WO2017026508A1 - 管理サーバ、管理方法及び管理システム - Google Patents

管理サーバ、管理方法及び管理システム Download PDF

Info

Publication number
WO2017026508A1
WO2017026508A1 PCT/JP2016/073551 JP2016073551W WO2017026508A1 WO 2017026508 A1 WO2017026508 A1 WO 2017026508A1 JP 2016073551 W JP2016073551 W JP 2016073551W WO 2017026508 A1 WO2017026508 A1 WO 2017026508A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
facility
information
power
suppression
storage device
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.)
Ceased
Application number
PCT/JP2016/073551
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
良太 寺井
真史 合川
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
Priority to US15/751,312 priority Critical patent/US20180241210A1/en
Priority to JP2017534482A priority patent/JP6420912B2/ja
Priority to EP16835205.2A priority patent/EP3337009A4/en
Publication of WO2017026508A1 publication Critical patent/WO2017026508A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; 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—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/13—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network characterised by the transmission of data to equipment in the power network
    • H02J13/1337—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network characterised by the transmission of data to equipment in the power network involving the use of Internet protocols
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/14—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network the power network being locally controlled, e.g. home energy management systems [HEMS]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/12—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, the networks, e.g. progressively balanced loading
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 networks by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in networks by storage of energy using batteries or super capacitors with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/466—Scheduling or selectively controlling the operation of the generators or sources, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2105/00—Networks for supplying or distributing electric power characterised by their spatial reach or by the load
    • H02J2105/10—Local stationary networks having a local or delimited stationary reach
    • H02J2105/12—Local stationary networks having a local or delimited stationary reach supplying households or buildings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
    • Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
    • Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
    • Y02B70/3225—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/242—Home appliances

Definitions

  • the present invention relates to a management server, a management method, and a management system.
  • Electric power including a power flow suppression message (for example, DR: Demand Response) requesting suppression of power flow from the power system to the facility or a power flow suppression message requesting suppression of reverse power flow from the facility to the power system Command message is known.
  • a power command message is transmitted from a management server belonging to a power company or a power distribution company to a facility via a communication line (for example, Patent Document 1).
  • the management server includes a transmitter that transmits a power command message to the facility, and suppression influence information that affects suppression of a tidal flow from the power system to the facility or a reverse power flow from the facility to the power system. And a management unit that manages at least one of the storage device information related to the energy storage device provided in the facility. The transmission unit transmits the power command message to the facility based on at least one of the suppression influence information and the storage device information.
  • the management method includes step A for transmitting a power command message to the facility, and suppression influence information that affects suppression of a tidal flow from the power system to the facility or a reverse power flow from the facility to the power system. And Step B for managing at least one of storage device information relating to the energy storage device provided in the facility.
  • the step A includes a step of transmitting the power command message to the facility based on at least one of the suppression influence information and the storage device information.
  • the management system includes a transmission unit that transmits a power command message to the facility, and suppression influence information that affects suppression of a tidal flow from the power system to the facility or a reverse power flow from the facility to the power system. And a management unit that manages at least one of the storage device information related to the energy storage device provided in the facility. The transmission unit transmits the power command message to the facility based on at least one of the suppression influence information and the storage device information.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a power management system 1 according to the embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating the lower management server 300 according to the embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating suppression influence information according to the embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a management method according to the embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a specific example of a supply and demand adjustment plan according to the embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating the power management system 1 according to the embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating the communication device 150 according to the embodiment.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating the lower management server 300 according to the embodiment.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating storage device information according to the embodiment.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating a communication method according to the embodiment.
  • the management server includes a transmission unit that transmits a power command message to the facility, and suppression influence information that affects suppression of a tidal flow from the power system to the facility or a reverse power flow from the facility to the power system. And a management unit for managing, and the transmission unit transmits the power command message to the facility based on the suppression influence information.
  • the management server related to the outline of the disclosure manages suppression effect information that affects suppression of tidal flow or reverse power flow, and transmits a power command message to the facility based on the suppression effect information. According to such a configuration, since the power command message is transmitted while predicting whether or not the facility follows the power command message, the tidal flow rate or the reverse tidal flow rate can be appropriately suppressed by the power command message.
  • a communication device includes a control unit that controls an operation state of an energy storage device, and a transmission unit that transmits storage device information related to the energy storage device to a management server that transmits a power command message. .
  • the communication device transmits storage device information related to the energy storage device to the management server. Therefore, the management server determines whether the energy storage device contributes to the suppression control of the tidal current or the reverse power flow based on the storage device information, or the degree to which the energy storage device contributes to the suppression control of the power flow or the reverse power flow. Information can be grasped. As a result, it is possible to efficiently perform the tidal current or reverse tidal current suppression control for the entire group of facilities managed by the management server.
  • the power management system 1 includes a facility 100, a network 200, a lower management server 300, and a higher management server 400.
  • the facility 100 includes an EMS 110, a load 120, and a distributed power source 130.
  • the EMS 110 is an apparatus (Energy Management System) that manages the power of equipment provided in the facility 100.
  • the load 120 is a facility that consumes power.
  • the load 120 includes facilities such as a refrigerator, lighting, an air conditioner, and a television, for example.
  • the load 120 may include a single facility or a plurality of facilities.
  • the distributed power supply 130 is a facility that generates electric power or stores electric power.
  • the distributed power supply 130 includes facilities such as a solar cell, a fuel cell, and a storage battery, for example.
  • the distributed power supply 130 may include a single facility or a plurality of facilities.
  • the facility 100A, the facility 100B, and the facility 100C are illustrated as the facility 100.
  • the facility 100A, the facility 100B, and the facility 100C have the same configuration.
  • the network 200 is a communication line that connects the facility 100 and the lower management server 300.
  • the network 200 is, for example, the Internet.
  • the network 200 is provided by a provider with which each facility 100 contracts.
  • the lower management server 300 is a server belonging to an aggregator such as a power distribution company.
  • the aggregator is a business operator that manages the tide flow rate or the reverse tide flow rate of the facility 100 contracted with the aggregator.
  • the lower management server 300A and the lower management server 300B are exemplified as the lower management server 300.
  • the lower management server 300A and the lower management server 300B have the same configuration.
  • the upper management server 400 and the lower management server 300 may be integrated.
  • the upper management server 400 is a server belonging to an electric power company such as an electric power company.
  • the electric power company may entrust the management of the tidal flow or reverse tidal flow of the facility 100 to the aggregator.
  • the upper management server 400 transmits a tidal current suppression message (for example, DR; Demand Response) that requests suppression of tidal flow (power supply amount) to the facility 100 from the power system.
  • the upper management server 400 transmits a reverse flow suppression message requesting the suppression of the reverse flow rate to the power system from the facility 100.
  • the power flow suppression message and the reverse power flow suppression message are collectively referred to as a power command message.
  • the tidal current suppression message includes information indicating the suppression degree of the amount of power (tidal flow rate) supplied from the power system to the facility 100.
  • the degree of suppression may be represented by an absolute value of electric energy (for example, OO kW).
  • the suppression degree may be represented by a relative value of the electric energy (for example, a decrease in OO kW).
  • the suppression degree may be expressed as a power consumption suppression ratio (for example, OO%).
  • the degree of suppression may be expressed in a predetermined stage (for example, 0, 1, 2, 3).
  • the power flow suppression message may include information indicating a power purchase price that is the price of the power flow from the power system. By setting a high price as the power purchase price, it is expected that the amount of power supplied from the power system to the facility 100 will be suppressed.
  • the reverse power flow suppression message includes information indicating the degree of suppression of the amount of power (reverse power flow) output from the facility 100 to the power system.
  • the reverse power flow suppression message includes information indicating the degree of suppression of the output of the distributed power supply.
  • the suppression degree may be represented by an absolute value (for example, OO kW) of the output of the distributed power source.
  • the degree of suppression may be represented by a relative value of the output of the distributed power source (for example, a decrease in OO kW).
  • the degree of suppression may be expressed in a predetermined stage (for example, 0, 1, 2, 3).
  • the suppression degree may be expressed as a suppression ratio (for example, OO%) of the output of the distributed power source.
  • the suppression ratio may be a ratio with respect to an output that is certified as an output capability of the PCS that controls the distributed power supply (hereinafter referred to as equipment certified output) when the distributed power supply is installed in the facility 100.
  • equipment certified output an output that is certified as an output capability of the PCS that controls the distributed power supply
  • the facility certified output is the smaller output capability of these output capabilities.
  • the facility authorization output is the sum of the output capacities of the plurality of PCSs.
  • the format of the power flow suppression message and the reverse power flow suppression message a unique format may be used, or a format that conforms to an automatic demand response (ADR) may be used.
  • ADR automatic demand response
  • Communication between the higher-level management server 400 and the lower-level management server 300 and communication between the lower-level management server 300 and the facility 100 may be performed by a method compliant with the Open ADR standard (for example, Open ADR2.0). Good.
  • Management server The management server according to the first embodiment will be described below.
  • the lower management server 300 is illustrated as the management server.
  • the upper management server 400 may be the management server.
  • the lower management server 300 includes a communication unit 310, a management unit 320, and a control unit 330.
  • the communication unit 310 includes a communication module and the like, and communicates with the facility 100 and the upper management server 400. For example, the communication unit 310 receives a power command message including a power flow suppression message or a reverse power flow suppression message from the upper management server 400. The communication unit 310 transmits a power command message including a power flow suppression message or a reverse power flow suppression message to the facility 100 via the network 200 (communication line). Since the management of the tidal flow or reverse tidal flow of the facility 100 is entrusted to the aggregator (lower management server 300), the content of the power command message transmitted to the facility 100 is the content of the power command message received from the higher management server 400. And may be different.
  • the supply and demand adjustment plan is determined based on the suppression influence information that affects the suppression of the tide flow rate or the reverse tide flow rate.
  • the supply and demand adjustment plan is a plan of the transmission partner (facility 100) of the power command message and the content of the power command message (a suppression amount of tidal current or a suppression amount of reverse power flow). Therefore, the communication unit 310 transmits a power command message to the facility 100 based on the suppression influence information.
  • the management unit 320 is configured by storage such as a hard disk drive, and manages suppression influence information that affects the suppression of the tidal flow or the reverse tidal flow.
  • the management unit 320 manages the suppression influence information corresponding to at least one of the items shown in FIG.
  • the suppression influence information manages the suppression influence information corresponding to at least one of items such as equipment information, facility environment information, suppression time information, and EMS capability information.
  • Equipment information is information related to the facilities of the facility 100.
  • the facility information includes at least one of configuration information indicating the configuration of the facility and state information indicating the operation state of the facility.
  • the “equipment information” includes at least one information of load information related to the load of the facility 100 and distributed power supply information related to the distributed power source of the facility 100.
  • the load information includes information indicating the type of load as the configuration information, and / or includes information indicating any one of the power consumption of the load and the operating state of the load as the status information.
  • the load information includes information indicating the type of load, it can be predicted whether or not the facility 100 has a load having a room for suppressing the tidal flow rate or the reverse tidal flow rate. For example, a refrigerator has no room for suppressing a tidal flow or a reverse tidal flow, and an air conditioner has a room for suppressing a tidal flow or a reverse tidal flow.
  • the load information includes information indicating any one of the power consumption of the load and the operation state of the load
  • the distributed power source information includes information indicating the type of the distributed power source as the configuration information and / or information indicating the output possible amount of the distributed power source as the status information.
  • the distributed power source information includes information indicating the type of the distributed power source, it can be predicted whether or not the tidal flow rate or the reverse power flow rate can be suppressed by adjusting the output of the distributed power source.
  • the facility 100 has a power generation device such as a solar cell or a fuel cell, it can be predicted that the tidal flow or the reverse power flow can be suppressed by adjusting the output of the power generation device.
  • the facility 100 when the facility 100 has a storage battery, it can be predicted that the tidal flow or the reverse power flow can be suppressed by charge / discharge adjustment of the storage battery.
  • the distributed power supply information includes information indicating an outputable amount, an amount capable of suppressing the tidal flow rate or the reverse tidal flow rate can be predicted.
  • the output possible amount may be a maximum output amount of a power generation device such as a solar cell or a fuel cell, may be a current output amount, or may be a difference between a current output amount and a maximum output amount. .
  • the output possible amount is the maximum storage capacity of the storage battery, the current storage amount, the current storage ratio (%), the storage capacity, the difference between the current storage amount and the maximum storage amount, the storage target amount, and after a predetermined time It may be an estimated amount of electricity storage.
  • “Facility environment information” is information indicating the environment of the facility 100.
  • the facility environment information includes information indicating at least one of the temperature of the facility 100 and the management state of the facility 100.
  • the temperature of the facility 100 may be the outside air temperature of the facility 100 or the room temperature of the facility 100. According to such information, for example, it is predicted whether or not the tide flow rate or the reverse tide flow rate can be suppressed by adjusting the set temperature of the air conditioner while maintaining the comfort of the user of the facility 100. can do.
  • the management state of the facility 100 includes information such as whether energy saving management is permitted as a facility, and whether energy saving management is being executed as a facility.
  • the energy saving management is management for reducing the power consumption of the load by adjusting the temperature of the air conditioner and adjusting the brightness of the illumination.
  • the content of energy saving management may be set in advance in the facility 100 or may be instructed from the lower management server 300.
  • “Suppression time information” is the timing at which the facility 100 can start suppressing the tidal flow or the reverse tidal flow, the length of time during which the facility 100 can continue to suppress the tidal flow or the reverse tidal flow, the tidal flow or the reverse tidal current at the facility 100.
  • Information indicating at least one of the time periods in which the amount can be suppressed is included. According to such information, it is possible to predict a time zone in which the tide flow rate or the reverse tide flow rate can be suppressed.
  • EMS capability information is information regarding the capability of the EMS 110 that controls the facilities of the facility 100.
  • the EMS capability information includes a unit time length in which the EMS 110 can control the equipment, a response time from reception of the power command message to a timing at which suppression of the tidal flow or the reverse tidal flow can be started, a tidal flow or a reverse tidal flow suppression instruction. It includes information indicating at least one of the corresponding numbers.
  • the EMS capability information includes a unit time length, the unit time length capable of suppressing the tidal flow or the reverse tidal flow can be grasped, and the above-described supply and demand adjustment plan can be determined for each time zone.
  • the EMS capability information includes response time, it is possible to promptly suppress the tidal flow or the reverse tidal flow by instructing the suppression of the tidal flow or the reverse tidal flow sequentially from the facility 100 having the EMS 110 with a short response time. it can.
  • the EMS capability information includes the corresponding number, by changing the instruction for suppressing the tidal flow or the reverse tidal flow to be transmitted to the EMS 110 to a number corresponding to each EMS 110, for example, automatic control can be performed every 30 minutes.
  • the EMS 110 By sending a plurality of instructions to the EMS 110 corresponding to a complex instruction that can be controlled, the sum of the adjustment amount to the facility 100 is controlled so that unevenness does not occur every time, and the adjustment amount in the aggregator is higher. Control can be performed so as to match the instruction from the management server.
  • the control unit 330 includes a CPU or a memory, and controls the communication unit 310 and the management unit 320.
  • the control unit 330 determines a supply and demand adjustment plan based on the suppression influence information managed by the management unit 320.
  • the supply and demand adjustment plan is a plan for the transmission partner of the power command message (facility 100) and the content of the power command message (the amount of suppression of tidal current or the amount of suppression of reverse power flow).
  • the supply and demand adjustment plan may be determined for each unit time length (for example, 30 minutes) in the period in which the suppression of the tidal flow or the reverse tidal flow is instructed by the power command message received from the upper management server 400.
  • control unit 330 selects the facility 100 that can suppress the tidal flow or the reverse tidal flow based on the information shown in FIG. 3, and sets the tidal flow or the reverse tidal flow for each selected facility 100. Predict the amount that can be suppressed.
  • the control unit 330 determines an incentive for the result of suppressing the tidal flow or the reverse tidal flow with respect to the power command message.
  • the incentive may be a monetary reward, a monetary remuneration, a reward based on an intangible object such as a gift certificate or a coupon, or a reward based on a tangible object such as a prize.
  • step S101 the lower-level management server 300 manages suppression influence information that affects suppression of tidal flow or reverse flow.
  • the suppression influence information is as shown in FIG.
  • step S102 the lower management server 300 receives the power command message from the upper management server 400.
  • the lower management server 300 determines a supply and demand adjustment plan based on the suppression influence information.
  • the supply and demand adjustment plan is a plan for the transmission partner of the power command message (facility 100) and the content of the power command message (the amount of suppression of tidal current or the amount of suppression of reverse power flow).
  • step S104 the lower management server 300 transmits a power command message to the facility 100 according to the result of step S103.
  • step S105 the facility 100 controls the tide flow rate or the reverse tide flow rate according to the power command message.
  • step S106 the facility 100 transmits the result of step S105 (result of power control) to the lower management server 300.
  • step S107 the lower-level management server 300 determines an incentive for the result of suppressing the tidal flow or the reverse tidal flow with respect to the power command message based on the result received in step S106.
  • FIG. 5 illustrates a case where the facilities 100A to 100D are managed by the lower management server 300.
  • the storage battery and the power generation device are provided in any one or more of the facilities 100A to 100D.
  • DR is a power command message (Demand Response) transmitted from the upper management server 400 to the lower management server 300.
  • shaft of FIG. 5 is represented by the index
  • the lower management server 300 determines a supply and demand adjustment plan in order to suppress the tidal flow according to the DR received from the upper management server 400.
  • the supply and demand adjustment plan is determined based on the suppression influence information.
  • DR received from the upper management server 400 is an instruction shown below.
  • the following power command message is transmitted to the facility 100A.
  • the EMS 110 included in the facility 100A has a capability of 30 minutes as a unit time length capable of suppressing the tidal flow, and corresponds to a plurality of suppression instructions.
  • the following power command message is transmitted to the facility 100B.
  • the EMS 110 included in the facility 100B has a capacity of one hour as a unit time length capable of suppressing the tidal flow.
  • the following power command message is transmitted to the facility 100C.
  • the EMS 110 included in the facility 100C has a capacity of one hour as a unit time length capable of suppressing the tidal flow.
  • the following power command message is transmitted to the facility 100D.
  • the EMS 110 included in the facility 100D has a capacity of 30 minutes as a unit time length capable of suppressing the tide flow rate.
  • the following power command message is transmitted to the power generator.
  • the EMS 110 of the facility 100 having the power generation apparatus has a capability of 30 minutes as a unit time length capable of suppressing the tidal flow, and corresponds to a plurality of suppression instructions.
  • the following power command message is transmitted to the storage battery.
  • the EMS 110 of the facility 100 having a storage battery has a capability of 30 minutes as a unit time length capable of suppressing the tidal flow, and corresponds to a plurality of suppression instructions.
  • the lower-level management server 300 determines the supply and demand adjustment plan based on the suppression influence information described above, thereby predicting the suppression amount that each facility 100 can realize, and subdividing the supply and demand adjustment for each time zone The plan can be determined appropriately.
  • the lower-level management server 300 manages suppression effect information that affects suppression of tidal flow or reverse power flow, and transmits a power command message to the facility 100 based on the suppression effect information. According to such a configuration, since the power command message is transmitted while predicting whether or not the facility 100 follows the power command message, the tidal flow or the reverse tidal flow can be appropriately suppressed by the power command message. .
  • the lower-level management server 300 belongs to the aggregator entrusted by the power company to manage the tidal flow or the reverse tidal flow of the facility 100, but according to the configuration described above, the aggregator It can respond to the contract of electric power companies.
  • the power management system 1 includes a facility 100, a network 200, a lower management server 300, and a higher management server 400.
  • the power management system 1 according to the second embodiment is the same as that of the first embodiment except that the facility 100 includes a communication device 150 instead of the EMS 110.
  • the facility 100 may include both the EMS 110 and the communication device 150.
  • the customer communication device 1 is a device (Energy Management System) that manages the power of the equipment provided in the facility 100 or a PCS (Power Conditioning System) that controls the distributed power supply 130.
  • the distributed power supply 130 is a facility that generates electric power.
  • the distributed power supply 130 includes facilities such as a solar cell, wind power generation, a fuel cell, a gas engine generator, and a storage battery.
  • the distributed power source 130 may be a single facility or may include a plurality of facilities.
  • the facility 100 has an energy storage device.
  • the energy storage device may be, for example, a storage battery or a hot water storage device.
  • the energy storage device is a storage battery, it may be, for example, a storage battery mounted on an electric vehicle.
  • the facility 100 may include a reverse power source that is a distributed power source 130 that generates power for performing a reverse power flow from the facility 100 to the power system.
  • the reverse power flow power source is, for example, a solar battery.
  • the communication device 150 includes a communication unit 151 and a control unit 152.
  • the communication unit 151 includes a communication module and the like, and communicates with the lower management server 300 or the upper management server 400.
  • a case where the communication unit 151 communicates with the lower management server 300 is illustrated.
  • the communication unit 151 receives a power command message including a power flow suppression message or a reverse power flow suppression message from the lower management server 300 via the network 200 (communication line).
  • the communication unit 151 transmits storage device information related to the energy storage device to the lower management server 300.
  • the storage device information includes information related to at least one of items such as storage battery information, PCS information, and hot water storage device information (see FIG. 9).
  • the control unit 152 includes a CPU, a memory, and the like, and controls the communication unit 151. For example, the control unit 152 controls at least the operating state of the energy storage device. The control unit 152 may control the output of the reverse power flow power source. Based on the power command message, the control unit 152 executes suppression control of power flow or reverse power flow.
  • the management server according to the second embodiment will be described below.
  • the lower management server 300 is illustrated as the management server.
  • the upper management server 400 may be the management server.
  • the lower management server 300 includes a communication unit 310 and a control unit 320.
  • the lower management server 300 according to the second embodiment is the same as that of the first embodiment except that the management unit 320 is not included.
  • the lower management server 300 may have a management unit 320.
  • the management unit 320 manages storage device information related to the energy storage device.
  • the control unit 320 determines a supply and demand adjustment plan based on the storage device information received from the facility 100 (communication device 150).
  • the supply and demand adjustment plan is a plan of the transmission partner (facility 100) of the power command message and the content of the power command message (a suppression amount of tidal current or a suppression amount of reverse power flow).
  • the supply and demand adjustment plan may be determined for each unit time length (for example, 30 minutes) in the period in which the suppression of the tidal flow or the reverse tidal flow is instructed by the power command message received from the upper management server 400.
  • Storage device information (Storage device information)
  • storage device information According to the second embodiment will be described.
  • the storage device information includes information corresponding to at least one of items such as storage battery information, PCS information, and hot water storage device information.
  • “Storage battery information” is information about storage batteries. It should be noted that the storage battery is a facility that contributes to the suppression control of the tidal current because the tidal flow can be reduced by the discharge control of the storage battery. On the other hand, it should be noted that the storage battery is a facility that contributes to the suppression control of the reverse power flow because the reverse power flow can be reduced by the charging control of the storage battery.
  • the storage battery information includes the storage battery storage capacity, the remaining storage capacity of the storage battery, the rated input of the storage battery, the rated output of the storage battery (eg, rated power, rated voltage, or rated current), the operation mode of the storage battery, and And information related to at least one of the storage battery operation schedules.
  • the storage battery information may include information such as the charge rate of the storage battery, the current output power, and the output power.
  • the lower management server 300 can grasp the degree to which the storage battery contributes to the suppression control of the power flow or the reverse power flow. For example, in a case where the storage capacity is large, a case where the remaining amount of storage is large, or a case where the rated output is large, the lower management server 300 estimates that the dischargeable amount of the storage battery is large, and the degree to which the storage battery contributes to the suppression control of power flow. It can be determined to be high.
  • the lower management server 300 estimates that the chargeable amount of the storage battery is large, and the storage battery contributes to the reverse power flow suppression control. It can be determined that the degree is high. Alternatively, the lower management server 300 determines that the storage battery contributes to the suppression control of the power flow when the operation mode of the storage battery is the discharge mode, and performs the suppression control of the reverse power flow when the operation mode of the storage battery is the charging mode. It can be determined that the storage battery contributes.
  • Storage battery information may include an operation schedule.
  • the operation schedule may be a schedule for discharging the storage battery from what time to what time, or a schedule for charging the storage battery from what time to what time.
  • the operation schedule may include the operation mode described above.
  • the storage battery information may include failure information indicating whether or not the storage battery has failed and whether the method for returning the storage battery from the failure is automatic recovery or manual recovery. When the storage battery is out of order, the storage battery cannot be discharged or charged. Therefore, the lower management server 300 can determine that the storage battery does not contribute to the suppression control of the power flow or the reverse power flow. Note that the failure information may include information indicating that the reverse power supply is operating normally (no failure has occurred).
  • the lower-level management server 300 may determine that the automatic return storage battery is more likely to contribute to the tidal current or reverse power flow suppression control than the manual return storage battery. it can.
  • the storage battery information includes maintenance information indicating a schedule for maintenance of the storage battery.
  • the storage battery cannot be discharged or charged during the maintenance period. Therefore, the lower-level management server 300 can determine that the storage battery in which maintenance is performed during a period overlapping with the tidal current or reverse power suppression period does not contribute to the control of the tidal current or reverse power flow.
  • PCS information includes information indicating whether or not the reverse power flow power source and the power conversion device (PCS) that controls the storage battery are the same.
  • PCS power conversion device
  • the PCS information is information that contributes to the suppression control of the reverse power flow.
  • the PCS information may include the date of installation of the PCS (the date of equipment certification acquisition, or the date on which the equipment certification acquisition date and the connection contract conclusion application date to the power company are late).
  • the reverse power flow is suppressed, if the reverse power flow is not performed as the facility 100, it is not necessary to suppress the output of the reverse power flow. Therefore, even if the reverse flow power supply and the PCS for controlling the storage battery are different, the storage battery still contributes to the reverse flow suppression control.
  • Hot water storage device information is information relating to the hot water storage device. It should be noted that the hot water storage device is a facility that contributes to the suppression control of the reverse power flow because the reverse power flow can be reduced by increasing the amount of hot water in the hot water storage device. On the other hand, the hot water storage device may be considered as a facility that contributes to the suppression control of the tidal current in the sense that an increase in the tidal flow rate can be suppressed by increasing the maintenance of the hot water storage device.
  • the hot water storage device information includes information indicating at least one of the information related to the hot water temperature of the hot water storage device, the hot water storage capacity of the hot water storage device, and the remaining hot water amount of the hot water storage device.
  • the lower management server 300 can grasp the degree to which the hot water storage device contributes to the suppression control of the power flow or the reverse power flow. For example, in a case where the hot water storage capacity is large or the amount of remaining hot water is small, the lower management server 300 can determine that the degree of contribution of the hot water storage device to the reverse power flow suppression control is high.
  • the hot water storage device information may include an operation mode indicating the current state of the hot water storage device.
  • the lower-level management server 300 can determine whether the hot water storage device can contribute to the suppression control of the reverse power flow based on the information on whether the operation mode of the hot water storage device is cooked or cooked. Furthermore, it can be determined whether or not cooking is performed at any time based on the information of automatic cooking and manual cooking in the operation mode, and it can be determined whether the hot water storage device can contribute to the reverse power flow suppression control.
  • the hot water storage device information may include the current hot water storage temperature and the hot water storage temperature indicating the hot water storage temperature when the hot water storage is completed.
  • the lower management server 300 compares the hot water storage temperature information with the hot water storage temperature at the time of completion of hot water storage, and can determine whether the hot water storage device can contribute to the reverse power flow suppression control.
  • the hot water storage device information may include an operation schedule indicating a hot water storage operation schedule preset in the hot water storage device.
  • the lower-level management server 300 can grasp how much hot water is stored from the operation schedule information and can determine whether the hot water storage device can contribute to the reverse power flow suppression control.
  • the hot water storage device information may include an insufficient hot water amount up to the target hot water amount or an insufficient hot water temperature up to the target hot water temperature.
  • the lower-level management server 300 can predict the required power from the amount of hot water up to the target hot water volume in the hot water storage device or the shortage of hot water temperature up to the target hot water temperature in the hot water storage device, and calculates the suppression amount obtained by the reverse power flow suppression control. can do.
  • the hot water storage device information may include a season-specific rating indicating the rated power consumption information of the hot water storage device that varies from season to season.
  • the lower management server 300 can calculate the suppression amount obtained by the suppression control of the reverse power flow from the season-specific rating information.
  • the hot water storage device information may include failure information indicating whether the hot water storage device has failed and whether the method of returning from the failure of the hot water storage device is automatic return or manual return. When the hot water storage device is out of order, hot water cannot be stored. Therefore, the lower management server 300 can determine that the hot water storage device does not contribute to the reverse power flow suppression control.
  • the return method is automatic return
  • it is considered that the return timing of the hot water storage device is earlier than in the case where the return method is manual return. Therefore, even if the hot water storage device is out of order, the lower-level management server 300 determines that the automatic return hot water storage device is more likely to contribute to the reverse power flow suppression control than the manual return hot water storage device. Can do.
  • the hot water storage device information may include maintenance information indicating a schedule for maintenance of the hot water storage device. Hot water storage control of the hot water storage device cannot be performed during the maintenance period. Therefore, the lower-level management server 300 can determine that the hot water storage device that performs maintenance in a period that overlaps the reverse power flow suppression period does not contribute to the reverse power flow suppression control.
  • the communication device 150 transmits the storage device information to the lower-level management server 300.
  • the storage device information includes information corresponding to at least one of items such as storage battery information, PCS information, and hot water storage device information.
  • the lower management server 300 determines a supply and demand adjustment plan based on the storage device information.
  • the supply and demand adjustment plan is a plan of the transmission partner (facility 100) of the power command message and the content of the power command message (a suppression amount of tidal current or a suppression amount of reverse power flow).
  • step S203 the lower management server 300 transmits a power command message to the communication device 150 based on the result of step S202.
  • the communication device 150 transmits storage device information related to the reverse power supply to the lower-level management server 300. Therefore, the lower management server 300 determines whether or not the energy storage device contributes to the suppression control of the power flow or the reverse power flow based on the storage device information, or the degree to which the energy storage device contributes to the control control of the power flow or the reverse power flow. Etc. can be grasped. As a result, it is possible to efficiently perform reverse flow suppression control as a whole group of facilities managed by the management server.
  • the lower-level management server 300 belongs to the aggregator entrusted by the power company to manage the tidal flow or the reverse tidal flow of the facility 100, but according to the configuration described above, the aggregator It can respond to the contract of electric power companies.
  • the facility 100 may transmit the storage device information in response to a transmission request from the lower management server 300.
  • the facility 100 may immediately transmit the storage device information in response to the transmission request from the lower level management server 300, or may transmit the storage device information at a timing specified by the transmission request from the lower level management server 300.
  • the storage device information may be transmitted when the trigger specified by the transmission request of the lower management server 300 is satisfied.
  • the transmission request of the lower management server 300 may include information specifying the timing for transmitting the storage device information, or may include information indicating a trigger that should be satisfied in order to transmit the storage device information.
  • the facility 100 may transmit the storage device information after the start of the tidal current or reverse power suppression period.
  • the lower management server 300 can review the supply and demand adjustment plan after the start of the tidal current or reverse tidal current suppression period.
  • the facility 100 may transmit the storage device information at a predetermined timing corresponding to a tidal current or reverse power flow suppression period.
  • the predetermined timing is a timing before the start of the tidal current or reverse tidal current suppression period.
  • the predetermined timing is indicated by a relative time difference (XX minutes before or XX hours before) relative to the start timing of the tidal current or reverse power flow suppression period.
  • the communication device 150 (communication unit 151) transmits power selling price information to the lower management server 300 in addition to the storage device information.
  • the power selling price information is information indicating a power selling price of power accompanying a reverse flow from the facility 100 to the power system.
  • the power selling price is the price when selling the power output from the reverse power supply. More specifically, it is the price of surplus power obtained by subtracting the power consumed in the facility 100 from the power output from the reverse power flow power supply.
  • the power sale price information may include at least one of a power sale unit price and a power sale amount. By including the power sale amount in the power sale price information, the lower-level management server 300 can grasp how much the target facility 100 is in reverse flow.
  • the lower-level management server 300 can preferentially select the facility 100 whose power selling price is relatively lower than the facility 100 whose power selling price is relatively high as the transmission partner of the reverse power flow suppression message.
  • the lower management server 300 can assign a large suppression amount as a suppression amount of the reverse power flow to the facility 100 whose power selling price is relatively lower than the facility 100 whose power selling price is relatively high.
  • the power selling price information may include information associating a time zone in which the power selling price is applied with the power selling price. Accordingly, the lower management server 300 can grasp the power selling price applied during the reverse power flow suppression period.
  • the power sale price information may include information related to the output suppression schedule stored in the facility 100.
  • the power sale price information may be the entire output suppression schedule or a part thereof.
  • the power sale price information may include past output suppression performance values.
  • the first embodiment and the second embodiment may be combined.
  • the lower management server 300 may transmit a power command message to the facility 100 based on both the suppression influence information and the storage device information.
  • the embodiment mainly the suppression of the tide flow rate or the reverse tide flow rate has been described.
  • the embodiment is not limited to this.
  • the embodiment can also be applied to a system that uses a distributed power source provided in the facility 100 as a virtual power plant (VPP).
  • VPP virtual power plant
  • the power flow suppression message or the reverse power flow suppression message may be read as a power supply message requesting control of the distributed power supply installed in the facility 100.
  • the term “suppression” may be read as “control”. That is, the embodiment can be applied to a case where the tide flow rate or the reverse tide flow rate is increased.
  • an operation operation instructed to the distributed power source may be sent as a suppression result.
  • the suppression influence information only needs to be managed by the management unit 320 as described above.
  • the suppression influence information may be registered in advance in the management unit 320 or may be received from the facility 100.
  • the suppression influence information is registered in the management unit 320 in advance, for example, when a contract is made between an aggregator such as a power distribution company and the user of the facility 100, the suppression influence information is registered in the management unit 320.
  • the transmission of the suppression influence information may be performed by a method based on the Open ADR standard. For example, transmission of the suppression influence information is realized by a message conforming to the Open ADR standard (“TELEMETRY USAGE”, “TELEMETRY STATUS”, “EiOpt service”, “oadrDiventEvent”, etc.).
  • the predetermined information included in the suppression influence information may be registered in advance in the management unit 320, and information other than the predetermined information included in the suppression influence information may be received from the facility 100.
  • the predetermined information registered in advance in the management unit 320 is static information that does not change every time zone, such as load configuration information, distributed power source configuration information, the management status of the facility 100, and EMS capability information. Also good.
  • the information received from the facility 100 may be dynamic information that changes for each time zone, such as load state information, distributed power source state information, facility 100 temperature and suppression time information, and the like.
  • the communication between the upper management server 400 and the lower management server 300 and the communication between the lower management server 300 and the facility 100 are performed in a system conforming to the Open ADR standard.
  • Communication between the lower management server 300 and the facility 100 may be based on a standard other than the Open ADR standard. Therefore, the predetermined message transmitted and received between the lower management server 300 and the facility 100 may have a predetermined format defined in a standard other than the Open ADR standard.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

管理サーバは、電力指令メッセージを施設に送信する送信部と、潮流量又は逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理する管理部とを備える。送信部は、抑制影響情報及び蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報に基づいて、電力指令メッセージを施設に送信する。

Description

管理サーバ、管理方法及び管理システム
　本発明は、管理サーバ、管理方法及び管理システムに関する。
　電力系統から施設に対する潮流量（電力の供給量）の抑制を要求する潮流抑制メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ　Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）又は施設から電力系統に対する逆潮流量の抑制を要求する逆潮流抑制メッセージを含む電力指令メッセージが知られている。電力指令メッセージは、電力事業者又は配電事業者などに属する管理サーバから施設に対して、通信回線を介して送信される（例えば、特許文献１）。
　さらに、潮流抑制メッセージの受信に応じて、施設に設けられる家電の消費電力を削減する技術も提案されている。具体的には、家電の消費電力を優先順位に基づいて削減することによって、施設毎に潮流抑制メッセージに対応している（例えば、特許文献２）。
特開２０１２－２４４６６５号公報 特開２０１３－５１６６８号公報
　第１の特徴に係る管理サーバは、電力指令メッセージを前記施設に送信する送信部と、電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び前記施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理する管理部とを備える。前記送信部は、前記抑制影響情報及び前記蓄積装置情報のすくなくともいずれかの情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信する。
　第２の特徴に係る管理方法は、電力指令メッセージを前記施設に送信するステップＡと、電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び前記施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理するステップＢとを備える。前記ステップＡは、前記抑制影響情報及び前記蓄積装置情報のすくなくともいずれかの情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信するステップを含む。
　第３の特徴に係る管理システムは、電力指令メッセージを前記施設に送信する送信部と、電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び前記施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理する管理部とを備える。前記送信部は、前記抑制影響情報及び前記蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信する。
図１は、実施形態に係る電力管理システム１を示す図である。 図２は、実施形態に係る下位管理サーバ３００を示す図である。 図３は、実施形態に係る抑制影響情報を示す図である。 図４は、実施形態に係る管理方法を示す図である。 図５は、実施形態に係る需給調整計画の具体例を示す図である。 図６は、実施形態に係る電力管理システム１を示す図である。 図７は、実施形態に係る通信装置１５０を示す図である。 図８は、実施形態に係る下位管理サーバ３００を示す図である。 図９は、実施形態に係る蓄積装置情報を示す図である。 図１０は、実施形態に係る通信方法を示す図である。
　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ことは勿論である。
　［開示の概要］
　第１に、電力指令メッセージに応じて潮流量又は逆潮流量が適切に抑制されるか否かについては、各施設が実際に潮流量又は逆潮流量を抑制するか否かによって影響される。従って、潮流量又は逆潮流量の抑制量を均等に各施設に割り当てても、電力指令メッセージによる潮流量又は逆潮流量の適切な抑制が実現されない可能性が考えられる。
　開示の概要に係る管理サーバは、電力指令メッセージを前記施設に送信する送信部と、電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報を管理する管理部とを備え、前記送信部は、前記抑制影響情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信する。
　開示の概要に係る管理サーバは、潮流量又は逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報を管理しており、抑制影響情報に基づいて、電力指令メッセージを施設に送信する。このような構成によれば、施設が電力指令メッセージに従うか否かを予測しながら、電力指令メッセージが送信されるため、電力指令メッセージによって潮流量又は逆潮流量を適切に抑制することができる。
　第２に、電力指令メッセージの送信によって潮流量又は逆潮流量を抑制する際に、管理サーバによって管理される全ての施設に対して電力指令メッセージを一律に送信すると、管理サーバによって管理される施設のグループ全体として、非効率な潮流又は逆潮流の抑制制御が行われる可能性も考えられる。
　開示の概要に係る通信装置は、エネルギー蓄積装置の運転状態を制御する制御部と、電力指令メッセージを送信する管理サーバに対して、前記エネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報を送信する送信部とを備える。
　開示の概要では、通信装置は、管理サーバに対して、エネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報を送信する。従って、管理サーバは、蓄積装置情報に基づいて、潮流又は逆潮流の抑制制御にエネルギー蓄積装置が寄与するか否か、或いは、潮流又は逆潮流の抑制制御にエネルギー蓄積装置が寄与する度合いなどの情報を把握することができる。これによって、管理サーバによって管理される施設のグループ全体として、潮流又は逆潮流の抑制制御を効率的に行うことができる。
　［第１実施形態］
　（電力管理システム）
　以下において、第１実施形態に係る電力管理システムについて説明する。
　図１に示すように、電力管理システム１は、施設１００と、ネットワーク２００と、下位管理サーバ３００と、上位管理サーバ４００とを有する。
　施設１００は、ＥＭＳ１１０と、負荷１２０と、分散電源１３０とを有する。ＥＭＳ１１０は、施設１００に設けられる設備の電力を管理する装置（Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）である。負荷１２０は、電力を消費する設備である。負荷１２０は、例えば、冷蔵庫、照明、エアコン、テレビなどの設備を含む。負荷１２０は、単数の設備を含んでもよく、複数の設備を含んでもよい。分散電源１３０は、電力を発生させたり、電力を蓄電したりする設備である。分散電源１３０は、例えば、太陽電池、燃料電池、蓄電池などの設備を含む。分散電源１３０は、単数の設備を含んでもよく、複数の設備を含んでもよい。
　第１実施形態では、施設１００Ａ、施設１００Ｂ及び施設１００Ｃが施設１００として例示されている。施設１００Ａ、施設１００Ｂ及び施設１００Ｃは同様の構成を有する。
　ネットワーク２００は、施設１００と下位管理サーバ３００とを接続する通信回線である。ネットワーク２００は、例えば、インターネットである。ネットワーク２００は、各施設１００が契約するプロバイダによって提供される。
　下位管理サーバ３００は、配電事業者などのアグリゲータに属するサーバである。アグリゲータは、当該アグリゲータと契約する施設１００の潮流量又は逆潮流量を管理する事業者である。
　第１実施形態では、下位管理サーバ３００Ａ及び下位管理サーバ３００Ｂが下位管理サーバ３００として例示されている。下位管理サーバ３００Ａ及び下位管理サーバ３００Ｂは同様の構成を有する。なお、上位管理サーバ４００及び下位管理サーバ３００は一体であってもよい。
　上位管理サーバ４００は、電力会社などの電力事業者に属するサーバである。電力事業者は、施設１００の潮流量又は逆潮流量の管理をアグリゲータに委託してもよい。
　第１実施形態では、上位管理サーバ４００は、電力系統から施設１００に対する潮流量（電力の供給量）の抑制を要求する潮流抑制メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ　Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信する。上位管理サーバ４００は、施設１００から電力系統に対する逆潮流量の抑制を要求する逆潮流抑制メッセージを送信する。第１実施形態では、潮流抑制メッセージ及び逆潮流抑制メッセージを電力指令メッセージと総称する。
　ここで、潮流抑制メッセージは、電力系統から施設１００に供給される電力量（潮流量）の抑制度合いを示す情報を含む。抑制度合いは、電力量の絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、電力量の相対値（例えば、○○ｋＷの減少）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、電力量の抑制割合（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、予め決められた段階（例えば、０、１、２、３）で表されてもよい。
　或いは、潮流抑制メッセージは、電力系統からの潮流の対価である買電価格を示す情報を含んでもよい。買電価格として高い価格を設定することによって、電力系統から施設１００に供給される電力量の抑制が期待される。
　逆潮流抑制メッセージは、施設１００から電力系統に出力される電力量（逆潮流量）の抑制度合いを示す情報を含む。詳細には、逆潮流抑制メッセージは、分散電源の出力の抑制度合いを示す情報を含む。抑制度合いは、分散電源の出力の絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、分散電源の出力の相対値（例えば、○○ｋＷの減少）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、予め決められた段階（例えば、０、１、２、３）で表されてもよい。或いは、抑制度合いは、分散電源の出力の抑制割合（例えば、○○％）で表されてもよい。抑制割合とは、施設１００に分散電源を設置する際に、分散電源を制御するＰＣＳの出力能力として認定を受けた出力（以下、設備認定出力）に対する割合であってもよい。分散電源の出力能力とＰＣＳの出力能力とが異なる場合には、設備認定出力は、これらの出力能力のうち、小さい方の出力能力である。複数のＰＣＳが設置されるケースにおいては、設備認定出力は、複数のＰＣＳの出力能力の合計である。
　ここで、潮流抑制メッセージ及び逆潮流抑制メッセージのフォーマットとして、独自フォーマットを用いてもよいし、自動デマンドレスポンス（ＡＤＲ；Ａｕｔｏｍａｔｅｄ　Ｄｅｍａｎｄ　Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠したフォーマットを用いてもよい。上位管理サーバ４００と下位管理サーバ３００との間の通信及び下位管理サーバ３００と施設１００との間の通信は、Ｏｐｅｎ　ＡＤＲ規格に準拠する方式（例えば、Ｏｐｅｎ　ＡＤＲ２．０など）で行われてもよい。
　（管理サーバ）
　以下において、第１実施形態に係る管理サーバについて説明する。ここでは、管理サーバとして下位管理サーバ３００を例示する。但し、管理サーバは、上位管理サーバ４００であってもよい。
　図２に示すように、下位管理サーバ３００は、通信部３１０と、管理部３２０と、制御部３３０とを有する。
　通信部３１０は、通信モジュール等によって構成されており、施設１００及び上位管理サーバ４００と通信を行う。例えば、通信部３１０は、潮流抑制メッセージ又は逆潮流抑制メッセージを含む電力指令メッセージを上位管理サーバ４００から受信する。通信部３１０は、ネットワーク２００（通信回線）を介して、潮流抑制メッセージ又は逆潮流抑制メッセージを含む電力指令メッセージを施設１００に送信する。施設１００の潮流量又は逆潮流量の管理がアグリゲータ（下位管理サーバ３００）に委託されるため、施設１００に送信される電力指令メッセージの内容は、上位管理サーバ４００から受信する電力指令メッセージの内容と異なっていてもよい。
　第１実施形態では、後述するように、潮流量又は逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報に基づいて、需給調整計画が決定される。需給調整計画とは、電力指令メッセージの送信相手（施設１００）及び電力指令メッセージの内容（潮流の抑制量又は逆潮流の抑制量）の計画である。従って、通信部３１０は、抑制影響情報に基づいて、電力指令メッセージを施設１００に送信する。
　管理部３２０は、ハードディスクドライブなどのストレージ等によって構成されており、潮流量又は逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報を管理する。
　例えば、管理部３２０は、図３に示す項目のうち、少なくとも１つの項目に対応する抑制影響情報を管理する。
　図３に示すように、抑制影響情報は、設備情報、施設環境情報、抑制時間情報及びＥＭＳ能力情報などの項目のうち少なくとも１つに対応する抑制影響情報を管理する。
　「設備情報」は、施設１００が有する設備に関する情報である。例えば、設備情報は、設備の構成を示す構成情報及び設備の動作状態を示す状態情報の少なくともいずれか１つの情報を含む。具体的には、「設備情報」は、施設１００が有する負荷に関する負荷情報及び施設１００が有する分散電源に関する分散電源情報の少なくともいずれか１つの情報を含む。
　負荷情報は、構成情報として負荷の種別を示す情報を含み、又は／及び、状態情報として負荷の消費電力及び負荷の運転状態のいずれか１つを示す情報を含む。負荷情報が負荷の種別を示す情報を含む場合には、潮流量又は逆潮流量を抑制する余地を有する負荷を施設１００が有しているか否かを予測することができる。例えば、冷蔵庫は、潮流量又は逆潮流量を抑制する余地を有しておらず、エアコンは、潮流量又は逆潮流量を抑制する余地を有している。負荷情報が負荷の消費電力及び負荷の運転状態のいずれか１つを示す情報を含む場合にも、施設１００が有する負荷の消費電力の増減を調整することができるか否かを予測することができる。例えば、エアコンの消費電力が大きい或いはエアコンの設定温度が低い場合には、消費電力の減少によって潮流量を減少することが可能であると予測することができ、或いは、消費電力の増大によって逆潮流量を減少することが難しいと予測することができる。一方で、エアコンの消費電力が小さい或いはエアコンの設定温度が高い場合には、消費電力の減少によって潮流量を削減することが難しいと予測することができ、或いは、消費電力の増大によって逆潮流量を増大することが可能であると予測することができる。
　分散電源情報は、構成情報として分散電源の種別を示す情報を含み、又は／及び、状態情報として分散電源の出力可能量を示す情報を含む。分散電源情報が分散電源の種別を示す情報を含む場合には、分散電源の出力調整によって潮流量又は逆潮流量を抑制することができるか否かを予測することができる。例えば、施設１００が太陽電池又は燃料電池などの発電装置を有する場合には、発電装置の出力調整によって潮流量又は逆潮流量を抑制することができると予測することができる。同様に、施設１００が蓄電池を有する場合には、蓄電池の充放電調整によって潮流量又は逆潮流量を抑制することができると予測することができる。分散電源情報が出力可能量を示す情報を含む場合には、潮流量又は逆潮流量を抑制可能な量を予測することができる。出力可能量は、太陽電池又は燃料電池などの発電装置の最大出力量であってもよく、現在の出力量であってもよく、現在の出力量と最大出力量との差異であってもよい。出力可能量は、蓄電池の最大蓄電容量、現在の蓄電量、現在の蓄電比率（％）、蓄電可能量、現在の蓄電量と最大蓄電量との差異、蓄電目標量、及び所定時間経過後の蓄電予測量であってもよい。
　「施設環境情報」は、施設１００の環境を示す情報である。具体的には、施設環境情報は、施設１００の温度及び施設１００の管理状態の少なくともいずれか１つを示す情報を含む。施設１００の温度は、施設１００の外気温度であってもよく、施設１００の室内温度であってもよい。このような情報によれば、例えば、施設１００のユーザの快適さを維持しながらも、エアコンの設定温度を調整することによって、潮流量又は逆潮流量を抑制することができるか否かを予測することができる。施設１００の管理状態は、施設として省エネルギー管理を許容するか否か、施設として省エネルギー管理を実行しているか否かなどの情報を含む。例えば、省エネルギー管理が許容されているケースにおいて、省エネルギー管理が実行されていない場合には、省エネルギー管理の実行によって潮流量を抑制することができるか否かを予測することができる。或いは、省エネルギー管理が実行されている場合には、省エネルギー管理の解除によって逆潮流量を抑制することができるか否かを予測することができる。ここで、省エネルギー管理とは、エアコンの温度調整及び照明の明るさ調整によって、負荷の消費電力を削減する管理である。省エネルギー管理の内容は、施設１００に予め設定されていてもよく、下位管理サーバ３００から指示されてもよい。
　「抑制時間情報」は、施設１００において潮流量又は逆潮流量の抑制を開始可能なタイミング、施設１００において潮流量又は逆潮流量の抑制を継続可能な時間長、施設１００において潮流量又は逆潮流量を抑制可能な時間帯の少なくともいずれか１つを示す情報を含む。このような情報によれば、潮流量又は逆潮流量の抑制可能な時間帯を予測することができる。
　「ＥＭＳ能力情報」は、施設１００が有する設備を制御するＥＭＳ１１０の能力に関する情報である。ＥＭＳ能力情報は、ＥＭＳ１１０が設備を制御可能な単位時間長及び電力指令メッセージの受信から潮流量又は逆潮流量の抑制を開始可能なタイミングまでの応答時間、潮流量又は逆潮流量の抑制指示の対応個数の少なくともいずれか１つを示す情報を含む。ＥＭＳ能力情報が単位時間長を含む場合には、潮流量又は逆潮流量を抑制可能な単位時間長を把握することができ、上述した需給調整計画を時間帯毎に決定することができる。ＥＭＳ能力情報が応答時間を含む場合には、応答時間が短いＥＭＳ１１０を有する施設１００から順に潮流量又は逆潮流量の抑制を指示することによって、潮流量又は逆潮流量を速やかに抑制することができる。ＥＭＳ能力情報が対応個数を含む場合には、ＥＭＳ１１０に対して送信する潮流量又は逆潮流量の抑制の指示をＥＭＳ１１０毎に対応した数に変更することで、例えば自動制御可能で３０分毎の制御が可能な複雑な指示に対応したＥＭＳ１１０には複数の指示を送信することで、施設１００への調整量の和が時間毎に凹凸が発生しないように制御し、アグリゲータでの調整量が上位管理サーバからの指示と一致するように制御することができる。
　制御部３３０は、ＣＰＵ又はメモリ等によって構成されており、通信部３１０及び管理部３２０を制御する。
　例えば、制御部３３０は、管理部３２０が管理する抑制影響情報に基づいて、需給調整計画を決定する。需給調整計画とは、上述したように、電力指令メッセージの送信相手（施設１００）及び電力指令メッセージの内容（潮流の抑制量又は逆潮流の抑制量）の計画である。需給調整計画は、上位管理サーバ４００から受信する電力指令メッセージによって潮流量又は逆潮流量の抑制が指示された期間において単位時間長（例えば、３０分）毎に決定されてもよい。具体的には、制御部３３０は、図３に示す情報に基づいて、潮流量又は逆潮流量を抑制可能な施設１００を選択するとともに、選択された施設１００毎に潮流量又は逆潮流量を抑制可能な量を予測する。
　制御部３３０は、電力指令メッセージに対して潮流量又は逆潮流量を抑制した実績に対するインセンティブを決定する。インセンティブは、金銭報酬であってもよく、金銭的な債権、商品券又はクーポンなどの無体物による報酬であってもよく、景品などの有体物による報酬であってもよい。
　（管理方法）
　以下において、第１実施形態に係る管理方法について説明する。
　図４に示すように、ステップＳ１０１において、下位管理サーバ３００は、潮流量又は逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報を管理する。抑制影響情報は、図３に示す通りである。
　ステップＳ１０２において、下位管理サーバ３００は、上位管理サーバ４００から電力指令メッセージを受信する。
　ステップＳ１０３において、下位管理サーバ３００は、抑制影響情報に基づいて需給調整計画を決定する。需給調整計画とは、上述したように、電力指令メッセージの送信相手（施設１００）及び電力指令メッセージの内容（潮流の抑制量又は逆潮流の抑制量）の計画である。
　ステップＳ１０４において、下位管理サーバ３００は、ステップＳ１０３の結果に応じて、電力指令メッセージを施設１００に送信する。
　ステップＳ１０５において、施設１００は、電力指令メッセージに応じて、潮流量又は逆潮流量を制御する。
　ステップＳ１０６において、施設１００は、ステップＳ１０５の結果（電力制御の実績）を下位管理サーバ３００に送信する。
　ステップＳ１０７において、下位管理サーバ３００は、ステップＳ１０６で受信する実績に基づいて、電力指令メッセージに対して潮流量又は逆潮流量を抑制した実績に対するインセンティブを決定する。
　（具体例）
　以下において、第１実施形態に係る需給調整計画の具体例について説明する。ここでは、潮流量の抑制計画の具体例について例示する。
　図５では、施設１００Ａ～施設１００Ｄが下位管理サーバ３００によって管理されるケースを例示する。蓄電池及び発電装置は、施設１００Ａ～施設１００Ｄのいずれか１つの以上の施設１００に設けられている。ＤＲは、上位管理サーバ４００から下位管理サーバ３００に送信される電力指令メッセージ（Ｄｅｍａｎｄ　Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）である。なお、図５の縦軸は、潮流量の抑制開始時点をゼロとして指数によって表されている。
　このようなケースにおいて、下位管理サーバ３００は、上位管理サーバ４００から受信するＤＲに応じて潮流量を抑制するために、需給調整計画を決定する。需給調整計画は、上述したように、抑制影響情報に基づいて決定される。
　上位管理サーバ４００から受信するＤＲは、以下に示す指示である。
　１２：００－１３：００・・・５０の削減
　１３：００－１３：３０・・・７５の削減
　１３：３０－１４：００・・・１００の削減
　１４：００－１４：３０・・・７５の削減
　１４：３０－１５：００・・・５０の削減
　（１）施設１００Ａに対して、以下に示す電力指令メッセージを送信する。例えば、施設１００Ａが有するＥＭＳ１１０は、潮流量を抑制可能な単位時間長として３０分の能力を有し、複数個の抑制指示に対応する。
　１０：００－１１：３０・・・１０の削減
　１３：００－１３：３０・・・３０の削減
　１３：３０－１４：００・・・４０の削減
　１４：００－１４：３０・・・３５の削減
　１４：３０－１５：００・・・２０の削減
　（２）施設１００Ｂに対して、以下に示す電力指令メッセージを送信する。例えば、施設１００Ｂが有するＥＭＳ１１０は、潮流量を抑制可能な単位時間長として１時間の能力を有する。
　１２：００－１５：００・・・３０の削減
　（３）施設１００Ｃに対して、以下に示す電力指令メッセージを送信する。例えば、施設１００Ｃが有するＥＭＳ１１０は、潮流量を抑制可能な単位時間長として１時間の能力を有する。
　１２：００－１３：００・・・２０の削減
　（４）施設１００Ｄに対して、以下に示す電力指令メッセージを送信する。例えば、施設１００Ｄが有するＥＭＳ１１０は、潮流量を抑制可能な単位時間長として３０分の能力を有する。
　１３：３０－１４：００・・・１０の削減
　（５）発電装置に対して、以下に示す電力指令メッセージを送信する。例えば、発電装置を有する施設１００のＥＭＳ１１０は、潮流量を抑制可能な単位時間長として３０分の能力を有し、複数個の抑制指示に対応する。
　１３：００－１３：３０・・・５の削減（５の発電）
　１３：３０－１４：００・・・１０の削減（１０の発電）
　（６）蓄電池に対して、以下に示す電力指令メッセージを送信する。例えば、蓄電池を有する施設１００のＥＭＳ１１０は、潮流量を抑制可能な単位時間長として３０分の能力を有し、複数個の抑制指示に対応する。
　１０：００－１１：３０・・・１０の増加（１０の充電）
　１３：００－１４：３０・・・１０の削減（１０の放電）
　このように、上述した抑制影響情報に基づいて需給調整計画を下位管理サーバ３００が決定することによって、各施設１００が実現可能な抑制量を予測するとともに、時間帯毎に細分化された需給調整計画を適切に決定することができる。
　（作用及び効果）
　第１実施形態に係る下位管理サーバ３００は、潮流量又は逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報を管理しており、抑制影響情報に基づいて、電力指令メッセージを施設１００に送信する。このような構成によれば、施設１００が電力指令メッセージに従うか否かを予測しながら、電力指令メッセージが送信されるため、電力指令メッセージによって潮流量又は逆潮流量を適切に抑制することができる。
　なお、第１実施形態では、下位管理サーバ３００は、施設１００の潮流量又は逆潮流量の管理を電力事業者から委託されるアグリゲータに属しているが、上述した構成によれば、アグリゲータは、電力事業者の委託に応えることができる。
　［第２実施形態］
　（電力管理システム）
　以下において、第２実施形態に係る電力管理システムについて説明する。図６に示すように、電力管理システム１は、施設１００と、ネットワーク２００と、下位管理サーバ３００と、上位管理サーバ４００とを有する。第２実施形態に係る電力管理システム１は、施設１００がＥＭＳ１１０に代えて通信装置１５０を有する点を除いて第１実施形態と同様である。施設１００は、ＥＭＳ１１０及び通信装置１５０の双方を有していてもよい。
　第２実施形態において、需要家通信装置１は、施設１００に設けられる設備の電力を管理する装置（Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）或いは分散電源１３０を制御するＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ）である。分散電源１３０は、電力を発生する設備である。分散電源１３０は、例えば、太陽電池、風力発電、燃料電池、ガスエンジン発電機、蓄電池などの設備を含む。分散電源１３０は、単数の設備でもよく、複数の設備を含んでもよい。
　第２実施形態では、施設１００は、エネルギー蓄積装置を有する。エネルギー蓄積装置は、例えば、蓄電池であってもよく、貯湯装置であってもよい。エネルギー蓄積装置は、蓄電池である場合は、例えば、電気自動車に搭載された蓄電池であってもよい。施設１００は、施設１００から電力系統に対する逆潮流を行うための電力を発生する分散電源１３０である逆潮流電源を有していてもよい。逆潮流電源は、例えば、太陽電池である。
　（通信装置）
　以下において、第２実施形態に係る通信装置について説明する。図７に示すように、通信装置１５０は、通信部１５１と、制御部１５２とを有する。
　通信部１５１は、通信モジュール等によって構成されており、下位管理サーバ３００又は上位管理サーバ４００と通信を行う。ここでは、通信部１５１が下位管理サーバ３００と通信を行うケースを例示する。例えば、通信部１５１は、ネットワーク２００（通信回線）を介して、潮流抑制メッセージ又は逆潮流抑制メッセージを含む電力指令メッセージを下位管理サーバ３００から受信する。
　第２実施形態では、通信部１５１は、エネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報を下位管理サーバ３００に送信する。蓄積装置情報の詳細については後述するが、蓄積装置情報は、例えば、蓄電池情報、ＰＣＳ情報及び貯湯装置情報などの項目のうち少なくとも１つに関連する情報を含む（図９を参照）。
　制御部１５２は、ＣＰＵやメモリ等によって構成されており、通信部１５１を制御する。例えば、制御部１５２は、少なくとも、エネルギー蓄積装置の運転状態を制御する。制御部１５２は、逆潮流電源の出力を制御してもよい。制御部１５２は、電力指令メッセージに基づいて、潮流又は逆潮流の抑制制御を実行する。
　（管理サーバ）
　以下において、第２実施形態に係る管理サーバについて説明する。ここでは、管理サーバとして下位管理サーバ３００を例示する。但し、管理サーバは、上位管理サーバ４００であってもよい。図８に示すように、下位管理サーバ３００は、通信部３１０と、制御部３２０とを有する。第２実施形態に係る下位管理サーバ３００は、管理部３２０を有していない点を除いて第１実施形態と同様である。下位管理サーバ３００は、管理部３２０を有していてもよい。管理部３２０は、エネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報を管理する。
　例えば、制御部３２０は、施設１００（通信装置１５０）から受信する蓄積装置情報に基づいて、需給調整計画を決定する。需給調整計画とは、電力指令メッセージの送信相手（施設１００）及び電力指令メッセージの内容（潮流の抑制量又は逆潮流の抑制量）の計画である。需給調整計画は、上位管理サーバ４００から受信する電力指令メッセージによって潮流量又は逆潮流量の抑制が指示された期間において単位時間長（例えば、３０分）毎に決定されてもよい。
　（蓄積装置情報）
　以下において、第２実施形態に係る蓄積装置情報について説明する。
　図９に示すように、蓄積装置情報は、蓄電池情報、ＰＣＳ情報及び貯湯装置情報などの項目のうち少なくとも１つに対応する情報を含む。
　「蓄電池情報」は、蓄電池に関する情報である。蓄電池の放電制御によって潮流量を減少することができるため、蓄電池は、潮流の抑制制御に寄与する設備であることに留意すべきである。一方で、蓄電池の充電制御によって逆潮流量を減少することができるため、蓄電池は、逆潮流の抑制制御に寄与する設備であることに留意すべきである。
　具体的には、蓄電池情報は、蓄電池の蓄電容量、蓄電池の蓄電残量、蓄電池の定格入力、蓄電池の定格出力（例えば、定格電力、定格電圧、又は定格電流など）、蓄電池の運転モード、及び、蓄電池の運転スケジュールのうち、少なくともいずれか１つに関連する情報を含む。蓄電池情報は、他に、蓄電池の充電率、現在の出力電力、及び、出力可能電力などの情報を含んでもよい。
　これによって、下位管理サーバ３００は、潮流又は逆潮流の抑制制御に蓄電池が寄与する度合いを把握することができる。例えば、蓄電容量が大きいケース、蓄電残量が多いケース又は定格出力が大きいケースにおいて、下位管理サーバ３００は、蓄電池の放電可能量が大きいと推定し、潮流の抑制制御に蓄電池が寄与する度合いが高いと判定することができる。
　一方で、蓄電容量が大きいケース、蓄電残量が少ないケース又は定格入力が大きいケースにおいて、下位管理サーバ３００は、蓄電池の充電可能量が大きいと推定し、逆潮流の抑制制御に蓄電池が寄与する度合いが高いと判定することができる。或いは、下位管理サーバ３００は、蓄電池の運転モードが放電モードである場合に、潮流の抑制制御に蓄電池が寄与すると判定し、蓄電池の運転モードが充電モードである場合に、逆潮流の抑制制御に蓄電池が寄与すると判定することができる。
　蓄電池情報は、運転スケジュールを含んでいてもよい。運転スケジュールは、蓄電池が何時から何時まで放電するスケジュールであったり、蓄電池が何時から何時まで充電するスケジュールであったりする。運転スケジュールには、上述した運転モードが含まれていてもよい。
　蓄電池情報は、蓄電池が故障しているか否か、及び、蓄電池が故障から復帰する方法が自動復帰であるか手動復帰であるかを示す故障情報を含んでいてもよい。蓄電池が故障している場合には、蓄電池の放電又は充電制御を行うことができない。従って、下位管理サーバ３００は、潮流又は逆潮流の抑制制御に蓄電池が寄与しないと判定することができる。なお、故障情報には、逆潮流電源が正常動作していること（故障が起こっていないこと）を示す情報を含んでいてもよい。
　さらに、復帰方法が自動復帰である場合には、復帰方法が手動復帰であるケースと比べて、蓄電池の復帰タイミングが早いと考えられる。従って、下位管理サーバ３００は、蓄電池が故障している場合であっても、手動復帰の蓄電池よりも自動復帰の蓄電池が潮流又は逆潮流の抑制制御に寄与する可能性が高いと判断することができる。
　蓄電池情報は、蓄電池のメンテナンスが行われるスケジュールを示すメンテナンス情報を含む。メンテナンスが行われる期間において蓄電池の放電又は充電制御を行うことができない。従って、下位管理サーバ３００は、潮流又は逆潮流の抑制期間と重複する期間にメンテナンスが行われる蓄電池が潮流又は逆潮流の抑制制御に蓄電池が寄与しないと判定することができる。
　「ＰＣＳ情報」は、逆潮流電源及び蓄電池を制御する電力変換装置（ＰＣＳ）が同一であるか否かを示す情報を含む。逆潮流電源及び蓄電池を制御するＰＣＳが同一である場合であって、逆潮流の抑制量がＰＣＳの出力によって判断される場合には、蓄電池の充電によって逆潮流量を抑制することができる。従って、ＰＣＳ情報は、逆潮流の抑制制御に寄与する情報である。なお、ＰＣＳ情報には、ＰＣＳの設置日（設備認定取得日、又は、設備認定取得日と電力会社への接続契約締結申込日の遅い日）が含まれていてもよい。
　ここで、逆潮流の抑制期間であっても、施設１００として逆潮流が行われていなければ、逆潮流電源の出力を抑制する必要がない。従って、逆潮流電源及び蓄電池を制御するＰＣＳが異なっていても、蓄電池が逆潮流の抑制制御に寄与することに変わりはない。
　「貯湯装置情報」は、前記貯湯装置に関する情報である。貯湯装置の湯量の増大によって逆潮流量を減少することができるため、貯湯装置は、逆潮流の抑制制御に寄与する設備であることに留意すべきである。一方で、貯湯装置の維持の増大によって潮流量の増大を抑制することができるという意味で、貯湯装置は、潮流の抑制制御に寄与する設備であると考えてもよい。
　具体的には、貯湯装置情報は、貯湯装置の湯温に関する情報、貯湯装置の貯湯容量及び貯湯装置の残り湯量のうち、少なくともいずれか１つを示す情報を含む。これによって、下位管理サーバ３００は、潮流又は逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与する度合いを把握することができる。例えば、貯湯容量が大きいケース又は残り湯量が少ないケースにおいて、下位管理サーバ３００は、逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与する度合いが高いと判定することができる。
　また、貯湯装置情報は、貯湯装置の現在の状態を示す運転モードを含まれていてもよい。下位管理サーバ３００は、貯湯装置の運転モードが炊き上げ又は炊き上げ休止の情報により逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与できるか判定することができる。さらに、運転モードで自動炊き上げと、手動炊き上げの情報により随時炊き上げを行っているか否か判断ができ、逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与できるか判定することができる。
　また、貯湯装置情報は、現在の貯湯温度と、貯湯完了時の貯湯温度を示す貯湯温度を含まれていてもよい。下位管理サーバ３００は、貯湯温度情報から、現在の貯湯温度と貯湯完了時の貯湯温度を比較し、逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与できるか判定することができる。
　また、貯湯装置情報は、貯湯装置に予め設定されている貯湯の運転スケジュールを示した運転スケジュールを含まれていてもよい。下位管理サーバ３００は、運転スケジュール情報からどれだけの量を貯湯するかを把握し、逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与できるか判定することができる。
　また、貯湯装置情報は、目標湯量までの不足湯量、又は目標湯温までの不足湯温が含まれていてもよい。下位管理サーバ３００は、貯湯装置において目標湯量までの不足湯量、又は貯湯装置における目標湯温までの不足湯温から必要電力を予測することができ、逆潮流の抑制制御で得られる抑制量を算出することができる。
　貯湯装置情報は、季節毎に異なる貯湯装置の定格消費電力情報を示す季別定格を含まれていてもよい。下位管理サーバ３００は、季別定格情報から逆潮流の抑制制御で得られる抑制量を算出することができる。
　貯湯装置情報は、貯湯装置が故障しているか否か、及び、貯湯装置が故障から復帰する方法が自動復帰であるか手動復帰であるかを示す故障情報を含まれていてもよい。貯湯装置が故障している場合には、貯湯を行うことができない。従って、下位管理サーバ３００は、逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与しないと判定することができる。
　さらに、復帰方法が自動復帰である場合には、復帰方法が手動復帰であるケースと比べて、貯湯装置の復帰タイミングが早いと考えられる。従って、下位管理サーバ３００は、貯湯装置が故障している場合であっても、手動復帰の貯湯装置よりも自動復帰の貯湯装置が逆潮流の抑制制御に寄与する可能性が高いと判断することができる。
　また、貯湯装置情報は、貯湯装置のメンテナンスが行われるスケジュールを示すメンテナンス情報を含まれていてもよい。メンテナンスが行われる期間において貯湯装置の貯湯制御を行うことができない。従って、下位管理サーバ３００は、逆潮流の抑制期間と重複する期間にメンテナンスが行われる貯湯装置が逆潮流の抑制制御に貯湯装置が寄与しないと判定することができる。
　（通信方法）
　以下において、第２実施形態に係る通信方法について説明する。
　図１０に示すように、ステップＳ２０１において、通信装置１５０は、蓄積装置情報を下位管理サーバ３００に送信する。蓄積装置情報は、図９に示すように、蓄電池情報、ＰＣＳ情報及び貯湯装置情報などの項目のうち少なくとも１つに対応する情報を含む。
　ステップＳ２０２において、下位管理サーバ３００は、蓄積装置情報に基づいて、需給調整計画を決定する。需給調整計画とは、電力指令メッセージの送信相手（施設１００）及び電力指令メッセージの内容（潮流の抑制量又は逆潮流の抑制量）の計画である。
　ステップＳ２０３において、下位管理サーバ３００は、ステップＳ２０２の結果に基づいて、電力指令メッセージを通信装置１５０に送信する。
　（作用及び効果）
　第２実施形態に係る通信装置１５０は、下位管理サーバ３００に対して、逆潮流電源に関する蓄積装置情報を送信する。従って、下位管理サーバ３００は、蓄積装置情報に基づいて、潮流又は逆潮流の抑制制御にエネルギー蓄積装置が寄与するか否か、或いは、潮流又は逆潮流の抑制制御にエネルギー蓄積装置が寄与する度合いなどの情報を把握することができる。これによって、管理サーバによって管理される施設のグループ全体として、逆潮流の抑制制御を効率的に行うことができる。
　なお、第２実施形態では、下位管理サーバ３００は、施設１００の潮流量又は逆潮流量の管理を電力事業者から委託されるアグリゲータに属しているが、上述した構成によれば、アグリゲータは、電力事業者の委託に応えることができる。
　［変更例１］
　以下において、第２実施形態の変更例１について説明する。以下においては、第２実施形態に対する相違点について説明する。変更例１においては、施設１００が下位管理サーバ３００に蓄積装置情報を送信するタイミングについて説明する。
　第１に、施設１００は、下位管理サーバ３００の送信要求に応じて、蓄積装置情報を送信してもよい。施設１００は、下位管理サーバ３００の送信要求に応じて、直ちに蓄積装置情報を送信してもよく、下位管理サーバ３００の送信要求によって指定されたタイミングで、蓄積装置情報を送信してもよく、下位管理サーバ３００の送信要求によって指定されたトリガが満たされた場合に、蓄積装置情報を送信してもよい。下位管理サーバ３００の送信要求は、蓄積装置情報を送信するタイミングを指定する情報を含んでもよく、蓄積装置情報を送信するために満たすべきトリガを示す情報を含んでもよい。
　第２に、施設１００は、潮流又は逆潮流の抑制期間の開始後に、蓄積装置情報を送信してもよい。これによって、潮流又は逆潮流の抑制期間の開始後において、下位管理サーバ３００は需給調整計画を見直すことができる。
　第３に、施設１００は、潮流又は逆潮流の抑制期間に対応する所定タイミングで蓄積装置情報を送信してもよい。所定タイミングは、潮流又は逆潮流の抑制期間の開始前のタイミングである。例えば、所定タイミングは、潮流又は逆潮流の抑制期間の開始タイミングに対する相対的な時間差（○○分前ｏｒ○○時間前）によって示される。
　［変更例２］
　以下において、第２実施形態の変更例２について説明する。以下においては、第２実施形態に対する相違点について説明する。変更例２においては、通信装置１５０（通信部１５１）は、下位管理サーバ３００に対して、蓄積装置情報に加えて、売電価格情報を送信する。売電価格情報は、施設１００から電力系統に対する逆潮流に伴う電力の売電価格を示す情報である。
　ここで、売電価格は、逆潮流電源から出力される電力を売電するときの対価である。より詳細には、逆潮流電源から出力される電力から施設１００で消費される電力を除いた余剰電力の対価である。なお、売電価格情報は、売電単価及び売電量の少なくとも１つ含んでもよい。売電量を売電価格情報に含めることによって、下位管理サーバ３００は対象の施設１００がどれくらいの量を逆潮流しているのか把握することができる。
　一般的に、売電価格が高い場合には、逆潮流の抑制制御が不利である。従って、下位管理サーバ３００は、売電価格が相対的に高い施設１００よりも売電価格が相対的に低い施設１００を逆潮流抑制メッセージの送信相手として優先的に選択することができる。或いは、下位管理サーバ３００は、売電価格が相対的に高い施設１００よりも売電価格が相対的に低い施設１００に対して、逆潮流の抑制量として大きな抑制量を割り当てることができる。
　ここで、売電価格情報は、売電価格が適用される時間帯と売電価格とを対応付ける情報を含んでもよい。これによって、逆潮流の抑制期間に適用される売電価格を下位管理サーバ３００が把握することができる。
　また、売電価格情報には、施設１００で保存されている出力抑制スケジュールに関する情報を含んでもよい。売電価格情報として、出力抑制スケジュール全部であってもよいし、一部であってもよい。また、売電価格情報には、過去の出力抑制の実績値が含まれていてもよい。保存されている出力抑制スケジュールを売電価格情報に含めることによって、下位管理サーバ３００は施設１００が認識している出力抑制スケジュールを確認することができる。
　［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。
　第１実施形態及び第２実施形態は組み合わされてもよい。例えば、下位管理サーバ３００は、抑制影響情報及び蓄積装置情報の双方に基づいて、電力指令メッセージを施設１００に送信してもよい。
　実施形態では、潮流量又は逆潮流量の抑制について主として説明した。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。具体的には、実施形態は、施設１００に設けられる分散電源を仮想発電所（ＶＰＰ；Ｖｉｒｔｕａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ）として利用するシステムにも適用可能である。このようなケースにおいて、潮流抑制メッセージ又は逆潮流抑制メッセージについては、施設１００に設置された分散電源の制御を要求する電源メッセージと読み替えればよい。また、「抑制」という用語は「制御」と読み替えればよい。すなわち、実施形態は、潮流量又は逆潮流量を増大するケースにも適用可能である。また、分散電源をＶＰＰとして運転制御する場合、抑制結果として分散電源に指示した運転動作を送ってもよい。
　抑制影響情報は、上述したように、管理部３２０によって管理されていればよい。抑制影響情報は、管理部３２０に予め登録されていてもよく、施設１００から受信されてもよい。抑制影響情報が管理部３２０に予め登録される場合には、例えば、配電事業者などのアグリゲータと施設１００のユーザとの間で契約が結ばれる際に、抑制影響情報が管理部３２０に登録される。抑制影響情報が施設１００から送信される場合には、抑制影響情報の送信は、Ｏｐｅｎ　ＡＤＲ規格に準拠する方式で行われてもよい。例えば、抑制影響情報の送信は、Ｏｐｅｎ　ＡＤＲ規格に準拠するメッセージ（“ＴＥＬＥＭＥＴＲＹ　ＵＳＡＧＥ”、“ＴＥＬＥＭＥＴＲＹ　ＳＴＡＴＵＳ”、“ＥｉＯｐｔ　ｓｅｒｖｉｃｅ”、“ｏａｄｒＤｉｓｔｒｉｂｕｔｅＥｖｅｎｔ”などによって実現される。
　さらに、抑制影響情報に含まれる所定情報が管理部３２０に予め登録されており、抑制影響情報に含まれる所定情報以外の情報が施設１００から受信されてもよい。管理部３２０に予め登録される所定情報は、負荷の構成情報、分散電源の構成情報、施設１００の管理状態及びＥＭＳ能力情報などのように、時間帯毎に変化しない静的な情報であってもよい。施設１００から受信される情報は、負荷の状態情報、分散電源の状態情報、施設１００の温度及び抑制時間情報などのように、時間帯毎に変化する動的な情報であってもよい。
　実施形態では、上位管理サーバ４００と下位管理サーバ３００との間の通信及び下位管理サーバ３００と施設１００との間の通信がＯｐｅｎ　ＡＤＲ規格に準拠する方式で行われる。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。下位管理サーバ３００と施設１００との間の通信は、Ｏｐｅｎ　ＡＤＲ規格以外の規格に準拠してもよい。従って、下位管理サーバ３００と施設１００との間で送受信される所定メッセージは、Ｏｐｅｎ　ＡＤＲ規格以外の規格で定義された所定フォーマットを有していてもよい。
　なお、日本国特許出願第２０１５－１５９４８２号（２０１５年８月１２日出願）及び日本国特許出願第２０１５－１６９７９８号（２０１５年８月２８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 (22)

  1. 　電力指令メッセージを施設に送信する送信部と、
    　電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び前記施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理する管理部とを備え、
    　前記送信部は、前記抑制影響情報及び前記蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信する、管理サーバ。
  2. 　前記電力指令メッセージは、前記施設に設置された分散電源の制御を要求する電源メッセージ、前記潮流量の抑制を要求する潮流抑制メッセージ及び前記逆潮流量の抑制を要求する逆潮流抑制メッセージのいずれか１つのメッセージを含む、請求項１に記載の管理サーバ。
  3. 　前記抑制影響情報を前記施設から受信する受信部を備える、請求項１又は請求項２に記載の管理サーバ。
  4. 　前記抑制影響情報は、前記施設が有する設備に関する設備情報を含み、
    　前記設備情報は、前記設備の構成を示す構成情報及び前記設備の動作状態を示す状態情報の少なくともいずれか１つの情報を含む、請求項１又は請求項３のいずれかに記載の管理サーバ。
  5. 　前記設備情報は、前記施設が有する負荷に関する負荷情報及び前記分散電源に関する分散電源情報のいずれか１つの情報を含む、請求項４に記載の管理サーバ。
  6. 　前記負荷情報は、前記構成情報として前記負荷の種別を示す情報を含み、又は／及び、前記状態情報として前記負荷の消費電力及び前記負荷の運転状態のいずれか１つを示す情報を含む、請求項５に記載の管理サーバ。
  7. 　前記分散電源情報は、前記構成情報として前記分散電源の種別を示す情報を含み、又は／及び、前記状態情報として前記分散電源の出力可能量を示す情報を含む、請求項５に記載の管理サーバ。
  8. 　前記抑制影響情報は、前記施設の環境を示す施設環境情報を含み、
    　前記施設情報は、前記施設の温度及び前記施設の管理状態の少なくともいずれか１つを示す情報を含む、請求項１乃至請求項７のいずれかに記載の管理サーバ。
  9. 　前記抑制影響情報は、前記施設において前記潮流量又は前記逆潮流量を抑制可能な時間を示す抑制時間情報を含み、
    　前記抑制時間情報は、前記施設において前記潮流量又は前記逆潮流量の抑制を開始可能なタイミング、前記施設において前記潮流量又は前記逆潮流量の抑制を継続可能な時間長、前記施設において前記潮流量又は前記逆潮流量を抑制可能な時間帯、前記施設において前記潮流量又は前記逆潮流量の抑制の対応個数の少なくともいずれか１つを示す情報を含む、請求項１乃至請求項８のいずれかに記載の管理サーバ。
  10. 　前記抑制影響情報は、前記施設が有する設備を制御する制御装置の能力に関する能力情報を含み、
    　前記能力情報は、前記制御装置が前記設備を制御可能な単位時間長及び前記電力指令メッセージの受信から前記潮流量又は前記逆潮流量の抑制を開始可能なタイミングまでの応答時間の少なくともいずれか１つを示す情報を含む、請求項１乃至請求項９のいずれかに記載の管理サーバ。
  11. 　前記エネルギー蓄積装置は、蓄電池であり、
    　前記蓄積装置情報は、前記蓄電池に関する蓄電池情報を含む、請求項１乃至請求項１０のいずれかに記載の管理サーバ。
  12. 　前記蓄電池情報は、前記蓄電池の蓄電容量、前記蓄電池の蓄電残量、前記蓄電池の定格入力、前記蓄電池の定格出力、前記蓄電池の運転モード、及び、前記蓄電池の運転スケジュールのうち、少なくともいずれか１つに関する情報を含む、請求項１１に記載の管理サーバ。
  13. 　前記蓄電池情報は、前記蓄電池が故障しているか否かを示す情報、前記蓄電池が故障から復帰する方法が自動復帰であるか手動復帰であるかを示す復帰方法情報、及び、前記蓄電池のメンテナンスが行われるスケジュールを示すメンテナンス情報の少なくともいずれか１つを含む、請求項１１又は請求項１２に記載の管理サーバ。
  14. 　前記蓄積装置情報は、前記逆潮流を行うための電力を発生する分散電源である逆潮流電源及び前記蓄電池を制御する電力変換装置が同一であるか否かを示す電力変換装置情報を含む、請求項１１乃至請求項１２のいずれかに記載の管理サーバ。
  15. 　前記エネルギー蓄積装置は、貯湯装置であり、
    　前記蓄積装置情報は、前記貯湯装置に関する貯湯装置情報を含む、請求項１乃至請求項１４のいずれかに記載の管理サーバ。
  16. 　前記貯湯装置情報は、前記貯湯装置の湯温、前記貯湯装置の貯湯容量、前記貯湯装置の残り湯量、前記貯湯装置の貯湯温度、前記貯湯装置の運転モード、前記貯湯装置の運転スケジュール、目標湯量までの不足湯量、目標湯温までの不足湯温及び季別定格のうち、少なくともいずれか１つを示す情報を含む、請求項１５に記載の管理サーバ。
  17. 　前記受信部は、前記施設から前記電力系統に対する逆潮流に伴う電力の売電価格を示す売電価格情報を受信する、請求項１乃至請求項１６のいずれかに記載の管理サーバ。
  18. 　前記受信部は、前記管理サーバの送信要求に応じて送信される前記蓄積装置情報を受信する、請求項１乃至請求項１７のいずれかに記載の管理サーバ。
  19. 　前記受信部は、前記潮流又は前記逆潮流の抑制期間の開始後に、前記蓄積装置情報を受信する、請求項１乃至請求項１７のいずれかに記載の管理サーバ。
  20. 　前記受信部は、前記潮流量又は前記逆潮流の抑制期間に対応する所定タイミングで前記蓄積装置情報を受信する、請求項１乃至請求項１７のいずれかに記載の管理サーバ。
  21. 　電力指令メッセージを前記施設に送信するステップＡと、
    　電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び前記施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理するステップＢとを備え、
    　前記ステップＡは、前記抑制影響情報及び前記蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信するステップを含む、管理方法。
  22. 　電力指令メッセージを前記施設に送信する送信部と、
    　電力系統から前記施設に対する潮流量又は前記施設から前記電力系統に対する逆潮流量の抑制に影響する抑制影響情報及び前記施設に設けられるエネルギー蓄積装置に関する蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報を管理する管理部とを備え、
    　前記送信部は、前記抑制影響情報及び前記蓄積装置情報の少なくともいずれかの情報に基づいて、前記電力指令メッセージを前記施設に送信する、管理システム。
PCT/JP2016/073551 2015-08-12 2016-08-10 管理サーバ、管理方法及び管理システム Ceased WO2017026508A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/751,312 US20180241210A1 (en) 2015-08-12 2016-08-10 Management server, management method and management system
JP2017534482A JP6420912B2 (ja) 2015-08-12 2016-08-10 管理サーバ、管理方法及び管理システム
EP16835205.2A EP3337009A4 (en) 2015-08-12 2016-08-10 ADMINISTRATIVE SERVERS, ADMINISTRATIVE PROCEDURE AND ADMINISTRATIVE SYSTEM

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015-159482 2015-08-12
JP2015159482 2015-08-12
JP2015169798 2015-08-28
JP2015-169798 2015-08-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017026508A1 true WO2017026508A1 (ja) 2017-02-16

Family

ID=57983749

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2016/073551 Ceased WO2017026508A1 (ja) 2015-08-12 2016-08-10 管理サーバ、管理方法及び管理システム

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20180241210A1 (ja)
EP (1) EP3337009A4 (ja)
JP (1) JP6420912B2 (ja)
WO (1) WO2017026508A1 (ja)

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2018166361A (ja) * 2017-03-28 2018-10-25 東芝ライテック株式会社 情報処理装置および蓄電制御システム
JP2019054647A (ja) * 2017-09-15 2019-04-04 東京瓦斯株式会社 分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法
JP2019080487A (ja) * 2017-10-25 2019-05-23 積水化学工業株式会社 電力管理システム及びプログラム
JP2019118170A (ja) * 2017-12-26 2019-07-18 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 電力制御装置、電力制御方法、プログラム
WO2019150883A1 (ja) * 2018-01-30 2019-08-08 京セラ株式会社 電力管理システム、電力管理サーバ及び電力管理方法
JP2019525718A (ja) * 2016-08-29 2019-09-05 アレリオン エナジー システムズ アクチエボラグＡｌｅｌｉｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｙｓｔｅｍｓ ＡＢ 電力網に予備電力を提供するための方法およびシステム
JP2019187096A (ja) * 2018-04-10 2019-10-24 東京瓦斯株式会社 調整電力量推定システム及び調整電力量推定システムの制御方法
JP2020010521A (ja) * 2018-07-09 2020-01-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
WO2020012834A1 (ja) * 2018-07-09 2020-01-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
WO2021060143A1 (ja) * 2019-09-26 2021-04-01 京セラ株式会社 電力管理システム及び電力管理方法
JP2021184206A (ja) * 2020-05-22 2021-12-02 Kddi株式会社 蓄電池制御装置、蓄電池制御方法及び蓄電池制御システム
WO2023026676A1 (ja) * 2021-08-25 2023-03-02 住友電気工業株式会社 電力調整装置、電力調整システム、拠点調整装置、制御方法、コンピュータプログラム及びデータ構造

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6572313B2 (ja) * 2015-08-28 2019-09-04 京セラ株式会社 通信装置、管理サーバ及び通信方法
JP6468216B2 (ja) * 2016-02-25 2019-02-13 オムロン株式会社 蓄電制御装置、蓄電制御方法、および蓄電制御プログラム
WO2021079957A1 (ja) * 2019-10-25 2021-04-29 京セラ株式会社 取引支援システム及び取引支援方法
JP2022025523A (ja) * 2020-07-29 2022-02-10 京セラ株式会社 電力管理サーバ及び電力管理方法
US20250030248A1 (en) * 2021-11-26 2025-01-23 Kyocera Corporation Power system and control method

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003032899A (ja) * 2001-07-10 2003-01-31 Ennet Corp 電力制御・管理システム
JP2012085423A (ja) * 2010-10-08 2012-04-26 Panasonic Corp 電気機器制御装置、電気機器制御方法及び電気機器
JP2012178935A (ja) * 2011-02-28 2012-09-13 Mitsubishi Electric Corp 系統電力管理システム
JP2014027780A (ja) * 2012-07-26 2014-02-06 Toyota Home Kk 電力供給システム

Family Cites Families (108)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5572438A (en) * 1995-01-05 1996-11-05 Teco Energy Management Services Engery management and building automation system
US6714976B1 (en) * 1997-03-20 2004-03-30 Concord Communications, Inc. Systems and methods for monitoring distributed applications using diagnostic information
US6925361B1 (en) * 1999-11-30 2005-08-02 Orion Engineering Corp. Distributed energy neural network integration system
WO2003084022A1 (en) * 2002-03-28 2003-10-09 Robertshaw Controls Company Energy management system and method
US7132951B2 (en) * 2003-07-11 2006-11-07 Liebert Corporation Apparatus and method for protecting an uninterruptible power supply and critical loads connected thereto
US7177728B2 (en) * 2003-12-30 2007-02-13 Jay Warren Gardner System and methods for maintaining power usage within a set allocation
US9729342B2 (en) * 2010-12-20 2017-08-08 Icontrol Networks, Inc. Defining and implementing sensor triggered response rules
US7660641B2 (en) * 2004-07-21 2010-02-09 International Business Machines Corporation System, graphical user interface (GUI), method and program product for configuring an assembly line
US8183995B2 (en) * 2005-03-08 2012-05-22 Jackson Kit Wang Systems and methods for modifying power usage
EP1952503A4 (en) * 2005-11-02 2010-12-08 Server Tech Inc POWER DISTRIBUTION LOAD DESIGN SYSTEM AND USE METHOD
US20090240381A1 (en) * 2006-03-24 2009-09-24 Rtp Controls Method and apparatus for controlling power consumption
US7590472B2 (en) * 2006-11-09 2009-09-15 Gridpoint, Inc. Energy arbitrage by load shifting
WO2008086114A2 (en) * 2007-01-03 2008-07-17 Gridpoint, Inc. Utility console for controlling energy resources
CA2687037A1 (en) * 2007-05-09 2008-11-20 Gridpoint, Inc. Method and system for scheduling the discharge of distributed power storage devices and for levelizing dispatch participation
US20090187499A1 (en) * 2008-01-21 2009-07-23 David Mulder System, Method and Computer Program Product for Providing Demand Response Functionality
US8014902B2 (en) * 2008-02-22 2011-09-06 Lawrence Kates Method and apparatus for energy-efficient temperature-based systems management
US10168073B2 (en) * 2008-07-01 2019-01-01 Carina Technology, Inc. Water heater demand side management system
US8180867B2 (en) * 2008-07-29 2012-05-15 Schneider Electric USA, Inc. Configuration management system for power monitoring and protection system devices
US8627689B2 (en) * 2008-09-15 2014-01-14 General Electric Company Energy management of clothes washer appliance
CA2737153C (en) * 2008-09-15 2015-01-06 Aclara Power-Line Systems Inc. A method for load control using temporal measurements of energy for individual pieces of equipment
US8041467B2 (en) * 2008-10-31 2011-10-18 General Electric Company Optimal dispatch of demand side electricity resources
US20120059527A1 (en) * 2008-11-05 2012-03-08 GreenSmith Energy Management Systems, L.L.C. Distributed Energy Storage System, and Applications Thereof
US20140351010A1 (en) * 2008-11-14 2014-11-27 Thinkeco Power Inc. System and method of democratizing power to create a meta-exchange
EP2190097B1 (en) * 2008-11-25 2012-05-16 ABB Research Ltd. Method for operating an energy storage system
WO2010083334A1 (en) * 2009-01-14 2010-07-22 Integral Analytics, Inc. Optimization of microgrid energy use and distribution
US8706650B2 (en) * 2009-01-14 2014-04-22 Integral Analytics, Inc. Optimization of microgrid energy use and distribution
WO2010096783A1 (en) * 2009-02-20 2010-08-26 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Dynamic contingency avoidance and mitigation system
US20100250590A1 (en) * 2009-03-30 2010-09-30 Galvin Brian R System and method for managing energy
US8638011B2 (en) * 2009-07-10 2014-01-28 Protonex Technology Corporation Portable power manager operating methods
US20110047052A1 (en) * 2009-08-18 2011-02-24 Kevin Terrill Cornish Method and process for an energy management system for setting and adjusting a minimum energy reserve for a rechargeable energy storage device
EP2293406B1 (en) * 2009-09-07 2015-08-05 ABB Research Ltd. Energy storage systems
US8744638B2 (en) * 2009-09-11 2014-06-03 General Electric Company Method and system for demand response in a distribution network
US8892264B2 (en) * 2009-10-23 2014-11-18 Viridity Energy, Inc. Methods, apparatus and systems for managing energy assets
US20110106327A1 (en) * 2009-11-05 2011-05-05 General Electric Company Energy optimization method
EP2325970A3 (en) * 2009-11-19 2015-01-21 Samsung SDI Co., Ltd. Energy management system and grid-connected energy storage system including the energy management system
US8311754B2 (en) * 2009-12-10 2012-11-13 Home Comfort Zones Power monitoring and analysis system for identifying and tracking individual electrical devices
CA2731433C (en) * 2010-02-09 2018-05-15 Open Access Technology International, Inc. Systems and methods for demand response and distributed energy resource management
US8606419B2 (en) * 2010-05-17 2013-12-10 General Electric Company Submetering power consumption of appliances
JP5447282B2 (ja) * 2010-08-11 2014-03-19 新神戸電機株式会社 自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム
US8560133B2 (en) * 2010-09-01 2013-10-15 General Electric Company Energy smart system
US20120065798A1 (en) * 2010-12-29 2012-03-15 General Electric Company Demand response of devices when different devices are being signaled to shed load
WO2012106389A2 (en) * 2011-02-01 2012-08-09 S & C Electric Co. Distributed energy storage system and method of distributing energy
US20120215368A1 (en) * 2011-02-23 2012-08-23 Nec Laboratories America, Inc. Storage integrated management systems for energy microgrids
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
KR20120111406A (ko) * 2011-03-31 2012-10-10 삼성에스디아이 주식회사 배터리 시스템 및 이를 포함하는 에너지 저장 시스템
US20120268271A1 (en) * 2011-04-19 2012-10-25 Mcmullin Dale Robert Methods and systems for detecting compatibility issues within an electrical grid control system
WO2012144044A1 (ja) * 2011-04-21 2012-10-26 株式会社日立製作所 電力管理システム及び方法
JP5828109B2 (ja) * 2011-05-16 2015-12-02 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 エネルギー管理システム、エネルギー管理システムに用いられるエネルギー管理装置および管理サーバ
EP2710701B1 (en) * 2011-05-20 2019-06-26 Siemens Corporation Bidirectional demand response control
US20120310431A1 (en) * 2011-05-31 2012-12-06 General Electric Company System and method for selecting consumers for demand response
US9310786B2 (en) * 2011-06-17 2016-04-12 Siemens Industry, Inc. Automated demand response scheduling to reduce electrical loads
US9020649B2 (en) * 2011-07-18 2015-04-28 Nec Laboratories America, Inc. Method for real-time power management of a grid-tied microgrid to extend storage lifetime and reduce cost of energy
US9207735B2 (en) * 2011-08-02 2015-12-08 Gram Power, Inc. Power management device and system
US8571955B2 (en) * 2011-08-18 2013-10-29 Siemens Aktiengesellschaft Aggregator-based electric microgrid for residential applications incorporating renewable energy sources
US20130049674A1 (en) * 2011-08-24 2013-02-28 Qualcomm Incorporated Integrated photo voltaic solar plant and electric vehicle charging station and method of operation
US9450408B2 (en) * 2011-10-07 2016-09-20 Siemens Corporation Adaptive demand response based on distributed load control
CA2856887C (en) * 2011-11-28 2021-06-15 Expanergy, Llc Energy search engine with autonomous control
KR101500304B1 (ko) * 2011-12-26 2015-03-11 주식회사 케이티 에너지 저장장치의 충방전 제어 방법 및 시스템
US9118207B2 (en) * 2012-02-01 2015-08-25 Landis+Gyr Innovations, Inc. Methods and systems for requesting compliance with a requirement over a network
US9329650B2 (en) * 2012-03-14 2016-05-03 Accenture Global Services Limited Customer-centric demand side management for utilities
US20130253724A1 (en) * 2012-03-22 2013-09-26 Joshua Blake Huff System and methods for use in operating energy consuming devices using load shedding override schedules
WO2013144756A2 (en) * 2012-03-28 2013-10-03 Koninklijke Philips N.V. Methods and apparatus for operating a lighting network according to energy demand and energy supply
US8886362B2 (en) * 2012-03-30 2014-11-11 General Electric Company Integrated distribution system optimization
US9509176B2 (en) * 2012-04-04 2016-11-29 Ihi Inc. Energy storage modeling and control
US8850000B2 (en) * 2012-05-08 2014-09-30 Electro-Motive Diesel, Inc. Trigger-based data collection system
CA2876066C (en) * 2012-06-13 2021-03-30 Donald S. Berkowitz Power grid photo-voltaic integration using distributed energy storage and management
US9465398B2 (en) * 2012-06-20 2016-10-11 Causam Energy, Inc. System and methods for actively managing electric power over an electric power grid
US9270118B2 (en) * 2012-07-19 2016-02-23 Solarcity Corporation Techniques for controlling energy generation and storage systems
US20150207316A1 (en) * 2012-08-16 2015-07-23 Robert Bosch Gmbh Dc building system with energy storage and control system
US9634508B2 (en) * 2012-09-13 2017-04-25 Stem, Inc. Method for balancing frequency instability on an electric grid using networked distributed energy storage systems
JP5941801B2 (ja) * 2012-09-19 2016-06-29 株式会社日立製作所 エネルギー需要抑制方法及びシステム
JP5952416B2 (ja) * 2012-09-27 2016-07-13 京セラ株式会社 管理方法、制御装置及び通信処理デバイス
US20140095410A1 (en) * 2012-09-28 2014-04-03 General Electric Company Method and system for demand response management
US8897632B2 (en) * 2012-10-17 2014-11-25 Daniel P. Flohr Methods of remotely managing water heating units in a water heater and related water heaters
US9450417B2 (en) * 2012-11-30 2016-09-20 Nec Corporation Method for efficiency-driven operation of dispatchable sources and storage units in energy systems
US9488968B2 (en) * 2013-01-15 2016-11-08 Wovn, Inc. Energy distribution system and related methods, devices, and systems
US9405304B2 (en) * 2013-03-15 2016-08-02 A. O. Smith Corporation Water heater and method of operating a water heater
US9807099B2 (en) * 2013-03-15 2017-10-31 Google Inc. Utility portals for managing demand-response events
US9098876B2 (en) * 2013-05-06 2015-08-04 Viridity Energy, Inc. Facilitating revenue generation from wholesale electricity markets based on a self-tuning energy asset model
JP5594397B1 (ja) * 2013-05-31 2014-09-24 ダイキン工業株式会社 デマンドレスポンスシステム
EP2816760B1 (en) * 2013-06-19 2019-07-31 Alcatel Lucent A method, a server and a client providing secured communication in a power distribution communication network
US9691076B2 (en) * 2013-07-11 2017-06-27 Honeywell International Inc. Demand response system having a participation predictor
WO2015016192A1 (ja) * 2013-07-31 2015-02-05 日本電気株式会社 電力需給調整システムおよび電力需給調整方法
US9733623B2 (en) * 2013-07-31 2017-08-15 Abb Research Ltd. Microgrid energy management system and method for controlling operation of a microgrid
WO2015048737A1 (en) * 2013-09-30 2015-04-02 Do Rosario Jackseario Antonio Dionisio Power quality of service optimization for microgrids
US20150094965A1 (en) * 2013-09-30 2015-04-02 Battelle Memorial Institute Electrical Power Grid Monitoring Apparatus, Articles of Manufacture, and Methods of Monitoring Equipment of an Electrical Power Grid
US20150097531A1 (en) * 2013-10-03 2015-04-09 The Trustees Of Princeton University System and method for controlling networked, grid-level energy storage devices
WO2015145784A1 (en) * 2014-03-27 2015-10-01 Nec Corporation Energy management method and system for energy supply system
US9577454B2 (en) * 2014-04-11 2017-02-21 Primus Power Corporation Series connected storage interface converter
US9923487B2 (en) * 2014-04-14 2018-03-20 Tmeic Corporation Hybrid power converter for renewable energy power plant
US10115120B2 (en) * 2014-05-12 2018-10-30 Fujitsu Limited Dynamic demand response event assessment
US20160011617A1 (en) * 2014-07-11 2016-01-14 Microsoft Technology Licensing, Llc Power management of server installations
GB2529429B (en) * 2014-08-19 2021-07-21 Origami Energy Ltd Power distribution control system
CN107078543A (zh) * 2014-08-20 2017-08-18 株式会社村田制作所 用于远程电负载管理的方法和装置
US9647897B2 (en) * 2014-08-20 2017-05-09 Jamf Software, Llc Dynamic grouping of managed devices
US9778673B2 (en) * 2014-08-26 2017-10-03 Nec Corporation Collaborative load balancing within a community of energy nodes
CN107251380B (zh) * 2014-09-12 2020-10-30 圣-奥古斯丁加拿大电气公司 能量存储管理系统
TWI537861B (zh) * 2014-11-06 2016-06-11 財團法人資訊工業策進會 電量負載管理方法與系統
US10389165B2 (en) * 2014-11-25 2019-08-20 Nec Corporation Energy management apparatus, energy management method and program recording medium
CN106796267B (zh) * 2015-07-31 2020-06-23 株式会社东芝 蓄电池评价装置、蓄电系统及蓄电池评价方法
US20170214251A1 (en) * 2016-01-21 2017-07-27 General Electric Company Energy Storage Systems With Enhanced Storage and Discharge Response Allocation
US10498155B2 (en) * 2016-03-29 2019-12-03 Solarcity Corporation Control system for maintaining preferred battery levels in a microgrid
US10592833B2 (en) * 2016-04-01 2020-03-17 Enel X North America, Inc. Extended control in control systems and methods for economical optimization of an electrical system
US9871396B2 (en) * 2016-06-21 2018-01-16 General Electric Company System and method for controlling charge of an energy storage device from a renewable energy source
US20180059701A1 (en) * 2016-09-01 2018-03-01 Honeywell International Inc. Providing demand response
US11404875B2 (en) * 2017-02-08 2022-08-02 Battelle Energy Alliance, Llc Energy management system, method of controlling one or more energy storage devices and control unit for one or more power storage units
US10436470B2 (en) * 2017-07-18 2019-10-08 Abb Schweiz Ag Rule-based load shedding algorithm for building energy management
US11043815B2 (en) * 2017-07-28 2021-06-22 The Florida State University Research Foundation, Inc. Optimal control technology for distributed energy resources

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003032899A (ja) * 2001-07-10 2003-01-31 Ennet Corp 電力制御・管理システム
JP2012085423A (ja) * 2010-10-08 2012-04-26 Panasonic Corp 電気機器制御装置、電気機器制御方法及び電気機器
JP2012178935A (ja) * 2011-02-28 2012-09-13 Mitsubishi Electric Corp 系統電力管理システム
JP2014027780A (ja) * 2012-07-26 2014-02-06 Toyota Home Kk 電力供給システム

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3337009A4 *

Cited By (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2019525718A (ja) * 2016-08-29 2019-09-05 アレリオン エナジー システムズ アクチエボラグＡｌｅｌｉｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｙｓｔｅｍｓ ＡＢ 電力網に予備電力を提供するための方法およびシステム
JP2018166361A (ja) * 2017-03-28 2018-10-25 東芝ライテック株式会社 情報処理装置および蓄電制御システム
JP2019054647A (ja) * 2017-09-15 2019-04-04 東京瓦斯株式会社 分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法
JP2019080487A (ja) * 2017-10-25 2019-05-23 積水化学工業株式会社 電力管理システム及びプログラム
JP7065648B2 (ja) 2017-10-25 2022-05-12 積水化学工業株式会社 電力管理システム及びプログラム
EP3734788A4 (en) * 2017-12-26 2020-11-04 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. POWER CONTROL DEVICE, POWER CONTROL PROCESS AND PROGRAM
JP2019118170A (ja) * 2017-12-26 2019-07-18 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 電力制御装置、電力制御方法、プログラム
WO2019150883A1 (ja) * 2018-01-30 2019-08-08 京セラ株式会社 電力管理システム、電力管理サーバ及び電力管理方法
JP7037583B2 (ja) 2018-01-30 2022-03-16 京セラ株式会社 電力管理システム、電力管理サーバ及び電力管理方法
JPWO2019150883A1 (ja) * 2018-01-30 2021-01-28 京セラ株式会社 電力管理システム、電力管理サーバ及び電力管理方法
JP2019187096A (ja) * 2018-04-10 2019-10-24 東京瓦斯株式会社 調整電力量推定システム及び調整電力量推定システムの制御方法
JP2022162097A (ja) * 2018-07-09 2022-10-21 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP2022162098A (ja) * 2018-07-09 2022-10-21 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP2023096123A (ja) * 2018-07-09 2023-07-06 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP7289076B2 (ja) 2018-07-09 2023-06-09 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP7289090B2 (ja) 2018-07-09 2023-06-09 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP2020010520A (ja) * 2018-07-09 2020-01-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
WO2020012834A1 (ja) * 2018-07-09 2020-01-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP7142217B2 (ja) 2018-07-09 2022-09-27 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP7142218B2 (ja) 2018-07-09 2022-09-27 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
WO2020012835A1 (ja) * 2018-07-09 2020-01-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP2020010521A (ja) * 2018-07-09 2020-01-16 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 制御システムおよび制御方法
JP2021051689A (ja) * 2019-09-26 2021-04-01 京セラ株式会社 電力管理システム及び電力管理方法
WO2021060143A1 (ja) * 2019-09-26 2021-04-01 京セラ株式会社 電力管理システム及び電力管理方法
JP7341009B2 (ja) 2019-09-26 2023-09-08 京セラ株式会社 電力管理システム及び電力管理方法
JP2021184206A (ja) * 2020-05-22 2021-12-02 Kddi株式会社 蓄電池制御装置、蓄電池制御方法及び蓄電池制御システム
JP7334135B2 (ja) 2020-05-22 2023-08-28 Kddi株式会社 蓄電池制御装置、蓄電池制御方法及び蓄電池制御システム
WO2023026676A1 (ja) * 2021-08-25 2023-03-02 住友電気工業株式会社 電力調整装置、電力調整システム、拠点調整装置、制御方法、コンピュータプログラム及びデータ構造

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2017026508A1 (ja) 2018-05-24
EP3337009A4 (en) 2019-03-20
US20180241210A1 (en) 2018-08-23
JP6420912B2 (ja) 2018-11-07
EP3337009A1 (en) 2018-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6420912B2 (ja) 管理サーバ、管理方法及び管理システム
US12145455B2 (en) Method and apparatus for charging a battery from an isolatable electric power grid
JP7212560B2 (ja) 制御装置、電力制御システム、制御方法およびプログラム
US10033214B2 (en) Power supply-demand adjusting apparatus, power system and power supply-demand adjusting method
JP7240295B2 (ja) 地域エネルギー管理装置及び地域エネルギー管理方法
JP6903531B2 (ja) 分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法
US20160164313A1 (en) Power supply and demand adjustment system and power supply and demand adjustment method
JP2007129873A (ja) エネルギー需要管理装置および方法
JP2010197355A (ja) 排出係数算定器および排出係数算定方法
JP6542357B2 (ja) 電力分配制御システム
JP6796691B2 (ja) 需要家通信装置、管理サーバ及び通信方法
WO2018043662A1 (ja) 電力管理方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電力管理システム
JP2013143838A (ja) 充放電制御装置
EP3343720A1 (en) Management server, management method, and management system
JP6820677B2 (ja) 電力管理装置及びプログラム
CN110770769A (zh) 用于在配电网络上运行作为组合体的多个技术单元的方法以及控制装置和电气设备
JP6922570B2 (ja) 処理装置、処理方法及びプログラム
JPWO2019155750A1 (ja) 管理装置、装置、電力機器の管理方法、プログラムおよび記憶媒体
JP2018085825A (ja) 電力供給制御装置、電力供給制御プログラム、電力料金設定システム
JP2013162560A (ja) 需給調整システム
JPWO2020080284A1 (ja) 電力管理装置、電力管理システム及び電力管理方法
WO2018043639A1 (ja) 電力管理方法、電力管理サーバ、ローカル制御装置及び電力管理システム
WO2013174913A1 (en) Method and device of remotely controlling electrical equipment
JP7493110B1 (ja) 電力管理装置、電力管理方法及びプログラム
WO2021132583A1 (ja) 電力管理システム及び電力管理方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16835205

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017534482

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15751312

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2016835205

Country of ref document: EP