JP2015019474A - 電力融通システム及び該電力融通システム用の制御手順決定装置 - Google Patents

Abstract

【課題】電気事業法で規制されることなく、共同の蓄電池への蓄電及び共同の蓄電池からの配電を適切に行うことができる電力融通システム及びこの電力融通システム用の制御手順決定装置を提供する。【解決手段】集中型発電源及び太陽光発電パネル１２で発電した電力を供給する交流系統１４を有して集中型発電源からの電力をそれぞれ独立して受電する配電ユニット１０−１を複数備えた電力融通システム１０において、配電ユニット１０−１は、太陽光発電パネル１２のみからの電力を配電する直流系統１６、太陽光発電パネル１２からの配電を選択的に切り替える切替スイッチ２０、複数の直流系統１６が電気的に接続されて各配電ユニット１０−１から独立して設けられた蓄電池３０に蓄電された電力を交流系統１４に配電する蓄電池系統１８を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、電力融通システム及びこの電力融通システム用の制御手順決定装置、特に、集中型発電源からの電力をそれぞれ独立して受電する配電ユニットを複数備えた電力融通システム及びこの電力融通システム用の制御手順決定装置に関する。

環境保全及び資源保護の観点から、例えば太陽光や風力といった再生可能エネルギーを利用した比較的小規模な発電設備が電力消費地の周辺に分散配置されて電力供給を行う分散型発電源を利用することが、近年、着目されるようになってきている。

このような分散型発電源としての太陽光発電パネルを用いた電力供給システムとして、特許文献１には、商用交流電源からの電力を施設内の電気機器に供給する電力系統を備え、この電力系統に太陽光発電パネルで発電した電力を供給する系統を接続するいわゆる系統連係によって、電気機器に電力を供給する電力供給システムが開示されている。

この特許文献１の電力供給システムは、太陽光発電パネルからの電力を蓄電する蓄電池を備え、蓄電池に蓄電された電力を電気機器に優先的に供給するように構成されている。

特開２０１１−２２９３６８号公報

特許文献１の電力供給システムによると、複数の電力供給システムが設置される場合は蓄電池がそれぞれ各システムに設けられ、この蓄電池に、太陽光発電パネルで発電された電力が一旦蓄電される。

しかし、一般に、蓄電池は高価であることから、電力供給システムの導入コストが増大することとなる。そこで、各システムにそれぞれの蓄電池を設置することなく、１個の蓄電池を設けて近隣する電力供給システム間で共用することが考えられる。

ところが、電力供給システムの蓄電池は、太陽光発電パネルからの電力を供給する系統が商用交流電源からの電力を供給する系統に系統連係されていることから、このような蓄電池を他の電力供給システムと共用すると、一の電力供給システムと他の電力供給システムとが電気的に接続することとなる。

この一の電力供給システム及び他の電力供給システムが、異なる引込線を介して商用交流電源から電力を引き込んでいる個別受電方式の場合は、商用交流電源から一の引込線によって引き込まれた電力を用いた電気機器と、異なる他の引込線によって商用交流電源から引き込まれた電力を用いた電気機器とを電気的に接続することとなる。かかる電気的な接続は、主に電気的な安全性を確保する等の観点から、電気事業法によって法的に禁止されている。

従って、電気事業法による規制の下では、電力供給システムの導入コストが増大することが想定される。

本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、電気事業法で規制されることなく、共同の蓄電池への蓄電及び共同の蓄電池からの配電を適切に行うことができる電力融通システム及びこの電力融通システム用の制御手順決定装置を提供することにある。

上記目的を達成するための請求項１に記載の発明は、集中型発電源で発電した電力と再生可能エネルギーを利用した分散型発電源で発電した電力とを電気設備に供給する第１配電系統を有して前記集中型発電源からの電力をそれぞれ独立して受電する配電ユニットを複数備えた電力融通システムにおいて、前記各配電ユニットは、前記第１配電系統から電気的に独立して設けられて前記分散型発電源のみからの電力を配電する第２配電系統と、前記分散型発電源からの前記第１配電系統または前記第２配電系統への配電を選択的に切り替える切替手段と、複数の前記第２配電系統が電気的に接続されて前記各配電ユニットから独立して設けられた蓄電池に蓄電された電力を前記第１配電系統に配電する第３配電系統と、を備えることを特徴とする。

この構成によれば、集中型発電源からの電力をそれぞれ独立して受電する複数の配電ユニットがそれぞれ、集中型発電源からの電力を配電する第１配電系統から独立した第２配電系統を有することから、各配電ユニットにそれぞれ設けられた第２配電系統を、電気事業法によって規制されることなく共同の蓄電池に電気的に接続することができる。

従って、各配電ユニットに蓄電池をそれぞれ設ける必要がないことから、各配電ユニットを有する電力融通システムの導入コストを低減させることができる。

さらに、共同の蓄電池に一括して蓄電した電力を、第３配電系統を介して各配電ユニット間で効率的に利用したり、大規模停電等の緊急時や災害時に近接する配電ユニット間で共用したりする等、蓄電した電力を有効に活用することができる。

請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の電力融通システムにおいて、前記各配電ユニットは、該第３配電系統により前記第１配電系統へ配電する際に前記切替手段による前記第１配電系統への切替を停止するように制御し、前記切替手段により前記第１配電系統に切り替える際に前記第３配電系統による前記第１配電系統への配電を停止するように制御する制御装置を備えることを特徴とする。

この構成によれば、各配電ユニットは、第３配電系統による配電及び第１配電系統による配電を行う際の配電制御を実行する制御装置を備えることから、蓄電池に蓄電された電力と分散型発電源からの電力とが同時に第１配電系統に配電されることがなく、各配電ユニットによって蓄電池に蓄電された電力を効率的に配電することができる。

請求項３に記載の発明は、請求項２に記載の電力融通システムにおいて、前記制御装置は、前記切替手段によって前記分散型発電源からの電力が前記第１配電系統へ配電されるように切り替えられている際に、前記分散型発電源の発電量が前記電気設備で要求される電力量よりも多い場合は、前記分散型発電源で発電された電力を前記集中型発電源側の電力設備に送電するように制御することを特徴とする。

この構成によれば、分散型発電源で発電された余剰の電力を制御装置が集中型発電源側の電力設備に送電することから、余剰の電力を廃棄することなく有効に活用することができる。

さらに、例えば、集中型発電源側の電力設備に送電する際に、電力量に応じた課金処理を行うことによって、電力融通システムの運用コストを低減させることができる。

請求項４に記載の発明は、請求項２または３に記載の電力融通システムにおいて、前記制御装置は、前記第２配電系統による前記蓄電池への蓄電が完了している場合は、前記切替手段が前記第２配電系統に切り替えられた状態を保持したままで、前記蓄電池に蓄電された電力を前記第３配電系統によって前記第１配電系統に配電するように制御することを特徴とする。

この構成によれば、分散型発電源で発電された電力が、蓄電が完了した蓄電池に配電される場合は、蓄電池に蓄電された電力が第１配電系統に配電されることから、蓄電池に蓄電された電力を利用しつつ蓄電池に蓄電することができる。これにより、余剰の電力を廃棄することなく有効に活用することができる。

請求項５に記載の発明は、請求項２または３に記載の電力融通システムにおいて、前記制御装置は、前記第２配電系統による前記蓄電池への蓄電が完了している場合は、前記切替手段を前記第１配電系統に切り替えて前記分散型発電源で発電された電力を前記第１配電系統に配電するように制御することを特徴とする。

この構成によれば、分散型発電源で発電された電力が、蓄電が完了した蓄電池に配電される場合は、分散型発電源で発電された電力が第１配電系統に配電されることから、第１配電系統からの電力を消費する際の省エネルギー効率が向上する。さらに、余剰の電力を廃棄することなく有効に活用することができる。

請求項６に記載の発明は、請求項２〜５のいずれか１項に記載の電力融通システムにおいて、前記制御装置は、前記蓄電池に蓄電された電力が前記第３配電系統によって前記第１配電系統に配電される際に、前記第１配電系統を介して逆潮流が検出された場合は、前記第３配電系統による前記第１配電系統への配電を停止するように制御することを特徴とする。

この構成によれば、蓄電池に蓄電された電力が第３配電系統を介して第１配電系統に配電される際に逆潮流を検出した場合は、第３配電系統から第１配電系統への配電が停止されることから、電力品質の低下や電力設備に及ぼされる影響を抑制することができる。

請求項７に記載の発明は、請求項２〜６のいずれか１項に記載の電力融通システムにおいて、前記制御装置は、前記蓄電池に蓄電された前記分散型発電源のみからの電力が前記第３配電系統によって前記第１配電系統に配電される際に、前記蓄電池の蓄電容量が所定値以下となった場合は、前記第３配電系統による前記第１配電系統への配電を停止するように制御することを特徴とする。

この構成によれば、蓄電池に蓄電された電力が第３配電系統を介して第１配電系統に配電される際に蓄電池の蓄電容量が所定値以下となった場合は、第３配電系統から第１配電系統への配電を停止することから、蓄電池からの電力消費を規制することができる。

これにより、例えば、大規模停電等の緊急時や災害時に蓄電池から使用する電力を確保しておくことができる。

請求項８に記載の発明は、請求項２〜７のいずれか１項に記載の電力融通システムにおいて、前記制御装置は、前記配電ユニットの前記第２配電系統を介して前記分散型発電源のみからの電力によって前記共通の蓄電池に蓄電された電力量と、前記蓄電池から前記第３配電系統を介して前記第１配電系統に配電される電力量とが、任意に設定された期間において一致するように制御することを特徴とする。

この構成によれば、任意に設定された期間において、蓄電池に蓄電された電力量と蓄電池から第３配電系統を介して第１配電系統に配電される電力量とが一致するように制御されることから、一定期間において電気料金の課金処理を省略する等、電力融通システムの運用コストを削減することができる。

上記目的を達成するための請求項９に記載の発明は、請求項２〜７のいずれか１項に記載の電力融通システム用の制御手順決定装置であって、前記制御装置は、前記配電ユニットにおける前記第１配電系統、前記第２配電系統及び前記第３配電系統の配電制御状態のそれぞれを配電制御状態データとして取得する配電制御状態データ取得部を有し、前記配電制御状態データを評価する評価指標が格納された評価指標格納データベースを備え、該評価指標格納データベースに格納された前記評価指標に基づいて前記配電制御状態データを評価することを特徴とする。

この構成によれば、制御手順決定装置は、評価指標に基づいて各配電ユニットの配電状態を表した配電制御状態データを評価することから、この評価に基づいて、各配電ユニットを制御することができる。従って、電力融通システムは、最適な評価指標に基づいた制御が実行され、共同の蓄電池への蓄電及び共同の蓄電池からの配電を適切に行うことができる。

請求項１０に記載の発明は、請求項９に記載の電力融通システム用の制御手順決定装置において、前記評価指標は、前記配電ユニットの前記第２配電系統を介して前記分散型発電源のみからの電力によって前記共通の蓄電池に蓄電される電力量と、前記蓄電池から前記第３配電系統を介して前記第１配電系統に配電される電力量とが、任意に設定された期間において一致するか否かを評価する評価指標を含むことを特徴とする。

この構成によれば、制御手順決定装置の評価指標は、任意に設定された期間において、蓄電池に蓄電された電力量と蓄電池から第３配電系統を介して第１配電系統に配電される電力量とが一致するか否かを評価する評価指標を含むことから、この評価指標に基づいた配電ユニットの制御を行うことによって、一定期間において電気料金の課金処理を省略する等、電力融通システムの運用コストを削減することができる。

この発明によれば、電気事業法に規制されることなく、共同の蓄電池に各配電ユニットの第２配電系統を電気的に接続することができることから、各配電ユニットに蓄電池をそれぞれ設ける必要がない。従って、電力融通システムの導入コストを低減させることができる。

その結果、電力融通システムの導入の容易化及び普及化が図られ、分散型発電源による電力の自給自足化、及び分散型発電源からの電力を供給する事業の事業化を促進することができる。

さらに、共同の蓄電池に一括して蓄電した電力を、第３配電系統を介して各配電ユニット間で効率的に利用したり、大規模停電等の緊急時や災害時に近接する配電ユニット間で共用したりする等、蓄電した電力を有効に活用することができる。

本発明の実施の形態に係る電力融通システムの概略を説明する構成図である。 同じく、本実施の形態に係る電力融通システムを制御する制御部の構成の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る電力融通システムの制御手順の概略を説明するフローチャートである。 同じく、本実施の形態に係る電力融通システムの制御手順を決定する制御手順決定装置の構成の概略を説明する図である。 本実施の形態に係る制御手順決定装置のマッチング演算部による評価指標に基づいた配電制御状態データの評価方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置のマッチング演算部による評価指標に基づいた配電制御状態データの評価方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置のマッチング演算部による評価指標に基づいた配電制御状態データの評価方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置の評価指標選択部による各配電ユニットにおける評価指標の選択方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置のマッチング演算部による評価指標に基づいた配電制御状態データの評価方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置のマッチング演算部による評価指標に基づいた配電制御状態データの評価方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置のマッチング演算部による評価指標に基づいた配電制御状態データの評価方法の概略を説明する図である。 同じく、本実施の形態に係る制御手順決定装置の評価指標選択部による各配電ユニットの全体の評価指標の選択方法の概略を説明する図である。

次に、本発明の実施の形態について、図１〜図１２に基づいて説明する。

図１は、本発明の実施の形態に係る電力融通システムの概略を説明する構成図である。

図示のように、電力融通システム１０は、複数の住宅１−１、１−２〜１−ｎが集積した電力消費地において、複数の住宅１−１、１−２〜１−ｎにそれぞれ設置された複数の配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎ、及びこれら複数の配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎから独立して各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの外部に設けられるとともに各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎと電気的に接続される１個の共同の蓄電池３０を備えて構成される。

なお、住宅１−１、１−２〜１−ｎに設置されている配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎはいずれも同じ構成を有することから、特に必要がある場合を除き、住宅１−１に設置された配電ユニット１０−１について説明する。

配電ユニット１０−１は、小規模発電設備を有する分散型発電源、本実施の形態では太陽光発電パネル１２を備えるとともに、第１配電系統となる交流系統１４を備える。

交流系統１４は、本実施の形態では、太陽光発電パネル１２からの直流電圧を交流電圧に変換し、変換した交流電圧を、例えば電気事業者の火力発電所等といった大規模発電設備を有する集中型発電源からの電力を配電する商用交流配電線１００からの交流電圧とともに配電可能に形成されている（系統連係）。

一方、配電ユニット１０−１は、太陽光発電パネル１２からの直流電圧を配電する第２配電系統となる直流系統１６を備える。この直流系統１６は、交流系統１４と電気的に独立して交流系統１４と並列的に住宅１−１に設けられている。

直流系統１６と交流系統１４とは、太陽光発電パネル１２からの電力供給を直流系統１６と交流系統１４とに選択的に切り替える切替手段、本実施の形態では切替スイッチ２０によって切替可能に接続されている。

すなわち、切替スイッチ２０が交流系統１４側に切り替えられている場合は、太陽光発電パネル１２からの直流電圧は交流系統１４に供給され、切替スイッチ２０が直流系統１６側に切り替えられている場合は、太陽光発電パネル１２からの直流電圧は直流系統１６に供給される。

なお、切替スイッチ２０は、ハードウェアによって構成されていてもよいし、ソフトウェアによって構成されていてもよい。

住宅１−１、１−２〜１−ｎにそれぞれ設置された各直流系統１６は、少なくとも２以上が各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎにおいて共同で用いる単一の蓄電池３０に電気的に接続される。

すなわち、直流系統１６を介して配電ユニット１０−１と蓄電池３０とが電気的に接続され、この蓄電池３０に、太陽光発電パネル１２からの直流電力のみが直流系統１６を介して蓄電される。

さらに、配電ユニット１０−１は、蓄電池３０に蓄電された太陽光発電パネル１２のみからの電力を交流系統１４に配電する第３配電系統となる蓄電池系統１８を備える。この蓄電池系統１８は、蓄電池３０の直流電圧を交流電圧に変換し、変換した電圧を交流系統１４に配電する。

このような各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎには、商用交流配電線１００、引込線１０２及び交流系統１４を順に介して集中型発電源からの電力を各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎがそれぞれ個別に受電するいわゆる個別受電方式によって、集中型発電源からの電力が配電される。

これら交流系統１４、直流系統１６及び蓄電池系統１８を有する各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎは、制御装置４０によってその配電状態が制御される。

次に、本実施の形態における配電ユニット１０−１の各部の具体的構成について説明する。

太陽光発電パネル１２は、複数の太陽電池モジュールが接続されて構成されるパネルであり、太陽光の照射量に応じて直流電圧を発電する。このような太陽光発電パネル１２は、例えば、住宅１−１の屋根部に設置され、発電された直流電圧は、交流系統１４及び直流系統１６に供給される。

交流系統１４は、直流電圧を交流電圧に変換するＤＣ／ＡＣコンバータを内蔵したパワーコンディショナ１４ａを備える。パワーコンディショナ１４ａは、最大電力追従制御（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ：ＭＰＰＴ）によって、太陽光発電パネル１２を常時監視して最大出力を得られる動作点で太陽光発電パネル１２が動作するように制御する。

この交流系統１４は、交流分電盤１４ｂを介して住宅１−１内の家電製品等の交流負荷１４ｃに電気的に接続されており、交流負荷１４ｃに電力を供給する。

一方、交流系統１４には、引込線１０２と、双方向通信機能を有しかつ電力量を常時計測して売電及び買電を管理するスマートメータ１１とを介して、商用交流配電線１００から交流電圧が引き込まれ、交流分電盤１４ｂを介して住宅１−１内の交流負荷１４ｃに電力を供給する。

スマートメータ１１と交流分電盤１４ｂとの間には、電力センサ１４ｄが設けられている。この電力センサ１４ｄは、配電ユニット１０−１から商用交流配電線１００への電流である逆潮流を検出する。

直流系統１６は、直流電圧を直流電圧のままで昇圧または降圧するＤＣ／ＤＣコンバータ１６ａを備える。ＤＣ／ＤＣコンバータ１６ａは、パワーコンディショナ１４ａと同様、最大電力追従制御（ＭＰＰＴ）によって、太陽光発電パネル１２を常時監視して最大出力を得られる動作点で太陽光発電パネル１２が動作するように制御する。

蓄電池系統１８は、蓄電池３０からの直流電圧を直流電圧のままで昇圧または降圧するＤＣ／ＤＣコンバータ１８ａ、及び直流電圧を交流電圧に変換するＤＣ／ＡＣコンバータを内蔵したパワーコンディショナ１８ｂを備える。

このＤＣ／ＤＣコンバータ１８ａ及びパワーコンディショナ１８ｂを介して、蓄電池３０に蓄電された電力が交流系統１４に配電される。

制御装置４０は、配電ユニット１０−１の交流系統１４、直流系統１６及び蓄電池系統１８による配電を制御する。この制御装置４０の構成について、図２に基づいて説明する。

図示のように、制御装置４０は、逆潮流制御部４２及び中央制御部４４によって構成される。逆潮流制御部４２は、電力センサ１４ｄと蓄電池系統１８のＤＣ／ＤＣコンバータ１８ａとの間に設けられ、電力センサ１４ｄが逆潮流を検出すると、この逆潮流制御部４２によって、蓄電池系統１８から交流系統１４への配電が停止される。

一方、中央制御部４４は、配電制御状態データ取得部４４Ａ、配電手順データ管理部４４Ｂ及び指令部４４Ｃを主要構成として備える。

配電制御状態データ取得部４４Ａは、スマートメータ１１で検知された配電ユニット１０−１内で配電される電力量を配電制御状態データＤ１として取得するとともに、パワーコンディショナ１４ａ、パワーコンディショナ１８ｂ、切替スイッチ２０及び逆潮流制御部４２の一定期間の動作状態を配電制御状態データＤ１として取得する。配電制御状態データ取得部４４Ａが取得した配電制御状態データＤ１は、後述する制御手順決定装置５０のマッチング演算部５４に送り出される。

配電手順データ管理部４４Ｂには、交流系統１４、直流系統１６及び蓄電池系統１８の基本的な配電手順が基本配電手順データＤ２として予め設定されている。

この配電手順データ管理部４４Ｂは、後述する制御手順決定装置５０の評価指標選択部５６から送り出された評価指標データＤ３と基本配電手順データＤ２とを相関せしめて制御データＤ４を生成し、指令部４４Ｃに送り出す。

指令部４４Ｃは、配電手順データ管理部４４Ｂから送り出された制御データＤ４に基づいて、パワーコンディショナ１４ａ、パワーコンディショナ１８ｂ及び切替スイッチ２０に、一定期間の動作を適宜指令する。

上記構成を有する各配電ユニット１０−１〜１０−ｎの各直流系統１６及び各蓄電池系統１８が、図１で示すように１個の蓄電池３０に電気的に接続されて、電力融通システム１０が構成される。

なお、蓄電池３０は、本実施の形態では、リチウムイオン二次電池を用いているが、リチウムイオン二次電池に限らず、蓄電池（キャパシタを含む）であれば好適に用いることができる。

次に、本実施の形態に係る電力融通システム１０の制御手順について説明する。

図３は、本実施の形態に係る電力融通システム１０の制御手順の概略を説明するフローチャートである。

図示のように、ステップＳ１において、中央制御部４４の指令部４４Ｃからの制御データＤ４に基づいて切替スイッチ２０が交流系統１４側に切り替えられている場合は、太陽光発電パネル１２で発電された直流電圧による電力は、ステップＳ２において交流系統１４に供給される。すなわち、商用交流配電線１００からの電力と太陽光発電パネル１２からの電力が共に、交流系統１４の交流負荷１４ｃに供給される。

なお、交流系統１４を介した買電量は、スマートメータ１１によって把握されて管理される。

この場合、ステップＳ３において、太陽光発電パネル１２による発電量が、交流系統１４の交流負荷１４ｃで要求される電力量を上回っている場合は、太陽光発電パネル１２で発電された余剰の電力は、中央制御部４４の指令部４４Ｃからの制御データＤ４に基づいたパワーコンディショナ１４ａの作動により、交流系統１４を通ってスマートメータ１１を介して商用交流配電線１００に送電される。

本実施の形態では、商用交流配電線１００に送電された、太陽光発電パネル１２で発電された余剰の電力は、ステップＳ４において、商用交流配電線１００を管理する電気事業者に売電される。

なお、太陽光発電パネル１２で発電された余剰の電力の電気事業者への売電量は、スマートメータ１１によって把握されて管理される。

一方、ステップＳ１において、中央制御部４４の指令部４４Ｃからの制御データＤ４に基づいて切替スイッチ２０が直流系統１６側に切り替えられている場合は、ステップＳ５において、例えば、蓄電池３０の端子間電圧を検知することによって、蓄電池３０への蓄電が完了しているか否かが判断される。

蓄電池３０への蓄電が完了していないと判断された場合は、ステップＳ６において、蓄電池３０への蓄電が実行される。

蓄電池３０への蓄電が完了していると判断された場合は、ステップＳ７において、中央制御部４４の指令部４４Ｃからの制御データＤ４に基づいて、切替スイッチ２０を、直流系統１６に切り替えられたままの状態に保持するかあるいは直流系統１６から交流系統１４に切り替えるかが判断される。

切替スイッチ２０を直流系統１６から交流系統１４に切り替えると判断された場合は、切替スイッチ２０が直流系統１６側から交流系統１４側に切り替えられ、太陽光発電パネル１２で発電された直流電圧による電力は、ステップＳ２において交流系統１４に供給される。すなわち、商用交流配電線１００からの電力と太陽光発電パネル１２からの電力が共に、交流系統１４の交流負荷１４ｃに供給される。

一方、切替スイッチ２０を、直流系統１６に切り替えられたままの状態に保持すると判断された場合は、切替スイッチ２０が直流系統１６側に切り替えられた状態が保持されて、太陽光発電パネル１２で発電された直流電圧による電力は、蓄電池３０に供給される。

この状態で、ステップＳ８において、中央制御部４４の指令部４４Ｃからの制御データＤ４に基づいたパワーコンディショナ１８ｂの作動により、蓄電池３０に蓄電された電力が、蓄電池系統１８を通って交流系統１４に供給される。すなわち、蓄電池３０に蓄電された電力が、交流系統１４の交流負荷１４ｃに供給される。

ステップＳ９において、蓄電池３０に蓄電された電力が蓄電池系統１８を通って交流系統１４に供給される際に、電力センサ１４ｄが逆潮流を検出した場合は、ステップＳ１０において、逆潮流制御部４２の作動によって、蓄電池系統１８から交流系統１４への電力供給が停止される。

一方、ステップＳ９において、蓄電池３０に蓄電された電力が蓄電池系統１８を通って交流系統１４に供給される際に、電力センサ１４ｄが逆潮流を検出しない場合は、ステップＳ１１において、例えば、蓄電池３０の端子間電圧を検知することによって、蓄電池３０に蓄電された電力の残容量が予め設定された所定値以下（例えば５０％以下）であるか否かが判断される。

蓄電池３０に蓄電された電力の残容量が予め設定された所定値以下であると判断された場合は、ステップＳ１２において、中央制御部４４の指令部４４Ｃからの制御データＤ４に基づいたパワーコンディショナ１８ｂの作動により、蓄電池系統１８から交流系統１４への電力供給が停止される。

このように、電力融通システム１０では、複数の配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎにそれぞれ設けられた各直流系統１６が太陽光発電パネル１２からの直流電圧を配電することから、電気事業法によって規制されることなく、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎにそれぞれ設けられた各直流系統１６を１個の共同の蓄電池３０に電気的に接続することができる。

従って、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎに蓄電池３０をそれぞれ設ける必要がないことから、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎを有する電力融通システム１０の導入コストを低減させることができる。

しかも、分散型発電源の中で最も普及が進んでいて一般家庭に設置しやすい太陽光発電パネル１２を用いることで、電力融通システム１０の導入が容易となり、かつ電力融通システム１０の汎用性が拡大する。

さらに、１個の共同の蓄電池３０に一括して蓄電した電力を、電力消費地内の複数の住宅１−１、１−２〜１−ｎにおいて効率的に利用したり、大規模停電等の緊急時や災害時に近接する住宅１−１、１−２〜１−ｎ間で共用したりする等、蓄電した電力を有効に活用することができる。

上記のように、電力融通システム１０は、制御データＤ４に基づいてその配電状態が制御される。この制御データＤ４は、本実施の形態では、電力融通システム１０の制御手順を決定する制御手順決定装置５０に基づいて生成される。この制御手順決定装置５０について、以下説明する。

図１で示すように、制御手順決定装置５０は、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの各制御装置４０と接続されている。

図４は、制御手順決定装置５０の構成の概略を説明する図である。図示のように、制御手順決定装置５０は、評価指標格納データベース５２、マッチング演算部５４及び評価指標選択部５６を主要構成として備える。

評価指標格納データベース５２には、本実施の形態では、公平性指標Ｉ１、経済性指標Ｉ２及びＣＯ_２削減量指標Ｉ３が格納されている。

マッチング演算部５４は、評価指標格納データベース５２に格納された各指標Ｉ１〜Ｉ３にアクセス可能に形成された演算処理装置であり、本実施の形態では、これらの指標Ｉ１〜Ｉ３に基づいて、中央制御部４４の配電制御状態データ取得部４４Ａで取得された配電制御状態データＤ１を評価する。

マッチング演算部５４による配電制御状態データＤ１の評価は、配電制御状態データＤ１によって表された配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの制御実態が各指標Ｉ１〜Ｉ３のいずれに最も近似するかという観点から評価する。

図５〜図７は、マッチング演算部５４による各指標Ｉ１〜Ｉ３に基づいた配電制御状態データＤ１の評価方法の概略を説明する図である。

図５で示すように、公平性指標Ｉ１は、任意に設定された一定期間における各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの蓄電池３０への蓄電量及び蓄電池３０の電力消費量に基づいて、配電制御状態データＤ１を評価する指標である。

具体的には、例えば、２０１３年８月〜９月の１ヶ月間において、配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎ単位の蓄電池３０への蓄電量を「蓄電量（Ａ）」とし、かつ配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎ単位の蓄電池３０の電力消費量を「蓄電池からの電力消費量（Ｂ）」とし、この（Ａ）から（Ｂ）を減算した「（Ａ）と（Ｂ）の差分」の値の大小によって、配電制御状態データＤ１を評価する。

すなわち、（Ａ）と（Ｂ）の差分が０（ゼロ）あるいは０に近い値であれば、（Ａ）と（Ｂ）とが一致したと判断されて、「評価」において例えば“最適制御”であると評価される。

一方、（Ａ）と（Ｂ）の差分が０から大きく離れた値であれば電力消費量に対して蓄電量が上回り、あるいは（Ａ）と（Ｂ）の差分が−（マイナス）の値であれば蓄電量に対して電力消費量が上回ることから、「評価」において例えば“非最適制御”であると評価される。

図６で示すように、経済性指標Ｉ２は、本実施の形態では、一定期間における各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの電力消費量に基づいて、配電制御状態データＤ１を評価する指標である。

具体的には、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの環境条件や電力条件等を考慮して各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎ単位で予め設定された電力消費量を「削減目標電力消費量（Ａ）」とし、例えば、２０１３年８月〜９月の１ヶ月間において、配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎ単位の実際の電力消費量を「電力消費量（Ｂ）」とし、この（Ａ）から（Ｂ）を減算した「（Ａ）と（Ｂ）の差分」の値の大小によって、配電制御状態データＤ１を評価する。

すなわち、（Ａ）と（Ｂ）の差分が０（ゼロ）あるいは０に近い値であれば、「評価」において例えば“最適制御”であると評価される。

一方、（Ａ）と（Ｂ）の差分が０から大きく離れた値であれば、電力消費量に対して目標電力消費量が上回り、あるいは（Ａ）と（Ｂ）の差分が−（マイナス）の値であれば目標電力消費量に対して実際の電力消費量が上回ることから、「評価」において例えば“非最適制御”であると評価される。

なお、電気事業者への売電が行われた場合は、「電力消費量（Ｂ）」から売電量が減算されて評価される。

図７で示すように、ＣＯ_２削減量指標Ｉ３は、本実施の形態では、一定期間における各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの電力消費量のうち、太陽光発電パネル１２で発電した電力の電力消費量の占める割合に基づいて、配電制御状態データＤ１を評価する指標である。

具体的には、例えば、２０１３年８月〜９月の１ヶ月間において、配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全電力消費量を「電力消費量（Ａ）」とし、配電制御状態データＤ１として取得した交流系統１４の電力消費量の「電力消費量（Ａ）」における割合を「交流系統電力消費量割合（Ｂ）」とし、かつ配電制御状態データＤ１として取得した蓄電池系統１８の電力消費量の「電力消費量（Ａ）」における割合を「蓄電池系統からの電力消費量割合（Ｃ）」とする。

この「交流系統電力消費量割合（Ｂ）」は、本実施の形態では、「商用交流発電源からの電力消費量割合（Ｂａ）」と「系統連係からの電力消費量割合（Ｂｂ）」とにさらに区分される。

すなわち、「電力消費量（Ａ）」における「交流系統電力消費量割合（Ｂ）」の「商用交流発電源からの電力消費量割合（Ｂａ）」に対して、「電力消費量（Ａ）」における「交流系統電力消費量割合（Ｂ）」の「系統連係からの電力消費量割合（Ｂｂ）」及び「蓄電池系統からの電力消費量割合（Ｃ）」が、予め設定された閾値（例えば６０％）を上回る場合は、「評価」において例えば“最適制御”であると評価される。

一方、予め設定された閾値を下回る場合は、「評価」において例えば“非最適制御”であると評価される。

なお、「商用交流発電源の電力消費量割合（Ｂａ）」において、商用交流発電源において再生可能エネルギーを利用して発電された電力が混在している場合は、混在した電力の電力消費量は、「蓄電池系統からの電力消費量割合（Ｃ）」に割り当てられる。

図８は、評価指標選択部５６による各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎにおける各評価指標Ｉ１〜Ｉ３の選択方法の概略を説明する図である。

図示のように、評価指標選択部５６は、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの制御手順を決定するに際して、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎのそれぞれについて最適な制御が実行されるべく、マッチング演算部５４で評価した結果に基づいて、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの最適な評価指標を評価指標データＤ３として選択する。

具体的には、図８（ａ）で示すように、配電ユニット１０−１では、マッチング演算部５４によって、公平性指標Ｉ１に基づく制御によって最適に制御されるとの評価がなされていることから、評価指標選択部５６では、公平性指標Ｉ１が評価指標データＤ３として選択される。

図８（ｂ）で示すように、配電ユニット１０−２では、マッチング演算部５４によって、経済性指標Ｉ２に基づく制御によって最適に制御されるとの評価がなされていることから、評価指標選択部５６では、経済性指標Ｉ２が評価指標データＤ３として選択される。

一方、図８（ｃ）で示すように、配電ユニット１０−ｎでは、マッチング演算部５４によって、ＣＯ_２削減量指標Ｉ３に基づく制御によって最適に制御されるとの評価がなされていることから、評価指標選択部５６では、ＣＯ_２削減量指標Ｉ３が評価指標データＤ３として選択される。

このようにして、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎについてそれぞれ選択された評価指標データＤ３が、評価指標選択部５６から各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎのそれぞれの制御装置４０における中央制御部４４の配電手順データ管理部４４Ｂにそれぞれ送り出される。

各配電手順データ管理部４４Ｂに送り出されたそれぞれの評価指標データＤ３は、各配電手順データ管理部４４Ｂに格納された基本配電手順データＤ２と相関せしめられて制御データＤ４に生成され、この制御データＤ４が指令部４４Ｃに送り出される。

これによって、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎがそれぞれについて生成された制御データＤ４に基づいて制御され、最適な評価指標に基づいた制御が実行される。

特に、本実施の形態では、例えば、任意の一定期間において配電ユニット１０−１によって蓄電池３０に蓄電される電力量と、配電ユニット１０−１によって蓄電池３０から消費される電力量とが一致すると評価された場合に、公平性指標Ｉ１に基づく制御が配電ユニット１０−１において実行される。

従って、公平性指標Ｉ１が選択されてこの評価指標に基づく制御が実行される場合には、一定期間において電気料金の課金処理を省略する等、電力融通システム１０の運用コストを削減することができる。

さらに、このような公平性指標Ｉ１の導入によって、他の各配電ユニット１０−２〜１０−ｎにおいても、平常時から、公平性指標Ｉ１による評価を得るべく共同の蓄電池３０に蓄電する意識を高めることができる。その結果、電力融通システム１０を採用する電力消費地内の複数の住宅１−１〜１−ｎにおいて、災害時における電力供給の自給自足化をも促すことができる。

一方、上記のように、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎのそれぞれについて最適な制御状態を実現し得る評価指標データＤ３がそれぞれ選択されることなく、制御手順決定装置５０で選択された単一の評価指標データＤ３に基づいて単一の制御データＤ４を生成し、生成した単一の制御データＤ４に基づいて、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎを全体として制御することもできる。

すなわち、各評価指標データＤ３が各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎのそれぞれについて選択される場合と同様に、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎを全体として制御する単一の制御データＤ４を生成すべく、制御手順決定装置５０によって単一の評価指標データＤ３が選択される。

例えば、図９で示すように、公平性指標Ｉ１に基づいて各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の配電制御状態データＤ１が評価される場合は、２０１３年８月〜９月の１ヶ月間において、配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の蓄電池３０への蓄電量を「蓄電量（Ａ）」とし、かつ配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の蓄電池３０の電力消費量を「蓄電池からの電力消費量（Ｂ）」とし、この（Ａ）から（Ｂ）を減算した「（Ａ）と（Ｂ）の差分」の値の大小によって、配電制御状態データＤ１を評価する。評価の手順は、上記と同様である。

一方、図１０で示すように、経済性指標Ｉ２に基づいて各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の配電制御状態データＤ１が評価される場合は、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の環境条件や電力条件等を考慮して各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体で予め設定された電力消費量を「削減目標電力消費量（Ａ）」とし、例えば、２０１３年９月〜１０月の１ヶ月間において、配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の実際の電力消費量を「電力消費量（Ｂ）」とし、この（Ａ）から（Ｂ）を減算した「（Ａ）と（Ｂ）の差分」の値の大小によって、配電制御状態データＤ１を評価する。評価の手順は、上記と同様である。

さらに、図１１で示すように、ＣＯ２削減量指標Ｉ３に基づいて各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の配電制御状態データＤ１が評価される場合は、２０１３年１０月〜１１月の１ヶ月間において、配電制御状態データＤ１として取得した各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の電力消費量を「電力消費量（Ａ）」とし、配電制御状態データＤ１として取得した交流系統１４の電力消費量の「電力消費量（Ａ）」における割合を「交流系統電力消費量割合（Ｂ）」とし、かつ配電制御状態データＤ１として取得した蓄電池系統１８の電力消費量の「電力消費量（Ａ）」における割合を「蓄電池系統からの電力消費量割合（Ｃ）」とする。「交流系統電力消費量割合（Ｂ）」は、「商用交流発電源からの電力消費量割合（Ｂａ）」と「系統連係からの電力消費量割合（Ｂｂ）」とにさらに区分される。

この場合の評価の手順も、上記と同様である。

このように、各評価指標Ｉ１〜Ｉ３に基づいて評価された各評価指標データＤ３のうち、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体を最適に制御し得る単一の評価指標データＤ３が、評価指標選択部５６によって選択される。

具体的には、図１２で示すように、評価指標選択部５６は、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体について最適な制御が実行されるべく、マッチング演算部５４で評価した結果に基づいて、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体の最適な評価指標を評価指標データＤ３として選択する。

本実施の形態では、マッチング演算部５４によって、公平性指標Ｉ１に基づく制御によって最適に制御されるとの評価がなされていることから、評価指標選択部５６では、公平性指標Ｉ１が評価指標データＤ３として選択される。

このようにして、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体について選択された単一の評価指標データＤ３が、評価指標選択部５６から各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎのそれぞれの制御装置４０における中央制御部４４の配電手順データ管理部４４Ｂにそれぞれ送り出される。

各配電手順データ管理部４４Ｂに送り出された単一の評価指標データＤ３は、各配電手順データ管理部４４Ｂに格納された基本配電手順データＤ２と相関せしめられて制御データＤ４として生成され、この制御データＤ４が指令部４４Ｃに送り出される。

これによって、各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎの全体について生成された制御データＤ４に基づいて制御され、最適な評価指標に基づいた制御が実行される。

なお、本発明は上記実施の形態に限定されることはなく、発明の趣旨を逸脱しない範囲で種々変更可能である。上記実施の形態では、分散型発電源として太陽光発電パネル１２を用いた場合を説明したが、例えば、再生可能エネルギーとして風力を用いた風力発電装置や、再生可能エネルギーとして水力を用いた水力発電装置を用いることもできる。

この場合、風力発電装置や水力発電装置では交流電圧が発電されることから、図１で示したＤＣ／ＤＣコンバータ１６ａに代えてＤＣ／ＡＣコンバータが用いられて、第２配電系統が交流系統によって形成され、蓄電池系統１８のＤＣ／ＡＣコンバータ１８ａを省略することができる。

上記実施の形態では、蓄電池３０が各配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎにおいて共同の蓄電池として設置された場合を説明したが、いわゆる電気自動車の蓄電池を共同の蓄電池３０として用いることもできる。これにより、電気自動車を複数の住宅１−１、１−２〜１−ｎにおいて共同で使用する、いわゆるカーシェアリングを実現することができる。

上記実施の形態では、電力消費地内の複数の住宅１−１、１−２〜１−ｎに配電ユニット１０−１、１０−２〜１０−ｎをそれぞれ設けて電力融通システム１０を構築した場合を説明したが、住宅１−１、１−２〜１−ｎに限られないで、例えば、オフィスビルや商業施設等が集積する電力消費地において電力融通システム１０を構築（ＢＥＭＳ：Ｂｕｉｌｄｉｎｇ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）したり、複数の工場が集積する電力消費地において電力融通システム１０を構築（ＦＥＭＳ：Ｆａｃｔｏｒｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）したりすることもできる。

上記実施の形態では、制御手順決定装置５０を用いて各評価指標Ｉ１〜Ｉ３に基づいて生成された制御データＤ４によって電力融通システム１０を制御する場合を説明したが、例えば、制御手順決定装置５０によらずとも、電力消費地内の複数の住宅１−１、１−２〜１−ｎについて予め設定された負荷平準化モデルに基づいて電力融通システム１０を制御してもよい。

１−１〜１−ｎ 住宅
１０ 電力融通システム
１１ スマートメータ
１２ 太陽光発電パネル（分散型発電源）
１４ 交流系統（第１配電系統）
１６ 直流系統（第２配電系統）
１８ 蓄電池系統（第３配電系統）
２０ 切替スイッチ（切替手段）
３０ 蓄電池
４０ 制御装置
４４ 中央制御部
４４Ａ 配電制御状態データ取得部
５０ 制御手順決定装置
５２ 評価指標格納データベース
５４ マッチング演算部
Ｄ１ 配電制御状態データ
Ｄ４ 制御データ
Ｉ１ 公平性指標
Ｉ２ 経済性指標
Ｉ３ ＣＯ_２削減量指標

Claims (10)

1. 集中型発電源で発電した電力と再生可能エネルギーを利用した分散型発電源で発電した電力とを電気設備に供給する第１配電系統を有して前記集中型発電源からの電力をそれぞれ独立して受電する配電ユニットを複数備えた電力融通システムにおいて、
   前記各配電ユニットは、
   前記第１配電系統から電気的に独立して設けられて前記分散型発電源のみからの電力を配電する第２配電系統と、
   前記分散型発電源からの前記第１配電系統または前記第２配電系統への配電を選択的に切り替える切替手段と、
   複数の前記第２配電系統が電気的に接続されて前記各配電ユニットから独立して設けられた蓄電池に蓄電された電力を前記第１配電系統に配電する第３配電系統と、
   を備えることを特徴とする電力融通システム。
2. 前記各配電ユニットは、
   該第３配電系統により前記第１配電系統へ配電する際に前記切替手段による前記第１配電系統への切替を停止するように制御し、
   前記切替手段により前記第１配電系統に切り替える際に前記第３配電系統による前記第１配電系統への配電を停止するように制御する制御装置を備えることを特徴とする請求項１に記載の電力融通システム。
3. 前記制御装置は、
   前記切替手段によって前記分散型発電源からの電力が前記第１配電系統へ配電されるように切り替えられている際に、前記分散型発電源の発電量が前記電気設備で要求される電力量よりも多い場合は、前記分散型発電源で発電された電力を前記集中型発電源側の電力設備に送電するように制御することを特徴とする請求項２に記載の電力融通システム。
4. 前記制御装置は、
   前記第２配電系統による前記蓄電池への蓄電が完了している場合は、前記切替手段が前記第２配電系統に切り替えられた状態を保持したままで、前記蓄電池に蓄電された電力を前記第３配電系統によって前記第１配電系統に配電するように制御することを特徴とする請求項２または３に記載の電力融通システム。
5. 前記制御装置は、
   前記第２配電系統による前記蓄電池への蓄電が完了している場合は、前記切替手段を前記第１配電系統に切り替えて前記分散型発電源で発電された電力を前記第１配電系統に配電するように制御することを特徴とする請求項２または３に記載の電力融通システム。
6. 前記制御装置は、
   前記蓄電池に蓄電された電力が前記第３配電系統によって前記第１配電系統に配電される際に、前記第１配電系統を介して逆潮流が検出された場合は、前記第３配電系統による前記第１配電系統への配電を停止するように制御することを特徴とする請求項２〜５のいずれか１項に記載の電力融通システム。
7. 前記制御装置は、
   前記蓄電池に蓄電された前記分散型発電源のみからの電力が前記第３配電系統によって前記第１配電系統に配電される際に、前記蓄電池の蓄電容量が所定値以下となった場合は、前記第３配電系統による前記第１配電系統への配電を停止するように制御することを特徴とする請求項２〜６のいずれか１項に記載の電力融通システム。
8. 前記制御装置は、
   前記配電ユニットの前記第２配電系統を介して前記分散型発電源のみからの電力によって前記共通の蓄電池に蓄電された電力量と、前記蓄電池から前記第３配電系統を介して前記第１配電系統に配電される電力量とが、任意に設定された期間において一致するように制御することを特徴とする請求項２〜７のいずれか１項に記載の電力融通システム。
9. 請求項２〜７のいずれか１項に記載の電力融通システム用の制御手順決定装置であって、
   前記制御装置は、
   前記配電ユニットにおける前記第１配電系統、前記第２配電系統及び前記第３配電系統の配電制御状態のそれぞれを配電制御状態データとして取得する配電制御状態データ取得部を有し、
   前記配電制御状態データを評価する評価指標が格納された評価指標格納データベースを備え、
   該評価指標格納データベースに格納された前記評価指標に基づいて前記配電制御状態データを評価することを特徴とする電力融通システム用の制御手順決定装置。
10. 前記評価指標は、
    前記配電ユニットの前記第２配電系統を介して前記分散型発電源のみからの電力によって前記共通の蓄電池に蓄電される電力量と、前記蓄電池から前記第３配電系統を介して前記第１配電系統に配電される電力量とが、任意に設定された期間において一致するか否かを評価する評価指標を含むことを特徴とする請求項９に記載の電力融通システム用の制御手順決定装置。

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