JP2005287210A

JP2005287210A - エネルギ供給システム

Info

Publication number: JP2005287210A
Application number: JP2004098719A
Authority: JP
Inventors: Takeshi Tomio; 剛至富尾; Shoji Doi; 祥司土肥; Yuji Sawada; 雄治澤田; Ken Shibata; 憲柴田
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2004-03-30
Filing date: 2004-03-30
Publication date: 2005-10-13
Anticipated expiration: 2024-03-30
Also published as: JP4229865B2

Abstract

【課題】熱電併給装置と太陽光発電装置とを省コストで運転させることのできるエネルギ供給システムを提供する。
【解決手段】エネルギ供給システムであって、制御手段７が、熱負荷装置５について予測熱負荷量を予測し、その予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うときに併せて発生される熱電併給装置３の予測発電電力量と、太陽光発電装置ＰＶの予測発電電力量と、電力負荷装置１１の予測電力負荷量と、商用電力系統９への売電料金と、商用電力系統９からの買電料金とに基づくコスト計算によって導出される電力負荷装置１１及び熱負荷装置５に電力及び熱を供給するときのコストが、少なくとも太陽光発電装置ＰＶで発電された電力を売電可能とした条件の下で省コストとなるように熱電併給装置３を運転させるように構成されている。
【選択図】図１

Description

本発明は、熱と電気とを併せて発生する熱電併給装置と、太陽光発電装置と、熱電併給装置、太陽光発電装置及び商用電力系統の内の少なくとも１つから電力の供給を受ける電力負荷装置と、熱電併給装置から熱の供給を受ける熱負荷装置と、熱電併給装置の運転を制御する制御手段とが設けられているエネルギ供給システムに関する。

かかるエネルギ供給システムは、電力負荷装置が太陽光発電装置及び熱電併給装置から電力供給を受け、熱負荷装置が上記熱電併給装置から熱供給を受けるように構成されたものである。このようなエネルギ供給システムでは省コストを図るように運転することが望まれるものであり、そのようなエネルギ供給システムとして、売電価格の低い熱電併給装置の発電電力よりも売電価格の高い太陽光発電装置の発電電力を商用電力系統へ売電することを目的として、熱電併給装置の発電電力量が電力負荷装置の電力負荷量以上であるときには、電力負荷装置の電力負荷量の全てを熱電併給装置の発電電力量で賄って、太陽光発電装置の発電電力量を商用電力系統へと売電し、及び、熱電併給装置の発電電力量が電力負荷装置の電力負荷量未満であるときには、熱電併給装置を運転させず、電力負荷装置の電力負荷量の全てを太陽光発電装置の発電電力量と商用電力系統からの買電で賄うようにしているものがある（例えば、特許文献１参照）。

特開平８−１８６９３７号公報（図４）

上述のエネルギ供給システムでは、電力負荷装置の電力負荷量と熱電併給装置の発電電力量との比較のみに基づいて熱電併給装置を運転させるか否かの判定が行われているが、エネルギ供給システムでは、熱負荷装置の熱負荷量を賄いながらエネルギ供給システムの省コストを達成するための熱電併給装置の運転制御を行うことが望まれるものである。つまり、エネルギ供給システムの運転形態として、熱電併給装置で発生された熱量にて熱負荷装置の熱負荷量を賄うこととする条件の下で省コストを達成するような形態とすれば、大量の熱余剰や熱不足に陥ることを回避しながら省コストを達成することができるものであるが、従来のエネルギ供給システムではこのような要望を満足させることができないものである。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、熱負荷装置の熱負荷量を賄いながら、省コストとなるように熱電併給装置を運転させることのできるエネルギ供給システムを提供する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係るエネルギ供給システムの第１特徴構成は、熱と電気とを併せて発生する熱電併給装置と、太陽光発電装置と、前記熱電併給装置、前記太陽光発電装置及び商用電力系統の内の少なくとも１つから電力の供給を受ける電力負荷装置と、前記熱電併給装置から熱の供給を受ける熱負荷装置と、前記熱電併給装置の運転を制御する制御手段とが設けられているエネルギ供給システムであって、前記制御手段が、前記熱負荷装置について判別対象期間における時系列的な予測熱負荷量を予測し、その予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うときに併せて発生される前記熱電併給装置の前記判別対象期間における時系列的な予測発電電力量と、前記太陽光発電装置の前記判別対象期間における時系列的な予測発電電力量と、前記電力負荷装置の前記判別対象期間における時系列的な予測電力負荷量と、前記商用電力系統への前記判別対象期間における時系列的な売電料金と、前記商用電力系統からの前記判別対象期間における時系列的な買電料金とに基づくコスト計算によって導出される前記電力負荷装置及び前記熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのコストが、少なくとも前記太陽光発電装置で発電された電力を売電可能とした条件の下で省コストとなるように、前記熱主運転を行うための前記熱電併給装置の運転時間帯を前記判別対象期間内に定め、その運転時間帯に前記熱電併給装置を運転させるように構成されている点にある。

上記第１特徴構成によれば、制御手段が、熱負荷装置について判別対象期間における時系列的な予測熱負荷量を予測し、その予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うときに併せて発生される熱電併給装置の上記判別対象期間における時系列的な予測発電電力量と、太陽光発電装置の上記判別対象期間における時系列的な予測発電電力量と、電力負荷装置の上記判別対象期間における時系列的な予測電力負荷量と、商用電力系統への上記判別対象期間における時系列的な売電料金と、商用電力系統からの上記判別対象期間における時系列的な買電料金とに基づくコスト計算によって導出される電力負荷装置及び熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのコストが、少なくとも太陽光発電装置で発電された電力を売電可能とした条件の下で省コストとなるように、熱主運転を行うための熱電併給装置の運転時間帯を上記判別対象期間内に定め、その運転時間帯に熱電併給装置を運転させるように構成されている。つまり、熱電併給装置で発生された熱量にて熱負荷装置の熱負荷量を賄うこととする条件の下、電力系統への太陽光発電装置の発電電力量の売電料金が大きくなり、且つ、電力系統からの買電料金が小さくなるような熱電併給装置の運転時間帯を導出する省コスト計算を行って、熱電併給装置の運転をその運転時間帯へと積極的にずらすことで、電力負荷装置に対する電力供給と熱負荷装置に対する熱供給とを小さいコストで実施することが可能となる。
従って、熱負荷装置の熱負荷量を賄いながら、省コストとなるように熱電併給装置を運転させることのできるエネルギ供給システムが提供されることになる。

本発明に係るエネルギ供給システムの第２特徴構成は、上記第１特徴構成に加えて、前記太陽光発電装置及び前記熱電併給装置の両方で発電された電力が売電可能であるように構成されている点にある。

上記第２特徴構成によれば、太陽光発電装置及び熱電併給装置の両方で発電された電力が売電可能であるので、電力系統への太陽光発電装置の発電電力量及び熱電併給装置の売電料金を更に大きくすることができるような熱電併給装置の運転時間帯が導出され、その結果、電力負荷装置に対する電力供給と熱負荷装置に対する熱供給とを小さいコストで実施することができるようになる。

本発明に係るエネルギ供給システムの第３特徴構成は、上記第１又は第２特徴構成に加えて、前記制御手段が、前記熱電併給装置で発生された熱量を貯留する貯留装置において発生する放熱損失量を導出し、燃料を用いて熱を直接発生させる熱源機が、前記放熱損失量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金を前記コスト計算に含めるように構成されている点にある。

上記第３特徴構成によれば、制御手段が、熱電併給装置で発生された熱量を貯留する貯留装置において発生する放熱損失量を導出し、燃料を用いて熱を直接発生させる熱源機が、放熱損失量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金を上記コスト計算に含めるように構成されているので、熱電併給装置の運転時間帯を積極的に変更したことにより生じる損失をコストとして取り扱って、省エネルギ的な観点を含めながらも省コストとなるような運転を行うことができる。

本発明に係るエネルギ供給システムの第４特徴構成は、上記第１又は第２特徴構成に加えて、前記制御手段が、前記熱電併給装置で発生された熱量を貯留する貯留装置において発生する放熱損失量を導出し、前記放熱損失量に相当する熱量を前記熱電併給装置で発生させるために要する前記熱電併給装置の損失補填運転時間を導出し、前記熱電併給装置の運転を前記損失補填運転時間行うときに要する前記熱電併給装置の運転コストを前記コスト計算に含めるように構成されている点にある。

上記第４特徴構成によれば、制御手段が、熱電併給装置で発生された熱量を貯留する貯留装置において発生する放熱損失量を導出し、エネルギ効率の高い熱電併給装置によってその放熱損失量に相当する熱量を発生させるように構成されていることで、省エネルギ性の高いエネルギ供給システムを提供することができる。また、上記放熱損失量に相当する熱量を熱電併給装置で発生させるために要する熱電併給装置の損失補填運転時間を導出し、熱電併給装置の運転を損失補填運転時間行うときに要する熱電併給装置の運転コストを上記コスト計算に含めるように構成されていることで、省コストとなるように熱電併給装置を運転させることのできるエネルギ供給システムを提供することができる。

本発明に係るエネルギ供給システムの第５特徴構成は、上記第１から第４のいずれかの特徴構成に加えて、前記制御手段が、前記熱電併給装置に対して省エネルギ性を優先した運転を行わせるための指令を受けたときには、前記電力負荷装置及び前記熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのエネルギ効率が省エネルギとなるように前記熱主運転を行うための前記熱電併給装置の運転時間帯を定め、その運転時間帯に前記熱電併給装置を運転させるように構成されている点にある。

上記第５特徴構成によれば、制御手段が、熱電併給装置に対して省エネルギ性を優先した運転を行わせるための指令を受けたときには、電力負荷装置及び熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのエネルギ効率が省エネルギとなるように熱主運転を行うための熱電併給装置の運転時間帯を定め、その運転時間帯に熱電併給装置を運転させるように構成されているので、省コスト運転と省エネルギ運転とを自在に切り換えながら、電力負荷装置に対する電力供給と熱負荷装置に対する熱供給とを実施することができる。

本発明に係るエネルギ供給システムの第６特徴構成は、上記第１から第５のいずれかの特徴構成に加えて、前記制御手段が、情報通信回線を介して提供される気象予測情報に基づいて前記太陽光発電装置の予測発電電力量を予測するように構成されている点にある。

上記第６特徴構成によれば、制御手段が、情報通信回線を介して提供される日照量予報などの気象予測情報に基づいて太陽光発電装置の予測発電電力量を予測するように構成されているので、太陽光発電装置の発電電力量を正確に予測することができるようになる。その結果、上記コスト計算の精度が高まり、熱電併給装置の運転が省コストとなる確率が高まることとなる。

＜第１実施形態＞
以下に図面を参照して本発明の第１実施形態のエネルギ供給システムについて説明する。
このエネルギ供給システムは、図１及び図２に示すように、ガスエンジン１によって発電装置２を駆動するように構成された熱電併給装置３と、その熱電併給装置３にて発生する熱を利用しながら、回収した熱を貯留する貯留装置としての貯湯タンク４への貯湯及び熱負荷装置５への熱媒供給を行う貯湯ユニット６と、太陽光の光電変換によって発電を行う太陽光発電装置ＰＶと、熱電併給装置３及び貯湯ユニット６の運転を制御する運転制御手段としての運転制御部７と、リモコンＲなどから構成されている。前記熱負荷装置５は、床暖房装置や浴室暖房装置などの暖房端末にて構成されている。

前記発電装置２の出力側には、熱電併給装置３を備える電力系統を外部電力系統としての商用電力系統（以下、単に「商用系統」と表記することもある）９に連係するためのインバータ８が設けられ、そのインバータ８は、発電装置２の出力電力を商用系統９から供給される電力と同じ電圧及び同じ周波数にするように構成されている。
前記商用系統９は、例えば、単相３線式１００／２００Ｖであり、商業用電力供給ライン１０を介して、テレビ、冷蔵庫、洗濯機などの電力負荷装置１１に電気的に接続されている。
また、インバータ８は、コージェネ用供給ライン１２を介して商業用電力供給ライン１０に電気的に接続され、発電装置２からの出力電力がインバータ８及びコージェネ用供給ライン１２を介して電力負荷装置１１に供給されるように構成されている。そして、熱電併給装置３の余剰電力を消費して熱を発生し、その熱により貯湯タンク４への貯湯を行うことでエネルギの回収を行う余剰電力回収用熱源機としての電気ヒータ１４がコージェネ用供給ライン１２の途中に接続されている。

そして、太陽光発電装置ＰＶはインバータ６０及び太陽光発電電力用供給ライン６１を介して商業用電力供給ライン１０に電気的に接続され、発電装置２からの出力電力及び商用系統９からの電力と併せて電力負荷装置１１に対して電力を供給できるように構成されている。更に、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力を商用系統９へ売電可能であり、電力負荷装置１１での電力負荷量が、太陽光発電装置ＰＶの発電電力量及び熱電併給装置３の発電電力量を下回って余剰電力が発生した場合には、余剰電力の内の太陽光発電装置ＰＶの発電電力分を電気事業者等に売却するために、商用系統９側に逆潮流させることができるように構成されている。

前記商業用電力供給ライン１０には、この商業用電力供給ライン１０にて供給される商業用電力を計測する商用電力計測部Ｐ１が設けられ、コージェネ用供給ライン１２には、熱電併給装置３の発電電力を計測する熱電併給装置用発電電力計測部Ｐ２が設けられ、太陽光発電電力用供給ライン６１には太陽光発電装置ＰＶの発電電力量を計測する太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３が設けられている。前記商用電力計測部Ｐ１は、商業用電力供給ライン１０を通して流れる電流に逆潮流が発生するか否か、即ち、上述の余剰電力が発生するか否かをも検出するように構成されている。また運転制御部７は、商用電力計測部Ｐ１及び太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３を同時に監視し、商用電力計測部Ｐ１の測定結果に基づく逆潮流電力量が太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３の測定結果に基づく太陽光発電装置ＰＶで発電された電力量を超えないように、電気ヒータ１４の電力負荷量を調節している。つまり、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力のみが商用系統９へと逆潮流（売電）可能に構成してある。

前記電気ヒータ１４は、複数の電気ヒータから構成され、冷却水循環ポンプ１７の作動により冷却水循環路１５を通流するガスエンジン１の冷却水を加熱するように設けられ、発電装置２の出力側に接続された作動スイッチ１６によりＯＮ／ＯＦＦが切り換えられている。
よって、夫々の作動スイッチ１６のＯＮ／ＯＦＦを切り換えることにより、電気ヒータ１４の電力負荷量を調整可能に構成されている。ちなみに、電気ヒータ１４の電力負荷量は、電気ヒータ１本当たりの電力負荷量（例えば１００Ｗ）にオンされている作動スイッチ１６の個数を乗じた電力量になる。
そして、エネルギ供給システムは、夫々の作動スイッチ１６のＯＮ／ＯＦＦを切り換えて、余剰電力の内の熱電併給装置３の発電電力分の大きさが大きくなるほど、電気ヒータ１４の電力負荷量が大きくすることになる。

前記ガスエンジン１には、エンジン燃料路２１を通じて設定流量（例えば、０．４３３ｍ³／ｈ）でガス燃料が供給されて、前記熱電併給装置３が定格運転されるようになっており、その定格運転では、前記熱電併給装置３の発電電力は定格発電電力（例えば１ｋＷ）で略一定になるようになっている。

前記貯湯ユニット６は、温度成層を形成する状態で湯水を貯湯する前記貯湯タンク４、湯水循環路１８を通して貯湯タンク４内の湯水を循環させたり熱負荷装置５へ供給される熱媒を加熱する湯水を循環させる湯水循環ポンプ１９、熱媒循環路２２を通して熱媒を熱負荷装置５に循環供給させる熱媒循環ポンプ２３、冷却水循環路１５を通流する冷却水にて湯水循環路１８を通流する湯水を加熱させる排熱式熱交換器２４、湯水循環路１８を通流する湯水にて熱媒循環路２２を通流する熱媒を加熱させる熱媒加熱用熱交換器２６、バーナ２７ｂの燃焼により湯水循環路１８を通流する湯水を加熱させる熱源機としての補助加熱器２７などを備えて構成されている。この補助加熱器２７はガスを燃料として熱を直接発生させる装置であり、加熱対象の湯水を通流させる熱交換器２７ａと、その熱交換器２７ａを加熱する前記バーナ２７ｂと、そのバーナ２７ｂに燃焼用空気を供給する燃焼用ファン２７ｃとを備えて構成されている。
バーナ２７ｂへガス燃料を供給する補助燃料路２８には、バーナ２７ｂへのガス燃料の供給を断続する補助燃料用電磁弁２９と、バーナ２７ｂへのガス燃料の供給量を調節する補助燃料用比例弁３０とが設けられている。

前記貯湯タンク４には、貯湯タンク４の貯湯量を検出する貯湯量検出手段としての４個のタンクサーミスタＴｔが上下方向に間隔を隔てて設けられている。つまり、タンクサーミスタＴｔが設定温度以上の温度を検出することにより、その設置位置に湯が貯湯されているとして、検出温度が設定温度以上であるタンクサーミスタＴｔのうちの最下部のタンクサーミスタＴｔの位置に基づいて、貯湯量を４段階に検出するように構成され、４個のタンクサーミスタＴｔ全ての検出温度が前記設定温度以上になると、貯湯タンク４の貯湯量が満杯であることが検出されるように構成されている。

前記湯水循環路１８には、貯湯タンク４の下部と連通する取り出し路３５と貯湯タンク４の上部と連通する貯湯路３６が接続され、貯湯路３６には、電磁比例弁にて構成されて、湯水の通流量の調整及び通流の断続を行う貯湯弁３７が設けられている。
そして、湯水循環路１８には、取り出し路３５との接続箇所から湯水の循環方向の順に、前記排熱式熱交換器２４、前記湯水循環ポンプ１９、前記補助加熱器２７、電磁比例弁にて構成されて、湯水の通流量の調整及び通流の断続を行う暖房弁３９、前記熱媒加熱用熱交換器２６が設けられている。

このエネルギ供給システムに設けられる補機には、このエネルギ供給システム固有の補機と、このエネルギ供給システムにおいて本来必要な補機があり、固有の補機としては、前記冷却水循環ポンプ１７及び前記湯水循環ポンプ１９などが含まれ、本来必要な補機としては、前記熱媒循環ポンプ２３などが含まれ、本来必要な補機の電力負荷量は、前記電力負荷装置１１と同様に、使用者にて消費される電力として扱われる。

また、湯水循環路１８には、前記補助加熱器２７に流入する湯水の温度を検出する入口サーミスタＴｉ、補助加熱器２７から流出する湯水の温度を検出する出口サーミスタＴｅが設けられている。また、貯湯タンク４の上部から取り出した湯水を給湯する給湯路２０には給湯端末５ａでの給湯熱負荷量を計測する給湯熱負荷計測手段３１が設けられ、暖房端末５ｂでの暖房熱負荷量を計測する暖房熱負荷計測手段３２が設けられている。

図８に基づいて、エネルギ供給システムのリモコンＲについて説明を加える。
リモコンＲには、各種情報を表示出力する表示部４２、各種情報を音声にて出力するスピーカ４３、表示部４２及びスピーカ４３に出力する情報を切り換えるナビスイッチ４４、熱電併給装置３の運転を自動運転と手動運転とに切り換える発電切換スイッチ４５、熱電併給装置３の運転及び停止を指令する発電スイッチ４６、入力するデータの種類を選択する選択スイッチ４７、その選択スイッチ４７にて選択されている種類のデータを設定する設定スイッチ４８、入力するデータを設定スイッチ４８にて設定されているデータに確定する確定スイッチ４９等が設けられている。又、表示部４２には、熱電併給装置３が運転中のときに運転中表示マーク５０が表示される。

発電切換スイッチ４５にて自動運転に切り換えられると、後述するように熱電併給装置３が学習運転され、発電切換スイッチ４５にて手動運転に切り換えられて、運転時間帯が設定されたときは、設定されている運転時間帯で熱電併給装置３が運転される。
また、発電切換スイッチ４５にて自動運転に切り換えられている状態で、発電スイッチ４６をオンすると直ぐに熱電併給装置３が運転され、オフすると約１時間程度熱電併給装置３が停止された後、自動運転になる。
また、発電切換スイッチ４５にて手動運転に切り換えられている状態では、発電スイッチ４６がオンされると直ぐに熱電併給装置３が運転され、発電スイッチ４６がオフされると、直ぐに熱電併給装置３が停止されると共に、その停止状態が、次に発電切換スイッチ４５又は発電スイッチ４６が操作されるまで継続する。
尚、発電切換スイッチ４５にて手動運転に切り換えられている間は、電力負荷量や熱負荷量の計測データは、後述する学習運転にて使用する負荷データからは除外されるように構成されている。

前記運転制御部７は、前述の手動運転及び自動運転において、熱電併給装置３を運転するときには、熱電併給装置３及び冷却水循環ポンプ１７の作動状態を制御し、そして、湯水循環ポンプ１９、熱媒循環ポンプ２３の作動状態を制御することによって、貯湯タンク４内に湯水を貯湯する貯湯運転や、熱負荷装置５に熱媒を供給する熱媒供給運転等を行うようになっており、加えて、熱電併給装置３が発生した余剰電力を前記電気ヒータ１４にて熱に変換する余剰電力貯運転モードと、太陽光発電装置ＰＶが発生した余剰電力を前記商用系統９に売却する余剰電力売却運転モードとを備えている。さらに、運転制御部７は、前記学習運転により自動運転するために、後述の如く、予測負荷演算処理、データ更新処理、及び、運転可否判別処理等を実行するように構成されている。
また、前記運転制御部７は、リモコンＲの表示部４２やスピーカ４３に出力させる情報を切り換える出力情報切換制御を行うように構成されている。

ちなみに、図示しない給湯栓が開栓されると、貯湯タンク４の上部から湯水が取り出されて、給湯路２０を通じて給湯するように構成され、前記給湯栓が開栓されたときに、貯湯タンク４内に湯が貯湯されていないときには、湯水循環ポンプ１９が作動され、貯湯弁３７が開弁されると共に、補助加熱器２７が加熱作動されて、その補助加熱器２７にて加熱されて、貯湯路３６を通じて給湯路２０に給湯されるように構成されている。

まず、運転制御部７による熱電併給装置３の学習運転について説明を加える。
前記運転制御部７は、実際の使用状況に基づいて、１日分の過去負荷データを曜日と対応付ける状態で更新して記憶するデータ更新処理を行い、日付が変わって午前０時になるごとに、記憶されている１日分の過去負荷データから、その日１日分の予測負荷データを求める予測負荷演算処理を行うように構成されている。
そして、運転制御部７は、その日１日分の予測負荷データを求めた状態で、予測負荷データから、熱電併給装置３を運転させるか否かの基準となる省エネルギ度基準値を求める省エネルギ度基準値演算処理を行うと共に、その省エネルギ度基準値演算処理にて求められた省エネルギ度基準値よりも現時点での実省エネルギ度が上回っているか否かによって、熱電併給装置３の運転の可否を判別する運転可否判別処理を行うように構成されている。

このようにして、運転制御部７は、運転可否判別処理において、熱電併給装置３の運転が可と判別されると、熱電併給装置３を運転させ、熱電併給装置３の運転が不可と判別されると、熱電併給装置３の運転を停止させるように構成されている。

そして、運転制御部７は、運転時間帯において、貯湯タンク４内の貯湯量が満杯となると、熱電併給装置３の運転を停止させるように構成されている。

前記データ更新処理について説明を加えると、１日のうちのどの時間帯にどれだけの電力負荷量、熱負荷としての給湯熱負荷量と暖房熱負荷量があったかの１日分の過去負荷データを曜日と対応付ける状態で更新して記憶するように構成されている。

まず、過去負荷データについて説明すると、過去負荷データは、電力負荷量データ、給湯熱負荷量データ、暖房熱負荷量データの３種類の負荷データからなり、図３に示すように、１日分の過去負荷データを日曜日から土曜日までの曜日ごとに区分けした状態で記憶するように構成されている。
そして、１日分の過去負荷データは、２４時間のうち１時間を単位時間として、単位時間当たりの電力負荷量データの２４個、単位時間当たりの給湯熱負荷量データの２４個、及び、単位時間当たりの暖房熱負荷量データの２４個から構成されている。

上述のような過去負荷データを更新する構成について説明を加えると、実際の使用状況から、単位時間当たりの電力負荷量、給湯熱負荷量、及び、暖房熱負荷量の夫々を、商用電力計測部Ｐ１、熱電併給装置用発電電力計測部Ｐ２、太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３、給湯熱負荷計測手段３１、及び、暖房熱負荷計測手段３２にて計測し、その計測した負荷データを記憶する状態で１日分の実負荷データを曜日と対応付けて記憶させる。ちなみに、電力負荷装置１１の電力負荷量は、商用電力計測部Ｐ１で計測した電力と、熱電併給装置用発電電力計測部Ｐ２で計測した発電装置２の発電出力と、太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３で計測した発電電力との和から、電気ヒータ１４の電力負荷量とエネルギ供給システム固有の補機の電力負荷量とを差し引いたものとなる。尚、商用電力計測部Ｐ１で計測された電力とは、商用系統９から受電する方向を正とした電力を示し、よって、商用系統９へ電力を逆潮流している場合には、負の値を取る。
そして、１日分の実負荷データが１週間分記憶されると、曜日ごとに、過去負荷データと実負荷データとを所定の割合で足し合わせることにより、新しい過去負荷データを求めて、その求めた新しい過去負荷データを記憶して、過去負荷データを更新するように構成されている。

日曜日を例に挙げて具体的に説明すると、図３に示すように、過去負荷データのうち日曜日に対応する過去負荷データＤ１ｍと、実負荷データのうち日曜日に対応する実負荷データＡ１とから、下記の〔式１〕により、日曜日に対応する新しい過去負荷データＤ１（ｍ＋１）が求められ、その求められた過去負荷データＤ１（ｍ＋１）を記憶する。
尚、下記の〔式１〕において、Ｄ１ｍを、日曜日に対応する過去負荷データとし、Ａ１を、日曜日に対応する実負荷データとし、Ｋは、０．７５の定数であり、Ｄ１（ｍ＋１）を、新しい過去負荷データとする。

前記予測負荷演算処理について説明を加えると、日付が変わるごとに実行され、その日のどの時間帯にどれだけの電力負荷量、給湯熱負荷量、暖房熱負荷量が予測されているかの１日分の予測負荷データを求めるように構成されている。
すなわち、曜日ごとの７つの過去負荷データのうち、その日の曜日に対応する過去負荷データと前日の実負荷データとを所定の割合で足し合わせることにより、どの時間帯にどれだけの電力負荷量、給湯熱負荷量、暖房熱負荷量が予測されているかのその日１日分の予測負荷データを求めるように構成されている。

月曜日１日分の予測負荷データを求める場合を例に挙げて具体的に説明すると、図３に示すように、曜日ごとの７つの過去負荷データＤ１ｍ〜Ｄ７ｍと曜日ごとの７つの実負荷データＡ１〜Ａ７とが記憶されているので、月曜日に対応する過去負荷データＤ２ｍと、前日の日曜日に対応する実負荷データＡ１とから、下記の〔式２〕により、月曜日の１日分の予測負荷データＢを求める。
そして、１日分の予測負荷データＢは、図４に示すように、１日分の予測電力負荷量データ、１日分の予測給湯熱負荷量データ、１日分の予測暖房熱負荷量データからなり、図４の（イ）は、１日分の予測電力負荷量を示しており、図４の（ロ）は、１日分の予測暖房熱負荷量を示しており、図４の（ハ）は、１日分の予測給湯熱負荷量を示している。
尚、下記の〔式２〕において、Ｄ２ｍを、月曜日に対応する過去負荷データとし、Ａ１を、日曜日に対応する実負荷データとし、Ｑは、０．２５の定数であり、Ｂは、予測負荷データとする。

前記省エネルギ度基準値演算処理について説明を加えると、予測給湯熱負荷量データを用いて、現時点から基準値用時間先までの間に必要となる貯湯必要量を賄えるように熱電併給装置３を運転させた場合に、熱電併給装置３を運転させることによって、エネルギ供給システムの設置施設における省エネルギ化を実現できる省エネルギ度基準値を求めるように構成されている。

例えば、単位時間を１時間とし、基準値用時間を１２時間として説明を加えると、まず、予測負荷データによる予測電力負荷量、予測給湯熱負荷量、及び、予測暖房熱負荷量から、下記の〔式３〕により、図５に示すように、熱電併給装置３を運転させた場合の予測省エネルギ度を１時間ごとに１２時間先までの１２個分を求めると共に、熱電併給装置３を運転させた場合に貯湯タンク４に貯湯することができる予測貯湯量を１時間ごとに１２時間先までの１２個分を求める。

但し、ＥＫ１は、有効発電出力Ｅ１を変数とする関数であり、ＥＫ２は、有効暖房熱出力Ｅ２を変数とする関数であり、ＥＫ３は、有効貯湯熱出力Ｅ３を変数とする関数であり、
ＥＫ１＝有効発電出力Ｅ１の発電所一次エネルギ換算値
＝ｆ１（有効発電出力Ｅ１，発電所での必要エネルギ）
ＥＫ２＝有効暖房熱出力Ｅ２の従来給湯器でのエネルギ換算値
＝ｆ２（有効暖房熱出力Ｅ２，バーナ効率（暖房時））
ＥＫ３＝有効貯湯熱出力Ｅ３の従来給湯器でのエネルギ換算値
＝ｆ３（有効貯湯熱出力Ｅ３，バーナ効率（給湯時））
熱電併給装置３の必要エネルギ：５．５ｋＷ
（熱電併給装置３を１時間稼動させたときの都市ガス消費量を０．４３３ｍ³とする）
単位電力発電必要エネルギ：２．８ｋＷ
バーナ効率（暖房時）：０．８
バーナ効率（給湯時）：０．９

また、有効発電出力Ｅ１、有効暖房熱出力Ｅ２、有効貯湯熱出力Ｅ３の夫々は、下記の〔式４〕〜〔式６〕により求められる。

但し、電気ヒータ１４の熱出力＝電気ヒータ１４の電力負荷量×ヒータの熱効率とする。

そして、図５に示すように、１時間ごとの予測省エネルギ度及び予測貯湯量を１２個分求めた状態において、まず、予測給湯熱負荷量データから１２時間先までに必要とされている予測必要貯湯量を求め、その予測必要貯湯量から現時点での貯湯タンク４内の貯湯量を引いて、１２時間先までの間に必要となる必要貯湯量を求める。
例えば、予測給湯熱負荷量データから１２時間後に９．８ｋＷの給湯熱負荷量が予測されていて、現時点での貯湯タンク４内の貯湯量が２．５ｋＷである場合には、１２時間先までの間に必要となる必要貯湯量は７．３ｋＷとなる。

そして、単位時間の予測貯湯量を足し合わせる状態で、その足し合わせた予測貯湯量が必要貯湯量に達するまで、１２個分の単位時間のうち、予測省エネルギ度の数値が高いものから選択していくようにしている。

説明を加えると、例えば、上述の如く、必要貯湯量が７．３ｋＷである場合には、図５に示すように、まず、予測省エネルギ度の一番高い７時間先から８時間先までの単位時間を選択し、その単位時間における予測貯湯量を足し合わせる。
次に予測省エネルギ度の高い６時間先から７時間先までの単位時間を選択し、その単位時間における予測貯湯量を足し合わせて、そのときの足し合わせた予測貯湯量が１．１ｋＷとなる。
また次に予測省エネルギ度の高い５時間先から６時間先までの単位時間を選択し、その単位時間における予測貯湯量を足し合わせて、そのときの足し合わせた予測貯湯量が４．０ｋＷとなる。

このようにして、予測省エネルギ度の数値が高いものからの単位時間の選択と予測貯湯量の足し合わせを繰り返していくと、図５に示すように、８時間先から９時間先までの単位時間を選択したときに、足し合わせた予測貯湯量が７．３ｋＷに達する。
そうすると、８時間先から９時間先までの単位時間の省エネルギ度を省エネルギ度基準値として設定し、図５に示すものでは、省エネルギ度基準値が１０６となる。

前記運転可否判別処理について説明を加えると、運転可否判別処理では、現時点での電力負荷量、予測給湯熱負荷量、及び、現時点での暖房熱負荷量から、上記の〔式３〕により、実省エネルギ度を求める。
そして、その実省エネルギ度が省エネルギ度基準値よりも上回ると、熱電併給装置３の運転が可と判別し、実省エネルギ度が省エネルギ度基準値以下であると、熱電併給装置３の運転が不可と判別するようにしている。

つまり、実際の電力負荷量、給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量が、予測電力負荷量データ、予測給湯熱負荷量データ及び予測暖房熱負荷量データと略等しければ、実省エネルギ度は、省エネルギ基準値演算処理において求めた予測省エネルギ度と略等しくなるので、必要貯湯量を貯湯できるように予測省エネルギ度の高い時間帯の順に選択した複数の単位時間において、熱電併給装置３が運転されることになる。
従って、必要貯湯量を貯湯できるように予測省エネルギ度の高い時間帯の順に選択した複数の単位時間から成る時間帯が、予測熱負荷量及び予測電力負荷量と省エネルギ運転条件（省エネルギ度Ｐに相当する）とに基づいて求めた熱電併給装置３を運転するための予測運転時間帯となる。そして、この省エネルギ度基準値演算処理は数秒間隔で行われ、一旦、熱電併給装置３の運転が開始されると少なくとも１時間は運転が継続される。

つまり、運転制御部７は、省エネルギ度Ｐが高く且つ熱負荷量又は電力負荷量が多い時間帯を、熱電併給装置３を運転するための予測運転時間帯として求めるように構成されている。また、運転制御部７は、熱の時系列消費データ及び電力の時系列消費データに基づいて、１日という判別対象期間における時系列的な予測熱負荷量及び時系列的な予測電力負荷量を求め、求めた予測熱負荷量及び予測電力負荷量と省エネルギ運転条件（省エネルギ度Ｐ）とに基づいて熱電併給装置３を運転するための予測運転時間帯を求めて、その求めた予測運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転するように構成されている。

以上のように、運転制御部７は、このエネルギ供給システムを省エネルギ運転させるような熱電併給装置３の予測運転時間帯を求めて、その求めた予測運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転させることができるが、図６の制御フローに説明するようにエネルギ供給システムを省コスト運転させることもできる。
つまり、本実施形態では、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力を商用系統９へと売電可能に構成されているので、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力が余るように熱電併給装置３を運転すればエネルギ供給システムの省コストを達成できる可能性がある。但し、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力が余るように熱電併給装置３を運転することで、商用系統９からの買電が増大する可能性もある。従って、運転制御部７は、エネルギ供給システムの省コストを目的とするときは、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力の売電料金と商用系統９からの買電料金とを考慮して、エネルギ供給システムを省コスト運転させるような熱電併給装置３の運転時間帯を求めて、その求めた運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転させる。

図６のステップ＃１００において運転制御部７は、日付が変わって午前０時になると熱負荷装置５の予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うための熱電併給装置３の予測運転時間帯を仮決定する。この予測運転時間帯としては、上述した省エネルギ運転させるような熱電併給装置３の予測運転時間帯を利用することができる。そして、省エネルギを目的としないならば、熱負荷装置５の予測熱負荷量を賄えるだけの熱量を発生する期間の運転が行われていれば、その運転時間帯は自由に変更可能である。つまり、熱電併給装置３の運転時間帯が省エネルギを目的として図７（イ）に示すように仮決定されていたとしても、その運転期間の長さが維持されていれば、運転時間帯を時間的に前後に変更して、省コストとなる運転時間帯で熱電併給装置３を運転させることができる。

そして、ステップ＃１０２において運転制御部７は、運転期間の開始時刻を１時間ずつずらしながら、運転トータルコストを導出する。例えば、省エネルギ運転を行うときには図７（イ）の実線で示すような時間帯で運転を行う予定であった熱電併給装置３を、図７（ロ）に示すような、運転期間の開始時刻を午前０時とした運転時間帯で運転したときの運転トータルコストを導出する。尚、図７（イ）及び図７（ロ）の破線で示すのは予測熱負荷量（図４（ロ）に示す予測暖房熱負荷量及び図４（ハ）に示す予測給湯熱負荷量）である。そして、運転トータルコストの計算を運転期間の開始時刻を変更しながら複数回行う。

例えば、運転制御部７は、図４（イ）に示した１日という判別対象期間における時系列的な電力負荷装置１１の予測電力負荷量と、図７（ロ）の運転時間帯で熱電併給装置３を運転したときに予測される図７（ハ）に示す時系列的な熱電併給装置３の予測発電電力量と、図７（ニ）に示す時系列的な太陽光発電装置ＰＶの予測発電電力量とに基づいて、時系列的な余剰電力量と不足電力量とを導出する。時系列的な太陽光発電装置ＰＶの予測発電電力量は運転制御部７において導出され、例えば、運転制御部７は、図２に例示するように通信部４０及び情報通信回線Ｎを介して通信可能に接続されている気象情報提供サーバＳから時系列的な日照量の情報を受信し、太陽光発電装置３が設置されている緯度経度、太陽光発電装置３が備える太陽電池パネルの太陽に対する傾きなどの設置姿勢、太陽光発電装置３の定格出力などを参照して、太陽光発電装置ＰＶでの時系列的な予測発電電力量を導出する。

そして運転制御部７は下記の〔式７〕に示すように、図７（ホ）に示す余剰電力の内の太陽光発電装置ＰＶで発電される電力を売電するときの時系列的な売電価格と、商用系統９から買電するときの時系列的な買電価格とを用いてコスト計算を行い、売電料金と買電料金との合計料金を運転トータルコストとして導出する。

そしてステップ＃１０４において運転制御部７は、上述のように運転期間の開始時刻をずらして導出された複数個の合計料金データの内で最も経済性が優れた、つまり運転トータルコストが最も小さい結果が得られたときの運転時間帯が、省コストを達成可能な運転時間帯であると決定する。そして、運転制御部７はその運転時間帯で熱電併給装置３を運転させる。

＜第２実施形態＞
本実施形態は、貯湯タンク４での放熱によって失われる熱量に関するコストを運転トータルコストに含めるコスト計算を行う点で上記第１実施形態と異なる。以下に、第２実施形態のエネルギ供給システムについて説明するが、第１実施形態と同様の説明は省略する。

このエネルギ供給システムでは、熱電併給装置３が熱負荷装置５の予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うように構成されているものの、図４及び図７に例示したように熱電併給装置３が貯湯を終了して長期間経過した後で熱負荷装置５での熱消費が行われるということもあり、そのような場合には貯湯タンク４での放熱によって放熱損失が発生することになる。そのため、運転制御部７がその放熱損失量をコスト計算に含めるような運転トータルコストの導出を行って、電力供給及び熱供給の両方のコストを考慮した省コストな運転を行うように構成されている。

まず運転制御部７は、ガスなどの燃料を用いて熱を直接発生させる上述の補助加熱器２７のような熱源機が、余剰電力の内の熱電併給装置３で発電された電力分Ｐ_ex（ｔ）を電気ヒータ１４で熱に変換するときに失われる放熱量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金Ｍ_ex-lossを導出する。

次に運転制御部７は、ガスなどの燃料を用いて熱を直接発生させる上述の補助加熱器２７のような熱源機が、時刻Ｔ１において熱電併給装置３及び電気ヒータ１４で発生された熱の回収が貯湯タンク４を用いて開始されてから時刻Ｔ３に熱負荷装置５で熱消費が行われるまでの貯湯タンク４での放熱量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金Ｍ_st-lossを導出する。

そして運転制御部７は下記の〔式１０〕の不等号が成立しているか否かの判定を行い、成立しているときには、熱電併給装置３の運転開始時刻（貯湯開始時刻）Ｔ１及び熱電併給装置３の運転終了時刻（貯湯終了時刻）Ｔ２の値を１ずつ増分して再度計算を行う。また、不等号が不成立のときには、〔式１０〕の左辺−右辺が最大となるＴ１が運転開始時刻となるような運転時間帯で熱電併給装置の省コスト運転が行われる。〔式１０〕において、Ｍ_pv'は売電料金と買電料金との合計料金である。

＜第３実施形態＞
本実施形態は、熱電併給装置３及び電気ヒータ１４を運転することにより得られる熱量に関するコストを運転トータルコストに含めるコスト計算を行う点で上記第１実施形態と異なる。以下に、第３実施形態のエネルギ供給システムについて説明するが、第１実施形態と同様の説明は省略する。

本実施形態において運転制御部７は、図６のステップ＃１０２において行われるコスト計算の内容が上記第１実施形態の場合と異なる以外は、図６の制御フローを参照して説明したエネルギ供給システムの省コスト運転と同様の運転を行う。例えば運転制御部７は、１日当たりの有効回収熱量Ｈ_effを下記の〔式１１〕に基づいて導出する。但し、時刻ｔにおいて熱電併給装置３が発生する熱量をＨ_cgs（ｔ）で表し、時刻ｔにおいて発生する余剰電力の内の熱電併給装置で発生した電力分を電気ヒータ１４で回収した熱量をＨ_ex（ｔ）で表し、時刻２３時で貯湯タンク４に貯湯されている熱量をＨ_st（２３）で表している。〔式１１〕において、時刻２３時で貯湯タンク４に貯湯されている熱量Ｈ_st（２３）を減算しているのは、それが使用されない余剰の熱量であり、熱損失と見なされるからである。

そして運転制御部７は、ガスなどの燃料を用いて熱を直接発生させる上述の補助加熱器２７のような熱源機が、上述のように導出された有効回収熱量Ｈ_effに相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金Ｍ_eff（２３）を導出する。そして、その有効回収熱量を回収したことで上記予測燃料料金を費やして熱源機を運転させる必要を無くすことができたということであるので、〔式１２〕に示すようにこの予測燃料料金を運転トータルコストから減算するコスト計算を行うことができる。

そしてステップ＃１０４において運転制御部７は、上述したように導出された複数個の合計料金データの内で最も経済性が優れた、つまり運転トータルコストが最も小さい結果が得られたときの運転時間帯が、省コストを達成可能な運転時間帯であると決定する。そして運転制御部７は、その運転時間帯で熱電併給装置３を運転させる。
また、本実施形態のコスト計算を上記第２実施形態のコスト計算に含めて行ってもよい。

＜第４実施形態＞
第４実施形態のエネルギ供給システムは、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力及び熱電併給装置３で発電された電力の両方が商用系統９へ売電可能に構成されている点で上記第１実施形態と異なる。つまり、太陽光発電装置ＰＶで発電された電力及び熱電併給装置３で発電された電力の余剰電力の全てが商用系統９へと逆潮流（売電）されることになる。以下に、第４実施形態のエネルギ供給システムについて説明するが、第１実施形態と同様の説明は省略する。

本実施形態において運転制御部７は、図６のステップ＃１０２において行われるコスト計算の内容が上記第１実施形態の場合と異なる以外は、図６の制御フローを参照して説明したエネルギ供給システムの省コスト運転と同様の運転を行わせることができる。例えば、運転制御部７は、図４（イ）に示した１日という判別対象期間における時系列的な電力負荷装置１１の予測電力負荷量と、図７（ロ）の運転時間帯から予測される図７（ハ）に示す時系列的な熱電併給装置３の予測発電電力量と、図７（ニ）に示す時系列的な太陽光発電装置ＰＶの予測発電電力量とに基づいて、時系列的な余剰電力量と不足電力量とを導出する。そして運転制御部７は下記の〔式１３〕に示すように、図７（ホ）に示す余剰電力の内の太陽光発電装置ＰＶで発電される電力分を売電するときの時系列的な売電価格と、余剰電力の内の熱電併給装置３で発電される電力分を売電するときの時系列的な売電価格と、商用系統９から買電するときの時系列的な買電価格とを用いてコスト計算を行って、売電料金と買電料金との合計料金を運転トータルコストとして導出する。

そしてステップ＃１０４において運転制御部７は、上述したように導出された複数個の合計料金データの内で最も経済性が優れた、つまり運転トータルコストが最も小さい結果が得られたときの運転時間帯が、省コストを達成可能な運転時間帯であると決定する。そして、運転制御部７はその運転時間帯で熱電併給装置３を運転させる。

＜別実施形態＞
＜１＞
上記実施形態では、運転制御部７が、エネルギ供給システムの運転状態が省コストとなるように熱電併給装置３を自動制御するように構成されている場合について説明したが、このエネルギ供給システムのユーザによって熱電併給装置３に対して省エネルギ性を優先した運転を行わせるための指令を受けたときには、エネルギ供給システムのエネルギ効率が省エネルギとなるように熱電併給装置３を自動制御させることもできる。

例えば、図８のリモコンＲの「省エネ」ボタン５３がオン操作された状態にあるとき、運転制御部７は、第１実施形態において説明したようなエネルギ供給システムを省エネルギ運転させるような熱電併給装置３の予測運転時間帯を求めて、その求めた予測運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転させればよい。つまり、上記第１実施形態で求められた省エネルギ運転のための予測運転時間帯において熱電併給装置３を運転させればよい。
そして、このエネルギ供給システムのユーザは、省エネルギ運転ランプ５４が点灯されているときに、熱電併給装置３が省エネルギ運転されていることを確認できる。

＜２＞
上記実施形態では、運転制御部７が、日付が変わった午前０時にエネルギ供給システムを省コスト運転させるような熱電併給装置３の運転時間帯を求めて、その求めた運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転させる場合について説明したが、午前０時以降に同様の運転時間帯の導出を行って、その運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転させるように構成することもできる。例えば、気象情報提供サーバＳから再受信した気象情報に基づいて導出された太陽光発電装置ＰＶの予測発電電力量が当初の予測発電電力量と異なるときや、日中の太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３の計測結果から、気象条件が悪いために図７（ニ）に示したような太陽光発電装置ＰＶの予測発電電力量が当初の予測と異なるときなどに、運転制御部７が、新たな予測発電電力量に基づいて上述と同様のエネルギ供給システムを省コスト運転させるような熱電併給装置３の運転時間帯を求めて、その求めた運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を自動運転させるように構成することもできる。

或いは、運転制御部７が、日中に太陽光発電装置ＰＶの発電電力量が小さい又は殆ど発電を行っていないことを太陽光発電装置用発電電力計測部Ｐ３の計測結果から認識したとき、第１実施形態において説明したようなエネルギ供給システムを省エネルギ運転させるような熱電併給装置３の運転時間帯を求めて、その求めた運転時間帯に基づいて熱電併給装置３を省コスト運転から省エネルギ運転に切り換えて自動運転させるように構成することもできる。

＜３＞
上記実施形態では、省コスト運転となる熱電併給装置３の運転時間帯を、図７（ロ）に示したような１つの運転時間帯にまとめて導出した例について説明したが、運転時間帯を複数個に分離した上で省コストとなる運転時間帯を導出してもよい。例えば、運転制御部７が、運転期間を１時間として、その運転期間の開始時刻を１時間ずつずらしながら、運転トータルコストを導出し、熱負荷装置５の熱負荷量を賄うために必要な運転期間の合計の長さが７時間であるときには、導出された２４個の運転トータルコストの内、経済性が優れた上位７個の運転期間の開始時刻を選択し、その７個の運転期間を組み合わせて得られる合計７時間の運転時間帯が、省コスト運転を達成可能な運転時間帯であると決定するように構成してもよい。

＜４＞
上記第２実施形態では、余剰電力の内の太陽光発電装置ＰＶで発電された電力は商用系統９へ売電可能であり、余剰電力の内の熱電併給装置３で発生された電力は電気ヒータ１４で熱に変換して回収する場合について説明したが、余剰電力の内の熱電併給装置３で発生された電力を商用系統９へ売電する場合であってもよい。そのとき、余剰電力は商用系統９へ全て売電されるため、〔式８〕に示した余剰電力の内の熱電併給装置３で発電された電力分Ｐ_ex（ｔ）を電気ヒータ１４で熱に変換するときに失われる放熱量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金Ｍ_ex-lossは存在しない。従って、〔式９〕では右辺のＨ_ex（ｔ）の項が存在しないが、他は上記第２実施形態と同様である。

＜５＞
上記実施形態では、熱電併給装置としてガスエンジンと発電装置とを備えたエネルギ供給システムを例示したが、熱と電気とを併せて発生させることのできる装置であれば燃料電池などの他の装置を用いてエネルギ供給システムを構築することもできる。

＜６＞
上記実施形態では、熱電併給装置３で発生された熱量を貯留する貯湯タンク４において発生する放熱損失量を計算し、ガスなどの燃料を用いて熱を直接発生させる上述の補助加熱器２７のような熱源機が、その放熱量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金を上記コスト計算に含めるように構成されていたが、本別実施形態では、運転制御部７が、熱電併給装置３がその放熱損失量に相当する損失補填熱負荷量を発生させために要する損失補填運転時間を導出し、熱電併給装置３が運転をその損失補填運転時間行うときに要する熱電併給装置３の運転コストを上記コスト計算に含めるように構成されている。

上記放熱損失量に相当する損失補填熱負荷量Ｈ_addは、熱電併給装置３で発電された余剰電力分Ｐ_ex（ｔ）を電気ヒータ１４で熱に変換するときに失われる放熱量、及び、時刻Ｔ１において熱電併給装置３及び電気ヒータ１４で発生された熱の回収が貯湯タンク４を用いて開始されてから時刻Ｔ３に熱負荷装置５で熱消費が行われるまでの貯湯タンク４での放熱量の合計によって導出され、下記の〔式１４〕で表される。尚、熱電併給装置３で発電された余剰電力分Ｐ_ex（ｔ）を商用系統９へ逆潮流させるときには、下記の〔式１４〕においてＰ_ex（ｔ）＝０、及び、Ｈ_ex（ｔ）＝０である。

運転制御部７は、損失補填熱負荷量Ｈ_addを熱電併給装置３で発生させるために要する熱電併給装置３の損失補填運転時間を導出し、及び、熱電併給装置３がその損失運転期間の運転を行うときに要する熱電併給装置３の運転コストを導出する。熱電併給装置３がガスを燃料とするガスエンジンとそのガスエンジンにて駆動される発電装置とを備えて構成される場合には、ガスエンジンが燃料とするガス料金が熱電併給装置３の運転コストになる。また、熱電併給装置３が燃料電池で構成される場合には、燃料電池が燃料とする水素ガスの料金、或いは、水素ガスを生成する原燃料となるガスやアルコールなどの料金が熱電併給装置３の運転コストになる。

そして、運転制御部７は、導出した損失補填運転時間を上記実施形態において図７（ロ）のように例示した運転時間帯に加え、導出した運転コストを上記コスト計算に含めた上で、上記実施形態と同様に運転トータルコストの計算を運転期間の開始時刻を変更しながら複数回行い、運転トータルコストが最も小さい結果が得られたときの運転時間帯が、省コストを達成可能な運転時間帯であると決定する。

エネルギ供給システムの全体構成を示すブロック図エネルギ供給システムの制御構成を示すブロック図データ更新処理を説明する図時系列的なデータを示す図省エネルギ度基準演算処理を説明する図省コスト運転の制御フロー時系列的なデータを示す図リモコン及びその表示部の表示例を示す図

符号の説明

３熱電併給装置
５熱負荷装置
７運転制御部（制御手段）
９商用電力系統
１１電力負荷装置
ＰＶ太陽光発電装置

Claims

熱と電気とを併せて発生する熱電併給装置と、太陽光発電装置と、前記熱電併給装置、前記太陽光発電装置及び商用電力系統の内の少なくとも１つから電力の供給を受ける電力負荷装置と、前記熱電併給装置から熱の供給を受ける熱負荷装置と、前記熱電併給装置の運転を制御する制御手段とが設けられているエネルギ供給システムであって、
前記制御手段が、
前記熱負荷装置について判別対象期間における時系列的な予測熱負荷量を予測し、
その予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うときに併せて発生される前記熱電併給装置の前記判別対象期間における時系列的な予測発電電力量と、前記太陽光発電装置の前記判別対象期間における時系列的な予測発電電力量と、前記電力負荷装置の前記判別対象期間における時系列的な予測電力負荷量と、前記商用電力系統への前記判別対象期間における時系列的な売電料金と、前記商用電力系統からの前記判別対象期間における時系列的な買電料金とに基づくコスト計算によって導出される前記電力負荷装置及び前記熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのコストが、少なくとも前記太陽光発電装置で発電された電力を売電可能とした条件の下で省コストとなるように、前記熱主運転を行うための前記熱電併給装置の運転時間帯を前記判別対象期間内に定め、その運転時間帯に前記熱電併給装置を運転させるように構成されているエネルギ供給システム。
前記太陽光発電装置及び前記熱電併給装置の両方で発電された電力が売電可能であるように構成されている請求項１記載のエネルギ供給システム。
前記制御手段が、
前記熱電併給装置で発生された熱量を貯留する貯留装置において発生する放熱損失量を導出し、
燃料を用いて熱を直接発生させる熱源機が、前記放熱損失量に相当する熱量を発生させるときに要する予測燃料料金を前記コスト計算に含めるように構成されている請求項１又は２記載のエネルギ供給システム。
前記制御手段が、
前記熱電併給装置で発生された熱量を貯留する貯留装置において発生する放熱損失量を導出し、
前記放熱損失量に相当する熱量を前記熱電併給装置で発生させるために要する前記熱電併給装置の損失補填運転時間を導出し、
前記熱電併給装置の運転を前記損失補填運転時間行うときに要する前記熱電併給装置の運転コストを前記コスト計算に含めるように構成されている請求項１又は２記載のエネルギ供給システム。
前記制御手段が、前記熱電併給装置に対して省エネルギ性を優先した運転を行わせるための指令を受けたときには、前記電力負荷装置及び前記熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのエネルギ効率が省エネルギとなるように前記熱主運転を行うための前記熱電併給装置の運転時間帯を定め、その運転時間帯に前記熱電併給装置を運転させるように構成されている請求項１〜４のいずれか１項に記載のエネルギ供給システム。
前記制御手段が、情報通信回線を介して提供される気象予測情報に基づいて前記太陽光発電装置の予測発電電力量を予測するように構成されている請求項１〜５のいずれか１項に記載のエネルギ供給システム。