JP2018117452A - 制御装置およびプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】電力の料金を抑制するため、デマンドチャージ対象期間中における需要家による電力需要のピーク値を下げる制御装置およびプログラムを提供する。
【解決手段】制御システムは、所定期間における需要家の電力の消費量、および前記所定期間における再生可能エネルギーによる発電機の発電量を予測する予測部１０１と、予測された消費量および発電量に基づいて、需要家による電力の需要のピーク値が低くなるように電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する第１方法を実行した場合の所定期間における需要家の電力の需要の第１ピーク値を算出する計画部１０２と、を有する製御装置と第１ピーク値を超えない範囲で、需要家に供給される電力の従量料金が削減されるように電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する第２方法を実行する通信装置と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、制御装置およびプログラムに関する。

国や地域によって電力の料金制度は様々であるが、電力の従量料金に対して、デマンドチャージによる料金が加算される体系が主流となっている国がある。ここで、デマンドチャージは、ある期間（例えば、１か月）の最大の電力の需要に対して料金が課せられる制度であり、電力を供給する会社が、最大の電力の需要に対して準備する発電設備に対する投資を補う制度である。デマンドチャージは、配電事業者が、送電事業者から電力を購入する際に課せられる場合もあるし、需要家が、配電事業者から電力を購入する際に課せられる場合もある。

特表２００７−５１０３９９号公報

ところで、需要家の電力の需要形態によっては、デマンドチャージが、ある期間の電力の料金全体の半分近くを占めることがある。そのため、電力の料金を抑制するためには、デマンドチャージ対象期間中における需要家による電力の需要のピーク値を下げることが求められている。

実施形態の制御装置は、予測部と、算出部と、制御部と、を備える。予測部は、所定期間における需要家の電力の消費量、および所定期間における再生可能エネルギーによる発電機の発電量を予測する。算出部は、予測された消費量および発電量に基づいて、需要家による電力の需要のピーク値が低くなるように電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する第１方法を実行した場合の所定期間における需要家の電力の需要の第１ピーク値を算出する。制御部は、第１ピーク値を超えない範囲で、需要家に供給される電力の従量料金が削減されるように電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する第２方法を実行する。

図１は、第１の実施形態にかかる制御システムが有する制御装置の構成の一例を示す図である。 図２は、第１の実施形態にかかる制御システムが有する通信装置の構成の一例を示す図である。 図３は、第１の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図４は、第１の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の一例を説明するための図である。 図５は、第１の実施形態にかかる制御システムにおいて実行される負荷率最大化の一例を説明するための図である。 図６は、第１の実施形態にかかる制御システムにおける電力貯蔵装置の充放電の一例を説明するための図である。 図７は、第２の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図８は、第２の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の一例を説明するための図である。 図９は、第３の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図１０は、第３の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の一例を説明するための図である。 図１１は、第４の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図１２は、第４の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電を制御する処理の一例を説明するための図である。

以下、添付の図面を用いて、本実施形態にかかる制御装置およびプログラムを適用した制御システムについて説明する。

（第１の実施形態）
本実施形態にかかる制御システムは、制御装置１（図１参照）および通信装置２（図２参照）を有する。本実施形態では、制御装置１と通信装置２とが別々の装置に実装されている例について説明するが、制御装置１と通信装置２とが１つの装置に実装されていても良い。また、本実施形態では、制御装置１と通信装置２とが制御装置の一例として機能する。

図１は、第１の実施形態にかかる制御システムが有する制御装置の構成の一例を示す図である。図１に示す制御装置１は、需要家に電力を配電する配電事業者、または需要家によって所持され、配電事業者または需要家に対する電力の供給を制御する。以下の説明では、需要家が所持する制御装置１について説明するが、配電事業者が所持する制御装置１も同様の動作を行う。図１に示すように、本実施形態にかかる制御装置１は、予測部１０１、計画部１０２、計測部１０３、およびピーク値保持部１０４を備える。

予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間（所定期間の一例）に先立って、当該デマンドチャージ対象期間における需要家による電力の消費量（以下、使用電力量と言う）、および当該デマンドチャージ対象期間における再生可能エネルギーによる需要家の発電機の発電量を予測する。本実施形態では、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間に先立って、使用電力量および発電量を予測しているが、デマンドチャージ対象期間における使用電力量および発電量を予測するものであれば良い。例えば、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間中に、使用電力量および発電量を予測しても良い。

ここで、デマンドチャージ対象期間は、予め設定された期間（例えば、１か月）であり、デマンドチャージによって、需要家に供給する電力の従量料金に対する追加料金が決定される期間である。デマンドチャージは、需要家によるデマンドチャージ対象期間の最大の電力の需要に対して料金（追加料金）が課せられる制度であり、電力を供給する会社が、最大の電力の需要に対して準備する発電設備に対する投資を補う制度である。

計画部１０２（算出部の一例）は、予測部１０１により予測された使用電力量および発電量に基づいて、負荷率最大化（第１方法の一例）を実行した場合のデマンドチャージ対象期間における需要家による電力の需要のピーク値Ｐ_ｍａｘを算出する。ここで、負荷率最大化は、需要家による電力の需要のピーク値が低くなるように、需要家が利用可能な電力貯蔵装置の充放電および需要家が利用可能な発電機の発電の少なくとも一方を制御する方法である。

計測部１０３は、デマンドチャージ対象期間中における需要家による電力の需要履歴（以下、実績値と言う）を計測する。本実施形態では、計測部１０３は、デマンドチャージ対象期間の１日毎に、実績値を計測する。そして、計測部１０３は、計測した実績値のうち最大値をピーク値Ｐ_Ａとして求める。ピーク値保持部１０４は、計画部１０２により算出されたピーク値Ｐ_ｍａｘおよび計測部１０３により求めたピーク値Ｐ_Ａを記憶する。

図２は、第１の実施形態にかかる制御システムが有する通信装置の構成の一例を示す図である。図２に示す通信装置２も、配電事業者または需要家によって所持され、制御装置１と協働して、配電事業者または需要家に対する電力の供給を制御する。図２に示すように、本実施形態にかかる通信装置２は、電力貯蔵装置通信部２０１、電力貯蔵装置制御部２０２、発電機通信部２０３、および発電機制御部２０４を備える。電力貯蔵装置通信部２０１は、需要家が利用可能な二次電池等の電力貯蔵装置と通信可能である。電力貯蔵装置制御部２０２は、電力貯蔵装置通信部２０１を介して、電力貯蔵装置と通信を行って、当該電力貯蔵装置の充放電を制御する制御部である。発電機通信部２０３は、需要家が利用可能な発電機と通信可能である。発電機制御部２０４は、発電機通信部２０３を介して、発電機と通信を行って、当該発電機による電力の発電を制御する制御部である。

本実施形態では、通信装置２は、電力貯蔵装置制御部２０２および発電機制御部２０４によって、制御装置１の計画部１０２により算出されたピーク値Ｐ_ｍａｘを超えない範囲で、購入電力最小化（第２方法の一例）を実行する。ここで、購入電力最小化は、需要家に供給される電力の従量料金が削減されるように電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する方法である。これにより、電力の価格が安い時間帯に、購入電力最小化が実行されて、需要家による電力の需要が増えたとしても、当該需要家による電力の需要が、デマンドチャージが発生するピーク値Ｐ_ｍａｘを超える可能性を低くできるので、需要家による電力の需要に対する従量料金と、デマンドチャージとが別々に発生する料金体系においても、デマンドチャージを削減しつつ、トータルの電力料金を下げることができる。

次に、図３および図４を用いて、本実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例について説明する。図３は、第１の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。図４は、第１の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の一例を説明するための図である。

まず、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間の初日に、当該デマンドチャージ対象期間における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する。次いで、図４に示すように、計画部１０２は、予測部１０１により予測された使用電力量および発電量に基づいて、負荷率最大化を実行した場合のデマンドチャージ対象期間における需要家による電力の需要のピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ３０１）。

図５は、第１の実施形態にかかる制御システムにおいて実行される負荷率最大化の一例を説明するための図である。ここで、負荷率最大化は、上述したように、需要家に供給する電力が低くなるように、電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する方法である。例えば、負荷率最大化は、図５に示すように、連系線潮流の変動に基づいて、電力貯蔵装置の充放電を制御する。連系線潮流は、需要家の使用電力量（負荷）から、発電機の発電量を減算した値である。そして、デマンドチャージ対象期間における連系線潮流の平均値を、当該デマンドチャージ対象期間における連系線潮流の最大値で除算した値を負荷率と定義した場合、負荷率最大化は、当該負荷率が小さくなるように、電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電の少なくとも一方を制御する方法とも言える。

具体的には、負荷率最大化は、図５に示すように、連系線潮流が低い時間帯において（言い換えると、連系線潮流が所定値以下である場合）、電力貯蔵装置を充電して当該電力貯蔵装置のＳＯＣ（State Of Charge）を増加させる。また、負荷率最大化は、図５に示すように、連系線潮流が多い時間帯において（言い換えると、連系線潮流が所定値より大きい場合）、電力貯蔵装置を放電させる。その際、電力貯蔵装置のＳＯＣは、減少する。負荷率最大化によれば、連系線潮流が多い時間帯において、電力貯蔵装置を放電させて、需要家による電力の需要を低くすることができるので、需要家による電力の需要のピーク値を低く抑えることを可能とする。

図３に戻り、計画部１０２は、算出したピーク値Ｐ_Ｌをピーク値Ｐ_ｍａｘとし、かつ当該ピーク値Ｐ_ｍａｘをピーク値保持部１０４に保存する（ステップＳ３０２）。計画部１０２は、デマンドチャージ対象期間中、デマンドチャージ対象期間の１日毎に、電力の料金単価である購入価格（以下、購入コストと言う）の変動に基づいて、購入電力最小化を実行した場合の需要家による電力の需要のピーク値Ｐ_Ｐを算出する（ステップＳ３０３）。

図６は、第１の実施形態にかかる制御システムにおける電力貯蔵装置の充放電の一例を説明するための図である。ここで、購入電力最小化は、上述したように、需要家に供給すする電力の従量料金が削減されるように、電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する方法である。言い換えると、購入電力最小化は、図６に示すように、電力貯蔵装置の充放電を、電力の料金単価である購入コストの変動に基づいて、電力貯蔵装置の充放電を制御する。具体的には、購入電力最小化は、電力の購入コストが安い時間帯に電力貯蔵装置を充電して当該電力貯蔵装置のＳＯＣを増加させ、かつ電力の購入コストが高い時間帯に電力貯蔵装置を放電する。その際、電力貯蔵装置のＳＯＣは減少するが、需要家の電力の需要を減らすことができる。これにより、電力の利用料金を抑えることができる。

図３に戻り、電力貯蔵装置制御部２０２および発電機制御部２０４は、計画部１０２によってピーク値Ｐ_Ｐが求められる度に、当該ピーク値Ｐ_Ｐがピーク値Ｐ_ｍａｘより小さいか否かを判断する（ステップＳ３０４）。ピーク値Ｐ_Ｐがピーク値Ｐ_ｍａｘ以上である場合（ステップＳ３０４：Ｎｏ）、電力貯蔵装置制御部２０２および発電機制御部２０４は、負荷率最大化を実行する（ステップＳ３０６）。一方、ピーク値Ｐ_Ｐがピーク値Ｐ_ｍａｘより小さい場合（ステップＳ３０４：Ｙｅｓ）、電力貯蔵装置制御部２０２および発電機制御部２０４は、購入電力最小化を実行する（ステップＳ３０５）。

すなわち、電力貯蔵装置制御部２０２および発電機制御部２０４は、デマンドチャージ対象期間においてピーク値Ｐ_Ｐがピーク値Ｐ_ｍａｘより小さい日は、購入電力最小化を実行し、デマンドチャージ対象期間においてピーク値Ｐ_Ｐがピーク値Ｐ_ｍａｘ以上の日は、負荷率最大化を実行する。これにより、電力貯蔵装置制御部２０２および発電機制御部２０４は、ピーク値Ｐ_ｍａｘを超えない範囲で、購入電力最小化を実行することが可能となる。それ故、電力の価格が安い時間帯に、購入電力最小化が実行されて、需要家による電力の需要が増えたとしても、当該需要家による電力の需要が、デマンドチャージが発生するピーク値Ｐ_ｍａｘを超える可能性を低くできるので、需要家による電力の需要に対する従量料金と、デマンドチャージとが別々に発生する料金体系においても、デマンドチャージを削減しつつ、トータルの電力料金を下げることができる。

計測部１０３は、デマンドチャージ対象期間の１日が終了する度に、当該１日の需要家による電力の需要の実績値を計測し、当該実績値の計測結果に基づいて、ピーク値Ｐ_Ａを求める（ステップＳ３０７）。そして、計測部１０３は、求めたピーク値Ｐ_Ａがピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘより大きいか否かを判断する（ステップＳ３０８）。ピーク値Ｐ_Ａがピーク値Ｐ_ｍａｘ以下である場合（ステップＳ３０８：Ｎｏ）、計測部１０３は、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新せずに、後述するステップＳ３１０に進む。一方、ピーク値Ｐ_Ａがピーク値Ｐ_ｍａｘを超えた場合（ステップＳ３０８：Ｙｅｓ）、計測部１０３（算出部の一例）は、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを、ピーク値Ｐ_Ａによって更新する（ステップＳ３０９）。すなわち、需要家による電力の需要の実績値が、ピーク値Ｐ_ｍａｘを超えてしまった場合には、当該実績値に相当するデマンドチャージが発生してしまうため、デマンドチャージ対象期間の残りの期間においては、当該実績値を超えない範囲で、購入電力最小化を実行する。次いで、計測部１０３は、デマンドチャージ対象期間が経過したか否かを判断する（ステップＳ３１０）。デマンドチャージ対象期間が経過していない場合（ステップＳ３１０：Ｎｏ）、計測部１０３は、ステップＳ３０３に戻り、翌日のピーク値Ｐ_Ｐを求める。一方、デマンドチャージ対象期間が経過した場合（ステップＳ３１０：Ｙｅｓ）、制御システムは、電力貯蔵装置の充放電の制御を終了する。

このように、第１の実施形態にかかる制御システムによれば、電力の価格が安い時間帯に、購入電力最小化が実行されて、需要家による電力の需要が増えたとしても、当該需要家による電力の需要が、デマンドチャージが発生するピーク値Ｐ_ｍａｘを超える可能性を低くできるので、需要家による電力の需要に対する従量料金と、デマンドチャージとが別々に発生する料金体系においても、デマンドチャージを削減しつつ、トータルの電力料金を下げることができる。

（第２の実施形態）
本実施形態は、デマンドチャージ対象期間において所定日数経過する度に、デマンドチャージ対象期間の残り期間における需要家の使用電力量、および当該残りの期間における発電機の発電量を予測し直す例である。以下の説明では、第１の実施形態と同様の構成については説明を省略する。

本実施形態では、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間中、所定日数（例えば、１日）経過する度に、デマンドチャージ対象期間の残りの期間における需要家の電力の使用電力量、および当該残りの期間における発電機の発電量を予測し直す。計画部１０２は、予測し直された使用電力量および発電量に基づいて、ピーク値Ｐ_ｍａｘを算出し直す。そして、計画部１０２は、算出し直したピーク値Ｐ_ｍａｘによって算出済みのピーク値Ｐ_ｍａｘ（ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘ）を更新する。これにより、より現実の需要家の電力の需要に即したピーク値Ｐ_ｍａｘを超えないように購入電力最小化を実行できるので、デマンドチャージによる電気料金の増加をより高精度に抑制できる。

次に、図７および図８を用いて、本実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例について説明する。図７は、第２の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。図８は、第２の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の一例を説明するための図である。

図７に示すように、１日の需要家による電力の需要のピーク値Ｐ_Ａが算出されると（ステップＳ３０７）、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間の残りの期間における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測し直す。さらに、計画部１０２は、図８に示すように、予測し直された需要家の使用電力量および発電機の発電量に基づいて、残りの期間におけるピーク値Ｐ_Ｌを算出し直す（ステップＳ７０１）。

そして、計測部１０３は、ピーク値Ｐ_Ａが、算出し直したピーク値Ｐ_Ｌより大きいか否かを判断する（ステップＳ７０２）。ピーク値Ｐ_Ａが、算出し直したピーク値Ｐ_Ｌ以下である場合（ステップＳ７０２：Ｎｏ）、計画部１０２は、算出し直したピーク値Ｐ_Ｌによって、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する（ステップＳ７０３）。一方、ピーク値Ｐ_Ａが、算出し直したピーク値Ｐ_Ｌより大きい場合（ステップＳ７０２：Ｙｅｓ）、計画部１０２は、ピーク値Ｐ_Ａによって、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する（ステップＳ３０９）。

このように、第２の実施形態にかかる制御システムによれば、より現実の需要家の電力の需要に即したピーク値Ｐ_ｍａｘを超えないように購入電力最小化を実行できるので、デマンドチャージによる電気料金の増加をより高精度に抑制できる。

（第３の実施形態）
本実施形態は、デマンドチャージ対象期間より短い所定日数毎に、当該所定日数における、需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測し、当該所定日数がデマンドチャージ対象期間の残りの期間より長い場合、当該残りの期間における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する例である。以下の説明では、上述の実施形態と同様の構成については説明を省略する。

本実施形態では、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間より短い所定日数（例えば、２週間）毎に、当該所定日数における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する。また、予測部１０１は、所定日数がデマンドチャージ対象期間の残りの期間より長い場合、当該残りの期間における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する。計画部１０２は、使用電力量および発電量が予測される度に、当該予測された使用電力量および発電量に基づいて、ピーク値Ｐ_ｍａｘを算出し、当該算出したピーク値Ｐ_ｍａｘが算出済みのピーク値Ｐ_ｍａｘ（ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘ）を超えた場合、当該算出したピーク値Ｐ_ｍａｘによって算出済みのピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する。これにより、ピーク値Ｐ_ｍａｘの正確性を向上させることができ、購入電力最小化の実行によって需要家による電力の需要がピーク値Ｐ_ｍａｘを超えることを少なくすることができるので、デマンドチャージによる電気料金の増加をより高精度に抑制できる。

次に、図９および図１０を用いて、本実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例について説明する。図９は、第３の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。図１０は、第３の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電および発電機の発電を制御する処理の一例を説明するための図である。

まず、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間の初日から、２週間における、需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する。次いで、図１０に示すように、計画部１０２は、予測された需要家の使用電力量および発電機の発電量に基づいて、デマンドチャージ対象期間の初日から２週間までの期間内における、ピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ９０１）。

その後、１日の需要家による電力の需要のピーク値Ｐ_Ａが求められると（ステップＳ３０７）、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間の残りの期間が、２週間以上あるか否かを判断する（ステップＳ９０２）。デマンドチャージ対象期間の残りの期間が、２週間より短い場合（ステップＳ９０２：Ｎｏ）、予測部１０１は、図１０に示すように、デマンドチャージ対象期間の残りの期間における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する。さらに、計画部１０２は、予測された需要家の使用電力量および発電機の発電量に基づいて、残りの期間におけるピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ７０１）。

一方、デマンドチャージ対象期間の残りの期間が、２週間以上である場合（ステップＳ９０２：Ｙｅｓ）、予測部１０１は、図１０に示すように、翌日から、２週間までの期間における需要家の使用電力量および発電機の発電量を予測する。さらに、計画部１０２は、予測された需要家の使用電力量および発電機の発電量に基づいて、翌日から２週間までの期間におけるピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ９０３）。

そして、計測部１０３は、ピーク値Ｐ_Ａが、算出したピーク値Ｐ_Ｌより大きいか否かを判断する（ステップＳ７０２）。ピーク値Ｐ_Ａが、算出したピーク値Ｐ_Ｌ以下である場合（ステップＳ７０２：Ｎｏ）、計画部１０２は、算出したピーク値Ｐ_Ｌによって、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する（ステップＳ７０４）。一方、ピーク値Ｐ_Ａが、算出したピーク値Ｐ_Ｌより大きい場合（ステップＳ７０３：Ｙｅｓ）、計測部１０３は、ピーク値Ｐ_Ａによって、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する（ステップＳ３０９）。

このように、第３の実施形態にかかる制御システムによれば、ピーク値Ｐ_ｍａｘの正確性を向上させることができ、購入電力最小化の実行によって需要家による電力の需要がピーク値Ｐ_ｍａｘを超えることを少なくすることができるので、デマンドチャージによる電気料金の増加をより高精度に抑制できる。

（第４の実施形態）
本実施形態は、デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日（ピーク値Ｐ_ｍａｘを算出する算出日）が予め設定された月に属する場合、当該月におけるピーク値Ｐ_ｍａｘを求め、デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日が予め設定された月以外の月に属する場合、翌日におけるピーク値Ｐ_ｍａｘを求める例である。以下の説明では、上述の実施形態と同様の構成については説明を省略する。

本実施形態では、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日が予め設定された月（以下、抑制対象月と言う）に属する場合、当該抑制対象月におけるピーク値Ｐ_ｍａｘを算出する。ここで、抑制対象月は、需要家による電力の使用電力量のピーク値を抑制すべき月（例えば、１月、２月、８月など、需要家による電力の需要が多くなる月）であり、制御システムの管理者がその経験等に基づいて設定するものとする。また、予測部１０１は、デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日が抑制対象月以外の月に属する場合、翌日におけるピーク値Ｐ_ｍａｘを算出する。これにより、デマンドチャージ対象期間が、最後にピーク値Ｐ_ｍａｘが更新されてから１年間継続する料金体系においても、第１の実施形態と同様に、デマンドチャージを削減しつつ、トータルの電力料金を下げることができる。

次に、図１１および図１２を用いて、本実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電を制御する処理の流れの一例について説明する。図１１は、第４の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電を制御する処理の流れの一例を示すフローチャートである。図１２は、第４の実施形態にかかる制御システムによる電力貯蔵装置の充放電を制御する処理の一例を説明するための図である。

図１１に示すように、計画部１０２は、予測された消費量および発電量に基づいて、デマンドチャージ対象期間の初日のピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ１１０１）。そして、計画部１０２は、算出したピーク値Ｐ_Ｌをピーク値Ｐ_ｍａｘとし、かつ当該ピーク値Ｐ_ｍａｘをピーク値保持部１０４にデマンドチャージ対象期間中保存する（ステップＳ３０２）。

その後、ステップＳ３０７においてピーク値Ｐ_Ａが求められると、計画部１０２は、デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日が抑制対象月に属するか否かを判断する（ステップＳ１１０２）。デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日が抑制対象月に属さない場合（ステップＳ１１０２：Ｎｏ）、例えば、デマンドチャージが開始されてから経過した月（以下、経過月と言う）が５か月である場合（図１２参照）、計画部１０２は、予測された使用電力量および発電量に基づいて、翌日におけるピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ１１０４）。一方、デマンドチャージ対象期間が１年間でありかつ翌日が抑制対象月に属する場合（ステップＳ１１０２：Ｙｅｓ）、例えば、経過月が７か月である場合（図１２参照）、計画部１０２は、予測された使用電力量および発電量に基づいて、抑制対象月におけるピーク値Ｐ_Ｌを算出する（ステップＳ１１０３）。そして、計測部１０３は、ピーク値Ｐ_Ａが、ステップＳ１１０３またはステップＳ１１０４で算出したピーク値Ｐ_Ｌより大きいか否かを判断する（ステップＳ７０２）。

ピーク値Ｐ_Ａが、算出したピーク値Ｐ_Ｌ以下である場合（ステップＳ７０２：Ｎｏ）、計画部１０２は、算出したピーク値Ｐ_Ｌによって、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する（ステップＳ７０３）。一方、ピーク値Ｐ_Ａが、算出したピーク値Ｐ_Ｌより大きい場合（ステップＳ７０２：Ｙｅｓ）、計測部１０３は、ピーク値Ｐ_Ａによって、ピーク値保持部１０４に記憶されるピーク値Ｐ_ｍａｘを更新する（ステップＳ３０９）。その後、計測部１０３は、ピーク値Ｐ_ｍａｘを最後に更新してからデマンドチャージ対象期間である１年間が経過したか否かを判断する（ステップＳ１１０５）。

ピーク値Ｐ_ｍａｘを最後に更新してから１年間が経過していない場合（ステップＳ１１０５：Ｎｏ）、計測部１０３は、ステップＳ３０３に戻り、翌日のピーク値Ｐ_Ｐを算出する。一方、ピーク値Ｐ_ｍａｘを最後に更新してから１年間が経過した場合（ステップＳ１１０５：Ｙｅｓ）、制御システムは、電力貯蔵装置の充放電の制御を終了する。

このように、第４の実施形態にかかる制御システムによれば、デマンドチャージ対象期間が、最後にピーク値Ｐ_ｍａｘが更新されてから１年間継続する料金体系においても、第１の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。

以上説明したとおり、第１から第４の実施形態によれば、需要家による電力の需要に対する従量料金と、デマンドチャージとが別々に発生する料金体系においても、デマンドチャージを削減しつつ、トータルの電力料金を下げることができる。

なお、本実施形態の制御装置１および通信装置２で実行されるプログラムは、ＲＯＭ（Read Only Memory）等に予め組み込まれて提供される。本実施形態の制御装置１および通信装置２で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ−ＲＯＭ、フレキシブルディスク（ＦＤ）、ＣＤ−Ｒ、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録して提供するように構成しても良い。

さらに、本実施形態の制御装置１および通信装置２で実行されるプログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、本実施形態の制御装置１および通信装置２で実行されるプログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成しても良い。

本実施形態の制御装置１で実行されるプログラムは、上述した各部（予測部１０１、計画部１０２、計測部１０３）を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしてはＣＰＵ（Central Processing Unit）が上記ＲＯＭからプログラムを読み出して実行することにより上記各部が主記憶装置上にロードされ、予測部１０１、計画部１０２、計測部１０３が主記憶装置上に生成されるようになっている。

本実施形態の通信装置２で実行されるプログラムは、上述した各部（電力貯蔵装置通信部２０１、電力貯蔵装置制御部２０２、発電機通信部２０３、発電機制御部２０４）を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしてはＣＰＵが上記ＲＯＭからプログラムを読み出して実行することにより上記各部が主記憶装置上にロードされ、電力貯蔵装置通信部２０１、電力貯蔵装置制御部２０２、発電機通信部２０３、発電機制御部２０４が主記憶装置上に生成されるようになっている。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１ 制御装置
２ 通信装置
１０１ 予測部
１０２ 計画部
１０３ 計測部
１０４ ピーク値保持部
２０１ 電力貯蔵装置通信部
２０２ 電力貯蔵装置制御部
２０３ 発電機通信部
２０４ 発電機制御部

Claims (8)

1. 所定期間における需要家の電力の消費量、および前記所定期間における再生可能エネルギーによる発電機の発電量を予測する予測部と、
   予測された前記消費量および前記発電量に基づいて、前記需要家による電力の需要のピーク値が低くなるように電力貯蔵装置の充放電および前記発電機の発電の少なくとも一方を制御する第１方法を実行した場合の前記所定期間における前記需要家の電力の需要の第１ピーク値を算出する算出部と、
   前記第１ピーク値を超えない範囲で、前記需要家に供給される電力の従量料金が削減されるように前記電力貯蔵装置の充放電および前記発電機の発電の少なくとも一方を制御する第２方法を実行する制御部と、
   を備える制御装置。
2. 前記第１方法は、前記需要家の電力の需要が多い時間帯に前記電力貯蔵装置を放電しかつ前記需要家の電力の需要が少ない時間帯に前記電力貯蔵装置を充電し、
   前記第２方法は、電力の価格が安い時間帯に電力貯蔵装置を充電しかつ電力の価格が高い時間帯に前記電力貯蔵装置を放電する請求項１に記載の制御装置。
3. 前記算出部は、さらに、前記所定期間の１日毎に、前記第２方法を実行した場合の前記需要家の電力の需要の第２ピーク値を算出し、
   前記制御部は、前記所定期間において前記第２ピーク値が前記第１ピーク値より小さい日は、前記第２方法を実行し、前記所定期間において前記第２ピーク値が前記第１ピーク値以上の日は、前記第１方法を実行する請求項１または２に記載の制御装置。
4. 前記算出部は、さらに、前記所定期間中における前記需要家の電力の需要履歴の第３ピーク値が前記第１ピーク値を超えた場合、前記第３ピーク値によって前記第１ピーク値を更新する請求項１から３のいずれか一に記載の制御装置。
5. 前記予測部は、さらに、前記所定期間において所定日数経過する度に、前記所定期間の残りの期間における前記消費量および前記発電量を予測し直し、
   前記算出部は、予測し直された前記消費量および前記発電量に基づいて、前記第１ピーク値を算出し直し、当該算出し直した第１ピーク値が算出済みの前記第１ピーク値を超えた場合、前記算出し直した第１ピーク値によって前記算出済みの第１ピーク値を更新する請求項１から４のいずれか一に記載の制御装置。
6. 前記予測部は、さらに、前記所定期間より短い所定日数毎に、当該所定日数における前記消費量および前記発電量を予測し、前記所定日数が前記所定期間の残りの期間より長い場合、当該残りの期間における前記消費量および前記発電量を予測し、
   前記算出部は、前記消費量および前記発電量が予測される度に、当該予測された消費量および発電量に基づいて、前記第１ピーク値を算出し、当該算出した第１ピーク値が算出済みの前記第１ピーク値を超えた場合、前記算出した第１ピーク値によって前記算出済みの第１ピーク値を更新する請求項１から４のいずれか一に記載の制御装置。
7. 前記算出部は、前記所定期間が１年間でありかつ前記第１ピーク値を算出する算出日が予め設定された月に属する場合、当該月における前記第１ピーク値を算出し、前記所定期間が１年間でありかつ前記算出日が前記予め設定された月以外の月に属する場合、前記算出日毎に前記第１ピーク値を算出する請求項１から４のいずれか一に記載の制御装置。
8. コンピュータを、
   所定期間における需要家の電力の消費量、および前記所定期間における再生可能エネルギーによる発電機の発電量を予測する予測部と、
   予測された前記消費量および前記発電量に基づいて、前記需要家による電力の需要のピーク値が低くなるように電力貯蔵装置の充放電および前記発電機の発電の少なくとも一方を制御する第１方法を実行した場合の前記所定期間における前記需要家の電力の需要の第１ピーク値を算出する算出部と、
   前記第１ピーク値を超えない範囲で、前記需要家に供給される電力の従量料金が削減されるように前記電力貯蔵装置の充放電および前記発電機の発電の少なくとも一方を制御する第２方法を実行する制御部と、
   として機能させるためのプログラム。

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