JP2014155286A - 設備運転計画決定方法 - Google Patents

Abstract

【課題】コージェネレーションシステムを含む設備機器について、運転費用が低額となる運転計画を容易に決定する設備運転計画決定方法を提供すること。
【解決手段】設備運転計画決定方法１は、電力単価が異なる時間帯毎に、供給電力が設備機器の電力負荷以下となりかつ供給熱量が設備機器の熱負荷以下となる条件を満たしながら、コージェネレーションシステムの負荷率をできる限り高く設定するステップＳ１３と、コージェネレーションシステムで設備機器の熱負荷および電力負荷の一部を負担し、残りの熱負荷および電力負荷をヒートポンプ１２およびの商用電力２１で負担する構成を第１運転計画として、この費用を算定するステップＳ１３と、設備機器の熱負荷および電力負荷の全てをヒートポンプおよび商用電力で負担する構成を第２運転計画とし、この費用を算定するステップＳ１４と、運転費用が低い方の運転計画に決定するステップＳ１５〜Ｓ１７と、を備える。
【選択図】図５

Description

本発明は、設備運転計画決定方法に関する。詳しくは、複数の設備機器による運転計画を決定する設備運転計画決定方法に関する。

従来より、建物には、都市ガスなどの燃料を燃焼して電力を供給するとともに、燃焼時の熱を回収して供給するコージェネレーションシステムが設けられる場合がある。このコージェネレーションシステムの運転計画は、過去の運転実績や経験に基づいて、決定される（特許文献１参照）。

特開２０１１−７５１３７号公報

しかしながら、過去の運用実績や経験に基づいて運転計画を決定すると、コージェネレーションシステムに余剰電力や余剰排熱が発生することがあり、光熱費削減の観点から改善の余地があった。特に近年、熱負荷や電力負荷を予測する技術が確立されているため、この技術を利用して光熱費を削減することが要請されている。

本発明は、コージェネレーションシステムを含む設備機器について、運転費用が低額となる運転計画を容易に決定する設備運転計画決定方法を提供することを目的とする。

請求項１に記載の設備運転計画決定方法は、建物に設置されている複数の設備機器による運転計画を決定する設備運転計画決定方法（例えば、後述の設備運転計画決定方法１）であって、前記設備機器（例えば、後述の設備機器１０）には、燃料（例えば、後述の都市ガス２０）を燃焼して電力を供給するとともに燃焼時の熱を回収して供給する熱電併給装置（例えば、後述のコージェネレーションシステム１１）と、時間帯に応じて電力単価が異なる商用電力（例えば、後述の商用電力２１）と、前記商用電力から供給される電力により熱を発生させて供給するヒートポンプ（例えば、後述のヒートポンプ１２）と、が含まれ、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記熱電併給装置により供給する電力が前記建物において予測される電力負荷以下となり、かつ、前記熱電併給装置により供給する熱量が前記建物において予測される熱負荷以下となる条件を満たしながら、前記熱電併給装置の負荷率をできる限り高く設定する負荷率設定手順（例えば、後述のステップＳ１３、Ｓ３１〜Ｓ３４）と、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、当該設定した負荷率の熱電併給装置で前記建物において予測される熱負荷および電力負荷の一部を負担し、前記熱電併給装置が負担しない熱負荷をヒートポンプで負担し、前記熱電併給装置が負担しない電力負荷を商用電力で負担する構成を第１運転計画とし、当該第１運転計画で運転した場合の運転費用を算定する第１運転費用算定手順（例えば、後述のステップＳ１３、Ｓ３５〜Ｓ３９）と、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記建物において予測される熱負荷の全てをヒートポンプで負担し、前記建物において予測される電力負荷の全てを商用電力で負担する構成を第２運転計画とし、当該第２運転計画で運転した場合の運転費用を算定する第２運転費用算定手順（例えば、後述のステップＳ１４）と、前記第１運転計画および前記第２運転計画のうち運転費用が低い方の運転計画に決定する運転費用比較手順（例えば、後述のステップＳ１５〜Ｓ１７）と、を備えることを特徴とする。

熱電併給装置の負荷率は、高い方が低いよりも運転効率が高く、光熱費を削減できる。よって、本発明では、熱電併給装置により供給する電力が設備機器の電力負荷以下となり、かつ、熱電併給装置により供給する熱量が設備機器の熱負荷以下となる条件を満たすように、熱電併給装置の負荷率をできる限り高く設定する。
そして、この設定した負荷率で熱電併給装置を運転し、残りの熱負荷をヒートポンプで負担し、残りの電力負荷を商用電力で負担する構成を第１運転計画とする。

一方で、設備機器の熱負荷の全てをヒートポンプで負担し、前記設備機器の電力負荷の全てを商用電力で負担する構成を第２運転計画とする。
この第１運転計画の運転費用と第２運転計画の運転費用とを比較し、運転費用が低い方の構成を採用する。
よって、熱電併給装置、ヒートポンプ、および商用電力を組み合わせた設備機器について、商用電力単価が高い時刻において商用電力２１の電力購入量を削減して、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。また、本発明の運転計画の決定ロジックは、汎用的な最適化ロジックと比較して簡易的であるので、計算時間を短縮し、かつ、初期投資額を低減することができる。

請求項２に記載の設備運転計画決定方法は、前記設備機器には、蓄電池（例えば、後述の蓄電池１４）が含まれ、前記負荷率設定手順の前に、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記建物において予測される電力負荷から前記蓄電池で負担する電力を除いて、残りの電力負荷を算定する蓄電池負担分除去手順（例えば、後述のステップＳ２３Ｂ〜Ｓ２５Ｂ）を備え、当該蓄電池負担分除去手順では、前記商用電力の電力単価が高い時間帯を優先して前記蓄電池の放電期間を設定し、前記蓄電池負担分除去手順よりも後では、前記蓄電池で負担する電力を除いた残りの電力負荷の分担を決定することを特徴とする。

この発明によれば、設備機器に蓄電池を加えた場合に商用電力の電力単価が高い時間帯を優先して蓄電池の放電期間を設定することで、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。

請求項３に記載の設備運転計画決定方法は、前記設備機器には、太陽光発電（例えば、後述の太陽光発電１６）が含まれ、前記蓄電池負担分除去手順の前に、前記建物において予測される電力負荷から前記太陽光発電で負担する電力を除いて、残りの電力負荷を算定する太陽光発電負担分除去手順（例えば、後述のステップＳ２１Ｂ、Ｓ２２Ｂ）を備え、当該太陽光発電負担分除去手順よりも後では、前記太陽光発電で負担する電力を除いた残りの電力負荷の分担を決定することを特徴とする

この発明によれば、設備機器に太陽光発電を加えた場合に、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。

請求項４に記載の設備運転計画決定方法は、前記設備機器には、蓄熱槽（例えば、後述の蓄熱槽１３）が含まれ、前記負荷率設定手順の前に、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記建物において予測される熱負荷から前記蓄熱槽で負担する熱量を除いて、残りの熱負荷を算定する蓄熱槽負担分除去手順（例えば、後述のステップＳ２３Ａ〜Ｓ２５Ａ）を備え、当該蓄熱槽負担分除去手順では、前記商用電力の電力単価が高い時間帯を優先して前記蓄熱槽の放熱期間を設定し、前記蓄熱槽負担分除去手順よりも後では、前記蓄熱槽で負担する熱量を除いた残りの熱負荷の分担を決定することを特徴とする。

この発明によれば、設備機器に蓄熱槽を加えた場合に商用電力の電力単価が高い時間帯を優先して蓄熱槽の放熱期間を設定することで、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。

請求項５に記載の設備運転計画決定方法は、前記設備機器には、太陽熱温水器（例えば、後述の太陽熱温水器１５）が含まれ、前記蓄熱槽負担分除去手順の前に、前記建物において予測される熱負荷から前記太陽熱温水器で負担する熱量を除いて、残りの熱負荷を算定する太陽熱温水器負担分除去手順（例えば、後述のステップＳ２１Ａ、Ｓ２２Ａ）を備え、当該太陽熱温水器負担分除去手順よりも後では、前記太陽熱温水器で負担する熱量を除いた残りの熱負荷の分担を決定することを特徴とする。

この発明によれば、設備機器に太陽熱温水器を加えた場合に、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。

本発明によれば、熱電併給装置、ヒートポンプ、および商用電力を組み合わせた設備機器について、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。

本発明の一実施形態に係る設備運転計画決定方法が適用された建物の設備系統の構成を示す模式図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法のフローチャートである。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、熱負荷及び商用電力単価の推移を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、電力負荷及び商用電力単価の推移を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法のステップＳ２のフローチャートである。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法のステップＳ１１Ａのフローチャートである。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、熱負荷から太陽熱温水器による供給熱量を減算した状態を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、熱負荷から蓄熱槽の蓄熱量を減算した状態を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法のステップＳ１１Ｂのフローチャートである。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、電力負荷から太陽光発電による供給電力を減算した状態を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、電力負荷から蓄電池の蓄電量を減算した状態を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法のステップＳ１３のフローチャートである。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、熱負荷からコージェネレーションシステムにより供給する熱量を減算した状態を示す図である。 前記実施形態に係る設備運転計画決定方法において、電力負荷からコージェネレーションシステムにより供給する電力を減算した状態を示す図である。

以下、本発明の一実施形態について、図面を参照しながら説明する。
図１は、本発明の一実施形態に係る設備運転計画決定方法１が適用された建物２の設備系統の構成を示す模式図である。図１中、実線矢印は熱の流れを意味し、破線矢印は電力の流れを意味する。
この設備運転計画決定方法１は、コンピュータにより実行される方法であって、建物２の設備機器１０の運転計画を決定する方法である。

建物２には、空調負荷、給湯負荷などの熱負荷３と、照明負荷、動力負荷、コンセント負荷などの電力負荷４と、これら熱負荷３および電力負荷４に熱および電力を供給する設備機器１０と、が設けられている。

設備機器１０としては、熱電併給装置としてのコージェネレーションシステム（ＣＧＳ）１１、ヒートポンプ（ＨＰ）１２、蓄熱槽（ＳＴ）１３、蓄電池（ＢＴ）１４、太陽熱温水器（ＳＨ）１５、および、太陽光発電（ＰＶ）１６が含まれる。
また、この建物２には、外部より、燃料としての都市ガス２０および時間帯に応じて電力単価が異なる商用電力２１が供給される。例えば、商用電力２１は、８時〜１２時、１２時〜１５時、１５時〜２０時、２０時〜８時の時間帯ごとに個別の電力単価が設定されている。なお、本実施形態では、燃料として都市ガス２０を使用したが、これに限らず、例えば、燃料として石油を使用してもよい。

これら設備機器１０を運転することにより、熱負荷３に対して熱を供給し、電力負荷４に対して電力を供給する。

コージェネレーションシステム１１は、都市ガス２０を燃焼して、電力を供給するとともに、燃焼時の熱を回収して供給する機器である。
コージェネレーションシステム１１の電力の供給先は、電力負荷４および蓄電池１４であり、熱の供給先は、熱負荷３および蓄熱槽１３である。

ヒートポンプ１２は、商用電力２１から供給される電力により熱を発生させて供給する機器である。ヒートポンプ１２の熱の供給先は、熱負荷３および蓄熱槽１３である。

蓄熱槽１３は、蓄熱あるいは放熱する機器である。この蓄熱槽１３の熱の供給先は、熱負荷３である。
蓄電池１４は、蓄電あるいは放電する機器である。この蓄電池１４の電力の供給先は、電力負荷４である。

太陽熱温水器１５は、太陽光により温水を製造する機器である。この太陽熱温水器１５の熱の供給先は、熱負荷３である。
太陽光発電１６は、太陽光により発電する機器である。この蓄電池１４の電力の供給先は、電力負荷４である。

つまり、熱負荷３には、コージェネレーションシステム１１、ヒートポンプ１２、蓄熱槽１３、および太陽熱温水器１５により、熱が供給される。
また、電力負荷４には、コージェネレーションシステム１１、商用電力２１、蓄電池１４、および太陽光発電１６により、電力が供給される。

以下、設備運転計画決定方法１について、図２のフローチャートを参照しながら説明する。
ステップＳ１では、翌日に建物２において発生が予測される熱負荷の推移を１時間毎に予測する。また、翌日に建物２において発生が予測される電力負荷の推移を１時間毎に予測する。また、コンピュータは、翌日の各時間帯の電力単価を示すデマンドレスポンス信号（ＤＲ信号）を受信する。
例えば、図３に示すように、翌日の熱負荷３の推移をＡ_１とし、図４に示すように、翌日の電力負荷４の推移をＢ_１とする。また、図３および図４に示すように、翌日の各時間帯の電力単価の推移をＣとする。
ステップＳ２では、予測した熱負荷３および電力負荷４の推移に応じて、設備機器１０の運転計画を設定する。このステップＳ２については、後に詳述する。
ステップＳ３では、設定した運転計画に従って設備機器１０を運転する。

以下、ステップＳ２について、図５のフローチャートを参照しながら説明する。
ステップＳ１１Ａでは、翌日の熱負荷３の推移から太陽熱温水器１５および蓄熱槽１３による供給熱量を減算する。これにより、残りの熱負荷をコージェネレーションシステム１１、およびヒートポンプ１２で負担することになる。このステップＳ１１Ａについては、後に詳述する。
ステップＳ１１Ｂでは、翌日の電力負荷４の推移から太陽光発電１６および蓄電池１４による供給電力を減算する。これにより、残りの電力負荷をコージェネレーションシステム１１、および商用電力２１で負担することになる。このステップＳ１１Ｂについては、後に詳述する。

ステップＳ１２では、電力単価が同一の時間帯を早朝例えば６時〜８時に設定する。
ステップＳ１３では、設定時間帯においてコージェネレーションシステム１１を運転する場合の運転費用を第１費用として算定する。
すなわち、熱負荷および電力負荷の一部をコージェネレーションシステム１１で負担し、残りの熱負荷をヒートポンプ１２で負担し、残りの電力負荷を商用電力２１で負担する場合である。このステップＳ１３については、後に詳述する。

ステップＳ１４では、設定時間帯においてコージェネレーションシステム１１を運転しない場合の運転費用を第２費用として算定する。
すなわち、熱負荷の全てをヒートポンプ１２で負担し、電力負荷の全てを商用電力２１で負担した場合である。
この場合の運転費用は、光熱費である。この光熱費は、以下の式（１）で表される。

光熱費［円］＝残りの熱負荷［ＭＪ］／（負荷率に応じたヒートポンプの効率［％］／１００）／３．６［ＭＪ／ｋＷｈ］×商用電力の単価［円／ｋＷｈ］
＋残りの電力負荷［ｋＷｈ］×商用電力の単価［円／ｋＷｈ］…（１）

ステップＳ１５では、第１運転費用が第２運転費用よりも低いか否かを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、ステップＳ１６に移り、Ｎｏである場合には、ステップＳ１７に移る。

ステップＳ１６では、設定時間帯において。コージェネレーションシステム１１を運転して、残る熱負荷をヒートポンプ１２で負担し、残る電力負荷を商用電力２１で負担する運転計画とする。
ステップＳ１７では、設定時間帯において、コージェネレーションシステム１１を運転せず、熱負荷をヒートポンプ１２で負担し、電力負荷を商用電力２１で負担する運転計画とする。

ステップＳ１８では、全ての設定時間帯で設定したか否かを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、終了し、Ｎｏである場合には、ステップＳ１９に移る。

ステップＳ１９では、時間帯を次の時間帯に設定する。

ステップＳ１１Ａについて、図６のフローチャートを参照しながら説明する。
ステップＳ２１Ａでは、太陽熱温水器１５による供給熱量の１時間毎の推移を予測する。
ステップＳ２２Ａでは、熱負荷から太陽熱温水器１５による供給熱量を減算して、残りの熱負荷を算定する。この残りの熱負荷は、コージェネレーションシステム１１、ヒートポンプ１２、および蓄熱槽１３で負担する熱負荷である。

太陽熱温水器１５は自然エネルギーを利用するため、この太陽熱温水器１５の供給熱量は、天候や日照時間などによって左右される。そこで、翌日の天候や日照時間を考慮して供給熱量を予測し、この太陽熱温水器１５により供給される熱量を最大限利用することとする。これにより、残りの熱負荷をコージェネレーションシステム１１、ヒートポンプ１２、および蓄熱槽１３で負担することになる。

例えば、図７に示すように、熱負荷Ａ_１から太陽熱温水器１５による供給熱量を減算して、残りの熱負荷Ａ_２とする。

ステップＳ２３Ａでは、蓄熱槽１３による蓄熱量を決定する。
具体的には、残りの熱負荷を積分し、この熱負荷の積分値が蓄熱槽１３の蓄熱容量よりも大きい場合には、蓄熱槽１３による蓄熱量を最大値に設定し、熱負荷の積分値が蓄熱槽１３の蓄熱容量よりも小さい場合には、蓄熱槽１３の蓄熱量をこの熱負荷の積分値に等しい値に設定する。
ここでは、熱負荷の積分値が蓄熱槽１３の蓄熱容量よりも大きく、蓄熱槽１３による蓄熱量を最大値に設定するものとする。なお、コンピュータは、商用電力２１の電力単価が最も低い時間帯に蓄熱槽１３の蓄熱が行われるように運転計画を決定する。

ステップＳ２４Ａでは、蓄熱槽１３に蓄熱予定の熱を放熱するか否かを決定する時間帯を電力単価が最も高い時間帯に設定する。
ステップＳ２５Ａでは、蓄熱槽１３に蓄熱予定の熱を蓄熱槽１３から放熱する量を決定する。具体的には、商用電力２１の電力単価が高い時間帯を優先して蓄熱槽１３からの放熱を決定する。例えば、設定対象の時間帯における熱負荷を積分し、この熱負荷の積分値が蓄熱槽１３に蓄熱予定の熱量以下の場合、熱負荷の積分値の熱を蓄熱槽１３から放熱することを決定する。また、熱負荷の積分値が蓄熱槽１３に蓄熱予定の熱量より多い場合、当該時間帯において蓄熱槽１３に蓄熱されている熱をすべて放熱することを決定する。この場合、設定中の時間帯において、放熱量が平準化するように蓄熱槽１３の放熱期間を決定する。

ステップＳ２６Ａでは、蓄熱槽１３の蓄熱量から、設定中の時間帯の熱負荷の積分値を減算して、残りの蓄熱量を算定する。
ステップＳ２７Ａでは、残存する蓄熱量が０以下であるかを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、終了し、Ｎｏである場合には、ステップＳ２８Ａに移る。
ステップＳ２８Ａでは、蓄熱槽１３に蓄熱予定の熱を放出するか否かを決定する時間帯を電力単価が次に高い時間帯に設定する。

例えば、図８に示すように、蓄熱槽１３の蓄熱量から各時間帯における熱負荷を減算して、残りの蓄熱量を算定する。

すなわち、図８中の１２時から１５時の時間帯は、商用電力２１の電力単価が最も高い。そこで、当該時間帯における熱負荷の積分値を算出し、蓄熱槽１３の蓄熱量から減算する。ここでは、減算した後の蓄熱槽１３の蓄熱量が０より大きいものとする。これにより、１２時から１５時の時間帯では、蓄熱槽１３からの放熱のみで運転が行われる放熱確定時間帯となる。なお、各時間帯における熱負荷から蓄熱槽１３の蓄熱量を減算し、残りの熱負荷を算定してもよい。

続いて、電力単価が次に高い時間帯として、１５時から２０時の時間帯を、蓄熱槽１３から放熱するか否かを決定する時間帯に設定する。当該時間帯における熱負荷の積分値を算出し、蓄熱槽１３の蓄熱量から減算する。ここでは、減算した後の蓄熱槽１３の蓄熱量が０より小さいものとする。つまり、１５時から２０時の時間帯を放熱確定時間帯と決定し、当該時間帯において蓄熱槽１３に蓄積されていた熱が全て放熱されてなお、熱負荷が残っている状態となる。この時間帯の熱負荷Ａ_３は、以下の手順で決定する。

すなわち、図８中の１５時から２０時の時間帯における最上部の破線で示すように、所定熱量のラインＬＡ_１を設定する。次に、１５時から２０時の時間帯における熱負荷Ａ_２のうち設定されたラインＬＡ_１を超える部分を積分し、この積分値が、蓄熱槽１３に残存する蓄熱量に等しくなるまで、ラインＬＡ_１をラインＬＡ_２、ラインＬＡ_３の順に下げてゆき、ラインＡ_３の位置を決定する。１５時から２０時の時間帯で残った熱負荷はコージェネレーションシステム１１、ヒートポンプ１２、および蓄熱槽１３で負担することになる。

ステップＳ１１Ｂについて、図９のフローチャートを参照しながら説明する。
ステップＳ２１Ｂでは、太陽光発電１６による供給電力の１時間毎の推移を予測する。
ステップＳ２２Ｂでは、電力負荷から太陽光発電１６による供給電力を減算して、残りの電力負荷を算定する。この残りの電力負荷は、コージェネレーションシステム１１、商用電力２１、および蓄電池１４で負担する電力負荷である。

太陽光発電１６は自然エネルギーを利用するため、この太陽光発電１６の供給電力は、天候や日照時間などによって左右される。そこで、翌日の天候や日照時間を考慮して供給電力を予測し、この太陽光発電１６により供給される電力を最大限利用することとする。これにより、残りの電力負荷をコージェネレーションシステム１１、商用電力２１、および蓄電池１４で負担することになる。

例えば、図１０に示すように、電力負荷Ｂ_１から太陽光発電１６による供給電力を減算して、残りの電力負荷をＢ_２とする。

ステップＳ２３Ｂでは、蓄電池１４による蓄電量を決定する。
具体的には、残りの電力負荷を積分し、この電力負荷の積分値が蓄電池１４の蓄電容量よりも大きい場合には、蓄電池１４による蓄電量を最大値に設定し、電力負荷の積分値が蓄電池１４の蓄電容量よりも小さい場合には、蓄電池１４の蓄電量をこの電力負荷の積分値に等しい値に設定する。
ここでは、電力負荷の積分値が蓄電池１４の蓄電容量よりも大きく、蓄電池１４による蓄電量を最大値に設定するものとする。なお、コンピュータは、商用電力２１の電力単価が最も低い時間帯に蓄電池１４の蓄電が行われるように運転計画を決定する。

ステップＳ２４Ｂでは、蓄電池１４に蓄電予定の電力を放電するか否かを決定する時間帯を電力単価が最も高い時間帯に設定する。
ステップＳ２５Ｂでは、蓄電池１４に蓄電予定の電力を蓄電池１４から放電する量を決定する。具体的には、商用電力２１の電力単価が高い時間帯を優先して蓄電池１４からの放電を決定する。例えば、設定対象の時間帯における電力負荷を積分し、この電力負荷の積分値が蓄電池１４に蓄電予定の電力量以下の場合、電力負荷の積分値の電力を蓄電池１４から放電することを決定する。また、電力負荷の積分値が蓄電池１４に蓄電予定の電力量より多い場合、当該時間帯において蓄電池１４に蓄電されている電力をすべて放電することを決定する。この場合、設定中の時間帯において、放電量が平準化するように蓄電池１４の放電期間を決定する。

ステップＳ２６Ｂでは、蓄電池１４の蓄電量から、設定中の時間帯の電力負荷の積分値を減算して、残りの蓄電量を算定する。
ステップＳ２７Ｂでは、残存する蓄電量が０以下であるかを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、終了し、Ｎｏである場合には、ステップＳ２８Ｂに移る。
ステップＳ２８Ｂでは、蓄電池１４に蓄電予定の電力を放出するか否かを決定する時間帯を電力単価が次に高い時間帯に設定する。

例えば、図１１に示すように、蓄電池１４の蓄電量から各時間帯における電力負荷を減算して、残りの蓄電量を算定する。
すなわち、図１１中の１２時から１５時の時間帯は、商用電力２１の電力単価が最も高い。そこで、当該時間帯における電力負荷の積分値を算出し、蓄電池１４の蓄電量から減算する。ここでは、減算した後の蓄電池１４の蓄電量が０より大きいものとする。これにより、１２時から１５時の時間帯では、蓄電池１４からの放電のみで運転が行われる放電確定時間帯となる。なお、各時間帯における電力負荷から蓄電池１４の蓄電量を減算し、残りの電力負荷を算定してもよい。

続いて、電力単価が次に高い時間帯として、１５時から２０時の時間帯を、蓄電池１４から放電するか否かを決定する時間帯に設定する。当該時間帯における電力負荷の積分値を算出し、蓄電池１４の蓄電量から減算する。ここでは、減算した後の蓄電池１４の蓄電量が０より小さいものとする。つまり、１５時から２０時の時間帯を放電確定時間帯に決定し、当該時間帯において蓄電池１４に蓄積されていた電力が全て放電されてなお、電力負荷が残っている状態となる。この時間帯の電力負荷Ｂ_３は、以下の手順で決定する。

すなわち、図１１中の１５時から２０時の時間帯における最上部の破線で示すように所定電力量のラインＬＢ_１を設定する。次に、１５時から２０時の時間帯における電力負荷Ｂ_２のうち設定されたラインＬＢ_１を超える部分を積分し、この積分値が、蓄電池１４に残存する蓄電量に等しくなるまで、ラインＬＢ_１をラインＬＢ_２、ラインＬＢ_３の順に下げてゆき、ラインＢ_３の位置を決定する。１５時から２０時の時間帯で残った電力負荷はコージェネレーションシステム１１、および商用電力２１で負担することになる。

以下、ステップＳ１３について、図１２のフローチャートを参照しながら説明する。
まず、ステップＳ３１では、初期設定として、コージェネレーションシステム１１の負荷率を１００％とする。これは、コージェネレーションシステムの負荷率は、高い方が低いよりも運転効率が高く、運転費用（光熱費）を削減できるからである。

ステップＳ３２では、コージェネレーションシステム１１の発電量［ｋＷｈ］を算定する。コージェネレーションシステムの発電量と排熱回収量の比率は、負荷率［％］に基づいて決まっているので、このコージェネレーションシステム１１の発電量に基づいて、排熱回収量［ＭＪ／ｈ］を算定する。

ステップＳ３３では、コージェネレーションシステム１１の発電量が電力負荷Ｂ_３を超えて、かつ、排熱回収量が熱負荷Ａ_３を超えるか否かを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、ステップＳ３４に移り、Ｎｏである場合には、ステップＳ３５に移る。

ステップＳ３４では、負荷率を１％下げて、ステップＳ３２に戻る。

ステップＳ３１〜Ｓ３４により、コージェネレーションシステム１１により供給する電力が電力負荷以下となるか、コージェネレーションシステム１１により供給する熱量が熱負荷以下となる条件を満たしながら、コージェネレーションシステム１１の負荷率をできる限り高く設定することになる。

ステップＳ３５では、以下の式（２）に従い、設定した負荷率でコージェネレーションシステム１１を運転した場合の光熱費を算定する。

光熱費［円］＝コージェネレーションシステム発電量［ｋＷｈ］／（負荷率に応じたコージェネレーションシステム効率［％］／１００）×３．６［ＭＪ／ｋＷｈ］／都市ガス高位発熱量［ＭＪ／ｍ^３（ＨＨＶ）］×都市ガス単価［円／ｍ^３］…（２）

ステップＳ３６では、コージェネレーションシステム１１の排熱回収量が残りの熱負荷未満であるか否かを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、ステップＳ３７に移り、Ｎｏである場合には、ステップＳ３８に移る。

ステップＳ３７では、コージェネレーションシステム１１の排熱回収量が不足するので、以下の式（３）に従って、ヒートポンプ１２の運転に伴う追加光熱費を算定し、光熱費に加算する。

追加光熱費＝（残りの熱負荷［ＭＪ］−コージェネレーションシステム排熱回収量［ＭＪ］）／（負荷率に応じたヒートポンプ効率［％］／１００）／３．６［ＭＪ／ｋＷｈ］
×時間帯に応じた商用電力単価［円／ｋＷｈ］…（３）

例えば、図１３に示すように、それぞれの時間において熱負荷Ａ_３からコージェネレーションシステム１１により供給する熱量を減算し、残りの熱負荷をＡ_４とする。この熱負荷Ａ_４は、ヒートポンプ１２で負担する熱負荷である。

ステップＳ３８では、コージェネレーションシステム１１の発電量が残りの熱負荷未満であるか否かを判定する。この判定がＹｅｓである場合には、ステップＳ３９に移り、Ｎｏである場合には、終了する。

ステップＳ３９では、コージェネレーションシステム１１の発電量が不足するので、以下の式（４）に従って、商用電力の購入に伴う追加光熱費を算定し、光熱費に加算する。

追加光熱費＝（残りの電力負荷［ｋＷｈ］−コージェネレーションシステム発電量［ｋＷｈ］）×時間帯に応じた商用電力単価［円／ｋＷｈ］…（４）

例えば、図１４に示すように、それぞれの時間において電力負荷Ｂ_３からコージェネレーションシステム１１により供給する電力を減算し、残りの電力負荷をＢ_４とする。この電力負荷Ｂ_４は、商用電力で負担する電力負荷である。

本実施形態によれば、以下のような効果がある。
（１）コージェネレーションシステム１１、ヒートポンプ１２、蓄熱槽１３、蓄電池１４、太陽熱温水器１５、太陽光発電１６、および、商用電力２１を組み合わせた設備機器１０について、商用電力単価が高い時刻において商用電力２１の電力購入量を削減して、運転費用が低額となる運転計画を簡易な計算で容易に決定できる。また、本実施形態の運転計画の決定ロジックは、汎用的な最適化ロジックと比較して簡易的であるので、計算時間を短縮し、かつ、初期投資額を低減することができる。

なお、本発明は前記実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的を達成できる範囲での変形、改良等は本発明に含まれるものである。
なお、本実施形態では、翌日の熱負荷および電力負荷の推移を１時間毎に予測したが、これに限らず、商用電力２１の電力単価が異なる毎、または、３０分毎に予測してもよい。この場合、ステップＳ２についても、１時間毎ではなく、商用電力２１の電力単価が異なる毎、または、３０分毎に演算してもよい。

１…設備運転計画決定方法
２…建物
３…熱負荷
４…電力負荷
１０…設備機器
１１…コージェネレーションシステム（熱電併給装置）
１２…ヒートポンプ
１３…蓄熱槽
１４…蓄電池
１５…太陽熱温水器
１６…太陽光発電
２０…都市ガス（燃料）
２１…商用電力

Claims (5)

1. 建物に設置されている複数の設備機器による運転計画を決定する設備運転計画決定方法であって、
   前記設備機器には、燃料を燃焼して電力を供給するとともに燃焼時の熱を回収して供給する熱電併給装置と、時間帯に応じて電力単価が異なる商用電力と、前記商用電力から供給される電力により熱を発生させて供給するヒートポンプと、が含まれ、
   前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記熱電併給装置により供給する電力が前記建物において予測される電力負荷以下となり、かつ、前記熱電併給装置により供給する熱量が前記建物において予測される熱負荷以下となる条件を満たしながら、前記熱電併給装置の負荷率をできる限り高く設定する負荷率設定手順と、
   前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、当該設定した負荷率の熱電併給装置で前記建物において予測される熱負荷および電力負荷の一部を負担し、前記熱電併給装置が負担しない熱負荷をヒートポンプで負担し、前記熱電併給装置が負担しない電力負荷を商用電力で負担する構成を第１運転計画とし、当該第１運転計画で運転した場合の運転費用を算定する第１運転費用算定手順と、
   前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記建物において予測される熱負荷の全てをヒートポンプで負担し、前記建物において予測される電力負荷の全てを商用電力で負担する構成を第２運転計画とし、当該第２運転計画で運転した場合の運転費用を算定する第２運転費用算定手順と、
   前記第１運転計画および前記第２運転計画のうち運転費用が低い方の運転計画に決定する運転費用比較手順と、を備えることを特徴とする設備運転計画決定方法。
2. 前記設備機器には、蓄電池が含まれ、
   前記負荷率設定手順の前に、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記建物において予測される電力負荷から前記蓄電池で負担する電力を除いて、残りの電力負荷を算定する蓄電池負担分除去手順を備え、
   当該蓄電池負担分除去手順では、前記商用電力の電力単価が高い時間帯を優先して前記蓄電池の放電期間を設定し、
   前記蓄電池負担分除去手順よりも後では、前記蓄電池で負担する電力を除いた残りの電力負荷の分担を決定することを特徴とする請求項１に記載の設備運転計画決定方法。
3. 前記設備機器には、太陽光発電が含まれ、
   前記蓄電池負担分除去手順の前に、前記建物において予測される電力負荷から前記太陽光発電で負担する電力を除いて、残りの電力負荷を算定する太陽光発電負担分除去手順を備え、
   当該太陽光発電負担分除去手順よりも後では、前記太陽光発電で負担する電力を除いた残りの電力負荷の分担を決定することを特徴とする請求項２に記載の設備運転計画決定方法。
4. 前記設備機器には、蓄熱槽が含まれ、
   前記負荷率設定手順の前に、前記商用電力の電力単価が異なる時間毎に、前記建物において予測される熱負荷から前記蓄熱槽で負担する熱量を除いて、残りの熱負荷を算定する蓄熱槽負担分除去手順を備え、
   当該蓄熱槽負担分除去手順では、前記商用電力の電力単価が高い時間帯を優先して前記蓄熱槽の放熱期間を設定し、
   前記蓄熱槽負担分除去手順よりも後では、前記蓄熱槽で負担する熱量を除いた残りの熱負荷の分担を決定することを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の設備運転計画決定方法。
5. 前記設備機器には、太陽熱温水器が含まれ、
   前記蓄熱槽負担分除去手順の前に、前記建物において予測される熱負荷から前記太陽熱温水器で負担する熱量を除いて、残りの熱負荷を算定する太陽熱温水器負担分除去手順を備え、
   当該太陽熱温水器負担分除去手順よりも後では、前記太陽熱温水器で負担する熱量を除いた残りの熱負荷の分担を決定することを特徴とする請求項４に記載の設備運転計画決定方法。

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