JP2018042420A - エネルギシステム管理装置、エネルギシステム管理方法、およびエネルギシステム - Google Patents

Abstract

【課題】熱電併給設備を備えるエネルギシステムに対する種々のニーズに容易に応えることができるエネルギシステム管理装置を提供する。【解決手段】エネルギシステム管理装置は、エネルギシステムにおいて、熱電併給設備の発電量と蓄熱設備からの供給熱量とを管理する装置であって、負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測する負荷予測部と、負荷予測部が予測した負荷電力と負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき発電を優先する第１モードと蓄熱量に応じて発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを所定時間毎に決定する運転優先度決定部と、運転優先度決定部による第１〜第３モードのいずれかの決定結果に応じて発電量を所定時間毎に決定する発電量決定部と、予測した蓄熱量に基づき供給熱量を所定時間毎に決定する供給熱量決定部とを備える。【選択図】図２

Description

本発明は、エネルギシステム管理装置、エネルギシステム管理方法、およびエネルギシステムに関する。

特許文献１には、複数の施設の需要電力を統合的に制御するためのエネルギシステムの一例が記載されている。特許文献１に記載されているエネルギシステムでは、買電電力等に対応する第１の評価値と各施設で需要電力を得るための運用コスト等に対応する第２の評価値とを用いて、第１の評価値に対する最適化を行った後、第２の評価値に対する最適化が行われる。

また、特許文献２には、買電した電力と発電電力と廃熱による熱を施設に対して供給するエネルギシステムの一例が記載されている。特許文献２に記載されているエネルギシステムでは、コージェネレーションシステムの運転条件、買電条件および電力利用施設の所定条件に基づいて、コストを最小化するコージェネレーションシステムの運転条件が決定される。

なお、本願では、廃熱を回収可能な発電設備をコージェネレーションシステム（熱電併給設備）（以下、ＣＧＳとも称する）と呼ぶ。また、ＣＧＳと、そのＣＧＳが発電した電力や発電の際に回収した廃熱を利用するための設備とを含むシステムを、エネルギシステムと呼ぶ。

特開２０１４−２３０３３７号公報 特開２０００−２７４３０８号公報

ところで、エネルギシステムに対しては例えば次のようなニーズがある。

（１）今後、ＣＧＳの導入促進やピークカットのインセンティブ強化等の政策が進められるため、ＣＧＳの導入案件が増加し、電力だけでなく熱管理も重要となる。そのため、発電制御（電力）と排熱利用制御（熱）の双方を両立した最適運転計画機能が必要になると考えられる。ここで、最適運転計画機能とは、天気予報情報や過去の運転実績データなどから負荷予測（電力・熱）を行い、その結果に基づいて設備機器の運転計画を立案する機能である。

（２）スマートコミュニティ、ＣＥＭＳ（Cluster／Community Energy Management System）の展開を進めている状況を受け、電力・熱エネルギーの面的利用（複数建物におけるエネルギー融通）の重要度が高まっている。またＣＧＳの導入促進を目的に、電気事業法上の「特定供給」に関する許可基準が緩和されている。そのため、電力・熱エネルギーの面的利用や特定供給制度に対応した最適運転計画機能が必要となる。ここで、特定供給とは、供給者・需要者間の関係で、需要家保護の必要性の低い密接な関係（生産工程、資本関係、人的関係）を有する者の間での電力供給（本社工場と子会社工場間での電力供給等）である。

（３）低容量のＣＧＳなど定格出力一定しか出せないＣＧＳを使用する場合、電力・熱負荷に応じて出力を細かく制御するにはＣＧＳを複数台構成にするため、ＣＧＳ複数台対応の最適運転計画機能が必要となる。なお、発電効率の観点からＣＧＳは定格出力で一定運転することが望ましいので、部分負荷運転を避けるため、複数台構成にする場合もある。

上記のようなニーズに対し、特許文献１に記載のシステムはＣＧＳを利用するものではなく、また、特許文献２に記載のシステムはＣＧＳを利用するものではあるものの、もっぱらコスト面での最適化を図るためのものであるため、上述したような種々のニーズに応えることが難しいという課題があった。

本発明は、上記の事情を考慮してなされたものであり、ＣＧＳを備えるエネルギシステムに対する種々のニーズに容易に応えることができるエネルギシステム管理装置、エネルギシステム管理方法、およびエネルギシステムを提供することを目的とする。

上記課題を解決するため、本発明の一態様は、熱電併給設備と前記熱電併給設備が回収した廃熱による熱を蓄熱する蓄熱設備とを備えるエネルギシステムにおいて、前記熱電併給設備の発電量と前記蓄熱設備からの供給熱量とを管理する装置であって、負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測する負荷予測部と、前記負荷予測部が予測した前記負荷電力と前記負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先する第１モードと前記蓄熱設備の蓄熱量に応じて前記発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを前記所定時間毎に決定する運転優先度決定部と、前記運転優先度決定部による前記第１モード〜前記第３モードのいずれかの決定結果に応じて、前記発電量を前記所定時間毎に決定する発電量決定部と、予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する供給熱量決定部とを備えるエネルギシステム管理装置である。

また、本発明の一態様は、上記エネルギシステム管理装置であって、前記発電量決定部が、予め設定した前記熱電併給設備からの電力の最大供給条件および最低供給条件に基づき、前記第１モードの場合に前記最大供給条件を満たすように前記発電量を前記所定時間毎に決定し、前記第２モードの場合に前記最大供給条件または前記最低供給条件を満たすように前記発電量を前記所定時間毎に決定し、前記第３モードの場合に前記最低供給条件を満たすように前記発電量を前記所定時間毎に決定する。

また、本発明の一態様は、上記エネルギシステム管理装置であって、前記最低供給条件および前記買電の目標条件を満足するように、前記発電量決定部が決定した発電量を、前記負荷電力の実際の計測結果に基づき略実時間で補正する運転補正部をさらに備える。

また、本発明の一態様は、上記エネルギシステム管理装置であって、前記供給熱量決定部が、前記予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を増大させる場合の前記蓄熱量の設定値と前記供給熱量を減少させる場合の前記蓄熱量の設定値とを異ならせて、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する。

また、本発明の一態様は、熱電併給設備と前記熱電併給設備が回収した廃熱による熱を蓄熱する蓄熱設備とを備えたエネルギシステムにおいて、前記熱電併給設備の発電量と前記蓄熱設備からの供給熱量とを管理する方法であって、負荷予測部によって、負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測し、運転優先度決定部によって、前記負荷予測部が予測した前記負荷電力と前記負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先する第１モードと前記蓄熱設備の蓄熱量に応じて前記発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを前記所定時間毎に決定し、発電量決定部によって、前記運転優先度決定部による前記第１モード〜前記第３モードのいずれかの決定結果に応じて、前記発電量を前記所定時間毎に決定し、供給熱量決定部によって、予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定するエネルギシステム管理方法である。

また、本発明の一態様は、熱電併給設備と、前記熱電併給設備が回収した廃熱による熱を蓄熱する蓄熱設備と、前記熱電併給設備の発電量と前記蓄熱設備からの供給熱量とを管理するエネルギシステム管理装置とを備え、前記エネルギシステム管理装置が、負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測する負荷予測部と、前記負荷予測部が予測した前記負荷電力と前記負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先する第１モードと前記蓄熱設備の蓄熱量に応じて前記発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを前記所定時間毎に決定する運転優先度決定部と、前記運転優先度決定部による前記第１モード〜前記第３モードのいずれかの決定結果に応じて、前記発電量を前記所定時間毎に決定する発電量決定部と、予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する供給熱量決定部とを有するエネルギシステムである。

本発明によれば、予測した負荷電力と負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき運転の形態が第１〜第３モードのいずれかに決定され、その決定結果に応じて発電量が所定時間毎に決定される。この構成によれば、第１〜第３モードに分けずに発電量と供給熱量とを管理する場合と比較して、発電量を容易に適切に管理することができる。また、予測した蓄熱量に基づき供給熱量が決定されるので、熱管理を効率的に行うことができる。

本発明の一実施形態に係る構成例を示す図である。 図１に示すエネルギシステム管理装置１の構成例を示すブロック図である。 図２に示すパラメータ設定部１１の動作例を説明するための図である。 図２に示すエネルギシステム管理装置１の動作例を示すフローチャートである。 図４のステップＳ１２における処理を示すフローチャートである。 図４のステップＳ１３における処理を示すフローチャートである。 図６のステップＳ３３における処理を示すフローチャートである。 図４のステップＳ１４における処理を示すフローチャートである。 図４のステップＳ１４における処理を示すフローチャートである。 図４のステップＳ１３およびＳ１４における処理を説明するための図である。

以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。図１は、本発明の一実施形態に係るエネルギシステム１００の構成例を示す図である。図１に示すエネルギシステム１００は、エネルギシステム管理装置１と、複数のＣＧＳ２１（熱電併給設備）と、蓄熱槽２２（蓄熱設備）と、冷凍機２３と、空調熱源２４と、複数の熱供給ポンプ３１および３２とを備える。エネルギシステム１００は、ＣＧＳ２１が発電した電力と電力会社等の電力系統２から買電した電力とを電線７１〜７３を介して電力の需要施設である施設８１〜８３へ供給する。エネルギシステム１００は、また、各ＣＧＳ２１が発電の際に回収した廃熱を、直接または冷凍機２３を介して蓄熱槽２２へ移動して蓄熱する。そして、蓄熱槽２２に蓄積された熱は、例えば、配管６４、熱供給ポンプ３１および配管６５を介して施設８１へ空調用の熱として供給される。また、蓄熱槽２２に蓄積されている熱は、配管６４、熱供給ポンプ３２および配管６６を介して施設８２へ空調用の熱として供給される。

エネルギシステム管理装置１は、例えばサーバ、パーソナルコンピュータ等のコンピュータであり、ＣＰＵ（中央処理装置）、記憶装置、入出力装置、通信装置等を備える。エネルギシステム管理装置１は、複数のＣＧＳ２１の発電量を制御線５１を用いて制御するとともに、複数の熱供給ポンプ３１および３２を制御線５２または５３を用いて制御して蓄熱槽２２から施設８１または施設８２への供給される熱量を管理する。

各ＣＧＳ２１は、同一構成であり、発電設備とその発電設備で発電の際に発生した廃熱の回収設備とを有する。各ＣＧＳ２１は、エンジン、タービン、燃料電池等の発電設備を有し、天然ガス、ＬＰガス（液化石油ガス）等を燃料として発電する。各ＣＧＳ２１が有する発電設備の定格発電容量は同一である。本実施形態において、各ＣＧＳ２１は、エネルギシステム管理装置１から出力された所定の制御信号を制御線５１を介して受信し、受信した制御信号に応じて、それぞれの発電設備を定格出力を目標として運転するか、あるいは停止するかのいずれかの運転状態で動作する。また、各ＣＧＳ２１は、回収設備で回収した廃熱を温水として一点鎖線の矢印で示す配管６１を介して蓄熱槽２２へ移動するか、あるいは、回収設備で回収した廃熱を温水として二点鎖線の矢印で示す配管６２を介して冷凍機２３へ移動して冷水に変換し、さらに冷凍機２３が冷水とした熱を二点鎖線の矢印で示す配管６３を介して蓄熱槽２２へ移動する。なお、配管６１を通した熱の移動は、例えばエネルギシステム１００の冬期における運転形態の一例に対応する。配管６２および配管６３を通した熱の移動は、例えばエネルギシステム１００の夏期における運転形態の一例に対応する。

なお、ＣＧＳ２１の台数は、図１に示す２台に限らず、１台であってもよいし、３台以上の複数であってもよい。上述したように、本実施形態では、２台のＣＧＳ２１は、定格出力が同一であり、また、エネルギシステム管理装置１の制御によって定格出力での発電または発電停止のいずれかの状態で運転される。ただし、ＣＧＳ２１を１台とする場合には発電電力を定格出力以下の所定の範囲でエネルギシステム管理装置１の制御によって可変できるようにする。また、複数のＣＧＳ２１の定格出力はすべて同一としてもよいし、同一でなくてもよい。ただし、後述する動作例の説明では、エネルギシステム１００が同一定格出力の少なくとも２台のＣＧＳ２１を備えているものとする。

熱供給ポンプ３１は、エネルギシステム管理装置１から出力された所定の制御信号を制御線５３を介して受信し、受信した制御信号に応じて、定格出力で運転するか、あるいは停止するかのいずれかの運転状態で動作する。また、熱供給ポンプ３２は、エネルギシステム管理装置１から出力された所定の制御信号を制御線５２を介して受信し、受信した制御信号に応じて、定格出力で運転するか、あるいは停止するかのいずれかの運転状態で動作する。

なお、本実施形態では、熱供給ポンプ３１と熱供給ポンプ３２に次のように異なる優先度が設定されている。すなわち、熱供給ポンプ３１の優先度が、熱供給ポンプ３２の優先度より高く設定されている。この熱供給ポンプの優先度は、熱供給ポンプ３１または熱供給ポンプ３２が熱を供給する供給先の施設の熱供給に係る優先度に対応する。すなわち、この場合、熱供給ポンプ３１の熱供給先の施設８１（Ａ棟）の優先度が、熱供給ポンプ３２の熱供給先の施設８２（Ｂ棟）の優先度より高い。例えば、蓄熱槽２２に所定量以上の熱が蓄熱されている場合、熱供給ポンプ３１と熱供給ポンプ３２の両方が運転される。また、例えば、蓄熱槽２２の蓄熱量が所定の値未満である場合、優先度が高い熱供給ポンプ３１のみが運転される。なお、熱供給ポンプ３１および３２は、それぞれ１台の熱供給ポンプから構成されていてもよいし、並列に接続された複数台の熱供給ポンプから構成されていてもよい。

空調熱源２４は、例えば電力系統２から供給される電力を電源として動作して温水または冷水を発生し、発生した温水または冷水を配管６７を介して施設８３へ空調用の熱として供給したり、配管６７および配管６５を介して施設８１へ空調用の熱として供給したり、配管６７および配管６６を介して施設８２へ空調用の熱として供給したりする。空調熱源２４は、温水を発生する運転状態と、冷水を発生する運転状態とのどちらかに切り替えて運転される。また、空調熱源２４は、例えば、運転される場合には、定格出力での動作または停止のいずれかの状態で運転される。空調熱源２４は、例えば図示していない制御線を介してエネルギシステム管理装置１と接続されていて、エネルギシステム管理装置１によって運転状態が制御される。

施設８１〜８３は、エネルギシステム１００が供給する電力および熱の需要設備である。本実施形態では、施設８１、８２および８３が、それぞれ建物であり、建物名がＡ棟、Ｂ棟、およびＣ棟であるとする。また、施設８１（Ａ棟）と各ＣＧＳ２１の運営主体は同一である。一方、施設８１（Ａ棟）の運営主体と施設８２（Ｂ棟）および施設８３（Ｃ棟）の運営主体とは別であるが、密接な関係を有する。本実施形態では、各ＣＧＳ２１から施設８２（Ｂ棟）または施設８３（Ｃ棟）への電力供給は上述した特定供給に該当するものとする。

次に、図２を参照して、図１に示すエネルギシステム管理装置１の構成例について説明する。図２は、図１に示すエネルギシステム管理装置１を構成するコンピュータが内部のＣＰＵによって内部の記憶装置に格納されている所定のプログラムを実行することによって内部の入出力装置や記憶装置、通信装置等を制御することで提供する機能を、機能の種別毎にブロックに分けて示す図である。図２に示すように、エネルギシステム管理装置１は、パラメータ設定部１１と、負荷電力取得部１２と、蓄熱量取得部１３と、負荷予測部１４と、ＣＧＳ運転計画部１５と、熱供給ポンプ運転台数管理部１６と、ＣＧＳ運転補正部１７と、デマンドレスポンス制御部１８と、ＣＧＳローテーション管理部１９とを備える。また、ＣＧＳ運転計画部１５は、ＣＧＳ運転優先度決定部１５１と、ＣＧＳ運転台数決定部１５２とを有する。エネルギシステム管理装置１は、各部の動作に応じて、内部の入出力装置あるいは通信装置および制御線５１〜５３を介して所定の制御信号を各ＣＧＳ２１、各熱供給ポンプ３１および３２に出力し、各ＣＧＳ２１、各熱供給ポンプ３１および３２の動作状態を運転状態または停止状態に制御する。

パラメータ設定部１１は、運用に先立ち、エネルギシステム管理装置１が有する入力装置、通信装置等を用いて図３に示すようなパラメータを入力し、所定の記憶装置に記憶する。図３は、パラメータ設定部１１が入力および記憶するパラメータの一例を示す図である。図３に示す例では、設定値として、ガス単価（円／ｍ^３）、ガス使用量（ＣＧＳ１台あたり）（ｍ^３／ｈ）、買電単価（円／ｋＷｈ）、発電容量（ＣＧＳ１台あたり）（ｋＷｈ／ｈ）、熱回収容量（ＣＧＳ１台あたり）（ｋＷｈ／ｈ）、熱源定格消費電力（冷）（ｋＷｈ／ｈ）、熱源定格消費電力（温）（ｋＷｈ／ｈ）、熱源定格生産熱量（冷）（ｋＷｈ／ｈ）、熱源定格生産熱量（温）（ｋＷｈ／ｈ）、蓄熱量下下限設定（ＧＪ）、蓄熱量下限設定（ＧＪ）、蓄熱量上限設定（ＧＪ）、蓄熱量上上限設定（ＧＪ）、蓄熱量満蓄設定（ＧＪ）、買電目標値（ｋＷ）、ＣＧＳ最低発電率（特定供給）（％）、ＣＧＳ定格発電容量（ｋＷｈ／ｈ／台）、ＣＧＳ熱回収容量（ＧＪ／ｈ／台）、ＣＧＳ台数（台）、Ａ棟ポンプ定格熱供給量（ＧＪ／ｈ／台）、Ｂ棟ポンプ定格熱供給量 （ＧＪ／ｈ／台）、Ａ棟熱供給ポンプ台数（台）およびＢ棟熱供給ポンプ台数（台）が含まれている。ここで括弧内は各設定値の単位を示す。

ガス単価（円／ｍ^３）は、ＣＧＳ２１の燃料の１ｍ^３当たりの価格である。ガス使用量（ＣＧＳ１台あたり）（ｍ^３／ｈ）は、ＣＧＳ２１を、発電容量（ＣＧＳ１台あたり）（ｋＷｈ／ｈ）で運転した場合のガス使用量である。買電単価（円／ｋＷｈ）は、電力系統２から買電する際の１ｋＷｈの電力量の価格である。発電容量（ＣＧＳ１台あたり）（ｋＷｈ／ｈ）は、ガス使用量を算出する際に基準となる電力である。熱回収容量（ＣＧＳ１台あたり）（ｋＷｈ／ｈ）は、ＣＧＳ２１を発電容量（ＣＧＳ１台あたり）（ｋＷｈ／ｈ）で運転した場合に回収される単位時間当たりの熱量である。熱源定格消費電力（冷）（ｋＷｈ／ｈ）は、空調熱源２４の冷水発生時の定格消費電力である。熱源定格消費電力（温）（ｋＷｈ／ｈ）は、空調熱源２４の温水発生時の定格消費電力である。熱源定格生産熱量（冷）（ｋＷｈ／ｈ）は、空調熱源２４の冷水発生時の定格出力時の単位時間当たりの熱量である。熱源定格生産熱量（温）（ｋＷｈ／ｈ）は、空調熱源２４の温水発生時の定格出力時の単位時間当たりの熱量である。蓄熱量下下限設定（ＧＪ）、蓄熱量下限設定（ＧＪ）、蓄熱量上限設定（ＧＪ）、蓄熱量上上限設定（ＧＪ）、および蓄熱量満蓄設定（ＧＪ）は、それぞれ蓄熱槽２２の蓄熱量の下下限設定値、下限設定値、上限設定値、上上限設定値および満蓄設定値である。これらの設定値は、下下限設定値＜下限設定値＜上限設定値＜上上限設定値＜満蓄設定値の関係を有する。買電目標値（ｋＷ）は、電力系統２からの買電電力の上限の目標値である。ＣＧＳ最低発電率（特定供給）（％）は、特定供給先（本実施形態では施設８２（Ｂ棟）および施設８３（Ｃ棟））で消費される電力に対するＣＧＳ２１から供給される電力の比率の契約上求められる最低値である。例えば最低発電率（特定供給）（％）が５０％の場合、特定供給先で消費される電力のうち買電電力を５０％未満、ＣＧＳ２１から供給される電力を５０％以上とすることが要求される。ＣＧＳ定格発電容量（ｋＷｈ／ｈ／台）は、１台のＣＧＳ２１の定格発電電力である。ＣＧＳ熱回収容量（ＧＪ／ｈ／台）は、１台のＣＧＳ２１の定格出力時の回収熱量である。ＣＧＳ台数（台）は、ＣＧＳ２１の台数である。Ａ棟ポンプ定格熱供給量（ＧＪ／ｈ／台）は、熱供給ポンプ３１の１台当たりの供給定格熱量である。Ｂ棟ポンプ定格熱供給量 （ＧＪ／ｈ／台）は、熱供給ポンプ３２の１台当たりの供給定格熱量である。Ａ棟熱供給ポンプ台数（台）は、熱供給ポンプ３１の台数である。そして、Ｂ棟熱供給ポンプ台数（台）は、熱供給ポンプ３２の台数である。

上記設定値のうち、ガス単価および買電単価は、一般に、時間毎、日毎、月毎、季節毎等により変化する。したがって、ガス単価および買電単価は、所定の期間毎に複数の設定値を含んでいる。また、他の設定値は、設備の更新時や、目標の変更時等に更新される。

負荷電力取得部１２は、施設８１〜８３で消費された単位時間当たりの電力量を所定時間毎（例えば１分ごと等ほぼリアルタイム）に取得し、所定の記憶装置に記憶する。負荷電力取得部１２は、例えば施設８１〜８３がそれぞれ備える通信機能を備えた電力量計と通信することで電力量を取得する。

蓄熱量取得部１３は、蓄熱槽２２から蓄熱量を所定時間毎に取得し、所定の記憶装置に記憶する。

負荷予測部１４は、施設８１〜８３で消費される負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎（予測単位期間毎）に予測する。なお、本実施形態では、負荷電力の予測と負荷熱量の予測を合わせて負荷予測と称する。この予測単位期間は例えば３０分間である。本実施形態では、一例として、負荷予測部１４が、１日３回（２２：００〜、８：００〜、１３：００〜）、３０分単位で２４時間分の負荷予測を行うこととする。負荷予測は、公知の手法を用いて行うことができ、例えば、天気予報情報や過去の運転実績データ等に基づき、ニューラルネットワーク、カルマンフィルタ等を用いて行うことができる。図１に示す構成例において負荷予測部１４が負荷予測を行う項目は以下の通りである。

すなわち、負荷予測の項目は、（Ａ１）Ａ棟の負荷電力＋Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力（ｋＷｈ／ｈ）、（Ａ２）Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力（ｋＷｈ／ｈ）、（Ａ３）Ａ棟の負荷熱量＋Ｂ棟の負荷熱量（ｋＷｈ／ｈ）、（Ａ４）Ａ棟の負荷熱量（ｋＷｈ／ｈ）、および（Ａ５）Ｂ棟の負荷熱量（ｋＷｈ／ｈ）である。

上記、５項目の予測値は、（Ｂ１）Ａ棟の負荷電力（ｋＷｈ／ｈ）、（Ｂ２）Ｂ棟の負荷電力（ｋＷｈ／ｈ）、（Ｂ３）Ｃ棟の負荷電力（ｋＷｈ／ｈ）、（Ｂ４）Ａ棟の負荷熱量（ｋＷｈ／ｈ）および（Ｂ５）Ｂ棟の負荷熱量（ｋＷｈ／ｈ）を個別に予測し、各々の合算値から作成することができる。

ＣＧＳ運転計画部１５は、下記の運転条件（Ｃ１）〜（Ｃ４）を満たすように、複数のＣＧＳ２１の運転計画を予測単位期間毎に決定する。運転計画は、複数のＣＧＳ２１による発電量の各予測単位期間における各目標値を表す情報を含む。

（Ｃ１）ＣＧＳ最低供給条件：
全ての時間帯（３０分単位）で、ＣＧＳ２１の発電電力が、（Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力）の図３に示すＣＧＳ最低発電率以上となるように発電量を設定する。この条件は、例えば特定供給において要求される条件である。以下、ＣＧＳ最低発電率が５０％であるとして説明する。

（Ｃ２）ＣＧＳ最大供給条件：
全ての時間帯（３０分単位）で、（Ａ棟の負荷電力＋Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力）以下でＣＧＳ２１で発電する。これは、電力系統２への逆潮流を行わないようにするための条件である。

（Ｃ３）買電目標の条件：
全ての時間帯（３０分単位）で、（Ａ棟＋Ｂ棟＋Ｃ棟）全体での買電電力を図３に示す目標値以下にする。

（Ｃ４）ＣＧＳ排熱利用条件：
ＣＧＳ２１からの排熱はＡ棟への供給を優先し、余剰熱をＢ棟へ供給する。

ＣＧＳ運転計画部１５は、上記Ｃ１〜Ｃ４の条件を満たす運転計画を、ＣＧＳ運転優先度決定部１５１およびＣＧＳ運転台数決定部１５２によって以下のように作成する。

ＣＧＳ運転優先度決定部１５１は、負荷予測部１４が予測した負荷電力と負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先するＣＧＳ最優先モード（第１モード）と、蓄熱量に応じて発電量を決定するＣＧＳ熱優先モード（第２モード）と、買電を優先する買電優先モード（第３モード）とのいずれかを、負荷予測部１４における予測単位期間と同一の所定時間毎（３０分単位）に決定する。ＣＧＳ運転優先度決定部１５１は、図３に示す設定値のガス単価（円／ｍ^３）、ガス使用量（ｍ^３）、買電単価（円／ｋＷｈ）、発電容量（ｋＷｈ／ｈ）、熱回収容量（ｋＷｈ／ｈ）、熱源定格消費電力（ｋＷｈ／ｈ）、および熱源定格生産熱量（ｋＷｈ／ｈ）を基に、以下のＤ１〜Ｄ３の決め方でＣＧＳ運転優先度を決定する。

（Ｄ１）ガス単価×ガス使用量＜買電単価×発電容量の場合、ＣＧＳ最優先モードに設定する。左辺のガス使用量は、右辺の発電容量を発電するのに要する値である。発電容量は、負荷予測部１４が予測した負荷電力（上記（Ａ１））である。このガス単価×ガス使用量＜買電単価×発電容量という条件は、発電価格＜買電価格という条件に対応する。

（Ｄ２）ガス単価×ガス使用量＜買電単価×発電容量＋買電単価×（熱源定格消費電力×熱回収容量÷熱源定格生産熱量）の場合、ＣＧＳ熱優先モードに設定する。左辺のガス使用量と右辺の熱回収容量は、右辺の発電容量を発電するのに要する値および発電の際に回収される値である。発電容量は、負荷予測部１４が予測した負荷電力（上記（Ａ１））である。熱源定格消費電力および熱源定格生産熱量は、図３に示す設定値である。このガス単価×ガス使用量＜買電単価×発電容量＋買電単価×（熱源定格消費電力×熱回収容量÷熱源定格生産熱量）という条件は、発電価格＋熱回収価格＜買電価格という条件に対応する。

（Ｄ３）ガス単価×ガス使用量≧買電単価×発電容量＋買電単価×（熱源定格消費電力×熱回収容量÷熱源定格生産熱量）の場合、買電優先モードに設定する。各パラメータは、上記（Ｄ２）の場合と同じである。このガス単価×ガス使用量≧買電単価×発電容量＋買電単価×（熱源定格消費電力×熱回収容量÷熱源定格生産熱量）という条件は、発電価格＋熱回収価格≧買電価格という条件に対応する。

ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、ＣＧＳ運転優先度決定部１５１によるＣＧＳ最優先モード、ＣＧＳ熱優先モード、または買電優先モードのいずれかの決定結果に応じて、発電量を負荷予測部１４における予測単位期間と同一の所定時間毎（３０分単位）に決定する。ＣＧＳ運転台数決定部１５２（発電量決定部）は、予め設定した条件である、ＣＧＳ２１からの電力の最大供給条件（上記（Ｃ２））および最低供給条件（上記（Ｃ１））に基づき、優先度の決定結果に応じて次のように発電量を決定する。すなわち、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、ＣＧＳ最優先モード（第１モード）の場合に最大供給条件を満たすように発電量を所定時間毎に決定する。ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、ＣＧＳ熱優先モード（第２モード）の場合に最大供給条件または最低供給条件を満たすように発電量を所定時間毎に決定する。ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、買電優先モード（第３モード）の場合に最低供給条件を満たすように発電量を所定時間毎に決定する。なお、本実施形態では、上述したように、発電量の増減をＣＧＳ２１を運転する台数を増減することで行う。

図１に示す構成では、ＣＧＳ運転台数決定部１５２が、各時間帯のＣＧＳ２１の運転台数を次のように決定する。なお、当該時間帯の運転台数を運転台数（ｔ）、予測蓄熱量を蓄熱量（ｔ）、予測負荷熱量を予測負荷熱量（ｔ）として示す。また、当該時間帯の１つ前の時間帯の予測蓄熱量を蓄熱量（ｔ−１）、運転台数（ｔ−１）として示し、当該時間帯の１つ後の時間帯の予測蓄熱量を蓄熱量（ｔ＋１）として示す。

（Ｅ１）ＣＧＳ最優先モードの場合、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、発電電力が、（Ａ棟予測負荷電力＋Ｂ棟予測負荷電力＋Ｃ棟予測負荷電力）を、を上回らない範囲で（すなわちＣＧＳ最大供給条件を満たす範囲で）最大台数を選択する。

（Ｅ２）ＣＧＳ熱優先モードの場合、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、各時間帯の蓄熱槽２２の蓄熱量に応じて、下記（Ｅ２−１）〜（Ｅ２−３）の条件に基づいてＣＧＳ２１の運転台数を決定する。なお、各蓄熱量の設定値と運転台数との関係の一例を図１０に示す。図１０は、蓄熱槽２２の蓄熱量を横軸にとり、上から順に、蓄熱量の設定値（ゼロ〜満蓄）と、ＣＧＳ２１の運転台数と、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１の運転または停止の状態と、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２の運転または停止の状態とを示す。熱供給ポンプ３１および熱供給ポンプ３２の運転状態については後述する。

（Ｅ２−１）蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＜蓄熱上限の場合、運転台数（ｔ）は発電電力が（（Ａ棟予測負荷電力＋Ｂ棟予測負荷電力＋Ｃ棟予測負荷電力）÷安全率）を上回らない範囲で（すなわちＣＧＳ最大供給条件を満たす範囲で）最大台数を選択する。ここで安全率は１未満の整数である。なお、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、各時間帯の蓄熱量を次のように求めて予測する。

蓄熱量（ｔ＋１）＝蓄熱量（ｔ）＋熱回収容量×運転台数（ｔ）−｛予測負荷熱量（ｔ）｝

蓄熱量（ｔ）＞満蓄熱量（設定値）の場合、蓄熱量（ｔ）＝満蓄熱量とする。

蓄熱量（ｔ）＜ゼロの場合、蓄熱量（ｔ）＝ゼロとする。

蓄熱量の初期値は計算時点の現在値を使用する。

（Ｅ２−２）蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上上限（設定値）の場合、運転台数（ｔ）は発電電力が（Ｂ棟予測負荷電力＋Ｃ棟予測負荷電力）のＣＧＳ最低発電率（５０％）を上回る範囲で（すなわちＣＧＳ最低供給条件を満たす範囲で）最低台数を選択する。

（Ｅ２−３）上記以外の場合、運転台数（ｔ）は運転台数（ｔ−１）の状態を保持する。

（Ｅ３）買電優先モードの場合、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、発電電力が、（Ｂ棟予測負荷電力＋Ｃ棟予測負荷電力）のＣＧＳ最低発電率（５０％）（すなわちＣＧＳ最低供給条件を満たす範囲で）最低台数を選択する。

次に、熱供給ポンプ運転台数管理部１６（供給熱量決定部）は、ＣＧＳ運転計画部１５が予想した蓄熱量に従って、優先度が高いＡ棟用の熱供給ポンプ３１、優先度が低いＢ棟用の熱供給ポンプ３２の運転可否を以下のルールにより決定する（図１０参照）。すなわち、熱供給ポンプ運転台数管理部１６は、ＣＧＳ運転計画部１５が予測した蓄熱槽２２の蓄熱量に基づき、供給熱量を負荷予測部１４における予測単位期間と同一の所定時間毎（３０分単位）に決定する。

（Ｆ１）蓄熱量(t)＜蓄熱下下限（設定値）の場合、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１を停止するとともに、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２を停止する。なお、すでに停止している場合には停止状態を保持する。

（Ｆ２）蓄熱量（ｔ−１）＜蓄熱下限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＞蓄熱下限の場合、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１を運転するとともに、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２を停止する。なお、すでに停止している場合には停止状態を保持する。

（Ｆ３）蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上上限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＜蓄熱上上限の場合、
Ａ棟用の熱供給ポンプ３１を運転するとともに、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２を停止する。なお、すでに停止している場合には運転状態を保持する。

（Ｆ４）蓄熱量（ｔ）＝満蓄熱量の場合、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１を運転するとともに、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２を運転する。なお、すでに運転している場合には運転状態を保持する。

（Ｆ５）上記以外の場合、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１の運転可否（ｔ）は、運転可否（ｔ−１）の状態と同じとする。Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２の運転可否（ｔ）は、運転可否（ｔ−１）の状態と同じとする。

以上のルールによれば、図１０に示すように、停止しているＡ棟用の熱供給ポンプ３１は、蓄熱量が蓄熱下限を上回った場合に運転され、運転しているＡ棟用の熱供給ポンプ３１は、蓄熱量が蓄熱下下限を下回った場合に停止される。また、停止しているＢ棟用の熱供給ポンプ３２は、蓄熱量が満蓄を上回った場合に運転され、運転しているＢ棟用の熱供給ポンプ３２は、蓄熱量が蓄熱上上限を下回った場合に停止される。

次に、熱供給ポンプ運転台数管理部１６は、上記ルールにより、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１およびＢ棟用の熱供給ポンプ３２またはＡ棟用の熱供給ポンプ３１が『運転』と判断された場合、以下のルールによりＡ棟用の熱供給ポンプ３１およびＢ棟用の熱供給ポンプ３２またはＡ棟用の熱供給ポンプ３１の運転台数を決定する。

（Ｇ１）Ａ棟予測負荷熱量＜Ａ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１の運転台数を、（Ａ棟予測負荷熱量＜Ａ棟ポンプ定格熱供給量×運転台数）を満たす最小となる運転台数とする。ただし、本実施形態では、熱供給ポンプ３１の台数を１台としているため、０台の運転（すなわち停止）が決定される。これに対し、熱供給ポンプ３１の台数を複数台とする場合は、（Ａ棟予測負荷熱量＜Ａ棟ポンプ定格熱供給量×運転台数）を満たす最小となる運転台数が選択される。

（Ｇ２）Ａ棟予測負荷熱量＞Ａ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１の運転台数を最大台数とする。ただし、本実施形態では、熱供給ポンプ３１の台数を１台としているため、１台の運転が決定される。これに対し、熱供給ポンプ３１の台数を複数台とする場合は、最大の運転台数が選択される。

（Ｇ３）Ｂ棟予測負荷熱量＜Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２の運転台数を、Ｂ棟予測負荷熱量＜Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×運転台数を満たす最小となる運転台数とする。ただし、本実施形態では、熱供給ポンプ３２の台数を１台としているため、０台の運転（すなわち停止）が決定される。これに対し、熱供給ポンプ３２の台数を複数台とする場合は、（Ｂ棟予測負荷熱量＜Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×運転台数）を満たす最小となる運転台数が選択される。

（Ｇ４）Ｂ棟予測負荷熱量＞Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２の運転台数を最大台数とする。ただし、本実施形態では、熱供給ポンプ３２の台数を１台としているため、１台の運転が決定される。これに対し、熱供給ポンプ３２の台数を複数台とする場合は、最大の運転台数が選択される。

また、ＣＧＳ運転補正部１７は、負荷電力取得部１２を用いてほぼリアルタイム（略実時間で）で施設８１〜８３の負荷電力（実際の計測結果）を監視し、上記（Ｃ１）のＣＧＳ最低供給条件および（Ｃ３）の買電目標の条件を満足するように、次のようにしてＣＧＳ２１の運転台数をＣＧＳ運転計画部１５が決定した値から増減する（値を補正する）。このＣＧＳ運転補正部１７による発電量の補正をリアルタイムに実行することで、最低供給条件および買電目標の条件をほぼすべての時間帯で実際に満足することができる。

（Ｈ１）ＣＧＳ運転補正部１７は、リアルタイムで（Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力）を監視し、３０分単位で（Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟負荷電力）のＣＧＳ最低発電率（５０％）（ＣＧＳ最低供給条件）以上発電できない場合、ＣＧＳ２１の台数を増加させる。

（Ｈ２）ＣＧＳ運転補正部１７は、また、リアルタイムで（Ａ棟の負荷電力＋Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力）を監視し、３０分単位で買電目標を超過する場合、ＣＧＳ２１の台数を増加させる。

また、デマンドレスポンス制御部１８は、負荷電力取得部１２を用いてリアルタイムで施設８１〜８３の負荷電力を監視し、以下の場合に、デマンドレスポンス、すなわち、予め定めた１または複数の施設８１〜８３に対して負荷電力の低減要求を送信する。デマンドレスポンスを受けた１または複数の施設８１〜８３では、例えば照明や空調を調整することで消費電力を低下させる。

（Ｉ１）デマンドレスポンス制御部１８は、リアルタイムでＢ棟負荷電力＋Ｃ棟負荷電力を監視し、ＣＧＳ運転補正部１７によるＣＧＳ運転補正後も３０分単位で（Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟負荷電力）のＣＧＳ最低発電率（５０％）（ＣＧＳ最低供給条件）以上発電できない場合、Ｂ棟およびＣ棟のデマンドレスポンスを実施する。

（Ｉ２）デマンドレスポンス制御部１８は、リアルタイムで（Ａ棟の負荷電力＋Ｂ棟の負荷電力＋Ｃ棟の負荷電力）を監視し、３０分単位で買電目標を超過する場合、Ａ棟、Ｂ棟およびＣ棟のデマンドレスポンスを実施する。

また、ＣＧＳローテーション管理部１９は、ＣＧＳ２１の運転頻度にできるだけ偏りが生じないようにするため、上述したようにしてＣＧＳ２１の台数を増減する場合に次の制御を行う。すなわち、ＣＧＳローテーション管理部１９は、ＣＧＳ２１の台数を増加させる際、運転時間（積算発電量、起動回数）が小さいものを優先起動する。また、ＣＧＳローテーション管理部１９は、ＣＧＳ２１の台数を減少する際、運転時間（積算発電量、起動回数）が大きいものを優先停止する。

次に、図４〜図９を参照して、エネルギシステム管理装置１の処理の流れについて説明する。図４は、図２に示すエネルギシステム管理装置１の動作例を示すフローチャートである。図５は、図４のステップＳ１２における処理を示すフローチャートである。図６は、図４のステップＳ１３における処理を示すフローチャートである。図７は、図６のステップＳ３３における処理を示すフローチャートである。図８および図９は、図４のステップＳ１４における処理を示すフローチャートである。

エネルギシステム管理装置１は、ユーザの指示に従い、運用に先立ち、パラメータ設定部１１によって図３に示すような各種設定値を入力して、記憶する。運用を開始すると、エネルギシステム管理装置１は、例えば１日３回（２２：００〜、８：００〜、１３：００〜）、図４に示す処理を実行する。

エネルギシステム管理装置１は、まず、負荷予測部１４によって３０分単位で２４時間分の負荷予測を行う（ステップＳ１１）。

次に、ＣＧＳ運転計画部１５が、運転優先度決定部１５１によって図５に示すフローを繰り返し実行し、２４時間分の３０分毎の運転優先度を決定する（ステップＳ１２）。図５に示すフローでは、運転優先度決定部１５１が、当該時間帯の予測負荷を発電した場合の発電価格が同電力を買電した場合の買電価格より小さいか否かを判定する（ステップＳ２１）。発電価格が買電価格より小さい場合（ステップＳ２１：Ｙｅｓ）、運転優先度決定部１５１は、ＣＧＳ運転優先度をＣＧＳ最優先モードに決定する（ステップＳ２２）。発電価格が買電価格より小さくない場合（ステップＳ２１：Ｎｏ）、運転優先度決定部１５１は、当該時間帯の予測負荷を発電した場合の発電価格と熱回収価格との合算値が同電力を買電した場合の買電価格より小さいか否かを判定する（ステップＳ２３）。発電価格と熱回収価格との合算値が買電価格より小さい場合（ステップＳ２３：Ｙｅｓ）、運転優先度決定部１５１は、ＣＧＳ運転優先度をＣＧＳ熱優先モードに決定する（ステップＳ２４）。発電価格と熱回収価格との合算値が買電価格より小さくない場合（ステップＳ２３：Ｎｏ）、運転優先度決定部１５１は、ＣＧＳ運転優先度を買電優先モードに決定する（ステップＳ２５）。

次に、ＣＧＳ運転計画部１５は、ＣＧＳ運転台数決定部１５２によって図６に示すフローを繰り返し実行し、２４時間分の３０分毎の運転台数を決定する（ステップＳ１３）。ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、ステップＳ１２で決定されたＣＧＳ運転優先度がＣＧＳ最優先モードの場合（ステップＳ３１：ＣＧＳ最優先モード）、ＣＧＳ最大供給条件を上回らない範囲で最大台数を選択する（ステップＳ３２）。また、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、ステップＳ１２で決定されたＣＧＳ運転優先度がＣＧＳ熱優先モードの場合（ステップＳ３１：ＣＧＳ熱優先モード）、各時間帯の蓄熱槽２２の蓄熱量に応じてＣＧＳ２１の運転台数を決定する（ステップＳ３３）。また、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、ステップＳ１２で決定されたＣＧＳ運転優先度が買電優先モードの場合（ステップＳ３１：買電優先モード）、ＣＧＳ最低供給条件を上回る範囲で最低台数を選択する（ステップＳ３４）。

また、図６のステップＳ３３の処理では、図７に示すように、ＣＧＳ運転台数決定部１５２が、蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＜蓄熱上限であるか否かを判定する（ステップＳ４１）。蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＜蓄熱上限が成立する場合（ステップＳ４１：Ｙｅｓ）、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、運転台数(t)としてＣＧＳ最大供給条件を上回らない範囲で最大台数を選択する（ステップＳ４２）。一方、蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＜蓄熱上限が不成立の場合（ステップＳ４１：Ｎｏ）、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上上限（設定値）であるか否かを判定する（ステップＳ４３）。蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上上限（設定値）が成立する場合（ステップＳ４３：Ｙｅｓ）、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、運転台数（ｔ）としてＣＧＳ最低供給条件を上回る範囲で最低台数を選択する（ステップＳ４４）。他方、ステップＳ４１の条件およびステップＳ４３の条件が不成立の場合（ステップＳ４１：ＮｏおよびステップＳ４３：Ｎｏ）、ＣＧＳ運転台数決定部１５２は、運転台数（ｔ）を運転台数（ｔ−１）の状態で保持する（ステップＳ４５）。

以上のようにして図１のステップＳ１３の処理が終了すると、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が図８および図９に示すフローを繰り返し実行し、２４時間分の３０分毎の熱供給ポンプ運転台数を決定する（ステップＳ１４）。図８のフローでは、熱供給ポンプの運転可否すなわち運転状態を運転に設定するのか停止に設定するのかを決定する。図９のフローでは、図８のフローで運転可すなわち運転状態を運転に設定した熱供給ポンプについて運転する台数を決定する。

図８のフローでは、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が、蓄熱量(t)＜蓄熱下下限が成立するか否かを判定し（ステップＳ５１）、成立する場合には（ステップＳ５１：Ｙｅｓ）、すべての熱供給ポンプを運転状態を停止に設定する（ステップＳ５２）。他方、成立しない場合には（ステップＳ５１：Ｎｏ）、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が、蓄熱量（ｔ−１）＜蓄熱下限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＞蓄熱下限が成立するか否かを判定し（ステップＳ５３）、成立する場合には（ステップＳ５３：Ｙｅｓ）、優先度が高い熱供給ポンプ（この例ではＡ棟用の熱供給ポンプ３１）の運転状態を運転に設定し、優先度が低い熱供給ポンプ（この例ではＢ棟用の熱供給ポンプ３２）を運転状態を停止に設定する（ステップＳ５４）。

他方、成立しない場合には（ステップＳ５３：Ｎｏ）、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が、蓄熱量（ｔ−１）＞蓄熱上上限（設定値）かつ蓄熱量（ｔ）＜蓄熱上上限が成立するか否かを判定し（ステップＳ５５）、成立する場合には（ステップＳ５５：Ｙｅｓ）、優先度が高い熱供給ポンプ（この例ではＡ棟用の熱供給ポンプ３１）を運転状態を運転に設定し、優先度が低い熱供給ポンプ（この例ではＢ棟用の熱供給ポンプ３２）を運転状態を停止に設定する（ステップＳ５６）。

他方、成立しない場合には（ステップＳ５５：Ｎｏ）、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が、蓄熱量（ｔ）＝満蓄熱量が成立するか否かを判定し（ステップＳ５７）、成立する場合には（ステップＳ５７：Ｙｅｓ）、すべての熱供給ポンプを運転状態を運転に設定する（ステップＳ５８）。他方、成立しない場合には（ステップＳ５７：Ｎｏ）、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が、運転可否（ｔ）を運転可否（ｔ−１）の状態と同じとする。

図９のフローは、図８のフローで運転可に設定された熱供給ポンプ毎に実行される。図９のフローでは、熱供給ポンプ運転台数管理部１６が、まず、供給先予測負荷熱量＜ポンプ定格熱供給量×最大台数が成立するか否かを判定し（ステップＳ６１）、成立する場合には（ステップＳ６１：Ｙｅｓ）、当該供給先向け熱供給ポンプの運転台数を、「供給先予測負荷熱量＜ポンプ定格熱供給量×運転台数」を満たす最小となる運転台数とする（ステップＳ６２）。一方、成立しない場合には（ステップＳ６１：Ｎｏ）、当該供給先向け熱供給ポンプの運転台数を最大台数とする（ステップＳ６３）。

図９のフローを図１に示す構成例に対応させると次のように読み替えることができる。すなわち、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１が運転に設定されている場合、熱供給ポンプ運転台数管理部１６は、Ａ棟予測負荷熱量＜Ａ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合（ステップＳ６１：Ｙｅｓ）、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１の運転台数を、「Ａ棟予測負荷熱量＜Ａ棟ポンプ定格熱供給量×運転台数」を満たす最小となる運転台数とする（ステップＳ６２）。また、熱供給ポンプ運転台数管理部１６は、Ａ棟予測負荷熱量≧Ａ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合（ステップＳ６１：Ｎｏ）、Ａ棟用の熱供給ポンプ３１の運転台数を最大台数とする（ステップＳ６３）。

また、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２が運転に設定されている場合、熱供給ポンプ運転台数管理部１６は、Ｂ棟予測負荷熱量＜Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合（ステップＳ６１：Ｙｅｓ）、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２の運転台数を、「Ｂ棟予測負荷熱量＜Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×運転台数」を満たす最小となる運転台数とする（ステップＳ６２）。また、熱供給ポンプ運転台数管理部１６は、Ｂ棟予測負荷熱量≧Ｂ棟ポンプ定格熱供給量×最大台数の場合（ステップＳ６１：Ｎｏ）、Ｂ棟用の熱供給ポンプ３２の運転台数を最大台数とする（ステップＳ６３）。

以上のようにしてエネルギシステム管理装置１は、図４に示す処理を実行することで、２４時間分のＣＧＳ２１および熱供給ポンプ３１および３２の運転計画を作成し、各時間帯において計画した内容でＣＧＳ２１および熱供給ポンプ３１および３２を制御する。
本実施形態のエネルギシステム管理装置１によれば、図３に示す設定値（設計条件）を入力するだけで、運転条件に従った最適な設備運転計画（例えば３０分単位で２４時間分のＣＧＳの台数と熱供給ポンプの台数）が出力される。

また、本実施形態によれば、予測した負荷電力と負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき運転の形態がＣＧＳ最優先モード、ＣＧＳ熱優先モードまたは買電優先モードのいずれかに決定され、その決定結果に応じて発電量が所定時間毎に決定される。この構成によれば、各モードに分けずに発電量と供給熱量とを管理する場合と比較して、発電量を容易に適切に管理することができる。また、予測した蓄熱量に基づき供給熱量が決定されるので、熱管理を効率的に行うことができる。

また、エネルギシステム管理装置１は、負荷電力をほぼリアルタイムで監視し、ＣＧＳ２１による発電量を補正することでＣＧＳ最低供給条件（特定供給等の条件）と買電の目標条件とを精度良く管理することができる。

なお、本発明の実施の形態は上記のものに限定されない。例えば、エネルギシステム管理装置１は、複数のコンピュータを有し、各コンピュータが分散して配置されていたり、ＣＧＳ２１や熱供給ポンプ３１および３２の制御を、エネルギシステム管理装置１とは別のコンピュータが行うようになっていたりしてもよい。また、エネルギシステム管理装置１は、例えばＢＥＭＳ（Building Energy Management System）の管理装置等に含まれていてもよい。また、図２に示すエネルギシステム管理装置１が有する各機能ブロックは、他のブロックと統合されていたり、各ブロックが複数のブロックに分割されていたりしてもよい。また、図３に示すパラメータの構成は一例であって、例えば施設の優先度、特定供給関係の有無等を表すデータを含んでいてもよい。また、本実施形態のエネルギシステム管理装置１を構成するプログラムの一部または全部は、コンピュータ読取可能な記録媒体や通信回線を介して頒布することができる。

１００ エネルギシステム
１ エネルギシステム管理装置
１１ パラメータ設定部（設定部）
１２ 負荷電力取得部
１３ 蓄熱量取得部
１４ 負荷予測部
１５ ＣＧＳ運転計画部
１５１ ＣＧＳ運転優先度決定部（運転優先度決定部）
１５２ ＣＧＳ運転台数決定部（発電量決定部）
１６ 熱供給ポンプ運転台数管理部（供給熱量決定部）
１７ ＣＧＳ運転補正部（運転補正部）
１８ デマンドレスポンス制御部
１９ ＣＧＳローテーション管理部
２ 電力系統
２１ ＣＧＳ（コージェネレーションシステム；熱電併給設備）
２２ 蓄熱槽（蓄熱設備）
２３ 冷凍機
２４ 空調熱源
３１ 熱供給ポンプ
３２ 熱供給ポンプ
８１ 施設（Ａ棟）
８２ 施設（Ｂ棟）
８３ 施設（Ｃ棟）

Claims (6)

1. 熱電併給設備と前記熱電併給設備が回収した廃熱による熱を蓄熱する蓄熱設備とを備えるエネルギシステムにおいて、前記熱電併給設備の発電量と前記蓄熱設備からの供給熱量とを管理する装置であって、
   負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測する負荷予測部と、
   前記負荷予測部が予測した前記負荷電力と前記負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先する第１モードと前記蓄熱設備の蓄熱量に応じて前記発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを前記所定時間毎に決定する運転優先度決定部と、
   前記運転優先度決定部による前記第１モード〜前記第３モードのいずれかの決定結果に応じて、前記発電量を前記所定時間毎に決定する発電量決定部と、
   予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する供給熱量決定部と
   を備えるエネルギシステム管理装置。
2. 前記発電量決定部が、予め設定した前記熱電併給設備からの電力の最大供給条件および最低供給条件に基づき、前記第１モードの場合に前記最大供給条件を満たすように前記発電量を前記所定時間毎に決定し、前記第２モードの場合に前記最大供給条件または前記最低供給条件を満たすように前記発電量を前記所定時間毎に決定し、前記第３モードの場合に前記最低供給条件を満たすように前記発電量を前記所定時間毎に決定する
   請求項１に記載のエネルギシステム管理装置。
3. 前記最低供給条件および前記買電の目標条件を満足するように、前記発電量決定部が決定した発電量を、前記負荷電力の実際の計測結果に基づき略実時間で補正する運転補正部を
   さらに備える請求項２に記載のエネルギシステム管理装置。
4. 前記供給熱量決定部が、前記予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を増大させる場合の前記蓄熱量の設定値と前記供給熱量を減少させる場合の前記蓄熱量の設定値とを異ならせて、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する
   請求項１〜３いずれか１項に記載のエネルギシステム管理装置。
5. 熱電併給設備と前記熱電併給設備が回収した廃熱による熱を蓄熱する蓄熱設備とを備えたエネルギシステムにおいて、前記熱電併給設備の発電量と前記蓄熱設備からの供給熱量とを管理する方法であって、
   負荷予測部によって、負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測し、
   運転優先度決定部によって、前記負荷予測部が予測した前記負荷電力と前記負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先する第１モードと前記蓄熱設備の蓄熱量に応じて前記発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを前記所定時間毎に決定し、
   発電量決定部によって、前記運転優先度決定部による前記第１モード〜前記第３モードのいずれかの決定結果に応じて、前記発電量を前記所定時間毎に決定し、
   供給熱量決定部によって、予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する
   エネルギシステム管理方法。
6. 熱電併給設備と、
   前記熱電併給設備が回収した廃熱による熱を蓄熱する蓄熱設備と、
   前記熱電併給設備の発電量と前記蓄熱設備からの供給熱量とを管理するエネルギシステム管理装置と
   を備え、
   前記エネルギシステム管理装置が、
   負荷電力と負荷熱量とを所定時間毎に予測する負荷予測部と、
   前記負荷予測部が予測した前記負荷電力と前記負荷熱量とに対応する発電価格と熱回収価格と買電価格とに基づき、発電を優先する第１モードと前記蓄熱設備の蓄熱量に応じて前記発電量を決定する第２モードと買電を優先する第３モードとのいずれかを前記所定時間毎に決定する運転優先度決定部と、
   前記運転優先度決定部による前記第１モード〜前記第３モードのいずれかの決定結果に応じて、前記発電量を前記所定時間毎に決定する発電量決定部と、
   予測した前記蓄熱設備の蓄熱量に基づき、前記供給熱量を前記所定時間毎に決定する供給熱量決定部と
   を有する
   エネルギシステム。

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