JP2007295680A - 負荷制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電装置と蓄電装置を含むシステムにおいて、省エネルギー性と経済性の両方を向上させること。
【解決手段】太陽光発電装置１と蓄電装置２と機器３と発電予測部６と負荷予測部８と稼動スケジュール・充電量算出部９と蓄電制御部１４と機器制御部１５とを備え、発電予測部６が算出する予測発電量と負荷予測部８が算出する予測負荷量に従って、稼動スケジュール・充電量算出部が、太陽光発電装置１からの発電量の余剰電力量が少なくなるように機器３の稼動スケジュールを算出すると共に、夜間に蓄える電力量を算出し、機器３の稼動制御と、蓄電装置２の充電量制御を行うことにより、自然エネルギーの利用量と安価な深夜電力の利用量のバランスをとることができるため、省エネルギー性と経済性の両方を向上させることができる。
【選択図】図１

Description

本発明は、機器の稼動時刻と蓄電装置の充電量を制御することによって省エネルギーと省コストを図る負荷制御方法に関し、特に、太陽光発電装置を有するシステムの負荷制御方法に関するものである。

太陽光発電装置の従来の太陽光発電装置と蓄電装置を有するシステムにおいて、太陽光発電装置の発電電力を有効に利用し、商用電源からの買電量を減らす方法としては、太陽光発電装置からの発電量と蓄電装置からの電力供給量と、電力使用機器の負荷電力量に基づいて、随時、電力使用機器の稼動を起動、停止させるものがあった。（例えば、特許文献１参照）。図１６は、前記特許文献１に記載された従来のシステムを示すものである。

図１６において、太陽光発電装置１は太陽光によって発電を行う装置で、蓄電装置２は太陽光発電装置１からの電力、または、電力会社から供給される商用電源から供給される電力を蓄える。負荷予測部２４は機器３全ての使用電力量の予測値である予測負荷量を算出する。電力比較部２５は、太陽光発電装置１と蓄電装置２とからの供給電力量の和と、機器３の全ての使用電力量を予測する負荷予測部２４で予測した予測負荷量とを比較し、比較結果を、停止機器選択部２６へ出力する。停止機器選択部２６は、前記供給電力量の和と予測負荷量の差が所定のしきい値を越えた場合は、停止機器選択部２６でしきい値を越えないようにするために、運転を停止する機器３のいずれかを選択し、機器制御部２７へ選択した機器３の機器番号を出力する。機器制御部２７は、機器番号を取得し、機器番号に従って当該機器３へ運転を停止する命令と、当該機器３以外の機器３へ起動命令を送信する。太陽光発電装置１と蓄電装置２とからの供給電力の和と、機器３の全ての使用電力量を予測する負荷予測部２４で予測した予測負荷量との差がしきい値を越えない場合は、蓄電装置２へ蓄電を行う制御をしていた。
特開２００３−３０９９２８号公報（第５頁、図１）

しかしながら、前記従来の構成では、太陽光発電装置が発電を行っている時間帯に、蓄電量が満杯であった場合、機器の稼動を停止すると、機器全体の電力使用量が減り、逆潮が発生して太陽光発電装置からの発電量が抑制されて、太陽光発電装置の発電量を減少させる場合がある。なぜなら、家庭における太陽光発電装置では、発電量が電力の使用量を上回った場合は、商用電源へ逆潮させる方法を取っているが、逆潮が順調に行われるためには、宅内側の電圧が商用電源側の電圧を上回っていなければならないため、多くの家庭が一斉に逆潮を行った場合は、商用電源側の電圧が上昇し、逆潮を行うことが困難になり、太陽光発電装置のパワーコンディショナーが発電量そのものを抑制する場合があるからである。

また、蓄電装置へ充電を行う際には、充電量を考慮していないため、太陽光発電装置の発電電力が負荷全体の電力使用量を越える場合、蓄電装置の充電量が満杯になって、それ以上蓄電することができずに逆潮が発生する場合があるため、この点からも、太陽光発電装置の発電量が抑制されて、省エネルギーにならないおそれがある。また、計画的に充電量を算出していないため、安価な商用電源の利用が効率的にならない場合もある。

本発明は、前記従来の課題を解決するもので、太陽光発電装置の発電量が最大となるように、また、安価な深夜電力の利用量を増加させることによって、省エネルギー性と経済性の両方を向上させる負荷制御装置を提供することを目的とする。

前記従来の課題を解決するために、本発明の負荷制御装置は、過去の履歴に基づいた太陽光発電装置の発電量の予測値である予測発電量を算出する発電予測部と、過去の履歴に基づいた電力の使用量の予測値である予測負荷量を算出する負荷予測部と、予測負荷量と機器の稼動時刻の変更によって深夜に蓄電装置に蓄える電力量を算出する充電量算出部と、蓄電装置に蓄えられている所定時間間隔毎の電力量の推移である蓄電量カーブと蓄えた電力の所定時間間隔毎の料金単価である蓄電単価カーブを算出する蓄電単価算出部と、予測発電量と予測負荷量と蓄電量カーブと蓄電単価カーブと商用電源の料金とから１日の電力料金を算出する料金算出部と、算出した充電量に基づいて蓄電装置の制御を行う蓄電制御部と、算出した機器の稼動スケジュールに基づいて機器の制御を行う機器制御部とを有し、最も省エネルギーと省コストとなるように、蓄電装置と機器の制御を行う。

本構成によって、太陽光発電装置の予測発電量が予測電力使用量を超える時間に、機器の稼動時刻を制御することによって太陽光発電の余剰電力を削減し、機器の稼動時刻変更によって削減される余剰発電量と、予測電力負荷と蓄電装置内の残存電力量から、充電すべき深夜電力量である充電量を算出し、蓄電装置の充電量を制御することによって、太陽光発電装置の発電量を最大にし、かつ、安価な深夜電力の使用量を増やすことができる。

本発明の負荷制御装置によれば、太陽光発電装置から得られる自然エネルギーを効率的に利用し、安価な深夜電力の利用料を増加させることができるため、省エネルギー性を高めると同時に、経済性も高めることができる。

以下本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。

図１は、本発明の実施の形態における負荷制御装置のブロック図である。

図１において、太陽光発電装置１は、太陽からの日射により発電を行い、直流電力を所定の電圧の交流電流に変換して宅内の電力を使用する機器３へ供給する。また、時々刻々の発電量を、負荷制御装置内のメモリ上の領域である発電履歴５へ蓄積する。

蓄電装置２は、太陽光発電装置１が発電を行う際、機器３全体の使用電力量を発電が上回る場合に発生する電力と、深夜の安価な電力とを蓄える。

機器３は、太陽光発電装置１から供給される電力、または、商用電源から供給される電力、または、蓄電装置２から供給される電力を使用し、メモリ上の領域である負荷履歴７へ電力使用時刻と電力使用量を蓄積する。

通信網４は、インターネット等の情報通信網であり、通信網４から当日の天気予報を取得する。

発電履歴５は、太陽光発電装置１の時々刻々の発電量をメモリ上の領域に蓄積し、発電予測部６の要求に応じて、発電量の履歴である発電履歴情報を発電予測部６へ出力する。

発電予測部６は、発電履歴５から発電履歴情報を取得し、所定時間間隔毎の０時間後から２４時間後の発電量の予測値である予測発電量カーブを算出し、後述の余剰不足電力量算出部１０と、蓄電単価算出部１２と、料金計算部１３へ予測発電量カーブを出力する。

負荷履歴７は、機器３の時々刻々の電力使用量をメモリ上の領域に蓄積し、負荷予測部８の要求に応じて、電力使用量の履歴である負荷履歴情報を負荷予測部８へ出力する。

負荷予測部８は、負荷履歴７から負荷履歴情報を取得し、所定時間間隔毎の０時間後から２４時間後の使用電力量の予測値である予測負荷量カーブを算出する。予測負荷量カーブは、家庭全体の電力使用量に関するものと、機器毎の電力使用量に関するものとがある。

稼動スケジュール・充電量算出部９は、発電予測部６から予測発電量カーブを取得し、蓄電装置２から残存電力量を取得し、負荷予測部８から予測負荷量カーブを取得し、太陽光発電装置１の発電電力量の余剰が少なくなる機器３の稼動スケジュールと、深夜料金の時間帯に蓄えるべき電力量である充電量を算出し、稼動スケジュールは、機器制御部１５へ、充電量を蓄電制御部１４へ出力する。稼動スケジュール・充電量算出部９は、余剰不足電力量算出部１０と、充電量算出部１１と、蓄電単価算出部１２と、料金計算部１３とで構成されている。

余剰不足電力量算出部１０は、稼動スケジュール・充電量算出部９で、前もって算出された、予測負荷量カーブを機器３の稼動時刻を移動させた場合の機器３の使用電力量にもとづいて変更した予測負荷量カーブと、発電予測部６から取得した予測発電量カーブから、太陽光発電装置１の発電量の余剰である余剰発電量と、昼間の時間帯に太陽光発電装置１では賄いきれない電力である不足電力量を求める。余剰電力量は、予測発電量カーブの値が、予測負荷量カーブの値を上回る場合の電力量の差を積算して算出し、不足電力量は、昼間の時間帯に、予測負荷量カーブの値が、予測発電量カーブの値を上回る場合の電力量の差を積算して算出する。

充電量算出部１１は、余剰不足電力量算出部１０より余剰電力量と不足電力量を、蓄電装置２から蓄電装置内に残存している電力量である残存電力量を取得し、不足電力量を賄うことができるように、蓄電装置の蓄電容量、残存電力量を考慮した上で蓄電装置の充電量を算出し、蓄電単価算出部１１へ出力する。

蓄電単価算出部１２は、蓄電装置２から残存電力量を取得し、発電予測部６から予測発電量カーブを取得し、稼動スケジュール・充電量算出部９で前もって算出された機器の稼動時刻変更後の予測負荷量カーブを取得し、蓄電装置２内の所定時間間隔毎の電力量である蓄電量カーブと蓄電装置２内の電力の時間毎の電力料金単価である蓄電単価カーブを算出し、料金計算部へ出力する。

料金計算部１３は、蓄電単価算出部１２から蓄電量カーブと蓄電単価カーブを取得し、発電予測部から予測発電量カーブを取得し、稼動スケジュール・充電量算出部９で前もって算出された機器の稼動時刻変更後の予測負荷量カーブを取得し、所定時間間隔毎に使用する電力量と電力供給源、電力供給源毎の電力料金単価に基づいて、料金を算出する。

蓄電制御部１４は、稼動スケジュール・充電量算出部９から充電量を取得し、蓄電装置２へ充電指令を出力する。図１３に充電指令の一例を示す。充電指令は充電量と充電完了時刻からなる。

機器制御部１５は、稼動スケジュール・充電量算出部９から稼動スケジュールを取得し、機器へ起動時刻情報を出力する。図１４に起動時刻情報の一例を示す。起動時刻情報は、機器番号と機器３の名称と稼動開始時刻とからなる。

次に図２から図１５を用いて、本発明の処理の流れを説明する。

まず、本実施の形態では、太陽光発電装置１の発電履歴を発電履歴５へ蓄積する処理は、所定時間間隔、例えば１分おきに行い、機器３の使用電力量を負荷履歴７へ蓄積する処理は、所定時間間隔、例えば１分おきに行っており、機器３の稼動スケジュール算出と充電量の算出処理、および、機器３へのデータ送信、蓄電装置２へのデータ送信の処理は、１日に１回行う。

図２は、本実施の形態の機器３の稼動スケジュールと充電量を算出し、機器３と蓄電装置２へデータを送信する処理を示す図である。Ｓｔｅｐ１で現在の時刻を取得し、Ｓｔｅｐ２で現在の時刻が所定の時刻になったかの判定を行う。本実施の形態では、所定の時刻は、電力使用量が減り、かつ、深夜電力を蓄電するために必要な時間が確保可能な午前３：００としている。所定の時刻でない場合は、Ｓｔｅｐ１に戻り、所定の時刻になるまで時刻をチェックし続ける。

所定の時刻になった場合は、Ｓｔｅｐ３で発電予測部６が発電履歴５から発電履歴情報と、通信網４から天気予報を取得し、入力を天気とし、出力を所定間隔毎の太陽光発電装置１の発電量としたニューラルネットワークモデルに、過去の発電履歴情報を学習させ、当日の天気予報を与えることによって、当日の所定時間間隔毎の発電量の予測値である予測発電量カーブを算出する。図３に予測発電カーブの一例を示す。本発明の実施の形態では、所定時間間隔を６０分としているため、発電量の行は６０分間に太陽光発電装置１が発電する電力量を示している。

次に、Ｓｔｅｐ４で負荷予測部８が負荷履歴７から負荷履歴情報を取得し、入力を所定時間間隔毎の過去２４時間分の電力使用量とし、出力を所定時間間隔毎の未来２４時間部の電力使用量としたニューラルネットワークモデルに、過去の負荷履歴情報を学習させ、前日の電力使用量を与えることによって、当日の所定時間間隔毎の電力使用量の予測値である予測負荷量カーブを算出する。図４に予測発電量カーブの一例を示す。１項目目に機器３の機器番号を、２項目目に機器３の名称をそれ以降には６０分の時間間隔毎に、機器３全てと機器３個別の電力使用量を格納している。機器３全ての予測負荷量カーブの予測負荷量カーブは、機器番号を固定的に０番を割り振っている。

なお、発電予測部６、および、負荷予測部８における予測は、本実施の形態では、ニューラルネットワークによって求めたが、この方法の限るものではない。また、ニューラルネットワークを用いる場合においても、本実施の形態における入出力を用いたモデルに限るものではない。

次に、Ｓｔｅｐ５で稼動スケジュール・充電量算出部９が、機器３の稼動時刻の組み合わせである稼動スケジュールと深夜に蓄電装置２に蓄えるべき充電量の算出を行う。詳細は後述する。

次に、Ｓｔｅｐ６で蓄電制御部１４が、蓄電装置２へ充電量を送信し、深夜電力料金の時間帯が終了するまでに、送信した充電量が蓄電装置２に蓄えられるように制御を行う。

次に、Ｓｔｅｐ７で機器制御部１５が、機器３へ機器３の起動開始情報である起動時刻情報を送信する。

次に、図５を用いてＳｔｅｐ５の機器稼動スケジュール、充電量算出の流れを説明する。

まず、Ｓｔｅｐ１０１で、発電予測部６から予測発電量カーブを取得し、負荷予測部８から予測負荷量カーブを取得し、蓄電装置２から残存電力量を取得し、記憶メモリ上に保存していた電力料金体系を取得する。次に、Ｓｔｅｐ１０２で予測発電量カーブが予測負荷量カーブを上回る時間帯であるシフト時間帯を算出する。太陽光発電装置１の発電電力の有効な利用は、予測発電量が予測負荷量を上回っている時間に、機器３の稼動時刻を移動することによって実現されるが、シフト時間帯を求める目的は、機器３の稼動時刻の候補を、昼間の時間帯全体からシフト時間帯へ縮小することによって機器３の組み合わせ数を削減するためである。

次に、Ｓｔｅｐ１０３で１日の電力料金の最小値である最小料金を初期化する。

次に、Ｓｔｅｐ１０４で、機器３の稼動時刻をシフト時間帯中のいずれかの時刻へ変更した場合の、複数の機器３の稼動時刻の組み合わせを作成する。図６に機器３の稼動時刻の組み合わせの一例を示す。１項目目に組み合わせ番号を、それ以降に機器３個別の稼動時刻を保持している。組み合わせ番号の数だけ行数がある。

次に、Ｓｔｅｐ１０５で繰り返し回数ｎを初期化する。

次に、Ｓｔｅｐ１０６でシフト後電力量カーブを作成する。シフト後負荷量カーブは、負荷予測部８で求めた予測負荷量カーブから、Ｓｔｅｐ１０４で求めた機器３の稼動時刻の組み合わせに従って、機器３の稼動時刻を変更した場合の所定時間間隔毎の負荷量を増減させて作成し、Ｓｔｅｐ１０７、Ｓｔｅｐ１０９、Ｓｔｅｐ１１１にて使用する。図７にシフト後負荷量カーブを示す。シフト後負荷量カーブは、予測負荷量カーブと同様のデータ仕様であるが、機器３全てのみの負荷量を含む。

次に、Ｓｔｅｐ１０７でシフト後電力負荷量カーブと予測発電量カーブに基づいて、余剰電力量と不足電力量１と不足電力量３の算出を行う。昼間の時間帯を、昼間時間帯開始からシフト時間帯開始までの時間帯と、シフト時間帯と、シフト時間帯終了後から昼間の時間帯終了後までの３つに分割し、それぞれについて、シフト後負荷量カーブが予測発電量カーブを上回って不足する電力量を、不足電力量１、不足電力量２、不足電力量３として求め、シフト時間帯に予測発電量カーブがシフト後負荷量カーブを上回って余剰する電力量を余剰電力量として求める。さらに、余剰電力量からシフト時間帯に不足する電力量である不足電力量２を差し引いて、シフト時間帯中での余剰電力量とする。

次に、Ｓｔｅｐ１０８で蓄電装置２へ蓄える深夜の電力量である充電量を算出する。Ｓｔｅｐ１０８の詳細なフローである図８を用いて充電量算出の説明を行う。

まず、Ｓｔｅｐ３０１で蓄電装置２の蓄電容量が不足電力量１と不足電力量２を足したものから余剰電力量を差し引いた値よりも大きい場合は、Ｓｔｅｐ３０２で、充電量は不足電力量１と不足電力量２を足したものから蓄電装置２から取得した蓄電装置２に残っている残存電力量を差し引いた量として決定する。小さい場合は、Ｓｔｅｐ３０２で、蓄電容量から余剰電力量と残存電力量を差し引き、不足電力量１を足したものとする。この処理は、蓄電装置１に余剰電力量を蓄えることが可能な余地を残し、かつ、昼間に発生する不足電力量１と不足電力量３を蓄電装置２の容量を考慮した上で充電する電力量を算出するもので、蓄電容量と不足電力量１と不足電力量３のバランスをとることによって、深夜の電力量を過不足なく蓄えることができる。

充電量を算出するＳｔｅｐ１０８の処理が終わると、次に、Ｓｔｅｐ１０９で蓄電単価を算出する処理を行う。Ｓｔｅｐ１０９の詳細なフローである図９を用いて蓄電単価算出の処理の流れを説明する。

Ｓｔｅｐ４０１で、現在の時刻の蓄電単価を取得し、蓄電単価カーブへ格納する。機器３の稼動スケジュールと充電量を求める処理は、１日１回、３：００に実行するため、現在の時刻は３：００である。次にＳｔｅｐ４０２で７：００の時点での蓄電装置２内の蓄電量と蓄電単価を算出し、蓄電単価を蓄電単価カーブへ格納する。７：００の時点での蓄電単価は次の（式１）で求める。

Ｒａｔｅ［ｔ］＝（Ｒ＿Ｐｏｗ＊Ｒ＿Ｒａｔｅ＋Ｎ＿Ｐｏｗ＊Ｎ＿Ｒａｔｅ）／（Ｒ＿Ｐｏｗ＋Ｎ＿Ｐｏｗ）
Ｒａｔｅ［］：所定時間間隔毎の蓄電単価の配列
Ｒ＿Ｐｏｗ：残存電力量
Ｒ＿Ｒａｔｅ：残存電力量の単価
Ｎ＿Ｐｏｗ：充電量
Ｎ＿Ｒａｔｅ：深夜電力料金 （式１）
Ｓ＿Ｐｏｗ：
Ｓ＿Ｒａｔｅ：
次にＳｔｅｐ４０３で時刻変数ｔの初期化を行う。

次にＳｔｅｐ４０４で時刻ｔの予測発電量とシフト後負荷量とを比較する。もし、予測発電量がシフト後負荷量を上回ってる場合は、余剰電力が発生して、蓄電量が増すため、Ｓｔｅｐ４０５で、蓄電量を更新し、Ｓｔｅｐ４０６で時刻ｔの蓄電単価を計算する。時刻ｔの蓄電単価の計算式は次の（式２）で求められる。

Ｒａｔｅ［ｔ］＝（Ｃｈａｒｇｅ［ｔ−１］＊Ｒａｔｅ［ｔ−１］）／Ｃｈａｒｇｅ［ｔ］
Ｒａｔｅ［］：所定時間間隔毎の蓄電単価の配列 （式２）
Ｃｈａｒｇｅ［］：所定時間間隔毎の蓄電量の配列
算出したＳｔｅｐ４０７で蓄電単価は蓄電単価カーブの時刻ｔへ格納する。

Ｓｔｅｐ４０４で時刻ｔの予測発電量がシフト後負荷量よりも少ない場合は、発電量が不足し、蓄電装置２の蓄電電力を使用されることであるため、Ｓｔｅｐ４０８で蓄電量を減算するが、蓄電単価は変化しないため、Ｓｔｅｐ４０９で時刻ｔ−１の蓄電単価を時刻ｔの蓄電単価として格納する。

次に、Ｓｔｅｐ４１０で時刻ｔの値を更新し、Ｓｔｅｐ４１１で時刻ｔが昼間の時間帯であるかを判断し、昼間の時刻であれば、Ｓｔｅｐ４０４へ戻り、Ｓｔｅｐ４０４からＳｔｅｐ４１０の処理を繰り返して、昼間の蓄電単価カーブを作成する。図１０に蓄電単価カーブの一例を示す。６０分おきの電力単価を保持しており、図１１に図１０の蓄電単価カーブの一例をグラフ表示にて示す。この例では、深夜３：００までは、前日の蓄電単価がつづいており、３：００に１ｋＷｈあたり８．０円の深夜電力が充電されたため、単価は８．０円となっている。９：００あたりから、太陽光発電装置１の余剰電力が発生して、１ｋＷｈあたり０．０円の電力が充電されたため、単価が下がっており、１４：００以降は充電が発生しないため単価に変化がないことを示している。

Ｓｔｅｐ１０９で蓄電単価カーブを算出した後、Ｓｔｅｐ１１０で１日の電力料金を算出する。Ｓｔｅｐ１０９の詳細なフローである図１２を用いて電力料金算出の流れの説明を行う。まず、Ｓｔｅｐ５０１で現在の時刻の取得を行い、Ｓｔｅｐ５０２で、時刻変数ｔと１日の料金の初期化を行う。次にＳｔｅｐ５０３で蓄電単価カーブから時刻ｔの蓄電単価と買電単価を取得する。次にＳｔｅｐ５０４で時刻ｔの予測発電量とシフト後負荷量の比較を行い、シフト後負荷量が予測発電量を上回る場合は、電力料金が発生しているため、以降のステップで料金計算を行う。料金計算は、Ｓｔｅｐ５０５でシフト後負荷量から予測発電量を差し引いた発電電力量の不足量を算出し、Ｓｔｅｐ５０６で蓄電装置２内の蓄電量が不足量を賄えるかの判断を行う。賄える場合は、Ｓｔｅｐ５０７で蓄電装置２から電力を使用したとして、Ｓｔｅｐ５０３で設定した蓄電単価と不足量を掛け合わせて時刻ｔの料金を算出する。次にＳｔｅｐ５０８で１日の料金に加算する。

Ｓｔｅｐ５０６で予測発電電力の不足量が蓄電装置２で賄えないと判断した場合は、Ｓｔｅｐ５０９で不足量から蓄電装置２内の蓄電量を差し引いて買電量の算出を行い、Ｓｔｅｏ５１０で買電量に買電単価を掛け合わせて時刻ｔの買電料金を算出する。次に、Ｓｔｅｐ５１１で蓄電装置２の蓄電量分の料金を算出し、Ｓｔｅｐ５１２で１日の料金に買電料金と蓄電料金を加算する。

Ｓｔｅｐ５１３で時刻ｔを更新し、Ｓｔｅｐ５１４で料金計算が２４時間分終了したかの判断を行い、２４時間分でない場合は、Ｓｔｅｐ５０３からＳｔｅｐ５１３の処理を繰り返す。

図３のＳｔｅｐ１１０の料金計算が終了すると、Ｓｔｅｐ１１１で計算中の機器３の稼動時刻の組み合わせの料金の比較を行う。少ない場合は、Ｓｔｅｐ１１２で、算出した料金を最小料金に代入し、機器３の組み合わせ番号、算出した充電量を送信充電量に代入する。

次にＳｔｅｐ１１３で組み合わせ番号を更新し、Ｓｔｅｐ１１４で全ての組み合わせの料金計算が終了したかの判断を行い、終了していない場合は、Ｓｔｅｐ１０６からＳｔｅｐ１１３の処理を繰り返すことによって、最も料金が最小となる機器の組み合わせと、その際に深夜に充電すべき電力量である充電量を算出することができる。

図１５の（ａ）に機器３が稼動時刻情報に従って動作をしない場合の一例の１日の電力量の推移のグラフを、図１５の（ｂ）に機器３が稼動時刻情報に従って動作した場合の一例の１日の電力量の推移のグラフを示す。（ａ）では、機器３の稼動開始は、洗濯機は８：００、食器洗乾燥機は８：００と２２：００、給湯機は３：００と１８：００に稼動している。（ｂ）では、洗濯機の稼動開始は１０：００に、食器洗乾燥機の８：００稼動分は１１：００に、給湯機の１８：００分は１５：００に稼動時刻を変更しており、グラフの比較からも明らかなように、太陽光発電装置１の余剰電力量は減少し、太陽光発電装置１の発電が終了した後に発生する電力を蓄電装置１で賄える量も増加している。

かかる構成によれば、太陽光発電装置１の電力料金単価を０として料金計算していることになり、最も太陽光発電装置１の発電量を最大とする機器３の稼動時刻の組み合わせを求めることが可能で、そこから求められる深夜の充電量を蓄電装置２に送信して、蓄電装置２の蓄電量を制御することによって、安価な深夜電力を過不足なく利用することができるため、省エネルギー性と経済性の双方を向上することができる。

本発明にかかる負荷制御装置は、太陽光発電装置１の発電量が最大となる機器３の稼動時刻の組み合わせとその際の深夜電力利用量を算出する稼動スケジュール・充電量算出部を有し、自然エネルギーの利用を最大とし、深夜電力による経済性を向上させるシステムとして有用である。また自然エネルギーを利用する風力発電等の利用効率の向上等の用途にも応用できる。

本発明の実施の形態における負荷制御装置のブロック図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の機器３の稼動スケジュールと充電量を算出し、制御情報を送信する処理のフロー図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の予測発電量カーブの一例を示す図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の予測負荷量カーブの一例を示す図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の機器３の稼動スケジュールと充電量の算出のフロー図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の機器３の稼動時刻の組み合わせの一例を示す図 本発明の実施の形態における負荷制御装置のシフト後負荷量カーブの一例を示す図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の充電量の算出のフロー図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の蓄電単価カーブ算出のフロー図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の蓄電単価カーブの一例を示す図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の蓄電単価カーブの一例のグラフ 本発明の実施の形態における負荷制御装置の料金算出のフロー図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の充電指令の一例を示す図 本発明の実施の形態における負荷制御装置の起動時刻情報の一例を示す図 （ａ）本発明の実施の形態において機器３が稼動時刻情報に従って動作をしない場合の一例のグラフ（ｂ）本発明の実施の形態において機器３が稼動時刻情報に従って動作をする場合の一例のグラフ 従来の負荷制御装置のブロック図

符号の説明

１ 太陽光発電装置
２ 蓄電装置
３ 機器
４ 通信ネットワーク
５ 発電履歴
６ 発電予測部
７ 負荷履歴
８ 負荷予測部
９ 稼動スケジュール・充電量算出部
１０ 余剰不足電力量算出部
１１ 充電量算出部
１２ 蓄電単価算出部
１３ 料金計算部
１４ 蓄電制御部
１５ 機器制御部

Claims (5)

1. 太陽光によって発電を行う太陽光発電装置と、
   前記太陽光発電装置の発電した電力と、商用電源からの電力とを蓄える蓄電装置と、
   電力を使用する少なくともひとつの機器と、
   前記太陽光発電装置の発電量の予測値である予測発電量を算出する発電予測部と、
   前記機器の電力量の予測値と、前記太陽光発電装置と前記商用電源と前記蓄電装置とが電力を供給する機器全て予測値とである予測負荷量を算出する負荷予測部と、
   前記予測発電量と、前記予測負荷量と、前記蓄電装置内に残存している電力量である残存電力量とから、稼動時刻のスケジューリング情報である稼動スケジュールと、前記蓄電装置への前記商用電源からの充電量を算出する機器稼動スケジュール・充電量算出部と、
   前記機器稼動スケジュール・充電量算出部から前記充電量を取得し、前記蓄電装置に充電指令を送信することによって、前記蓄電装置の前記充電量の制御を行う蓄電制御部と、
   前記機器稼動スケジュール・充電量算出部から前記稼動スケジュールを取得し、前記機器に前記機器の起動の時刻情報である起動時刻情報を送信することによって、前記機器の制御を行う稼動機器制御部とを備えた負荷制御装置。
2. 前記機器稼動スケジュール・充電量算出部は、
   前記予測発電量と前記予測負荷量と前記残存電力量から、所定の昼間時間帯に発生し、前記予測負荷量を前記予測発電量が上回った場合の余りの電力である余剰電力量と、前記昼間時間帯に発生し、前記太陽光発電装置では賄えない電力である不足電力量とを算出する余剰不足電力量算出部と、
   前記余剰電力量と、前記不足電力量と、前記残存電力量から、所定の夜間時間帯に前記蓄電装置に蓄電を行う電力量である充電量を算出する充電量算出部と、
   前記充電量と、前記予測発電量と、前記残存電力量とから、０時間後から２４時間後までの所定時間間隔毎の前記蓄電装置内の蓄電量と、前記蓄電装置内の電力量の単価である蓄電単価とを算出する蓄電単価算出部と、
   前記蓄電量と前記蓄電単価と前記予測発電量と前記予測負荷量と前記残存電力量から、０時間後から２４時間後までに発生する料金を算出する料金算出部とを備えた請求項１記載の負荷制御装置。
3. 前記蓄電単価は、所定時間間隔毎に、前記充電量と、前記予測発電量と、前記残存電力量から求めることを特徴とする請求項2記載の負荷調整装置。
4. 前記昼間時間帯と前記夜間時間帯は、電力供給会社が設定する電力料金体系であって、前記夜間時間帯は電力料金単価が前記昼間時間帯よりも低い時間帯であることを特徴とする請求項２または３記載の負荷調整装置。
5. 前記電力制御装置は、前記充電量と、前記夜間時間帯に基づき、前記充電指令を送信することを特徴とする請求項１から４のいずれか１項記載の負荷調整装置。

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