JP2014064425A - 電力変換装置及びプログラム - Google Patents

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Abstract

【課題】設置場所の柔軟性を確保しながら充放電時の電力スループットを維持させること。
【解決手段】一実施形態にかかる電力変換装置は、エネルギー管理装置と複数の電力変換装置とを備えるシステム内の電力変換装置であって。第1電力の入力を受ける電力入力部と、第1電力を、第2の装置が入力可能な第2電力に変換する電力変換部と、第2の装置に対して第2電力を出力する電力出力部と、複数の電力変換装置の集合である第1グループを特定するグループ識別子と、第1グループに属する電力変換装置を制御する制御主体である装置を特定する第１識別子とを受信する通信部と、第１識別子を記憶する変換情報記憶部と、電力の入出力を指示するメッセージを受信した場合に、メッセージの送信元装置が、第１識別子により特定される装置である場合、指示に基づき、電力変換部が第1電力を第2電力に変換する。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、電力変換装置及びプログラムに関する。
近年、電力系統網（発電所、自然エネルギー発電所、蓄電池システム、EMS(Energy Management System)））や需要家側システム（スマートメータ、蓄電池システム、需要家側EMS（例えば、HEMS（Home Energy Management System））を含むシステムにおいて、電力網や通信網を用いて、電力量の管理及び制御を行う仕組みであるスマートグリッドシステムが構築されている。スマートグリッドシステムにおいては、発電所、自然エネルギー発電所、蓄電池システム間で、電力を互いに供給し合うことができる。
スマートグリッドシステムにおいて、畜電池システムや自然エネルギー発電所は、一般に、太陽光発電や蓄電池等の電源と電源に接続する電力変換装置とを備えている。
一般に、電力変換装置は、インバータあるいはコンバータと呼ばれる。電力変換装置は、電力の入力元の電力量と出力先の電力を決定することや、電圧の変換方法(直流と直流との間の変換、直流と交流との間の変換、交流と交流との間の変換)を決定して、変換する機能を有する。電力変換装置がこのような機能を有するため、電力変換装置の集合によって構成される電力システムは、スマートグリッドシステムに流れる電力流量をスイッチングすることが出来る。
従来技術では、EMSが制御主体となり、多数の電力変換装置を制御する固定的なシステム構成を前提としていた。従来技術では、例えば、制御主体であるＥＭＳが故障したり、蓄電池システム等が新たに設置された場合等に、システム構成を動的に変更させて、設置形態を柔軟に対応させるための方法等は開示されていなかった。
また、従来技術では、CAN(Controller Area Network)バスを介して接続された複数の蓄電池/インバータを一括制御する充電器における充放電制御手順が開示されている。だが、当該従来の技術では、分散配置された電力変換装置間の制御については考慮されていない。また、当該従来の技術では、電力変換装置として動作するインバータは通信機能を持たずに固定的な電力変換を行うハードウェアとして機能するのみでシステム構成の変更に応じた動的な構成管理は考慮されていなかった。
したがって、従来の電力変換装置は、充放電指示装置と電力変換装置間との関係性や複数の電力変換装置間の関係性の柔軟性を確保しながら充放電時の電力スループットを維持させる等についての方法も同様に開示されていなかった。
米国特許6639383号
上述したように、従来技術では、分散配置された電力変換装置間の制御については考慮されておらず、また、電力変換装置として動作するインバータが固定的に動作することから、充放電指示装置と電力変換装置間との関係性や複数の電力変換装置間の関係性の柔軟性を確保しながら充放電時の電力スループットを維持させることが困難な課題があった。
本発明の一側面は、スマートグリッドシステムにおいて、充放電指示装置と電力変換装置間との関係性や複数の電力変換装置間の関係性の柔軟性を確保しながら充放電時の電力スループットを維持出来るようにした電力変換装置を提供する。
本発明の一観点にかかる電力変換装置は、エネルギー管理装置と複数の電力変換装置とを備えるシステム内の一又は複数の前記電力変換装置であって、第1の装置から第1電力の入力を受ける電力入力部と、前記第1電力を、第2の装置が入力可能な電力である第2電力に変換する電力変換部と、前記第2の装置に対して第2電力を出力する電力出力部と、複数の前記電力変換装置の一部若しくはすべての集合である第1グループに属する電力変換装置、又は前記エネルギー変換装置のうち、前記第1グループに属する電力変換装置を制御する制御主体である装置から、前記制御主体であることを示す情報と前記制御主体である装置を特定する第１識別子とを受信する通信部と、前記第１識別子を記憶する変換情報記憶部と、前記通信部が、電力の入出力を指示するメッセージを受信した場合に、前記メッセージの送信元装置が、前記変換情報記憶部に記憶する前記第１識別子により特定される装置である場合、前記メッセージの指示に基づき、前記電力変換部に、前記第1電力を前記第2電力に変換させる電力変換制御部と、を備える。
本発明の実施形態にかかる全体システムの一例を示す図。 本発明の実施形態にかかる蓄電池システム及びEVシステムの一例を示す図。 本発明の実施形態にかかる電力変換装置を含むシステムの第1の例の図。 本発明の実施形態にかかる電力変換装置を含むシステムの第2の例の図。 本発明の実施形態にかかる電力変換装置の運用時における動作項目例。 本発明の実施形態にかかる多段構成情報、充放電制御情報、認証情報、トポロジー情報、及びマイグレーション情報に関する通信メッセージを示す図。 本発明の実施形態にかかる充放電指示装置を示す図。 本発明の実施形態にかかる充放電指示装置の充放電特性情報、充放電制御情報、共用可否情報、及び充電/放電専用装置情報の例を示す図。 本発明の実施形態にかかる電力変換装置を示す図。 本発明の実施形態にかかる電力変換装置の充放電特性情報及び充放電制御情報の例を示す図。 本発明の実施形態にかかる初期設定時の多段構成管理の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる初期設定時の認証の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる初期設定時のトポロジー管理の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる初期設定時の調和同期動作の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる動作変更時のマイグレーションの動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる動作変更時の多段構成管理の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる動作変更時の認証の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる動作変更時のトポロジー管理の動作を示すシーケンス図。 本発明の実施形態にかかる電力変換装置の動作を示すフローチャート。
以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。尚、各図において同一箇所については同一の符号を付すとともに、重複した説明は省略する。
（第1の実施形態）
図１は、第１の実施形態に係る電力変換装置を備える全体システムを示す図である。
以下では、まず、本実施形態にかかる電力変換装置を含む全体システムの構成を説明する。
第1の実施形態にかかる全体システムにおいて、電力系統網上には、発電所(給電指令所)101と、EMS (Energy Management System) 111と、自然エネルギー発電所112と、蓄電池システム113と、がある。また、需要家側には、スマートメータ121と、需要家側EMS122と、自然エネルギー発電所123と、蓄電池システム124と、EV(Electric Vehicle)システム125とを備える。
発電所(給電指令所)101は、火力や原子力等の動力によって大容量の電力を生成し、電力を、送配電網を介して家庭やビル、工場等の需要家120側に供給する。本実施形態では発電所101から需要家120に至る送配電網を総称して電力系統網と称する。
自然エネルギー発電所112は、風力や太陽光といった自然界に存在するエネルギーを元に電力を生成、送配電網を介して需要家120側に電力を供給する。自然エネルギー発電所112を電力系統網に設置することで、発電所101の負担を減らして効率的に運用させることが出来る。
蓄電池システム113は、発電所101や自然エネルギー発電所112が生成した余剰電力を充電する。また、充電した電力を放電する。蓄電池システム113は、電力事業者の系統側の用途として一般的に、系統の周波数や電圧などの電気の品質を維持するために、瞬間的な負荷変動に応じて秒単位で出力調整を行い、系統を安定させるアンシラリーサービス(短周期制御)と呼ばれる機能実現のために活用される。また、蓄電池システム113は、家庭やビル等の需要家側の用途として、単価の安い夜間電力を貯蔵することで、昼間の電力利用が集中する時間帯の融通を行うピークシフト(日間運用)と呼ばれる機能実現のために活用される。
EMS111は、発電所101及び自然エネルギー発電所112の供給電力と、需要家側で消費する負荷電力を含めた電力システム全体の安定化を、通信網を活用して制御する。
スマートメータ121は、需要家120構内で消費された電力量を計測し、計測した電力量を定期的に電力事業者の管理サーバに通知する。一般に当該管理サーバはMDMS(Metering Data Management System)と呼ばれるが、図1中では図示を省略している。前述のEMS111はMDMSと連携し、需要家120側の負荷電力の総量を算出する。
需要家120の構内に設置された蓄電池システム124は、電力事業者の系統網から供給された電力、あるいは需要家120構内の自然エネルギー発電所123が生成した電力を貯蔵する。
EVシステム125は、後述する充電器250を介してEVシステム125内の電池に電力を貯蔵する。
需要家120の構内に設置された自然エネルギー発電所123は、風力や太陽光といった自然界に存在するエネルギーを元に電力を生成する。
集約ユニット126は、発電所等の電力系統網などの需要家120外のシステムから送配電網を介して入力された電力を、出力先の装置が入力可能な電力に変換して出力する。出力先の装置は、例えば、自然エネルギー発電所123、蓄電池システム124、若しくはEVシステム125である。また、集約ユニット126は、自然エネルギー発電所123、蓄電池システム124、及びEVシステム125から入力された電力を変換して、需要家120外のシステム、例えば、電力系統網に、出力する。
需要家側EMS122は、需要家120内の電力消費量を調整制御する。需要家が家庭である場合、HEMSが家庭内の電力消費量を調整、制御する。需要家がビルである場合、BEMSがビルや工場内の電力消費量を調整、制御する。需要家が工場である場合、FEMS(Factory Management System)が構内の電力消費量を調整制御する。
尚、本実施形態に係る電力変換装置は、自然エネルギー発電所112と、蓄電池システム113と、自然エネルギー発電所123と、蓄電池システム124と、EV(Electric Vehicle)システム125と、集約ユニット126が備えている。詳細な構成は、後述する。
以上が、全体システムの構成の説明である。
次に、本発明の実施形態に係る電力変換装置に関わるシステム構成の詳細を説明する。
図2は、第1の実施形態に係る蓄電池システム210及びEVシステム240の構成を示す図である。
図2(a)の蓄電池システム210は、図１の蓄電池システム113及び蓄電池システム124に対応する。
図2(ｂ)のEVシステム240は、図1のEVシステム125に対応する。
蓄電池システム210は定置型用途を主に想定し、EVシステム240は車載用途を主に想定している。
図2の蓄電池システム210及びEVシステム240は、電池(BMU)を備える構成としたが、電池の代わりに、風力や太陽光発電等の自然エネルギー発電器を用いても良い。この風力や太陽光発電等の自然エネルギー発電器を備えた装置が、自然エネルギー発電所112及び自然エネルギー発電所123に対応する。
蓄電池システム210は、電池(BMU: Battery Management Unit)211及び制御部212(電力変換装置)を備える。
電池211(BMU)は、複数の電池セルに加え、電池パック内部の状態を管理する内部プロセッサを備える。電池211は、制御部212からの指示に基づいて電力の充放電を行う。また、電池(BMU)210は制御部212に対して、電池の定格電圧や充放電時の最大電流値、充電率(SOC: State Of Charge)、寿命率(SOH: State Of Health)を通知する。
制御部212は、電力変換装置の機能も備え、インバータやコンバータ、PCS(Power Conditioning System)とも呼ばれる。制御部212は、電力変換装置の機能として、電力の入出力の決定や電圧量の決定を行う。また、直流交流変換や電圧変動抑制を行う。
制御部212は、更に、通信機能を備える。制御部212は、電力系統網に設置されたEMS230と通信する。（EMS230は、図１では、EMS111に対応する。）制御部212は、電池211のSOCやSOH等の情報をEMS230に通知する。一般に電池は自然放電する特徴を備えるため、EMS230は、蓄電池システム210から、通信網を介して、電池211のSOCやSOH等の情報を収集することで、時々刻々と変化する状態を適切に監視した上で、充放電制御の指示を行うことが出来る。
尚、本実施形態では、制御部210を介した電力の入出力全般を、充放電制御として取り扱う。つまり、入出力される電力は、蓄電池(BMU)211の電力のみならず、風力や太陽光発電等の自然エネルギー、電力系統網との間でやり取りする電力も対象範囲とする。電力変換装置の集合で構築された電力システムでは、電力変換装置が入出力量をスイッチする。尚、制御部212は、蓄電池システム210外部に接続したプロセッサ上で実現してもよい。
電池211(BMU)と制御部212(電力変換装置)とは、CAN(Controller Area Network)により接続されている。電池211(BMU)と制御部212との間の充放電制御及び情報通知は、CANを用いて実現される。尚、CANの代わりに、イーサネット（Ｒ）等の有線通信媒体、無線LAN(Local Area Network)等の無線通信媒体、又は、製品を販売するベンダが独自定義した電気信号線を用いて実現してもよい。
EVシステム240は、蓄電池システム210と類似した構成であるが、蓄電池システム210の制御部212の一部機能を、EVシステム210の外部の充電器250に移行した点が、異なる。つまり、ＥＶシステム240は、充電器250に接続されることにより、蓄電池システム210に対応する蓄電池システム210ａを構成する。
EVシステム240の制御部242は、電池(BMU)241と充電器250(電力変換装置)との間の充電制御及び情報通知の中継を行う。図2(ｂ)の構成では、電力変換装置が2箇所に存在するが（制御部242及び充電器250）、例えば、電力系統網と接続する側の電力変換装置（充電器250）が直流/交流変換を行い、内部の蓄電池(BMU)あるいは自然エネルギー装置と接続する側の電力変換装置（制御部242）が、直流/直流変換を実施するよう区別して配置することが考えられる。尚、EVシステム240の制御部242を、蓄電池システム210の制御部212と同様の機能を備えることとしても良い。また、電池(BMU)に対する充放電に係わるアルゴリズム処理は、制御部242に集約する形態、充電器250に集約する形態、需要家側EMSに集約する形態、電力系統網のEMSに集約する形態等複数存在する。
次に、図3Aを用いて、本発明の実施形態に関するシステム構成の詳細を説明する。
図3Aは、図1の全体システムの中で、需要家側のシステム構成を示した図である。尚、以下の説明では、需要家側のシステムを例に説明するが、本実施形態の適用範囲は需要家システムに限られない。
図3Aの需要家側のシステムでは、スマートメータ301、需要家側EMS302、集約ユニット303、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306が設置されている。ここで、ここで、スマートメータ301、需要家側EMS302、集約ユニット303、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306は、それぞれ、図１のスマートメータ121、需要家側EMS122、集約ユニット126、自然エネルギー発電所123、蓄電池システム124に対応する。尚、EVシステム306、スマートメータ301と需要家側EMS302とは通信可能であり、また、集約ユニット303、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、及びEVシステム306は、相互に通信可能である。また、スマートメータ301、集約ユニット303、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306は電気的に接続されて電力を入出力することが可能である。
図3Aのシステムにおいて、集約ユニット303、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、及びEVシステム306は、各々、電力変換装置3031,3041、3051,3061を備えている。この電力変換装置3031、3041,3051,3061が後述する電力変換装置700に相当する。
また、図3A の電力変換装置3031、3041,3051,3061は、図2の制御部212に相当する。電力変換装置3031,3041,3051,3061は、具体的には、インバータやコンバータ、PCSと呼ばれる。電力変換装置3031,3041,3051,3061は、入力元及び出力先の電力量の決定や、電圧(直流/直流、直流/交流、交流/交流)の決定を行う。
ここで、本発明の実施形態では、蓄電池システム305やEVシステム306等のように、図２の制御部２１２および２４２を含む構成全体、あるいは制御部２１２及び２４２自体の双方を含め、電力変換装置と定義する。
図３Ａにおいて、例えば、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306に接続された電力変換装置3041,3051,3061は、直流/直流の変換を行う一方で、電力系統網との接続可能性がある集約ユニット303の電力変換装置3031は直流/交流の変換を行うことが考えられる。また、集約ユニット303の電力変換装置3031は、電力の流量を管理する役目を持つが、EMSによる集中制御を受ける場合だけでなく、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、及びEVシステム306が備える電力変換装置3041,3051,3061と自律分散的に通信メッセージを交換しながら電力の流量を管理する場合の双方のケースが考えられる。電力変換装置3041,3051,3061がEMSと通信しながら動作する場合のEMSの動作詳細については図5を用いて説明する。電力変換装置3041,3051,3061は、EMSの機能を部分集合で備える他、図４Ａ に示すような自律分散的に動作する場合に固有な機能を備えるものとする。
尚、図3Aのシステムと図３Ｂのシステムとでは、集約ユニット３０３と、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305及びEVシステム306との間の通信網及び電力網の接続方法が異なる。図３Ａのシステムでは、集約ユニット３０３と、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305及びEVシステム306との間でひとつの通信網及び電力網を共有している。一方、図３Ｂのシステムでは、集約ユニット３０３と、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306各々との間で、通信網及び電力網を別々に有している。
電力システム内での制御主体となるEMSが存在しない場合、図４Ａに提示するような電力変換装置が集合的に協調動作するために幾つかの動作項目が必要になる。図の例では、マイグレーション、多段構成、認証、トポロジー管理、異種網接続、調和同期動作の6種類の項目を示している。
また、本発明の第1の実施形態おいて装置間で交換する通信メッセージを、図４Ｂ(a)、(b)、(c)、(d)、(e)に提示する。
尚、図４Ｂ(a)は多段構成情報に関する通信メッセージ、図４Ｂ(b)は充放電制御情報に関する通信メッセージ、図４Ｂ(c)は認証情報に関する通信メッセージ、図４Ｂ(d)はトポロジー情報に関する通信メッセージ、図４Ｂ(e)はマイグレーション情報に関する通信メッセージを示している。各々の通信メッセージは、TCP/IP (Transmission Control Protocol / Internet Protocol)の通信ヘッダに加えて、メッセージ内容を識別するための識別子を備える。こうした通信メッセージの具体的構築方法としては、例えば、分散型電源に関する通信仕様を規定するIEC 61850等の国際標準の手順を元に構築する他、XML (eXtensible Markup Language)によるWebサービスの手順を元に構築する方法が考えられるが、本発明の実施形態は特定のプロトコルに依存するものではなく、適用場所に応じて自由に組み立てることが出来る。また、通信メッセージの内容も図４Ｂ(a)〜(e)の内容に限定されるものではなく、関連する規格仕様等を元に必要に応じて適宜組み替えることが出来る。
図４Ａのマイグレーションは、ある電力変換装置が備える状態を他の電力変換装置へと移行させる動作である。例えば、図３における集約ユニット３０３が需要家側EMS３０２の代わりに制御主体となっている際に故障や異常の発生が検出された場合、集約ユニットの管理している状態情報を他の電力変換装置、図３の例では自然エネルギー発電所３０４や蓄電池システム３０５、EVシステム３０６上の電力変換装置３０４１、３０５１、３０６１のいずれかに移行させることを意味している。また、マイグレーションでは、もともとの制御主体である装置から、新しく制御主体になる装置に対して、マイグレーション情報を通知する。マイグレーション情報に関する通信メッセージの例を、図４Ｂ（ｅ）に示す。マイグレーション情報は、例えば、複数の電力変換装置の集合であるグループを制御する制御主体となることを特定する制御主体識別子と、当該制御する制御対象のグループを特定するグループ識別子とを含む。新たに制御主体となる装置は、この制御主体識別子を受け取ることで、グループの制御主体となることを判断できる。また、マイグレーション情報にはら、更に、後述するトポロジー管理の情報も含む。
多段構成は、電力制御の階層管理で、需要家側EMSによる集中制御/電力変換装置による自律分散制御を区別する動作である。これは、電力変換装置が接続した分散型電源や集約ユニットを新たに設置する場合に、システム内での制御主体を通信メッセージの交換によって認識することで、制御権の衝突を回避するために用いる。図４Ｂ（ａ）に、多段構成情報に関するメッセージを示す。多段構成情報に関するメッセージは、例えば、制御主体となる装置と、当該制御装置によって制御される電力変換装置の集合であるグループとを新たに構成する場合に、制御主体となる装置が、グループ内の電力変換装置に通知する。例えば、グループを初期設定するときや、制御主体を変更する場合である。多段構成情報に関するメッセージは、図４Ｂ（ａ）に示すように、グループを特定する識別子であるグループ識別子と、制御主体の装置を特定する制御主体識別子を含む。グループに属する電力変換装置は、このメッセージを受け取ることで、制御主体を特定でき、当該制御主体から、例えば、充放電指示のメッセージが来た場合に、充放電を実施し、制御主体と認識していない装置から充放電指示のメッセージが来ても、充放電を実施しない。
認証は、ある電力変換装置が他の電力変換装置に電気を流すまえの事前認証である。例えば、電力変換装置を搭載したEVが家庭内から電力の供給を受ける場合、正しい所有者に属する装置かどうかを認証することで、電力の不正な利用を防止する。図４（ｃ）に、認証情報に関するメッセージを示す。認証情報に関するメッセージは、例えば、電力の供給を受けることを希望する装置が、電力を供給可能な装置に対して、自装置を特定する識別子である所有者識別子を通知する。認証情報に関するメッセージを受け取った電力供給可能な装置は、あらかじめ、電力を供給可能な供給先の装置のリストを保持しており、当該リストと、メッセージに含まれる装置とを比べて、供給可能な装置か否かを判断することができる。また、電力の供給を受けることを希望する装置が、電力変換装置のグループの制御主体の装置に対して、認証情報に関するメッセージを送ってもよい。認証情報に関するメッセージを受け取った制御主体の装置は、グループに入れることができる装置のリストを、あらかじめ保持しており、当該リストと、認証情報に関するメッセージに含まれる装置とを比べて、当該装置が、グループに属することが適当な装置かを判断することができる。制御主体の装置は、認証情報に関するメッセージに含まれる装置が、グループに属するのに適当な装置と判断した場合に、当該装置に対して充放電制御を実施する。
トポロジー管理は、複数の電力変換装置で構成されたシステムにおいて電力の流れを設定、及び検出する動作である。例えば図3Aの構成において、蓄電池システム305に充電する電力を、集約ユニット303を経由して電力系統網から引き込む電力で賄うか、自然エネルギー発電所304からの電力で賄うかの論理的な設定の検出と設定を行うことで、電力に価格等のコストを対応付ける際に低コスト化を実現する他、システムの冗長化が可能となる。トポロジー管理の例を図３Ａ及び図３Ｂを例に説明する。図３Ａの例と図３Ｂの例とでは、電力網の接続の仕方が異なるため、トポロジー管理の方法が異なる。図３Ａの例では、集約ユニット303と、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305及びEVシステム306との間で、１つの電力網を共有している。一方、図３Ｂの例では、集約ユニット303は、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306各々に対して、１つずつ電力網を有している。したがって、図３Ａの例では、トポロジー管理の出力先は、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305及びEVシステム306すべてに出力するか、すべてに出力しないかとなる。例えば、一つでも信頼できない装置がある場合、すべてに出力しないこととなる。一方、図３Ｂの例では、自然エネルギー発電所304、蓄電池システム305、EVシステム306各々ごとに、電力を出力するかを決定することができる。図４Ｂに、トポロジー情報に関するメッセージの例を示す。トポロジー情報に関するメッセージは、例えば、電力入力元装置と電力出力先装置を含む。
異種網接続は、異なる電力変換装置によるシステム間を接続する場合の接続方式に関する動作である。図３Ａの例では、集約ユニット３０３、自然エネルギー発電所３０４、蓄電池システム３０５、EVシステム３０６上の4つの電力変換装置３０３１、３０４１、３０５１、３０６１で構成される需要家３００内の電力システムを第1のシステム、集約ユニット３０３を介して電力系統側の電力システムを第二のシステムと仮定すると、第1の電力システムの入出力電力量の総和を第二の電力システム側に通知して需要家３００側の電力を適宜系統側に活用する等の応用に活用出来る。また、異種網接続する際には、その他、図４Ｂの、（ａ）〜（ｄ）の情報を通知することも考えられる。
調和同期は、他の電力変換装置が異なった値を出力するまで同じ値を出力して調和する動作である。電力変換装置を搭載した分散型電源を新たに設置する場合、起動後は予め設定された電圧、周波数等で電力変換を実施するものの、通信網を介して取得した通信メッセージ、あるいは電気的な監視情報を元に、自装置が設置された電力システム上の他の装置の出力する電力特性に合わせ変動抑制する等の目的に活用する。
尚、電力系統網側では、瞬間的な負荷変動に対応するために、蓄電池システムがアンシラリーサービスと呼ばれる機能を持つことが一般的である。この場合、発電所に匹敵する大規模の蓄電容量を確保する必要があることから、電力変換装置に接続された分散型電源を複数設置することが望ましい。制御主体についても、電力の利用者が複数に跨る場合は電力貯蔵と電力融通が同時に発生することから、複数の制御主体と非制御主体が混在するシステム形態が想定される。一方、需要家側では、単価の安い夜間電力を貯蔵することで昼間の電力利用が集中する時間帯の融通を行うために、ピークシフトと呼ばれる機能を持つことが一般的である。これに加え、需要家側に一定のインセンティブを与える条件の下、電力事業者が需要家側に設置された分散型電源のシステムの充放電制御を行うという活用形態を適用することも考えられる。従って、需要家側のシステムにおいても複数の制御主体と非制御主体が混在するシステム形態が想定される。安全性や電力スループット維持、通信帯域が不足する等の課題を解決するために、図４Ａ にて提示した複数の機能項目を電力変換装置が適宜組み合わせて実施することが望ましい。
図５は、第1の実施形態にかかる充放電指示装置500の構成を示すブロック図である。充放電指示装置500の機能は、図１では、電力系統網のEMS111、又は、需要家構内に設置する需要家側EMS122が備える。また、本発明の実施形態にかかる電力変換装置が、自律分散型の動作を行う際に、充放電指示装置500の一部の機能を備える（後述する図７の電力変換装置の電力変換制御部704が、充放電指示装置500の機能を備える。）
図5の充放電指示装置は、充放電指示装置500は、需給調整部501と、充放電管理部502と、充放電情報記憶部503と、充放電情報通信部504と、通信部505とを備える。
需給調整部501は、電力事業者の系統網や需要家側構内の電力供給量や周波数状態を監視すると共に、電力供給不足による停電防止のために風力や太陽光発電等の自然エネルギーや蓄電池システムに放電制御を指示することや、電力供給超過による超過電力を後に活用するために蓄電池システムに充電制御を指示する事などを適宜判断して実行する。需給調整部501は、アプリケーション処理部としての役割を担う。
充放電情報記憶部は、本発明の実施形態において、自然エネルギー発電所や蓄電池システムの充放電制御時に必要な情報を記憶する。具体的には、充放電特性情報、充放電制御情報、共用可否情報、充電/放電専用装置情報を記憶する。図6(a)に充放電特性情報の構成例、図6(c)に充放電制御情報の構成例、図6(d)に共用可否情報の構成例、図6(e)に充電/放電専用装置情報の構成例を示す。
図６（a）の充放電特性情報は、充放電制御に必要な自然エネルギー発電器（風力や太陽光発電）、蓄電池の固体に特有な情報である。例えば図6(a)の例では、単位ワット(W:Watt)で示される定格充放電電力、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される定格容量、単位百分率で示される充電率(SOC: State Of Charge)、SOCに対応付けられた放電可能時間及び充電可能時間が記載されている。充電率は蓄電池に固有な情報で、風力や太陽光発電に関する充放電特性情報では、省略することが出来る。蓄電池の一般的な充電方式である定電流充電方式では、百分率で示されるSOCが所定の閾値に達するまで電池部(BMU)内の電池セルが入出力する電力量(電流量)が一定状態で推移する。このことから、図6(b)に示すように、充放電指示装置500は、蓄電池システムからSOCの値を取得することで、当該情報に対応付けられた充電可能時間及び放電可能時間(グラフの横軸)、最大充放電電力(グラフの縦軸）、充放電に必要な電力量(充放電可能時間と電力の積)を算出することが出来る。定電流充電では、SOCが所定の閾値を超えた後は充電に必要な電流量が極小化する特性がある。尚、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。
図6(ｃ)の充放電制御情報は、自然エネルギー発電所や蓄電池システムの充放電動作状態を識別するために用いる。例えば、電力網における電力供給の瞬断を防止するためにリアルタイムに蓄電池システムを制御する際は充放電制御指示に関する通信メッセージを適宜送受信するオンデマンド運転で動作することが望ましい。一方、夜間時間帯で比較的ゆるやかな時間間隔活用する際は、充放電制御の動作に関するスケジュールを設定する計画運転で動作することが望ましい。ここで、充放電制御情報における充放電制御が設定済/未設定とは、計画運転型で動作する場合のスケジュール情報が設定されているか否かを識別するものである。
図６（ｄ）の共用可否情報は、複数のEMS(又は電力変換装置)からの充放電制御を受け付けることが可能な装置を識別するために用いる。図6(d)の例では、制御許可中装置の情報が記載されている。例えば、蓄電池システムを期間毎に区切って活用する場合や、同時に充放電制御を行なって複数の制御主体の支配下に置く場合にこれらの情報を活用する。
図6(ｅ)の充電/放電専用装置情報は、本実施形態が蓄電池システムに固有ではなく、太陽光発電や風力発電等の放電専用装置、蓄熱装置等の充電専用装置に活用出来ることを意味している。尚、図6(a),(c),(d),(e)に示した充放電情報記憶部503内の構成例は、必要に応じ情報を抜粋することや、認証に用いる通信プロトコル種別を組み込む等、構成内容を適用場所に応じ変更可能である。また、これらの情報は、後述する電力変換装置700の変換情報記憶部７０２に適宜組み込まれる。
充放電管理部502は、自然エネルギー発電所や蓄電池システムが備える分散型電源等への充放電制御指示の他、分散型電源に接続された電力変換装置の入出力電力量の指定を行う。充放電総量の管理の例として、2つの蓄電池、蓄電池システム１と蓄電池システム２が存在するとする。そして、ある時間区間t1の間、蓄電池システム１が100Wの放電電力、蓄電池システム２が200Wの放電電力を行うとすると、当該時間区間における充放電総量は、300Wの放電電力となる。充放電指示装置500は、需給調整の状況を監視しながら分散型電源に接続された電力変換装置をグループとして捉え、グループ毎に充電あるいは放電制御の指示を行うことが出来る。充放電制御指示は、オンデマンド型で動作する装置に対しては充放電量の指定、計画型で動作する装置に対しては充放電量と時間区間の指定を行う。
このような制御指示を通信メッセージとして通信部を介して送信する場合、充放電情報通信部504の構成は、分散型電源制御に関する電力インフラ用の規格であるIEC 61850や、ビル用の規格BACnet、国内家庭用のECHONET、欧米家庭用のZigBee SEP (Smart Energy Profile)2のように適用場所毎に異なるデータモデル/通信プロトコルを組み替えて用い、各々の規格仕様に従った充放電制御を適用することが考えられる。しかしながら、本実施形態においては、無論、特定の規格の仕様要件に制限されることはなく自由に組み合わせることが出来る。当該通信メッセージの詳細は後述する。
通信部505は、光ファイバや電話線、イーサネット（Ｒ）等の有線通信媒体の他、無線通信媒体によって実現することが出来る。だが、本実施形態における通信部505は特定の通信媒体に依存するものではない。また、認証手順を適用することで安全性を高めることも出来るが、本実施形態は特定の形態に依存することはない。
図７は、本発明の第１の実施形態にかかる電力変換装置700の構成例を示すブロック図である。
電力変換装置700は、図２（ａ）の蓄電池システム210の制御部２１２、又は，図2(ｂ)のEVシステム２４０の充電器250や制御部242に相当する。この他、自然エネルギー発電所の自然エネルギー発電装置（太陽光発電装置や風力発電装置）に制御部が接続する場合にも同様に電力変換装置700に対応する。尚、電力変換装置700は、例えば、蓄電池システム210の制御部212そのものに該当せず、通信処理部を持ちEMSや他の電力変換装置と通信することが可能な外部コントローラに適用することも可能である。
図7に示すように、電力変換装置700は、電力入力部７０１と、電力変換部703と、電力出力部７０５と、変換情報記憶部７０２と、電力変換制御部７０４と、通信部７０６とを備える。
電力入力部７０１、電力変換部703、電力出力部７０５の3要素を合わせて電力供給部とすることも出来る。
電力入力部７０１は、他の装置から電力の入力を受ける。入力元の装置は、例えば、他の電力変換装置、または、電源（電池や自然エネルギー発電装置等）である。
電力変換部７０３は、入力を受けた電力を、出力先の装置が入力可能な電力に変換する。電力変換部７０３は、具体的には、直流/交流や直流/直流の変換、電力の周波数監視、電圧変動検出や抑制等を行い、EMSや他の電力変換装置から送信された指示メッセージの内容に基づいて自然エネルギーや蓄電池に対する充放電制御を実施する。本発明の実施形態においては、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いても同様に実施することが出来る。
電力出力部７０５は、電力変換部７０３が変換した変換後の電力を、出力先の装置に出力する。出力先の装置は、例えば、他の電力変換装置、または、電源（電池や自然エネルギー発電装置等）である。
変換情報記憶部７０２は、本発明の実施形態において、電力変換部703に対する指示に必要な情報を記憶する。具体的には、図5に提示した充放電指示装置500の充放電情報記憶部503における、充放電特性情報、充放電制御情報、共用可否情報、充電/放電専用装置情報の他、図４Ａ に提示した電力変換装置700同士の自律分散制御に固有な、マイグレーション、多段構成管理、認証、トポロジー管理、異種網接続、調和同期制御に関する情報を記憶する。多段構成管理の情報として、例えば、複数の電力変換装置の集合がグループを構成する場合に、当該グループに属する電力変換装置を制御する制御主体である装置を特定する識別子を記憶する。これらを用いた動作手順の例については通信シーケンス図を用いて後述する。また、これらの情報は全てを変換情報記憶部７０２内に格納する形態の他、選択的に一部の情報を格納する方法を適用することが考えられる。
図8(a)に、変換情報記憶部７０２が格納する充放電特性情報の構成例、図8(c)に充放電制御情報の構成例を提示する。変換情報記憶部７０２はこの他、図４Ａ に示した自律分散制御動作時に必要な動作項目の情報や、複数の制御指示装置(EMSや他の電力変換装置)からの充放電制御指示を同時に受け付けることが可能かどうかを識別するアクセス制御情報を格納することが考えられる。
充放電特性情報は、充放電制御に必要な自然エネルギー発電装置や蓄電池等の固体毎に特有な情報である。例えば図8（a）の例では、単位ワット(W:Watt)で示される定格充放電電力、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される定格容量、単位百分率で示される充電率(SOC: State Of Charge)、SOCに対応付けられた放電可能時間及び充電可能時間が記載されている。蓄電池の一般的な充電方式である定電流充電方式では、百分率で示されるSOCが所定の閾値に達するまで電池部(BMU)内の電池セルが入出力する電力量(電流量)が一定状態で推移する。このことから、図8(b)に示すように、電池部(BMU)からSOCの値を取得してＥＭＳや他の電力変換装置に通信メッセージとして通知することで、当該情報に対応付けられた充電可能時間及び放電可能時間(グラフの横軸)、最大充放電電力(グラフの縦軸）、充放電に必要な電力量(充放電可能時間と電力の積)を算出出来る。定電流充電では、SOCが所定の閾値を超えた後は充電に必要な電流量が極小化する特性がある。尚、前述のように、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。また、種別は電力変換装700に接続された風力や太陽光、蓄電池、蓄熱装置等の種別を記載、EMSや他の電力変換装置側での充放電制御の判定を行うための情報とする。種別が風力や太陽光発電の場合は電力を貯蔵(充電)することは出来ないため、放電専用の装置として制御する。一方、電力変換装置700に接続された装置が蓄熱装置である場合は、電力を放電することは出来ないため、充電専用の装置として制御する。
図８（ｃ）の充放電制御情報は、電力変換装置700に接続された装置の充放電動作状態を把握するために用いる。例えば、電力網における電力供給の瞬断を防止するためにリアルタイムに制御する際は、充放電制御指示に関する通信メッセージを適宜送受信するオンデマンド運転で動作することが望ましい。その一方で、夜間時間帯で比較的ゆるやかな時間間隔で制御する際は、充放電制御の動作タイミングスケジュールを設定する計画運転で動作することが望ましい。図8(c)の例では、単位ワット(W: Watt)で示される定格放電電力及び定格充電電力、充放電実施に伴い随時更新される放電可能時間及び充電可能時間、許可電力量が記載されている。許可電力量は、図8(d)に示すように、電力と時間の物理的な許容の範囲内で、EMS1及びEMS２からの放電制御指示を同時に受け付ける様子を示している。図の例では、EMSのみを表示しているが、他の電力変換装置と自律分散的に動作する場合は、これらの制御の内訳に電力変換装置の情報が同様に含めて実施可能であることは言うまでもない。
電力変換制御部７０４は図8（ａ）や図８（ｂ）に提示したような、電力の充電と放電、すなわち電力の入力と出力を管理する役目を持ち、ＥＭＳや他の電力変換装置からの充放電制御指示に基づいて電力入出力の調整に加えて、インバータあるいはコンバータとしての基本機能である、入力元と出力先の電力量の決定や、電圧(直流/直流、直流/交流、交流/交流)をどのように決定するかの判定と制御を通常動作の機能として行う。
通信部706は、図8（ａ）や図８（ｂ）に提示した充放電制御に必要な電力量情報や、図４Ａ に提示した自律分散制御に固有な情報を通信メッセージとして生成、EMSや他の電力変換装置と交換する役目を持つ。通信部706は、通信メッセージを送受信する処理に加えて、通信媒体としての第1の通信部7061と第2の通信部7062を備える。例えば第1の通信部7061は、光ファイバや電話線、イーサネット（Ｒ）等の有線通信媒体の他、無線通信媒体を備える。本実施形態における通信媒体は特定の通信媒体に依存するものではない。電力変換装置700は、EMSや他の電力変換装置からの通信メッセージを第1の通信部7061を介して取得する。また、第2の通信部7062は、電力変換装置700に接続された自然エネルギー発電器や蓄電池等の固有の情報である特性情報(定格容量、充放電終始電圧、上限温度、下限温度、最大充放電電流、定格電圧等)を取得する。また、蓄電池が接続された場合は、電池部(BMU)動作時の変動情報である状態情報(SOC、SOH、充放電電流、充放電電圧)を定期的に取得する。第2の通信部7062は電池部(BMU)の一般的なインターフェース規格であるCAN、あるいはイーサネット（Ｒ）等の通信媒体、蓄電池システムの製造を手掛けるベンダが独自に規定した電気信号線によって実現することが出来る。しかしながら、特定の媒体に依存するものではない。尚、電力変換装置700に蓄電池を接続する場合、一般に電池セルは自然放電する特徴を持つことから、EMSや他の電力変換装置にSOCやSOH等の情報を送信する際は一度のみ送信すれば良いわけではなく、値が時々刻々と変化する状況を鑑み、リアルタイムに適宜更新することが望ましい。また、前述のように本実施形態において、インバータやコンバータとして動作する電力変換装置700は、蓄電池に接続する制御部(電力変換)への適用に限定されるものでなく、風力や太陽光発電、あるいは制御部そのもの以外に、通信機能を備えて風力や太陽光、蓄電池やEMSと通信することが可能なコントローラに搭載可能で、特定の装置への適用に制約されないことは言うまでもない。
次に、図９〜図１２を用いて本発明の第1の実施形態における電力変換装置の動作シーケンスを説明する。これらの実施は特に電力変換装置の初期設定動作と関連する。
図９は電力変換装置の初期設定時の多段構成管理を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS900、集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903が設置されている。需要家側EMS900、集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903は、各々、図1では、需要家側EMS122、集約ユニット126、自然エネルギー発電所123、蓄電池システム124に対応する。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS900、集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS900、集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903であるとする。集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903は、各々、電力変換装置9011,9021,9031を備えている。電力変換装置9011,9021,9031 は、図7の電力変換装置700に相当する。図9の例では、家庭内に集約ユニット901、自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903を設置した場合の例を示しているが、最初に、多段構成情報を通信メッセージとして相互に交換する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。多段構成情報の内容は、電力変換装置の制御に関わるグループの識別子情報、当該グループにおける制御主体の装置識別子情報である。図9の例では、需要家側EMS900が制御主体となっている例を示しており、多段構成情報の送受信と判定処理が完了した後、各電力変換装置9011,9021,9031は、需要家側EMS900の論理的な支配下に入って、当該EMS900の指示によってのみ充放電制御を実施する。こうした制御主体の情報は多段構成としても良い。例えば、図9の例ではグループ内の代表装置が需要家側EMS900となっているが、需要家側EMS900に次ぐ2番手の代表装置として集約ユニット901を指定することも出来る。同図の例ではこうした階層構成の下、需要家側EMS900が充放電制御の指示を集約ユニット901に通知、集約ユニット901が自然エネルギー発電所902、蓄電池システム903に充放電制御を通知している。
図10は電力変換装置の初期設定時の認証を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1000、集約ユニット1001、自然エネルギー発電所1002、蓄電池システム1003が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1000、集約ユニット1001、自然エネルギー発電所1002、蓄電池システム1003は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1000、集約ユニット1001、自然エネルギー発電所1002、蓄電池システム1003は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1001、自然エネルギー発電所1002、蓄電池システム1003であるとする。集約ユニット1001、自然エネルギー発電所1002、蓄電池システム1003は、各々、電力変換装置10011,10021,10031を備えている。電力変換装置10011,10021,10031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図10の例では、需要家内に蓄電池を新たに設置した場合の例を示しているが、図9の例と同様、最初に、多段構成情報を通信メッセージとして相互に交換する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。多段構成情報の内容は、電力変換装置の制御に関わるグループの識別子情報、当該グループにおける制御主体の装置識別子情報である。
図10の例では、需要家側EMS1000が既に制御主体となっている例を示しており、多段構成情報の送受信と判定処理が完了した後、蓄電池システム1003は、需要家側EMS1000の論理的な支配下に入って需要家側EMS1000の指示によってのみ充放電制御を実施することが許可されると判断する。続いて、蓄電池システム1003(正確には蓄電池システム内の電力変換装置１００３１)は、当該グループの代表装置である需要家側EMS1000に対して認証に関する通信メッセージを生成して送信する。前述のように制御主体となる装置は多段構成で管理する方法も考えられるため、蓄電池システム1003の認証情報を需要家側EMS1000に次ぐ2番手の代表装置として集約ユニット1001に送信、更に集約ユニット1001が需要家側EMS1000に送信するように構成しても良い。認証情報はアクセス制御に関する情報として蓄電池システム1003の所有者を識別する情報、当該識別情報に対応づけた暗号鍵等で構成する方法が考えられる。こうした情報装置としての認証以外に、電力変換装置の定格容量、出力値といった本発明で述べてきた電気的な特性情報を用いることで、グループ内に参加して他の電力変換装置と連携しながら動作させる場合の信頼性を高めることが出来る。同図の例ではこうした認証手順を実施した後に、需要家側EMS1000が充放電制御の指示を集約ユニット1001に通知、集約ユニット1001が自然エネルギー、蓄電池に充放電制御を階層型管理の中で通知している。
図11は電力変換装置の初期設定時のトポロジー検出と設定を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1100、集約ユニット1101、自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1100、集約ユニット1101、自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1100、集約ユニット1101、自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1101、自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103であるとする。集約ユニット1101、自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103は、各々、電力変換装置11011,11021,11031を備えている。電力変換装置11011,11021,11031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図11の例では、家庭内に集約ユニット1101、自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103を設置した場合の例を示しているが、最初に、トポロジー管理に関する情報を通信メッセージとして相互に交換する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。トポロジー管理に関する情報の内容は、電力変換装置がどの電力変換装置からの電力を入力して、どの電力変換装置への電力として出力するかの経路を指定する情報である。図11の例では、蓄電池システム1103に充電させる電力は同一グループ内に設置された自然エネルギー発電所1102のみと指定する様子を示している。このようにトポロジー検出と設定を適用することで、電力に価格等のコスト情報を対応付けて管理する場合に、低コスト化を実現することが出来る。また、図11の例では図9や図10の例と同様に、階層構成の下、需要家側EMS1100が充放電制御の指示を集約ユニット1101に通知、集約ユニット1101が自然エネルギー発電所1102、蓄電池システム1103に充放電制御を通知している。
図12は電力変換装置の初期設定時の調和同期動作を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1200、集約ユニット1201、自然エネルギー発電所1202、蓄電池システム1203が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1200、集約ユニット1201、自然エネルギー発電所1202、蓄電池システム1203は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1200、集約ユニット1201、自然エネルギー発電所1202、蓄電池システム1203は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1201、自然エネルギー発電所1202、蓄電池システム1203であるとする。集約ユニット1201、自然エネルギー発電所1202、蓄電池システム1203は、各々、電力変換装置12011,12021,12031を備えている。電力変換装置12011,12021,12031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図12の例では、家庭内に蓄電池を新たに設置した場合の例を示している。これまでの例と同じように多段構成の情報に関する通信メッセージは事前に交換しても良いし、交換しなくても良い。例えば、電力変換装置を搭載した蓄電池システム1203を設置し即座に電力を利用したい場合は通信メッセージの交換を行う分、動作の開始が遅れる可能性がある。だが、事前に周囲の装置との情報交換を行わない場合、国や地域毎に異なる電圧や周波数を考慮せずに電力変換装置が動作することで、電力システム内の信頼性が低下することが考えられる。例えば、図12の例において、蓄電池システム1203が周波数60Hzで動作、既に稼働している集約ユニット1201や自然エネルギー発電所1202が50Hzで動作しているとする。この場合、電力出力情報として動作状態に関する通信メッセージを相互に交換、あるいは直接電気的に計測することで既に存在している他の電力変換装置と同期することが考えられる。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。同図の例では、他の電力変換装置との電力出力値が異なることを検出した蓄電池システム1201(正確には蓄電池システム1201上の電力変換装置12011)は、自らの動作状態、出力電力の状態を変更する。図12では省略しているが、これまでの例と同様、多段構成に関する通信メッセージを交換して、グループの制御主体を決定しても良い。同図の例では、グループ内の制御主体である需要家側EMS1200が充放電制御を集約ユニット1201に通知、集約ユニット1201が自然エネルギー発電所1202、蓄電池システム1203に充放電制御を通知する様子を示している。
以上説明したように、本発明の実施形態にかかる電力変換装置700によれば、複数の電力変換装置を制御する主体が変動したり、複数の電力変換装置を含むシステムに新たに電力変換装置が接続される場合など、システム構成が変動した場合であっても、電力変換装置が、システム構成の変動に合わせて動作する機能を有するため、設置場所の柔軟性や信頼性を確保しながら充放電時の電力スループットを維持できる効果がある。
尚、電力変換装置700は、例えば、汎用のコンピュータ装置を基本ハードウェアとして用いることでも実現することが可能である。すなわち、電力入力部７０１と、電力変換部703と、電力出力部７０５と、変換情報記憶部７０２と、電力変換制御部７０４と、通信部７０６とは、上記のコンピュータ装置に搭載されたプロセッサにプログラムを実行させることにより実現することができる。このとき、電力変換装置700は、上記のプログラムをコンピュータ装置にあらかじめインストールすることで実現してもよいし、ＣＤ−ＲＯＭなどの記憶媒体に記憶して、あるいはネットワークを介して上記のプログラムを配布して、このプログラムをコンピュータ装置に適宜インストールすることで実現してもよい。また、変換情報記憶部７０２は、上記のコンピュータ装置に内蔵あるいは外付けされたメモリ、ハードディスクもしくはＣＤ−Ｒ、ＣＤ−ＲＷ、ＤＶＤ−ＲＡＭ、ＤＶＤ−Ｒなどの記憶媒体などを適宜利用して実現することができる。
（第2の実施形態）
本発明の第2の実施形態は、電力変換装置を含む電力システム内の障害発生やメンテナンスによる装置交換に伴う実施形態に関する。図13、14、15、16を用いて本発明の第2の実施形態にかかる電力変換装置の動作シーケンスについて説明する。
図13は、電力変換装置の動作変更時のマイグレーションを示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1300、集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1300、集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1300、集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303であるとする。集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303は、各々、電力変換装置13011,13021,13031を備えている。電力変換装置13011,13021,13031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図13の例では、集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303が需要家側EMS1300によって集中制御されて、更に、集約ユニット1301、自然エネルギー発電所1302、蓄電池システム1303間での電力の経路が設定されているものとする。この時、需要家側EMS1300の装置を交換、あるいは致命的ではない異常の検出をした場合に、需要家側EMS1300が管理する状態情報を集約ユニット1301に通知、マーグレーションすることで、同グループの電力システムの維持を実現する。マイグレーション情報の内容は、これまで述べてきたような、多段構成管理の情報、やトポロジー管理の情報によって構成されるものとする。同図の例では、マイグレーション情報に関する通信メッセージの交換の後、集約ユニット1301が同グループの制御主体となって、自然エネルギー発電所1302や蓄電池システム1303に対する充放電制御の指示を実施する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。多段構成情報の内容は、電力変換装置の制御に関わるグループの識別子情報、当該グループにおける制御主体の装置識別子情報である。トポロジー管理に関する情報の内容は、電力変換装置がどの電力変換装置からの電力を入力して、どの電力変換装置への電力として出力するかの経路を指定する情報である。
図14は電力変換装置の動作変更時の多段構成管理を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1400、集約ユニット1401、自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1400、集約ユニット1401、自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1400、集約ユニット1401、自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1401、自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403であるとする。集約ユニット1401、自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403は、各々、電力変換装置14011,14021,14031を備えている。電力変換装置14011,14021,14031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図14の例では、家庭内に需要家側EMS1400、集約ユニット1401、自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403を設置している状態で、需要家側EMS1400に障害が発生した場合の例を示している。集約ユニット1401や自然エネルギー発電所1402、蓄電池システム1403は、グループの制御主体となっている需要家側EMS1400との通信接続が切断される等の異常を検出すると、多段構成情報を通信メッセージとして相互に交換する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。多段構成情報の内容は、電力変換装置の制御に関わるグループの識別子情報、当該グループにおける制御主体の装置識別子情報である。図14の例では、需要家側EMS1400の後に集約ユニット1401が制御主体となっている例を示しており、多段構成情報の送受信と判定処理が完了した後、各電力変換装置は、集約ユニット1401の論理的な支配下に入って、当該装置の指示によってのみ充放電制御を実施する。こうした制御主体の情報は多段構成としても良い。例えば、集約ユニット1401に次ぐ2番手の代表装置として蓄電池システム1403を指定することも出来る。
図15は電力変換装置の動作変更時の認証を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1500、集約ユニット1501、自然エネルギー発電所1502、蓄電池システム1503が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1500、集約ユニット1501、自然エネルギー発電所1502、蓄電池システム1503は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1500、集約ユニット1501、自然エネルギー発電所1502、蓄電池システム1503は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1501、自然エネルギー発電所1502、蓄電池システム1503であるとする。集約ユニット1501、自然エネルギー発電所1502、蓄電池システム1503は、各々、電力変換装置15011,15021,15031を備えている。電力変換装置15011,15021,15031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図15の例では、家庭内に設置した蓄電池システム1503を交換のために取り除く場合の例を示しているが、既に完了している認証状態を解除するための通信メッセージを送信する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。蓄電池システム1503(正確には蓄電池システム1503上の電力変換装置)は、当該グループの代表装置である需要家側EMS1500に対して認証に関する通信メッセージを生成して送信する。前述のように制御主体となる装置は多段構成で管理する方法も考えられるため、蓄電池システム1503の認証情報を需要家側EMS1500に次ぐ2番手の代表装置として集約ユニット1501に送信、更に集約ユニット1501が需要家側EMS1500に送信するように構成しても良い。認証情報はアクセス制御に関する情報として蓄電池システム1503の所有者を識別する情報、当該識別情報に対応づけた暗号鍵等で構成する方法が考えられる。認証状態を構築する場合とは異なって、これらの識別情報がある限りは、電力変換装置の定格容量、出力値といった本発明で述べてきた電気的な特性情報は省略することが出来る。同図の例ではこうした認証の解除に関する手順を実施した後に、需要家側EMS1500が充放電制御の指示を集約ユニット1501に通知、集約ユニット1501が蓄電池システム1503を除く自然エネルギー発電所1502のみに充放電制御を通知する様子を示している。
図16は電力変換装置の動作変更時のトポロジー検出と設定を示す動作シーケンス図である。同図の例は、需要家側EMS1600、集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603が設置されている。これらの構成要素は、図3にて提示したような、需要家内の構成に焦点を当てたものであるが、本発明の実施は需要家に制限されるものではなく、ビルや工場、電力系統網上のシステムにおいても同様に実施出来る。需要家側EMS1600、集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603は、互いに、通信接続あるいは電気接続されているものとする。例えば、需要家側EMS1600、集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603は相互に通信メッセージを交換することが可能である。その一方で、電気的に接続されて電力を入出力することが可能な構成要素は集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603であるとする。集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603は、各々、電力変換装置16011,16021,16031を備えている。電力変換装置16011,16021,16031 は、図7の電力変換装置700に相当する。
図16の例では、家庭内での需要家側EMS1600、集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603に関する制御権に関する論理グループと、集約ユニット1601、自然エネルギー発電所1602、蓄電池システム1603に関する電力の経路が既に確立されているとする。この時点で、需要家側EMS1600に障害が発生したことを検出すると、その他の装置は、トポロジー管理に関する情報を通信メッセージとして相互に交換する。この通信メッセージはブロードキャスト型の手段で通知する方法の他、個々の装置に対するユニキャスト型の手段で通知する方法を用いても良い。トポロジー管理に関する情報の内容は、電力変換装置がどの電力変換装置からの電力を入力して、どの電力変換装置への電力として出力するかの経路を指定する情報である。図21の例では、蓄電池システム1603に充電させる電力は、当初は集約ユニット1601を介して電力系統網から引き込んだ電力としていたが、状態変更の検出と再設定で同一グループ内に設置された自然エネルギー発電所1602のみと指定する様子を示している。このようにトポロジー検出と設定を適用することで、電力に価格等のコスト情報を対応付けて管理する場合、低コスト化を実現することが出来る。
図17に、本発明の実施形態に関する電力変換装置の動作フローチャートを提示する。実施形態1では初期設定、実施形態2では動作変更に関する例を元に動作例を提示してきたが、基本的に装置間で交換する通信メッセージや、動作内容の多くは共通している。また、多段構成管理、トポロジー管理、認証の実施順番は、図の内容に制限されるものではなく、適宜組み合わせても問題ない。
以上説明した少なくとも１つの実施形態の効果は、太陽光/蓄電池等の分散型電源に接続された電力変換装置同士が動作状態に応じた通信メッセージを交換することで、設置場所の柔軟性を確保しながら充放電時の電力スループットを維持できる効果がある。
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
101・・・発電所、111,230,270・・・ＥＭＳ、112,123,304,902,1002,1102,1202,1302,1402,1502,1602・・・自然エネルギー発電所、113,124,210,210a,305,903,1003,1103,1203,1303,1403,1503,1603・・・蓄電池システム、120,300・・・需要家、121,301・・・スマートメータ、122,302,900,1000,1100,1200,1300,1400,1500,1600・・・需要家側EMS、125,306・・・EVシステム、211,241・・・電池、212・・・制御部(PCS)、220、260・・・電力網及び通信網、240・・・EVシステム、242・・・制御部（電力変換）、250・・・充電器（ＰＣＳ）、303,901,1001,1101,1201,1301,1401,1501,1601・・・集約ユニット、3031, 3041, 3051, 3061,9011,9021,9031, 10011,10021,10031, 11011,11021,11031, 12011,12021,12031, 13011,13021,13031,14011,14021,14031,15011,15021,15031,15011,15021,15031,16011,16021,16031,・・・電力変換装置、500・・・充放電指示装置、501・・・需給調整部、502・・・充放電管理部、503・・・充放電情報記憶部、504・・・充放電情報通信部、505・・・通信部、700・・・電力変換装置、701・・・電力入力部、702・・・変換情報記憶部、703・・・電力変換部、704・・・電力変換制御部、705・・・通信部。

Claims (9)

  1. エネルギー管理装置と複数の電力変換装置とを備えるシステム内の一又は複数の前記電力変換装置であって、
    第1の装置から第1電力の入力を受ける電力入力部と、
    前記第1電力を、第2の装置が入力可能な電力である第2電力に変換する電力変換部と、
    前記第2の装置に対して第2電力を出力する電力出力部と、
    複数の前記電力変換装置の一部若しくはすべての集合である第1グループに属する電力変換装置、又は前記エネルギー変換装置のうち、前記第1グループに属する電力変換装置を制御する制御主体である装置から、前記制御主体であることを示す情報と前記制御主体である装置を特定する第１識別子とを受信する通信部と、
    前記第１識別子を記憶する変換情報記憶部と、
    前記通信部が、電力の入出力を指示するメッセージを受信した場合に、前記メッセージの送信元装置が、前記変換情報記憶部に記憶する前記第１識別子により特定される装置である場合、前記メッセージの指示に基づき、前記電力変換部に、前記第1電力を前記第2電力に変換させる電力変換制御部と、
    を備える電力変換装置。
  2. 前記通信部は、自装置が、前記第1グループに属する複数の前記電力変換装置を制御する制御主体である装置である場合、前記グループ識別子と自装置を特定する識別子とを、前記第1グループに属する複数の前記電力変換装置に対して送信することを特徴とする請求項１記載の電力変換装置。
  3. 前記電力変換部は、前記通信部を介して、自装置が前記第1グループに属する電力変換装置を制御する制御主体となることを指示するメッセージを受け取った場合に、前記第1グループに属する電力変換装置に対して、電力の入出力を指示することを特徴とする請求項１記載の電力変換装置。
  4. 前記電力変換部は、前記第1グループに属する複数の前記電力変換装置を制御する制御主体を自装置から前記第1グループに属する他の電力変換装置に変更する場合に、前記第1グループに属する複数の前記電力変換装置を制御する制御主体となることを指示するメッセージを、前記他の電力変換装置に通知することを特徴とする請求項２記載の電力変換装置。
  5. 前記電力変換制御部は、自装置が、前記第1グループに属する電力変換装置を制御する制御主体である装置である場合において、第1電力変換装置から、前記第1電力変換装置が前記第1グループに属する電力変換装置との間で電力を入出力するための認証を求める認証メッセージを受け取った場合に、前記第1電力変換装置が前記第1グループに属する電力変換装置との間で電力を入出力することを許可するか否かを判断することを特徴とする請求項2記載の電力変換装置。
  6. 前記電力変換制御部は、自装置が入力する電力の入力元の装置と、自装置が出力する電力の出力先の装置とを管理すること
    を特徴とする請求項2記載の電力変換装置。
  7. 前記電力変換部は、自装置が入力する電力の入力元の装置を特定する情報、及び自装置が出力する電力の出力先の装置を特定する情報を、前記第1グループに属する複数の前記電力変換装置に対して通知すること
    を特徴とする請求項２記載の電力変換装置。
  8. 前記電力変換制御部は、前記第1グループに属する他の電力変換装置が出力する電力の周波数を検知し、自装置が出力する電力の周波数を、当該他の電力変換装置が出力する電力の周波数と同期することを特徴とする請求項１記載の電力変換装置。
  9. エネルギー管理装置と複数の電力変換装置とを備えるシステム内の電力変換装置を制御するプログラムであって、
    第1の装置から第1電力の入力を受ける電力入力機能と、
    前記第1電力を、第2の装置が入力可能な電力である第2電力に変換する電力変換機能と、
    前記第2の装置に対して第2電力を出力する電力出力機能と、
    複数の前記電力変換装置の一部若しくはすべての集合である第1グループを特定するグループ識別子と、前記エネルギー管理装置及び前記第1グループに属する電力変換装置のうち、前記第1グループに属する電力変換装置を制御する制御主体である装置を特定する第１識別子とを受信する通信機能と、
    前記第１識別子を記憶する変換情報記憶機能と、
    前記通信機能が、電力の入出力を指示するメッセージを受信した場合に、前記メッセージの送信元装置が、前記変換情報記憶機能に記憶する前記第１識別子により特定される装置である場合、前記メッセージの指示に基づき、前記電力変換機能に、前記第1電力を前記第2電力に変換させる電力変換制御機能と、
    を備えるプログラム。
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