JP2012055078A - Energy management system and energy management method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、需要家が集合して形成されるコミュニティのエネルギ管理をするエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法に関する。 The present invention relates to an energy management system and an energy management method for managing energy in a community formed by gathering consumers.
近年、電力を消費する需要家において、太陽光発電(以下「PV」という)の導入が進み、電力会社から供給される系統電力と需要家端で発電されるPV電力を併用する形態が増えている。今後、PVの導入量の地域による偏りや、PV発電量の、気象の影響による変動によって、配電系統の潮流状況が地域や時間で変化することが想定され、特に、PV発電量が多い地域や時間帯には、需要家端から配電系統への逆潮流が発生することが考えられる。そして、配電系統の電圧制御や系統全体の需給バランス制御に影響を与えることなどが懸念されている。
その対策の1つの方法として、需要家端に設置されている電気給湯器の蓄熱運転の時間帯を調整することが検討されている。つまり、電気給湯器は、通常、夜間の割安な電気を活用して温水を貯湯タンクに貯め、翌日の昼間に温水を利用するように運転されるが、翌日の昼間のPV発電量が多いと予測される場合には、前日夜間の蓄熱運転を抑制して翌日の蓄熱可能量を増大させておき、翌日昼間のPV発電量が多い時間帯にあわせて蓄熱運転することで電力需要を増大させ、前記した配電系統における逆潮流や、系統全体の供給力の増大を低減することが検討されている(例えば、非特許文献1参照)。
In recent years, in consumers who consume electric power, the introduction of photovoltaic power generation (hereinafter referred to as “PV”) has progressed, and the number of systems using both the grid power supplied from the power company and the PV power generated at the consumer end has increased. Yes. From now on, it is assumed that the power flow situation of the distribution system will change with the region and time due to the deviation of PV introduction amount by region and the fluctuation of PV power generation due to the influence of weather. It is conceivable that a reverse power flow from the customer end to the power distribution system occurs during the time period. In addition, there is a concern that the voltage control of the distribution system and the supply / demand balance control of the entire system will be affected.
As one method of the countermeasure, adjusting the time zone of the heat storage operation of the electric water heater installed in the consumer end is examined. In other words, electric water heaters are usually operated using cheap electricity at night to store hot water in hot water storage tanks and use hot water in the daytime of the next day. If predicted, increase the demand for electricity by suppressing the heat storage operation at night the previous day and increasing the heat storage capacity of the next day, and performing the heat storage operation according to the time of day when the PV power generation amount is large on the next day. It has been studied to reduce the reverse power flow in the distribution system and the increase in the supply power of the entire system (for example, see Non-Patent Document 1).
この方法の特徴は以下にある。
つまり、昼間のPVで発生する逆潮流によって配電系統の電圧が上昇すると、PVの電圧上昇抑制機能によってPV発電量が自動的に抑制されるが、その抑制分を電気給湯器の蓄熱運転で有効活用できる。
また、一般的に、需要家における温水需要量は、昼間のPVされる時間帯以降にも十分な量があり、前記したように蓄熱運転の時間帯を前日夜間から昼間のPVする時間帯にずらしても、温水が不足するということはなく、需要家の利便性を損なわない。
また、温水利用のために既に設置されている電気給湯器を利用することができ、初期費用を抑えることができる。
The characteristics of this method are as follows.
In other words, when the voltage of the distribution system rises due to the reverse power flow generated by PV in the daytime, the PV power generation amount is automatically suppressed by the PV voltage increase suppression function, but the suppression amount is effective in the heat storage operation of the electric water heater. Can be used.
In general, there is a sufficient amount of hot water demand in the consumer after the daytime PV, and as described above, the heat storage operation time is changed from the night before the daytime to the daytime PV. Even if it is shifted, there is no shortage of hot water, and convenience for consumers is not impaired.
Moreover, the electric water heater already installed for hot water use can be utilized, and an initial cost can be held down.
非特許文献1に記載される技術によると、PVで発電された電力の逆潮流の抑制および貯湯式の電気給湯器の湯切れ防止を実現しながら、需要家の電気代の低減を図ることができる。
しかしながら、電気給湯器の蓄熱運転パターンがエネルギ効率に与える影響は考慮されていない。例えば、ヒートポンプ式電気給湯器において、ヒートポンプのエネルギ効率が外気温から受ける影響、蓄熱運転起動時に定格のエネルギ効率での運転となるまでに時間がかかることの影響、温水生成後に貯湯タンクに貯めておく時間に応じて生じる放熱ロスの影響、などについて考慮されていない。そして、エネルギ効率が低いと、同じ温水需要をまかなうのに必要な電力が増えることになる。
According to the technique described in Non-Patent
However, the effect of the heat storage operation pattern of the electric water heater on the energy efficiency is not considered. For example, in a heat pump type electric water heater, the effect of the heat pump energy efficiency from the outside temperature, the effect of taking time to operate at the rated energy efficiency when starting the heat storage operation, and storing in the hot water storage tank after generating hot water It does not take into account the effects of heat dissipation loss that occurs according to the time to leave. And if energy efficiency is low, the electric power required to meet the same hot water demand will increase.
また、電気給湯器の蓄熱運転にPV発電量のみで不足する場合、系統電力を利用することになる。このとき、系統電力の従量単価が時間帯によって異なるように設定されていると、蓄熱運転で利用する系統電力のトータル電力量が同じであっても、蓄熱運転する時間帯によって、系統電力の使用量に応じた課金量(電気料金)が変化する。仮に、従量単価の高い時間帯に蓄熱運転すると系統電力の電気料金が高くなる。 Moreover, when only the PV power generation amount is insufficient for the heat storage operation of the electric water heater, the grid power is used. At this time, if the unit price of grid power is set to be different depending on the time zone, even if the total power amount of grid power used in the heat storage operation is the same, the use of grid power depends on the time zone during the heat storage operation. The charge amount (electricity charge) according to the amount changes. If the heat storage operation is performed during a time period in which the unit price is high, the electricity charge for the grid power will be high.
そこで本発明は、コミュニティ内の自然エネルギによる発電の余剰電力を蓄熱運転で吸収して低減でき、さらに、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を軽減できるエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法を提供することを課題とする。 Accordingly, the present invention provides an energy management system and energy management that can absorb and reduce surplus electric power generated by natural energy in a community by heat storage operation, and further reduce at least one of the amount of system power used and the electricity charge in the heat storage operation. It is an object to provide a method.
前記課題を解決するため、本発明は、自然エネルギによる発電の余剰電力を予測する手段と、予測された余剰電力を利用し、必要に応じて系統電力を利用するように蓄熱機器の蓄熱運転の運転パターンを作成する手段と、を有するエネルギマネジメントシステムとする。そして、余剰電力を低減するとともに、系統電力の使用量と系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金との少なくとも一方が軽減するように運転パターンを作成することを特徴とする。
また、本発明のエネルギマネジメントシステムは、蓄熱機器の効率を考慮して運転パターンを作成することを特徴とする。
また、本発明は、コミュニティに備わる蓄熱機器を蓄熱運転するときのエネルギマネジメント方法とする。そして、少なくとも自然エネルギによる電力供給量と蓄熱機器の電力需要量とに基づいて自然エネルギによる余剰電力を予測するステップ、および系統電力の使用量と系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金との少なくとも一方が軽減するように、予測した余剰電力を使用する運転パターンを作成するステップ、を含むことを特徴とする。
In order to solve the above problems, the present invention provides a means for predicting surplus power of power generation by natural energy, and the use of the predicted surplus power, and the heat storage operation of the heat storage device so as to use system power as necessary. An energy management system having a means for creating an operation pattern. And while reducing surplus electric power, an operation pattern is created so that at least one of the usage-amount of system power and the electricity bill imposed according to the usage-amount of system power may be reduced.
In addition, the energy management system of the present invention is characterized by creating an operation pattern in consideration of the efficiency of the heat storage device.
Moreover, this invention sets it as the energy management method when carrying out heat storage driving | operation of the heat storage apparatus with which a community is equipped. And a step of predicting surplus power due to natural energy based on at least a power supply amount due to natural energy and a power demand amount of the heat storage device, and an electricity charge imposed according to the amount of grid power used and the amount of grid power used Generating an operation pattern that uses the predicted surplus power so that at least one of the above is reduced.
本発明に係るエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法によれば、コミュニティ内の自然エネルギによる発電の余剰電力を蓄熱運転で吸収して低減でき、さらに、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を軽減できる。
また、蓄熱機器の効率を考慮して、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を軽減できる。
According to the energy management system and the energy management method of the present invention, surplus power generated by natural energy in the community can be absorbed and reduced by the heat storage operation, and at least the amount of system power used and the electricity bill in the heat storage operation can be reduced. One side can be reduced.
Further, in consideration of the efficiency of the heat storage device, at least one of the amount of system power used and the electricity bill in the heat storage operation can be reduced.
以下、本発明の実施形態について、適宜図を参照して詳細に説明する。
図1に示すように、複数の需要家1(図1には4つの需要家1を図示)が集合して1つのコミュニティ10が形成され、コミュニティ10のエネルギ管理をするコミュニティEMS(エネルギマネジメントシステム)2が備わっている。
なお、需要家1として、一般家庭、ビル、工場、店舗、学校等が想定されている。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings as appropriate.
As shown in FIG. 1, a plurality of consumers 1 (four
The
コミュニティ10には、電力会社が運営する電力系統100から電力が供給される。電力系統100は、図示しない変圧器などを備える配電線3を含んで構成され、配電線3によって各需要家1に電力が供給される。このように電力系統100から需要家1に供給される電力を系統電力と称する。
Electricity is supplied to the community 10 from an
なお、図1は説明を簡単にするため、4件の需要家1が配電線3に整然と接続した状態を図示しているが、実際にはより複雑な構成となる場合がある。
In addition, although FIG. 1 illustrates the state in which four
また、本実施形態に係る需要家1には、太陽光発電設備1a、電気給湯器1b、エアコンなどの電力負荷機器1c等が備わっている。以下、太陽光発電設備1a、電気給湯器1b、エアコンなどの電力負荷機器1cをまとめて需要家機器と称する。また、太陽光発電を「PV」、太陽光発電設備1aを「PV設備」、太陽光発電設備1aで発電された電力を「PV電力」と称する。
PV設備1aは、自然エネルギである太陽光を受光して電力に変換する発電設備であるが、これを以下、需要家1における第1電力供給源とする。PV設備1aで発電された電力(PV電力)は、主にそのPV設備1aが備わる需要家1に供給されて消費される。消費されない余剰電力(以下、PV余剰電力と称する)が発生する場合は、電力系統100に逆潮流することになる。
Further, the
The
なお、本実施形態において、電力系統100は、PV設備1a(第1電力供給源)と異なる電力供給源になるが、これを以下、需要家1における第2電力供給源と称する。
In addition, in this embodiment, although the electric power grid |
また、前記したように電力系統100は電力会社によって運営され、電力系統100から需要家1に供給される系統電力は使用量に応じて課金される。これに対し、当該需要家1が所有するPV設備1aで発電されるPV電力は、使用量に応じた課金量(電気料金)が発生しない電力である。
Further, as described above, the
電気給湯器1bは、図示しない貯湯タンクに温水を熱量として蓄える蓄熱式の給湯器(蓄熱機器)であり、例えば電力で駆動するヒートポンプユニットで温水を沸き上げるように構成されて電力負荷機器となる。その他、電気ヒータで温水を沸き上げる電気給湯器1bが備わる場合もある。
The
電力負荷機器1cは、電力を消費して負荷となる機器であり、例えば、エアコン等の家電製品がある。 The power load device 1c is a device that consumes power and becomes a load, and includes, for example, home appliances such as an air conditioner.
需要家端末1dは、需要家1毎に備わって当該需要家1に備わる需要家機器(PV設備1a、電気給湯器1b、電力負荷機器1c等)の状態を監視してコミュニティEMS2に通知するとともに、コミュニティEMS2からの指令にしたがって各機器を制御する。
例えば、需要家端末1dは、コミュニティEMS2からの指令に基づいて電気給湯器1bの蓄熱運転を起動する。
The
For example, the
需要家端末1dは、例えば図2に示すように構成される。
入出力部11aは、図示しないキーボード、モニタ等を含んで構成され、例えば、需要家1(図1参照)の管理者の操作によって需要家端末1dにデータを入力したり、状況を表示するインターフェースである。
また、コミュニティEMS通信部11bは、コミュニティEMS2(図1参照)とネットワーク等を介して接続され、コミュニティEMS2とデータ通信するインタフェースである。
The
The input /
The community
地産地消制御部11cは、入出力部11aを介して需要家1(図1参照)の管理者等から地産地消起動信号が入力された場合や、コミュニティEMS通信部11bを介してコミュニティEMS2(図1参照)からの指令(地産地消起動指令など)を受信した場合に、需要家機器通信部11dを介して需要家機器のそれぞれに制御信号を送信して制御する。地産地消起動信号や地産地消起動指令は、需要家機器の制御を直接起動する制御信号であってもよいし、需要家に需要家機器の制御の起動を促すための情報信号(例えば、料金情報)であってもよい。後者の場合、コミュニティ10(図1参照)の管理者等が情報信号を確認して需要家機器の制御を起動する構成であってもよいし、需要家機器の制御を起動する諸条件(例えば、料金情報の内容毎に、需要家機器の制御内容を対応付ける条件)をテーブルデータとして需要家端末1dに格納し、地産地消起動信号や地産地消起動指令が当該テーブルデータに格納された諸条件と一致したときに、当該テーブルデータに従って需要家機器の制御が起動する構成であってもよい。
The local production for local
需要家機器通信部11dは、需要家1に備わる需要家機器(PV設備1a、電気給湯器1bおよびその他の電力負荷機器1c)のそれぞれと、例えばLAN(Local Area Network)などを介して接続され、各需要家機器との間でデータ通信するインタフェースである。
The consumer
電気給湯器状態監視部11eは、需要家機器通信部11dを介して、電気給湯器1bの状態(例えば蓄熱運転電力量、蓄熱残量、加熱量、給水温度など)を電気給湯器1bの制御部(図示せず)から取得し、取得した電気給湯器1bの状態データを、コミュニティEMS通信部11bを介してコミュニティEMS2(図1参照)に送信する。ここで、蓄熱運転電力量は、電気給湯器1bが蓄熱運転するときに消費される電力量(蓄熱運転しないときは「0」とする)であり、蓄熱残量は、電気給湯器1bの貯湯タンク(図示せず)内に蓄えられる温水が持つ熱量を、水温が「0℃」の場合を基準として算出した値である。また、加熱量は、貯湯タンク内の温水が電気給湯器1bの加熱部(例えば、ヒートポンプ式電気給湯器の場合は、ヒートポンプ)によって加熱される際に得る熱量であり、給水温度は、電気給湯器1bに外部から補給される水の温度である。
The electric water heater
電気給湯器蓄熱制御部11fは、電気給湯器1bの蓄熱運転を制御する機能ブロックであり、例えば、地産地消制御部11cからの指令に基づいて、需要家機器通信部11dを介して、電気給湯器1bの制御部に蓄熱運転起動信号や蓄熱運転停止信号を送信して、電気給湯器1bの蓄熱運転の状態を調節(制御)する。
電力需要状態監視部11gは、需要家1における電力需要量を計測し、計測した結果をコミュニティEMS通信部11bを介してコミュニティEMS2(図1参照)に送信する。電力需要量を計測する方法として、例えば、電力系統100(図1参照)から需要家1に系統電力が供給される受電点における電力を計測する方法や、需要家1に備わる電気給湯器1bやその他の電力負荷機器1cにおける消費電力を、需要家機器通信部11dを介して各機器の制御部から収集し、合算する方法などが考えられる。
PV状態監視部11hは、PV設備1aの発電量(PV発電量)を、需要家機器通信部11dを介して、PV設備1aの制御部(図示せず)から取得し、取得したPV発電量をコミュニティEMS通信部11bを介してコミュニティEMS2に送信する。
The electric water heater heat
The power demand
The PV
コミュニティ10(図1参照)に備わる全ての需要家端末1dは、例えばコミュニティ10内に構築されるネットワーク(広域LANなど)を介してコミュニティEMS2(図1参照)に接続される。
All
コミュニティEMS2(図1参照)は、図示しないコンピュータが所定のプログラムを実行して、接続される1つもしくは複数の需要家端末1d(図1参照)を協調制御し、コミュニティ10(図1参照)のエネルギ管理をする制御装置であり、例えば図3の(a)に示すように、入出力部20、地産地消計画部21、需給予測部22、需要家端末通信部23、および需要家データ管理部24を含んで構成される。また、需要家データ管理部24は、機器仕様データ24a、需要家実績データ24b、需給予測テーブルデータ24cを含んで構成される。以下、コミュニティ10のエネルギ管理をするためにコミュニティEMS2が実行するプログラムをエネルギ管理プログラムと称する。
The community EMS2 (see FIG. 1) executes a predetermined program on a computer (not shown) to coordinately control one or a plurality of
入出力部20は、図示しないキーボード、HDDユニット、モニタ等を含んで構成され、例えばコミュニティ10(図1参照)の管理者の操作によってコミュニティEMS2にデータを入出力するインターフェースである。
また、需要家端末通信部23は、需要家端末1dのコミュニティEMS通信部11b(図2参照)とネットワーク等を介して接続され、需要家端末1dとデータ通信するインターフェースである。
The input /
The customer
需給予測部22は、気象状態管理部22a、PV発電量予測部22b、電力需要予測部22c、温水需要予測部22d、および余剰電力予測部22eを含んで構成され、コミュニティ10(図1参照)におけるPV余剰電力を予測する。以下、予測されたPV余剰電力をPV余剰電力予測値と称する。
The supply and
気象状態管理部22aは、例えば天気予報のサイトから、現在から未来に至る所定の時刻毎の天気、外気温、日射強度などの予測値のデータを取り込み、それらを管理する。
The weather
本実施形態における所定の時刻は、0時から24時(詳細には23時59分)までの各時刻における0分と30分(0時0分、0時30分、1時0分、・・・、23時00分、23時30分)であり、以下、管理対象時刻と称する。そして、気象状態管理部22aは、外気温予測値や日射強度予測値(気象状況)の管理対象時刻毎(つまり、30分毎)の時間的変化を取得し、管理するものである。
なお、管理対象時刻は、30分間隔での設定に限定されるものではなく、30分より長い間隔での設定であってもよいし、30分より短い間隔での設定であってもよい。
また、管理対象時刻の時間帯は、0時から24時に限定するものではなく、他の時間帯(例えば23時から翌日の23時)であってもよい。
The predetermined time in this embodiment is 0 minutes and 30 minutes at each time from 0:00 to 24:00 (specifically, 23:59) (0: 0, 0:30, 10:00, .., 23:00, 23:30), hereinafter referred to as management target time. And the weather
Note that the management target time is not limited to setting at 30-minute intervals, but may be set at intervals longer than 30 minutes or may be set at intervals shorter than 30 minutes.
Further, the time zone of the management target time is not limited to 0:00 to 24:00, but may be another time zone (for example, from 23:00 to 23:00 on the next day).
PV発電量予測部22bは、各需要家1(図1参照)の各管理対象時刻におけるPV発電量予測値を算出する。つまり、電力予測部としてPV設備1a(図1参照)の電力供給量を予測する。
例えば、当該需要家1の「日射強度−PV発電量特性データ」を機器仕様データ24aから取得し、さらに、当該管理対象時刻の日射強度予測値データを気象予測データとして気象状態管理部22aから取得する。そして、取得した「日射強度−PV発電量特性データ」を参照し、当該日射強度予測値に対応するPV発電量特性データを求める。
そして、PV発電量予測部22bは、さらに、需要家1毎のPV発電量予測値を全ての需要家1について合算した値を、コミュニティ10(図1参照)におけるPV発電量予測値(電力供給量の予測値)とする。
The PV power generation
For example, the “irradiance intensity-PV power generation amount characteristic data” of the
Then, the PV power generation
この構成によってPV発電量予測部22bは、気象状況の予測(日射強度予測値)を示す気象予測データに基づいたPV発電量予測値の時間的変化を予測でき、コミュニティ10(図1参照)におけるPV電力の供給量の時間的変化を予測することができる。
なお、日射強度−PV発電量特性データは、日射強度に対してPV発電量を対応付けるデータであって、PV設備1a(図1参照)の仕様として予め設定され、機器仕様データ24aとして需要家データ管理部24に蓄積される。
With this configuration, the PV power generation
The solar radiation intensity-PV power generation amount characteristic data is data for associating the PV power generation amount with the solar radiation intensity, is preset as a specification of the
電力需要予測部22cは、各需要家1(図1参照)の各管理対象時刻毎の電力需要量予測値を算出する。例えば、管理対象時刻の各時刻におけるコミュニティ10(図1参照)の電力需要量の過去実績の平均値を、コミュニティ10における当該時刻の電力需要量予測値とする。
The power
温水需要予測部22dは、各需要家1(図1参照)の各管理対象時刻の温水需要量予測値を算出する。例えば、管理対象時刻の各時刻における温水需要量の過去実績の平均値を当該時刻の温水需要量予測値とする。
なお、温水需要量予測値を予測する方法は前記した方法のほか、例えば、過去の日間温水需要量(1日当たりの温水需要量)の実績データのうちの、一定期間の平均値か、または、実績データのうちの翌日の区分(例えば、平日、休日の区分)が一致する日のみの平均値をもって、翌日の日間温水需要量予測値とし、その1/48の値を管理対象時刻毎の温水需要量予測値とする方法でもよい。
The hot water
In addition to the method described above, the method for predicting the hot water demand prediction value is, for example, the average value of a certain period of the past daily hot water demand (hot water demand per day) actual data, or The average value of only the days with the same day classification (for example, weekday and holiday classification) in the actual data is used as the daily hot water demand forecast value for the next day, and the value of 1/48 is the hot water at each management target time. The method of using the demand amount predicted value may be used.
余剰電力予測部22eは、管理対象時刻の各時刻のコミュニティ10(図1参照)におけるPV余剰電力予測値を出力する。例えば、余剰電力予測部22eは、電力需要予測部22cが算出する当該時刻のコミュニティ10における電力需要予測値を、PV発電量予測部22bが算出する当該時刻のコミュニティ10におけるPV発電量予測値から減算した値を当該時刻のコミュニティ10におけるPV余剰電力予測値とする。
The surplus
このように需給予測部22は、余剰電力予測部22eでコミュニティ10(図1参照)におけるPV余剰電力予測値の時間的変化を予測する。
Thus, the demand-and-
なお、余剰電力予測部22eは、電力需要予測部22cが予測する電力需要予測値とPV発電量予測部22b(電力予測部)が予測するPV発電量予測値の替わりに、例えばコミュニティ10(図1参照)の管理者が、入出力部20(図3の(a)参照)から入力する、電力需要予測値に相当するデータやPV発電量予測値に相当するデータを利用してPV余剰電力予測値を算出(予測)する構成としてもよい。
また、この構成の場合、電力需要予測部22c、PV発電量予測部22bが備わらない需給予測部22としてもよい。
Note that the surplus
Moreover, in the case of this structure, it is good also as the demand-and-
また、需給予測部22は、管理対象時刻の各時刻毎に日射強度予測値、PV発電量予測値、電力需要予測値、温水需要量予測値、およびPV余剰電力予測値を取得して管理対象時刻毎に時系列に配列し、需給予測テーブルデータ24cとして需要家データ管理部24に蓄積する。需給予測テーブルデータ24cは、例えば図3の(b)に示すように構成される。
なお、図3の(b)に示す需給予測テーブルデータ24cの項目となるデータは、コミュニティ10(図1参照)を形成する全ての需要家1(図1参照)について合計した値を示す。
需給予測部22は、管理対象時刻毎に当該時刻以降の需給予測テーブルデータ24cを作成する。例えば需給予測部22は、0時には0時から24時までの24時間を対象とする需給予測テーブルデータ24cを作成して需要家データ管理部24に蓄積する。さらに、需給予測部22は、0時30分には0時30分から24時までの23.5時間を対象とする需給予測テーブルデータ24cを作成して需要家データ管理部24に蓄積する。
このように需給予測部22は、1日に30分間隔で48回に亘って48パターンの需給予測テーブルデータ24cを作成する。
In addition, the supply and
In addition, the data used as the item of the supply-and-demand
The supply and
In this way, the supply and
なお、管理対象時刻が23時から翌日の23時の場合、需給予測部22は、23時には23時から翌日の23時までの24時間を対象とする需給予測テーブルデータ24cを作成し、23時30分には23時30分から翌日の23時までの23.5時間を対象とする需給予測テーブルデータ24cを作成する。このように、需給予測部22は、設定される管理対象時刻に応じて需給予測テーブルデータ24cを作成する。
When the management target time is from 23:00 to 23:00 on the next day, the supply and
需要家データ管理部24は、コミュニティEMS2がコミュニティ10(図1参照)のエネルギ管理をするのに必要なデータを蓄積するとともに必要に応じてデータを引き出し可能な記憶装置であり、需給予測部22が作成する需給予測テーブルデータ24cの他、機器仕様データ24a、需要家実績データ24b、電気料金単価データを蓄積し管理する。需要家実績データ24bは、需要家データ管理部24が管理対象時刻毎に、需要家端末通信部23を介して、コミュニティ10(図1参照)内の各需要家1の需要家端末1d(図1参照)から現在状態データを取得して蓄積する。
The customer
機器仕様データ24aは、全ての需要家1(図1参照)に備わる需要家機器(PV設備1a、電気給湯器1b、電力負荷機器1c等)の仕様に関するデータであり、例えばPV設備1a(図1参照)の仕様を示すデータとして、前記した「日射強度−PV発電量特性データ」が含まれる。
その他、機器仕様データ24aとして、例えば、電気給湯器1b(図1参照)については、蓄熱運転時の消費電力や蓄熱運転の平均COP(Coefficient of Performance:エネルギ消費効率)のデータ、また、電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転時の電力消費量、供給熱量、COPの、外気温による変化や起動時の変化に関する特性を表すデータ等を管理する。
The
In addition, as the
電気給湯器1b(図1参照)のCOPは、電気給湯器1bが蓄熱運転するときのエネルギ効率を示す値で、一定時間の蓄熱運転における出力エネルギ総量の入力エネルギ総量に対する比率として算出される。そして、平均COPは、予め設定したいくつかの条件下でのCOPの平均値とする。
The COP of the
需要家実績データ24bは、需要家需給状態データと需要家蓄熱機器状態データを含んで構成される。需要家需給状態データは、コミュニティ10(図1参照)内の各需要家1(図1参照)の各管理対象時刻毎の電力需要量、PV発電量、温水需要量、加熱量およびこれら各値(各管理対象時刻毎の電力需要量、PV発電量、温水需要量、加熱量)のコミュニティ10内でのトータル(合計)を含んで構成される。
需要家蓄熱機器状態データは、コミュニティ10内の各需要家1の各管理対象時刻毎の電気給湯器1b(図1参照)の状態量(蓄熱運転電力量、加熱量、給水温度、外気温など)、および、コミュニティ10内のトータルの蓄熱運転電力量、加熱量のデータを含んで構成される。
コミュニティ10内での、電力需要量、PV発電量、温水需要量、蓄熱運転電力量、加熱量のトータル(合計)は、それぞれ需要家データ管理部24が、各管理対象時刻毎にコミュニティ10内の各需要家1から収集した電力需要量、PV発電量、温水需要量、加熱量をコミュニティ10内の各需要家1について合算して算出する。
The
The consumer heat storage device state data is the state quantity of the
The total (total) of power demand, PV power generation, hot water demand, heat storage operation power, and heating amount within the community 10 is determined by the customer
電気料金単価データは、系統電力の各管理対象時刻毎の従量単価を示すデータである。従量単価とは、使用した電力量の単位量(例えば、1kWhなど)当たりの単価である。電気料金単価データは、コミュニティ10(図1参照)の管理者等が、入出力部20を介して適宜更新する。
Electricity unit price data is data indicating a unit price for each management target time of the grid power. The unit price is a unit price per unit amount (for example, 1 kWh) of the used electric energy. Electricity unit price data is appropriately updated by the administrator of the community 10 (see FIG. 1) via the input /
地産地消計画部21は、PV発電量予測値やPV余剰電力予測値や電気料金単価データなどに基づいて、電気給湯器1bが蓄熱運転するときの運転パターン(蓄熱運転パターン)を決定(作成)する。なお、地産地消計画部21が蓄熱運転パターンを作成する詳細は後記する。
The local production for local
図3の(a)に示すように構成されるコミュニティEMS2は、前記した管理対象時刻になると、コミュニティ10(図1参照)のエネルギ管理をするエネルギ管理プログラムを実行するように構成される。エネルギ管理プログラムは、需要家データ管理部24、需給予測部22、気象状態管理部22a、PV発電量予測部22b、電力需要予測部22c、温水需要予測部22d、余剰電力予測部22eの各部の処理を起動し、その後、地産地消計画部21の処理を起動して蓄熱運転パターンを作成する。そして、地産地消計画部21での処理で作成された蓄熱運転パターンに基づいて、コミュニティ10(図1参照)内の各需要家1の需要家端末1d(図1参照)に対して、各需要家1の電気給湯器1b(図1参照)への地産地消起動指令となる電気給湯器制御信号を送信する。
The community EMS2 configured as shown in (a) of FIG. 3 is configured to execute an energy management program for managing the energy of the community 10 (see FIG. 1) when the management target time is reached. The energy management program includes a customer
図4に示すように、コミュニティEMS2(図1参照)は、エネルギ管理プログラムを実行すると、前記したように需給予測部22、需要家データ管理部24、地産地消計画部21の各部の処理を起動し、第1のステップとしてPV発電量予測値を求める。つまり、電力供給量を予測する。
そして、コミュニティEMS2は、第2のステップとして、コミュニティ10(図1参照)における電力需要量予測値を求める。つまり、電力需要量を予測する。
さらに、コミュニティEMS2は、第3のステップとして、PV発電量予測値から電力需要量予測値を減算してコミュニティ10におけるPV余剰電力予測値を求める。つまり、電力供給量の予測値と電力需要量の予測値に基づいてコミュニティ10における余剰電力を予測し、第4のステップとして蓄熱運転パターンを作成する。
そして、コミュニティEMS2は、地産地消計画部21で作成された蓄熱運転パターンに基づいて各需要家1の需要家端末1d(図1参照)に対して、地産地消起動指令(電気給湯器制御信号)を送信する。
As shown in FIG. 4, when the community EMS2 (see FIG. 1) executes the energy management program, the processing of each part of the supply and
And community EMS2 calculates | requires the electric power demand amount predicted value in the community 10 (refer FIG. 1) as a 2nd step. That is, the power demand is predicted.
Furthermore, community EMS2 calculates | requires the PV surplus electric power prediction value in the community 10 by subtracting an electric power demand amount prediction value from a PV electric power generation amount prediction value as a 3rd step. That is, surplus power in the community 10 is predicted based on the predicted value of the power supply amount and the predicted value of the power demand amount, and a heat storage operation pattern is created as the fourth step.
And community EMS2 is based on the heat storage driving | operation pattern produced in the local production for local
各需要家1の需要家端末1d(図2参照)では、地産地消制御部11c(図2参照)がコミュニティEMS通信部11b(図2参照)を介して地産地消起動指令(電気給湯器制御信号)を受信すると、その信号に基づいて電気給湯器1b(図2参照)の蓄熱運転の起動指令を電気給湯器蓄熱制御部11f(図2参照)に送信する。蓄熱運転の起動指令を受信した電気給湯器蓄熱制御部11fは、需要家機器通信部11dを介して電気給湯器1bに制御信号(蓄熱運転起動信号や蓄熱運転停止信号)を送信し、電気給湯器1bの蓄熱運転を制御する。
In the
以下に、コミュニティEMS2の地産地消計画部21が蓄熱運転パターンを作成する手順(第4のステップ)を説明する(適宜図1〜図3参照)。
Below, the procedure (4th step) in which the local production for local
地産地消計画部21は、下記の要件1〜5を想定して蓄熱運転パターンを作成するように構成される。
要件1:蓄熱運転によって、PV余剰電力をできるだけ多く吸収して低減する。
要件2:蓄熱に必要な電力のうち、PV余剰電力で不足する分は系統電力を利用する。
要件3:蓄熱運転に要する系統電力の電気料金をできるだけ低く抑える。
要件4:コミュニティ内の蓄熱運転に要する電力の消費量を低く抑える。
要件5:湯切れを回避する。
The local production for local
Requirement 1: PV surplus power is absorbed and reduced as much as possible through heat storage operation.
Requirement 2: Of the electric power necessary for heat storage, the system power is used for the PV power that is insufficient.
Requirement 3: Keep the electricity cost of grid power required for heat storage operation as low as possible.
Requirement 4: Electricity consumption required for heat storage operation within the community is kept low.
Requirement 5: Avoid running out of hot water.
地産地消計画部21は、上記の要件を想定してコミュニティ10の管理者等が事前に選択して設定する下記の2つの目的関数(第1目的関数F1、第2目的関数F2)のうちの1つの目的関数の値をできるだけ大きくするように、蓄熱運転パターンを作成する。
F1:W1×ΣU_ep[ti]−
W2×{Σ(P_ec[ti]−
Min(EP_pv[ti],P_ec[ti]))×
rate[ti]}→最大化
F2:W1×ΣU_ep[ti]−
W3×{Σ(P_ec[ti]−
Min(EP_pv[ti],P_ec[ti]))}→最大化
The local production for local
F1: W1 × ΣU_ep [ti] −
W2 × {Σ (P_ec [ti] −
Min (EP_pv [ti], P_ec [ti])) ×
rate [ti]} → maximization F2: W1 × ΣU_ep [ti] −
W3 × {Σ (P_ec [ti] −
Min (EP_pv [ti], P_ec [ti]))} → maximization
tiはi番目の管理対象時刻を示すパラメータである。
本実施形態における管理対象時刻は、前記したように0時0分から23時30分までの30分間隔で設定されるため、例えばt0は0時0分、t1は0時30分、t2は1時0分を示し、23時30分はt47で示される。
また、第1目的関数F1および第2目的関数F2の1つめの記号Σは、全ての管理対象時刻について合計することを示し、第1目的関数F1および第2目的関数F2の2つ目の記号Σは、コミュニティ10内の全ての需要家1と全ての管理対象時刻について合計することを示す。
ti is a parameter indicating the i-th management target time.
As described above, the management target time in this embodiment is set at an interval of 30 minutes from 0:00 to 23:30. For example, t0 is 0: 0, t1 is 0:30, and t2 is 1. It indicates the hour 0 minutes, and 23:30 is indicated by t47.
Further, the first symbol Σ of the first objective function F1 and the second objective function F2 indicates that the sum is obtained for all the management target times, and the second symbol of the first objective function F1 and the second objective function F2. Σ indicates that all
P_ecは蓄熱運転するときに電気給湯器1bで消費する電力消費量(蓄熱運転電力量)で、外気温Tempをパラメータとする蓄熱運転電力量の特性関数FP_ecに、蓄熱運転の状態を示す蓄熱運転状態変数S_ecと蓄熱運転の起動時の蓄熱運転電力量への影響を反映するための係数k1_ecを乗算した値として定義される。つまり、蓄熱運転電力量P_ecは次式(1)で示される。
P_ec=FP_ec(Temp)×S_ec×k1_ec ・・・(1)
P_ec is the power consumption (heat storage operation power amount) consumed by the
P_ec = FP_ec (Temp) × S_ec × k1_ec (1)
蓄熱運転状態変数S_ecは、需要家1毎に、電気給湯器1bの蓄熱運転の状態を示す変数で、例えば、蓄熱運転中を「1」、蓄熱運転停止中を「0」で示す。このように蓄熱運転停止中を「0」で示すことによって、蓄熱運転停止中における蓄熱運転電力量P_ecをゼロに設定できる。
また、蓄熱運転電力量の特性関数FP_ecは、外気温Tempに対して蓄熱運転電力量P_ecを対応付ける特性関数であり、本実施形態においては、電気給湯器1bの効率を示す第1の効率特性とする。
The heat storage operation state variable S_ec is a variable that indicates the state of the heat storage operation of the
Moreover, the characteristic function FP_ec of the heat storage operation electric energy is a characteristic function that associates the heat storage operation electric energy P_ec with the outside air temperature Temp, and in the present embodiment, the first efficiency characteristic indicating the efficiency of the
例えば、コミュニティ10(図1参照)の管理者等が事前に設定するか、あるいは、図5の(a)に示すように、過去の運転実績データや実験データに対して、最小二乗法等で近似して求めてもよい。そして、例えば機器仕様データ24a(図3の(a)参照)として需要家データ管理部24(図3の(a)参照)に記憶しておけば、特性関数FP_ec(第1の効率特性)は需要家データ管理部24で管理され、例えば、地産地消計画部21(図3の(a)参照)等は、必要に応じて特性関数FP_ecを参照できる。そして、特性関数FP_ecを利用して、外気温Tempの変化に応じて変化する蓄熱運転電力量P_ecの変化を予測できる。
For example, an administrator or the like of the community 10 (see FIG. 1) sets in advance, or, as shown in FIG. It may be obtained by approximation. For example, if the
係数k1_ecは、蓄熱運転の起動時の蓄熱運転電力量への影響を反映するための係数であり、例えば、次式(2)は、蓄熱運転起動時に蓄熱運転電力量が少なめになることを表現する。
k1_ec[ti]=(S_ec[ti]+
S_ec[ti−1])/2 ・・・(2)
ここで、係数k1_ec[ti]は管理対象時刻tiにおける値であり、S_ec[ti−1]は管理対象時刻(ti−1)の蓄熱運転状態であり、S_ec[ti]は、管理対象時刻tiの蓄熱運転状態である。
The coefficient k1_ec is a coefficient for reflecting the influence on the heat storage operation power amount at the start of the heat storage operation. For example, the following equation (2) expresses that the heat storage operation power amount becomes smaller at the time of the heat storage operation start. To do.
k1_ec [ti] = (S_ec [ti] +
S_ec [ti-1]) / 2 (2)
Here, the coefficient k1_ec [ti] is a value at the management target time ti, S_ec [ti-1] is the heat storage operation state at the management target time (ti-1), and S_ec [ti] is the management target time ti. This is the heat storage operation state.
なお、現在時刻が0時0分で「t0」の場合、「ti−1」のデータは、例えば前日の23時30分、つまり、前日の「t47」のデータとしてもよいし、予め設定される初期値としてもよい。 When the current time is 0:00 and “t0”, the data of “ti−1” may be, for example, 23:30 of the previous day, that is, the data of “t47” of the previous day, or may be set in advance. An initial value may be used.
U_epはコミュニティ10内全体でのPV余剰電力吸収量(PV余剰電力の使用量)で、各需要家1のPV余剰電力EP_pvのコミュニティ10内の合計値と、各需要家1の蓄熱運転電力量P_ecのコミュニティ10内の合計値の小さい値として定義する。
つまり、PV余剰電力吸収量U_epは次式(3)で示される。式(3)における2つの記号Σは、ともに、コミュニティ10内の全需要家1に亘って合計することを示す。
U_ep=Min(ΣEP_pv,ΣP_ec) ・・・(3)
U_ep is the PV surplus power absorption amount (use amount of PV surplus power) in the entire community 10, and the total value in the community 10 of the PV surplus power EP_pv of each
That is, the PV surplus power absorption amount U_ep is expressed by the following equation (3). The two symbols Σ in the formula (3) both indicate the summation over all the
U_ep = Min (ΣEP_pv, ΣP_ec) (3)
rateは系統電力の単位電力当たりの電気料金(従量単価)であり、系統電力の使用量に応じた電気料金に変換するための係数である。 The rate is an electricity charge per unit power of the system power (a unit price), and is a coefficient for conversion to an electricity charge according to the usage amount of the system power.
以上のことから、第1目的関数F1および第2目的関数F2に示されるΣU_ep[ti]は、全ての電気給湯器1bで全ての管理対象時刻におけるPV余剰電力吸収量の総和を示す。
また、第1目的関数F1に示されるΣ(P_ec[ti]−Min(EP_pv[ti],P_ec[ti]))×rate[ti]は、蓄熱運転する電気給湯器1bで消費する電力量のうち、PV余剰電力吸収量で不足する分に系統電力を充当した場合に要する電気料金を、全ての電気給湯器1bおよび全ての管理対象時刻に亘って合計した値を示す。
また、第2目的関数F2に示されるΣ(P_ec[ti]−Min(EP_pv[ti],P_ec[ti]))は、蓄熱運転する電気給湯器1bで消費する電力量のうち、PV余剰電力吸収量で不足する分に系統電力を充当した電力需要量(以下、「系統電力消費量」と称する)を、全ての電気給湯器1bおよび全ての管理対象時刻に亘って合計した値を示す。
From the above, ΣU_ep [ti] indicated in the first objective function F1 and the second objective function F2 indicates the sum of PV surplus power absorption amounts at all management target times in all
Further, Σ (P_ec [ti] −Min (EP_pv [ti], P_ec [ti])) × rate [ti] indicated by the first objective function F1 is the amount of power consumed by the
Further, Σ (P_ec [ti] −Min (EP_pv [ti], P_ec [ti])) indicated by the second objective function F2 is PV surplus power out of the amount of power consumed by the
第1目的関数F1および第2目的関数F2に示されるW1、第1目的関数F1に示されるW2、第2目的関数F2に示されるW3は、それぞれ、PV余剰電力吸収量、電気料金、系統電力消費量の重み付けを決定する重み係数であり、それぞれ、「0」もしくは正の値をとるものとする。 W1 indicated by the first objective function F1 and the second objective function F2, W2 indicated by the first objective function F1, and W3 indicated by the second objective function F2 are respectively the PV surplus power absorption amount, the electricity rate, and the system power. It is a weighting factor that determines the weighting of consumption, and assumes “0” or a positive value, respectively.
また、地産地消計画部21が蓄熱運転パターンを作成するときの制約条件として、電気給湯器1bの温水を溜める貯湯タンクの蓄熱残量(RHW_ec)が、規定最小量(RHW_ec_min)と規定最大量(RHW_ec_max)の間にあるようにする。つまり、次式(4)の関係となる。
RHW_ec_min≦RHW_ec≦RHW_ec_max ・・・(4)
In addition, as a constraint condition when the local production for local
RHW_ec_min ≦ RHW_ec ≦ RHW_ec_max (4)
蓄熱残量の規定最小量(RHW_ec_min)と規定最大量(RHW_ec_max)は、電気給湯器1bの仕様として予め与えられる値であり、機器仕様データ24aとして需要家データ管理部24に蓄積される。
The specified minimum amount (RHW_ec_min) and the specified maximum amount (RHW_ec_max) of the remaining amount of heat storage are values given in advance as the specifications of the
本実施形態において、管理対象時刻tiにおける蓄熱残量RHW_ec[ti]は、(i−1)番目の管理対象時刻(ti−1)における蓄熱残量RHW_ec[ti−1]に、蓄熱運転で電気給湯器1bに供給される供給熱量SHW_ec[ti−1]が加算された熱量から、温水需要量DHW_ec[ti−1]と、蓄熱残量RHW_ec[ti−1]と放熱ロス率LR_ec[ti−1]の積と、を減算した熱量として示される。
つまり、蓄熱残量RHW_ec[ti]は次式(5)で示される。
RHW_ec[ti]=RHW_ec[ti−1]+
SHW_ec[ti−1]−DHW_ec[ti−1]−
RHW_ec[ti−1]×LR_ec[ti−1] ・・・(5)
In the present embodiment, the heat storage remaining amount RHW_ec [ti] at the management target time ti is converted to the heat storage remaining amount RHW_ec [ti-1] at the (i-1) th management target time (ti-1) by the heat storage operation. From the heat quantity obtained by adding the supplied heat quantity SHW_ec [ti-1] supplied to the
That is, the remaining heat storage amount RHW_ec [ti] is expressed by the following equation (5).
RHW_ec [ti] = RHW_ec [ti−1] +
SHW_ec [ti-1] -DHW_ec [ti-1]-
RHW_ec [ti-1] × LR_ec [ti-1] (5)
蓄熱運転で供給される供給熱量SHW_ec[ti]は、外気温Temp[ti]をパラメータとする特性関数FSHW_ecに、蓄熱運転状態変数S_ec[ti]と蓄熱運転の起動時の影響を反映するための係数k2_ec[ti]を乗算して算出される。
つまり、供給熱量SHW_ec[ti]は、次式(6)で示される。
SHW_ec[ti]=
FSHW_ec(Temp[ti])×
S_ec[ti]×k2_ec[ti] ・・・(6)
また、特性関数FSHW_ecは、蓄熱運転電力量の特性関数FP_ecと同様、外気温Tempに対して供給熱量SHW_ecを対応付ける特性関数であり、本実施形態においては、電気給湯器1bの効率を示す第2の効率特性とする。
The supplied heat quantity SHW_ec [ti] supplied in the heat storage operation reflects the influence of the heat storage operation state variable S_ec [ti] and the start of the heat storage operation on the characteristic function FSHW_ec having the outside air temperature Temp [ti] as a parameter. It is calculated by multiplying the coefficient k2_ec [ti].
That is, the supplied heat amount SHW_ec [ti] is expressed by the following equation (6).
SHW_ec [ti] =
FSHW_ec (Temp [ti]) ×
S_ec [ti] × k2_ec [ti] (6)
Further, the characteristic function FSHW_ec is a characteristic function that associates the supplied heat amount SHW_ec with the outside air temperature Temp, like the characteristic function FP_ec of the heat storage operation electric energy, and in the present embodiment, the second function indicating the efficiency of the
例えば、コミュニティ10(図1参照)の管理者等が事前に設定するか、図5の(b)に示すように、過去の運転実績データや実験データに対して、最小二乗法等で近似して求めてもよい。そして、例えば機器仕様データ24a(図3の(a)参照)として需要家データ管理部24(図3の(a)参照)に記憶しておけば、特性関数FSHW_ec(第2の効率特性)は需要家データ管理部24で管理され、例えば、地産地消計画部21(図3の(a)参照)等は、必要に応じて特性関数FSHW_ecを参照できる。そして、特性関数FSHW_ecを利用して、外気温Tempの変化に応じて変化する供給熱量SHW_ecの変化を予測できる。
For example, the administrator of the community 10 (see FIG. 1) sets in advance, or approximates past driving performance data and experimental data by the least square method or the like as shown in FIG. You may ask. For example, if the
係数k2_ecは、蓄熱運転の起動時の供給熱量に与える影響を反映するための係数であり、例えば、次式(7)は、蓄熱運転起動時に供給熱量が少なめになることを表現する。
k2_ec[ti]=
((S_ec[ti−1]+S_ec[ti])/2)×
((S_ec[ti−1]+S_ec[ti])/2) ・・・(7)
ここで、係数k2_ec[ti]は管理対象時刻tiにおける値である。
The coefficient k2_ec is a coefficient for reflecting the influence on the supply heat amount at the start of the heat storage operation. For example, the following equation (7) expresses that the supply heat amount becomes smaller at the start of the heat storage operation.
k2_ec [ti] =
((S_ec [ti-1] + S_ec [ti]) / 2) ×
((S_ec [ti-1] + S_ec [ti]) / 2) (7)
Here, the coefficient k2_ec [ti] is a value at the management target time ti.
例えば、管理対象時刻(ti−1)とtiの間で電気給湯器1bの蓄熱運転が起動した場合、係数k1_ec[ti]は0.5、係数k2_ec[ti]は0.25となり、蓄熱運転の起動時の効率低下の影響を、効率が1/2に低下するとして考慮することができる。
For example, when the heat storage operation of the
このように、係数k1_ec[ti]と係数k2_ec[ti]を組み込むことによって、地産地消計画部21が蓄熱運転パターンを作成する際に最大化を図る目的関数に、蓄熱運転の起動時に発生する蓄熱運転の効率低下が反映され、地産地消計画部21は、蓄熱運転の起動時に発生する効率低下を好適に抑制するように蓄熱運転パターンを作成できる。
As described above, by incorporating the coefficient k1_ec [ti] and the coefficient k2_ec [ti], the objective function for maximizing the local production / local
また、貯湯タンクの放熱ロス率LR_ecは、外気温Tempをパラメータとする特性関数FLR_ecで定義する。つまり、放熱ロス率LR_ecは、次式(8)で示される。
LR_ec[ti]=FLR_ec(Temp[ti]) ・・・(8)
また、特性関数FLR_ecは、外気温Tempに対して放熱ロス率LR_ecを対応付ける特性関数であり、本実施形態においては、電気給湯器1bの効率を示す第3の効率特性とする。
The heat dissipation loss rate LR_ec of the hot water storage tank is defined by a characteristic function FLR_ec using the outside air temperature Temp as a parameter. That is, the heat dissipation loss rate LR_ec is expressed by the following equation (8).
LR_ec [ti] = FLR_ec (Temp [ti]) (8)
In addition, the characteristic function FLR_ec is a characteristic function that associates the heat dissipation loss rate LR_ec with the outside air temperature Temp. In the present embodiment, the characteristic function FLR_ec is a third efficiency characteristic indicating the efficiency of the
例えば、コミュニティ10(図1参照)の管理者等が事前に設定するか、図5の(c)に示すように、過去の運転実績データや実験データに基づいて、最小二乗法等で近似して求めてもよい。そして、例えば機器仕様データ24a(図3の(a)参照)として需要家データ管理部24(図3の(a)参照)に記憶しておけば、特性関数FLR_ec(第3の効率特性)は需要家データ管理部24で管理され、例えば、地産地消計画部21(図3の(a)参照)等は、必要に応じて特性関数FLR_ecを参照できる。そして、特性関数FLR_ecを利用して、外気温Tempの変化に応じて変化する放熱ロス率LR_ecの変化を予測できる。
For example, the administrator of the community 10 (see FIG. 1) sets in advance, or approximates by the least square method or the like based on past driving performance data and experimental data as shown in FIG. You may ask. For example, if the
なお、貯湯タンクの蓄熱残量RHW_ec[ti]の定義式に含まれる、RHW_ec[ti−1]×LR_ec[ti−1]の項は、貯湯タンクの放熱ロス率LR_ec[ti−1]が乗算された項であり、電気給湯器1bの放熱ロスによる蓄熱残量の減少を反映する項になる。これによって、地産地消計画部21が最大化を図る目的関数に、電気給湯器1bの放熱ロスと、外気温による放熱ロスの違いが反映され、地産地消計画部21は、電気給湯器1bの放熱ロスを好適に抑制するように蓄熱運転パターンを作成できる。
The term RHW_ec [ti-1] × LR_ec [ti-1] included in the definition of the remaining heat storage amount RHW_ec [ti] of the hot water storage tank is multiplied by the heat dissipation loss rate LR_ec [ti-1] of the hot water storage tank. It is a term that reflects a decrease in the remaining heat storage due to heat dissipation loss of the
地産地消計画部21は、前記した2つの目的関数(第1目的関数F1、第2目的関数F2)のうちの事前に設定された目的関数の値ができるだけ大きくなるように、かつ、前記した制約条件を満たすように、蓄熱運転状態変数S_ec、すなわち、蓄熱運転パターンを求める。
The local production for local
第1目的関数F1や第2目的関数F2は、コミュニティ10(図1参照)に備わる全ての電気給湯器1b(図1参照)について合計した状態(蓄熱運転電力量、PV余剰電力吸収量、電気料金、系統電力消費量)を示す目的関数であり、地産地消計画部21は、設定された目的関数の値をできるだけ大きくすることで、コミュニティ10の全ての電気給湯器1bの蓄熱運転パターンを作成することになる。
The first objective function F1 and the second objective function F2 are summed for all the
地産地消計画部21が目的関数F1、F2をできるだけ大きくする蓄熱運転パターンを求める解法は限定するものではないが、例えば、蓄熱運転パターンの候補を乱数を用いて多数生成し、各候補についての制約条件を満たしているか否かを判定し、制約条件を満たしている候補について目的関数F1もしくはF2を計算し、その値が最大となる候補を選択して、これを解として出力する構成とすることができる。
There is no limitation on the method of finding a heat storage operation pattern in which the local production and
このようにして、地産地消計画部21は、前記した要件1〜5を満たす蓄熱運転パターンを作成する。図6は、その蓄熱運転パターンのイメージを図示したものである。
縦軸が電力量であり、横軸が時間である。図6に細い実線で示す曲線aは、PV発電量の予測値を示す曲線であり、一点鎖線で示す曲線cは、電力需要量の予測値を示す曲線である。そして、図6に太い実線で示す曲線bは、PV余剰電力の予測値を示す曲線である。
In this way, the local production for local
The vertical axis is the electric energy, and the horizontal axis is the time. A curve a indicated by a thin solid line in FIG. 6 is a curve indicating a predicted value of the PV power generation amount, and a curve c indicated by a one-dot chain line is a curve indicating a predicted value of the power demand amount. And the curve b shown with a thick continuous line in FIG. 6 is a curve which shows the predicted value of PV surplus electric power.
そして、蓄熱運転パターンは図6に破線で示すように決定される。つまり、昼間時間帯となる7時から23時までの間でPV発電量aが多く電力需要量cが少ない時間帯、すなわち、PV余剰電力bが大きな時間に電気給湯器1b(図1参照)を蓄熱運転するように蓄熱運転パターンdが作成される。このことによって、電気給湯器1bの蓄熱運転でPV余剰電力を吸収することができるとともに、系統電力を極力使用することなく蓄熱運転できる。
したがって、PV余剰電力を最大限に使用(吸収)することができるとともに、系統電力消費量および電気料金を低く抑えることができる。
The heat storage operation pattern is determined as shown by a broken line in FIG. In other words, the
Therefore, PV surplus power can be used (absorbed) to the maximum, and system power consumption and electricity charges can be kept low.
なお、図6に示す蓄熱運転パターンdは、コミュニティ10(図1参照)に備わる全ての電気給湯器1b(図1参照)の合計した蓄熱運転電力量を示すパターンであり、全ての電気給湯器1bが同じタイミングで蓄熱運転する状態を示している。
例えば、全ての電気給湯器1bに必要な蓄熱運転の時間が異なる場合、蓄熱運転パターンの蓄熱運転を示す部分には、蓄熱運転電力量が階段状に示されることになる。
Note that the heat storage operation pattern d shown in FIG. 6 is a pattern indicating the total heat storage operation electric energy of all the
For example, when the time of the heat storage operation required for all the
また、コミュニティEMS2の入出力部20(図3の(a)参照)にモニタ等のデータ表示装置を備えるものとし、例えば下記の第1データ〜第8データの少なくとも1つを表示する構成としてもよい。
第1データ:需要家毎の蓄熱運転状態を示すデータ。
第2データ:需要家毎の蓄熱運転電力量を示すデータ。
第3データ:需要家毎の蓄熱運転熱供給量を示すデータ。
第4データ:地域内余剰電力吸収量を示す日間データ。
第5データ:地域内課金量を示す日間データ。
第6データ:地域内蓄熱運転電力量を示す日間データ。
第7データ:日間蓄熱運転電力量のリソース内訳を示すデータ。
第8データ:需要家毎の電気料金を示すデータ。
In addition, a data display device such as a monitor is provided in the input / output unit 20 (see FIG. 3A) of the community EMS2, and for example, at least one of the following first data to eighth data may be displayed. Good.
First data: data indicating the heat storage operation state for each consumer.
Second data: Data indicating the heat storage operation electric energy for each consumer.
Third data: Data indicating the heat storage operation heat supply amount for each consumer.
Fourth data: Daily data indicating the amount of surplus power absorption in the region.
Fifth data: daily data indicating the charge amount in the area.
Sixth data: Daily data indicating the amount of heat stored in the area.
Seventh data: Data indicating the resource breakdown of the daily heat storage operation electric energy.
Eighth data: Data indicating the electricity rate for each consumer.
需要家毎の蓄熱運転状態を示すデータ(第1データ)は、蓄熱運転の状態を需要家1毎に示すデータであって、蓄熱運転状態変数(S_ec)である。そして、蓄熱運転状態変数(S_ec)の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を需要家1の電気給湯器1b(図1参照)毎に、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に蓄熱運転状態変数値をとるトレンドグラフとして、入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
The data (first data) indicating the heat storage operation state for each consumer is data indicating the state of the heat storage operation for each
需要家毎の蓄熱運転電力量を示すデータ(第2データ)は、電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転に要する電力量を需要家1(図1参照)毎に示すデータであって、需要家1毎の蓄熱運転電力量(P_ec[ti])である。そして、蓄熱運転電力量(P_ec[ti])の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を需要家1の電気給湯器1b(図1参照)毎に、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に蓄熱運転電力量をとるトレンドグラフとして、入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
The data (second data) indicating the heat storage operation power amount for each consumer is data indicating the power amount required for the heat storage operation of the
需要家毎の蓄熱運転熱供給量を示すデータ(第3データ)は、蓄熱運転で電気給湯器1b(図1参照)に蓄えられる熱量を需要家1(図1参照)毎に示すデータであって、需要家1毎の蓄熱運転による供給熱量(SHW_ec[ti])である。そして、蓄熱運転による供給熱量(SHW_ec[ti])の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を需要家1の電気給湯器1b(図1参照)毎に、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に供給熱量をとるトレンドグラフとして、入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
The data (third data) indicating the heat storage operation heat supply amount for each consumer is data indicating the heat amount stored in the
地域内余剰電力吸収量を示す日間データ(第4データ)は、PV余剰電力の使用量をコミュニティ10(図1参照)内で合算した値であり、需要家1(図1参照)毎のPV余剰電力吸収量(U_ep[ti])を全ての需要家1について、且つ、全ての管理対象時刻について合算して得られる。このように得られたデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
なお、当日の計画値は、例えば、コミュニティEMS2の地産地消計画部21(図3の(a)参照)が第1目的関数F1や第2目的関数F2を設定するときに算出する各値に基づいて予測する値であり、過去実績は、例えば前日までの実績値の平均値を示す値とする。
The daily data (fourth data) indicating the surplus power absorption amount in the region is a value obtained by adding up the PV surplus power use amount in the community 10 (see FIG. 1), and the PV for each customer 1 (see FIG. 1). The surplus power absorption amount (U_ep [ti]) is obtained for all
Note that the planned values for the day are, for example, the values calculated when the local production and consumption planning unit 21 (see FIG. 3A) of the community EMS2 sets the first objective function F1 and the second objective function F2. It is a value predicted based on it, and the past performance is, for example, a value indicating an average value of the performance values up to the previous day.
地域内課金量を示す日間データ(第5データ)は、電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転における課金量をコミュニティ10(図1参照)内で合算した値であり、蓄熱運転電力量(P_ec[ti])からPV余剰電力吸収量(U_ep[ti])を減算した値に従量単価rate[ti]を乗算した値を、全ての需要家1(図1参照)について、且つ、全ての管理対象時刻について合算して得られる。このように得られたデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
The daily data (fifth data) indicating the charge amount in the area is the sum of the charge amount in the heat storage operation of the
地域内蓄熱運転電力量を示す日間データ(第6データ)は、電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転における電力の使用量をコミュニティ10内で合算した値であり、需要家1(図1参照)毎の蓄熱運転電力量(P_ec[ti])を全ての需要家1について、且つ、全ての管理対象時刻について合算して得られる。このように得られたデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
The daily data (sixth data) indicating the amount of heat stored in the area is the sum of the amount of power used in the heat storage operation of the
日間蓄熱運転電力量のリソース内訳を示すデータ(第7データ)は、日間蓄熱運転電力量の自PV電力分、地域内他PV電力分、および系統電力分の内訳、つまり、蓄熱運転に使用する電力の電力供給源の内訳を示すデータである。
自PV電力分は、1つの需要家1(図1参照)のPV余剰電力(EP_pv)を当該需要家1における蓄熱運転電力量(P_ec[ti])に充当した電力量を、コミュニティ10(図1参照)の全需要家1について合計した電力量とする。
地域内他PV電力分は、各管理対象時刻毎にコミュニティ10(図1参照)内のPV発電量の合計値と、コミュニティ10内の蓄熱運転電力量の合計値のうちで小さい値を求め、それを日間の全ての管理対象時刻について合計し、そこから自PV電力分の電力量を引いて得られる電力量とする。
また、系統電力分は、自PV電力分と地域内他PV電力分以外に、コミュニティ10内で電気給湯器1bの蓄熱運転に要する電力値とする。
このように定義される自PV電力分、地域内他PV電力分、および系統電力分の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に各電力量をとるトレンドグラフとして、入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
Data indicating the resource breakdown of the daily heat storage operation electric energy (seventh data) is used for the own PV power, daily other PV power, and grid power of the daily heat storage operation power, that is, the heat storage operation. It is the data which shows the breakdown of the electric power supply source of electric power.
As for the own PV power, the amount of power obtained by applying the PV surplus power (EP_pv) of one consumer 1 (see FIG. 1) to the heat storage operation energy (P_ec [ti]) in the
For other PV power in the area, for each management target time, obtain a smaller value among the total value of the PV power generation amount in the community 10 (see FIG. 1) and the total value of the heat storage operation power amount in the community 10, This is totaled for all the management target times of the day, and the amount of power obtained by subtracting the amount of power for its own PV power from there.
Further, the grid power is set to a power value required for the heat storage operation of the
For example, the time variation for each management target time of the own PV power, local PV power, and grid power defined in this way, for example, the management target time on the horizontal axis and the vertical axis It displays on the input / output part 20 (refer (a) of FIG. 3) as a trend graph which takes each electric energy.
需要家毎の電気料金を示すデータ(第8データ)は、電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転における電力の使用量に応じた課金量を需要家1(図1参照)毎に示すデータで、電気給湯器1bの蓄熱運転における系統電力の使用量に従量単価rate[ti]を乗算した電気料金(実質電気料金)と、他の需要家1のPV余剰電力(EP_pv)を使用した場合には、その使用量に所定の係数rate2を乗算して算出する、PV余剰電力の電気料金に相当する値(電気料金相当値)と、の合算(実質電気料金+電気料金相当値)で得られるデータとする。
この場合の係数rate2は、需要家1に発生するPV余剰電力を他の需要家1が使用したときに使用量に応じて課金されるとみなした場合に、PV余剰電力の使用量を電気料金に相当する値(電気料金相当値)に換算するための係数である。
このように算出される、需要家毎の電気料金(実質電気料金+電気料金相当値)を示すデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部20(図3の(a)参照)に表示する。
The data (eighth data) indicating the electricity charge for each consumer indicates the charge amount corresponding to the amount of power used in the heat storage operation of the
In this case, the coefficient rate2 is calculated based on the amount of PV surplus power used when the surplus PV generated in the
For example, the input / output unit 20 (FIG. 3 (a)) shows, for example, the planned value of the day and the past results of the data indicating the electricity rate (actual electricity rate + value corresponding to the electricity rate) calculated for each consumer. Display).
このように、第1データ〜第8データの少なくとも1つを入出力部20(図3の(a)参照)に表示する構成によって、例えばコミュニティ10(図1参照)の管理者は、各需要家1(図1参照)の状態、およびコミュニティ10全体の状態を詳細に確認できる。 Thus, for example, the administrator of the community 10 (see FIG. 1) can manage each demand by displaying at least one of the first data to the eighth data on the input / output unit 20 (see FIG. 3A). The state of the house 1 (see FIG. 1) and the state of the entire community 10 can be confirmed in detail.
以上のように本実施形態に係るコミュニティEMS2(図1参照)は、電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転について、PV余剰電力を優先的に使用して系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を低く抑えるように蓄熱運転パターンを作成する。そして、作成した蓄熱運転パターンにしたがって電気給湯器1bを蓄熱運転する。この構成によって、PV余剰電力を最大限に使用(吸収)できるとともに、系統電力の使用量と、系統電力の使用量に応じた課金量(電気料金)と、の少なくとも一方を低く抑えることができる。
以上のように、本実施形態に係るコミュニティEMS2(図1参照)によれば、地域(コミュニティ10(図1参照))内のPV余剰電力を、その地域内の電気給湯器1b(図1参照)の蓄熱運転で吸収して電力系統へのインパクトを低減し、さらに、その際の地域内の電気給湯器1bの蓄熱運転のエネルギ効率を向上させ、また、地域内の系統電力使用量または系統電力利用料金(電気料金)の少なくとも一方を低減できる。
As described above, the community EMS2 (see FIG. 1) according to the present embodiment uses the PV surplus power preferentially for the heat storage operation of the
As described above, according to the community EMS2 (see FIG. 1) according to the present embodiment, the PV surplus power in the region (community 10 (see FIG. 1)) is converted into the
なお、本発明は、発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜設計変更可能である。例えば、図1に示すコミュニティ10を形成する需要家1が図示しない蓄電池を備える構成であってもよい。この場合、PV余剰電力を蓄電池に蓄電し、蓄電池に蓄電される電力も活用して蓄熱運転する構成とすることができる。この構成によると、さらに系統電力消費量を削減することができる。
Note that the design of the present invention can be changed as appropriate without departing from the spirit of the invention. For example, the structure provided with the storage battery which the
また、図1に示すコミュニティ10の全ての需要家1にPV設備1aが備わっているが、PV設備1aの備わらない需要家1が含まれるコミュニティ10であってもよい。
Moreover, although all the
また、自然エネルギを電力に変換する第1電力供給源として、太陽エネルギを電力に変換するPV設備1a(図1参照)の替わりに、例えば、風力を電力に変換する風力発電設備(図示せず)を備える構成であってもよい。この場合、需給予測テーブルデータ24c(図3の(b)参照)が風向および風力の予測値を有し、コミュニティEMS2(図1参照)は、風向および風力の予測値に基づいて発電量を予測する構成とすれば、PV設備1aを備える本実施形態の構成と同等の効果を得ることができる。つまり、第1電力供給源は、自然エネルギを電力に変換する電力供給源(発電設備)であれば、PV設備1aに限定しなくてもよい。
Moreover, as a 1st electric power supply source which converts natural energy into electric power, instead of
1 需要家
2 コミュニティEMS(エネルギマネジメントシステム)
1a 太陽光発電設備(PV設備、第1電力供給源)
1b 電気給湯器(蓄熱機器)
10 コミュニティ
20 入出力部(データ表示装置)
21 地産地消計画部(パターン作成部)
22a 気象状態管理部
22b PV発電量予測部(電力予測部)
22c 電力需要予測部
22e 余剰電力予測部
100 電力系統(第2電力供給源)
F1 第1目的関数
F2 第2目的関数
1
1a Photovoltaic power generation equipment (PV equipment, first power supply source)
1b Electric water heater (heat storage device)
10
21 Local production for local consumption planning department (pattern making department)
22a Meteorological
22c Electric power
F1 first objective function F2 second objective function
Claims (9)
前記第1電力供給源から供給される電力の余剰電力を利用し、かつ、必要に応じて前記系統電力を利用して前記蓄熱機器を蓄熱運転するように前記運転パターンを作成する地産地消計画を備え、
前記地産地消計画部は、前記余剰電力を低減するとともに、前記系統電力の使用量と、前記系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金と、の少なくとも一方が軽減するように前記運転パターンを作成することを特徴とするエネルギマネジメントシステム。 Second power different from the first power supply source, including one or more consumers including at least one of a first power supply source that converts natural energy into power and a heat storage device that is driven by power. An energy management system for controlling a heat storage operation of the heat storage device provided in a community in which system power is supplied to the consumer from a supply source according to an operation pattern,
A local production for local consumption plan that uses the surplus power of the power supplied from the first power supply source and creates the operation pattern so as to perform the heat storage operation of the heat storage device using the grid power as necessary. With
The local production and local consumption planning unit reduces the surplus power, and reduces the operation pattern so that at least one of the usage amount of the grid power and the electricity charge imposed according to the usage amount of the grid power is reduced. An energy management system characterized by creating
前記地産地消計画部は、
外気温の変化に応じて変化する前記電力消費量の、前記第1の効率特性を用いるとともに起動時に発生する効率低下を反映した予測と、
外気温の変化に応じて変化する前記供給熱量の、前記第2の効率特性を用いるとともに起動時に発生する効率低下を反映した予測と、
外気温の変化に応じて変化する前記放熱ロス率の、前記第3の効率特性を用いた予測と、の少なくとも1つを実行し、
前記電力消費量の変化と、前記供給熱量の変化と、前記放熱ロス率の変化と、の少なくとも1つに応じて変化する前記系統電力の使用量が軽減するように前記運転パターンを作成することを特徴とする請求項1乃至請求項5のいずれか1項に記載のエネルギマネジメントシステム。 A first efficiency characteristic that associates power consumption when the heat storage device performs a heat storage operation with an outside air temperature, and a second efficiency characteristic that associates the amount of heat supplied when the heat storage device performs a heat storage operation with an outside air temperature At least one of the efficiency characteristic and the third efficiency characteristic that associates the heat dissipation loss rate of the heat storage device with the outside air temperature is managed by the data management unit,
The local production for local consumption planning department
A prediction that reflects the reduction in efficiency that occurs during startup and uses the first efficiency characteristic of the power consumption that changes in response to a change in ambient temperature;
A prediction that reflects a decrease in efficiency that occurs at the time of start-up while using the second efficiency characteristic of the supply heat amount that changes according to a change in outside air temperature;
Performing at least one of the heat dissipation loss rate that changes according to a change in the outside air temperature and the prediction using the third efficiency characteristic;
Creating the operation pattern so as to reduce the usage amount of the system power that changes according to at least one of the change in the power consumption, the change in the supply heat amount, and the change in the heat dissipation loss rate. The energy management system according to claim 1, wherein:
前記蓄熱運転に要する電力量を前記需要家毎に示す第2データと、
前記蓄熱運転で前記蓄熱機器に蓄えられる熱量を前記需要家毎に示す第3データと、
前記余剰電力の使用量を前記コミュニティ内で合算した第4データと、
前記蓄熱運転における課金量を前記コミュニティ内で合算した第5データと、
前記蓄熱運転における電力の使用量を前記コミュニティ内で合算した第6データと、
前記蓄熱運転に使用する電力の電力供給源の内訳を示す第7データと、
前記蓄熱運転における課金量を前記需要家毎に示す第8データと、の少なくとも1つを表示するデータ表示装置を備えることを特徴とする請求項1乃至請求項6のいずれか1項に記載のエネルギマネジメントシステム。 First data indicating the state of the heat storage operation for each consumer;
Second data indicating the amount of power required for the heat storage operation for each consumer;
Third data indicating, for each customer, the amount of heat stored in the heat storage device in the heat storage operation,
4th data which combined the usage-amount of the said surplus electric power in the said community,
Fifth data obtained by adding the charge amount in the heat storage operation in the community;
Sixth data obtained by adding up the amount of power used in the heat storage operation in the community;
Seventh data showing a breakdown of power supply sources of power used for the heat storage operation;
7. The data display device according to claim 1, further comprising: a data display device that displays at least one of eighth data indicating a billing amount in the heat storage operation for each customer. Energy management system.
前記第1電力供給源は、太陽電池で太陽光を電力に変換する太陽光発電設備であることを特徴とする請求項1乃至請求項7のいずれか1項に記載のエネルギマネジメントシステム。 The natural energy is solar energy,
The energy management system according to any one of claims 1 to 7, wherein the first power supply source is a photovoltaic power generation facility that converts sunlight into electric power by a solar cell.
前記第1電力供給源の電力供給量を予測する第1のステップと、
前記コミュニティにおける電力需要量を予測する第2のステップと、
前記電力供給量の予測値と前記電力需要量の予測値に基づいて前記第1電力供給源から供給される電力の余剰電力を予測する第3のステップと、
前記蓄熱機器の運転パターンを作成する第4のステップと、を含み、
前記第4のステップは、
前記蓄熱運転するときに前記蓄熱機器で消費する電力消費量の変化を外気温の変化に応じて予測するステップと、
前記蓄熱運転で前記蓄熱機器に供給される供給熱量の変化を外気温の変化に応じて予測するステップと、
前記蓄熱機器の放熱ロスの変化を外気温の変化に応じて予測するステップと、
前記電力消費量の変化に応じて変化する目的関数を、前記供給熱量の変化および前記放熱ロスの変化に応じて変化する制約条件を満たすように解くステップと、を含み、
前記系統電力の使用量と、前記系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金と、の少なくとも一方が軽減するように、予測した前記余剰電力を使用する前記運転パターンを作成するステップであることを特徴とするエネルギマネジメント方法。 Second power different from the first power supply source, including one or more consumers including at least one of a first power supply source that converts natural energy into power and a heat storage device that is driven by power. An energy management method for performing a heat storage operation of the heat storage device provided in a community in which system power is supplied from a supply source to the consumer,
A first step of predicting a power supply amount of the first power supply source;
A second step of predicting power demand in the community;
A third step of predicting surplus power of power supplied from the first power supply source based on the predicted value of the power supply amount and the predicted value of the power demand amount;
A fourth step of creating an operation pattern of the heat storage device,
The fourth step includes
Predicting a change in power consumption consumed by the heat storage device according to a change in outside air temperature when performing the heat storage operation;
Predicting a change in the amount of heat supplied to the heat storage device in the heat storage operation according to a change in outside air temperature; and
Predicting a change in heat dissipation loss of the heat storage device according to a change in outside air temperature;
Solving an objective function that changes in accordance with a change in the power consumption so as to satisfy a constraint condition that changes in accordance with a change in the supplied heat amount and a change in the heat dissipation loss,
It is a step of creating the operation pattern using the predicted surplus power so that at least one of the usage amount of the grid power and the electricity charge imposed according to the usage amount of the grid power is reduced. Energy management method characterized by
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