JP6198683B2 - 省エネ効果表示システム - Google Patents

Description

本発明は、建物で使用された電力の削減の効果を確認できる省エネ効果表示システムに関する。

住宅等の建物に太陽光発電装置又は燃料電池等の給電機器を導入した結果、商用電力である系統電力の消費電力量が削減されるが、どの程度削減されたのかをユーザに示すことにより、ユーザは省エネルギーの動機付けを維持しやすくなると考えられる。

例えば、特許文献１に記載の先行技術では、住宅に太陽光発電システムを導入した場合の効果を認識しやすい棒グラフで表示し、具体的な効果を一目で示す技術が提案されている。

特開２００２−１５２９７０号公報

しかしながら、特許文献１に記載の技術は、太陽光発電装置を導入する前の消費電力量と、太陽光発電装置を導入した後の消費電力量とを比較している。そのため、過去の電力消費の実績がない新築の建物では、比較対象である太陽光発電装置を導入する前の消費電力量に対する、太陽光発電装置の導入による省エネルギーの効果を算出することができない、という問題点があった。

また、特許文献１に記載の技術は、例えば、太陽光発電装置を導入する前の年間の消費電力量と、太陽光発電装置を導入した後の年間の消費電力量とを比較するが、太陽光発電装置の導入前と導入後とでは時間差が大きく、比較対象として適切とはいえない。時間的な隔たりが大きいと、建物に設置されている電力負荷手段の構成、又は電気料金の単価等が相違している可能性があるので、太陽光発電装置による省エネルギーの効果を的確に算出することが難しいという問題点があった。

本発明は、上記事実を考慮して成されたもので、給電機器による省エネルギーの効果を的確に表示できる省エネ効果表示システムを提供することを目的とする。

上記課題を解決するための請求項１の発明は、電力を建物内の分電盤に供給する給電機器と、前記分電盤に供給された系統電力の電力量を計測する系統電力計測手段と、前記分電盤から電力負荷手段に供給された電力量を計測する負荷電力計測手段と、前記系統電力計測手段が計測した前記系統電力から前記分電盤に供給された電力量に電気料金の単価を乗算して前記給電機器の省エネルギー効果を含む電気代を算出すると共に、前記負荷電力計測手段が計測した電力量に電力料金の単価を乗算して前記給電機器の省エネルギー効果を含まない電気代を算出する演算手段と、前記演算手段が算出した、省エネルギー効果を含む電気代と省エネルギー効果を含まない電気代とを比較して表示する表示手段と、を備える。

請求項１に記載の発明によれば、演算手段は、建物内の電力負荷手段が消費した電力量に電力料金の単価を乗算して給電装置の省エネルギーの効果を含まない電気代と、系統電力から分電盤に供給された電力量に電気料金の単価を乗算することにより給電機器の省エネルギーの効果を含む電気代と、を各々算出する。

現時点での消費電力量に基づいて、給電装置による省エネルギー効果の有無に係る電気代を各々算出するので、給電装置を未導入の場合の過去の電気代と、給電装置を導入後の電気代とを比較する場合よりも、より実態に即した省エネルギー効果の検討が可能になる。

請求項２の発明は、請求項１に記載の発明において、前記給電機器から前記分電盤に供給された電力量を計測する給電機器電力計測手段をさらに備え、前記系統電力計測手段は、前記分電盤から前記系統電力に売電した電力量をさらに計測し、前記演算手段は、売電時に、前記系統電力計測手段が計測した電力量、及び前記負荷電力計測手段が計測した電力量に各々電気料金の単価を乗算して、売電金額及び自家消費した給電機器の電力の金額をさらに算出し、前記表示手段は、売電金額及び自家消費した給電機器の電力の金額をさらに表示する。

請求項２に記載の発明によれば、売電した金額及び自家消費した給電機器の電力の金額を算出して表示することができる。

以上説明したように、請求項１に記載の発明は、現時点での消費電力量に基づいて、給電装置による省エネルギー効果の有無に係る電気代を各々算出することにより、給電機器による省エネルギーの効果を的確に表示できるという効果を有する。

請求項２に記載の発明によれば、売電した金額及び自家消費した給電機器の電力の金額を算出して表示することにより、給電機器による省エネルギーの効果をより的確に表示できるという効果を有する。

本発明の実施の形態に係る省エネ効果表示システムの一例を示す概略図である。 本発明の実施の形態に係る省エネ効果表示システムに係るＨＥＭＳの概略構成を示すブロック図である。 本発明の実施の形態に係る省エネ効果表示システムの日次での処理の一例を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態に係る省エネ効果表示システムの月次又は年次での処理の一例を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態における算出値の棒グラフ表示の一例を示す概略図である。 本発明の実施の形態における減価償却までの時間表示の一例を示す概略図である。

以下、図面を参照して本発明の実施の形態の一例を詳細に説明する。図１は、本発明の実施の形態に係る省エネ効果表示システム１０の一例を示す概略図である。

本実施の形態では、系統電力１２からの電力が、主幹ブレーカー１１０を介して建物１００の分電盤１４に供給されている。

主幹ブレーカー１１０の分電盤側には、系統電力１２から供給される電力を検知する主幹ブレーカー電力センサ１２０が設けられている。また、主幹ブレーカー電力センサ１２０は、いわゆる逆潮流によって、建物１００から系統電力１２に売電する場合の電力も検知する。

主幹ブレーカー電力センサ１２０は、導体を電流が流れた際に生じた磁界を導体の絶縁被覆越しに検知するセンサであって、検知した磁界に基づいて、導体を流れる電流の電力を検知可能なセンサである。また、主幹ブレーカー電力センサ１２０は、電流の向き（＋、−）と電流の大きさを測定できる。後述するＨＥＭＳ（Home Energy Management System）３０は、主幹ブレーカー電力センサ１２０が測定した電流の向きから、売電と買電を判別する。例えば、電流の向きが＋であれば売電、−であれば買電と、各々判別することができる。以下、本実施の形態での電力センサは、いずれも、導体に生じた磁界を当該導体の絶縁被覆越しに検知するものである。また、各電力センサが検知した電力の値は、検知した年月日時に対応付けられてＨＥＭＳ３０のＨＤＤ（Hard Disk Drive）に記憶される。ＨＥＭＳ３０は、ＨＤＤに記憶された１日分、１カ月分又は１年分の電力の値を積算することにより１日、１カ月又は１年の電力量を算出できる。本実施の形態では、電力センサとＨＥＭＳ３０とが協働して電力量を測定する手段として機能している。

分電盤１４には、系統電力１２とは別に、給電機器である太陽光発電装置１６からの電力が太陽光発電用ブレーカー１０２を介して供給されている。太陽光発電装置１６には、建物１００内のエネルギーの管理や制御を行うＨＥＭＳ３０によって制御される太陽光発電制御装置１８が設けられている。

太陽光発電制御装置１８には、太陽電池パネルが発電した直流を分電盤１４から家電機器３４に供給される交流（例えば、１００Ｖ、５０Ｈｚ）に変換可能なインバータ等の変換手段（図示せず）が設けられている。また、太陽光発電用ブレーカー１０２の分電盤側には、太陽光発電装置１６から供給される電力を検知する太陽光発電用ブレーカー電力センサ１２２が設けられている。

また、分電盤１４には、「エネファーム（登録商標）」等の燃料電池７０による給電機器が発電した電力が燃料電池用ブレーカー１０４を介して供給されている。燃料電池７０から分電盤１４に供給される電力は燃料電池電力センサ１２４によって検知可能である。燃料電池７０には、燃料電池７０が発電した直流を分電盤１４から家電機器３４に供給される交流（例えば、１００Ｖ、５０Ｈｚ）に変換可能なインバータ等の変換手段（図示せず）が設けられている。

燃料電池７０には、燃料であるガスが供給されている。また、燃料電池７０が発電の廃熱で水道水を加熱する「エネファーム（登録商標）」の場合には、水道水も供給される。燃料電池７０によって加熱された水道水は、貯湯タンク７２に蓄えられ、建物１００への給湯に用いられる。

なお、本実施の形態では、給電機器は太陽光発電装置１６又は燃料電池７０に限定されず、内燃機関による発電装置等であってもよい。

系統電力１２、太陽光発電装置１６及び燃料電池７０から分電盤１４に供給された電力は、電力負荷手段である家電機器３４に分岐回路２０Ｂを介して供給される。また、分電盤１４から供給される電力で充電される蓄電池６０が分岐回路２０Ｃを介して分電盤１４に接続されている。

分岐回路２０Ｄには、車両連結部２６を介してＥＶ（Electric Vehicle）、ＨＶ（Hybrid Vehicle）又はＰＨＶ（Plug-in Hybrid Vehicle）等である車両３２が接続されている。分電盤１４から供給される電力により、車両３２の車両用蓄電池２８を充電することが可能であり、その逆に、車両用蓄電池２８から分電盤１４に電力を供給することも可能である。

車両用蓄電池２８から取り出される電力は直流であるが、各車両が備えるインバータ（図示せず）によって、単相２線式１００Ｖで５０Ｈｚ又は６０Ｈｚの交流に変換して、後述する車両連結部２６を介して、分電盤１４へ供給する。

車両連結部２６は、ケーブルによって車両と接続されることにより、分電盤１４と車両とを電気的に接続するコネクタである。当該コネクタは、分電盤１４からの電力を車両３２に供給する又は車両の電力を分電盤１４に供給するための電力線の端子と、ＨＥＭＳ３０と車両３２との通信に係る情報線の端子を有してもよい。

本実施の形態では、ＨＥＭＳ３０は、車両連結部２６を介して、車両用蓄電池２８の電圧値を取得可能で、当該電圧値に基づいて、車両用蓄電池２８の蓄電量を算出できる。また、車両連結部２６は、電力センサ（図示せず）を含み、当該電力センサは車両用蓄電池２８が放電した電力を検知する。

また、分岐回路２０Ｄに設けられた電力センサ２２Ｄにより、ＨＥＭＳ３０は、分電盤１４と車両３２との間の電力を測定可能であるとする。なお、分岐回路２０Ａは、燃料電池７０を起動させる電力を供給するためのものである。

分岐回路２０Ａ，２０Ｂ，２０Ｃ，２０Ｄには分岐回路２０Ａ〜２０Ｄの電力を計測する電力センサ２２Ａ〜２２Ｄが各々設けられている。電力センサ２２Ａ〜２２Ｄからの情報線は、主幹ブレーカー電力センサ１２０、太陽光発電用ブレーカー電力センサ１２２及び燃料電池電力センサ１２４からの情報線とＨＥＭＳ３０が分電盤１４を制御するための情報線と共にＨＥＭＳ３０に接続されている。なお、図１において破線は計測データ又は制御情報が流れる情報線であるとする。

分電盤１４の分岐回路２０Ａ〜２０Ｄには、分岐回路２０Ａ〜２０ＣＤをオン状態又はオフ状態に切り替えるための分岐ブレーカー２４Ａ，２４Ｂ，２４Ｃ，２４Ｄが各々設けられ、分岐ブレーカー２４Ａ〜２４Ｄは、ＨＥＭＳ３０によって制御される。

なお、図１では、記載の簡略化のために分岐回路は４系統のみ記載しているが、本実施の形態では４系統以上でも４系統以下でもよく、分岐回路の本数に特段の限定はない。

蓄電池６０には、鉛蓄電池、ニッケル水素電池又はリチウムイオン電池等の、充放電が可能な二次電池が使用される。これらの二次電池の１セルは、起電力が略１〜２Ｖなので、本実施の形態では、複数のセルを直列にして所望の電圧が得られるようにしている。さらに所望の電圧を得られるように直列に接続された複数のセルからなる集合体を複数並列に束ねパッケージ化することで、所望の電流が得られるようにしている。

また、パッケージ化された蓄電池６０には、分電盤１４を介して供給される交流（例えば、１００Ｖ、５０Ｈｚ）を、蓄電池の充電に適した電圧の直流に変換すると共に、蓄電池６０が放電した直流を分電盤１４から家電機器３４に供給される交流に変換可能な双方向インバータ等の変換手段（図示せず）が設けられている。

さらに、蓄電池６０は、蓄電池６０の充放電を制御すると共に、蓄電池６０の電圧値を計測する蓄電池制御装置６２を備え、前述のインバータと共にＨＥＭＳ３０によって制御される。蓄電池制御装置６２は、電力センサ（図示せず）を含み、当該電力センサは蓄電池６０が放電した電力を検知する。なお、本実施の形態では、蓄電池６０及び車両３２の車両用蓄電池２８は、建物１００での消費電力量が少なくなると共に、時間帯別電灯において電気料金の単価が安くなる夜間の時間帯において、系統電力１２で充電される。夜間の系統電力１２で充電された蓄電池６０及び車両用蓄電池２８は、電力が必要とされる昼間に、蓄えた電力を放電する給電機器として機能するようにＨＥＭＳ３０によって制御される。

また、ＨＥＭＳ３０には、燃料電池７０等に供給されるガスの流量を計測するガスメーター１３２及び水道の流量を計測する水道メーター１３０が接続されており、ガスの流量及び水道の流量の情報を取得可能である。

さらにＨＥＭＳ３０は、ネットワーク８０を介して情報サーバ９０と通信可能である。また、ネットワーク８０を介して情報センターの情報サーバ９０を介して、系統電力１２の単価等の情報を取得可能である。

図２は、本実施の形態に係る省エネ効果表示システム１０に係るＨＥＭＳ３０の概略構成を示すブロック図である。ＨＥＭＳ３０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）４２と、ＨＤＤ４４と、ＲＡＭ（Random Access Memory）４６と、ネットワークＩ／Ｆ部４８と、ＲＯＭ（Read Only Memory）５０とを含む。また、ＨＥＭＳ３０は表示部５２と、操作入力部５４と、バス５６とを含んでおり、情報を入力する端末と情報を表示する端末との機能を有している。

ＣＰＵ４２は、ＨＥＭＳの全体の動作を司るものであり、ＨＤＤ４４は給電機器の各々及び蓄電池６０等を制御するプログラム、ＯＳ（Operating System）並びに給電機器の各々及び蓄電池６０等の制御に供するデータ等が記録される不揮発性の記憶装置である。ＲＡＭ４６は、ＯＳ、プログラム又はデータが展開される揮発性の記憶装置である。ネットワークＩ／Ｆ部４８は、ネットワークに接続するためのものであり、ＮＩＣ（Network Interface Card）やそのドライバで構成される。ＲＯＭ５０は、ＨＥＭＳ３０の起動時に動作するブートプログラムなどが記憶されている不揮発性の記憶装置である。表示部５２は、省エネ効果表示システム１０に関する情報をユーザに表示するものである。操作入力部５４は、ユーザが省エネ効果表示システム１０の操作や情報を入力する際に用いられるものであり、一例としてタッチパネル、キーボード等の入力装置及びトラックボール、ペンタブレット若しくはマウス等のポインティングデバイスが含まれる。バス５６は、情報のやりとりが行われる際に使用される。

表示部５２には、太陽光発電装置１６の発電量、家電機器３４等の電力負荷手段の消費電力量、車両３２への電力の供給量、車両３２の車両用蓄電池２８が放電した電力量、燃料電池７０等の給電機器による発電量等が表示可能である。

太陽光発電装置１６の発電量は、太陽光発電用ブレーカー電力センサ１２２が検知した電力から算出可能である。また、家電機器３４の消費電力量は電力センサ２２Ｂが検知した電力から、蓄電池６０の充電に費やした電力量は電力センサ２２Ｃが検知した電力から、車両３２への電力の供給量は電力センサ２２Ｄが検知した電力から算出可能である。

また、蓄電池６０が放電した電力量は、電力センサ２２Ｃが検知した電力から、車両用蓄電池２８が放電した電力量は、電力センサ２２Ｄが検知した電力から、燃料電池７０の発電量は、燃料電池電力センサ１２４が検知した電力から算出可能である。

表示部５２は、建物１００内の余剰電力を系統電力１２に還元するいわゆる売電の電力量等が表示可能である。また、本実施の形態に係る省エネ効果表示システム１０を未導入の場合の消費電力量を算出し、省エネ効果表示システム１０を導入した場合の消費電力量と対比させて表示部５２に表示できる。

図３は、本実施の形態に係る省エネ効果表示システム１０の日次での処理の一例を示したフローチャートである。ステップ３００では、省エネ効果表示システム１０（以下、「本システム」と称する）を未導入の場合の１日の電気代（Ａ）を算出する。具体的には、電力センサ２２Ａ〜２２Ｄが各々検知した電力の合計を積算して、建物１００の１日の消費電力量（ｋＷｈ／日）を算出する。さらに、建物１００の１日の消費電力量に系統電力１２の単価である従量電灯料金（円／ｋＷｈ）を乗算して本システムを未導入の場合の１日の電気代（Ａ）を算出する。

ステップ３０２では、本システムの蓄電池等使用による１日の電気料金の削減効果（Ｂ）を算出する。具体的には、蓄電池６０及び車両３２が１日に放電した電力量（ｋＷｈ／日）に、深夜に電気料金が割安になる時間帯別電灯の深夜料金と昼間料金との差額（円／ｋＷｈ）を下記の式（１）を用いて乗算することによって得る。
〔蓄電池等使用による１日の電気料金の削減効果（Ｂ）〕
＝〔蓄電池等の放電電力量〕×{〔昼間料金〕−〔深夜料金〕} ・・・（１）

ステップ３０４では、本システムの燃料電池７０の使用による１日の電気料金削減効果（Ｃ）を算出する。具体的には、燃料電池電力センサ１２４が検知した電力を積算して燃料電池７０の１日の発電量（ｋＷｈ／日）を算出する。さらに時間帯別電灯において、１日のうち、深夜料金が適用される時間と昼間料金が適用される時間との比に応じて、燃料電池７０の１日の発電量を案分し、案分した発電量の各々に深夜料金又は昼間料金を乗算して各々得られた値を合計して、燃料電池７０の１日の発電量に基づく電気料金を算出する。

一例として、深夜料金が適用される時間が２３時から翌朝７時までの８時間、昼間料金が適用される時間が７時から２３までの１６時間の場合、燃料電池７０の１日の発電量に基づく電気料金は下記の式（２）によって算出される。
〔燃料電池の１日の発電量に基づく電気料金〕
＝〔燃料電池の１日の発電量〕×８／２４×〔深夜料金〕
＋〔燃料電池の１日の発電量〕×１６／２４×〔昼間料金〕・・・（２）
または、深夜料金が適用される時間帯で燃料電池電力センサ１２４が検知した電力を積算して得た電力量に深夜料金を乗算、及び昼間料金が適用される時間帯で燃料電池電力センサ１２４が検知した電力を積算して得た電力量に昼間料金を乗算する。そして、各々乗算して得られた金額を合計することで、燃料電池７０の１日の発電量に基づく電気料金を算出してもよい。

さらに、燃料電池７０が発電のために消費したガスの量（ｍ^３）にガス料金の単価（円／ｍ^３）を乗算して得た燃料電池７０の発電コストを、前述の燃料電池７０の１日の発電量に基づく電気料金から減算することにより、燃料電池７０の使用による１日の電気料金削減効果（Ｃ）を算出する。

ステップ３０６では、本システムの太陽光発電装置１６の使用による１日の売電効果（Ｄ）を算出する。具体的には、逆潮流時に主幹ブレーカー電力センサ１２０が検知した電力を積算して１日の売電実績（ｋＷｈ／日）を算出する。そして、式（３）に示したように、算出した売電実績に売電単価（円／ｋＷｈ）を乗算して本システムの太陽光発電装置１６の使用による１日の電気料金削減効果（Ｄ）を算出する。
〔太陽光発電装置の使用による１日の売電効果（Ｄ）〕
＝〔１日の売電実績〕×〔売電単価〕 ・・・（３）

ステップ３０８では、本システムの太陽光発電の自家消費による１日の電気料金削減効果（Ｅ）を算出する。売電時は、家電機器３４等の電力負荷手段へは全て太陽光発電装置１６から電力が供給されているので、下記の式（４）のように、電力センサ２２Ａ〜２２Ｄが各々検知した電力量の和に時間帯別電灯の昼間料金を乗算して算出する。太陽光発電が可能なのは、日射がある昼間のみなので、時間帯別電灯であっても、太陽光発電の自家消費分の電気代は昼間料金のみを考慮すればよい。
〔太陽光発電の自家消費による１日の電気料金削減効果（Ｅ）〕
＝〔各電力センサの測定値の和〕×〔昼間料金〕 ・・・（４）

ステップ３１０では、本システム導入後の１日の電気代（Ｆ）を算出する。具体的には、系統電力１２から建物１００に電力が供給されている場合である潮流時に主幹ブレーカー電力センサ１２０が検知した電力を積算して１日の買電実績（ｋＷｈ／日）を算出する。さらに時間帯別電灯において、１日のうち、深夜料金が適用される時間と昼間料金が適用される時間との比に応じて、１日の買電実績量を案分し、案分した買電実績の各々に深夜料金又は昼間料金を乗算して各々得られた値を合計して、本システム導入後の１日の電気代（Ｆ）を算出する。

一例として、深夜料金が適用される時間が２３時から翌朝７時までの８時間、昼間料金が適用される時間が７時から２３までの１６時間の場合、本システム導入後の１日の電気代（Ｆ）は下記の式（５）によって算出される。
〔本システム導入後の１日の電気代（Ｆ）〕
＝〔１日の買電実績〕×８／２４×〔深夜料金〕
＋〔１日の買電実績〕×１６／２４×〔昼間料金〕 ・・・（５）
または、深夜料金が適用される時間帯で潮流時に主幹ブレーカー電力センサ１２０が検知した電力を積算して得た電力量に深夜料金を乗算、及び昼間料金が適用される時間帯で潮流時に主幹ブレーカー電力センサ１２０が検知した電力を積算して得た電力量に昼間料金を乗算する。そして、各々乗算して得られた金額を合計することで、本システム導入後の１日の電気代（Ｆ）を算出してもよい。

ステップ３１２では、上述の（Ａ）〜（Ｆ）の算出値を棒グラフ表示すると共に、各算出値をＨＤＤ４４に記憶する。図５は、年度別ではあるが、本実施の形態における算出値の棒グラフ表示の一例を示す概略図である。図５では、本システムを未導入の場合の電気代と、本システム導入後の電気代（最終電気代）が対比されて表示され、その他、売電効果、燃料電池の効果、蓄電池等の効果、自家消費削減効果等が表示されている。本システム導入後の棒グラフは、表示領域をタッチする等によって選択すると、その領域の項目名と金額が吹き出し状に表示される。

ステップ３１４では、本システムの減価償却までの時間を算出する。本実施の形態では、本システムの設置に要したコストを、本システム未導入の場合の電気代（Ａ）と本システム導入後の電気代（最終電気代）（Ｆ）との差額で除算することにより算出する。

ステップ３１６では、本システムの減価償却までの時間を表示部５２に表示して処理を終了する。図６は、年度別ではあるが、本実施の形態における減価償却までの時間表示の一例を示す概略図である。図６では、上から２行目に月次ベース、同３行目に年次ベースでの本システム未導入の場合の電気代と本システム導入後の１日の電気代との差額が表示され、同４行目に、減価償却されるまでの時間が表示されている。

図４は、本実施の形態に係る省エネ効果表示システム１０の月次又は年次での処理の一例を示したフローチャートである。ステップ４００では、図３のステップ３００で算出してＨＤＤ４４に記憶した本システムを未導入の場合の１日の電気代（Ａ）を１カ月分又は１年分集計することにより、１カ月又は１年の本システムを未導入の場合の電気代（Ａ）を算出する。

ステップ４０２では、図３のステップ３０２で算出してＨＤＤ４４に記憶した本システムの蓄電池等使用による１日の電気料金の削減効果（Ｂ）を１カ月分又は１年分集計することにより、１カ月又は１年の本システムの蓄電池等使用による電気料金の削減効果（Ｂ）を算出する。

ステップ４０４では、図３のステップ３０４で算出してＨＤＤ４４に記憶した本システムの燃料電池７０の使用による１日の電気料金削減効果（Ｃ）を１カ月分又は１年分集計することにより、１カ月又は１年の本システムの燃料電池７０の使用による電気料金削減効果（Ｃ）を算出する。

ステップ４０６では、図３のステップ３０６で算出してＨＤＤ４４に記憶した本システムの太陽光発電装置１６の使用による１日の売電効果（Ｄ）を１カ月分又は１年分集計することにより、１カ月又は１年の本システムの太陽光発電装置１６の使用による売電効果（Ｄ）を算出する。

ステップ４０８では、図３のステップ３１０で算出してＨＤＤ４４に記憶した本システム導入後の１日の電気代（Ｆ）を１カ月分又は１年分集計することにより、１カ月又は１年の本システム導入後の電気代（Ｅ）を算出する。又は、情報サーバ９０から本システム導入後の建物１００の電気代の記録をダウンロードしてもよい。

ステップ４１０では、下記の式（６）のように、ステップ４００で算出した（Ａ）からステップ４０２〜４０８で各々算出した、（Ｂ）、（Ｃ）、（Ｄ）及び（Ｅ）を減算して１カ月又は１年の本システムの太陽光発電の自家消費による電気料金削減効果（Ｆ）を算出する。
〔太陽光発電の自家消費による電気料金削減効果（Ｆ）〕
＝（Ａ）−｛（Ｂ）+（Ｃ）+（Ｄ）+（Ｅ）｝ ・・・（６）

１カ月又は１年の本システムの太陽光発電の自家消費による電気料金削減効果（Ｆ）は、図３のステップ３０８で算出してＨＤＤ４４に記憶した本システムの太陽光発電の自家消費による１日の電気料金削減効果（Ｅ）を１カ月分又は１年分集計して算出してもよい。

ステップ４１２では、前述の図５のように、算出値の各々を棒グラフ表示する。図５の自家消費削減効果は、図４のステップ４１０で算出した１年の本システムの太陽光発電の自家消費による電気料金削減効果（Ｆ）である。

ステップ４１４では、本システムの減価償却までの時間を算出する。本実施の形態では、本システムの設置に要したコストを、本システム未導入の場合の電気代（Ａ）と本システム導入後の電気代（最終電気代）（Ｅ）との差額で除算することにより算出する。

ステップ４１６では、図６に示したように、本システムの減価償却までの時間を表示部５２に表示して処理を終了する。

以上説明したように、本実施の形態によれば、本システムを未導入の場合の電気代を算出すると共に、本システムの給電機器の発電による効果及び本システムを導入した場合の電気代を算出し、各々の算出値を対比可能に表示している。その結果、給電機器による省エネルギーの効果を的確に表示できる省エネ効果表示システムを提供することができる。

１０ 省エネ効果表示システム
１２ 系統電力
１４ 分電盤
１６ 太陽光発電装置
１８ 太陽光発電制御装置
２２Ａ，２２Ｂ，２２Ｃ，２２Ｄ 電力センサ
２６ 車両連結部
２８ 車両用蓄電池
３０ ＨＥＭＳ
３２ 車両
３４ 家電機器
４２ ＣＰＵ
４４ ＨＤＤ
４６ ＲＡＭ
４８ ネットワークＩ／Ｆ部
５０ ＲＯＭ
５２ 表示部
５４ 操作入力部
５６ バス
６０ 蓄電池
６２ 蓄電池制御装置
７０ 燃料電池
１００ 建物
１２０ 主幹ブレーカー電力センサ
１２２ 太陽光発電用ブレーカー電力センサ
１２４ 燃料電池電力センサ

Claims (2)

1. 電力を建物内の分電盤に供給する給電機器と、
   前記分電盤に供給された系統電力の電力量を計測する系統電力計測手段と、
   前記分電盤から電力負荷手段に供給された電力量を計測する負荷電力計測手段と、
   前記系統電力計測手段が計測した前記系統電力から前記分電盤に供給された電力量に電気料金の単価を乗算して前記給電機器の省エネルギー効果を含む電気代を算出すると共に、前記負荷電力計測手段が計測した電力量に電力料金の単価を乗算して前記給電機器の省エネルギー効果を含まない電気代を算出する演算手段と、
   前記演算手段が算出した、省エネルギー効果を含む電気代と省エネルギー効果を含まない電気代とを比較して表示する表示手段と、
   を備えた省エネ効果表示システム。
2. 前記給電機器から前記分電盤に供給された電力量を計測する給電機器電力計測手段をさらに備え、
   前記系統電力計測手段は、前記分電盤から前記系統電力に売電した電力量をさらに計測し、
   前記演算手段は、売電時に、前記系統電力計測手段が計測した電力量、及び前記負荷電力計測手段が計測した電力量に各々電気料金の単価を乗算して、売電金額及び自家消費した給電機器の電力の金額をさらに算出し、
   前記表示手段は、売電金額及び自家消費した給電機器の電力の金額をさらに表示する請求項１に記載の省エネ効果表示システム。

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