JP6651361B2 - 発電機制御システム - Google Patents

Description

本発明は、ガスエンジン、ガスタービン、ディーゼルエンジン、燃料電池等を動力とした分散型発電機を制御する発電機制御システムに関する。

ガスエンジン、ガスタービン、ディーゼルエンジン、燃料電池等を動力とした分散型発電機は、発電するだけではなく、熱を生じるため、コージェネレーションシステムに利用されている。このようなコージェネレーションシステムを施設（工場、病院、商業施設等）に設置し、発電機で生成された電力を施設内の電力利用機器に供給するとともに、発電機で生じた熱を施設内の廃熱利用機器に供給することで、施設全体の電気料金およびガス料金を削減することができる。

コージェネレーションシステムの制御として、例えば、発電機が設けられた施設における電力消費量をリアルタイムで計測し、計測した電力消費量に基づいて、最もコストが安くなるように発電機を制御する技術が提案されている（例えば、特許文献１）。

特許第４５５３９６１号公報

特許文献１の技術では、計測値に基づいてリアルタイムに発電機が制御されるため、計測値の変動幅が大きい時間帯等では、発電機の運転／停止が頻繁に行われることとなる。発電機は、一般的に、起動（停止状態）から１００％負荷になるまでに１０分程度の時間を要するため、運転／停止が頻繁に行われると、発電機の運転効率が低下してしまうという課題があった。

本発明は、このような課題に鑑み、発電機の運転効率を向上させることが可能な発電機制御システムを提供することを目的としている。

上記課題を解決するために、本発明の発電機制御システムは、電力およびガスを消費する施設に設けられた、ガスを消費して電力と熱を生成する１または複数の発電機を制御する発電機制御システムであって、施設における、電力消費量の推移である施設電力推移を導出する施設電力推移導出部と、施設における、廃熱利用量の推移である施設廃熱推移を導出する施設廃熱推移導出部と、過去の施設電力推移、過去の施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移を推定する施設推移推定部と、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移に基づいて、発電機の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成部と、運転スケジュールに従い、発電機の運転を制御する発電機制御部と、を備え、発電機制御部は、所定時間後の施設全体のガス消費量を予測し、予測したガス消費量が所定の閾値を超過する場合にイレギュラー条件を満たしたとして、運転スケジュールに代えて、発電機の運転を補正制御することを特徴とする。

上記課題を解決するために、本発明の他の発電機制御システムは、電力およびガスを消費する施設に設けられた、ガスを消費して電力と熱を生成する１または複数の発電機を制御する発電機制御システムであって、施設における、電力消費量の推移である施設電力推移を導出する施設電力推移導出部と、施設における、廃熱利用量の推移である施設廃熱推移を導出する施設廃熱推移導出部と、過去の施設電力推移、過去の施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移を推定する施設推移推定部と、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移に基づいて、発電機の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成部と、運転スケジュールに従い、発電機の運転を制御する発電機制御部と、を備え、発電機制御部は、所定時間後の施設全体の電力消費量およびガス消費量を予測し、予測した電力消費量が所定の閾値を超過することである第１イレギュラー条件、予測したガス消費量が所定の閾値を超過することである第２イレギュラー条件、施設に設けられた放熱機器の運転が開始され、発電機が運転されていることである第３イレギュラー条件、および、施設に設けられた１または複数の廃熱利用機器のうち、少なくとも１の廃熱利用機器の運転が開始され、発電機がすべて停止していること、もしくは、施設に設けられた複数の廃熱利用機器すべての運転が開始され、発電機がすべて停止していることである第４イレギュラー条件のうち、予め決定された順に、イレギュラー条件を満たしているかを判定し、イレギュラー条件を満たしていると判定した場合に当該イレギュラー条件に応じ、運転スケジュールに代えて、発電機の運転を補正制御することを特徴とする。

上記課題を解決するために、本発明の他の発電機制御システムは、電力およびガスを消費する施設に設けられた、ガスを消費して電力と熱を生成する１または複数の発電機を制御する発電機制御システムであって、施設における、電力消費量の推移である施設電力推移を導出する施設電力推移導出部と、施設における、廃熱利用量の推移である施設廃熱推移を導出する施設廃熱推移導出部と、過去の施設電力推移、過去の施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移を推定する施設推移推定部と、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移に基づいて、発電機の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成部と、運転スケジュールに従い、発電機の運転を制御する発電機制御部と、を備え、発電機制御部は、所定時間後の施設全体の電力消費量およびガス消費量を予測し、予測した電力消費量が所定の閾値を超過することである第１イレギュラー条件、予測したガス消費量が所定の閾値を超過することである第２イレギュラー条件、施設に設けられた放熱機器の運転が開始され、発電機が運転されていることである第３イレギュラー条件、施設に設けられた１または複数の廃熱利用機器のうち、少なくとも１の廃熱利用機器の運転が開始され、発電機がすべて停止していること、もしくは、施設に設けられた複数の廃熱利用機器すべての運転が開始され、発電機がすべて停止していることである第４イレギュラー条件の順に、イレギュラー条件を満たしているかを判定し、イレギュラー条件を満たしていると判定した場合に当該イレギュラー条件に応じ、運転スケジュールに代えて、発電機の運転を補正制御することを特徴とする。

本発明によれば、発電機の運転効率を向上させることが可能となる。

発電機制御システムの接続関係を示した説明図である。 発電機制御方法の処理の流れを説明するためのフローチャートである。 運転スケジュール生成処理を説明するフローチャートである。 運転スケジュール生成処理のイメージを説明する図である。 ランニングコストを導出する処理の流れを説明する図である。

以下に添付図面を参照しながら、本発明の好適な実施形態について詳細に説明する。かかる実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値等は、発明の理解を容易とするための例示にすぎず、特に断る場合を除き、本発明を限定するものではない。なお、本明細書および図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本発明に直接関係のない要素は図示を省略する。

（発電機制御システム１００）
図１は、発電機制御システム１００の接続関係を示した説明図である。発電機制御システム１００は、ビルや学校等の施設１０に配される１または複数の発電機１０２と、施設１０に配され発電機１０２を制御する発電機制御ユニット１１０と、施設１０と離隔して設けられ、発電機制御ユニット１１０と、無線または有線による双方向の通信が可能に接続された管理サーバ１２０とを含んで構成される。

発電機１０２（図１中、１０２Ａ、１０２Ｂで示す）は、ガスエンジンを動力として発電（電力を生成）するとともに、発電に伴って生じた熱で蒸気または温水を生成する。以下、発電機１０２によって生成された蒸気または温水を「廃熱」と称する。また、本実施形態において、発電機１０２によって生成された電力が余剰している場合、余剰分を売電することもできる。

（発電機制御ユニット１１０）
発電機制御ユニット１１０は、施設通信部１１２と、計測部１１４と、施設制御部１１６とを含んで構成される。

施設通信部１１２は、管理サーバ１２０と双方向の通信を行う。計測部１１４は、発電機１０２の発電電力量、施設１０内に太陽光発電（ＰＶ）装置が設置されている場合には太陽光発電装置の発電電力量、商用からの受電電力量、発電機１０２から出力される廃熱の利用量、施設１０のガス使用量（ガス供給事業者からの受ガス量）、発電機１０２が消費するガス使用量を、例えば１分毎に計測する。また、計測部１１４は、施設１０ごとに必要と判断される計測点を計測する。

施設制御部１１６は、中央処理装置（ＣＰＵ）、プログラム等が格納されたＲＯＭ、ワークエリアとしてのＲＡＭ等を含む半導体集積回路で構成され、発電機１０２を制御する。また、施設制御部１１６は、プログラムを動作させることで、計測値送信部１７０、発電機制御部１７２として機能する。

計測値送信部１７０は、計測部１１４が計測した計測値を、施設通信部１１２を通じて管理サーバ１２０に送信する。発電機制御部１７２は、管理サーバ１２０から施設通信部１１２を通じて受信した後述の運転スケジュールに従い、発電機１０２の運転台数を制御する。

（管理サーバ１２０）
管理サーバ１２０は、管理通信部１２２と、データ保持部１２４と、管理制御部１２６とを含んで構成される。

管理通信部１２２は、複数の発電機制御ユニット１１０と双方向の通信を行う。データ保持部１２４は、ＲＡＭ、フラッシュメモリ、ＨＤＤ等で構成され、管理制御部１２６の各機能部の処理に必要な様々な情報を保持する。本実施形態において、データ保持部１２４は、例えば、物件情報、発電機情報、廃熱利用機器情報を施設１０に関連付けて保持する。ここで、物件情報は、施設１０の住所、契約電力供給事業者、電気料金契約、契約ガス供給事業者、ガス料金契約等を示す情報であり、発電機情報は、施設１０に設けられた発電機１０２それぞれの定格発電出力、定格熱出力、定格ガス消費量を示す情報であり、廃熱利用機器情報は、発電機１０２の廃熱を利用する廃熱利用機器の効率を示す情報である。

管理制御部１２６は、中央処理装置（ＣＰＵ）、プログラム等が格納されたＲＯＭ、ワークエリアとしてのＲＡＭ等を含む半導体集積回路で構成され、プログラムを動作させることで、施設電力推移導出部１８０、施設廃熱推移導出部１８２、施設推移推定部１８４、運転スケジュール生成部１８６として機能する。かかる管理制御部１２６の各機能部の動作は後ほど詳述する。

（発電機制御方法）
図２は、発電機制御方法の処理の流れを説明するためのフローチャートである。ここで、発電機制御方法は、施設１０に設けられた計測部１１４が計測した計測値を送信する計測値送信処理（Ｓ２００）、管理サーバ１２０において計測値が所定時間分（例えば複数日分）蓄積されたか否かを判定する蓄積判定処理（Ｓ２０２）、施設１０における過去の施設電力推移（電力消費量の例えば１日分の推移）を導出する施設電力推移導出処理（Ｓ２０４）、施設１０における過去の施設廃熱推移（廃熱利用機器によって利用される廃熱利用量の例えば１日分の推移）を導出する施設廃熱推移導出処理（Ｓ２０６）、過去の施設電力推移、過去の施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移を推定する施設推移推定処理（Ｓ２０８）、未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移に基づいて、発電機１０２の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成処理（Ｓ２１０）、運転スケジュールに従い、発電機１０２の運転を制御する発電機運転処理（Ｓ２１２）の順で処理が遂行される。

（計測値送信処理Ｓ２００）
計測値送信部１７０は、計測部１１４が計測した計測値、具体的には、発電機１０２の発電電力量、施設１０内に太陽光発電（ＰＶ）等の発電機１０２以外の発電装置が設置されている場合にはそれらの発電電力量、商用からの受電電力量、発電機１０２から出力される廃熱の利用量、施設１０のガス使用量（ガス供給事業者からの受ガス量）、発電機１０２が消費するガス使用量を管理サーバ１２０に送信する。

（蓄積判定処理Ｓ２０２）
施設電力推移導出部１８０は、計測値送信処理Ｓ２００において送信された計測値をデータ保持部１２４に蓄積する。そして、施設電力推移導出部１８０は、データ保持部１２４に所定時間分（例えば複数日分）の計測値が蓄積されたか否かを判定する。その結果、所定時間分蓄積されたと判定した場合には施設電力推移導出処理Ｓ２０４に処理を移し、所定時間分蓄積されていないと判定した場合には計測値送信処理Ｓ２００に処理を移す。

（施設電力推移導出処理Ｓ２０４）
施設電力推移導出部１８０は、データ保持部１２４に蓄積された過去の複数日分の施設１０全体の電力消費量に基づいて、２４時間分の施設電力推移を導出する。また、施設電力推移導出部１８０は、管理通信部１２２を介して外部から取得した各日の気温情報（例えば、最高気温と最低気温または平均外気温度）と、電力消費量の相関をとり、施設電力推移に気温情報を関連付ける。そして、施設電力推移導出部１８０は、導出した施設電力推移をデータ保持部１２４に保持させる。

（施設廃熱推移導出処理Ｓ２０６）
施設廃熱推移導出部１８２は、データ保持部１２４に蓄積された過去の複数日分の施設１０全体の廃熱の利用量（以下、「廃熱利用量」と称する）に基づいて、２４時間分の施設廃熱推移を導出する。また、施設廃熱推移導出部１８２は、管理通信部１２２を介して外部から取得した各日の気温情報（例えば、最高気温と最低気温または平均外気温度）と、廃熱利用量の相関をとり、施設廃熱推移に気温情報を関連付ける。そして、施設廃熱推移導出部１８２は、導出した施設廃熱推移をデータ保持部１２４に保持させる。

（施設推移推定処理Ｓ２０８）
施設推移推定部１８４は、まず、管理通信部１２２を介して、外部から気温情報を取得する。続いて、施設推移推定部１８４は、取得した気温情報と、データ保持部１２４に保持された物件情報とに基づいて、推定対象となる未来の予測外気温度（例えば、推定対象日が翌日の場合は、翌日の最高気温と最低気温）を取得する。

そして、施設推移推定部１８４は、データ保持部１２４に保持された複数（複数日分）の施設電力推移と、推定対象となる未来の予測外気温度とから、未来（翌日）の施設電力推移を推定する。具体的に、過去の複数の施設電力推移に関連付けられた外気温度と、翌日の予測外気温度とを比較し、外気温度の推移または平均外気温度が一番近似している過去の施設電力推移を、未来の施設電力推移として導出する。ここで、参照する過去の施設電力推移は、現在から所定日数（例えば７日間）以内の施設電力推移としてもよいし、昨年またはそれ以前における同時期の施設電力推移としてもよい。

同様に、施設推移推定部１８４は、データ保持部１２４に保持された複数（複数日分）の施設廃熱推移と、推定対象となる未来の予測外気温度とから、未来（翌日）の施設廃熱推移を推定する。具体的に、過去の複数の施設廃熱推移に関連付けられた外気温度と、翌日の予測外気温度とを比較し、外気温度の推移または平均外気温度が一番近似している過去の施設廃熱推移を、未来の施設廃熱推移として導出する。ここで、参照する過去の施設廃熱推移は、現在から所定日数（例えば７日間）以内の施設廃熱推移としてもよいし、昨年またはそれ以前における同時期の施設廃熱推移としてもよい。

なお、推定対象となる未来は、翌日に限らず、気温情報を取得できる翌日以降の所定の日でもよい。かかる施設電力推移、施設廃熱推移の導出手法は、特開２０１５−９０６３９号公報のエネルギー消費量予測方法等、既存の様々な手法を利用できるので、ここでは、その詳細な説明を省略する。

（運転スケジュール生成処理Ｓ２１０）
運転スケジュール生成部１８６は、施設推移推定処理Ｓ２０８で推定された未来の施設電力推移および未来の施設廃熱推移に基づいて、発電機１０２の運転スケジュールを生成する。運転スケジュールを生成するにあたり、本実施形態では、３つのモード（省コストモード、省エネモード、省ＣＯ_２モード）が設けられており、運転スケジュール生成部１８６は、ユーザによる操作入力に応じて決定された１のモードに従って、運転スケジュールを生成する。

図３は、運転スケジュール生成処理Ｓ２１０を説明するフローチャートであり、図４は、運転スケジュール生成処理Ｓ２１０のイメージを説明する図である。なお、図４（ａ）において、横軸に時刻、縦軸に電力消費量（電力負荷）が示され、図４（ｂ）において、横軸に時刻、縦軸に廃熱利用量（熱負荷）が示され、図４（ｃ）において、横軸に時刻、縦軸にコストが示され、図４（ｄ）において、横軸に時刻、縦軸に発電機１０２の運転台数が示されている。ここで、電力消費量は、施設推移推定部１８４によって予測された電力消費量であり、廃熱利用量は、施設推移推定部１８４によって予測された廃熱利用量である。

（省コストモード判定処理Ｓ２１０−１）
運転スケジュール生成部１８６は、ユーザによって選択されたモードが省コストモードであるか否かを判定する。その結果、省コストモードであると判定した場合にはコスト導出処理Ｓ２１０−３に処理を移し、省コストモードではないと判定した場合には省エネモード判定処理Ｓ２１０−１１に処理を移す。

（コスト導出処理Ｓ２１０−３）
運転スケジュール生成部１８６は、データ保持部１２４に保持された物件情報を参照し、未来の施設電力推移（図４（ａ）参照）および未来の施設廃熱推移（図４（ｂ）参照）に基づいて、施設１０全体のランニングコスト（施設１０が要する電力の料金と、施設１０および発電機１０２Ａ、１０２Ｂが要する燃料の料金との合計）（図４（ｃ）参照）を１時間毎に導出する。

具体的に説明すると、運転スケジュール生成部１８６は、すべての発電機１０２が停止されている場合の施設１０全体のランニングコスト（図４（ｃ）中、破線で示す）、すべての発電機１０２が運転されている場合の施設１０全体のランニングコスト（図４（ｃ）中、一点鎖線で示す）、発電機１０２Ａが運転されており、発電機１０２Ｂは停止している場合の施設１０全体のランニングコスト（図４（ｃ）中、実線で示す）、発電機１０２Ｂが運転されており、発電機１０２Ａは停止している場合の施設１０全体のランニングコスト（図４（ｃ）中、二点鎖線で示す）を１時間毎に導出する。

図５は、ランニングコストを導出する処理の流れを説明する図である。図５に示すように、例えば、未来の施設電力推移におけるｔ時台の電力消費量（電力需要）をＤｅ（ｔ）（ｋＷｈ／ｈ）、未来の施設廃熱推移におけるｔ時台の廃熱利用量（熱需要）をＤｈ（ｔ）（ＭＪ／ｈ）、ｔ時台の電気料金単価（買電価格）をｐｅ、ｔ時台のガス料金（燃料料金）単価をｐｇ、電力消費量に応じてｔ時台に課される電力料金をＰｅ（ｔ）、ガス消費量に応じてｔ時台に課されるガス料金をＰｇ（ｔ）、廃熱利用機器の効率をα（ｍ）、冷水や温水等の熱を製造する熱製造機器の効率をβ（ｍ）、発電機１０２の定格発電出力をＥ（ｋＷ）、発電機１０２の定格熱出力をＨ（ＭＪ／ｈ）、発電機１０２の定格ガス消費量（定格燃料消費量）をＧ（ＭＪ／ｈ）とする。

なお、ここでは、発電機１０２Ａの定格発電出力をＥ１、定格熱出力をＨ１、定格ガス消費量をＧ１、発電機１０２Ｂの定格発電出力をＥ２、定格熱出力をＨ２、定格ガス消費量をＧ２とする。また、効率α（ｍ）および効率β（ｍ）は、季節によって廃熱利用機器が替わったり、熱製造機器が替わったりすることを想定して、効率α（ｍ）や効率β（ｍ）は、テーブルを用意し、月毎に値を変更するとしてもよい。

そして、運転スケジュール生成部１８６は、すべての発電機１０２を停止する（すべての発電機１０２を運転しない）場合（以下、「ケース１」とする）、発電機１０２Ａのみを運転する場合（以下、「ケース２」とする）、発電機１０２Ｂのみを運転する場合（以下、「ケース３」とする）、発電機１０２Ａ、１０２Ｂの両方を運転する場合（以下、「ケース４」とする）のランニングコストＰ（ｔ）を導出する。以下、各ケースのランニングコストＰ（ｔ）の導出を具体的に説明する。

（ケース１）
ケース１の場合、ランニングコストＰ（ｔ）は、以下の式（１）〜式（３）から導出することができる。
Ｐｅ（ｔ）＝Ｄｅ（ｔ）×ｐｅ
…式（１）
Ｐｇ（ｔ）＝Ｄｈ（ｔ）÷β（ｍ）×ｐｇ
…式（２）
Ｐ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ）×Ｐｇ（ｔ）
…式（３）

（ケース２）
ケース２の場合、ランニングコストＰ（ｔ）は、以下の式（４）〜式（７）から導出することができる。
Ｐｅ（ｔ）＝（Ｄｅ（ｔ）−Ｅ１）×ｐｅ
…式（４）
ただし、売電を想定する場合、Ｄｅ（ｔ）−Ｅ１<０のときは、上記式（４）のｐｅに代えて、売電価格ｐｆを（Ｄｅ（ｔ）−Ｅ１）に乗じる。また、売電を想定しない場合であって、Ｄｅ（ｔ）−Ｅ１<０のときは、本ケース２は、運転スケジュールを生成する際に除外される。
Ｐｇ（ｔ）＝｛Ｈａ÷β（ｍ）＋Ｇ１｝×ｐｇ
…式（５）
ここで、Ｈａは、熱製造機器が製造すべき熱量（ＭＪ／ｈ）であり、Ｈａは、下記式（６）から導出することができる。なお、Ｈａ<０の場合、Ｈａ＝０とする。
Ｈａ＝Ｄｈ（ｔ）−Ｈ１×α（ｍ）
…式（６）
Ｐ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ）×Ｐｇ（ｔ）
…式（７）

（ケース３）
ケース３の場合、ランニングコストＰ（ｔ）は、以下の式（８）〜式（１１）から導出することができる。
Ｐｅ（ｔ）＝（Ｄｅ（ｔ）−Ｅ２）×ｐｅ
…式（８）
ただし、売電を想定する場合、Ｄｅ（ｔ）−Ｅ２<０のときは、上記式（８）のｐｅに代えて、売電価格ｐｆを（Ｄｅ（ｔ）−Ｅ２）に乗じる。また、売電を想定しない場合であって、Ｄｅ（ｔ）−Ｅ２<０のときは、本ケース３は、運転スケジュールを生成する際に除外される。
Ｐｇ（ｔ）＝｛Ｈａ÷β（ｍ）＋Ｇ２｝×ｐｇ
…式（９）
Ｈａ＝Ｄｈ（ｔ）−Ｈ２×α（ｍ）
…式（１０）
なお、式（１０）においても、ケース２の式（６）と同様に、Ｈａ<０の場合、Ｈａ＝０とする。
Ｐ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ）×Ｐｇ（ｔ）
…式（１１）

（ケース４）
ケース４の場合、ランニングコストＰ（ｔ）は、以下の式（１２）〜式（１５）から導出することができる。
Ｐｅ（ｔ）＝（Ｄｅ（ｔ）−（Ｅ１＋Ｅ２）×ｐｅ
…式（１２）
ただし、売電を想定する場合、Ｄｅ（ｔ）−（Ｅ１＋Ｅ２）<０のときは、上記式（１２）のｐｅに代えて、売電価格ｐｆを（Ｄｅ（ｔ）−（Ｅ１＋Ｅ２）に乗じる。また、売電を想定しない場合であって、Ｄｅ（ｔ）−（Ｅ１＋Ｅ２）<０のときは、本ケース４は、運転スケジュールを生成する際に除外される。
Ｐｇ（ｔ）＝｛Ｈａ÷β（ｍ）＋Ｇ１＋Ｇ２｝×ｐｇ
…式（１３）
Ｈａ＝Ｄｈ（ｔ）−（Ｈ１＋Ｈ２）×α（ｍ）
…式（１４）
なお、式（１４）においても、ケース２の式（６）と同様に、Ｈａ<０の場合、Ｈａ＝０とする。
Ｐ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ）×Ｐｇ（ｔ）
…式（１５）

なお、ランニングコストを導出する際に用いられる上記の料金（電気料金、ガス料金）は、固定的に決定されたり、所定時間毎に更新されており（変動しており）、ランニングコストの導出時に、対象となる期間（例えば翌日）の料金を参照し、その更新された料金を反映してランニングコストを導出するとしてもよい。

（精算金契約判定処理Ｓ２１０−５）
運転スケジュール生成部１８６は、データ保持部１２４に保持された物件情報を参照し、ガスの精算金についての契約を結んでいるか否かを判定する。その結果、ガスの精算金についての契約を結んでいないと判定した場合には第１運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−７に処理を移し、ガスの精算金についての契約を結んでいると判定した場合には第２運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−９に処理を移す。なお、詳しくは後述するが、ガスの精算金は、予め計画したガス消費条件を履行しない場合にガス供給事業者に支払うものである。

（第１運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−７）
運転スケジュール生成部１８６は、コスト導出処理Ｓ２１０−３において導出されたランニングコストＰ（ｔ）を参照し、対象となる期間（例えば翌日）における、１時間ごとに、施設１０が要する電力の料金と、施設１０（熱製造機器）および発電機１０２Ａ、１０２Ｂが要する燃料の料金との合計が最小となる発電機１０２の運転台数を導出し、電力およびガスの合計料金が最小となる運転台数の推移（運転スケジュール）を生成する。具体的に説明すると、運転スケジュール生成部１８６は、上記ケース１〜ケース４のＰ（ｔ）を比較し、最も小さくなったケースをｔ時台の発電機１０２の運転台数とする。このように、運転スケジュール生成部１８６は、０時台〜２３時台まで、発電機１０２の運転台数を決定する処理を行い（２４回行い）、各時刻の発電機１０２の運転台数の推移を示す運転スケジュールを作成する。例えば、図４（ｄ）に示すように、０時から６時までは発電機１０２をすべて停止し、６時から２２時までは発電機１０２を２台運転させ、２２時から２３時までは発電機１０２を１台運転させ、２３時から２４時までは発電機１０２をすべて停止させる運転スケジュールが生成されることとなる。

そして、運転スケジュール生成部１８６は、生成した運転スケジュールを、管理通信部１２２を介して施設１０の発電機制御ユニット１１０に送信する。

（第２運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−９）
運転スケジュール生成部１８６は、上記第１運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−７と同様に運転スケジュールを生成した後、精算金を回避するべく運転スケジュールを変更する。

上記したように、ガスの精算金は、予め計画したガス消費条件を履行しない場合にガス供給事業者に支払うものであり、例えば、契約年間負荷率未達、契約最大時間流量倍率未達、契約年間引取量未達、契約最大需要月使用量超過、契約最大需要期使用量超過のいずれか１または複数の条件を満たした場合に精算金が発生する。したがって、運転スケジュール生成部１８６は、ガスの精算金についての契約を結んでいる場合に、精算金を回避するように運転スケジュールを変更する。以下、契約年間負荷率未達、契約最大時間流量倍率未達、契約年間引取量未達、契約最大需要月使用量超過、契約最大需要期使用量超過それぞれの場合について説明する。

（契約年間負荷率未達）
下記式（１６）で定義される年間負荷率の数値が契約値を下回ると、精算金が発生する。
年間負荷率＝契約期間の月平均使用量÷最大需要期の月平均使用量
＝（調整前年間ガス使用量÷１２）÷（調整前最大需要期ガス使用量÷４）
…式（１６）
ここで、最大需要期は、ガスの消費量が相対的に多くなる期間であり、例えば、１２月、１月、２月、３月の４ヶ月である。

こうして導出された年間負荷率が契約値を下回ると判断される場合には、判断された月が最大需要期以外であるか、または最大需要期であるかに応じて、運転スケジュールを変更する。

（最大需要期以外の場合）
最大需要期以外の場合、発電機１０２の運転時間を相対的に長くして、ガス消費量を増加させることで、年間負荷率を改善する。ここで、調整前年間ガス使用量は、実績使用量と契約残期間の計画ガス使用量の合計であり、最大需要期ガス使用量は、最大需要期（１２月〜３月）の実績使用量と契約残期間の計画ガス使用量である。

調整前年間ガス使用量は、下記式（１７）から導出することができる。ここでは、都市ガスの契約期間が７月１日から翌年の６月３０日であった場合の、９月１４日時点の調整前年間ガス使用量の導出を例に挙げる。
調整前年間ガス使用量＝実績量＋残期間の計画ガス使用量
＝実績量＋当該月使用量見通し＋翌月以降の計画ガス使用量
…式（１７）
ここで、実績量は、７月１日〜９月１３日（前日）までのガス使用量である。当該月使用量見通しは、９月の計画ガス使用量×（３０日−１３日）÷３０日（なお、３０日は、該当月に合わせて３１日や２８日となることもある）である。翌月以降の計画ガス使用量は、契約時に定めた１０月から翌年の６月までの計画ガス使用量である。

そして、上記式（１６）の年間負荷率に契約値（例えば、８０％）を代入することで、ガス調整量は、下記式（１８）〜式（２０）から導出することができる。ここで、ガス調整量は、年間負荷率の値を契約値まで改善するために必要なガス使用量（増量分）であり、ガス調整量>０となる。
年間負荷率＝契約期間の月平均使用量÷最大需要期の月平均使用量
…式（１８）
契約年間負荷率＝｛（調整前年間ガス使用量＋ガス調整量）÷１２｝÷（最大需要期ガス使用量÷４）
…式（１９）
ガス調整量＝契約年間負荷率×（最大需要期ガス使用量÷４）×１２−調整前年間ガス使用量
…式（２０）

そして、運転スケジュール生成部１８６は、下記式（２１）に基づいて、発電機１０２の運転調整時間を導出する。
運転調整時間＝ガス調整量÷発電機の定格燃料消費量（Ｇ）
…式（２１）
こうして導出された運転調整時間分、運転させる発電機１０２の台数、および、発電機１０２の運転時間のいずれか一方または双方を増加させた運転スケジュールに変更する。

（最大需要期の場合）
最大需要期の場合、発電機１０２の運転時間を相対的に短縮して、ガス消費量を減少させることで、年間負荷率の値を改善する。ここで、調整前最大需要期ガス使用量は、最大需要期実績量と最大需要期残期間の計画ガス使用量の合計である。

なお、ここでは、都市ガスの契約期間が７月１日から翌年の６月３０日であった場合の、１月１４日時点の調整前年間ガス使用量、調整前最大需要期ガス使用量の導出を例に挙げる。調整前年間ガス使用量は、下記式（２２）から導出することができ、調整前最大需要期ガス使用量は、下記式（２３）から導出することができる。
調整前年間ガス使用量＝実績量＋残期間の計画ガス使用量
＝実績量＋当該月使用量見通し＋翌月以降の計画ガス使用量
…式（２２）
調整前最大需要期ガス使用量＝最大需要期実績量＋最大需要期残期間の計画ガス使用量
＝最大需要期実績量＋当該月使用量見通し＋翌月以降の最大需要期計画ガス使用量
…式（２３）
ここで、実績量は、７月１日〜１月１３日（前日）までのガス使用量である。当該月使用量見通しは、１月の計画ガス使用量×（３１日−１３日）÷３１日（なお、３１日は、該当月に合わせて３０日や２８日となることもある）である。翌月以降の計画ガス使用量は、契約時に定めた２月から６月までの計画ガス使用量である。最大需要期実績量は、１２月１日〜１月１３日（前日）までのガス使用量である。翌月以降の最大需要期計画ガス使用量は、契約時に定めた２月から３月までの計画ガス使用量である。

そして、上記式（１６）の年間負荷率に契約値（例えば、８０％）を代入することで、ガス調整量は、下記式（２４）〜式（２６）から導出することができる。ここで、ガス調整量は、年間負荷率の値を契約値まで改善するために必要なガス使用量（減量分）であり、ガス調整量<０となる。
年間負荷率＝契約期間の月平均使用量÷最大需要期の月平均使用量
…式（２４）
契約年間負荷率＝｛（調整前年間ガス使用量＋ガス調整量）÷１２｝÷｛（調整前最大需要期ガス使用量＋ガス調整量）÷４｝
…式（２５）
ガス調整量＝｛調整前年間ガス使用量−３×年間負荷率×調整前最大需要期ガス使用量｝÷（３×年間負荷率−１）
…式（２６）

そして、運転スケジュール生成部１８６は、上記式（２１）に基づいて、発電機１０２の運転調整時間を導出し、導出された運転調整時間分、運転させる発電機１０２の台数、および、発電機１０２の運転時間のいずれか一方または双方を減少させた運転スケジュールに変更する。

（契約最大時間流量倍率未達）
以下の式（２７）で定義される最大時間流量倍率の数値が契約値を下回ると、精算金が発生する。
最大時間流量倍率＝年間ガス使用量÷契約最大時間流量
＝調整前年間ガス使用量÷契約最大時間流量
…式（２７）
ここで、契約最大時間流量は、契約時に定めた１時間当りの最大予定ガス使用量（固定値）である。

こうして導出された最大時間流量倍率が契約値を下回ると判断される場合には、運転スケジュールを変更する。

調整前年間ガス使用量は、下記式（２８）から導出することができる。ここでは、都市ガスの契約期間が７月１日から翌年の６月３０日であった場合の、１１月１４日時点の調整前年間ガス使用量の導出を例に挙げる。
調整前年間ガス使用量＝実績量＋残期間の計画ガス使用量
＝実績量＋当該月使用量見通し＋翌月以降の計画ガス使用量
…式（２８）
ここで、実績量は、７月１日〜１１月１３日（前日）までのガス使用量である。当該月使用量見通しは、１１月の計画ガス使用量×（３０日−１３日）÷３０日（なお、３０日は、該当月に合わせて３１日や２８日となることもある）である。翌月以降の計画ガス使用量は、契約時に定めた１２月から翌年の６月までの計画ガス使用量である。

そして、上記式（２７）の最大時間流量倍率に契約値（例えば、１８００）を代入することで、ガス調整量は、下記式（２９）〜式（３１）から導出することができる。ここで、ガス調整量は、最大時間流量倍率の値を契約値まで改善するために必要なガス使用量（増量分）であり、ガス調整量>０となる。
最大時間流量倍率＝年間ガス使用量÷契約最大時間流量
…式（２９）
契約最大時間流量倍率＝（調整前年間ガス使用量＋ガス調整量）＋契約最大時間流量
…式（３０）
ガス調整量＝契約最大時間流量倍率×契約最大時間流量−調整前年間ガス使用量
…式（３１）

そして、運転スケジュール生成部１８６は、上記式（２１）に基づいて、発電機１０２の運転調整時間を導出し、導出された運転調整時間分、運転させる発電機１０２の台数、および、発電機１０２の運転時間のいずれか一方または双方を増加させた運転スケジュールに変更する。

（契約年間引取量未達）
年間引取量の見通しは、下記式（３２）から導出することができる。ここでは、都市ガスの契約期間が７月１日から翌年の６月３０日であった場合の、４月１４日時点の調整前年間ガス使用量の導出を例に挙げる。
年間引取量の見通し＝調整前年間ガス使用量
＝実績量＋残期間の計画ガス使用量
＝実績量＋当該月使用量見通し＋翌月以降の計画ガス使用量
…式（３２）
ここで、実績量は、７月１日〜４月１３日（前日）までのガス使用量である。当該月使用量見通しは、４月の計画ガス使用量×（３０日−１３日）÷３０日（なお、３０日は、該当月に合わせて３１日や２８日となることもある）である。翌月以降の計画ガス使用量は、契約時に定めた５月から６月までの計画ガス使用量である。

そして、年間引取量の見通しの数値が、契約年間使用量×引取量係数を下回ると（年間引取量の見通し<契約年間使用量×引取量係数）、精算金が発生する。ここで、契約年間使用量は、契約時に定めた１２ヶ月分の計画ガス使用量の合計である。引取量係数は、契約時に定めた係数（例えば、６５％）である。

そして、年間引取量の見通しを改善するために必要なガス調整量は、下記式（３３）〜式（３５）から導出することができる。ここで、ガス調整量は、年間引取量の見通しの値を精算金が発生しない値にするために必要なガス使用量（増量分）であり、ガス調整量>０となる。
年間引取量の見通し<契約年間使用量×引取量係数
…式（３３）
調整前年間ガス使用量＋ガス調整量＝契約年間使用量×引取量係数
…式（３４）
ガス調整量＝契約年間使用量×引取量係数−調整前年間ガス使用量
…式（３５）

そして、運転スケジュール生成部１８６は、上記式（２１）に基づいて、発電機１０２の運転調整時間を導出し、導出された運転調整時間分、運転させる発電機１０２の台数、および、発電機１０２の運転時間のいずれか一方または双方を増加させた運転スケジュールに変更する。

（契約最大需要月使用量超過）
最大需要期に該当する各月の使用量の見通しは、下記式（３６）から導出することができる。ここでは、１月１４日時点の１月の調整前ガス使用量の導出を例に挙げる。
最大需要期の調整前各月ガス使用量＝実績量＋残日数の計画ガス使用量
…式（３６）
ここで、最大需要期の調整前各月ガス使用量は、該当月の実績使用量と残期間の計画ガス使用量の合計である。実績量は、１月１日〜１月１３日（前日）までのガス使用量である。残日数の計画ガス使用量は、１月の計画ガス使用量×（３１日−１３日）÷３１日（なお、３１日は、該当月に合わせて３０日や２８日となることもある）である。

そして、最大需要期の調整前各月ガス使用量の数値が、契約最大需要月使用量×超過係数を上回ると（最大需要期の調整前各月ガス使用量>契約最大需要月使用量×超過係数）、精算金が発生する。ここで、契約最大需要月使用は、契約期間における最大需要期の契約月別使用量のうち最も大きいものである。超過係数は、契約時に定めた係数（例えば、１０５％）である。

そして、最大需要期に該当する各月の使用量の見通しを改善するために必要なガス調整量は、下記式（３７）〜式（３９）から導出することができる。ここで、ガス調整量は、最大需要期に該当する各月の使用量を精算金が発生しない値にするために必要なガス使用量（減量分）であり、ガス調整量<０となる。
最大需要期の調整前各月ガス使用量>契約最大需要月使用量×超過係数
…式（３７）
最大需要期の調整前各月ガス使用量＋ガス調整量＝契約最大需要月使用量×超過係数
…式（３８）
ガス調整量＝契約最大需要月使用量×超過係数−最大需要期の調整前各月ガス使用量
…式（３９）

そして、運転スケジュール生成部１８６は、上記式（２１）に基づいて、発電機１０２の運転調整時間を導出し、導出された運転調整時間分、運転させる発電機１０２の台数、および、発電機１０２の運転時間のいずれか一方または双方を減少させた運転スケジュールに変更する。

（契約最大需要期使用量超過）
最大需要期の使用量の見通しは、下記式（４０）から導出することができる。ここでは、１月１４日時点の最大需要期の調整前ガス使用量の導出を例に挙げる。
最大需要期の調整前ガス使用量＝実績量＋残期間の計画ガス使用量
＝実績量＋当該月使用量見通し＋翌月以降の最大需要期計画ガス使用量
…式（４０）
ここで、最大需要期の調整前ガス使用量は、最大需要期の実績使用量と残期間の計画ガス使用量の合計である。実績量は、１２月１日〜１月１３日（前日）までのガス使用量である。当該月使用量見通しは、１月の計画ガス使用量×（３１日−１３日）÷３１日（なお、３１日は、該当月に合わせて３０日や２８日となることもある）である。翌月以降の最大需要期計画ガス使用量は、契約時に定めた２月〜３月までの計画ガス使用量である。

そして、最大需要期の調整前ガス使用量の数値が、契約最大需要期使用量×超過係数を上回ると（最大需要期の調整前ガス使用量>契約最大需要期使用量×超過係数）、精算金が発生する。ここで、契約最大需要期使用量は、契約時に定めた最大需要期の月使用量の合計である。超過係数は、契約時に定めた係数（例えば、１０５％）である。

そして、最大需要期の使用量の見通しを改善するために必要なガス調整量は、下記式（４１）〜式（４３）から導出することができる。ここで、ガス調整量は、最大需要期の使用量を、精算金が発生しない値にするために必要なガス使用量（減量分）であり、ガス調整量<０となる。
最大需要期の調整前ガス使用量>契約最大需要期使用量×超過係数
…式（４１）
最大需要期の調整前ガス使用量＋ガス調整量＝契約最大需要期使用量×超過係数
…式（４２）
ガス調整量＝契約最大需要期使用量×超過係数−最大需要期の調整前ガス使用量
…式（４３）

そして、運転スケジュール生成部１８６は、上記式（２１）に基づいて、発電機１０２の運転調整時間を導出し、導出された運転調整時間分、運転させる発電機１０２の台数、および、発電機１０２の運転時間のいずれか一方または双方を減少させた運転スケジュールに変更する。

以上説明したように、第２運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−９では、精算金を回避するべく運転スケジュールを変更する。なお、発電機１０２の運転台数や運転時間を変更する場合、運転スケジュール生成部１８６は、変更前の運転スケジュールでのランニングコストからの増加分が小さくなるようにするとよい。発電機１０２の運転台数や運転時間を増加させる場合、増加させることによって生じるランニングコストの増分（以下、「運転コスト」と称する）が最小となるように運転台数を増加させたり、運転コストが最小となる時間帯の運転時間を増加させたりするとよい。また、発電機１０２の運転台数や運転時間を減少させる場合、減少させることによって生じるランニングコストの増分（以下、「停止コスト」と称する）が最小となるように運転台数を減少させたり、停止コストが最小となる時間帯の運転時間を減少させたりするとよい。

そして、運転スケジュール生成部１８６は、変更した運転スケジュールを、管理通信部１２２を介して施設１０の発電機制御ユニット１１０に送信する。

（省エネモード判定処理Ｓ２１０−１１）
運転スケジュール生成部１８６は、ユーザによって選択されたモードが省エネモードであるか否かを判定する。その結果、省エネモードであると判定した場合にはエネルギー導出処理Ｓ２１０−１３に処理を移し、省エネモードではないと判定した場合にはＣＯ_２排出量導出処理Ｓ２１０−１７に処理を移す。

（エネルギー導出処理Ｓ２１０−１３）
運転スケジュール生成部１８６は、データ保持部１２４に保持された物件情報と、省エネ法（エネルギーの使用の合理化等に関する法律）等におけるエネルギー単位熱量の係数一覧とを参照し、未来の施設電力推移（図４（ａ）参照）および未来の施設廃熱推移（図４（ｂ）参照）に基づいて、施設１０全体のエネルギー消費量の推移であるエネルギー推移を導出する。

具体的に説明すると、運転スケジュール生成部１８６は、すべての発電機１０２が停止している場合の施設１０全体のエネルギー推移、すべての発電機１０２が運転されている場合の施設１０全体のエネルギー推移、発電機１０２Ａのみが運転されている場合の施設１０全体のエネルギー推移、発電機１０２Ｂのみが運転されている場合の施設１０全体のエネルギー推移を導出する。

エネルギー推移の導出は、上記式（１）〜式（１５）における電気料金ｐｅおよびガス料金ｐｇを各エネルギー種別のエネルギー単位熱量に置き換えることで導出できるので、ここでは、詳細な説明を省略する。

（第３運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−１５）
運転スケジュール生成部１８６は、エネルギー導出処理Ｓ２１０−１３において導出されたエネルギー推移を参照し、対象となる期間（例えば翌日）における、１時間ごとに、施設１０が要する電力の一次エネルギー換算量と、施設１０（熱製造機器）および発電機１０２Ａ、１０２Ｂが要する燃料（ガス）の一次エネルギー換算量との合計が最小となる発電機１０２の運転台数を導出し、電力と燃料（ガス）とを合わせた一次エネルギー換算量が最小となる運転台数の推移（運転スケジュール）を生成する。

そして、運転スケジュール生成部１８６は、生成した運転スケジュールを、管理通信部１２２を介して施設１０の発電機制御ユニット１１０に送信する。

（ＣＯ_２排出量導出処理Ｓ２１０−１７）
運転スケジュール生成部１８６は、データ保持部１２４に保持された物件情報と、温対法（地球温暖化対策の推進に関する法律）等におけるＣＯ_２排出係数一覧とを参照し、未来の施設電力推移（図４（ａ）参照）および未来の施設廃熱推移（図４（ｂ）参照）に基づいて、施設１０全体のＣＯ_２（二酸化炭素）排出量の推移であるＣＯ_２推移を導出する。

具体的に説明すると、運転スケジュール生成部１８６は、すべての発電機１０２が停止している場合の施設１０全体のＣＯ_２推移、すべての発電機１０２が運転されている場合の施設１０全体のＣＯ_２推移、発電機１０２Ａのみが運転されている場合の施設１０全体のＣＯ_２推移、発電機１０２Ｂのみが運転されている場合の施設１０全体のＣＯ_２推移を導出する。

ＣＯ_２推移の導出は、上記式（１）〜式（１５）における電気料金ｐｅおよびガス料金ｐｇを各エネルギー種別の排出係数に置き換えることで導出できるので、ここでは、詳細な説明を省略する。

（第４運転スケジュール決定処理Ｓ２１０−１９）
運転スケジュール生成部１８６は、ＣＯ_２排出量導出処理Ｓ２１０−１７において導出されたＣＯ_２推移を参照し、対象となる期間（例えば翌日）における、１時間ごとに、施設１０が要する電力のＣＯ_２排出量と、施設１０（熱製造機器）および発電機１０２Ａ、１０２Ｂが要する燃料（ガス）のＣＯ_２排出量との合計が最小となる発電機１０２の運転台数を導出し、電力と燃料（ガス）とを合わせたＣＯ_２排出量が最小となる運転台数の推移（運転スケジュール）を生成する。

そして、運転スケジュール生成部１８６は、生成した運転スケジュールを、管理通信部１２２を介して施設１０の発電機制御ユニット１１０に送信する。

（発電機運転処理Ｓ２１２）
図２に戻って説明すると、発電機制御部１７２は、運転スケジュール生成部１８６が生成した運転スケジュールに従い、発電機１０２の運転を制御する。

また、本実施形態において、発電機制御部１７２は、所定のイレギュラー条件を満たした場合、運転スケジュールに代えて、発電機１０２の運転を補正制御する。イレギュラー条件は、例えば、電力デマンド超過（第１イレギュラー条件）、ガス消費デマンド超過（第２イレギュラー条件）、放熱機器連動（第３イレギュラー条件）、廃熱利用機器連動（第４イレギュラー条件）である。

電力デマンド超過およびガス消費デマンド超過について説明すると、電力およびガスの料金は、基本となる基本料金と、予め設定された単価と使用量とに応じて決定される従量料金との２つの料金体系の合計で構成される。電力、ガスともに、ピークデマンドを超過すると基本料金が高くなってしまうため、ピークデマンドを抑えることがコスト低減に繋がる。また、電力供給事業者との協議により契約電力を決定している場合、契約超過金が科せられる場合もある。さらに、ガス供給事業者との協議により契約最大時間流量を決定している場合、精算金（契約超過金）が科せられる場合もある。

したがって、発電機制御部１７２は、所定時間（例えば、３０分）後の施設１０全体の電力消費量を予測し、予測した電力消費量が契約電力（電力デマンド）を超過する場合（電力デマンド超過）に、イレギュラー条件を満たしたとして、発電機１０２の運転台数を増加させる。具体的には、発電機１０２の運転を１台増加させ、一定時間（例えば、１０分）が経過した後、予測した電力消費量が電力デマンドを超過している場合は、停止中の発電機１０２をもう１台起動（増加）させる。これを上記した所定時間（例えば、３０分）の間、繰り返し処理を行う。これにより、電力デマンドが超過してしまう事態を回避することができ、電気料金の増加を防止することが可能となる。

また、発電機制御部１７２は、所定時間（例えば、１時間）後の施設１０全体のガス消費量を予測し、予測したガス消費量が所定の閾値（ガス消費デマンド）を超過する場合（ガス消費デマンド超過）に、イレギュラー条件を満たしたとして、発電機１０２の運転台数を低減させる。具体的には、発電機１０２の運転を１台減少させ、一定時間（例えば、１０分）が経過した後、予測したガス消費量がガス消費デマンドを超過している場合は、運転中の発電機１０２をもう１台停止（減少）させる。これを上記した所定時間（例えば、１時間）の間、繰り返し処理を行う。これにより、ガス消費デマンドが超過してしまう事態を回避することができ、ガス料金の増加を防止することが可能となる。

続いて、廃熱利用機器連動、放熱機器連動について説明する。施設１０に設けられた廃熱利用機器（例えば、廃熱投入型吸収冷温水機、暖房用熱交換器等）の運転が開始された場合であって、発電機１０２がすべて停止している場合（廃熱利用機器連動）、発電機制御部１７２は、イレギュラー条件を満たしたとして、発電機１０２の運転を開始させる。廃熱利用機器の運転が開始されたということは、廃熱の需要が生じるということであるため、発電機１０２の運転を開始させる。

また、施設１０には、発電機１０２と廃熱利用機器との間に、太陽熱集熱装置等の熱出力装置が設けられる場合がある。この場合、廃熱利用機器で消費（回収）される熱量が出力量（発電機１０２の廃熱量と熱出力装置の熱出力量との合計）を下回ると、系の温度が上昇してしまうため、系の温度が所定の温度閾値以上になると放熱を開始する放熱機器（例えば、ラジエータ）が設けられる。そこで、施設１０に設けられた放熱機器の運転が開始された場合であって、発電機１０２が運転されている場合（放熱機器連動）、発電機制御部１７２は、イレギュラー条件を満たしたとして、発電機１０２の運転を停止させる。これにより、系の過熱を防止することができる。

なお、本実施形態において、発電機制御部１７２は、電力デマンド超過、ガス消費デマンド超過、放熱機器連動、廃熱利用機器連動の順に、イレギュラー条件を満たしているかを判定し、イレギュラー条件を満たしていると判定した場合に当該イレギュラー条件に応じた補正制御を行う。例えば、電力デマンド超過とガス消費デマンド超過が同時に発生した場合は、電力デマンド超過の処理を優先し（ガス消費デマンド超過の補正処理を無視し）、発電機１０２の運転台数を１台増加させる。

以上説明したように、本実施形態にかかる発電機制御システム１００によれば、翌日等、未来の予測外気温度等を通じ、１時間単位１日分の未来の電力推移および未来の廃熱推移を予測し、それに従って発電機１０２の運転を制御することで、発電機１０２の運転／停止の頻度を低減することができ、運転効率を向上させることが可能となる。

以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明はかかる実施形態に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇内において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。

例えば、上述した実施形態においては、管理サーバ１２０と発電機制御ユニット１１０とを別体として説明したが、発電機制御ユニット１１０の計算能力が許せば、管理サーバ１２０の機能部を発電機制御ユニット１１０で実行し、発電機制御ユニット１１０のみで当該実施形態を実現することもできる。

また、上述した実施形態においては、管理サーバ１２０が計測値を所定時間分蓄積する構成を例に挙げて説明した。しかし、発電機制御ユニット１１０が計測値を所定時間分蓄積しておき、蓄積した計測値を所定時間ごとに管理サーバ１２０に送信するとしてもよい。

また、上述した実施形態においては、翌日等、未来の予測外気温度等を通じ、一日単位で未来の電力推移および未来の廃熱推移を予測し、１時間単位１日分の運転スケジュールを生成する例を挙げて説明した。しかし、運転スケジュールを生成する期間は１日分に限らず、時間単位や分単位、または、年単位でもよい。また、予測単位は、１時間単位に限らず、例えば、３０分単位であってもよい。さらに、例えば、１時間単位で運転スケジュールを更新している場合、未来の予測外気温度が１週間分得られていれば、１週間分の運転スケジュールを生成しておき、未来の予測外気温度等が変化すると、それを反映し、新たに運転スケジュールを生成し直して、対象となる期間が開始される前に運転スケジュールを更新することもできる。

また、上述した実施形態において、発電機１０２が２台設けられた施設１０を例に挙げて説明したが、発電機１０２の数に限定はなく、１台であってもよいし、３台以上であってもよい。なお、３台以上の場合、運転スケジュール生成部１８６が導出する推移（コスト推移、エネルギー推移、ＣＯ_２推移）が増加する（１台運転されている場合の推移、２台運転されている場合の推移、３台運転されている場合の推移等）。

また、２台の発電機１０２（１０２Ａ、１０２Ｂ）の仕様（定格発電出力、定格熱出力、定格ガス消費量）は、発電機毎に、定格発電出力、定格熱出力、および、定格ガス消費量のいずれか１または複数が異なっていてもよい。この場合、運転スケジュール生成部１８６は、それぞれの発電機１台が運転されている場合の推移、複数の発電機のうち、２台が運転されている場合の推移等、想定される組み合わせすべてについて推移を導出し、１時間ごとに、導出した複数の推移の中から最もコスト（または、一次エネルギー換算量、ＣＯ_２排出量）が小さい組み合わせ（台数）を導出することとなる。

また、上述した実施形態において、管理サーバ１２０が省コストモード、省エネモード、省ＣＯ_２モードのいずれかのモードを選択する構成を例に挙げて説明したが、ユーザの操作入力に応じて発電機制御ユニット１１０がモードを選択するとしてもよい。

また、上記実施形態において、ガスエンジンを動力として、電力および熱を生成する発電機を例に挙げて説明した。しかし、発電機の動力に限定はなく、例えば、ガスタービン、ディーゼルエンジン、燃料電池であってもよい。

また、上記実施形態では、燃料として都市ガスを例に挙げて説明した。しかし、発電機の種類に応じて燃料は適宜決定されればよく、例えば、軽油であってもよい。

また、上記実施形態では、発電機制御部１７２が、電力デマンド超過、ガス消費デマンド超過、放熱機器連動、廃熱利用機器連動の順に、イレギュラー条件を満たしているかを判定する構成を例に挙げて説明した。しかし、発電機制御部１７２は、第１〜第４イレギュラー条件のうち、予め決定された順（例えば、ユーザの操作入力に応じて決定された順）に、イレギュラー条件を満たしているかを判定し、イレギュラー条件を満たしていると判定した場合に当該イレギュラー条件に応じた補正制御を行うとしてもよい。

また、コンピュータを発電機制御ユニット１１０や管理サーバ１２０として機能させるプログラムや、当該プログラムを記録した、コンピュータで読み取り可能なフレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ、ＤＶＤ、ＢＤ等の記憶媒体も提供される。ここで、プログラムは、任意の言語や記述方法にて記述されたデータ処理手段をいう。

なお、本明細書の発電機制御方法の各工程は、必ずしもフローチャートとして記載された順序に沿って時系列に処理する必要はなく、並列的あるいはサブルーチンによる処理を含んでもよい。

本発明は、ガスエンジン、ガスタービン、ディーゼルエンジン、燃料電池等を動力とした分散型発電機を制御する発電機制御システムおよび発電機制御方法に利用することができる。

１０ 施設
１００ 発電機制御システム
１７２ 発電機制御部
１８０ 施設電力推移導出部
１８２ 施設廃熱推移導出部
１８４ 施設推移推定部
１８６ 運転スケジュール生成部
Ｓ２０４ 施設電力推移導出処理
Ｓ２０６ 施設廃熱推移導出処理
Ｓ２０８ 施設推移推定処理
Ｓ２１０ 運転スケジュール生成処理
Ｓ２１２ 発電機運転処理

Claims (3)

1. 電力およびガスを消費する施設に設けられた、ガスを消費して電力と熱を生成する１または複数の発電機を制御する発電機制御システムであって、
   前記施設における、電力消費量の推移である施設電力推移を導出する施設電力推移導出部と、
   前記施設における、廃熱利用量の推移である施設廃熱推移を導出する施設廃熱推移導出部と、
   過去の前記施設電力推移、過去の前記施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の前記施設電力推移および未来の前記施設廃熱推移を推定する施設推移推定部と、
   前記未来の施設電力推移および前記未来の施設廃熱推移に基づいて、前記発電機の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成部と、
   前記運転スケジュールに従い、前記発電機の運転を制御する発電機制御部と、
   を備え、
   前記発電機制御部は、所定時間後の前記施設全体のガス消費量を予測し、予測した該ガス消費量が所定の閾値を超過する場合にイレギュラー条件を満たしたとして、前記運転スケジュールに代えて、前記発電機の運転を補正制御することを特徴とする発電機制御システム。
2. 電力およびガスを消費する施設に設けられた、ガスを消費して電力と熱を生成する１または複数の発電機を制御する発電機制御システムであって、
   前記施設における、電力消費量の推移である施設電力推移を導出する施設電力推移導出部と、
   前記施設における、廃熱利用量の推移である施設廃熱推移を導出する施設廃熱推移導出部と、
   過去の前記施設電力推移、過去の前記施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の前記施設電力推移および未来の前記施設廃熱推移を推定する施設推移推定部と、
   前記未来の施設電力推移および前記未来の施設廃熱推移に基づいて、前記発電機の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成部と、
   前記運転スケジュールに従い、前記発電機の運転を制御する発電機制御部と、
   を備え、
   前記発電機制御部は、
   所定時間後の前記施設全体の電力消費量およびガス消費量を予測し、
   予測した前記電力消費量が所定の閾値を超過することである第１イレギュラー条件、予測した前記ガス消費量が所定の閾値を超過することである第２イレギュラー条件、前記施設に設けられた放熱機器の運転が開始され、前記発電機が運転されていることである第３イレギュラー条件、および、前記施設に設けられた１または複数の廃熱利用機器のうち、少なくとも１の廃熱利用機器の運転が開始され、前記発電機がすべて停止していること、もしくは、該施設に設けられた複数の廃熱利用機器すべての運転が開始され、該発電機がすべて停止していることである第４イレギュラー条件のうち、予め決定された順に、イレギュラー条件を満たしているかを判定し、
   前記イレギュラー条件を満たしていると判定した場合に当該イレギュラー条件に応じ、前記運転スケジュールに代えて、前記発電機の運転を補正制御することを特徴とする発電機制御システム。
3. 電力およびガスを消費する施設に設けられた、ガスを消費して電力と熱を生成する１または複数の発電機を制御する発電機制御システムであって、
   前記施設における、電力消費量の推移である施設電力推移を導出する施設電力推移導出部と、
   前記施設における、廃熱利用量の推移である施設廃熱推移を導出する施設廃熱推移導出部と、
   過去の前記施設電力推移、過去の前記施設廃熱推移、および、未来の予測外気温度から、未来の前記施設電力推移および未来の前記施設廃熱推移を推定する施設推移推定部と、
   前記未来の施設電力推移および前記未来の施設廃熱推移に基づいて、前記発電機の運転スケジュールを生成する運転スケジュール生成部と、
   前記運転スケジュールに従い、前記発電機の運転を制御する発電機制御部と、
   を備え、
   前記発電機制御部は、
   所定時間後の前記施設全体の電力消費量およびガス消費量を予測し、
   予測した前記電力消費量が所定の閾値を超過することである第１イレギュラー条件、予測した前記ガス消費量が所定の閾値を超過することである第２イレギュラー条件、前記施設に設けられた放熱機器の運転が開始され、前記発電機が運転されていることである第３イレギュラー条件、前記施設に設けられた１または複数の廃熱利用機器のうち、少なくとも１の廃熱利用機器の運転が開始され、前記発電機がすべて停止していること、もしくは、該施設に設けられた複数の廃熱利用機器すべての運転が開始され、該発電機がすべて停止していることである第４イレギュラー条件の順に、イレギュラー条件を満たしているかを判定し、
   前記イレギュラー条件を満たしていると判定した場合に当該イレギュラー条件に応じ、前記運転スケジュールに代えて、前記発電機の運転を補正制御することを特徴とする発電機制御システム。

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