JP2001273008A - Optimum operation control system for plant supplying both of heat and electricity - Google Patents
Optimum operation control system for plant supplying both of heat and electricityInfo
- Publication number
- JP2001273008A JP2001273008A JP2000087298A JP2000087298A JP2001273008A JP 2001273008 A JP2001273008 A JP 2001273008A JP 2000087298 A JP2000087298 A JP 2000087298A JP 2000087298 A JP2000087298 A JP 2000087298A JP 2001273008 A JP2001273008 A JP 2001273008A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- plant
- power
- heat load
- data
- component
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Landscapes
- Air Conditioning Control Device (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
Description
【0001】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、冷温熱および電力
を供給するエネルギープラントにおいて、効率の良い運
転を支援・制御するための熱電併給プラントの最適運転
制御システムに関するものである。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to an optimal operation control system for a cogeneration plant for supporting and controlling efficient operation in an energy plant for supplying cold and hot heat and electric power.
【0002】[0002]
【従来の技術】従来の電力供給プラントでは、電力需要
を満たすことおよび発電効率向上を第一義とする運転が
行われており、熱は廃棄されていたか殆ど考慮されてい
なかった。しかし、昨今では電力供給プラントが電力供
給と同時に熱供給も行うことが考えられ、電力のみなら
ず熱のエネルギー効率をも同時に向上させることが望ま
れている。熱電併給プラントは、需要に応じて電力供給
と熱供給を同時に行う設備である。2. Description of the Related Art In a conventional power supply plant, an operation whose primary purpose is to satisfy power demand and improve power generation efficiency is performed, and heat has been discarded or hardly considered. However, in recent years, it is conceivable that a power supply plant supplies heat at the same time as supplying power, and it is desired to improve not only power but also heat energy efficiency at the same time. A cogeneration plant is a facility that simultaneously supplies power and heat according to demand.
【0003】図13は従来の熱電併給プラント最適運転
制御システムを示す構成説明図である。すなわち、冷温
熱および電力を供給するエネルギープラント11からプ
ラント運転データ入力部12を介して入力されたプラン
ト運転データに基づいて、エネルギープラント11の過
去の熱負荷データが熱負荷データ記憶手段13に記憶さ
れる。熱負荷予測手段16では前記熱負荷データ記憶手
段13に記憶されている過去の熱負荷データ、およびヒ
ューマン・インターフェイス14から気象データ入力部
15を介して入力された気象データに基づいて当日また
は翌日のプラント熱負荷が予測される。プラント構成機
器特性係数記憶手段17に記憶されているプラント構成
機器の入出力性能を表す値(以下、特性係数とする)、
および前記熱負荷予測手段16によって予測されたプラ
ント熱負荷予測値は最適運転計画手段18に入力され
る。最適運転計画手段18は、これらの入力情報に基づ
き最適化手法によってプラントの運転台数制御および各
プラント構成機器の負荷制御を行うためのプラント制御
データを算出し、前記プラント制御データをプラント制
御データ出力部19を介してエネルギープラント11に
送出する。前記エネルギープラント11は最適運転計画
手段18から送られてきたプラント制御データにしたが
ってプラントの運転台数制御および負荷制御を行う。な
お、プラント構成機器の特性係数はヒューマン・インタ
ーフェイス14から入力される。FIG. 13 is an explanatory diagram showing the configuration of a conventional cogeneration plant optimal operation control system. That is, the past heat load data of the energy plant 11 is stored in the heat load data storage unit 13 based on the plant operation data input from the energy plant 11 that supplies the cooling / heating heat and the electric power via the plant operation data input unit 12. Is done. The heat load predicting means 16 is based on the past heat load data stored in the heat load data storage means 13 and the weather data input from the human interface 14 via the weather data input unit 15, based on the current day or the next day. The plant heat load is predicted. A value representing the input / output performance of the plant component stored in the plant component characteristic coefficient storage means 17 (hereinafter referred to as a characteristic coefficient);
The predicted plant heat load value predicted by the heat load prediction means 16 is input to the optimal operation planning means 18. The optimal operation planning means 18 calculates plant control data for controlling the number of operating plants and load control of each plant component by an optimization method based on the input information, and outputs the plant control data to the plant control data output. The energy is sent to the energy plant 11 via the section 19. The energy plant 11 controls the number of operating plants and the load according to the plant control data sent from the optimal operation planning means 18. It should be noted that the characteristic coefficients of the plant components are input from the human interface 14.
【0004】[0004]
【発明が解決しようとする課題】従来の熱電併給プラン
ト最適運転制御システムでは以下の問題点・要求があっ
た。The conventional cogeneration plant optimal operation control system has the following problems and requirements.
【0005】すなわち、熱電併給プラントでは、需要家
側の電力需要や熱需要に合わせるように発電した時の熱
出力側の適正配分が難しいためエネルギーの有効利用が
困難となる場合があるとともに、プラント流入商用電力
量(以下、買電量とする)、およびプラント流出電力量
の一定範囲内制御手段が望まれていた。[0005] That is, in a cogeneration plant, it is difficult to properly allocate the heat output side when generating power so as to meet the power demand and the heat demand on the customer side, so that it may be difficult to effectively use energy. There has been a demand for means for controlling the inflow commercial power (hereinafter referred to as power purchase) and the plant outflow power within a certain range.
【0006】また、運転計画システムが有する負荷予測
機能において、高精度かつ安価な気象予測情報取得手段
が望まれていた。さらに、従来、コージェネレーション
システム(CGS)の運用計画時に、吸気温度によるC
GSの能力変動は無視されるか、または外気温度を代用
したCGSの能力補正が行われているため吸気温度によ
るCGSの能力変動を適切に運転計画に反映することが
できないという問題点があった。[0006] In the load prediction function of the operation planning system, a highly accurate and inexpensive weather forecast information acquiring means has been desired. In addition, conventionally, when planning the operation of a cogeneration system (CGS), C
There is a problem that the fluctuation of the capacity of the GS is ignored, or the fluctuation of the capacity of the CGS due to the intake air temperature cannot be appropriately reflected in the operation plan because the performance of the CGS is corrected by using the outside air temperature. .
【0007】他方、従来の熱電併給プラント最適運転制
御システムでは、負荷変動等に起因してプラント流出入
電力量が一定とならないため、専用コントローラ等によ
り、受電状態を監視しながら構内発電機の出力を制御す
ることでプラント流出入電力量を所望の範囲に制御して
いた。このため、そのエネルギー効率は理想状態より低
下し、また経済性も低下せざるを得なかった。ここで、
構内発電機とは、プラント構内での消費電力を自家発電
により補い、経済性を向上させることを目的として設置
され運転される発電機、あるいは需要家に電力供給する
ことを主目的とする発電機を指す。[0007] On the other hand, in the conventional cogeneration plant optimal operation control system, the amount of power flowing into and out of the plant is not constant due to load fluctuations and the like. By controlling, the electric power flowing into and out of the plant was controlled within a desired range. For this reason, the energy efficiency has fallen below the ideal state, and the economic efficiency has to be reduced. here,
An on-premise generator is a generator that is installed and operated for the purpose of supplementing the power consumption in the plant premises with in-house power generation and improving economic efficiency, or a main purpose of supplying power to consumers Point to.
【0008】このような構内発電機の効率低下を回避す
る手段としては、比較的小容量の調整用発電機を設ける
ことが有効である。つまり、瞬時負荷変動に対して調整
用発電機のみが出力を増減させることで、構内発電機の
効率低下を防ぎつつプラント流出入電力制御を行うこと
が可能となる。しかしながら、従来の熱電併給プラント
最適運転制御システムに、調整用発電機制御を行う手段
を有するものはなかった。As a means for avoiding such a reduction in the efficiency of the on-site generator, it is effective to provide a relatively small-capacity adjusting generator. In other words, only the adjusting generator increases or decreases the output with respect to the instantaneous load fluctuation, so that it is possible to perform plant outflow / input power control while preventing the efficiency of the on-premise generator from decreasing. However, no conventional cogeneration plant optimal operation control system has a means for controlling the generator for adjustment.
【0009】本発明は上記の事情に鑑みてなされたもの
で、プラントの余り蒸気を抑制し、かつ、プラント流出
入電力量を制御するとともに、吸気温度予測に基づいて
プラント構成機器の能力を補正して用いることにより、
高精度な運転計画に従ったプラント運転制御が行える熱
電併給プラントの最適運転制御システムを提供すること
を目的とする。また、プラント構成機器の特性係数の変
化率を監視し、この変化率が許容値を逸脱する場合に使
用者へ通知して特性係数更新の許否を問い合わせる手段
を設けることにより、信頼性の高い運転計画を出力する
熱電併給プラントの最適運転制御システムを提供するこ
とを目的とする。されに、運転計画に従ったプラント運
転制御が現実の負荷変動に対しても十分対応できるよ
う、バッファ(緩衝)的役割を果たす調整用発電機の制
御出力を演算する手段を設けることにより、高効率なプ
ラント運転制御を可能とする熱電併給プラントの最適運
転制御システムを提供することを目的とする。SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made in view of the above circumstances, and suppresses excessive steam in a plant, controls the amount of electric power flowing into and out of the plant, and corrects the capabilities of plant components based on intake air temperature prediction. By using
An object of the present invention is to provide an optimal operation control system for a cogeneration plant that can perform plant operation control according to a highly accurate operation plan. In addition, by providing a means for monitoring the change rate of the characteristic coefficient of the plant component equipment and notifying the user when the change rate deviates from the allowable value and inquiring whether or not to update the characteristic coefficient, highly reliable operation is provided. An object of the present invention is to provide an optimal operation control system of a cogeneration plant that outputs a plan. In addition, by providing means for calculating the control output of the adjusting generator serving as a buffer (buffer) so that the plant operation control according to the operation plan can sufficiently cope with actual load fluctuations, An object is to provide an optimal operation control system of a cogeneration plant that enables efficient plant operation control.
【0010】[0010]
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
に本発明の熱電併給プラントの最適運転制御システム
は、冷温熱及び電力を供給するエネルギープラントから
入力されたプラント運転データに基づいて、過去の電力
・熱負荷データを記憶する電力・熱負荷データ記憶手段
と、前記電力・熱負荷データ記憶手段から読み出された
過去の電力・熱負荷データ及び気象データに基づいてプ
ラント電力・熱負荷を予測する電力・熱負荷予測手段
と、前記エネルギープラントを構成するプラント構成機
器の特性係数を記憶するプラント構成機器特性係数記憶
手段と、前記電力・熱負荷予測手段により予測したプラ
ント電力・熱負荷と、前記プラント構成機器特性係数記
憶手段から読み出されたプラント構成機器の特性係数に
基づいて、プラントの余り蒸気量を抑制し、かつ、プラ
ント流出入電力量を一定範囲内に制御するとともに、所
定の評価関数値が最大または最小となるように、プラン
トの運転台数制御及び各プラント構成機器の負荷制御を
行うためのプラント制御データを算出して前記エネルギ
ープラントに送出する最適運転計画手段とを具備するこ
とを特徴とするものである。In order to achieve the above object, an optimum operation control system for a cogeneration plant according to the present invention is provided based on plant operation data input from an energy plant that supplies cooling / heating and electric power. Power / heat load data storage means for storing the power / heat load data of the plant, and the plant power / heat load based on the past power / heat load data and weather data read from the power / heat load data storage means. Power and heat load prediction means for predicting, plant component characteristic coefficient storage means for storing characteristic coefficients of plant components constituting the energy plant, and plant power and heat load predicted by the power and heat load prediction means. Based on the characteristic coefficient of the plant component read from the plant component characteristic coefficient storage means, Control of the number of operating plants and the load control of each plant component so that the predetermined evaluation function value is maximized or minimized, while controlling the steam amount and controlling the power flowing into and out of the plant within a certain range. Optimum operation planning means for calculating plant control data to be performed and sending the calculated data to the energy plant.
【0011】また本発明の熱電併給プラントの最適運転
制御システムは、冷温熱及び電力を供給するエネルギー
プラントから入力されたプラント運転データに基づい
て、過去の電力・熱負荷データを記憶する電力・熱負荷
データ記憶手段と、前記電力・熱負荷データ記憶手段か
ら読み出された過去の電力・熱負荷データ及び気象デー
タに基づいてプラント電力・熱負荷を予測する電力・熱
負荷予測手段と、前記エネルギープラントを構成するプ
ラント構成機器の特性係数を記憶するプラント構成機器
特性係数記憶手段と、前記エネルギープラントから入力
されたプラント運転データを記憶するプラント運転デー
タ記憶手段と、前記プラント運転データ記憶手段から読
み出されたプラント運転データに基づいて前記プラント
構成機器特性係数記憶手段に記憶されたプラント構成機
器の特性係数の更新要否を所定の周期で演算処理すると
ともに、所定の更新条件を満たす場合に特性係数を更新
するプラント構成機器特性係数更新手段と、前記電力・
熱負荷予測手段により予測したプラント電力・熱負荷
と、前記プラント構成機器特性係数記憶手段から読み出
されたプラント構成機器の特性係数に基づいて、プラン
トの余り蒸気量を抑制し、かつ、プラント流出入電力量
を一定範囲内に制御するとともに、所定の評価関数値が
最大または最小となるように、プラントの運転台数制御
及び各プラント構成機器の負荷制御を行うためのプラン
ト制御データを算出して前記エネルギープラントに送出
する最適運転計画手段とを具備することを特徴とするも
のである。Further, the optimum operation control system for a combined heat and power plant according to the present invention comprises a power / heat storage device for storing past power / heat load data based on plant operation data input from an energy plant for supplying cooling / heating heat and electric power. Load data storage means; power / heat load prediction means for predicting plant power / heat load based on past power / heat load data and weather data read from the power / heat load data storage means; and A plant component characteristic coefficient storage means for storing characteristic coefficients of plant components constituting the plant, a plant operation data storage means for storing plant operation data inputted from the energy plant, and a plant operation data storage means for reading from the plant operation data storage means. Based on the issued plant operation data, Update necessity of characteristic coefficient of the stored plant constituent while processing at a predetermined cycle unit, the plant constituent characteristic coefficient updating means for updating the characteristic coefficient when the predetermined update condition is satisfied, the power-
Based on the plant power / heat load predicted by the heat load predicting means and the characteristic coefficient of the plant component read out from the plant component characteristic coefficient storage, the amount of excess steam in the plant is suppressed, and Controlling the input power within a certain range, and calculating plant control data for controlling the number of operating plants and controlling the load on each plant component so that the predetermined evaluation function value is maximum or minimum. And an optimal operation planning means for sending the operation plan to the energy plant.
【0012】また本発明は、前記熱電併給プラントの最
適運転制御システムにおいて、気象データに基づいてプ
ラント構成機器への吸気温度を予測する吸気温度予測手
段を設け、最適運転計画手段はプラント構成機器の吸気
温度予測値に基づいて、プラント構成機器の能力を補正
する手段を備えることを特徴とするものである。Further, the present invention provides the optimum operation control system for a combined heat and power plant, wherein intake temperature predicting means for predicting the intake air temperature to the plant components based on weather data is provided, and the optimal operation planning means is provided for the plant components. It is characterized by comprising means for correcting the capacity of the plant component equipment based on the predicted intake air temperature value.
【0013】また本発明は、前記熱電併給プラントの最
適運転制御システムにおいて、気象データをインターネ
ット等の通信インターフェイスから取得することを特徴
とするものである。Further, the present invention is characterized in that in the optimal operation control system of the cogeneration plant, the weather data is obtained from a communication interface such as the Internet.
【0014】また本発明は、前記熱電併給プラントの最
適運転制御システムにおいて、プラント構成機器特性係
数更新手段による更新前後のプラント構成機器特性係数
を用いて特性の変化率を監視し、変化率が設定値以上ま
たは設定値以下の場合は使用者へ通知する特性変化報知
手段を設けたことを特徴とするものである。The present invention also provides an optimum operation control system for a combined heat and power plant, wherein a change rate of a characteristic is monitored using a characteristic coefficient of a plant component before and after updating by a characteristic coefficient updating unit for a plant component, and the change rate is set. A characteristic change informing means for notifying the user when the value is equal to or more than the value or equal to or less than the set value is provided.
【0015】また本発明は、前記熱電併給プラントの最
適運転制御システムにおいて、特性変化報知手段は、使
用者からプラント構成機器特性係数の更新許否を受け付
け、前記更新許否をプラント構成機器特性係数更新手段
へ出力することを特徴とするものである。Further, according to the present invention, in the optimum operation control system for a combined heat and power plant, the characteristic change informing means receives an update permission / prohibition of a plant component characteristic coefficient from a user, and determines whether the update is permitted or not. Output to the
【0016】また本発明は、前記熱電併給プラントの最
適運転制御システムにおいて、冷温熱及び電力を供給す
るエネルギープラントから入力されたプラント流出入電
力の有効電力および無効電力に基づいて、調整用発電機
の出力を演算する手段を設けたことを特徴とするもので
ある。The present invention also provides an optimum operation control system for a combined heat and power plant, wherein a generator for adjustment is provided based on active power and reactive power of plant outflow / inflow power input from an energy plant that supplies cooling / heating heat and power. Means for calculating the output of the above is provided.
【0017】[0017]
【発明の実施の形態】以下図面を参照して本発明の実施
の形態例を詳細に説明する。DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Embodiments of the present invention will be described below in detail with reference to the drawings.
【0018】図1は本発明の一実施形態例を示す構成説
明図である。すなわち、冷温熱および電力を供給するエ
ネルギープラント11からプラント運転データ入力部1
2を介して入力されたプラント運転データに基づいて、
エネルギープラント11の過去の電力・熱負荷データが
電力・熱負荷データ記憶手段21に記憶される。電力・
熱負荷予測手段23では、前記電力・熱負荷データ記憶
手段21に記憶されている過去の電力・熱負荷データ、
および気象データ入力部22を介して入力された気象デ
ータに基づいて当日または翌日のプラント電力・熱負荷
が予測され、最適運転計画手段26に出力される。前記
エネルギープラント11からプラント運転データ入力部
12を介して入力されたプラント運転データはプラント
運転データ記憶手段24に記憶され、前記プラント運転
データ記憶手段24から読み出されたプラント運転デー
タはプラント構成機器特性係数更新手段25に入力され
る。前記プラント構成機器特性係数更新手段25はプラ
ント運転データ中の各プラント構成機器に関する直近の
データを統計的回帰手法を適用して定期的に解析し、そ
の結果をもとに前記プラント構成機器特性係数記憶手段
17に記憶されたプラント構成機器特性係数の作成およ
び更新要否の演算処理を行う。前記演算処理において、
更新が自動的に行われるように設定されていれば、更新
されたプラント構成機器特性係数はそのままプラント構
成機器特性係数記憶手段17に記憶され、更新条件があ
らかじめ規定されていれば、更新条件を満足する場合に
限り、更新されたプラント構成機器特性係数はプラント
構成機器特性係数記憶手段17に記憶される。なお、プ
ラント構成機器の特性係数はヒューマン・インターフェ
イス14から入力するようにしても良い。プラント構成
機器特性係数記憶手段17から読み出されたプラント構
成機器特性係数は最適運転計画手段26に出力される。
また、吸気温度予測手段27では前記気象データ入力部
22を介して入力された気象データに基づいてプラント
構成機器への吸気温度が予測され、最適運転計画手段2
6に出力される。前記最適運転計画手段26はプラント
構成機器特性係数記憶手段17から入力されたプラント
構成機器特性係数、前記電力・熱負荷予測手段23によ
って予測されたプラント電力・熱負荷予測値、および前
記吸気温度予測手段27によって予測されたプラント構
成機器への吸気温度に基いて、プラント構成機器の能力
を補正するとともに、以下の処理を行う。すなわち、プ
ラントの余り蒸気量を抑制し、かつ、プラント流出入電
力量を一定範囲内に制御する。この最適運転計画手段2
6に実装された数理計画法等の最適化手法によってプラ
ント運転コストが最も安価になるようにプラントの運転
台数制御および各プラント構成機器の負荷制御を行うた
めのプラント制御データを算出し、前記プラント制御デ
ータをプラント制御データ出力部19を介してエネルギ
ープラント11に送出する。前記エネルギープラント1
1は最適運転計画手段26から送られてきたプラント制
御データにしたがってプラントの運転台数制御および負
荷制御を行う。FIG. 1 is an explanatory diagram showing the configuration of an embodiment of the present invention. That is, from the energy plant 11 that supplies cooling / heating heat and electric power, the plant operation data input unit 1
2 based on the plant operation data input via
Past power and heat load data of the energy plant 11 is stored in the power and heat load data storage unit 21. Electric power
In the heat load prediction means 23, the past power / heat load data stored in the power / heat load data storage means 21,
Based on the weather data input via the weather data input unit 22 and the weather data, the plant power / heat load on the current day or the next day is predicted and output to the optimal operation planning means 26. The plant operation data input from the energy plant 11 via the plant operation data input unit 12 is stored in a plant operation data storage unit 24, and the plant operation data read from the plant operation data storage unit 24 is a plant component It is input to the characteristic coefficient updating means 25. The plant component equipment characteristic coefficient updating means 25 periodically analyzes the latest data on each plant component equipment in the plant operation data by applying a statistical regression method, and based on the result, the plant component equipment characteristic coefficient A calculation process of whether to create and update the plant component characteristic coefficients stored in the storage unit 17 is performed. In the arithmetic processing,
If the update is set to be performed automatically, the updated plant component characteristic coefficient is stored in the plant component characteristic coefficient storage unit 17 as it is, and if the update condition is specified in advance, the update condition is set. Only when satisfied, the updated plant component characteristic coefficient is stored in the plant component characteristic coefficient storage unit 17. The characteristic coefficients of the plant components may be input from the human interface 14. The plant component characteristic coefficient read from the plant component characteristic coefficient storage unit 17 is output to the optimal operation planning unit 26.
Further, the intake air temperature predicting means 27 predicts the intake air temperature to the plant component equipment based on the weather data input through the weather data input unit 22, and obtains the optimum operation planning means 2.
6 is output. The optimal operation planning means 26 includes a plant component characteristic coefficient inputted from the plant component characteristic coefficient storage 17, a plant power / thermal load predicted value predicted by the power / thermal load predicting means 23, and an intake air temperature prediction. Based on the intake air temperature to the plant components predicted by the means 27, the capability of the plant components is corrected and the following processing is performed. That is, the amount of surplus steam in the plant is suppressed, and the amount of power flowing into and out of the plant is controlled within a certain range. This optimal operation planning means 2
6. The plant control data for controlling the number of operating plants and controlling the load on each plant component is calculated by the optimization method such as mathematical programming implemented in 6 so that the plant operation cost is the lowest. The control data is sent to the energy plant 11 via the plant control data output unit 19. Energy plant 1
Numeral 1 controls the number of operating plants and the load according to the plant control data sent from the optimal operation planning means 26.
【0019】また、調整用発電機の制御を実施する場合
は、エネルギープラント11からプラント運転データ入
力部12を介して入力されたプラント運転データ中の有
効電力値と無効電力値を調整用発電機出力演算手段30
に入力し、ここで、調整用発電機の制御出力を演算し、
その演算結果をプラント制御データ出力部19を介して
エネルギープラント11に送出する。なお、最適運転計
画手段26で使用する最適化評価基準として前述のプラ
ント運転コスト以外に、例えば、プラントのエネルギー
消費量や二酸化炭素排出量を設定しても良く、また、複
数の評価基準を組み合わせて多目的最適化を行うように
しても良い。When controlling the adjusting generator, the active power value and the reactive power value in the plant operation data input from the energy plant 11 via the plant operation data input unit 12 are adjusted. Output calculation means 30
To calculate the control output of the adjusting generator,
The calculation result is sent to the energy plant 11 via the plant control data output unit 19. As the optimization evaluation criterion used by the optimal operation planning means 26, for example, the energy consumption and the carbon dioxide emission of the plant may be set in addition to the plant operation cost described above. Multi-objective optimization may be performed.
【0020】図2は本発明の他の実施形態例を示す構成
説明図である。図中、同一部分は同一符号を付してその
説明を省略する。すなわち、気象データ入力部22をイ
ンターネット等の通信インターフェイス28に接続し、
インターネット等の通信インターフェイス28から詳細
で最新の気象データを取得する。また、プラント構成機
器特性係数更新手段25とヒューマン・インターフェイ
ス14との間に特性変化報知手段29を設け、更新前後
のプラント構成機器特性係数(傾き・切片)を用いて性
能特性の変化率を監視し、この変化率が設定値以上また
は設定値以下となって許容値を逸脱する場合は使用者へ
通知し、使用者が更新を許可した後に更新後のプラント
構成機器特性係数を運転計画に用いる。使用者が更新を
許可しない場合は、更新前のプラント構成機器特性係数
を継続して運転計画に用いる。FIG. 2 is a structural explanatory view showing another embodiment of the present invention. In the drawings, the same portions are denoted by the same reference numerals and description thereof will be omitted. That is, the weather data input unit 22 is connected to a communication interface 28 such as the Internet,
The detailed and latest weather data is acquired from the communication interface 28 such as the Internet. Further, a characteristic change notifying unit 29 is provided between the plant component characteristic coefficient updating unit 25 and the human interface 14, and the rate of change of the performance characteristic is monitored using the plant component characteristic coefficient (slope / intercept) before and after the update. However, if the rate of change exceeds the set value or falls below the set value and deviates from the allowable value, the user is notified, and after the user permits the update, the updated plant component equipment characteristic coefficient is used for the operation plan. . If the user does not permit the update, the plant component equipment characteristic coefficient before the update is continuously used for the operation plan.
【0021】図3は本発明の最適運転制御システムとエ
ネルギープラントと需要家の関係を示す説明図である。
すなわち、エネルギープラント11から最適運転制御シ
ステム31に計測信号としてプラント運転データが入力
され、最適運転制御システム31からエネルギープラン
ト11に制御指示としてプラント制御データが入力され
る。エネルギープラント11は電力、ガス、重油、上下
水等を消費することによって、需要家が必要とする電力
や熱を供給するエネルギーである。エネルギープラント
11はコージェネレーションシステム(CGS)32、
ボイラ33、冷凍機34、熱交換器35や搬送機器、補
機、配管系等よりなり、最適運転制御システム31から
発停・発電量の指示を受けたコージェネレーションシス
テム(CGS)32から発電した電力は需要家に電力と
して電力供給され、コージェネレーションシステム(C
GS)32から発生した温水及び蒸気は最適運転制御シ
ステム31から発停・製造熱量の指示を受けた冷凍機3
4に供給され、冷凍機34はこれを駆動源として需要家
に冷熱供給を行う。また、最適運転制御システム31か
ら発停・製造熱量の指示を受けたボイラ33から発生し
た蒸気または温水は熱交換器35を介して需要家に蒸気
または温水として供給されるとともに、その一部は冷凍
機34の駆動源として利用される。コージェネレーショ
ンシステム(CGS)32やボイラ33から発生した蒸
気及び温水のうち、需要家への供給エネルギーとして利
用されなかったものはそれぞれ余り蒸気および余り温水
として廃棄または蓄熱されることになる。FIG. 3 is an explanatory diagram showing the relationship between the optimum operation control system, the energy plant, and the customer according to the present invention.
That is, plant operation data is input from the energy plant 11 to the optimum operation control system 31 as a measurement signal, and plant control data is input from the optimum operation control system 31 to the energy plant 11 as a control instruction. The energy plant 11 is energy that supplies electric power and heat required by consumers by consuming electric power, gas, heavy oil, water and sewage, and the like. The energy plant 11 has a cogeneration system (CGS) 32,
It consists of a boiler 33, a refrigerator 34, a heat exchanger 35, transfer equipment, auxiliary equipment, a piping system, etc., and generates electric power from a cogeneration system (CGS) 32 which is instructed by an optimal operation control system 31 to start / stop and generate electric power. Electricity is supplied to consumers as electric power, and the cogeneration system (C
The hot water and the steam generated from the GS (32) are supplied from the optimal operation control system 31 to the refrigerator 3 which has been instructed to start and stop and to produce heat.
4, and the refrigerator 34 supplies cold heat to the customer using the refrigerator as a drive source. In addition, steam or hot water generated from the boiler 33 which has been instructed by the optimal operation control system 31 for starting / stopping / manufacturing calorie is supplied to the customer as steam or hot water via the heat exchanger 35, and a part of the steam or hot water is supplied. It is used as a drive source of the refrigerator 34. Of the steam and hot water generated from the cogeneration system (CGS) 32 and the boiler 33, those not used as supply energy to consumers are discarded or stored as surplus steam and surplus hot water, respectively.
【0022】次に、需要家の電力需要のみならず熱需要
まで考慮し、CGS32からの回収熱の最有効利用を行
う手段について説明する。Next, a description will be given of a means for making the most effective use of the recovered heat from the CGS 32 in consideration of not only the power demand but also the heat demand of the consumer.
【0023】本発明では、以下の目的関数と制約式を運
転方針として記述し、これらの条件を同時に満たす運転
計画を立案する。これにより、電力供給量と冷熱・温熱
供給量を同時に満たすようにプラント構成機器を運転さ
せるとともに、そのエネルギーコストを最小化すること
ができる。In the present invention, the following objective function and constraint equation are described as an operation policy, and an operation plan that satisfies these conditions simultaneously is prepared. Thus, the plant components can be operated so as to simultaneously satisfy the power supply amount and the cold / hot heat supply amount, and the energy cost thereof can be minimized.
【0024】目的関数:最小化(Σプラントエネルギー
消費量(ガス・重油・買電・上水など)×各エネルギー
単価) 制約式1):買電量+CGS発電量=需要側電力供給量
+プラント場内電力消費量(ターボ冷凍機動力・他補機
動力など) 制約式2):CGS製造蒸気量+ボイラ製造蒸気量=需
要側供給蒸気量+場内消費蒸気量+場内余り蒸気量 制約式3):場内余り蒸気量<単位時間当たり廃棄量の
上限値 実際の運転では、電力を余らせることはできないが、若
干の蒸気・温水を余らせる(使用せず廃棄する)ことは
可能であり、余り蒸気量の項を制約式に設け、時間当た
りに廃棄可能な上限値を定め、さらに、目的関数の中で
余り蒸気量を製造するために使われるガス消費量・電力
消費量・上水消費量(ボイラ補給水量)等にエネルギー
単価を乗じることにより、熱廃棄を認めつつ、熱廃棄費
用を含めたエネルギーコストを最小化することが可能と
なる。これにより、電力需要のみならず熱需要まで考慮
した、高効率の運転計画が可能となる。Objective function: minimization (Σ plant energy consumption (gas, heavy oil, power purchase, water supply, etc.) × each energy unit price) constraint equation 1): power purchase + CGS power generation = demand-side power supply + plant premises Power consumption (power of centrifugal chiller, power of other auxiliary equipment, etc.) Restriction formula 2): CGS production steam amount + boiler production steam amount = demand side supply steam amount + on-site consumption steam amount + surplus on-site steam amount Constraint expression 3): Surplus steam volume in the plant <upper limit of waste volume per unit time In actual operation, it is not possible to save power, but it is possible to spare some steam and hot water (dispose of it without using it). The term of the amount is set in the constraint equation, the upper limit value that can be discarded per hour is determined, and the gas consumption, power consumption, and water consumption ( Energy in boiler makeup water) By multiplying the over bids, while acknowledging the heat rejection, it is possible to minimize energy costs, including the thermal disposal costs. This enables a highly efficient operation plan that takes into account not only the power demand but also the heat demand.
【0025】図4は本発明に係る買電量を設定値範囲内
に抑制するための説明図である。すなわち、本発明の最
適運転制御システム31から、コージェネレーションシ
ステム(CGS)32、ボイラ33、冷凍機34、熱交
換器35や搬送機器、補機、配管系等よりなるエネルギ
ープラント11の各機器への発停・出力量指示が行わ
れ、エネルギープラント11から需要家に電力供給、冷
熱供給、温熱供給が行われる。この場合、エネルギープ
ラント11で消費される商用電力、ガス、油類、水等の
エネルギーコストの合計を最小化し、且つ買電量を設定
値以下に抑制する。また、必要に応じてエネルギープラ
ント11から排出されるCO2などの環境負荷排出量を
最小化することができる。FIG. 4 is an explanatory diagram for suppressing the amount of power purchase according to the present invention within a set value range. That is, from the optimal operation control system 31 of the present invention to each device of the energy plant 11 including the cogeneration system (CGS) 32, the boiler 33, the refrigerator 34, the heat exchanger 35, the transport equipment, the auxiliary equipment, and the piping system. The power supply, the cold heat supply, and the warm heat supply are performed from the energy plant 11 to the customer. In this case, the total energy cost of the commercial power, gas, oil, water, etc. consumed in the energy plant 11 is minimized, and the amount of purchased power is suppressed to a set value or less. Further, the amount of environmental load such as CO 2 emitted from the energy plant 11 can be minimized as needed.
【0026】一般に、電力会社との契約上、一定量以上
の電力を常に消費することや、ある上限値を越えないこ
となど、プラントの運転に際しては買電量を一定範囲内
に抑える制御が望まれるが、従来は買電量の超過・不足
を人が常時監視しており、自動化が困難であった。これ
は電力需要の推移を予測できず、なおかつ事前にその対
処策を考慮しきれていないことに大きく起因する。In general, upon contract with an electric power company, it is desired to control power consumption within a certain range during plant operation, such as constantly consuming more than a certain amount of power or not exceeding a certain upper limit. However, in the past, humans constantly monitored the excess or deficiency of the amount of electricity purchased, making automation difficult. This is largely attributable to the fact that changes in power demand cannot be predicted and that countermeasures have not been considered in advance.
【0027】前出の問題点は、例えば買電量の超過が予
想されるならば、その時刻の直前にあらかじめ発電機を
起動しておき、大きな電力を消費する機器を停止させ低
電力消費の代替機を起動することで対処可能である。こ
の為には電力負荷量の推移予測に基づき、プラント構成
機器を制御することが必要である。The above-mentioned problem is that, for example, if it is expected that the amount of purchased electricity will be exceeded, the generator is started in advance just before the time, and the equipment that consumes a large amount of power is stopped to replace the low power consumption. This can be dealt with by starting the machine. For this purpose, it is necessary to control the plant components based on the prediction of the transition of the power load.
【0028】本発明システムでは、以下の制約式を運転
方針として記述し、これらを守る運転計画を立案する。In the system of the present invention, the following constraint equations are described as operation policies, and an operation plan for observing these is formulated.
【0029】1)買電量>契約最小買電量 2)買電量<契約デマンド最大量 3)需要家への電力供給量(予測電力負荷量)=CGS
発電量合計+買電量−プラント内消費電力量 この買電量およびその値を実現する為の各機器への状態
指定値を、時間経過毎に、指示値として与えることで、
計画的に買電量を一定範囲内に納めることが可能とな
る。なお、ここでは買電量を設定値範囲内に抑制するこ
とについて述べたが、買電量のみならず、プラント流出
電力量に対しても同様の考え方を適用することができ
る。1) Power purchase> Contract minimum purchase 2) Power purchase <Contract demand maximum 3) Power supply to customer (predicted power load) = CGS
Total power generation + power purchase-plant power consumption By giving this power purchase and the state designation value to each device to realize the value as an indication value every time,
It is possible to systematically keep the amount of purchased electricity within a certain range. Although the description has been given of suppressing the amount of power purchase within the set value range, the same concept can be applied to not only the amount of power purchase but also the amount of power flowing out of the plant.
【0030】次に、CO2など環境負荷排出量の最小化
手段について説明する。Next, means for minimizing the amount of environmental load such as CO 2 will be described.
【0031】すなわち、前出の目的関数に、次の項を加
えることにより、CO2などの排出量を最小化する計画
立案が可能である。That is, by adding the following term to the above objective function, it is possible to make a plan for minimizing the emission of CO 2 and the like.
【0032】目的関数:最小化(重み係数W1*Σプラ
ントエネルギー消費量+重み係数W2*Σ環境負荷排出
量) 環境負荷排出量=各エネルギー消費量×各環境負荷排出
原単位 但し、「エネルギーコスト最小化」と「環境負荷排出量
最小化」を同時に考慮しようとすると、相反する運転方
針になることが多い。このため、予め「重み係数」を設
け、両者の間でその項に対する“重要視の度合い”を入
力しておく。重み係数の合計は1.0となるように設定
する。Objective function: minimization (weighting factor W1 * Σplant energy consumption + weighting factor W2 * Σenvironmental load emission) Environmental load emission = each energy consumption × each environmental load emission unit, where “energy cost” Attempts to simultaneously consider "minimization" and "minimization of environmental load emissions" often result in conflicting driving policies. Therefore, a “weighting coefficient” is provided in advance, and the “degree of importance” for the term is input between the two. The sum of the weighting factors is set to be 1.0.
【0033】図5は本発明に係る特性係数の変化に関し
て使用者に報知する機能を説明する図である。FIG. 5 is a diagram for explaining a function of notifying a user of a change in a characteristic coefficient according to the present invention.
【0034】プラント構成機器の特性係数の更新は、プ
ラント運転制御の全体計画の傾向に大きな変化を生じか
ねず、特に慎重に行われるべきである。また機器調整時
・故障時などの非定常的なデータを、機器本来の特性を
表すべき特性係数の作成に利用しないことも必要であ
る。Updating of the characteristic coefficients of the plant components may cause a significant change in the tendency of the overall plan of the plant operation control, and should be performed particularly carefully. It is also necessary not to use non-stationary data such as at the time of equipment adjustment or at the time of failure to create characteristic coefficients that should represent the intrinsic characteristics of the equipment.
【0035】本発明では、 1)一定時間毎に機器特性係数を再作成する。特性係数
の作成過程を経た後に、前回の特性係数と比較する。変
化率の判定指標には例として次のような判別式がある
(この判別式を満たすならば、全体計画への影響は軽微
と考え、許可を得る段階をスキップして特性を自動更新
する)。According to the present invention, 1) the device characteristic coefficient is recreated at regular intervals. After passing through the process of creating the characteristic coefficient, it is compared with the previous characteristic coefficient. The following discriminant is used as an example of the change rate judgment index (if this discriminant is satisfied, the effect on the overall plan is considered to be minimal, and the step of obtaining permission is skipped and the characteristics are automatically updated). .
【0036】判別式:いずれか大きい方(第1の変化
率、第2の変化率)<許可率 但し 第1の変化率:|(a1−a2)/a1| 第2の変化率:|(b1−b2)/b1| 更新前の制約式:Y=a1X+b1 更新後の制約式:Y=a2X+b2 とする。Discriminant: Whichever is greater (first rate of change, second rate of change) <permission rate However, first rate of change: | (a1−a2) / a1 | second rate of change: | ( b1-b2) / b1 | Constraint formula before update: Y = a1X + b1 Constraint formula after update: Y = a2X + b2.
【0037】なお、許可率は0.1(=10%)などの
値を、機器別にあらかじめ設定しておく。特性が変化し
ている場合、判別式の値が設定されている許可率以上か
どうか判定し、設定許可率以下の場合は使用者に通知せ
ず特性係数を自動的に更新する。The permission rate is set in advance to a value such as 0.1 (= 10%) for each device. If the characteristic has changed, it is determined whether or not the value of the discriminant equation is equal to or higher than the set permission rate. If the value is equal to or lower than the set permission rate, the characteristic coefficient is automatically updated without notifying the user.
【0038】2)あらかじめ設定した許可率以上の変化
があった場合には、使用者に対し該当する特性係数を更
新してよいかの、許可/不許可を求める。この手段例と
して、 i)ヒューマン・インターフェイス画面上へのメッセー
ジやマークの表示 ii)印刷物の夜間の自動印刷 iii)ぺージャー、電子メールなどによる通知送付 を通じて、使用者に機器毎に変化を通知することなどが
考えられる。2) If there is a change exceeding the preset permission rate, the user is asked for permission / non-permission as to whether the corresponding characteristic coefficient may be updated. Examples of this means include: i) display of messages and marks on the human interface screen, ii) automatic printing of printed materials at night, iii) notification of changes for each device to the user through notification by pager, e-mail, etc. And so on.
【0039】3)使用者から更新許可がでた段階で計画
機能に反映し、該当機器の特性係数の更新を行う。更新
許可がでない場合は作成結果を破棄する。3) When the user gives permission to update, the characteristic is reflected in the planning function and the characteristic coefficient of the corresponding device is updated. If update permission is not granted, the creation result is discarded.
【0040】なお、図6に、本発明の機器特性係数の更
新処理を示すフロー図を図示する。FIG. 6 is a flowchart showing the processing for updating the device characteristic coefficient according to the present invention.
【0041】図7は本発明に係る負荷予測実行・運転計
画の立案・制御と予測に必要な諸情報の取得を示す説明
図である。すなわち、図7(a)に示すように、インタ
ーネット上の天気予報・気象情報提供サイトからインタ
ーネット41への提供情報である天気予報・気象情報を
自動解析して予測に必要な情報を取出し、本発明の最適
運転制御システム31に提供する。前記最適運転制御シ
ステム31は天気予報・気象情報に基づいて負荷予測を
実行し、運転計画を立案してエネルギープラント11へ
制御指示する。FIG. 7 is an explanatory view showing the execution of load prediction, planning and control of an operation plan, and acquisition of various information necessary for prediction according to the present invention. That is, as shown in FIG. 7A, the weather forecast / weather information provided from the weather forecast / weather information providing site on the Internet to the Internet 41 is automatically analyzed to extract information necessary for the prediction. The present invention provides the optimum operation control system 31. The optimum operation control system 31 executes load prediction based on weather forecast / weather information, drafts an operation plan, and instructs the energy plant 11 to control.
【0042】一般に、高精度の負荷予測には、予測対象
時刻範囲の気温情報・気象情報は必須情報である。従来
のシステムでは、システム内に気温センサー値やその他
の気象情報センサー値を取り込み、システム内での統計
的処理などにより、必要な気象情報を予測していた。そ
のほか、一般の情報提供業者と契約し、専用機器を設け
て情報を取得していた。Generally, temperature information and weather information in a time range to be predicted are essential information for a highly accurate load prediction. In the conventional system, a temperature sensor value and other weather information sensor values are taken into the system, and necessary weather information is predicted by statistical processing in the system. In addition, they contracted with general information providers and set up dedicated equipment to acquire information.
【0043】しかし気象情報は、本来は局地的なセンサ
ー値のみから精度良く予測できるものではなく、気象庁
などでの広範囲からの情報を分析して初めて信頼できる
ものとなる。However, weather information cannot be accurately predicted from only local sensor values, but becomes reliable only after analyzing information from a wide range at the Japan Meteorological Agency or the like.
【0044】またそれを満たす情報提供業者のサービス
は、一般に費用が高価であると言う欠点があった。The service of an information provider that satisfies the above has a disadvantage that the cost is generally high.
【0045】本発明システムでは、これらの情報がイン
ターネット上で安価もしくは無料で提供され始めたこと
を利用する。しかも従来よりも限定した局地的な予測情
報も取得可能であり、一層の予測精度向上・安定が望め
るという利点がある。The system of the present invention utilizes the fact that such information has begun to be provided on the Internet at low cost or free of charge. In addition, it is possible to obtain more localized prediction information than before, and there is an advantage that further improvement and stability of prediction accuracy can be expected.
【0046】図7(b)は提供情報の例であり、提供サ
イトにおいて、現況および予測情報は、予め決まってい
るフォーマット中の気温・天気区分欄などの部分を、一
定時間毎に書き換えていくことで実現されている。(例
中の下線部)これらの提供情報は、HTMLと呼ばれる
文字情報であり、字句解析を行うことが可能である。FIG. 7B shows an example of the provided information. In the provided site, the current status and the predicted information are obtained by rewriting portions such as a temperature / weather section in a predetermined format at regular intervals. It is realized by. (The underlined portion in the example) These provided information is character information called HTML, and lexical analysis can be performed.
【0047】これを利用して、あらかじめ一度だけ該当
するページを運用者が手動で読み込み、欲する情報の前
後の字句を指定しておく。本発明システムでは負荷予測
を行うために一定時間毎に提供サイトへアクセスし、字
句解析機能により必要な情報を一定時間毎に自動で取出
すことを可能とする。Using this, the operator manually reads the relevant page only once beforehand, and specifies the lexical characters before and after the desired information. The system of the present invention makes it possible to access the providing site at regular intervals in order to perform load prediction, and to automatically extract necessary information at regular intervals by the lexical analysis function.
【0048】もし提供情報サイトにおける情報提供フォ
ーマットが変化し情報取得ができなくなった場合はこれ
を検知し、使用者に再設定を促すことが可能である。If the information providing format in the provided information site has changed and information cannot be obtained, this can be detected and the user can be prompted to reset.
【0049】図8は本発明に係る吸気温度予測処理フロ
ー図である。すなわち、各CGSの運転時の吸気温度デ
ータを機器別に蓄積し、一定期間毎に統計的処理により
代表吸気温度パターンを作成する。そしてインターネッ
トや使用者を通して気温予測情報を取得し、この気温予
測情報に基づいて、代表吸気温度パターンを補正するこ
とにより、各時刻の吸気温度予測値を求める。なお、以
上の処理は吸気温度予測手段の中で実行され、処理結果
は後続のCGS能力補正処理における入力情報として利
用される。FIG. 8 is a flowchart of the intake air temperature prediction process according to the present invention. That is, the intake air temperature data during the operation of each CGS is accumulated for each device, and a representative intake air temperature pattern is created at regular intervals by statistical processing. Then, temperature prediction information is obtained through the Internet or a user, and the representative intake temperature pattern is corrected based on the temperature prediction information, thereby obtaining an intake temperature prediction value at each time. The above processing is executed in the intake air temperature prediction means, and the processing result is used as input information in the subsequent CGS performance correction processing.
【0050】図9は本発明に係る吸気温度予測にもとづ
くCGS能力補正処理フロー図である。すなわち、吸気
温度とCGS能力(発電・蒸気製造性能)変動の相関関
係を表した表(以下、相関表とする)を各CGS毎にあ
らかじめ作成し、吸気温度予測処理によって得られた対
応する時刻の予測吸気温度と前記相関表より、対応する
時刻のCGS能力補正値を求める。このCGS能力補正
値をCGSの計画用能力値として運転計画を実行し、表
示・制御出力を抽出する。ここで、相関表はCGS納入
時の機器別資料に明記された代表的な温度条件での発電
性能をベースとした、定格能力に対する比率の形の数値
データから構成される。したがって、この数値に定格能
力を乗じることにより、吸気温度毎のCGS発電出力上
限値等が算出できる。なお、以上の処理は最適運転計画
手段の中で実行される。FIG. 9 is a flowchart of a CGS capacity correction process based on the intake air temperature prediction according to the present invention. That is, a table (hereinafter, referred to as a correlation table) showing the correlation between the intake air temperature and the CGS performance (power generation / steam production performance) fluctuation (hereinafter referred to as a correlation table) is created in advance for each CGS, and the corresponding time obtained by the intake air temperature prediction process is obtained. From the predicted intake air temperature and the correlation table, a CGS capability correction value at a corresponding time is obtained. An operation plan is executed using the CGS capacity correction value as a CGS planning capacity value, and a display / control output is extracted. Here, the correlation table is composed of numerical data in the form of a ratio to the rated capacity based on the power generation performance under typical temperature conditions specified in the device-specific data at the time of CGS delivery. Therefore, by multiplying this numerical value by the rated capacity, the CGS power generation output upper limit value for each intake air temperature can be calculated. The above processing is executed in the optimal operation planning means.
【0051】図10は本発明の運転計画機能と自動運転
制御機能処理フロー図である。すなわち、プラント運転
データ・負荷データを計測し、蓄積する。負荷予測・吸
気温度予測に必要な情報を取得してCGS計画能力を補
正するか、運転計画方針などユーザーからの入力を取得
するかして、運転計画を実行し、表示出力する。運転計
画実行に基づく計算結果より、制御出力機能へ指示出力
して制御出力を抽出する。以上の処理は定期的に実行さ
れる。FIG. 10 is a processing flowchart of the operation planning function and the automatic operation control function of the present invention. That is, plant operation data and load data are measured and accumulated. An operation plan is executed by acquiring information necessary for load prediction / intake air temperature prediction to correct the CGS planning ability, or by acquiring an input from a user such as an operation planning policy, and executing and outputting the display. From the calculation result based on the operation plan execution, an instruction is output to the control output function to extract the control output. The above processing is periodically executed.
【0052】次に調整用発電機制御出力の演算処理につ
いて述べる。調整用発電機を用いたプラント流出入電力
制御の例として、自家発電用途、および、特定電気事業
用途の2用途が考えられる。以下、各々の用途向けに調
整用発電機を用いた場合のプラント流出入電力制御の一
例を示す。Next, calculation processing of the control output of the generator for adjustment will be described. As an example of plant outflow and inflow power control using a generator for adjustment, there are two applications, that is, an in-house power generation application and a specific electricity business application. Hereinafter, an example of the plant outflow / inflow power control when the adjusting generator is used for each application will be described.
【0053】図11は本発明の自家発電用途向けの調整
用発電機出力値決定のための演算処理フロー図である。
すなわち、プラントと電力系統との接続点における有効
電力の値をPとする(Pはプラント構内への流入時には
正、プラント構外への流出時には負の値を取る)。プラ
ントと電力系統との接続点における無効電力の値をQと
する(Qは電力系統からみて遅れとなる時には正の値を
取り、進みとなる場合は負の値を取る)。FIG. 11 is a flow chart of the arithmetic processing for determining the output value of the adjusting generator for the private power generation according to the present invention.
That is, the value of the active power at the connection point between the plant and the power system is set to P (P takes a positive value when flowing into the plant premises and a negative value when flowing out of the plant premises). The value of the reactive power at the connection point between the plant and the power system is assumed to be Q (Q takes a positive value when the power system is delayed and takes a negative value when it is advanced).
【0054】またプラントが電力会社と契約している受
電可能な上限を「契約電力」とよび、受電電力が契約電
力を越えないように設ける基準を「余裕度」とする。余
裕度は契約電力に対する割合で示され、10%などの値
をとる。(余裕度≧0)。さらに電力系統への逆潮無し
として契約されているプラントにおいては、電力系統よ
りプラントが常に受電しなければならない最低電力を定
めている。これを「最低受電電力」とする。また受電点
における望ましい力率範囲の下限値を「力率設定値」と
する。通常は0.95などの値をとる。Also, the upper limit of the power receiving contract of the plant with the power company is called "contract power", and the standard for setting the received power so as not to exceed the contract power is "margin". The margin is indicated by a ratio with respect to the contract power, and takes a value such as 10%. (Margin ≧ 0). Further, in a plant contracted to have no backflow to the power system, the minimum power that the plant must always receive from the power system is determined. This is referred to as “minimum received power”. The lower limit of the desirable power factor range at the power receiving point is referred to as a “power factor setting value”. Usually, a value such as 0.95 is taken.
【0055】まず受電点におけるPの値を監視し、これ
がP≦契約電力−余裕度を満たさない場合、契約電力を
超過している、あるいは契約電力を超過する危険がある
と判断し、調整用発電機の出力を増加させる(Pを減少
させる)。調整用発電機への出力増加指示値=P−(契
約電力−余裕度)とする。次にP≧最低受電電力を満た
さない場合、電力系統への逆潮が発生する可能性が生じ
るため、調整用発電機の出力値を減少させる(Pを増加
させる)。調整用発電機への出力減少指示値=最低受電
電力−Pとする。First, the value of P at the power receiving point is monitored. If this value does not satisfy P ≦ contract power−the margin, it is determined that the contract power is exceeded or there is a risk of exceeding the contract power, and adjustment is performed. Increase the output of the generator (decrease P). It is assumed that the output increase instruction value to the adjustment generator = P- (contracted power-margin). Next, if P ≧ minimum received power is not satisfied, there is a possibility that a reverse tide to the power system will occur, so the output value of the adjusting generator is reduced (P is increased). It is assumed that the output decrease instruction value to the adjustment generator = minimum received power-P.
【0056】次に受電点におけるQの値を監視し、Q≧
0を充たさない場合、無効電力が進んでいるとみなし、
調整用発電機からの無効電力出力を減少させる。調整用
発電機への出力減少指示値=|Q|とする。次にPとQ
の値より、力率に関する判断を行う。P/√(P2+Q
2)≧力率設定値を満たさない場合、現在の力率値が、
望ましい力率値よりも低いと判断し、調整用発電機の無
効電力出力を増加させる。調整用発電機への無効電力出
力増加指示値=Q−√{(P/力率設定値)2−P2}
とする。Next, the value of Q at the receiving point is monitored, and Q ≧
If 0 is not satisfied, it is considered that the reactive power is advanced,
Reduce the reactive power output from the regulating generator. It is assumed that the output decrease instruction value to the adjustment generator = | Q |. Next, P and Q
Is determined based on the value of. P / √ (P 2 + Q
2 ) If the power factor setting value is not satisfied, the current power factor value is
Judging that it is lower than the desired power factor value, the reactive power output of the adjusting generator is increased. Reactive power output increase instruction value to adjustment generator = Q-{(P / power factor set value) 2 -P 2 }
And
【0057】以上を常に繰り返し、PおよびQを調整用
発電機により適正な範囲に制御する。The above is constantly repeated, and P and Q are controlled to an appropriate range by the adjusting generator.
【0058】図12は本発明の特定電気事業用途向けの
調整用発電機出力値決定のための演算処理フロー図であ
る。すなわち、プラントと電力系統との接続点における
有効電力の値をPとする(Pはプラント構内への流入時
には正、プラント構外への流出時には負の値を取る)。
プラントと電力系統との接続点における無効電力の値を
Qとする(Qは電力系統からみて遅れとなる時は正の値
を取り、進みとなる場合は負の値を取る)。FIG. 12 is a flow chart of the arithmetic processing for determining the output value of the adjusting generator for the specific electric utility application of the present invention. That is, the value of the active power at the connection point between the plant and the power system is set to P (P takes a positive value when flowing into the plant premises and a negative value when flowing out of the plant premises).
The value of the reactive power at the connection point between the plant and the power system is defined as Q (Q takes a positive value when the power system is delayed and takes a negative value when advanced).
【0059】特定電気事業用途の場合、通常は受電電力
を±0に制御するよう求められる。ここで、特定電気事
業における受電電力=±0は、一定時間毎における電力
の積算値(電力量)が0となればよいことを意味する。
このため、目標受電電力=±0に対し、若干の余裕を認
めることが可能である。実質的に、瞬時における受電電
力=±0の制御追従は不可能であるため、この余裕を認
めることは問題はない。そこで、次に示す2種の余裕度
を設定する。目標受電電力=0に対し受電側(+側)に
大きく超過しないために設ける基準を「余裕度1」とす
る。余裕度1は電力値であらわされ、100kWなどの
値をとる(余裕度1≧0)。同様に、目標受電電力が逆
潮流側(−側)に大きく超過しないために設ける基準を
「余裕度2」とする。余裕度2は電力値であらわされ、
−100kWなどの値をとる(余裕度2≦0)。In the case of a specific utility business application, it is usually required to control the received power to ± 0. Here, the received power in the specific electricity business = ± 0 means that the integrated value (the amount of power) of the power at a certain time interval should be 0.
For this reason, it is possible to allow some margin for the target received power = ± 0. It is practically impossible to follow the control of the received power = ± 0 instantaneously, so there is no problem in allowing this margin. Therefore, the following two margins are set. The criterion provided to prevent the target received power = 0 from being significantly exceeded on the power receiving side (+ side) is “margin 1”. The margin 1 is represented by an electric power value and takes a value such as 100 kW (margin 1 ≧ 0). Similarly, the criterion provided to prevent the target received power from greatly exceeding the reverse flow side (− side) is “margin 2”. The margin 2 is represented by an electric power value,
Take a value such as -100 kW (margin 2 ≦ 0).
【0060】まず受電点におけるPの値を監視し、これ
がP≦余裕度1を満たさない場合、プラントが大きく受
電電力超過状態にあると判断し、調整用発電機の出力を
増加させる。調整用発電機への出力増加指示値=|P−
余裕度1|とする。First, the value of P at the power receiving point is monitored, and if this does not satisfy P ≦ the margin 1, it is determined that the plant is in a greatly exceeded received power state, and the output of the adjusting generator is increased. Output increase instruction value to adjustment generator = | P-
The allowance is 1 |.
【0061】次にP≧余裕度2を満たさない場合、プラ
ントから大きく逆潮流している状態にあると判断し、調
整用発電機の出力を減少させる。調整用発電機への出力
減少指示値=|P−余裕度2|とする。次に受電点にお
けるQの値を監視し、Q≧0を満たさない場合、無効電
力が遅れているとみなし、調整用発電機からの無効電力
出力を減少させる。調整用発電機への出力減少指示値=
|Q|とする。次にPとQの値より、力率に関する判断
を行う。|P|/√(P2+Q2)≧力率設定値を満た
さない場合、現在の力率値が、望ましい力率値よりも低
いと判断し、調整用発電機の無効電力出力を増加させ
る。調整用発電機への無効電力出力増加指示値=Q−√
{(P/力率設定値)2−P2}とする。Next, when P ≧ the margin 2 is not satisfied, it is determined that a large backward flow is flowing from the plant, and the output of the adjusting generator is reduced. It is assumed that the output decrease instruction value to the adjustment generator = | P−the margin 2 |. Next, the value of Q at the power receiving point is monitored. If Q ≧ 0 is not satisfied, the reactive power is regarded as being delayed, and the reactive power output from the adjusting generator is reduced. Output decrease instruction value to adjustment generator =
| Q |. Next, the power factor is determined based on the values of P and Q. When | P | / √ (P 2 + Q 2 ) ≧ power factor setting value is not satisfied, it is determined that the current power factor value is lower than the desired power factor value, and the reactive power output of the adjusting generator is increased. . Reactive power output increase instruction value to adjustment generator = Q-√
{(P / power factor set value) 2 −P 2 }.
【0062】以上を常に繰り返し、PおよびQを調整用
発電機により適正な範囲に制御する。The above is constantly repeated, and P and Q are controlled to an appropriate range by the adjusting generator.
【0063】[0063]
【発明の効果】以上述べたように本発明によれば、プラ
ントの余り蒸気を制御し、かつ、プラント流出入電力量
を一定範囲内に制御するとともに、吸気温度予測に基づ
いてプラント構成機器の能力を補正して用いることによ
り、高精度な運転計画に従ったプラント運転制御が行え
る熱電併給プラントの最適運転制御システムを提供する
ことができる。また、プラント構成機器の特性係数の変
化率を監視し、この変化率が許容値を逸脱する場合に使
用者へ通知して特性係数更新の許否を問い合わせる手段
を設けることにより、信頼性の高い運転計画を出力する
熱電併給プラントの最適運転制御システムを提供するこ
とができる。さらに、運転計画に従ったプラント運転制
御が現実の負荷変動に対しても十分に対応できるよう、
バッファ(緩衝)的役割を果たす調整用発電機の制御出
力を演算する手段を設けることにより、高効率なプラン
ト運転制御を可能とする熱電併給プラントの最適運転制
御システムを提供することができる。As described above, according to the present invention, the residual steam of the plant is controlled, the power flowing into and out of the plant is controlled within a certain range, and the capacity of the component equipment of the plant is controlled based on the intake air temperature prediction. By correcting and using the above, it is possible to provide an optimal operation control system of a cogeneration plant capable of performing plant operation control according to a highly accurate operation plan. In addition, by providing a means for monitoring the change rate of the characteristic coefficient of the plant component equipment and notifying the user when the change rate deviates from the allowable value and inquiring whether or not to update the characteristic coefficient, highly reliable operation is provided. An optimal operation control system for a cogeneration plant that outputs a plan can be provided. Furthermore, to ensure that plant operation control according to the operation plan can sufficiently respond to actual load fluctuations,
By providing the means for calculating the control output of the adjusting generator serving as a buffer, it is possible to provide an optimal operation control system for a cogeneration plant that enables highly efficient plant operation control.
【図1】本発明の一実施形態例を示す構成説明図であ
る。FIG. 1 is a configuration explanatory diagram showing an embodiment of the present invention.
【図2】本発明の他の実施形態例を示す構成説明図であ
る。FIG. 2 is a configuration explanatory view showing another embodiment of the present invention.
【図3】本発明の最適運転制御システムとエネルギープ
ラントと需要家の関係を示す説明図である。FIG. 3 is an explanatory diagram showing a relationship among an optimal operation control system, an energy plant, and a customer according to the present invention.
【図4】本発明に係る買電量を設定値範囲内に抑制する
ための説明図である。FIG. 4 is an explanatory diagram for suppressing a power purchase amount within a set value range according to the present invention.
【図5】本発明に係る特性係数の変化に関して使用者に
報知する機能を説明する図である。FIG. 5 is a diagram illustrating a function of notifying a user of a change in a characteristic coefficient according to the present invention.
【図6】本発明の機器特性係数の更新処理を示すフロー
図である。FIG. 6 is a flowchart showing a process of updating a device characteristic coefficient according to the present invention.
【図7】本発明に係る負荷予測実行・運転計画の立案・
制御と予測に必要な諸情報の取得を示す説明図である。FIG. 7 is a diagram illustrating execution of load prediction and planning of operation according to the present invention;
It is explanatory drawing which shows acquisition of various information required for control and prediction.
【図8】本発明に係る吸気温度予測処理フロー図であ
る。FIG. 8 is a flowchart of an intake air temperature prediction process according to the present invention.
【図9】本発明に係る吸気温度予測にもとづくCGSの
計画能力補正処理フロー図である。FIG. 9 is a flowchart of a CGS planned capacity correction process based on intake air temperature prediction according to the present invention.
【図10】本発明の運転計画機能と自動運転制御機能処
理フロー図である。FIG. 10 is a processing flowchart of an operation planning function and an automatic operation control function of the present invention.
【図11】本発明に係る自家発電用途向けの調整用発電
機出力値決定のための演算処理フロー図である。FIG. 11 is a flowchart of a calculation process for determining an output value of an adjusting generator for a private power generation according to the present invention.
【図12】本発明に係る特定電気事業用途向けの調整用
発電機出力値決定のための演算処理フロー図である。FIG. 12 is a flowchart of a calculation process for determining an output value of an adjusting generator for a specific electric utility application according to the present invention.
【図13】従来の熱電併給プラント最適運転制御システ
ムを示す構成説明図である。FIG. 13 is a configuration explanatory view showing a conventional cogeneration plant optimal operation control system.
11 エネルギープラント 12 プラント運転データ入力部 14 ヒューマン・インターフェイス 17 プラント構成機器特性係数記憶手段 19 プラント制御データ出力部 21 電力・熱負荷データ記憶手段 22 気象データ入力部 23 電力・熱負荷予測手段 24 プラント運転データ記憶手段 25 プラント構成機器特性係数更新手段 26 最適運転計画手段 27 吸気温度予測手段 28 通信インターフェイス 29 特性変化報知手段 30 調整用発電機出力演算手段 REFERENCE SIGNS LIST 11 energy plant 12 plant operation data input unit 14 human interface 17 plant constituent device characteristic coefficient storage unit 19 plant control data output unit 21 power / heat load data storage unit 22 weather data input unit 23 power / heat load prediction unit 24 plant operation Data storage means 25 Plant constituent device characteristic coefficient updating means 26 Optimal operation planning means 27 Intake air temperature prediction means 28 Communication interface 29 Characteristic change notification means 30 Adjustment generator output calculation means
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 山崎 詳明 大阪府大阪市中央区平野町4丁目1番2号 大阪瓦斯株式会社内 (72)発明者 鹿又 一秀 埼玉県入間郡三芳町北永井390 ダイダン 株式会社内 (72)発明者 齋藤 久士 埼玉県入間郡三芳町北永井390 ダイダン 株式会社内 Fターム(参考) 3L060 AA03 CC01 DD02 EE21 5H004 GA14 GA15 GB06 HA14 KA16 KC03 KC12 KC23 KC25 LA15 MA04 9A001 HH34 JJ61 LL09 ──────────────────────────────────────────────────続 き Continuing on the front page (72) Inventor, Yoshiaki Yamazaki 4-1-2, Hirano-cho, Chuo-ku, Osaka-shi, Osaka Inside Osaka Gas Co., Ltd. (72) Inventor Hisashi Saito 390 Kita-Nagai, Miyoshi-cho, Iruma-gun, Saitama Daidan Corporation F-term (reference) 3L060 AA03 CC01 DD02 EE21 5H004 GA14 GA15 GB06 HA14 KA16 KC03 KC12 KC23 KC25 LA15 MA04 9A001 HH34 JJ61 LL09
Claims (7)
ラントから入力されたプラント運転データに基づいて、
過去の電力・熱負荷データを記憶する電力・熱負荷デー
タ記憶手段と、 前記電力・熱負荷データ記憶手段から読み出された過去
の電力・熱負荷データ及び気象データに基づいてプラン
ト電力・熱負荷を予測する電力・熱負荷予測手段と、 前記エネルギープラントを構成するプラント構成機器の
特性係数を記憶するプラント構成機器特性係数記憶手段
と、 前記電力・熱負荷予測手段により予測したプラント電力
・熱負荷と、前記プラント構成機器特性係数記憶手段か
ら読み出されたプラント構成機器の特性係数に基づい
て、プラントの余り蒸気量を抑制し、かつ、プラント流
出入電力量を一定範囲内に制御するとともに、所定の評
価関数値が最大または最小となるように、プラントの運
転台数制御及び各プラント構成機器の負荷制御を行うた
めのプラント制御データを算出して前記エネルギープラ
ントに送出する最適運転計画手段とを具備することを特
徴とする熱電併給プラントの最適運転制御システム。1. Based on plant operation data input from an energy plant that supplies cooling / heating and electric power,
Power / heat load data storage means for storing past power / heat load data; and plant power / heat load based on past power / heat load data and weather data read from the power / heat load data storage means. Power / heat load prediction means for predicting the power factor, plant component characteristic coefficient storage means for storing characteristic coefficients of plant components constituting the energy plant, and plant power / heat load predicted by the power / heat load prediction means Based on the characteristic coefficients of the plant component equipment read from the plant component equipment characteristic coefficient storage means, while controlling the amount of excess steam in the plant, and controlling the amount of power flowing into and out of the plant within a predetermined range, The control of the number of operating plants and the load control of each plant component are performed so that the evaluation function value of Optimal operation control system of cogeneration plants, characterized in that to calculate the plant control data and a optimal operation planning means for sending to said energy plant.
ラントから入力されたプラント運転データに基づいて、
過去の電力・熱負荷データを記憶する電力・熱負荷デー
タ記憶手段と、 前記電力・熱負荷データ記憶手段から読み出された過去
の電力・熱負荷データ及び気象データに基づいてプラン
ト電力・熱負荷を予測する電力・熱負荷予測手段と、 前記エネルギープラントを構成するプラント構成機器の
特性係数を記憶するプラント構成機器特性係数記憶手段
と、 前記エネルギープラントから入力されたプラント運転デ
ータを記憶するプラント運転データ記憶手段と、 前記プラント運転データ記憶手段から読み出されたプラ
ント運転データに基づいて前記プラント構成機器特性係
数記憶手段に記憶されたプラント構成機器の特性係数の
更新要否を所定の周期で演算処理するとともに、所定の
更新条件を満たす場合に特性係数を更新するプラント構
成機器特性係数更新手段と、 前記電力・熱負荷予測手段により予測したプラント電力
・熱負荷と、前記プラント構成機器特性係数記憶手段か
ら読み出されたプラント構成機器の特性係数に基づい
て、プラントの余り蒸気量を抑制し、かつ、プラント流
出入電力量を一定範囲内に制御するとともに、所定の評
価関数値が最大または最小となるように、プラントの運
転台数制御及び各プラント構成機器の負荷制御を行うた
めのプラント制御データを算出して前記エネルギープラ
ントに送出する最適運転計画手段とを具備することを特
徴とする熱電併給プラントの最適運転制御システム。2. Based on plant operation data input from an energy plant that supplies cooling / heating and electric power,
Power / heat load data storage means for storing past power / heat load data; and plant power / heat load based on past power / heat load data and weather data read from the power / heat load data storage means. Power / heat load prediction means for predicting the power consumption, plant component characteristic coefficient storage means for storing characteristic coefficients of plant components constituting the energy plant, and plant operation for storing plant operation data inputted from the energy plant. A data storage unit, and calculates, at a predetermined cycle, whether or not to update the characteristic coefficient of the plant component stored in the plant component characteristic coefficient storage based on the plant operation data read from the plant operation data storage. A plant component machine that processes and updates characteristic coefficients when a predetermined update condition is satisfied Device characteristic coefficient updating means, the plant power / heat load predicted by the power / heat load prediction means, and the remainder of the plant based on the characteristic coefficient of the plant component read out from the plant component characteristic coefficient storage means. In addition to controlling the amount of steam and controlling the amount of power flowing into and out of the plant within a certain range, the number of operating plants and the load of each component of the plant are controlled so that a predetermined evaluation function value is maximized or minimized. Optimal operation control system for a combined heat and power plant, comprising: optimal operation planning means for calculating plant control data for the plant and sending the calculated data to the energy plant.
への吸気温度を予測する吸気温度予測手段を設け、最適
運転計画手段はプラント構成機器の吸気温度予測値に基
づいて、プラント構成機器の能力を補正する手段を備え
ることを特徴とする請求項1又は2記載の熱電併給プラ
ントの最適運転制御システム。3. An intake air temperature predicting means for predicting an intake air temperature to a plant component based on weather data, and an optimal operation planning means determines an ability of the plant component based on a predicted intake temperature of the plant component. The optimal operation control system for a cogeneration plant according to claim 1 or 2, further comprising a correction unit.
ンターフェイスから取得することを特徴とする請求項
1、2又は3記載の熱電併給プラントの最適運転制御シ
ステム。4. The optimal operation control system for a cogeneration plant according to claim 1, wherein the weather data is obtained from a communication interface such as the Internet.
る更新前後のプラント構成機器特性係数を用いて特性の
変化率を監視し、変化率が設定値以上または設定値以下
の場合は使用者へ通知する特性変化報知手段を設けたこ
とを特徴とする請求項1、2、3又は4記載の熱電併給
プラントの最適運転制御システム。5. A change rate of the characteristic is monitored using the characteristic coefficient of the plant component before and after the updating by the characteristic coefficient of the component component of the plant, and the user is notified when the change rate is equal to or more than the set value or equal to or less than the set value. 5. The optimum operation control system for a cogeneration plant according to claim 1, further comprising a characteristic change notifying unit.
ト構成機器特性係数の更新許否を受け付け、前記更新許
否をプラント構成機器特性係数更新手段へ出力すること
を特徴とする請求項5記載の熱電併給プラントの最適運
転制御システム。6. The thermoelectric device according to claim 5, wherein the characteristic change notifying unit receives a permission / prohibition of updating of the plant component characteristic coefficient from the user and outputs the update permission / prohibition to the plant component characteristic coefficient updating unit. Optimal operation control system for co-feeding plant.
ラントから入力されたプラント流出入電力の有効電力お
よび無効電力に基づいて、調整用発電機の出力を演算す
る手段を設けたことを特徴とする請求項1、2、3、
4、5又は6記載の熱電併給プラントの最適運転制御シ
ステム。7. A means for calculating an output of the adjusting generator based on active power and reactive power of plant inflow / outflow power input from an energy plant that supplies cooling / heating heat and power. Claims 1, 2, 3,
7. The optimal operation control system of the cogeneration plant according to 4, 5, or 6.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2000087298A JP4327325B2 (en) | 2000-03-27 | 2000-03-27 | Optimal operation control system for combined heat and power plant |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2000087298A JP4327325B2 (en) | 2000-03-27 | 2000-03-27 | Optimal operation control system for combined heat and power plant |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2001273008A true JP2001273008A (en) | 2001-10-05 |
JP4327325B2 JP4327325B2 (en) | 2009-09-09 |
Family
ID=18603331
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2000087298A Expired - Lifetime JP4327325B2 (en) | 2000-03-27 | 2000-03-27 | Optimal operation control system for combined heat and power plant |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP4327325B2 (en) |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2003075427A1 (en) * | 2002-03-06 | 2003-09-12 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Setting device of distributed energy supply system |
JP2005137143A (en) * | 2003-10-31 | 2005-05-26 | Osaka Gas Co Ltd | Energy supply evaluation system |
JP2006072536A (en) * | 2004-08-31 | 2006-03-16 | Toshiba Corp | Plant optimal operation support system and method, and program |
JP2006207929A (en) * | 2005-01-28 | 2006-08-10 | Daikin Ind Ltd | Optimum operation control system and optimum operation control method for air conditioning system |
JP2009250454A (en) * | 2008-04-01 | 2009-10-29 | Dai-Dan Co Ltd | Operation program deciding system |
JP2010011670A (en) * | 2008-06-30 | 2010-01-14 | Hitachi Ltd | Method for preparing generator operational plan |
JP2010078271A (en) * | 2008-09-29 | 2010-04-08 | Dai-Dan Co Ltd | Operation plan determining system |
JP2013161337A (en) * | 2012-02-07 | 2013-08-19 | Metawater Co Ltd | Optimal control method and optimal control device for plant facility |
JP2014078146A (en) * | 2012-10-11 | 2014-05-01 | Denso Corp | Control performance calculation method and control performance calculation device for plant |
KR101472061B1 (en) * | 2012-12-12 | 2014-12-15 | (주)넥스트이지 | A System For Planning And Managing Using Power Prediction Model |
JP2018025962A (en) * | 2016-08-10 | 2018-02-15 | 東京瓦斯株式会社 | Operation plan planning method, operation plan planning device, and program |
JP2018060416A (en) * | 2016-10-06 | 2018-04-12 | 株式会社東芝 | Power generation plan formulating device, power generation plan formulating method, and power generation plan formulating program |
-
2000
- 2000-03-27 JP JP2000087298A patent/JP4327325B2/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2003075427A1 (en) * | 2002-03-06 | 2003-09-12 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Setting device of distributed energy supply system |
JP2005137143A (en) * | 2003-10-31 | 2005-05-26 | Osaka Gas Co Ltd | Energy supply evaluation system |
JP2006072536A (en) * | 2004-08-31 | 2006-03-16 | Toshiba Corp | Plant optimal operation support system and method, and program |
JP2006207929A (en) * | 2005-01-28 | 2006-08-10 | Daikin Ind Ltd | Optimum operation control system and optimum operation control method for air conditioning system |
JP2009250454A (en) * | 2008-04-01 | 2009-10-29 | Dai-Dan Co Ltd | Operation program deciding system |
JP2010011670A (en) * | 2008-06-30 | 2010-01-14 | Hitachi Ltd | Method for preparing generator operational plan |
JP2010078271A (en) * | 2008-09-29 | 2010-04-08 | Dai-Dan Co Ltd | Operation plan determining system |
JP2013161337A (en) * | 2012-02-07 | 2013-08-19 | Metawater Co Ltd | Optimal control method and optimal control device for plant facility |
JP2014078146A (en) * | 2012-10-11 | 2014-05-01 | Denso Corp | Control performance calculation method and control performance calculation device for plant |
KR101472061B1 (en) * | 2012-12-12 | 2014-12-15 | (주)넥스트이지 | A System For Planning And Managing Using Power Prediction Model |
JP2018025962A (en) * | 2016-08-10 | 2018-02-15 | 東京瓦斯株式会社 | Operation plan planning method, operation plan planning device, and program |
JP2018060416A (en) * | 2016-10-06 | 2018-04-12 | 株式会社東芝 | Power generation plan formulating device, power generation plan formulating method, and power generation plan formulating program |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP4327325B2 (en) | 2009-09-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8543248B2 (en) | System for managing energy at loads | |
KR101408404B1 (en) | System and method for estimating and providing dispatchable operating reserve energy capacity through use of active load management | |
US8972073B2 (en) | Operation planning method, operation planning device, heat pump hot water supply system operation method, and heat pump hot water supply and heating system operation method | |
Huang et al. | A model reference adaptive control strategy for interruptible load management | |
EP1025474B1 (en) | Environmental condition control and energy-management system and method | |
US7567859B2 (en) | Methods and apparatuses for control of building cooling, heating and power co-generation systems | |
CN108292860B (en) | Power control device, operation plan making method and recording medium | |
CN112950098B (en) | Comprehensive energy system-based energy planning method and device and terminal equipment | |
JP6404650B2 (en) | Device operation set value determination device, device operation set value determination method, and device operation set value determination program | |
US8655497B2 (en) | System and method for regulating electrical and thermal energy generated by co/trigeneration energy system in multi-source energy plant | |
JP2008543256A (en) | Distribution network response type controller | |
JP2001273008A (en) | Optimum operation control system for plant supplying both of heat and electricity | |
CN111539584B (en) | User-level comprehensive energy system planning method, system and equipment | |
US6988024B2 (en) | Cogeneration system, operation controller for cogeneration facility, and operation program for cogeneration facility | |
CN116324834A (en) | Method for controlling the exchange of current and heat between a plurality of energy systems by means of a central control platform | |
JP2006109621A (en) | Operation method for electric power storage system and control program for charging/discharging of electric power storage system | |
JP6651361B2 (en) | Generator control system | |
JP6567302B2 (en) | Energy management apparatus, energy management method and program | |
CN114484755B (en) | Air conditioner control method, device, equipment, air conditioner and medium | |
JP4294825B2 (en) | Plant optimum operation control system | |
JP2004357419A (en) | Cogeneration system | |
JPH07151369A (en) | Heat load predicting apparatus and plant heat load predicting apparatus | |
CN115405996A (en) | Method and device for controlling low-carbon operation of heat supply system and nonvolatile storage medium | |
GB2472385A (en) | Controlling power demand using a building management system | |
JP2004264012A (en) | Energy saving degree operation method of cogeneration system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20060306 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20080123 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20080408 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20080604 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20090331 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090518 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20090609 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20090611 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120619 Year of fee payment: 3 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4327325 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130619 Year of fee payment: 4 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313117 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
EXPY | Cancellation because of completion of term |