JP3935386B2 - エネルギー需給方法、及びエネルギー需給システム - Google Patents
エネルギー需給方法、及びエネルギー需給システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP3935386B2 JP3935386B2 JP2002092693A JP2002092693A JP3935386B2 JP 3935386 B2 JP3935386 B2 JP 3935386B2 JP 2002092693 A JP2002092693 A JP 2002092693A JP 2002092693 A JP2002092693 A JP 2002092693A JP 3935386 B2 JP3935386 B2 JP 3935386B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- energy
- demand
- power
- amount
- demand side
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法、エネルギー需給システム、需要側装置、管理側装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
太陽電池、コージェネレーションシステム等の分散型電源を設置している需要家においては、分散型電源による供給量と需要家内における需要量との間には差があるのが一般的である。例えば、太陽光発電、風力発電は、天候により電力の供給量が大きく変化する。また、需要家内の需要電力も、時間帯、曜日、季節、消費設備の稼動状況等によって大きく変動することがある。このように、分散型電源を設置している需要家においては、電力の供給量と需要量とのバランスは常に不安定であり、このような需要家は、それぞれ個別に、分散型電源による電力の供給量が大きい場合は、余剰電力を電力会社へ売電という形態で供給し、分散型電源による電源による電力だけでは不足する場合は、電力会社から補給という形態で不足する電力を購入していた。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、分散型電源を設置している需要家から電力会社へ売電は、あくまで需要家側の都合によるものであるため、売却電力の価格は、安く抑えられてしまうため、分散型電源を使用して発電するコストが高くなる要因となっていた。また逆に分散型電源を設置している需要家が、電力会社から不足する電力を購入することもあくまで需要家側の都合であるため、購入電力の価格は高くなり、電力コストが高くなる要因であった。
【０００４】
電力会社への売電、または電力会社からの買電を避けるためには、例えば、需要に応じて発電機を部分負荷運転にする、または必要に応じて起動、停止をする、ということが考えられる。しかし、発電機を部分負荷運転にすると、発電効率が低下し、起動、停止を繰り返すと、その都度発電機に過剰な負担がかかり、メンテナンスコストの上昇を伴う、など充分に発電コストを低下させることはできなかった。
【０００５】
また、別の方法として、蓄電装置、または発電した余剰電力を熱の形態で蓄える畜熱装置を導入することも考えられる。しかし、需要家における電力の供給量と需要量の大きな差を埋めるためには、充分に大きな容量の蓄電装置、畜熱装置が必要とされ、このようなオーバースペックの蓄電装置、畜熱装置を導入することは、発電コストを低下させるということにはつながらなかった。
【０００６】
本発明は、上記の課題を考慮し、エネルギーコストを低下させることができる、エネルギー需給方法、エネルギー需給システム、需要側装置、または管理側装置を提供することを目的とする。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
第１の本発明（請求項１に対応）は、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法において、前記分散型エネルギー生成装置から生成されるエネルギー量のデータ、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されるエネルギー量のデータ、および前記エネルギー消費設備において消費されるエネルギー量のデータを、前記管理側に送り、前記送られたデータからエネルギーの必要度と、前記エネルギーを供給する需要側と、前記エネルギーを受け入れる需要側とを決定し、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーを受け入れる需要側へエネルギーを移動し、前記エネルギーの必要度によって前記エネルギーの価格が決定される、エネルギー需給方法である。
【０００８】
第２の本発明（請求項２に対応）は、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法において、前記分散型エネルギー生成装置から生成されるエネルギー量のデータ、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されるエネルギー量のデータ、および前記エネルギー消費設備において消費されるエネルギー量のデータから移動されるべきエネルギーの量と価格とを仮決めし、複数の需要側から、前記移動されるべきエネルギーの仮決めされた価格、およびエネルギー量に関する情報を、前記管理側に伝達し、前記伝達された情報から、前記管理側は、前記エネルギーを供給する需要側と、前記エネルギーを受け入れる需要側と、前記エネルギーの価格と量とを決定し、前記価格に基づいて前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーを受け入れる需要側へ、エネルギーを移動させるエネルギー需給方法である。
【０００９】
第３の本発明（請求項３に対応）、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、エネルギー消費設備、ならびに前記分散型エネルギー生成装置、前記エネルギー蓄積装置、および前記エネルギー消費設備に接続された需要側装置、を有する複数の需要側が設けられ、所定の需要側の、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、エネルギー消費設備に入出力されるエネルギー量の値を格納する第１格納手段と、前記第１格納手段に格納されたエネルギー量の値から、そのエネルギーの供給または受け入れの必要度を算出する第１演算手段と、記所定の需要側における必要度と、他の需要側における必要度とから、前記エネルギーを供給する需要側および前記エネルギーの供給を受ける需要側を決定する第２演算手段と、を備え、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーの供給を受ける需要側へ、前記エネルギーを移動させる指令を出す管理側装置を有する管理側が設けられ、前記エネルギーの供給の必要度は、前記分散型エネルギー生成装置から出力されるエネルギー量から前記エネルギー消費設備に入力されるエネルギー量を引いた値を、前記エネルギー蓄積装置の蓄積余裕量で除算した値とし、前記エネルギーの受け入れの必要度は、前記分散型エネルギーから出力されるエネルギー量から前記エネルギー消費設備に入力されるエネルギー量を引いた値を、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されているエネルギー量で除算した値とする、エネルギー需給システムである。
【００１０】
第４の本発明（請求項４に対応）は、前記第１演算手段は、さらに前記所定の需要側の必要度と移動されるべきエネルギー量から前記エネルギーの価格の仮決めを行ない、前記所定の需要側が前記仮決めされた価格と前記移動されるべきエネルギー量とを、前記管理側に伝達し、前記第２演算手段が、複数の需要側から送信された仮決めされた価格と移動されるべきエネルギー量とから、前記移動されるべきエネルギーの価格と量とを算出し、前記管理側装置が、前記第２演算手段により算出されたエネルギーの価格と量を、前記エネルギーを供給する需要側、および前記エネルギーの供給を受ける需要側へそれぞれ通知し、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーの供給を受ける需要側へ、前記量のエネルギーを移動させる指令を出す、第３の本発明のエネルギー需給システムである。
【００１１】
第５の本発明（請求項５に対応）は、さらに前記エネルギー量の予測値を格納する第２格納手段を有し、前記第１演算手段は、前記第２格納手段に格納された予測値をさらに参照して必要度を算出する、第３又は４の本発明のエネルギー需給システムである。
【００１８】
【発明の実施の形態】
（実施の形態１）
図１に、実施の形態１の本発明のエネルギー需給システムの構成を示す。
【００１９】
本発明の需要側の一例である需要側１０には、本発明の分散型エネルギー生成装置の一例である燃料電池１１、本発明のエネルギー蓄積装置の一例である蓄電装置１２、本発明のエネルギー消費設備の一例である配電設備１３、ならびに燃料電池１１、蓄電装置１２、および配電設備１３に接続された本発明の需要側装置１８が設置されている。配電設備１３の下流には、種々の電力消費機器（図示せず）が接続されている。
【００２０】
燃料電池１１、蓄電装置１２、および配電設備１３は、遮断器１７’を介して送電母線６に接続され、また商用配電系統７にも、遮断器１４’および計量メータ１４’を有する受電装置１６’を介して接続されている。また、燃料電池１１、蓄電装置１２、配電設備１３には、計量メータ１１’、１２’１３’が設置されている。そして、燃料電池１１、蓄電装置１２、配電設備１３、受電装置１６’、遮断器１７’は、本発明の需要側装置の一例である需要側装置１８に設置されたインターフェース１７に接続されている。需要側装置１８の内部において、インターフェース１７は、ＣＰＵ１５に接続され、ＣＰＵ１５は、本発明の第１格納手段の一例である記憶装置１６に接続されている。またＣＰＵ１５は、通信装置１４に接続され、通信装置１４は、公衆通信回線または専用通信回線などの電気通信回線５を介して、本発明の管理側の一例である管理側１に設置された本発明の管理側装置の一例である管理側装置８の通信装置４に接続されている。
【００２１】
また、本発明の他の需要側の一例である需要側２０には、本発明の分散型エネルギー生成装置の一例である燃料電池２１、本発明のエネルギー蓄積装置の一例である蓄電装置２２、本発明のエネルギー消費設備の一例である配電設備２３、ならびに燃料電池２１、蓄電装置２２、および配電設備２３に接続された本発明の需要側装置２８が設置されている。配電設備２３の下流には、種々の電力消費機器（図示せず）が接続されている。
【００２２】
燃料電池２１、蓄電装置２２、および配電設備２３は、遮断器２７’を介して送電母線６に接続され、また商用配電系統７にも遮断器２４’および計量メータ２４’を有する受電装置２６’を介して接続されている。また、燃料電池２１、蓄電装置２２、配電設備２３には、計量メータ２１’、２２’、２３’が設置されている。そして、燃料電池２１、蓄電装置２２、配電設備２３、受電装置２６’、遮断器２７’は、本発明の需要側装置の一例である需要側装置２８に設置されたインターフェース２７に接続されている。需要側装置２８の内部において、インターフェース２７は、ＣＰＵ２５に接続され、ＣＰＵ２５は、本発明の第１格納手段の一例である記憶装置２６に接続されている。またＣＰＵ２５は、通信装置２４に接続され、通信装置２４は、公衆通信回線または専用通信回線などの電気通信回線５を介して、管理側１に設置された管理側装置８の通信装置４に接続されている。
【００２３】
このように、管理側装置８には、需要側１０、需要側２０以外の需要側も含めて複数（ｎ個）の需要側の需要側装置が接続されている。そして、管理側装置８の内部において、通信装置４は、本発明の第１演算手段の一例であるＣＰＵ２に接続されている。なお、ＣＰＵ２は、本発明の第２演算手段も兼ねている。そしてＣＰＵ２は、記憶装置３に接続されている。
【００２４】
次に上記の構成のエネルギー需給システムの動作について説明する。
【００２５】
需要側１０において、燃料電池１１の本発明のエネルギー量の値の一例である発電出力値（ｋＷ）が計量メータ１１’により計量され、その値（データ）は需要側装置１８のインターフェース１７を介して、ＣＰＵ１５に伝達される。ＣＰＵ１５は、伝達された発電出力値を本発明の第１格納手段の一例である記憶装置１６に格納する。以下の説明では、燃料電池１０および他の需要側における燃料電池は全負荷運転をしているものとする。また、蓄電装置１２の本発明のエネルギー量の一例である蓄電量値（ｋＷｈ）が計量メータ１２’により計量され、同様にその値は記憶装置１６に格納され、配電設備１３の本発明のエネルギー量の一例である消費電力（ｋＷ）が、計量メータ１３’により計量され、同様にその値は記憶装置１６に格納される。また、受電装置１４’における遮断器１４’、燃料電池１１等と送電母線６とを接続する遮断器１７’は、最初は開放されているとして説明を行う。
【００２６】
次にＣＰＵ１５は、記憶装置１６に格納された各エネルギー量のデータを、通信装置１４、電気通信回線５を介して、管理側１の管理側装置８に設置されている通信装置４に送信する。ＣＰＵ２は送信されたデータを一旦、記憶装置３に格納する。次に、ＣＰＵ２は、格納された各エネルギーのデータから必要度を算出する。
【００２７】
必要度（Ｎ）は、次の式（１）
【００２８】
【数１】
により、決定される。ここで、Ｇ１０は需要側１０において発電される電力（すなわち燃料電池１１で発電される電力、ｋＷ）であり、Ｃ１０は、需要側１０において消費される電力（すなわち配電設備１３で消費される消費電力、ｋＷ）であり、Ｓ１０は、需要側１０で蓄電されている電力量（すなわち蓄電装置１３で蓄電されている電力量、ｋＷｈ）であり、またＳＭＡＸ１０は、需要側１０に蓄電される得る最大蓄電量（すなわち蓄電装置１３の最大蓄積電力量、ｋＷｈ）であり、ＳＭＡＸ−Ｓ１０は、蓄積装置１３の蓄積余裕量を示す。（ＳＭＡＸ１０は、あらかじめ管理側装置８の記憶装置３、または需要側装置１８の記憶装置１６に格納されているものとする。）
上式のようにＧ１０＜Ｃ１０のとき（すなわち、需要側１０における発電電力よりも消費電力が大きいとき）は、蓄電装置１３からは電力が放電されるが、蓄電装置１３の蓄電量が無くなるまでの時間の逆数を必要度とする。すなわち必要度がマイナスの値でその絶対値が大きくなるほど、電力が逼迫しており、電力を外部から需要側１０に供給される必要が高い（すなわち電力の受け入れの必要度が高い）ことを示す。
【００２９】
また、Ｇ１０＞Ｃ１０のとき（すなわち、需要側１０における発電電力よりも消費電力が小さいとき）は、蓄電装置１３に電力が充電されるが、蓄電装置１３の蓄電余裕量が無くなるまでの時間の逆数を必要度とする。すなわち必要度がプラスの値でその絶対値が大きくなるほど、電力が余剰生成されており、電力を需要側１０から外部に供給する必要が高い（すなわち電力の供給の必要度が高い）ことを示す。
【００３０】
以上のようにして、需要側２０を含むｎ個の需要側から各データが管理側装置８の記憶装置３に格納される。そして、ＣＰＵ２は、プラス側でその絶対値が最も大きい値のＮ値に対応する需要側を、エネルギーを供給する需要側と特定し、マイナス側でその絶対値が最も大きい値のＮ値に対応する需要側を、エネルギーの供給を受ける需要側と特定する。そして、ＣＰＵ２は、通信装置４、電気通信回線５を介して、それぞれの需要側の需要側装置に送信する。
【００３１】
例えば、エネルギーを供給する需要側を需要側１０とし、エネルギーの供給を受ける需要側を需要側２０と仮定すると、需要側１０のＣＰＵ１５は、管理側装置８からの指示を受け、遮断器１７’を閉鎖（すなわち接続）する指示を出す。そして、需要側２０のＣＰＵ２５は、管理側装置８からの指示を受け、遮断器２７’を閉鎖する指示を出す。このようにして、需要側１０から需要側２０に電力が供給され、その結果、電力の過不足が緩和される。このとき、需要側１０、２０に対応するＮ値（Ｎ１０、Ｎ２０）を次の式（２）のように更新する。
【００３２】
【数２】
ここで、Ｒは両需要側の間で供給された電力（ｋＷ）を示す。このように両方の需要側において、必要度（Ｎ）が低下し、低下されたＮ値によって記憶装置３に格納されていた以前のＮ値が更新される。
【００３３】
次に管理側装置８のＣＰＵ２は、この状態で記憶装置３に格納されているＮ値について、上記と同様の動作を繰り返し、次に電力が逼迫している需要側と、電力が過剰に生成されている需要側とを特定し、同様にして電力の融通を行うように指示を出す。
【００３４】
上記の動作を繰り返すことによって、各Ｎ値は、時間の経過とともに均一化されてゆく。すなわち、各需要側における蓄電力量の増減速度のアンバランスが解消される。ここで、各Ｎ値がマイナス側で均一化されているときは、ｎ個の需要側全体（以下需要側ネットワークという）で、電力が不足していることを示しているので、管理側装置８のＣＰＵ２は、いずれかの需要側の受電装置における遮断器（たとえば遮断器１４’）を投入し、商用配電系統７と連係を取り、不足分の電力を電力会社から購入する。そして、各Ｎ値がゼロになれば、遮断器１４’を開放し、商用配電系統７との連係を解除する。
【００３５】
また逆に、各Ｎ値がプラス側で均一化されているときは、需要側ネットワークで電力が余剰に生成されていることを示しているので、管理側装置８のＣＰＵ２は、いずれかの受電装置における遮断器（例えば遮断器２４’）を投入し、商用配電系統７と連係を取り、過剰分の電力を電力会社に売却する。そして、各Ｎ値がゼロになれば、遮断器２４’を開放し、商用配電系統７との連係を解除する。
【００３６】
このようにすることにより、需要側ネットワークにおいて、効率的に電力を融通することができるので、電力会社から電力を購入すること、および電力会社に電力を売却すること、を最小限に抑えることができ、需要側ネットワーク全体として、電力料金を安く抑えることができる。
【００３７】
また、個々の需要側にとっても、燃料電池の効率が低下する部分負荷運転、および起動発停の繰り返しを避けることができるので電力コストを低下させることができるとともに、部分負荷運転、起動発停に伴う、燃料電池への負荷を削減することができるので、燃料電池のメンテナンスコストを低減させることもできる。
【００３８】
また、個々の需要側において、電力の欠乏時、過剰時、のいずれの場合においても迅速に自動的に電力の融通がされるので、オーバースペックの蓄電装置が必要とされず、各受容側における燃料電池に合ったスペックの蓄電装置があればよく、蓄電装置の初期投資費用を削減することができる。従って、需要側ネットワークに後から参入する需要側は、需要側ネットワークの電力使用状況を検討しながら設備の導入を進めることができるので、無駄な投資を抑制することができる。
【００３９】
また、ネットワーク全体でエネルギーの利用効率を上昇させることができるので、無駄なエネルギーを使用することがなくなり、環境負荷を低減させることができる。
【００４０】
なお、上記の説明では、各Ｎ値がプラス側で均一化されるときは、電力会社に電力を売却する、として説明したが、その代わりに所定の燃料電池を回数を制限した条件で停止させてもよい。または、売電をすることによるデメリットよりも損失が小さいという条件付きで所定の燃料電池を部分負荷運転に移行させてもよい。
（実施の形態２）
図２は、本発明の実施の形態２のエネルギー需給システムの構成を示す。
【００４１】
本実施の形態のエネルギー需給システムにおいて、本発明の第１演算手段は、管理側装置８のＣＰＵ１０２ではなく、需要側装置１８のＣＰＵ１１５に含まれる点が、実施の形態１と異る。また、記憶手段その他の点は、実施の形態１と同一でり、その説明を省略する。
【００４２】
次に、本実施の形態のエネルギー需給システムの動作を説明する。需要側１０において、燃料電池１１により発電された発電電力値（ｋＷ）、蓄電装置１２に蓄電されている蓄電量（ｋＷｈ）、配電設備１３により消費されている消費電力（ｋＷ）、が上記と同様にＣＰＵ１１５に伝達され、ＣＰＵ１１５は、伝達された発電電力値（ｋＷ）、蓄電量（ｋＷｈ）、消費電力（ｋＷ）、のデータを記憶装置１６に格納する。
【００４３】
次にＣＰＵ１１５は、格納されたデータから、本発明の移動されるべきエネルギー量の一例である、需要側１０における不足電力ＥＮまたは余剰電力ＥＳを式（３）から算出する。
【００４４】
【数３】
次にＣＰＵ１１５は、式（１）を用いて必要度Ｎを算出する。そしてＣＰＵ１１５は、算出されたＥＮ１０、ＥＵ１０に、価格付け（価格の仮決め）を行う。価格付けは、適当な関数Ｐ１０（Ｅ，Ｎ）により行われる。ここでＥは、不足電力ＥＮまたは余剰電力ＥＵを表す。関数Ｐ１０（Ｅ，Ｎ）は、需要側１０独自のものであり、同じＥ値、Ｎ値に対しても他の需要側の値（例えばＰ２０（Ｅ，Ｎ））とは異なり得る。例えば、蓄電装置１３に余力がある場合は、蓄電装置貸料金を考慮して価格を決定することができる。また、逆に蓄電装置１３に余力が無いときは、他の需要側の蓄電装置借料金を考慮して価格を決めることもできる。このようにして各需要側において、不足電力値または余剰電力値、およびそれらに対応する価格が仮に決められる。
【００４５】
ＣＰＵ１１５は、このようにして算出した電力Ｅ１０と価格Ｐ１０とを管理側装置８のＣＰＵ１０２に送信する。ＣＰＵ１０２は、各受容側から送信された電力と価格を図３に示すように並べ替える。ここでＰ１、Ｐ２、Ｐ３、Ｐ１’、Ｐ２’、Ｐ３’は価格を表し、Ｐ３＜Ｐ２＜Ｐ１＜Ｐ１’＜Ｐ２’＜Ｐ３’である。また、そして例えばＥＮＣは、価格Ｐ１でＥＮＣ（ｋＷ）の需要（すなわち買い）があり、ＥＵＤは、価格Ｐ１’でＥＵＤ（ｋＷ）の供給（すなわち売り）があることを示している。このようにして売りと買いの売買量（すなわち不足電力と余剰電力）が一致すれば、価格が正式に決定され、ＣＰＵ１１５は、その価格を提示した需要側に不足電力または余剰電力の価格が決定されたことをその価格と電力の量とともに通知する。もし、価格の一致点が無くなれば、価格の決定は停止するが、各需要側における、必要度（Ｎ）が時間の経過とともに変化してくるので、買いを希望する価格は、上昇し、売りを希望する価格は下落する。したがって、再び価格が決定され、各需要側に決定された価格とその電力の量が次々と送信される。このようにして、買いと売りの強弱により価格が次々と変動し電力価格の相場が形成される。
【００４６】
もし、電力価格相場が大幅に下落して、決定価格が電力会社の売電価格を下回った場合は、電力を売りに出している各受容側は、電力会社に電力を売却することを決定する。そして、売りの電力の量が減れば、相対的に買いの電力の量が増えるため、再び電力価格は上昇に向かう。また逆に電力価格相場が大幅に上昇して、電力会社の買電価格を上回ったときは、電力の買いを希望している各受容側は、電力会社から電力を購入することを決定する。そして、買いの電力の量が減れば、相対的に売りの電力の量が増えるため、再び電力価格は下落に向かう。
【００４７】
このように電力の価格が変動して決定されるので、例えば電力の買いを希望する需要側は、その需要側で算出される必要度とは別に、電力価格が安くなったときに所定量の電力を購入することもできる。例えば、その需要側での設備の運転計画が変更になったときに一括して安い電力を購入したり、蓄電されている電力を電力価格が上昇したときに一括して高い価格で売却する、等のことが可能である。
【００４８】
以上のようにして需要側ネットワーク内で売買される電力の価格が決定されると、管理側装置８のＣＰＵ１０２は、各需要側に電力のやり取りをするよう指示を出す。そして、各受容側のＣＰＵは、各遮断器を閉鎖する指令を出し、電力のやり取りを行う。ここで、各受容側が売電または買電を行うときには、各受電装置の遮断器を閉鎖する。
【００４９】
以上のようにすることにより、各需要側の利益を最優先させて、発電電力を需要側ネットワーク内において有効に利用することができる。
【００５０】
一方各需要側が支払う総電力料金は、上記の需要ネットワーク内で決定される料金も含めて、以下の（４）式のように表すことができる。
【００５１】
【数４】
総電力料金＝燃料電池ランニングコスト＋買電料金１＋買電料金２−売電料金１−売電料金２＋管理会社手数料 （４）
この式のおいて、買電料金１とは、電力会社からの購入電力の料金であり、買電力２とは、上記で述べた需要側ネットワーク内で決定された電力の購入料金であり、売電料金１とは、電力会社への電力の売却料金であり、売電料金２とは、需要側ネットワーク内で決定された電力の売却料金である。式（４）から明らかなように、電力会社からの買電料金、電力会社への売電料金を減らすことにより、総電力料金を減らすことができる。また上記で説明したように需要側ネットワーク内での電力の売買タイミングを調整することによりさらに総電力料金を安くすることもできる。
【００５２】
（実施例）
Ａ、Ｂを安定した電力供給能力を有する需要家とする。そして、需要家Ａは、朝に電力需要が多く、電力会社から買電を行ない、昼は蓄電を行ない、夜は装置を停止させる。そして需要家Ｂは、朝は蓄電を行ない、昼は装置を停止させ、夜に電力需要が多く、電力会社から買電を行なっている、とする。
【００５３】
このような要家Ａ、Ｂを上記のように連結することを考えると、需要家Ａは、朝は、需要家Ｂの電力を使用することで買電を行なわなくてもよく、朝以外に蓄電する電力を夜に需要家Ｂに使ってもらうことで、売電を行わなくてもよい。従って、不利な条件で売却する電力が減少し、また、朝の最大電力を賄う必要が無くなるため蓄電装置を小型化することができる。
【００５４】
需要家Ｂは、夜は需要家Ａが昼に蓄電した電力を使用することで買電を行なわなくてもよい。朝は、本来蓄電していた電力の一部を需要家Ａに使ってもらうことで、蓄電装置を小型化することができるか、または売電を行なう必要が無くなる。
【００５５】
この状態の需要家Ａ、Ｂで構成されるネットワークに安定した電力供給装置を有し、昼に電力需要が多く、電力が不足する需要家Ｃがこのネットワークに参入するとする。すると需要家Ｃは、昼は需要家Ａ、Ｂから電力の供給を受け、朝は、需要家Ａに供給を行ない、夜は、需要家Ｂに供給を行なう。こうすることにより、需要家Ｃは、電力会社と売買する電力を最小限に抑えることができ、また最小限の規模の蓄電装置の導入で済むことから、初期投資を抑えることができる。
【００５６】
次に需要家Ａ、Ｂ、Ｃで形成されるネットワークに安定しない電力供給装置を有する需要家Ｄが参入することを考える。この場合、需要家Ｄは、発電電力が大きい場合は、ネットワーク内に発電電力を売却し、発電電力が小さい場合は、ネットワークから電力を購入する。
【００５７】
このように個別に、燃料電池、蓄電装置を有する個別の需要家を連結することにより、それぞれの需要家が、電力会社との電力の売買を行なう必要が減少し、また蓄電装置を小型化することができる。また、蓄電装置に余裕がある場合は、ネットワーク全体で電力が余剰しているときに有利な価格で電力を購入することができ、またネットワーク全体で電力が不足しているときは、有利な価格で電力を売却することができる。また、ネットワーク全体として電力需要の変動が小さくなるため（図４参照）電力需要の予測を立て易くなる。
【００５８】
なお、以上までの説明では、ＣＰＵ１５は、移動されるべき電力の量を不足電力ＥＮ、または余剰電力ＥＵで決定しているとして説明してきたが、受電装置１６’からの受電電力、または売電電力のデータを取り込むことにより移動されるべき電力の量を決定してもよく、その場合は、移動されるべき電力の量を、不足電力ＥＮに受電電力の一部または全部を加算し、または余剰電力ＥＵに売電電力の一部または全部を加算して算出すればよい。
【００５９】
また、以上までの説明では、本発明の分散型エネルギー生成装置は燃料電池である、として説明してきたが、ガスエンジン発電機、ガスタービン発電機など、他の種類の発電機であってもよい。
【００６０】
また、以上までの説明では、エネルギーは電気であるとして説明してきたが、生成、蓄積、消費が可能なエネルギーであればどのようなエネルギーであってもよい。例えば、本発明のエネルギーを熱エネルギーとすると、各分散型エネルギー生成装置は、例えば温水ボイラーであり、各エネルギー蓄積装置は、貯湯タンクであり、各エネルギー消費設備は給湯設備であり、各遮断器は遮断弁であり、各送電母線は、配管であるとすれば、上記と同様の動作をさせることができ、上記と同様の効果を得ることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】図１は、本発明の実施の形態１のエネルギー需給システムの構成を示す図である。
【図２】図２は、本発明の実施の形態２のエネルギー需給システムの構成を示す図である。
【図３】図３は、エネルギーの価格決定の過程を示す模式図である。
【図４】図４は、本発明のエネルギー需給システムを使用した場合のエネルギー需要の変化を示す模式図である。
【符号の説明】
１ 管理側
２、１５ ＣＰＵ
３、１６ 記憶装置
２ 需要側
６ 送電母線
７ 商用配電系統
８ 管理側装置
１１ 燃料電池
１２ 蓄電装置
１３ 配電設備
１８ 需要側装置
【発明の属する技術分野】
本発明は、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法、エネルギー需給システム、需要側装置、管理側装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
太陽電池、コージェネレーションシステム等の分散型電源を設置している需要家においては、分散型電源による供給量と需要家内における需要量との間には差があるのが一般的である。例えば、太陽光発電、風力発電は、天候により電力の供給量が大きく変化する。また、需要家内の需要電力も、時間帯、曜日、季節、消費設備の稼動状況等によって大きく変動することがある。このように、分散型電源を設置している需要家においては、電力の供給量と需要量とのバランスは常に不安定であり、このような需要家は、それぞれ個別に、分散型電源による電力の供給量が大きい場合は、余剰電力を電力会社へ売電という形態で供給し、分散型電源による電源による電力だけでは不足する場合は、電力会社から補給という形態で不足する電力を購入していた。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、分散型電源を設置している需要家から電力会社へ売電は、あくまで需要家側の都合によるものであるため、売却電力の価格は、安く抑えられてしまうため、分散型電源を使用して発電するコストが高くなる要因となっていた。また逆に分散型電源を設置している需要家が、電力会社から不足する電力を購入することもあくまで需要家側の都合であるため、購入電力の価格は高くなり、電力コストが高くなる要因であった。
【０００４】
電力会社への売電、または電力会社からの買電を避けるためには、例えば、需要に応じて発電機を部分負荷運転にする、または必要に応じて起動、停止をする、ということが考えられる。しかし、発電機を部分負荷運転にすると、発電効率が低下し、起動、停止を繰り返すと、その都度発電機に過剰な負担がかかり、メンテナンスコストの上昇を伴う、など充分に発電コストを低下させることはできなかった。
【０００５】
また、別の方法として、蓄電装置、または発電した余剰電力を熱の形態で蓄える畜熱装置を導入することも考えられる。しかし、需要家における電力の供給量と需要量の大きな差を埋めるためには、充分に大きな容量の蓄電装置、畜熱装置が必要とされ、このようなオーバースペックの蓄電装置、畜熱装置を導入することは、発電コストを低下させるということにはつながらなかった。
【０００６】
本発明は、上記の課題を考慮し、エネルギーコストを低下させることができる、エネルギー需給方法、エネルギー需給システム、需要側装置、または管理側装置を提供することを目的とする。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
第１の本発明（請求項１に対応）は、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法において、前記分散型エネルギー生成装置から生成されるエネルギー量のデータ、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されるエネルギー量のデータ、および前記エネルギー消費設備において消費されるエネルギー量のデータを、前記管理側に送り、前記送られたデータからエネルギーの必要度と、前記エネルギーを供給する需要側と、前記エネルギーを受け入れる需要側とを決定し、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーを受け入れる需要側へエネルギーを移動し、前記エネルギーの必要度によって前記エネルギーの価格が決定される、エネルギー需給方法である。
【０００８】
第２の本発明（請求項２に対応）は、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法において、前記分散型エネルギー生成装置から生成されるエネルギー量のデータ、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されるエネルギー量のデータ、および前記エネルギー消費設備において消費されるエネルギー量のデータから移動されるべきエネルギーの量と価格とを仮決めし、複数の需要側から、前記移動されるべきエネルギーの仮決めされた価格、およびエネルギー量に関する情報を、前記管理側に伝達し、前記伝達された情報から、前記管理側は、前記エネルギーを供給する需要側と、前記エネルギーを受け入れる需要側と、前記エネルギーの価格と量とを決定し、前記価格に基づいて前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーを受け入れる需要側へ、エネルギーを移動させるエネルギー需給方法である。
【０００９】
第３の本発明（請求項３に対応）、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、エネルギー消費設備、ならびに前記分散型エネルギー生成装置、前記エネルギー蓄積装置、および前記エネルギー消費設備に接続された需要側装置、を有する複数の需要側が設けられ、所定の需要側の、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、エネルギー消費設備に入出力されるエネルギー量の値を格納する第１格納手段と、前記第１格納手段に格納されたエネルギー量の値から、そのエネルギーの供給または受け入れの必要度を算出する第１演算手段と、記所定の需要側における必要度と、他の需要側における必要度とから、前記エネルギーを供給する需要側および前記エネルギーの供給を受ける需要側を決定する第２演算手段と、を備え、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーの供給を受ける需要側へ、前記エネルギーを移動させる指令を出す管理側装置を有する管理側が設けられ、前記エネルギーの供給の必要度は、前記分散型エネルギー生成装置から出力されるエネルギー量から前記エネルギー消費設備に入力されるエネルギー量を引いた値を、前記エネルギー蓄積装置の蓄積余裕量で除算した値とし、前記エネルギーの受け入れの必要度は、前記分散型エネルギーから出力されるエネルギー量から前記エネルギー消費設備に入力されるエネルギー量を引いた値を、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されているエネルギー量で除算した値とする、エネルギー需給システムである。
【００１０】
第４の本発明（請求項４に対応）は、前記第１演算手段は、さらに前記所定の需要側の必要度と移動されるべきエネルギー量から前記エネルギーの価格の仮決めを行ない、前記所定の需要側が前記仮決めされた価格と前記移動されるべきエネルギー量とを、前記管理側に伝達し、前記第２演算手段が、複数の需要側から送信された仮決めされた価格と移動されるべきエネルギー量とから、前記移動されるべきエネルギーの価格と量とを算出し、前記管理側装置が、前記第２演算手段により算出されたエネルギーの価格と量を、前記エネルギーを供給する需要側、および前記エネルギーの供給を受ける需要側へそれぞれ通知し、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーの供給を受ける需要側へ、前記量のエネルギーを移動させる指令を出す、第３の本発明のエネルギー需給システムである。
【００１１】
第５の本発明（請求項５に対応）は、さらに前記エネルギー量の予測値を格納する第２格納手段を有し、前記第１演算手段は、前記第２格納手段に格納された予測値をさらに参照して必要度を算出する、第３又は４の本発明のエネルギー需給システムである。
【００１８】
【発明の実施の形態】
（実施の形態１）
図１に、実施の形態１の本発明のエネルギー需給システムの構成を示す。
【００１９】
本発明の需要側の一例である需要側１０には、本発明の分散型エネルギー生成装置の一例である燃料電池１１、本発明のエネルギー蓄積装置の一例である蓄電装置１２、本発明のエネルギー消費設備の一例である配電設備１３、ならびに燃料電池１１、蓄電装置１２、および配電設備１３に接続された本発明の需要側装置１８が設置されている。配電設備１３の下流には、種々の電力消費機器（図示せず）が接続されている。
【００２０】
燃料電池１１、蓄電装置１２、および配電設備１３は、遮断器１７’を介して送電母線６に接続され、また商用配電系統７にも、遮断器１４’および計量メータ１４’を有する受電装置１６’を介して接続されている。また、燃料電池１１、蓄電装置１２、配電設備１３には、計量メータ１１’、１２’１３’が設置されている。そして、燃料電池１１、蓄電装置１２、配電設備１３、受電装置１６’、遮断器１７’は、本発明の需要側装置の一例である需要側装置１８に設置されたインターフェース１７に接続されている。需要側装置１８の内部において、インターフェース１７は、ＣＰＵ１５に接続され、ＣＰＵ１５は、本発明の第１格納手段の一例である記憶装置１６に接続されている。またＣＰＵ１５は、通信装置１４に接続され、通信装置１４は、公衆通信回線または専用通信回線などの電気通信回線５を介して、本発明の管理側の一例である管理側１に設置された本発明の管理側装置の一例である管理側装置８の通信装置４に接続されている。
【００２１】
また、本発明の他の需要側の一例である需要側２０には、本発明の分散型エネルギー生成装置の一例である燃料電池２１、本発明のエネルギー蓄積装置の一例である蓄電装置２２、本発明のエネルギー消費設備の一例である配電設備２３、ならびに燃料電池２１、蓄電装置２２、および配電設備２３に接続された本発明の需要側装置２８が設置されている。配電設備２３の下流には、種々の電力消費機器（図示せず）が接続されている。
【００２２】
燃料電池２１、蓄電装置２２、および配電設備２３は、遮断器２７’を介して送電母線６に接続され、また商用配電系統７にも遮断器２４’および計量メータ２４’を有する受電装置２６’を介して接続されている。また、燃料電池２１、蓄電装置２２、配電設備２３には、計量メータ２１’、２２’、２３’が設置されている。そして、燃料電池２１、蓄電装置２２、配電設備２３、受電装置２６’、遮断器２７’は、本発明の需要側装置の一例である需要側装置２８に設置されたインターフェース２７に接続されている。需要側装置２８の内部において、インターフェース２７は、ＣＰＵ２５に接続され、ＣＰＵ２５は、本発明の第１格納手段の一例である記憶装置２６に接続されている。またＣＰＵ２５は、通信装置２４に接続され、通信装置２４は、公衆通信回線または専用通信回線などの電気通信回線５を介して、管理側１に設置された管理側装置８の通信装置４に接続されている。
【００２３】
このように、管理側装置８には、需要側１０、需要側２０以外の需要側も含めて複数（ｎ個）の需要側の需要側装置が接続されている。そして、管理側装置８の内部において、通信装置４は、本発明の第１演算手段の一例であるＣＰＵ２に接続されている。なお、ＣＰＵ２は、本発明の第２演算手段も兼ねている。そしてＣＰＵ２は、記憶装置３に接続されている。
【００２４】
次に上記の構成のエネルギー需給システムの動作について説明する。
【００２５】
需要側１０において、燃料電池１１の本発明のエネルギー量の値の一例である発電出力値（ｋＷ）が計量メータ１１’により計量され、その値（データ）は需要側装置１８のインターフェース１７を介して、ＣＰＵ１５に伝達される。ＣＰＵ１５は、伝達された発電出力値を本発明の第１格納手段の一例である記憶装置１６に格納する。以下の説明では、燃料電池１０および他の需要側における燃料電池は全負荷運転をしているものとする。また、蓄電装置１２の本発明のエネルギー量の一例である蓄電量値（ｋＷｈ）が計量メータ１２’により計量され、同様にその値は記憶装置１６に格納され、配電設備１３の本発明のエネルギー量の一例である消費電力（ｋＷ）が、計量メータ１３’により計量され、同様にその値は記憶装置１６に格納される。また、受電装置１４’における遮断器１４’、燃料電池１１等と送電母線６とを接続する遮断器１７’は、最初は開放されているとして説明を行う。
【００２６】
次にＣＰＵ１５は、記憶装置１６に格納された各エネルギー量のデータを、通信装置１４、電気通信回線５を介して、管理側１の管理側装置８に設置されている通信装置４に送信する。ＣＰＵ２は送信されたデータを一旦、記憶装置３に格納する。次に、ＣＰＵ２は、格納された各エネルギーのデータから必要度を算出する。
【００２７】
必要度（Ｎ）は、次の式（１）
【００２８】
【数１】
上式のようにＧ１０＜Ｃ１０のとき（すなわち、需要側１０における発電電力よりも消費電力が大きいとき）は、蓄電装置１３からは電力が放電されるが、蓄電装置１３の蓄電量が無くなるまでの時間の逆数を必要度とする。すなわち必要度がマイナスの値でその絶対値が大きくなるほど、電力が逼迫しており、電力を外部から需要側１０に供給される必要が高い（すなわち電力の受け入れの必要度が高い）ことを示す。
【００２９】
また、Ｇ１０＞Ｃ１０のとき（すなわち、需要側１０における発電電力よりも消費電力が小さいとき）は、蓄電装置１３に電力が充電されるが、蓄電装置１３の蓄電余裕量が無くなるまでの時間の逆数を必要度とする。すなわち必要度がプラスの値でその絶対値が大きくなるほど、電力が余剰生成されており、電力を需要側１０から外部に供給する必要が高い（すなわち電力の供給の必要度が高い）ことを示す。
【００３０】
以上のようにして、需要側２０を含むｎ個の需要側から各データが管理側装置８の記憶装置３に格納される。そして、ＣＰＵ２は、プラス側でその絶対値が最も大きい値のＮ値に対応する需要側を、エネルギーを供給する需要側と特定し、マイナス側でその絶対値が最も大きい値のＮ値に対応する需要側を、エネルギーの供給を受ける需要側と特定する。そして、ＣＰＵ２は、通信装置４、電気通信回線５を介して、それぞれの需要側の需要側装置に送信する。
【００３１】
例えば、エネルギーを供給する需要側を需要側１０とし、エネルギーの供給を受ける需要側を需要側２０と仮定すると、需要側１０のＣＰＵ１５は、管理側装置８からの指示を受け、遮断器１７’を閉鎖（すなわち接続）する指示を出す。そして、需要側２０のＣＰＵ２５は、管理側装置８からの指示を受け、遮断器２７’を閉鎖する指示を出す。このようにして、需要側１０から需要側２０に電力が供給され、その結果、電力の過不足が緩和される。このとき、需要側１０、２０に対応するＮ値（Ｎ１０、Ｎ２０）を次の式（２）のように更新する。
【００３２】
【数２】
【００３３】
次に管理側装置８のＣＰＵ２は、この状態で記憶装置３に格納されているＮ値について、上記と同様の動作を繰り返し、次に電力が逼迫している需要側と、電力が過剰に生成されている需要側とを特定し、同様にして電力の融通を行うように指示を出す。
【００３４】
上記の動作を繰り返すことによって、各Ｎ値は、時間の経過とともに均一化されてゆく。すなわち、各需要側における蓄電力量の増減速度のアンバランスが解消される。ここで、各Ｎ値がマイナス側で均一化されているときは、ｎ個の需要側全体（以下需要側ネットワークという）で、電力が不足していることを示しているので、管理側装置８のＣＰＵ２は、いずれかの需要側の受電装置における遮断器（たとえば遮断器１４’）を投入し、商用配電系統７と連係を取り、不足分の電力を電力会社から購入する。そして、各Ｎ値がゼロになれば、遮断器１４’を開放し、商用配電系統７との連係を解除する。
【００３５】
また逆に、各Ｎ値がプラス側で均一化されているときは、需要側ネットワークで電力が余剰に生成されていることを示しているので、管理側装置８のＣＰＵ２は、いずれかの受電装置における遮断器（例えば遮断器２４’）を投入し、商用配電系統７と連係を取り、過剰分の電力を電力会社に売却する。そして、各Ｎ値がゼロになれば、遮断器２４’を開放し、商用配電系統７との連係を解除する。
【００３６】
このようにすることにより、需要側ネットワークにおいて、効率的に電力を融通することができるので、電力会社から電力を購入すること、および電力会社に電力を売却すること、を最小限に抑えることができ、需要側ネットワーク全体として、電力料金を安く抑えることができる。
【００３７】
また、個々の需要側にとっても、燃料電池の効率が低下する部分負荷運転、および起動発停の繰り返しを避けることができるので電力コストを低下させることができるとともに、部分負荷運転、起動発停に伴う、燃料電池への負荷を削減することができるので、燃料電池のメンテナンスコストを低減させることもできる。
【００３８】
また、個々の需要側において、電力の欠乏時、過剰時、のいずれの場合においても迅速に自動的に電力の融通がされるので、オーバースペックの蓄電装置が必要とされず、各受容側における燃料電池に合ったスペックの蓄電装置があればよく、蓄電装置の初期投資費用を削減することができる。従って、需要側ネットワークに後から参入する需要側は、需要側ネットワークの電力使用状況を検討しながら設備の導入を進めることができるので、無駄な投資を抑制することができる。
【００３９】
また、ネットワーク全体でエネルギーの利用効率を上昇させることができるので、無駄なエネルギーを使用することがなくなり、環境負荷を低減させることができる。
【００４０】
なお、上記の説明では、各Ｎ値がプラス側で均一化されるときは、電力会社に電力を売却する、として説明したが、その代わりに所定の燃料電池を回数を制限した条件で停止させてもよい。または、売電をすることによるデメリットよりも損失が小さいという条件付きで所定の燃料電池を部分負荷運転に移行させてもよい。
（実施の形態２）
図２は、本発明の実施の形態２のエネルギー需給システムの構成を示す。
【００４１】
本実施の形態のエネルギー需給システムにおいて、本発明の第１演算手段は、管理側装置８のＣＰＵ１０２ではなく、需要側装置１８のＣＰＵ１１５に含まれる点が、実施の形態１と異る。また、記憶手段その他の点は、実施の形態１と同一でり、その説明を省略する。
【００４２】
次に、本実施の形態のエネルギー需給システムの動作を説明する。需要側１０において、燃料電池１１により発電された発電電力値（ｋＷ）、蓄電装置１２に蓄電されている蓄電量（ｋＷｈ）、配電設備１３により消費されている消費電力（ｋＷ）、が上記と同様にＣＰＵ１１５に伝達され、ＣＰＵ１１５は、伝達された発電電力値（ｋＷ）、蓄電量（ｋＷｈ）、消費電力（ｋＷ）、のデータを記憶装置１６に格納する。
【００４３】
次にＣＰＵ１１５は、格納されたデータから、本発明の移動されるべきエネルギー量の一例である、需要側１０における不足電力ＥＮまたは余剰電力ＥＳを式（３）から算出する。
【００４４】
【数３】
【００４５】
ＣＰＵ１１５は、このようにして算出した電力Ｅ１０と価格Ｐ１０とを管理側装置８のＣＰＵ１０２に送信する。ＣＰＵ１０２は、各受容側から送信された電力と価格を図３に示すように並べ替える。ここでＰ１、Ｐ２、Ｐ３、Ｐ１’、Ｐ２’、Ｐ３’は価格を表し、Ｐ３＜Ｐ２＜Ｐ１＜Ｐ１’＜Ｐ２’＜Ｐ３’である。また、そして例えばＥＮＣは、価格Ｐ１でＥＮＣ（ｋＷ）の需要（すなわち買い）があり、ＥＵＤは、価格Ｐ１’でＥＵＤ（ｋＷ）の供給（すなわち売り）があることを示している。このようにして売りと買いの売買量（すなわち不足電力と余剰電力）が一致すれば、価格が正式に決定され、ＣＰＵ１１５は、その価格を提示した需要側に不足電力または余剰電力の価格が決定されたことをその価格と電力の量とともに通知する。もし、価格の一致点が無くなれば、価格の決定は停止するが、各需要側における、必要度（Ｎ）が時間の経過とともに変化してくるので、買いを希望する価格は、上昇し、売りを希望する価格は下落する。したがって、再び価格が決定され、各需要側に決定された価格とその電力の量が次々と送信される。このようにして、買いと売りの強弱により価格が次々と変動し電力価格の相場が形成される。
【００４６】
もし、電力価格相場が大幅に下落して、決定価格が電力会社の売電価格を下回った場合は、電力を売りに出している各受容側は、電力会社に電力を売却することを決定する。そして、売りの電力の量が減れば、相対的に買いの電力の量が増えるため、再び電力価格は上昇に向かう。また逆に電力価格相場が大幅に上昇して、電力会社の買電価格を上回ったときは、電力の買いを希望している各受容側は、電力会社から電力を購入することを決定する。そして、買いの電力の量が減れば、相対的に売りの電力の量が増えるため、再び電力価格は下落に向かう。
【００４７】
このように電力の価格が変動して決定されるので、例えば電力の買いを希望する需要側は、その需要側で算出される必要度とは別に、電力価格が安くなったときに所定量の電力を購入することもできる。例えば、その需要側での設備の運転計画が変更になったときに一括して安い電力を購入したり、蓄電されている電力を電力価格が上昇したときに一括して高い価格で売却する、等のことが可能である。
【００４８】
以上のようにして需要側ネットワーク内で売買される電力の価格が決定されると、管理側装置８のＣＰＵ１０２は、各需要側に電力のやり取りをするよう指示を出す。そして、各受容側のＣＰＵは、各遮断器を閉鎖する指令を出し、電力のやり取りを行う。ここで、各受容側が売電または買電を行うときには、各受電装置の遮断器を閉鎖する。
【００４９】
以上のようにすることにより、各需要側の利益を最優先させて、発電電力を需要側ネットワーク内において有効に利用することができる。
【００５０】
一方各需要側が支払う総電力料金は、上記の需要ネットワーク内で決定される料金も含めて、以下の（４）式のように表すことができる。
【００５１】
【数４】
総電力料金＝燃料電池ランニングコスト＋買電料金１＋買電料金２−売電料金１−売電料金２＋管理会社手数料 （４）
この式のおいて、買電料金１とは、電力会社からの購入電力の料金であり、買電力２とは、上記で述べた需要側ネットワーク内で決定された電力の購入料金であり、売電料金１とは、電力会社への電力の売却料金であり、売電料金２とは、需要側ネットワーク内で決定された電力の売却料金である。式（４）から明らかなように、電力会社からの買電料金、電力会社への売電料金を減らすことにより、総電力料金を減らすことができる。また上記で説明したように需要側ネットワーク内での電力の売買タイミングを調整することによりさらに総電力料金を安くすることもできる。
【００５２】
（実施例）
Ａ、Ｂを安定した電力供給能力を有する需要家とする。そして、需要家Ａは、朝に電力需要が多く、電力会社から買電を行ない、昼は蓄電を行ない、夜は装置を停止させる。そして需要家Ｂは、朝は蓄電を行ない、昼は装置を停止させ、夜に電力需要が多く、電力会社から買電を行なっている、とする。
【００５３】
このような要家Ａ、Ｂを上記のように連結することを考えると、需要家Ａは、朝は、需要家Ｂの電力を使用することで買電を行なわなくてもよく、朝以外に蓄電する電力を夜に需要家Ｂに使ってもらうことで、売電を行わなくてもよい。従って、不利な条件で売却する電力が減少し、また、朝の最大電力を賄う必要が無くなるため蓄電装置を小型化することができる。
【００５４】
需要家Ｂは、夜は需要家Ａが昼に蓄電した電力を使用することで買電を行なわなくてもよい。朝は、本来蓄電していた電力の一部を需要家Ａに使ってもらうことで、蓄電装置を小型化することができるか、または売電を行なう必要が無くなる。
【００５５】
この状態の需要家Ａ、Ｂで構成されるネットワークに安定した電力供給装置を有し、昼に電力需要が多く、電力が不足する需要家Ｃがこのネットワークに参入するとする。すると需要家Ｃは、昼は需要家Ａ、Ｂから電力の供給を受け、朝は、需要家Ａに供給を行ない、夜は、需要家Ｂに供給を行なう。こうすることにより、需要家Ｃは、電力会社と売買する電力を最小限に抑えることができ、また最小限の規模の蓄電装置の導入で済むことから、初期投資を抑えることができる。
【００５６】
次に需要家Ａ、Ｂ、Ｃで形成されるネットワークに安定しない電力供給装置を有する需要家Ｄが参入することを考える。この場合、需要家Ｄは、発電電力が大きい場合は、ネットワーク内に発電電力を売却し、発電電力が小さい場合は、ネットワークから電力を購入する。
【００５７】
このように個別に、燃料電池、蓄電装置を有する個別の需要家を連結することにより、それぞれの需要家が、電力会社との電力の売買を行なう必要が減少し、また蓄電装置を小型化することができる。また、蓄電装置に余裕がある場合は、ネットワーク全体で電力が余剰しているときに有利な価格で電力を購入することができ、またネットワーク全体で電力が不足しているときは、有利な価格で電力を売却することができる。また、ネットワーク全体として電力需要の変動が小さくなるため（図４参照）電力需要の予測を立て易くなる。
【００５８】
なお、以上までの説明では、ＣＰＵ１５は、移動されるべき電力の量を不足電力ＥＮ、または余剰電力ＥＵで決定しているとして説明してきたが、受電装置１６’からの受電電力、または売電電力のデータを取り込むことにより移動されるべき電力の量を決定してもよく、その場合は、移動されるべき電力の量を、不足電力ＥＮに受電電力の一部または全部を加算し、または余剰電力ＥＵに売電電力の一部または全部を加算して算出すればよい。
【００５９】
また、以上までの説明では、本発明の分散型エネルギー生成装置は燃料電池である、として説明してきたが、ガスエンジン発電機、ガスタービン発電機など、他の種類の発電機であってもよい。
【００６０】
また、以上までの説明では、エネルギーは電気であるとして説明してきたが、生成、蓄積、消費が可能なエネルギーであればどのようなエネルギーであってもよい。例えば、本発明のエネルギーを熱エネルギーとすると、各分散型エネルギー生成装置は、例えば温水ボイラーであり、各エネルギー蓄積装置は、貯湯タンクであり、各エネルギー消費設備は給湯設備であり、各遮断器は遮断弁であり、各送電母線は、配管であるとすれば、上記と同様の動作をさせることができ、上記と同様の効果を得ることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】図１は、本発明の実施の形態１のエネルギー需給システムの構成を示す図である。
【図２】図２は、本発明の実施の形態２のエネルギー需給システムの構成を示す図である。
【図３】図３は、エネルギーの価格決定の過程を示す模式図である。
【図４】図４は、本発明のエネルギー需給システムを使用した場合のエネルギー需要の変化を示す模式図である。
【符号の説明】
１ 管理側
２、１５ ＣＰＵ
３、１６ 記憶装置
２ 需要側
６ 送電母線
７ 商用配電系統
８ 管理側装置
１１ 燃料電池
１２ 蓄電装置
１３ 配電設備
１８ 需要側装置
Claims (5)
- 分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法において、
前記分散型エネルギー生成装置から生成されるエネルギー量のデータ、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されるエネルギー量のデータ、および前記エネルギー消費設備において消費されるエネルギー量のデータを、前記管理側に送り、
前記送られたデータからエネルギーの必要度と、前記エネルギーを供給する需要側と、前記エネルギーを受け入れる需要側とを決定し、
前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーを受け入れる需要側へエネルギーを移動し、
前記エネルギーの必要度によって前記エネルギーの価格が決定される、エネルギー需給方法。 - 分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、およびエネルギー消費設備を有する需要側と、管理側との間のエネルギー需給方法において、
前記分散型エネルギー生成装置から生成されるエネルギー量のデータ、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されるエネルギー量のデータ、および前記エネルギー消費設備において消費されるエネルギー量のデータから移動されるべきエネルギーの量と価格とを仮決めし、複数の需要側から、前記移動されるべきエネルギーの仮決めされた価格、およびエネルギー量に関する情報を、前記管理側に伝達し、
前記伝達された情報から、前記管理側は、前記エネルギーを供給する需要側と、前記エネルギーを受け入れる需要側と、前記エネルギーの価格と量とを決定し、前記価格に基づいて前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーを受け入れる需要側へ、エネルギーを移動させるエネルギー需給方法。 - 分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、エネルギー消費設備、ならびに前記分散型エネルギー生成装置、前記エネルギー蓄積装置、および前記エネルギー消費設備に接続された需要側装置、を有する複数の需要側が設けられ、
所定の需要側の、分散型エネルギー生成装置、エネルギー蓄積装置、エネルギー消費設備に入出力されるエネルギー量の値を格納する第１格納手段と、
前記第１格納手段に格納されたエネルギー量の値から、そのエネルギーの供給または受け入れの必要度を算出する第１演算手段と、
前記所定の需要側における必要度と、他の需要側における必要度とから、前記エネルギーを供給する需要側および前記エネルギーの供給を受ける需要側を決定する第２演算手段と、を備え、
前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーの供給を受ける需要側へ、前記エネルギーを移動させる指令を出す管理側装置を有する管理側が設けられ、
前記エネルギーの供給の必要度は、前記分散型エネルギー生成装置から出力されるエネルギー量から前記エネルギー消費設備に入力されるエネルギー量を引いた値を、前記エネルギー蓄積装置の蓄積余裕量で除算した値とし、
前記エネルギーの受け入れの必要度は、前記分散型エネルギーから出力されるエネルギー量から前記エネルギー消費設備に入力されるエネルギー量を引いた値を、前記エネルギー蓄積装置に蓄積されているエネルギー量で除算した値とする、エネルギー需給システム。 - 前記第１演算手段は、さらに前記所定の需要側の必要度と移動されるべきエネルギー量から前記エネルギーの価格の仮決めを行ない、前記所定の需要側が前記仮決めされた価格と前記移動されるべきエネルギー量とを、前記管理側に伝達し、前記第２演算手段が、複数の需要側から送信された仮決めされた価格と移動されるべきエネルギー量とから、前記移動されるべきエネルギーの価格と量とを算出し、
前記管理側装置が、前記第２演算手段により算出されたエネルギーの価格と量を、前記エネルギーを供給する需要側、および前記エネルギーの供給を受ける需要側へそれぞれ通知し、前記エネルギーを供給する需要側から、前記エネルギーの供給を受ける需要側へ、前記量のエネルギーを移動させる指令を出す、請求項３に記載のエネルギー需給システム。 - さらに前記エネルギー量の予測値を格納する第２格納手段を有し、前記第１演算手段は、前記第２格納手段に格納された予測値をさらに参照して必要度を算出する、請求項３又は４に記載のエネルギー需給システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2002092693A JP3935386B2 (ja) | 2002-03-28 | 2002-03-28 | エネルギー需給方法、及びエネルギー需給システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2002092693A JP3935386B2 (ja) | 2002-03-28 | 2002-03-28 | エネルギー需給方法、及びエネルギー需給システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2003289627A JP2003289627A (ja) | 2003-10-10 |
| JP3935386B2 true JP3935386B2 (ja) | 2007-06-20 |
Family
ID=29237443
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2002092693A Expired - Fee Related JP3935386B2 (ja) | 2002-03-28 | 2002-03-28 | エネルギー需給方法、及びエネルギー需給システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3935386B2 (ja) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4046180B2 (ja) * | 2002-08-29 | 2008-02-13 | 株式会社リコー | 電力供給システム及び方法、電力・燃料供給システム及び方法 |
| GB2407927B (en) | 2003-11-07 | 2006-03-01 | Responsiveload Ltd | Responsive electricity grid substation |
| JP2005185016A (ja) * | 2003-12-19 | 2005-07-07 | Sharp Corp | 電力情報処理システム |
| JP2006288162A (ja) * | 2005-04-05 | 2006-10-19 | Inst Of Research & Innovation | 電力システムの電力量融通制御方法 |
| JP2007129873A (ja) * | 2005-11-07 | 2007-05-24 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | エネルギー需要管理装置および方法 |
| JP5228612B2 (ja) * | 2008-05-14 | 2013-07-03 | 富士通株式会社 | 給電仲介装置、給電システム、給電仲介方法および給電方法 |
| JP5157649B2 (ja) * | 2008-06-02 | 2013-03-06 | 日本電気株式会社 | 電力制御システム |
| JP5413831B2 (ja) * | 2009-07-17 | 2014-02-12 | 学校法人立命館 | 電力取引管理システム、管理装置、電力取引方法、及び電力取引用コンピュータプログラム |
| JP4852776B2 (ja) * | 2009-10-14 | 2012-01-11 | 日本テクノ株式会社 | 電力取引ユニット |
| KR101611287B1 (ko) * | 2009-11-13 | 2016-04-11 | 엘지전자 주식회사 | 지능형 계측 기기 |
| KR101102112B1 (ko) * | 2009-12-04 | 2012-01-02 | 엘에스산전 주식회사 | 태양광 발전 시스템의 부하제어 장치 및 방법 |
| JP5587641B2 (ja) * | 2010-03-10 | 2014-09-10 | パナソニック株式会社 | 電力供給システム |
| AU2011279543B2 (en) * | 2010-07-16 | 2014-04-03 | Atb Automatisierungstecnik Gmbh & Co Kg | Method for planning and/or controlling an energy output to a consumer and/or an energy supply to an energy distribution network |
| JP2012044819A (ja) * | 2010-08-23 | 2012-03-01 | Rohm Co Ltd | 電力システム |
| 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 |
| JP5576218B2 (ja) * | 2010-09-08 | 2014-08-20 | 積水化学工業株式会社 | 地域内電力融通システム |
| JP5670774B2 (ja) * | 2011-01-17 | 2015-02-18 | 株式会社 Ｊｃサービス | 複数拠点接続型省電力制御システム |
| EP2672604A4 (en) | 2011-01-31 | 2017-01-04 | Nec Corporation | Electrical power management system and electrical power management method |
| US8938320B2 (en) | 2011-02-23 | 2015-01-20 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Regional energy management system, regional energy integrated management device and regional energy integrated management method used in regional energy management system |
| JP2012175855A (ja) * | 2011-02-23 | 2012-09-10 | Toshiba Corp | 地域エネルギー管理システムおよびこれに利用する地域エネルギー統合管理装置、地域エネルギー統合管理方法 |
| JP5907753B2 (ja) * | 2011-02-28 | 2016-04-26 | 積水化学工業株式会社 | 地域内電力需要管理システム |
| JP5922431B2 (ja) * | 2011-02-28 | 2016-05-24 | 積水化学工業株式会社 | 地域内電力需給制御システム |
| JP2015109801A (ja) * | 2015-01-19 | 2015-06-11 | 株式会社東芝 | 地域エネルギー管理システムおよびこれに利用する地域エネルギー統合管理装置、エネルギー管理装置、地域エネルギー管理方法、地域エネルギー統合管理方法、エネルギー管理方法、地域エネルギー統合管理プログラム、エネルギー管理プログラム |
| JP6556609B2 (ja) * | 2015-11-26 | 2019-08-07 | 株式会社東芝 | 下水処理システム |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3318846B2 (ja) * | 1993-05-14 | 2002-08-26 | 株式会社日立製作所 | 融通設備制御装置 |
| JPH10191582A (ja) * | 1996-12-25 | 1998-07-21 | Hitachi Ltd | 電気エネルギ制御装置 |
| JPH1155856A (ja) * | 1997-08-05 | 1999-02-26 | Hakko Denki Kk | 電力系統運用システムと、それに使用する需要家用の端末装置 |
| JP3591300B2 (ja) * | 1998-04-24 | 2004-11-17 | 株式会社日立製作所 | 電力供給制御装置 |
| JP2000333369A (ja) * | 1999-05-20 | 2000-11-30 | Hitachi Ltd | 電力系統需給制御装置 |
| JP2001184433A (ja) * | 1999-12-24 | 2001-07-06 | Sumitomo Corp | 電力入札システム及び電力入札方法 |
| JP2001236436A (ja) * | 2000-02-23 | 2001-08-31 | Tomoe Corp | 電力売買仲介方法およびその装置 |
| JP2001243358A (ja) * | 2000-02-25 | 2001-09-07 | Itochu Corp | 電力売買の仲介方法 |
| JP2002007521A (ja) * | 2000-06-21 | 2002-01-11 | Toshiba Corp | ユーティリティ供給管理システムおよびその方法、ならびにプログラムを記録した記録媒体 |
| JP3782924B2 (ja) * | 2000-07-27 | 2006-06-07 | 日本電信電話株式会社 | 分散型エネルギーコミュニティーシステムとその制御方法 |
| JP2003047175A (ja) * | 2001-07-30 | 2003-02-14 | Toshiba Eng Co Ltd | 分散電源装置および分散電源管理システム |
| JP3801910B2 (ja) * | 2001-11-27 | 2006-07-26 | 日本電信電話株式会社 | 燃料電池システム制御法 |
-
2002
- 2002-03-28 JP JP2002092693A patent/JP3935386B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2003289627A (ja) | 2003-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP3935386B2 (ja) | エネルギー需給方法、及びエネルギー需給システム | |
| Salehimaleh et al. | Generalized modeling and optimal management of energy hub based electricity, heat and cooling demands | |
| JP4131905B2 (ja) | 電力取引システム | |
| JP6160957B2 (ja) | 電力管理装置、電力管理方法、プログラム | |
| JP2006158189A (ja) | 電力取引と分散電源を組み合わせたコスト最小化電力管理システム | |
| CN109190859A (zh) | 冷热电联供型多微网***及其经济优化调度方法 | |
| EP3032489B1 (en) | Power adjustment device, power adjustment method, and program | |
| JP6915233B2 (ja) | 電力管理装置、電力システム、需要家装置、電力管理方法および電力管理プログラム | |
| JP7460422B2 (ja) | 電力取引システム、および管理装置 | |
| JP5998046B2 (ja) | 電力抑制制御システムおよび電力抑制制御方法 | |
| WO2008009986A2 (en) | Aggregated management system | |
| WO2020153443A1 (ja) | エネルギーマネジメントシステムおよびその制御方法 | |
| JP2000045869A (ja) | エネルギー供給システム | |
| WO2015045336A1 (ja) | 電力管理装置、電力管理方法、プログラム | |
| JP7268120B2 (ja) | 料金算定プログラム | |
| JP6226282B2 (ja) | 電力調整装置、電力調整方法、プログラム | |
| KR20230103799A (ko) | 가상 발전소 운영 시스템 및 방법 | |
| JP6554785B2 (ja) | 電力管理装置、電力システム、需要家装置、電力管理方法および電力管理プログラム | |
| JP2021112078A (ja) | 電力供給システム、サーバ及び発電設備 | |
| Erol et al. | A Stackelberg game-based dynamic pricing and robust optimization strategy for microgrid operations | |
| Ardeshiri et al. | Using improved time of use demand response in optimal operation of microgrid | |
| JP2002064934A (ja) | 電力供給管理システムおよび方法 | |
| CN111769561A (zh) | 一种ries运行优化方法及装置 | |
| JP2007141525A (ja) | 燃料電池発電システム | |
| JP6462284B2 (ja) | エネルギー管理システム及びエネルギー管理方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20041207 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20060901 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20060912 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20061102 |
|
| 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: 20070306 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20070319 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100330 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130330 Year of fee payment: 6 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |