(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電容量が所定の容量以下である分散電源を有する需要家施設に備わるエネルギー貯蔵装置と通信する通信部と、
前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を制御する制御部と、を備え、
前記制御部は、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードを確認し、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記分散電源からの発電電力をエネルギーとして貯蔵する貯蔵運転モードである場合、前記逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行せず、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記貯蔵運転モードではない場合、前記逆潮流抑制制御を実行する、電力制御装置。
【請求項２】
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記貯蔵運転モードではない場合で、且つ前記貯蔵運転モードで動作することが可能である場合、前記エネルギー貯蔵装置の動作モードを貯蔵運転モードに変更する、請求項１に記載の電力制御装置。
【請求項３】
前記制御部は、前記エネルギー貯蔵装置の動作にエラーが生じている場合に、前記逆潮流抑制制御を実行する、請求項１または２に記載の電力制御装置。
【請求項４】
前記制御部は、前記通信部と前記エネルギー貯蔵装置との間の通信に不具合が生じている場合に、前記逆潮流抑制制御を実行する、請求項１〜３のいずれか一項に記載の電力制御装置。
【請求項５】
前記制御部は、前記需要家施設からの逆潮流の電力をゼロに近付けるように制御する、請求項１〜４のいずれか一項に記載の電力制御装置。
【請求項６】
前記制御部は、前記逆潮流の電力をゼロに近付けるように、前記分散電源による発電を抑制する、請求項５に記載の電力制御装置。
【請求項７】
前記制御部は、前記逆潮流の電力をゼロに近付けるように、前記エネルギー貯蔵装置の貯蔵エネルギー量を制御する、請求項５に記載の電力制御装置。
【請求項８】
前記分散電源は、前記逆潮流が許容されている発電装置である、請求項１〜７のいずれか一項に記載の電力制御装置。
【請求項９】
前記分散電源が太陽光発電装置である、請求項８に記載の電力制御装置。
【請求項１０】
前記分散電源は、前記需要家施設に備わる電気負荷に対して給電可能に構成され、
前記貯蔵運転モードは、前記エネルギー貯蔵装置が前記分散電源による発電電力と前記電気負荷による消費電力との差である余剰電力を貯蔵する運転モードである、請求項１〜９のいずれか一項に記載の電力制御装置。
【請求項１１】
前記エネルギー貯蔵装置が蓄電池である、請求項１〜１０のいずれか一項に記載の電力制御装置。
【請求項１２】
発電容量が所定の容量以下である分散電源を有する需要家施設に備わるエネルギー貯蔵装置と、
前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を制御する電力制御装置と、を含んで構成され、
前記電力制御装置は、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードを確認し、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記分散電源からの発電電力をエネルギーとして貯蔵する貯蔵運転モードである場合、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行せず、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記貯蔵運転モードではない場合、前記逆潮流抑制制御を実行する、電力管理システム。
【請求項１３】
発電容量が所定の容量以下である分散電源を有する需要家施設において、前記需要家施設に備わるエネルギー貯蔵装置の運転モードを確認するステップと、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記分散電源からの発電電力をエネルギーとして貯蔵する貯蔵運転モードである場合、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行しないステップと、
前記エネルギー貯蔵装置の運転モードが前記貯蔵運転モードではない場合、前記逆潮流抑制制御を実行するステップと、
を備える電力管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電容量が小さい分散電源を備える需要家施設に設けられる電力制御装置および電力管理システム、ならびにそのような需要家施設を対象とした電力管理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
系統との連系が可能な需要家施設について、当該系統の安定した動作を維持するため、需要家施設からの逆潮流を抑制することが必要となる場合がある。この逆潮流の抑制に対応するため、分散電源からの出力を抑制するパワーコンディショナを設置し、パワーコンディショナに対し、出力抑制の度合いまたは出力抑制を実施する期間（スケジュール）に関する情報を含むカレンダー情報を保持させることが行われている。ここで、パワーコンディショナが管理サーバに対する通信機能を備える場合は、通信回線を通じたカレンダー情報の定期的な取得および書き換えが必要となり、通信機能を備えていない場合は、少なくとも年に１回のカレンダー情報の書き換えが必要となる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１２−２４４６６５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかし、定期的な書き換えを要するカレンダー情報を用いたシステムの構築および運用は、電力会社にとっても、一般需要家にとっても負担を伴う作業である。一方で、系統への影響度の観点からいえば、系統に連系する全ての需要家施設に対して一律に同様な対応を求める必要はない。
【０００５】
そこで、本発明は、簡易な方法で系統の安定化に寄与し得る電力制御装置、電力管理システムおよび電力管理方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
よって、本発明は、一形態において、電力制御装置として具現される。本発明に係る電力制御装置は、発電容量が所定の容量以下である分散電源を有する需要家施設に備わるエネルギー貯蔵装置と通信する通信部と、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を制御する制御部と、を備える。前記制御部は、前記エネルギー貯蔵装置が前記分散電源からの発電電力をエネルギーとして貯蔵する貯蔵運転モードで動作しているか否かを判定し、前記エネルギー貯蔵装置が前記貯蔵運転モードで動作しているとの判定結果が得られた場合に、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行しない。前記制御部は、前記判定結果が得られなかった場合に、前記逆潮流抑制制御を実行するのが好ましい。
【０００７】
本発明は、他の形態において、電力管理システムとして具現される。本発明に係る電力管理システムは、発電容量が所定の容量以下である分散電源を有する需要家施設に備わるエネルギー貯蔵装置と、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を制御する電力制御装置と、を含んで構成される。前記電力制御装置は、前記エネルギー貯蔵装置が前記分散電源からの発電電力をエネルギーとして貯蔵する貯蔵運転モードで動作しているか否かを判定し、前記エネルギー貯蔵装置が前記貯蔵運転モードで動作しているとの判定結果が得られた場合に、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行せず、前記判定結果が得られなかった場合に、前記逆潮流抑制制御を実行する。
【０００８】
本発明は、更に別の形態において、電力管理方法として具現される。本発明に係る電力管理方法は、発電容量が所定の容量以下である分散電源を有する需要家施設において、前記需要家施設に備わるエネルギー貯蔵装置が前記分散電源からの発電電力をエネルギーとして貯蔵する貯蔵運転モードで動作しているか否かを判定し（ステップＡ）、前記エネルギー貯蔵装置が前記貯蔵運転モードで動作しているとの判定結果が得られた場合に、前記需要家施設から系統への逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行せず、前記判定結果が得られなかった場合に、前記逆潮流抑制制御を実行する（ステップＢ）。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、簡易な方法で系統の安定化に寄与し得る電力制御装置、電力管理システムおよび電力管理方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明の一実施形態に係る電力管理システムを備える需要家施設１の構成を概略的に示す図
【図２】同上実施形態に係る電力制御装置（パワーコンディショナ３１）の構成を示す機能ブロック図
【図３】同上実施形態に係る電力管理制御の流れを示すフローチャート
【図４】同上電力管理制御における動作シーケンスを示すタイミングチャート
【図５】本発明の他の実施形態に係る需要家施設１の構成を概略的に示す図
【図６】同上実施形態に係る電力制御装置の構成を示す機能ブロック図
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下に、図面を参照して、本発明の実施の形態について説明する。
【００１２】
以下の説明において、同一または類似の部分には、同一または類似の符号を付している。
【００１３】
図１は、本発明の一実施形態に係る電力管理システムを備える需要家施設１の構成を概略的に示したものである。本実施形態において、電力管理システムは、分散電源である太陽光発電装置１１と、エネルギー貯蔵装置である蓄電池２１と、パワーコンディショナ３１とにより構成される。本実施形態では、パワーコンディショナ３１と電力制御装置とを一体とした例について説明するが、電力制御装置とパワーコンディショナ３１とは、別体に設けられてもよい。
【００１４】
配電系統またはグリッド（単に「系統」という）ＧＲＤに対し、複数の需要家施設１、１０１が電気的に並列に接続されている。需要家施設１、１０１は、系統ＧＲＤとの連系が可能であり、発電所等の商用電源Ｓから系統ＧＲＤを通じて交流電力が供給される。図示された２つの需要家施設１、１０１は、いずれも需要家施設１、１０１から系統ＧＲＤへの逆潮流が許可された分散電源を備える。需要家施設１、１０１は、系統に接続する複数の需要家施設から比較のために便宜上抽出されたものであり、互いに隣り合うものである必要はない。
【００１５】
需要家施設１は、住宅向けの太陽光発電システムであり、需要家施設１に備わる分散電源１１は、発電容量が所定の容量以下である比較的小容量の太陽光発電装置である。
【００１６】
需要家施設１であるための条件を規定する所定の容量は、住宅性能に応じて決定される。具体的には、ネット・ゼロ・エネルギー・ハウスであるＺＥＨ（net Zero Energy House）の条件を満たすように、住宅性能（窓、壁および屋根等の断熱性能）、住宅構造、広さおよび建設地（寒冷地または温暖地）等から想定される一般的な生活を行った場合に消費されるエネルギー量以上の電力を発電することができるだけの容量とする。分散電源１１は、太陽光発電装置に限らず、風力発電装置および地熱発電装置等、系統ＧＲＤへの逆潮流が許可された他の種類の分散電源であってよい。これに対し、需要家施設１０１に備わる分散電源は、需要家施設１のものと比較して大きな発電容量を有する。
【００１７】
逆潮流が許可される分散電源には、一般的に、系統の安定した動作を維持するため、需要家施設から系統への逆潮流を抑制することが求められる。逆潮流の抑制指示（逆潮流抑制メッセージ）は、電力会社等の電力事業者に属するサーバまたは配電事業者等のアグリゲータに属するサーバ等から、例えば、パワーコンディショナ３１に伝送される。逆潮流抑制メッセージには、例えば、独自フォーマットを用いてもよいし、自動デマンドレスポンス（ＡＤＲ；Ａｕｔｏｍａｔｅｄ  Ｄｅｍａｎｄ  Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠したフォーマットを用いてもよい。
【００１８】
逆潮流抑制メッセージは、所定期間内における分散電源の出力の抑制度合いを示す情報を含む。抑制度合いは、分散電源の出力の絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、分散電源の出力の相対値（例えば、○○ｋＷの減少）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、予め決められた段階（例えば、０、１、２、３）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、分散電源の出力の抑制割合（例えば、○○％）で表されてもよい。
【００１９】
抑制割合とは、発電施設に分散電源を設置する際に、分散電源を制御するＰＣＳ（パワーコンディショナ）の出力能力として認定を受けた出力（以下「設備認定出力」という）に対する割合であってよい。分散電源の出力能力とＰＣＳの出力能力とが異なる場合は、設備認定出力は、これらの出力能力のうち、小さい方の出力能力である。複数のＰＣＳが設置される場合は、設備認定出力は、複数のＰＣＳの出力能力の合計である。
【００２０】
図１の説明に戻り、需要家施設１は、さらに、エネルギー貯蔵装置２１を備える。本実施形態において、エネルギー貯蔵装置２１は、充放電可能な蓄電池であり、太陽光発電装置１１の発電容量に応じて蓄電容量が設定される。蓄電池の蓄電容量は、例えば、太陽光発電装置１１の発電容量から定められる逆潮流の電力を一日一回の満充電で充電することができるだけの容量に設定することができる。そのような蓄電池として、鉛蓄電池、リチウムイオン電池、ニカド（Ｎｉ−Ｃｄ）電池、レドックスフロー電池およびニッケル水素（Ｎｉ−ＭＨ）電池等が採用可能である。これらの蓄電池は、需要家施設内に設置または固定された蓄電池であってもよいし、ハイブリッド自動車または電気自動車に搭載された移動可能な蓄電池であってもよい。さらに、エネルギー貯蔵装置２１として、需要家施設内に設置された蓄電池と自動車等に搭載された移動可能な蓄電池との両方を設けることも可能である。
【００２１】
太陽光発電装置１１および蓄電池２１は、電力制御装置であるパワーコンディショナ３１に対して互いに電気的に並列に接続されており、さらに、パワーコンディショナ３１を介して系統ＧＲＤに接続されるとともに、需要家施設１に備わる電気負荷４１に接続されている。本実施形態において、電気負荷４１は、需要家施設１に備わる照明装置であるが、これに限らず、冷蔵装置および暖房装置等、電気を消費するいかなる電気的設備であってよい。
【００２２】
図２は、パワーコンディショナ３１の構成を機能ブロックにより示したものである。
【００２３】
本実施形態において、パワーコンディショナ３１は、ＤＣ（直流）／ＡＣ（交流）双方向インバータ３１１およびＤＣ／ＤＣコンバータ３１２、３１３を備える。太陽光発電装置１１および蓄電池２１は、ＤＣ／ＡＣ双方向インバータ３１１に対して互いに並列に接続されており、太陽光発電装置１１とインバータ３１１との間、そして、蓄電池２１とインバータ３１１との間には、夫々ＤＣ／ＤＣコンバータ３１２、３１３が介して設置されている。
【００２４】
このような構成により、太陽光発電装置１１により発電された直流電力は、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１２およびＤＣ／ＡＣ双方向インバータ３１１を介して交流電力に変換される。同様に、蓄電池２１により放電された直流電力も、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１３およびＤＣ／ＡＣ双方向インバータ３１１を介して交流電力に変換される。変換後の交流電力は、電気負荷４１に供給されてこれを作動させる一方、系統ＧＲＤに供給され、逆潮流の電力を生じさせる。太陽光発電装置１１が発電した電力を蓄電池２１に供給し、蓄電池２１の充電に充てることも可能である。
【００２５】
ＤＣ／ＤＣコンバータ３１２、３１３の動作は、パワーコンディショナ３１に備わるコントローラＣ／Ｕにより制御される。電力制御装置をパワーコンディショナとは別体に設ける場合は、コントローラＣ／Ｕは、需要家施設１、１０１に設けられる機器の電力を管理する装置（Ｅｎｅｒｇｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｓｙｓｔｅｍ）であってよい。
【００２６】
コントローラＣ／Ｕは、制御回路として構成され、通信部３２１および制御部３２２を備える。制御部３２２は、太陽光発電装置１１および蓄電池２１の動作モードを保持しており、太陽光発電装置１１および蓄電池２１に対し、動作モードを変更する制御等を実行する。通信部３２１は、蓄電池２１の蓄電残量等の蓄電池情報を保持する蓄電池マネジメントユニットと通信し、蓄電池マネジメントユニットから蓄電池情報を取得する。制御部３２２は、通信部３２１が取得した情報をもとに、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１２、３１３の動作を制御する。
【００２７】
通信部３２１と、蓄電池２１またはＤＣ／ＤＣコンバータ３１２、３１３とは、有線または無線で通信することができる。制御信号および情報の通信には、各階層含め、様々な方式を採用可能である。例えば、ＺｉｇＢｅｅ（登録商標）等の近距離通信方式による通信を採用することができるほか、赤外線通信、電力線搬送通信（ＰＬＣ：Ｐｏｗｅｒ Ｌｉｎｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ）等、様々な伝送メディアを使用することができる。さらに、それぞれの通信に適した物理層を含む下位の層の上で、各種プロトコル、例えば、ＺｉｇＢｅｅ、ＳＥＰ２．０（Ｓｍａｒｔ  Ｅｎｅｒｇｙ  Ｐｒｏｆｉｌｅ２．０）、ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）、ＫＮＸ等の論理層のみが規定される通信プロトコルを動作させてもよい。
【００２８】
図３は、コントローラＣ／Ｕにより実行される電力管理制御の流れをフローチャートにより示したものである。
【００２９】
制御の概要として、本実施形態では、蓄電池２１の動作モードとして、自動運転モード、充電モード、急速充電モードおよび強制放電モードを設定する。
【００３０】
自動運転モードでは、太陽光発電装置１１による発電電力と電気負荷４１による消費電力との差である余剰電力を、蓄電池２１に貯蔵する。具体的には、太陽光発電装置１１による発電電力に余剰電力が生じた場合に、これを逆潮流の電力として系統ＧＲＤに対して積極的に供給するのではなく、蓄電池２１に貯蔵することとし、蓄電池２１が満充電の状態にある場合は、蓄電池２１の充電量が減少するまで待機する。一方で、系統ＧＲＤから需要家施設１に供給される電力である買電電力が生じた場合は、蓄電池２１を放電させる。
【００３１】
充電モードおよび急速充電モードでは、系統ＧＲＤからの買電電力および太陽光発電装置１１による発電電力を蓄電池２１の充電に充て、充電量を増大させる。急速充電モードでは、充電モードに比べて充電量を早く増大させることが可能である。
【００３２】
強制放電モードでは、蓄電池２１を強制的に放電させる。
【００３３】
本実施形態では、自動運転モード、充電モードおよび急速充電モードが「貯蔵運転モード」に相当する。
【００３４】
そして、蓄電池２１が実際にこの貯蔵運転モードで動作しているか否か、具体的には、自動運転モード、充電モードまたは急速充電モードで動作しているか否かを判定ないし確認し、貯蔵運転モードで動作することが可能との判定結果が得られた場合は、蓄電池２１を貯蔵運転モードに変更し、需要家施設１から系統ＧＲＤへの逆潮流の電力を減少させる逆潮流抑制制御を実行せず、そのような判定結果が得られなかった場合にのみ、逆潮流抑制制御を実行する。ここで、「貯蔵運転モードで動作することが可能」である場合とは、貯蔵運転モードで運転している場合を含むものである。既に蓄電池２１が貯蔵運転モードで運転している場合は、運転モードを変更する必要はない。
【００３５】
具体的には、出力抑制期間が指定されている場合は、その期間中に充電可能であれば、貯蔵運転モードで運転することが可能と判断することができる。具体的には、蓄電池２１の充電可能容量が所定量以上であれば、貯蔵運転モードで運転することが可能と判断することができる。充電可能容量の所定値は、固定値であってもよいし、出力抑制期間に応じて設定する変動値であってもよい。
【００３６】
さらに、蓄電池２１の充電可能容量は、出力抑制期間に太陽光発電装置１１が発電すると考えられる予測発電量に応じて設定してもよい。予測発電量は、例えば、過去の実績に基づいて算出してもよいし、当日の天気に基づいて算出してもよい。
【００３７】
フローチャートの説明に移り、Ｓ１０１では、通信部３２１と蓄電池２１との間の通信に不具合が生じていないか否かを判定する。不具合が生じている場合は、Ｓ１０５へ進み、生じていない場合は、Ｓ１０２へ進む。本実施形態では、この不具合として、通信部３２１と蓄電池２１との間で断線が生じていないか否かを判定する。不具合として判定するのは、完全な通信エラーに限らず、破断に至る前の通信線の部分的な損傷によるエラーであってよい。さらに、断線は、物理的な断線に限らず、無線通信の場合における非物理的な断線を含むものである。無線通信の断線は、例えば、通信の遅延、未達等を含む。
【００３８】
Ｓ１０２では、蓄電池２１に異常が生じていないか否かを判定する。異常が生じている場合は、Ｓ１０５へ進み、生じていない場合は、Ｓ１０３へ進む。本実施形態では、蓄電池２１が故障しているか否かを判定する。しかし、異常として判定するのは、蓄電池２１の故障に限らず、経年的な要因によるものを含め、一定の程度を超えて進んだ劣化であってよい。蓄電池２１の劣化は、例えば、初期値に対して８０％に設定する場合、初期値に対して７０％に設定する場合または初期値に対して６０％に設定する場合等である。なお、初期値に限らず、所定値に対してパーセンテージを決めたり、蓄電量に基づいて劣化度を決めたりしてもよい。
【００３９】
Ｓ１０３では、蓄電池２１の動作モードが貯蔵運転モードであるか否かを判定する。貯蔵運転モードである場合は、Ｓ１０４へ進み、貯蔵運転モード以外の動作モードである場合は、Ｓ１０５へ進む。
【００４０】
Ｓ１０４では、電力制御として通常制御を実行する。通常制御では、太陽光発電装置１１を、最大電力点追従（ＭＰＰＴ）法により求められる最大電力点で作動させる。
【００４１】
Ｓ１０５では、電力制御として逆潮流抑制制御を実行する。逆潮流抑制制御では、太陽光発電装置１１の動作点を最大電力点からずらし、発電電力を減少させる。本実施形態では、逆潮流抑制制御において、太陽光発電装置１１による発電電力をゼロまで低下させる。
【００４２】
図４は、このような制御における動作シーケンスをタイミングチャートにより示したものである。
【００４３】
本実施形態では、パワーコンディショナ３１と蓄電池２１との間の通信に不具合がなく、蓄電池２１が故障しておらず、蓄電池２１の動作モードが貯蔵運転モードである場合は、通常制御が実行され、太陽光発電装置１１は、その最大電力点で動作する（電力Ｐｐｖｎ）。
【００４４】
これに対し、蓄電池２１との通信に不具合が生じているか、蓄電池２１が故障しているか、蓄電池２１の動作モードが貯蔵運転モードにない（具体的には、強制放電モードにある）ことのいずれかの条件が成立した場合は、電力制御が通常制御から逆潮流抑制制御に切り換えられ（時刻ｔ１、フラグＦＬＧ＝１）、太陽光発電装置１１による発電電力をゼロに低下させる（電力Ｐｐｖｒ）。これにより、太陽光発電装置１１の余剰電力が逆潮流の電力として系統ＧＲＤに放出されるのを抑制することが可能となる。
【００４５】
このように、本実施形態では、比較的小容量の太陽光発電装置１１を有する需要家施設１に備わる蓄電池２１の動作モードとして、太陽光発電装置１１からの発電電力を蓄電池２１に貯蔵する貯蔵運転モードを設定する。そして、蓄電池２１との通信により蓄電池２１の状態を確認し、蓄電池２１が充電モードで実際に動作させ得る状態にあるとの確認が得られた場合にのみ、逆潮流抑制制御の実行を省略する。
【００４６】
これにより、本実施形態によれば、逆潮流の抑制に関して全ての需要家施設１、１０１に対して一律な対応を課することなく、パワーコンディショナ３１にカレンダー情報を保持させることを必要としない簡易な方法で、系統ＧＲＤの安定化に寄与することが可能となる。
【００４７】
以上の説明では、太陽光発電装置１１および蓄電池２１の双方に共通のパワーコンディショナ３１を採用した例について説明したが、これに限らず、パワーコンディショナを個別に設置し、太陽光発電装置１１側のパワーコンディショナ（通信部）と蓄電池２１側のパワーコンディショナ（通信部）との間で通信を実行し、通信における不具合および蓄電池２１の故障等の有無を判定するとともに、蓄電池２１の動作モードを確認するようにしてもよい。
【００４８】
図５および図６は、パワーコンディショナ３１ａ、３１ｂを個別に設置し、電力制御装置をパワーコンディショナ３１ａ、３１ｂと一体とした場合の例である。この場合は、図６に示すように、それぞれのパワーコンディショナ３１ａ、３１ｂにＤＣ／ＡＣインバータ３１１ａ、３１１ｂが備わるとともに、制御部および通信部を有するコントローラＣ／Ｕが設けられる。コントローラＣ／Ｕは、互いに通信可能である。蓄電池２１側のパワーコンディショナ３１ｂに備わるＤＣ／ＡＣインバータ３１１ｂは、双方向インバータである。そして、蓄電池２１側のコントローラＣ／Ｕに対し、蓄電池２１との通信機能が付与される。よって、このような実施形態では、太陽光発電装置１１側のパワーコンディショナ３１ａと蓄電池２１側のパワーコンディショナ３１ｂとにより、電力制御装置が構成される。
【００４９】
さらに、エネルギー貯蔵装置として充放電可能な蓄電池２１を採用したが、エネルギー貯蔵装置は、蓄電池２１に限らず、太陽光発電装置１１の余剰電力を用いてお湯を沸かし、これをタンクに貯蔵しておくようなヒートポンプ給湯器であってよい。ヒートポンプ給湯器による場合は、「貯蔵運転モード」として、深夜電力で一定量以上のお湯を作らないでおき、太陽光発電装置１１の余剰電力で沸かしたお湯をタンクに貯蔵する動作モードを設定する。
【符号の説明】
【００５０】
１、１０１…需要家施設
１１…太陽光発電装置（分散電源）
２１…蓄電池（エネルギー貯蔵装置）
３１、３１ａ、３１ｂ…パワーコンディショナ（電力制御装置）
４１…照明装置（電気負荷）
３１１…ＤＣ／ＡＣ双方向インバータ
３１１ａ…ＤＣ／ＡＣインバータ
３１１ｂ…ＤＣ／ＡＣ双方向インバータ
３１２、３１３…ＤＣ／ＤＣコンバータ
３１２ａ、３１２ｂ…ＤＣ／ＤＣコンバータ
３２１、３２１ａ、３２１ｂ…通信部
３２２、３２２ａ、３２２ｂ…制御部
ＧＲＤ…系統
Ｓ…商用電源
【図１】
0006580456.tif 000002
【図２】
0006580456.tif 000003
【図３】
0006580456.tif 000004
【図４】
0006580456.tif 000005
【図５】
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【図６】
0006580456.tif 000007