JP2020089225A - Power management system and power management method - Google Patents
Power management system and power management method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2020089225A JP2020089225A JP2018225534A JP2018225534A JP2020089225A JP 2020089225 A JP2020089225 A JP 2020089225A JP 2018225534 A JP2018225534 A JP 2018225534A JP 2018225534 A JP2018225534 A JP 2018225534A JP 2020089225 A JP2020089225 A JP 2020089225A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- dischargeable
- chargeable
- index value
- storage battery
- 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
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
- Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
- Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
- Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
-
- 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
- Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
- Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
- Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
- Y02B70/3225—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
-
- 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
- Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
- Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02B90/20—Smart grids as enabling technology in buildings 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
- Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
- Y04S20/12—Energy storage units, uninterruptible power supply [UPS] systems or standby or emergency generators, e.g. in the last power distribution stages
-
- 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
- Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
- Y04S20/20—End-user application control systems
- Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
-
- 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
- Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
- Y04S20/20—End-user application control systems
- Y04S20/242—Home appliances
Landscapes
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Description
本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。 The present invention relates to a power management system and a power management method.
電力会社(送配電系統の運用者や電気の小売事業者等でもよい)からの需要電力の調整の要請に応じて需要家施設における需要電力量が増減されるように電力制御(デマンドレスポンス制御)を行うことが知られている(例えば、特許文献1参照)。
このようなデマンドレスポンス制御においては、電力の需給調整を行うにあたり、地域において分散設置された電源を集約して電力需給の調整力として活用しようという動きがある。このような調整力は、需要の増減や、発電設備の出力の増減によって得るようにされる。
Electric power control (demand response control) so that the amount of electric power demanded at the customer facility is increased or decreased in response to a request from the electric power company (which may be an operator of the power transmission and distribution system or a retailer of electricity) to adjust the electric power demand. Is known (see, for example, Patent Document 1).
In such demand response control, when adjusting the supply and demand of electric power, there is a movement to aggregate power sources that are distributed and installed in a region and utilize it as the power for adjusting the demand and supply of electric power. Such adjustment power is obtained by increasing or decreasing the demand or increasing or decreasing the output of the power generation equipment.
需要家ごとの調整量は小さいため、アグリゲータが複数の需要家の調整力を集約する。このため、アグリゲータは、随時、どの程度の調整力を提供可能かを管理し、調整力提供の要請があった場合において供出可能な調整力を示す必要がある。このような調整力に蓄電池の電力を活用する場合、需要家の有する施設に設置された蓄電池において、充放電可能量がどれくらいになるかを把握する必要がある。
例えば、特に家庭用等として、太陽電池等の発電装置と蓄電池とで共用するようにパワーコンディショナ(電力変換装置)を利用する場合がある。パワーコンディショナについては、入力電力と出力電力とについて許容される最大値が定格として定められている。このため、発電装置と蓄電池とでパワーコンディショナを共用する場合には、パワーコンディショナの定格電力に対する太陽電池の発電電力に応じて、蓄電池の動作が制限を受ける。例えば、太陽電池がパワーコンディショナの定格出力電力以上の電力を発電している状態では、太陽電池の発電電力の出力のためにパワーコンディショナの定格出力電力が占有され、蓄電池が放電可能な電力はゼロに制限される。
従って、発電装置と蓄電池とでパワーコンディショナを共用する需要家の存在する環境のもとで調整力を決定するにあたっては、例えば調整力の精度の向上のため、以下の点が考慮されることが好ましい。つまり、パワーコンディショナの定格と発電装置の発電電力とに応じた蓄電池の動作の制限が考慮されるようにすることが好ましい。
Since the adjustment amount for each customer is small, the aggregator aggregates the adjustment power of multiple customers. For this reason, the aggregator needs to manage how much adjustment power can be provided at any time, and to show the available adjustment power when a request for providing the adjustment power is made. When the electric power of the storage battery is used for such adjustment power, it is necessary to grasp what the chargeable/dischargeable amount is in the storage battery installed in the facility owned by the customer.
For example, a power conditioner (power conversion device) may be used so as to be shared by a power generation device such as a solar cell and a storage battery, particularly for household use. For the power conditioner, the maximum value allowed for the input power and the output power is defined as the rating. For this reason, when the power conditioner is shared by the power generator and the storage battery, the operation of the storage battery is limited according to the power generated by the solar battery with respect to the rated power of the power conditioner. For example, when the solar cell is generating more than the rated output power of the power conditioner, the rated output power of the power conditioner is occupied for the output power of the solar cell, and the power that the storage battery can discharge. Is limited to zero.
Therefore, when determining the adjustment power under the environment where there are consumers who share the power conditioner between the power generation device and the storage battery, for example, in order to improve the accuracy of the adjustment power, the following points should be considered. Is preferred. That is, it is preferable to consider the limitation of the operation of the storage battery according to the rating of the power conditioner and the power generated by the power generator.
本発明は、発電装置と蓄電池とで電力変換装置を共用する需要家の存在する環境のもとで、電力変換装置の定格と発電装置の発電電力とに応じた蓄電池の動作の制限に対応して、デマンドレスポンス制御における電力需給の調整力を適切に決定できるようにすることを目的とする。 The present invention addresses the limitation of the operation of the storage battery according to the rating of the power conversion device and the generated power of the power generation device in an environment where there is a customer who shares the power conversion device with the power generation device and the storage battery. Therefore, the purpose is to be able to appropriately determine the adjustment capability of the power supply and demand in the demand response control.
上述した課題を解決するための本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムであって、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出部と、予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出部と、前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出部とを備える電力管理システムである。 One aspect of the present invention for solving the above-described problem is a power management system that manages power of a customer group including a customer including a power converter that is common to the power output by a plurality of power output devices. Therefore, among the plurality of power output devices, the generated power acquisition unit that acquires the generated power corresponding to the current of the power generation device other than the storage battery, and the generated power acquired by the generated power acquisition unit corresponds to the present At least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery, a primary chargeable/dischargeable index value calculation unit that calculates the primary chargeable/dischargeable index value of the storage battery, and a demand including the storage battery as a prediction parameter A prediction parameter calculation unit that calculates a predicted demand power amount that is a predicted value of the demand power amount of a house and a predicted generated power amount that is a predicted value of the generated power amount of the power generation device included in the consumer, and the primary charge/discharge Based on the possible index value, rated power information indicating the rated power of the power conversion device, and the prediction parameter, at least one of the future storageable power and dischargeable power of the storage battery is secondary charged. The power management system includes a secondary chargeable/dischargeable index value calculation unit that calculates a dischargeable index value.
本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムにおける電力管理方法であって、発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、一次充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出ステップと、予測パラメータ算出部が、予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出ステップと、二次充放電可能指標値算出部が、前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出ステップとを備える電力管理方法である。 One aspect of the present invention is a power management method in a power management system that manages power of a customer group including a customer including a power converter that is common to the power output by a plurality of power output devices. The power acquisition unit, a power generation power acquisition step of acquiring power generation power corresponding to the current of the power generation device other than the storage battery among the plurality of power output devices, the primary chargeable and dischargeable index value calculation unit, by the power generation power acquisition unit. Based on the acquired generated power, at least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery corresponding to the present time is calculated as a primary chargeable/dischargeable index value for calculating the primary chargeable/dischargeable index value of the storage battery. The step and the prediction parameter calculation unit are, as the prediction parameters, a predicted demand power amount that is a predicted value of the demand power amount of a customer including the storage battery, and a predicted value of the generated power amount of the power generation device that is included in the consumer. A prediction parameter calculation step of calculating a predicted generated power amount, a secondary chargeable/dischargeable index value calculation unit, the primary chargeable/dischargeable index value, rated power information indicating a rated power of the power conversion device, and the prediction Based on the parameter, at least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery in the future, a secondary chargeable/dischargeable index value calculating step of calculating as a secondary chargeable/dischargeable index value Is the way.
本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムであって、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、前記発電電力取得部により取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出部とを備える電力管理システムである。 One aspect of the present invention is a power management system that manages power of a customer group including a customer including a power converter that is common to the power output by a plurality of power output devices. A power generation power acquisition unit that acquires power generation power corresponding to the present of a power generation device other than a storage battery, a power generation power acquired by the power generation power acquisition unit, and rated power information indicating the rated power of the power conversion device, On the basis of the above, at least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery corresponding to the present time, a power management system including a chargeable/dischargeable index value calculation unit that calculates as a chargeable/dischargeable index value of the storage battery. Is.
本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムにおける電力管理方法であって、発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得ステップにより取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出ステップとを備える電力管理方法である。 One aspect of the present invention is a power management method in a power management system that manages power of a customer group including a customer including a power converter that is common to the power output by a plurality of power output devices. The electric power acquisition unit acquires the generated power corresponding to the current generated power of the power generator other than the storage battery among the plurality of power output devices, and the chargeable/dischargeable index value calculation unit acquires through the generated power acquisition step. Based on the generated power generated and the rated power information indicating the rated power of the power converter, at least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery corresponding to the present time, the charge and discharge of the storage battery And a chargeable/dischargeable index value calculating step of calculating as a possible index value.
本発明によれば、発電装置と蓄電池とで電力変換装置を共用する需要家の存在する環境のもとで、電力変換装置の定格と発電装置の発電電力とに応じた蓄電池の動作の制限に対応して、デマンドレスポンス制御における電力需給の調整力を適切に決定できるようになる、という効果が得られる。 According to the present invention, in an environment where there is a customer who shares a power conversion device with a power generation device and a storage battery, the operation of the storage battery is restricted according to the rating of the power conversion device and the generated power of the power generation device. Correspondingly, there is an effect that it becomes possible to appropriately determine the adjustment power of the power supply and demand in the demand response control.
<第1実施形態>
[電力管理システムの構成例]
図1は、本発明の実施形態における電力管理システムの全体構成例を示している。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲における複数の需要家に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設における電力を一括して管理するものである。このような電力管理システムは、例えば需要家施設単位で管理するHEMS(Home Energy Management System)と、HEMSを統合して管理するTEMS(Town Energy Management System)、CEMS(Community Energy Management System)などといわれるものに対応する。
<First Embodiment>
[Example of power management system configuration]
FIG. 1 shows an example of the overall configuration of a power management system according to an embodiment of the present invention. The power management system according to the present embodiment collectively manages power in customer facilities such as houses, commercial facilities, and industrial facilities corresponding to a plurality of customers in a predetermined area range. Such a power management system is called, for example, a HEMS (Home Energy Management System) that manages in units of customer facilities, a TEMS (Town Energy Management System) that integrates and manages the HEMS, and a CEMS (Community Energy Management System). Correspond to things.
本実施形態の電力管理システムは、同図において電力管理地域1として示す一定範囲の地域における複数の需要家施設10ごとに備えられる電気設備を対象として電力管理を行う。
需要家施設10は、例えば、住宅、商業施設、あるいは産業施設などに該当する。また、電力管理地域1が、例えば1つまたは複数の集合住宅に対応し、需要家施設10のそれぞれが集合住宅における各戸であるような態様でもよい。
The power management system of the present embodiment performs power management on electric equipment provided for each of a plurality of
The
同図に示す電力管理地域1における複数の需要家施設10においては、再生可能エネルギーに対応する発電装置である太陽電池を備える需要家施設10が含まれる。また、電力管理地域1における複数の需要家施設10においては、電気設備の1つとして蓄電池を備える需要家施設10が含まれる。
このような需要家施設10のうちには、太陽電池と蓄電池の両者を備える需要家施設10が有ってもよいし、太陽電池と蓄電池のいずれか一方を備える需要家施設10が有ってもよい。
In the plurality of
Among
なお、需要家施設10においては、太陽電池に加えて、あるいは太陽電池に代えて、例えば風力、地熱等の他の再生可能エネルギーに対応して発電を行う発電装置が備えられてもよい。また、需要家施設10においては、再生可能エネルギーに対応して発電を行う発電装置に加えて、例えばガス等を使用して電力を生成する燃料電池などをはじめとする他の発電装置が備えられていてもよい。
ただし、以降においては、説明を簡単にすることの便宜上、需要家施設10に備えられる発電装置が太陽電池である場合を例に挙げる。
In addition to the solar cell, or instead of the solar cell, the
However, in the following, for convenience of simplification of description, the case where the power generation device provided in the
電力管理地域1における各需要家施設10には、共通の配電線3と接続されることで、商用電源2が分岐して供給される。各需要家施設10は、配電線3から供給される電力を負荷に供給することができる。これにより、負荷としての各種の電気設備(機器)が稼働される。
また、太陽電池を備える需要家施設10は、太陽電池の発電電力を配電線3に出力(逆潮流)させることができる。
また、蓄電池を備える需要家施設10においては、配電線3から電力供給を受けて蓄電池に蓄電(充電)させることができる。また、蓄電池と太陽電池を備える需要家施設10においては、太陽電池の発電電力を蓄電池に充電させることができる。
A commercial power supply 2 is branched and supplied to each
Moreover, the
Further, in the
また、需要家施設の位置は、電力管理システムが管理する構成となっていれば、同様に管理されている他の需要家施設と同一地域に限定されなくともよい。例えば、同一の電力管内であれば、需要家施設が離散していてもよい。また、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設として登録され、ネットワーク300を利用して管理する情報の送受信が行うことができれば、異なる地域(例えば、北海道、本州、九州、四国などの各地域)において登録された複数の需要家施設の集合体でもよい。この場合、共通の配電線3は、需要家施設10の各々に接続される地域における電源線の集合体となる。
Further, the position of the customer facility may not be limited to the same area as other customer facilities similarly managed as long as the position is managed by the power management system. For example, customer facilities may be dispersed within the same power pipe. In addition, the power management system is registered as a customer facility under its own control, and if it is possible to send and receive information managed by using the
また、本実施形態の電力管理システムにおいては、地域電力管理装置200が備えられる。
地域電力管理装置200は、電力管理地域1に属する各需要家施設10における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、同図における地域電力管理装置200は、ネットワーク300を介して需要家施設10の各々と相互通信可能なように接続される。これにより、地域電力管理装置200は、各需要家施設10における電気設備を制御することができる。
In addition, in the power management system of the present embodiment, the regional
The local
また、本実施形態の電力管理システムにおいて、地域電力管理装置200は、上位装置400(外部装置の一例)と通信が可能に接続される。
本実施形態の電力管理地域1ではネガワット取引のもとで需給電力調整(デマンドレスポンス)に対応する制御(デマンドレスポンス制御)が行われる。上位装置400は、例えば電力会社(小売電気事業者、送配電事業者等)が運用し、地域電力管理装置200は、アグリゲータが運用する。
In addition, in the power management system of the present embodiment, the regional
In the
電力管理地域1において、地域電力管理装置200は、上位装置400からのデマンドレスポンス要請に応じて、電力管理地域1における需給電力を調整する制御を実行する。ここでの需給電力には、需要電力と供給電力とが含まれる。需要電力は、配電線3から電力管理地域1に供給を受ける買電電力(順潮流電力)である。供給電力は、電力管理地域1から配電線3に供給する売電電力(逆潮流電力)である。
例えば、電力管理地域1にてデマンドレスポンス制御により需要電力が削減されることにより、例えば電力会社は、調整された需要電力量に応じた電力量を、電力管理地域1以外に供給できる電力として調達できたことになる。ネガワット取引においては、このように電力が調達されたことに対する対価として、電力管理地域1の需要家に対価が支払われる。本実施形態のネガワット取引のもとでは、電力管理地域1に含まれる需要家施設10の集合が1つの需要家として扱われる場合を例に挙げる。
In the
For example, since the demand power is reduced by the demand response control in the
[需要家施設における電気設備例]
次に、図2を参照して、1つの需要家施設10が備える電気設備の一例について説明する。
同図に示す需要家施設10は、電気設備として、太陽電池11、蓄電池12、DC/DCコンバータ13、パワーコンディショナ14(電力変換装置の一例)、分電盤15、負荷16、及び施設電力管理装置100を備えている。
[Examples of electrical equipment in customer facilities]
Next, with reference to FIG. 2, an example of the electric equipment provided in one
The
太陽電池11は、再生可能エネルギーを利用する発電装置の1つであり、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換する。太陽電池11は、例えば需要家施設10の屋根などのように太陽光を効率的に受けられる場所に設置されることで、太陽光を電力に変換する。
The
蓄電池12は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する。この蓄電池12には、例えばリチウムイオン電池などを採用することができる。
DC/DCコンバータ13は、蓄電池12から出力された電力について直流−直流変換を行ってパワーコンディショナ14に供給する。また、DC/DCコンバータ13は、パワーコンディショナ14から入力された電力について直流−直流変換を行って蓄電池12に対して充電のための電力として供給する。
The
The DC/
パワーコンディショナ14は、太陽電池11(電力出力装置の一例)と蓄電池12(電力出力装置の一例)とに対応して電力制御を行う。つまり、パワーコンディショナ14は、太陽電池11と蓄電池12とで共通に利用される。
パワーコンディショナ14は、太陽電池11により発電される直流の電力を交流に変換して、分電盤15に出力することができる。あるいは、パワーコンディショナ14は、DC/DCコンバータ13から出力された蓄電池12の出力を分電盤15に出力することができる。
パワーコンディショナ14は、太陽電池11や分電盤15から入力された電力を、DC/DCコンバータ13に出力し、蓄電池12に充電させることができる。
The
The
The
分電盤15は、パワーコンディショナ14、配電線3、負荷16と接続される。これにより、分電盤15は、需要家施設10において、商用電源を負荷16に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤15は、太陽電池11により発電された電力(発電電力)をパワーコンディショナ14から負荷16に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤15は、商用電源2と太陽電池11の一方または両方から供給される電力を蓄電池12に充電するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤15は、蓄電池12から放電により出力させた電力を、負荷16に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤15は、太陽電池11による発電電力や蓄電池12の放電により出力される電力を、例えば配電線3を経由して逆潮流させるように電力経路を形成することができる。
The
Further, the
Further, the
Further, the
Further, the
負荷16は、需要家施設10において自己が動作するために電力を消費する機器や設備などを一括して示したものである。
The
施設電力管理装置100は、需要家施設10における電気設備(太陽電池11、蓄電池12、DC/DCコンバータ13、パワーコンディショナ14、分電盤15、負荷16、及びの全てまたは一部)を管理する。
The facility
先に図1に示した地域電力管理装置200は、電力管理地域1に属する需要家施設10全体における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、地域電力管理装置200は、需要家施設10における施設電力管理装置100の各々と、ネットワーク300経由で相互通信可能なように接続される。これにより、施設電力管理装置100は、地域電力管理装置200の制御に応じて自己の管理下にある電気設備を制御することができる。
The regional
[制御可能電力量決定の具体例]
上記構成による、本実施形態の電力管理システムにおける、制御可能電力量(制御可能指標値の一例)の決定までの手順の具体例について説明する。
まず、需要家施設10の蓄電池12は、自己に関する蓄電池情報を一定時間(ここでは、1分である場合を例に挙げる)ごとに、同じ需要家施設10の施設電力管理装置100に送信する。例えば、蓄電池情報には、現在に対応する(現時刻対応)の最大蓄電容量と、現時刻対応の蓄電容量と、停電対応電力量とが含まれる。
現時刻対応の最大蓄電容量は、現時点において蓄電池12が満充電となった状態での蓄電容量である。蓄電池12は、例えば定期的に、SOH(State Of Health:容量維持率)を測定するために、満充電の状態から強制的に一定の放電電力により蓄電容量がゼロとなるまで放電を行うことで、放電電力と放電に要した時間とに基づいて最大蓄電容量を測定する。現時刻対応の最大蓄電容量は、最新の最大蓄電容量についての測定値であってよい。このような現時刻対応の最大蓄電容量は、現在における蓄電池12の劣化に応じて減少している容量維持率が反映されているものと捉えてよい。つまり、現時刻対応の最大蓄電容量は、現在における蓄電池12の劣化状態が反映されているものと捉えてよい。
また、現時刻対応の蓄電容量は、現在において蓄電池12が蓄積している電力量である。
このような現時刻対応の最大蓄電容量や蓄電容量は、例えば蓄電池12が備えるBMU(Battery Management Unit)により計測可能とされている。
[Specific example of determining controllable power amount]
A specific example of the procedure up to the determination of the controllable power amount (an example of the controllable index value) in the power management system of the present embodiment having the above configuration will be described.
First, the
The maximum storage capacity corresponding to the current time is the storage capacity when the
The storage capacity corresponding to the current time is the amount of power currently stored in the
The maximum storage capacity and the storage capacity corresponding to the current time can be measured by, for example, a BMU (Battery Management Unit) included in the
或る需要家施設10の蓄電池12について、現時刻対応の最大蓄電容量は、仕様として示される新品時では10kWhであったが、劣化の進行に伴って8kWhであった。
本実施形態において、蓄電池12には、停電対応電力量が設定されている。停電対応電力量は、停電が発生した場合であっても最低限の電力を供給できるように、平常時は蓄電したまま放電せずに確保しておくべき電力量である。このような停電対応電力量は、停電が発生した場合においてのみ、必要に応じて放電される。この停電対応電力量は2kWhであった。
また、現在における蓄電池12の蓄積容量は停電時の領域を含めて7kWhであった。
With respect to the
In this embodiment, the
In addition, the current storage capacity of the
施設電力管理装置100は、受信された蓄電池情報に基づいて、以下のように、現時刻に対応する放電可能電力量(一次放電可能電力量)と充電可能電力量(一次充電可能電力量)とを算出することができる。つまり、一次放電可能電力量については、5kWh(=7kWh−2kWh)、一次充電可能電力量については、1kWh(=8kWh−7kWh)のように算出することができる。
なお、このような一次放電可能電力量と一次充電可能電力量との算出は、需要家施設10における蓄電池12もしくはパワーコンディショナ14等が行って、施設電力管理装置100に通知してもよい。以降において、一次放電可能電力量と一次充電可能電力量とについて特に区別しない場合には、一次充放電可能電力量(一次充放電可能指標値の一例)と記載する。
施設電力管理装置100は、一次放電可能電力量と一次充電可能電力量とを示す情報を含む現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置200に送信する。現時刻対応電力関連情報には、同じ時刻に対応する現時刻対応の需要電力と、太陽電池11による発電電力とを示す情報が含まれる。さらに、現時刻対応電力関連情報には、蓄電池12から受信した蓄電池情報も含まれてよい。
Based on the received storage battery information, the facility
The calculation of the primary dischargeable power amount and the primary chargeable power amount may be performed by the
The facility
地域電力管理装置200は、施設電力管理装置100から1分ごとに対応するタイミングで、現時刻対応電力関連情報を受信する。
そのうえで、地域電力管理装置200は、現時刻対応電力関連情報の受信周期よりも長い一定時間(例えば、20分、もしくは1時間)ごとに、受信された現時刻対応電力関連情報に基づいて、現時刻の所定時間後(例えば、1時間後)における蓄電池12の将来の放電可能電力量(二次放電可能電力量)と充電可能電力量(二次充電可能電力量)とを算出(予測)する。
このため、地域電力管理装置200は、受信された現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して、過去の一定期間(ここでは20分間である場合を例に挙げる)における需要家施設10内の需要電力の平均値(平均需要電力)と、発電電力の平均値(平均発電電力)とを算出する。ここで、地域電力管理装置200が算出した平均需要電力が1.5kW、平均発電電力が2kWであった。
そのうえで、地域電力管理装置200は、上記のように算出した平均需要電力と平均発電電力とが、それぞれ現時刻から一時間継続するものとして、現在時刻から1時間後までの予測需要電力量については1.5kWh、予測発電電力量については2kWhであると算出する。
The local
Then, the regional
Therefore, the regional
Then, the regional
地域電力管理装置200は、上記のように算出された予測需要電力量と予測発電電力量(予測パラメータの一例)に基づいて、現時刻の1時間後における蓄電池12の充電可能電力量(二次充電可能電力量)と放電可能電力量(二次放電可能電力量)とを算出(予測)する。なお、以降において二次充電可能電力量と二次放電可能電力量とについては、二次充放電可能電力量(二次充放電可能指標値の一例)と記載する。
この場合、需要家施設10においては、2kWhの予測発電電力量により、1.5kWhの予測需要電力量を賄い、予測発電電力量としては、0.5kWhが余剰する。余剰の0.5kWhの予測発電電力量は、蓄電池12に充電される。このため、現時刻から1時間後の二次放電可能電力量は、一次放電可能電力量である5kWhに0.5kWhを加算することで5.5kWhと算出され、二次充電可能電力量は、一次充電可能電力量である1kWhから0.5kWhを減算することで0.5kWhと算出される。
The regional
In this case, in the
次に、地域電力管理装置200は、上記のように算出された二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とに基づき、例えば以下のように制御可能電力量を決定する。
一例として、電力管理地域1において備えられる蓄電池12が1000台である合を例に挙げる。これらの蓄電池12のうち、100台は通信不良等が原因で地域電力管理装置200による制御が不可の状態であるため、有効な蓄電池12は、900台である。この場合、地域電力管理装置200は、有効な900台ごとの二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とのそれぞれの総和を算出する。二次放電可能電力量の総和と二次充電可能電力量の総和は、それぞれ、6000kWh、300kWhであった。
ここでは、電力管理地域1について設定されている、送電電力のベースラインが0kWであり、系統からの受電電力のベースラインが500kWである場合を例に挙げる。この場合、地域電力管理装置200は、制御可能電力量について、放電側を正の値(+)とし、充電側を負の値(−)として表した場合、6000kWhから−300kWhの範囲(調整力)であるとして決定できる。
しかしながら、例えば制御可能電力量に対するマージンや制御可能電力量についての尤度等を考慮して、補正パラメータを利用して制御可能電力量を補正してもよい。補正パラメータは、例えば補正対象値に乗算する係数であってもよいし、補正対象値に加算または減算する加減算値であってもよい。また、このような補正パラメータは、例えば過去におけるデマンドレスポンスの指令値(制御指令値)と、電力管理地域1におけるデマンドレスポンス制御での制御実績値との差分に基づいて決定されるようにしてよい。
例えば、補正パラメータとして、0.9の係数を設定した場合には、制御可能電力量の最大値、最小値は、それぞれ6000kWh、−300kWhから、5600kWh、270kWhに補正される。
この場合の地域電力管理装置200は、5600kWhから270kWhの範囲を示す制御可能電力量を上位装置400に送信する。
Next, the regional
As an example, a case where the number of
Here, an example is given in which the baseline of the transmitted power is 0 kW and the baseline of the received power from the grid is 500 kW, which is set for the
However, the controllable power amount may be corrected using the correction parameter in consideration of, for example, the margin with respect to the controllable power amount and the likelihood of the controllable power amount. The correction parameter may be, for example, a coefficient by which the correction target value is multiplied, or an addition/subtraction value that is added to or subtracted from the correction target value. Further, such a correction parameter may be determined based on, for example, the difference between the command value (control command value) of the demand response in the past and the control actual value in the demand response control in the
For example, when a coefficient of 0.9 is set as the correction parameter, the maximum value and the minimum value of the controllable electric energy are corrected from 6000 kWh and -300 kWh to 5600 kWh and 270 kWh, respectively.
In this case, the local
上記のように決定される制御可能電力量は、電力会社からデマンドレスポンス要請を受けてデマンドレスポンス制御を行うべきこととなった場合に、電力管理地域1(管理対象地域)として制御(調整)が可能な電力量である。このような制御可能電力量は、アグリゲータと電力会社との関係では、デマンドレスポンスの契約において、アグリゲータが電力会社に対して通知する計画値に相当するものとされてよい。このように、地域電力管理装置200が上位装置400に制御可能電力量を送信することによって、アグリゲータから電力会社への制御可能電力量(計画値)の通知が行われる。
The controllable power amount determined as described above is controlled (adjusted) as the power management area 1 (managed area) when demand response control is to be performed in response to a demand response request from the power company. The amount of electric power that can be used. In the relationship between the aggregator and the electric power company, such controllable electric energy may be equivalent to the planned value notified by the aggregator to the electric power company in the demand response contract. In this way, the local
上位装置400は、受信された制御可能電力量に基づいて電力管理地域1への制御指令値を決定し、施設電力管理装置100に対して指令値を送信する。施設電力管理装置100は、受信された指令値を満足するように、需要家施設10において設置される蓄電池12のうち、制御が可能な蓄電池12の充放電動作を指示する制御情報を、制御が可能な蓄電池12を備える需要家施設10の施設電力管理装置100に送信する。
The
[施設電力管理装置と地域電力管理装置の構成例]
図3は、本実施形態の施設電力管理装置100と地域電力管理装置200の構成例を示している。
まず、施設電力管理装置100の構成例について説明する。同図の施設電力管理装置100は、第1通信部101、第2通信部102、制御部103、及び記憶部104を備える。
[Configuration example of facility power management device and regional power management device]
FIG. 3 shows a configuration example of the facility
First, a configuration example of the facility
第1通信部101は、需要家施設10内の設備と通信を行う。第1通信部101が対応する通信プロトコルについては特に限定されないが、例えば「ECHONET Lite(登録商標)」であってよい。
第2通信部102は、ネットワーク300経由で、地域電力管理装置200と通信を行う。
The
The
制御部103は、施設電力管理装置100における各種の制御を実行する。制御部103としての機能は、施設電力管理装置100が備えるCPU(Central Processing Unit)がプログラムを実行することにより実現される。
制御部103は、蓄電池情報取得部131と一次充放電可能指標値算出部132とを備える。
蓄電池情報取得部131は、蓄電池12から一定時間(例えば1分)ごとに送信される蓄電池情報を受信することにより、蓄電池情報を取得する。
一次充放電可能指標値算出部132は、蓄電池情報に基づいて、蓄電池12の一次充放電可能指標値として、一次充電可能電力量と一次放電可能電力量との少なくともいずれか一方を算出する。本実施形態において、一次充放電可能指標値算出部132は、一次充放電可能指標値として、一次充電可能電力量と一次放電可能電力量との双方を算出する。
一次充放電可能指標値算出部132は、算出された一次充放電可能指標値を含む現時刻対応電力関連情報を、第2通信部102により地域電力管理装置200に送信させる。
The
The
The storage battery
The primary chargeable/dischargeable index
The primary chargeable/dischargeable index
記憶部104は、施設電力管理装置100が対応する各種の情報を記憶する。例えば、記憶部104には、制御部103が備える各機能部を実現するプログラム等が記憶されてよい。また、記憶部104には、蓄電池情報の履歴や、蓄電池情報の送信履歴等が記憶されてよい。
The
次に、地域電力管理装置200の構成例について説明する。同図の地域電力管理装置200は、通信部201、制御部202、及び記憶部203を備える。
Next, a configuration example of the local
通信部201は、ネットワーク300経由で、電力管理地域1における需要家施設10の施設電力管理装置100と通信を行う。また、通信部201は、上位装置400と通信を実行する。通信部201と上位装置400との通信は、施設電力管理装置100との通信と同様にネットワーク経由であってもよいし、所定の専用の通信網であってもよい。
The
制御部202は、地域電力管理装置200における各種の制御を実行する。制御部202としての機能は、地域電力管理装置200が備えるCPUがプログラムを実行することにより実現される。
The
制御部202は、予測パラメータ算出部221、二次充放電可能指標値算出部222、制御可能指標値決定部223、制御可能指標値送信部224、及び補正部225を備える。
The
予測パラメータ算出部221は、予測パラメータとして、予測需要電力量と予測発電電力量とを算出する。予測パラメータ算出部221は、前述のように、予測パラメータとしての予測需要電力量と予測発電電力量とについて、受信された現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して算出することができる。
The prediction
二次充放電可能指標値算出部222は、上記のように算出された予測パラメータに基づいて、二次充放電可能指標値として、二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とを算出(予測)する。二次充放電可能指標値算出部222は、二次充放電可能指標値として、二次放電可能電力量と充電可能電力量二次充電可能電力量とのいずれか一方を算出してもよいが、本実施形態においては、双方を算出するようにされている。
制御可能指標値決定部223は、上記のように算出された二次充放電可能指標値としての二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とに基づいて制御可能電力量を決定する。
制御可能指標値送信部224は、制御可能指標値決定部223により決定された制御可能電力量を上位装置400に送信する。
The secondary chargeable/dischargeable index
The controllable index
The controllable index
制御可能指標値決定部223は、二次充放電可能指標値算出部222によって算出された、蓄電池12ごとの充放電可能指標値の全てまたは一部の総和を算出する。制御可能指標値決定部223は、算出された充放電可能指標値の総和に基づいて制御可能電力量(制御可能指標値の一例)を決定する。
The controllable index
制御可能指標値送信部224は、制御可能指標値決定部223により決定された制御可能電力量を、上位装置400に送信する。つまり、制御可能指標値送信部224は、通信部201により制御可能電力量が上位装置400に宛てて送信されるように制御する。
The controllable index
補正部225は、所定の補正パラメータを用いて、一次充放電可能指標値、二次充放電可能指標値、及び前記制御可能電力量の少なくともいずれか1つを補正対象として補正する。
The
記憶部203は、地域電力管理装置200が対応する各種の情報を記憶する。例えば、記憶部203には、制御部202が備える各機能部を実現するプログラム等が記憶されてよい。また、記憶部203には、補正部225が利用する補正パラメータが記憶されてよい。また、記憶部203には、制御可能指標値決定部223により決定された制御可能電力量の履歴、制御可能指標値送信部224による制御可能電力量の送信に関する履歴等が記憶されてよい。
The
[処理手順例]
図4のフローチャートを参照して、本実施形態の施設電力管理装置100と地域電力管理装置200とが実行する処理手順例について説明する。
まず、施設電力管理装置100の処理手順例について説明する。
ステップS101:需要家施設10の蓄電池12は、所定時間(例えば1分)ごとに、自己に対応する蓄電池情報を生成し、同じ需要家施設10における施設電力管理装置100に送信する。施設電力管理装置100において、蓄電池情報取得部131は、送信された蓄電池情報を取得する。
[Processing procedure example]
An example of a processing procedure executed by the facility
First, an example of the processing procedure of the facility
Step S101: The
ステップS102:一次充放電可能指標値算出部132は、一次充放電可能電力量(一次充電可能電力量、一次放電可能電力量)を算出する。
ステップS103:一次充放電可能指標値算出部132は、ステップS102により算出された一次充放電可能電力量を示す情報を含む、現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置200に送信する。
Step S102: The primary chargeable/dischargeable index
Step S103: The primary chargeable/dischargeable index
次に、地域電力管理装置200の処理手順例について説明する。
ステップS201:地域電力管理装置200において、制御部202は、ステップS103により1分ごとに応じたタイミングで施設電力管理装置100から送信される現時刻対応電力関連情報を受信する。制御部202は、受信された現時刻対応電力関連情報を記憶部203に記憶させる。
ステップS202:制御部202は、制御可能電力量の決定タイミングに至ったか否かについて判定する。制御可能電力量の決定タイミングに至っていない場合には、ステップS201に処理が戻される。
Next, an example of the processing procedure of the local
Step S201: In the local
Step S202: The
ステップS203:ステップS202にて制御可能電力量の決定タイミングに至ったことが判定された場合、予測パラメータ算出部221は、予測パラメータ(予測需要電力量と予測発電電力量)を算出する。予測パラメータ算出部221は、ステップS201にて受信され、記憶部203に記憶された現時刻対応電力関連情報のうち、例えば現時刻から一定時間過去の現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して算出してよい。
Step S203: When it is determined in step S202 that the timing for determining the controllable power amount has been reached, the prediction
ステップS204:二次充放電可能指標値算出部222は、ステップS203により算出された予測パラメータに基づいて、二次充放電可能指標値(二次放電可能電力量、二次充電可能電力量)とを算出(予測)する。
Step S204: The secondary chargeable/dischargeable index
ステップS205:制御可能指標値決定部223は、ステップS204により算出された二次充放電可能指標値の総和を算出する。つまり、制御可能指標値決定部223は、二次放電可能電力量の総和と、二次充電可能電力量の総和とを算出する。
Step S205: The controllable index
ステップS206:制御可能指標値決定部223は、ステップS205により算出された制御可能電力量に基づいて、制御可能電力量を決定する。制御可能電力量の決定にあたって、制御可能指標値決定部223は、例えば前述のように、電力管理地域1に対応して定められたベースラインを考慮してよい。
ステップS207:補正部225は、補正パラメータを利用して、ステップS206により決定された制御可能電力量について補正する。
ステップS208:制御可能指標値送信部224は、ステップS206により補正された後の制御可能電力量を、通信部201により上位装置400に送信させる。
Step S206: The controllable index
Step S207: The
Step S208: The controllable index
<第2実施形態>
[概要]
続いて、第2実施形態について説明する。図2に例示した需要家施設10においては、パワーコンディショナ14が太陽電池11と蓄電池12とで共用されている。このように太陽電池11と蓄電池12とでパワーコンディショナ14を共用した構成とすることで、太陽電池11と蓄電池12とのそれぞれに対して個別にパワーコンディショナを設けるようにした構成よりも、設備の導入コストを削減できる。
<Second Embodiment>
[Overview]
Next, the second embodiment will be described. In the
しかしながら、太陽電池11と蓄電池12とでパワーコンディショナ14を共用した構成のもとでは、太陽電池11がパワーコンディショナ14の定格上限値以上の電力を発電しているような状態となる場合がある。このような場合、パワーコンディショナ14が入出力する電力の全てが太陽電池11から出力される電力となるため、蓄電池12から電力を放電させることができないという状況になる。
電力管理地域1における蓄電池12の充放電可能量を反映させた制御可能電力(制御可能指標値の一例)の決定にあたっては、上記のようなパワーコンディショナ14の定格と太陽電池11の発電電力とに応じた蓄電池12の放電電力の制限を考慮することで、制御可能電力の精度を高めることが可能になる。
そこで、本実施形態においては、パワーコンディショナ14の定格と太陽電池11の発電電力とに応じた蓄電池12の放電電力の制限が反映されるようにして制御可能電力を決定するようにされる。
However, under the configuration in which the
In determining the controllable power (an example of the controllable index value) that reflects the chargeable/dischargeable amount of the
Therefore, in the present embodiment, the controllable power is determined such that the limitation of the discharge power of the
[施設電力管理装置と地域電力管理装置の構成例]
本実施形態に対応する施設電力管理装置100と地域電力管理装置200との構成は、図3と同様でよい。
ただし、本実施形態の施設電力管理装置100において、一次充放電可能指標値算出部132は、一次充放電可能指標として、現時刻に対応する充電可能電力(一次充電可能電力)と、放電可能電力(一次放電可能電力)を算出する。
また、本実施形態の地域電力管理装置200において、二次充放電可能指標値算出部222は、二次充放電可能指標値として、現時刻から所定時間後の充電可能電力(二次充電可能電力)と、放電可能電力(二次放電可能電力)を算出する。
また、制御可能指標値決定部223は、制御可能指標値として、現時刻から一定時間後の制御可能電力を算出し、制御可能指標値送信部224は、制御可能指標値決定部223により決定された制御可能電力を上位装置400に送信する。
[Configuration example of facility power management device and regional power management device]
The configurations of the facility
However, in the facility
Further, in the regional
Further, the controllable index
[制御可能電力量決定の具体例]
上記構成による、本実施形態の電力管理システムにおける、制御可能電力の決定までの手順の具体例について説明する。
まず、需要家施設10の蓄電池12は、第1実施形態と同様に、自己に関する蓄電池情報を一定時間(ここでは、1分である場合を例に挙げる)ごとに、同じ需要家施設10の施設電力管理装置100に送信する。本実施形態の蓄電池情報にも、現時刻対応の蓄電容量と、最大蓄電容量と、停電対応電力量とが含まれてよい。
ここでの説明にあたり、第1実施形態と同様、停電対応電力量は2kWh、最大蓄電容量は8kWh、現時刻に対応する蓄電池12の蓄積容量は停電時の領域を含めて7kWhであった場合を例に挙げる。
[Specific example of determining controllable power amount]
A specific example of the procedure up to the determination of controllable power in the power management system of the present embodiment having the above configuration will be described.
First, similarly to the first embodiment, the
In the description here, similarly to the first embodiment, a case where the power outage corresponding power amount is 2 kWh, the maximum storage capacity is 8 kWh, and the storage capacity of the
施設電力管理装置100は、受信された蓄電池情報に基づいて、現時刻に対応する一次充放電可能指標値としての一次放電可能電力と一次充電可能電力とを算出することができる。なお、本実施形態においても、このような一次放電可能電力と一次電可能電力の算出は、需要家施設10における蓄電池12もしくはパワーコンディショナ14等が行って、施設電力管理装置100に通知してもよい。
The facility
施設電力管理装置100は、一次放電可能電力と一次充電可能電力とを示す情報を含む現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置200に送信する。現時刻対応電力関連情報には、同じ時刻に対応する現時刻対応の需要電力と、太陽電池11による発電電力とを示す情報が含まれる。
The facility
地域電力管理装置200は、施設電力管理装置100から1分ごとに対応するタイミングで、現時刻対応電力関連情報を受信する。
地域電力管理装置200は、現時刻対応電力関連情報の受信周期よりも長い一定時間(例えば、20分、もしくは1時間)ごとに、受信された現時刻対応電力関連情報に基づいて、現時刻の所定時間後(例えば、1時間後)における蓄電池12の二次充放電可能指標値として、二次放電可能電力と二次充電可能電力とのそれぞれを算出(予測)する。
このため、地域電力管理装置200は、受信された現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して、過去の一定期間(ここでは20分間である場合を例に挙げる)における需要家施設10内の需要電力の平均値(平均需要電力)と、発電電力の平均値(平均発電電力)とを算出する。ここで、地域電力管理装置200が算出した平均需要電力が1.5kW、平均発電電力が2kWであった。
そのうえで、地域電力管理装置200は、上記のように算出した平均需要電力と平均発電電力とが、それぞれ現時刻から一時間継続するものとして、現在時刻から1時間後の予測需要電力については1.5kW、予測発電電力については2kWであると算出する。
The local
The local
Therefore, the regional
Then, the regional
地域電力管理装置200は、上記のように算出された予測需要電力と予測発電電力(予測パラメータの一例)に基づいて、現時刻の1時間後における蓄電池12の充電可能電力(二次充電可能電力)と放電可能電力(二次放電可能電力)とを算出(予測)する。なお、以降において二次充電可能電力と二次放電可能電力とについては、二次充放電可能電力(二次充放電可能指標値の一例)と記載する。
この場合、需要家施設10においては、2kWの予測発電電力により、1.5kWの予測需要電力を賄い、予測発電電力としては、0.5kWが余剰する。余剰の0.5kWの予測発電電力は、蓄電池12に充電される。このため、現時刻から1時間後の二次放電可能電力は、一次放電可能電力である5kWに0.5kWを加算することで5.5kWと算出され、二次充電可能電力は、一次充電可能電力である1kWから0.5kWを減算することで0.5kWと算出される。
The regional
In this case, in the
上記のように算出された二次充放電可能電力(二次放電可能電力、二次充電可能電力)については、まだ、パワーコンディショナ14の定格電力が考慮されていない。そこで、地域電力管理装置200は、以下のように、パワーコンディショナ14の定格電力を考慮した二次充放電可能電力を算出する。
Regarding the secondary chargeable/dischargeable power (secondary dischargeable power, secondary chargeable power) calculated as described above, the rated power of the
ここでは、需要家施設10に備えられるパワーコンディショナ14の定格電力について、最大入力電力が2kW、最大出力電力が2kWである場合を例に挙げる。地域電力管理装置200は、需要家施設10ごとのパワーコンディショナ14の定格電力を以下のように取得してよい。つまり、パワーコンディショナ14が記憶する定格電力を、施設電力管理装置100が現時刻対応電力関連情報に含めて、地域電力管理装置200に送信する。地域電力管理装置200は、送信された現時刻対応電力関連情報に含まれるパワーコンディショナ14の定格電力の情報を取得する。あるいは、施設電力管理装置100が、需要家施設10ごとにおけるパワーコンディショナ14の定格電力の情報を予め収集して、記憶部203に記憶させておき、二次充放電可能電力の算出にあたって、記憶部203から定格電力を取得するようにされてよい。
Here, regarding the rated power of the
この場合、パワーコンディショナ14の定格電力を考慮しない二次充放電可能電力として、現在時点及び1時間後の二次放電可能電力は5.5kWからパワーコンディショナ14の最大出力電力と同じ2kWとして求められ、充電可能電力はパワーコンディショナ14の最大充電電力の2kWから、既に蓄電池12充電している0.5kWを減算した、1.5kWとして求められる。
In this case, as the secondary chargeable/dischargeable power without considering the rated power of the
また、一次充放電可能電力に対してパワーコンディショナ14の定格電力を反映させたうえで、二次充放電可能電力が算出されてもよい。ここでも、需要家施設10に備えられるパワーコンディショナ14の定格電力としては、最大入力電力が2kW、最大出力電力が2kWである場合を例に挙げる。
例えば、施設電力管理装置100にて算出された、現時刻に対応する放電可能電力量が5kWh、充電可能電力量が1kWhであった(本実施形態においても、現時刻対応電力関連情報には、施設電力管理装置100にて算出された、現時刻対応の放電可能電力量、、充電可能電力量が含められてよい)。
この場合において、現時刻対応の発電電力が5kWであった場合、既にパワーコンディショナ14の最大出力電力に達しているため、一次放電可能電力は0kWとなる。また、一次充電可能電力は最大の2kWとなる。
そのうえで、過去20分における予測需要電力が0.5kW、予測発電電力が4kWであった場合、現時刻から1時間後の放電可能電力量は、5+(4−0.5)=8.5kWhとして計算されるが、蓄電池12の最大蓄電容量が8kWhであるため、最大蓄電容量と同じ8kWhとなる。これに伴い、現時刻から一時間後においては蓄電池12が満充電状態となるため、一時間後の充電可能電力量は0kWhである。また、現時刻から一時間後の放電可能電力は、1kW(=5kW−4kW)、充電可能電力は、パワーコンディショナ14の定格における最大入力電力と同じ、2kWとなる。施設電力管理装置100は、このようにして求められた現時刻から一時間後の充電可能電力、放電可能電力を、それぞれ二次充電可能電力、二次放電可能電力の算出結果としてよい。
Further, the secondary chargeable/dischargeable power may be calculated after reflecting the rated power of the
For example, the dischargeable power amount corresponding to the current time and the rechargeable power amount calculated by the facility
In this case, when the generated power corresponding to the current time is 5 kW, the maximum discharge power of the
Then, if the predicted demand power in the past 20 minutes is 0.5 kW and the predicted generated power is 4 kW, the
次に、地域電力管理装置200は、上記のように算出された二次放電可能電力と二次充電可能電力とに基づき、例えば以下のように制御可能電力を決定する。
一例として、電力管理地域1において備えられる蓄電池12が1000台である合を例に挙げる。これらの蓄電池12のうち、100台は通信不良等が原因で地域電力管理装置200による制御が不可の状態であるため、有効な蓄電池12は、900台である。この場合、地域電力管理装置200は、有効な900台ごとの二次放電可能電力と二次充電可能電力とのそれぞれの総和を算出する。二次放電可能電力の総和と二次充電可能電力の総和は、それぞれ、1000kW、1800kWhであった。
ここでは、電力管理地域1について設定されている、送電電力のベースラインが0kWであり、系統からの受電電力のベースラインが500kWである場合を例に挙げる。この場合、地域電力管理装置200は、制御可能電力について、放電側を正の値(+)とし、充電側を負の値(−)として表した場合、1000kWから−1300kW(1300=1800−500)の範囲(調整力)であるとして決定できる。
Next, the regional
As an example, a case where the number of
Here, an example is given in which the baseline of the transmitted power is 0 kW and the baseline of the received power from the grid is 500 kW, which is set for the
この場合にも、例えばマージンや尤度等を考慮して、補正パラメータを利用して制御可能電力を補正してもよい。補正パラメータは、例えば補正対象値に乗算する係数であってもよいし、補正対象値に加算または減算する加減算値であってもよい。
例えば、補正パラメータとして、0.9の係数を設定した場合には、制御可能電力の最大値、最小値は、それぞれ6000kWh、−300kWhから、5600kWh、270kWhに補正される。
この場合の地域電力管理装置200は、900kWから−1170kWの範囲を示す制御可能電力を上位装置400に送信する。
Also in this case, the controllable power may be corrected using the correction parameter in consideration of, for example, the margin and the likelihood. The correction parameter may be, for example, a coefficient by which the correction target value is multiplied, or an addition/subtraction value that is added to or subtracted from the correction target value.
For example, when a coefficient of 0.9 is set as the correction parameter, the maximum value and the minimum value of the controllable power are corrected from 6000 kWh and -300 kWh to 5600 kWh and 270 kWh, respectively.
In this case, the local
上記のように決定される制御可能電力は、電力会社からデマンドレスポンス要請を受けてデマンドレスポンス制御を行うべきこととなった場合に、電力管理地域1(管理対象地域)として制御(調整)が可能な電力である。このような制御可能電力は、アグリゲータと電力会社との関係では、デマンドレスポンスの契約において、アグリゲータが電力会社に対して通知する計画値に相当するものとされてよい。このように、地域電力管理装置200が上位装置400に制御可能電力を送信することによって、アグリゲータから電力会社への制御可能電力(計画値)の通知が行われる。
The controllable power determined as described above can be controlled (adjusted) as the power management area 1 (managed area) when demand response control should be performed in response to a demand response request from the power company. Power. In the relationship between the aggregator and the electric power company, such controllable electric power may be equivalent to the planned value notified by the aggregator to the electric power company in the demand response contract. In this way, the local
[処理手順例]
図5のフローチャートを参照して、本実施形態の施設電力管理装置100と地域電力管理装置200とが実行する処理手順例について説明する。
まず、施設電力管理装置100の処理手順例について説明する。
ステップS301:需要家施設10の蓄電池12は、所定時間(例えば1分)ごとに、自己に対応する蓄電池情報を生成し、同じ需要家施設10における施設電力管理装置100に送信する。施設電力管理装置100において、蓄電池情報取得部131は、送信された蓄電池情報を取得する。
[Processing procedure example]
An example of a processing procedure executed by the facility
First, an example of the processing procedure of the facility
Step S301: The
ステップS302:一次充放電可能指標値算出部132は、一次充放電可能電力(一次充電可能電力、一次放電可能電力)を算出する。
ステップS303:一次充放電可能指標値算出部132は、ステップS302により算出された一次充放電可能電力を示す情報を含む、現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置200に送信する。
Step S302: The primary chargeable/dischargeable index
Step S303: The primary chargeable/dischargeable index
次に、地域電力管理装置200の処理手順例について説明する。
ステップS401:地域電力管理装置200において、制御部202は、ステップS303により1分ごとに応じたタイミングで施設電力管理装置100から送信される現時刻対応電力関連情報を受信する。制御部202は、受信された現時刻対応電力関連情報を記憶部203に記憶させる。
ステップS402:制御部202は、制御可能電力の決定タイミングに至ったか否かについて判定する。制御可能電力の決定タイミングに至っていない場合には、ステップS401に処理が戻される。
Next, an example of the processing procedure of the local
Step S401: In the local
Step S402: The
ステップS403:ステップS402にて制御可能電力の決定タイミングに至ったことが判定された場合、予測パラメータ算出部221は、予測パラメータ(予測需要電力と予測発電電力)を算出する。予測パラメータ算出部221は、ステップS401にて受信され、記憶部203に記憶された現時刻対応電力関連情報のうち、例えば現時刻から一定時間過去の現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して算出してよい。
Step S403: When it is determined in step S402 that the controllable power determination timing has been reached, the prediction
ステップS404:二次充放電可能指標値算出部222は、ステップS403により算出された予測パラメータに基づいて、二次充放電可能指標値(二次放電可能電力、二次充電可能電力)とを算出(予測)する。この際、二次充放電可能指標値算出部222は、パワーコンディショナ14の定格電力の情報も利用することで、パワーコンディショナ14の定格電力が反映された二次充放電可能電力を算出する。
Step S404: The secondary chargeable/dischargeable index
ステップS405:制御可能指標値決定部223は、ステップS404により算出された二次充放電可能指標値の総和を算出する。つまり、制御可能指標値決定部223は、二次放電可能電力の総和と、二次充電可能電力の総和とを算出する。
Step S405: The controllable index
ステップS406:制御可能指標値決定部223は、ステップS405により算出された制御可能電力に基づいて、制御可能電力を決定する。
ステップS407:補正部225は、補正パラメータを利用して、ステップS406により決定された制御可能電力について補正する。
ステップS408:制御可能指標値送信部224は、ステップS0407により補正された後の制御可能電力を、通信部201により上位装置400に送信させる。
Step S406: The controllable index
Step S407: The
Step S408: The controllable index
<変形例>
以下、本実施形態の変形例について説明する。
なお、上記各実施形態において、補正部225は、制御可能指標値(制御可能電力量もしくは制御可能電力)を補正している。しかしながら、補正部225は、二次充放電可能指標値を補正してもよい。さらに、補正部を施設電力管理装置100に設けて、補正部が一次充放電可能指標値を補正するようにしてもよい。
また、補正部による補正は、制御可能指標値、二次充放電可能指標値、一次充放電可能指標値とのうちの複数を対象として行われてよい。
<Modification>
Hereinafter, modified examples of this embodiment will be described.
In each of the above embodiments, the
Further, the correction by the correction unit may be performed for a plurality of the controllable index value, the secondary chargeable/dischargeable index value, and the primary chargeable/dischargeable index value.
なお、第1実施形態、第2実施形態のそれぞれにおいては、一次充放電可能指標値について予測パラメータを用いて、現時刻から一定時間後の二次充放電可能指標値を算出(予測)し、二次充放電可能指標値に基づいて制御可能指標値を決定していた。
しかしながら、第1実施形態、第2実施形態において、上記のように現時刻から一定時間後の二次充放電可能指標値を予測することなく、一次充放電可能指標値に基づいて制御可能指標値を決定するようにされてよい。この場合、予測パラメータ算出部221と二次充放電可能指標値算出部222は、省略されてよい。
In each of the first and second embodiments, a prediction parameter is used for the primary chargeable/dischargeable index value to calculate (predict) a secondary chargeable/dischargeable index value after a fixed time from the current time, The controllable index value was determined based on the secondary chargeable/dischargeable index value.
However, in the first embodiment and the second embodiment, the controllable index value is based on the primary chargeable/dischargeable index value without predicting the secondary chargeable/dischargeable index value after a fixed time from the current time as described above. May be determined. In this case, the prediction
なお、第2実施形態においては、一次充放電可能指標値の算出に用いる蓄電池12の蓄電容量は、例えば蓄電池12の仕様として定められている値等のように、蓄電池12の劣化が考慮されていない値を用いてもよい。
In the second embodiment, the storage capacity of the
なお、上述の施設電力管理装置100、地域電力管理装置200等としての機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述の施設電力管理装置100、地域電力管理装置200等としての処理を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。ここでいう「コンピュータシステム」とは、OSや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、インターネットやWAN、LAN、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ROM、CD−ROM等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、CD−ROM等の非一過性の記録媒体であってもよい。また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ(RAM)のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル(差分プログラム)であってもよい。
A program for realizing the functions of the facility
1 電力管理地域、2 商用電源、3 配電線、10 需要家施設、11 太陽電池、12 蓄電池、13 DC/DCコンバータ、14 パワーコンディショナ、15 分電盤、16 負荷、100 施設電力管理装置、101 第1通信部、102 第2通信部、103 制御部、104 記憶部、131 蓄電池情報取得部、132 一次充放電可能指標値算出部、200 地域電力管理装置、201 通信部、202 制御部、203 記憶部、221 予測パラメータ算出部、222 二次充放電可能指標値算出部、223 制御可能指標値決定部、224 制御可能指標値送信部、225 補正部、300 ネットワーク、400 上位装置 1 power management area, 2 commercial power source, 3 distribution line, 10 customer facility, 11 solar battery, 12 storage battery, 13 DC/DC converter, 14 power conditioner, 15 distribution board, 16 load, 100 facility power management device, 101 first communication unit, 102 second communication unit, 103 control unit, 104 storage unit, 131 storage battery information acquisition unit, 132 primary charge/discharge possible index value calculation unit, 200 local power management device, 201 communication unit, 202 control unit, 203 storage unit, 221 prediction parameter calculation unit, 222 secondary chargeable/dischargeable index value calculation unit, 223 controllable index value determination unit, 224 controllable index value transmission unit, 225 correction unit, 300 network, 400 upper device
Claims (10)
複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、
前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出部と、
予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出部と、
前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出部と
を備える電力管理システム。 A power management system for managing power of a customer group including a customer including a common power conversion device for power output by a plurality of power output devices,
Among the plurality of power output devices, a generated power acquisition unit that acquires the generated power corresponding to the present of the power generator other than the storage battery,
Based on the generated power acquired by the generated power acquisition unit, at least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery corresponding to the present is calculated as a primary chargeable/dischargeable index value of the storage battery. A chargeable/dischargeable index value calculation unit,
As a prediction parameter, a prediction that calculates a predicted demand power amount that is a predicted value of the demand power amount of a customer including the storage battery, and a predicted generated power amount that is a predicted value of the generated power amount of a power generation device included in the consumer A parameter calculator,
Based on the primary charge and discharge possible index value, rated power information indicating the rated power of the power conversion device, and the prediction parameter, at least one of the future chargeable power and dischargeable power of the storage battery A power management system including: a secondary chargeable/dischargeable index value calculating unit that calculates the secondary chargeable/dischargeable index value.
決定された制御可能指標値を所定の外部装置に送信する制御可能指標値送信部と
をさらに備える請求項1に記載の電力管理システム。 Calculated by the secondary chargeable/dischargeable index value calculation unit, calculating the sum of all or some of the chargeable/dischargeable index values of the storage battery to be managed, based on the sum of the calculated chargeable/dischargeable index values, A controllable index value determination unit that determines a controllable index value as controllable power that is power that can be controlled in the managed area in response to a demand response;
The power management system according to claim 1, further comprising: a controllable index value transmission unit that transmits the determined controllable index value to a predetermined external device.
請求項2に記載の電力管理システム。 A correction unit is further provided, which corrects at least one of the primary chargeable/dischargeable index value, the secondary chargeable/dischargeable index value, and the controllable index value as a correction target using a predetermined correction parameter. The power management system according to 2.
請求項3に記載の電力管理システム。 The power management system according to claim 3, wherein the correction parameter is a coefficient by which the correction target is multiplied.
請求項3または4に記載の電力管理システム。 The power management system according to claim 3, wherein the correction parameter is an addition/subtraction value that is added to or subtracted from the correction target.
請求項3から5のいずれか一項に記載の電力管理システム。 The power management system according to any one of claims 3 to 5, wherein the correction parameter is determined based on a difference between a past demand response control command value and a control actual value.
発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、
一次充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出ステップと、
予測パラメータ算出部が、予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出ステップと、
二次充放電可能指標値算出部が、前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出ステップと
を備える電力管理方法。 A power management method in a power management system for managing power of a customer group including a customer including a common power conversion device for power output by a plurality of power output devices,
The generated power acquisition unit, a generated power acquisition step of acquiring the generated power corresponding to the current of the power generator other than the storage battery among the plurality of power output devices,
The primary chargeable/dischargeable index value calculation unit, based on the generated power acquired by the generated power acquisition unit, at least one of the chargeable power and the dischargeable power of the storage battery corresponding to the present, of the storage battery A primary chargeable/dischargeable index value calculating step for calculating as a primary chargeable/dischargeable index value,
The prediction parameter calculation unit has, as the prediction parameters, a predicted demand power amount that is a predicted value of a demand power amount of a customer including the storage battery, and a predicted generated power that is a predicted value of a generated power amount of a power generation device included in the consumer. A prediction parameter calculation step for calculating the amount,
A secondary chargeable/dischargeable index value calculation unit, based on the primary chargeable/dischargeable index value, rated power information indicating the rated power of the power conversion device, and the prediction parameter, the storageable power of the storage battery in the future. And a dischargeable power, at least one of which is calculated as a secondary chargeable/dischargeable index value.
複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、
前記発電電力取得部により取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出部と、
を備える電力管理システム。 A power management system for managing power of a customer group including a customer including a common power conversion device for power output by a plurality of power output devices,
Among the plurality of power output devices, a generated power acquisition unit that acquires the generated power corresponding to the present of the power generator other than the storage battery,
Based on the generated power acquired by the generated power acquisition unit and rated power information indicating the rated power of the power conversion device, at least one of chargeable power and dischargeable power of the storage battery corresponding to the present time A chargeable/dischargeable index value calculation unit that calculates the chargeable/dischargeable index value of the storage battery,
A power management system including.
決定された制御可能指標値を所定の外部装置に送信する制御可能指標値送信部と
をさらに備える請求項8に記載の電力管理システム。 The sum of all or part of the chargeable/dischargeable index values of the storage battery to be managed, which is calculated by the chargeable/dischargeable index value calculation unit, is calculated based on the sum of the calculated chargeable/dischargeable index values. A controllable index value determining unit that determines a controllable index value as controllable power that is power that can be controlled in the management target area,
The power management system according to claim 8, further comprising: a controllable index value transmission unit that transmits the determined controllable index value to a predetermined external device.
発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、
充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得ステップにより取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出ステップと、
を備える電力管理方法。 A power management method in a power management system for managing power of a customer group including a customer including a common power conversion device for power output by a plurality of power output devices,
The generated power acquisition unit, a generated power acquisition step of acquiring the generated power corresponding to the current of the power generator other than the storage battery among the plurality of power output devices,
The chargeable/dischargeable index value calculation unit, based on the generated power acquired in the generated power acquisition step and the rated power information indicating the rated power of the power conversion device, the rechargeable power of the storage battery corresponding to the present, and At least one of the dischargeable power, a chargeable and dischargeable index value calculating step of calculating as a chargeable and dischargeable index value of the storage battery,
A power management method comprising.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2018225534A JP2020089225A (en) | 2018-11-30 | 2018-11-30 | Power management system and power management method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2018225534A JP2020089225A (en) | 2018-11-30 | 2018-11-30 | Power management system and power management method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2020089225A true JP2020089225A (en) | 2020-06-04 |
Family
ID=70909339
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2018225534A Pending JP2020089225A (en) | 2018-11-30 | 2018-11-30 | Power management system and power management method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2020089225A (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113629851A (en) * | 2021-08-13 | 2021-11-09 | 南通通明集团有限公司 | Working control method for storage battery energy storage direct-current standby power supply |
-
2018
- 2018-11-30 JP JP2018225534A patent/JP2020089225A/en active Pending
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113629851A (en) * | 2021-08-13 | 2021-11-09 | 南通通明集团有限公司 | Working control method for storage battery energy storage direct-current standby power supply |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6285631B2 (en) | Power management apparatus, power management method and program | |
US10298056B2 (en) | Power control system, power control method, and recording medium | |
EP2953230A1 (en) | Energy management system, energy management method, program and server | |
JP6249895B2 (en) | Power control system, method, and power control apparatus | |
JP6192531B2 (en) | Power management system, power management apparatus, power management method, and program | |
WO2016088761A1 (en) | Electric power control system, electric power control method, and program | |
JP6592360B2 (en) | Power management method | |
JP2017017779A (en) | Power supply system and power supply method | |
US10461535B2 (en) | Power management system, power management method, and computer program | |
WO2016002346A1 (en) | Power control system, and power control device | |
CN111903027A (en) | Power information management system, power information management method, program, power information management server, communication terminal, and power system | |
JP5752069B2 (en) | Power control system | |
JP5917292B2 (en) | Power management apparatus, power management system, and power management method | |
JP2020022339A (en) | Power management system, power management device and program | |
JP7102182B2 (en) | Power systems, controls, power management methods, programs, and power management servers | |
JP6228702B2 (en) | Power management apparatus, power management method and program | |
JP2020089225A (en) | Power management system and power management method | |
JP6505460B2 (en) | Power management system, power management method and program | |
JP6625181B2 (en) | Management device and control method | |
JP6989364B2 (en) | Power management equipment, power management methods and programs | |
JP2020089231A (en) | Power management system and power management method | |
JP6543187B2 (en) | Battery control method | |
JP2019126152A (en) | Power management device and program | |
JP2020048370A (en) | Power management method and power management system | |
JP7303692B2 (en) | POWER MANAGEMENT SYSTEM, POWER MANAGEMENT METHOD, POWER MANAGEMENT APPARATUS, AND PROGRAM |