JP2010148244A - 小売電力供給制御方法、そのためのコンピュータプログラム、及び小売電力供給システム - Google Patents
小売電力供給制御方法、そのためのコンピュータプログラム、及び小売電力供給システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP2010148244A JP2010148244A JP2008322887A JP2008322887A JP2010148244A JP 2010148244 A JP2010148244 A JP 2010148244A JP 2008322887 A JP2008322887 A JP 2008322887A JP 2008322887 A JP2008322887 A JP 2008322887A JP 2010148244 A JP2010148244 A JP 2010148244A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- amount
- generated
- retail
- power generation
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
- Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
Landscapes
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
【解決手段】 電力会社の保有する送電網(2-1)に接続された自家発電設備を備えた複数の需要家端末(1-3a)〜(1-3c)及び自家発電設備を保有しない需要家端末(1-3d)と、小売電力供給事業者のホストコンピュータ(1-1)とを通信回線(1-2)を介して接続し、前記各需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力が同時同量遵守義務をクリアするように前記自家発電設備の発電電力量を前記需要家端末を介して制御して、前記各需要家に電力を供給することを特徴とする小売電力供給システム。
【選択図】図1
Description
このことは電力の自由化、すなわち電力会社以外の者が電力を発電して需要化に販売する際に必ず考慮すべきことである。
電力会社の送配電網には電力会社の発電機以外の特定規模電気事業者の発電機が接続され、また需要家としては電力会社から供給を受ける需要家以外の特定規模電気事業者から電力の供給を受ける需要家も接続されることとなる。
しかし、この需要量と発電量を時々刻々一致させる制御の義務を特定規模電気事業者に負わせるのは無理があるので、電力会社は一定の時間間隔(30分又は1時間)の間においては需要量合計と発電量合計を一致させる義務を特定規模電気事業者に負わせている。
この義務を同時同量遵守義務という。
特定規模電力事業者の管理する発電機と、前記特定規模電力事業者と契約した電力需要家の負荷設備との間が、電力会社の送電線網を介して電力線で結ばれており、前記特定規模電力事業者において需給調整システムを備え、該需給調整システムは前記電力需要家における合計の負荷状況と前記発電機の合計の発電状況との各データを通信手段にて受けて、各データの実績値と計画値との比較を計算した結果を反映した発電量制御指令を前記発電機に発することを特徴とする電力需給方法。(請求項1)
しかし、複数の需要家の不規則に変化する負荷に合わせて同時同量遵守義務を果たすように発電機の発電量を制御することは簡単ではない。
電力会社の保有する送電網に接続された自家発電設備を備えた複数の需要家及び自家発電設備を保有しない需要家と契約して、前記各需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力が同時同量遵守義務をクリアするように前記自家発電設備の発電電力量を制御して、前記各需要家に電力を供給する小売電力供給事業者のホストコンピュータと、前記自家発電設備を備えた複数の需要家及び自家発電設備を保有しない需要家の各端末とを通信回線で接続した小売電力供給システムの小売電力供給制御方法であって、
前記小売電力供給事業者のホストコンピュータで、
前記需要家毎の受電電力量及び発電電力量を前記各需要家の端末から通信回線を介して収集する収集ステップと、
前記小売電力供給事業者のホストコンピュータで、前記需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力量を前記同時同量遵守義務に関わる第1の期間に亘って積算する総受電電力量積算ステップと、
前記総受電電力量積算ステップの実行に際して、前記第1の期間を細分化した第2の期間毎に、前記総受電電力量と供給電力量とを比較する判定ステップと、
前記判定ステップでの判断で供給電力量余剰の場合に、前記収集ステップで収集した前記自家発電設備毎の発電電力量を参照して、自家発電設備の発電電力量を減少させる発電電力量減少指令ステップと、
前記判定ステップでの判断で供給電力量が不足の場合に、前記収集ステップで収集した前記自家発電設備毎の発電電力量を参照して、自家発電設備の発電電力量を増加させる発電電力量増加指令ステップと、
とを含むことを特徴とする。
また、前記総受電電力量と供給電力量とを比較する判定ステップでは、所定の供給電力量許容値を考慮して判断されることを特徴とする。
また、前記自家発電設備の発電電力量を減少させる発電電力量減少指令は、少なくとも1台の稼働中の発電設備の最低発電電力量を残すように制御されることを特徴とする。
また、前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップにおける指令がで出ていない場合で、少なくとも2台の稼働中の発電設備の発電電力量がそれぞれ最低発電電力量である場合には、1台の発電設備を停止して、その分の発電電力量を他の発電設備に対して発電電力量の増加させる指令は出さないことを特徴とする。
また、前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップで各需要家毎に演算された発電電力量減少指令及び発電電力量増加指令は、前記需要家に備えられた発電機が1台の場合は、当該発電機に対する発電電力量減少指令及び発電電力量増加指令とされることを特徴とする。
また、前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップで各需要家毎に演算された発電電力量減少指令及び発電電力量増加指令は、前記需要家に複数台の発電機が含まれる場合は、複数台の発電機の発電電力量の合計として解して需要家に属する制御手段によって複数台の発電電力量が制御されることを特徴とする。
電力会社の保有する送電網に接続された自家発電設備を備えた複数の需要家端末及び自家発電設備を保有しない需要家端末と、小売電力供給事業者のホストコンピュータとを通信回線を介して接続し、前記各需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力量が同時同量遵守義務をクリアするように前記自家発電設備の発電電力量を前記需要家端末を介して制御して、前記各需要家に電力を供給することを特徴とする。
同一システムに、自家発電設備を備えた複数の需要家及び自家発電設備を保有しない複数の需要家を組込むことが可能になるので、個々の需要家単位で自家発電設備の発電電力量を制御して同時同量遵守義務を達成することに比較して、容易に同時同量遵守義務を達成することが可能になる。
また、使用電力量のパターンの異なった多数の需要家を同一システムに組込むことによって、各々の需要家の使用電力量のパターンを平準化することが可能になって、容易に同時同量遵守義務を達成することが可能になる。
また、発電設備を保有する需要家でも、従来は自己の発電設備を使用する時間は極めて少ない場合が多かったが、このシステムでは、自己の発電設備を他の需要家への電力量の供給に回すことが可能になるので、発電設備の使用効率が高くなるので、全体としてコストを下げることが可能になる。
図1において、1は本発明の小売電力供給システムであって、電力会社2の電力送電網2-1に接続されている。
電力会社の送電網2-1には、電力会社の保有する多数の発電機(1-n)及び電力会社の需要家(負荷)(1-n)が接続されている。
また、需要家の発電機としては、各需要家毎に1台の発電機を保有するものとして示しているが、需要家によっては複数台の発電機を保有しても良い。
また、図1には示されてはいないが、発電機のみを保有する事業者若しくは小売電力供給システムを運営する小売電力供給事業者が保有する発電機が1又は複数存在してもよい。
また、本発明の小売電力供給システムは、契約電力の関係から電力会社単位で形成するのが望ましい。
・各需要家(負荷)の1分毎に測定した受電電力量を収集する。(ステップS1)
・各需要家の1分毎に測定した発電電力量を収集する。(ステップS2)
・前記ステップS1,S2で収集して3分毎に積算した時点が00分か30分か否かの判断をする。(ステップS3)
・ステップS3の判断がNo(00分又は30分)の場合には、処理を終了する。
・ステップS3の判断がYes(00分又は30分以外)の場合には、収集した時点の総受電電力量と供給電力量を比較する。(ステップS4)
また、供給電力量は小売電力供給システムを運営する小売電力供給事業者が需要家に供給可能な30分毎の電力量であって、そこには電力会社との契約された30分毎の電力量に、その30分間に発電機で発電した発電電力量が含まれる。
なお、図1では示されていないが、電力会社との契約された30分毎の電力量に付加される電力量としては、小売電力供給システムを運営する小売電力供給事業者による発電電力量以外に、小売電力供給システムを運営する田の小売電力供給事業者による発電電力量及び電力市場(JEPX)からの調達による電力量を含めることもできる。
また、αは電力会社との契約された30分毎の電力量の変動許容値であって、ここでは3%である。
・ステップS4の判断がYesの場合は、電力会社との契約された30分毎の電力量の制限内で供給電力量が余剰であるので、発電機の全てが停止中であるか否かの判断をする。(ステップS5)
・ステップS5の判断がYesの場合は、発電機の全てが停止中であるので、発電量を減少させることができないので、現状維持のままで処理を終了する。
・ステップS5の判断がNoの場合は、発電機の内稼働中のものが存在するので、稼働中の発電量を減少させるための処理に移行する。(この処理については後述する。)
・ステップS6の判断がNoの場合は、収集した時点の総受電電力量が供給電力量よりも多いがその差は供給電力量許容値(3%)以内であるので、現状維持のままで処理を終了する。
・ステップS6の判断がYesの場合は、稼働中の発電機の発電量を増加させるか、新たに発電機を起動させる必要があるので、そのための処理に移行する。(この処理については後述する。)
なお、上記ステップS4〜ステップS6の判断は、各需要家の受電電力量及び発電機の発電電力量を1分毎に収集して積算して3分毎に実行する。
・種々の設定値等を初期化する。(ステップS11)
・各需要家(発電機)毎の定数のシステムへの取込。(ステップS12)
取込まれる定数としては、発電機の停止及び発電量の減少の優先順位、制御設定値変更可能フラグ、特殊フラグ、「制御設定値(HR)」の最大値、「制御設定値(HR)」の最小値、LR定数等がある。
・各需要家毎の運転状態の取込。(ステップS13)
取込まれる運転状態としては、需要家毎の、起点(00分又は30分)からの、受電電力量、起点からの発電電力量、直近収集周期の受電電力量、直近収集周期の発電電力量、前回の制御設定値、故障中フラグ等がある。
・次に、ステップS12で取込んだ需要家の発電機の停止及び発電電力量の減少の優先順位に基づいて優先順位の高い需要家(発電機が1台の場合は発電機の発電電力量、需要家に複数台の発電機がある場合には合計の発電電力量になる)について演算(判断)する。(ステップS15)
・当該需要家の発電電力量の制御設定値が変更可能か否かの判断をする。(ステップS16)
・ステップS16の判断がYesの場合、更に、当該需要家の発電機が運転中であるか否かの判断をする。(ステップS17)
・ステップS17の判断がYesの場合、ΔPを当該需要家で全量受電可能か否か?(即ち、発電電力量ΔPを当該需要家で減少させた場合に、図2のステップS4の判断でNoの判断が可能か否か)の判断をする。(ステップS18)
・ステップS18の判断がNoの場合、ΔPの一部を当該需要家で受電可能か否か?(即ち、発電電力量ΔPを当該需要家では減少させることができないが、その一部ΔP1を減少することができるか否か)の判断をする。(ステップS20)
・ステップS20の判断がYesの場合、当該需要家で減少可能な発電電力量ΔP1を計算する。(ステップS21)
・ステップS21の計算処理結果に応じて、当該需要家の受電量を直近の受電電力量+ΔP1(即ち、当該需要家の発電電力量を直近の発電電力量−ΔP1)にする制御設定値(HR)を出力する。(ステップS22)
・ステップS22の処理の後、ΔPの残り(ΔP−ΔP1)について、優先順位の順に判断する。(ステップS23)
・ステップS16及びステップS17の判断がNoの場合は、ステップS15に戻って処理を繰り返す。
・種々の設定値等を初期化する。(ステップS31)
・各需要家(発電機)毎の定数のシステムへの取込。(ステップS32)
取込まれる定数としては、発電機の停止及び発電量の減少の優先順位、制御設定値変更可能フラグ、特殊フラグ、「制御設定値(HR)」の最大値、「制御設定値(HR)」の最小値、LR定数等がある。
・各需要家毎の運転状態の取込。(ステップS33)
取込まれる運転状態としては、需要家毎の、起点(00分又は30分)からの、受電電力量、起点からの発電電力量、直近収集周期の受電電力量、直近収集周期の発電電力量、前回の制御設定値、故障中フラグ等がある。
・次に、ステップS32で取込んだ発電機の起動及び発電量の増加の優先順位に基づいて優先順位の高い需要家の発電電力量について演算(判断)する。(ステップS35)
・当該需要家の発電電力量の制御設定値が変更可能か否かの判断をする。(ステップS36)
・ステップS36の判断がYesの場合、更に、発電電力量を増加できるか否かの判断をする。(ステップS37)
・ステップS37の判断がYesの場合、ΔPを当該1需要家で全量増加することが可能か否かの判断をする。(ステップS38)
・ステップS38の判断がNoの場合、ΔPの一部を当該需要家の発電機で発電可能か否か?(即ち、発電電力量ΔPを当該需要家では増加させることができないが、その一部ΔP1を増加することができるか否か)の判断をする。(ステップS40)
・ステップS40の判断がYesの場合、当該需要家で増加可能な発電電力量ΔP1を計算する。(ステップS41)
・ステップS41の計算処理結果に応じて、当該需要家の発電電力量を直近の発電電力量+ΔP1(即ち、当該需要家の受電電力量を直近の受電電力量−ΔP1)にする制御設定値(HR)を出力する。(ステップS42)
・ステップS42の処理の後、ΔPの残り(ΔP−ΔP1)について、優先順位の順に判断する。(ステップS43)
・ステップS36及びステップS37の判断がNoの場合は、ステップS35に戻って処理を繰り返す。
図5〜図8では、発電機を備えたA,Bの需要家と、発電機を有しない需要家Cの例である。
しかし、需要家Aの発電機の発電電力量が余剰分よりも少ないので、需要家Aの発電機を停止させても、余剰な電力量は少なくはなるが依然として余剰な状態である。
この場合は、需要家Aの発電機の発電電力量が余剰分よりも多いので、需要家Aの発電機の発電電力量を少なくすることで、適量な状態にすることができる。
この場合、需要家AとBの発電電力量の減少の優先順位は需要家Bが高いので、需要家Bの発電機の発電電力量を減少(発電機の停止)させた状態では、余剰な電力量は少なくはなるが依然として余剰な状態である。
そこで、優先順位の次に高い需要家Aの発電電力量を減少させることによって、適量な状態にすることができる。
この場合、需要家AとBの発電電力量の減少の優先順位が需要家Bが高く、需要家Bの発電機の発電電力量が余剰分よりも多いので、需要家Bの発電機の発電電力量を減少させるのみで、適量な状態にすることができる。
しかし、需要家A発電機の発電電力量は最低の状態(次の発電電力量の増加のための待機状態)で、これ以上は発電電力量を減少することができないので、現状維持となる。
図9は、30分毎の目標である契約(供給)電力量W30に総受電電力量を制御している状態を示している。
図9の横軸は時間(分)であって、30分毎に初期化される。
また縦軸は、総受電電力量であって、1分毎に収集された値が、3分毎に目標値(30分毎の契約電力量の1/10)と比較される。
次の6分の時点では、発電機の発電電力量を減少したために、総受電電力量w6'が目標であるw6に一致している(図7の状態)で基本的には現状維持する。)
次の9分の時点では、需要家の負荷の変動等で、総受電電力量w9'が目標であるw9に対して不足している(図8の状態)ので、次の3分間に発電機の発電電力量を増加させる。
このように、同時同量遵守義務が30分毎であるの対して、本発明では、30分を10分の1の時間毎に区切って、判断及び発電電力量の減少及び増加の指令を各需要家に出すことによって、より確実に同時同量遵守義務を達成することが可能になる。
また、電力会社の時間別の電力量の単価と個々の発電設備の発電コストや、発電電力量の増減に関する制御のし易さ等を考慮することによって、よりシステム全体の運営コストを削減することが可能になる。
1-1:小売電力供給システムホストコンピュータ
1-2:通信網
1-3a,1-3b,1-3c,1-3d:需要家
2:電力会社送電網
2-1:電力会社送電網
2-2:電力会社発電機
2-3:電力会社需要家(負荷)
Claims (11)
- 電力会社の保有する送電網に接続された自家発電設備を備えた複数の需要家及び自家発電設備を保有しない需要家と契約して、前記各需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力量が同時同量遵守義務をクリアするように前記自家発電設備の発電電力量を制御して、前記各需要家に電力を供給する小売電力供給事業者のホストコンピュータと、前記自家発電設備を備えた複数の需要家及び自家発電設備を保有しない需要家の各端末とを通信回線で接続した小売電力供給システムの小売電力供給制御方法であって、
前記小売電力供給事業者のホストコンピュータで、
前記需要家毎の受電電力量及び発電電力量を前記各需要家の端末から通信回線を介して収集する収集ステップと、
前記小売電力供給事業者のホストコンピュータで、前記需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力量を前記同時同量遵守義務に関わる第1の期間に亘って積算する総受電電力量積算ステップと、
前記総受電電力量積算ステップの実行に際して、前記第1の期間を細分化した第2の期間毎に、前記総受電電力量と供給電力量とを比較する判定ステップと、
前記判定ステップでの判断で供給電力量が余剰の場合に、前記収集ステップで収集した前記自家発電設備毎の発電電力量を参照して、自家発電設備の発電電力量を減少させる発電電力量減少指令ステップと、
前記判定ステップでの判断で供給電力量が不足の場合に、前記収集ステップで収集した前記自家発電設備毎の発電電力量を参照して、自家発電設備の発電電力量を増加させる発電電力量増加指令ステップと、
とを含むことを特徴とする小売電力供給制御方法。 - 前記第1の期間は30分、第2の期間は3分であると共に、前記収集ステップの収集タイミングは1分毎である、ことを特徴とする請求項1に記載の小売電力供給制御方法。
- 前記総受電電力量と供給電力量とを比較する判定ステップでは、所定の供給電力量許容
値を考慮して判断される、ことを特徴とする請求項1又は2に記載の小売電力供給制御方法。 - 前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップは、各需要家の発電設備の優先順位に基づいて各需要家毎に個別に演算されることを特徴とする請求項1〜3のいずれか1項に記載の小売電力供給制御方法。
- 前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップで各需要家毎に演算された発電電力量減少指令及び発電電力量増加指令は、前記需要家に備えられた発電機が1台の場合は、当該発電機に対する発電電力量減少指令及び発電電力量増加指令とされることを特徴とする請求項4に記載の小売電力供給制御方法。
- 前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップで各需要家毎に演算された発電電力量減少指令及び発電電力量増加指令は、前記需要家に複数台の発電機が含まれる場合は、複数台の発電機の発電電力量の合計として解して需要家に属する制御手段によって複数台の発電電力量が制御されることを特徴とする請求項4に記載の小売電力供給制御方法。
- 前記自家発電設備の発電電力量を減少させる発電電力量減少指令は、少なくとも1台の稼働中の発電設備の最低発電電力量を残すように制御されることを特徴とする請求項1〜6のいずれか1項に記載の小売電力供給制御方法。
- 前記発電電力量減少指令ステップ及び発電電力量増加指令ステップにおける指令が出ていない場合で、少なくとも2台の稼働中の発電設備の発電電力量がそれぞれ最低発電電力量である場合には、1台の発電設備を停止して、その分の発電電力量を他の発電設備に対して発電電力量の増加させる指令は出さないことを特徴とする請求項1〜7のいずれか1項に記載の小売電力供給制御方法。
- 前記請求項1〜8に記載の各ステップを前記小売電力供給事業者のホストコンピュータに実行させることを特徴とするコンピュータプログラム
- 電力会社の保有する送電網に接続された自家発電設備を備えた複数の需要家端末及び自家発電設備を保有しない需要家端末と、小売電力供給事業者のホストコンピュータとを通信回線を介して接続し、前記各需要家毎の受電電力量の合計である総受電電力量が同時同量遵守義務をクリアするように前記自家発電設備の発電電力量を前記需要家端末を介して制御して、前記各需要家に電力を供給することを特徴とする小売電力供給システム。
- 前記電力会社の保有する送電網に接続された自家発電設備には、前記複数の需要家の保有する自家発電設備以外に前記小売電力供給事業者の保有する発電設備が含まれることを特徴とする請求項10に記載の小売電力供給システム。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008322887A JP5103368B2 (ja) | 2008-12-18 | 2008-12-18 | 小売電力供給制御方法、そのためのコンピュータプログラム、及び小売電力供給システム |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008322887A JP5103368B2 (ja) | 2008-12-18 | 2008-12-18 | 小売電力供給制御方法、そのためのコンピュータプログラム、及び小売電力供給システム |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2010148244A true JP2010148244A (ja) | 2010-07-01 |
JP5103368B2 JP5103368B2 (ja) | 2012-12-19 |
Family
ID=42568078
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2008322887A Expired - Fee Related JP5103368B2 (ja) | 2008-12-18 | 2008-12-18 | 小売電力供給制御方法、そのためのコンピュータプログラム、及び小売電力供給システム |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5103368B2 (ja) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013118725A (ja) * | 2011-12-01 | 2013-06-13 | Osaka Gas Co Ltd | 電力託送支援装置 |
CN104392287A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-03-04 | 国家电网公司 | 一种500kV/220kV受端电网分区方法 |
JP2016021862A (ja) * | 2015-08-13 | 2016-02-04 | ヤフー株式会社 | 電力小売管理装置および電力小売管理方法 |
JP2017118610A (ja) * | 2015-12-21 | 2017-06-29 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | 制御システム、制御方法及びプログラム |
WO2017131094A1 (ja) * | 2016-01-28 | 2017-08-03 | 京セラ株式会社 | 発電システム、発電システムの制御方法、及び発電装置 |
JP2017189109A (ja) * | 2011-09-26 | 2017-10-12 | 京セラ株式会社 | 電力管理システム、電力管理方法及び電力管理装置 |
JP2017204949A (ja) * | 2016-05-12 | 2017-11-16 | 株式会社日立製作所 | 電力供給システム |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003304642A (ja) * | 2002-04-09 | 2003-10-24 | Hitachi Ltd | 電力託送管理方法及び管理システム |
JP2004040956A (ja) * | 2002-07-05 | 2004-02-05 | Osaka Gas Co Ltd | 電力供給管理方法 |
JP2004056996A (ja) * | 2002-05-31 | 2004-02-19 | Hitachi Ltd | 地域電力情報監視システムおよびその運用方法 |
JP2004112910A (ja) * | 2002-09-18 | 2004-04-08 | Hitachi Ltd | 送電端電力監視方法及び監視システム |
-
2008
- 2008-12-18 JP JP2008322887A patent/JP5103368B2/ja not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003304642A (ja) * | 2002-04-09 | 2003-10-24 | Hitachi Ltd | 電力託送管理方法及び管理システム |
JP2004056996A (ja) * | 2002-05-31 | 2004-02-19 | Hitachi Ltd | 地域電力情報監視システムおよびその運用方法 |
JP2004040956A (ja) * | 2002-07-05 | 2004-02-05 | Osaka Gas Co Ltd | 電力供給管理方法 |
JP2004112910A (ja) * | 2002-09-18 | 2004-04-08 | Hitachi Ltd | 送電端電力監視方法及び監視システム |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2017189109A (ja) * | 2011-09-26 | 2017-10-12 | 京セラ株式会社 | 電力管理システム、電力管理方法及び電力管理装置 |
US10115169B2 (en) | 2011-09-26 | 2018-10-30 | Kyocera Corporation | Power management system, power management method, and upper power management apparatus |
US10614534B2 (en) | 2011-09-26 | 2020-04-07 | Kyocera Corporation | Power management system, power management method, and upper power management apparatus |
JP2013118725A (ja) * | 2011-12-01 | 2013-06-13 | Osaka Gas Co Ltd | 電力託送支援装置 |
CN104392287A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-03-04 | 国家电网公司 | 一种500kV/220kV受端电网分区方法 |
JP2016021862A (ja) * | 2015-08-13 | 2016-02-04 | ヤフー株式会社 | 電力小売管理装置および電力小売管理方法 |
JP2017118610A (ja) * | 2015-12-21 | 2017-06-29 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | 制御システム、制御方法及びプログラム |
WO2017131094A1 (ja) * | 2016-01-28 | 2017-08-03 | 京セラ株式会社 | 発電システム、発電システムの制御方法、及び発電装置 |
JPWO2017131094A1 (ja) * | 2016-01-28 | 2018-10-25 | 京セラ株式会社 | 発電システム、発電システムの制御方法、及び発電装置 |
JP2017204949A (ja) * | 2016-05-12 | 2017-11-16 | 株式会社日立製作所 | 電力供給システム |
JP2020043757A (ja) * | 2016-05-12 | 2020-03-19 | 株式会社日立製作所 | 電力供給システム |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP5103368B2 (ja) | 2012-12-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11757304B2 (en) | Versatile site energy router | |
JP5103368B2 (ja) | 小売電力供給制御方法、そのためのコンピュータプログラム、及び小売電力供給システム | |
Fleer et al. | Impact analysis of different operation strategies for battery energy storage systems providing primary control reserve | |
Kiran et al. | Demand response and pumped hydro storage scheduling for balancing wind power uncertainties: A probabilistic unit commitment approach | |
Simoglou et al. | Optimal self-scheduling of a thermal producer in short-term electricity markets by MILP | |
JP7179500B2 (ja) | 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラム | |
KR20210125040A (ko) | 재생 가능 발전 자원 및 전하 저장 장치의 통합 제어 | |
Tur et al. | Impact of demand side management on spinning reserve requirements designation | |
JP6050938B2 (ja) | 電力供給システム、電力供給制御装置、電力供給方法及びプログラム | |
WO2013046657A1 (ja) | 充放電システム | |
KR102072143B1 (ko) | 복수의 수용가를 대상으로 전력을 효율적으로 공급하고 남는 전력을 매전할 수 있는 시스템 및 방법 | |
JP2015080411A (ja) | 電力制御システム | |
KR101202576B1 (ko) | 풍력발전과 전력저장장치가 연계된 전력시스템 및 그 제어방법 | |
JP2003199249A (ja) | 電力供給網の運用方法とそのシステム | |
JP4192131B2 (ja) | 二次電池を用いた発電計画方法および発電計画装置 | |
KR101918625B1 (ko) | 에너지 저장 장치를 이용하여 복수의 수용가를 대상으로 전력 서비스를 제공하는 시스템 및 방법 | |
KR101146911B1 (ko) | 분산전원이 포함된 전력수급계획 산정장치 및 그 방법 | |
JP6994693B2 (ja) | 電力制御装置及び電力システム | |
JP4508748B2 (ja) | 自家発電装置集中管理システム | |
Zakariazadeh et al. | Optimum simultaneous clearing of energy and spinning reserve markets with high penetration of wind power | |
JP4031412B2 (ja) | 電力託送における発電電力制御装置及びプログラム | |
Al-Obaidi et al. | Power restoration in integrated power and gas distribution grids | |
Khorsand et al. | Interruptible load participation as operating reserve in joint energy and spinning reserve markets using stochastic security analysis | |
JP2020048370A (ja) | 電力管理方法および電力管理システム | |
Soumya et al. | Reliability improvement considering reactive power aspects in a smart grid with Demand Side Management |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20100730 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20111114 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120110 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120305 |
|
RD02 | Notification of acceptance of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422 Effective date: 20120305 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20120918 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20121001 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20151005 Year of fee payment: 3 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |