JP2013093996A - Power supply and demand control apparatus - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、需要家に設けられた自然エネルギーを利用した自家発電設備を監視して需要家への電力需給を制御すると共に、需要家の力率を制御して電力配電系統の電圧安定化を図る電力需給制御装置に関するものである。 The present invention monitors the in-house power generation facility using natural energy provided in the consumer to control the power supply and demand to the consumer, and controls the power factor of the consumer to stabilize the voltage of the power distribution system. The present invention relates to an electric power supply and demand control device.
地球環境の保全の観点から自然エネルギーを利用した発電に関する技術が数多く開発されている。自然エネルギー発電としては、太陽光を利用した太陽光発電や風力を利用した風力発電などがある。これらを需要家が自家発電設備として備えることで、自給だけでなく、余剰電力は電力会社へ売電される。
売電する際には、需要家から高圧架空配電線へ給電することになるが、自然エネルギー発電は、天候に大きく影響を受け、かつ瞬時に変化するため、安定的な供給が難しい。
Many technologies related to power generation using natural energy have been developed from the viewpoint of global environmental conservation. Natural energy power generation includes solar power generation using sunlight and wind power generation using wind power. By providing these as private power generation facilities by consumers, not only self-sufficiency but also surplus power is sold to electric power companies.
When selling electricity, power is supplied from customers to high-voltage overhead distribution lines. However, natural energy generation is greatly affected by the weather and changes instantaneously, so that stable supply is difficult.
例えば、特許文献1には、交流電源(電力会社)に接続される各グループ内の分散電源の発電量や潮流、負荷群の負荷率を、需要家に設置された制御装置によって制御することにより、系統の電力変動を抑え発電手段の発電量に対応し安定した電力を電力系統に逆潮流することができると共に、需要家に安定した電力を供給することができる系統連系システムが記載されている。 For example, in Patent Literature 1, by controlling the power generation amount and power flow of a distributed power source in each group connected to an AC power source (electric power company) and the load factor of a load group by a control device installed in a consumer. A grid interconnection system is described that can suppress power fluctuations in the system and can reversely flow stable power to the power system corresponding to the amount of power generated by the power generation means, and can supply stable power to consumers. Yes.
しかし、特許文献1に記載の系統連系システムでは、太陽電池(分散電源)による発電量を、制御装置が直交変換器から入力することで、第3の通信伝達手段から第2の情報伝達手段へ、更に第1の伝達手段へと上位に発電量を伝達しているが、期待される発電量が得られていないことまでは判別がつかない。例えば、曇り空であれば発電効率が低下しても一時的なものであるため問題はないが、太陽電池のパネル表面が汚れているとか、太陽電池の一部が故障している場合では、何らかの対応が必要になる。何の対応もせずに放置すれば、発電効率が益々低下するおそれがある。
従って、発電効率が低下したままの状態で太陽電池を使用しつづけていたのでは自然エネルギーを有効活用しているとはいえない。
また、電力会社側で配電線の電力供給の品質を保持するために電圧調整されているが、自家用発電から逆潮流し配電線へ供給される電力が刻々と変化し不安定なため、配電線の電力品質を一定に保つことが困難な状態にある。
However, in the grid interconnection system described in Patent Document 1, the control device inputs the amount of power generated by the solar cell (distributed power source) from the orthogonal converter, so that the third communication transmission unit to the second information transmission unit. Furthermore, although the power generation amount is transmitted to the first transmission means to the upper level, it cannot be distinguished until the expected power generation amount is not obtained. For example, if it is cloudy, there is no problem because the power generation efficiency is temporary even if it falls, but if the panel surface of the solar cell is dirty or part of the solar cell is broken, Action is required. If left unattended, there is a risk that power generation efficiency will decrease further.
Therefore, it cannot be said that natural energy is effectively utilized if the solar cell is continuously used while the power generation efficiency is still lowered.
In addition, the electric power company adjusts the voltage to maintain the quality of the power supply of the distribution line, but the power supplied to the distribution line from the private power generation is reversed and unstable, and the distribution line is unstable. It is difficult to maintain a constant power quality.
そこで本発明は、配電線および自然エネルギーを利用した自家発電設備を効率的に運用稼働させることができる電力需給制御装置を提供することを目的とする。 Then, an object of this invention is to provide the electric power supply-and-demand control apparatus which can operate and operate the private power generation equipment using a distribution line and natural energy efficiently.
本発明の電力需給制御装置は、自然エネルギーを利用した自家発電設備による発電を、構内の配電線に送電して負荷に供給すると共に、電力会社の配電線へ送電する需要家に設置される電力需給制御装置であって、前記自家発電設備の発電量を検出する発電量検出手段と、前記自家発電設備より小規模に構成され、前記自家発電設備が利用する自然エネルギーの強度を計測する自然エネルギー量検出手段と、前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度に基づいて前記自家発電設備の発電量を予測発電量として推定し、自家発電設備の発電量と予測発電量とから前記自家発電設備の発電効率を判断する制御手段とを備えたことを特徴とする。 The power supply and demand control apparatus according to the present invention supplies power generated by a private power generation facility using natural energy to a distribution line on the premises and supplies it to a load, and is also installed in a customer who transmits power to the distribution line of an electric power company. It is a supply and demand control device, and a power generation amount detecting means for detecting a power generation amount of the private power generation facility, and a natural energy that is configured to be smaller than the private power generation facility and measures the intensity of the natural energy used by the private power generation facility A power generation amount of the private power generation facility is estimated as a predicted power generation amount based on the amount of natural energy measured by the amount detection means and the natural energy amount detection means, and the private And a control means for determining the power generation efficiency of the power generation facility.
本発明の電力需給制御装置によれば、自然エネルギー量検出手段は自家発電設備より小規模に構成されているので設置は容易である。そして、自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度から、制御手段が自家発電設備の発電量を予測発電量として推定し、この予測発電量と、発電量検出手段が検出した自家発電設備の発電量とから、制御手段が発電効率を判断できるので、自家発電設備が期待される発電量を発電していなければ、その状態を検出することができる。 According to the electric power supply and demand control apparatus of the present invention, the natural energy amount detection means is configured on a smaller scale than the private power generation facility, so that the installation is easy. And from the intensity | strength of the natural energy which the natural energy amount detection means measured, the control means estimates the power generation amount of the private power generation facility as the predicted power generation amount, and the predicted power generation amount and the private power generation facility detected by the power generation amount detection means. Since the control means can determine the power generation efficiency from the power generation amount, the state can be detected if the private power generation facility is not generating the expected power generation amount.
前記制御手段は、前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度を、前記自家発電設備の規模の大きさに対応させて算出した前記自家発電設備の発電量に、前記自家発電設備の設置環境に基づいた発電率を示す補正係数を乗じて予測発電量を算出する方が望ましい。 The control means is configured to install the private power generation equipment to the power generation amount of the private power generation equipment calculated in accordance with the magnitude of the natural energy measured by the natural energy amount detection means corresponding to the size of the private power generation equipment. It is desirable to calculate the predicted power generation amount by multiplying the correction coefficient indicating the power generation rate based on the environment.
制御手段が、自家発電設備の発電量を推定する際に、まず、自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度から自家発電設備の規模の大きさに対応させて算出する。しかし、自然エネルギー量検出手段と自家発電設備との規模の大きさに対応させて算出したものは、自家発電設備の設置環境によっては大きく異なる場合がある。そこで、制御手段が、自家発電設備の設置環境に基づいた発電率を示す補正係数を乗じて予測発電量を算出することで、自家発電設備の発電量を正確に推定することができる。 When the control means estimates the power generation amount of the private power generation facility, it is first calculated from the intensity of the natural energy measured by the natural energy amount detection means in accordance with the size of the private power generation facility. However, what is calculated corresponding to the scale of the natural energy amount detection means and the private power generation facility may vary greatly depending on the installation environment of the private power generation facility. Therefore, the control unit can accurately estimate the power generation amount of the private power generation facility by calculating the predicted power generation amount by multiplying the correction coefficient indicating the power generation rate based on the installation environment of the private power generation facility.
前記電力会社が供給する電力を制御するための情報として、前記自家発電設備の発電量として推定された予測発電量を、前記電力会社が所有する通信網へ送信する通信手段を備える方が望ましい。
通信手段が自家発電設備の発電量として推定された予測発電量を電力会社が所有する通信網へ送信することで、この需要家の発電量から電力会社は電力系統の電圧上昇を予測して、電力系統の自動電圧調整器やリアクトルなどに電圧上昇を抑制するような制御を行うことができる。
As information for controlling the electric power supplied by the electric power company, it is desirable to provide a communication means for transmitting the predicted electric power generation amount estimated as the electric power generation amount of the private power generation facility to a communication network owned by the electric power company.
By transmitting the predicted power generation amount estimated as the power generation amount of the private power generation facility to the communication network owned by the power company, the power company predicts the voltage increase of the power system from the power generation amount of this consumer, Control that suppresses voltage rise can be performed in an automatic voltage regulator or a reactor of the power system.
前記自然エネルギー量検出手段が、前記需要家の引込口に設置される負荷開閉器に配置されていると、地面より高い位置に設置されることになるため、建物の影等、周囲の影響を受けにくい。従って、自然エネルギーの強度を正確に測定することができる。 When the natural energy amount detection means is arranged at a load switch installed at the customer's service entrance, it will be installed at a position higher than the ground, so the influence of the surroundings, such as the shadow of the building, etc. It is hard to receive. Therefore, the intensity of natural energy can be accurately measured.
また、前記自然エネルギー量検出手段が、前記需要家の引込口に設置される負荷開閉器による高圧配電線の投入または開放を制御する制御装置に配置されていると、地面に近い高さに設置されることになるので、メンテナンスが容易である。 Further, when the natural energy amount detecting means is disposed in a control device that controls the introduction or release of the high-voltage distribution line by a load switch installed at the customer's service entrance, it is installed at a height close to the ground. Therefore, maintenance is easy.
前記自然エネルギー量検出手段は、前記自家発電設備の周囲に複数設けられ、前記制御手段は、前記複数の自然エネルギー量検出手段からの自然エネルギーの強度の時間的な変移に基づいて予測発電量を算出する方が望ましい。この場合、自然エネルギー量検出手段からの複数の自然エネルギーの強度の時間的な変移から自家発電設備の発電量を予測することができる。 A plurality of the natural energy amount detection means are provided around the private power generation facility, and the control means calculates the predicted power generation amount based on a temporal change in the intensity of the natural energy from the plurality of natural energy amount detection means. It is better to calculate. In this case, the power generation amount of the private power generation facility can be predicted from the temporal change in the intensity of the plurality of natural energy from the natural energy amount detection means.
前記制御手段は、前記構内の配電線から検出した電圧および電流から求められた力率を、前記通信手段を介して前記電力会社へ送信する機能を備え、前記制御手段は、前記通信手段を介して受信した前記電力会社からの制御信号に基づいて進相コンデンサの接続を制御するのが望ましい。
電力会社は通信装置を介して受信した力率に基づいて、進相コンデンサの接続を制御することが可能となり、需要家単位で力率の制御を行うことができることから配電線系統全体の電力品質の安定化につながる。
The control means has a function of transmitting the power factor obtained from the voltage and current detected from the distribution line on the premises to the electric power company via the communication means, and the control means via the communication means. It is desirable to control the connection of the phase advance capacitor based on the control signal received from the electric power company.
The power company can control the connection of the phase-advancing capacitor based on the power factor received via the communication device, and the power factor can be controlled on a per-customer basis. Lead to stabilization.
本発明は、制御手段が自家発電の発電量を監視し、自然エネルギー量検出手段と比較して発電効率を判断することにより、自家発電設備が期待される発電量を発電していなければ、その状態を検出することができるので、自家用発電設備の稼動状態を確認する際の保守点検が容易で、自然エネルギーを利用した自家発電設備を効率的に稼働させることができる。
また、本発明は、電力会社は各需要家側の自家発電量の変化および需要家の力率を通信手段によって把握することで、配電線の電力の状態を時間的に予測して調整準備することが可能となり、常に供給電力を適正な品質状態に保つことができるものである。
In the present invention, if the control means monitors the power generation amount of the private power generation and judges the power generation efficiency compared with the natural energy amount detection means, if the private power generation facility does not generate the expected power generation amount, Since the state can be detected, maintenance inspection when confirming the operating state of the private power generation facility is easy, and the private power generation facility using natural energy can be operated efficiently.
Further, according to the present invention, the electric power company predicts the power state of the distribution line in time and prepares for adjustment by grasping the change in the amount of private power generation on each customer side and the power factor of the consumer by the communication means. It is possible to keep the supplied power in an appropriate quality state.
(実施の形態1)
本発明の実施の形態1に係る電力需給制御装置を図面に基づいて説明する。
図1に示すように、それぞれの高圧需要家(以下、単に需要家と称する。)には、配電用変電所A,Bから電力が電力系統側の配電線L1,L2により配電される。配電用変電所A系の配電線L1と配電用変電所B系の配電線L2には、それぞれ電圧および電流を監視するセンサ内蔵開閉器S1が設置されている。配電線L1には、自立分散型配電線電圧調整装置(SCC)やリアクトルなどが設置されている。配電線L2には、自動電圧調整器(SVR)などが設置されている。配電線L1と配電線L2との終端には、定常運転状態では開放状態である常開開閉器S2が設置されている。
(Embodiment 1)
A power supply and demand control apparatus according to Embodiment 1 of the present invention will be described with reference to the drawings.
As shown in FIG. 1, power is distributed to each high-voltage consumer (hereinafter simply referred to as “customer”) from distribution substations A and B through distribution lines L1 and L2 on the power system side. A switch S1 with a built-in sensor for monitoring voltage and current is installed in the distribution line L1 of the distribution substation A and the distribution line L2 of the distribution substation B, respectively. In the distribution line L1, a self-supporting distributed distribution line voltage regulator (SCC), a reactor, and the like are installed. An automatic voltage regulator (SVR) or the like is installed on the distribution line L2. At the end of the distribution line L1 and the distribution line L2, a normally open switch S2 that is open in a steady operation state is installed.
センサ内蔵開閉器S1と常開開閉器S2とには、遠制(遠方監視制御)子局N1が接続されている。遠制子局N1は、センサ内蔵開閉器S1と常開開閉器S2からの情報を、配電線遠制用通信線Wを介して、光ネットワークを利用したインターネットプロトコル通信、またはメタルケーブルを使用したパルスコード通信により、電力営業所に設けられた遠制親局N2へ送信したり、遠制親局N2からのセンサ内蔵開閉器S1と常開開閉器S2への開閉指示を受信したり、自立分散型配電線電圧調整装置への制御指示やリアクトルの接続指示を受信したりする。また、遠制子局N1は、需要家内に設置された制御装置との通信機能を備えている。 A remote control (distant monitoring control) slave station N1 is connected to the sensor built-in switch S1 and the normally open switch S2. The remote control station N1 uses the information from the sensor built-in switch S1 and the normally open switch S2 via the distribution line distance control communication line W, Internet protocol communication using an optical network, or a metal cable. By pulse code communication, transmission to the remote control station N2 provided in the power office, reception of opening / closing instructions from the remote control station N2 to the sensor built-in switch S1 and the normally open switch S2, Receives control instructions and reactor connection instructions to the distributed distribution line voltage regulator. Further, the remote control station N1 has a communication function with a control device installed in the consumer.
ここで、需要家の構成について、図2に基づいて説明する。
需要家には、電力系統との責任分界点となる需要家の引込口に配置される負荷開閉器100と、この負荷開閉器100による高圧配電線の投入または開放を制御する制御装置200と、需要家内の変電所に配置された力率改善装置400とを備えている。また、需要家は、負荷(需要家負荷)Lへの電力を賄うために、電力会社からの給電だけでなく、自家発電設備300を備えている。本発明の実施の形態に係る電力需給制御装置は、負荷開閉器100と制御装置200と力率改善装置400とにより構成することができる。
Here, the structure of a consumer is demonstrated based on FIG.
For the consumer, a
まず、負荷開閉器100の構成から説明する。負荷開閉器100は、開閉手段101と、零相電流検出手段102と、負荷電流検出手段103と、零相電圧・相間電圧検出手段104と、自然エネルギー量検出手段105とを備えている。
First, the configuration of the
開閉手段101は、R,S,Tの各相の引込配電線の開放を行ったり、過電流発生事故状態の解除により人手による投入を行ったりするものである。零相電流検出手段102は、地絡事故発生時に流れる零相電流を検出する零相変流器(ZCT)である。負荷電流検出手段103は引込配電線に流れる負荷電流を検出する過電流ロックリレー(OCR)である。零相電圧・相間電圧検出手段104は、零相電圧を検出する零相電圧検出装置(ZPD)と相間電圧を検出する機器用変成器(PD)である。 The opening / closing means 101 is used to open the lead-in distribution lines for each phase of R, S, and T, or to be manually turned on by releasing the overcurrent occurrence accident state. The zero-phase current detection means 102 is a zero-phase current transformer (ZCT) that detects a zero-phase current that flows when a ground fault occurs. The load current detection means 103 is an overcurrent lock relay (OCR) that detects a load current flowing through the lead-in distribution line. The zero-phase voltage / interphase voltage detection means 104 is a zero-phase voltage detector (ZPD) that detects a zero-phase voltage and a device transformer (PD) that detects an inter-phase voltage.
自然エネルギー量検出手段105は、自家発電設備300が太陽光発電をするものであれば、自家発電設備300として設置された太陽光発電パネルより小規模な太陽光発電パネルや日射計である。自然エネルギー量検出手段105が小規模な太陽光発電パネルであれば、検出された自然エネルギーの強度は発電電流の電流信号である。また、自然エネルギー量検出手段105が日射計であれば、自然エネルギーの強度は太陽光の強度を示すデジタルデータである。また、自然エネルギー量検出手段105は、自家発電設備300が風力発電をするものであれば、自家発電設備300として設置された風力発電機より小規模な風力発電機や風速計や風力計であり、自然エネルギー量検出手段105が風力計であれば、自然エネルギーの強度は風力を示すデジタルデータで、自然エネルギー量検出手段105が風速計であれば、自然エネルギーの強度は風速を示すデジタルデータである。
The natural energy amount detection means 105 is a solar power generation panel or a solar meter that is smaller than the solar power generation panel installed as the private
自然エネルギー量検出手段105が太陽光発電パネルであれば、負荷開閉器100や制御装置200に配置することができる。また、自然エネルギー量検出手段105が風力発電機や風力計、風速計であれば、負荷開閉器100の天面より高く支柱を立てて設けるのが望ましい。
If the natural energy amount detection means 105 is a photovoltaic power generation panel, it can be disposed in the
ここで、自然エネルギー量検出手段105を太陽光発電パネルとした場合の設置例について、図面に基づいて説明する。
図3では、自然エネルギー量検出手段105を負荷開閉器100に設けている。負荷開閉器100は、通常、電支柱Pの高い位置に設けられているため、自然エネルギー量検出手段105が負荷開閉器100に設けられることで、自然エネルギー量検出手段105が他の物により光が遮られることなく、他の物の影になりにくい。従って、自然エネルギー量検出手段105への影の影響を少ないものとすることができる。
また、図4では、自然エネルギー量検出手段105を制御装置200に設けている。制御装置200は、通常、地面に比較的近い位置に設置されているため、自然エネルギー量検出手段105が制御装置200に設けられていることで、自然エネルギー量検出手段105のメンテナンスを行う際には、高所作業のための特別な器具を使用することなく実施することができる。自然エネルギー量検出手段105の設置場所は、周りの環境に合わせて選択できる。
Here, an installation example when the natural energy amount detection means 105 is a solar power generation panel will be described based on the drawings.
In FIG. 3, the natural energy amount detection means 105 is provided in the
In FIG. 4, the natural energy amount detection means 105 is provided in the
次に、制御装置200の構成を図2に基づいて説明する。制御装置200は、零相電流変換手段201と、開閉器トリップ手段202と、負荷電流変換手段203と、零相電圧・相間電圧変換手段204と、エネルギー量変換手段205と、カレンダー手段206と、記憶手段207と、通信手段208と、制御電源手段209と、警報接点手段210と、発電量検出手段211と、設定手段212と、制御手段213とを備えている。
Next, the configuration of the
零相電流変換手段201は、零相電流検出手段102からの零相電流量を示す電流信号を電圧信号へ変換すると共に、アナログ信号からデジタル信号へ変換するものである。開閉器トリップ手段202は、制御手段213からの放勢を指示する信号を電圧信号として変換するものである。負荷電流変換手段203は、負荷電流検出手段103の負荷電流量を示す電流信号を電圧信号へ変換すると共に、アナログ信号からデジタル信号へ変換するものである。零相電圧・相間電圧変換手段204は、零相電圧・相間電圧からの零相電圧を示す電圧信号と相間電圧を示す電圧信号をデジタル信号へ変換するものである。
エネルギー量変換手段205は、自然エネルギー量検出手段105からの自然エネルギーの強度を示す信号が電流信号である場合に、電流信号をデジタル信号へ変換するものとして必要となる。従って、自然エネルギー量検出手段105からの信号がデジタル信号である場合には省略することもできる。カレンダー手段206は、年月日や時間、曜日を刻時するものである。
The zero-phase
The energy
記憶手段207は、設定手段212により設定された設定データが格納されている。記憶手段207には、主な設定データとして、地絡動作電圧設定データと、地絡動作電流設定データと、地絡動作時間設定データと、定格発電量設定データと、換算設定データと、補正係数設定データと、識別コード設定データとが格納されている。
The
地絡動作電圧設定データは、地絡事故の発生を判断するための電圧値である。地絡動作電流設定データは、地絡事故の発生を判断するための零相電流の設定値である。地絡動作時間設定データは、地絡事故発生時の検出時間設定値である。補正係数設定データは、自家発電設備300の自然エネルギー発電装置の定格発電電力に対する補正値を示す補正値である。換算設定データは、自然エネルギー量検出手段105による発電量から自家発電設備300の発電量を換算するための値である。識別コード設定データは、電力会社と通信する際に、需要家を識別するためのIDである。
The ground fault operating voltage setting data is a voltage value for determining the occurrence of a ground fault. The ground fault operating current setting data is a set value of a zero-phase current for determining the occurrence of a ground fault. The ground fault operation time setting data is a detection time set value when a ground fault occurs. The correction coefficient setting data is a correction value indicating a correction value for the rated generated power of the natural energy power generation device of the private
通信手段208は、制御手段213からの送信データを遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信したり、遠制子局N1からの受信データを制御手段213へ送信したりする機能を備えている。通信手段208と遠制子局N1またはコンセントレータN3との間の通信は、無線通信または有線通信のいずれでもよい。また、手順については、従来からある通信方式が採用できる。
The
制御電源手段209は、需要家内に設置された変電所からの電源供給、または負荷開閉器100に内蔵されている制御電源変圧器により制御装置200内の各回路ブロック(各手段)へ電源を供給する電源装置としての機能と、制御手段213からの通信データを変調して電力線搬送通信により需要家構内変電所内の力率制御装置400へ送信する通信装置としての機能とを備えている。
The control power supply means 209 supplies power to each circuit block (each means) in the
警報接点手段210は、制御手段213からの出力による接点インターフェースである。
発電量検出手段211は、自然エネルギーを利用した自家発電設備300の発電量を検出して出力する機能を備えたものである。
設定手段212は、管理者の操作によって制御装置200の制御方法の各種条件を示す設定データを予め設定する機能を備えている。この設定内容は、地絡動作電圧,地絡動作電流,地絡動作時間,定格発電量,発電量換算係数,識別コード,出力補正係数等の設定であり、記憶手段207に各データが格納される。
制御手段213は、制御装置200全体を統括制御するもので、演算機能や判定機能を備えた処理装置として機能するものである。
The alarm contact unit 210 is a contact interface based on an output from the
The power generation amount detection means 211 has a function of detecting and outputting the power generation amount of the private
The
The control means 213 performs overall control of the
次に、需要家内に設置された自家発電設備300について説明する。
自家発電設備300は、自然エネルギー発電装置301と、パワーコンディショナ302と、トランス303とを備えている。
自然エネルギー発電装置301は、自然エネルギーを利用して発電する装置であり、太陽光発電であれば太陽光発電パネルとしたり、風力発電であれば風力発電機としたりすることができる。自然エネルギー発電装置301は、大出力を得るために複数台数から構成される。パワーコンディショナ302は、複数の自然エネルギー発電装置301からの出力を一つの系統に統合すると共に、交流電圧に変換する機能を備えている。トランス303は、引込配電線へ送電するために昇圧するものである。
Next, the private
The private
The natural energy
次に、需要家内の変電所に設置された力率改善装置400について説明する。力率改善装置400は、進相コンデンサ401と、制御装置200と通信する通信制御手段402と、通信制御手段402からの指示により進相コンデンサ401と引込配電線との接続開放を制御する信号を駆動するコンデンサ接続駆動手段403と、出力手段403からの信号により進相コンデンサ401を引込配電線へ接続状態または非接続状態とする開閉器により構成されたコンデンサ接続手段404とを備えている。通信制御手段402には、通信する際に、自装置か否かを判定するための識別コードが格納されている。
Next, the power
以上のように構成された需要家における制御装置200と力率改善装置400との制御方法について、図面に基づいて説明する。まず、制御装置200の制御手段213の動作から説明する。なお、自家発電設備300の自然エネルギー発電装置301と自然エネルギー量検出手段105は太陽光発電パネルである。
A control method of the
図5に示すように、制御手段213は、零相電流検出手段102および零相電流変換手段201により零相電流を検出測定する。また、制御手段213は、零相電圧・相間電圧検出手段104および零相電圧・相間電圧変換手段204により零相電圧を検出測定する(ステップS10)。
制御手段213は、測定された零相電流および零相電圧と、記憶手段207に格納された設定データである地絡動作電流設定データおよび地絡動作電圧設定データと、零相電流および零相電圧の位相差から検出された潮流方向とに基づいて需要家構内で地絡事故が発生しているか否かを判定する(ステップS20)。
ステップS20にて地絡事故が発生していると判定されればステップS30からステップS40へ移行する。地絡事故が発生していないと判定されればステップS50へ移行する。
As shown in FIG. 5, the control means 213 detects and measures the zero-phase current by the zero-phase current detection means 102 and the zero-phase current conversion means 201. Further, the control means 213 detects and measures the zero phase voltage by the zero phase voltage / interphase voltage detection means 104 and the zero phase voltage / interphase voltage conversion means 204 (step S10).
The control means 213 includes the measured zero-phase current and zero-phase voltage, ground fault operating current setting data and ground fault operating voltage setting data, which are setting data stored in the storage means 207, zero phase current and zero phase voltage. It is determined whether or not a ground fault has occurred in the customer premises based on the tidal direction detected from the phase difference (step S20).
If it is determined in step S20 that a ground fault has occurred, the process proceeds from step S30 to step S40. If it is determined that no ground fault has occurred, the process proceeds to step S50.
ステップS30にて需要家構内で地絡事故が発生していると判定された場合、制御手段213は、記憶手段207に格納された地絡動作時間設定データに基づいて、所定の地絡検出時間の経過を待つ(ステップS40)。地絡検出時間が経過するまで地絡電流が検出されれば、制御手段213は、開閉器トリップ手段202へ放勢を指示する信号(トリップ出力有効)を出力することで、開閉手段101を開放する(ステップS60)。
そして、制御手段213は、カレンダー手段206から読み込んだ日時データを事故発生日時データとして、このときの零相電流、零相電圧を事故発生情報として、記憶手段207に格納された需要家を識別する識別コード設定データを付し、通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信し、ステップS50へ移行する(ステップS70)。
When it is determined in step S30 that a ground fault has occurred in the customer premises, the
The
ステップS30にて地絡事故が発生していないと判定された場合、制御手段213が、負荷電流検出手段103および負荷電流変換手段203により負荷電流を測定する。また、制御手段213は、零相電圧・相間電圧検出手段104および零相電圧・相間電圧変換手段204により相間電圧を測定する。更に、制御手段213は、負荷電流および相間電圧から力率を測定する(ステップS50)。
そして、制御手段213は、カレンダー手段206から読み込んだ日時データを測定日時データとし、負荷電流および相間電圧を測定データとして通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信する(ステップS80)。
When it is determined in step S30 that the ground fault has not occurred, the
Then, the control means 213 transmits the date / time data read from the calendar means 206 as measurement date / time data, and transmits the load current and interphase voltage as measurement data to the remote control station N1 or the concentrator N3 via the communication means 208 (step S80). ).
次に、制御手段213は、自然エネルギー量検出手段105からの自然エネルギーの強度をエネルギー量変換手段205から入力することで自然エネルギー量検出手段105による発電量を測定する(ステップS90)。
制御手段213は、ステップS90にて測定した自然エネルギー量検出手段105の発電量から自家発電設備300の発電量を推定する(ステップS100)。
Next, the
The control means 213 estimates the power generation amount of the private
ここで、制御手段213による自家発電設備300の発電量の推定について詳細に説明する。
まず、自然エネルギー量検出手段105の発電量(自然エネルギーの強度)を自家発電設備300の規模の大きさに対応させるために、自然エネルギー量検出手段105から得られた発電量に換算設定データを乗算することで、自家発電設備300に設置された大規模な太陽光発電パネルの発電量を算出する。
例えば、自然エネルギー量検出手段105として設置された小規模な太陽光発電パネルの定格出力が10Wで、自家発電設備300の発電量が10KWであれば、自然エネルギー量検出手段105により測定された発電量の1000倍が自家発電設備300の発電量となる。
Here, the estimation of the power generation amount of the private
First, in order to make the power generation amount (natural energy intensity) of the natural energy amount detection means 105 correspond to the size of the private
For example, if the rated output of a small-scale photovoltaic power generation panel installed as the natural energy amount detection means 105 is 10 W and the power generation amount of the private
また、自然エネルギー量検出手段105として設置された小規模な太陽光発電パネルは、例えば、定格出力が10Wであったとしても、設置角度、設置向きなどの設置環境に応じて出力値が低下することがある。従って、低下率を80%とすると、自然エネルギー量検出手段105から得られた発電量が5Wであれば定格発電時には6.25Wとなるはずである。
In addition, a small-scale photovoltaic power generation panel installed as the natural energy
従って、1÷0.8×1000=1250を換算設定データとして、自然エネルギー量検出手段105により得られた発電量に乗算することで、自然エネルギー量検出手段105の発電量を自家発電設備300の発電量に換算することができる。
Therefore, by multiplying the power generation amount obtained by the natural energy amount detection means 105 using 1 ÷ 0.8 × 1000 = 1250 as conversion setting data, the power generation amount of the natural energy amount detection means 105 is multiplied by that of the private
しかし、自家発電設備300として設置された大規模な太陽光発電パネルも、設置角度、設置向きなどの設置環境に応じて出力値が変わる。大規模な太陽光発電パネルの定格出力が設置環境に基づいて発電率、つまり太陽光発電パネルが設置環境によって低下する比率(%)が補正係数設定データとして記憶手段207に設定されている。この補正係数設定データを、換算された自家発電設備300の発電量に乗算することで、自家発電設備300の発電量を予測発電量として推定することができる。例えば、補正係数設定データが低下率70%であれば、換算された自家発電設備300の発電量に0.7を乗算することで、自家発電設備300の発電量を算出することができる。
制御手段213は、このようにして得られた予測発電量を自家発電推定データとして記憶手段207に格納する。
However, the output value of a large-scale solar power generation panel installed as the private
The
次に、制御手段213は、予測発電量の平準化処理が完了しているか否かを判定する(ステップS110)。これは、自然環境が時々刻々と変化することに対応して自然エネルギーを利用した発電量も変化するため、予測発電量を電力会社へ逐次送信するのでなく、一定時間の積分または平均を取り、これを予測発電量として送信する。従って、ステップS110にて、予測発電量の平準化処理が完了していないと判定されれば、平準化処理を行う(ステップS120)。
また、平準化処理が完了していれば、制御手段213は測定の日時を示す日時データと、平準化処理を終えた予測発電量とを、通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信する(ステップS130)。
Next, the control means 213 determines whether or not the predicted power generation leveling process has been completed (step S110). This is because the amount of power generation using natural energy also changes in response to the natural environment changing from moment to moment, so instead of sequentially transmitting the predicted power generation amount to the power company, it takes an integral or average over a certain period of time, This is transmitted as the predicted power generation amount. Therefore, if it is determined in step S110 that the predicted power generation leveling process has not been completed, the leveling process is performed (step S120).
If the leveling process has been completed, the
次に、制御手段213は、発電量検出手段211からの信号を入力して自然エネルギー発電装置301の発電量を測定する(ステップS140)。次に、制御手段213は、測定された自然エネルギー発電装置301の発電量の平準化処理が完了しているか否かを判定する(ステップS150)。ステップS150にて、自家発電推定データの平準化処理が完了していないと判定されれば、平準化処理を行う(ステップS160)。
平準化処理が完了していれば、制御手段213は測定の日時を示す日時データと、平準化処理を終えた自然エネルギー発電装置301の発電量とを、通信手段208を介して遠制子局N1またはコンセントレータN3へ送信する(ステップS170)。
Next, the
If the leveling process is completed, the
そして、制御手段213は、平準化処理された予測発電量と、平準化処理された自然エネルギー発電装置301の発電量との差の絶対値が所定値内か否かを判定することで発電効率を検査する(ステップS180)。
ステップS180にて判定された結果が、所定値内であるときは期待される発電を自家発電設備300から得られているということで、制御手段213はステップS200へ移行する。
Then, the
When the result determined in step S180 is within the predetermined value, the control means 213 proceeds to step S200 because the expected power generation is obtained from the private
また、ステップS180にて判定された結果が、所定値より小さいときには発電効率が悪化していることを示しているので、制御手段213は警報接点手段210の接点を投入して、警報接点手段210に接続された図示しない報知手段により管理者に報知する(ステップS190)。 Further, when the result determined in step S180 is smaller than the predetermined value, it indicates that the power generation efficiency is deteriorated. Therefore, the control means 213 turns on the contact of the alarm contact means 210, and the alarm contact means 210 The administrator is notified by a notifying means (not shown) connected to (step S190).
次に、制御手段213は、電力会社からの通信データを、通信手段208を介して受信したときに、この通信データが進相コンデンサ制御の指示であるか否かを判定する(ステップS200)。
ステップS200にて、電力会社からの通信データが進相コンデンサ制御の指示であると判定された場合には、制御手段213は、電力会社からの通信データを力率改善装置400へ送信する(ステップS210)。ステップS210にて、通信データが進相コンデンサ制御の指示でないと判定された場合には、なにもせずこのまま終了する。
制御手段213は、このようなステップS10からステップS210までの処理を繰り返し実行している。
Next, when the communication means 213 receives communication data from the power company via the communication means 208, the control means 213 determines whether or not this communication data is an instruction for phase advance capacitor control (step S200).
If it is determined in step S200 that the communication data from the power company is an instruction for phase advance capacitor control, the control means 213 transmits the communication data from the power company to the power factor correction apparatus 400 (step S200). S210). If it is determined in step S210 that the communication data is not an instruction for phase-advance capacitor control, the process ends without doing anything.
The control means 213 repeatedly executes such processing from step S10 to step S210.
次に、力率改善装置400の通信制御手段402の動作について図面に基づいて説明する。
図6に示すように、通信制御手段402は、まず制御手段213からの通信が自装置宛てであるか否かを判定し、自装置であると判定された場合には、ステップS310へ移行し、自装置でなければ制御を終了する(ステップS300)。
ステップS300にて、制御手段213からの通信が自装置宛てであると判定された場合には、電力会社からの通信データが進相コンデンサ401の接続を有効とすることを示す接続有効の指示か否かを判定し、接続有効の指示であればステップS320へ移行し、接続有効の指示で無ければステップS330へ移行する(ステップS310)。
ステップS310にて接続有効の指示であると判定された場合には、通信制御手段402がコンデンサ接続駆動手段403へ進相コンデンサ401の接続指示を出力する(ステップS320)。そうすることで、コンデンサ接続駆動手段403がコンデンサ接続手段404を駆動して、進相コンデンサ401を引込配電線に接続する。進相コンデンサ401が引込配電線に接続されることで、遅れ位相を進み位相により相殺して力率を改善することができる。
Next, the operation of the
As shown in FIG. 6, the
If it is determined in step S300 that the communication from the control means 213 is addressed to the own device, the communication data from the power company is a connection valid instruction indicating that the connection of the phase advance capacitor 401 is valid. If NO in step S320, the flow advances to step S320. If not, the flow advances to step S330 (step S310).
If it is determined in step S310 that the connection is valid, the
次に、通信制御手段402は、電力会社からの通信データが進相コンデンサ401の接続を無効とする接続無効の指示か否かを判定し、接続無効の指示であればステップS340へ移行し、接続無効の指示で無ければステップS350へ移行する(ステップS330)。
ステップS330にて接続無効の指示であると判定された場合には、通信制御手段402がコンデンサ接続駆動手段403へ進相コンデンサ401の切り離し指示を出力する(ステップS340)。そうすることで、コンデンサ接続駆動手段403がコンデンサ接続手段404を駆動して、進相コンデンサ401を引込配電線から切り離す。進相コンデンサ401を引込配電線から切り離すことで、電力系統の配電線の電圧に対して高い電圧、進み力率なった引込配電線の電圧を抑制することができる。
Next, the
If it is determined in step S330 that the connection is instructed, the
次に、通信制御手段402は、電力会社からの通信データが自律制御の指示か否かを判定し、自律制御の指示であればステップS360へ移行し、自律制御の指示で無ければ終了する(ステップS350)。
ステップS350にて自律制御の指示であると判定された場合には、通信制御手段402は、目標値制御か否かを判定し、目標値制御であればステップS370へ移行し、目標値制御でなければステップS380へ移行する(ステップS360)。
Next, the communication control means 402 determines whether or not the communication data from the electric power company is an instruction for autonomous control, and if it is an instruction for autonomous control, the process proceeds to step S360, and ends if it is not an instruction for autonomous control ( Step S350).
If it is determined in step S350 that the instruction is autonomous control, the
ステップS360にて目標値制御であると判定された場合には、通信制御手段402は目標値制御を実行する(ステップS370)。目標値制御とは、電力会社から制御装置200を介して力率改善装置400の通信制御手段402に予め通知された目標とする力率を基準に、制御装置200から通知される引込配電線の力率に基づいて、進相コンデンサ401の接続・切り離しを制御して自律的に力率を改善する制御方法である。
If it is determined that the target value control is performed in step S360, the
ステップS360にて目標値制御の指示では無いと判定された場合には、通信制御手段402は、スケジュール制御か否かを判定し、スケジュール制御であればステップS390へ移行し、スケジュール制御でなければステップS400へ移行する(ステップS380)。
If it is determined in step S360 that the instruction is not an instruction for target value control, the
ステップS380にてスケジュール制御であると判定された場合には、通信制御手段402はスケジュール制御を実行する(ステップS390)。スケジュール制御とは、電力会社から制御装置200を介して力率改善装置400の通信制御手段402に予め通知されたスケジュールに沿って進相コンデンサ401の接続・切り離しを制御して自律的に力率を改善する制御方法である。スケジュール制御は、例えば、一週間単位で曜日に応じて、進相コンデンサ401の接続・切り離しを計画することができる。このときの曜日の管理は、通信制御手段402内にカレンダー手段を設けてもよいし、制御装置200のカレンダー手段206からの曜日データを取り込み利用することができる。
If it is determined in step S380 that the schedule control is performed, the
ステップS380にてスケジュール制御で無いと判定された場合には、通信制御手段402は、タイマー制御を実行する(ステップS400)。タイマー制御とは、電力会社から制御装置200を介して力率改善装置400の通信制御手段402に予め通知された1日の予定に沿って進相コンデンサ401の接続・切り離しを制御して自律的に力率を改善する制御方法である。タイマー制御は、例えば、午前8時に進相コンデンサ401の接続を行い、午後7時に進相コンデンサ401の切り離しを行うなどの計画とすることができる。このときの時間の管理は、通信制御手段402内にカレンダー手段を設けてもよいし、制御装置200のカレンダー手段206からの曜日データを取り込み利用することができる。
通信制御手段402は、このようなステップS300からステップS400までの処理を繰り返し実行している。
When it is determined in step S380 that the schedule control is not performed, the
The
このようにして、制御手段213が、自家発電設備300の発電量を予測発電量として推定し、この予測発電量と、発電量検出手段211が検出した自家発電設備の発電量とから、発電効率を判断するので、自家発電設備300が期待される発電量を発電してなければ、その状態を検出することができる。従って、自然エネルギーを利用した自家発電設備300を効率的に稼働させることができる
In this way, the
また、制御手段213は、発電効率を判定するときに、自家発電設備300の定格発電量に対する設置環境に応じた実発電量から求められた補正係数を乗じて予測発電量を算出しているので、自家発電設備の発電量を正確に推定することができる。
Further, when determining the power generation efficiency, the
また、需要家から電力会社へ自家発電設備300の発電量が送信されるので、この需要家の発電量から電力会社は電力系統の電圧上昇を予測して、遠制親局N2から遠制子局N1へ電力系統の自動電圧調整器やリアクトルなどに電圧上昇を抑制するような制御を送信することができる。
Further, since the power generation amount of the private
更に、制御手段213は、ステップS80にて検出された力率を、通信手段208を介して電力会社へ送信することで、電力会社から送信される制御信号に基づいて進相コンデンサ401の接続を制御するので、需要家単位で力率の制御を行うことができる。 Furthermore, the control means 213 transmits the power factor detected in step S80 to the electric power company via the communication means 208, thereby connecting the phase advance capacitor 401 based on the control signal transmitted from the electric power company. Since it controls, a power factor can be controlled per customer.
(実施の形態2)
次に、本発明の実施の形態2に係る電力需給装置について、図面に基づいて説明する。なお、図7においては、図2と同じ構成のものは同符号を付して説明を省略する。また、制御装置300としては、エネルギー量変換手段205と制御手段213のみを図示している。
(Embodiment 2)
Next, a power supply and demand apparatus according to Embodiment 2 of the present invention will be described based on the drawings. In FIG. 7, the same components as those in FIG. Further, as the
図7に示すように、自家発電設備300の自然エネルギー発電装置301として大規模な太陽光発電パネルが設置され、その周囲に自然エネルギー量検出手段105として小規模な太陽光発電パネルC1〜C4が設置されている。本実施の形態では、矩形状の自然エネルギー発電装置301の角部となる4カ所に太陽光発電パネルC1〜C4が設置されている。
As shown in FIG. 7, a large-scale solar power generation panel is installed as the natural energy
このように自然エネルギー量検出手段105(太陽光発電パネルC1〜C4)を配置することで、複数の太陽光発電パネルC1〜C4から自然エネルギーの強度が発電量として測定できる。そして、それぞれの太陽光発電パネルC1〜C4の発電量の時間的な変移から自家発電設備300の発電量を予測することができる。
Thus, by arrange | positioning the natural energy amount detection means 105 (solar power generation panel C1-C4), the intensity | strength of natural energy can be measured as a power generation amount from several solar power generation panel C1-C4. And the power generation amount of the private
例えば、太陽光発電パネルC1,C2の発電量が徐々に低下し、太陽光発電パネルC3,C4の発電量に変化がないものとすると、太陽光発電パネルC1,C2側から雲が移動していることが予測できる。従って、自然エネルギー発電装置301(大規模な太陽光発電パネル)の発電量は、太陽光発電パネルC1,C2の発電量が徐々に低下し始めた段階で、太陽光発電パネルC1,C2の発電量の低下速度に応じて低下することが予測できる。そして、自然エネルギー発電装置301の発電量が低下し、更に太陽光発電パネルC3,C4の発電量が低下することで、発電量の低下の原因が、汚れや故障ではなく、雲の移動であることを確認することができる。
このような手順により制御手段213は自然エネルギー発電装置301の周囲に配置した複数の太陽光発電パネルC1〜C4の発電量から自然エネルギー発電装置301の発電量を予測することができる。
For example, if the power generation amount of the solar power generation panels C1 and C2 gradually decreases and the power generation amount of the solar power generation panels C3 and C4 does not change, the clouds move from the solar power generation panels C1 and C2 side. Can be predicted. Therefore, the amount of power generated by the natural energy power generation apparatus 301 (large-scale photovoltaic power generation panel) is the amount of power generated by the photovoltaic power generation panels C1 and C2 when the power generation amount of the photovoltaic power generation panels C1 and C2 starts to gradually decrease. It can be predicted that the amount decreases according to the rate of decrease in the amount. And since the power generation amount of the natural energy
By such a procedure, the
なお、本実施の形態2では自然エネルギー量検出手段105を太陽光発電パネルを例に説明したが、照度計としても同様に発電量を予測することができる。また、自然エネルギー発電装置301が風力発電であっても同様である。
また、本実施の形態2では、矩形状の自然エネルギー発電装置301の角部となる4カ所に太陽光発電パネルC1〜C4を設置しているが、太陽光発電パネルを対向する角部に対応する2箇所や対辺に対応の2箇所に設置してもよい。また、横に長く太陽光発電パネルが設置されている場合は、発電量の予測精度を上げるために長手方向の中間部の上部,下部に自然エネルギー量検出手段105として機能する太陽光発電パネルを追加しても良い。
In the second embodiment, the natural energy amount detection means 105 has been described by taking a photovoltaic power generation panel as an example, but the power generation amount can be similarly predicted by using an illuminometer. The same applies to the case where the natural energy
Moreover, in this Embodiment 2, although the photovoltaic power generation panels C1-C4 are installed in four places used as the corner | angular part of the rectangular natural energy
以上、本発明の実施の形態について説明してきたが、本発明は前記実施例に限定されるものではない。例えば、本実施の形態では、電力需給装置を需要家の引込口に配置される負荷開閉器100およびこの負荷開閉器100を制御する制御装置200に適用しているが、別装置としてもよい。また、力率改善装置400を需要家の変電所に設けているため制御装置300と電力線を介して接続されているが、制御装置300と直接接続するように構成してもよい。
As mentioned above, although embodiment of this invention has been described, this invention is not limited to the said Example. For example, in the present embodiment, the power supply and demand device is applied to the
本発明は、電力会社の配電線への安定した電力供給および自家発電設備を所有する高圧需要家に好適である。 The present invention is suitable for high-voltage consumers who have stable power supply to power distribution lines of electric power companies and own power generation facilities.
100 負荷開閉器
101 開閉手段
102 零相電流検出手段
103 負荷電流検出手段
104 零相電圧・相間電圧検出手段
105 自然エネルギー量検出手段
200 制御装置
201 零相電流変換手段
202 開閉器トリップ手段
203 負荷電流変換手段
204 零相電圧・相間電圧変換手段
205 エネルギー量変換手段
206 カレンダー手段
207 記憶手段
208 通信手段
209 制御電源手段
210 警報接点手段
211 発電量検出手段
212 設定手段
213 制御手段
300 自家発電設備
301 自然エネルギー発電装置
302 パワーコンディショナ
303 トランス
400 力率改善装置
401 進相コンデンサ
402 通信制御手段
403 コンデンサ接続駆動手段
404 コンデンサ接続手段
A,B 配電用変電所
N1 遠制子局
N2 遠制親局
N3 コンセントレータ
L 負荷
S1 センサ内蔵開閉器
S2 常開開閉器
L1,L2 配電線
W 配電線遠制用通信線
P 支柱
DESCRIPTION OF
Claims (7)
前記自家発電設備の発電量を検出する発電量検出手段と、
前記自家発電設備より小規模に構成され、前記自家発電設備が利用する自然エネルギーの強度を計測する自然エネルギー量検出手段と、
前記自然エネルギー量検出手段が計測した自然エネルギーの強度に基づいて前記自家発電設備の発電量を予測発電量として推定し、自家発電設備の発電量と予測発電量とから前記自家発電設備の発電効率を判断する制御手段とを備えたことを特徴とする電力需給制御装置。 A power supply and demand control device installed in a customer who transmits the power generated by a private power generation facility using natural energy to a distribution line on the premises and supplies it to the load, and also transmits to the distribution line of the power company,
A power generation amount detecting means for detecting a power generation amount of the private power generation facility;
Natural energy amount detection means configured to be smaller than the private power generation facility and measure the intensity of natural energy used by the private power generation facility,
Based on the intensity of natural energy measured by the natural energy amount detection means, the power generation amount of the private power generation facility is estimated as a predicted power generation amount, and the power generation efficiency of the private power generation facility is calculated from the power generation amount of the private power generation facility and the predicted power generation amount. And a power supply / demand control apparatus comprising: a control means for determining
前記制御手段は、前記複数の自然エネルギー量検出手段からの自然エネルギーの強度の時間的な変移に基づいて予測発電量を算出する請求項1から3のいずれかの項に記載の電力需給制御装置。 A plurality of the natural energy amount detection means are provided around the private power generation facility,
The power supply / demand control apparatus according to any one of claims 1 to 3, wherein the control unit calculates a predicted power generation amount based on a temporal change in the intensity of natural energy from the plurality of natural energy amount detection units. .
前記制御手段は、前記通信手段を介して受信した前記電力会社からの制御信号に基づいて進相コンデンサの接続を制御する請求項1から6のいずれかの項に記載の電力需給制御装置。 The control means has a function of transmitting the power factor obtained from the voltage and current detected from the distribution line on the premises to the power company via the communication means,
The power supply / demand control apparatus according to any one of claims 1 to 6, wherein the control means controls connection of a phase advance capacitor based on a control signal from the electric power company received via the communication means.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2011235298A JP2013093996A (en) | 2011-10-26 | 2011-10-26 | Power supply and demand control apparatus |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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- 2011-10-26 JP JP2011235298A patent/JP2013093996A/en active Pending
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