JP2017173945A - 契約電力最適化装置 - Google Patents

Abstract

【課題】受電及び自家発電を併用する企業等が、総コストを最適化するような契約電力を決定する。【解決手段】本発明の契約電力最適化装置１は、電力を消費する設備の過去の運転状態のデータに基づき将来の電力需要量を推定する電力需要量推定部２１と、推定した電力需要量のうち外部から購入される受電電力の対価として支払われる料金の一部であり、契約電力を基準として算出される基本料金と、受電電力の対価として支払われる料金から基本料金を減算した残額であり、受電電力の大きさに応じて算出される従量料金と、推定した電力需要量から受電電力を減算した自家発電電力を発生させる対価として支払われる燃料代金と、の合計を最適化するように、かつ、受電電力が契約電力を超えないように、契約電力を決定する契約電力最適化部２２と、を備えることを特徴とする。【選択図】図１

Description

本発明は、契約電力最適化装置に関する。

生産設備等を有する企業が必要とする電力を調達する場合、電力会社から電力を購入する場合が一般的である。しかしながら、業種によっては、電力を購入することに加え、燃料を購入したうえでその燃料で自家発電機を稼働させる企業もある。企業は、自身の電力需要を予測しながら、電力料金及び燃料代金を含む総コストを最小化するように、受電電力及び発電電力を決定する。

特許文献１のプラント運転計画立案方法を実現するコンピュータは、電力及び水蒸気を含むエネルギーを製造工程に提供する用役プラントの運転計画を立案する。用役プラントは、電力、水蒸気等のエネルギーを生成する個々の設備からなる。コンピュータは、個々の設備の運転コストを積算し、エネルギー需要を満たし、かつ、運転コストが最小となるような設備の運転計画を決定する。

特開２００９−２８２７９９号公報

電力の対価として電力会社に支払われる電力料金は、基本料金と従量料金の和である。従量料金は、企業の受電電力に従量料金単価を乗算することによって算出される。基本料金は、固定料金という意味ではない。基本料金もまた、契約電力に基本料金単価を乗算することによって算出される。契約電力については詳細を後記するが、要するに、企業が電力料金を含む総コストを最小化するためには、基本料金及び従量料金の両者を考慮しなければならない。

しかしながら、特許文献１のプラント運転計画立案方法は、電力料金が従量料金のみからなることを前提としている。電力料金を構成する基本料金を併せて考慮し、用役プラントの運転計画をより精度の高いものとするには、別途方策が必要であった。
そこで、本発明の契約電力最適化装置は、受電及び自家発電を併用する企業等が、総コストを最適化するような契約電力を決定することを目的とする。

本発明の契約電力最適化装置は、電力を消費する設備の過去の運転状態のデータに基づき将来の電力需要量を推定する電力需要量推定部と、推定した電力需要量のうち外部から購入される受電電力の対価として支払われる料金の一部であり、契約電力を基準として算出される基本料金と、受電電力の対価として支払われる料金から基本料金を減算した残額であり、受電電力の大きさに応じて算出される従量料金と、推定した電力需要量から受電電力を減算した自家発電電力を発生させる対価として支払われる燃料代金と、の合計を最適化するように、かつ、受電電力が契約電力を超えないように、契約電力を決定する契約電力最適化部と、を備えることを特徴とする。
その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。

本発明によれば、受電及び自家発電を併用する企業等が、総コストを最適化するような契約電力を決定することができる。

契約電力を説明する図である。 企業の最も単純な設備構成の例である。 企業が有する設備及び契約電力最適化装置の構成を説明する図である。 運転行列を説明する図である。 換算表及び性能特性ベクトルを説明する図である。 処理手順のフローチャートである。 自家発電機監視画面の一例である。 ボイラ監視画面の一例である。 冷温水供給設備監視画面の一例である。

以降、本発明を実施するための形態（“本実施形態”という）を、図等を参照しながら詳細に説明する。なお、以降で“企業”とは、電力会社から電力を購入する、電力会社以外の一般企業を意味する。

（計算式）
電力料金の計算式は、以下の通りである。

電力料金＝従量料金＋基本料金
従量料金＝受電電力×従量料金単価
基本料金＝契約電力×基本料金単価 （式１）

従量料金は、受電電力の大きさに応じて算出される。具体的には、受電電力がｒ_１ｋＷｈに達するまでは受電電力に従量料金単価ａを乗算し、ｒ_２ｋＷｈに達するまでは受電電力に従量料金単価ｂを乗算し、さらにｒ_３ｋＷｈに達するまでは受電電力に従量料金単価ｃを乗算し、・・・というように算出される。ここで、“ｒ_１＜ｒ_２＜ｒ_３”及び“ａ＜ｂ＜ｃ”が成り立つ。このように受電電力が増加すれば増加するほど“割高”になるのが従量料金の特徴である。これは、電力会社の発電能力には限界があることに起因する。基本料金については、通常、基本料金単価は固定されている。そして、契約電力の決め方の一例は以下の通りである。

（契約電力を基準とする基本料金）
図１に沿って、主として企業向けの典型的な電力契約における契約電力を説明する。契約電力は、毎月自動的に見直される（なお、他の契約形態を後記する）。企業が使用した電力（受電電力）を３０分ごとに計量し、そのうち月間で最も大きい値を最大需要電力という。見直し後の契約電力は、当月を含む過去の１２カ月間の各月の最大需要電力のうちで最も大きいものである。当月が契約を開始した後１２カ月に満たない場合は、見直し後の契約電力は、契約開始月から当月までの各月の最大需要電力のうちで最も大きいものである。

業種、地域等による差はあるものの、多くの企業においては、夏季の最大需要電力は他の季節の最大需要電力より大きい。したがって、ある年の夏季の最大需要電力が、その後のほぼ１年間にわたって契約電力として生き残る。その間、たとえ冬季の最大需要電力が下がったとしても、契約電力は高止まりしたままである。このことは、夏季のピークに電力を安定供給できることを目標に電力会社が設備投資をしていることに起因する。

電力契約の前記以外の形態として、契約電力が毎月見直され得るのではなく、例えば１年の契約期間について固定される場合もある。この場合、仮に受電電力が一時的に契約電力を超えても、次回の契約更改時までは同じ受電電力が維持される。しかしながら、受電電力が一時的に契約電力を超えたという事実に対してペナルティ（例えば所定の追加料金）が課される。ペナルティが課されるということは、翌月から契約電力が上り基本料金が上がることと等価である。よって、以降では、契約電力が毎月見直され得る例を代表的に説明する。

図２は、本実施形態が想定する企業の最も単純な設備構成である。企業は、自身の設備５１を稼働させるために、電力を必要とする。企業が電力を調達する手段は２つあり、それらは、電力会社５２から電力を購入する“受電”、及び、自ら自家発電機５３を運転して電力を生成する“自家発電”である。受電の対価は電力料金であり、自家発電の対価は燃料代金である。企業は、当然のことながら両者の対価の合計である総コストを最小化する動機を有する。

発電の方法は、企業においても電力会社においてもほぼ同じであり、要するに、ガス、軽油等の燃料を燃やして電力を発生させる。しかしながら、発電規模については、電力会社の方が圧倒的に大きい。したがって通常、発電効率も電力会社の方が高い。すると、企業は、（停電等の非常時を除けば）必要な電力をすべて受電で賄う方がコスト的に有利であるように思える。しかしながら、製鉄、化学、紙パルプ等の大規模企業は、電力会社に劣らない程度の効率で発電できる設備を有している場合が多い。

（目的関数）
すると、最小化させるべき目的関数は、以下の“総コスト”となる。

総コスト＝電力料金＋燃料代金
燃料代金＝自家発電機の燃料消費量×燃料単価 （式２）

そして、当然の前提として以下が成り立つ。

受電電力＝電力需要量−自家発電機の発電電力 （式３）

受電電力が契約電力を僅かでも超過することは、翌月以降基本料金が上がることを意味する。よって、契約電力は、いわば触れてはならない水準であり、契約電力を“（１＋余裕率）”で割り引いた“目標電力”を日常の制御目標とする。

目標電力＝契約電力／（１＋余裕率）
余裕率＞０ （式４）

式１〜式４を合成すると以下の式５が得られる。

総コスト＝（電力需要量−自家発電機の発電電力）×従量料金単価
＋（目標電力×（１＋余裕率））×基本料金単価
＋自家発電機の燃料消費量×燃料単価 （式５）

いま、電力需要量、各単価及び余裕率が所与であるとする。自家発電機の発電電力及び燃料消費量を、自家発電機の運転計画（自家発電機をいつ、どれだけの能力で運転するか）で代表させる。すると式５は以下の式６のような関数Ｆの型式に単純化される。

総コスト＝Ｆ（自家発電機の運転計画，目標電力） （式６）

本実施形態の契約電力最適化装置は、式６の左辺の値を最適化するような右辺の２変数を決定する。

本実施形態の契約電力最適化装置は、自家発電機の運転計画及び目標電力の候補を無作為的に発生させる。このとき、契約電力最適化装置は以下の制約条件（式７）を順守して候補を発生させる。なお、“無作為的に発生させる”と記したのは発生方法の一例であり、契約電力最適化装置は、他の方法（例えば遺伝的アルゴリズム）を使用してもよい。

受電電力＝電力需要量−自家発電機の発電電力＜目標電力
契約電力＝目標電力×（１＋余裕率）＝当月を含む過去１２カ月間の受電電力の最大値 （式７）

次いで、契約電力最適化装置は、発生させた候補ごとに、総コストを算出する。そして、総コストが最小になるような候補を、最終的な自家発電機の運転計画及び目標電力として決定する。

図３に沿って、企業が有する設備及び契約電力最適化装置１の構成を説明する。図３（ａ）は、一般的な企業の設備構成である。企業が有する設備を、“用役設備”と“一般設備”とに分ける。用役設備は、他の設備又は外部からエネルギー（電力、燃料、水蒸気、温水、冷水等）を受け取り、それを他のエネルギーに変換したうえで、変換したエネルギーを他の設備に供給する。例えば、図３（ａ）の自家発電機６１、ボイラ６２、冷温水供給設備６３は、用役設備の例である。

自家発電機６１（内燃機関タイプ）は、燃料を受け取り、燃料を燃焼させて発電機の軸を回転させる。このとき、ラジエタから排出される温水は、他の設備のエネルギーとなり得る。排ガスは大気圧よりは高い圧力を有し、他の設備のエネルギーとなり得る。自家発電機６１（タービンタイプ）は、水蒸気を受け取りその水蒸気で発電機の軸を回転させる。このとき、タービンの二次側から排出される水蒸気もまた、大気圧よりは高い圧力を有し、他の設備のエネルギーとなり得る。

一般設備は、他の設備又は外部からエネルギーを動力として受け取るが、他の設備にエネルギーを供給することを前提としていない。図３（ａ）の工作機械６４は、一般機械の例である。空調設備６５は、周囲の空気の温度調整をするという意味では周囲とエネルギーの交換はしている。しかしながら、ここでは一般機械に分類する。自家発電機６１、ボイラ６２、冷温水供給設備６３、工作機械６４及び空調設備６５にはセンサ（図示せず）が取り付けられている。センサは、各設備が入力及び／又は出力するエネルギーの量を測定する。契約電力最適化装置１は、各設備のセンサから、測定値を受け取る。

図３（ｂ）は、契約電力最適化装置１の構成である。契約電力最適化装置１は、一般的なコンピュータであり、中央制御装置１１、入力装置１２、出力装置１３、主記憶装置１４、補助記憶装置１５及び通信装置１６を有する。これらは相互にバスで接続されている。補助記憶装置１５は、運転行列３１、換算表３２、性能特性ベクトル３３、単価行列３４、カレンダ３５及び気象情報３６を記憶している（詳細後記）。主記憶装置１４における電力需要量推定部２１及び契約電力最適化部２２はプログラムである。以降、“○○部は”と主体を記した場合、それは、中央制御装置１１が○○部を補助記憶装置１５から読み出したうえで主記憶装置１４にロードし、○○部の機能（詳細後記）を実現することを意味する。端末装置２は、ネットワーク３を介して契約電力最適化装置１と通信することができる。

（運転行列）
図４に沿って、運転行列３１を説明する。運転行列３１は、用役設備及び一般設備ごとに存在する。各設備の運転行列３１は、入力エネルギー行列（“Ｐ行列”とも呼ぶ）及び出力エネルギー行列（“Ｑ行列”とも呼ぶ）からなる。自家発電機６１のＰ行列７１ａは、横軸を時点とし、縦軸をエネルギーの種類（電力、燃料、水蒸気、温水、冷水）とする行列である。縦軸と横軸との交点のセルには、そのエネルギーの入力量が記憶されている。

自家発電機６１のＱ行列７１ｂもまた、横軸を時点とし、縦軸をエネルギーの種類とする行列である。縦軸と横軸との交点のセルには、そのエネルギーの出力量が記憶されている。Ｐ行列７１ａの“燃料”の行以外の行には、“０”が並んでいる。Ｑ行列７１ｂの“電力”の行以外の行には“０”が並んでいる。これらのことは、自家発電機６１は受け取った燃料を燃焼させて内燃機関を回転させ、その回転力によって電力を発生させることを示している。仮に、自家発電機６１が受け取った水蒸気によって自身のタービンを回転させ、その回転力によって電力を発生させるタイプである場合、Ｐ行列７１ａの“水蒸気”以外の行には“０”が並ぶことになる。また前記したように、自家発電機６１が水蒸気及び温水を発生させる場合もある。この場合、Ｑ行列７１ｂの“水蒸気”の列及び“温水”の行には、正の値が並び得る。

Ｐ行列及びＱ行列の解釈の仕方は、ボイラ６２、冷温水供給設備６３及び工作機械６４についても同様である。例えば、Ｐ行列７２ａ及びＱ行列７２ｂは、ボイラ６２が、受け取った燃料を燃焼させて水を加熱し、水蒸気を発生させることを示している。Ｐ行列７３ａ及びＱ行列７３ｂは、冷温水供給設備６３が、受け取った電力で圧縮機を運転し、冷媒に（気体／液体の）状態変化を起こさせ、冷水又は温水のいずれかを発生させることを示している。なお、同時に冷水及び温水の両者を発生させることは通常ない。Ｐ行列７４ａ及びＱ行列７４ｂ（ゼロ行列である）は、工作機械６４が、動力としての電力を受け取り、製品を生産するが、特にエネルギーは生成しないことを示している。

各設備のＰ行列及びＱ行列は、全体的にその設備の時系列の発停状態を示しているといえる。ある時点の列の成分がすべて“０”である場合、当該時点において当該設備は当然停止しており、ある時点の列の成分のうち少なくとも１つが“０”以外の正値である場合、当該時点において当該設備は当然稼働しているからである。そして、成分の値の大きさは、運転規模を示している。

（換算表及び性能特性ベクトル）
図５に沿って、換算表３２及び性能特性ベクトル３３を説明する。性能特性ベクトル３３は、用役設備ごとに存在する。換算表３２は、用役設備ごとに２つずつ（入力側と出力側）存在するが、換算表３２に含まれる換算係数（直ちに後記）は、すべての設備に共通である。性能特性とは、用役設備が出力する熱量ｑを当該用役設備に入力される熱量ｐで除算した比率である。エネルギーの量（電力量、容積、重量等）を熱量に換算するには、エネルギーの種類ごとに、換算係数が必要になる。

図５のＰ行列７１ａは、図４のＰ行列７１ａを再掲したものである。図５の換算表７１ｃ（図３（ｂ）の符号３２に相当）は、エネルギーの種類ごとの換算係数を記憶している。例えば時点ｔ１において、自家発電機６１に入力されるエネルギーの量は、（電力，燃料，水蒸気，温水，冷水）＝（０，１０，０，０，０）である。この入力されるエネルギーの量のベクトルと換算係数のベクトル“（ｗ_１，ｗ_２，ｗ_３，ｗ_４，ｗ_５）”との内積を算出すると、入力される熱量“ｐ_１”が得られる。他の時点ｔ２、ｔ３、・・・についても全く同様に、入力される熱量ｐ_２、ｐ_３、・・・が得られる。

図５のＱ行列７１ｂは、図４のＱ行列７１ｂを再掲したものである。図５の換算表７１ｄ（図３（ｂ）の符号３２に相当）は、エネルギーの種類ごとの換算係数を記憶している。例えば時点ｔ１において、自家発電機６１から出力されるエネルギーの量は、（電力，燃料，水蒸気，温水，冷水）＝（１０００，０，０，０，０）である。この出力されるエネルギーの量のベクトルと換算係数のベクトル“（ｗ_１，ｗ_２，ｗ_３，ｗ_４，ｗ_５）”との内積を算出すると、出力される熱量“ｑ_１”が得られる。他の時点ｔ２、ｔ３、・・・についても全く同様に、出力される熱量ｑ_２、ｑ_３、・・・が得られる。

性能特性ベクトル３３は、前記した性能特性（ｑ／ｐ）を時系列の成分として有するベクトルである。単価行列３４は、縦軸にエネルギーの種類を取り、横軸に時点を取る行列である。縦軸と横軸の交点のセルには当該エネルギーを当該時点において外部から購入する場合の単価が記憶されている。受電電力ベクトル７７は、電力会社からの受電電力を時系列の成分として有するベクトルである。

（処理手順）
図６に沿って、処理手順を説明する。処理手順開始の前提として、現時点は２０１５年４月１日の午前０時であるとする。
ステップＳ１０１において、電力需要量推定部２１は、電力需要量を推定する。具体的には、電力需要量推定部２１は、自家発電機６１以外のすべての設備のＰ行列から２０１４年４月に含まれる複数の時点の列の電力の行の実績値を取得し、日ごとに合計する。そして、カレンダ３５を参照して、２０１５年４月１日と同じ曜日の合計値（４つ又は５つある）の平均値を算出し、２０１５年４月１日の電力需要量とする。

ステップＳ１０２において、契約電力最適化部２２は、自家発電機６１の燃料消費量及び発電電力の値を生成する。具体的には、契約電力最適化部２２は、自家発電機６１についてのＰ行列７１ａのうち、２０１５年４月１日に含まれる複数の時点の列の値を無作為的に生成する。次いで、契約電力最適化部２２は、生成したＰ行列７１ａの燃料の行の値を合計し、２０１５年４月１日の自家発電機６１の燃料消費量とする。さらに、契約電力最適化部２２は、算出した燃料消費量に対して換算係数“ｗ_２”を乗算し、その乗算結果に対して性能特性“ｑ／ｐ”を乗算して自家発電機６１の発電電力とする。

なお、これとは逆に、契約電力最適化部２２は、自家発電機６１についてのＱ行列７１ｂのうち、２０１５年４月１日に含まれる複数の時点の列の値を無作為的に生成してもよい。次いで、契約電力最適化部２２は、生成したＱ行列７１ｂの電力の行の値を合計し、２０１５年４月１日の自家発電機６１の発電電力としてもよい。さらに、契約電力最適化部２２は、算出した発電電力に対して換算係数“ｗ_１”を乗算し、その乗算結果を性能特性“ｑ／ｐ”で除算して自家発電機６１の燃料消費量としてもよい。このようにすれば、入力される熱量と出力される熱量とのエネルギーバランスを保ったうえで、燃料消費量及び発電電力の組合せが無作為的に発生することになる。

ステップＳ１０３において、契約電力最適化部２２は、目標電力の値を生成する。具体的には、契約電力最適化部２２は、目標電力の値を無作為的に生成する。
なお、ここまでに算出された電力需要量（推定値）、自家発電機６１の発電電力及び目標電力は、式７の制約条件を満たしている。

ステップＳ１０４において、契約電力最適化部２２は、総コストを算出する。具体的には、第１に、契約電力最適化部２２は、式５の右辺に、ステップＳ１０１において推定した電力需要量、ステップＳ１０２において生成した自家発電機６１の燃料消費量及び発電電力、並びに、ステップＳ１０３において生成した目標電力を代入する。
第２に、契約電力最適化部２２は、式５の右辺の従量料金単価、基本料金単価及び燃料単価に、単価行列３４の値を代入する。同様に余裕率に所定の値を代入する。
第３に、契約電力最適化部２２は、式５の左辺の総コストを算出する。

電力需要量推定部２１及び契約電力最適化部２２は、ステップＳ１０１〜Ｓ１０４の処理を、２０１５年４月１日〜２０１６年３月３１の各日について繰り返し（内側ループ）、２０１５年度の総コストを算出する。さらに契約電力最適化部２２は、Ｐ行列７１ａ及びＱ行列７１ｂの列の値、並びに、目標電力の値を変化させたうえで、２０１５年度の総コストを算出する処理を所定の回数だけ繰り返す（外側ループ）。

なお、契約電力最適化部２２は、内側ループにおいては、２０１５年４月１日の目標電力を、２０１５年４月３０日まで同じ値に維持し、その後も同様とする。つまり、ある月の１日から当該月の末日までの間は、目標電力を同じ値に維持する。さらに、内側ループにおいて、電力需要量推定部２１は、同月同曜日の電力需要値（推定値）を算出する際に、前週の値をそのまま流用してもよい。外側ループを抜け出た段階で、契約電力最適化部２２は、外側ループの繰り返しの回数に等しい数の総コストの候補を保持していることになる。

ステップＳ１０５において、契約電力最適化部２２は、自家発電機６１の運転計画及び目標電力を決定する。具体的には、契約電力最適化部２２は、複数の総コストの候補のうち最小の値を有するものを採用すべき候補とする。そして、契約電力最適化部２２は、採用すべき候補を算出した際に代入された自家発電機６１の燃料消費量及び発電電力、並びに、目標電力を採用すべき最終的な値として決定する。ここで決定される自家発電機６１の燃料消費量及び発電電力は、１年分の時系列データ（Ｐ行列の“燃料”行及びＱ行列の“電力”行）である。ここで決定される目標電力は、１年間の途中で月単位に増減している場合が多い。

なお、契約電力最適化部２２は、“複数の総コストの候補のうち最小の値を有するもの”以外を採用すべき候補としてもよい。例えば、最小ではなくとも所定の基準を満たす程度に最適化された値（例えば小さい順に○個まで、最小のものとの差が○○以内等）を採用すべき候補としてもよい。さらに契約電力最適化部２２は、総コストの候補が仮に“小さく”なくとも、例えば企業経営上何らかの意味を有する目標範囲内にある候補を、採用すべき候補としてもよい。

ステップＳ１０６において、契約電力最適化部２２は、契約電力を算出する。具体的には、第１に、契約電力最適化部２２は、ステップＳ１０５において決定した目標電力に“１＋余裕率”を乗算して契約電力として決定する。
第２に、契約電力最適化部２２は、ステップＳ１０６の“第１”において決定した契約電力を１年分の時系列で出力装置１３に表示する。

なお、ステップＳ１０６までの処理において、自家発電機６１の運転計画、目標電力及び契約電力を決定する際の元となった電力需要量は、１年前（２０１４年）の同月同曜日の実績値である。実際には、“２０１５年４月１日の天候は雨であり、気温は摂氏１０度である”のような気象情報３６を使用することによって、電力需要量を推定する確度を上げることができる（詳細後記）。

ステップＳ１０７において、電力需要量推定部２１及び契約電力最適化部２２は、気象情報３６を反映した自家発電機６１の運転計画を決定する。ステップＳ１０７の処理は、大きくいえば、ステップＳ１０１〜Ｓ１０６の処理に準ずる。但し、以下の相違点（１）（２）及び（３）が存在する。

（１）ステップＳ１０７では、電力需要量推定部２１は、気象情報３６を参照して電力需要量を推定する。気象情報３６は、過去の日付に関連付けて気温、湿度、気圧、降水量等の気象測定値を記憶し、将来の日付に関連付けて気温、湿度、気圧、降水量等の気象予測値を記憶したデータである。電力需要量推定部２１は、例えば２０１５年４月１日の電力需要量を推定する場合、２０１４年４月の計３０日分の気象測定値のうち、２０１５年４月１日の気象予測値に所定の基準を満たす程度に類似するものを特定する。例えば、類似する気象測定値が２０１４年４月４日のものであった場合、電力需要量推定部２１は、各設備のＰ行列から２０１４年４月４日を含む複数の列の電力の行の実績値を取得し全設備について合計したものを電力需要量（推定値）とする。なお、電力需要量推定部２１は、カレンダ情報３５も参照して、同じ曜日でかつ気象測定値が気象予測値と類似する日付を特定してもよい。

（２）直近の過去１年間の間で企業の設備が更新されている場合も多い。例えば２０１４年５月半ばに設備の一部が廃棄され、２０１４年７月半ばに新たな設備が追加されたという場合があり得る。このような場合、２０１４年４月の電力需要量（Ｐ行列）を使用して２０１５年４月のある１日の電力需要量を推定すると、実際の電力需要量との間に無視できない差分が生じる。そこで、ステップＳ１０７では、電力需要量推定部２１は、２０１５年４月１日についての電力需要量の推定値から２０１５年４月１日の実際の電力需要量を減算し差分を算出する。そして、２０１５年４月２日についての電力需要量の推定値から差分を減算し、補正後の電力需要量（推定値）とする。以降の日付についても同様である。そして、契約電力最適化部２２は補正後の電力需要量を使用して、自家発電機６１の運転計画、目標電力及び契約電力を決定する。

（３）ステップＳ１０７では、契約電力最適化部２２は、処理負担を軽減するために、目標電力を所与のもの（例えばステップＳ１０５において決定された目標電力）と看做してもかまわない。

その後処理手順を終了する。

（エネルギーバランス）
企業内の各設備は、エネルギーの遣り取りを通じて相互に連鎖している。前記では単純化のため、電力需要量を推定する際に、自家発電機６１以外の設備のＰ行列を所与のものとして扱った。しかしながら、式６の左辺を最適化するような右辺の変数を、すべての設備のＰ行列及びＱ行列とすることも可能である。契約電力最適化部２２は、時点ごとにエネルギー連鎖についての制約条件を満たすようにすべての設備のＰ行列及びＱ行列の候補を無作為的に発生させ、総コストを算出してもよい。エネルギー連鎖についての制約条件とは、例えば、“各設備についてｑ／ｐ＝定数、かつ、企業内における全設備の入力熱量和Σｐ＝企業内における全設備の出力熱量和Σｑ”である。そして、契約電力最適化部２２は、総コストを最小にするような各設備のＰ行列及びＱ行列を、企業全体の運転計画として決定してもよい。

Ｐ行列又はＱ行列のうちの一方しか存在しない場合であっても、性能特性ベクトル３３及び換算表３２が存在すれば、他方を決定することができる。例えば、企業全体の運転計画を決定するに際して設備の数が多いと、無作為的に発生させるべき値の数の極端に多くなる。このような場合処理負担を削減するために、前記の例に倣って、契約電力最適化部２２は、例えばＰ（Ｑ）行列のみの値を無作為的に発生させ、Ｑ（Ｐ）行列の値は、Ｐ（Ｑ）行列の値、性能特性ベクトル３３及び換算表３２に基づいて算出してもよい。そこで、契約電力最適化部２２は、性能特性ベクトルを常に最新の状態に維持しておく。

性能特性ベクトルの成分ｑ／ｐは、設備によって名称が変化し、ボイラについては“近似直線係数”とよばれ、冷温水供給設備については“成績係数”と呼ばれ、自家発電機については“燃費”と呼ばれる。契約電力最適化部２２は、これらの性能特性値を最新の値に維持し、特にボイラについては、低燃焼領域、中燃焼領域及び高燃焼領域ごとに維持しておくことが望ましい。

（変形例）
前記では、総コストを最適化するような、自家発電機の運転計画及び契約電力を１年間について決定する例を説明した。しかしながら、契約電力最適化装置１は、そのような自家発電機の運転計画及び契約電力を、１年間以外の期間（１か月、半年等）について決定してもよい。さらに、前記では、自家発電機の数が１台である例を説明したが、自家発電機の数は複数であってもよい。この場合、複数の自家発電機のそれぞれについて、Ｐ行列及びＱ行列が存在するものとする。

前記では単純化のために、総コストを算出するに際し、企業が消費する燃料としては自家発電機が消費する燃料のみを考慮する例を説明した。しかしながら、自家発電機以外の設備が消費する燃料をも考慮することが可能である。この場合、式５の右辺の末尾に４番目の項として“＋自家発電機以外の設備の燃料消費量×燃料単価”が追加されることになる。そして、契約電力最適化部２２は、自家発電機の燃料消費量を算出したのと同様の方法で、自家発電機以外の設備の燃料消費量を無作為的に算出し、式５の右辺に代入する。契約電力最適化部２２は、自家発電機６１以外の設備についてのＰ行列及びＱ行列のうち、ある日の列の値を無作為的に生成するに際しては、前記したエネルギー連鎖についての制約条件を満たすようにする。

（ユーザインタフェース）
契約電力最適化装置１のユーザは、同種の設備（例えば自家発電機）が複数存在する場合、それぞれの設備の運転状態を時系列で視認できれば便利である。

図７に沿って、自家発電機監視画面８１を説明する。契約電力最適化部２２は、任意のタイミングで自家発電機監視画面８１を出力装置１３又は端末装置２の出力装置に表示する。自家発電機監視画面８１は、棒折れ線グラフ領域８１ａ及び帯グラフ領域８１ｂを有する。両者の横軸は時間（１日の２４時間）であり、図７の例では１日のうちの時刻になっている。棒折れ線グラフ領域８１ａの縦軸は電力である。帯グラフ領域８１ｂの縦軸は、“実績”及び“計画”である。

棒折れ線グラフ領域８１ａは、受電電力、自家発電機Ａ、自家発電機Ｂ及び自家発電機Ｃの発電電力（以上棒グラフ）、並びに、電力需要量、受電計画量、契約電力及び目標電力（以上折れ線グラフ）から構成される。棒折れ線グラフの値は、過去の測定値であっても将来の予測値であってもよい。帯グラフの左右方向の幅は、その自家発電機が稼働していた（又は稼働する予定である）時間帯を示している。

図７を見ると、以下のことがわかる。
・現時点の時刻は、１７時である。
・電力需要量が１４時から１６時にかけてピークを迎えた。
・受電計画量は、１４時から１６時にかけてピークを迎えることが予測されていた。
・しかしながら、この予測の通りに受電計画量が推移すると、１４時〜１６時において目標電力を超過しそうになることが判明した。
・実際の受電電力も、１１時〜１３時に目標電力に達しそうになっていた。
・そこで、緊急措置として、１４時〜１６時に自家発電機Ｂを運転した。
・その結果、受電電力は１４時〜１６時に大幅に低下し、契約電力を超過することは回避できた。
・この企業は、自家発電機Ａを日常的に運転し、電力需要量が増加してくると、まず自家発電機Ｃを運転し、さらに電力需要量が増加してくると、自家発電機Ｂを運転する。

契約電力最適化部２２は、ユーザが“計画”の行の帯グラフをマウス等の入力装置１２で選択したうえで、帯グラフの位置を左右に移動させるのを受け付ける。また、契約電力最適化部２２は、ユーザが“計画”の行の帯グラフの左右両端の辺（運転開始時刻及び運転終了時刻を示す）をマウス等の入力装置１２で選択したうえで、左右に移動させるのを受け付ける。すると、契約電力最適化部２２は、“帯グラフが示す時間帯においてのみ、当該自家発電機の運転が可能になる”という制約条件が設定されたと看做す。そして、契約電力最適化部２２は、その制約条件に従って処理手順を実行する。例えば、ユーザがある日の１０時から１４時までの間に限定して帯グラフを描画したとする。すると、契約電力最適化部２２は、自家発電機６１のＰ行列及びＱ行列の値を生成するに際して、当該時間帯以外の時点においては“０”を生成する。当該時間帯の時点においては正値を無作為的に生成する。

図８に沿って、ボイラ監視画面８２を説明する。契約電力最適化部２２は、任意のタイミングでボイラ監視画面８２を出力装置１３又は端末装置２の出力装置に表示する。ボイラ監視画面８２の構成は自家発電機監視画面８１の説明とほぼ同じである。但し、棒折れ線グラフ領域８２ａの縦軸は、水蒸気の発生量である。折れ線グラフは、水蒸気の需要量（予測値）を示す。契約電力最適化部２２は、前記と同様に帯グラフの移動を受け付け、前記と同様の制約条件が設定されたと看做す。

図９に沿って、冷温水供給設備監視画面８３を説明する。契約電力最適化部２２は、任意のタイミングで冷温水供給設備監視画面８３を出力装置１３又は端末装置２の出力装置に表示する。冷温水供給設備監視画面８３の構成もまた自家発電機監視画面８１の説明とほぼ同じである。但し、棒折れ線グラフ領域８３ａの縦軸は、冷水又は温水の発生熱量である。折れ線グラフは、冷水又は温水の需要量（予測値）を示す。契約電力最適化部２２は、前記と同様に帯グラフの移動を受け付け、前記と同様の制約条件が設定されたと看做す。

（端末装置）
契約電力最適化装置１は、自身の入力装置１２を介して受け付けた情報を端末装置２の入力装置からも受け付けることができる。同様に、契約電力最適化装置１は、自身の出力装置１３に表示した情報を端末装置２の出力装置にも表示することができる。つまり、ユーザは、自身の身近にある端末装置２を介して契約電力最適化装置１にアクセスすることができる。

（実施形態の効果）
本実施形態の契約電力最適化装置は、以下の効果を奏する。
（１）ユーザは、総コストを抑えつつ、契約電力を決定することができる。
（２）ユーザは、総コストを抑えつつ、自家発電機の運転計画を作成することができる。
（３）ユーザは、多くの電力会社が採用している、過去の数カ月の最大受電電力が契約電力となるというルールをそのまま適用できる。
（４）ユーザは、自家発電機の運転計画に対する制約を容易に設定できる。
（５）ユーザは、自家発電機の運転期間を画面上で容易に入力できる。

なお、本発明は前記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、前記した実施例は、本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明したすべての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、前記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウエアで実現してもよい。また、前記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウエアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、又は、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。
また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしもすべての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆どすべての構成が相互に接続されていると考えてもよい。

１ 契約電力最適化装置
１１ 中央制御装置
１２ 入力装置
１３ 出力装置
１４ 主記憶装置
１５ 補助記憶装置
１６ 通信装置
２１ 電力需要量推定部
２２ 契約電力最適化部
３１ 運転行列
３２ 換算表
３３ 性能特性ベクトル
３４ 単価行列
３５ カレンダ
３６ 気象情報

Claims (5)

1. 電力を消費する設備の過去の運転状態のデータに基づき将来の電力需要量を推定する電力需要量推定部と、
   前記推定した電力需要量のうち外部から購入される受電電力の対価として支払われる料金の一部であり、契約電力を基準として算出される基本料金と、
   前記受電電力の対価として支払われる料金から前記基本料金を減算した残額であり、前記受電電力の大きさに応じて算出される従量料金と、
   前記推定した電力需要量から前記受電電力を減算した自家発電電力を発生させる対価として支払われる燃料代金と、
   の合計を最適化するように、かつ、
   前記受電電力が前記契約電力を超えないように、
   前記契約電力を決定する契約電力最適化部と、
   を備えることを特徴とする契約電力最適化装置。
2. 前記契約電力最適化部は、
   前記自家発電電力を発生させる自家発電機の運転計画を決定すること、
   を特徴とする請求項１に記載の契約電力最適化装置。
3. 前記契約電力最適化部は、
   直近の過去の所定の期間における最大受電電力が前記契約電力となるように、
   前記契約電力を決定すること、
   を特徴とする請求項２に記載の契約電力最適化装置。
4. 前記契約電力最適化部は、
   ユーザが前記自家発電機の運転計画に対する制約を時系列で入力するのを受け付け、
   前記受け付けた制約に基づき、前記契約電力を決定すること、
   を特徴とする請求項３に記載の契約電力最適化装置。
5. 前記契約電力最適化部は、
   前記自家発電機の運転期間を時系列の図形として画面に表示し、
   ユーザが前記画面上で前記図形を移動させるのを受け付けること、
   を特徴とする請求項４に記載の契約電力最適化装置。