JP2012157160A - 電力制御システム - Google Patents

電力制御システム Download PDF

Info

Publication number
JP2012157160A
JP2012157160A JP2011013980A JP2011013980A JP2012157160A JP 2012157160 A JP2012157160 A JP 2012157160A JP 2011013980 A JP2011013980 A JP 2011013980A JP 2011013980 A JP2011013980 A JP 2011013980A JP 2012157160 A JP2012157160 A JP 2012157160A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power
consumer
control system
price
incentive
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.)
Pending
Application number
JP2011013980A
Other languages
English (en)
Inventor
Hideki Hayashi
秀樹 林
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toshiba Corp
Original Assignee
Toshiba Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toshiba Corp filed Critical Toshiba Corp
Priority to JP2011013980A priority Critical patent/JP2012157160A/ja
Priority to KR1020137021304A priority patent/KR20130108665A/ko
Priority to CN2011800645326A priority patent/CN103299335A/zh
Priority to PCT/JP2011/073315 priority patent/WO2012101873A1/ja
Priority to EP11857235.3A priority patent/EP2669861A1/en
Publication of JP2012157160A publication Critical patent/JP2012157160A/ja
Priority to US13/943,458 priority patent/US20130304550A1/en
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q30/00—Commerce
    • G06Q30/02—Marketing; Price estimation or determination; Fundraising
    • G06Q30/0207—Discounts or incentives, e.g. coupons or rebates
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/008—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks involving trading of energy or energy transmission rights
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • 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
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin
    • 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
    • Y04S10/123—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation the energy generation units being or involving renewable energy sources
    • 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
    • Y04S50/00—Market activities related to the operation of systems integrating technologies related to power network operation or related to communication or information technologies
    • Y04S50/10—Energy trading, including energy flowing from end-user application to grid
    • 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
    • Y04S50/00—Market activities related to the operation of systems integrating technologies related to power network operation or related to communication or information technologies
    • Y04S50/14—Marketing, i.e. market research and analysis, surveying, promotions, advertising, buyer profiling, customer management or rewards

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Finance (AREA)
  • Accounting & Taxation (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

【課題】需要家が発電または蓄電した電力を系統に注入した場合の報償（インセンティブ）を明確にする。
【解決手段】発電所１、需要家５およびセンタ装置１００が電力線６で接続された電力制御システムであって、需要家は、電力を発生する電力発生装置２０９、２１０を備え、センタ装置は、電力発生装置により発生された電力のうち系統に注入された電力量に、発電所側の電力供給に余力がある場合のインセンティブ係数Ｌを乗じた値で示される報償を需要家にフィードバックする。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、供給側と需要側との間で相互に融通される電力を制御する電力制御システムに関する。
従来、電力の需要と供給のアンバランスが生じた場合、電力の供給側である発電設備の出力を調整することにより、電力の需給調整が行われている。これは、電力の需要側は、電力を制御できない要素として扱わざるを得ないためである。しかしながら、需要のピーク時を基準として発電設備を用意するとムダが多く、また、送電網自体が自然災害などに弱く、復旧に手間取るという問題があった。そこで、電力供給の拠点を分散し、需要側と供給側と間で電力のやりとりができる賢い送電網が望まれている。
このような要望に応えるものとして、近年、スマートグリッド（smart grid; 知的な電力網）が提案されている。スマートグリッドは、人工知能や通信機能を搭載した計測機器等を設置して電力需給を自動的に調整する機能を持たせることにより、電力の流れを供給側および需要側の両方から人の手を介さずに制御し、省エネとコスト削減および信頼性と透明性（公平性）の向上を最適化できるようにした電力網である。
ところで、スマートグリッドでは、需要家が発電または蓄電した電力を系統に注入した場合、注入した電力量に見合った報償（インセンティブ）のフィードバックについては明確なルールが存在しない。
特開２００１−３５７２３７号公報
上述したように、従来の電力制御システムでは、需要家が発電または蓄電した電力を系統に注入した場合の報償（インセンティブ）のフィードバックについては明確なルールが存在しないので、これを明確にしたいという課題がある。
上記の課題を解決するために、実施形態に係る電力制御システムによれば、発電所、需要家およびセンタ装置が電力線で接続された電力制御システムであって、需要家は、電力を発生する電力発生装置を備え、センタ装置は、電力発生装置により発生された電力のうち系統に注入された電力量に、発電所側の電力供給に余力がある場合のインセンティブ係数Ｌを乗じた値で示される報償を需要家にフィードバックすることを特徴とする。
第１の実施形態に係る電力制御システムの構成を示すブロック図である。 第１の実施形態に係る電力制御システムで使用されるセンタ装置の構成を示すブロック図である。 第１の実施形態に係る電力制御システムの第２記憶部への係数の記憶例を示す図である。 第１の実施形態に係る電力制御システムの第３記憶部への記憶例を示す図である。 第１の実施形態に係る電力制御システムの需要家の構成を示すブロック図である。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ判定処理を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ１の送信処理を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ２の送信処理を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ３の送信処理を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ１の料金計算処理を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ２の料金計算処理を示すフローチャートである。 第１の実施形態に係る電力制御システムのセンタ装置で実行されるフェーズ３の料金計算処理を示すフローチャートである。
以下、本発明の実施形態の電力制御システムを図面を参照しながら詳細に説明する。
（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態に係る電力制御システムの構成を示すブロック図である。この電力制御システムは、発電所１、大口太陽光発電システム２、大口蓄電システム３、電力会社４および複数の需要家５1〜５n（ｎは正の整数）が電力線６で接続されて構成されている。なお、以下では、複数の需要家５1〜５nの各々を特に区別する必要がない場合は、「需要家５」で代表する場合もある。
発電所１は、例えば火力発電所、水力発電所または原子力発電所などから構成されており、電力を発生して電力線６に出力する。大口太陽光発電システム２は、メガソーラーとも呼ばれ、光電変換により電力を発生して電力線６に出力する。大口蓄電システム３は、例えば夜間電力などを蓄電しておき、必要に応じて蓄電されている電力を電力線６に出力する。
電力会社４はセンタ装置１００を備えており、このセンタ装置１００を用いて、電力の需要および供給の制御、複数の需要家５1〜５nに対する課金などの処理を行う。このセンタ装置１００については、後に詳細に説明する。
複数の需要家５1〜５nは、例えば一般家庭、工場または事務所などから構成されており、電力線６から供給される電力を消費するとともに、自家で発電した電力を消費し、余剰の電力を電力線６に出力することにより系統に注入する。需要家５の詳細は後述する。
電力線６は、発電所１、大口太陽光発電システム２、大口蓄電システム３、電力会社４および需要家５の相互間で電力を送受するとともに、伝送信号の送受、つまり電力線搬送による通信に使用される。なお、電力線６を用いた電力線搬送による通信の代わりに、専用線、無線またはインターネット（いずれも図示は省略）を用いて通信を行うように構成することもできる。
次に、センタ装置１００の詳細について説明する。図２は、第１の実施形態に係る電力制御システムで使用されるセンタ装置１００の構成を示すブロック図である。センタ装置１００は、タイマ１０１、通信部１０２、出力部１０３、第１記憶部１０４、第２記憶部１０５、第３記憶部１０６、入力部１０７および制御部１０８を備えている。
タイマ１０１は、日時を計時する。このタイマ１０１で計時された日時は、日時データとして制御部１０８に送られる。
通信部１０２は、電力線６から電力線搬送による通信によって送られてくる発電量を示す情報（発電量データｕ）を取得する。なお、発電量を示す情報には、発電所１で発電された発電量および需要家５で発電された発電量を含む。また、通信部１０２は、電力線６を用いた電力線搬送によって、複数の需要家５1〜５nのスマートメータ２０１（詳細は後述）と通信し、消費電力量に関する情報（電力使用データｖ）を取得する。
また、通信部１０２は、電力線６を用いた電力線搬送によって、複数の需要家５1〜５nのスマートメータ２０１に対し、負荷を減らして欲しい旨の指示または負荷を強制的に切り離す旨の指示を送る。さらに、通信部１０２は、電力線６を用いた電力線搬送によって、複数の需要家５1〜５nに対し、インセンティブに係るデータ（数値）を送る。
出力部１０３は、インセンティブに係るポイントを反映したカードを発行する。また、出力部１０３は、需要家５1〜５n毎に、インセンティブを反映した月毎の電力料金を銀行等の金融機関に送信する。
第１記憶部１０４は、パラメータＧ1〜Ｇ6を記憶する。各パラメータは、以下のように定義されている。この第１記憶部１０４の内容は、制御部１０８により読み出される。
Ｇ1：上位系統（隣接系統）の発電単価
Ｇ2：スマートグリッド内の発電単価
Ｇ3：リファレンス地区（小さい地区）の価格（他または自スマートグリッドの電力価格を参照して決められる価格）
Ｇ4：系統の電力余力から決まる価格
Ｇ5：戦略的価格（商業的価格）
Ｇ6：過去の時間の価格（過去の価格と未来予測した価格）
第２記憶部１０５は、以下に示す係数を記憶する。係数は予め設定された数値であり、後述するフェーズ１〜３（詳細は後述）で異なる。この第２記憶部１０５の内容は、制御部１０８により読み出される。図３は、係数の記憶例を示す。
ａ1、ａ2、ａ3、ａ4、ａ5、ａ6
ｂ1、ｂ2、ｂ3、ｂ4、ｂ5、ｂ6
ｃ1、ｃ2、ｃ3、ｃ4、ｃ5、ｃ6
第３記憶部１０６は、各需要家の時間帯毎の電力料金Ｋｘ、インセンティブ料金Ｌｘ、ＮｘおよびＮｘを記憶する。インセンティブ料金Ｌｘ、ＭｘおよびＮｘは次のように計算される。
まず、インセンティブ係数Ｌ、ＭおよびＮが計算される。ここで、インセンティブ係数Ｌは需要家から系統へ電力を供給した時のインセンティブ（単位時間における１ｋＷｈあたりの単価）であり、Ｇ1〜Ｇ6の少なくとも１つを含む関数、例えば下記式（１）により求められる。
Ｌ＝ａ1Ｇ1＋ａ2Ｇ2＋ａ3Ｇ3＋ａ4Ｇ4＋ａ5Ｇ5＋ａ6Ｇ6…（１）
インセンティブ係数Ｍは、需要家が選択して負荷を切断した場合のインセンティブであり、Ｇ1〜Ｇ6の少なくとも１つを含む関数、例えば下記式（２）により求められる。
Ｍ＝ｂ1Ｇ1＋ｂ2Ｇ2＋ｂ3Ｇ3＋ｂ4Ｇ4＋ｂ5Ｇ5＋ｂ6Ｇ6…（２）
インセンティブ係数Ｎは、強制的に需要家の負荷が切断された場合のインセンティブであり、Ｇ1〜Ｇ6の少なくとも１つを含む関数、例えば下記式（３）により求められる。
Ｎ＝ｃ1Ｇ1＋ｃ2Ｇ2＋ｃ3Ｇ3＋ｃ4Ｇ4＋ｃ5Ｇ5＋ｃ6Ｇ6…（３）
次に、インセンティブ料金Ｌｘ、ＭｘおよびＮｘが下記式（４）〜（６）を用いて計算される。
Ｌｘ＝Ｌ＊ＰｋＷｈ／時＊Ｔ…（４）
Ｍｘ＝Ｍ＊ＰAｋＷｈ／時＊Ｔ…（５）
Ｎｘ＝Ｎ＊ＰBｋＷｈ／時＊Ｔ…（６）
ここで、
Ｔ：単位時間
Ｐ：需要家での消費電力量／時
ＰA：需要家で節約した電力量／時
ＰB：需要家で節約した電力量／時
図４は、第３記憶部１０６への記憶例を示す図であり、単位時間Ｔは１時間としている。ここで、フェーズ１は、発電所１側の電力供給に余力がある状態である。この場合、ａ1〜ａ6は低い（小さい）。フェーズ２は需要家に負荷の切り離しを依頼する状態であり、需要家５では需要家端末２０２（詳細は後述する）を見て選択的に負荷が停止される。この場合、ａ1〜ａ6およびｂ1〜ｂ6は中程度である。フェーズ３は需要家の負荷を強制的に切断する状態である。この場合、需要家５のスマートメータ２０１にて電力供給が切断され、ａ1〜ａ6およびｃ1〜ｃ6は高い（大きい）。
入力部１０７は、需要家の住所、契約電流などといった需要家情報を入力する。この入力部１０７から入力された需要家情報は、制御部１０８に送られる。制御部１０８は、センタ装置１００の全体を制御する。センタ装置１００の詳細については後述する。
次に、需要家５の詳細について説明する。図５は、第１の実施形態に係る電力制御システムで使用される需要家５の構成を示すブロック図である。需要家５は、スマートメータ２０１、需要家端末２０２、開閉スイッチ２０３〜２０５、負荷２０６〜２０８、太陽光発電装置２０９および蓄電池２１０を備えている。スマートメータ２０１、開閉スイッチ２０３〜２０５、太陽光発電装置２０９および蓄電池２１０の間は、内部電力線２２０で接続されている。
スマートメータ２０１は、開閉スイッチ２１１、使用量の計量器２１２、発電量の計量器２１３を備えている。開閉スイッチ２１１は、電力線６から送られてくる電力を内部電力線２２０に出力するかどうかを制御する。この開閉スイッチ２１１がオンにされている場合には、電力線６から供給された電力が内部電力線２２０に出力される。
使用量の計量器２１２は、電力線６から開閉スイッチ２１１を介して内部電力線２２０に出力された電力量を計量する。発電量の計量器２１３は、太陽光発電装置２０９および／または蓄電池２１０から内部電力線２２０を経由して電力線６に出力され且つ系統に注入された電力量を計量する。
需要家端末２０２は、表示器２０２ａを備えている。この需要家端末２０２は、電力線搬送による通信によって電力線６からスマートメータ２０１を経由して送られてくるデータを受信して表示器２０２ａに表示する。また、需要家端末２０２は、電力線搬送による通信によって電力線６からスマートメータ２０１を経由して送られてくるデータを受信し、受信したデータに基づき制御信号を生成して開閉スイッチ２０３〜２０５に送る。これにより、開閉スイッチ２０３〜２０５のオン／オフが制御される。
開閉スイッチ２０３〜２０５は、需要家端末２０２からの制御信号にしたがって、電力線６からスマートメータ２０１を経由して供給された電力、あるいは、太陽光発電装置２０９または蓄電池２１０から内部電力線２２０に出力された電力を負荷２０６〜２０８にそれぞれ送るかどうかを制御する。
負荷２０６〜２０８は、需要家５に備えられた電気機器などから構成されている。太陽光発電装置２０９は、太陽光を光電変換することにより電力を発生して内部電力線２２０に出力する。蓄電池２１０は、電力（例えば夜間電力）を蓄電しておき、必要に応じて内部電力線２２０に出力する。本発明の電力発生装置は、太陽光発電装置２０９または蓄電池２１０の少なくとも１つから構成されている。
次に、上記のように構成される電力制御システムの動作を説明する。以下では、センタ装置１００の動作を中心に説明する。
図６は、センタ装置１００で実行されるフェーズ判定処理を示すフローチャートである。フェーズ判定処理では、まず、発電量データｕと電力使用データｖが取得される（ステップＳ１１）。すなわち、制御部１０８は、電力線６から通信部１０２を経由して、発電量データｕおよび電力使用データｖを取得する。
次に、発電量データｕから電力使用データｖを減じた差ｓが求められる（ステップＳ１２）。すなわち、制御部１０８は、ステップＳ１１で取得した発電量データｕおよび電力使用データｖから「ｓ＝ｕ−ｖ」を計算する。
次に、差ｓが所定値ｒ１以上であるかどうかが調べられる（ステップＳ１３）。すなわち、制御部１０８は、ステップＳ１２における減算の結果、ｓ≧ｒ１であるかどうかを調べる。ステップＳ１３において、ｓ≧ｒ１であることが判断されると、フェーズ１であると判断される（ステップＳ１４）。すなわち、制御部１０８は、発電所１側の電力供給に余力がある状態と判断する。フェーズ１で実行される処理については後述する。その後、フェーズ判定処理は終了する。
ステップＳ１３において、ｓ≧ｒ１でないことが判断されると、次いで、差ｓが所定値ｒ２以上であるかどうかが調べられる（ステップＳ１５）。すなわち、制御部１０８は、ステップＳ１２における減算の結果、ｓ≧ｒ２であるかどうかを調べる。ここで、ｒ１＞ｒ２である。ステップＳ１５において、ｓ≧ｒ２であることが判断されると、フェーズ２であると判断される（ステップＳ１６）。すなわち、制御部１０８は、需要家に負荷の切り離しを依頼する状態と判断する。フェーズ２で実行される処理については後述する。その後、フェーズ判定処理は終了する。
ステップＳ１３において、ｓ≧ｒ２でないことが判断されると、フェーズ３であると判断される（ステップＳ１７）。すなわち、制御部１０８は、需要家の負荷を強制的に切断する状態と判断する。このフェーズ３で実行される処理については後述する。その後、フェーズ判定処理は終了する。
次に、センタ装置１００で実行される送信処理を説明する。図７は、センタ装置１００で実行されるフェーズ１の送信処理を示すフローチャートである。この送信処理は、上述したフェーズ判定処理でフェーズ１であると判断された場合に実行される。フェーズ１の送信処理では、まず、フェーズ１の係数ａ1〜ａ6を用いてインセンティブ係数Ｌが計算される（ステップＳ２１）。すなわち、制御部１０８は、第１記憶部１０４からＧ1〜Ｇ6を取り出すとともに、第２記憶部１０５からフェーズ１の係数ａ1〜ａ6を取得し、上述した式（１）にしたがってインセンティブ係数Ｌを求める。
次に、現時点の電力単価Ｋとインセンティブ係数Ｌが伝送される（ステップＳ２２）。すなわち、制御部１０８は、タイマ１０１で読み込んだ日時に対応する時間帯の電力単価ＫとステップＳ２１で計算したインセンティブ係数Ｌを、通信部１０２を経由して電力線６に出力する。これにより、需要家５の需要家端末２０２は、スマートメータ２０１を介して電力単価Ｋおよびインセンティブ係数Ｌを受信し、表示器２０２ａに表示する。
図８は、センタ装置１００で実行されるフェーズ２の送信処理を示すフローチャートである。フェーズ２の送信処理は、上述したフェーズ判定処理でフェーズ２であると判断された場合に実行される。フェーズ２の送信処理では、まず、フェーズ２の係数ａ1〜ａ6を用いてインセンティブ係数Ｌが計算される（ステップＳ３１）。すなわち、制御部１０８は、第１記憶部１０４からＧ1〜Ｇ6を取り出すとともに、第２記憶部１０５からフェーズ２の係数ａ1〜ａ6を取得し、上述した式（１）にしたがってインセンティブ係数Ｌ求める。
次に、フェーズ２の係数ｂ1〜ｂ6を用いてインセンティブ係数Ｍが計算される（ステップＳ３２）。すなわち、制御部１０８は、第１記憶部１０４からＧ1〜Ｇ6を取り出すとともに、第２記憶部１０５からフェーズ２の係数ｂ1〜ｂ6を取得し、上述した式（２）にしたがってインセンティブ係数Ｍを求める。
次に、現時点の電力単価Ｋとインセンティブ係数ＬおよびＭが伝送される（ステップＳ３３）。すなわち、制御部１０８は、タイマ１０１で読み込んだ日時に対応する時間帯の電力単価ＫとステップＳ３１で計算したインセンティブ係数ＬおよびステップＳ３２で計算したインセンティブ係数Ｍを、通信部１０２を経由して電力線６に出力する。これにより、需要家５の需要家端末２０２は、スマートメータ２０１を介して電力単価Ｋおよびインセンティブ係数ＬおよびＭを受信し、表示器２０２ａに表示する。
需要家は、表示器２０２ａの表示に応じて、人手により負荷を選択し、この負荷に対応する開閉スイッチ２０３〜２０５を操作して電力供給を切断する。なお、需要家端末２０２が自動的に負荷を選択して電力供給を切断するように構成することもできる。この場合、予め切断する優先順位を決めておき、または、時間毎または日毎に切断する負荷のテーブルを用意しておき、これら優先順位またはテーブルの内容にしたがって負荷を選択して電力供給を切断するように構成できる。
図９は、センタ装置１００で実行されるフェーズ３の送信処理を示すフローチャートである。フェーズ３の送信処理は、上述したフェーズ判定処理でフェーズ３であると判断された場合に実行される。このフェーズ３の送信処理では、まず、フェーズ３の係数ａ1〜ａ6を用いてインセンティブ係数Ｌが計算される（ステップＳ４１）。すなわち、制御部１０８は、第１記憶部１０４からＧ1〜Ｇ6を取り出すとともに、第２記憶部１０５からフェーズ３の係数ａ1〜ａ6を取得し、上述した式（１）にしたがってインセンティブ係数Ｌを求める。
次に、フェーズ３の係数ｃ1〜ｃ6を用いてＮが計算される（ステップＳ４２）。すなわち、制御部１０８は、第１記憶部１０４からＧ1〜Ｇ6を取り出すとともに、第２記憶部１０５からフェーズ３の係数ｃ1〜ｃ6を取得し、上述した式（３）にしたがってインセンティブ係数Ｎを求める。
次に、現時点の電力単価Ｋとインセンティブ係数ＬおよびＮが伝送される（ステップＳ４３）。すなわち、制御部１０８は、タイマ１０１で読み込んだ日時に対応する時間帯の電力単価ＫとステップＳ４１で計算したインセンティブ係数ＬおよびステップＳ４２で計算したインセンティブ係数Ｎを、通信部１０２を経由して電力線６に出力する。これにより、需要家５の需要家端末２０２は、スマートメータ２０１を介して電力単価Ｋおよびインセンティブ係数ＬおよびＮを受信し、表示器２０２ａに表示する。需要家５の負荷は、この表示に応じて、強制的に切り離される。
次に、センタ装置１００で実行される料金計算処理（インセンティブ料金計算処理）を説明する。図１０は、センタ装置１００で実行されるフェーズ１の料金計算処理を示すフローチャートである。この料金計算処理は、上述したフェーズ判定処理でフェーズ１であると判断された場合に実行される。フェーズ１の料金計算処理では、まず、インセンティブ料金Ｌｘが計算されて記憶される（ステップＳ５１）。
すなわち、制御部１０８は、需要家５にて発電されて系統に注入された電力量ＰｋＷｈ／時と、先に求めたインセンティブ係数Ｌ（図７参照）とを用いて、時間帯毎に、上述した式（４）にしたがってインセンティブ料金（ポイント）Ｌｘを求め、第３記憶部１０６に記憶する。電力量Ｐは、需要家５の太陽光発電装置２０９で発電された電力および蓄電池２１０に蓄電された電力の合計であり、以下においても同じである。
次に、消費電力量に応じた電力料金Ｋｘが記憶される（ステップＳ５２）。すなわち、制御部１０８は、タイマ１０１で読み込んだ日時の時間帯毎に、需要家の消費電力量に応じた電力料金Ｋｘを第３記憶部１０６に記憶する。以上のようにして、時間帯毎に第３記憶部１０６に記憶されたインセンティブ料金Ｌｘの合計に対応する報償（インセンティブ）が需要家にフィードバックされる。なお、報償のフィードバックは、ポイントの付与、ポイントカードまたはギフトカードの発行あるいは電力料金との相殺により行うように構成できる。
図１１は、センタ装置１００で実行されるフェーズ２の料金計算処理を示すフローチャートである。この料金計算処理は、上述したフェーズ判定処理でフェーズ２であると判断された場合に実行される。フェーズ２の料金計算処理では、まず、インセンティブ料金Ｌｘが計算されて記憶される（ステップＳ６１）。すなわち、制御部１０８は、需要家５にて発電されて系統に注入された電力量ＰｋＷｈ／時と、先に求めたインセンティブ係数Ｌ（図８参照）とを用いて、時間帯毎に、上述した式（４）にしたがってインセンティブ料金Ｌｘを求め、第３記憶部１０６に記憶する。
次に、インセンティブ料金Ｍｘが計算されて記憶される（ステップＳ６２）。すなわち、制御部１０８は、需要家５が切り離した電力量ＰAｋＷｈ／時と、先に求めたインセンティブ係数Ｍ（図８参照）とを用いて、時間帯毎に、上述した式（５）にしたがってインセンティブ料金Ｍｘを求め、第３記憶部１０６に記憶する。ここで、需要家５が切り離した電力量ＰAｋＷｈ／時は、需要家の契約電流とセンタ装置１００から需要家５に伝送される使用可能電流によって決定される。例えば、需要家の契約電流が６０Ａであり、使用可能電流が２０Ａの場合、需要家が切り離した電力量ＰAは、「ＰA＝（６０Ａ−２０Ａ）×１００Ｖ（力率＝１．０とみなす）」となる。なお、需要家５が切り離した電力量ＰAｋＷｈ／時は、前年度または前日などといった過去の使用量から算出するように構成することもできる。
次に、消費電力量に応じた電力料金Ｋｘが記憶される（ステップＳ６３）。すなわち、制御部１０８は、タイマ１０１で読み込んだ日時の時間帯毎に、需要家の消費電力量に応じた電力料金Ｋｘを第３記憶部１０６に記憶する。以上のようにして、時間帯毎に第３記憶部１０６に記憶されたインセンティブ料金ＬｘおよびＭｘの合計に対応する報償（インセンティブ）が需要家にフィードバックされる。なお、報償のフィードバックは、ポイントの付与、ポイントカードまたはギフトカードの発行あるいは電力料金との相殺により行うように構成できる。
図１２は、センタ装置１００で実行されるフェーズ３の料金計算処理を示すフローチャートである。この料金計算処理は、上述したフェーズ判定処理でフェーズ３であると判断された場合に実行される。フェーズ３の料金計算処理では、まず、インセンティブ料金Ｌｘが計算されて記憶される（ステップＳ７１）。すなわち、制御部１０８は、需要家５にて発電されて系統に注入された電力量ＰｋＷｈ／時と、先に求めたインセンティブ係数Ｌ（図９参照）とを用いて、時間帯毎に、上述した式（４）にしたがってインセンティブ料金Ｌｘを求め、第３記憶部１０６に記憶する。
次に、インセンティブ料金Ｎｘが計算されて記憶される（ステップＳ７２）。すなわち、制御部１０８は、強制的に切り離された電力量ＰBｋＷｈ／時と、先に求めたインセンティブ係数Ｎ（図９参照）とを用いて、時間帯毎に、上述した式（６）にしたがってインセンティブ料金Ｎｘを求め、第３記憶部１０６に記憶する。
ここで、強制的に切り離された電力量ＰBｋＷｈ／時は、需要家の契約電流に相当するものとして扱われる。例えば、需要家の契約電流が６０Ａの場合、切り離された電力量ＰBは、「ＰB＝６０Ａ×１００Ｖ（力率＝１．０とみなす）」となる。なお、強制的に切り離された電力量ＰBｋＷｈ／時は、前年度または前日などといった過去の使用量から算出するように構成することもできる。
次に、消費電力量に応じた電力料金Ｋｘが記憶される（ステップＳ７３）。すなわち、制御部１０８は、タイマ１０１で読み込んだ日時の時間帯毎に、需要家の消費電力量に応じた電力料金Ｋｘを第３記憶部１０６に記憶する。なお、切り離しが正常に行われた場合は、電力料金Ｋｘ＝０となり、０が第３記憶部１０６に記憶される。以上のようにして、時間帯毎に第３記憶部１０６に記憶されたインセンティブ料金ＬｘおよびＮｘの合計に対応する報償（インセンティブ）が需要家にフィードバックされる。なお、報償のフィードバックは、ポイントの付与、ポイントカードまたはギフトカードの発行あるいは電力料金との相殺により行うように構成できる。
以上説明したように、第１の実施形態に係る電力制御システムによれば、需要家が発電または蓄電した電力を系統に注入した場合の報償（インセンティブ）のフィードバックのルールを明確にすることができる。
以上のように、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。
１ 発電所
２ 大口太陽光発電システム
３ 大口蓄電システム
４ 電力会社
５1〜５n 複数の需要家
６ 電力線
１００ センタ装置
１０１ タイマ
１０２ 通信部
１０３ 出力部
１０４ 第１記憶部
１０５ 第２記憶部
１０６ 第３記憶部
１０７ 入力部
１０８ 制御部
２０１ スマートメータ
２０２ 需要家端末
２０３〜２０５ 開閉スイッチ
２０６〜２０８ 負荷
２０９ 太陽光発電装置
２１０ 蓄電池
２１１ 開閉スイッチ
２１２ 使用量の計量器
２１３ 発電量の計量器
２２０ 内部電力線

Claims (8)

  1. 発電所、需要家およびセンタ装置が電力線で接続された電力制御システムであって、
    前記需要家は、電力を発生する電力発生装置を備え、
    前記センタ装置は、前記電力発生装置により発生された電力のうち系統に注入された電力量に、前記発電所側の電力供給に余力がある場合のインセンティブ係数Ｌを乗じた値で示される報償を前記需要家にフィードバックすることを特徴とする電力制御システム。
  2. 前記インセンティブ係数Ｌは、上位系統（隣接系統）の発電単価Ｇ1、スマートグリッド内の発電単価Ｇ2、リファレンス地区の価格Ｇ3、系統の電力余力から決まる価格Ｇ4、戦略的価格Ｇ5または過去の時間の価格Ｇ6の少なくとも１つを含む関数により求められることを特徴とする請求項１記載の電力制御システム。
  3. 前記需要家への報償のフィードバックは、ポイントの付与、ポイントカードまたはギフトカードの発行あるいは電力料金との相殺により行われることを特徴とする請求項１または請求項２記載の電力制御システム。
  4. 需要家とセンタ装置とが電力線で接続された電力制御システムであって、
    前記需要家は、前記センタ装置から送信された負荷の切り離しを依頼する電文を受信する受信手段を有し、前記センタ装置は、前記受信手段により前記負荷の切り離しを依頼する電文が受信された場合に、負荷が切り離されることにより節約されたとみなされた電力量に、前記需要家に負荷の切り離しを依頼する場合のインセンティブ係数Ｍまたは前記需要家の負荷を強制的に切断する場合のインセンティブ係数Ｎを乗じた値で示される報償を前記需要家にフィードバックすることを特徴とする電力制御システム。
  5. 前記インセンティブ係数Ｍまたは前記インセンティブ係数Ｎは、上位系統（隣接系統）の発電単価Ｇ1、スマートグリッド内の発電単価Ｇ2、リファレンス地区の価格Ｇ3、系統の電力余力から決まる価格Ｇ4、戦略的価格Ｇ5または過去の時間の価格Ｇ6の少なくとも１つを含む関数により求められることを特徴とする請求項４記載の電力制御システム。
  6. 前記需要家は、前記センタ装置からの指示に応じて外部から一部の負荷への電力供給を遮断する開閉スイッチを備え、
    前記需要家に対し前記開閉スイッチの操作によって負荷の切り離しを依頼する場合のインセンティブ係数Ｍは、需要家の契約電流とセンタ装置から指示された使用可能電流の差に対応した値であることを特徴とする請求項４記載の電力制御システム。
  7. 前記需要家は、前記センタ装置からの指示に応じて外部から全ての負荷への電力供給を遮断するスマートメータを備え、
    前記需要家の負荷を前記スマートメータにより強制的に切断する場合のインセンティブ係数Ｎは、需要家の契約電流に応じた値であることを特徴とする請求項４記載の電力制御システム。
  8. 前記需要家への報償のフィードバックは、ポイントの付与、ポイントカードまたはギフトカードの発行あるいは電力料金との相殺により行われることを特徴とする請求項４乃至請求項７のいずれか１項記載の電力制御システム。
JP2011013980A 2011-01-26 2011-01-26 電力制御システム Pending JP2012157160A (ja)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011013980A JP2012157160A (ja) 2011-01-26 2011-01-26 電力制御システム
KR1020137021304A KR20130108665A (ko) 2011-01-26 2011-10-11 전력 제어 시스템
CN2011800645326A CN103299335A (zh) 2011-01-26 2011-10-11 电力控制系统
PCT/JP2011/073315 WO2012101873A1 (ja) 2011-01-26 2011-10-11 電力制御システム
EP11857235.3A EP2669861A1 (en) 2011-01-26 2011-10-11 Electricity control system
US13/943,458 US20130304550A1 (en) 2011-01-26 2013-07-16 Electricity control system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011013980A JP2012157160A (ja) 2011-01-26 2011-01-26 電力制御システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2012157160A true JP2012157160A (ja) 2012-08-16

Family

ID=46580461

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2011013980A Pending JP2012157160A (ja) 2011-01-26 2011-01-26 電力制御システム

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20130304550A1 (ja)
EP (1) EP2669861A1 (ja)
JP (1) JP2012157160A (ja)
KR (1) KR20130108665A (ja)
CN (1) CN103299335A (ja)
WO (1) WO2012101873A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2014075895A (ja) * 2012-10-03 2014-04-24 Chugoku Electric Power Co Inc:The 分散型電源用転送遮断システム
WO2015064027A1 (ja) * 2013-10-30 2015-05-07 日本電気株式会社 特典情報決定装置および特典情報決定システム
JP2017153265A (ja) * 2016-02-25 2017-08-31 オムロン株式会社 電力連携制御システム、電力連携制御方法および電力連携制御プログラム
JP2020177602A (ja) * 2019-04-23 2020-10-29 中部電力株式会社 電気料金管理システム及び電気料金管理方法

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5828063B2 (ja) * 2011-08-12 2015-12-02 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 エネルギー管理装置、エネルギー管理システム、プログラム
CN102799162A (zh) * 2012-08-13 2012-11-28 清华大学 一种基于激励机制的建筑节能方法
CN104300664B (zh) * 2013-07-18 2017-05-24 李孝忠 使用节能减碳的廉价电力系统及其方法
KR101595945B1 (ko) * 2013-11-11 2016-02-19 주식회사 케이티 전력 관리 장치 및 이를 이용한 전력 관리 방법
JP6079803B2 (ja) * 2015-03-20 2017-02-15 ダイキン工業株式会社 デマンドレスポンス制御結果提示装置
CN108233398B (zh) * 2017-12-14 2023-10-20 中国电力科学研究院有限公司 一种集中式与分布式联合应用的分层储能系统与控制方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002176729A (ja) * 2000-12-08 2002-06-21 Hitachi Ltd インセンティブ電力負荷制御方法およびシステム
JP2002345177A (ja) * 2001-05-14 2002-11-29 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 一斉同報通信を用いた広域電力量デマンドコントロールシステム
JP2008204073A (ja) * 2007-02-19 2008-09-04 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 電力システム
JP2009059284A (ja) * 2007-09-03 2009-03-19 Sharp Corp 排出量管理装置、集計装置、電気設備、および排出管理システム
JP2010124605A (ja) * 2008-11-19 2010-06-03 Mitsui Sumitomo Insurance Co Ltd 消費電力予測装置、消費電力予測方法およびプログラム
JP2010233352A (ja) * 2009-03-27 2010-10-14 Tokyo Electric Power Co Inc:The 電力供給システムおよび分散型発電装置の制御装置

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3730614B2 (ja) * 2002-11-26 2006-01-05 株式会社東芝 電子機器における電源制御方法及び電力管理システム
BRPI0407429A (pt) * 2003-02-13 2006-01-24 Vpec Inc Sistema de energia elétrica
IE20080291A1 (en) * 2007-04-17 2008-11-26 Timothy Patrick Cooper A load management controller for a household electrical installation
US20090063228A1 (en) * 2007-08-28 2009-03-05 Forbes Jr Joseph W Method and apparatus for providing a virtual electric utility
US20100235008A1 (en) * 2007-08-28 2010-09-16 Forbes Jr Joseph W System and method for determining carbon credits utilizing two-way devices that report power usage data
JP4333798B2 (ja) * 2007-11-30 2009-09-16 トヨタ自動車株式会社 充電制御装置および充電制御方法
JP4823322B2 (ja) * 2009-01-28 2011-11-24 株式会社東芝 分散協調型需給制御ノード、ローカル電力系統の分散協調型需給制御システム及びその分散協調型需給制御方法
JP4806059B2 (ja) * 2009-09-09 2011-11-02 株式会社東芝 エネルギー管理システムおよびエネルギー管理方法
US8892264B2 (en) * 2009-10-23 2014-11-18 Viridity Energy, Inc. Methods, apparatus and systems for managing energy assets
JP5372724B2 (ja) * 2009-12-21 2013-12-18 株式会社日立製作所 自然エネルギを用いた発電システム
CN201673269U (zh) * 2010-04-07 2010-12-15 杨朝辉 一种太阳能光伏发电系统的数据监测装置

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002176729A (ja) * 2000-12-08 2002-06-21 Hitachi Ltd インセンティブ電力負荷制御方法およびシステム
JP2002345177A (ja) * 2001-05-14 2002-11-29 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 一斉同報通信を用いた広域電力量デマンドコントロールシステム
JP2008204073A (ja) * 2007-02-19 2008-09-04 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 電力システム
JP2009059284A (ja) * 2007-09-03 2009-03-19 Sharp Corp 排出量管理装置、集計装置、電気設備、および排出管理システム
JP2010124605A (ja) * 2008-11-19 2010-06-03 Mitsui Sumitomo Insurance Co Ltd 消費電力予測装置、消費電力予測方法およびプログラム
JP2010233352A (ja) * 2009-03-27 2010-10-14 Tokyo Electric Power Co Inc:The 電力供給システムおよび分散型発電装置の制御装置

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2014075895A (ja) * 2012-10-03 2014-04-24 Chugoku Electric Power Co Inc:The 分散型電源用転送遮断システム
WO2015064027A1 (ja) * 2013-10-30 2015-05-07 日本電気株式会社 特典情報決定装置および特典情報決定システム
JPWO2015064027A1 (ja) * 2013-10-30 2017-03-09 日本電気株式会社 特典情報決定装置および特典情報決定システム
JP2017153265A (ja) * 2016-02-25 2017-08-31 オムロン株式会社 電力連携制御システム、電力連携制御方法および電力連携制御プログラム
WO2017145460A1 (ja) * 2016-02-25 2017-08-31 オムロン株式会社 電力連携制御システム、電力連携制御方法および電力連携制御プログラム
US10734815B2 (en) 2016-02-25 2020-08-04 Omron Corporation Power coordination control system, power coordination control method, and non-transitory storage medium
JP2020177602A (ja) * 2019-04-23 2020-10-29 中部電力株式会社 電気料金管理システム及び電気料金管理方法
JP7277240B2 (ja) 2019-04-23 2023-05-18 中部電力株式会社 電気料金管理システム及び電気料金管理方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN103299335A (zh) 2013-09-11
KR20130108665A (ko) 2013-10-04
EP2669861A1 (en) 2013-12-04
WO2012101873A1 (ja) 2012-08-02
US20130304550A1 (en) 2013-11-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2012157160A (ja) 電力制御システム
JP6590898B2 (ja) 送電網結合負荷の現地電力ソースについての電力伝送管理
Telaretti et al. Economic feasibility of stationary electrochemical storages for electric bill management applications: The Italian scenario
Zakariazadeh et al. A new approach for real time voltage control using demand response in an automated distribution system
US20110093127A1 (en) Distributed energy resources manager
AU2018200267A1 (en) Single phase power factor correction system and method
US20100292857A1 (en) Electrical network command and control system and method of operation
WO2014197931A1 (en) Electrical power control method and system
US20160218506A1 (en) Controlling an electrical energy distribution network
JP2012075224A (ja) 再生可能エネルギーの蓄電システム
KR101109187B1 (ko) 실시간 전력정보를 이용한 전력계통의 운영방법
KR20120070903A (ko) 스마트그리드 전력제어장치 및 그를 이용한 전력 제어방법
JP2004056996A (ja) 地域電力情報監視システムおよびその運用方法
JP2012217331A (ja) コンデンサバンクを動作させるためのシステムおよび方法
JP2012075297A (ja) 電力量演算装置，電力量演算サーバ，電力量演算システムおよび電力量演算方法
JP2015019538A (ja) 系統用蓄電装置
Herenčić et al. Overview of the main challenges and threats for implementation of the advanced concept for decentralized trading in microgrids
JP2006288014A (ja) エネルギー供給システム、および供給制御システム
Yousaf et al. Overview of implementing microgrid, its policies, incentives and challenges in Pakistan
Salah et al. Integrated energy storage systems with the Jordanian electrical power grid
Rahmann et al. The role of smart grids in the low carbon emission problem
Asano Hawai'i's Grid Architecture for High Renewables: Developing the State's Modernization Strategy
TWI700874B (zh) 電供應控制系統及其方法
KR20120073941A (ko) 에너지 관리 시스템 및 이를 이용한 신재생 에너지 관리 방법
JP2006288015A (ja) エネルギー供給システム、ならびにエネルギー供給および課金システム

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20131022

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20141202

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150128

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20150310

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20150630