JP2021168595A - マイクログリッドの運転計画装置および方法、並びにマイクログリッドの運転計画装置で使用される地域エネルギー管理装置およびエネルギー管理装置 - Google Patents

Abstract

【課題】複数サイトからなるマイクログリッドの電力および熱のエネルギーコスト低減の全体最適化を図る。
【解決手段】マイクログリッドの運転計画装置は、発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機又は熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーを管理するエネルギー管理装置と、各サイトのエネルギー管理装置を連携する地域エネルギー管理装置を備える。各サイトのエネルギー管理装置は、電力需要と燃料コスト関数を地域エネルギー管理装置に与える。地域エネルギー管理装置は、複数のサイトにおける発電機運転計画を作成して各サイトのエネルギー管理装置に与え、各サイトのエネルギー管理装置は、地域エネルギー管理装置からの発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成して地域エネルギー管理装置に与える。
【選択図】図４

Description

本発明は、再エネ機器、発電機、熱源機、蓄エネ機器（蓄電池、蓄熱槽）および需要家で構成された熱電併給型のマイクログリッドの運転計画装置および方法、並びにマイクログリッドの運転計画装置で使用される地域エネルギー管理装置およびエネルギー管理装置に係り、特にエネルギー供給設備を有する複数サイト全体のエネルギー利用効率向上を実現することができるマイクログリッドの運転計画装置および方法、並びにマイクログリッドの運転計画装置で使用される地域エネルギー管理装置およびエネルギー管理装置に関する。

近年、エネルギーコスト低減およびＣＯ_２排出削減を目的として再生可能エネルギー、コージェネレーション、蓄電池等の分散型エネルギーを組み合わせたマイクログリッドのニーズが増大している。特に北米では、自然災害による停電に備えてレジリエンスを兼ね備えた自立運転が可能なマイクログリッドの導入が進んでいる。

マイクログリッドはエネルギー供給設備を有するエネルギーセンターと複数の需要家から成るサイトから構成されている。ここで、サイトとは、エネルギーセンターから熱配管（導管）によって熱（冷水、温水、蒸気）が供給される領域を意味する。さらにマイクログリッドの規模が大きくなる場合は、複数のサイトから構成され、各サイト間は配電系統または自営線で電力が相互融通される。各サイトのエネルギーセンターには、発電機または熱源機、さらに発電機と発電機の排熱を利用する熱源機を組み合わせたコージェネレーションシステムが設置され、需要家に電力および熱（冷水、温水、蒸気）を供給しており、これにより熱電併給型のマイクログリッドを構成している。また、マイクログリッドまたはサイト内には、再生可能エネルギー（太陽光発電設備、風力発電設備）や蓄エネ機器（蓄電池、蓄熱槽）が適宜設置されている。このように、複数のサイトから構成されたマイクログリッドにおいては、個別のサイト内は熱電併給とされるが、サイト間は電力連携された構成となっている。

従来、複数サイトで構成されるマイクログリッドでは、各サイトでエネルギーコスト低減を目的とした最適運転計画を作成し、電力供給が足りないサイトがあった場合、他のサイトから電力融通を行っていた。しかし、複数のサイト全体でみた場合、必ずしもエネルギーコストを最小化するような全体最適化を実現できていないという課題があった。

また、複数サイトから構成されるマイクログリッドにおいて、各機器を対象にした従来の最適運転計画方式を適用した場合、計算負荷が増大し、必要な時間内で運転計画が立案できないという可能性がある。

このような要請に対し、特許文献１ではマイクログリッド内の複数サイトの運転計画を実施する方法を提案している。具体的には特許文献１では、「電力のみを発生または電力と熱を発生できる電熱供給側設備と、電力のみが供給または電力と熱が供給される電熱負荷側設備との間を配電線および／または熱配管で接続した分散電源系統における各設備間の電熱需給制御に、各設備に設けたエージェント間の情報交換によって各設備の電熱需給出力を決定する分散電源系統の電熱需給制御システムであって、前記エージェントのうちの１つのエージェントは、他のエージェントとの情報交換によって熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定する手段を備えたことを特徴とする分散電源系統の電熱需給制御システム。」とすることを提案している。

特許第５４８７９０８号

特許文献１では、マイクログリッド内の発電機、熱源機、需要家毎にそれぞれエージェントを設け、各エージェント間の情報交換によって各設備の電力及び熱の需給出力を決定している。しかし、特許文献１では、サイト数が増大するとエージェント数は膨大となり、この場合も全体最適化を行うためには計算時間が増大するという課題がある。特に、マイクログリッド全体の最適化を一つのＥＭＳ（エネルギー管理装置）で行う中央集中方式で実施すると、対象とする設備数が増大し、現実的な時間内で計算できないという課題が顕在化する。

本発明は、係る問題に鑑みてなされたものであって、その目的とするところは、複数サイトからなるマイクログリッドの電力および熱のエネルギーコスト低減の全体最適化を高速に計算できる運転計画装置および方法、並びにマイクログリッドの運転計画装置で使用される地域エネルギー管理装置およびエネルギー管理装置を提供することにある。

上記の課題を解決するために、本発明においては、発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーを管理するエネルギー管理装置と、各サイトのエネルギー管理装置を連携する地域エネルギー管理装置を備えるマイクログリッドの運転計画装置であって、各サイトのエネルギー管理装置は、サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成して、電力需要と燃料コスト関数を地域エネルギー管理装置に与え、地域エネルギー管理装置は、複数のサイトにおける発電機運転計画を作成して各サイトのエネルギー管理装置に与え、各サイトのエネルギー管理装置は、地域エネルギー管理装置からの発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成して地域エネルギー管理装置に与え、地域エネルギー管理装置は、複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする。

また本発明においては、発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されたマイクログリッドの運転計画であって、サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成し、複数のサイトにおける発電機運転計画を作成し、発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成し、複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする。

本発明によれば、マイクログリッド内のサイト数が増大しても、全体最適化を実現し、エネルギーコストを低減することが可能となる。

本発明の実施例に係る複数サイトから構成されるマイクログリッドの構成の一例を示した図。 本発明の実施例に係るＡＥＭＳ１１の構成例を示す図。 本発明の実施例に係るＥＭＳ１０の構成例を示す図。 ＡＥＭＳ１１とＥＭＳの処理フローの一実施例を示す図。 図１のサイト内設備の機器仕様の一例を示す図。 図１のマイクログリッド内構成をより具体的に示した図。 各サイトのＥＭＳにおける処理ＳＥ１により求められた（正味の）電力・熱の需要予測結果を示した図。 排熱最大利用運転を行った時の、熱の需要予測結果ＱＡ、ＱＢ、ＱＣと電力需要予測結果ＰＡ、ＰＢ、ＰＣの関係を示した図。 発電機の発電量と燃料消費特性の一例を示す図。 各種の単価の一例を示す図。 各サイト内で排熱最大利用運転に基づく暫定の運転計画を実施した場合の発電単価を示す図。 本発明に係る電力融通の考え方の一例を示す図。 本発明を実施したときの省エネ効果の試算結果を示す図。 各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する発電機の燃料消費特性の一例を示す図。 各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する発電機の燃料消費特性の変形例を示す図。 各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する発電機の燃料消費特性の変形例を示す図。 各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する発電機の燃料消費特性の変形例を示す図。 発電機・蓄電池運転計画における結果の一例を示す図。 ＡＥＭＳから各サイトに送信する情報の一例を示す図。 ＡＥＭＳから各サイトに送信する情報の一例を示す図。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照して説明する。

図１は、本発明の実施例に係る複数サイトから構成されるマイクログリッドの構成の一例を示している。電力系統１に接続されたマイクログリッド２は、複数のサイト３（図１では３Ａ、３Ｂ、３Ｃの３サイト）から構成されている。ここで、サイトとは、同一のエネルギーセンタまたは熱源機５から熱（冷水、温水、蒸気）が熱配管（導管）によって供給される領域と定義する。

各サイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃは、外部的には電力系統１に接続された配電系または自営線などの電力線５０により相互に連携されており、電力はサイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃ間で融通が可能とされている。また各サイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃは、内部的には発電機４、冷凍機、ボイラや蓄熱槽などの熱源機５、太陽光発電などの再生可能エネルギー機器、蓄電池のいずれかと需要家６で構成されている。

図１のマイクログリッドの例では、サイト３Ａには、発電機４Ａと発電機４Ａの排熱７Ａ１を利用する熱源機（吸収冷凍機５Ａ）から成るコージェネレーションシステムが設置されており、需要家６Ａに電力８ＡＬと冷水９Ａを供給している。またサイト３Ａには、ボイラ１９が備えられており、発電機４Ａからの排熱供給が不足する場合、ガス焚きボイラ１９から排熱７Ａ２としての蒸気を吸収冷凍機５Ａに供給する。

サイト３Ｂには、発電機４Ｂと発電機４Ｂの排熱７Ｂを利用する熱源機（吸収冷凍機５Ｂ）から成るコージェネレーションシステムが設置されており、需要家６Ｂに電力８ＢＬと冷水９Ｂを供給している。

サイト３Ｃには、発電機４Ｃと電気駆動ターボ冷凍機５Ｃが設置されており、需要家６Ｃに電力８Ｃ１と冷水９Ｃを供給している。

このように、電力はサイト間で融通可能であるが、他方、熱エネルギー（冷水、温水、蒸気、排熱）は熱配管（導管）を通して供給されるため、一般にはサイト内の狭い範囲で融通されることになる。

なお各サイト内には、適宜再生可能エネルギー機器が備えられており、外部電源のみならず再生可能エネルギー機器による電力を適宜併用する。また各サイト内には適宜蓄電池を含んでいてもよい。

図１に示す構成例では、熱融通が可能な範囲を一つのサイトとみなし、サイト内のエネルギーを管理するシステムとしてＥＭＳ（エネルギー管理装置）１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃを配置している。また、マイクログリッド２内の全体のエネルギーを管理するシステムとしてＡＥＭＳ（地域エネルギー管理装置）１１を配置している。なお、複数のＥＭＳ１０Ａ、１０Ｂ、１０ＣとＡＥＭＳ１１の間は、通信線３０を用いた信号伝送が行われる。

図２に本発明の実施例に係るＡＥＭＳ１１の構成例を示す。エリアエネルギーマネジメントシステムＡＥＭＳ１１は、一般的には計算機システムにより構成されており、入力部１３、出力部１７、表示部１５、処理部１２、運転計画演算部１４、データ記憶部１６などで構成されている。

このうち入力部１３は、通信線３０を介して各サイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃからの情報を取得する。運転計画演算部１４は、入力情報およびデータ記憶部１６に記憶された過去実績情報を用いてマイクログリッド２内の全体的な発電計画（発電機、蓄電池および買電の運転計画）を行う。運転計画を立案後、表示部１５で結果を表示し、出力部１７で通信線３０を介して各サイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃへ発電計画結果を出力する。処理部１２は各機能の処理を管理する。

図３に本発明の実施例に係るＥＭＳ１０の構成例を示す。エネルギーマネジメントシステムＥＭＳ１０は、一般的には計算機システムにより構成されており、入力部１３、出力部１７、表示部１５、処理部１２、運転計画演算部１４、データ記憶部１６などで構成されている。

このうち入力部１３は、気象情報を取得し、運転計画演算部１４は、気象情報およびデータ記憶部１６に記憶された過去実績情報を用いて、サイト内の太陽光発電量予測、電力・熱需要予測を行う。その後、排熱を最大利用する場合の運転計画を立案後、表示部１５で結果を表示し、出力部１７で通信線３０を介してＡＥＭＳへ結果を出力する。

ＡＥＭＳから発電計画が送られてきた後、運転計画演算部１４は、発電計画に基づき熱源機の運転計画を立案し、表示部１５で結果を表示し、出力部１７で通信線３０を介してＡＥＭＳへ結果を出力する。処理部１２は各機能の処理を管理する。

図３にＡＥＭＳ１１とＥＭＳ１０の処理フローの一実施例を示す。本発明においては各サイト内で必要とする電力と熱の予測情報をＥＭＳ１０においてそれぞれ算出し、ＡＥＭＳ１１ではサイト全体としての電力の計画を決定し、これを基に各サイト内のＥＭＳ１０では、熱源機の運転計画を立案している。このため、図４においては、ＡＥＭＳ１１の処理とＥＭＳ１０の処理を併記した形での処理フローを示している。

以下図４を用いて本発明の実施例を詳細に説明するが、その前提として図１のサイト内設備は図５に示す機器仕様のものであるとする。また図１のマイクログリッド内構成をより具体的に示したものとして図６を用いて説明する。

まず図６に示すように、マイクログリッドは３つのサイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃで構成されている。サイト３Ａ、３Ｂはガスエンジン発電機４と排熱利用吸収冷凍機５から成るコージェネシステムであり、電力系統とガスエンジンから電力８、排熱利用吸収冷凍機５から冷水９を需要家６に供給する。また、サイト３Ａでは、発電機４からの排熱供給が不足する場合、ガス焚きボイラ１９から排熱７Ａ２としての蒸気を供給する。サイト３Ｃには、電力系統１から電力８、電気駆動ターボ冷凍機５Ｃから冷水９Ｃを需要家６に供給する。
なお、図６において２１は、ガスエンジンやボイラに供給されるガスである。なお、以下においては、コージェネレーションのことを単にコージェネということにする。

また図５の機器仕様によれば、サイト３Ａの発電機４Ａは１０００ｋｗｅ４台、排熱利用吸収冷凍機５Ａは１０００ｋｗｔ４台、ボイラ１９は１０００ｋｗｔ４台で構成され、サイト３Ｂの発電機４Ｂは１０００ｋｗｅ３台、排熱利用吸収冷凍機５Ｂは１０００ｋｗｔ３台で構成され、サイト３Ｃのターボ冷凍機５Ｃは１０００ｋｗｔ３台で構成されているものとする。

各サイトのＥＭＳ１０における処理ＳＥ１について説明する。

ここでは、各サイト内の再生可能エネルギー機器の発電予測および電力・熱の需要予測を実施し、電力需要予測から再生可能エネルギー機器の発電量を差し引いた正味の電力需要予測結果をＡＥＭＳ１１へ通知する。

図７は、各サイトのＥＭＳ１０における処理ＳＥ１により求められた正味の電力と熱の需要予測結果を示した図である。図７左の上下がサイト３Ａで求められた電力・熱の需要予測結果ＰＡ、ＱＡ、図７中央の上下がサイト３Ｂで求められた電力・熱の需要予測結果ＰＢ、ＱＢ、図７右の上下がサイト３Ｃで求められた電力・熱の需要予測結果ＰＣ、ＱＣの例を示している。ここでは、横軸の需要予測期間として例えば明日の２４時間を示し、縦軸に当該サイト内の電力需要予測ＰＡ、ＰＢ、ＰＣと当該サイト内の熱需要予測ＱＡ、ＱＢ、ＱＣを表示している。

この例によれば、サイト３Ａにおいては１０時から１７時まで電力需要が、７時から２１時まで熱需要が発生し、サイト３Ｂにおいては７時から１６時まで電力需要が、１０時から１５時まで熱需要が発生し、サイト３Ｃにおいては９時から２１時まで電力需要が、１７時から２１時まで熱需要が発生することを表している。この電力の需要予測結果ＰＡ、ＰＢ、ＰＣがＡＥＭＳ１１へ通知される。

なお、本発明採用以前のシステム構成であれば、各サイトにおける電力・熱の供給は、図７の結果に基づき、例えば以下のように実施されていた。まず、サイト３Ａの必要電力は１０時から１７時までの全期間において４台の発電機４Ａがそれぞれ１０００ｋｗｅを分担することで賄われる。サイト３Ｂの必要電力は、７時から１６時までの全期間のうち、１０時から１６時までは主に３台の発電機４Ｂがそれぞれ１０００ｋｗｅを分担することで賄うことが可能であるが、その他の期間は買電とされる。サイト３Ｃの必要電力は全期間において、全量が買電とされる。

また同様にしてサイト内の熱需要予測ＱＡ、ＱＢ、ＱＣの例によれば、発電機４Ａ、４Ｂがガスエンジン駆動である場合には、例えば以下の運用とされていた。この例では、発電機４Ａ、４Ｂから排熱を確保できる時間帯には排熱を利用して吸収冷凍機から冷水を供給し、その他の時間帯はボイラの蒸気を利用して吸収冷凍機から冷水を供給する。サイト３Ａの場合には、必要電力が確保できた１０時から１８時までの期間は４台の発電機４からの排熱を利用し、その他の期間ではボイラの蒸気を利用して吸収冷凍機から冷水を供給する。サイト３Ｂのケースでは全量が発電機４Ｂの排ガスから確保可能である。サイト３Ｃのケースでは、全量がターボ冷凍機５Ｃから冷水を供給可能である。

上記図７の事例において、サイト３Ａでは、電力需要に比べて熱需要が発生する時間帯が長いため、電力需要がある時間帯はコージェネ運転でまかない、その他の時間帯はボイラの蒸気による吸収冷凍機の運転を行っている。サイト３Ｂでは、サイト３Ａの場合と反対に熱需要に比べて電力需要が発生する時間帯が長いため、熱需要がある時間帯はコージェネ運転を行い、その他の時間帯は買電により電力需要をまかなっている。サイト３Ｃでは、発電機がないため、電力需要は買電によりまかない、熱需要は電動駆動のターボ冷凍機でまかなっている。以上より、サイト内で電力需要と熱需要の時間帯が一致しない場合、電力需要に対しては買電を行い、熱需要に対してはボイラの蒸気を使用するため、運転コストは割高になるという傾向がある。

本発明によれば、この電力、熱の分担パターンが、マイクログリッド全体として最適化されるが、このことについては後述する。

次にＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ１について説明する。

ここでは、各サイトから得られた正味の電力需要予測結果ＰＡ、ＰＢ、ＰＣを基に、マイクログリッド内の合計の電力需要を算出する。合計の電力需要は図示しないが、要するに各サイトが報告した図７の電力の需要予測（正味の電力需要予測結果）ＰＡ、ＰＢ、ＰＣを時間帯ごとに合計したものである。

各サイトのＥＭＳ１０における処理ＳＥ２について説明する。

ここでは、コージェネ排熱を最大限利用することによりエネルギー利用効率を向上させるため、各サイト内の正味の電力需要予測結果および熱需要予測結果に基づき、排熱最大利用運転による暫定の運転計画を立案する。

各サイトのＥＭＳ１０における処理ＳＥ１で求めた正味の電力需要予測結果ＰＡ、ＰＢ、ＰＣと熱の需要予測結果ＱＡ、ＱＢ、ＱＣは、それぞれの観点から必要な量を求めたにすぎないのに対し、ＥＭＳ１０における処理ＳＥ２では、排熱最大利用運転を想定している。

排熱最大利用運転では、熱の利用を主に考えるので、発電については制御を行わない方式である。サイト内の熱需要を満たすように、必要な時間に必要な排熱を得るようにコージェネレーションシステムを運転させる計画とするものであり、その時間に電気が必要でなくても、発電がなされる。このように、ＥＭＳ１０における処理ＳＥ２では、サイト内における熱の需要予測結果ＱＡ、ＱＢ、ＱＣをまかなうように、コージェネ排熱を優先的に利用して、発電計画がどのようになるかを求めている。

図８は、排熱最大利用運転を行った時の、熱の需要予測結果ＱＡ、ＱＢ、ＱＣと電力供給の関係を示した図である。図８を、初期の電力・熱供給パターンを示す図７と比較して示すと、サイト３Ｂにおいては、熱の需要予測結果ＱＢと電力需要予測結果ＰＢの関係に変更はない。このケースでは、電力の供給可能期間内に熱の供給期間が入っており、排熱最大利用運転とするために、熱の観点から新たに電力供給期間を増やさなくてもよいためである。サイト３Ｃの場合には、ターボ冷凍機５Ｃは電力利用であるため、排熱最大利用運転の対象とされないためである。

これに対し、サイト３Ａの場合には、ボイラ１９を使用せず全熱量を発電機４Ａ側から供給するという形式での排熱最大利用運転を想定する。このため、電力需要予測結果ＰＡは、熱の需要予測結果ＱＡの供給期間である７時から２１時までの期間において発電機４Ａを稼働することになり、この場合の電力供給計画結果は、ＰＡＡのように表記されることになる。

ＥＭＳ１０における処理ＳＥ２では、排熱最大利用運転を想定した場合の発電機の燃料消費特性または発電単価Ｇｃを算出し、熱需要を考慮した各発電機の時間帯別の燃料消費特性または発電単価として、ＡＥＭＳ１１へ通知する。

ここで、熱需要を考慮した各発電機の時間帯別の燃料消費特性Ｆまたは発電単価Ｇは、以下のようにして求められる。各サイトのコージェネシステムでは、コージェネ排熱の利用の有無により燃料消費特性Ｆまたは発電単価Ｇが変動する。

発電機の発電単価Ｇは（１）式で評価する。
［数１］
発電単価（￥／ｋＷｈ）Ｇ（ｘ） ＝ Ａ・Ｆｇ（ｘ）／Ｐｇ（ｘ） （１） なお（１）式において、Ａはガス単価［￥／ｋＷｈ］、Ｆｇは発電機ガス消費量［ｋＷ］、Ｐｇは発電機出力［ｋＷ］、ｘは負荷率［−］（出力／定格出力）である。

図９にコージェネシステムの発電機の発電量Ｐｇおよび燃料（ガス）消費特性Ｆｇを示す。排熱が有効利用されたコージェネの場合、ガス消費量は次式で表される。
［数２］
コージェネのガス消費量 Fc(x) = Fm(x) - Fw(x) （２）
なお（２）式において、Ｆｍはモノジェネ時のガス消費量［ｋＷ］、Ｆｗはコージェネ排熱のガス消費量［ｋＷ］である。また、コージェネ排熱のガス消費量Ｆｗは、次式で求められる。
［数３］
コージェネ排熱のガス消費量 Fw = W(x)/η （３）
なお（３）式において、Ｗは発電機の排熱量［ｋＷ］、ηはサイト内で発電機の排熱を代替するボイラの効率［−］である。これより、排熱が利用され、コージェネ運転が可能な最大負荷率をｘａとすると、発電機のガス消費量は次式で表される。
［数４］
発電機のガス消費量 Fg(x) = Fm(x) - Fw(x) (0≦x≦xa)
= Fm(x) - Fw(xa) (xa<x≦1) （４）
（１）〜（４）式を実行するうえで、上記各値はサイトごとに予め得られているものとする。また、上記諸量のうち、各種の単価の一例は図１０に示すようなものであり、一次エネルギーコストとして電力単価及びガス単価の例を示し、また発電単価としてモノジェネの場合とコージェネの場合の定格出力の値を列記している。なお電力単価は時間帯ごとに相違している。

図１０に例示した電力料金およびガス料金の仕様の一例によれば、一次エネルギーコストである電力単価は時間帯ごとに相違しており、１１時から１９時帯には１６．８￥／ｋＷｈｅ、７時から１１時帯及び１９時から２３時帯には１６．２￥／ｋＷｈｅ、２３時から７時帯には１１．９￥／ｋＷｈｅである。同じく一次エネルギーコストであるガス単価は８２．０￥／Ｎｍ^３である。また発電単価について、コージェネ時の発電単価は１２．１￥／ｋＷｈｅ、モノジェネ時の発電単価は１７．８￥／ｋＷｈｅである。

したがって、夜間（２３−７時）は、電力系統からの買電（１１．９￥／ｋＷｈｅ）、コージェネ（１２．１￥／ｋＷｈｅ）、モノジェネ（１７．８￥／ｋＷｈｅ）の順で発電単価が増加し、昼間（７−２３時）は、コージェネ（１２．１￥／ｋＷｈｅ）、買電（１６．２−１６．８￥／ｋＷｈｅ）、モノジェネ（１７．８￥／ｋＷｈ）の順で発電単価が増加することになる。

次にＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ２について説明する。

ここまでの処理によりＡＥＭＳ１１には、各サイトにおける電力需要予測結果ＰＡ、ＰＢ、ＰＣと、この合計として求めたマイクログリッド内の電力需要と、排熱最大利用運転としたときの各サイトにおける各発電機の時間帯別の燃料消費特性Ｆｇまたは発電単価Ｇが得られている。

本発明に係る複数サイト間の最適運転計画の実施例では、電力融通を行うことにより各サイト内での電力需要と熱需要のアンバランスを減少させ、運転コストを低減することを狙っている。図４の運転計画フローのＳＥ２に示すように、コージェネ排熱を最大限利用することによりエネルギー利用効率を向上させるため、各サイト内で排熱最大利用運転に基づく暫定の運転計画を実施した場合の発電単価を図１１に示している。図１１の上には、サイト３Ａの４台の発電機４Ａ１、４Ａ２、４Ａ３、４ａ４の発電単価、及び買電ＣＢとしたときの時間帯別コストを比較表示している。図１１の下には、サイト３Ｂの３台の発電機４Ｂ１、４Ｂ２、４Ｂ３の発電単価、及び買電としたときの時間帯別コストＣＢを比較表示している。ＡＥＭＳ１１では、マイクログリッド内の全電力需要をまかなうように、各時間帯における発電単価と購入電力単価を比較し、単価の小さい順に発電機を起動する。

本実施例では、各時間帯における発電単価と購入電力単価を比較し、単価の小さい順に発電機を起動する計画を立案したが、ＥＭＳからＡＥＭＳに各発電機、各時間帯における式（４）に示した燃料消費特性の情報を送信し、ＡＥＭＳでは、混合整数線形計画法のような数理計画法や、遺伝的アルゴリズムのようなメタヒューリスティクスを用いた最適化手法を用いた最適化計算により、運転コスト最小化を目的とした発電機の運転計画を立案することが可能である。

ここで、図１４に各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する各発電機、各時間帯における燃料消費特性の一例を示す。図１４において上段は、図１のサイト３Ａに属するｎ台の発電機についての各時間帯における燃料消費特性の一例を示している。また図１４において下段は、図１のサイト３Ｃに属するｍ台の発電機についての各時間帯における燃料消費特性の一例を示している。これらの燃料消費特性は基本的に図９で説明したのと同じものであり、負荷率とガス消費量の関係を各時間帯ごとに特性を纏めたものである。

各サイトのＥＭＳは、発電機毎、運転計画の時間帯毎のガス消費量Ｆｇ（ｘ）を、図１４に示す表記形式の時間帯別の情報としてＡＥＭＳに送信する。図１４の表記によれば、発電機のガス消費量は、負荷率（発電機出力／定格発電出力）で整理され、各発電機の排熱が利用されるコジェネ運転のときと、排熱が利用されないモノジェネ運転のときの負荷率の範囲が示されている。これによりＡＥＭＳでは、マイクログリッド内の全ての発電機の燃料消費特性に基づき、運転コスト最小化を目的とした発電計画を立案することが可能となる。

次に、図１５に各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する各発電機、各時間帯における燃料消費特性の変形例を示す。図１５の表記例は基本的に図１４と同じであり、上段に図１のサイト３Ａに属するｎ台の発電機についての各時間帯における燃料消費特性の一例を示し、下段にサイト３Ｃに属するｍ台の発電機についての各時間帯における燃料消費特性を示している。但し、負荷率に対するガス消費量の特性は、モノジェネ発電における運転態様の時の特性とされ、さらに図１５においては、これらの情報に追加してサイト内利用可能排熱量（時間に対する排熱量の特性）を付与している。

このようにして各サイトのＥＭＳは、図１５に示す発電機毎、運転計画の時間帯毎のモノジェネのガス消費量Ｆｍ（ｘ）とコジェネ排熱のガス消費量Ｆｗ（ｘ）、および各サイトにおける時間毎の利用可能な排熱量をＡＥＭＳに送信する。モノジェネのガス消費量Ｆｍ（ｘ）とコジェネ排熱のガス消費量Ｆｗ（ｘ）は、負荷率で整理されている。ＡＥＭＳでは、マイクログリッド内の全ての発電機の燃料消費特性に基づき、運転コスト最小化を目的とした発電計画を立案することが可能となる。

なお図１４の例では、各発電機の排熱利用の範囲がＥＭＳで予め指定されているのに対して、図１５の例では、ＡＥＭＳで各発電機の排熱利用の範囲を計算するため、図１４の場合に比べて最適性（運転コスト最小化）が向上する。

また、図１６に各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する各発電機、各時間帯における燃料消費特性の変形例を示す。図１６の表記例は基本的に図１４、図１５と同じであり、上段に図１のサイト３Ａ全体の発電出力についての各時間帯における燃料消費特性の一例を示し、下段にサイト３Ｃ全体の発電出力についての各時間帯における燃料消費特性を示している。この図でＰａは、コジェネ運転が可能な最大発電出力を意味している。

各サイトのＥＭＳは、図１６に示すサイト毎、運転計画の時間帯毎のガス消費量をＡＥＭＳに送信する。この場合に、サイト全体でまとめた発電機のガス消費量は、サイト全体での発電出力で整理され、各サイトの全発電機の排熱が利用されるコジェネ運転のときと、排熱が利用されないモノジェネ運転のときの発電出力の範囲が示されている。ここで、ガス消費量の少ない高効率の発電機が図１６における低出力側に設定される。これにより、高効率の発電機を優先的に起動する運転計画となる。ＡＥＭＳでは、マイクログリッド内の全てのサイトの燃料消費特性に基づき、運転コスト最小化を目的とした発電計画を立案することが可能となる。図１６のケースでは、サイト数が増大した場合、対象とする発電機台数が膨大になるため、計算負荷を低減するために有効である。

さらに、図１７に各ＥＭＳからＡＥＭＳに送信する各サイト、各時間帯における燃料消費特性の変形例を示す。図１７の表記例は基本的に図１４から図１６と同じであり、上段に図１のサイト３Ａ全体の発電出力についての各時間帯における燃料消費特性の一例を示し、下段にサイト３Ｃ全体の発電出力についての各時間帯における燃料消費特性を示している。但し、さらに図１７においては、これらの情報に追加してサイト内利用可能排熱量（時間に対する排熱量の特性）を付与している。

各サイトのＥＭＳは、図１７に示したサイト毎、運転計画の時間帯毎のガス消費量をＡＥＭＳに送信する。各サイトにおけるモノジェネのガス消費量とコジェネ排熱のガス消費量は、全発電出力に対して整理されている。図１６と同様に、ガス消費量の少ない高効率の発電機が低出力側に設定される。これにより、高効率の発電機を優先的に起動する運転計画となる。また、図１７のケースでも、サイト数が増大した場合、対象とする発電機台数が膨大になるため、計算負荷を低減するために有効である。

図１６の例では、各サイトの排熱利用の範囲がＥＭＳで予め指定されているのに対して、図１７の例では、ＡＥＭＳで各サイトの排熱利用の範囲を計算するため、図１６に比べて最適性（運転コスト最小化）が向上する。

また、本実施例では、ＡＭＳＥにおいて発電機の運転計画を立案する例を示したが、ＡＥＭＳでは、発電機および蓄電池を合わせた運転計画を立案することも出来る。ここで、マイクログリッド全体の発電機および蓄電池の最適運転計画を実施するための、代表的な制約条件を（５）（６）式に示す。このうち（５）式は、電力需給の制約条件Σ D_i(t)を示している。
［数５］
Σ D_i(t) = Σ G_i_j(t) + Σ B_i_j(t) + K(t) （５）
（５）式において、tは運転計画の時間帯（例えば、1時間間隔）、Dは電力需要量(ｋＷh)、Gは発電機の発電量(ｋＷh)、Bは蓄電池の放電量(ｋＷh)、Kは外部からの購入電力量(ｋＷh)、iはサイト、jはサイト内の機器の番号、Σはサイトi、機器番号のjでの総和を表和している。この式によれば、Bの値が正のとき放電量を表し、負の値は充電量を意味する。

（６）式は、蓄電容量の制約条件S_i(t)を示している。
［数６］
S_i(t) = S_i(t-1) - Σ B_i_j(t) （６）
ここで、Sは蓄電池の蓄電残量(ｋＷh)を表す。t-1は、運転計画の時間帯における1時刻前を意味する。また、その他の蓄電池に関する制約条件としては、最小・最大蓄電残量、蓄電出力上限値、放電出力上限値、蓄電・放電変換効率等がある。

運転コスト最小化を目的とした発電機の運転計画立案をする場合の目的関数Ａは（７）式で表すことができる。この目的関数を最小にする運転計画を立案することにより、コスト最小を実現できる。
［数７］
目的関数：Ａ = 発電機、熱源機の消費する燃料費 ＋ 外部からの購入する電気代 （７）
ＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ２では、マイクログリッド内の全発電機の時間帯別の燃料消費特性Ｆｇまたは発電単価Ｇの低い順から、全電力需要を満たすように発電計画を立案し、各ＥＭＳ１０に配信する。

ＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ２の具体的な考え方について説明する。まず図７に示したように、サイト３Ａの必要電力ＰＡは１０時から１７時までの全期間において４台の発電機４Ａがそれぞれ１０００ｋｗｅを分担することで賄われていたものを、図８では７時から２１時までの期間について新たに（ＰＡＡ−ＰＡ）の分の電力を発生することになる。この発電に要する費用は図１０のコージェネ発電単価（１２．１￥／ｋＷｈｅ）で定まる。

次にサイト３Ｂの必要電力は、図７に示したように、７時から１７時までの全期間のうち、１０時から１６時までは３台の発電機４Ｂがそれぞれ１０００ｋｗｅを分担し、その他の期間は買電とされているが、買電とするときの単価は７時、８時台について１６．２￥／ｋＷｈｅ、１６時台について１６．８￥／ｋＷｈｅである。

同様にサイト３Ｃの必要電力は、図７に示したように、全期間買電とされており、その単価は図１０に示したとおりである。

以上のことから本発明においては、図１２のように電力融通するものである。図１２に示す電力・熱需要の供給関係を示すパターンによれば、サイトＡでは排熱最大利用運転を想定した結果として、７時台に２０００ｋｗｈ、８時台に３０００ｋｗｈ、９時台に４０００ｋｗｈ、１０時台に２０００ｋｗｈ、１１時台に１０００ｋｗｈ、１５時台に１０００ｋｗｈ、１６時、１７時台に２０００ｋｗｈ、１８、１９時台に４０００ｋｗｈ、２０時台に３０００ｋｗｈ、２１時台に２０００ｋｗｈの電力を新たに発生することになり、この発電に要する費用は図１０のコージェネ発電単価（１２．１￥／ｋＷｈｅ）で定まる。

サイトＡでの余剰電力を生じることによる発電単価と、サイトＢ、Ｃにおける買電単価を比較すると前者のコストが低いことから、本発明ではサイトＢに対して７時台に２０００ｋｗｈ、８時、９時台に３０００ｋｗｈ、１０時台に１０００ｋｗｈ、１５時、１６時台に１０００ｋｗｈを電力融通する。またサイトＣに対して９時から１２時台まで１０００ｋｗｈ、１６時台に１０００ｋｗｈ、１７時台に２０００ｋｗｈ、１８、１９時台に４０００ｋｗｈ、２０時台に３０００ｋｗｈ、２１時台に２０００ｋｗｈを電力融通する。
但し、サイトＡでの余剰電力を生じない１３時から１５時台までは、サイトＣに対する電力融通が不可能となるので、この部分では買電とされる。

図１２の電力融通を反映した電力予測が、ＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ２の結果（発電機運転計画結果）として図４のＥＭＳ１０に伝送される。

各サイトのＥＭＳ１０における処理ＳＥ３では、ＡＥＭＳ１１で立案された発電計画に基づき、コージェネ排熱量を評価する。また各サイトのＥＭＳ１０における処理ＳＥ４では、コージェネ排熱量、熱需要予測結果に基づき熱源機の運転計画を立案し、熱源機運転計結果としてＡＥＡＭに伝送する。

図４の処理ＳＡ２での発電機・蓄電池運転計画における結果の一例を図１８に示す。図１４の表記では横軸に２４時間分の時間帯、縦軸に電力を表しており、かつ電力の種別（蓄電及び放電、発電、購入）毎に区別して表記している。この前提として、マイクログリッドは２サイトＳＡ，ＳＢで構成され、各サイトＳＡ，ＳＢでは発電機が２台、蓄電池が２台設置されているものとする。

ＡＥＭＳでは、各ＥＭＳから送信された電力需要、発電機の燃料消費特性、蓄電池の仕様に基づき、マイクログリッド全体（サイトＳＡとサイトＳＢ）の電力需要に対して、発電機と蓄電池の運転計画を立案する。

その結果を示す図１８の適用例では、早朝の１〜４時台においてマイクログリッド外から電力を購入し、この購入電力でサイトＳＡおよびＳＢの蓄電池の充電を行い、その後、サイトＳＡの発電機を起動する。５時から６時台までは、サイトＳＡの１台または２台の発電機出力でマイクログリッド全体で必要とする電力を賄うことが可能であるが、７時台には一部不足するため一分電力購入を行う。８時台以降は、サイトＳＢの発電機を起動して、合計３台または４台による発電を実行する。さらに昼間には全台数を定格出力しても賄えたい時間帯となり、蓄電池からの放電を順次実行する。而して、１０〜１５時台では、サイトＳＡおよびＳＢの蓄電池は放電している。また、７、９、１６、１８時台では外部から電力を購入している。

この発電計画は、ＡＥＭＳからサイトＳＡ、ＳＢのＥＭＳに図１９に示すように情報が送信される。図１９の上段はサイトＳＡの発電計画、中段はサイトＳＢの発電計画、下段はマイクログリッド合計の発電計画を表している。

この場合、図１９上段のサイトＳＡでは、１〜３時台で購入電力で蓄電池の充電を行い、５〜１９時台で発電機を起動している。１０〜１２時台で蓄電池は放電している。図１９中段のサイトＳＢでは、３〜４時台で購入電力で蓄電池の充電を行い、８〜１７時台で発電機を起動している。１３〜１５時台で蓄電池は放電している。一方、図１９下段のマイクログリッド全体での購入電力は、７、９、１６、１８時台で外部電力を購入することになるため、ここでは、各サイトのＥＭＳには送信されないが、図４におけるＳＥ４で各サイトの熱源機運転計画の後に、各サイトに必要な電力消費量に基づき分配される。

ここで、ＳＥ４の熱源機運転計画の際、ターボ冷凍機のような電力駆動の機器が稼働した場合、追加で必要な電力は、発電機を追加で稼働するか、外部から電力を購入するか、運転コストが小さい方から選択する。または、ＳＥ１の処理に戻り、電力需要を修正した後、一連の処理を繰返すこともできる。

また、本実施例の処理ＳＥ４では、ＡＥＭＳから各サイトに伝送された発電機および蓄電池の運転計画に基づき熱源機の運転計画を立案したが、図２０に示すようにＳＡ２で立案したマイクログリッド全体の発電機、蓄電池運転計画の結果に基づき、各サイトの電力供給計画（修正した電力需要）を評価し、各サイトの電力供給計画（修正した電力需要）と熱需要を入力して、発電機、蓄電池、熱源機（蓄熱槽を含む）の運転計画を立案してもよい。

図２０において上段はサイトＳＡの発電計画、中段はサイトＳＢの発電計画であり、修正後の電力需要が包絡線として示されている。

本実施例の処理ＳＥ４では、ＡＥＭＳから各サイトに伝送された発電機および蓄電池の運転計画に基づきコージェネ排熱量を評価し、熱需要を満たすように熱源機（蓄熱槽を含む）の運転計画を立案するが、冷水または温水または蒸気を生成するコストが低い熱源機から起動する優先順位運転で運転計画を立案してもよい。また、混合整数線形計画法のような数理計画法や、遺伝的アルゴリズムのようなメタヒューリスティクスを用いた最適化手法を用いた最適化計算により、運転コスト最小化を目的とした熱源機（蓄熱槽を含む）の運転計画を立案してもよい。

ＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ３では、発電機、熱源機の運転計画の結果に基づき、マイクログリッド内のエネルギーコストを評価する。またＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ４では、発電機、熱源機の運転計画を確定して、各サイトのＥＭＳ１０に送る。各サイトのＥＭＳ１０では、最終的に確認されたマイクログリッド全体としての電力・熱計画に則り、明日の運転を実行する。なお、ＡＥＭＳ１１における処理ＳＡ４では、発電機、熱源機の運転計画を確定できない場合には、再度処理ＳＡ２に戻り、確定できるまで繰り返し条件探索を行うのがよい。

以上により、複数サイトから構成される熱電併給マイクログリッドの電力及び熱の全体最適化を行い、エネルギーコストを低減することが可能と成る。

図１０の発電単価の結果より、昼間において電力需要と熱需要がある場合はコージェネ運転（発電、コージェネ排熱利用による吸収冷凍機の運転）を行い、電力需要のみある場合は買電を行い、熱需要のみある場合はボイラの蒸気により吸収冷凍機の運転を行うのがよい。

本運転計画では、マイクログリッド全体で受電点の逆潮流が発生しないように需給調整を行う必要があるため、各サイト間では電力融通を実施する。サイト３Ａでは、全熱需要に対応してコージェネ運転を行うため、エリア内の電力需要より多く発電し、他のエリアに電力融通している。それにより、従来手法ではボイラで吸収冷凍機に蒸気を供給していた部分は、コージェネ排熱を供給するため、エネルギー効率は向上する。サイト３Ｂでは、従来手法において買電を行っていた部分はサイト３Ａからの発電単価の小さい電力でまかなわれている。サイト３Ｃでは、従来手法では全ての電力を買電でまかなっていたが、本運転計画では１３〜１５時台を除いて、サイト３Ａからの電力でまかなわれている。以上より、サイト間で電力融通することにより、電力需要と熱需要のアンバランスは低減され、コージェネ運転の時間が増大することにより、エネルギー効率は向上する。

本発明を実施したときの省エネ効果の試算結果を図１３に示している。図１３は、従来方式に対する本発明方式の省エネ効果を示している。図１３の各段では、電力料金、ガス料金、合計料金について、各サイト３Ａ、３Ｂ、３Ｃ、並びに合計で比較している。

この試算結果によれば、サイト３Ａでは、大きい熱需要をコージェネ排熱でまかない、余剰電力を他のサイトに融通したため、ガス料金が従来よりも増大した。サイト３Ｂと３Ｃでは、サイト３Ａからの電力供給が増大したため、購入電力料金が従来よりも減少した。マイクログリッド全体では、熱需要をコージェネ排熱でまかなうためガス料金が増大したが、発電単価の小さいコージェネの発電が増加したため、割高の購入電力料金を低減することができ、電力とガス料金を含めた運転コストを２、１０３ｋ￥／ｄａｙ、１３．９％低減することができた。

以上により、本発明の手法によれば、複数サイトからなるマイクログリッドの電力および熱のエネルギーコスト低減の全体最適化を高速に計算できる運転計画装置および方法を提供することができる。

なお本発明において排熱最大利用運転とは、必ずしも最大点での運転を行うものではなく、サイト内の排熱をより多く利用するように排熱利用運転するという趣旨のものであることは言うまでもない。

本発明は、ビル、工場、大学等で構成されるマイクログリッドに適用することができる。

１…電力系統、２…マイクログリッド、３…サイト、４…発電機、５…熱源機、６…需要家、７…排熱、８…電力、９…冷水、１０…ＥＭＳ、１１…ＡＥＭＳ、１２…処理部、１３…入力部、１４…運転計画演算部、１５…表示部、１６…データ記憶部、１７…出力部、１９…ガス焚きボイラ、２１…ガス

Claims (8)

1. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーを管理するエネルギー管理装置と、各サイトのエネルギー管理装置を連携する地域エネルギー管理装置を備えるマイクログリッドの運転計画装置であって、
   各サイトの前記エネルギー管理装置は、サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成して、電力需要と燃料コスト関数を地域エネルギー管理装置に与え、
   前記地域エネルギー管理装置は、複数のサイトにおける発電機運転計画を作成して各サイトの前記エネルギー管理装置に与え、
   各サイトの前記エネルギー管理装置は、前記地域エネルギー管理装置からの発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成して前記地域エネルギー管理装置に与え、
   前記地域エネルギー管理装置は、複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする複数サイトの運転計画装置。
2. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続された、各サイトにおけるエネルギーを管理するエネルギー管理装置であって、
   各サイトの前記エネルギー管理装置は、サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成して、電力需要と燃料コスト関数を、各サイトのエネルギー管理装置を連携する地域エネルギー管理装置に与え、
   前記地域エネルギー管理装置で作成した、複数のサイトにおける発電機運転計画を入手し、前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成して前記地域エネルギー管理装置に与え、
   前記地域エネルギー管理装置で作成した、複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画に従いサイト内の運転を行うことを特徴とするエネルギー管理装置。
3. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーを管理するエネルギー管理装置に連携された地域エネルギー管理装置であって、
   地域エネルギー管理装置は、各サイトの前記エネルギー管理装置が、サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成した電力需要と燃料コスト関数を入手し、
   入手した電力需要と燃料コスト関数に基づき、複数サイト全体の運転コストを目的関数として、目的関数を低減する最適化計算により発電機運転計画を立案して各サイトの前記エネルギー管理装置に与え、
   各サイトの前記エネルギー管理装置で作成した、前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価に基づく熱源機の運転計画を入手して、
   複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする地域エネルギー管理装置。
4. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーを管理するエネルギー管理装置に連携された地域エネルギー管理装置であって、
   地域エネルギー管理装置は、各サイトの前記エネルギー管理装置が、サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成した電力需要と燃料コスト関数を入手し、
   入手した電力需要と燃料コスト関数に基づき、複数サイト全体のＣＯ２排出量を目的関数として、目的関数を低減する最適化計算により発電機運転計画を立案して各サイトの前記エネルギー管理装置に与え、
   各サイトの前記エネルギー管理装置で作成した、前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価に基づく熱源機の運転計画を入手して、
   複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする地域エネルギー管理装置。
5. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されたマイクログリッドの運転計画であって、
   サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成し、
   複数のサイトにおける発電機運転計画を作成し、
   前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成し、
   複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする複数サイトの運転計画方法。
6. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続された、各サイトにおけるエネルギーを管理するエネルギー管理方法であって、
   各サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成して、電力需要と燃料コスト関数を求め、
   前記電力需要と燃料コスト関数から作成した、複数のサイトにおける発電機運転計画を入手して、前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価して熱源機の運転計画を作成し、
   複数サイト全体について作成された発電機と熱源機の運転計画に従いサイト内の運転を行うことを特徴とするエネルギー管理方法。
7. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーの総量を管理する地域エネルギー管理方法であって、
   各サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成した電力需要と燃料コスト関数を入手し、
   入手した電力需要と燃料コスト関数に基づき、複数サイト全体の運転コストを目的関数として、目的関数を低減する最適化計算により発電機運転計画を立案して各サイトに与え、
   各サイトで作成した、前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価に基づく熱源機の運転計画を入手して、
   複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする地域エネルギー管理方法。
8. 発電機と発電機の排熱を熱源とする熱源機を備え、発電機または熱源機から熱配管を介して熱エネルギーが供給可能な範囲をひとつのサイトとし、複数のサイトが電力系統に接続されるともに、各サイトのエネルギーの総量を管理する地域エネルギー管理方法であって、
   各サイト内の電力と熱の需要を予測し、発電機の排熱を利用する発電機の出力範囲において排熱に係る燃料コストを差し引いた発電機の燃料コストと、発電機の排熱を利用しない発電機の出力範囲において発電機の燃料コストから構成される発電機の燃料コスト関数を作成した電力需要と燃料コスト関数を入手し、
   入手した電力需要と燃料コスト関数に基づき、複数サイト全体のＣＯ２排出量を目的関数として、目的関数を低減する最適化計算により発電機運転計画を立案して各サイトに与え、
   各サイトで作成した、前記発電機運転計画のときの発電機の排熱を評価に基づく熱源機の運転計画を入手して、
   複数サイト全体の発電機と熱源機の運転計画を行うことを特徴とする地域エネルギー管理方法。

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