JP2005100972A - Fuel cell system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、燃料ガスを用いて電力を供給する燃料電池システムに関するものである。 The present invention relates to a fuel cell system that supplies electric power using fuel gas.
従来、燃料ガスを用いて電力と温水とを供給する燃料電池システムが知られている。この燃料電池システムでは、発電出力が高出力の場合に発電効率が高くなるため、発電量が使用電力量を大きく下回って低い出力で運転されることは望ましくなく、燃料電池システムの利用率も低下するため省エネルギー性が損なわれることにつながる。また、発電量が使用電力量を超える場合に、余った電力を電力会社へ売ることも可能であるが、一般的に売電単価は低いため、結果的に発電コストを悪化させることになり望ましくない。 Conventionally, a fuel cell system that supplies electric power and hot water using fuel gas is known. In this fuel cell system, since the power generation efficiency increases when the power generation output is high, it is not desirable that the power generation amount is significantly lower than the power consumption and the operation is performed at a low output, and the utilization rate of the fuel cell system also decreases. As a result, the energy saving performance is impaired. In addition, if the amount of power generation exceeds the amount of power used, it is possible to sell the surplus power to the power company. However, since the unit price of power sales is generally low, it is desirable that the power generation cost will deteriorate as a result. Absent.
そこで、予め決めておいた家庭内の電力使用パターンに従って、システムを起動・停止することが考えられる。発電プラントなどにおいては、早くから、気候や気温、曜日等の情報から、電力負荷を予測する技術が考案されている(例えば、特許文献1、特許文献2参照)。しかしながら、家庭内における電力負荷パターンは、家庭毎に大きく異なり、変動要因も様々であるため、予め気候や気温、曜日等といった負荷パターンを決定するパラメータを決めておくことは、家庭内で使用されることを前提としている燃料電池システムに対しては充分でない。このような問題を解決するため、従来の燃料電池システムでは、使用した電力の負荷に追従した発電制御を行っている。すなわち、経過した一定時間内において、一定の電力負荷を超える時間の割合によって燃料電池システムを起動し、起動後は電力負荷に追従して発電量を増減させる。停止のタイミングは、起動と同様に、経過した一定時間内において、一定の電力負荷を下回る時間の割合によって決められる。
Therefore, it is conceivable to start / stop the system in accordance with a predetermined household power usage pattern. In power plants and the like, a technique for predicting an electric power load from information such as climate, temperature, day of the week, etc. has been devised from early on (see, for example,
また、燃料電池システムでは、稼動時における発電効率を高める運転制御の一つとして電力の負荷に合わせた発電が行われるが、発電出力が少ない場合は発電効率が悪いという問題があるため、燃料電池システムで発電をするよりも電力会社から電力を購入する方が、エネルギー的にもコスト的にも良い場合がある。 In addition, in the fuel cell system, power generation is performed according to the load of electric power as one of the operation controls for increasing the power generation efficiency during operation. However, when the power generation output is small, there is a problem that the power generation efficiency is poor. In some cases, it is better in terms of energy and cost to purchase power from an electric power company than to generate power with the system.
そのため、電力負荷の少ない時間帯にシステムを停止させ、電力負荷が一定量を越えた時点で起動させるDSS(Daily Start and Stop)がある。このDSSを用いた燃料電池システムでは、使用した電力の負荷に追従して、システムを運転、起動、停止する制御を行っていた。システム起動の判断には、経過した一定時間内において、一定の電力負荷を超える時間の割合を使用し、起動後は電力負荷に追従して発電量を増減させる。停止の判断には、起動と同様に、経過した一定時間内において、一定の電力負荷を下回る時間の割合を使用している。しかし、この方法では、起動・停止の判断に一定の時間を要するため、電力負荷の発生、減少に対して時間的なずれが発生する。そのため、最近では、過去の電力負荷や給湯負荷、気温、暦等の情報を用いた事例ベース推論等の予測手法によって負荷を予測し、予測した結果により運転制御の判断を行う方法が提案されている(例えば、特許文献3参照)。家庭内における電力負荷は、各家庭で異なり、一つの家庭内においても日によって発生パターンが異なるため、家庭内で発生した過去の事例を生かす事例ベース推論を用いた予測手法は有効な手法であると考えられる。
しかしながら、燃料電池では、都市ガスなどの燃料を改質して水素主成分のガスを発生させるための改質機を高温にした後、水素ガスを発生させなければ発電を行うことができないため、燃料電池システムを起動してから実際の発電が起こるまでに1時間程度の時間を要する。そのため、従来の制御方法に従って、負荷が発生してからシステムを起動したのでは、起動までに経過した時間に発生した電力負荷と、起動から電力発生までに発生する電力負荷とを賄うことが困難である。また、停止の場合は、即座にシステムの停止を行うことは可能であるが、従来の方法では、電力負荷が低下した時間にも停止の判断の時間が必要なため、発電をし続ける状態になり、燃料電池システムの省エネルギー性を損なう虞がある。 However, in a fuel cell, power cannot be generated unless hydrogen gas is generated after the reformer for generating hydrogen-based gas by reforming fuel such as city gas is heated to a high temperature. It takes about one hour from the start of the fuel cell system to the actual power generation. Therefore, if the system is started after a load is generated according to the conventional control method, it is difficult to cover the power load generated in the time elapsed until the start and the power load generated from the start to the generation of power. It is. In addition, in the case of a stop, it is possible to stop the system immediately, but the conventional method requires a determination time to stop even when the power load is reduced. This may impair the energy saving performance of the fuel cell system.
また、事例ベース推論は、過去の大量の電力需要、給湯需要、室温、暦データから未来のデータを推測するために、情報の蓄積にメモリ容量を多く確保しなかればならないことや、一度の予測を行うのに計算時間がかかる等の計算コストがかかるという問題がある。実際には、負荷発生パターンがほぼ決まっている家庭に対しては、例えば、算術平均処理のような簡単な予測手法を用いることでも十分な精度で予測が可能となり、全ての家庭に対して事例ベース推論等の複雑な処理が必要であるとは限らない。 In addition, case-based reasoning requires that a large amount of memory capacity must be secured to accumulate information in order to infer future data from past large amounts of power demand, hot water supply demand, room temperature, and calendar data. There is a problem that it takes a calculation cost such as a calculation time to perform. In fact, for households where the load generation pattern is almost fixed, for example, a simple prediction method such as arithmetic averaging can be used for prediction with sufficient accuracy. Complex processing such as base inference is not always necessary.
本発明は、上記の問題を解決するためになされたもので、家庭毎に異なる電力負荷に対応することができ、省エネルギー性を高めることができる燃料電池システムを提供することを目的とするものである。 The present invention has been made to solve the above problems, and an object of the present invention is to provide a fuel cell system that can cope with different power loads in each home and can improve energy saving. is there.
前記従来の課題を解決するために、本発明に係る燃料電池システムは、燃料ガスを用いて電力を供給する燃料電池システムであって、電力負荷実績の履歴を蓄積する電力負荷蓄積手段と、前記電力負荷蓄積手段によって蓄積された電力負荷履歴に基づく電力負荷パターンから発電量を制御する制御方法を決定する制御方法決定手段と、前記制御方法決定手段によって決定された制御方法にしたがって発電制御を行う発電制御手段とを備える。 In order to solve the above-described conventional problems, a fuel cell system according to the present invention is a fuel cell system that supplies power using fuel gas, the power load accumulation means for accumulating a history of power load results, Control method determination means for determining a control method for controlling the amount of power generation from the power load pattern based on the power load history accumulated by the power load accumulation means, and power generation control is performed according to the control method determined by the control method determination means Power generation control means.
この構成によれば、電力負荷実績の履歴が蓄積され、蓄積された電力負荷履歴に基づく電力負荷パターンから発電量を制御する方法が決定され、決定された制御方法にしたがって発電制御が行われる。 According to this configuration, a history of power load results is accumulated, a method for controlling the amount of power generation is determined from a power load pattern based on the accumulated power load history, and power generation control is performed according to the determined control method.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記電力負荷蓄積手段によって蓄積された電力負荷履歴を取得し、電力負荷パターンのばらつき度合いを表すばらつき係数を算出するばらつき係数算出手段をさらに備え、前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出されるばらつき係数に基づいて制御方法を決定することが好ましい。 The fuel cell system further includes a variation coefficient calculating unit that acquires a power load history accumulated by the power load accumulation unit and calculates a variation coefficient representing a variation degree of the power load pattern, and determines the control method. The means preferably determines a control method based on the variation coefficient calculated by the variation coefficient calculation means.
この構成によれば、電力負荷履歴が取得され、電力負荷パターンのばらつき度合いを表すばらつき係数が算出され、算出されるばらつき係数に基づいて制御方法が決定される。 According to this configuration, the power load history is acquired, the variation coefficient indicating the degree of variation of the power load pattern is calculated, and the control method is determined based on the calculated variation coefficient.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記ばらつき係数算出手段は、前記電力負荷蓄積手段によって蓄積された電力負荷履歴を取得し、電力負荷が増加する立ち上がり時間、電力負荷が増加する立ち上がり勾配、電力負荷のピークが現れる時刻及び電力負荷のピークにおける電力量のそれぞれのばらつき度合いを示すばらつき係数を算出し、前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出された各ばらつき係数のうちの一つ、又は複数の組み合わせから制御方法を決定することが好ましい。 Further, in the above fuel cell system, the variation coefficient calculating means acquires the power load history accumulated by the power load accumulating means, the rising time when the power load increases, the rising slope when the power load increases, the power load A variation coefficient indicating a variation amount of each of the electric energy at the time when the peak appears and the peak of the power load is calculated, and the control method determining means is one of the variation coefficients calculated by the variation coefficient calculating means. It is preferable to determine the control method from a plurality of combinations.
この構成によれば、電力負荷履歴が取得され、電力負荷が増加する立ち上がり時間、電力負荷が増加する立ち上がり勾配、電力負荷のピークが現れる時刻及び電力負荷のピークにおける電力量のそれぞれのばらつき度合いを示すばらつき係数が算出され、算出された各ばらつき係数のうちの一つ、又は複数の組み合わせから制御方法が決定される。 According to this configuration, the power load history is acquired, the rising time when the power load increases, the rising slope when the power load increases, the time when the peak of the power load appears, and the degree of variation of the power amount at the peak of the power load. A variation coefficient to be shown is calculated, and a control method is determined from one or a combination of the calculated variation coefficients.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記制御方法決定手段は、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以下であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以下である場合、電力負荷履歴から時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法に決定することが好ましい。 Further, in the fuel cell system, the control method determining means has a variation coefficient of rise time at which the power load increases that is a predetermined value or less, and a variation coefficient of the electric energy at the peak of the power load is a predetermined value or less. In this case, it is preferable to determine the control method using the arithmetic average of the power load amount for each time from the power load history.
この構成によれば、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以下であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以下である場合、電力負荷履歴から時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法に決定される。 According to this configuration, when the variation coefficient of the rise time at which the power load increases is equal to or smaller than the predetermined value and the variation coefficient of the power amount at the peak of the power load is equal to or smaller than the predetermined value, the power for each time is calculated from the power load history. The control method using the arithmetic average of the load is determined.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記制御方法決定手段は、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷が増加する立ち上がり勾配のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷のピークが現れる時刻のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以上である場合、電力負荷履歴から過去の電力負荷パターンに追従する制御方法に決定することが好ましい。 Further, in the above fuel cell system, the control method determining means has a rise time variation coefficient for increasing the power load equal to or greater than a predetermined value, and a rise gradient variation coefficient for increasing the power load is equal to or greater than a predetermined value. When the variation coefficient of the time at which the peak of the power load appears is a predetermined value or more and the variation coefficient of the power amount at the peak of the power load is a predetermined value or more, the past power load pattern is followed from the power load history. It is preferable to determine the control method.
この構成によれば、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷が増加する立ち上がり勾配のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷のピークが現れる時刻のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以上である場合、電力負荷履歴から過去の電力負荷パターンに追従する制御方法に決定される。 According to this configuration, the variation coefficient of the rise time at which the power load increases is equal to or greater than the predetermined value, the variation coefficient of the rise gradient at which the power load increases is equal to or greater than the predetermined value, and the peak of the power load appears. When the variation coefficient is equal to or greater than a predetermined value and the variation coefficient of the power amount at the peak of the power load is equal to or greater than the predetermined value, the control method is determined to follow the past power load pattern from the power load history.
また、上記の燃料電池システムにおいて、請求項4及び請求項5に記載の条件に当てはまらない場合、ニューラルネットワークを用いる制御方法に決定することが好ましい。
Further, in the above fuel cell system, when the conditions described in
この構成によれば、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以下であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以下である場合という条件と、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷が増加する立ち上がり勾配のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷のピークが現れる時刻のばらつき係数が所定値以上であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以上である場合という条件とに当てはまらない場合、ニューラルネットワークを用いる制御方法に決定される。 According to this configuration, the condition that the variation coefficient of the rise time at which the power load increases is equal to or smaller than the predetermined value and the variation coefficient of the power amount at the peak of the power load is equal to or smaller than the predetermined value, and the power load increases. The rise time variation coefficient is greater than or equal to a predetermined value, the rise gradient variation coefficient at which the power load increases is greater than or equal to the predetermined value, and the time variation coefficient at which the peak of the power load appears is greater than or equal to the predetermined value and power When the condition that the variation coefficient of the electric energy at the peak of the load is not less than a predetermined value is not met, the control method is determined using a neural network.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記制御方法決定部によって決定される発電量を制御する方法がニューラルネットワークを用いる制御方法である場合、前記ばらつき係数算出部が算出するばらつき係数に基づいて、前記ニューラルネットワークのニューロモデルを選択するニューロモデル選択部をさらに備えることが好ましい。この構成によれば、発電量を制御する方法がニューラルネットワークを用いる制御方法である場合、ばらつき係数に基づいて、ニューラルネットワークのニューロモデルが選択される。 Further, in the above fuel cell system, when the method for controlling the power generation amount determined by the control method determination unit is a control method using a neural network, based on the variation coefficient calculated by the variation coefficient calculation unit, It is preferable to further include a neuro model selection unit that selects a neuro model of the neural network. According to this configuration, when the method for controlling the power generation amount is a control method using a neural network, the neural network neuro model is selected based on the variation coefficient.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記ニューロモデル選択部は、前記ニューロモデルを構築するための入力パラメータと出力パラメータとの組み合わせを前記ニューロモデルに応じて選択することが好ましい。この構成によれば、ニューロモデルを構築するための入力パラメータと出力パラメータとの組み合わせがニューロモデルに応じて選択される。 In the above fuel cell system, it is preferable that the neuro model selection unit selects a combination of an input parameter and an output parameter for constructing the neuro model according to the neuro model. According to this configuration, a combination of input parameters and output parameters for constructing a neuro model is selected according to the neuro model.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記ばらつき係数算出手段は、一定期間における同一時刻毎の電力負荷量のばらつき度合いを表すばらつき係数を算出し、前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出されたばらつき係数が所定値未満の場合、電力負荷履歴から時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法に決定し、前記ばらつき係数算出手段によって算出されたばらつき係数が所定値以上の場合、ニューラルネットワークを用いる制御方法に決定し、前記発電制御手段は、前記制御方法決定手段によって決定された制御方法を用いて予測負荷量を算出し、算出された予測負荷量にしたがって発電制御を行うことが好ましい。 Further, in the fuel cell system, the variation coefficient calculating unit calculates a variation coefficient indicating a variation degree of the power load amount at the same time in a certain period, and the control method determining unit is configured by the variation coefficient calculating unit. When the calculated variation coefficient is less than a predetermined value, the control method using the arithmetic average of the power load amount at each time is determined from the power load history, and the variation coefficient calculated by the variation coefficient calculation means is greater than or equal to the predetermined value The power generation control unit calculates a predicted load amount using the control method determined by the control method determination unit, and performs power generation control according to the calculated predicted load amount. It is preferable.
この構成によれば、一定期間における同一時刻毎の電力負荷量のばらつき度合いを表すばらつき係数が算出され、算出されたばらつき係数が所定値未満の場合、電力負荷履歴から時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法に決定され、算出されたばらつき係数が所定値以上の場合、ニューラルネットワークを用いる制御方法に決定され、決定された制御方法を用いて予測負荷量が算出され、算出された予測負荷量にしたがって発電制御が行われる。 According to this configuration, the variation coefficient indicating the variation degree of the power load amount at the same time in a certain period is calculated, and when the calculated variation coefficient is less than a predetermined value, the power load amount for each time is calculated from the power load history. When the calculated variation coefficient is determined to be a control method using an arithmetic average and the calculated variation coefficient is equal to or greater than a predetermined value, the control method is determined using a neural network, and the predicted load amount is calculated and calculated using the determined control method. Power generation control is performed according to the predicted load amount.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記電力負荷履歴蓄積手段は、外気温を測定する外気温センサから外気温を取得し、取得した外気温を電力負荷量とともに蓄積し、前記発電制御手段は、前記制御方法決定手段によってニューラルネットワークを用いる制御方法に決定された場合、前記電力負荷量と前記外気温とを入力値とし、発電量の予測負荷量を出力値とするニューロモデルを用いて予測負荷量を算出し、算出された予測負荷量にしたがって発電制御を行うことが好ましい。 Further, in the fuel cell system, the power load history accumulating unit acquires the outside air temperature from an outside air temperature sensor that measures the outside air temperature, accumulates the acquired outside air temperature together with the power load amount, and the power generation control unit includes: When the control method determining means determines a control method using a neural network, the predicted load using a neuro model with the power load amount and the outside air temperature as input values and the predicted load amount of the power generation amount as an output value It is preferable to calculate the amount and perform power generation control according to the calculated predicted load amount.
この構成によれば、外気温を測定する外気温センサから外気温が取得され、取得された外気温が電力負荷量とともに蓄積される。そして、ニューラルネットワークを用いる制御方法に決定された場合、電力負荷量と外気温とを入力値とし、発電量の予測負荷量を出力値とするニューロモデルを用いて予測負荷量が算出され、算出された予測負荷量にしたがって発電制御が行われる。 According to this configuration, the outside air temperature is acquired from the outside air temperature sensor that measures the outside air temperature, and the acquired outside air temperature is accumulated together with the power load amount. When the control method using the neural network is determined, the predicted load amount is calculated using a neuro model in which the power load amount and the outside air temperature are input values, and the predicted load amount of the power generation amount is an output value. Power generation control is performed according to the predicted load amount.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記電力負荷履歴蓄積手段によって蓄積された前記電力負荷履歴を取得し、1日を複数の分割時間帯に分割し、前記分割時間帯毎の開始時刻と終了時刻との組み合わせである分割時間帯情報を生成する時間帯分割手段をさらに備え、前記ばらつき係数算出手段は、前記電力負荷蓄積手段によって蓄積された前記電力負荷履歴と、前記時間帯分割手段によって生成される前記分割時間帯情報とを取得し、前記分割時間帯毎に前記電力負荷量のばらつき度を表すばらつき係数を算出し、前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出されるばらつき係数と、前記予測時間分割手段によって生成される前記分割時間帯情報とを取得し、前記ばらつき係数に基づいて前記分割時間帯毎に前記制御方法を決定し、前記発電制御手段は、前記制御方法決定手段によって決定された制御方法を用いて前記分割時間帯毎の予測負荷量を算出し、算出された予測負荷量にしたがって発電制御を行うことが好ましい。 Further, in the fuel cell system, the power load history accumulated by the power load history accumulating unit is acquired, a day is divided into a plurality of divided time zones, and a start time and an end time for each divided time zone. A time zone dividing unit that generates divided time zone information that is a combination of the power load history, the variation coefficient calculating unit, the power load history accumulated by the power load accumulation unit, and the time zone dividing unit. The division time zone information is obtained, a variation coefficient representing a variation degree of the power load amount is calculated for each division time zone, and the control method determination means is a variation coefficient calculated by the variation coefficient calculation means. And the divided time zone information generated by the predicted time division means, and for each divided time zone based on the variation coefficient, Determining a control method, and the power generation control means calculates a predicted load amount for each of the divided time zones using the control method determined by the control method determination means, and performs power generation control according to the calculated predicted load amount. Preferably it is done.
この構成によれば、蓄積された電力負荷履歴が取得され、1日を複数に分割した分割時間帯毎の開始時刻と終了時刻との組み合わせである分割時間帯情報が生成される。蓄積された電力負荷履歴と、生成された分割時間帯情報とが取得され、分割時間帯毎に電力負荷量のばらつき度を表すばらつき係数が算出される。算出されたばらつき係数と、生成された分割時間帯情報とが取得され、ばらつき係数に基づいて分割時間帯毎に制御方法が決定され、決定された制御方法を用いて分割時間帯毎の予測負荷量が算出され、算出された予測負荷量にしたがって発電制御が行われる。 According to this configuration, the accumulated power load history is acquired, and divided time zone information that is a combination of the start time and end time for each divided time zone obtained by dividing one day into a plurality of times is generated. The accumulated power load history and the generated divided time zone information are acquired, and a variation coefficient representing the degree of variation in the power load amount is calculated for each divided time zone. The calculated variation coefficient and the generated divided time zone information are acquired, the control method is determined for each divided time zone based on the variation coefficient, and the predicted load for each divided time zone using the determined control method The amount is calculated, and power generation control is performed according to the calculated predicted load amount.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記時間帯分割手段は、前記電力負荷蓄積手段から取得した前記電力負荷履歴のうち、一定期間の前記電力負荷量を同じ時刻毎に平均化し、平均化された各時刻の前記電力負荷量が立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻から次の立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻までを1の分割時間帯として分割することが好ましい。 Further, in the above fuel cell system, the time zone dividing unit averages the power load amount for a certain period from the power load history acquired from the power load accumulation unit at the same time, and is averaged. It is preferable to divide the time from the time when the power load amount at each time changes from the fall to the rise to the time when the power load changes from the next fall to the rise as one division time zone.
この構成によれば、取得した電力負荷履歴のうち、一定期間の電力負荷量が同じ時刻毎に平均化され、平均化された各時刻の電力負荷量が立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻から次の立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻までが1の分割時間帯として分割される。 According to this configuration, in the acquired power load history, the power load amount for a certain period is averaged at the same time, and the averaged power load amount at each time is changed from the falling time to the rising time. The time from the next falling to the rising time is divided as one divided time zone.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記制御方法決定手段は、電力負荷履歴から基準の電力量を超える時間の前記分割時間帯に占める割合に応じて起動及び停止のいずれか一方を選択する制御方法に決定するが好ましい。 Further, in the above fuel cell system, the control method determination means selects either one of start and stop according to the ratio of the time exceeding the reference power amount in the divided time zone from the power load history. Preferably, it is determined.
この構成によれば、電力負荷履歴から基準の電力量を超える時間の分割時間帯に占める割合に応じて起動及び停止のいずれか一方を選択する制御方法に決定される。 According to this configuration, the control method is selected to select either start or stop according to the ratio of the time exceeding the reference power amount in the divided time zone from the power load history.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記ばらつき係数算出手段は、前記ばらつき係数を求める際、複数日の同時刻における前記電力負荷量の変動係数を平均して求めることが好ましい。この構成によれば、ばらつき係数を求める際、複数日の同時刻における電力負荷量の変動係数が平均して求められる。 In the fuel cell system described above, it is preferable that the variation coefficient calculating means calculates the variation coefficient of the power load amount at the same time on a plurality of days when determining the variation coefficient. According to this configuration, when obtaining the variation coefficient, the variation coefficient of the power load amount at the same time on a plurality of days is obtained by averaging.
また、上記の燃料電池システムにおいて、前記電力負荷履歴蓄積手段によって蓄積された前記電力負荷履歴を取得し、取得した前記電力負荷履歴が他の日とは異なる例外的な負荷パターンである例外日であるか否かを判断し、例外日である場合、前記電力負荷蓄積手段によって蓄積される電力負荷履歴に当該例外日の電力負荷量を蓄積しないよう制御する例外日判断手段をさらに備えることが好ましい。 Further, in the fuel cell system, the power load history accumulated by the power load history accumulating unit is acquired, and the acquired power load history is an exceptional day that is an exceptional load pattern different from other days. It is preferable to further include an exception date determination unit that controls whether or not to store the power load amount of the exception day in the power load history stored by the power load storage unit when it is determined whether there is an exception date. .
この構成によれば、電力負荷履歴が取得され、取得された電力負荷履歴が他の日とは異なる例外的な負荷パターンである例外日であるか否かが判断され、例外日である場合、電力負荷履歴に当該例外日の電力負荷量を蓄積しないよう制御される。 According to this configuration, the power load history is acquired, and it is determined whether or not the acquired power load history is an exceptional day that is an exceptional load pattern different from other days. Control is performed so that the power load amount on the exceptional day is not accumulated in the power load history.
本発明の燃料電池システムによれば、個々の家庭で異なる電力負荷パターンに対応することができ、省エネルギー性を高めることができる。 According to the fuel cell system of the present invention, it is possible to cope with different power load patterns in individual households, and energy saving can be improved.
以下、本発明に係る実施形態を図面に基づいて説明する。なお、各図において同一の構成については、同一の符号を付し、その説明を省略する。 Embodiments according to the present invention will be described below with reference to the drawings. In addition, about the same structure in each figure, the same code | symbol is attached | subjected and the description is abbreviate | omitted.
(第1の実施形態)
図1は、本発明に係る燃料電池システムの全体構成を示す図である。図1に示す燃料電池システムは、燃料電池1、電力出力線2、負荷3、商用電源4、電力計5及び制御部6を備えて構成される。
(First embodiment)
FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a fuel cell system according to the present invention. The fuel cell system shown in FIG. 1 includes a
燃料電池1は、都市ガスなどの燃料から得られる水素を空気中の酸素と反応させることで、化学エネルギーを電気エネルギーに変換する。家庭用の燃料電池1からの電力出力線2には、各種家電機器が負荷3として接続されている。電力出力線2には、電力系統として商用電源4が接続されている。電力出力線2には、燃料電池1及び商用電源4から出力される電力を測定する電力計5が設けられている。電力計5は制御部6に接続されており、制御部6は、次時刻の発電量を受信する燃料電池1に接続されている。
The
図2は、第1の実施形態における制御部6の構成を示すブロック図である。図2に示す制御部6は、電力負荷蓄積部8、例外日判定部9、電力負荷履歴記憶部10、制御時間帯分割部11、ばらつき係数算出部12、制御方法決定部13、一定制御部14、負荷予測部151、算術平均制御部152、追従制御部16、ニューロモデル選択部17、負荷予測部181、ニューロ制御部182及びニューロモデル記憶部19を備えて構成される。
FIG. 2 is a block diagram illustrating a configuration of the
電力負荷蓄積部8は、電力計5より出力される電力負荷実績の履歴を電力負荷履歴記憶部10に蓄積する。
The power
例外日判定部9は、例外的な負荷パターンである例外日であるか否かを判断し、例外日である場合、電力負荷蓄積部8によって電力負荷履歴記憶部10に蓄積される電力負荷履歴に当該例外日の電力負荷実績を蓄積しないよう制御する。
The exception
電力負荷履歴記憶部10は、電力負荷実績の履歴を蓄積する。制御時間帯分割部11は、1時間の積算電力の平均電力負荷に基づいて、1日、すなわち24時間を複数の制御時間帯に分割する。
The power load
ばらつき係数算出部12は、電力負荷蓄積部8によって電力負荷履歴記憶部10に蓄積される電力負荷履歴から急激に電力負荷が増える立ち上がり時間、立ち上がり勾配、電力負荷のピークが現れる時刻及び電力負荷のピークにおける電力量のそれぞれのばらつき度合いを示す変動係数を算出する。なお、本実施形態において、ばらつき度合いを示すばらつき係数は変動係数を用いて算出しているが、本発明は特にこれに限定されず、他の係数を用いてばらつき係数を算出してもよい。
The variation
制御方法決定部13は、電力負荷蓄積部8によって電力負荷履歴記憶部10に蓄積された電力負荷履歴から電力負荷パターンを特徴付ける項目に基づいて発電量を制御する方法を決定する。すなわち、制御方法決定部13は、ばらつき係数算出部12によって算出される変動係数に基づいて、一定制御部14、算術平均制御部152(負荷予測部151)、追従制御部16及びニューロ制御部182(負荷予測部181)のいずれかを呼び出すことによって、発電量を制御する方法を決定する。
The control
一定制御部14は、燃料電池1を制御する制御時間帯の全ての時間に亘って、発電を行い続けるか、発電を停止状態にするのかの制御を行う。
The
負荷予測部151は、電力負荷履歴記憶部10に蓄積されている電力負荷履歴の各時刻の平均を求めて次時刻の予測負荷電力を導き出す。算術平均制御部152は、負荷予測部151によって導き出された予測負荷電力量を必要発電量として燃料電池1に送信する。
The
追従制御部16は、電力負荷履歴記憶部10に蓄積されている直前の電力負荷履歴を参照し、一定時間内において、一定の電力負荷を超える時間の割合によって燃料電池システムを起動し、起動後は電力負荷に追従して発電量を増減させ、停止のタイミングは、起動と同様に、経過した一定時間内において、一定の電力負荷を下回る時間の割合によって決める。
The follow-up
ニューロモデル選択部17は、ばらつき係数算出部12によって算出される変動係数に基づいて、ニューロモデル記憶部19に記憶されているニューラルネットワークのニューロモデルを選択する。
The neuro
負荷予測部181は、ニューロモデル選択部17によって選択されたニューロモデルに基づいて予測電力量を求める。ニューロ制御部182は、負荷予測部181によって求められた予測電力量を次時刻の必要発電量としてその値を燃料電池1へ送信する。
The
ニューロモデル記憶部19は、予め用意される複数のニューロモデルを記憶する。なお、ニューロモデル記憶部19に記憶されているニューロモデルには、時刻予測モデルと変動予測モデルとがあるが、それぞれのモデルについては後述する。
The neuro
次に、本発明に係る燃料電池システムの動作について説明する。 Next, the operation of the fuel cell system according to the present invention will be described.
まず、システムの初期稼動時の負荷学習状態において、電力負荷蓄積部8は、電力計5で計測した電力量を電力負荷履歴記憶部10に記憶する。本実施形態においては、例外日の判定や、負荷パターンの学習に使用するデータの期間は、例えば4週間(28日間)としており、その間の発電制御は追従制御部16によって行う。負荷学習状態終了後は、電力負荷蓄積部8によって蓄えられたデータのうち最新4週間の負荷データを使用して、順次後述の処理を行う。なお、本実施の形態においては、季節によるパターンの変動を考慮して使用データ期間を4週間としているが、本発明はこれに限るものではない。
First, in the load learning state during the initial operation of the system, the power
そして、所定の負荷学習期間を経て本稼動期間に入ると、制御時間帯分割部11は、電力負荷履歴記憶部10から最新4週間の負荷パターンを読み取り、読み取った負荷パターンに応じて1日(24時間)を複数の制御時間帯に分割する。図3は、複数に分割される制御時間帯について説明するための図である。なお、図3において、縦軸は電力量を表し、横軸は時刻を表している。図3に示すように制御時間帯分割部11は、1時間毎の積算電力の平均電力負荷を求め、平均電力負荷が下向きのピークとなる時刻から次の下向きのピークとなる時刻までを1の制御時間帯とし、24時間を複数の制御時間帯に分割する。すなわち、制御時間帯分割部11は、1時間毎の積算電力の平均電力負荷を示す特性の勾配が、右下がりの勾配から右上がりの勾配へと変化する時刻を調べ、それぞれの時刻で24時間を分割する。図3では、まず5時頃に平均電力負荷が下向きのピークとなり、12時頃に次の下向きのピークとなり、15時頃にさらに次の下向きのピークとなっている。したがって、制御時間帯分割部11は、5時から12時までを第1の制御時間帯T1とし、12時から15時までを第2の制御時間帯T2とし、15時から5時までを第3の制御時間帯T3として24時間を3つの制御時間帯に分割する。なお、図3では、5時、12時及び15時の3つの時刻で24時間を3分割しているが、負荷パターンによってはこの時刻及び分割数に限定するものではない。
And if it enters into a full operation period after passing through a predetermined load learning period, the control time slot | zone division |
次に、ばらつき係数算出部12は、制御時間帯分割部11によって複数に分割された各制御時間帯毎の電力量がピークとなる時刻と、ピーク時の負荷電力量と、負荷の立ち上がり時刻と、負荷の立ち上がり時刻の勾配と、予め設定された基準値を超えない電力量数値とのばらつきを示す変動係数、標本平均及び標本偏差を求める。なお、変動係数は一般的に次の(1)式によって求められる。
Next, the variation
Cv(t)=(s/μ)×100・・・(1)
なお、上記(1)式において、Cv(t)は時刻t(0〜23時)における過去の電力負荷量の変動係数を表し、sは時刻tにおける過去の電力負荷量の標準偏差を表し、μは過去の時刻tにおける電力負荷量の平均を表している。また、平均μは下記の(2)式で表され、分散s2は下記の(3)式で表される。
Cv (t) = (s / μ) × 100 (1)
In the above equation (1), Cv (t) represents the coefficient of variation of the past power load amount at time t (0 to 23:00), s represents the standard deviation of the past power load amount at time t, μ represents the average power load at the past time t. Further, the average μ is expressed by the following formula (2), and the dispersion s 2 is expressed by the following formula (3).
μ=ΣXi/n・・・(2)
s2=Σ(Xi−μ)2/n・・・(3)
なお、上記(2)式及び(3)式において、Xiは蓄積日数分の時刻tにおけるi日目の電力負荷量を表しており、nは蓄積日数(28日)を表している。
μ = ΣXi / n (2)
s 2 = Σ (Xi−μ) 2 / n (3)
In the above formulas (2) and (3), Xi represents the power load amount on day i at time t corresponding to the number of accumulation days, and n represents the number of accumulation days (28 days).
続いて、燃料電池システムの稼動する制御時間帯が1日の第1番目である第1の制御時間帯T1になり、電力計5より電力負荷が電力負荷蓄積部8に送信されると、例外日判定部9は、例外的な負荷パターンである例外日であるか否かを判断する。
Subsequently, control time slot for operation of the fuel cell system becomes a first control time slot T 1 is the first day, the more power the
図4は、本実施形態における例外日の判定について説明するための図である。図4に示すように、ばらつき係数算出部12によって求められた負荷の立ち上がり時刻及び負荷の立ち上がり時刻の勾配のそれぞれは正規分布となる。例外日判定部9は、ばらつき係数算出部12によって求められた負荷の立ち上がり時刻と負荷の立ち上がり時刻の勾配との出現確率が共に30%以下の場合(図4に示す領域R1及びR2)、例外日と判定し、その日一日の電力負荷情報を破棄し、それ以外の場合、電力負荷履歴記憶部10に負荷電力量を蓄積する。翌日、例外日判定部9は、再び第1の制御時間帯T1に同様の判定を行う。図4に示す分布例では、ファクタの値の部分が負荷の立ち上がり時刻又は負荷の立ち上がり時刻の勾配の値に相当し、出現確率が30%以下である領域R1及びR2にそれぞれの値がかかる場合は、負荷電力量は蓄積しない。
FIG. 4 is a diagram for explaining the exception date determination in the present embodiment. As shown in FIG. 4, each of the load rise time and the gradient of the load rise time obtained by the variation
そして、制御方法決定部13は、制御時間帯分割部11によって複数に分割された各制御時間帯毎に、予め設定された基準値を上回る時間の割合と、ばらつき係数算出部12によって算出された変動係数とに従って、制御方法の決定を行う。なお、変動係数の値と、各制御方法及びニューロモデルとの関係は、予め電力計測実験の結果を基に電力量予測精度が高くなる組み合わせを準備しておく。
Then, the control
まず、制御方法決定部13は、制御時間帯分割部11によって複数に分割された全ての制御時間帯にわたって、発電を行い続けるか、発電を停止状態にするかの制御を行う一定制御部14の呼び出しの判断を行う。制御時間帯分割部11によって複数に分割された全ての制御時間帯にわたって、一定量以上の電力負荷がある場合は、各制御時間帯内で起動・停止の判断を行う必要がなく、常に発電し続ければよい。また、燃料電池の性能特性上、一定量以上の発電をし続けなければ発電効率が上がらないという問題がある。そのため、制御方法決定部13は、制御時間帯内において、電力負荷が基準値である400kWhを超える時間の割合が80%以上の場合、あるいは電力負荷が400kWhを下回る時間の割合が80%以上の場合に、発電量を制御する方法を一定制御に決定し、一定制御部14を呼び出す。なお、判断の基準値である400kWhとは、発電効率から燃料ガスの料金と商用電源の料金との経済性を比較して発電コストが商用電源購入価格を超えないように算出した値である。一定制御部14は、基準値を上回る時間の割合が80%以上である場合、燃料電池1へ起動又は発電続行の情報を送信する。また、一定制御部14は、基準値を下回る時間の割合が80%以上である場合、燃料電池1へ発電停止の情報を送信する。
First, the control
制御方法決定部13は、電力の立ち上がり時刻の変動係数の値が所定値以下であり、かつ、ピーク電力量の変動係数の値が所定値以下である場合、発電量を制御する方法を算術平均制御に決定し、算術平均制御部152を呼び出す。具体的に、制御方法決定部13は、電力の立ち上がり時刻の変動係数が例えば8以下であり、かつ、ピーク電力量の変動係数が例えば5以下である場合、算術平均制御部152を呼び出す。負荷予測部151は、電力負荷履歴記憶部10に記憶されている電力負荷履歴から、各時刻における電力負荷の平均を算出し、次時刻の予測負荷電力を求める。算術平均制御部152は、負荷予測部151によって求められた予測負荷電力量を必要発電量として燃料電池1に送信する。なお、予測負荷電力量が発電の際の基準電力量を超えている場合、燃料電池1は起動準備を行い、停止の際の基準電力量を下回っている場合、燃料電池1は停止のタイミングを計ることができる。この算術平均制御部152による制御方法を用いる場合の電力使用パターンは、毎日ほぼ同じ生活を送っている場合であり、複雑な方法を必要としないで使用電力量を予測することが可能な場合である。
The control
このように、電力負荷が増加する立ち上がり時間のばらつき係数が所定値以下であり、かつ電力負荷のピークにおける電力量のばらつき係数が所定値以下である場合、電力負荷履歴から時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法に決定されるので、電力負荷パターンにばらつきが少ない場合、電力負荷の予測にかかる計算コストを比較的小さく抑えることができる。 As described above, when the variation coefficient of the rise time at which the power load increases is equal to or smaller than the predetermined value and the variation coefficient of the power amount at the peak of the power load is equal to or smaller than the predetermined value, the power load amount at each time is determined from the power load history. Therefore, when there is little variation in the power load pattern, the calculation cost for predicting the power load can be kept relatively small.
制御方法決定部13は、電力の立ち上がり時刻の変動係数の値が所定値以上であり、かつ、電力ピークの時刻の変動係数の値が所定値以上であり、かつ、ピーク電力量の変動係数の値が所定値以上であり、かつ、立ち上がりの勾配の変動係数の値が所定値以上である場合、発電量を制御する方法を追従制御に決定し、追従制御部16を呼び出す。具体的に、制御方法決定部13は、電力の立ち上がり時刻の変動係数の値が例えば16以上であり、かつ、電力ピークの時刻の変動係数の値が例えば10以上であり、かつ、ピーク電力量の変動係数の値が例えば30以上であり、かつ、立ち上がりの勾配の変動係数の値が例えば60以上である場合、追従制御部16を呼び出す。追従制御部16が行う制御方法は、従来行われている制御方法であり、過去の電力履歴は必要とせず、直前の電力履歴のみで発電の起動・停止を行う。この制御方法は、直前の1時間程度の判断時間を要するため、発電の起動・停止に十分に対応できない可能性があるが、毎日異なるパターンで生活しており、電力使用パターンにもばらつきが多すぎて予測が不可能な場合に、この方法で制御することによって省エネルギー性を高めることができる。
The control
制御方法決定部13は、ばらつき係数算出部12によって算出された変動係数の値が上述の2つの制御方法(算術平均制御及び追従制御)に当てはまらない場合、発電量を制御する方法をニューロ制御に決定し、ニューロモデル選択部17を呼び出す。ニューロモデル選択部17は、ばらつき係数算出部12によって算出された変動係数の値に応じて、予めニューロモデル記憶部19に複数用意されたニューロモデルの入力パラメータと出力パラメータとの組み合わせを選択する。本実施形態では、ニューロモデル記憶部19には、時刻予測モデルと変動予測モデルの2つのニューロモデルが予め記憶されている。
When the variation coefficient value calculated by the variation
図5は、本実施形態におけるニューロモデルの入出力パラメータについて説明するための図であり、図5(a)は、本実施形態における時刻予測モデルの入出力パラメータについて説明するための図であり、図5(b)は、本実施形態における変動予測モデルの入出力パラメータについて説明するための図である。 FIG. 5 is a diagram for explaining the input / output parameters of the neuro model in the present embodiment. FIG. 5A is a diagram for explaining the input / output parameters of the time prediction model in the present embodiment. FIG. 5B is a diagram for explaining input / output parameters of the fluctuation prediction model in the present embodiment.
時刻予測モデルは、図5(a)の教師データ例に示すように、予測を実施する時刻の直前3時間の1時間積算負荷電力量を入力パラメータとし、予測時刻の1時間を出力パラメータとしている。ニューロモデル選択部17によって選択されたニューロモデルが時刻予測モデルである場合、ニューロ制御部182は、ニューロの学習結果である重み付けファイルを制御時間帯内の全ての時間について作成し、それぞれの重み付けファイルを、電力負荷履歴記憶部10に蓄積されている過去4週間の負荷電力量の学習によって更新する。なお、予測は、時刻がニューロ制御を行う制御時間帯にさしかかったときに行い、一時間毎に逐次電力量の予測を行う。この時刻予測モデルは、全体的に変動はあるが、ある程度決まった時刻にパターンのある生活をしている場合に有効である。
As shown in the example of teacher data in FIG. 5A, the time prediction model uses the one-hour integrated load power amount for 3 hours immediately before the time when the prediction is performed as an input parameter, and uses the hour of the prediction time as an output parameter. . When the neuro model selected by the neuro
変動予測モデルは、図5(b)の教師データ例に示すように、電力負荷の立ち上がりの時刻と、電力負荷の立ち上がりの時刻における1時間積算負荷電力量と、立ち上がりの勾配とを入力パラメータとし、電力負荷の立ち上がりの時刻の1時間後における1時間積算負荷電力量を出力パラメータとしている。ニューロモデル選択部17によって選択されたニューロモデルが変動予測モデルである場合、ニューロ制御部182は、ニューロの学習結果である重み付けファイルを制御時間帯内の全時刻の電力履歴から学習する。図5(b)の教師データの例では、例えば、ある日の立ち上がり時刻が5時であり、そのときの負荷電力量が0.3kWhであり、立ち上がり勾配が0.1kWhであり、その後の負荷電力量が0.8kWhとなっている。学習は、日々の制御時間帯が終了した時点で、過去4週間の電力履歴の制御時間帯から教師データを呼び出して行い、翌日、時刻が制御時間帯にある場合に、電力の立ち上がりが認められた場合に予測を実行する。この変動予測モデルは、同じようなパターンで生活はしているが、若干その時間が前後する場合に有効である。
As shown in the example of the teacher data in FIG. 5B, the fluctuation prediction model uses the power load rising time, the one-hour integrated load energy at the power load rising time, and the rising gradient as input parameters. The 1 hour integrated load power amount after 1 hour from the rise time of the power load is used as an output parameter. When the neuro model selected by the neuro
このように、発電量を制御する方法がニューラルネットワークを用いる制御方法である場合、変動係数に基づいて、ニューラルネットワークのニューロモデルが選択されるので、各家庭の電力負荷パターンに応じて複数のニューロモデルの中から1のニューロモデルを選択することができる。 Thus, when the method for controlling the amount of power generation is a control method using a neural network, a neural network neuro model is selected based on the coefficient of variation. One neuro model can be selected from the models.
また、ニューロモデルを構築するための入力パラメータと出力パラメータとの組み合わせが選択されるので、ニューロモデルに応じて入力パラメータ及び出力パラメータを変更することができる。 Moreover, since the combination of the input parameter and the output parameter for constructing the neuro model is selected, the input parameter and the output parameter can be changed according to the neuro model.
次に、制御方法決定部13が、算術平均制御、追従制御及びニューロ制御を選択する際の変動係数の基準について説明する。
Next, the criterion of the variation coefficient when the control
図6は、本実施形態における制御方法と変動係数との関係を示す図である。図6に示すように、ばらつき係数算出部12によって算出された立ち上がり時刻の変動係数の値が0〜8であり、かつ、ピーク時刻の変動係数の値が0〜5である場合、制御方法決定部13は、発電量を制御する方法を算術平均制御に決定する。また、ばらつき係数算出部12によって算出された電力の立ち上がり時刻の変動係数の値が16以上であり、かつ、電力ピークの時刻の変動係数の値が10以上であり、かつ、ピーク電力量の変動係数の値が30以上であり、かつ、立ち上がりの勾配の変動係数の値が60以上である場合、制御方法決定部13は、発電量を制御する方法を追従制御に決定する。
FIG. 6 is a diagram illustrating the relationship between the control method and the coefficient of variation in the present embodiment. As shown in FIG. 6, when the variation coefficient value of the rise time calculated by the variation
ニューロ制御における時刻予測モデルと変動予測モデルとの選択基準は、まず、図6に示す数値の範囲に入る数が多い方を選択し、同数である場合は、優先項目に入っている数の多いほうを選択する。優先項目は、図6の下線で示す項目であり、時刻予測モデルの優先項目は、立ち上がり時刻とピーク時刻とのそれぞれの変動係数であり、変動予測モデルの優先項目は、立ち上がり勾配とピーク電力量とのそれぞれの変動係数である。さらに、優先項目の数が同数の場合、時刻予測モデルをデフォルトとして選択する。 As a selection criterion for the time prediction model and the fluctuation prediction model in the neuro control, first, the one having the larger number that falls within the numerical range shown in FIG. 6 is selected. Select The priority item is an item indicated by an underline in FIG. 6. The priority item of the time prediction model is a variation coefficient of each of the rising time and the peak time. The priority item of the variation prediction model is the rising slope and the peak power amount. And the respective coefficient of variation. Further, when the number of priority items is the same, the time prediction model is selected as a default.
予測電力量が求まれば、ニューロ制御部182は、次時刻の必要発電量として値を燃料電池1に送信する。予測負荷電力量が発電の際の基準電力量を超えている場合、燃料電池1は起動準備を行い、予測負荷電力量が停止の際の基準電力量を下回っている場合、燃料電池1は停止のタイミングを計ることができる。
When the predicted power amount is obtained, the
このように、電力負荷実績の履歴が蓄積され、蓄積された電力負荷履歴に基づく電力負荷パターンから発電量を制御する方法が決定され、決定された制御方法にしたがって発電制御が行われる。また、家庭内の電力負荷パターンに応じて、従来の制御方法で発電制御を行うか、過去の電力負荷実績の算術平均を用いて発電制御を行うか、過去の電力負荷実績から発電量を予測することによって発電制御を行うのかが決定される。したがって、個々の家庭で異なる電力負荷パターンに対応することができ、省エネルギー性を高めることができる。また、電力負荷履歴から負荷パターンを学習し、負荷パターン毎に応じた制御方法及び負荷予測方法を選択することによって、負荷パターンに合わせた燃料電池の起動・停止が可能となり、省エネルギー性及び経済性を高めることができる。また、日々負荷パターンを学習することによって、家庭内での季節毎の負荷パターン変動、家族の生活スタイル自体の変動にも十分に対応することができる。 As described above, the history of the power load record is accumulated, the method for controlling the power generation amount is determined from the power load pattern based on the accumulated power load history, and the power generation control is performed according to the determined control method. Depending on the household power load pattern, power generation control is performed using a conventional control method, power generation control is performed using an arithmetic average of past power load results, or power generation is predicted from past power load results. It is determined whether to perform power generation control. Therefore, it is possible to cope with different power load patterns in individual households, and energy saving can be improved. In addition, by learning the load pattern from the power load history and selecting the control method and load prediction method according to each load pattern, it is possible to start and stop the fuel cell according to the load pattern, saving energy and economy. Can be increased. In addition, by learning the daily load pattern, it is possible to sufficiently cope with the seasonal load pattern variation in the home and the family lifestyle itself.
電力負荷履歴が取得され、電力負荷パターンのばらつき度合いを表すばらつき係数が算出され、算出されるばらつき係数に基づいて制御方法が決定されるので、電力負荷パターンのばらつき度合いをばらつき係数という数値で表すことで、制御方法の決定が容易となり、最も適した制御方法を正確に決定することができる。 Since the power load history is acquired, a variation coefficient representing the degree of variation of the power load pattern is calculated, and a control method is determined based on the calculated variation coefficient, so the degree of variation of the power load pattern is represented by a numerical value called a variation coefficient Thus, the control method can be easily determined, and the most suitable control method can be accurately determined.
また、電力負荷履歴が取得され、電力負荷が増える立ち上がり時間、立ち上がり勾配、電力負荷のピークが現れる時刻及び電力負荷のピークにおける電力量のそれぞれのばらつき度合いを示す変動係数が算出され、算出された各変動係数のうちの一つ、又は複数の組み合わせから発電量を制御する制御方法が決定されるので、各家庭毎の負荷パターンに応じた制御方法を確実に選択することができる。 In addition, the power load history is acquired, the rise time when the power load increases, the rise gradient, the time when the peak of the power load appears, and the variation coefficient indicating the degree of variation of the power amount at the peak of the power load are calculated and calculated. Since the control method for controlling the power generation amount is determined from one or a plurality of combinations of the variation coefficients, it is possible to reliably select the control method according to the load pattern for each household.
さらに、制御方法決定部13によって、時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法、ニューラルネットワークを用いる制御方法、制御時間帯の全ての時間に亘って起動状態又は停止状態にする制御方法、及び電力負荷履歴から基準の電力量を超える時間の1日に占める割合によって起動継続及び停止継続のいずれか一方を選択する制御方法の中から1の制御方法に決定される。したがって、各家庭の電力の使用状況に応じて複数の制御方法を使い分けることができる。
Furthermore, by the control
なお、本実施形態において、制御方法を選択する基準としてばらつき度を示す変動係数を利用しているが、本発明は特にこれに限定されず、各ファクタと予測精度との相関係数を選択の基準としてもよい。また、本実施形態において、ニューロモデル記憶部19よりニューロモデル選択部17によって選択されたニューロモデルは、1時間の電力量を積算した電力積算量を用いているが、本発明は特にこれに限定されず、気温や曜日のファクタを用いてもよい。さらに、学習時間の短縮や、予想外の予測結果に陥ることを避けるため、ある程度時間毎に学習した重み付けファイルそのものを予め準備しておき、ニューロモデル選択部17で選択するようにしてもよい。また、本実施形態において、制御時間帯分割部11によって分割される制御時間帯は、電力負荷のピークに合わせて分割しているが、本発明は特にこれに限定されず、例えば、朝、昼、夜と単純に3分割してもよい。さらに、燃料電池の最大発電量を基準とするような、一定負荷を超える時間帯、超えない時間帯によって分割してもよい。
In this embodiment, a variation coefficient indicating the degree of variation is used as a reference for selecting a control method. However, the present invention is not particularly limited to this, and the correlation coefficient between each factor and the prediction accuracy is selected. It is good also as a standard. In the present embodiment, the neuro model selected by the neuro
(第2の実施形態)
以下本発明の第2の実施形態について、図面を参照しながら説明する。上述した第1の実施形態では、制御方法決定部13が一定制御、算術平均制御、追従制御及びニューロ制御の中から1の制御方法を決定するとしているが、第2の実施形態では、算術平均制御及びニューロ制御のうちのいずれか一方を選択し、選択された予測方法に基づいて電力負荷予測を行うものである。
(Second Embodiment)
Hereinafter, a second embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings. In the first embodiment described above, the control
なお、本発明の第2の実施形態に係る燃料電池システムの全体構成は、図1に示す第1の実施形態に係る燃料電池システムの全体構成と同じであるので説明を省略する。 The overall configuration of the fuel cell system according to the second embodiment of the present invention is the same as the overall configuration of the fuel cell system according to the first embodiment shown in FIG.
図7は、第2の実施形態における制御部6の構成を示すブロック図である。制御部6は、電力負荷蓄積部8、暦情報出力部26、例外日判定部9、負荷予測部24及び発電制御部25を備えて構成される。制御部6では、電力負荷を予測する予測方法(以下、予測モデルとも言う)を決定するための初期運転期間と、予測モデル決定後に通常の運転を行う通常運転期間とを設けておく。初期運転期間は28日間とした。初期運転期間中は、電力の負荷に追従する負荷追従制御をしておく。
FIG. 7 is a block diagram illustrating a configuration of the
まず、電力負荷蓄積部8は、初期運転期間中は、電力計5から3秒おきに電力負荷を取得し、外気の温度を測定する外気温センサ20から外気温を取得し、暦情報出力部26から日付、曜日、時間の暦情報を取得する。取得した暦情報を基に電力負荷を1時間の電力負荷量と1時間の平均外気温に積算する。外気温を付加した電力負荷量を、過去の電力負荷量のデータである電力負荷履歴に追加する。初期運転期間が終了した時、例外日の判定を行うために、例外日判定部9へ電力負荷履歴を出力する。その後、例外日判定部9から電力負荷量を蓄積した日付毎の例外日フラグを取得し、例外日である日の電力負荷量、外気温を電力負荷履歴から削除する。
First, during the initial operation period, the power
図8に電力負荷履歴の一例を示す。図8に示すように、例えば、2006年6月22日木曜日の0時台の電力負荷量は418.1kwhであり、外気温は25.8度になっている。このように、電力負荷蓄積部8は、3秒毎に取得した電力負荷量を1時間分積算した値(418.1kwh)と、同じく3秒毎に取得した外気温を平均した値(25.8度)とを暦情報(2006年6月22日木曜日)に対応付けて記憶する。
FIG. 8 shows an example of the power load history. As shown in FIG. 8, for example, the power load amount at 0:00 on Thursday, June 22, 2006 is 418.1 kwh, and the outside air temperature is 25.8 degrees. As described above, the power
通常運転期間中は、1時間毎の電力負荷量と予測モデル選択部23より取得した予測モデルに従って、必要な情報を電力負荷履歴へ追加し、24時間に1回、ばらつき係数算出部12へ電力負荷履歴を出力する。予測モデル選択部23から取得した予測モデルが、過去の電力負荷量を平均して予測する算術平均モデルの場合は電力負荷量のみを、また、取得した予測モデルが、ニューラルネットワークを用いて予測を行うニューロモデルである場合は、過去の電力負荷量と過去の1時間平均外気温とを電力負荷履歴へ追加保存する。また、1日1回、例外日の判定を行うために、例外日判定部9へ電力負荷履歴を出力する。例外日判定部9から取得する例外日フラグの内容が例外日である場合、直前24時間の電力負荷量、外気温を電力負荷履歴から削除する。例外日フラグの内容が例外日でない場合は、電力負荷履歴に対して何も処理を行わない。
During the normal operation period, necessary information is added to the power load history according to the hourly power load amount and the prediction model acquired from the prediction
また、電力負荷蓄積部8は、予測モデルを決定するために、ばらつき係数算出部12へ電力負荷履歴を出力する。さらに、電力負荷蓄積部8は、電力負荷量を予測するために、負荷予測部24へも電力負荷履歴を出力する。
In addition, the power
例外日判定部9は、初期運転期間終了時の1回と、通常運転期間中の1日1回、電力負荷蓄積部8より電力負荷履歴を取得する。どちらの場合も、取得した電力負荷履歴の過去28日間の同一時刻毎に電力負荷量を平均した平均電力負荷量を作成する。
The exception
初期運転期間終了後においては、平均電力負荷量と1日の電力負荷量の同一時刻毎の平均誤差が60%を越えている日を例外日と判定する。判定結果は、日付毎の例外日フラグ(0:例外日、1:非例外日)を電力負荷蓄積部8へ出力する。通常運転期間中は、平均電力負荷量と電力負荷履歴を取得した直前24時間の電力負荷量の時刻毎の誤差を計算し、時刻毎の誤差の平均が60%を越えている場合は例外日と判定する。判定結果は、電力負荷蓄積部8へ例外日フラグ(0:例外日、1:非例外日)として出力する。
After the end of the initial operation period, the day when the average error at the same time between the average power load amount and the daily power load amount exceeds 60% is determined as an exceptional day. As the determination result, an exception date flag for each date (0: exception date, 1: non-exception date) is output to the power
なお、例外日は、平均化した電力負荷量と電力負荷履歴を取得した直前24時間の誤差で判定を行ったが、電力負荷の立ち上がり時刻や、勾配等の出現確率をもって判定する方法等もあり、これに限ったものではない。 The exception date is determined by the error of the average power load amount and the power load history for 24 hours immediately before the acquisition of the power load history. This is not the only one.
ばらつき係数算出部12は、電力負荷蓄積部8より電力負荷履歴を取得し、電力負荷量のばらつきを示すばらつき係数を算出する。図9に蓄積した電力負荷量の例を示す。図9(a)は、ばらつきの少ない家庭における電力負荷量の1日の変化を示すグラフであり、図9(b)は、ばらつきの多い家庭における電力負荷量の1日の変化を示すグラフである。図9(a)及び図9(b)は、過去5日分の0時〜23時までの電力負荷量の遷移を表しており、縦軸は電力負荷量(kwh)を表し、横軸は時刻を表している。ばらつき係数算出部12は、取得した電力負荷履歴の電力負荷量の同一時刻毎に、ばらつきの度合いを示す変動係数を算出する。変動係数は、第1の実施形態と同様に上記(1)式によって求められ、平均μは上記(2)式で表され、分散s2は上記(3)式で表される。
The variation
ばらつき係数算出部12は、同一時刻毎の電力負荷量の変動係数を平均した値をばらつき係数として、予測モデル選択部23へ出力する。ばらつき係数が小さい方が電力負荷のばらつきが少ない状態であることを示している。
The variation
このように、ばらつき係数算出部12は、ばらつき係数を求める際、複数日の同時刻における電力負荷量の変動係数を平均して求めるので、予測精度を向上させることができる。
As described above, when the variation
予測モデル選択部23では予測モデルとして、予め算術平均モデルと、ニューロモデルの2つを保持しており、ばらつき係数算出部12によって算出されたばらつき係数に応じて、どちらかの予測モデルを選択する。
The prediction
算術平均モデルは、電力負荷量を予測する時刻と同一時刻の電力負荷量を過去の28日間平均したものを予測負荷量とする予測モデルであり、負荷のばらつきが非常に少ない場合に予測精度が高く、計算ロジックも容易であるため計算コストが少ないという特徴がある。 The arithmetic average model is a prediction model in which the power load amount at the same time as the time when the power load amount is predicted is an average of the past 28 days, and the prediction load amount is very small. The calculation cost is low because it is expensive and the calculation logic is easy.
一方のニューロモデルは、ニューラルネットワークを用いて予測を行う予測モデルであり、本実施の形態では、ニューラルネットワークの入力値を予測する時刻の直前24時間の電力負荷量と、予測する時刻の直前の外気温とし、出力値を予測を行う時刻の電力負荷量としている。ニューラルネットワークを用いた計算は、繰り返し計算を行うため、メモリの少ないマイコン上では計算負荷が大きい。また、本実施例では、ニューラルネットワークの入力値は、過去の電力負荷量と外気温のみとしているが、他の事象ベース推論によっては、天気予報や家電製品の消費電力量や稼動情報等も含まれるため、データ容量を多く確保しておかなくてはならない。これらの理由から、算術平均と比較して計算コストが高くなるという特徴がある。しかしながら、負荷の発生に多少のばらつきがあっても算術平均モデルより精度よく負荷予測を行うことができる。 One neuro model is a prediction model that performs prediction using a neural network. In this embodiment, the power load amount for 24 hours immediately before the time for predicting the input value of the neural network and the time immediately before the time for prediction are estimated. The outside air temperature is used, and the output value is the amount of power load at the time of prediction. Since the calculation using the neural network repeatedly performs calculation, the calculation load is heavy on a microcomputer with little memory. In this embodiment, the input value of the neural network is only the past power load amount and the outside temperature. However, depending on other event-based reasoning, it includes the weather forecast, the power consumption amount and operation information of home appliances, etc. Therefore, a large amount of data must be secured. For these reasons, the calculation cost is higher than the arithmetic average. However, even if there is some variation in load generation, load prediction can be performed with higher accuracy than the arithmetic average model.
予測モデルの選択には、ばらつき係数と算術平均モデル及びニューロモデルの予測誤差との関係を用いる。図10は、算術平均モデル及びニューロモデルにおけるばらつき係数と誤差との関係を示す図であり、縦軸が誤差(%)を表し、横軸がばらつき係数を表している。図10に示すグラフは大人2人子供2人の平均的な家庭のデータを用いたものであり、ばらつき係数が大きくなるに従って、算術平均モデルもニューロモデルも予測誤差が大きくなるが、ニューロモデルの方が算術平均モデルよりもばらつき係数の大小にかかわらず誤差は小さい。従来用いていた負荷追従制御よりも予測制御が発電効率を上げるには、燃料電池の立ち上がり時間と停止時間を鑑みると、予測誤差が25%以下となる必要がある。 For the selection of the prediction model, the relationship between the variation coefficient and the prediction error of the arithmetic average model and the neuro model is used. FIG. 10 is a diagram illustrating the relationship between the variation coefficient and the error in the arithmetic average model and the neuro model, where the vertical axis represents the error (%) and the horizontal axis represents the variation coefficient. The graph shown in FIG. 10 uses average household data of two adults and two children. As the variation coefficient increases, both the arithmetic average model and the neuro model have larger prediction errors. The error is smaller than the arithmetic mean model regardless of the variation coefficient. In order for prediction control to increase power generation efficiency over conventionally used load following control, the prediction error needs to be 25% or less in view of the rise time and stop time of the fuel cell.
予測モデル選択部23は、ばらつき係数算出部12からばらつき係数を取得すると、図10に示すグラフから誤差25%以下を満たすために、取得したばらつき係数が40未満の時は算術平均モデルを、取得したばらつき係数が40以上の時はニューロモデルを予測モデルとして選択する。図9(a)の家庭の場合は、ばらつきが少ないため、算術平均モデルが選択され、図9(b)の家庭の場合は、ばらつきが多いためニューロモデルが選択されることになる。また、予測モデル選択部23は、選択した予測モデルを電力負荷蓄積部8へ出力する。電力負荷蓄積部8は、予測モデル選択部23によって選択された予測モデルが算術平均モデルである場合は、電力負荷履歴から外気温情報を削除する。
When obtaining the variation coefficient from the variation
このように、外気温を測定する外気温センサ20から外気温が取得され、取得された外気温が電力負荷量とともに蓄積される。そして、予測モデル選択部23によってニューラルネットワークを用いる予測モデルが選択された場合、電力負荷量と外気温とを入力値とし、発電量の予測負荷量を出力値とするニューロモデルを用いて予測負荷量が算出される。したがって、電力負荷蓄積部8では、選択したモデルが算術平均モデルであった場合、電力負荷量以外の情報は蓄積しないため、データ容量確保の点で計算コスト削減の効果がある。
Thus, the outside air temperature is acquired from the outside
このように、算出されたばらつき係数の値が所定値よりも小さい場合、時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる予測モデルが選択され、算出されたばらつき係数の値が所定値よりも大きい場合、ニューラルネットワークを用いる予測モデルが選択されるので、電力負荷パターンに応じて予測モデルを切り替え、予測精度を向上させることができる。 As described above, when the calculated variation coefficient value is smaller than the predetermined value, a prediction model that uses the arithmetic average of the power load amount at each time is selected, and the calculated variation coefficient value is larger than the predetermined value. Since the prediction model using the neural network is selected, the prediction model can be switched according to the power load pattern to improve the prediction accuracy.
なお、本方式によれば、ばらつき係数が一定以上であれば、予測結果に基づいて制御を行う場合、実際の電力負荷量と予測電力負荷量とが全く異なるという危険性が大きくなるため、予測をせず、単純な電力負荷追従を行うことも可能である。 According to this method, if the variation coefficient is a certain value or more, when control is performed based on the prediction result, the risk that the actual power load amount and the predicted power load amount are completely different increases. It is also possible to perform simple power load tracking without performing the above.
負荷予測部24は、1時間毎に、電力負荷蓄積部8から電力負荷履歴を取得する。予測モデルが算術平均モデルである場合、負荷予測部24は、電力負荷履歴から過去28日間までの電力負荷量を同じ時間帯で平均した値を予測負荷量として発電制御部25へ出力する。また、予測モデルがニューロモデルであった場合、負荷予測部24は、電力負荷履歴から予測を行う時刻の直前24時間分の過去28日間の電力負荷量と外気温を入力データとし、予測を行う時刻の過去28日間分の電力負荷量を出力データとした学習データから予測負荷量を学習し、電力負荷履歴を取得した時刻の直前24時間分の電力負荷量を入力データとして予測負荷量の予測を行う。負荷予測部24は、予測負荷量の計算が終了した時点で、発電制御部25へ予測負荷量を出力する。
The
次に、図11を用いて、初期運転期間終了後に行う予測モデル決定の処理の流れを説明する。図11は、初期運転期間終了後に行う予測モデル決定の処理を説明するためのフローチャートである。まず、ステップS110において、電力負荷蓄積部8で電力計5と外気温センサ20から取得した電力負荷と外気温から1時間毎の電力負荷量と1時間平均外気温を28日間に亘って蓄積していく。次に、ステップS120において、例外日判定部9で、電力負荷蓄積部8によって蓄積された電力負荷履歴に基づいて例外日であるか否かが判断される。ステップS130において、ばらつき係数算出部12で、蓄積した電力負荷量から同一時刻毎のばらつき度を示すばらつき係数を求め、ステップS140において、予測モデル選択部23で負荷予測を行うモデルを決定する。
Next, the flow of the prediction model determination process performed after the end of the initial operation period will be described with reference to FIG. FIG. 11 is a flowchart for explaining a prediction model determination process performed after the end of the initial operation period. First, in step S110, the power
次に、図12を用いて、通常運転期間中の処理の流れについて説明する。図12は、通常運転期間中の処理を説明するためのフローチャートである。 Next, the flow of processing during the normal operation period will be described with reference to FIG. FIG. 12 is a flowchart for explaining processing during a normal operation period.
まず、ステップS150において、電力負荷蓄積部8は、現在の時刻が0時であるか否かを判断する。処理を行う時刻が0時の場合(ステップS150でYES)、ステップS151において、例外日判定部9は、直前24時間分の電力負荷量が例外日であるかの判断を行う。例外日であると判断された場合(ステップS151でYES)、ステップS152において、電力負荷蓄積部8は、例外日に該当する電力負荷を電力負荷履歴から削除する。
First, in step S150, the power
初期運転期間後に選択した予測モデルがニューロモデルの場合、ステップS160において、電力負荷蓄積部8は、電力計5から取得した電力負荷を1時間毎に積算し電力負荷量を求め、外気温センサ20から外気温を取得し1時間の平均外気温を算出する。次に、ステップS170において、電力負荷蓄積部8は、算出した電力負荷量及び外気温を電力負荷履歴へ追加保存する。
When the prediction model selected after the initial operation period is a neuro model, in step S160, the power
初期運転期間後に選択した予測モデルが算術平均モデルの場合、ステップS160において、電力負荷蓄積部8は、電力計5から取得した電力負荷を1時間毎に積算し電力負荷量を求め、ステップS170において、電力負荷蓄積部8は、算出した電力負荷量を電力負荷履歴へ追加保存する。このとき、外気温の計算、追加保存は行わない。
When the prediction model selected after the initial operation period is an arithmetic average model, in step S160, the power
次に、ステップS180において、負荷予測部24は、予測モデルがニューロモデルであれば、過去28日間の電力負荷履歴を用いて学習を行い、予測時刻直前の24時間の電力負荷履歴を用いて次の時刻の電力負荷量を予測する。また、負荷予測部24は、予測モデルが算術平均モデルであれば、過去28日間の電力負荷量の平均を求め予測負荷量とする。次に、ステップS190において、発電制御部25は、負荷予測部24によって算出された予測負荷量を用いて、効率が最適となる発電量を燃料電池1へ出力する。
Next, in step S180, if the prediction model is a neuro model, the
これら、ステップS150からステップS190までの処理が毎時繰り返して行われる。 These processes from step S150 to step S190 are repeated every hour.
以上のことから、本実施の例では、電力負荷蓄積部8で蓄積した電力量から、ばらつき係数算出部12でばらつき係数を求め、予測モデル選択部23でばらつき係数に応じた予測モデルを選択することになる。したがって、家庭毎の電力負荷パターンのばらつきに応じて予測モデルを選択することが可能で結果的に計算コストを削減することが可能になる。
From the above, in the present embodiment, the variation
なお、本実施の形態において、予測モデルの選択は、初期動作期間終了後に行ったが、季節の変わり目など、定期的にモデルを選択することで、家庭の電力負荷パターンが変化することにも対応が可能となる。 In this embodiment, the prediction model is selected after the end of the initial operation period, but it is also possible to change the household power load pattern by periodically selecting the model, such as at the turn of the season. Is possible.
なお、本実施例では、予測の対象を電力負荷のみとしたが、給湯負荷を対象とすることも可能である。 In this embodiment, the prediction target is only the power load, but it is also possible to target the hot water supply load.
(第3の実施形態)
次に、本発明の第3の実施形態について、図面を参照しながら説明する。
(Third embodiment)
Next, a third embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.
図13は、第3の実施形態における制御部6の構成を示すブロック図である。なお、本発明の第3の実施形態に係る燃料電池システムの全体構成は、図1に示す第1の実施形態に係る燃料電池システムの全体構成と同じであるので説明を省略する。制御部6は、電力負荷蓄積部8、暦情報出力部26、例外日判定部9、予測時間帯分割部27、負荷予測部24及び発電制御部25を備えて構成される。
FIG. 13 is a block diagram illustrating a configuration of the
電力負荷蓄積部8は、電力計5から3秒おきに電力負荷を取得し、同時に、外気温センサ20から外気温と、暦情報出力部26から日付、曜日、時間の暦情報を取得する。電力負荷蓄積部8は、取得した暦情報を基に電力負荷を1時間の電力負荷量に積算し、また、外気温は1時間の平均値にする。そして、電力負荷蓄積部8は、暦情報と平均外気温とを付加した1時間の電力負荷量を、過去の1時間毎の電力負荷量のデータである電力負荷履歴に追加する。
The power
電力負荷蓄積部8は、電力負荷履歴に電力負荷量を追加する時刻が、分割時間帯情報内の終了時刻である場合にのみ、例外日判定部9へ電力負荷履歴を出力する。例外日判定部9は、電力負荷蓄積部8から出力される電力負荷履歴に基づいて例外日の判定を行う。その後、電力負荷蓄積部8は、例外日判定部9から取得する例外日フラグの内容が例外日である場合、電力負荷履歴を取得した日付すべての電力負荷量を電力負荷履歴から削除し、それ以降、日付が変わるまで、分割時間帯が変更されても例外日と判定された日の電力負荷量を電力負荷履歴へ追加しない。電力負荷蓄積部8は、例外日フラグの内容が例外日でない場合、電力負荷履歴に対して何も処理を行わない。また、電力負荷蓄積部8は、24時間に1回、例えば0時に、負荷の発生状態によって1日をいくつかの時間帯に分割するため、予測時間帯分割部27へ電力負荷履歴を出力する。また、電力負荷蓄積部8は、分割時間帯毎に予測モデルを決定するために、ばらつき係数算出部12へ電力負荷履歴を出力し、電力負荷量を予測するために、負荷予測部24へ電力負荷履歴を出力する。
The power
例外日判定部9は、電力負荷蓄積部8より電力負荷履歴を取得し、予測時間帯分割部27から分割時間帯情報を取得する。取得した電力負荷履歴から、過去28日間の同一時刻毎に電力負荷量を平均した平均電力負荷量を作成する。電力負荷履歴を取得した時刻が属している時間帯の平均電力負荷量と、電力負荷履歴を取得した日の、電力負荷履歴を取得した時刻が属している時間帯の電力負荷量との時刻毎の誤差を計算し、時刻毎の誤差の平均が60%を越えている場合は、予測を行う当日は例外日と判定する。判定結果は、電力負荷蓄積部8へ例外日フラグ(0:例外日、1:非例外日)として出力する。
The exception
このように、電力負荷履歴が取得され、取得された電力負荷履歴が他の日とは異なる例外的な負荷パターンである例外日であるか否かが判断され、例外日である場合、電力負荷履歴に当該例外日の電力負荷量を蓄積しないよう制御されるので、電力負荷を予測するのに適切でないデータを削除し、電力負荷履歴を正確に蓄積することができ、予測精度を向上させることができる。 In this way, the power load history is acquired, and it is determined whether or not the acquired power load history is an exceptional day that is an exceptional load pattern different from other days. Since it is controlled not to store the power load amount on the exception day in the history, it is possible to delete the data that is not appropriate for predicting the power load, to accurately store the power load history, and to improve the prediction accuracy Can do.
この処理により、例えば、旅行等で外出した等の例外日を除いて電力負荷履歴を蓄積することができ、誤差を少なく電力負荷を予測する事ができる。また、本実施の形態では、例外日となった日の電力負荷全てを電力負荷履歴から除いているが、例外日となった時間帯のみを削除してもよい。 By this processing, for example, the power load history can be accumulated except for exceptional days such as going out on a trip or the like, and the power load can be predicted with little error. Moreover, in this Embodiment, although all the electric power loads of the day which became an exceptional day are removed from an electric power load log | history, you may delete only the time slot | zone used as the exceptional day.
なお、例外日の判定は、平均化した電力負荷履歴の誤差を用いたが、電力負荷の立ち上がり時刻や、勾配等の出現確率をもって判定する方法等もあり、これに限ったものではない。 The exception date is determined by using an error in the averaged power load history. However, there is a method of determining with an occurrence probability of a power load rise time, a gradient, or the like, and the present invention is not limited to this.
予測時間帯分割部27は、電力負荷蓄積部8から電力負荷履歴を取得し、取得した電力負荷履歴のうち過去28日以内の電力負荷履歴を同一時刻毎に平均化し、1時間毎24時間分に平均化した電力負荷量が谷を描いている時刻から次の谷を描いている時刻までの時間帯毎に分割を行う。分割した時間帯毎の開始時刻と終了時刻との組み合わせを分割時間帯情報として生成する。
The prediction time
図14は、分割時間帯について説明するための図であり、0時〜23時までの1日を複数の時間帯に分割した例である。図14に示す平均電力負荷量では、立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻が4時、10時、14時となっている。そのため、図14の例では、1日の24時間が、0時〜4時、4時〜10時、10時〜14時、14時〜0時に分割される。本実施の形態では、電力負荷量を平均化したものを使用して時間帯の分割を行ったが、後述するばらつき係数の大きさにしたがって分割する方法も考えられる。 FIG. 14 is a diagram for explaining the divided time zones, and is an example in which one day from 0:00 to 23:00 is divided into a plurality of time zones. In the average power load amount shown in FIG. 14, the time from the falling to the rising is 4 o'clock, 10 o'clock, and 14 o'clock. Therefore, in the example of FIG. 14, 24 hours a day is divided from 0:00 to 4 o'clock, 4 o'clock to 10 o'clock, 10 o'clock to 14 o'clock, and 14:00 to 0 o'clock. In this embodiment, the time zone is divided using an averaged power load, but a method of dividing according to the size of a variation coefficient described later is also conceivable.
予測時間帯分割部27は、分割時間帯毎の電力負荷の予測モデルを決定するために、求めた分割時間帯情報をばらつき係数算出部12へ出力する。また、予測時間帯分割部27は、例外日判断のために、例外日判定部9へも分割時間帯情報を出力する。
The prediction time
ばらつき係数算出部12は、予測時間帯分割部27から分割時間帯情報と、電力負荷蓄積部8から電力負荷履歴を取得し、ばらつき係数を算出する。予測モデル選択部23は、算出されたばらつき係数に基づいて分割時間帯毎に予測モデルを選択する。そして、予測モデル選択部23は、分割時間帯の開始時刻と終了時刻と予測モデルを分割時間帯毎に関連づけている分割時間帯別予測モデル情報を負荷予測部24へ出力する。
The variation
図15にばらつき係数算出方法の説明の補足図を示す。ばらつき係数算出部12は、電力負荷蓄積部8より電力負荷履歴を取得し、予測時間帯分割部27から分割時間帯情報を取得する。取得した電力負荷履歴の電力負荷量から28日分の同一時刻毎に、ばらつきの度合いを示す変動係数を算出する。変動係数は、第1の実施形態と同様に上記(1)式によって求められ、平均μは上記(2)式で表され、分散s2は上記(3)式で表される。
FIG. 15 shows a supplementary diagram for explaining the variation coefficient calculation method. The variation
次に、同一時刻毎の電力負荷量のばらつき係数を分割時間帯毎に平均した値を分割時間帯のばらつき係数とする。ばらつき係数算出部12は、分割時間帯毎にばらつき係数を一つ求める。例えば、図15において、分割時間帯D2の時間帯は、時刻4時〜10時までであるため、分割時間帯D2の各時刻の変動係数Cv(4)からCv(9)までの平均を分割時間帯D2のばらつき係数とする。ばらつき係数が小さい方が電力負荷のばらつきが少ない状態であることを示している。
Next, a value obtained by averaging the variation coefficient of the power load amount at the same time for each divided time period is set as a variation coefficient for the divided time period. The variation
予測モデル選択部23は、予測モデルとして、予め算術平均モデルと、ニューロモデルの2つを保持しており、分割時間帯毎にどちらかの予測モデルを選択する。算術平均モデルは、電力負荷量を予測する時刻と同一時刻の電力負荷量を過去の28日間分だけ平均したものを予測負荷量とする予測モデルであり、負荷のばらつきが非常に少ない場合に予測精度が高く、計算ロジックも容易であるため計算コストが少ない特徴がある。
The prediction
一方のニューロモデルは、ニューラルネットワークを用いて予測を行う予測モデルであり、本実施の形態では、ニューラルネットワークの入力値を予測する時刻の直前24時間の電力負荷量と、予測する時刻の外気温とし、出力値を予測を行う時刻の電力負荷量としている。ニューラルネットワークを用いた計算は、繰り返し計算を行うため、メモリの少ないマイコン上では多くの計算時間を要する。また、気温の変動は家庭の負荷に影響を及ぼすため、入力値に電力負荷履歴以外に外気温のデータが取得できていなければならない計算条件があり、算術平均と比較して計算コストが高い問題がある。しかし、負荷の発生にばらつきがあっても算術平均モデルより精度よく負荷予測を行うことができる。 One neuro model is a prediction model that performs prediction using a neural network. In this embodiment, the power load amount for 24 hours immediately before the time when the input value of the neural network is predicted and the outside temperature at the time when the prediction is performed. And the output value is the amount of power load at the time of prediction. Since calculation using a neural network repeatedly performs calculation, a long calculation time is required on a microcomputer with little memory. In addition, because fluctuations in temperature affect household loads, there are calculation conditions that require the acquisition of outside air temperature data in addition to the power load history, and the calculation cost is higher than the arithmetic average. There is. However, even if there is variation in load generation, load prediction can be performed with higher accuracy than the arithmetic average model.
予測モデルの選択には、算術平均モデル及びニューロモデルにおけるばらつき係数と誤差との関係を用いる。なお、予測モデルの選択については、第2の実施形態と同じであるので説明を省略する。 For the selection of the prediction model, the relation between the variation coefficient and the error in the arithmetic average model and the neuro model is used. Note that the selection of the prediction model is the same as that in the second embodiment, and a description thereof will be omitted.
予測モデル選択部23は、ばらつき係数算出部12からばらつき係数と、予測時間帯分割部27から分割時間帯情報を取得すると、グラフから誤差25%以下を満たすために、取得したばらつき係数が40未満の時は算術平均モデルを、取得したばらつき係数が40以上の時はニューロモデルを予測モデルとして選択する。選択した予測モデルと分割時間帯を1対1に関連付けた分割時間帯別予測モデル情報を生成する。図16に分割時間帯別予測モデル情報の例を示す。図16に示すように、分割時間帯別予測モデル情報は、分割時間帯毎に予測モデルが対応付けたれている。例えば、開始時刻が0時であり、終了時刻が4時である分割時間帯D1には、算術平均モデルが対応付けられており、開始時刻が4時であり、終了時刻が10時である分割時間帯D2には、算術平均モデルが対応付けられており、開始時刻が10時であり、終了時刻が14時である分割時間帯D3には、ニューロモデルが対応付けられており、開始時刻が14時であり、終了時刻が0時である分割時間帯D4には、ニューロモデルが対応付けられている。
When the prediction
このように、取得した電力負荷履歴のうち、一定期間の電力負荷量が同じ時刻毎に平均化され、平均化された各時刻の電力負荷量が立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻から次の立ち下がりから立ち上がりへと変化する時刻までが1の分割時間帯として分割される。 In this way, in the acquired power load history, the power load amount for a certain period is averaged at the same time, and the averaged power load amount at each time changes from the falling to the rising time to the next. The period from the falling to the rising time is divided as one divided time zone.
これにより、制御条件の誤差以内に収まるように、電力負荷のばらつき係数に従って予測モデルを選択することができる。 Thereby, the prediction model can be selected according to the variation coefficient of the power load so as to be within the error of the control condition.
なお、本方式によれば、ばらつき係数が一定以上であれば、予測結果に基づいて制御を行う場合、実際の電力負荷量と予測電力負荷量とが全く異なるという危険性が大きくなるため、予測をせず、単純な電力負荷追従制御を行う判断をすることも可能になる。 According to this method, if the variation coefficient is a certain value or more, when control is performed based on the prediction result, the risk that the actual power load amount and the predicted power load amount are completely different increases. It is also possible to make a determination to perform simple power load tracking control without performing the above.
負荷予測部24は、電力負荷蓄積部8から電力負荷履歴を取得すると、予測モデル選択部23から分割時間帯別予測モデル情報を取得する。予測モデルが算術平均モデルである場合、負荷予測部24は、電力負荷履歴から過去28日間までの電力負荷量を同じ時間帯で平均した値を予測負荷量として発電制御部25へ出力する。また、予測モデルがニューロモデルである場合、負荷予測部24は、電力負荷履歴から予測を行う時刻の直前24時間分の過去28日間の電力負荷量を入力データ、予測を行う時刻の過去28日間分の電力負荷量を出力データとした学習データから予測負荷量を学習し、電力負荷履歴を取得した時刻の直前24時間分の電力負荷量を入力データとして予測負荷量の予測を行う。負荷予測部24は、予測負荷量の計算が終了した時点で、発電制御部25へ予測負荷量を出力する。
When the
発電制御部25は、負荷予測部24から予測負荷量を取得すると、予測負荷量を用いて効率が最適となる発電量を燃料電池1へ出力する。
When the power
次に、図17に示す本発明の実施の形態のフロー図を用いて処理の流れを説明する。図17は、第3の実施形態における通常運転期間中の処理を説明するためのフローチャートであり、時刻が正時における処理を示している。図17の正時の処理以外に、電力負荷蓄積部8は、3秒おきに電力負荷と暦情報と外気温を取得し続けている。
Next, the flow of processing will be described using the flowchart of the embodiment of the present invention shown in FIG. FIG. 17 is a flowchart for explaining the process during the normal operation period in the third embodiment, and shows the process when the time is on the hour. In addition to the processing on the hour of FIG. 17, the power
まず、ステップS210において、電力負荷蓄積部8は、現在の時刻が0時であるか否かを判断する。時刻が0時の場合(ステップS210でYES)、例外日判定部9は、例外日フラグを非例外日「1」とする(ステップS211)。時刻が0時でない場合(ステップS210でNO)、ステップS220に処理を移行する。
First, in step S210, the power
次に、ステップS212において、予測時間帯分割部27は、電力負荷蓄積部8から電力負荷履歴を取得し、取得した電力負荷履歴のうち過去28日以内の電力負荷履歴を同一時刻毎に平均化し、1時間毎24時間分に平均化した電力負荷量が谷を描いている時刻から次の谷を描いている時刻までの時間帯毎に1日を分割する処理を行う。そして、予測時間帯分割部27は、分割時間帯情報をばらつき係数算出部12に出力する。
Next, in step S212, the prediction time
次に、ステップS213において、ばらつき係数算出部12は、予測時間帯分割部27より取得した分割時間帯情報と、電力負荷蓄積部8より取得した電力負荷履歴とを用いて、各分割時間帯毎のばらつき係数を求める。
Next, in step S213, the variation
更に、ステップ214において、予測モデル選択部23は、ばらつき係数算出部12において算出した分割時間帯毎のばらつき係数に従って分割時間帯毎に予測モデルを選択し、分割時間帯別予測モデル情報を作成する。
Furthermore, in step 214, the prediction
次にステップS220において、例外日判定部9は、例外日フラグが「0」であるか否か、すなわち、電力負荷を取得している日が例外日であるかを判断し、例外日であれば(ステップS220でYES)、電力負荷履歴の蓄積を行わずにステップS250へ進む。例外日でない場合(ステップS220でNO)、ステップS230において、電力負荷蓄積部8は、取得した電力負荷を1時間の電力負荷量に積算する。次に、ステップS240において、電力負荷蓄積部8は、1時間の平均外気温情報を付加して電力負荷履歴に追加して保持する。
Next, in step S220, the exception
次に、ステッブS250において、例外日判定部9は、時刻が分割時間帯情報に含まれている終了時刻と一致しているか否かを判断する。ここで、時刻が分割時間帯情報に含まれている終了時刻と一致していることを確認した場合(ステップS250でYES)、ステップS251において、例外日判定部9は、電力負荷蓄積部8から取得した電力負荷履歴と予測時間帯分割部27から取得した分割時間帯情報によって、例外日の判定を行う。時刻が分割時間帯情報に含まれている終了時刻と一致していないと判断された場合(ステップS250でNO)、ステップS260に処理を移行する。
Next, in step S250, the exception
例外日である場合(ステップS251でYES)、例外日判定部9は、例外日フラグを「0」にする(ステップS252)。そして、電力負荷蓄積部8は、電力負荷を取得した例外日の全ての電力負荷量を外気温情報とともに削除する(ステップS253)。例外日でない場合(ステップS251でNO)、ステップS260に処理を移行する。
When it is an exceptional date (YES in step S251), the exceptional
次に、正時毎に必ず処理を行うステップS260とステップS270に処理を進める。ステップS260において、負荷予測部24は、電力負荷蓄積部8より取得した電力負荷履歴と、予測モデル選択部23より取得した分割時間帯別予測モデル情報とを用いて、次の時刻の予測負荷量を求める。予測を行う時刻が含まれている分割時間帯の予測モデルがニューロモデルであれば、過去28日間の電力負荷履歴を用いて学習を行い、予測時刻直前の24時間の電力負荷履歴を用いて次の時刻の電力負荷量を予測する。また、算術平均モデルであれば、過去28日間の平均を求め予測負荷量とする。次に、ステップ270において、発電制御部25は、予測負荷量を用いて、効率が最適となる発電量を燃料電池1へ出力する。
Next, the process proceeds to step S260 and step S270, which must be performed every hour. In step S <b> 260, the
これら、ステップS210からステップS270までを毎時繰り返していく。 These steps S210 to S270 are repeated every hour.
以上のことから、本実施の例では、電力負荷蓄積部8で蓄積した電力量から、予測時間帯分割部27で1日を複数の時間帯に分割し、ばらつき係数算出部12で分割した時間帯毎にばらつき係数を求め、予測モデル選択部23でばらつき係数に応じた予測モデルを選択することになる。したがって、時間帯毎の電力負荷のパターンにばらつきに応じて予測モデルを選択することが可能で結果的に計算コストを削減することが可能になる。
From the above, in the present embodiment, the time obtained by dividing one day into a plurality of time zones by the prediction time
なお、本実施例は、予測負荷量を算出するタイミングを1時間毎としていたが、分単位で算出してもよい。また、予測モデルは、算術平均モデルとニューロモデルの2種類としたが、他の予測モデルに変更しても、種類を加えて選択肢を増やしてもよい。 In this embodiment, the timing for calculating the predicted load amount is every hour, but it may be calculated in units of minutes. Moreover, although two types of prediction models, the arithmetic average model and the neuro model, are used, the number of options may be increased by adding types, even if changing to another prediction model.
なお、本実施例では、予測の対象を電力負荷のみとしたが、給湯負荷を対象とすることも可能である。 In this embodiment, the prediction target is only the power load, but it is also possible to target the hot water supply load.
かかる構成によれば、過去の家庭内の電力負荷量に基づいてばらつき係数を求め、ばらつき係数に応じて、予測方法を算術平均のような簡単な予測方法か、ニューラルネットワークのような計算負荷のかかる予測方法かを選択することが可能になり、複雑な計算が必要のない場合は計算コストを抑えて予測を行うことが可能になる。 According to such a configuration, a variation coefficient is obtained based on the amount of power load in the home in the past, and according to the variation coefficient, a prediction method is a simple prediction method such as arithmetic average or a calculation load such as a neural network. It is possible to select such a prediction method, and when complicated calculation is not required, it is possible to perform prediction while suppressing calculation cost.
本発明に係る燃料電池システムは、家庭毎に異なる電力負荷に対応することができ、省エネルギー性を高めることができ、原燃料ガスを用いて電力を供給する燃料電池システム等として有用である。また、給湯負荷パターンに合わせた制御方法等の用途にも応用することができ、ガスエンジンコジェネやCO2HP等の給湯負荷予測にも応用が可能である。 The fuel cell system according to the present invention can cope with different electric power loads for each home, can improve energy saving, and is useful as a fuel cell system for supplying electric power using raw fuel gas. Moreover, it can be applied to uses such as a control method according to a hot water supply load pattern, and can also be applied to prediction of hot water supply loads such as gas engine cogeneration and CO2HP.
1 燃料電池
2 電力出力線
3 負荷
4 商用電源
5 電力計
6 制御部
8 電力負荷蓄積部
9 例外日判定部
10 電力負荷履歴記憶部
11 制御時間帯分割部
12 ばらつき係数算出部
13 制御方法決定部
14 一定制御部
16 追従制御部
17 ニューロモデル選択部
19 ニューロモデル記憶部
20 外気温センサ
23 予測モデル選択部
24 負荷予測部
25 発電制御部
151 負荷予測部
152 算術平均制御部
181 負荷予測部
182 ニューロ制御部
DESCRIPTION OF
Claims (15)
電力負荷実績の履歴を蓄積する電力負荷蓄積手段と、
前記電力負荷蓄積手段によって蓄積された電力負荷履歴に基づく電力負荷パターンから発電量を制御する制御方法を決定する制御方法決定手段と、
前記制御方法決定手段によって決定された制御方法にしたがって発電制御を行う発電制御手段とを備えることを特徴とする燃料電池システム。 A fuel cell system for supplying power using fuel gas,
Power load storage means for storing a history of power load results;
Control method determining means for determining a control method for controlling the power generation amount from the power load pattern based on the power load history stored by the power load storing means;
A fuel cell system comprising: power generation control means for performing power generation control according to the control method determined by the control method determination means.
前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出されるばらつき係数に基づいて制御方法を決定することを特徴とする請求項1記載の燃料電池システム。 It further comprises variation coefficient calculation means for obtaining a power load history accumulated by the power load accumulation means and calculating a variation coefficient representing a degree of variation in the power load pattern,
2. The fuel cell system according to claim 1, wherein the control method determining means determines a control method based on the variation coefficient calculated by the variation coefficient calculating means.
前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出された各ばらつき係数のうちの一つ、又は複数の組み合わせから制御方法を決定することを特徴とする請求項2記載の燃料電池システム。 The variation coefficient calculating means acquires the power load history accumulated by the power load accumulating means, the rise time when the power load increases, the rise gradient when the power load increases, the time when the peak of the power load appears, and the power load Calculate the coefficient of variation indicating the degree of variation in the amount of power at each peak,
3. The fuel cell system according to claim 2, wherein the control method determining means determines a control method from one or a combination of a plurality of variation coefficients calculated by the variation coefficient calculation means.
前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出されたばらつき係数が所定値未満の場合、電力負荷履歴から時刻毎の電力負荷量の算術平均を用いる制御方法に決定し、前記ばらつき係数算出手段によって算出されたばらつき係数が所定値以上の場合、ニューラルネットワークを用いる制御方法に決定し、
前記発電制御手段は、前記制御方法決定手段によって決定された制御方法を用いて予測負荷量を算出し、算出された予測負荷量にしたがって発電制御を行うことを特徴とする請求項2記載の燃料電池システム。 The variation coefficient calculating means calculates a variation coefficient representing a variation degree of the power load amount at the same time in a certain period,
When the variation coefficient calculated by the variation coefficient calculation unit is less than a predetermined value, the control method determination unit determines a control method using an arithmetic average of the power load amount at each time from the power load history, and calculates the variation coefficient If the variation coefficient calculated by the means is greater than or equal to a predetermined value, determine the control method using a neural network,
3. The fuel according to claim 2, wherein the power generation control means calculates a predicted load amount using the control method determined by the control method determination means, and performs power generation control according to the calculated predicted load amount. Battery system.
前記発電制御手段は、前記制御方法決定手段によってニューラルネットワークを用いる制御方法に決定された場合、前記電力負荷量と前記外気温とを入力値とし、発電量の予測負荷量を出力値とするニューロモデルを用いて予測負荷量を算出し、算出された予測負荷量にしたがって発電制御を行うことを特徴とする請求項9記載の燃料電池システム。 The power load history accumulating means acquires the outside air temperature from an outside air temperature sensor that measures the outside air temperature, accumulates the acquired outside air temperature together with the amount of power load,
When the power generation control means is determined to be a control method using a neural network by the control method determination means, the power load amount and the outside air temperature are input values, and the power generation amount predicted load amount is a neuron having an output value. 10. The fuel cell system according to claim 9, wherein a predicted load amount is calculated using a model, and power generation control is performed according to the calculated predicted load amount.
前記ばらつき係数算出手段は、前記電力負荷蓄積手段によって蓄積された前記電力負荷履歴と、前記時間帯分割手段によって生成される前記分割時間帯情報とを取得し、前記分割時間帯毎に前記電力負荷量のばらつき度を表すばらつき係数を算出し、
前記制御方法決定手段は、前記ばらつき係数算出手段によって算出されるばらつき係数と、前記予測時間分割手段によって生成される前記分割時間帯情報とを取得し、前記ばらつき係数に基づいて前記分割時間帯毎に前記制御方法を決定し、
前記発電制御手段は、前記制御方法決定手段によって決定された制御方法を用いて前記分割時間帯毎の予測負荷量を算出し、算出された予測負荷量にしたがって発電制御を行うことを特徴とする請求項9記載の燃料電池システム。 The power load history accumulated by the power load history accumulating means is acquired, and one day is divided into a plurality of divided time zones, and divided time zone information which is a combination of a start time and an end time for each divided time zone Further comprising a time zone dividing means for generating
The variation coefficient calculating means acquires the power load history accumulated by the power load accumulation means and the divided time zone information generated by the time zone dividing means, and the power load for each divided time zone. Calculate a variation coefficient that represents the degree of variation in quantity,
The control method determining means acquires the variation coefficient calculated by the variation coefficient calculating means and the divided time zone information generated by the predicted time dividing means, and for each divided time zone based on the variation coefficient Determining the control method,
The power generation control unit calculates a predicted load amount for each of the divided time zones using the control method determined by the control method determination unit, and performs power generation control according to the calculated predicted load amount. The fuel cell system according to claim 9.
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