JP6345055B2 - 電力管理システム及び電力管理方法 - Google Patents
電力管理システム及び電力管理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP6345055B2 JP6345055B2 JP2014188722A JP2014188722A JP6345055B2 JP 6345055 B2 JP6345055 B2 JP 6345055B2 JP 2014188722 A JP2014188722 A JP 2014188722A JP 2014188722 A JP2014188722 A JP 2014188722A JP 6345055 B2 JP6345055 B2 JP 6345055B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- house
- storage battery
- calculation unit
- whole house
- 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
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
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。
近年、太陽光発電などの再生可能エネルギー（自然エネルギー）を利用した発電装置と蓄電池を蓄えた電力管理システムが知られている（例えば、特許文献１参照）。
また、電力管理システムとして、蓄電池の蓄電量を考慮しつつ、予測される発電電力と予測される消費電力とに基づいて、蓄電池に対する充電及び放電を制御し、エネルギーの有効活用が行われている（例えば、特許文献２参照）。
また、電力管理システムとして、蓄電池の蓄電量を考慮しつつ、予測される発電電力と予測される消費電力とに基づいて、蓄電池に対する充電及び放電を制御し、エネルギーの有効活用が行われている（例えば、特許文献２参照）。
また、電力管理システムとして、発電装置及び蓄電池の各々を有した需要家施設における電力の有効利用の程度の指標として、需要家施設が電力において自立している割合を示す発電電力を消費電力を除算した自立率を求め、省エネルギー化の促進を行うシステムがある（例えば、特許文献３参照）。
さらに、電力管理システムとして、複数の需要家施設からなるコミュニティにおいて、コミュニティの需要家施設間において電力の相互融通を行う制御を行うシステムが知られている（例えば、特許文献４参照）。このように複数の需要家施設に対応する電力管理システムは、ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）、あるいはＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などとも呼ばれる。
特許文献１、特許文献２及び特許文献４における複数の需要家施設から構成されるコミュニティにおいては、ある需要家施設の発電電力が消費電力を超えた場合、この余剰電力を消費電力が発電電力を超える他の需要家施設に対して融通する処理が行われる。
上記コミュニティにおける電力の融通処理が適切に行われていれば、コミュニティにおける電力の自立率が向上する。
しかしながら、特許文献３においては、需要家施設毎の自立率は計算できるが、コミュニティ全体における電力の融通を行った場合の自立率を求めることができない。コミュニティにおける自立率を算出することは、電力の融通処理の効率化を向上させるための指標として重要である。
上記コミュニティにおける電力の融通処理が適切に行われていれば、コミュニティにおける電力の自立率が向上する。
しかしながら、特許文献３においては、需要家施設毎の自立率は計算できるが、コミュニティ全体における電力の融通を行った場合の自立率を求めることができない。コミュニティにおける自立率を算出することは、電力の融通処理の効率化を向上させるための指標として重要である。
本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、電力を相互に融通し合うコミュニティにおける電力の自立率を算出し、電力の融通処理の効率を評価する電力管理システム及び電力管理方法を提供することを目的とする。
本発明の電力管理システムは、電力管理地域において、電気設備として蓄電池及び発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の電源線に接続し、余剰電力を前記需要家施設間において融通し合う電力管理システムにおいて、前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線から供給される各邸購入電力を積算し、全邸購入電力を算出する全邸購入電力算出部と、前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線に供出する各邸売電電力を積算し、全邸売電電力を算出する全邸売電電力算出部と、前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線に放電する各邸放電電力を積算し、全邸放電電力を算出する全邸放電電力算出部と、前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線から充電する各邸充電電力を積算し、全邸充電電力を算出する全邸充電電力算出部と、前記全邸購入電力、前記全邸売電電力、前記全邸放電電力、前記各邸充電電力及び全邸消費電力の各々から、予め設定したルールに従い、前記電力管理地域の前記需要家施設全てが系統電源から購入するエリア購入電力を求め、前記エリア購入電力を前記全邸消費電力により除算し、除算結果から自立率を求める自立率演算部とを備えることを特徴とする。
本発明の電力管理システムは、前記自立率演算部が、前記ルールにおいて予め設定された、所定の時間帯と前記全邸充電電力及び前記全邸売電電力間の比較とにより、蓄電池系統充電分電力量を求め、前記ルールにおいて予め設定された前記全邸購入電力及び前記全邸売電電力の比較により、発電直接融通分電力量を求め、前記ルールにおいて予め設定された、前記全邸購入電力から前記発電直接融通分電力量を減算した結果と、前記全邸放電電力との比較により、放電融通分電力量を求め、前記全邸購入電力、前記蓄電池系統充電分電力量とを加算し、加算結果から前記発電直接融通分電力量と前記放電融通分電力量とを減算して前記エリア購入電力を求めることを特徴とする。
本発明の電力管理システムは、前記自立率演算部が、夜間として設定された時間帯の際、前記全邸充電電力を前記蓄電池系統充電分電力量とし、一方、昼間として設定された時間帯の際、前記全邸充電電力が前記全邸売電電力を超えている場合、前記全邸充電電力から前記全邸売電電力を減算した結果を前記蓄電池系統充電分電力量とし、前記全邸充電電力が前記全邸売電電力未満である場合、前記蓄電池系統充電分電力量を「０」とし、前記全邸購入電力及び前記全邸売電電力の比較を行い、前記全邸購入電力及び前記全邸売電電力のいずれか小さい方を発電直接融通分電力量とし、前記全邸購入電力から前記発電直接融通分電力量を減算した結果と、前記全邸放電電力との比較を行い、いずれか小さい方を前記放電融通分電力量とすることを特徴とする。
本発明の電力管理システムは、前記自立率演算部が、前記電力管理地域内における前記需要家施設毎の自立率を、前記各邸購入電力を前記各邸消費電力で除算した除算結果から算出することを特徴とする。
本発明の電力管理システムは、前記自立率演算部が、前記蓄電池が設けられていない場合の前記電力管理地域内の自立率を、前記エリア購入電力に全邸放電電力を加算し、加算結果から前記蓄電池系統充電分電力量を減算し、この減算結果を全邸消費電力で除算して求めることを特徴とする。
本発明の電力管理システムは、前記自立率演算部が、前記蓄電池が設けられておらず、前記発電装置からの融通がない場合の前記電力管理地域内の自立率を、前記発電装置の各々が発電した電力の積算値である全邸発電電力から前記全邸売電電力を減算し、この減算結果を前記全邸消費電力で除算して求めることを特徴とする。
本発明の電力管理方法は、電力管理地域において、電気設備として蓄電池及び発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の電源線に接続し、余剰電力を前記需要家施設間において融通し合う電力管理方法において、全邸購入電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線から供給される各邸購入電力を積算し、全邸購入電力を算出する全邸購入電力算出過程と、全邸売電電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線に供出する各邸売電電力を積算し、全邸売電電力を算出する全邸売電電力算出過程と、全邸放電電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線に放電する各邸放電電力を積算し、全邸放電電力を算出する全邸放電電力算出過程と、全邸充電電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線から充電する各邸充電電力を積算し、全邸充電電力を算出する全邸充電電力算出過程と、自立率演算部が、前記全邸購入電力、前記全邸売電電力、前記全邸放電電力、前記各邸充電電力及び全邸消費電力の各々から、予め設定したルールに従い、前記電力管理地域の前記需要家施設全てが系統電源から購入するエリア購入電力を求め、前記エリア購入電力を前記全邸消費電力により除算し、除算結果から自立率を求める自立率演算過程とを備えることを特徴とする。
本発明によれば、電力を相互に融通し合うコミュニティにおける電力の自立率を算出し、電力の融通処理の効率を評価する電力管理システム及び電力管理方法を提供することができる。
＜第１の実施形態＞
以下、図面を参照して、本発明の第１の実施形態について説明する。図１は、本発明の第１の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲である電力管理地域（コミュニティ）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ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）やＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などといわれるものに対応する。
以下、図面を参照して、本発明の第１の実施形態について説明する。図１は、本発明の第１の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲である電力管理地域（コミュニティ）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ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）やＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などといわれるものに対応する。
本実施形態の電力管理システムは、図１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。電力管理地域１には、需要家施設１０、融通エリア内電力管理部１１及び電力料金算出部１２がある。各需要家施設１０には、電力線１３を介して商用電源（系統電源）から系統電力が供給される。
図１に示す電力管理地域１における複数の需要家施設１０の各々は、太陽電池１０１、系統電力電力計１０２、蓄電池１０３、蓄電池電力量計１０４及び蓄電池制御部１０５が備えられている。太陽電池１０１は、再生可能エネルギーを利用した発電装置の一例であり、風力発電などの他の装置でも良い。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、図１に示すように太陽電池１０１及び蓄電池１０３の双方を備えず、太陽電池１０１と蓄電池１０３のいずれか一方を備える構成でもよい。
系統電力電力計１０２は、電力線１３と需要家施設１０内の電源線との間に設けられ、電力線１３から供給される、あるいは電力線１３に供給する電力量の計測を行う。
蓄電池１０３は、充電制御された場合、太陽電池１０１の発電した電力、あるいは電力線１３から供給される電力の一部が充電される。一方、蓄電池１０３は、放電制御された場合、電力線１０３に対して電力を供給する。
蓄電池電力量計１０４は、需要家施設１０における蓄電池１０３に対して充放電される電力量を計測する。
ここで、蓄電池電力量計１０４が測定して供給する電力量が正の場合、この電力量は充電電力（後述する各邸充電電力Ｃｉ）となり、一方、蓄電池電力量計１０４が測定して供給する電力量が負の場合、この電力量は放電電力（後述する各邸放電電力Ｄｉ）となる。
蓄電池制御部１０５は、需要家施設１０における蓄電池１０３に対して充放電の制御を行う。
蓄電池１０３は、充電制御された場合、太陽電池１０１の発電した電力、あるいは電力線１３から供給される電力の一部が充電される。一方、蓄電池１０３は、放電制御された場合、電力線１０３に対して電力を供給する。
蓄電池電力量計１０４は、需要家施設１０における蓄電池１０３に対して充放電される電力量を計測する。
ここで、蓄電池電力量計１０４が測定して供給する電力量が正の場合、この電力量は充電電力（後述する各邸充電電力Ｃｉ）となり、一方、蓄電池電力量計１０４が測定して供給する電力量が負の場合、この電力量は放電電力（後述する各邸放電電力Ｄｉ）となる。
蓄電池制御部１０５は、需要家施設１０における蓄電池１０３に対して充放電の制御を行う。
また、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。
また、需要家施設１０は、電力管理システムが管理する電力管理地域１の所定の地域に限定されたものでなくても良い。すなわち、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設１０として登録され、後述するネットワーク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１０の集合体でも良い。この場合、共通の系統電源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。
また、需要家施設１０は、電力管理システムが管理する電力管理地域１の所定の地域に限定されたものでなくても良い。すなわち、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設１０として登録され、後述するネットワーク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１０の集合体でも良い。この場合、共通の系統電源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。
融通エリア内電力管理部１１は、電力管理地域１に属する各需要家施設１０における電気設備である蓄電池１０３を対象とし、蓄電池制御部１０５を介して電力制御を実行する。このために、図１における融通エリア内電力管理部１１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、融通エリア内電力管理部１１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。
電力料金算出部１２は、電力管理地域１の各需要家施設１０における系統電力電力計１０２及び蓄電池電力量計１０４の各々の計測する電力量に基づき、各需要家施設１０の電力料金を算出する。また、電力料金算出部１２は、ネットワーク４００により、電力管理地域１内の各需要家施設１０に設けられている系統電力電力計１０２及び蓄電池電力量計１０４の各々の計測する電力量を、電力料金を算出するための電力量実績情報として収集する。
電力料金算出部１２は、電力管理地域１の各需要家施設１０における系統電力電力計１０２及び蓄電池電力量計１０４の各々の計測する電力量に基づき、各需要家施設１０の電力料金を算出する。また、電力料金算出部１２は、ネットワーク４００により、電力管理地域１内の各需要家施設１０に設けられている系統電力電力計１０２及び蓄電池電力量計１０４の各々の計測する電力量を、電力料金を算出するための電力量実績情報として収集する。
図２は、第１の実施形態における融通エリア内電力管理部１１の構成例を示す図である。融通エリア内電力管理部１１は、電力管理部１１１と自立率評価部１１２とを備えている。
電力管理部１１１は、電力管理地域１に属する各需要家施設１０の各々に対し、ぞれぞれ余剰電力を他の需要家施設１０に対して供給させたり、あるいは不足電力を他の需要家施設１０から受給させたりする制御を行う。ここで、余剰電力は、太陽電池１０１が発電した電力が、負荷が消費する電力と蓄電池１０３に対して充電する電力との合計値を上回った差分の電力を示している。不足電力は、太陽電池１０１が発電した電力及び蓄電池１０３が放電電力を加算した電力を消費電力が上回った差分の電力を示している。
電力管理部１１１は、電力管理地域１に属する各需要家施設１０の各々に対し、ぞれぞれ余剰電力を他の需要家施設１０に対して供給させたり、あるいは不足電力を他の需要家施設１０から受給させたりする制御を行う。ここで、余剰電力は、太陽電池１０１が発電した電力が、負荷が消費する電力と蓄電池１０３に対して充電する電力との合計値を上回った差分の電力を示している。不足電力は、太陽電池１０１が発電した電力及び蓄電池１０３が放電電力を加算した電力を消費電力が上回った差分の電力を示している。
各需要家施設１０には、図示しない電力管理部が設けられており、過去の実績から翌日に消費される消費電力、翌日に太陽電池１０１が発電する発電電力を推定し、電力管理計画を生成する。電力管理計画は、デマンド時限毎において、商用電源からの購入電力がデマンド値を超えないように、太陽電池１０１の発電電力に加えて、蓄電池１０３からの放電電力の電力量が設定されている。
また、上記電力管理部は、電力管理計画における翌日の消費電力と発電電力とに基づき、価格の安い夜間電力（夜間時間帯の系統電源からの購入電力）により、蓄電池１０３に対して翌日に必要となる電力を充電させておく。夜間時間帯以外は、系統電源の電力価格が夜間時間帯より高い中間時間帯となる。
また、上記電力管理部は、電力管理計画における翌日の消費電力と発電電力とに基づき、価格の安い夜間電力（夜間時間帯の系統電源からの購入電力）により、蓄電池１０３に対して翌日に必要となる電力を充電させておく。夜間時間帯以外は、系統電源の電力価格が夜間時間帯より高い中間時間帯となる。
しかしながら、翌日の天気による発電電力の推定値とのずれあるいは各需要家施設１０における消費電力の推定値とのずれにより、需要家施設１０の各々において余剰電力あるいは不足電力が発生する。
電力管理部１１１は、各需要家施設１０における余剰電力及び不足電力に基づき、余剰電力を有する需要家施設１０から、不足電力を有する他の需要家施設１０に対して、電力を融通する制御を行う。ここで、この電力を行う融通方式としては、いずれの方式を用いても良い。
電力管理部１１１は、各需要家施設１０における余剰電力及び不足電力に基づき、余剰電力を有する需要家施設１０から、不足電力を有する他の需要家施設１０に対して、電力を融通する制御を行う。ここで、この電力を行う融通方式としては、いずれの方式を用いても良い。
例えば、各需要家施設１０の電力管理部が余剰電力あるいは不足電力の情報を電力管理部１１１に対して通知する。これにより、電力管理部１１１は、逐次制御により余剰電力を有する需要家施設１０から、不足電力を有する他の需要家施設１０に対して、電力を融通する制御を行う。
また、他の方式としては、各需要家施設１０の電力管理部が制御周期毎に次の制御周期における余剰電力あるいは不足電力を推定し、推定された余剰電力、不足電力の情報を電力管理部１１１に対して通知する。これにより、電力管理部１１１は、通知された推定された余剰電力及び不足電力の情報により、次の制御周期における余剰電力を有すると推定された需要家施設１０から、不足電力を有すると推定された他の需要家施設１０に対して、電力を融通する制御を行う。
また、他の方式としては、各需要家施設１０の電力管理部が制御周期毎に次の制御周期における余剰電力あるいは不足電力を推定し、推定された余剰電力、不足電力の情報を電力管理部１１１に対して通知する。これにより、電力管理部１１１は、通知された推定された余剰電力及び不足電力の情報により、次の制御周期における余剰電力を有すると推定された需要家施設１０から、不足電力を有すると推定された他の需要家施設１０に対して、電力を融通する制御を行う。
自立率評価部１１２は、複数の需要家施設１０を備える電力管理地域１全体の自立の程度、すなわち電力管理地域１の電力に対する自立率を評価する。これにより、自立率評価部１１２は、電力の融通を行う方式の各々を、いずれがその電力管理地域１に対応して、効率のよい電力の融通を行っているかを評価することができる。
図３は、第１の実施形態における融通エリア内電力管理部１１の自立率評価部１１２の構成例を示す図である。
図３において、自立率評価部１１２は、制御部２０１、全邸購入電力算出部２０２、全邸売電電力算出部２０３、全邸発電電力算出部２０４、全邸充電電力算出部２０５、全邸放電電力算出部２０６、全邸消費電力算出部２０７、融通電力量算出部２０８、蓄電池系統充電分算出部２０９、蓄電池ＰＶ（photovoltaics）充電分算出部２１０、蓄電池誤差電力算出部２１１、エリア購入電力算出部２１２、エリア売電電力算出部２１３、自立率算出部２１４、及びデータベース２１５の各々を備えている。また、融通電力量算出部２０８、蓄電池系統充電分算出部２０９、蓄電池ＰＶ（photovoltaics）充電分算出部２１０、蓄電池誤差電力算出部２１１、エリア購入電力算出部２１２、エリア売電電力算出部２１３、自立率算出部２１４、及びデータベース２１５の各々は、自立率演算部２００を構成している。
図３において、自立率評価部１１２は、制御部２０１、全邸購入電力算出部２０２、全邸売電電力算出部２０３、全邸発電電力算出部２０４、全邸充電電力算出部２０５、全邸放電電力算出部２０６、全邸消費電力算出部２０７、融通電力量算出部２０８、蓄電池系統充電分算出部２０９、蓄電池ＰＶ（photovoltaics）充電分算出部２１０、蓄電池誤差電力算出部２１１、エリア購入電力算出部２１２、エリア売電電力算出部２１３、自立率算出部２１４、及びデータベース２１５の各々を備えている。また、融通電力量算出部２０８、蓄電池系統充電分算出部２０９、蓄電池ＰＶ（photovoltaics）充電分算出部２１０、蓄電池誤差電力算出部２１１、エリア購入電力算出部２１２、エリア売電電力算出部２１３、自立率算出部２１４、及びデータベース２１５の各々は、自立率演算部２００を構成している。
上述した自立率評価部１１２における各部の説明に対して、自立率を算出するために用いる測定値と、それぞれの測定値の測定箇所の説明を行う。
図４は、電力管理地域１の各需要家施設１０における電力量の測定値を測定する測定箇所を説明する図である。以下、需要家施設１０は、例えばｎ個あるとして説明する。図４（ａ）は、需要電力を各需要家施設１０間において相互に融通し合う際の自立率を求めるための測定値を測定する測定箇所を示している。図４（ｂ）は、後述する需要電力を各需要家施設１０間において相互に融通しない際の自立率を求めるための測定値を測定する測定箇所を示している。
図４は、電力管理地域１の各需要家施設１０における電力量の測定値を測定する測定箇所を説明する図である。以下、需要家施設１０は、例えばｎ個あるとして説明する。図４（ａ）は、需要電力を各需要家施設１０間において相互に融通し合う際の自立率を求めるための測定値を測定する測定箇所を示している。図４（ｂ）は、後述する需要電力を各需要家施設１０間において相互に融通しない際の自立率を求めるための測定値を測定する測定箇所を示している。
図４（ａ）において、融通エリア受電点Ｊは、電力管理地域１に系統電力から供給される、あるいは電力管理地域１から系統電力に逆流する電力量の基準となる測定点である。
融通エリア需要家出入点ｊｔｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、各需要家施設１０に対して電力線１３供給される、あるいは各需要家施設１０から電力線１３に供給（供出）される電力量を測定する測定点である。本実施形態においては、融通エリア需要家出入点ｊｔｉには系統電力電力計１０２が設置されている。
融通エリア需要家出入点ｊｔｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、各需要家施設１０に対して電力線１３供給される、あるいは各需要家施設１０から電力線１３に供給（供出）される電力量を測定する測定点である。本実施形態においては、融通エリア需要家出入点ｊｔｉには系統電力電力計１０２が設置されている。
太陽光発電出入点Ｐｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、太陽電池１０１が発電した電力量を測定する測定点である。
蓄電池出入点ｂｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、蓄電池１０３に対して行う充放電における電力量を測定する測定点である。本実施形態においては、蓄電池出入点ｂｉには蓄電池電力量計１０４が設置されている。
各邸電力出入点Ｌｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、電力線１３及び太陽電池１０１から各邸に供給される電力量、すなわち需要家施設１０が消費する消費電力を測定する測定点である。
蓄電池出入点ｂｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、蓄電池１０３に対して行う充放電における電力量を測定する測定点である。本実施形態においては、蓄電池出入点ｂｉには蓄電池電力量計１０４が設置されている。
各邸電力出入点Ｌｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、電力線１３及び太陽電池１０１から各邸に供給される電力量、すなわち需要家施設１０が消費する消費電力を測定する測定点である。
次に、上記測定点各々において測定される本実施形態における測定値について説明する。
各邸購入電力Ｋｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、系統電力電力計１０２により測定された数値であり、電力線１３から各需要家施設１０に対して供給された電力を示している。
各邸売電電力Ｓｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、各需要家施設１０から電力線１３に対して供給された電力を示している。
各邸発電電力Ｐｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、太陽電池１０１の電力を出力する端子に設けられた発電電力電力計（不図示）により測定された数値であり、各需要家施設１０から電力線１３に対して供給された電力を示している。
各邸購入電力Ｋｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、系統電力電力計１０２により測定された数値であり、電力線１３から各需要家施設１０に対して供給された電力を示している。
各邸売電電力Ｓｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、各需要家施設１０から電力線１３に対して供給された電力を示している。
各邸発電電力Ｐｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、太陽電池１０１の電力を出力する端子に設けられた発電電力電力計（不図示）により測定された数値であり、各需要家施設１０から電力線１３に対して供給された電力を示している。
各邸充電電力Ｃｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、蓄電池電力量計１０４により測定された数値であり、蓄電池１０３に対して充電された電力を示している。
各邸放電電力Ｄｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、蓄電池電力量計１０４により測定された数値であり、蓄電池１０３から放電された電力を示している。
各邸消費電力Ｌｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、系統電力電力計１０２及び太陽電池１０１と需要家施設１０の電力線との間に設けられた消費電力電力量計（不図示）により測定された数値であり、電力線１３及び太陽電池１０１から各邸に供給される電力量、すなわち需要家施設１０が消費する消費電力を示している。
各邸放電電力Ｄｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、蓄電池電力量計１０４により測定された数値であり、蓄電池１０３から放電された電力を示している。
各邸消費電力Ｌｉ（１≦ｉ≦ｎ）は、系統電力電力計１０２及び太陽電池１０１と需要家施設１０の電力線との間に設けられた消費電力電力量計（不図示）により測定された数値であり、電力線１３及び太陽電池１０１から各邸に供給される電力量、すなわち需要家施設１０が消費する消費電力を示している。
図３に戻り、制御部２０１は、データの出入力の制御や、融通エリア内電力管理部１１内の各部の動作の制御を行う。また、制御部２０１は、各需要家施設１０から供給される各邸購入電力Ｋｉ、各邸売電電力Ｓｉ、各邸太陽光発電力Ｐｉ、各邸充電電力Ｃｉ、各邸放電電力Ｄｉ、各邸消費電力Ｌｉの各々の測定値を、供給した需要家施設１０を識別する識別情報である邸番号とともに、データベース２１５の測定値テーブルに書き込んで記憶させる。各邸購入電力Ｋｉ、各邸売電電力Ｓｉ、各邸太陽光発電力Ｐｉ、各邸充電電力Ｃｉ、各邸放電電力Ｄｉ、各邸消費電力Ｌｉの各々は、１分毎に読み出される測定値であり、１分間の測定周期における積算電力である。
図５は、データベース２１５に記憶されている測定値テーブルの構成例を示す図である。この図５において、測定値テーブルは、各邸購入電力（図では購入電力、Ｋｉ）、各邸売電電力（図では売電電力、Ｓｉ）、各邸太陽光発電力（図では発電電力、Ｐｉ）、各邸充電電力（図では充電電力、Ｃｉ）、各邸放電電力（図では放電電力、Ｄｉ）、各邸消費電力（図では消費電力、Ｌｉ）の各々は、各邸を識別する邸番号とともに書き込まれて記憶されている。
図３に戻り、全邸購入電力算出部２０２は、各需要家施設１０の系統電力電力計１０２から供給される各邸購入電力Ｋｉを積算し、すなわち各邸購入電力Ｋ１から各邸購入電力Ｋｎの各々を積算し、積算結果として全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を算出する。全邸購入電力算出部２０２は、算出した全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
全邸売電電力算出部２０３は、各需要家施設１０の系統電力電力計１０２から供給される各邸売電電力Ｓｉを積算し、すなわち各邸売電電力Ｓ１から各邸売電電力Ｓｎの各々を積算し、積算結果として全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を算出する。全邸売電電力算出部２０３は、算出した全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
全邸売電電力算出部２０３は、各需要家施設１０の系統電力電力計１０２から供給される各邸売電電力Ｓｉを積算し、すなわち各邸売電電力Ｓ１から各邸売電電力Ｓｎの各々を積算し、積算結果として全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を算出する。全邸売電電力算出部２０３は、算出した全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
ここで、系統電力電力計１０２から供給される電力量が、電力線１３から需要家施設１０に対して供給されている場合（すなわち電力量が正の場合）、この電力量は各邸購入電力Ｋｉとなる。一方、需要家施設１０から電力線１３に対して供給されている場合（すなわち電力量が負の場合）、この電力量は各邸売電電力Ｓｉとなる。
全邸発電電力算出部２０４は、各需要家施設１０の太陽電池１０１の出力端に備えられている電力計から供給される各邸発電電力Ｐｉを積算し、すなわち各邸発電電力Ｐ１から各邸発電電力Ｐｎの各々を積算し、積算結果として全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）を算出する。全邸発電電力算出部２０４は、算出した全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
全邸充電電力算出部２０５は、各需要家施設１０の蓄電池電力量計１０４から供給される各邸充電電力Ｃｉを積算し、すなわち各邸充電電力Ｃ１から各邸充電電力Ｃｎの各々を積算し、積算結果として全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を算出する。全邸充電電力算出部２０５は、算出した全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
全邸放電電力算出部２０６は、各需要家施設１０の蓄電池電力量計１０４から供給される各邸放電電力Ｄｉを積算し、すなわち各邸放電電力Ｄ１から各邸放電電力Ｄｎの各々を積算し、積算結果として全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）を算出する。全邸放電電力算出部２０６は、算出した全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
全邸放電電力算出部２０６は、各需要家施設１０の蓄電池電力量計１０４から供給される各邸放電電力Ｄｉを積算し、すなわち各邸放電電力Ｄ１から各邸放電電力Ｄｎの各々を積算し、積算結果として全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）を算出する。全邸放電電力算出部２０６は、算出した全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
ここで、系統電力電力計１０２から供給される電力量が、蓄電池１０３に対して充電されている場合（すなわち電力量が正の場合）、この電力量は各邸充電電力Ｃｉとなる。一方、蓄電池１０３から電力が放電されている場合（すなわち電力量が負の場合）、この電力量は各邸放電電力Ｄｉとなる。
全邸消費電力算出部２０７は、各需要家施設１０の系統電力電力計１０２及び太陽電池１０１と需要家施設１０の電力線との間に設けられた電力量計から供給される各邸消費電力Ｌｉを積算し、すなわち各邸消費電力Ｌ１から各邸消費電力Ｌｎの各々を積算し、積算結果として全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）を算出する。全邸消費電力算出部２０７は、算出した全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）をデータベース２１５の計算値テーブルに、測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
図６は、データベース２１５に書き込まれて記憶されている計算値テーブルの構成例を示す図である。
この計算値テーブルには、全邸購入電力算出部２０２、全邸売電電力算出部２０３、全邸発電電力算出部２０４、全邸充電電力算出部２０５、全邸放電電力算出部２０６、全邸消費電力算出部２０７の各々が算出した、全邸購入電力（ＳＵＭ（Ｋｉ））、全邸売電電力（ＳＵＭ（Ｓｉ））、全邸発電電力（ＳＵＭ（Ｐｉ））、全邸充電電力（ＳＵＭ（Ｃｉ））、全邸充電電力（ＳＵＭ（Ｄｉ））、全邸消費電力（ＳＵＭ（Ｌｉ））のそれぞれが書き込まれて記憶されている。また、この計算値テーブルは、１分毎にタイムスタンプが付与されて設けられており、１日分（１分毎なのでテーブル数は１４４０個）が生成される。
この計算値テーブルには、全邸購入電力算出部２０２、全邸売電電力算出部２０３、全邸発電電力算出部２０４、全邸充電電力算出部２０５、全邸放電電力算出部２０６、全邸消費電力算出部２０７の各々が算出した、全邸購入電力（ＳＵＭ（Ｋｉ））、全邸売電電力（ＳＵＭ（Ｓｉ））、全邸発電電力（ＳＵＭ（Ｐｉ））、全邸充電電力（ＳＵＭ（Ｃｉ））、全邸充電電力（ＳＵＭ（Ｄｉ））、全邸消費電力（ＳＵＭ（Ｌｉ））のそれぞれが書き込まれて記憶されている。また、この計算値テーブルは、１分毎にタイムスタンプが付与されて設けられており、１日分（１分毎なのでテーブル数は１４４０個）が生成される。
＜余剰電力を融通する場合の電力管理地域１における自立率の算出＞
図３に戻り、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳを用いて、電力管理地域１の各需要家施設１０が余剰電力の融通を行った場合における融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々の処理の説明を行う。融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々は、予め設定された時間帯と、処理に用いる測定値とを用いた計算処理の場合分けにより、それぞれの場合分けに対応したルール及び算出式によって電力量の算出を行う。また、融通電力量算出部２０８からエリア売電電力算出部２１３の各々は、１分毎の測定周期において、それぞれの電力量の計算の処理を行う。自立率算出部２１４は、１日（例えば、２２：００から次の日の２１：５９までの時間）の単位で電力管理地域１の自立率の算出を行う。
図３に戻り、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳを用いて、電力管理地域１の各需要家施設１０が余剰電力の融通を行った場合における融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々の処理の説明を行う。融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々は、予め設定された時間帯と、処理に用いる測定値とを用いた計算処理の場合分けにより、それぞれの場合分けに対応したルール及び算出式によって電力量の算出を行う。また、融通電力量算出部２０８からエリア売電電力算出部２１３の各々は、１分毎の測定周期において、それぞれの電力量の計算の処理を行う。自立率算出部２１４は、１日（例えば、２２：００から次の日の２１：５９までの時間）の単位で電力管理地域１の自立率の算出を行う。
融通電力量算出部２０８は、発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量とを加算して融通電力量を算出する。この融通電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０において融通された全ての電力量を示している。
ここで、融通電力量算出部２０８は、発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量との各々の電力量を以下のように求める。
融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）未満である場合、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を発電直接融通分電力量とする。一方、融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を超える場合、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を発電直接融通分電力量とする。
ここで、融通電力量算出部２０８は、発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量との各々の電力量を以下のように求める。
融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）未満である場合、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を発電直接融通分電力量とする。一方、融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を超える場合、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を発電直接融通分電力量とする。
また、融通電力量算出部２０８は、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）から発電直接融通分電力量を減算した結果が全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を超える場合、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を発電充電融通分電力量とする。一方、融通電力量算出部２０８は、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）から発電直接融通分電力量を減算した結果が全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）未満の場合、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）から発電直接融通分電力量を減算した結果を発電充電融通分電力量とする。
また、融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から発電直接融通分電力量を減算した結果が全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）を超える場合、全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）を放電融通分電力量とする。一方、融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から発電直接融通分電力量を減算した結果が全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）未満の場合、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から発電直接融通分電力量を減算した結果を放電融通分電力量とする。
融通電力量算出部２０８は、算出した放電融通分電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
融通電力量算出部２０８は、算出した放電融通分電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された時間帯に応じて、蓄電池蓄電池系統充電分電力量を算出する。ここで、蓄電池系統充電分電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０の蓄電池１０３の充電において、蓄電池１０３に系統電力から融通された充電のための電力量を示している。
ここで、蓄電池系統充電分算出部２０９は、蓄電池系統充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された夜間時間帯（例えば、２２：００〜７：５９）の場合、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を蓄電池系統充電分電力量とする。
ここで、蓄電池系統充電分算出部２０９は、蓄電池系統充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された夜間時間帯（例えば、２２：００〜７：５９）の場合、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を蓄電池系統充電分電力量とする。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された日中時間帯（例えば、８：０〜２１：５９）の場合であり、かつ全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を超える場合、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）から全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果を蓄電池系統充電分電力量とする。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）未満の場合、「０」を蓄電池系統充電分電力量とする。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、算出した蓄電池系統充電分電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）未満の場合、「０」を蓄電池系統充電分電力量とする。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、算出した蓄電池系統充電分電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された時間帯に応じて、蓄電池ＰＶ充電分電力量を算出する。ここで、蓄電池ＰＶ充電分電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０の蓄電池１０３の充電において、蓄電池１０３に太陽電池１０１の発電電力から融通された充電のための電力量を示している。
ここで、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、蓄電池ＰＶ充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された夜間時間帯の場合、「０」を蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
ここで、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、蓄電池ＰＶ充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された夜間時間帯の場合、「０」を蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
また、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）が全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を超える場合、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）を蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
また、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）が全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）未満の場合、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、算出した蓄電池ＰＶ充電分電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
また、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）が全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）未満の場合、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、算出した蓄電池ＰＶ充電分電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、予め設定された時間帯に応じて、系統電源から蓄電池１０３に対して充電される誤差受電量、あるいは蓄電池１０３から系統電源に逆流される放電誤差電力量を算出する。ここで、充電誤差電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０の蓄電池１０３の充電において、無駄に系統電源の系統電力が充電に用いられて充電された電力量を示している。逆潮流誤差電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０の蓄電池１０３の放電において、無駄に蓄電池１０３からの放電が系統電源に逆流した電力量を示している。
ここで、蓄電池誤差電力算出部２１１は、充電誤差電力量及び放電誤差電力量の各々を以下のように求める。蓄電池誤差電力算出部２１１は、充電誤差電力量を予め設定された時間帯に応じて求める。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、予め設定された夜間時間帯の場合、「０」を充電誤差電力量とする。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、予め設定された日中時間帯の場合、蓄電池系統充電分電力量を充電誤差電力量とする。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、予め設定された夜間時間帯の場合、「０」を充電誤差電力量とする。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、予め設定された日中時間帯の場合、蓄電池系統充電分電力量を充電誤差電力量とする。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を超えており、かつ全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果が全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）を超えている場合、「０」を逆潮流誤差電力量とする。
また、蓄電池誤差電力算出部２１１は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を超えており、かつ全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果が全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）未満の場合、「全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）から、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果」を全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から減算した結果を逆潮流誤差電力量とする。
また、蓄電池誤差電力算出部２１１は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を超えており、かつ全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果が全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）未満の場合、「全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）から、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果」を全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から減算した結果を逆潮流誤差電力量とする。
また、蓄電池誤差電力算出部２１１は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）が全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）未満であり、かつ全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）から全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を減算した結果が全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）未満の場合、全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）を逆潮流誤差電力量とする。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、算出した逆潮流誤差電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
蓄電池誤差電力算出部２１１は、算出した逆潮流誤差電力量をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
エリア購入電力算出部２１２は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）と蓄電池系統充電分電力量を加算し、この加算結果から発電直接融通分電力量と放電融通分電力量とを減算してエリア購入電力を求める。このエリア購入電力は、実際に電力管理地域１の各需要家施設１０が、系統電源から系統電力を受給した電力である。
また、エリア購入電力算出部２１２は、求めたエリア購入電力から充電誤差電力量を減算し、融通制御が理想的に行われて、余分に系統電力を需給しなかった場合の理想エリア購入電力を求める。
また、エリア購入電力算出部２１２は、求めたエリア購入電力から充電誤差電力量を減算し、融通制御が理想的に行われて、余分に系統電力を需給しなかった場合の理想エリア購入電力を求める。
また、エリア購入電力算出部２１２は、求めたエリア購入電力に対して放電融通分電力量を加算し、この加算結果から蓄電池系統充電分電力量を減算し、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合のエリア購入電力である蓄電池無しエリア購入電力を求める。
このエリア購入電力の計算において、蓄電池系統充電分電力量、発電直接融通分電力量、放電融通分電力量及び充電誤差電力量の各々は、すでに述べた場合分けされた演算結果の数値が使用される。
エリア購入電力算出部２１２は、算出したエリア購入電力、理想エリア購入電力及び蓄電池無しエリア購入電力をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
このエリア購入電力の計算において、蓄電池系統充電分電力量、発電直接融通分電力量、放電融通分電力量及び充電誤差電力量の各々は、すでに述べた場合分けされた演算結果の数値が使用される。
エリア購入電力算出部２１２は、算出したエリア購入電力、理想エリア購入電力及び蓄電池無しエリア購入電力をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
エリア売電電力算出部２１３は、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）と放電融通分電力量を加算し、この加算結果から融通電力量を減算し、エリア売電電力を求める。このエリア売電電力は、実際に電力管理地域１の各需要家施設１０が、系統電源に対して発電電力を逆潮流させた電力である。
また、エリア売電電力算出部２１３は、求めたエリア売電電力から逆潮流誤差電力量を減算し、融通制御が理想的に行われて、余分に系統電力に対して逆潮流を行わなかった場合の理想エリア売電電力を求める。
また、エリア売電電力算出部２１３は、求めたエリア売電電力から逆潮流誤差電力量を減算し、融通制御が理想的に行われて、余分に系統電力に対して逆潮流を行わなかった場合の理想エリア売電電力を求める。
また、エリア購入電力算出部２１２は、求めたエリア売電電力に対して蓄電池ＰＶ充電分電力量を加算し、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合のエリア売電電力である蓄電池無しエリア売電電力を求める。
このエリア購入電力の計算において、融通電力量、放電融通分電力量、逆潮流誤差電力量及び蓄電池ＰＶ充電分電力量の各々は、すでに述べた場合分けされた演算結果の数値が使用される。
エリア購入電力算出部２１２は、算出したエリア売電電力、理想エリア売電電力及び蓄電池無しエリア売電電力をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
このエリア購入電力の計算において、融通電力量、放電融通分電力量、逆潮流誤差電力量及び蓄電池ＰＶ充電分電力量の各々は、すでに述べた場合分けされた演算結果の数値が使用される。
エリア購入電力算出部２１２は、算出したエリア売電電力、理想エリア売電電力及び蓄電池無しエリア売電電力をデータベース２１５の電力量テーブルに、算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
図７は、データベース２１５に書き込まれて記憶されている電力量テーブルの構成例を示す図である。
この電力量テーブルには、融通電力量算出部２０８、蓄電池系統充電分算出部２０９、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０、蓄電池誤差電力算出部２１１、エリア購入電力算出部２１２、エリア売電電力算出部２１３の各々が算出した、融通電力量、放電融通分電力量、蓄電池系統充電分電力量、蓄電池ＰＶ充電分電力量、充電誤差電力量、逆潮流誤差電力量、エリア購入電力量、理想エリア購入電力量、蓄電池無しエリア購入電力、エリア売電電力、理想エリア売電電力、及び蓄電池無しエリア売電電力のそれぞれが書き込まれて記憶されている。また、この電力量テーブルは、１分毎にタイムスタンプが付与されて設けられており、１日分（１分毎なのでテーブル数は１４４０個）が生成される。
この電力量テーブルには、融通電力量算出部２０８、蓄電池系統充電分算出部２０９、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０、蓄電池誤差電力算出部２１１、エリア購入電力算出部２１２、エリア売電電力算出部２１３の各々が算出した、融通電力量、放電融通分電力量、蓄電池系統充電分電力量、蓄電池ＰＶ充電分電力量、充電誤差電力量、逆潮流誤差電力量、エリア購入電力量、理想エリア購入電力量、蓄電池無しエリア購入電力、エリア売電電力、理想エリア売電電力、及び蓄電池無しエリア売電電力のそれぞれが書き込まれて記憶されている。また、この電力量テーブルは、１分毎にタイムスタンプが付与されて設けられており、１日分（１分毎なのでテーブル数は１４４０個）が生成される。
図３に戻り、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値であるエリア購入電力を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日エリア購入電力とする。また、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）を、測定した測定周期に対応して１日分積算し、積算結果を１日全邸消費電力とする。
そして、自立率算出部２１４は、１日エリア購入電力を１日全邸消費電力で除算し、この除算結果を「１」から減算することにより、電力管理地域１の自立率を算出する。
そして、自立率算出部２１４は、１日エリア購入電力を１日全邸消費電力で除算し、この除算結果を「１」から減算することにより、電力管理地域１の自立率を算出する。
また、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である蓄電池無しエリア購入電力を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日蓄電池無しエリア購入電力とする。自立率算出部２１４は、１日蓄電池無しエリア購入電力を１日全邸消費電力で除算し、この除算結果を「１」から減算することにより、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合の電力管理地域１の自立率である蓄電池無し自立率を算出する。
また、自立率算出部２１４は、自立率から蓄電池無し自立率を減算し、自立率と蓄電池無し自立率との差分である蓄電池自立率差分を求める。この蓄電池自立率差分は、蓄電池１０３がない場合に自立率が低下する指標として用いられる。
また、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日全邸発電電力とする。自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日全邸売電電力とする。
また、自立率算出部２１４は、１日全邸発電電力から１日全邸売電電力を減算し、この減算結果を１日全邸消費電力で除算し、電力管理地域１の需要家施設１０の各々が剰余電力の融通をしない場合の融通無し自立率を求める。
また、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日全邸発電電力とする。自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日全邸売電電力とする。
また、自立率算出部２１４は、１日全邸発電電力から１日全邸売電電力を減算し、この減算結果を１日全邸消費電力で除算し、電力管理地域１の需要家施設１０の各々が剰余電力の融通をしない場合の融通無し自立率を求める。
図８は、本実施形態による電力管理システムの自立率を求める計算の処理の一例を示すフローチャートである。
ステップＳ０：
制御部２０１は、自立率の計算を開始する際、図示しないタイマーを「２２：００（２２時００分）」にセットして時刻設定を行い、タイマーの初期化を行う。そして、制御部２０１は、上記タイマーに対して計時の稼働を開始させる。
ステップＳ０：
制御部２０１は、自立率の計算を開始する際、図示しないタイマーを「２２：００（２２時００分）」にセットして時刻設定を行い、タイマーの初期化を行う。そして、制御部２０１は、上記タイマーに対して計時の稼働を開始させる。
ステップＳ１：
制御部２０１は、タイマーの計時が１分経過したか否かの判定を行う。このとき、制御部２０１は、タイマーの計時が１分経過した場合、処理をステップＳ２へ進める。一方、制御部２０１は、タイマーの計時が１分経過していない場合、１分経過するまでステップＳ１の処理を繰り返す。
制御部２０１は、タイマーの計時が１分経過したか否かの判定を行う。このとき、制御部２０１は、タイマーの計時が１分経過した場合、処理をステップＳ２へ進める。一方、制御部２０１は、タイマーの計時が１分経過していない場合、１分経過するまでステップＳ１の処理を繰り返す。
ステップＳ２：
制御部２０１は、電力管理地域１の各需要家施設１０の各々の電力計から供給される各邸購入電力Ｋｉ、各邸売電電力Ｓｉ、各邸太陽光発電力Ｐｉ、各邸充電電力Ｃｉ、各邸放電電力Ｄｉ、各邸消費電力Ｌｉの各々の測定値を、供給した需要家施設１０を識別する識別情報である邸番号とともに、データベース２１５の測定値テーブルに書き込んで記憶させる。このときに取得される測定値の各々は、各電力計が測定した１分間の積算値である。
制御部２０１は、電力管理地域１の各需要家施設１０の各々の電力計から供給される各邸購入電力Ｋｉ、各邸売電電力Ｓｉ、各邸太陽光発電力Ｐｉ、各邸充電電力Ｃｉ、各邸放電電力Ｄｉ、各邸消費電力Ｌｉの各々の測定値を、供給した需要家施設１０を識別する識別情報である邸番号とともに、データベース２１５の測定値テーブルに書き込んで記憶させる。このときに取得される測定値の各々は、各電力計が測定した１分間の積算値である。
ステップＳ３：
制御部２０１は、融通エリア内電力管理部１１の各部に対して、処理の開始を示す制御信号を出力する。
全邸購入電力算出部２０２は、データベース２１５の測定値テーブルから、全ての需要家施設１０の各邸購入電力Ｋｉを読み出す。
そして、全邸購入電力算出部２０２は、各邸購入電力Ｋ０から各邸購入電力Ｋｎを積算して全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を求める。全邸購入電力算出部２０２は、求めた邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された計算値テーブルに対して書き込んで記憶させる。
制御部２０１は、融通エリア内電力管理部１１の各部に対して、処理の開始を示す制御信号を出力する。
全邸購入電力算出部２０２は、データベース２１５の測定値テーブルから、全ての需要家施設１０の各邸購入電力Ｋｉを読み出す。
そして、全邸購入電力算出部２０２は、各邸購入電力Ｋ０から各邸購入電力Ｋｎを積算して全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を求める。全邸購入電力算出部２０２は、求めた邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）を、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された計算値テーブルに対して書き込んで記憶させる。
また、全邸売電電力算出部２０３から全邸消費電力算出部２０７の各々も、上述した全邸購入電力算出部２０２の処理と同様に、それぞれ計算に必要な測定値をデータベース２１５の測定値テーブルから読み出して積算し、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）、全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）、全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）、全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）それぞれを算出する。
そして、全邸売電電力算出部２０３から全邸消費電力算出部２０７の各々は、求めた全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）、全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）、全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）、全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）それぞれを、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された計算値テーブルに対して書き込んで記憶させる。
そして、全邸売電電力算出部２０３から全邸消費電力算出部２０７の各々は、求めた全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）、全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）、全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）、全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）それぞれを、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された計算値テーブルに対して書き込んで記憶させる。
次に、融通電力量算出部２０８は、全邸購入電力ＳＵＭ（Ｋｉ）、全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）、全邸充電電力ＳＵＭ（Ｃｉ）、全邸放電電力ＳＵＭ（Ｄｉ）の各々の計算値を、データベース２１５の計算値テーブルから読み出す。
そして、融通電力量算出部２０８は、すでに述べたように、所定のルールの場合分けにより、発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量との各々を求める。融通電力量算出部２０８は、求めた発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量とを加算して融通電力量を算出する。融通電力量算出部２０８は、求めた融通電力量を、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された電力量テーブルに対して書き込んで記憶させる。
そして、融通電力量算出部２０８は、すでに述べたように、所定のルールの場合分けにより、発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量との各々を求める。融通電力量算出部２０８は、求めた発電直接融通分電力量と、発電充電融通分電力量と、放電融通分電力量とを加算して融通電力量を算出する。融通電力量算出部２０８は、求めた融通電力量を、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された電力量テーブルに対して書き込んで記憶させる。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９からエリア売電電力算出部２１３の各々も、上述した融通電力量算出部２０８の処理と同様に、それぞれ計算に必要な計算値をデータベース２１５の計算値テーブルから読み出す。そして、蓄電池系統充電分算出部２０９からエリア売電電力算出部２１３の各々は、読み出した計算値を用いて所定のルールの場合分けにより得られた電力量に基づき、放電融通分電力量、蓄電池系統充電分電力量、蓄電池ＰＶ充電分電力量、充電誤差電力量、逆潮流誤差電力量、エリア購入電力量、理想エリア購入電力量、蓄電池無しエリア購入電力、エリア売電電力、理想エリア売電電力、及び蓄電池無しエリア売電電力のそれぞれを求めるための数値を算出する。
蓄電池系統充電分算出部２０９からエリア売電電力算出部２１３の各々は、求めた放電融通分電力量、蓄電池系統充電分電力量、蓄電池ＰＶ充電分電力量、充電誤差電力量、逆潮流誤差電力量、エリア購入電力量、理想エリア購入電力量、蓄電池無しエリア購入電力、エリア売電電力、理想エリア売電電力、及び蓄電池無しエリア売電電力のそれぞれを、データベース２１５における測定値を測定した時間を示すタイムスタンプを付与された電力量テーブルに対して書き込んで記憶させる。
ステップＳ４：
制御部２０１は、全邸購入電力算出部２０２からエリア売電電力算出部２１３の各々がそれぞれの計算値を求めると、タイマーを参照して計時を始めてから一日が経過したか否かの判定を行う。すなわち、制御部２０１は、タイマーの計時している時間が予め設定されている時間（例えば、２１：５９）となったか否かの判定を行う。
そして、制御部２０１は、タイマーが計時を開始してから一日経過している場合、処置をステップＳ５へ進める。一方、制御部２０１は、タイマーが計時を開始してから一日経過していない場合、処理をステップＳ１へ進める。
制御部２０１は、全邸購入電力算出部２０２からエリア売電電力算出部２１３の各々がそれぞれの計算値を求めると、タイマーを参照して計時を始めてから一日が経過したか否かの判定を行う。すなわち、制御部２０１は、タイマーの計時している時間が予め設定されている時間（例えば、２１：５９）となったか否かの判定を行う。
そして、制御部２０１は、タイマーが計時を開始してから一日経過している場合、処置をステップＳ５へ進める。一方、制御部２０１は、タイマーが計時を開始してから一日経過していない場合、処理をステップＳ１へ進める。
ステップＳ５：
自立率算出部２１４は、データベース２１５の１日分の電力量テーブルから、エリア購入電力及び蓄電池無しエリア購入電力を読み出す。自立率算出部２１４は、データベース２１５の計算値テーブルの各々から、１日分のエリア購入電力、蓄電池無しエリア購入電力を読み出し、それぞれを積算することにより、１日エリア購入電力、１日蓄電池無しエリア購入電力それぞれを算出する。
同様に、自立率算出部２１４は、データベース２１５の計算値テーブルの各々から、１日分の全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）、全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）及び全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を読み出し、それぞれを積算することにより、１日全邸消費電力、１日全邸発電電力及び１日全邸売電電力を算出する。
自立率算出部２１４は、データベース２１５の１日分の電力量テーブルから、エリア購入電力及び蓄電池無しエリア購入電力を読み出す。自立率算出部２１４は、データベース２１５の計算値テーブルの各々から、１日分のエリア購入電力、蓄電池無しエリア購入電力を読み出し、それぞれを積算することにより、１日エリア購入電力、１日蓄電池無しエリア購入電力それぞれを算出する。
同様に、自立率算出部２１４は、データベース２１５の計算値テーブルの各々から、１日分の全邸消費電力ＳＵＭ（Ｌｉ）、全邸発電電力ＳＵＭ（Ｐｉ）及び全邸売電電力ＳＵＭ（Ｓｉ）を読み出し、それぞれを積算することにより、１日全邸消費電力、１日全邸発電電力及び１日全邸売電電力を算出する。
そして、自立率算出部２１４は、１日エリア購入電力、１日蓄電池無しエリア購入電力、１日全邸消費電力、１日全邸発電電力及び１日全邸売電電力の各々を用い、自立率、蓄電池無し自立率、蓄電池自立率差分、融通無し自立率のそれぞれを算出し、処理をステップＳ０へ戻す。
このとき、制御部２０１は、例えば、全邸購入電力算出部２０２から自立率算出部２１４の各々の算出した算出値を、図示しない表示部の表示画面に対して表示し、ユーザに対して通知する。
このとき、制御部２０１は、例えば、全邸購入電力算出部２０２から自立率算出部２１４の各々の算出した算出値を、図示しない表示部の表示画面に対して表示し、ユーザに対して通知する。
＜余剰電力を融通しない場合の電力管理地域１における自立率の算出＞
次に、ＴＥＭＳ及びＣＥＭＳのいずれも用いず、電力管理地域１の各需要家施設１０が余剰電力の融通を行わない場合における融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々の処理の説明を行う。以下、余剰電力を融通する場合と異なる自立率を算出するために用いる測定値と、それぞれの測定値の測定箇所の説明を行う。
次に、ＴＥＭＳ及びＣＥＭＳのいずれも用いず、電力管理地域１の各需要家施設１０が余剰電力の融通を行わない場合における融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々の処理の説明を行う。以下、余剰電力を融通する場合と異なる自立率を算出するために用いる測定値と、それぞれの測定値の測定箇所の説明を行う。
図４は、電力管理地域１の各需要家施設１０における電力量の測定値を測定する測定箇所を説明する図である。以下、需要家施設１０は、例えばｎ個あるとして説明する。図４（ｂ）は、後述する需要電力を各需要家施設１０間において相互に融通しない際の自立率を求めるための測定値を測定する測定箇所を示している。
図４（ｂ）において、融通エリア受電点Ｊは、電力管理地域１に系統電力から供給される、あるいは電力管理地域１から系統電力に逆流する電力量の基準となる測定点である。ｊｉ（０≦ｉ≦ｎ）は、各需要家施設１０における需要家受電点である。ここには、系統電力電力計１０２が設置されている。他の測定点及び測定値については、図４（ａ）の場合と同様である。
図４（ｂ）において、融通エリア受電点Ｊは、電力管理地域１に系統電力から供給される、あるいは電力管理地域１から系統電力に逆流する電力量の基準となる測定点である。ｊｉ（０≦ｉ≦ｎ）は、各需要家施設１０における需要家受電点である。ここには、系統電力電力計１０２が設置されている。他の測定点及び測定値については、図４（ａ）の場合と同様である。
図３に戻り、融通電力量算出部２０８から自立率算出部２１４の各々は、予め設定された時間帯と、処理に用いる測定値とを用いた計算処理の場合分けにより、それぞれの場合分けに対応したルール及び算出式によって電力量の算出を行う。また、融通電力量算出部２０８からエリア売電電力算出部２１３の各々は、１分毎の測定周期において、それぞれの電力量の計算の処理を行う。自立率算出部２１４は、１日（例えば、２２：００から次の日の２１：５９までの時間）の単位で電力管理地域１の自立率の算出を行う。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された時間帯に応じて、各需要家施設１０の各邸蓄電池系統充電分電力量を算出する。ここで、各邸蓄電池系統充電分電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０の蓄電池１０３の充電において、蓄電池１０３に系統電力から融通された充電のための電力量を示している。
ここで、蓄電池系統充電分算出部２０９は、各需要家施設１０の各邸蓄電池系統充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された夜間時間帯（例えば、２２：００〜７：５９）の場合、各邸充電電力Ｃｉを各邸蓄電池系統充電分電力量とする。
ここで、蓄電池系統充電分算出部２０９は、各需要家施設１０の各邸蓄電池系統充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された夜間時間帯（例えば、２２：００〜７：５９）の場合、各邸充電電力Ｃｉを各邸蓄電池系統充電分電力量とする。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された日中時間帯（例えば、８：０〜２１：５９）の場合であり、かつ各邸充電電力Ｃｉが各邸売電電力Ｓｉを超える場合、各邸充電電力Ｃｉから各邸売電電力Ｓｉを減算した結果を各邸蓄電池系統充電分電力量とする。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ各邸充電電力Ｃｉが各売電電力Ｓｉ未満の場合、「０」を各邸蓄電池系統充電分電力量とする。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、算出した各邸蓄電池系統充電分電力量をデータベース２１５の各邸電力量テーブルに、邸番号及び算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
また、蓄電池系統充電分算出部２０９は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ各邸充電電力Ｃｉが各売電電力Ｓｉ未満の場合、「０」を各邸蓄電池系統充電分電力量とする。
蓄電池系統充電分算出部２０９は、算出した各邸蓄電池系統充電分電力量をデータベース２１５の各邸電力量テーブルに、邸番号及び算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された時間帯に応じて、各需要家施設１０の各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量を算出する。ここで、蓄電池ＰＶ充電分電力量は、電力管理地域１の各需要家施設１０の蓄電池１０３の充電において、蓄電池１０３に太陽電池１０１の発電電力から融通された充電のための電力量を示している。
ここで、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、各需要家施設１０の各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された夜間時間帯の場合、「０」を各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
ここで、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、各需要家施設１０の各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量を以下のように求める。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された夜間時間帯の場合、「０」を各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
また、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ各邸売電電力Ｓｉが各邸充電電力Ｃｉを超える場合、各邸充電電力Ｃｉを各需要家施設１０の蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
また、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ各邸売電電力Ｓｉが各邸充電電力Ｃｉ未満の場合、各邸売電電力Ｓｉを各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、算出した各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量をデータベース２１５の各邸電力量テーブルに、邸番号及び算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
また、蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、予め設定された日中時間帯の場合であり、かつ各邸売電電力Ｓｉが各邸充電電力Ｃｉ未満の場合、各邸売電電力Ｓｉを各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量とする。
蓄電池ＰＶ充電分算出部２１０は、算出した各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量をデータベース２１５の各邸電力量テーブルに、邸番号及び算出に用いた測定値を測定した時刻を示すタイムスタンプを付与して書き込んで記憶させる。
エリア購入電力算出部２１２は、各邸購入電力Ｋｉと各邸放電電力Ｄｉとを加算し、この加算結果から各邸蓄電池系統充電分電力量を減算して、各邸蓄電池無し購入電力を求める。この各邸蓄電池無し購入電力は、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合の各邸単位の系統電源から購入する電力である。
また、エリア購入電力算出部２１２は、各邸売電電力Ｓｉ）に対して各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量を加算し、各邸蓄電池無し売電電力を求める。各邸蓄電池無し売電電力は、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合の各邸単位の系統電源に対して逆潮流する電力である。
また、エリア購入電力算出部２１２は、各邸売電電力Ｓｉ）に対して各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量を加算し、各邸蓄電池無し売電電力を求める。各邸蓄電池無し売電電力は、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合の各邸単位の系統電源に対して逆潮流する電力である。
図９は、データベース２１５に書き込まれて記憶されている各邸電力量テーブルの構成例を示す図である。
この各邸電力量テーブルには、蓄電池系統充電分算出部２０９及びエリア購入電力算出部２１２の各々が算出した、各邸蓄電池系統充電分電力量、各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量のそれぞれが需要家施設１０の邸番号に対応して書き込まれて記憶されている。また、この各邸電力量テーブルは、１分毎にタイムスタンプが付与されて設けられており、１日分（１分毎なので各邸テーブル数は１４４０個）が生成される。
この各邸電力量テーブルには、蓄電池系統充電分算出部２０９及びエリア購入電力算出部２１２の各々が算出した、各邸蓄電池系統充電分電力量、各邸蓄電池ＰＶ充電分電力量のそれぞれが需要家施設１０の邸番号に対応して書き込まれて記憶されている。また、この各邸電力量テーブルは、１分毎にタイムスタンプが付与されて設けられており、１日分（１分毎なので各邸テーブル数は１４４０個）が生成される。
図３に戻り、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である各邸購入電力Ｋｉを、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日各邸購入電力とする。また、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である各邸消費電力Ｌｉを、測定した測定周期に対応して１日分積算し、積算結果を１日各邸消費電力とする。
そして、自立率算出部２１４は、１日各邸購入電力を１日各邸消費電力で除算し、この除算結果を「１」から減算することにより、電力管理地域１の各々の需要家施設１０の自立率を算出する。自立率算出部２１４は、求めた各需要家施設１０の自立率を、電力管理地域１の需要家施設１０にて平均し、平均した自立率を電力管理地域１の需要家施設１０の各邸自立率とする。
そして、自立率算出部２１４は、１日各邸購入電力を１日各邸消費電力で除算し、この除算結果を「１」から減算することにより、電力管理地域１の各々の需要家施設１０の自立率を算出する。自立率算出部２１４は、求めた各需要家施設１０の自立率を、電力管理地域１の需要家施設１０にて平均し、平均した自立率を電力管理地域１の需要家施設１０の各邸自立率とする。
また、自立率算出部２１４は、１分毎の電力の積算値である各邸蓄電池無し購入電力を、測定した測定周期の１日分を積算し、積算結果を１日各邸蓄電池無購入電力とする。自立率算出部２１４は、１日各邸蓄電池無し購入電力を１日各邸消費電力で除算し、この除算結果を「１」から減算することにより、電力管理地域１の需要家施設１０の各々に蓄電池１０３が設けられていない場合の電力管理地域１の需要家施設１０それぞれの自立率である蓄電池無し自立率を算出する。
自立率算出部２１４は、求めた各需要家施設１０の蓄電池無し自立率を、電力管理地域１の需要家施設１０にて平均し、平均した自立率を電力管理地域１の需要家施設１０の各邸蓄電池無し自立率とする。
また、自立率算出部２１４は、各邸自立率から各邸蓄電池無し自立率を減算し、各邸自立率と各邸蓄電池無し自立率との差分である各邸蓄電池自立率差分を求める。この各邸蓄電池自立率差分は、蓄電池１０３がない場合に各邸自立率が低下する指標として用いられる。
また、自立率算出部２１４は、各邸自立率から各邸蓄電池無し自立率を減算し、各邸自立率と各邸蓄電池無し自立率との差分である各邸蓄電池自立率差分を求める。この各邸蓄電池自立率差分は、蓄電池１０３がない場合に各邸自立率が低下する指標として用いられる。
上述したように、本実施形態によれば、電力管理地域１における各需要家施設１０で余剰電力の融通を行うＴＥＭＳまたはＣＥＭＳのシステムの評価を行う指標である自立率を、自立率の測定を行う電力計を新たに設けることなく、すでにある電力計の測定値により容易に求めることができる。これにより、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳのシステムの開発を行う際、融通のアルゴリズムにおける余剰電力の各需要家施設１０間における分配の精度を容易に行うことが可能となる。
また、本実施形態によれば、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳを用いて余剰電力を融通した場合における電力管理地域１の自立率と、ＴＥＭＳ及びＣＥＭＳのいずれも用いず余剰電力を融通しない場合における電力管理地域１の需要家施設１０の平均値である各邸自立率とを算出するため、自立率及び各邸自立率の各々を比較することにより、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳを用いることでの自立率の変化を容易に比較することができる。
図１０は、本実施形態による電力管理システムが求めた自立率及び各邸自立率のグラフである。図１０において、横軸が自立率及び各邸自立率を求めた日付を示し、縦軸が自立率及び各邸自立率に対して１００を乗じたパーセント表示が示されている。ここで、新たに２０１４年１月に形成したＴＥＭＳを用いた電力管理地域１において、自立率をフィードバックしてＴＥＭＳのアルゴリズムを調整していくことにより、徐々に個自立率が向上、すなわちＴＥＭＳによる余剰電力の融通処理の効率が向上していることが判る。この図１０のグラフから、良くチューニングされたＴＥＭＳを用いることにより、電力管理地域１の電力の自立率が向上し、需要家施設１０を個別に自立させる場合に比較して、省エネルギーの観点から優位であることが判る。
このように、本実施形態は、ＴＥＭＳやＣＥＭＳにおける余剰電力の融通を行うアルゴリズムのチューニングの結果を、自立率により評価することができ、容易に余剰電力の融通の効率を向上に寄与できる。
また、本実施形態は、ＴＥＭＳやＣＥＭＳが省エネルギーの観点から、各需要家施設１０単体で電力制御を行うより優位であることを示すことができるため、各需要家施設１０における電力消費のより省エネルギー化を促進することに寄与できる。
また、本実施形態は、ＴＥＭＳやＣＥＭＳが省エネルギーの観点から、各需要家施設１０単体で電力制御を行うより優位であることを示すことができるため、各需要家施設１０における電力消費のより省エネルギー化を促進することに寄与できる。
＜第２の実施形態＞
以下、図面を参照して、本発明の第２の実施形態について説明する。図１１は、本発明の第２の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。本実施形態における電力管理システムは、第１の実施形態と同様に、所定の地域範囲である電力管理地域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、ＴＥＭＳやＣＥＭＳなどにより一括して管理するものである。図１１において、第１の実施形態と同様の構成には同一の符号を付し、説明を省略する。以下、第１の実施形態と異なる構成及び動作についてのみ説明する。
以下、図面を参照して、本発明の第２の実施形態について説明する。図１１は、本発明の第２の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。本実施形態における電力管理システムは、第１の実施形態と同様に、所定の地域範囲である電力管理地域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、ＴＥＭＳやＣＥＭＳなどにより一括して管理するものである。図１１において、第１の実施形態と同様の構成には同一の符号を付し、説明を省略する。以下、第１の実施形態と異なる構成及び動作についてのみ説明する。
本実施形態の電力管理システムは、図１１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。電力管理地域１’には、需要家施設１０、融通エリア内電力管理部１１’及び電力料金算出部１２がある。各需要家施設１０’には、電力線１３を介して商用電源から系統電力が供給される。
第２の実施形態における電力管理システムが第１の実施形態と異なる点は、各需要家施設１０’における蓄電池１０３が電力線１３と対して直接に電力の供給及び逆潮流を行う構成である。
第２の実施形態における電力管理システムが第１の実施形態と異なる点は、各需要家施設１０’における蓄電池１０３が電力線１３と対して直接に電力の供給及び逆潮流を行う構成である。
この第２の実施形態の場合、各需要家施設１０の各々は、自身に配設されている蓄電池１０３の電力を直接に使用することはできない。すなわち、電力管理地域１’において、各需要家施設１０’の蓄電池１０３は、電力管理地域１’内にて共有化されている。
図１２は、第２の実施形態における融通エリア内電力管理部１１’の構成例を示す図である。
この図１２において、融通エリア内電力管理部１１’における電力管理部１１１’は、各需要家施設１０’に設けられた蓄電池１０３を、あたかも電力管理地域１’内に設けられた一つの蓄電池として制御する点が第１の実施形態と異なる。
また、この電力管理地域１’における自立率の算出は、自立率評価部１１２が第１の実施形態と同様に行う。
図１２は、第２の実施形態における融通エリア内電力管理部１１’の構成例を示す図である。
この図１２において、融通エリア内電力管理部１１’における電力管理部１１１’は、各需要家施設１０’に設けられた蓄電池１０３を、あたかも電力管理地域１’内に設けられた一つの蓄電池として制御する点が第１の実施形態と異なる。
また、この電力管理地域１’における自立率の算出は、自立率評価部１１２が第１の実施形態と同様に行う。
図１３は、電力管理地域１の各需要家施設１０における電力量の測定値を測定する測定箇所を説明する図である。以下、需要家施設１０は、例えばｎ個あるとして説明する。図１３は、需要電力を各需要家施設１０間において相互に融通し合う際の自立率を求めるための測定値を測定する測定箇所を示している。
この図１３における測定箇所、この測定箇所に設置される各電力計及びこの電力計にて測定される測定値については、第１の実施形態と同様のため、説明を省略する。
この図１３における測定箇所、この測定箇所に設置される各電力計及びこの電力計にて測定される測定値については、第１の実施形態と同様のため、説明を省略する。
図１２に戻り、自立率評価部１１２は、第１の実施形態の電力管理システムにおける電力管理地域１の構成と、第２の実施形態における電力管理システムにおける電力管理地域１’の構成とのいずれにも共通に用いることができる。
上述したように、本実施形態によれば、電力管理地域１’における各需要家施設１０’で余剰電力の融通を行うＴＥＭＳまたはＣＥＭＳのシステムの評価を行う指標である自立率を、自立率の測定を行う電力計を新たに設けることなく、すでにある電力計の測定値により容易に求めることができる。これにより、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳのシステムの開発を行う際、融通のアルゴリズムにおける余剰電力の各需要家施設１０間における分配の精度を容易に行うことが可能となる。
上述したように、本実施形態によれば、電力管理地域１’における各需要家施設１０’で余剰電力の融通を行うＴＥＭＳまたはＣＥＭＳのシステムの評価を行う指標である自立率を、自立率の測定を行う電力計を新たに設けることなく、すでにある電力計の測定値により容易に求めることができる。これにより、ＴＥＭＳまたはＣＥＭＳのシステムの開発を行う際、融通のアルゴリズムにおける余剰電力の各需要家施設１０間における分配の精度を容易に行うことが可能となる。
また、図１における融通エリア内電力管理部１１及び図１０における融通エリア内電力管理部１１’における自立率の算出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需要家施設１０あるいは需要家施設１０’における自立率の評価処理を行ってもよい。なお、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、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
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。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その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、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前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であっても良い。
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。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その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、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前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であっても良い。
以上、この発明の実施形態を図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
１…電力管理地域
１０…需要家施設
１１，１１’…融通エリア内電力管理部
１２…電力料金算出部
１３…電力線
１０１…太陽電池
１０２…系統電力電力計
１０３…蓄電池
１０４…蓄電池電力量計
１０５…蓄電池制御部
１１１，１１１’…電力管理部
１１２…自立率評価部
２０１…制御部
２０２…全邸購入電力算出部
２０３…全邸売電電力算出部
２０４…全邸発電電力算出部
２０５…全邸充電電力算出部
２０６…全邸放電電力算出部
２０７…全邸消費電力算出部
２０８…融通電力量算出部
２０９…蓄電池系統充電分算出部
２１０…蓄電池ＰＶ充電分算出部
２１１…蓄電池誤差電力算出部
２１２…エリア購入電力算出部
２１３…エリア売電電力算出部
２１４…自立率算出部
２１５…データベース
３００，４００…ネットワーク
１０…需要家施設
１１，１１’…融通エリア内電力管理部
１２…電力料金算出部
１３…電力線
１０１…太陽電池
１０２…系統電力電力計
１０３…蓄電池
１０４…蓄電池電力量計
１０５…蓄電池制御部
１１１，１１１’…電力管理部
１１２…自立率評価部
２０１…制御部
２０２…全邸購入電力算出部
２０３…全邸売電電力算出部
２０４…全邸発電電力算出部
２０５…全邸充電電力算出部
２０６…全邸放電電力算出部
２０７…全邸消費電力算出部
２０８…融通電力量算出部
２０９…蓄電池系統充電分算出部
２１０…蓄電池ＰＶ充電分算出部
２１１…蓄電池誤差電力算出部
２１２…エリア購入電力算出部
２１３…エリア売電電力算出部
２１４…自立率算出部
２１５…データベース
３００，４００…ネットワーク
Claims (7)
- 電力管理地域において、電気設備として蓄電池及び発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の電源線に接続し、余剰電力を前記需要家施設間において融通し合う電力管理システムにおいて、
前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線から供給される各邸購入電力を積算し、全邸購入電力を算出する全邸購入電力算出部と、
前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線に供出する各邸売電電力を積算し、全邸売電電力を算出する全邸売電電力算出部と、
前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線に放電する各邸放電電力を積算し、全邸放電電力を算出する全邸放電電力算出部と、
前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線から充電する各邸充電電力を積算し、全邸充電電力を算出する全邸充電電力算出部と、
前記全邸購入電力、前記全邸売電電力、前記全邸放電電力、前記各邸充電電力及び全邸消費電力の各々から、予め設定したルールに従い、前記電力管理地域の前記需要家施設全てが系統電源から購入するエリア購入電力を求め、前記エリア購入電力を前記全邸消費電力により除算し、除算結果から自立率を求める自立率演算部と
を備えることを特徴とする電力管理システム。 - 前記自立率演算部が、
前記ルールにおいて予め設定された、所定の時間帯と前記全邸充電電力及び前記全邸売電電力間の比較とにより、蓄電池系統充電分電力量を求め、
前記ルールにおいて予め設定された前記全邸購入電力及び前記全邸売電電力の比較により、発電直接融通分電力量を求め、
前記ルールにおいて予め設定された、前記全邸購入電力から前記発電直接融通分電力量を減算した結果と、前記全邸放電電力との比較により、放電融通分電力量を求め、
前記全邸購入電力、前記蓄電池系統充電分電力量とを加算し、加算結果から前記発電直接融通分電力量と前記放電融通分電力量とを減算して前記エリア購入電力を求める
ことを特徴とする請求項１記載の電力管理システム。 - 前記自立率演算部が、
夜間として設定された時間帯の際、前記全邸充電電力を前記蓄電池系統充電分電力量とし、一方、昼間として設定された時間帯の際、前記全邸充電電力が前記全邸売電電力を超えている場合、前記全邸充電電力から前記全邸売電電力を減算した結果を前記蓄電池系統充電分電力量とし、前記全邸充電電力が前記全邸売電電力未満である場合、前記蓄電池系統充電分電力量を「０」とし、
前記全邸購入電力及び前記全邸売電電力の比較を行い、前記全邸購入電力及び前記全邸売電電力のいずれか小さい方を発電直接融通分電力量とし、
前記全邸購入電力から前記発電直接融通分電力量を減算した結果と、前記全邸放電電力との比較を行い、いずれか小さい方を前記放電融通分電力量とする
ことを特徴とする請求項２に記載の電力管理システム。 - 前記自立率演算部が、
前記電力管理地域内における前記需要家施設毎の自立率を、前記各邸購入電力を前記各邸消費電力で除算した除算結果から算出する
ことを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の電力管理システム。 - 前記自立率演算部が、
前記蓄電池が設けられていない場合の前記電力管理地域内の自立率を、前記エリア購入電力に全邸放電電力を加算し、加算結果から前記蓄電池系統充電分電力量を減算し、この減算結果を全邸消費電力で除算して求める
ことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の電力管理システム。 - 前記自立率演算部が、
前記蓄電池が設けられておらず、前記発電装置からの融通がない場合の前記電力管理地域内の自立率を、前記発電装置の各々が発電した電力の積算値である全邸発電電力から前記全邸売電電力を減算し、この減算結果を前記全邸消費電力で除算して求める
ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の電力管理システム。 - 電力管理地域において、電気設備として蓄電池及び発電装置を備える需要家施設を含む複数の需要家施設を共通の電源線に接続し、余剰電力を前記需要家施設間において融通し合う電力管理方法において、
全邸購入電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線から供給される各邸購入電力を積算し、全邸購入電力を算出する全邸購入電力算出過程と、
全邸売電電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設が前記電源線に供出する各邸売電電力を積算し、全邸売電電力を算出する全邸売電電力算出過程と、
全邸放電電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線に放電する各邸放電電力を積算し、全邸放電電力を算出する全邸放電電力算出過程と、
全邸充電電力算出部が、前記電力管理地域内の前記需要家施設の前記蓄電池が前記電源線から充電する各邸充電電力を積算し、全邸充電電力を算出する全邸充電電力算出過程と、
自立率演算部が、前記全邸購入電力、前記全邸売電電力、前記全邸放電電力、前記各邸充電電力及び全邸消費電力の各々から、予め設定したルールに従い、前記電力管理地域の前記需要家施設全てが系統電源から購入するエリア購入電力を求め、前記エリア購入電力を前記全邸消費電力により除算し、除算結果から自立率を求める自立率演算過程と
を備えることを特徴とする電力管理方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2014188722A JP6345055B2 (ja) | 2014-09-17 | 2014-09-17 | 電力管理システム及び電力管理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2014188722A JP6345055B2 (ja) | 2014-09-17 | 2014-09-17 | 電力管理システム及び電力管理方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2016063591A JP2016063591A (ja) | 2016-04-25 |
| JP6345055B2 true JP6345055B2 (ja) | 2018-06-20 |
Family
ID=55798324
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2014188722A Active JP6345055B2 (ja) | 2014-09-17 | 2014-09-17 | 電力管理システム及び電力管理方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP6345055B2 (ja) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6364293B2 (ja) * | 2014-09-17 | 2018-07-25 | 積水化学工業株式会社 | 電力管理システム及び電力管理方法 |
| KR102229900B1 (ko) * | 2020-04-13 | 2021-03-22 | 주식회사 에이투엠 | 통합 마이크로그리드 환경에서 빅데이터에 기반한 통합 데이터 서비스를 수행하는 플랫폼 장치 |
| KR102520234B1 (ko) * | 2020-06-10 | 2023-04-11 | 한국전자통신연구원 | 마켓 플레이스 서비스를 제공하는 에너지 거래 시스템 및 에너지 거래 방법 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7742897B2 (en) * | 2007-12-02 | 2010-06-22 | Michael Herzig | Systems and methods for monitoring and diagnosing the power generated by renewable power systems |
| JP5520574B2 (ja) * | 2009-11-06 | 2014-06-11 | パナソニック株式会社 | 電力融通システム |
| JP5579459B2 (ja) * | 2010-02-03 | 2014-08-27 | 大和ハウス工業株式会社 | 電力使用情報提供システム及び電力使用情報提供方法 |
| JP5530314B2 (ja) * | 2010-09-08 | 2014-06-25 | 積水化学工業株式会社 | 地域内電力融通システム |
| JPWO2012050208A1 (ja) * | 2010-10-15 | 2014-02-24 | 三洋電機株式会社 | 電力管理システム |
| JP6364293B2 (ja) * | 2014-09-17 | 2018-07-25 | 積水化学工業株式会社 | 電力管理システム及び電力管理方法 |
-
2014
- 2014-09-17 JP JP2014188722A patent/JP6345055B2/ja active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2016063591A (ja) | 2016-04-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20190228481A1 (en) | Intelligent energy management system for distributed energy resources and energy storage systems using machine learning | |
| JPWO2017217466A1 (ja) | 電力管理システム | |
| Puranen et al. | Techno-economic viability of energy storage concepts combined with a residential solar photovoltaic system: A case study from Finland | |
| JP6703447B2 (ja) | 電力データ管理システム、需要家集合体及び電力融通街区 | |
| JP7249155B2 (ja) | 蓄電池管理装置および蓄電池管理方法 | |
| JPWO2016088761A1 (ja) | 電力制御システム、電力制御方法及びプログラム | |
| JP6403905B2 (ja) | 電力管理装置、電力管理システム、評価方法、及び、プログラム | |
| JPWO2015037307A1 (ja) | 蓄電制御装置、管理システム、蓄電制御方法、蓄電制御プログラム及び記録媒体 | |
| JP2015069545A (ja) | 電力管理装置、電力管理方法、プログラム | |
| JP6226282B2 (ja) | 電力調整装置、電力調整方法、プログラム | |
| KR101965301B1 (ko) | 잉여 전력 생산을 유도하는 전력 거래 중개 시스템 및 방법 | |
| JP6345055B2 (ja) | 電力管理システム及び電力管理方法 | |
| JP7416663B2 (ja) | システム及びプログラム | |
| JP2015153346A (ja) | 小口電力の集約売買支援システムおよび小口電力の集約売買支援方法 | |
| JP6364293B2 (ja) | 電力管理システム及び電力管理方法 | |
| JP6698371B2 (ja) | 電気料金管理装置、電気料金管理方法及びプログラム | |
| JP6148120B2 (ja) | エネルギー管理装置、エネルギー管理方法及びエネルギー管理システム | |
| JP2012053721A (ja) | 電力小売支援システム | |
| KR20180101146A (ko) | 분산 자원 전력 거래 장치 및 방법 | |
| JP6113030B2 (ja) | エネルギー管理装置、エネルギー管理方法及びエネルギー管理システム | |
| JP6626359B2 (ja) | 電力関連情報提示装置、電気関連情報提示方法及びプログラム | |
| JP2017078925A (ja) | 電気料金情報予測システム | |
| JP2016021084A (ja) | 電気料金メニュー選択装置、電気料金メニュー選択方法、及び、電気料金メニュー選択プログラム | |
| JP7303707B2 (ja) | 代替ベースライン計算装置、学習済みモデル、機械学習装置、代替ベースライン計算方法およびプログラム | |
| JP7245625B2 (ja) | 受電点電力予測装置、受電点電力予測方法、およびプログラム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20170510 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20180227 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20180306 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20180402 |
|
| 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: 20180424 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20180522 |
|
| R151 | Written notification of patent or utility model registration |
Ref document number: 6345055 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151 |