系点の逆潮流電力が負、つまり連系点の電力潮流が順潮流の状態のとき、ＰＣＳ出力は、電力会社に指定された出力制御指令値を超えて、連系点の逆潮流電力がゼロとなるように制御される。このとき、連系点の逆潮流電力を計測するために、連系点にセンサが設置される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２００３−１５８８２５号公報
【非特許文献】
【０００８】
【非特許文献１】出力制御機能付ＰＣＳの技術仕様について、太陽光発電協会、日本電機工業会、電気事業連合会、２０１５年５月１３日(http://www.jpea.gr.jp/pdf/pcs.pdf)
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
太陽光発電システムなどの自然エネルギー利用発電装置と、蓄電池システムなどの電力貯蔵用二次電池とを併用したシステムにおいて、太陽光発電システムに上述した出力制御機能付ＰＣＳが用いられた場合において、太陽光発電システムが余剰買取契約されていて、上記ＰＣＳが出力制御により連系点の逆潮流電力が発生しないように制御を行なっていることがある。このときに、さらに蓄電池システムが連系点の潮流電力を安定させるように、例えば電力会社から買う電力を最小にするように制御を行なうことがあり得る。この場合、同じ箇所である連系点の潮流電力を連系点における潮流電力制御機能を備えた太陽光発電システムと蓄電池システムの両システムが同時に制御することになり、両システムの制御が互いに干渉してしまう。その結果、太陽光発電システムの出力が不要に制限されたり、蓄電池からの不要な放電が発生したりして、太陽光発電エネルギーおよび蓄電池エネルギーを有効に利用できないという課題があった。
【００１０】
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、二つの電力変換システムを併用したハイブリッドシステムであって、両システムによる制御の干渉を防ぐことが可能な電力変換システムを得ることを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、外部直流電源が出力する直流電力を交流電力に変換して接続点に出力する直流電力変換部と、充放電可能な蓄電部および接続点に接続され、蓄電部の直流電力と接続点の交流電力とを双方向に変換する蓄電システム電力変換部と、商用電力系統と接続点との間の電力線上の連系点における潮流電力を計測する連系点電力計測手段と、を備える。本発明は、直流電力変換部の運転モードおよび蓄電システム電力変換部の運転モードに基づいて、潮流電力を定められた値とするための直流電力変換部の交流電力の出力の制御と、潮流電力を定められた値とするための蓄電システム電力変換部の交流電力の出力の制御とが同時に実行されないように制御する電力協調制御手段をさらに備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によれば、二つの電力変換システムを併用したハイブリッドシステムであって、両システムによる制御の干渉を防ぐことが可能な電力変換システムを実現できるという効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】本発明の実施の形態１にかかる電力変換システムの構成を示す図
【図２】実施の形態１にかかる電力協調制御指令生成部が実行する制御指令生成処理のフローチャート
【図３】本発明の実施の形態２にかかる電力変換システムの構成を示す図
【図４】実施の形態２にかかる電力協調制御指令生成部が実行する制御指令生成処理のフローチャート
【図５】本発明の実施の形態３にかかる電力変換システムの構成を示す図
【図６】実施の形態３にかかる電力協調制御指令生成部が実行する制御指令生成処理のフローチャート
【図７】本発明の実施の形態４にかかる電力変換システムの構成を示す図
【図８】実施の形態４にかかる電力協調制御指令生成部が実行する制御指令生成処理のフローチャート
【図９】実施の形態１〜４にかかるマイクロコンピュータの構成を示すブロック図
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下に、本発明の実施の形態にかかる電力変換システムを図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
【００１５】
実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる電力変換システム１００の構成を示す図である。電力変換システム１００は、太陽光発電システムと蓄電池システムとを組み合わせたハイブリッドシステムである。電力変換システム１００は、太陽電池モジュール１および太陽光発電システム用ＰＣＳ２と、蓄電池３および蓄電池システム用ＰＣＳ４と、電力線上の接続点４０に接続された負荷５と、インターネット網１０に接続されたエネルギーマネジメントシステム１１と、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６と、蓄電池システム用連系点電力計測センサ７と、エネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８と、を備える。太陽光発電システム用ＰＣＳ２および蓄電池システム用ＰＣＳ４それぞれの交流出力端子は電力線上の接続点４０に接続されている。連系点電力計測手段である太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６、蓄電池システム用連系点電力計測センサ７およびエネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８は、接続点４０と商用電力系統９との間の電力線上の連系点３０の潮流電力を計測する。
【００１６】
太陽光発電システム用ＰＣＳ２は、電力変換部２０と、電力制御部２１と、電力協調制御指令生成部２２と、を備える。太陽電池モジュール１と、電力変換部２０と、電力制御部２１とが、太陽光発電システムを構成する。電力変換部２０および電力制御部２１が直流電力変換部を構成する。
【００１７】
外部直流電源である太陽電池モジュール１が出力する直流電力は太陽光発電システム用ＰＣＳ２に入力される。電力変換部２０は、太陽電池モジュール１から入力された直流電力を交流電力へ変換して接続点４０に出力し、当該交流電力は接続点４０を介して負荷５および商用電力系統９へ出力される。
【００１８】
電力協調制御手段である電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６による計測値、またはエネルギーマネジメントシステム１１からの指令、または太陽光発電システム用ＰＣＳ２の最大出力設定値に基づいて制御指令を生成する。
【００１９】
電力制御部２１は、電力協調制御指令生成部２２が生成した制御指令に基づいて電力変換部２０を制御することにより、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力電力を制御して接続点４０に交流電力を出力させる。
【００２０】
太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部は、太陽電池モジュール１の出力が最大となるように出力を制御する「ＭＰＰＴ（Maximum  Power  Point  Tracking）モード」、電力会社よりインターネット網１０を経由して開示され、エネルギーマネジメントシステム１１を経由して太陽光発電システム用ＰＣＳ２に送信される出力指令値に一致するように出力を制御する「部分制御モード」、後述する太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６による計測値に基づいて連系点３０における潮流電力である連系点電力を０Ｗといった定められた値になるように太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力である交流電力を制御する「連系点電力０モード」といった複数の運転モードにおいて動作する。これらの運転モードは、後述するように電力協調指令制御部２２から運転モードを制御されないときは、直流電力変換部が決定している。
【００２１】
ここで「部分制御モード」および「連系点電力０モード」における動作は、いわゆる出力制御と呼ばれる。また、連系点電力を０Ｗとするように制御する「連系点電力０モード」は、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６の誤差などの影響を考慮して、連系点電力を意図して０Ｗから小量ずらした電力値、例えば数十Ｗから数百Ｗ程度０Ｗからずらした電力値としても良い。
【００２２】
太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６は、例えば、電圧計測用ＰＴ（Potential  Transformer）、電流計測用ＣＴ（Current  Transformer）および電力演算部で構成され、負荷５から商用電力系統９までの間の電力線上の連系点３０において電力線をクランプして設置される。太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６が計測した連系点３０における潮流電力の電力計測値は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２内の電力協調制御指令生成部２２へ入力される。なお、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６を電流計測用ＣＴのみで構成し、電圧計測用ＰＴおよび電力演算部を太陽光発電システム用ＰＣＳ２内に別途設ける構成としても良い。
【００２３】
蓄電池システム用連系点電力計測センサ７は、例えば、電圧計測用ＰＴ、電流計測用ＣＴおよび電力演算部で構成され、負荷５から商用電力系統９までの間の電力線上の連系点３０において電力線をクランプして設置される。蓄電池システム用連系点電力計測センサ７が計測した連系点３０における潮流電力の電力計測値は蓄電池システム用ＰＣＳ４へ入力される。なお、蓄電池システム用連系点電力計測センサ７を電流計測用ＣＴのみで構成し、電圧計測用ＰＴおよび電力演算部を蓄電池システム用ＰＣＳ４内に別途設ける構成としても良い。
【００２４】
エネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８は、例えば、電圧計測用ＰＴ、電流計測用ＣＴおよび電力演算部で構成され、負荷５から商用電力系統９までの間の電力線上の連系点３０において電力線をクランプして設置される。エネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８が計測した連系点３０における潮流電力の電力計測値はエネルギーマネジメントシステム１１内のエネルギーマネジメント処理部１１１へ入力される。なお、エネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８を電流計測用ＣＴのみで構成し、電圧計測用ＰＴおよび電力演算部をエネルギーマネジメントシステム１１内に別途設ける構成としても良い。
【００２５】
また、実施の形態１にかかる電力変換システム１００は、それぞれ独立したシステムである太陽光発電システム用ＰＣＳ２と、蓄電池システム用ＰＣＳ４と、エネルギーマネジメントシステム１１と、を備える構成とした。したがって、それぞれのシステムに専用の電力計測センサである太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６、蓄電池システム用連系点電力計測センサ７およびエネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８がそれぞれ連系点３０の電気的に同一の箇所に３つ設置される構成とした。しかし、共通の電力計測センサ１つのみを設置し、１つの電力計測センサが計測した電力計測値を各システムで共用するような構成にしてもかまわない。
【００２６】
電力を蓄える蓄電部である蓄電池３は、蓄電システム電力変換部である蓄電池システム用ＰＣＳ４に接続されている。蓄電池３および蓄電池システム用ＰＣＳ４が蓄電池システムを構成する。蓄電池システム用ＰＣＳ４の動作を以下に説明する。
【００２７】
蓄電池システム用ＰＣＳ４は、蓄電池３に蓄えられた直流電力を蓄電池３から放電する「放電モード」、蓄電池３に電力を充電する「充電モード」、蓄電池システム用連系点電力計測センサ７が計測した連系点３０における潮流電力である連系点電力が０Ｗに近い定められた値になるように蓄電池システム用ＰＣＳ４の出力である交流電力を制御して買電力を最小にする「連系点電力０モード」といった複数の運転モードにおいて動作する。これらの運転モードは、後述するように電力協調指令制御部２２から運転モードを制御されないときは、蓄電池システム用ＰＣＳ４が決定している。
【００２８】
蓄電池システム用ＰＣＳ４が「放電モード」で運転しているとき、蓄電池３の直流電力は、蓄電池システム用ＰＣＳ４内の図示していない電力変換部で交流電力へ変換されて接続点４０に出力され、当該交流電力は接続点４０を介して負荷５および商用電力系統９へ出力される。
【００２９】
蓄電池システム用ＰＣＳ４が「充電モード」で運転しているとき、商用電力系統９から接続点４０を介して供給された交流電力は蓄電池システム用ＰＣＳ４内の電力変換部で直流電力へ変換され、蓄電池３に充電される。なお、「充電モード」においては、太陽光発電システム用ＰＣＳ２が出力する交流電力を上記電力変換部が直流電力へ変換して、蓄電池３に充電することもできる。
【００３０】
蓄電池システム用ＰＣＳ４が「連系点電力０モード」で運転しているとき、蓄電池システム用ＰＣＳ４は、蓄電池システム用連系点電力計測センサ７による計測値と、エネルギーマネジメントシステム１１からの指令とに基づいて、連系点電力を０Ｗに近い定められた値にして買電力を最小にするように蓄電池システム用ＰＣＳ４の出力である交流電力を制御する。
【００３１】
エネルギーマネジメントシステム１１は、インターネット網１０に接続されて、内部にエネルギーマネジメント処理部１１１を備える。さらに、エネルギーマネジメントシステム１１は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２および蓄電池システム用ＰＣＳ４に接続されている。エネルギーマネジメントシステム１１の具体例の一つは、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）である。また、エネルギーマネジメントシステム１１は、マイクロコンピュータ等で実現してもよい。
【００３２】
エネルギーマネジメントシステム１１は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２および蓄電池システム用ＰＣＳ４の両者またはいずれかから受信した運転モード情報に基づいて、太陽光発電システム用ＰＣＳ２および蓄電池システム用ＰＣＳ４の両者またはいずれかに運転指令を出力する。また、エネルギーマネジメント処理部１１１は、蓄電池システム用ＰＣＳ４から、蓄電池システムの運転モードについての情報を受信し、当該運転モードの情報を電力協調制御指令生成部２２へ送信する。
【００３３】
図２は、実施の形態１にかかる電力協調制御指令生成部２２が実行する制御指令生成処理のフローチャートである。なお、以下では、電力会社との契約形態が余剰買取契約の場合を想定している。
【００３４】
まず、電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部の運転モードを取得する（ステップＳ１１）。電力協調制御指令生成部２２は、具体的には、電力制御部２１から上記運転モードを取得する。電力協調制御指令生成部２２は、取得した運転モードが「連系点電力０モード」であるか否かを判定する（ステップＳ１２）。
【００３５】
太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部の運転モードが、出力制御を行う「連系点電力０モード」であると判定された場合（ステップＳ１２：Ｙｅｓ）、電力協調制御指令生成部２２は、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードを取得する（ステップＳ１３）。ステップＳ１３において、電力協調制御指令生成部２２は、エネルギーマネジメントシステム１１のエネルギーマネジメント処理部１１１より受信した蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードの情報より運転モードを取得する。そして、電力協調制御指令生成部２２は、取得した蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが「連系点電力０モード」であるか否かを判定する（ステップＳ１４）。
【００３６】
蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが「連系点電力０モード」であると判定された場合（ステップＳ１４：Ｙｅｓ）、電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部の運転モードを「連系点電力０モード」から「ＭＰＰＴモード」に切り替え、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力指令値を太陽光発電システム用ＰＣＳ２の最大出力値にして電力制御部２１へ送る（ステップＳ１５）。すなわち、負荷５の消費電力の増減に係わらず出力指令値を固定する動作を実行する。このように、連系点３０の潮流電力が定められた値となるようにするために交流電力の出力を制御する「連系点電力０モード」で動作することを太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部に実行させずに「ＭＰＰＴモード」で動作するように電力協調制御指令生成部２２が切り替えた場合、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力は制限されない。したがって、電力協調制御指令生成部２２は、太陽電池モジュール１が出力する直流電力を直流電力変換部が制限せずに交流電力に変換して出力するように制御していることになる。
【００３７】
ステップＳ１５においては、連系点３０の潮流電力が定められた値となるようにするための交流電力の出力の制御を太陽光発電システムおよび蓄電池システムの２つのシステムが同時に実行することがないように電力協調制御指令生成部２２が制御する。なお、図２のフローチャート上では、ステップＳ１５に進んだ場合は、一時的に、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部および蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが共に「連系点電力０モード」になるようになっている。しかし、後で説明するように、図２のフローチャートはマイクロコンピュータがプログラムを実行することにより実現される処理であるので、電力協調制御指令生成部２２による上記制御によって、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部および蓄電池システム用ＰＣＳ４が共に「連系点電力０モード」で運転することを回避することができる。
【００３８】
その結果、ステップＳ１５において逆潮流電力を制御しているのは蓄電池システム用ＰＣＳ４のみとなるため、太陽光発電システムおよび蓄電池システムの両システムの制御は干渉せず、協調動作が可能となる。また、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力最大値を出力指令値として電力協調制御指令生成部２２が電力制御部２１へ送るので、太陽光発電システムはその時点で発電可能な最大電力を出力し、連系点電力が逆潮流となる場合には蓄電池システムがこれを蓄電池３に充電し、連系点電力を０にするという動作となるため、太陽光発電システムの発電電力を制限することなく有効に活用することができる。
【００３９】
蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが「放電モード」または「充電モード」であって、ステップＳ１４において、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが「連系点電力０モード」ではないと判定された場合（ステップＳ１４：Ｎｏ）、電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６の出力である電力計測値に基づいて、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力指令値を生成する（ステップＳ１６）。太陽光発電システム用ＰＣＳ２が「連系点電力０モード」のように出力制御を実行している時は、図示していない電力会社サーバー等よりインターネット網１０を経由して得られる出力制御指令はエネルギーマネジメントシステム１１で受信された後、太陽光発電システム用ＰＣＳ２へ送られる。太陽光発電システム用ＰＣＳ２内の電力協調制御指令生成部２２は、この出力制御指令および太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６の出力に基づいて、電力制御部２１へ出力指令を送る。電力制御部２１の出力に基づいて電力変換部２０が電力変換を行う。
【００４０】
ステップＳ１６において、太陽光発電システム用ＰＣＳ２が「連系点電力０モード」で動作しているときは、電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６による電力計測値のみに基づいて、電力計測値が０Ｗとなるように電力制御部２１への出力指令値を生成する。つまり、負荷５の消費電力が増加したときには出力指令値を増やし、負荷５の消費電力が減少したときには出力指令値を減らす動作となる。
【００４１】
ステップＳ１６においては、逆潮流電力を制御しているのは太陽光発電システム用ＰＣＳ２のみであるため、太陽光発電システムおよび蓄電池システムの両システムの制御は干渉せず、協調動作している。
【００４２】
また、ステップＳ１２において、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の運転モードが、出力制御を行う「連系点電力０モード」ではないと判定された場合（ステップＳ１２：Ｎｏ）、電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力指令値をエネルギーマネジメントシステム１１からの指令に基づいて生成する（ステップＳ１７）。エネルギーマネジメントシステム１１からの指令は、電力会社サーバー等よりインターネット網１０を経由してエネルギーマネジメントシステム１１に送られた指令である。
【００４３】
ステップＳ１７において、太陽光発電システム用ＰＣＳ２は、「ＭＰＰＴモード」または「部分制御モード」といった「連系点電力０モード」以外の運転モードで動作することになるので、ステップＳ１５およびステップＳ１６と同様に太陽光発電システムおよび蓄電池システムの両システムの制御は干渉せず、協調動作が可能となる。
【００４４】
以上説明したように、実施の形態１にかかる電力変換システム１００によれば、太陽光発電システムと蓄電池システムとが併用されたハイブリッドシステムにおいて、連系点３０における潮流電力が定められた値となるようにするための交流電力の出力の制御を２つのシステムが同時に実行することがないように電力協調制御指令生成部２２が制御する。このため、両システム間の制御が干渉せず、太陽光発電システムの発電出力が不要に制限されることが無く、また蓄電池の不要な充放電が発生することもない。その結果、太陽光発電エネルギーおよび蓄電池エネルギーを有効に活用することができる。
【００４５】
実施の形態２．
図３は、本発明の実施の形態２にかかる電力変換システム２００の構成を示す図である。図１の実施の形態１にかかる電力変換システム１００においては、電力協調制御指令生成部２２が太陽光発電システム用ＰＣＳ２の中に設けられていたが、図３の実施の形態２にかかる電力変換システム２００においては、電力協調制御指令生成部２２がエネルギーマネジメントシステム１１内に設けられている。したがって、電力協調制御指令生成部２２およびエネルギーマネジメント処理部１１１の両者の機能を実現する一つの処理部がエネルギーマネジメントシステム１１に設けられていてもよい。これにより、図３の電力変換システム２００においては、図１の電力変換システム１００に設けられていた太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６を省くことが可能になる。以下では、電力変換システム１００と異なる電力変換システム２００の構成要素の動作を説明するが、それ以外の構成要素の動作は実施の形態１と同様である。
【００４６】
図４は、実施の形態２にかかる電力協調制御指令生成部２２が実行する制御指令生成処理のフローチャートである。図４のステップＳ２６の処理において、電力協調制御指令生成部２２は、図２のステップＳ１６で用いる太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６ではなくエネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８の出力である電力計測値に基づいて、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力指令値を生成する。すなわち、電力協調制御指令生成部２２は、エネルギーマネジメント処理部１１１を介して取得したエネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ８による電力計測値のみに基づいて、電力計測値が０Ｗとなるように電力制御部２１への出力指令値を生成する。図４のステップＳ２１〜Ｓ２５およびＳ２７は、図２のステップＳ１１〜Ｓ１５およびＳ１７と同様である。
【００４７】
実施の形態２にかかる電力変換システム２００においても、実施の形態１と同様に、連系点電力を制御しているのは太陽光発電システム用ＰＣＳ２または蓄電池システム用ＰＣＳ４のいずれか一方のみとなるため、太陽光発電システムおよび蓄電池システムの両システムの制御は干渉せず、協調動作が可能であり、実施の形態１と同様な効果が得られる。さらに、実施の形態２にかかる電力変換システム２００によれば、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６を省けるので、実施の形態１にかかる電力変換システム１００よりもハードウェア構成を簡略化することができるという利点が得られる。
【００４８】
実施の形態３．
図５は、本発明の実施の形態３にかかる電力変換システム３００の構成を示す図である。図６は、実施の形態３にかかる電力協調制御指令生成部２２が実行する制御指令生成処理のフローチャートである。実施の形態３にかかる電力変換システム３００の電力協調制御指令生成部２２も実施の形態２と同様にエネルギーマネジメントシステム１１内に設けられている。エネルギーマネジメント処理部１１１は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部の運転モードについての情報を電力制御部２１から受信し、当該運転モードの情報を電力協調制御指令生成部２２へ送信する。
【００４９】
実施の形態２にかかる電力変換システム２００では、エネルギーマネジメントシステム１１内に配置された電力協調制御指令生成部２２は、エネルギーマネジメント処理部１１１からの指令に基づいて太陽光発電システム用ＰＣＳ２へ指令する構成としていた。そして、電力変換システム２００においては、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の運転モードと、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードとが、共に「連系点電力０モード」になると、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の運転モードを変更して太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力指令値を太陽光発電システム用ＰＣＳ２の最大出力値としていた(ステップＳ２５)。
【００５０】
これに対して、実施の形態３にかかる電力変換システム３００では、エネルギーマネジメントシステム１１内に配置された電力協調制御指令生成部２２は、エネルギーマネジメント処理部１１１からの指令に基づいて蓄電池システム用ＰＣＳ４へ指令する構成になっている。そして、電力変換システム３００においては、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の運転モードと、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードとが、共に「連系点電力０モード」になると、電力協調制御指令生成部２２は、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードを変更して「充電モード」に設定するように動作する。言い換えると、連系点３０の潮流電力が定められた値となるようにするために交流電力の出力を制御する「連系点電力０モード」で動作することを蓄電池システム用ＰＣＳ４に実行させないときには、蓄電池システム用ＰＣＳ４の動作モードを「充電モード」に切り替えて蓄電池３が充電するように電力協調制御指令生成部２２が制御する。
【００５１】
すなわち、図６のステップＳ３５において、電力協調制御指令生成部２２は、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードを「連系点電力０モード」から「充電モード」に切り替える。図６のステップＳ３１〜Ｓ３４、Ｓ３６およびＳ３７は、図４のステップＳ２１〜Ｓ２４、Ｓ２６およびＳ２７と同様である。
【００５２】
実施の形態３にかかる電力変換システム３００においては、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の運転モードと、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードとが、共に「連系点電力０モード」とはならないように、太陽光発電システム用ＰＣＳ２が「連系点電力０モード」で運転しているとき、蓄電池システム用ＰＣＳ４は「充電モード」で運転するように制御される。これにより、連系点電力を制御しているのは太陽光発電システム用ＰＣＳ２のみとなるため、太陽光発電システムおよび蓄電池システムの両システムの制御は干渉せず、協調動作が可能である。
【００５３】
また、上記のように蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが「充電モード」に変更されたときに、蓄電池システム用ＰＣＳ４は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の出力電力を蓄電池３に充電するように動作するため、太陽光発電システムの出力が不要に制限されることが無く、実施の形態１と同様な効果が得られる。
【００５４】
また、実施の形態３にかかる電力変換システム３００においても、実施の形態２にかかる電力変換システム２００と同様に、太陽光発電システム用連系点電力計測センサ６を省けるので、実施の形態１にかかる電力変換システム１００よりもハードウェア構成を簡略化することができるという利点が得られる。
【００５５】
実施の形態４．
図７は、本発明の実施の形態４にかかる電力変換システム４００の構成を示す図である。図８は、実施の形態４にかかる電力協調制御指令生成部２２が実行する制御指令生成処理のフローチャートである。実施の形態４にかかる電力変換システム４００の電力協調制御指令生成部２２も実施の形態２および３と同様にエネルギーマネジメントシステム１１内に設けられている。エネルギーマネジメント処理部１１１は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の直流電力変換部の運転モードについての情報を電力制御部２１から受信し、当該運転モードの情報を電力協調制御指令生成部２２へ送信する。
【００５６】
実施の形態２にかかる電力変換システム２００および実施の形態３にかかる電力変換システム３００では、エネルギーマネジメントシステム１１内に配置された電力協調制御指令生成部２２は、エネルギーマネジメント処理部１１１からの指令に基づいて太陽光発電システム用ＰＣＳ２または蓄電池システム用ＰＣＳ４のいずれか一方へのみ指令する構成としていた。
【００５７】
これに対して、実施の形態４にかかる電力変換システム４００では、太陽光発電システム用ＰＣＳ２の運転モードと、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードとが、共に「連系点電力０モード」になると、エネルギーマネジメントシステム１１内に設けられた電力協調制御指令生成部２２は、インターネット網１０を経由して受信する指令送信先設定信号に基づいて指令送信先を切り替えて指令を出力する。エネルギーマネジメントシステム１１が外部との通信機能を備えていれば、指令送信先設定信号を、インターネット網１０を介して外部機器からエネルギーマネジメントシステム１１に送ることが可能となる。ここで、外部機器とは、電力会社サーバーまたは電力変換システム４００のユーザが操作可能な端末などである。指令送信先設定の内容が「太陽光発電システム」である場合は、電力協調制御指令生成部２２は、太陽光発電システム用ＰＣＳ２に、運転モードを「連系点電力０モード」から「ＭＰＰＴモード」に切り替えるように、出力指令値を太陽光発電システム用ＰＣＳ２の最大出力値にする指令を送信する。指令送信先設定の内容が「蓄電池システム」である場合は、電力協調制御指令生成部２２は、蓄電池システム用ＰＣＳ４に、運転モードを「連系点電力０モード」から変更して「充電モード」に設定する指令を送信する。すなわち、電力会社サーバーからの設定またはユーザの設定といった外部からの設定により、電力協調制御指令生成部２２は、連系点３０における潮流電力が定められた値となるようにするための交流電力の出力の制御を太陽光発電システムまたは蓄電池システムのいずれで実行しないようにするかを選択することができる。
【００５８】
図８のステップＳ４１〜Ｓ４４は図６のステップＳ３１〜Ｓ３４と同様の処理であるが、実施の形態４にかかる電力変換システム４００では、ステップＳ４４で、蓄電池システム用ＰＣＳ４の運転モードが「連系点電力０モード」であると判定された場合（ステップＳ４４：Ｙｅｓ）、電力協調制御指令生成部２２は指令送信先設定の内容を判定する（ステップＳ４５）。指令送信先設定は、連系点３０における潮流電力を定められた値とするための交流電力の出力の制御を実行しない方のＰＣＳを指定する。そして、上述したように指令送信先設定の内容が「太陽光発電システム」である場合（ステップＳ４５：太陽光発電システム）、ステップＳ４６に進み、指令送信先設定の内容が「蓄電池システム」である場合（ステップＳ４５：蓄電池システム）、ステップＳ４７に進む。そして、ステップＳ４６は図４のステップＳ２５と同じ処理であり、ステップＳ４７〜Ｓ４９は図６のステップＳ３５〜Ｓ３７と同じ処理である。
【００５９】
実施の形態４にかかる電力変換システム４００においては、実施の形態２および実施の形態３により得られる効果に加え、以下の効果が得られる。すなわち、太陽光発電システム用ＰＣＳ２および蓄電池システム用ＰＣＳ４のいずれかが、電力協調制御指令生成部２２からの指令の受信に対応しないＰＣＳで構成されている場合、機能異常などにより電力協調制御指令生成部２２からの指令を受信できなくなった場合が有り得る。そのような場合であっても、電力会社サーバーからの設定またはユーザの設定といった外部からの設定により電力協調制御指令生成部２２からの指令の出力先を選択設定することができ、太陽光発電システムおよび蓄電池システムの両システムの制御の干渉を防いで協調動作させることができる。
【００６０】
また、実施の形態４にかかる電力変換システム４００においては、インターネット網１０経由で遠隔操作による設定が可能なため、遠隔地からサービスマンがリアルタイムに、各機器の状況に応じて適切に電力協調制御指令生成部２２からの指令の出力先を設定するといったことも可能になる。
【００６１】
実施の形態１〜４にかかる電力協調制御指令生成部２２およびエネルギーマネジメント処理部１１１は、マイクロコンピュータで実現可能である。図９は、実施の形態１〜４にかかるマイクロコンピュータ５０の構成を示すブロック図である。マイクロコンピュータ５０は、演算および制御を実行するＣＰＵ（Central  Processing  Unit）５１と、ＣＰＵ５１がワークエリアに用いるＲＡＭ（Random  Access  Memory）５２と、プログラムおよびデータを記憶するＲＯＭ（Read  Only  Memory）５３と、外部と信号をやりとりするハードウェアであるＩ／Ｏ（Input／Output）５４と、クロックを生成する発振子を含む周辺装置５５と、を備える。マイクロコンピュータ５０が実行する実施の形態１〜４において説明した電力協調制御指令生成部２２が図２、図４、図６および図８に示したフローチャートに従って実行する制御指令生成処理の制御は、ＲＯＭ５３に記憶されるソフトウェアであるプログラムをＣＰＵ５１が実行することにより実現される。ＲＯＭ５３は、書き換え可能なフラッシュメモリといった不揮発性のメモリであってもよい。
【００６２】
また、実施の形態１〜４にかかる電力変換システム１００〜４００は、太陽光発電システムと蓄電池システムなどの電力貯蔵用二次電池とのハイブリッドシステムであるとして説明したが、太陽光発電システムとＥＶ車載蓄電池とのハイブリッドシステム、太陽光発電システムと燃料電池システムとのハイブリッドシステム等であってもかまわない。
【００６３】
また、実施の形態１〜４にかかる電力変換システム１００〜４００においては、太陽光発電システム用ＰＣＳ２、エネルギーマネジメントシステム１１および蓄電池システム用ＰＣＳ４のそれぞれについて個別機器を併設した構成としたが、これらが一体となった機器構成であってもかまわない。
【００６４】
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
【符号の説明】
【００６５】
１  太陽電池モジュール、２  太陽光発電システム用ＰＣＳ、３  蓄電池、４  蓄電池システム用ＰＣＳ、５  負荷、６  太陽光発電システム用連系点電力計測センサ、７  蓄電池システム用連系点電力計測センサ、８  エネルギーマネジメントシステム用連系点電力計測センサ、９  商用電力系統、１０  インターネット網、１１  エネルギーマネジメントシステム、２０  電力変換部、２１  電力制御部、２２  電力協調制御指令生成部、３０  連系点、４０  接続点、５０  マイクロコンピュータ、５１  ＣＰＵ、５２  ＲＡＭ、５３  ＲＯＭ、５４  Ｉ／Ｏ、５５  周辺装置、１００〜４００  電力変換システム、１１１  エネルギーマネジメント処理部。
【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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【図７】
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【図８】
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【図９】
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