JPWO2019111741A1 - 電力管理サーバ及び電力管理方法 - Google Patents

電力管理サーバ及び電力管理方法 Download PDF

Info

Publication number
JPWO2019111741A1
JPWO2019111741A1 JP2019558138A JP2019558138A JPWO2019111741A1 JP WO2019111741 A1 JPWO2019111741 A1 JP WO2019111741A1 JP 2019558138 A JP2019558138 A JP 2019558138A JP 2019558138 A JP2019558138 A JP 2019558138A JP WO2019111741 A1 JPWO2019111741 A1 JP WO2019111741A1
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
facility
storage battery
battery device
power
power management
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2019558138A
Other languages
English (en)
Other versions
JP7237851B2 (ja
Inventor
健太 沖野
健太 沖野
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.)
Kyocera Corp
Original Assignee
Kyocera Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kyocera Corp filed Critical Kyocera Corp
Publication of JPWO2019111741A1 publication Critical patent/JPWO2019111741A1/ja
Priority to JP2022046834A priority Critical patent/JP7386915B2/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP7237851B2 publication Critical patent/JP7237851B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • H02J3/472—For selectively connecting the AC sources in a particular order, e.g. sequential, alternating or subsets of sources
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B15/00—Systems controlled by a computer
    • G05B15/02—Systems controlled by a computer electric
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • 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
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • H02J7/35—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering with light sensitive cells
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B2219/00—Program-control systems
    • G05B2219/20—Pc systems
    • G05B2219/26—Pc applications
    • G05B2219/2639—Energy management, use maximum of cheap power, keep peak load low
    • 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
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • 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
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • 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
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment

Abstract

電力管理サーバは、蓄電池装置を有する複数の施設の中から、前記蓄電池装置の放電量を抑制する第１処理を適用する２以上の第１施設を選択する制御部を備える。前記制御部は、前記２以上の第１施設に対して、前記蓄電池装置の放電量の抑制条件として同一の条件を適用する。

Description

本発明は、電力管理サーバ及び電力管理方法に関する。
近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、電力系統から施設への潮流の量を抑制する技術が知られている。電力系統の電力需給バランスを維持するために、施設に設けられる蓄電池装置を利用する技術も提案されている（例えば、特許文献１，２）。
国際公開第２０１５／０４１０１０Ａ１号パンフレット 国際公開第２０１６／０８４３９６Ａ１号パンフレット
第１の特徴に係る電力管理サーバは、蓄電池装置を有する複数の施設の中から、前記蓄電池装置の放電量を抑制する第１処理を適用する２以上の第１施設を選択する制御部を備える。前記制御部は、前記２以上の第１施設に対して、前記蓄電池装置の放電量の抑制条件として同一の条件を適用する。
第２の特徴に係る電力管理サーバは、蓄電池装置を有する複数の施設の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択する制御部を備える。前記制御部は、前記制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が前記所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする第２処理を前記第２施設に適用する。
第３の特徴に係る電力管理方法は、蓄電池装置を有する複数の施設の中から、前記蓄電池装置の放電量を抑制する第１処理を適用する２以上の第１施設を選択するステップＡを備える。前記ステップＡは、前記２以上の第１施設に対して、前記蓄電池装置の放電量の抑制条件として同一の条件を適用するステップを含む。
第４の特徴に係る電力管理方法は、蓄電池装置を有する複数の施設の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択するステップＢと、前記制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が前記所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする第２処理を前記第２施設に適用するステップＣとを備える。
図１は、実施形態に係る電源管理システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る施設３００を示す図である。 図３は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。 図４は、実施形態に係るローカル制御装置３６０を示す図である。 図５は、実施形態に係る第１処理について説明するための図である。 図６は、実施形態に係る第１処理について説明するための図である。 図７は、実施形態に係る電力管理方法について説明するための図である。
以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。
但し、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なる場合があることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係又は比率が異なる部分が含まれている場合があることは勿論である。
［開示の概要］
近年では、電力系統の需給バランスを維持するために蓄電池装置を用いるケースにおいて、施設の需要電力に追従するように蓄電池装置の放電電力を制御することが考えられる（以下、負荷追従処理）。
しかしながら、電力系統の全体として電力を抑制する必要があるケースにおいて、以下に示す問題が生じる可能性がある。具体的には、負荷追従処理が行われている施設において、ベースライン電力がゼロであるが故に電力を削減する余地が小さくなる事態が考えられる。一方で、ベースライン電力を確保するために、蓄電池装置の放電を単純に抑制すると、蓄電池装置の導入メリットが損なわれる恐れがある。
そこで、開示の概要では、上述した課題を解決するためになされたものであり、電力を削減する余地を適切に確保することを可能とする電力管理サーバ及び電力管理方法について説明する。
［実施形態］
（電源管理システム）
以下において、実施形態に係る電源管理システムについて説明する。
図１に示すように、電源管理システム１００は、電力管理サーバ２００と、施設３００と、電力会社４００とを有する。図１では、施設３００として、施設３００Ａ〜施設３００Ｃが例示されている。
各施設３００は、電力系統１１０に接続される。以下において、電力系統１１０から施設３００への電力の流れを潮流と称し、施設３００から電力系統１１０への電力の流れを逆潮流と称する。
電力管理サーバ２００、施設３００及び電力会社４００は、ネットワーク１２０に接続されている。ネットワーク１２０は、電力管理サーバ２００と施設３００との間の回線及び電力管理サーバ２００と電力会社４００との間の回線を提供すればよい。例えば、ネットワーク１２０は、インターネットである。ネットワーク１２０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線を提供してもよい。
電力管理サーバ２００は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者、リソースアグリゲータなどの電力事業者によって管理されるサーバである。リソースアグリゲータは、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）において発電事業者、送配電事業者及び小売事業者などに逆潮流の電力を提供する電力事業者である。リソースアグリゲータは、リソースアグリゲータによって管理される施設３００の消費電力の削減によって余剰電力（ネガワット）を生み出す電力事業者であってもよい。このような余剰電力は発電電力と見做されてもよい。リソースアグリゲータは、リソースアグリゲータによって管理される施設３００の消費電力の抑制又は増大（例えば、蓄電池装置の充電電力の抑制又は増大）によって電力系統１１０の電力需給バランスを維持する電力事業者であってもよい。実施形態において、電力管理サーバ２００は、逆潮流の電力の買取エンティティの一例である。電力管理サーバ２００は、電源管理サーバの一例である。
電力管理サーバ２００は、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（例えば、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する制御メッセージを送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、潮流の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信してもよく、逆潮流の制御を要求する逆潮流制御メッセージを送信してもよい。さらに、電力管理サーバ２００は、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを送信してもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよく、相対値（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、潮流又は逆潮流の制御度合いは、２以上のレベルで表されてもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、現在の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＲＴＰ；Ｒｅａｌ Ｔｉｍｅ Ｐｒｉｃｉｎｇ）によって表されてもよく、過去の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＴＯＵ；Ｔｉｍｅ Ｏｆ Ｕｓｅ）によって表されてもよい。
施設３００は、図２に示すように、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０、燃料電池装置３３０と、負荷機器３４０、ローカル制御装置３６０及び電力計３８０を有する。
太陽電池装置３１０は、太陽光などの光に応じて発電を行う分散電源である。太陽電池装置３１０は、所定買取価格が適用される特定分散電源の一例である。例えば、太陽電池装置３１０は、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）及び太陽光パネルによって構成される。
蓄電池装置３２０は、電力の充電及び電力の放電を行う分散電源である。蓄電池装置３２０は、所定買取価格が適用されない分散電源の一例である。例えば、蓄電池装置３２０は、ＰＣＳ及び蓄電池セルによって構成される。
燃料電池装置３３０は、燃料を用いて発電を行う分散電源である。燃料電池装置３３０は、所定買取価格が適用されない分散電源の一例であり、定格電力を出力する定格運転モードを有する分散電源である。例えば、燃料電池装置３３０は、ＰＣＳ及び燃料電池セルによって構成される。
例えば、燃料電池装置３３０は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ：Ｐｈｏｓｐｈｏｒｉｃ Ａｃｉｄ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ：Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよい。
実施形態において、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０は、ＶＰＰに用いられる電源であってもよい。
負荷機器３４０は、電力を消費する機器である。例えば、負荷機器３４０は、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ Ｖｉｓｕａｌ）機器などである。
ローカル制御装置３６０は、施設３００の電力を管理する装置（ＥＭＳ；Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ローカル制御装置３６０は、太陽電池装置３１０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる蓄電池装置３２０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる燃料電池装置３３０の動作状態を制御してもよい。ローカル制御装置３６０の詳細については後述する（図４を参照）。
実施形態において、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３６０との間の通信は、第１プロトコルに従って行われる。一方で、ローカル制御装置３６０と分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われる。例えば、第１プロトコルとしては、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。例えば、第２プロトコルは、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。なお、第１プロトコルと第２プロトコルは異なっていればよく、例えば、両方が独自の専用プロトコルであっても異なる規則で作られたプロトコルであればよい。
電力計３８０は、電力系統１１０から施設３００への潮流の量及び施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を計測する第１電力計の一例である。例えば、電力計３８０は、電力会社４００に帰属するスマートメータである。
ここで、電力計３８０は、単位時間（例えば、３０分）毎に、単位時間における計測結果（潮流又は逆潮流の量（Ｗｈ））を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３８０は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。
電力会社４００は、電力系統１１０などのインフラストラクチャーを提供するエンティティであり、例えば、発電事業者又は送配電事業者などの電力事業者である。電力会社４００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティに対して、各種の業務を委託してもよい。
（電力管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電力管理サーバについて説明する。図３に示すように、電力管理サーバ２００は、管理部２１０と、通信部２２０と、制御部２３０とを有する。電力管理サーバ２００は、ＶＴＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｔｏｐ Ｎｏｄｅ）の一例である。
管理部２１０は、不揮発性メモリ又は／及びＨＤＤなどの記憶媒体によって構成されており、電力管理サーバ２００によって管理される施設３００に関するデータを管理する。電力管理サーバ２００によって管理される施設３００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティと契約を有する施設３００であってもよい。例えば、施設３００に関するデータは、電力系統１１０から施設３００に供給される需要電力であってもよく、電力系統１１０全体の需要電力の削減要請（ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に応じて各施設３００で削減された電力量であってもよい。施設３００に関するデータは、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）の種別、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）のスペックなどであってもよい。スペックは、太陽電池装置３１０の定格発電電力（Ｗ）、蓄電池装置３２０の最大出力電力（Ｗ）、燃料電池装置３３０の最大出力電力（Ｗ）であってもよい。
通信部２２０は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介してローカル制御装置３６０と通信を行う。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ−ＳＵＮなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。通信部２２０は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージをローカル制御装置３６０に送信する。通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答をローカル制御装置３６０から受信する。
実施形態において、通信部２２０は、電力系統１１０から施設３００に供給される需要電力を示す情報要素を含むメッセージを施設３００（例えば、ローカル制御装置３６０又は電力計３８０）から受信する。需要電力は、上述した電力計３８０によって測定された値でもよい。需要電力は、負荷機器３４０の消費電力から分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０、燃料電池装置３３０）の出力電力を除いた値でもよい。
制御部２３０は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、電力管理サーバ２００に設けられる各構成を制御する。例えば、制御部２３０は、制御メッセージの送信によって、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する。制御メッセージは、上述したように、潮流制御メッセージであってもよく、逆潮流制御メッセージであってもよく、電源制御メッセージであってもよい。
（ローカル制御装置）
以下において、実施形態に係るローカル制御装置について説明する。図４に示すように、ローカル制御装置３６０は、第１通信部３６１と、第２通信部３６２と、制御部３６３とを有する。ローカル制御装置３６０は、ＶＥＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）の一例である。
第１通信部３６１は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介して電力管理サーバ２００と通信を行う。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ−ＳＵＮなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。第１通信部３６１は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って第１メッセージを電力管理サーバ２００から受信する。第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答を電力管理サーバ２００に送信する。
第２通信部３６２は、通信モジュールによって構成されており、分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）と通信を行う。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ−ＳＵＮなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。第２通信部３６２は、上述したように、第２プロトコルに従って通信を行う。例えば、第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って第２メッセージを分散電源に送信する。第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って第２メッセージ応答を分散電源から受信する。
制御部３６３は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、ローカル制御装置３６０に設けられる各構成を制御する。具体的には、制御部３６３は、施設３００の電力を制御するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって、分散電源の動作状態の設定を機器に指示する。制御部３６３は、施設３００の電力を管理するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって分散電源の情報の報告を分散電源に指示してもよい。
（適用シーン）
以下において、実施形態の適用シーンについて説明する。電力管理サーバ２００の上位ノードである電力会社４００から電力系統１１０の需要電力の削減要請を電力管理サーバ２００が受信するケースが想定されている。このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、電力管理サーバ２００によって管理される施設３００の全体として契約電力量に相当する電力量をベースライン電力から削減すればよい。
契約電力量は、ネガワット取引において、電力管理サーバ２００と電力会社４００との間で定められた電力量であればよい。ベースライン電力は、削減要請が行われなかった場合に想定される需要電力である。ベースライン電力は、削減要請の発動予告よりも前の一定期間の需要電力の平均値であってもよい。一定期間は、ネガワット取引の実体に応じて定められてもよく、電力管理サーバ２００と電力会社４００との間で定められてもよい。
このようなケースにおいて、蓄電池装置３２０が負荷追従処理を行っていると、ベースライン電力がゼロになる可能性があり、ベースライン電力がゼロである場合には、削減要請に応じることができない。従って、電力管理サーバ２００は、契約電力量に相当する電力量が施設３００に供給される状態を維持することが好ましい。例えば、図１に示すケースにおいて、施設３００Ａ〜施設３００Ｃに供給される電力量の合計量が契約電力量に相当する電力量に維持されることが好ましい。
このような背景下において、電力管理サーバ２００は、蓄電池装置３２０を有する複数の施設３００の中から、蓄電池装置３２０の放電量を抑制する第１処理を適用する２以上の第１施設を選択する制御部２３０を備える。このようなケースにおいて、制御部２３０は、２以上の第１施設に対して、蓄電池装置３２０の放電量の抑制条件として同一の条件を適用する。
例えば、抑制条件は、２以上の第１施設の間で公平性が担保される条件であればよい。例えば、抑制条件は、放電電力の抑制比率によって定められてもよい。抑制比率は、「１−（下げＤＲ不足容量／総放電計画量）」によって算出することができる。
下げＤＲ不足容量は、下げＤＲ所要容量から下げＤＲ確保容量を除いた値である。下げＤＲ所要容量は、電力系統１１０から第１施設の全体に供給されるべき電力量である。すなわち、下げＤＲ所要容量は、第１施設の全体として削減要請に応じるべき容量（以下、目標削減容量とも称する）である。下げＤＲ確保容量は、第１施設の全体として既に確保されている容量であり、総需要電力量から総放電計画量を除いた値である。総需要電力量は、第１施設の全体の需要電力量である。総放電計画量は、第１施設の全体として蓄電池装置３２０から放電するように計画された電力量である。各第１施設の放電計画量は、蓄電池装置３２０の蓄電容量又は蓄電残量に基づいて定められる。
さらに、制御部２３０は、複数の施設３００の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、蓄電池装置３２０の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択してもよい。このようなケースにおいて、制御部２３０は、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、蓄電池装置３２０の蓄電残量が所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする第２処理を第２施設に適用する。例えば、所定閾値はゼロである。上述したように、制御対象期間は、蓄電池装置３２０の放電が想定される期間である。
このような第２処理によれば、制御対象期間の全体としては蓄電池装置３２０の放電量が維持されるため、蓄電池装置３２０の導入メリットが損なわれる事態を抑制することができる。ここで、制御対象期間の満了タイミングまで第２施設の削減可能容量（すなわち、買電電力量）を維持する観点から、制御対象期間の満了まで所定タイミングをシフトしてもよい。
上述した第１施設及び第２施設の選択が行われるケースにおいて、制御部２３０は、第２処理を第２施設に適用しても、第２施設の全体の削減可能容量が目標削減容量に達しない場合に、第１処理を適用する第１施設を選択してもよい。制御部２３０は、第２施設以外の施設３００を第１施設として選択してもよい。これによって、第１処理及び第２処理が重複して適用される不公正を回避することができる。
制御部２３０は、制御対象期間において、第１処理及び第２処理の少なくともいずれかに係る再演算を一定期間毎に行ってもよい。再演算を行う一定期間は、放電計画量を算出する一定期間と同じであってもよい。例えば、再演算を行う一定期間は、３０分である。ここで、第１処理に係る再演算は、第１施設の選択及び抑制条件の設定の少なくともいずれかを含む。第２処理に係る再演算は、第２施設の選択及び所定タイミングのシフト方法の設定の少なくともいずれかを含む。
（第１処理）
以下において、実施形態に係る第１処理の一例について説明する。上述したように、第１処理は、抑制条件に従って蓄電池装置３２０の放電量を抑制する処理である。ここでは、抑制条件として抑制比率が用いられるケースについて説明する。
図５に示すように、第１処理が適用されるケースでは、第１処理が適用されないケース（例えば、負荷追従処理）と比べて、蓄電池装置３２０の放電電力が抑制比率に基づいて抑制される。従って、第１処理が適用されるケースでは、第１処理が適用されないケースと比べて、削減可能電力が増大する。すなわち、放電電力の抑制によって削減可能電力が増大する。例えば、削減可能電力は、電力系統１１０から施設３００に供給される電力（買電電力）である。
（第２処理）
以下において、上述した第２処理の一例について説明する。上述したように、第２処理は、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、蓄電池装置３２０の蓄電残量が所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする処理である。ここでは、所定閾値がゼロであるケースについて説明する。
図６に示すように、第２処理が適用されないケース（例えば、負荷追従処理）では、所定タイミングがＴ１であり、７：００のタイミング又は１７：００以降の期間において、施設３００の消費電力の全てが蓄電池装置３２０の放電電力によって賄われる。従って、７：００のタイミング又は１７：００以降の期間において削減可能電力がゼロである。これに対して、第２処理が適用されるケースでは、所定タイミングがＴ２にシフトしており、７：００のタイミング又は１７：００以降の期間であっても、施設３００の消費電力の全てが蓄電池装置３２０の放電電力によって賄われずに、電力系統１１０から施設３００に対して電力が供給される。従って、７：００のタイミング又は１７：００以降の期間であっても削減可能電力が確保される。すなわち、制御対象期間における蓄電池装置３２０の放電量が減少しないため、蓄電池装置３２０の導入メリット（例えば、電気代削減効果）を損なうことなく、削減可能電力がゼロになる可能性を軽減することができる。
ここで、第２処理が適用されない場合には、８：００〜１７：００まで蓄電池装置３２０の放電が行われているため、１７：００以降において、蓄電池装置３２０の蓄電残量が枯渇するため、削減可能容量がゼロとなっている。第２処理が適用される場合には、２３：００以降（制御対象期間外）において、蓄電池装置３２０の蓄電残量が枯渇するため、削減可能容量がゼロとなっている。なお、第２処理が適用される場合において、電力管理サーバ２００は、２３：００以降に蓄電池装置３２０の充電を開始することによって削減可能容量を増大させてもよい。同様に、第２処理が適用されない場合において、電力管理サーバ２００は、２３：００以降に蓄電池装置３２０の充電を開始することによって削減可能容量を増大させてもよい。
（第１処理及び第２処理の適用例）
以下において、第１処理及び第２処理の適用例について例示する。ここでは、制御対象期間に含まれる一定期間を単位として蓄電池装置３２０の放電計画が策定されるケースを例示する。制御対象期間は、蓄電池装置３２０の放電が想定される期間である。制御対象期間は、ネガワット取引に係る契約によって定められる期間であってもよく、電力系統１１０から供給される電力の価格が閾値以上である期間であってもよい。
第１ステップにおいて、制御部２３０は、施設の需要電力量の予測値に基づいて、制御対象期間における施設の需要電力量を算出する。
第２ステップにおいて、制御部２３０は、蓄電池装置３２０の蓄電容量又は蓄電残量に基づいて、制御対象期間における施設の放電可能量を算出する。
第３ステップにおいて、制御部２３０は、２以上の一定期間で蓄電池装置３２０の放電量を平準化するための平準化係数を算出する。平準化係数は、可能放電量／需要電力量で表される。
第４ステップにおいて、制御部２３０は、施設の放電計画量を一定期間毎に算出する。具体的には、制御部２３０は、一定期間毎の需要電力量に対して平準化係数を乗算した値を一定期間毎の放電計画量として算出する。
第５ステップにおいて、制御部２３０は、総需要電力量から総放電計画量を減算することによって下げＤＲ確保容量を算出する。総需要電力量は、施設の全体の需要電力量である。総放電計画量は、施設の全体の放電計画量である。
第６ステップにおいて、制御部２３０は、｛１−（下げＤＲ所要量−下げＤＲ確保容量）／総放電計画量｝の式に従って抑制比率を算出する。
第７に、制御部２３０は、各施設の放電計画量を一定期間毎に修正する。具体的には、制御部２３０は、一定期間毎の放電計画量に抑制比率を乗算することによって放電計画量を修正する。
上述した処理において、第３ステップ〜第５ステップは、上述した第２処理に関するステップである。上述した処理において、第６ステップは、上述した第１処理に関するステップである。従って、第５ステップまでの処理において下げＤＲ確保容量が下げＤＲ所要量よりも多ければ、第６ステップは省略されてもよい。
（電力管理方法）
以下において、実施形態に係る電力管理方法について説明する。ここでは、制御対象期間における電力管理サーバ２００の動作について説明する。
図７に示すように、ステップＳ１０において、電力管理サーバ２００は、複数の施設３００の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、蓄電池装置３２０の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択する。
ステップＳ１１において、電力管理サーバ２００は、第２処理を第２施設に適用した場合に、第２施設の全体の削減可能容量が目標削減容量よりも小さいか否かを判定する。判定結果がＹＥＳである場合に、電力管理サーバ２００はステップＳ１２の処理を行う。判定結果がＮＯである場合に、電力管理サーバ２００はステップＳ１３の処理を行う。
ステップＳ１２において、電力管理サーバ２００は、複数の施設３００の中から、蓄電池装置３２０の放電量を抑制する第１処理を適用する第１施設を選択する。
ステップＳ１３において、電力管理サーバ２００は、第２施設に対して第２処理を適用する。電力管理サーバ２００は、第１施設が選択されている場合に、第１施設に対して第１処理を適用する。
ステップＳ１４において、電力管理サーバ２００は、一定期間が経過したか否かを判定する。判定結果がＹＥＳである場合に、電力管理サーバ２００はステップＳ１５の処理を行う。判定結果がＮＯである場合に、電力管理サーバ２００は待機する。
ステップＳ１５において、電力管理サーバ２００は、制御対象期間が満了したか否かを判定する。判定結果がＹＥＳである場合に、電力管理サーバ２００は一連の処理を終了する。判定結果がＮＯである場合に、電力管理サーバ２００はステップＳ１０の処理に戻る。
図７に示す例では、制御対象期間における電力管理サーバ２００の動作について説明したが、実施形態はこれに限定されるものではない。第１施設及び第２施設の選択は、制御対象期間の前に行われてもよい。
（作用及び効果）
実施形態では、電力管理サーバ２００は、第１施設に第１処理を適用する。このような構成によれば、２以上の第１施設の間で公平性を担保しながら、削減可能容量を確保することができる。
実施形態では、電力管理サーバ２００は、第２施設に第２処理を適用する。このような構成によれば、蓄電池装置３２０の導入メリットが損なわれる事態を抑制しながらも、削減可能容量を確保することができる。
実施形態では、電力管理サーバ２００は、第２処理を第２施設に適用した場合に、第２施設の全体の削減可能容量が目標削減容量よりも小さい場合に、第１処理を適用する第１施設を選択する。従って、蓄電池装置３２０の導入メリットが損なわれる事態をできるだけ抑制しながら、削減可能容量の確保に伴うデメリットを施設３００の間で公平に負担することができる。
［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
実施形態では、太陽電池装置３１０及び燃料電池装置３３０が設けられている。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。分散電源として、太陽電池装置３１０及び燃料電池装置３３０が設けられておらず、蓄電池装置３２０が設けられていてもよい。
実施形態では、電力管理サーバ２００は、第２施設以外の施設３００を第１施設として選択する。しかしながら、実施形態は、これに限定されるものではない。電力管理サーバ２００は、第２施設として選択された施設３００を第１施設として選択してもよい。制御対象期間の全体としては第２施設の蓄電池装置３２０の放電量が維持されるため、施設３００の間の公平性が著しく損なわれることはない。
実施形態では、下げＤＲ確保容量の演算において、施設３００の需要電力が蓄電池装置３２０の定格出力を超えないケースについて説明した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。施設３００の需要電力が蓄電池装置３２０の定格出力を超える場合には、蓄電池装置３２０の定格出力を超えない範囲で下げＤＲ確保容量が演算されてもよい。
実施形態では特に触れていないが、蓄電池装置３２０は、施設３００に設けられる電力線に固定的に接続される蓄電池装置であってもよく、施設３００に設けられる電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置であってもよい。施設３００に設けられる電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置としては、電動車両に設けられる蓄電池装置が考えられる。
実施形態では特に触れていないが、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０は、必ずしも施設３００内に設けられていなくてもよい。例えば、ローカル制御装置３６０の機能の一部は、インターネット上に設けられるクラウドサーバによって提供されてもよい。すなわち、ローカル制御装置３６０がクラウドサーバを含むと考えてもよい。
実施形態では、第１プロトコルがＯｐｅｎ ＡＤＲ２．０に準拠するプロトコルであり、第２プロトコルがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルであるケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１プロトコルは、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３６０との間の通信で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。第２プロトコルは、施設３００で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。
なお、日本国特許出願第２０１７−２３６４６０号（２０１７年１２月８日出願）の全内容が、参照により本願明細書に組み込まれている。

Claims (10)

  1. 蓄電池装置を有する複数の施設の中から、前記蓄電池装置の放電量を抑制する第１処理を適用する２以上の第１施設を選択する制御部を備え、
    前記制御部は、前記２以上の第１施設に対して、前記蓄電池装置の放電量の抑制条件として同一の条件を適用する、電力管理サーバ。
  2. 蓄電池装置を有する複数の施設の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択する制御部を備え、
    前記制御部は、前記制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が前記所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする第２処理を前記第２施設に適用する、電力管理サーバ。
  3. 前記制御部は、
    前記複数の施設の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択し、
    前記制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が前記所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする第２処理を前記第２施設に適用する、請求項１に記載の電力管理サーバ。
  4. 前記制御部は、前記第２処理を前記第２施設に適用しても、前記第２施設の全体の削減可能容量が目標削減容量に達しない場合に、前記第１処理を適用する前記第１施設を選択する、請求項３に記載の電力管理サーバ。
  5. 前記制御部は、前記第２施設以外の施設を前記第１施設として選択する、請求項３又は請求項４に記載の電力管理サーバ。
  6. 前記制御部は、前記制御対象期間において、前記第１処理及び前記第２処理の少なくともいずれかに係る再演算を一定期間毎に行う、請求項３乃至請求項５のいずれかに記載の電力管理サーバ。
  7. 前記第１処理に係る前記再演算は、前記第１施設の選択及び前記抑制条件の設定の少なくともいずれかを含む、請求項６に記載の電力管理サーバ。
  8. 前記第２処理に係る前記再演算は、前記第２施設の選択及び前記所定タイミングのシフト方法の設定の少なくともいずれかを含む、請求項６又は請求項７に記載の電力管理サーバ。
  9. 蓄電池装置を有する複数の施設の中から、前記蓄電池装置の放電量を抑制する第１処理を適用する２以上の第１施設を選択するステップＡを備え、
    前記ステップＡは、前記２以上の第１施設に対して、前記蓄電池装置の放電量の抑制条件として同一の条件を適用するステップを含む、電力管理方法。
  10. 蓄電池装置を有する複数の施設の中から、制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が所定閾値以下となる第２施設を選択するステップＢと、
    前記制御対象期間の満了タイミングよりも前において、前記蓄電池装置の蓄電残量が前記所定閾値以下となる所定タイミングを時間軸上において後のタイミングにシフトする第２処理を前記第２施設に適用するステップＣとを備える、電力管理方法。
JP2019558138A 2017-12-08 2018-11-26 電力管理サーバ及び電力管理方法 Active JP7237851B2 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022046834A JP7386915B2 (ja) 2017-12-08 2022-03-23 電力管理サーバ及び電力管理方法

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2017236460 2017-12-08
JP2017236460 2017-12-08
PCT/JP2018/043347 WO2019111741A1 (ja) 2017-12-08 2018-11-26 電力管理サーバ及び電力管理方法

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2022046834A Division JP7386915B2 (ja) 2017-12-08 2022-03-23 電力管理サーバ及び電力管理方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2019111741A1 true JPWO2019111741A1 (ja) 2020-12-03
JP7237851B2 JP7237851B2 (ja) 2023-03-13

Family

ID=66750970

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2019558138A Active JP7237851B2 (ja) 2017-12-08 2018-11-26 電力管理サーバ及び電力管理方法
JP2022046834A Active JP7386915B2 (ja) 2017-12-08 2022-03-23 電力管理サーバ及び電力管理方法

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2022046834A Active JP7386915B2 (ja) 2017-12-08 2022-03-23 電力管理サーバ及び電力管理方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US11870268B2 (ja)
EP (1) EP3723237A4 (ja)
JP (2) JP7237851B2 (ja)
WO (1) WO2019111741A1 (ja)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000232736A (ja) * 1999-02-12 2000-08-22 Tdk Corp 連系分散型発電システム
JP2002152976A (ja) * 2000-11-13 2002-05-24 Sharp Corp 分散電源電力供給システム
JP2015095983A (ja) * 2013-11-13 2015-05-18 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 充放電管理システム
WO2016076008A1 (ja) * 2014-11-10 2016-05-19 日本電気株式会社 電力需給制御装置、電力需給制御方法、及び、プログラム
JP2016127734A (ja) * 2015-01-06 2016-07-11 住友電気工業株式会社 充電制御装置、電力システム、端末装置、充電制御方法および充電制御プログラム
WO2016199814A1 (ja) * 2015-06-08 2016-12-15 京セラ株式会社 電力変換装置、電力管理装置及び電力管理方法
WO2017038720A1 (ja) * 2015-08-28 2017-03-09 京セラ株式会社 管理サーバ、管理方法及び管理システム

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5578232B2 (ja) * 2010-03-30 2014-08-27 三洋電機株式会社 系統安定化システム、電力需給調整装置、電力需給調整装置のための制御装置、電力需給調整方法および蓄電池を用いた電力需給調整方法
JP6145670B2 (ja) * 2012-08-31 2017-06-14 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 電力潮流制御システム、管理装置、プログラム
JP5496431B1 (ja) 2013-06-26 2014-05-21 三菱電機株式会社 需給計画装置、需給計画方法、需給計画プログラムおよび記録媒体
US10033214B2 (en) 2013-09-17 2018-07-24 Nec Corporation Power supply-demand adjusting apparatus, power system and power supply-demand adjusting method
JP6281817B2 (ja) 2014-03-14 2018-02-21 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 需給制御方法、および、需給制御装置
WO2016084396A1 (ja) 2014-11-27 2016-06-02 京セラ株式会社 電力制御装置、電力制御方法及び電力制御システム
JP6402731B2 (ja) * 2016-02-25 2018-10-10 オムロン株式会社 電力需給予測システム、電力需給予測方法および電力需給予測プログラム

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000232736A (ja) * 1999-02-12 2000-08-22 Tdk Corp 連系分散型発電システム
JP2002152976A (ja) * 2000-11-13 2002-05-24 Sharp Corp 分散電源電力供給システム
JP2015095983A (ja) * 2013-11-13 2015-05-18 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 充放電管理システム
WO2016076008A1 (ja) * 2014-11-10 2016-05-19 日本電気株式会社 電力需給制御装置、電力需給制御方法、及び、プログラム
JP2016127734A (ja) * 2015-01-06 2016-07-11 住友電気工業株式会社 充電制御装置、電力システム、端末装置、充電制御方法および充電制御プログラム
WO2016199814A1 (ja) * 2015-06-08 2016-12-15 京セラ株式会社 電力変換装置、電力管理装置及び電力管理方法
WO2017038720A1 (ja) * 2015-08-28 2017-03-09 京セラ株式会社 管理サーバ、管理方法及び管理システム

Also Published As

Publication number Publication date
US20200389028A1 (en) 2020-12-10
US11870268B2 (en) 2024-01-09
EP3723237A1 (en) 2020-10-14
JP2022084819A (ja) 2022-06-07
JP7386915B2 (ja) 2023-11-27
JP7237851B2 (ja) 2023-03-13
EP3723237A4 (en) 2021-09-08
WO2019111741A1 (ja) 2019-06-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11362516B2 (en) Power management server and power management method
US11379937B2 (en) Power management server and power management method
JP7014903B2 (ja) 機器管理サーバ、機器管理システム及び機器管理方法
WO2022024708A1 (ja) 電力管理サーバ及び電力管理方法
WO2018139603A1 (ja) 電源制御方法、電源制御装置及び電源制御システム
WO2020017428A1 (ja) 電力管理サーバ、エネルギー蓄積装置及び電力管理方法
JP2019017154A (ja) 電源管理方法及び電源管理装置
JP7203269B2 (ja) 電源管理方法及び電源管理装置
JP6975125B2 (ja) 電力管理サーバ及び電力管理方法
JP2019030123A (ja) 電源管理方法、電源管理サーバ及び電源管理装置
JP7386915B2 (ja) 電力管理サーバ及び電力管理方法
JP7059394B2 (ja) 電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法
WO2020158592A1 (ja) 電力供給方法及び電力管理装置
JP2023005861A (ja) 電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法
JP7037583B2 (ja) 電力管理システム、電力管理サーバ及び電力管理方法
JP7354394B2 (ja) 電力管理装置及び電力管理方法
WO2021079956A1 (ja) 入札支援システム及び入札支援方法
JP2022169292A (ja) 電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法
JP2022087790A (ja) 電力管理サーバ及び電力管理方法

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20200601

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20210622

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20210820

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20211228

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20220323

C60 Trial request (containing other claim documents, opposition documents)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C60

Effective date: 20220323

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20220331

C21 Notice of transfer of a case for reconsideration by examiners before appeal proceedings

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C21

Effective date: 20220405

A912 Re-examination (zenchi) completed and case transferred to appeal board

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912

Effective date: 20220527

C211 Notice of termination of reconsideration by examiners before appeal proceedings

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C211

Effective date: 20220531

C22 Notice of designation (change) of administrative judge

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C22

Effective date: 20220913

C22 Notice of designation (change) of administrative judge

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C22

Effective date: 20221213

C23 Notice of termination of proceedings

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C23

Effective date: 20230117

C03 Trial/appeal decision taken

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C03

Effective date: 20230214

C30A Notification sent

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C3012

Effective date: 20230214

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20230301

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 7237851

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150