JP2014191454A

JP2014191454A - 電力料金演算装置および電力料金演算プログラム

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Publication number: JP2014191454A
Application number: JP2013064534A
Authority: JP
Inventors: Toshiyuki Watanabe; 敏之渡邉
Original assignee: AYSYA POWER CO Ltd
Current assignee: AYSYA POWER CO Ltd
Priority date: 2013-03-26
Filing date: 2013-03-26
Publication date: 2014-10-06
Anticipated expiration: 2033-03-26
Also published as: JP5878141B2

Abstract

【課題】電力が測定できない原因を特定して、機器の故障に対して早急な対応が可能な電力料金演算装置および電力料金演算プログラムを提供する。
【解決手段】電力料金演算装置は、アンペアブレーカ２１、主幹ブレーカ２３、分岐ブレーカ２４に接続された配電線に設置されたＣＴ３１〜３３による電力データと、ＣＴ３１〜３３により測定できなかったときに測定不可データとが含まれる電力集計データを、インターネットを介して取得する測定データ収集手段と、測定データ収集手段により取得された電力集計データの電力データに基づいて電力料金を算出する電力料金演算手段と、測定不可データに対応するＣＴ３１〜３３の設置位置に基づいて、ＣＴ３１〜３３の故障、電力データを生成するモニタ装置３４の故障、アンペアブレーカ２１により通電される施設全体または主幹ブレーカ２３により通電される区画の停電を判定する停電を判定する判定手段とを備えている。
【選択図】図２

Description

本発明は、施設に設置された電気機器が使用した電力量を、遠隔地から電気通信回線を介して取得して電力料金を算出する電力料金演算装置および電力料金演算プログラムに関するものである。

化石燃料の枯渇の懸念や温室効果ガスの削減を図るために、省エネルギー化が進められている。そのような背景の中、顧客の光熱費の削減を図り、削減した実績から報酬を得るエスコ（ＥＳＣＯ：Energy Service Company）事業というものが広がっている。
例えば、特許文献１には、複数の店舗に設置された節電装置と、通信回線を介して接続された管理装置との間で、節約電力に関するデータと節約電気料金に関するデータとを相互にやり取りして、節電事業者が、表示装置の表示内容に従い、顧客である各々の店舗へ節電効果に応じた料金請求を行う節電料金請求システムが記載されている。

また、特許文献２には、経費削減支援センタに設けられた経費削減支援サーバが、インターネットを介して、電流測定手段、換算手段及び消費電力量送信手段を備えた消費電力計測端末、およびデータ端末と接続されて構成された経費削減支援システムが記載されている。

特開２００２−４９６６３号公報特開２００３−１３４６９５号公報

しかし、特許文献１，２に記載の従来の電力料金演算装置では、節電を図ることができるものの、電流や電圧を計測する測定機器や通信機器の故障まで考慮されていない。
測定機器や通信機器が故障すると、電力が測定できなくなるだけでなく、電力が測定できない期間、電力削減効果の度合いが不明となってしまう。そのため、状況が回復しなければ、その期間、顧客から報酬を得ることができなくなってしまうので、早急な処置を施す必要がある。

そこで本発明は、電力が測定できない原因を特定して、機器の故障に対して早急な対応が可能な電力料金演算装置および電力料金演算プログラムを提供することを目的とする。

本発明の電力料金演算装置は、それぞれのブレーカの配電線に設置された測定器により測定された電力データと、前記測定器により測定できなかったときに電力データの代わりとなる測定不可データとが含まれる電力集計データを、電気通信回線を介して取得する測定データ収集手段と、前記測定データ収集手段により取得された電力集計データの電力データに基づいて電力料金を算出する電力料金演算手段と、前記測定不可データに対応する測定器の設置位置に基づいて、前記測定器の故障、前記測定器からの信号に基づいて電力データを生成するモニタ装置の故障、または停電を判定する判定手段とを備えたことを特徴とする。

本発明の電力料金演算装置は、測定データ収集手段が電気通信回線を介して取得した電力集計データに基づいて、電力料金演算手段が電力料金を算出するものである。本発明の電力料金演算装置によれば、判定手段が、測定不可データに対応する測定器の設置位置に基づいて、測定器の故障、測定器からの信号に基づいて電力データを生成するモニタ装置の故障、または停電を判定するため、電力が測定できない原因を特定することができる。

前記判定手段は、親ブレーカの配電線に設置された測定器と、前記親ブレーカの配下に位置する子ブレーカの配電線に設置された測定器とにより、個々の測定器の故障、または親ブレーカにより通電される施設全体または区画の停電を判定するのが望ましい。
判定手段が、親ブレーカに対応する測定器と、親ブレーカ配下の子ブレーカに対応する測定器とが測定できなかったときには施設全体または区画の停電と判定することができ、子ブレーカに対応するそれぞれの測定器が測定できなかったときには個々の測定器の故障と判定することができる。

前記電力集計データに測定不可データが含まれていたときに、電気機器の使用パターンから電力データを補間する電力データ補間手段を備えていれば、測定器により測定できなかったときでも、電力データが補間されることにより、節電の効果が測定できるので、節電に応じた報酬を得ることができる。

本発明の電力料金演算装置は、コンピュータを、それぞれのブレーカの配電線に設置された測定器により測定された電力データと、前記測定器により測定できなかったときに電力データの代わりとなる測定不可データとが含まれる電力集計データを、電気通信回線を介して取得する測定データ収集手段、前記測定データ収集手段により取得された電力集計データの電力データに基づいて電力料金を算出する電力料金演算手段、前記測定不可データに対応する測定器の設置位置に基づいて、前記測定器の故障、前記測定器からの信号に基づいて電力データを生成するモニタ装置の故障、または停電を判定する判定手段として機能させることを特徴とする電力料金演算プログラムにより実現することができる。

本発明の電力料金演算装置によれば、判定手段が、測定器の故障、モニタ装置の故障、または停電を判定するため、電力が測定できない原因を特定することができる。従って、本発明の電力料金演算装置は、機器の故障に対して早急な対応を可能することができる。

本発明の実施の形態に係る電力料金演算システムの全体の構成を示す図である。図１に示す電力料金演算システムの各施設内の構成の図である。図１に示す電力料金演算システムの電力料金演算装置の構成図である。電力料金データを示す図であり、（Ａ）は顧客データを示す図、（Ｂ）は使用量契約データを示す図、（Ｃ）は時間帯契約データを示す図、（Ｄ）は契約コードデータを示す図である。電力料金データのカレンダーデータを示す図である。ＣＴ定義データを示す図である。電力集計データを示す図であり、（Ａ）は正常な状態（測定不可データを含まない）を示す図、（Ｂ）は測定不可データを含むときを示す図である。（Ａ）は電力積算月報を示す図であり、（Ｂ）は電力積算日報を示す図である。図３に示す電力料金演算装置の判定手段による故障判定制御を示すフローチャートである。

本発明の実施の形態に係る電力料金演算システムについて、図面に基づいて説明する。
図１に示すように、電力料金演算システムは、エスコ事業者Ｅに設置された電力料金演算装置１０が、銀行ＢやコンビニエンスストアＣ、工場Ｆ、様々な企業が入居しているテナントビルＴなどの各企業が入居する施設と、電気通信回線の一例であるインターネットＷを介して接続されている。各企業では、エスコ事業者Ｅの提案により、蛍光灯の代わりにＬＥＤ照明器具を導入しており、エスコ事業者Ｅは、導入企業から節電効果に応じた報酬を得ている。

図２に示すように、施設では、電力会社と施設との境界に位置し、電力会社からの電力を一斉に通電したり遮断したりするアンペアブレーカ２１が設けられている。
アンペアブレーカ２１の下流側の配電線には、施設全体で使用される電力を測定するための第１の測定器としてＣＴ（Current Transformer）３１が設置されている。ＣＴ３１は、施設全体の使用電流を測定する。
アンペアブレーカ２１からの配電線は、各区画Ｓの分電盤２２に設けられた主幹ブレーカ２３に配線されている。主幹ブレーカ２３の下流側には第２の測定器としてＣＴ３２が設置されている。

主幹ブレーカ２３からの配電線は、各区画Ｓ内の分岐ブレーカ２４に分岐して配線されている。通常、建物内は、規模によって異なるが、アンペアブレーカ２１（親ブレーカ）から主幹ブレーカ２３（子ブレーカ）、主幹ブレーカ２３（親ブレーカ）から分岐ブレーカ２４（子ブレーカ）というように、配電系統は階層化された構成となっている。なお、配電線は配電するためのものであればワイヤ状に限らず、金属板状のものも含まれる。
分岐ブレーカ２４の下流側には、第３の測定器としてＣＴ３３が設置されている。それぞれのＣＴ３３は、各区画Ｓの更に細分化された範囲で使用される使用電流を測定する。
本実施の形態では、ＣＴ３３は、分岐ブレーカ２４のうち、照明器具に電力を供給する分岐ブレーカ２４に設置されている。

ＣＴ３１〜３３は、測定信号を収集するモニタ装置３４に接続されている。モニタ装置３４は、ＣＴ３１〜３３からの使用電流に応じた信号を使用電流データに変換し、この使用電流データに基づいて所定時間ごとの積算電力量を電力データとして算出すると共に、この電力データを時系列に蓄積して電力集計データとして集計する。また、モニタ装置３４は、ＣＴ３１〜３３が使用電流を測定できず、積算電力量が算出できなかったときに、測定不可データを電力集計データに記録する。本実施の形態のモニタ装置３４は、積算電力量を１時間ごとに算出している。

モニタ装置３４は、電気通信回線の一例であるインターネットＷを介して電力料金演算装置１０へ電力集計データを送信するために、ネットワーク通信装置３５に接続されている。モニタ装置３４は、測定器の一例であるＣＴ３１〜３３からの信号に基づいて電力量を算出して電力データを生成すると共に、電力データを集計した電力集計データを生成する。また、モニタ装置３４は、ＣＴ３１〜３３により測定ができなかったときに、該当時間帯の電力データの代わりに測定不可データを電力集計データに含める機能を有している。モニタ装置３４は、施設の規模に応じてネットワーク通信装置３５に複数台接続することができる。

ネットワーク通信装置３５は、モニタ装置３４と通信するためのインタフェースと、インターネットＷを介して電力料金演算装置１０と通信するためのインタフェースとを備えている。本実施の形態では、ネットワーク通信装置３５とモニタ装置３４との間のインタフェースはＲＳ−４８５としており、ネットワーク通信装置３５とインターネットＷに接続するルーター（図示せず）との間のインタフェースはＬＡＮとしている。

電力料金演算装置１０は、通信手段１１と、設定手段１２と、測定データ取得手段１３と、電力料金演算手段１４と、レポート作成手段１５と、判定手段１６と、電力データ補間手段１７と、表示手段１８と、入力手段１９と、記憶手段２０とを備えている。
通信手段１１は、インターネットＷを介してネットワーク通信装置３５と通信するためのインタフェースを備えている。通信手段１１のインタフェースとしては、有線ＬＡＮや無線ＬＡＮ、通信機器と接続するためのＵＳＢなどとすることができる。
設定手段１２は、表示手段１８に設定メニューを表示して、操作者が入力した顧客に関する情報（以下、顧客データと称する。）、電力料金に関する情報（以下、電力料金設定データと称する。）を記憶手段２０に格納する。

測定データ取得手段１３は、ネットワーク通信装置３５を介してモニタ装置３４と通信して電力集計データを取得する。本実施の形態では、測定データ取得手段１３が一日一回、モニタ装置３４へアクセスして電力集計データを取り込んでいる。本実施の形態では、測定データ取得手段１３は、午前０時に電力集計データをＦＴＰ（File Transfer Protocol）により取得している。
電力料金演算手段１４は、電力料金設定データに基づいて、使用電力量による電力料金を算出すると共に、施工前の電力料金を算出する。
レポート作成手段１５は、電力量と、電力料金演算手段１４が算出した使用電力量に基づく電力料金と、施工前の電力料金とを時系列に一覧表とする。
判定手段１６は、電力集計データに含まれる測定不可データに基づいて故障箇所を判定する。
電力データ補間手段１７は、機器の故障により欠落した電力集計データの電力データを補間する。

表示手段１８は、ＣＲＴやＬＣＤ、有機ＥＬディスプレイが使用できる。入力手段１９はキーボードやマウス、タッチパネルとすることができる。記憶手段２０は、ハードディスクやフラッシュメモリとすることができる。

ここで、記憶手段２０に格納される各種データについて詳細に説明する。
図４および図５に、電力料金を算出するときに使用される電力料金データを示す。
図４（Ａ）に示す顧客データは、顧客の名称を示す名称データと、この顧客が利用している電力会社を示す電力会社データとを結びつけるデータである。
図４（Ｂ）に示す使用量契約データは、顧客と、電力会社の契約名称と、使用量に対応する電気料金とを対応付けするデータである。
図４（Ｃ）に示す時間帯契約データは、時間帯ごとの契約を示すデータである。
図４（Ｄ）に示す契約コードデータは、基本料金や単価、割引などを契約コードと結びつけるデータである。
図５に示すカレンダーデータは、時間帯と契約コードとを結びつけるカレンダーを示すデータである。

図６に示すＣＴ定義データは、ＣＴごとに、削減率データと、設置場所を示す設置データと、グループ分けを示すグループデータとを結びつけるデータである。
削減率データは、電力削減効果が得られるＬＥＤ照明器具を設置する前（施工前）に測定した消費電削減率データで、ＬＥＤ照明器具を交換した後（施工後）の消費電力を除算した値である。削減率データは、ＣＴ３１〜３３に対応して算出されている。つまり、施工前の消費電力と施工後の消費電力とは、照明の点灯台数に応じた比例関係にあるため、本実施の形態に係る電力料金演算装置１０では、削減度合いを比率とした削減率データとして保持して、測定した電力データを削減率データで除算することで施工前の消費電力を推定して電力料金を算出している。
グループデータは、ＣＴ３１〜３３の種類を定義するデータである。例えば、グループ「０」は電力料金の演算に使用されず、「電力量積算日報」および「電力量積算月報」が作成されるときに表示対象とならないＣＴである。グループ１以上は、同じグループごとに、「電力量積算日報」および「電力量積算月報」が作成される。

図７（Ａ）に示す電力集計データは、測定された年月日および時間を示す時計データと、各ＣＴ３１〜３３に対応する照明機器が消費した積算電力である電力データとが、カンマ区切りファイルとして記録されている。ＣＴ３１〜３３により測定できなかったときには、図７（Ｂ）に示すように、測定不可データとしてＮＵＬＬ（ヌル）データが電力データの代わりに電力集計データに含まれている

階層化データは、各種のブレーカおよびＣＴの構成が図２に示す例のようであれば、アンペアブレーカ２１に対応するＣＴ３１を最上位階層である第１階層として、主幹ブレーカ２３に対応するＣＴ３２を第２階層、分岐ブレーカ２４に対応するＣＴ３３を第３階層として、それぞれの配電線の配電系統ごとに関連付けた木構造をしたデータである。階層化データによれば、主幹ブレーカ２３（親ブレーカ）に対応するＣＴ３２は、主幹ブレーカ２３配下の分岐ブレーカ２４に対応するＣＴ３３が属する区画Ｓの代表ＣＴであることを判別することができる。

モニタ装置対応データは、それぞれのモニタ装置３４と、このモニタ装置３４に接続されるＣＴ３１〜３３とを対応付けしたデータである。

以上のように構成された本発明の実施の形態に係る電力料金演算装置の動作および使用状態について、図面に基づいて説明する。
まず、電力料金演算装置１０の測定データ取得手段１３は、午前０時になったことを契機に、通信手段１１を介してインターネットＷへアクセスして、ネットワーク通信装置３５と通信する。ネットワーク通信装置３５はモニタ装置３４からの電力集計データを、測定データ取得手段１３からの要求に応じて送信する。

電力料金演算手段１４は、電力集計データの電力データと、予め設定された電力料金データ（図４および図５）とに基づいて、それぞれの時間帯（１時間ごと）の電力料金および一日の電力料金を算出する。また、電力料金演算手段１４は、電力データを削減率データにより除算したことで算出される施工前の推定電力に基づいて、施工前の推定される電力料金および施工前の一日の推定される電力料金を算出する。

レポート作成手段１５は、電力データが示す電力量と、電力料金演算手段１４が算出した施工前の電力料金および施工後の電力料金とを一覧にした「電力量積算月報」（図８（Ａ）参照）および「電力量積算日報」（図８（Ｂ）参照）としてレポートを生成する。このレポートには、削減電力料金と、削減電力量も含まれている。

ここで、モニタ装置３４がＣＴ３１〜ＣＴ３３により測定できなかった場合について、図面に基づいて説明する。
モニタ装置３４は、電力集計データにてＣＴ３１〜３３により使用電流に応じた信号が得られなかったときに、電力データの代わりに測定不可であったことを示す測定不可データとする。本実施の形態では、測定不可データをＮＵＬＬデータとしているため、データが無い状態である（図７（Ｂ）参照）。
電力料金演算手段１４は、電力データがないため電力料金を算出せず、レポート作成手段１５は、該当箇所を空欄とするだけでなく、管理者にわかりやすく示すために欄全体を黄色で表示する（図８（Ｂ）参照）。また、レポート作成手段１５は、表示手段１８に、警告を別ウィンドウでポップアップ表示して管理者に報知する。

ここで、判定手段１６により行われる電力集計データの判定制御について、図面に基づいて説明する。
判定手段１６は、測定データ取得手段１３がモニタ装置３４にアクセスして電力集計データを取得する際に、モニタ装置３４にアクセスできなったか否かを判定する（ステップＳ１０）。アクセスできなかったときには、通信経路中の機器の故障が考えられるため、その旨を管理者に報知する（ステップＳ２０）。詳細情報を報知する場合には、例えば、判定手段１６は、エスコ事業者側のルータ、施設側のルータ、ネットワーク通信装置３５の各通信機器に対して、ｐｉｎｇコマンドを順次発行して到達性を見るなどして、アクセス不可箇所を切り分け、到達した機器までを報知することができる。

次に、ＣＴ３１〜３３による測定において測定不可である場合に、ＣＴの故障、モニタ装置３４の故障、停電等が発生箇所に応じて考えられる。ＣＴは、配電線を流れる使用電流に応じた信号を出力するが、測定不可となるときは、例えば、ＣＴ内部の配線の断線などによるものと思われる。判定手段１６は、このようにして発生する測定不可の発生箇所に応じて、様々な事象を判定している。

判定手段１６は、複数のＣＴにて測定不可か否かを判定する（ステップＳ３０）。この判定は、電力集計データに測定不可を示すＮＵＬＬデータが、同時間帯に、複数含まれているか否かを検査することによる。

ＮＵＬＬデータが複数含まれていなければ、次に、判定手段１６は、１個のＣＴにて測定不可か否かを判定する（ステップＳ４０）。この判定は、電力集計データにおいて、同時間帯にＮＵＬＬデータが、１つ含まれているか否かを検査することによる。
ＮＵＬＬデータが１つも含まれていなければ、問題が無いため処理を終了する。

ＮＵＬＬデータが１つ含まれていれば、該当ＣＴが故障であることが想定される。従って、判定手段１６は、該当ＣＴが故障ある旨を報知する（ステップＳ５０）。

ステップＳ３０にて、複数のＣＴにて測定不可と判定された場合、次に、判定手段１６は、全部のＣＴが測定不可であるか否かを判定する（ステップＳ６０）。この判定は、同時間帯の全部がＮＵＬＬデータであるか否かを検査することによる。
電力集計データにおいて、同時間帯全部がＮＵＬＬデータである場合、施設全体が停電の可能性があるため、判定手段１６は、施設全体が停電であった旨を報知する（ステップＳ７０）。なお、このとき、電力データ補間手段１７が該当時間帯の測定不可であった全ＮＵＬＬデータを、電力データとして「０」に入れ替えて補間するようにしてもよい。

ステップＳ６０にて、全部のＣＴが測定不可と判定された場合、アンペアブレーカ２１に対応するＣＴ３１が測定不可であるか否かを判定する（ステップＳ８０）。
ステップ８０にてＣＴ３１が測定不可であると判定された場合、つまり、アンペアブレーカ２１に対応するＣＴ３１が測定不可であるが、アンペアブレーカ２１配下の主幹ブレーカ２３または分岐ブレーカ２４に対応するＣＴでは測定ができていることを示している。従って、アンペアブレーカ２１に対応するＣＴ３１が測定不可である点を考慮すると、施設全体の停電となるが、アンペアブレーカ２１配下の主幹ブレーカ２３または分岐ブレーカ２４に対応するＣＴにて使用電流の測定ができているため、モニタ装置３４またはＣＴ３１の故障である可能性が高い。そこで、判定手段１６は、モニタ装置３４またはＣＴ３１の故障を報知する（ステップＳ９０）。

次に、ステップＳ８０にて、ＣＴ３１が測定可であると判定された場合、判定手段１６は、測定不可であった複数のＣＴが、主幹ブレーカ２３に対応するＣＴ３２と、その主幹ブレーカ２３配下の分岐ブレーカ２４に対応するＣＴ３３であるか否かを判定する（ステップＳ１００）。これは判定手段１６が階層化データを参照することで、主幹ブレーカ２３に対応するＣＴ３２から、主幹ブレーカ２３配下の分岐ブレーカ２４に対応するＣＴ３３を特定して、そのＣＴ３３の電力データまたは測定不可データを参照することにより判定することができる。

ＣＴ３２（主幹ブレーカ）とＣＴ３３（分岐ブレーカ）とが測定不可である場合には、測定不可であったＣＴ３２に対応する主幹ブレーカ２３が切断状態か、またはこの主幹ブレーカに繋がる配線の断線により、主幹ブレーカ２３によって通電される区画全部が停電であることを示しているため、該当区画が停電であった旨を報知する（ステップＳ１１０）。このとき、電力データ補間手段１７が該当時間帯の測定不可であった該当区画のＮＵＬＬデータを、電力データとして「０」に入れ替えて補間するようにしてもよい。

次に、判定手段１６は、測定不可であった複数のＣＴが、全て１台のモニタ装置３４に接続されたものであるか否かを判定する（ステップＳ１２０）。判定手段１６は、モニタ装置対応データを参照して、それぞれの測定不可であった複数のＣＴが接続されたモニタ装置３４を判別することで判定することができる。
測定不可であったＣＴが１台のモニタ装置３４に集中していれば、このモニタ装置３４に不具合が発生したことを示しているので、判定手段１６は、この該当のモニタ装置３４が故障である旨を報知する（ステップＳ１３０）。

ステップＳ１２０にて、測定不可であった複数のＣＴが、全て１台のモニタ装置３４に接続されたものでないと判定された場合、測定不可であったＣＴのそれぞれが故障である可能性が高いため、判定手段１６は、測定不可であった該当ＣＴが故障である旨を報知する（ステップＳ１４０）。

なお、故障が該当ＣＴである可能性の他に、ＣＴが接続されたモニタ装置３４の各ポートも故障の可能性があるため、その旨を報知するようにしてもよい。

次に、測定不可となって電力データがＮＵＬＬデータとなってしまったときに、電力データ補間手段１７が行う電力データの補間方法について説明する。
電力集計データのうち、例えば、数時間に渡ってＣＴ３３が故障して測定不可の状態でＮＵＬＬデータであった場合では、正確な電力料金の算出ができない。
そこで、電力データ補間手段１７は、電力データが測定できている以前の同時間帯の電力データを参照して、同じ値を電力データとして補間する。このとき、参照したそれぞれの日の平均値としたり、最も使用電力量が少ない日の値としたりすることができる。最も使用電力量が少ない日の値とすれば、誤差が生じた場合でも影響を小さいものとすることができる。

また、参照する電力データを、同時間帯とするだけでなく、同曜日したり、昨年以前の同月の同曜日としたりすることができる。
更に、電力データ補間手段１７は、ＣＴが故障する前の消費電力量を、ＣＴ３３が故障して測定不可であった同日の他の区画の使用パターン（点灯・滅灯状態）に合わせて、補間パターンとすることができる。
これは、他の区画が使用中であれば、ＣＴが故障した該当区画も使用中である可能性が高く、また帰宅などにより未使用となれば、ＣＴが故障した該当区画も未使用となる可能性が高いからあり、使用電力量はＣＴが故障する以前とあまり変わりないものと思われるからである。

このようにして、電力データ補間手段１７が欠落した電力データを補間するので、顧客にとっては導入前の電力料金に対する削減度合いを正確に把握することができ、削減できた電力量に応じて報酬を得るエスコ事業者にとっては、収益を確保することができる。

以上、本実施の形態に係る電力料金演算装置１０によれば、判定手段１６が、測定不可データに対応するＣＴ３１〜３３の設置位置に基づいて、ＣＴ３１〜ＣＴ３３の故障、モニタ装置３４の故障、または施設全体の停電または各区画の停電を判定するため、電力が測定できない原因を特定することができる。従って、電力料金演算装置１０は、機器の故障に対して、修理したり、交換したりして、早急な対応が可能なので、節電効果の測定ができない時間帯を少ないものとすることができる。

また、電力料金演算装置１０は、判定手段１６が、親ブレーカであるアンペアブレーカ２１の配電線に設置されたＣＴ３１や主幹ブレーカ２３の配電線に設置されたＣＴ３２と、子ブレーカである分岐ブレーカ２４の配電線に設置されたＣＴ３３とにより、個々のＣＴ３１〜３３の故障、または親ブレーカにより通電される施設全体または区画の停電を判定することができる。

なお、本実施の形態に係る電力料金演算システムでは、配電線が、アンペアブレーカ２１の配下に接続された複数の主幹ブレーカ２３により分岐され、主幹ブレーカ２３の配下に接続された複数の分岐ブレーカ２４により分岐されているが、分岐ブレーカ２４を副主幹ブレーカとして更に分岐させた配電系統の施設でも、それぞれの配電線にＣＴを配置することで同様に電力料金の演算や機器故障の判定を行うことができる。また、本実施の形態では、測定不可データをＮＵＬＬデータとしたが、電力データと識別できれば、他のテキストデータやバイナリデータとしてもよい。

本発明は、電気機器を節電効果のある機器に変更して、節電できた効果に応じて報酬を得るエスコ事業者に好適であり、特に、電気機器として、蛍光灯からＬＥＤ照明器具に変更した場合に、最適である。

１０電力料金演算装置
１１通信手段
１２設定手段
１３測定データ取得手段
１４電力料金演算手段
１５レポート作成手段
１６判定手段
１７電力データ補間手段
１８表示手段
１９入力手段
２０記憶手段
２１アンペアブレーカ
２２分電盤
２３主幹ブレーカ
２４分岐ブレーカ
３１〜３３ＣＴ
３４モニタ装置
３５ネットワーク通信装置
Ｅエスコ事業者
Ｂ銀行
Ｃコンビニエンスストア
Ｆ工場
Ｓ区画
Ｗインターネット

Claims

それぞれのブレーカの配電線に設置された測定器により測定された電力データと、前記測定器により測定できなかったときに電力データの代わりとなる測定不可データとが含まれる電力集計データを、電気通信回線を介して取得する測定データ収集手段と、
前記測定データ収集手段により取得された電力集計データの電力データに基づいて電力料金を算出する電力料金演算手段と、
前記測定不可データに対応する測定器の設置位置に基づいて、前記測定器の故障、前記測定器からの信号に基づいて電力データを生成するモニタ装置の故障、または停電を判定する判定手段とを備えたことを特徴とする電力料金演算装置。
前記判定手段は、親ブレーカの配電線に設置された測定器と、前記親ブレーカの配下に位置する子ブレーカの配電線に設置された測定器とにより、個々の測定器の故障、または親ブレーカにより通電される施設全体または区画の停電を判定する請求項１記載の電力料金演算装置。
前記電力集計データに測定不可データが含まれていたときに、電気機器の使用パターンから電力データを補間する電力データ補間手段を備えた請求項１または２記載の電力料金演算装置。
コンピュータを、
それぞれのブレーカの配電線に設置された測定器により測定された電力データと、前記測定器により測定できなかったときに電力データの代わりとなる測定不可データとが含まれる電力集計データを、電気通信回線を介して取得する測定データ収集手段、
前記測定データ収集手段により取得された電力集計データの電力データに基づいて電力料金を算出する電力料金演算手段、
前記測定不可データに対応する測定器の設置位置に基づいて、前記測定器の故障、前記測定器からの信号に基づいて電力データを生成するモニタ装置の故障、または停電を判定する判定手段として機能させることを特徴とする電力料金演算プログラム。