JP2020137395A - エネルギー管理方法およびエネルギー管理装置 - Google Patents

Abstract

【課題】調整力の発動時刻の不確実性に対応しつつ、エネルギーコストを低減させる。【解決手段】調整力発動予測部１０３は、実績ＤＢ１００に蓄積された実績情報、予測ＤＢ１０１に蓄積された予測情報および系統解析部１０２の系統潮流解析結果に基づいて、調整力の複数の発動時刻および発動確率を予測し、運転計画部１０４は、調整力の複数の発動時刻に対して、事業体４のエネルギー設備における省エネおよび調整力生成のための複数の運転計画を立案し、調整力の各発動時刻に対して、各運転計画の削減エネルギーコストと調整力の発動確率の積に基づいて、各運転計画の削減エネルギーコストの期待値を評価し、削減エネルギーコスト期待値比較部１０５は、調整力の複数の発動時刻における削減エネルギーコストの期待値を比較し、運転計画出力部１０６は、削減エネルギーコストの期待値の比較結果に基づいて選択した運転計画をオペレータに出力する。【選択図】図２

Description

本発明は、エネルギープラントのエネルギーコスト削減と電力系統への調整力提供の両立を目的としたエネルギー管理方法およびエネルギー管理装置に関する。

近年、再生可能エネルギーの導入量の増大により、電力系統では需給バランス調整のニーズが増大しており、２０２１年に需給調整市場が開設する予定である。従来、ビルや工場等の需要家は、エネルギーコストの低減およびＣＯ_２の排出削減を目的として、コージェネレーションシステムまたは蓄電池等を導入したり、エネルギーマネジメントシステムによりエネルギー設備の省エネルギー（以下、省エネと言う）運転制御を実施してきた。

しかし、今後は、電力系統側からアグリゲータを介して調整力の提供が要請され、需要家は、省エネ運転制御とデマンドレスポンス等による調整力の提供との両立が必要となる。

従来の調整力の提供に関する技術として、特許文献１には、コージェネレーションシステムを有する需要家は、デマンドレスポンス時間帯以外の通常の時間帯は発電機を上限値（例えば定格の８０％）以下の出力で運転し、デマンドレスポンス時間帯は発電機を定格運転して、定格値と上限値の差分の発電量を調整力として提供する運転方法が開示されている。

特開２０１７−１２９３２３号公報

しかしながら、特許文献１に開示された方法では、通常運転時に発電機の出力を上限値以下に抑制する。このため、特許文献１に開示された方法では、定格値と上限値の差分の発電余力があるにもかかわらず、その発電余力が活用されないため、エネルギーコストの低減の余地が残っている可能性があった。

一般に、電力系統の需給バランスは、気象条件に大きく左右される再生可能エネルギーの発電量に依存し、調整力の発動時刻に不確実性があるため、需要家は調整力の発動に対して待機している必要がある。このため、その待機の間は、調整力を生成するエネルギー設備を省エネという観点で十分に活用できず、エネルギーコストの低減の機会損失が発生していた。

本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、その目的は、調整力の発動時刻の不確実性に対応しつつ、エネルギーコストを低減させることが可能なエネルギー管理方法およびエネルギー管理装置を提供することにある。

上記目的を達成するため、第１の観点に係るエネルギー管理方法は、調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成し、前記発動時刻における前記調整力の発動確率および前記運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、前記運転計画を選択する。

本発明によれば、調整力の発動時刻の不確実性に対応しつつ、エネルギーコストを低減させることができる。

図１は、実施形態に係るエネルギー管理装置が適用される事業体の構成例を示すブロック図である。 図２は、実施形態に係るエネルギー管理装置の機能的な構成を示すブロック図である。 図３は、実施形態に係るエネルギー管理装置による調整力の発動時刻と発動確率の予測結果の一例を示す図である。 図４は、実施形態に係るエネルギー管理装置によるエネルギー設備の運転計画の一例を示す図である。 図５は、実施形態に係るエネルギー管理装置によるエネルギー設備の運転計画のその他の例を示す図である。 図６は、実施形態に係るエネルギー管理装置による調整力の発動時刻に対する削減エネルギーコストの期待値の予測結果の一例を示す図である。 図７は、実施形態に係るエネルギー管理装置によるエネルギー設備の調整力の生成方法を示す図である。 図８は、図７のＮｏ．９の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図である。 図９（ａ）は、図７のＮｏ．１０の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図、図９（ｂ）は、図９（ａ）の排熱利用吸収式冷凍機から空調設備への冷水系配管の詳細を示すブロック図である。 図１０は、図７のＮｏ．１１の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図である。 図１１（ａ）は、図７のＮｏ．１６の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図、図１１（ｂ）は、図１１（ａ）のターボ冷凍機から空調設備への冷水系配管の詳細を示すブロック図である。 図１２は、図７のＮｏ．１７の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図である。 図１３は、図１のエネルギー管理装置のハードウェア構成例を示すブロック図である。

実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下に説明する実施形態は特許請求の範囲に係る発明を限定するものではなく、また、実施形態の中で説明されている諸要素およびその組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。

図１は、実施形態に係るエネルギー管理装置が適用される事業体の構成例を示すブロック図である。なお、図１では、ビル、工場または大学等で構成される複数の事業所５−１〜５−Ｎ（Ｎは２以上の整数）を含む事業体４の地域エネルギーマネジメントにエネルギー管理装置６Ａを適用した例を示す。

図１において、事業体４は、複数の事業所５−１〜５−Ｎおよびコミュニティエネルギーマネジメントシステム（ＣＥＭＳ）６を備える。各事業所５−１〜５−Ｎは、電源設備（Ｇ）８、熱源設備（Ｈ）９、負荷設備（Ｌ）１０およびエネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ）７を備える。

電源設備８は、例えば、コージェネレーションシステムの発電機、蓄電池または太陽光発電機である。熱源設備９は、例えば、コージェネレーションシステムの冷凍機またはボイラーである。負荷設備１０は、例えば、空調、照明または生産設備である。エネルギーマネジメントシステム７は、電源設備８、熱源設備９および負荷設備１０の運転管理を行い、各設備の運転計画の立案および制御を行う。各事業所５−１〜５−Ｎの電源設備８は、電力系統１に接続されている。

コミュニティエネルギーマネジメントシステム６は、通信ネットワーク１１を介して各事業所５−１〜５−Ｎのエネルギーマネジメントシステム７と連携し、事業体４全体のエネルギーを管理する。コミュニティエネルギーマネジメントシステム６は、アグリゲータ３に接続されている。アグリゲータ３は、送配電事業者２に接続されている。アグリゲータ３は、多数の需要家に対して調整力を要請し、集約する。図１の例では、需要家は事業体４である。

コミュニティエネルギーマネジメントシステム６は、エネルギー管理装置６Ａを備える。エネルギー管理装置６Ａは、調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成し、調整力の発動時刻における調整力の発動確率および運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、運転計画を選択する。このとき、エネルギー管理装置６Ａは、調整力の発動確率および運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、削減エネルギーコストの期待値を算出し、削減エネルギーコストの期待値に基づいて運転計画の優先順位を決定し、その優先順位に基づいて運転計画を提示することができる。

削減エネルギーコストは、調整力のインセンティブと省エネ運転による削減コストの和で評価することができる。削減エネルギーコストの期待値は、調整力の発動確率と運転計画の削減エネルギーコストの積で評価することができる。

なお、ここで言う調整力は、送配電事業者が、供給区域におけるアンシラリーサービス（周波数制御、需給バランス調整その他の系統安定化業務（潮流調整、電圧調整等））を行うために必要となる発電設備、電力貯蔵装置、デマンドレスポンス（ＤＲ：Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）その他の電力需給を制御するシステムその他これに準ずるものの能力である。ここで言う調整力には、送配電事業者が電力需給を制御する場合だけでなく、小売電気事業者が電力需給を制御する場合も含む。

ここで、各事業所５−１〜５−Ｎの電源設備８は、熱源設備９および負荷設備１０に電力１２を供給する。電源設備８のコージェネレーションシステムの発電機は、排熱１３を熱源設備９のコージェネレーションシステムの排熱利用吸収式冷凍機に供給することができる。熱源設備９は、冷水、温水または蒸気の熱エネルギー１４を負荷設備１０に供給することができる。電源設備８のみで電力が不足する場合、コミュニティエネルギーマネジメントシステム６は、電力会社から電力を購入することができる。

コミュニティエネルギーマネジメントシステム６は、各事業所５−１〜５−Ｎにおける余剰電力または不足電力が発生した場合、各事業所５−１〜５−Ｎ間の電力融通を行い、事業体４全体のエネルギーの最適化を行う。

また、電力系統１で需給バランスの調整が必要な場合、送配電事業者２は、アグリゲータ３に調整力を要請し、アグリゲータ３は、事業体４に調整力を要請する。コミュニティエネルギーマネジメントシステム６は、アグリゲータ３からの調整力の要請に対して、各事業所５−１〜５−Ｎの各エネルギーマネジメントシステム７と連携して調整力を生成するための運転計画を立案する。

このとき、エネルギー管理装置６Ａは、調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成する。そして、エネルギー管理装置６Ａは、その調整力の発動確率および運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、運転計画を選択する。これにより、調整力の発動時刻に不確実性がある場合においても、発動時刻の異なる複数の運転計画のエネルギーコストを計算し、エネルギーコストの低減効果の高い運転計画を選択することができる。このため、需要家は、調整力の発動に対して待機することなく運転計画を実施することができ、調整力を生成するエネルギー設備を省エネという観点で十分に活用可能となることから、エネルギーコストの削減の機会損失を低減することができる。

図２は、実施形態に係るエネルギー管理装置の機能的な構成を示すブロック図である。以下の説明では、“○○部は”と動作主体を記した場合、プロセッサがプログラムである○○部を読み出し、ＤＲＡＭ（Ｄｙｎａｍｉｃ Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）にロードした上で○○部の機能を実現することを意味するものとする。

図２において、エネルギー管理装置６Ａは、実績ＤＢ（Ｄａｔａ Ｂａｓｅ）１００、予測ＤＢ１０１、系統解析部１０２、調整力発動予測部１０３、運転計画部１０４、削減エネルギーコスト期待値比較部１０５および運転計画出力部１０６を備える。

実績ＤＢ１００は、調整力の発動時刻および発動確率の推定に用いる実績情報を蓄積する。この実績情報は、例えば、過去の日時ＤＡ０、気象情報ＤＡ１、系統電力需要情報ＤＡ２、電力市場価情報格ＤＡ３および調整力発動実績情報ＤＡ４である。予測ＤＢ１０１は、調整力の発動時刻および発動確率の推定に用いる予測情報を取得し蓄積する。この予測情報は、例えば、運転計画作成当日の気象情報ＤＰ１、系統電力需要情報ＤＰ２、電力市場価格情報ＤＰ３および系統潮流情報ＤＰ４である。

系統解析部１０２は、実績ＤＢ１００に蓄積された実績情報および予測ＤＢ１０１に蓄積された予測情報に基づいて系統潮流解析を実施し、系統潮流予測精度を向上させる。調整力発動予測部１０３は、実績ＤＢ１００に蓄積された実績情報、予測ＤＢ１０１に蓄積された予測情報および系統解析部１０２の系統潮流解析結果に基づいて、調整力の複数の発動時刻および発動確率を予測する。

運転計画部１０４は、調整力の複数の発動時刻に対して、事業体４のエネルギー設備における省エネおよび調整力生成のための複数の運転計画を立案し、各運転計画のエネルギーコストを評価する。また、運転計画部１０４は、調整力の各発動時刻に対して、各運転計画の削減エネルギーコストと調整力の発動確率の積に基づいて、各運転計画の削減エネルギーコストの期待値を評価する。

削減エネルギーコスト期待値比較部１０５は、調整力の複数の発動時刻における削減エネルギーコストの期待値を比較し、削減エネルギーコストの期待値に基づいて運転計画の優先順位を決定する。運転計画出力部１０６は、運転計画の優先順位に基づいて選択した運転計画をオペレータに出力する。

図３は、実施形態に係るエネルギー管理装置による調整力の発動時刻と発動確率の予測結果の一例を示す図である。なお、図３では、現在時刻から２４時間後までの調整力の発動時刻および発動確率の予測例を示した。

図３において、図２の調整力発動予測部１０３は、調整力の発動時刻をｔ１〜ｔｍと予測し、各発動時刻ｔ１〜ｔｍにおける発動確率を予測する。図３の例では、発動時刻ｔｉの調整力が最も発動確率が高い。

図４は、実施形態に係るエネルギー管理装置によるエネルギー設備の運転計画の一例を示す図である。なお、図４では、現在時刻から２４時間後までの運転計画の立案例を示した。また、図４では、運転計画の時間帯における電力単価および蓄電池の充電率も示した。
図４において、電力単価ＰＵは、３段階で設定されているものとする。電力単価ＰＵは、０時〜ｔｂ時およびｔｅ時〜２４時が最も低く、ｔｃ時〜ｔｄ時が最も高く、ｔｂ時〜ｔｃ時およびｔｄ時〜ｔｅ時がそれらの中間であるものとする。

図２の運転計画部１０４は、電力単価ＰＵに基づいて調整力の発動時刻がｔ１のときの運転計画を立案するものとする。ここで、調整力提供時間は、ｔ１時〜ｔｆ時に設定されているものとする。このとき、運転計画部１０４は、例えば、調整力の提供の目的で蓄電池を運転する運転計画Ｐ１１と、ピークシフトによる省エネ運転と調整力の提供の目的で蓄電池を運転する運転計画Ｐ１２を立案することができる。

運転計画Ｐ１１では、ｔａ時〜ｔｂ時で最も安い電力単価ＰＵの購入電力で蓄電池を上限値まで充電し、ｔｂ時〜ｔ１時で蓄電池の待機運転を行う。また、運転計画Ｐ１１では、ｔ１時〜ｔｆ時で蓄電池を下限値まで放電し、調整力を提供する。

運転計画Ｐ１２では、ｔａ時〜ｔｂ時で最も安い電力単価ＰＵの購入電力で蓄電池を上限値まで充電し、電力単価の最も高いｔｃ時〜ｔｄ時で蓄電池は一部放電し、ピークシフトによる省エネ運転を行う。このピークシフトによる省エネ運転により、エネルギーコストを低減させることができる。また、運転計画Ｐ１２では、ｔｄ時〜ｔ１時で蓄電池の待機運転を行い、ｔ１時〜ｔｆ時で蓄電池の残りの充電分を放電し、調整力を提供する。

運転計画Ｐ１１では、蓄電池を上限値まで充電した後、調整力の発動時刻ｔ１まで蓄電池の充電率Ｈ１１が上限値に維持される。運転計画Ｐ１２では、蓄電池を上限値まで充電した後、調整力の発動時刻ｔ１までに蓄電池の充電率Ｈ１２が上限値よりも減少する。このため、運転計画Ｐ１２は、運転計画Ｐ１１に比べて、調整力提供時間の放電量が小さくなる。この結果、運転計画Ｐ１２の調整力インセンティブＮ１２は、運転計画Ｐ１１の調整力インセンティブＮ１１より小さい。

一方、運転計画Ｐ１２では、ピークシフトによる省エネ運転の削減コストＥ１２が発生する。このため、運転計画Ｐ１１の１日の削減エネルギーコストは、調整力インセンティブＮ１１に基づいて評価され、運転計画Ｐ１２の１日の削減エネルギーコストは、調整力インセンティブＮ１２と、ピークシフトによる省エネ運転の削減コストＥ１２の和に基づいて評価される。

図５は、実施形態に係るエネルギー管理装置によるエネルギー設備の運転計画のその他の例を示す図である。なお、図５では、現在時刻から２４時間後までの運転計画の立案例を示した。また、図５では、運転計画の時間帯における電力単価および蓄電池の充電率も示した。
図５において、電力単価ＰＵは、３段階で設定されているものとする。電力単価ＰＵは、０時〜ｔｂ時およびｔｅ時〜２４時が最も低く、ｔｃ時〜ｔｄ時が最も高く、ｔｂ時〜ｔｃ時およびｔｄ時〜ｔｅ時がそれらの中間であるものとする。

図２の運転計画部１０４は、電力単価ＰＵに基づいて調整力の発動時刻がｔ２のときの運転計画を立案するものとする。ここで、調整力提供時間は、ｔ２時〜ｔｉ時に設定されているものとする。このとき、運転計画部１０４は、例えば、調整力の提供の目的で蓄電池を運転する運転計画Ｐ２１と、ピークシフトによる省エネ運転と調整力の提供の目的で蓄電池を運転する運転計画Ｐ２２を立案することができる。

運転計画Ｐ２１では、ｔａ時〜ｔｂ時で最も安い電力単価ＰＵの購入電力で蓄電池を上限値まで充電し、ｔｂ時〜ｔ２時で蓄電池の待機運転を行う。ｔ２時〜ｔｉ時で蓄電池の下限値まで放電し、調整力を提供する。

運転計画Ｐ２２では、ｔａ時〜ｔｂ時で最も安い電力単価ＰＵの購入電力で蓄電池を上限値まで充電し、ｔｃ時〜ｔｄ時で蓄電池を下限値まで放電し、ピークシフトによる省エネ運転を行う。このピークシフトによる省エネ運転により、エネルギーコストを低減させることができる。このとき、運転計画Ｐ２２の調整力の発動時刻ｔ２は、図４の運転計画Ｐ１２の調整力の発動時刻ｔ１よりも遅く、運転計画Ｐ２２のピークシフトによる省エネ運転後かつ調整力の発動時刻ｔ２前に蓄電池の充電期間が確保できることを見越して、運転計画Ｐ２２のピークシフトによる省エネ運転時の放電量を運転計画Ｐ１２のピークシフトによる省エネ運転時の放電量より大きくすることができる。このため、運転計画Ｐ２２のピークシフトによる省エネ運転のエネルギーコストを図４の運転計画Ｐ２１のピークシフトによる省エネ運転のエネルギーコストよりもさらに低減することができる。また、運転計画Ｐ２２では、ｔｇ時〜ｔｈ時で蓄電池を上限値まで充電し、ｔ２時〜ｔｉ時で蓄電池を下限値まで放電し、調整力を提供する。

運転計画Ｐ２１では、蓄電池を上限値まで充電した後、調整力の発動時刻ｔ２まで蓄電池の充電率Ｈ２１が上限値に維持される。運転計画Ｐ２２では、蓄電池を上限値まで充電した後、調整力の発動時刻ｔ２までに蓄電池の放電および充電を行うことで、調整力の発動時刻ｔ２には蓄電池の充電率Ｈ２２が上限値に達する。このため、運転計画Ｐ２２の調整力提供時間の放電量は、運転計画Ｐ２１の調整力提供時間の放電量と等しくなる。この結果、運転計画Ｐ２２の調整力インセンティブＮ２１と、運転計画Ｐ２１の調整力インセンティブＮ２１とは等しい。

一方、運転計画Ｐ２２では、ピークシフトによる省エネ運転の削減コストＥ２２が発生し、ピークシフトによる省エネ運転後の充電の余剰コストＡ２２が発生する。ピークシフトによる省エネ運転は、最も高い電力単価ＰＵの購入電力が使用される。ピークシフトによる省エネ運転後の充電は、中間の電力単価ＰＵの購入電力が使用される。このため、運転計画Ｐ２２の削減コストＥ２２は、余剰コストＡ２２よりも大きい。従って、運転計画Ｐ２２の１日の削減エネルギーコストは、運転計画Ｐ２１の１日の削減エネルギーコストよりも大きい。この結果、調整力の発動時刻がｔ２のときの運転計画Ｐ２１、Ｐ２２を立案した場合、運転計画Ｐ２２の優先順位を運転計画Ｐ２１の優先順位よりも高くすることができる。

図６は、実施形態に係るエネルギー管理装置による調整力の発動時刻に対する削減エネルギーコストの期待値の予測結果の一例を示す図である。
図６において、図２の調整力発動予測部１０３が、例えば、図３の発動時刻に対する発動確率を予測したものとする。

運転計画部１０４は、各発動時刻について運転計画の削減エネルギーコストを計算し、各運転計画の削減エネルギーコストと調整力の発動確率の積に基づいて、各運転計画の削減エネルギーコストの期待値を評価する。

そして、削減エネルギーコスト期待値比較部１０５は、各発動時刻における運転計画の削減エネルギーコストの期待値を比較し、運転計画出力部１０６は、その比較結果に基づいて選択した運転計画をオペレータに出力する。例えば、発動時刻がｔ１からｔｍまでの運転計画のうち、発動時刻ｔ２の運転計画の削減エネルギーコストの期待値が最も大きいものとすると、運転計画出力部１０６は、発動時刻ｔ２の運転計画をオペレータに出力することができる。

このとき、オペレータは、発動時刻ｔ２の運転計画を採用することにより、エネルギーコストを削減できる可能性を高くすることができる。

なお、図４および図５では、各発動時刻ｔ１、ｔ２について、調整力の提供の目的で蓄電池を運転する運転計画と、ピークシフトによる省エネ運転と調整力の提供の目的で蓄電池を運転する運転計画の２つの運転計画を立案した場合を示した。

このように、発動時刻ｔ１、ｔ２のそれぞれについて複数の運転計画を立案した場合、各発動時刻ｔ１、ｔ２のそれぞれについての複数の運転計画の削減エネルギーコストの期待値を比較し、その比較結果に基づいて運転計画を選択することができる。

上述した実施形態では、需要家の電力需要を購入電力で賄い、蓄電池を用いた場合の運転計画を示した。一般に、エネルギー設備は、複数の電源設備８、熱源設備９および負荷設備１０を備える。このため、図２の運転計画部１０４は、蓄電池だけでなく、他の設備を用いて調整力を提供する運転計画を立案するようにしてもよい。

図７は、実施形態に係るエネルギー管理装置によるエネルギー設備の調整力の生成方法を示す図である。
図７において、Ｎｏ．１、２は、図１の電力系統１の周波数調整用の調整力の生成方法である。この生成方法では、図１のアグリゲータ３が、需要家の設備（発電機または蓄電池など）を直接制御する。この場合、どの時間帯にどの設備をアグリゲータ制御用の設備に割当てるかが運転計画となる。

Ｎｏ．３〜１１は、電力系統１の需給バランス調整用の調整力の生成方法であり、需要家の電力消費を削減するデマンドレスポンス（下げＤＲ）である。

Ｎｏ．３〜５は、図１の負荷設備１０を用いたＤＲであり、需要家の快適性を考慮して照明停止や個別空調停止／出力低下を実施し、工場の場合は生産効率等を考慮して生産設備のスケジュールを変更して電力消費を削減する。

Ｎｏ．６は、図４および図５で示した蓄電池を活用した下げＤＲであり、蓄電池の放電を実施し、電力消費を削減させる。

Ｎｏ．７は、ターボ冷凍機の冷水出力を低下させて電力消費を低下させる代わりに、ガス消費を増加させて吸収式冷凍機で冷水を生成させる。

Ｎｏ．８は、蓄熱槽の冷水を放熱させてターボ冷凍機の冷水出力を低下させ、電力消費を低下させる。

Ｎｏ．９は、発電機の出力を増加し、電力消費を削減させて下げＤＲを行い、発電コストを低減するため、発電機の排熱を用いて排熱利用吸収式冷凍機で冷水を生成させて蓄熱槽で蓄熱させる。

Ｎｏ．１０は、発電機の出力を増加し、電力消費を削減させて下げＤＲを行い、発電コストを低減するため、発電機の排熱を用いて排熱利用吸収式冷凍機で冷水を生成させ、冷水出口温度を低下させて冷水系配管に蓄熱させる。

Ｎｏ．１１は、発電機の出力を増加し、電力消費を削減させて下げＤＲを行い、発電コストを低減するため、発電機の排熱を用いて排熱利用吸収式冷凍機で冷水を生成させ、セントラル空調の出力を増加させて冷房空調温度を低下させる。

Ｎｏ．１２〜１７は、電力系統１の需給バランス調整用の調整力の生成方法であり、電力系統１の余剰電力を吸収するため、需要家の電力消費を増大させるデマンドレスポンス（上げＤＲ）である。

Ｎｏ．１２は、蓄電池を活用した上げＤＲであり、蓄電池の充電を実施させる。

Ｎｏ．１３は、個別空調の空調温度を低下させて、電力消費を増加させる。

Ｎｏ．１４は、工場の生産効率等を考慮して生産設備のスケジュールを変更する。

Ｎｏ．１５は、電力消費を増加させるため、ターボ冷凍機で冷水を生成させ、蓄熱槽に蓄熱させる。

Ｎｏ．１６は、ターボ冷凍機で冷水を生成させ、冷水出口温度を低下させて冷水系配管に蓄熱させる。

Ｎｏ．１７は、ターボ冷凍機で冷水を生成させ、セントラル空調の出力を増加させて冷房空調温度を低下させる。

図８は、図７のＮｏ．９の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図である。
図８において、事業所５−１は、発電機（Ｇ）１５−１、排熱利用吸収式冷凍機（ＡＲ）１９−１、蓄熱槽（ＳＴ）１７−１、負荷設備（Ｌ）１０−１および空調設備（ＡＣ）１８−１を備える。

負荷設備１０−１には、発電機１５−１と電力系統１から電力１２が供給される。排熱利用吸収式冷凍機１９−１は、発電機１５−１から発生した排熱１３を回収して冷水１６を生成し、蓄熱槽１７−１に蓄熱させる。蓄熱槽１７−１は、空調設備１８−１の需要に応じて冷水１６を供給する。

事業所５−１は、発電単価の安い調整力を以下の方法で調達する。発電機１５−１の出力を増加させて下げＤＲを行い、発電単価を低減するため、発電機１５−１の排熱を回収させて排熱利用吸収式冷凍機１９−１で冷水を生成させて蓄熱槽１７−１に一時的に蓄熱させる。そして、蓄熱槽１７−１に蓄熱させた冷水１６を、後の時間帯で空調設備１８−１に供給させる。

図９（ａ）は、図７のＮｏ．１０の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図、図９（ｂ）は、図９（ａ）の排熱利用吸収式冷凍機から空調設備への冷水系配管の詳細を示すブロック図である。
図９（ａ）において、事業所５−２は、発電機（Ｇ）１５−２、排熱利用吸収式冷凍機（ＡＲ）１９−２、負荷設備（Ｌ）１０−２および空調設備（ＡＣ）１８−２を備える。

負荷設備１０−２には、発電機１５−２と電力系統１から電力１２が供給される。排熱利用吸収式冷凍機１９−２は、発電機１５−２から発生した排熱１３を回収して冷水１６を生成し、空調設備１８−２の需要に応じて冷水１６を供給する。

事業所５−２は、発電単価の安い調整力を以下の方法で調達する。発電機１５−２の出力を増加させて下げＤＲを行い、発電単価を低減するため、発電機１５−２の排熱を回収させて排熱利用吸収式冷凍機１９−２に冷水１６を生成させ、空調設備１８−２に供給させる。

このとき、図９（ｂ）に示すように、排熱利用吸収式冷凍機１９−２で生成された温度Ｔｃ℃の冷水１６ａは、空調設備１８−２で冷熱が消費されることで、温度がΔＴ℃上昇し、温度Ｔｃ＋ΔＴ℃の冷水１６ｂとして排熱利用吸収式冷凍機１９−２に戻る。排熱利用吸収式冷凍機１９−２で生成された冷水１６の冷熱を冷水系配管に一時的に蓄熱させるため、排熱利用吸収式冷凍機１９−２の出口の温度Ｔｃ℃を一時的にＴｃ’℃に低下させる。そのとき、排熱利用吸収式冷凍機１９−２に戻る冷水１６の温度はＴｃ’＋ΔＴ℃となり、温度差（Ｔｃ−Ｔｃ’）℃に相当する冷熱量が冷水系配管に蓄熱される。そして、冷水系配管に蓄熱された冷熱を、後の時間帯で排熱利用吸収式冷凍機１９−２の出口の温度Ｔｃ℃に戻された時点で空調設備１８−２に供給させる。

図１０は、図７のＮｏ．１１の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図である。
図１０において、事業所５−３は、発電機（Ｇ）１５−３、排熱利用吸収式冷凍機（ＡＲ）１９−３、負荷設備（Ｌ）１０−３および空調設備（ＡＣ）１８−３を備える。

負荷設備１０−３には、発電機１５−３と電力系統１から電力１２が供給される。排熱利用吸収式冷凍機１９−３は、発電機１５−３から発生した排熱１３を回収して冷水１６を生成し、空調設備１８−３に冷水１６を供給する。

事業所５−３は、発電単価の安い調整力を以下の方法で調達する。発電機１５−３の出力を増加させて下げＤＲを行い、発電単価を低減するため、発電機１５−３の排熱１３を回収させて排熱利用吸収式冷凍機１９−３に冷水１６を生成させる。そして、空調設備１８−３の出力を増加させて冷房温度をＴａ℃からＴｂ℃に低下させる。そのとき、空調の温度差（Ｔａ−Ｔｂ）℃に相当する冷熱量が空調を行う室内に蓄熱される。室内に蓄熱された冷熱は、後の時間帯で冷房温度Ｔａ℃に戻された時点で消費される。

図１１（ａ）は、図７のＮｏ．１６の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図、図１１（ｂ）は、図１１（ａ）のターボ冷凍機から空調設備への冷水系配管の詳細を示すブロック図である。
図１１（ａ）において、事業所５−４は、発電機（Ｇ）１５−４、ターボ冷凍機（ＴＲ）２０−４、負荷設備（Ｌ）１０−４および空調設備（ＡＣ）１８−４を備える。

負荷設備１０−４には、発電機１５−４と電力系統１から電力１２が供給される。ターボ冷凍機２０−４は、発電機１５−４および電力系統１からの電力１２を用いて冷水１６を生成し、空調設備１８−４の需要に応じて冷水１６を供給する。

事業所５−４は、上げＤＲとしての調整力を以下の方法で調達する。電力系統１からの電力１２を増加させて上げＤＲを行い、ターボ冷凍機２０−４で冷水１６を増加させ、空調設備１８−４に供給させる。

このとき、図１１（ｂ）に示すように、ターボ冷凍機２０−４で生成された温度Ｔｃ℃の冷水１６ａは、空調設備１８−４で冷熱が消費されることにより、温度がΔＴ℃上昇し、温度Ｔｃ＋ΔＴ℃の冷水１６ｂとしてターボ冷凍機２０−４に戻る。ターボ冷凍機２０−４で生成された冷水１６ａの冷熱を冷水系配管に一時的に蓄熱させるため、ターボ冷凍機２０−４の出口の温度Ｔｃ℃を一時的にＴｃ’℃に低下させる。そのとき、ターボ冷凍機２０−４に戻る冷水１６ｂの温度は、Ｔｃ’＋ΔＴ℃となり、温度差（Ｔｃ−Ｔｃ’）℃に相当する冷熱量が冷水系配管に蓄熱される。冷水系配管に蓄熱された冷熱は、後の時間帯でターボ冷凍機２０−４の出口の温度Ｔｃ℃に戻された時点で空調設備１８−４に供給される。

図１２は、図７のＮｏ．１７の調整力を生成する事業所の構成例を示すブロック図である。
図１２において、事業所５−５は、発電機（Ｇ）１５−５、ターボ冷凍機（ＴＲ）２０−５、負荷設備（Ｌ）１０−５および空調設備（ＡＣ）１８−５を備える。

負荷設備１０−５には、発電機１５−５と電力系統１から電力１２が供給される。ターボ冷凍機２０−５は、発電機１５−５および電力系統１からの電力１２を用いて冷水１６を生成し、空調設備１８−５に冷水１６を供給する。

事業所５−５は、上げＤＲとしての調整力を以下の方法で調達する。電力系統１からの電力１２を増加させて上げＤＲを行い、ターボ冷凍機２０−５で冷水１６を増加させ、空調設備１８−５に供給させる。そして、空調設備１８−５の出力を増加させて冷房温度をＴａ℃からＴｂ℃に低下させる。そのとき、空調の温度差（Ｔａ−Ｔｂ）℃に相当する冷熱量が空調を行う室内に蓄熱される。室内に蓄熱された冷熱は、後の時間帯で冷房温度Ｔａ℃に戻された時点で消費される。

なお、図７では、各項目（Ｎｏ．）ごとに調整力の生成方法を示したが、運転計画部１０４は、複数の項目を組合わせた運転計画を立案するようにしてもよい。例えば、調整力の生成方法を所定の時間間隔で入れ替えることにより、複数の項目を組合わせた運転計画を立案することができる。これにより、調整力提供時間内において、ある設備の調整力の提供能力を使い切った場合においても、別の設備の調整力の提供能力を活用することができ、調整力の増大が可能となる。

あるいは、例えば、図１の各事業所５−１〜５−Ｎから提供される異なる生成方法の調整力の組み合わせることにより、複数の項目を組合わせた運転計画を立案するようにしてもよい。これにより、調整力提供時間内において、ある事業所の設備の調整力の提供能力を使い切った場合においても、別の事業所の設備の調整力の提供能力を活用することができ、調整力の増大が可能となる。このとき、各事業所５−１〜５−Ｎでの潜在的な調整力の生成方法に基づくエネルギーコストを安い順に可視化するようにしてもよい。

以上説明したように、上述した実施形態によれば、各種の電源設備、熱源設備および負荷設備を備える需要家において、電力系統の電力需要情報、潮流状態情報、電力市場価格情報および調整力発動実績などに基づいて、調整力の発動時刻および発動確率を推定し、推定した複数の発動時刻に対し、１つ以上の設備を用いた運転計画および運転コストを複数パターン計算し、オペレータに提示することにより、需要家のエネルギーコストを低減させるとともに、不確実な調整力の発動時刻に対してロバストな運転計画を実現することができる。

図１３は、図１のエネルギー管理装置のハードウェア構成例を示すブロック図である。
図１３において、エネルギー管理装置６Ａは、プロセッサ２１、通信制御デバイス２２、通信インターフェース２３、主記憶デバイス２４および外部記憶デバイス２５を備える。プロセッサ２１、通信制御デバイス２２、通信インターフェース２３、主記憶デバイス２４および外部記憶デバイス２５は、内部バス２６を介して相互に接続されている。主記憶デバイス２４および外部記憶デバイス２５は、プロセッサ２１からアクセス可能である。

また、エネルギー管理装置６Ａの外部には、入力装置３０および出力装置３１が設けられている。入力装置３０および出力装置３１は、入出力インターフェース２７を介して内部バス２６に接続されている。入力装置３０は、例えば、キーボード、マウス、タッチパネル、カードリーダ、音声入力装置等である。出力装置３１は、例えば、画面表示装置（液晶モニタ、有機ＥＬ（Ｅｌｅｃｔｒｏ Ｌｕｍｉｎｅｓｃｅｎｃｅ）ディスプレイ、グラフィックカード等）、音声出力装置（スピーカ等）、印字装置等である。

プロセッサ２１は、エネルギー管理装置６Ａ全体の動作制御を司るハードウェアである。プロセッサ２１は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）であってもよいし、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）であってもよい。プロセッサ２１は、シングルコアロセッサであってもよいし、マルチコアロセッサであってもよい。プロセッサ２１は、処理の一部または全部を行うハードウェア回路（例えば、ＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ−Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ Ｇａｔｅ Ａｒｒａｙ）またはＡＳＩＣ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ Ｓｐｅｃｉｆｉｃ Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｃｉｒｃｕｉｔ））を備えていてもよい。プロセッサ２１は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。

主記憶デバイス２４は、例えば、ＳＲＡＭまたはＤＲＡＭなどの半導体メモリから構成することができる。主記憶デバイス２４には、プロセッサ２１が実行中のプログラムを格納したり、プロセッサ２１がプログラムを実行するためのワークエリアを設けたりすることができる。

外部記憶デバイス２５は、大容量の記憶容量を備える記憶デバイスであり、例えば、ハードディスク装置またはＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）である。外部記憶デバイス２５は、各種プログラムの実行ファイルやプログラムの実行に用いられるデータを保持することができる。外部記憶デバイス２５には、エネルギー管理プログラム２５Ａを格納することができる。エネルギー管理プログラム２５Ａは、エネルギー管理装置６Ａにインストール可能なソフトウェアであってもよいし、エネルギー管理装置６Ａにファームウェアとして組み込まれていてもよい。

通信制御デバイス２２は、外部との通信を制御する機能を備えるハードウェアである。通信制御デバイス２２は、通信インターフェース２３を介してネットワーク２９に接続される。ネットワーク２９は、インターネットなどのＷＡＮ（Ｗｉｄｅ Ａｒｅａ Ｎｅｔｗｏｒｋ）であってもよいし、ＷｉＦｉまたはイーサネット（登録商標）などのＬＡＮ（Ｌｏｃａｌ Ａｒｅａ Ｎｅｔｗｏｒｋ）であってもよいし、ＷＡＮとＬＡＮが混在していてもよい。

入出力インターフェース２７は、入力装置３０から入力されるデータをプロセッサ２１が処理可能なデータ形式に変換したり、プロセッサ２１から出力されるデータを出力装置３１が処理可能なデータ形式に変換したりする。

プロセッサ２１がエネルギー管理プログラム２５Ａを主記憶デバイス２４に読み出し、エネルギー管理プログラム２５Ａを実行することにより、調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成し、その調整力の発動確率および運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、運転計画を選択することができる。このとき、プロセッサ２１は、図２の系統解析部１０２、調整力発動予測部１０３、運転計画部１０４、削減エネルギーコスト期待値比較部１０５および運転計画出力部１０６の機能を実現することができる。

なお、エネルギー管理プログラム２５Ａの実行は、複数のプロセッサやコンピュータに分担させてもよい。あるいは、プロセッサ２１は、ネットワーク２９を介してクラウドコンピュータなどにエネルギー管理プログラム２５Ａの全部または一部の実行を指示し、その実行結果を受け取るようにしてもよい。

上述した実施形態では、図１の事業体４のＣＥＭＳ６にエネルギー管理装置６Ａを設置し、複数の事業所５−１〜５−ＮのＥＭＳ７を介して、各設備（例えば、発電機および冷凍機など）の運転計画を立案した例を示した。

別の実施形態として、ＣＥＭＳ６は、アグリゲータ３からの調整力指令を事業所５−１〜５−ＮのＥＭＳ７に伝え、各ＥＭＳ７で調達された調整力をまとめるようにしてもよい。この場合、各事業所５−１〜５−ＮのＥＭＳ７にエネルギー管理装置を設置し、各ＥＭＳ７のエネルギー管理装置が、各設備の運転計画を立案するようにしてもよい。

１…電力系統、２…送配電事業者、３…アグリゲータ、４…事業体、５…事業所、６…コミュニティエネルギーマネジメントシステム、６Ａ…エネルギー管理装置、７…エネルギーマネジメントシステム、８…電源設備、９…熱源設備、１０…負荷設備、１１…通信ネットワーク、１２…電力、１３…排熱、１４…熱エネルギー、１５…発電機、１６…冷水、１７−１…蓄熱槽、１８−１…空調設備、１９−１…排熱利用吸収式冷凍機、２０−４…ターボ冷凍機、１００…実績ＤＢ、１０１…予測ＤＢ、１０２…系統解析部、１０３…調整力発動予測部、１０４…運転計画部、１０５…削減エネルギーコスト期待値比較部、１０６…運転計画出力部

Claims (15)

1. 調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成し、
   前記発動時刻における前記調整力の発動確率および前記運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、前記運転計画を選択するエネルギー管理方法。
2. 前記調整力の発動確率および前記運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、前記削減エネルギーコストの期待値を算出し、
   前記削減エネルギーコストの期待値に基づいて前記運転計画の優先順位を決定し、
   前記優先順位に基づいて前記運転計画を提示する請求項１に記載のエネルギー管理方法。
3. 前記削減エネルギーコストは、前記調整力のインセンティブと省エネ運転による削減コストの和で評価する請求項２に記載のエネルギー管理方法。
4. 電力系統の系統電力需要情報、潮流状態情報、電力市場価格情報および調整力発動実績情報に基づいて、前記調整力の発動時刻および発動確率を推定する請求項１に記載のエネルギー管理方法。
5. アグリゲータが調整力用に直接制御する設備の運転計画は、運転計画期間の前記設備の制御可能または制御不可能を評価する請求項１に記載のエネルギー管理方法。
6. 前記運転計画において、発電機の出力を増加させて下げＤＲ（Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を行い、前記発電機の排熱を利用させて排熱利用吸収式冷凍機で冷水を生成させて蓄熱槽で蓄熱させる請求項１に記載のエネルギー管理方法。
7. 前記運転計画において、発電機の出力を増加させて下げＤＲを行い、前記発電機の排熱を利用させて排熱利用吸収式冷凍機で冷水を生成させ、冷水出口温度を低下させて冷水系配管に蓄熱させる請求項１に記載のエネルギー管理方法。
8. 前記運転計画において、発電機の出力を増加させて下げＤＲを行い、前記発電機の排熱を利用させて排熱利用吸収式冷凍機で冷水を生成させ、空調設備の出力を増加させて冷房空調温度を低下させる請求項１に記載のエネルギー管理方法。
9. 前記運転計画において、上げＤＲを行うため、ターボ冷凍機で冷水を生成させ、冷水出口温度を低下させて冷水系配管に蓄熱させる請求項１に記載のエネルギー管理方法。
10. 前記運転計画において、上げＤＲを行うため、ターボ冷凍機で冷水を生成させ、空調設備の出力を増加させて冷房空調温度を低下させる請求項１に記載のエネルギー管理方法。
11. 調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成し、
    前記発動時刻における前記調整力の発動確率および前記運転計画の削減エネルギーコストに基づいて、前記運転計画を選択するエネルギー管理装置。
12. 調整力の発動時刻および発動確率を予測する調整力発動予測部と、
    前記調整力の発動時刻が異なる複数の運転計画を生成する運転計画部と、
    前記発動時刻における前記調整力の発動確率および前記運転計画の削減エネルギーコストに基づいて前記削減エネルギーコストの期待値を計算し、前記運転計画の削減エネルギーコストの期待値を比較する削減エネルギーコスト期待値比較部と、
    前記削減エネルギーコストの期待値の比較結果に基づいて選択した運転計画を出力する運転計画出力部とを備える請求項１１に記載のエネルギー管理装置。
13. 前記運転計画部は、前記調整力のインセンティブと省エネ運転による削減コストの和で前記削減エネルギーコストを評価する請求項１２に記載のエネルギー管理装置。
14. 前記調整力発動予測部は、電力系統の系統電力需要情報、潮流状態情報、電力市場価格情報および調整力発動実績情報に基づいて、前記調整力の発動時刻および発動確率を推定する請求項１２に記載のエネルギー管理装置。
15. 前記運転計画部は、アグリゲータが調整力用に直接制御する設備の運転計画を、運転計画期間の前記設備の制御可能または制御不可能で評価する請求項１２に記載のエネルギー管理装置。
    
    

Images