JP5845474B2 - 電力供給システム - Google Patents

電力供給システム Download PDF

Info

Publication number
JP5845474B2
JP5845474B2 JP2012540865A JP2012540865A JP5845474B2 JP 5845474 B2 JP5845474 B2 JP 5845474B2 JP 2012540865 A JP2012540865 A JP 2012540865A JP 2012540865 A JP2012540865 A JP 2012540865A JP 5845474 B2 JP5845474 B2 JP 5845474B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power
amount
unit
control
load
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.)
Active
Application number
JP2012540865A
Other languages
English (en)
Other versions
JPWO2012057119A1 (ja
Inventor
隆一郎 富永
隆一郎 富永
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.)
Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Original Assignee
Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
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 Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd filed Critical Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Priority to JP2012540865A priority Critical patent/JP5845474B2/ja
Publication of JPWO2012057119A1 publication Critical patent/JPWO2012057119A1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5845474B2 publication Critical patent/JP5845474B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • G06Q50/00—Systems or methods specially adapted for specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Electricity, gas 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
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
    • 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
    • H02J4/00—Circuit arrangements for mains or distribution networks not specified as ac or dc
    • 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
    • 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
    • H02J2300/28—The renewable source being wind 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
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
    • H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
    • H02J2310/62—The condition being non-electrical, e.g. temperature
    • H02J2310/64—The condition being economic, e.g. tariff based load management
    • 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
    • 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
    • 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
    • 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
    • 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

Description

本発明は、電力を供給する電力供給システムに関する。
電力会社が管理する配電施設（以下、電力系統とする）から供給される（買電する）電力（以下、系統電力とする）だけでなく、太陽光発電装置などの発電装置の発電により供給される電力や、蓄電池の放電により供給される電力などの種々の電力を利用して、負荷（例えば、冷蔵庫や洗濯機、エアコンなどの機器。以下同じ。）に電力を供給する電力供給システムが提案されている。また、このような電力供給システムには、例えば発電装置の発電により供給される電力であり、負荷などで消費されない余剰電力を、電力系統に供給する（売電する）ものがある。
負荷の消費電力には、時間にかかわらず常時発生する（例えば、冷蔵庫などの動作により生じる）一般消費電力と、ある時間だけ限定的に発生する（例えば、洗濯機などの動作により生じる）特定消費電力と、が含まれ得る。系統電力の料金を低減する場合、特定消費電力にかかる料金を低減すると、効果的である。例えば、特定消費電力が発生する時間を、買電する系統電力の単位電力量当たりの価格（以下、買電単価とする）が低い時間にすることで、特定消費電力にかかる料金を低減することが可能である。
例えば、特許文献１では、余剰電力で特定消費電力を賄うことができる（特定消費電力にかかる料金を０にすることができる）時間をユーザに報知することで、当該時間に特定消費電力を発生させるようにユーザに促す電力供給システムが、提案されている。また、この電力供給システムは、買電単価と、売電する電力の単位電力量当たりの価格（以下、売電単価とする）とをユーザに対してそれぞれ表示することで、余剰電力を売電するか特定消費電力を賄うために用いるかをユーザに判断させる。
特開２０１０−１６９８９号公報
しかしながら、特許文献１で提案される電力供給システムでは、余剰電力の利用方法をユーザが判断しかつ実行する必要があるため、非常に煩雑である。また、不慣れなユーザは正しい判断をすることが困難であるため、系統電力の料金が効果的に低減されず、問題となる。
さらに、これらの問題は、種々の電力を利用する電力供給システムの普及を妨げる（即ち、系統電力の消費の低減化や平準化を妨げる）要因となり得る。したがって、電力会社が発電（特に、火力発電）の際に排出する二酸化炭素が低減されず、地球温暖化などの問題が解消され難い。
そこで本発明は、電力を効率良く利用する電力供給システムを提供することを目的とする。
上記目的を達成するために、本発明における電力供給システムは、電力を供給する電力供給部と、前記電力供給部が供給する電力と、電力系統から供給される系統電力と、の少なくとも一方を消費する負荷部と、前記電力供給部及び前記負荷部の動作を制御する制御部と、を備え、前記電力供給部が、前記電力系統に電力を供給し得るものであり、前記制御部が、自機が扱う複数の電力の価値に基づいて、前記電力供給部及び前記負荷部を制御することを特徴とする。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記制御部が、自機が扱う複数の電力の中で単位電力量当たりの価値が比較的高い電力の電力量を決定し、当該電力量に基づいて、他の電力の電力量を決定することとしても構わない。
このように構成すると、単位電力量当たりの価値が高い電力を優先して、電力供給システムが扱う種々の電力の電力量を設定することが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記制御部が、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の電力量を決定し、当該電力量に基づいて、他の電力の電力量を決定することとしても構わない。
このように構成すると、電力系統に供給する（売る）電力の電力量を確保した上で、他の電力の電力量を決定することが可能になる。そのため、電力供給システムのコストメリットを高めることが可能になり、普及を見込むことが可能になる。そして、当該電力供給システムを普及させることで、電力会社が発電（特に、火力発電）の際に排出する二酸化炭素を低減し、地球温暖化などの問題の解消を見込むことが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、系統電力が、時間によって価値が変動するものであり、前記制御部は、系統電力の価値が比較的高い時間に行う予定の前記負荷部の所定の動作が、系統電力の価値が比較的低い時間に行われるように、前記負荷部を制御し得ることとしても構わない。
このように構成すると、負荷部を動作させるために系統電力が必要になったとしても、その系統電力にかかる価格を低くすることが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、自機が扱う複数の電力の価値が変動する場合、前記制御部が、前記電力供給部及び前記負荷部の制御方法を変更し得ることとしても構わない。
このように構成すると、電力の価値が変動したとしても、制御部は、当該変動後の電力の価値に応じた適切な制御方法で、電力供給部及び負荷部を制御することが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の価値が、前記電力供給部が前記負荷部に供給する電力の価値及び系統電力の価値の和以上である場合、前記制御部が、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の電力量を決定し、当該電力量に基づいて、他の電力の電力量を決定し、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の価値が、前記電力供給部が前記負荷部に供給する電力の価値と系統電力の価値の和よりも小さい場合、前記制御部が、前記電力供給部が前記負荷部に供給する電力の電力量を決定し、当該電力量に基づいて、他の電力の電力量を決定することとしても構わない。
このように構成すると、電力供給部が電力系統に供給する電力と、電力供給部が負荷部に供給する電力との中で、コストメリットに対する寄与が大きい電力の電力量を確保した上で、他の電力の電力量を決定することができる。そのため、これらの電力の価値が変動したとしても、電力を効率良く利用することが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記制御部に制御され、前記電力供給部から供給される電力及び系統電力の少なくとも一方を消費して充電し、放電により電力を供給する蓄電部をさらに備えることとしても構わない。
このように構成すると、制御部が蓄電部の充電及び放電を制御することで、所望の電力の電力量を確保したり、電力供給システムが扱う電力の電力量の過不足を補ったりすることが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記制御部に制御され、前記電力供給部から供給される電力及び系統電力の少なくとも一方を消費して充電し、放電により電力を供給する蓄電部をさらに備え、前記負荷部が、前記蓄電部の放電により供給される電力を消費し得るものであり、前記制御部が、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の電力量を決定し、当該電力量に基づいて、他の電力の電力量を決定する場合、前記制御部が、前記蓄電部の放電により供給される電力の電力量だけ、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の電力量を増大させることとしても構わない。
このように構成すると、制御部が蓄電部の充電及び放電を制御することで、電力供給部が電力系統に供給する電力の電力量を確保することが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記制御部に制御され、前記電力供給部から供給される電力及び系統電力の少なくとも一方を消費して充電し、放電により電力を供給する蓄電部をさらに備え、前記負荷部が、前記蓄電部の放電により供給される電力を消費し得るものであり、前記制御部が、前記電力供給部が前記負荷部に供給する電力の電力量を決定し、当該電力量に基づいて、他の電力の電力量を決定する場合、前記電力供給部が供給する電力の電力量が、前記負荷部が消費する電力の電力量以上であれば、前記制御部が、前記電力供給部が供給する電力の少なくとも一部を前記蓄電部に充電し得るとともに、前記電力供給部が供給する電力の電力量が、前記負荷部が消費する電力の電力量よりも小さければ、前記制御部が、前記蓄電部の放電により供給される電力の少なくとも一部を前記負荷部に供給し得ることとしても構わない。
このように構成すると、制御部が蓄電部の充電及び放電を制御することで、電力供給部が供給する電力と負荷部が消費する電力との間で生じる電力量の過不足を補うことが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記電力供給部が、発電により電力を供給するものであっても構わない。また、上記構成の電力供給システムにおいて、前記電力供給部が、太陽光を電気に変換することで発電するものであっても構わない。
本発明の構成とすると、制御部が、電力供給システムが扱う複数の電力の価値に基づいて、電力供給部及び負荷部を制御することになる。そのため、電力を効率良く利用することが可能になる。
本発明の意義ないし効果は、以下に示す第１〜第３実施形態の説明によりさらに明らかとなろう。ただし、以下に示す第１〜第３実施形態のそれぞれは、あくまでも本発明の実施の形態の一つであって、本発明ないし各構成要件の用語の意義は、以下に示す第１〜第３実施形態のそれぞれについて記載されたものに制限されるものではない。
は、本発明の第１実施形態に係る電力供給システムの構成例を示すブロック図である。 は、売電単価及び買電単価の一例を示す表である。 は、本発明の第１実施形態に係る電力供給システムに備えられる制御部による、発電部及び負荷部の制御方法の一例を示すフローチャートである。 は、図３の制御が行われる前の動作結果の一例を示す表である。 は、図４の表が示す動作結果を示したグラフである。 は、図３の制御が行われた後の動作結果の一例を示す表である。 は、図６の表が示す動作結果を示したグラフである。 は、図４の表が示す動作結果と図６の表が示す動作結果とを比較して示したグラフである。 は、図４の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、図６の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、を比較して示した表である。 は、本発明の第２実施形態に係る電力供給システムの構成例を示すブロック図である。 は、本発明の第２実施形態に係る電力供給システムに備えられる制御部による、発電部、負荷部及び蓄電部の制御方法の一例を示すフローチャートである。 は、図１１の制御が行われる前の動作結果の一例を示す表である。 は、図１１の制御が行われた後の動作結果の一例を示す表である。 は、図１２の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、図１３の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、を比較して示した表である。 は、売電単価及び環境付加価値単価の例（第１〜第３パターン）を示す表である。 は、本発明の第３実施形態に係る電力供給システムに備えられる制御部による、発電部、負荷部及び蓄電部の制御方法の一例を示すフローチャートである。 は、図１６の制御が行われる前の動作結果の一例を示す表である。 は、図１６の制御が行われた後の動作結果の一例を示す表である。 は、図１６の制御方法の一部を示す表である。 は、図１５に示す第１〜第３パターン毎に、図１７の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、図１８の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、を図１５に示す第１〜第３パターン毎に比較してそれぞれ示した表である。
＜＜第１実施形態＞＞
＜電力供給システムの構成例＞
最初に、本発明の第１実施形態に係る電力供給システムの構成例について、図１を参照して説明する。図１は、本発明の第１実施形態に係る電力供給システムの構成例を示す図である。
図１に示すように、電力供給システム１は、発電により電力を供給する発電部１０と、供給される電力を消費して動作する負荷から成る負荷部１１と、発電部１０及び負荷部１１の動作を制御する制御部１２と、各種情報を記録する記録部１３と、を備える。
発電部１０は、例えば、光のエネルギー（例えば、太陽光）を電気に変換することで発電（太陽光発電）したり、風の運動エネルギー（例えば、風車の回転）を電気に変換することで発電（風力発電）したりすることで、電力を供給する。なお、発電部１０が、どのようなエネルギーを電力に変換するものであっても構わないが、以下では説明の具体化のため、発電部１０が太陽光発電により電力を供給する場合を例示する。
発電部１０が発電により供給する電力は、負荷部１１に供給されるだけでなく、電力系統にも供給（売電）され得る。この発電部１０が電力系統に供給する電力量は、売電メータＳによって測定され、電力系統を管理する電力会社に把握される。
負荷部１１には、系統電力と、発電部１０が供給する電力と、の少なくとも一方が供給される。負荷部１１を成す負荷は、これらの電力を消費することで動作する。また、負荷部１１が消費する系統電力の電力量は、買電メータＢによって測定され、電力系統を管理する電力会社に把握される。
制御部１２は、発電部１０が発電により供給する電力を示す情報を発電部１０から取得するとともに、負荷部１１が消費する電力を示す情報を負荷部１１から取得する。また、制御部１２は、取得した情報を記録部１３に適宜記録する。
記録部１３は、上記の情報の他に、負荷部１１を成すそれぞれの負荷が消費し得る電力（例えば、負荷が通常の動作により消費し得る電力や、それぞれの負荷が消費する電力のそれぞれの平均値など）を示す情報を記録する。さらに、記録部１３は、外部から入力される（例えば、回線などを介して電力会社から入力されたり、ユーザの操作によって入力されたりする）売電単価や買電単価などの情報も、記録する。
制御部１２は、発電部１０及び負荷部１１から取得する情報や、記録部１３に記録されている情報に基づいて、発電部１０の動作（例えば、発電により得られた電力の供給先）や負荷部１１の動作（例えば、負荷の動作タイミングや、負荷が消費する電力量など）を制御する。この発電で得られた電力の供給量や負荷が消費する電力量は電力量決定部１４が決定する。制御部１２による発電部１０及び負荷部１１の動作の制御方法の詳細については、後述する。
また、電力量決定部１４が決定した各電力量を表示部１５に表示しても構わない。これにより、決定した電力量に基づいたユーザのマニュアル（手動）操作が可能となる。
なお、制御部１２が、発電部１０が発電した電力量や負荷部１１が消費した電力量を記録する際に、時間や時期（例えば、季節）、天候（例えば、天気や温度、日照の有無など）などの各種状況を示す情報と関連付けても構わない。この場合、制御部１２は、これらの情報の少なくとも一部を、回線などを通じて外部から取得しても構わないし、電力供給システム１に備えられ当該情報を測定する機器から取得しても構わない。
＜制御部による発電部及び負荷部の制御例＞
次に、制御部１２による発電部１０及び負荷部１１の制御方法の詳細について、図面を参照するとともに具体例を挙げ説明する。図２は、売電単価及び買電単価の一例を示す表である。また、図３は、本発明の第１実施形態に係る電力供給システムに備えられる制御部による、発電部及び負荷部の制御方法の一例を示すフローチャートである。
以下では説明の具体化のため、売電単価及び買電単価を図２の表に示すものとする。ただし、第１実施形態の電力供給システム１は、太陽光発電装置（発電部１０）のみが設置され、その他発電設備等（例えば、蓄電部）が併設されていないため、売電単価は４８円／ｋＷｈとなる。さらに、高価格時間（７時〜１７時）の買電単価は３０円／ｋＷｈとなり、低価格時間（１７時〜７時）の買電単価は１４．５円／ｋＷｈとなる。以上の場合、売電単価が比較的高いものとなる。
図３に示すように、制御部１２は、最初に目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧを設定する（ＳＴＥＰ１）。目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧとは、制御時間に負荷部１１が消費する電力量（以下、負荷消費量とする）の中で、時間にかかわらず常時発生する成分を示すものである。例えば、制御部１２は、記録部１３に記録されている、過去に負荷部１１が消費した電力量を参照することで、目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧを算出し設定する。このとき、制御部１２が、発電部１０及び負荷部１１を制御する時間や時期、天候などの各種状況を考慮して（具体的に例えば、過去の同様の状況下で負荷部１１が消費した電力量を特に参照して）、目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧを算出しても構わない。
次に、制御部１２は、変数ｔを０に設定する（ＳＴＥＰ２）。制御部１２は、制御時間（例えば、１分）毎に発電部１０及び負荷部１１の制御を行うものであり、変数ｔは、経過した制御時間の数を示すものである。なお、以下では説明の具体化のため、制御時間が１分である場合について、例示する。
制御部１２は、所定数の制御時間（例えば、１４４０分＝１日）が経過した（ｔが１４４０よりも大きくなる）ことを確認するまで（ＳＴＥＰ３、ＮＯ）、後述する一連の制御動作（ＳＴＥＰ４〜ＳＴＥＰ１６）を継続する。一方、所定数の制御時間が経過したことを確認すると（ＳＴＥＰ３、ＹＥＳ）、制御動作を終了する。なお、以下では説明の具体化のため、所定数の制御時間が１４４０分である場合について、例示する。また、制御部１２は、１４４０分単位の動作を、毎日繰り返し行い得る。
制御部１２は、ｔが１４４０よりも小さいことを確認する場合、制御時間に発電部１０が発電により供給する電力量である、発電量ＥＰＧ＿ＰＶを算出する（ＳＴＥＰ４）。例えば、制御部１２は、発電部１０が発電により供給する電力を示す情報を発電部１０から取得することで、発電量ＥＰＧ＿ＰＶを算出する。
また、制御部１２は、制御部１２が負荷部１１の動作を制御しなかった場合に制御時間に負荷部１１が消費する電力量である、一次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ１を算出する（ＳＴＥＰ５）。例えば、制御部１２は、負荷部１１が消費する電力量を示す情報を負荷部１１から取得したり、制御部１２による負荷部１１の動作の制御内容を参照したりすることで、一時負荷消費量Ｃ＿ＬＤ１を算出する。
次に、制御部１２は、売電比率ＲＴ＿ＥＰＳを算出する（ＳＴＥＰ６）。売電比率ＲＴ＿ＥＰＳは、発電量の関数ｆ（ＥＰＧ＿ＰＶ）に係数Ｋを乗じたものである。関数ｆ（ＥＰＧ＿ＰＶ）は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶの増加に伴い漸増するものである。なお、係数Ｋは、一定の数としても構わないが、時間や時期、天候などによって変動する数としても構わない。
制御部１２は、算出した売電比率ＲＴ＿ＥＰＳを発電量ＥＰＧ＿ＰＶに乗じることで、売電量ＥＰＳ＿ＰＶを算出する（ＳＴＥＰ７）。売電量ＥＰＳ＿ＰＶは、制御時間に発電部１０が電力系統に供給する電力量であり、０以上である。
制御部１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから売電量ＥＰＳ＿ＰＶを減じた電力量（負荷部１１で消費可能な電力量）が目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧよりも大きいことを確認すると（ＳＴＥＰ８、ＹＥＳ）、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから売電量ＥＰＳ＿ＰＶを減じた電力量を二次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ２として算出する（ＳＴＥＰ９）。
一方、制御部１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから売電量ＥＰＳ＿ＰＶを減じた電力量が目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧ以下であることを確認すると（ＳＴＥＰ８、ＮＯ）、一次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ１を二次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ２として算出する（ＳＴＥＰ１０）。
また、制御部１２は、制御時間が低価格時間（１７時〜７時）であることを確認すると（ＳＴＥＰ１１、ＹＥＳ）、二次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ２に事前節約量ＥＰＳＶ＿Ｂを加えた電力量を、負荷消費量Ｃ＿ＬＤとして算出する（ＳＴＥＰ１２）。事前節約量ＥＰＳＶ＿Ｂは、これまでの制御（今回（今日）のＳＴＥＰ１〜ＳＴＥＰ１６の制御だけでなく、前回（前日）以前のＳＴＥＰ１〜ＳＴＥＰ１６の制御をも含み得る）で算出された節約量ＥＰＳＶ＿Ａ（詳細は後述）の少なくとも一つ（または、累積された節約量ＥＰＳＶ＿Ａの一部）であり、０以上である。
一方、制御部１２は、制御時間が低価格時間（１７時〜７時）ではないことを確認すると（ＳＴＥＰ１１、ＮＯ）、二次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ２を負荷消費量Ｃ＿ＬＤとして算出する（ＳＴＥＰ１３）。
制御部１２は、一次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ１から負荷消費量Ｃ＿ＬＤを減じることで、節約量ＥＰＳＶ＿Ａを算出する（ＳＴＥＰ１４）。ただし、節約量ＥＰＳＶ＿Ａが０より小さい値となる場合、ＥＰＳＶ＿Ａを０として算出する。節約量ＥＰＳＶ＿Ａは、後に事前節約量ＥＰＳＶ＿Ｂとして負荷消費量Ｃ＿ＬＤに含まれる。これにより、例えば、負荷部１１を成す所定の負荷が動作するタイミング（負荷部１１が節約量ＥＰＳＶ＿Ａを消費して動作するタイミング）が、低価格時間にシフト（先延ばし）される。
また、制御部１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから売電量ＥＰＳ＿ＰＶを減じた値を、負荷消費量Ｃ＿ＬＤから減じることで、制御時間に電力系統から供給される電力量である買電量ＥＰＢを算出する（ＳＴＥＰ１５）。
制御部１２は、上述のように算出した売電量ＥＰＳ＿ＰＶ、負荷消費量Ｃ＿ＬＤ及び買電量ＥＰＢが達成されるように、制御時間において発電部１０及び負荷部１１を制御する。制御部１２は、制御時間における発電部１０及び負荷部１１の制御が終了すると、変数ｔを１増加する（ＳＴＥＰ１６）。そして、制御部１２は、ＳＴＥＰ３に戻り所定数の制御時間が経過したか否かを確認する。
図３に示す制御による売電量、負荷消費量及び買電量の変化について、制御前後の具体例を挙げるとともに図面を参照して説明する。図４は、図３の制御が行われる前の動作結果の一例を示す表である。図５は、図４の表が示す動作結果を示したグラフである。図６は、図３の制御が行われた後の動作結果の一例を示す表であり、制御が行われる前の動作結果について示す図４に相当するものである。図７は、図６の表が示す動作結果を示したグラフであり、制御が行われる前の動作結果について示す図５に相当するものである。図８は、図４の表が示す動作結果と図６の表が示す動作結果とを比較して示したグラフである。なお、図４〜図７のそれぞれの表及びグラフは、発電量、負荷消費量、売電量、買電量及び節約量を、１時間毎にまとめたものである。
図４及び図５（図３の制御が行われる前）において、売電量は、発電部１０が発電により供給する電力量から負荷部１１が消費する電力量を減じて得られるものとする。ただし、このようにして求められた売電量が負となる場合、０に置き換えるものとする。一方、買電量は、負荷部１１が消費する電力量から発電部１０が発電により供給する電力量を減じて得られる。ただし、このようにして求められた買電量が負となる場合、０に置き換えるものとする。以上を換言すると、発電部１０が発電により供給する電力量が、負荷部１１が消費する電力量を超えれば売電し、不足すれば買電することになる。この場合、売電と買電とは同時に行われない。
以下、図４及び図５（制御前）と、図６及び図７（制御後）とを対比するとともに、図８を参照して説明する。まず、図４及び図６の全体の時間と図８とに着目すると、制御前の売電量の合計は８．０ｋＷｈであるが、制御後の売電量は１１．４ｋＷｈとなり増大している。一方、制御前の買電量の合計は７．２ｋＷｈであるが、制御後の買電量は８．２ｋＷｈとなり増大している。この売電量及び買電量の増大は、制御部１２が、売電量を確保した上で買電量を決定することで生じ得る。
同様に、図４及び図６の全体の時間と図８とに着目すると、制御前の負荷消費量の合計は１７．１ｋＷｈであるが、制御後の負荷消費量は１４．７ｋＷｈとなり減少している。この負荷消費量の減少は、制御部１２が、目標負荷消費量を設定して、負荷の動作を制御する（例えば、エアコンの出力を抑制する）ことで生じ得る。
また、図４〜図７の１５時〜１６時に着目すると、制御前の負荷消費量が１．２ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が０．７となっている（節約量が０．５ｋＷｈ）。また、１８時〜１９時に着目すると、制御前の負荷消費量が０．９ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が１．４となっている（事前節約量０．５ｋＷｈが消費されている）。これらの変動は、制御部１２が、制御前に１５時〜１６時に動作させる予定であった負荷（例えば、食器洗乾燥機）を、低価格時間の１８時〜１９時に動作させることで生じ得る。
同様に、図４〜図７の８時〜９時に着目すると、制御前の負荷消費量が１．３ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が０．５となっている（節約量が０．８ｋＷｈ）。また、５時〜６時に着目すると、制御前の負荷消費量が０．３ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が１．１となっている（事前節約量０．８ｋＷｈが消費されている）。この変動は、制御部１２が、制御前に８時〜９時に動作させる予定であった負荷（例えば、洗濯機）を、翌日（当日と解釈してもよい）の低価格時間の５時〜６時に動作させることで生じ得る。
また、第１実施形態の電力供給システム１の、図３の制御の前後におけるコストメリットについて、図９を参照して説明する。図９は、図４の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、図６の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、を比較して示した表である。なお、本例におけるコストメリットは、電力系統に供給する（売る）電力の価格（売電額）から、電力系統から供給される（買う）系統電力の価格（買電額）を減じて得られる差額である。
図９に示すように、制御後の売電額及び買電額は、制御前の売電額及び買電額よりも大きくなる。さらに、制御前後の買電額の増大量に比べて、制御前後の売電額の増大量が大きくなる。そのため、制御後のコストメリットが、制御前のコストメリットよりも大きくなる。
以上のように構成すると、制御部１２が、電力供給システム１が扱う複数の電力の価値に基づいて、発電部１０及び負荷部１１を制御することになる。そのため、電力を効率良く利用することが可能になる。
特に、単位電力量当たりの価値が高い電力（発電部１２が電力系統に供給する電力）を優先して、電力供給システム１が扱う種々の電力（例えば、負荷部１１が消費する電力や、系統電力など）の電力量を設定することが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
また、制御部１２は、電力系統に供給する（売る）電力の電力量を確保した上で、他の電力の電力量を決定する。そのため、電力供給システム１のコストメリットを高めることが可能になり、普及を見込むことが可能になる。そして、当該電力供給システム１を普及させることで、電力会社が発電（特に、火力発電）の際に排出する二酸化炭素を低減し、地球温暖化などの問題の解消を見込むことが可能になる。
また、制御部１２が、高価格時間に行う予定の負荷部１１の動作が、低価格時間に行われるように負荷部１１を制御することで、負荷部１１を動作させるために系統電力が必要になったとしても、その系統電力にかかる価格を低くすることが可能になる。
なお、事前節約量ＥＰＳＶ＿Ｂを消費するべく、負荷部１１を成す所定の負荷を動作させるタイミングを制御部１２が決定する場合、当該負荷の動作時の騒音や、ユーザの生活態様（例えば、当該負荷の動作が終了するべきタイミング）などを考慮すると、好ましい。また、当該負荷を動作させるタイミングの候補を制御部１２が提案し、ユーザに決定させても構わない。
＜＜第２実施形態＞＞
＜電力供給システムの構成例＞
次に、本発明の第２実施形態に係る電力供給システムの構成例について、図１０を参照して説明する。図１０は、本発明の第２実施形態に係る電力供給システムの構成例を示す図であり、第１実施形態について示した図１に相当するものである。
図１０に示すように、電力供給システム１００は、発電部１１０と、負荷部１１１と、制御部１１２と、記録部１１３と、供給される電力を消費して充電するとともに放電により電力を供給する蓄電部１１４と、を備える。
発電部１１０は、負荷部１１１及び電力系統に電力を供給するだけでなく、蓄電部１１４にも電力を供給し得る点を除き、第１実施形態において説明した発電部１０（図１参照）と同様であるため、詳細な説明は省略する。同様に、負荷部１１は、系統電力と発電部１１０が供給する電力だけでなく、蓄電部１１４が供給する電力を消費し得る点を除き、第１実施形態において説明した負荷部１１（図１参照）と同様であるため、詳細な説明は省略する。
制御部１１２は、発電部１１０及び負荷部１１１の動作だけでなく、蓄電部１１４の動作をも制御し得る点で、第１実施形態において説明した制御部１２（図１参照）と異なる。また、制御部１１２は、発電部１１０が発電により供給する電力を示す情報を発電部１０から取得し、負荷部１１１が消費する電力を示す情報を負荷部１１１から取得するだけでなく、蓄電部１１４が充電及び放電する電力を示す情報や放電可能な電力量（以下、残容量とする）を示す情報を蓄電部１１４から取得する点で、第１実施形態において説明した制御部１２（図１参照）と異なる。上記の点以外については、第２実施形態の制御部１１２と、第１実施形態において説明した制御部１２（図１参照）とは同様であるため、詳細な説明を省略する。
また、記録部１１３は、第１実施形態において説明した記録部１３（図１参照）と同様であるため、詳細な説明を省略する。
蓄電部１１４は、例えば大容量の蓄電池から成り、供給される電力を適宜変換して（例えば、交流電力を直流電力に変換して）充電し、充電した電力を適宜変換して（例えば、直流電力を交流電力に変換して）負荷部１１１に供給する。また、蓄電部１１４は、例えば、蓄電部１１４が充電及び放電する電力量または電流量を測定したり、蓄電部１１４の電圧値と残容量との関係を示すテーブルを備え、蓄電部１１０の電圧値を測定するとともに当該テーブルを参照したりすることで、残容量を推定する。なお、蓄電部１１０に代えて（または、加えて）、制御部１１２が蓄電部１１４の残容量を推定しても構わない。
発電部１１０が電力系統に供給する電力量は、売電メータＳによって測定され、電力系統を管理する電力会社に把握される。また、負荷部１１１及び蓄電部１１４が消費する系統電力の電力量は、買電メータＢによって測定され、電力系統を管理する電力会社に把握される。
＜制御部による発電部、負荷部及び蓄電部の制御例＞
次に、制御部１１２による発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４の制御方法の詳細について、図面を参照するとともに具体例を挙げ説明する。図１１は、本発明の第２実施形態に係る電力供給システムに備えられる制御部による、発電部、負荷部及び蓄電部の制御方法の一例を示すフローチャートであり、第１実施形態について示した図３に相当するものである。
第２実施形態の電力供給システム１００においても、売電単価及び買電単価は図２の表に示すものとなる。ただし、第２実施形態の電力供給システム１００は、太陽光発電装置（発電部１１０）だけでなく、その他発電設備等（蓄電部１１４）が併設されているため、電力供給システムの売電単価は３９円／ｋＷｈとなる。なお、買電単価は第１実施形態と同様であるため、詳細な説明は省略する。
図１１に示すように、制御部１１２は、最初に目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧを設定し（ＳＴＥＰ１０１）、変数ｔを０に設定し（ＳＴＥＰ１０２）、所定数の制御時間（例えば、１４４０分＝１日）が経過したか否かを確認する（ＳＴＥＰ１０３）。また、制御部１１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶを算出するとともに（ＳＴＥＰ１０４）、一次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ１を算出する（ＳＴＥＰ１０５）。また、制御部１１２は、売電比率ＲＴ＿ＥＰＳを算出する（ＳＴＥＰ１０６）。なお、これらの動作（ＳＴＥＰ１０１〜ＳＴＥＰ１０６）は、第１実施形態のＳＴＥＰ１〜ＳＴＥＰ６（図３参照）と同様であるため、詳細な説明は省略する。
次に、制御部１１２は、制御時間に蓄電部１１４の充電により消費する電力量であるＱＣと、制御時間に蓄電部１１４の放電により供給する電力量である放電量ＱＤと、を算出する（ＳＴＥＰ１０７）。充電量ＱＣは、例えば、低価格時間の少なくとも一部で正となり（蓄電部１１４が充電され）、高価格時間で０となる（蓄電部１１４が充電されない）。また放電量ＱＤは、例えば、高価格時間の少なくとも一部で正となり（蓄電部１１４が放電され）、低価格時間で０となる（蓄電部１１４が放電されない）。
制御部１１２は、算出した売電比率ＲＴ＿ＥＰＳを発電量ＥＰＧ＿ＰＶに乗じるとともに、放電量ＱＤを加えることで、売電量ＥＰＳ＿ＰＶを算出する（ＳＴＥＰ１０８）。
また、制御部１１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから売電量ＥＰＳ＿ＰＶを減じた電力量が目標負荷消費量Ｃ＿ＬＤ＿ＴＧよりも大きいか否かを確認し（ＳＴＥＰ１０９）、それに応じて二次負荷消費量Ｃ＿ＬＤ２を算出する（ＳＴＥＰ１１０及びＳＴＥＰ１１１）。また、制御時間が低価格時間か否かを確認し（ＳＴＥＰ１１２）、それに応じて負荷消費量を算出する（ＳＴＥＰ１１３及びＳＴＥＰ１１４）。さらに、制御部１１２は、節約量ＥＰＳＶ＿Ａを算出する（ＳＴＥＰ１１５）。なお、これらの動作（ＳＴＥＰ１０９〜ＳＴＥＰ１１５）は、第１実施形態のＳＴＥＰ８〜ＳＴＥＰ１４（図３参照）と同様であるため、詳細な説明は省略する。
さらに、制御部１１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから売電量ＥＰＳ＿ＰＶを減じた値を、負荷消費量Ｃ＿ＬＤから減じ、充電量ＱＣを加えることで、買電量ＥＰＢを算出する（ＳＴＥＰ１１６）。
そして、制御部１１２は、上述のように算出した売電量ＥＰＳ＿ＰＶ、充電量ＱＣ、放電量ＱＤ、負荷消費量Ｃ＿ＬＤ及び買電量ＥＰＢが達成されるように、制御時間において発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４を制御する。制御部１１２は、制御時間における発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４の制御が終了すると、変数ｔを１増加する（ＳＴＥＰ１１７）。そして、制御部１１２は、ＳＴＥＰ１０３に戻り所定数の制御時間が経過したか否かを確認する。
図１１に示す制御による売電量、負荷消費量及び買電量の変化について、制御前後の具体例を挙げるとともに図面を参照して説明する。図１２は、図１１の制御が行われる前の動作結果の一例を示す表である。図１３は、図１１の制御が行われた後の動作結果の一例を示す表であり、制御が行われる前の動作結果について示す図１２に相当するものである。なお、図１２及び図１３のそれぞれの表は、発電量、充電量、放電量、負荷消費量、売電量、買電量及び節約量を、１時間毎にまとめたものである。また、図１２及び図１３に示す動作結果の例では、蓄電部１１４の残容量の最大値（容量）を２．５ｋＷｈと仮定している。
図１２（図１１の制御が行われる前）において、売電量は、発電部１１０が発電により供給する電力量に、蓄電部１１４が放電により供給する電力量を加えるとともに、負荷部１１１が消費する電力量を減じて得られるものとする。ただし、このようにして求められた売電量が負となる場合、０に置き換えるものとする。一方、買電量は、負荷部１１１が消費する電力量に、蓄電部１１４が充電により消費する電力量を加えるとともに、発電部１１０が発電により供給する電力量を減じて得られる。ただし、このようにして求められた買電量が負となる場合、０に置き換えるものとする。以上を換言すると、発電部１１０が発電により供給する電力量が、負荷部１１１及び蓄電部１１４が消費する電力量を超えれば売電し、不足すれば買電することになる。この場合、売電と買電とは同時に行われない。
以下、図１２（制御前）と、図１３（制御後）とを対比して説明する。まず、図１２及び図１３の全体の時間に着目すると、制御前の売電量の合計は１０．２ｋＷｈであるが、制御後の売電量は１３．９ｋＷｈとなり増大している。一方、制御前の買電量の合計は９．４ｋＷｈであるが、制御後の買電量は１０．５ｋＷｈとなり増大している。制御前後の売電量及び買電量の増大は、第１実施形態と同様である。
ただし、第２実施形態の制御部１１２は、蓄電部１１４の充電及び放電を制御して、買電量及び売電量を増大させている。そのため、第１実施形態の電力供給システム１の制御後の買電量（８．２ｋＷｈ）及び売電量（１１．４ｋＷｈ）よりも、第２実施形態の電力供給システム１００の制御後の買電量（１０．５ｋＷｈ）及び売電量（１３．９ｋＷｈ）の方が大きくなる。
また、図１２及び図１３の全体の時間に着目すると、制御前の負荷消費量の合計は１７．１ｋＷｈであるが、制御後の負荷消費量は１４．７ｋＷｈとなり減少している。制御前後の負荷消費量の減少は、第１実施形態と同様である。
また、図１２及び図１３の１５時〜１６時に着目すると、制御前の負荷消費量が１．２ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が０．７となっている（節約量が０．５ｋＷｈ）。また、１８時〜１９時に着目すると、制御前の負荷消費量が０．９ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が１．４となっている（事前節約量０．５ｋＷｈが消費されている）。制御前後のこれらの変動は、第１実施形態と同様である。
同様に、図１２及び図１３の８時〜９時に着目すると、制御前の負荷消費量が１．３ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が０．５となっている（節約量が０．８ｋＷｈ）。また、５時〜６時に着目すると、制御前の負荷消費量が０．３ｋＷｈであり、制御後の負荷消費量が１．１となっている（事前節約量０．８ｋＷｈが消費されている）。制御前後のこれらの変動は、第１実施形態と同様である。
また、第２実施形態の電力供給システム１００の、図１１の制御の前後におけるコストメリットについて、図１４を参照して説明する。図１４は、図１２の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、図１３の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、を比較して示した表である。なお、本例におけるコストメリットは、図９について説明したものと同様である。
図１４に示すように、制御後の売電額及び買電額は、制御前の売電額及び買電額よりも大きくなる。さらに、制御前後の買電額の増大量に比べて、制御前後の売電額の増大量が大きくなる。そのため、制御後のコストメリットが、制御前のコストメリットよりも大きくなる。これは、第１実施形態と同様である。
上述のように、第２実施形態の電力供給システム１００は、第１実施形態の電力供給システム１と同様の効果を得ることができる。さらに、第２実施形態の電力供給システム１００は、制御部１１２が蓄電部１１４の充電及び放電を制御することで、発電部１１０が電力系統に供給する電力の電力量を確保することが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
なお、図１２及び図１３に示す動作結果の例は、１回の制御動作（１日）において、蓄電部１１４の残容量が容量と略等しくなるまで充電され、かつ、蓄電部１１４の残容量が０と略等しくなるまで放電されるものであるが、この充電及び放電が、複数回の制御動作（例えば、１週間）の間に行われても構わない。反対に、１回の制御動作において、この充電及び放電が複数回行われても構わない。また、充電時に蓄電部１１４の残容量が容量と略等しくならなくても構わないし、放電時に蓄電部１１４の残容量が０と略等しくならなくても構わない。
また、事前節約量ＥＰＳＶ＿Ｂを消費するべく、負荷部１１１を成す所定の負荷を動作させるタイミングを制御部１１２が決定する場合、当該負荷の動作時の騒音や、ユーザの生活態様（例えば、当該負荷の動作が終了するべきタイミング）などを考慮すると、好ましい。また、当該負荷を動作させるタイミングの候補を制御部１１２が提案し、ユーザに決定させても構わない。
＜＜第３実施形態＞＞
＜電力供給システムの構成例＞
次に、本発明の第３実施形態に係る電力供給システムについて、図面を参照して説明する。なお、第３実施形態の電力供給システムの構成は、第２実施形態の電力供給システムの構成と同様であるため、図１０が第３実施形態の電力供給システムの構成をも示すものとして、詳細な説明は省略する。
＜制御部による発電部、負荷部及び蓄電部の制御例＞
制御部１１２による発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４の制御方法の詳細について、図面を参照するとともに具体例を挙げ説明する。図１５は、売電単価及び環境付加価値単価の例（第１〜第３パターン）を示す表である。図１６は、本発明の第３実施形態に係る電力供給システムに備えられる制御部による、発電部、負荷部及び蓄電部の制御方法の一例を示すフローチャートであり、第１実施形態について示した図３に相当するものである。
環境付加価値単価とは、発電等により電力供給システム１００内で生じた電力が、電力供給システム１００内で消費されることを促進する（電力供給システムが十分普及した場合に、多数の電力供給システムから電力系統に大量の電力が供給されることを抑制する）ために設定され得るものであり、例えば国や地方公共団体、電力関係の民間団体などが設定し得る。本例では、発電部１１０が発電により供給し、かつ、負荷部１１１で消費される電力量（以下、自家消費量とする）の単位電力量に対して付加される価格を、環境付加価値単価とする。
なお、自家消費量には、発電電力をＬＩＢに一旦充電し、発電時とは異なる時間に負荷に放電した電力も含まれる。さらに、省エネルギー化の観点から、付加の対象となる自家消費量に限度値が設けられることもあり得るが、以下では説明の簡略化のため、当該限度値は設けられないものとする。
また、以下では説明の具体化のため、売電単価及び環境負荷価値単価が、図１５の表に示す第１〜第３パターンのいずれかであるものとする。第１パターンは、売電単価が２４円／ｋＷｈであり、環境付加価値単価が５円／ｋＷｈである。第２パターンは、売電単価が１２円／ｋＷｈであり、環境付加価値単価が５円／ｋＷｈである。第３パターンは、売電単価が６円／ｋＷｈであり、環境付加価値単価が１０円／ｋＷｈである。また、買電単価は、図２の表に示したものとして、詳細な説明は省略する。
図１６に示すように、制御部１１２は、最初に変数ｔを０に設定し（ＳＴＥＰ２０１）、所定数の制御時間（例えば、１４４０分＝１日）が経過したか否かを確認する（ＳＴＥＰ２０２）。また、制御部１１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶを算出する（ＳＴＥＰ２０３）。なお、これらの動作（ＳＴＥＰ２０１〜ＳＴＥＰ２０３）は、第１実施形態のＳＴＥＰ２〜ＳＴＥＰ４（図３参照）と同様であるため、詳細な説明は省略する。
また、制御部１１２は、負荷消費量Ｃ＿ＬＤを算出する（ＳＴＥＰ２０５）。例えば、制御部１２は、負荷部１１が消費する電力量を示す情報を負荷部１１から取得することで、負荷消費量Ｃ＿ＬＤを算出する。
次に、制御部１１２は、発電量ＥＰＧ＿ＰＶから負荷消費量Ｃ＿ＬＤを減じて得られる差分量ＥＡを算出する（ＳＴＥＰ２０５）。差分量ＥＡが０以上のとき（ＳＴＥＰ２０６、ＹＥＳ）、制御部１１２は、自家消費量ＣＣ＿ＬＤを負荷消費量Ｃ＿ＬＤとして算出する（ＳＴＥＰ２０７）。この場合、発電量ＥＰＧ＿ＰＶの一部または全部で、負荷消費量Ｃ＿ＬＤの全てが賄われる。
さらに、蓄電部１１４の残容量ＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸよりも小さく（ＳＴＥＰ２０８、ＹＥＳ）、最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸから残容量ＳＯＣを減じた大きさ（即ち、蓄電部１１４に充電可能な電力量）が差分量ＥＡよりも小さい場合（ＳＴＥＰ２０９、ＹＥＳ）、制御部１１２は、充電量ＱＣを最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸから残容量ＳＯＣを減じた値として算出する。同時に、放電量ＱＤを０として算出する（ＳＴＥＰ２１０）。
これに対して、蓄電部１１４の残容量ＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸよりも小さく（ＳＴＥＰ２０８、ＹＥＳ）、最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸから残容量ＳＯＣを減じた大きさが差分量ＥＡ以上である場合（ＳＴＥＰ２０９、ＮＯ）、制御部１１２は、充電量ＱＣをＥＡとして算出する。同時に、放電量ＱＤを０として算出する（ＳＴＥＰ２１１）。
一方、差分量ＥＡが０よりも小さいとき（ＳＴＥＰ２０６、ＮＯ）、制御部１１２は、自家消費量ＣＣ＿ＬＤを発電量ＥＰＧ＿ＰＶとして算出する（ＳＴＥＰ２１２）。この場合、発電量ＥＰＧ＿ＰＶの全部が、自家消費量ＣＣ＿ＬＤとなる。
さらに、蓄電部１１４の残容量ＳＯＣが０よりも大きく（ＳＴＥＰ２１３、ＹＥＳ）、残容量ＳＯＣが差分量ＥＡの絶対値（−ＥＡ）よりも小さい場合（ＳＴＥＰ２１４、ＹＥＳ）、制御部１１２は、放電量ＱＤを残容量ＳＯＣとして算出する。同時に、充電量ＱＣを０として算出する（ＳＴＥＰ２１５）。
これに対して、蓄電部１１４の残容量ＳＯＣが０よりも大きく（ＳＴＥＰ２１３、ＹＥＳ）、残容量ＳＯＣが差分量ＥＡの絶対値（−ＥＡ）以上である場合（ＳＴＥＰ２１４、ＮＯ）、制御部１１２は、放電量ＱＤを差分量ＥＡの絶対値（−ＥＡ）として算出する。同時に、充電量ＱＣを０として算出する（ＳＴＥＰ２１６）。
ところで、差分量ＥＡが０以上で残容量ＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸである場合や（ＳＴＥＰ２０７、ＮＯ）、差分量ＥＡが０より小さく残容量ＳＯＣが０である場合（ＳＴＥＰ２１３、ＮＯ）、制御部１１２は、充電量ＱＣ及び放電量ＱＤをともに０として算出する（ＳＴＥＰ２１７）。
自家消費量ＣＣ＿ＬＤ２を、太陽光発電量のうち余剰分を蓄電池に充電した電力量ＱＤをＣＣ＿ＬＤに加えた電力量として算出する（ＳＴＥＰ２１８）。
次に、制御部１１２は、売電量ＥＰＳ＿ＰＶを、差分量ＥＡから充電量ＱＣを減じて放電量ＱＤを加えた値として算出する（ＳＴＥＰ２１９）。
この売電量ＥＰＳ＿ＰＶが０よりも小さい場合（ＳＴＥＰ２２０、ＹＥＳ）、制御部１１２は、売電量ＥＰＳ＿ＰＶを０として算出するとともに、買電量ＥＰＢを、差分量ＥＡの正負を反転させた値（−ＥＡ）に充電量ＱＣを加えて放電量ＱＤを減じた値として算出する（ＳＴＥＰ２２１）。
一方、この売電量ＥＰＳ＿ＰＶが０以上である場合（ＳＴＥＰ２２０、ＮＯ）、制御部１１２は、買電量ＥＰＢを０として算出する（ＳＴＥＰ２２２）。
そして、制御部１１２は、上述のように算出した自家消費量ＣＣ＿ＬＤ、充電量ＱＣ、放電量ＱＤ、売電量ＥＰＳ＿ＰＶ、買電量ＥＰＢが達成されるように、制御時間において発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４を制御する。制御部１１２は、制御時間における発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４の制御が終了すると、変数ｔを１増加する（ＳＴＥＰ２２３）。そして、制御部１１２は、ＳＴＥＰ２０２に戻り所定数の制御時間が経過したか否かを確認する。
図１６に示す制御による売電量、充電量、放電量及び買電量の変化について、制御前後の具体例を挙げるとともに図面を参照して説明する。図１７は、図１６の制御が行われる前の動作結果の一例を示す表である。図１８は、図１６の制御が行われた後の動作結果の一例を示す表であり、制御が行われる前の動作結果について示す図１７に相当するものである。図１９は、図１６の制御方法の一部を示す表である。なお、図１７及び図１８のそれぞれの表は、発電量、負荷消費量、自家消費量、充電量、放電量、残容量、売電量及び買電量を、１時間毎にまとめたものである。また、図１７及び図１８に示す動作結果の例では、蓄電部１１４の残容量の最大値（容量）を８ｋＷｈと仮定している。
また、蓄電部１１４の充電及び放電を連続的に示すべく、図１７及び図１８に示す表は、他の実施形態について示した表（図４及び図６、図１２及び図１３）とは異なり、最上段を７時〜８時としている。ただし、図１７（図１６の制御が行われる前）は、第１実施形態で説明した図４（図３の制御が行われる前）と同じである。そのため、図１７の詳細な説明は省略する。
以下、図１７（制御前）と、図１８（制御後）とを対比して説明する。まず、図１７及び図１８の全体の時間に着目すると、制御前の売電量の合計は８．０ｋＷｈであるが、制御後の売電量は０ｋＷｈとなり減少している。一方、制御前の買電量の合計は７．２ｋＷｈであるが、制御後の買電量は０．５ｋＷｈとなり減少している。この売電量及び買電量の減少は、制御部１２が、蓄電部１１４の充電及び放電を制御することで生じ得る。
図１９に示すように、制御部１１２は、差分量ＥＡが０以上であるとき（９時〜１７時、６時〜７時）、蓄電部１１４の残容量ＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ＭＡＸ（充電不可）であれば売電するが、他の場合は蓄電部１１４を充電する。一方、制御部１１２は、差分量ＥＡが負であるとき（７時〜９時、１８時〜６時）、蓄電部１１４の残容量ＳＯＣが０（放電不可）であれば買電するが、他の場合は蓄電部１１４を放電させる。即ち、制御部１１２は、売電量及び買電量を抑制し、電力供給システム１００内で電力が供給及び消費されるように、発電部１１０、負荷部１１１及び蓄電部１１４を制御する。
また、第３実施形態の電力供給システム１００の、図１６の制御の前後におけるコストメリットについて、図２０を参照して説明する。図２０は、図１７の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、図１８の表が示す動作結果から導出されるコストメリットと、を図１５に示す第１〜第３パターン毎に比較して示した表である。なお、本例におけるコストメリットは、電力系統に供給する（売る）電力の価格（売電額）と発電部１１０が供給し負荷部１１１が消費する電力に対して付加される価格（環境付加額）との和から、電力系統から供給される（買う）系統電力の価格（買電額）を減じて得られる差額である。
図２０に示すように、第１パターンでは、制御後の売電額及び買電額が、制御後の売電額及び買電額よりも小さくなり、制御後の環境付加額は大きくなる。さらに、制御前後の買電額の減少量に比べて、制御前後の売電額の減少量が大きくなる。そのため、第１パターンでは、制御後のコストメリットが、制御前のコストメリットよりも小さくなる。
また、売電単価が第１パターンよりも低く環境付加価値単価が第１パターンと等しい第２パターンでは、制御後の売電額及び買電額が、制御前の売電額及び買電額よりも小さくなり、制御後の環境付加額は大きくなる。さらに、制御前後の買電額の減少量に比べて、制御前後の売電額の減少量がわずかに小さくなる。そのため、第２パターンでは、制御後のコストメリットが、制御前のコストメリットよりも大きくなる。
また、売電単価が第２パターンよりも低く環境付加価値単価が第１及び第２パターンよりも大きい第３パターンでは、制御後の売電額及び買電額が、制御前の売電額及び買電額よりも小さくなり、制御前後の環境付加額は大きくなる。さらに、制御前後の買電額の減少量に比べて、制御前後の売電額の減少量が小さくなる。そのため、第３パターンでは、制御後のコストメリットが、制御前のコストメリットよりも大きくなる。
このように、売電単価が比較的低い場合に図１６の制御方法を採用すると、当該制御によってコストメリットが大きくなるため好ましい。
例えば、売電単価及び環境付加価値単価の和から買電単価を減じて得られる評価値Ｓが、０以上であるとき（電力系統に供給する（売る）電力の価値が比較的高いとき）、第２実施形態の電力供給システム１００の制御方法として示した図１１の制御方法を採用すると、コストメリットを効率良く大きくすることができるため、好ましい。一方、評価値Ｓが０より小さいとき（電力系統に供給する（売る）電力の価値が比較的低いとき）、図１６の制御方法を採用すると、コストメリットを効率良く大きくすることができるため、好ましい。
上述のように、第３実施形態の電力供給システム１００は、制御部１１２が、電力供給システム１００が扱う複数の電力の価値に基づいて、発電部１１０及び負荷部１１１を制御することになる。そのため、電力を効率良く利用することが可能になる。これは、第１実施形態の電力供給システム１と同様である。
さらに、制御部１１２が蓄電部１１４の充電及び放電を制御することで、発電部１１０が供給する電力と負荷部１１１が消費する電力との間で生じる電力量の過不足を、補うことが可能になる。そのため、電力をより効率良く利用することが可能になる。
また、制御部１１２は、電力の価値の変動に応じて制御方法を切り替える。そのため、電力の価値が変動したとしても、制御部１１２は、当該変動後の電力の価値に応じた適切な制御方法で、発電部１１０や負荷部１１１、蓄電部１１４を制御することが可能になる。
特に、制御部１１２が評価値Ｓに応じて制御方法を切り替えることで、発電部１１０が電力系統に供給する（売る）電力と、発電部１１０が負荷部１１４に供給する電力との中で、コストメリットに対する寄与が大きい電力の電力量を確保した上で、他の電力の電力量を決定することができる。そのため、これらの電力の価値が変動したとしても、電力を効率良く利用することが可能になる。
なお、図１６のＳＴＥＰ２１０、ＳＴＥＰ２１１、ＳＴＥＰ２１５及びＳＴＥＰ２１６において、制御部１１２が蓄電部１１４の充電量ＱＣ及び充電量ＱＤを算出する際に、それぞれに上限値を設けることで、蓄電部１１４に大きな電力が充電されたり蓄電部１１４から大きな電力が放電されたりすることを、抑制しても構わない。
また、評価値Ｓの算出にあたり、制御部１１２の制御動作中に変動する単価（例えば、買電単価）については、その平均値を用いても構わない。また、当該単価をそのまま用いて、制御部１１２の制御動作中に評価値Ｓが変動するようにしても構わない。この場合、評価値Ｓの変動に応じて、制御部１１２が、制御動作中に制御方法を動的に切り替えても構わない。
＜変形例＞
上述の第１〜第３実施形態の電力供給システム１，１００は、発電部１０，１１０を必ず備えるものであるが、負荷部１１，１１１及び電力系統に電力を供給し得るもの（電力供給部）を備える構成であれば、発電部１０，１１０を備えなくても構わない。例えば、第１実施形態の電力供給システム１が、発電部１０の代わりに蓄電部などを備える構成であっても構わない。ただし、この電力供給部は、電力系統に電力を供給することが可能である（物理的に可能であるとともに、法令等により許容されるなど社会的にも可能である
）ものとする。
また、第１〜第３実施形態の電力供給システム１，１００について、制御部１２，１１２や発電部１０，１１０、負荷部１１，１１１、蓄電部１１４及び記録部１３，１１３などの一部または全部の動作を、マイコンなどの制御装置が行うこととしても構わない。さらに、このような制御装置によって実現される機能の全部または一部をプログラムとして記述し、該プログラムをプログラム実行装置（例えばコンピュータ）上で実行することによって、その機能の全部または一部を実現するようにしても構わない。
また、上述した場合に限らず、図１及び図１０に示す電力供給システム１，１００は、ハードウェア、あるいは、ハードウェアとソフトウェアの組み合わせによって実現可能である。また、ソフトウェアを用いて電力供給システム１，１００の一部を実現する場合、ソフトウェアによって実現される部位についてのブロックは、その部位の機能ブロックを表すこととする。
以上、本発明における実施の形態について説明したが、本発明の範囲はこれに限定されるものではなく、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えて実行することができる。
本発明は、電力を供給する電力供給システムに利用可能である。
１，１００ 電力供給システム
１０，１１０ 発電部
１１，１１１ 負荷部
１２，１１２ 制御部
１３，１１３ 記録部
１４，１１４ 蓄電部

Claims (7)

  1. 電力を供給する電力供給部と、
    前記電力供給部が供給する電力と、電力系統から供給される系統電力と、の少なくとも一方を負荷が消費し、
    前記電力供給部が供給する電力及び前記負荷が消費する電力量を決定する電力量決定部と、
    前記電力量決定部の決定に基づき、前記電力供給部及び前記負荷の動作を制御する制御部と、を備え、
    前記電力供給部が、前記電力系統に電力を供給し得るものであり、
    前記電力量決定部が、自機が扱う複数の電力の価値に基づいて、前記電力供給部が供給する電力量及び前記負荷が消費する電力量を決定することを特徴とする電力供給システム。
  2. 前記電力量決定部が、前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力量を決定し、当該電力量に基づいて、前記負荷が消費する電力を含む他の電力の電力量を決定することを特徴とする請求項１に記載の電力供給システム。
  3. 系統電力が、時間によって価値が変動するものであり、
    前記電力量決定部は、系統電力の価値が比較的高い時間に行う予定の前記負荷の所定の動作が、系統電力の価値が比較的低い時間に行われるように、前記負荷に供給する電力量を決定することを特徴とする請求項２に記載の電力供給システム。
  4. 自機が扱う複数の電力の価値が変動する場合、
    前記電力量決定部が電力量の決定手法を変更して、前記電力供給部が電力系統に供給する電力の電力量と、前記電力供給部が前記負荷に供給する電力の電力量と、電力系統から前記負荷に供給される電力の電力量を変更し得ることを特徴とする請求項１〜請求項３のいずれかに記載の電力供給システム。
  5. 前記電力量決定部は、
    前記電力供給部が前記電力系統に供給する電力の電力量を優先して決定する第１のモードと、
    前記電力供給部が前記負荷に供給する電力の電力量を優先して決定する第２のモードを有し、
    前記電力量の変更は、自機が扱う複数の電力の価値の変動に基づいて、前記第１のモードと前記第２のモードを切替えて行うことを特徴とする請求項４に記載の電力供給システム。
  6. 前記制御部に制御され、前記電力供給部から供給される電力及び系統電力の少なくとも一方を消費して充電し、放電により電力を供給する蓄電部をさらに備えることを特徴とする請求項１から請求項５の何れかに記載の電力供給システム。
  7. 前記決定した前記電力供給部が供給する電力量および前記負荷が消費する電力量を表示することを特徴とする請求項１〜請求項６のいずれかに記載の電力供給システム。
JP2012540865A 2010-10-27 2011-10-25 電力供給システム Active JP5845474B2 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012540865A JP5845474B2 (ja) 2010-10-27 2011-10-25 電力供給システム

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010240412 2010-10-27
JP2010240412 2010-10-27
PCT/JP2011/074525 WO2012057119A1 (ja) 2010-10-27 2011-10-25 電力供給システム
JP2012540865A JP5845474B2 (ja) 2010-10-27 2011-10-25 電力供給システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2012057119A1 JPWO2012057119A1 (ja) 2014-05-12
JP5845474B2 true JP5845474B2 (ja) 2016-01-20

Family

ID=45993826

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2012540865A Active JP5845474B2 (ja) 2010-10-27 2011-10-25 電力供給システム

Country Status (5)

Country Link
US (1) US9276411B2 (ja)
EP (1) EP2634887A4 (ja)
JP (1) JP5845474B2 (ja)
CN (1) CN102918735B (ja)
WO (1) WO2012057119A1 (ja)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150127181A1 (en) * 2012-05-10 2015-05-07 Sony Corporation Energy management device, energy management method and program
JP6233686B2 (ja) * 2013-08-09 2017-11-22 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 電力調整装置、プログラム
WO2015019584A1 (ja) 2013-08-09 2015-02-12 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 電力調整装置、電力調整方法、プログラム
JP5484621B1 (ja) * 2013-09-06 2014-05-07 積水化学工業株式会社 蓄電装置の放電開始時刻決定システム
JP2015122831A (ja) * 2013-12-20 2015-07-02 三菱電機株式会社 電力管理装置および電力管理システム
JP6203078B2 (ja) * 2014-02-24 2017-09-27 シャープ株式会社 コントローラ、ネットワークシステムおよび方法
JP6137497B2 (ja) * 2014-10-23 2017-05-31 トヨタ自動車株式会社 電力供給管理システム
WO2016158028A1 (ja) * 2015-03-30 2016-10-06 オムロン株式会社 管理装置、管理システム、管理装置の制御方法および制御プログラム

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH09179604A (ja) * 1995-09-13 1997-07-11 Toshiba Corp プラントの運転制御システム及び方法
JP2004336890A (ja) * 2003-05-08 2004-11-25 Hitachi Ltd 電力売買支援システム
JP2006280154A (ja) * 2005-03-30 2006-10-12 Tokyo Electric Power Co Inc:The 分散電源制御システム
JP2006296173A (ja) * 2005-04-05 2006-10-26 Shoji Ueda 家庭用トータルエネルギーシステム

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5873251A (en) 1995-09-13 1999-02-23 Kabushiki Kaisha Toshiba Plant operation control system
JP3634731B2 (ja) * 2000-09-21 2005-03-30 シャープ株式会社 太陽光発電管理システム、そのシステムに用いられる太陽光発電管理サーバおよび太陽光発電装置
US20030036820A1 (en) * 2001-08-16 2003-02-20 International Business Machines Corporation Method for optimizing energy consumption and cost
JP4584920B2 (ja) * 2004-04-28 2010-11-24 シャープ株式会社 発電設備管理システム
US7274975B2 (en) * 2005-06-06 2007-09-25 Gridpoint, Inc. Optimized energy management system
JP2010016989A (ja) 2008-07-03 2010-01-21 Sharp Corp 発電システム
CN101414757B (zh) * 2008-12-01 2010-12-08 东莞市科圣特电子科技有限公司 多源光电一体化供电储能节能的方法和装置
CN101576055B (zh) * 2009-06-05 2011-01-19 东北电力大学 抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法
JP5163768B2 (ja) * 2010-07-27 2013-03-13 株式会社デンソー 車両用電力管理システム、車両用電力情報管理装置、及び車両用電気負荷
JP2012175791A (ja) * 2011-02-21 2012-09-10 Denso Corp 電力供給システム

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH09179604A (ja) * 1995-09-13 1997-07-11 Toshiba Corp プラントの運転制御システム及び方法
JP2004336890A (ja) * 2003-05-08 2004-11-25 Hitachi Ltd 電力売買支援システム
JP2006280154A (ja) * 2005-03-30 2006-10-12 Tokyo Electric Power Co Inc:The 分散電源制御システム
JP2006296173A (ja) * 2005-04-05 2006-10-26 Shoji Ueda 家庭用トータルエネルギーシステム

Also Published As

Publication number Publication date
CN102918735A (zh) 2013-02-06
CN102918735B (zh) 2016-10-12
US9276411B2 (en) 2016-03-01
EP2634887A4 (en) 2016-12-14
JPWO2012057119A1 (ja) 2014-05-12
US20130088083A1 (en) 2013-04-11
EP2634887A1 (en) 2013-09-04
WO2012057119A1 (ja) 2012-05-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5845474B2 (ja) 電力供給システム
JP5353957B2 (ja) 電力供給システム
JP5807201B2 (ja) 電力制御装置
JP6592454B2 (ja) 電力制御システム、電力制御方法及びプログラム
JP6430041B2 (ja) 管理装置、及び、制御方法
JP2013143838A (ja) 充放電制御装置
JP2019004529A (ja) 充放電制御装置、充放電制御方法及びプログラム
JP2013176182A (ja) 蓄電池の電力管理装置、電力管理プログラムおよび記録媒体
JP6045945B2 (ja) エネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラムおよびサーバ装置
JP2016063629A (ja) 蓄電池制御装置、蓄電池制御方法及びプログラム
JP2017220354A (ja) 運転計画装置、燃料電池装置、運転計画方法及び運転計画プログラム
JP6160157B2 (ja) 電力供給システム、制御装置、制御方法および制御プログラム
WO2012043636A1 (ja) 電力供給システム
JP2016163384A (ja) 電力管理装置及びその制御方法
WO2012046832A1 (ja) 電力供給システム
WO2018047415A1 (ja) 蓄電装置及び電源システム
JP6505460B2 (ja) 電力管理システム、電力管理方法及びプログラム
WO2016185671A1 (ja) 蓄電池制御装置
WO2017163747A1 (ja) 蓄電システム、充放電制御装置、その制御方法、およびプログラム
JP2012063821A (ja) 売買料金計算システム
JP6452071B2 (ja) 電力制御装置、電力制御システムおよび電力制御方法
JP2019013143A (ja) 管理装置、及び、制御方法
WO2021153203A1 (ja) 電力需給調整システムおよび電力需給調整方法
JP2017163640A (ja) 蓄電システム、制御装置、制御方法、及び制御プログラム
JP6444209B2 (ja) エネルギー管理装置

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20140703

A711 Notification of change in applicant

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711

Effective date: 20141107

RD03 Notification of appointment of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423

Effective date: 20141113

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20150407

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150602

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20150623

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20150706

R151 Written notification of patent or utility model registration

Ref document number: 5845474

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151