JP2015089310A - エネルギ供給システム - Google Patents
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Abstract
【課題】天候が変化しても熱電併給装置を最適運用できるエネルギ供給システムの提供。【解決手段】制御手段は、電力負荷装置11の過去電力負荷量データに基づいて現時点より後の測電力負荷量データを導出し、及び、熱負荷装置5の過去熱負荷量データに基づいて現時点より後の仮の予測熱負荷量データを導出すると共に、現時点より前の第1所定期間の太陽光発電装置PVの発電電力量と、当該発電電力量を太陽光発電装置PVが発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置5で消費される熱負荷量に対して与える影響度との間の相関関係と太陽光発電装置PVの発電電力量とを参照して上記影響度を決定して当該影響度を用いて上記仮の予測熱負荷量データを補正して、当該補正後の仮の予測熱負荷量データを現時点より後の予測熱負荷量データとして導出する予測負荷演算処理を行う。【選択図】図1
Description
本発明は、エネルギ供給システムに関し、具体的には、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、それら熱電併給装置及び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、熱電併給装置から排出される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、情報を記憶する記憶手段とを備えるエネルギ供給システムに関する。
近年、環境に優しいクリーンなエネルギである太陽光を利用した太陽光発電装置と熱電併給装置とを組み合わせたエネルギ供給システムの設置数が増加している。但し、太陽光発電装置と熱電併給装置とを最適に運転させるためには、太陽光発電装置での予測発電電力量を考慮した上で、熱電併給装置の運転を制御する必要がある。
特許文献1には、太陽光発電装置と熱電併給装置とを最適に運転させるために、気象情報提供サーバから時系列的な日射量の予測情報を受信して、その予測情報に基づいて太陽光発電装置での時系列的な予測発電電力量を導出するシステムが記載されている。そして、このシステムは、太陽光発電装置での時系列的な予測発電電力量を考慮した上で、熱電併給装置の運転を省エネルギや省コストなどを目的として制御する。
特許文献1には、太陽光発電装置と熱電併給装置とを最適に運転させるために、気象情報提供サーバから時系列的な日射量の予測情報を受信して、その予測情報に基づいて太陽光発電装置での時系列的な予測発電電力量を導出するシステムが記載されている。そして、このシステムは、太陽光発電装置での時系列的な予測発電電力量を考慮した上で、熱電併給装置の運転を省エネルギや省コストなどを目的として制御する。
特許文献1に記載のシステムが熱電併給装置の運転制御のために考慮するのは、太陽光発電装置の予測発電電力量であり、実際の発電電力量ではない。つまり、熱電併給装置の運転制御には、日射量の変化に伴って刻々と変化する太陽光発電装置の発電電力量の実際の値が考慮されない。そして、日射量の予測情報が外れて太陽光発電装置の発電電力量の実際の値が予測発電電力量から大きく異なったとしても熱電併給装置の運転状態は変更されないため、当初の目的に沿った省エネルギや省コストを達成できない可能性があるという問題がある。
加えて、特許文献1のシステムでは、インターネットなどの通信網を利用して日射量の予測情報を受信する必要があるため、その情報受信のための通信機器が必要になって装置コストが上昇する。また、日射量の予測情報は、ある程度の広さの地域毎に提供されるが、細かなエリア毎に提供されないため、太陽光発電装置の予測発電電力量を正確に導出することが困難である。
また、熱負荷装置での予測熱負荷量を参照して熱電併給装置の運転を制御しようとしても、天候が変化して気温や水温などが変化すれば、その後に実際に熱負荷装置で消費される熱負荷量が予測熱負荷量と大きく異なってしまう可能性もある。しかし、従来のエネルギ供給システムではリアルタイムでの天候の変化を考慮して熱負荷装置の予測熱負荷量データを修正するといった処理は行われていない。尚、気温や水温などをリアルタイムで測定する温度センサの検出結果に基づいて、熱負荷装置の予測熱負荷量データを修正しようとしても、そのような温度センサの設置が必要になって装置コストが上昇するという問題がある。また、気温や水温の変化に応じて熱負荷装置での熱負荷量がどのようなタイミングでどのように変化するのかが不明であるという問題がある。
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、天候が変化しても熱電併給装置を最適に運用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、前記熱電併給装置及び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排出される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、情報を記憶する記憶手段とを備えるエネルギ供給システムであって、
前記太陽光発電装置の発電電力量を計測する太陽光発電装置用電力計測部を備え、
前記記憶手段は、前記太陽光発電装置用電力計測部が計測した、現時点より前の第1所定期間の発電電力量と、当該発電電力量を前記太陽光発電装置が発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において前記熱負荷装置で消費される熱負荷量に対して与える影響度との間の相関関係を記憶し、
前記制御手段は、前記記憶手段に記憶されている前記電力負荷装置の時系列的な過去電力負荷量データに基づいて前記現時点より後の時系列的な予測電力負荷量データを導出し、及び、前記記憶手段に記憶されている前記熱負荷装置の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて前記現時点より後の時系列的な仮の予測熱負荷量データを導出すると共に、前記記憶手段に記憶されている前記相関関係と前記太陽光発電装置用電力計測部で計測された前記太陽光発電装置の発電電力量とを参照して前記影響度を決定して当該影響度を用いて前記仮の予測熱負荷量データを補正して、当該補正後の仮の予測熱負荷量データを前記現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データとして導出する予測負荷演算処理を実行するように構成されている点にある。
前記太陽光発電装置の発電電力量を計測する太陽光発電装置用電力計測部を備え、
前記記憶手段は、前記太陽光発電装置用電力計測部が計測した、現時点より前の第1所定期間の発電電力量と、当該発電電力量を前記太陽光発電装置が発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において前記熱負荷装置で消費される熱負荷量に対して与える影響度との間の相関関係を記憶し、
前記制御手段は、前記記憶手段に記憶されている前記電力負荷装置の時系列的な過去電力負荷量データに基づいて前記現時点より後の時系列的な予測電力負荷量データを導出し、及び、前記記憶手段に記憶されている前記熱負荷装置の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて前記現時点より後の時系列的な仮の予測熱負荷量データを導出すると共に、前記記憶手段に記憶されている前記相関関係と前記太陽光発電装置用電力計測部で計測された前記太陽光発電装置の発電電力量とを参照して前記影響度を決定して当該影響度を用いて前記仮の予測熱負荷量データを補正して、当該補正後の仮の予測熱負荷量データを前記現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データとして導出する予測負荷演算処理を実行するように構成されている点にある。
天候が変化して気温や水温などが変化すれば、その後に実際に熱負荷装置で消費される熱負荷量が当初の予測値と異なる可能性がある。そして、それに伴って、熱電併給装置を最適に運用できなくなる可能性がある。
ところが本特徴構成では、記憶手段において、現時点より前の第1所定期間の太陽光発電装置の発電電力量と、その発電電力量を太陽光発電装置が発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置で消費される熱負荷量に対して与える影響度との間の相関関係を記憶している。つまり、太陽光発電装置の発電電力量は日射量の変化に応じてリアルタイムで変化することを考慮して、太陽光発電装置の発電電力量の変化を天候の変化の指標として利用し、更に、過去の太陽光発電装置の発電電力量の変化を、将来の予測熱負荷量の変化の指標として利用している。そして、制御手段は、熱負荷装置での過去の熱負荷量データに基づいて単純に熱負荷装置での時系列的な予測熱負荷量データを導出するのではなく、上記影響度を考慮して熱負荷装置の予測熱負荷量データを補正するという予測負荷演算処理を行う。その結果、過去の第1所定期間での日射量の大きさが、将来の第2所定期間での熱負荷装置の予測熱負荷量データに反映されることになる。
また、本特徴構成では、制御手段は、太陽光発電装置の発電電力量に基づいて天候の変化を知ることができるため、天候の変化を検出するための特別な装置(例えば、気温や水温を測定するための温度センサ等)を設ける必要が無くなるという利点がある。
従って、天候が変化しても熱電併給装置を最適に運用できるエネルギ供給システムを提供できる。
ところが本特徴構成では、記憶手段において、現時点より前の第1所定期間の太陽光発電装置の発電電力量と、その発電電力量を太陽光発電装置が発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置で消費される熱負荷量に対して与える影響度との間の相関関係を記憶している。つまり、太陽光発電装置の発電電力量は日射量の変化に応じてリアルタイムで変化することを考慮して、太陽光発電装置の発電電力量の変化を天候の変化の指標として利用し、更に、過去の太陽光発電装置の発電電力量の変化を、将来の予測熱負荷量の変化の指標として利用している。そして、制御手段は、熱負荷装置での過去の熱負荷量データに基づいて単純に熱負荷装置での時系列的な予測熱負荷量データを導出するのではなく、上記影響度を考慮して熱負荷装置の予測熱負荷量データを補正するという予測負荷演算処理を行う。その結果、過去の第1所定期間での日射量の大きさが、将来の第2所定期間での熱負荷装置の予測熱負荷量データに反映されることになる。
また、本特徴構成では、制御手段は、太陽光発電装置の発電電力量に基づいて天候の変化を知ることができるため、天候の変化を検出するための特別な装置(例えば、気温や水温を測定するための温度センサ等)を設ける必要が無くなるという利点がある。
従って、天候が変化しても熱電併給装置を最適に運用できるエネルギ供給システムを提供できる。
本発明に係るエネルギ供給システムの更に別の特徴構成は、前記影響度は、前記仮の予測熱負荷量データを補正するときに前記仮の熱負荷量データに乗算する係数であり、前記相関関係は、前記太陽光発電装置用電力計測部が計測した前記第1所定期間の発電電力量が多いほど、前記第2所定期間に対応する期間の前記仮の予測熱負荷量データに乗算する前記係数が小さくなる関係を規定している点にある。
第1所定期間における日射量が多ければ、その第1所定期間における太陽光発電装置の発電電力量が多くなる。また、第1所定期間における日射量が多ければ、第1所定期間よりも後の第2所定期間における気温や水温が高くなって、熱負荷装置での熱負荷量は少なくなる。つまり、太陽光発電装置用電力計測部が計測した第1所定期間での太陽光発電装置の発電電力量が多いほど、熱負荷装置での熱負荷量は相対的に少なくなるという関係が成立する。
そして、本特徴構成では、上記影響度は、仮の予測熱負荷量データを補正するときにその仮の熱負荷量データに乗算する係数であり、上記相関関係は、太陽光発電装置用電力計測部が計測した第1所定期間の発電電力量が多いほど、第2所定期間に対応する期間の前記仮の予測熱負荷量データに乗算する前記係数が小さくなる関係を規定している。その結果、太陽光発電装置用電力計測部が計測した第1所定期間の発電電力量が多いほど、第2所定期間に対応する期間の仮の予測熱負荷量データに対して相対的に小さい係数が乗算されて補正されることで、上述したように熱負荷装置での熱負荷量が相対的に少なくなるという予測に対応できる。
そして、本特徴構成では、上記影響度は、仮の予測熱負荷量データを補正するときにその仮の熱負荷量データに乗算する係数であり、上記相関関係は、太陽光発電装置用電力計測部が計測した第1所定期間の発電電力量が多いほど、第2所定期間に対応する期間の前記仮の予測熱負荷量データに乗算する前記係数が小さくなる関係を規定している。その結果、太陽光発電装置用電力計測部が計測した第1所定期間の発電電力量が多いほど、第2所定期間に対応する期間の仮の予測熱負荷量データに対して相対的に小さい係数が乗算されて補正されることで、上述したように熱負荷装置での熱負荷量が相対的に少なくなるという予測に対応できる。
本発明に係るエネルギ供給システムの更に別の特徴構成は、前記相関関係において、前記第1所定期間の発電電力量が基準値であるとき、前記影響度としての前記係数は1である点にある。
上記特徴構成により、影響度としての係数が1であるとき、熱負荷装置の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて導出される時系列的な仮の予測熱負荷量データに対して1が乗算されて、その仮の予測熱負荷量データが、予測負荷演算処理で導出される予測熱負荷量データになる。
本発明に係るエネルギ供給システムの更に別の特徴構成は、前記第1所定期間と前記第2所定期間とは前記現時点を挟んで時間的に連続している点にある。
上記特徴構成によれば、第1所定期間と第2所定期間とが現時点を挟んで時間的に連続しているので、第1所定期間における日射量によって影響を受けやすい第2所定期間における熱負荷装置での熱負荷量を補正することができる。
本発明に係るエネルギ供給システムの更に別の特徴構成は、前記第2所定期間に計測された前記熱負荷装置の熱負荷量データが、前記第1所定期間に計測された前記太陽光発電装置の発電電力量を参照して決定される前記影響度を考慮して前記過去熱負荷量データに含められて前記記憶手段に記憶される点にある。
上記特徴構成によれば、実際に計測された熱負荷装置の熱負荷量データが、上記影響度を考慮して記憶手段に記憶される。つまり、天候による影響が除かれた状態で熱負荷量データを記憶することができる。
以下に図面を参照して本発明に係るエネルギ供給システムについて説明する。
図1は、エネルギ供給システムの全体構成を示すブロック図である。図2は、エネルギ供給システムの制御構成を示すブロック図である。図1及び図2に示すように、エネルギ供給システムは、熱と電気とを併せて発生する熱電併給装置3と、太陽光発電装置PVと、熱電併給装置3及び太陽光発電装置PV及び商用電力系統9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11と、熱電併給装置3から排出される熱の供給を受ける熱負荷装置5と、本発明の制御手段としての運転制御部7と、情報を記憶する記憶手段33を備えている。例えば、記憶手段33は、運転制御部7が備える記憶部を用いて実現できる。また、エネルギ供給システムは、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、リモコンRなども備えている。熱負荷装置5は、給湯端末5a及び床暖房装置や浴室暖房装置などの暖房端末5bを備える。
図1は、エネルギ供給システムの全体構成を示すブロック図である。図2は、エネルギ供給システムの制御構成を示すブロック図である。図1及び図2に示すように、エネルギ供給システムは、熱と電気とを併せて発生する熱電併給装置3と、太陽光発電装置PVと、熱電併給装置3及び太陽光発電装置PV及び商用電力系統9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11と、熱電併給装置3から排出される熱の供給を受ける熱負荷装置5と、本発明の制御手段としての運転制御部7と、情報を記憶する記憶手段33を備えている。例えば、記憶手段33は、運転制御部7が備える記憶部を用いて実現できる。また、エネルギ供給システムは、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、リモコンRなども備えている。熱負荷装置5は、給湯端末5a及び床暖房装置や浴室暖房装置などの暖房端末5bを備える。
熱電併給装置3は、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、どのような構成のものでも構わない。例えば、燃料電池や、エンジンとそのエンジンによって駆動される発電機とを備えてエンジンの排熱と発電機の発電電力とを利用するような装置などを、熱電併給装置3として利用できる。
熱電併給装置3の発電出力側には、熱電併給装置3を商用電力系統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、熱電併給装置3の出力電力を商用電力系統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。
商用電力系統9は、例えば、単相3線式100/200Vであり、商用電力供給ライン10を介して、照明機器、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。
商用電力系統9は、例えば、単相3線式100/200Vであり、商用電力供給ライン10を介して、照明機器、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を介して商用電力供給ライン10に電気的に接続され、熱電併給装置3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。
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を介して商用電力供給ライン10に電気的に接続され、熱電併給装置3からの出力電力及び商用電力系統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。
商用電力供給ライン10には、商用電力系統9から商用電力供給ライン10へと供給される商用電力を計測する商用電力計測部P1が設けられる。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(インバータ8から出力される電力)を計測する熱電併給装置用発電電力計測部P2が設けられる。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(インバータ60の出力電力)を計測する太陽光発電装置用電力計測部P3が設けられる。
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を通流する熱電併給装置3の冷却水を加熱するように設けられ、熱電併給装置3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。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なる。
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の暖房端末5b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を通して熱媒を暖房端末5b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。
貯湯タンク4には、貯湯タンク4の貯湯量を検出するための4個のタンク温度センサTtが上下方向に間隔を隔てて設けられている。つまり、運転制御部7は、タンク温度センサ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判定する。そして、運転制御部7は、検出温度が設定温度以上であるタンク温度センサTtのうちの最下部のタンク温度センサ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個のタンク温度センサTt全ての検出温度が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と判定するように構成されている。
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。加えて、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、排熱式熱交換器24、湯水循環ポンプ19、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、熱媒加熱用熱交換器26が設けられている。
図1に示す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、冷却水循環ポンプ17及び湯水循環ポンプ19などが含まれ、本来必要な補機としては、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、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。
湯水循環路18には、補助加熱器27に流入する湯水の温度を検出する入口温度センサTi、及び、補助加熱器27から流出する湯水の温度を検出する出口温度センサTeも設けられている。また、貯湯タンク4の上部から取り出した湯水を給湯端末5aへと給湯する給湯路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へ熱媒を供給する熱媒循環路22の途中には暖房端末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。
リモコンRには、各種情報を表示出力する表示部、各種情報を音声にて出力するスピーカ、熱電併給装置3の自動運転及び手動運転の切り換え等を行うためのスイッチ、各種データの入力を行うためのスイッチ等の各種操作部が設けられている。
運転制御部7は、リモコンRにより自動運転が指令されると、後述するように熱電併給装置3を学習運転し、一方、手動運転が指令されると、リモコンRで設定された運転時間帯で熱電併給装置3を運転する。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いる。
〔熱電併給装置3の学習運転〕
次に、運転制御部7が行う熱電併給装置3の学習運転について説明する。運転制御部7は、後述するように、運転対象日の前に「データ更新処理」及び「第1予測負荷演算処理」及び「第1省エネルギ度基準値演算処理」を実行し、その運転対象日においてリアルタイムで「第2予測負荷演算処理」及び「第2省エネルギ度基準値演算処理」及び「運転可否判別処理」の各処理を順に実行する。
このうち、上記「第2予測負荷演算処理」が、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」に対応する。
次に、運転制御部7が行う熱電併給装置3の学習運転について説明する。運転制御部7は、後述するように、運転対象日の前に「データ更新処理」及び「第1予測負荷演算処理」及び「第1省エネルギ度基準値演算処理」を実行し、その運転対象日においてリアルタイムで「第2予測負荷演算処理」及び「第2省エネルギ度基準値演算処理」及び「運転可否判別処理」の各処理を順に実行する。
このうち、上記「第2予測負荷演算処理」が、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」に対応する。
運転制御部7は、実際の使用状況に基づいて、運転対象日が開始される前にその運転対象日の1日分の過去負荷データ(過去電力負荷量データ及び過去熱負荷量データ)を曜日と対応付ける状態で更新して記憶手段33に記憶するデータ更新処理を行う。
そして、運転制御部7は、日付が変わって運転対象日が開始される午前0時になる毎に、記憶手段33に記憶されている1日分の過去負荷データから、例えば、その日1日分の予測負荷データを求める第1予測負荷演算処理を行う。
続いて、運転制御部7は、その運転対象日の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第1省エネルギ度基準値演算処理を行う。
そして、運転制御部7は、日付が変わって運転対象日が開始される午前0時になる毎に、記憶手段33に記憶されている1日分の過去負荷データから、例えば、その日1日分の予測負荷データを求める第1予測負荷演算処理を行う。
続いて、運転制御部7は、その運転対象日の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第1省エネルギ度基準値演算処理を行う。
更に、運転制御部7は、運転対象日においてリアルタイムで、記憶手段33に記憶されている電力負荷装置11の時系列的な過去電力負荷量データに基づいて現時点より後の時系列的な予測電力負荷量データを導出し、及び、記憶手段33に記憶されている熱負荷装置5の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて現時点より後の時系列的な仮の予測熱負荷量データを導出すると共にその仮の予測熱負荷量データを後述する相関関係に基づいて補正し、当該補正後の仮の予測熱負荷量データを、現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データとして導出する第2予測負荷演算処理を行う。
続いて、運転制御部7は、第2予測負荷演算処理で導出した予測負荷データ(予測電力負荷量データ及び予測熱負荷量データ)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第2省エネルギ度基準値演算処理を行う。
続いて、運転制御部7は、第2予測負荷演算処理で導出した予測負荷データ(予測電力負荷量データ及び予測熱負荷量データ)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第2省エネルギ度基準値演算処理を行う。
その後、運転制御部7は、第2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。
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。また、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。
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。また、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。
〔データ更新処理〕
以下に、データ更新処理について説明する。
運転制御部7は、データ更新処理として、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手段33に記憶する処理を行うように構成されている。
以下に、データ更新処理について説明する。
運転制御部7は、データ更新処理として、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手段33に記憶する処理を行う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、電力負荷装置11の電力負荷量データと、熱負荷装置5の熱負荷量データ(給湯熱負荷量データ、暖房熱負荷量データ)とからなる。
図3は、データ更新処理を説明する図である。図3に示すように、運転制御部7は、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毎に区分けした状態で記憶手段33に記憶する。本実施形態では、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。
図3は、データ更新処理を説明する図である。図3に示すように、運転制御部7は、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毎に区分けした状態で記憶手段33に記憶する。本実施形態では、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、運転制御部7は、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手段33に記憶させる。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で計測した熱電併給装置3の発電出力と、太陽光発電装置用電力計測部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、商用電力系統9から受電する方向を正とした電力を示し、よって、商用電力系統9へ電力が逆潮流している場合には、負の値を取る。
そして、運転制御部7は、過去負荷データの更新処理として、曜日毎に、記憶手段33に記憶されている過去負荷データと上述のように計測した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導出して、その導出した新しい過去負荷データを記憶手段33に記憶して、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、運転制御部7は、記憶手段33に記憶されている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、計測した実負荷データのうち日曜日に対応する実負荷データA1とを、所定の割合で足し合わせることにより、下記の〔式1〕のように、日曜日に対応する新しい過去負荷データD1(m+1)を導出し、その導出した新たな過去負荷データD1(m+1)を記憶手段33に記憶する。尚、下記の〔式1〕では、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、F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。
D1(m+1)=(D1m×F)+{A1×(1−F)}・・・〔式1〕
〔第1予測負荷演算処理〕
以下に、第1予測負荷演算処理について説明する。
運転制御部7は、日付が変わって運転対象日が開始される午前0時になる毎に、以下に説明する第1予測負荷演算処理を実行し、その運転対象日のどの時間帯にどれだけの電力負荷量、熱負荷量(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。具体的には、運転制御部7は、記憶手段33に記憶してある曜日毎の7つの過去負荷データのうち、その運転対象日の曜日に対応する過去負荷データとその運転対象日の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るかを示す1日分の予測負荷データを求める。
以下に、第1予測負荷演算処理について説明する。
運転制御部7は、日付が変わって運転対象日が開始される午前0時になる毎に、以下に説明する第1予測負荷演算処理を実行し、その運転対象日のどの時間帯にどれだけの電力負荷量、熱負荷量(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。具体的には、運転制御部7は、記憶手段33に記憶してある曜日毎の7つの過去負荷データのうち、その運転対象日の曜日に対応する過去負荷データとその運転対象日の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るかを示す1日分の予測負荷データを求める。
運転対象日とする月曜日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、曜日毎の7つの過去負荷データD1m〜D7mと曜日毎の7つの実負荷データA1〜A7とが記憶手段33に記憶されているので、運転制御部7は、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を導出する。下記の〔式2〕において、D2mは月曜日に対応する過去負荷データであり、A1は日曜日に対応する実負荷データであり、Qは0.25の定数であり、Bは予測負荷データである。
B=(D2m×Q)+{A1×(1−Q)}・・・〔式2〕
図4は、時系列的な予測負荷データを示す図である。図4に示すように、1日分の予測負荷データBは、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。
〔第1省エネルギ度基準値演算処理〕
以下に、第1省エネルギ度基準値演算処理について説明する。
運転制御部7は、上記第1予測負荷演算処理によって導出した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。
以下に、第1省エネルギ度基準値演算処理について説明する。
運転制御部7は、上記第1予測負荷演算処理によって導出した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。
図5は、第1省エネルギ度基準演算処理を説明する図である。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、図5に示すように、運転制御部7は、上記第1予測負荷演算処理で導出した予測負荷データ(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時間毎に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時間毎に12時間先までの12個分を求める。
省エネルギ度P={(EK1+EK2+EK3)/熱電併給装置3の必要エネルギ}×100・・・〔式3〕
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
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。
E1=熱電併給装置3の発電電力−(余剰電力+固有の補機の電力負荷量)・・・〔式4〕
E2=暖房端末5bでの熱負荷量・・・〔式5〕
E3=(熱電併給装置3の熱出力+電気ヒータ14の熱出力−有効暖房熱出力E2)−放熱ロス・・・〔式6〕
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。
E2=暖房端末5bでの熱負荷量・・・〔式5〕
E3=(熱電併給装置3の熱出力+電気ヒータ14の熱出力−有効暖房熱出力E2)−放熱ロス・・・〔式6〕
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、運転制御部7は、1時間毎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時間先までに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。
例えば、予測給湯熱負荷量データから12時間先までに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、運転制御部7は、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。
例えば、上述のように必要貯湯量が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。
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。
そして、運転制御部7は、この8時間先から9時間先までの単位時間の省エネルギ度(=106)を省エネルギ度基準値として設定する。
そして、運転制御部7は、この8時間先から9時間先までの単位時間の省エネルギ度(=106)を省エネルギ度基準値として設定する。
〔第2予測負荷演算処理〕
以下に、第2予測負荷演算処理について説明する。この第2予測負荷演算処理が、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」に対応する。
運転制御部7は、日付が変わって運転対象日が開始される午前0時になる毎に上述した第1予測負荷演算処理及び第1省エネルギ度基準値演算処理を実行することに加えて、以下に説明する第2予測負荷演算処理を運転対象日の中でリアルタイムで実行する。
以下に、第2予測負荷演算処理について説明する。この第2予測負荷演算処理が、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」に対応する。
運転制御部7は、日付が変わって運転対象日が開始される午前0時になる毎に上述した第1予測負荷演算処理及び第1省エネルギ度基準値演算処理を実行することに加えて、以下に説明する第2予測負荷演算処理を運転対象日の中でリアルタイムで実行する。
図6は、1時間(単位時間)当たりの太陽光発電装置PVでの発電電力量(対基準発電電力量比)と、その発電電力量が計測された後の1時間(単位時間)当たりの熱負荷装置5の熱負荷量との結果をプロットした図である。尚、図6において、単位時間当たりの太陽光発電装置PVでの発電電力量は、基準発電電力量に対する比の形態で横軸に示しており、この横軸に示す太陽光発電量比が大きいほど、単位時間当たりの太陽光発電装置PVでの発電電力量が多い場合に対応する。この基準発電電力量は、例えば、過去の単位時間毎の太陽光発電装置PVによる発電電力量の値のうちの最大の発電電力量の値であるが、別の値(例えば、予め設定する任意の値など)を基準発電電力量として用いてもよい。また、図6において実線で示すのは、プロットした値の近似線である。図中のプロット及び実線から分るように、単位時間当たりの太陽光発電装置PVでの発電電力量が多くなれば(太陽光発電量比が大きくなれば)、その後の単位時間当たりの熱負荷量(給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量)が小さくなる関係になっている。つまり、図6には、日射量が大きくなれば、その後の熱負荷量が小さくなる傾向が表されている。
図6の縦軸の値は、太陽光発電量比が60%であるときに実線(近似線)に基づいて導出できる単位時間当たりの熱負荷量(給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量)を基準値(1.0Q)としている。実線で示すこの関係に基づくと、太陽光発電量比が20%のときの単位時間当たりの給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量は1.24Qに相当し、太陽光発電量比が80%のときの単位時間当たりの給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量は0.88Qに相当する。そして、値「Q」に対する係数(以下、「天候係数」と記載する)は、現時点より前の第1所定期間の日射量の大きさが、現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置5で消費される熱負荷量に対して与える影響度となる。ここで、現時点より前の第1所定期間の日射量の大きさは、その第1所定期間に太陽光発電装置PVが発電した発電電力量に対応すると見なすことができる。このように、本実施形態では、単位時間当たりの太陽光発電装置PVでの発電電力量が多くなれば、この天候係数Kが小さくなるように設定されている。即ち、現時点よりも前の第1所定期間での日射量が多ければ、その後に気温や水温が上昇するため、現時点よりも後の第2所定期間での熱負荷量が減少するという関係が成立すると見なしている。
このように、太陽光発電量比が大きいほど、即ち、単位時間当たりの太陽光発電装置PVでの発電電力量が多いほど、単位時間当たりの熱負荷量(給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量)は少なくなっている。運転制御部7は、図6の実線で示す関係式を、太陽光発電装置用電力計測部P3が計測した、現時点より前の第1所定期間の発電電力量と、その発電電力量を太陽光発電装置PVが発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置5で消費される給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量に対して与える影響度(天候係数K)との間の相関関係として記憶手段33に記憶しておく。
そして、運転制御部7は、記憶手段33に記憶されている電力負荷装置11の時系列的な過去電力負荷量データに基づいて現時点より後の時系列的な予測電力負荷量データを導出し、及び、記憶手段33に記憶されている熱負荷装置5の時系列的な過去熱負荷量データ(過去給湯熱負荷量データ及び過去暖房熱負荷量データ)に基づいて現時点より後の時系列的な仮の予測熱負荷量データ(仮の予測給湯熱負荷量データ及び仮の予測暖房熱負荷量データ)を導出すると共に、記憶手段33に記憶されている上記相関関係と太陽光発電装置用電力計測部P3で計測された太陽光発電装置PVの発電電力量とを参照して上記影響度(天候係数K)を決定して当該影響度を用いて上記仮の予測熱負荷量データ(仮の予測給湯熱負荷量データ及び仮の予測暖房熱負荷量データ)を補正して、当該補正後の仮の予測熱負荷量データを現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データ(予測給湯熱負荷量データ及び予測暖房熱負荷量データ)として導出する第2予測負荷演算処理を実行する。
具体的には、運転制御部7は、現時点より後の時間帯にどれだけの熱負荷量(給湯熱負荷量、暖房熱負荷量)が予測されているかの時系列的な仮の予測熱負荷量データ(仮の予測給湯熱負荷量データ及び仮の予測暖房熱負荷量データ)を求める。この仮の予測熱負荷量データは、上述した第1予測負荷演算処理で導出した予測熱負荷量データと同じ値になる。そして、運転制御部7は、この仮の予測熱負荷量データに対して上述した天候係数K(影響度)を乗算することで、求める予測熱負荷量データ(予測給湯熱負荷量データ及び予測暖房熱負荷量データ)を得る。
例えば、運転制御部7は、基準発電電力量に対する、現時点より前の(即ち、過去の)1時間の発電電力量の比(太陽光発電量比)が80%であったとき、図6において実線で示す相関関係に基づいて、影響度(天候係数K)を0.88と導出する。そして、運転制御部7は、時系列的な仮の予測熱負荷量データのうち、現時点より後の(即ち、将来の)1時間(上記第2所定期間)に対応する部分のデータに対して当該天候係数K=0.88を乗算することで、求める時系列的な予測熱負荷量データを得る。
例えば、運転制御部7は、基準発電電力量に対する、現時点より前の(即ち、過去の)1時間の発電電力量の比(太陽光発電量比)が80%であったとき、図6において実線で示す相関関係に基づいて、影響度(天候係数K)を0.88と導出する。そして、運転制御部7は、時系列的な仮の予測熱負荷量データのうち、現時点より後の(即ち、将来の)1時間(上記第2所定期間)に対応する部分のデータに対して当該天候係数K=0.88を乗算することで、求める時系列的な予測熱負荷量データを得る。
このように、本実施形態では、影響度は、上記仮の予測熱負荷量データを補正するときにその仮の熱負荷量データに乗算する係数である。また、相関関係は、太陽光発電装置用電力計測部P3が計測した第1所定期間の発電電力量が多いほど、第2所定期間に対応する期間の仮の予測熱負荷量データに乗算する係数が小さくなる関係を規定している。
更に、図6に例示する相関関係において、第1所定期間の太陽光発電量比が60%であるとき(本発明の「第1所定期間の発電電力量が基準値であるとき」に対応)、影響度としての係数は1である。この場合、熱負荷装置5の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて導出される時系列的な仮の予測熱負荷量データに対して1が乗算されて、その仮の予測熱負荷量データが、予測負荷演算処理で導出される予測熱負荷量データになる。
更に、図6に例示する相関関係において、第1所定期間の太陽光発電量比が60%であるとき(本発明の「第1所定期間の発電電力量が基準値であるとき」に対応)、影響度としての係数は1である。この場合、熱負荷装置5の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて導出される時系列的な仮の予測熱負荷量データに対して1が乗算されて、その仮の予測熱負荷量データが、予測負荷演算処理で導出される予測熱負荷量データになる。
〔第2省エネルギ度基準値演算処理〕
次に運転制御部7は、上記第2予測負荷演算処理によって導出した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。この第2省エネルギ度基準値演算処理の詳細は、上述した第1省エネルギ度基準値演算処理と同様であるため、説明を省略する。
次に運転制御部7は、上記第2予測負荷演算処理によって導出した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。この第2省エネルギ度基準値演算処理の詳細は、上述した第1省エネルギ度基準値演算処理と同様であるため、説明を省略する。
〔運転可否判別処理〕
以下に、運転可否判別処理について説明する。
運転制御部7は、この運転可否判別処理において、現時点での電力負荷、予測給湯熱負荷、及び、現時点での暖房熱負荷から、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。
以下に、運転可否判別処理について説明する。
運転制御部7は、この運転可否判別処理において、現時点での電力負荷、予測給湯熱負荷、及び、現時点での暖房熱負荷から、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、給湯熱負荷及び暖房熱負荷が、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ほぼ等しければ、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ほぼ等しくなるので、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、予測熱負荷及び予測電力負荷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。
<別実施形態>
<1>
上記実施形態において、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」を実行することにより得られた「現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データ」をどのように用いるのかは適宜変更可能である。例えば、上記実施形態では、エネルギ供給システムにおいて運転制御部7が、運転対象日の前に「データ更新処理」及び「第1予測負荷演算処理」及び「第1省エネルギ度基準値演算処理」を実行し、その運転対象日においてリアルタイムで「第2予測負荷演算処理(本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」に対応)」及び「第2省エネルギ度基準値演算処理」及び「運転可否判別処理」の各処理を順に実行する場合を例示したが、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」を他のどのような処理と組み合わせて行うのかは適宜変更可能である。
<1>
上記実施形態において、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」を実行することにより得られた「現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データ」をどのように用いるのかは適宜変更可能である。例えば、上記実施形態では、エネルギ供給システムにおいて運転制御部7が、運転対象日の前に「データ更新処理」及び「第1予測負荷演算処理」及び「第1省エネルギ度基準値演算処理」を実行し、その運転対象日においてリアルタイムで「第2予測負荷演算処理(本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」に対応)」及び「第2省エネルギ度基準値演算処理」及び「運転可否判別処理」の各処理を順に実行する場合を例示したが、本発明に係るエネルギ供給システムの「予測負荷演算処理」を他のどのような処理と組み合わせて行うのかは適宜変更可能である。
<2>
上記実施形態では、運転制御部7が、図6に実線で示す関係式を、太陽光発電装置用電力計測部P3が計測した、現時点より前の第1所定期間の発電電力量と、その発電電力量を太陽光発電装置PVが発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置5で消費される給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量に対して与える影響度(天候係数K)との間の相関関係として利用する例を説明したが、相関関係の導出方法は適宜変更可能である。
以下に、相関関係の他の導出方法について説明する。
上記実施形態では、運転制御部7が、図6に実線で示す関係式を、太陽光発電装置用電力計測部P3が計測した、現時点より前の第1所定期間の発電電力量と、その発電電力量を太陽光発電装置PVが発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において熱負荷装置5で消費される給湯熱負荷量及び暖房熱負荷量に対して与える影響度(天候係数K)との間の相関関係として利用する例を説明したが、相関関係の導出方法は適宜変更可能である。
以下に、相関関係の他の導出方法について説明する。
図7は、太陽光発電装置PVにおける時系列的な発電電力量データの例を示すグラフである。図7では、基準発電電力量のデータと、晴天時の発電電力量のデータと、曇天時の発電電力量のデータと、雨天時の発電電力量のデータとを示す。このうち、基準発電電力量のデータは、太陽光発電装置PVによる最大の発電電力量のデータであり、この最大の発電電力量を基準発電電力量としている。図7から明らかであるように、日射量が最も少ないと考えられる雨天時が最も太陽光発電装置PVによる発電電力量が少なく、次に、曇天時の発電電力量が少ない。そして、雨天時及び曇天時に比べて日射量が多い晴天時が、それらよりも発電電力量が多くなっている。
図8は、晴天時の発電電力量のデータと、曇天時の発電電力量のデータと、雨天時の発電電力量のデータとを、基準発電電力量のデータで正規化したデータを示すグラフである。即ち、図8の縦軸は、太陽光発電量比(=実際の発電電力量/基準発電電力量)を示す。加えて、図8では、太陽光発電量比を3つの区分に分けて示している。即ち、太陽光発電量比が0%以上20%未満である雨天時の区分(区分A)、及び、太陽光発電量比が20%以上50%未満である曇天時の区分(区分B)、及び、太陽光発電量比が50%以上100%以下である晴天時の区分(区分C)である。
図9は、太陽光発電量比と天候係数との関係を例示する図である。図9に示すように、実際の発電電力量が雨天時の区分Aに属するときには天候係数:K=1.05と設定し、実際の発電電力量が曇天時の区分Bに属するときには天候係数:K=1.00と設定し、実際の発電電力量が晴天時の区分Cに属するときには天候係数:K=0.90と設定する。
例えば、運転制御部7は、基準発電電力量に対する、現時点より前の過去1時間の発電電力量の比(太陽光発電量比)が80%であったとき、即ち、上述した区分Cに属するとき、影響度(天候係数K)を1.05と導出する。そして、運転制御部7は、現時点より後の将来1時間の仮の予測熱負荷量データに対して当該天候係数K=1.05を乗算することで、求める予測熱負荷量データを得る。図9のように区分してその区分ごとに平均を計算することでシステムを簡素化することができ、運転制御部7の計算の負荷、記憶部の容量を低減し、コストダウンになる。
このように、本例でも、影響度は、上記仮の予測熱負荷量データを補正するときにその仮の熱負荷量データに乗算する係数である。また、相関関係も、太陽光発電装置用電力計測部P3が計測した第1所定期間の発電電力量が多いほど、第2所定期間に対応する期間の仮の予測熱負荷量データに乗算する係数が小さくなる関係を規定している。
更に、図9に例示する相関関係において、第1所定期間の太陽光発電量比が20%以上50%未満であるとき(本発明の「第1所定期間の発電電力量が基準値であるとき」に対応)、影響度としての係数は1である。この場合、熱負荷装置5の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて導出される時系列的な仮の予測熱負荷量データに対して1が乗算されて、その仮の予測熱負荷量データが、予測負荷演算処理で導出される予測熱負荷量データになる。
更に、図9に例示する相関関係において、第1所定期間の太陽光発電量比が20%以上50%未満であるとき(本発明の「第1所定期間の発電電力量が基準値であるとき」に対応)、影響度としての係数は1である。この場合、熱負荷装置5の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて導出される時系列的な仮の予測熱負荷量データに対して1が乗算されて、その仮の予測熱負荷量データが、予測負荷演算処理で導出される予測熱負荷量データになる。
図9では太陽光発電量比を20%、50%を境に3つの区分に区分けしているが、区分けする太陽光発電量比の割合、区分けする個数は任意に設定可能である。区分けする太陽光発電量比の割合、区分けする個数は地域特性を加味して決定しても良いし、運転制御部7の性能、記憶部の容量から考慮しても良い。
<3>
上記実施形態において、上記相関関係を1年の中の時期毎(例えば、月毎、春夏秋冬の季節毎など)に異ならせて設定して記憶手段33に記憶しておき、運転制御部7が、その時期に適切な相関関係を記憶手段33から読み出すようにしてもよい。
上記実施形態において、上記相関関係を1年の中の時期毎(例えば、月毎、春夏秋冬の季節毎など)に異ならせて設定して記憶手段33に記憶しておき、運転制御部7が、その時期に適切な相関関係を記憶手段33から読み出すようにしてもよい。
<4>
上述したデータ更新処理において、運転制御部7は、上記影響度(天候係数K)を考慮してもよい。つまり、エネルギ供給システムを、上記第2所定期間に計測された熱負荷装置5の熱負荷量データが、上記第1所定期間に計測された太陽光発電装置PVの発電電力量を参照して決定される上記影響度を考慮して上記過去熱負荷量データに含められて記憶手段33に記憶されるように構成してもよい。
上述したデータ更新処理において、運転制御部7は、上記影響度(天候係数K)を考慮してもよい。つまり、エネルギ供給システムを、上記第2所定期間に計測された熱負荷装置5の熱負荷量データが、上記第1所定期間に計測された太陽光発電装置PVの発電電力量を参照して決定される上記影響度を考慮して上記過去熱負荷量データに含められて記憶手段33に記憶されるように構成してもよい。
具体的には、運転制御部7は、実際の負荷データ、即ち、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手段33に記憶させる。但し、運転制御部7は、太陽光発電装置用電力計測部P3で計測した実際の第1所定期間の太陽光発電装置PVの発電電力量に関して、上述した影響度(天候係数K)を第2所定期間に関して導出する。そして、運転制御部7は、第2所定期間に計測された熱負荷装置5の実際の熱負荷量データ(給湯熱負荷量データ及び暖房熱負荷量データ)を上記天候係数Kで除算する補正を行うと共に、その補正後の熱負荷量データを用いて上記データ更新処理を行って過去熱負荷量データを導出し、記憶手段33に記憶させる。つまり、天候による影響が除かれた過去熱負荷量データが導出されることになる。
<5>
上記実施形態において、太陽光発電装置PVで発電された電力を商用電力系統9へ売電してもよい。即ち、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、商用電力系統9側にその余剰電力を逆潮流させてもよい。
具体的には、商用電力計測部P1は、商用電力供給ライン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。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電力系統9へと逆潮流(売電)可能に構成してある。
上記実施形態において、太陽光発電装置PVで発電された電力を商用電力系統9へ売電してもよい。即ち、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、商用電力系統9側にその余剰電力を逆潮流させてもよい。
具体的には、商用電力計測部P1は、商用電力供給ライン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。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電力系統9へと逆潮流(売電)可能に構成してある。
<6>
上記実施形態において、夜間であれば日射量が実質的に零であるため、上述したような日射量の多少が熱負荷量に及ぼす影響度を考慮しなくてもよい。そのため、上記実施形態において、運転制御部7は、第1所定期間での太陽光発電電力量が零のとき、即ち、夜間などで日射量が零のときには、上記天候係数による補正を行わない又は天候係数K=1とするように構成してもよい。或いは、運転制御部7は、所定の時間帯(例えば、時刻19時〜時刻6時の間の日没時間帯など)には、上記天候係数による補正を行わない又は天候係数K=1とするように構成してもよい。
上記実施形態において、夜間であれば日射量が実質的に零であるため、上述したような日射量の多少が熱負荷量に及ぼす影響度を考慮しなくてもよい。そのため、上記実施形態において、運転制御部7は、第1所定期間での太陽光発電電力量が零のとき、即ち、夜間などで日射量が零のときには、上記天候係数による補正を行わない又は天候係数K=1とするように構成してもよい。或いは、運転制御部7は、所定の時間帯(例えば、時刻19時〜時刻6時の間の日没時間帯など)には、上記天候係数による補正を行わない又は天候係数K=1とするように構成してもよい。
<7>
上記実施形態において、本発明について具体的な数値を例示しながら説明を行ったが、本発明はそれらの具体的な数値に限定されない。例えば、上記天候係数Kなどの値は、適宜変更可能である。
上記実施形態において、本発明について具体的な数値を例示しながら説明を行ったが、本発明はそれらの具体的な数値に限定されない。例えば、上記天候係数Kなどの値は、適宜変更可能である。
<8>
上記実施形態において、記憶手段33は、運転制御部7が備える記憶部を用いて実現する例を説明したが、他の記憶部を用いて実現することもできる。例えば、運転制御部7の記憶部としての記憶手段33の容量が小さい場合には、その記憶手段33に記憶させることのできる情報量が少なくなるために、上記予測負荷演算処理で導出した予測負荷データの精度が低くなる可能性がある。また、運転制御部7の記憶部としての記憶手段33の容量は本システムだけでなく、機器の故障履歴の保存などにも使用されることがあり、容量をできるだけ空けておくことが望ましい。そこで、運転制御部7と通信回線を介して通信可能に接続されるサーバーが備える記憶部を用いて、上記記憶手段33を実現するような変更もできる。このようなシステム構成を採用した場合、運転制御部7が備える記憶部の保存容量が圧迫されることを回避できる。
また、上記運転制御部7の機能の一部を、上記サーバーの機能で代替してもよい。例えば、運転制御部7に保存されるデータを通信回線を利用してサーバーに送り、そのサーバーで計算を行うことで、より高度で高速な計算を行うことができ、運転制御部7の計算負荷の低減、コスト低減につながる。
上記実施形態において、記憶手段33は、運転制御部7が備える記憶部を用いて実現する例を説明したが、他の記憶部を用いて実現することもできる。例えば、運転制御部7の記憶部としての記憶手段33の容量が小さい場合には、その記憶手段33に記憶させることのできる情報量が少なくなるために、上記予測負荷演算処理で導出した予測負荷データの精度が低くなる可能性がある。また、運転制御部7の記憶部としての記憶手段33の容量は本システムだけでなく、機器の故障履歴の保存などにも使用されることがあり、容量をできるだけ空けておくことが望ましい。そこで、運転制御部7と通信回線を介して通信可能に接続されるサーバーが備える記憶部を用いて、上記記憶手段33を実現するような変更もできる。このようなシステム構成を採用した場合、運転制御部7が備える記憶部の保存容量が圧迫されることを回避できる。
また、上記運転制御部7の機能の一部を、上記サーバーの機能で代替してもよい。例えば、運転制御部7に保存されるデータを通信回線を利用してサーバーに送り、そのサーバーで計算を行うことで、より高度で高速な計算を行うことができ、運転制御部7の計算負荷の低減、コスト低減につながる。
本発明は、天候が変化しても熱電併給装置を最適に運用できるエネルギ供給システムに利用できる。
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
33 記憶手段
P3 太陽光発電装置用電力計測部
PV 太陽光発電装置
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
33 記憶手段
P3 太陽光発電装置用電力計測部
PV 太陽光発電装置
Claims (5)
- 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、前記熱電併給装置及び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排出される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、情報を記憶する記憶手段とを備えるエネルギ供給システムであって、
前記太陽光発電装置の発電電力量を計測する太陽光発電装置用電力計測部を備え、
前記記憶手段は、前記太陽光発電装置用電力計測部が計測した、現時点より前の第1所定期間の発電電力量と、当該発電電力量を前記太陽光発電装置が発電したときの日射量の大きさが現時点よりも後の第2所定期間において前記熱負荷装置で消費される熱負荷量に対して与える影響度との間の相関関係を記憶し、
前記制御手段は、前記記憶手段に記憶されている前記電力負荷装置の時系列的な過去電力負荷量データに基づいて前記現時点より後の時系列的な予測電力負荷量データを導出し、及び、前記記憶手段に記憶されている前記熱負荷装置の時系列的な過去熱負荷量データに基づいて前記現時点より後の時系列的な仮の予測熱負荷量データを導出すると共に、前記記憶手段に記憶されている前記相関関係と前記太陽光発電装置用電力計測部で計測された前記太陽光発電装置の発電電力量とを参照して前記影響度を決定して当該影響度を用いて前記仮の予測熱負荷量データを補正して、当該補正後の仮の予測熱負荷量データを前記現時点より後の時系列的な予測熱負荷量データとして導出する予測負荷演算処理を実行するように構成されているエネルギ供給システム。 - 前記影響度は、前記仮の予測熱負荷量データを補正するときに前記仮の熱負荷量データに乗算する係数であり、
前記相関関係は、前記太陽光発電装置用電力計測部が計測した前記第1所定期間の発電電力量が多いほど、前記第2所定期間に対応する期間の前記仮の予測熱負荷量データに乗算する前記係数が小さくなる関係を規定している請求項1に記載のエネルギ供給システム。 - 前記相関関係において、前記第1所定期間の発電電力量が基準値であるとき、前記影響度としての前記係数は1である請求項2に記載のエネルギ供給システム。
- 前記第1所定期間と前記第2所定期間とは前記現時点を挟んで時間的に連続している請求項1〜3の何れか一項に記載のエネルギ供給システム。
- 前記第2所定期間に計測された前記熱負荷装置の熱負荷量データが、前記第1所定期間に計測された前記太陽光発電装置の発電電力量を参照して決定される前記影響度を考慮して前記過去熱負荷量データに含められて前記記憶手段に記憶される請求項1〜4の何れか一項に記載のエネルギ供給システム。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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JP2013228389A JP2015089310A (ja) | 2013-11-01 | 2013-11-01 | エネルギ供給システム |
Applications Claiming Priority (1)
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JP (1) | JP2015089310A (ja) |
Cited By (1)
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CN110635506A (zh) * | 2019-08-22 | 2019-12-31 | 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司 | 一种用于新能源消纳分析的电网优化分区方法 |
-
2013
- 2013-11-01 JP JP2013228389A patent/JP2015089310A/ja active Pending
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CN110635506B (zh) * | 2019-08-22 | 2022-05-24 | 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司 | 一种用于新能源消纳分析的电网优化分区方法 |
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