JP6678348B2 - 分散型発電システム、及び該システムの運転計画の少なくとも一部を該システムの外部に与える方法 - Google Patents

分散型発電システム、及び該システムの運転計画の少なくとも一部を該システムの外部に与える方法 Download PDF

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Description

本開示は、分散型発電システム、及び該システムの運転計画の少なくとも一部を該システムの外部に与える方法に関する。
近年、地球環境問題の対策として電気と熱を発生する分散型発電装置が注目されている。分散型発電装置が発電時に発生する排熱を蓄熱装置に貯めて、給湯や暖房に利用することで省エネルギーを実現することができる。特に、家庭では発電時に発生した熱の利用が容易であることから、家庭用の小型の分散型発電装置の普及が期待されている。分散型発電装置としては例えば発電機を備えたガスエンジンや固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）や固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）が用いられており、既に実用化され販売されている。
ガスエンジンや固体高分子型燃料電池は起動停止回数の制限が厳しくないため、蓄熱装置に排熱がこれ以上貯められない状態（満蓄）になると発電を停止する運転が通常行われている。固体酸化物型燃料電池の場合は起動停止回数の制限が厳しいため、満蓄になった場合はラジエータで放熱して連続運転する運転が通常行われている。
ところで地球環境問題の対策として太陽電池や風力発電などの自然エネルギーを用いた発電装置も急速に普及が進んでいる。これらの発電装置は発電時に化石燃料を使わないという長所がある反面、発電量は天気などの自然要因に左右されるという短所がある。そのためこれらの発電装置の普及が進むにつれ、電力需給の課題が大きくなりつつある。例えば晴れの日に太陽電池の発電量が多くなり電気が余ったり、逆に雨の日には太陽電池の発電量が少ないため電力が足りなくなったりする。
このような電力需給の課題の対策として分散型発電装置をインターネット回線などで結びつけ、全体の電力需給に合わせて個々の分散型発電装置の発電量を制御する方法が検討されている。例えば、特許文献１の技術では、電力売買者システムが、電力供給計画を作成する。そして、電力供給計画に基づいて、分散型発電システムから送電網に出力される電力が制御され、電力の供給に対する対価が分散型発電システムの需要家に支払われる。
このようにすると電力が足りない時間帯は分散型発電装置を発電させて足りない電力を供給したり、逆に電力が余っている時間帯は分散型発電装置を止めることで電力需要を喚起することにより電力需給の調整をする事ができる。近年はこうした電力需給の調整が発電事業者や送配電事業者などに対する新たなサービスとして注目されつつある。
特開２００３−２５９６９６号公報
家庭用の分散型発電システムでは、夏場などで給湯負荷が小さいとき、蓄熱装置が満蓄となり発電が継続できない場合がある。また連続発電する分散型発電装置の場合は電力需要喚起のために発電停止したい場合においても発電を停止することができない。このように、特許文献１に記載された従来技術では、電力売買者システムが作成する電力供給計画とおりに分散型発電システムが発電できない場合がある。
そこで本発明者らは、分散型発電システムが電力供給計画通りに発電できない場合があることを考慮した上で外部の電力需給調整の要請が反映された分散型発電装置の運転を行う電力管理システムを構築することを考えた。
本開示は、
ＨＥＭＳサーバと双方向に通信可能な分散型発電システムであって、
前記ＨＥＭＳサーバから電力調整指令を受信し、前記電力調整指令を用いて運転計画を作成し、前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を前記ＨＥＭＳサーバに送信する、分散型発電システムを提供する。
本開示に係る技術は、分散型発電システムの発電量の時間帯推移の見通しであって、分散型発電システムの所有者の意向及び外部の要請が反映されたものを分散型発電システムの外部で立てることに適している。
図１は、一例に係る電力管理システムの概略構成を示すブロック図である。 図２は、別例に係る電力管理システムの概略構成を示すブロック図である。 図３は、本実施の形態に係る分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。 図４は、図３に示す分散型発電システムにおける制御器の概略構成を示す模式図である。 図５は、本実施の形態に係る分散型発電システムの動作の概略を示すフローチャートである。 図６は、優先発電時間帯を決定するフローチャートである。 図７は、運転計画ベースの適合判定の概念を示す模式図である。 図８Ａは、所定の基準を計算するフローチャートである。 図８Ｂは、所定の基準を計算するフローチャートである。 図９は、配管放熱ロス係数を示す表である。 図１０は、電力調整指令に含まれた情報を示す模式図である。 図１１は、運転計画の一例である。
本開示の第１態様は、ＨＥＭＳサーバと双方向に通信可能な分散型発電システムであって、
前記ＨＥＭＳサーバから電力調整指令を受信し、前記電力調整指令を用いて運転計画を作成し、前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を前記ＨＥＭＳサーバに送信する、分散型発電システムを提供する。
第１態様では、運転計画は、分散型発電システムの外部からの電力調整指令を用いて作成される。このため、運転計画に、分散型発電システムの外部の要請を反映させることができる。運転計画は、分散型発電システムによって作成される。このため、運転計画に、分散型発電システムの所有者の意向を反映させることができる。また、運転計画は、分散型発電システムの発電量の時間帯推移の見通しを立てるのに役立つ情報である。以上の理由で、第１態様の運転計画は、分散型発電システムの発電量の時間帯推移の見通しであって分散型発電システムの所有者の意向及び外部の要請が反映されたものを立てるのに有益である。その運転計画の少なくとも一部である送信用計画が分散型発電システムの外部（ＨＥＭＳサーバ）に送信されるので、第１態様に係る技術は、分散型発電システムの発電量の時間帯推移の見通しであって、分散型発電システムの所有者の意向及び外部の要請が反映されたものを分散型発電システムの外部で立てることに適している。
本開示の第２態様は、第１態様に加え、
前記分散型発電システムは、前記送信用計画を前記ＨＥＭＳサーバに送信した後において前記ＨＥＭＳサーバから実行指示を受信した場合に、前記送信用計画に従って発電する、分散型発電システムを提供する。
上述のように、第１態様に係る技術は、分散型発電システムの発電量の時間帯推移の見通しであって、分散型発電システムの所有者の意向及び外部の要請が反映されたものを立てることに適している。その見通しを踏まえて、分散型発電システムが実際に発電を行うか行わないかを決定したい場合がある。この点、第２態様の分散型発電システムは、ＨＥＭＳサーバから実行指示を受信した場合に、送信用計画に従って動作する。このようにすれば、上記の見通しを踏まえて分散型発電システムが発電を行うことができる。
本開示の第３態様は、第１態様又は第２態様に加え、
前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含み、
前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含み、
前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである、分散型発電システムを提供する。
第３態様の送信用計画は、制約時間帯の計画を含む。制約時間帯の計画は、電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである。第３態様は、送信用計画に分散型発電システムの外部の要請を反映させることに適している。
本開示の第４態様は、第３態様に加え、
前記記分散型発電システムは、前記制約時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されている、分散型発電システムを提供する。
第４態様によれば、制約時間帯の設定に分散型発電システムの所有者の意向を反映させることができる。
本開示の第５態様は、第４態様に加え、
前記分散型発電システムは、電力と熱を生成するコージェネレーションシステムであり、
前記分散型発電システムは、熱を蓄熱するタンクを含み、
前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
前記分散型発電システムは、前記分散型発電システムが前記優先発電時間帯に発電したと仮定した場合の熱の発生量と、現在の前記タンクの蓄熱量と、熱負荷で使用される熱の予想量と、に基づいて、前記優先発電時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されている、分散型発電システムを提供する。
分散型発電システムとして、電力と熱を生成し、生成した熱をタンクに蓄熱するコージェネレーションシステムが存在する。このような分散型発電システムでは、タンクが満蓄状態になると、電力の生成が困難になる。この点、第５態様によれば、タンクが満蓄状態となって電力を生成できない事態を回避することができる。
本開示の第６態様は、第３〜５態様のいずれか一つに加え、
前記分散型発電システムは、電力とお湯を生成するコージェネレーションシステムであり、
前記分散型発電システムは、お湯を貯蓄するタンクを含み、
前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
前記分散型発電システムが前記優先発電時間帯の計画に従って発電しているときに前記タンクの蓄熱量が最大蓄熱量に達した場合には、前記お湯を浴槽に張る、分散型発電システムを提供する。
分散型発電システムとして、電力とお湯を生成し、生成したお湯をタンクに貯蓄するコージェネレーションシステムが存在する。このようなコージェネレーションシステムでは、タンクが満蓄状態になると、電力の生成が困難になる。この点、第６態様では、優先発電時間帯においてタンクの蓄熱量が最大蓄熱量に達した場合には、タンクのお湯を浴槽に張る。このようにすれば、優先発電時間帯において、お湯の生成が不可能となる事態を回避し易くなる。つまり、優先発電時間帯であるにも関わらず電力を生成できない事態を回避し易くなる。
本開示の第７態様は、第３〜６態様のいずれか一つに加え、
前記分散型発電システムは、表示装置を含み、
前記表示装置は、前記分散型発電システムが前記制約時間帯において前記制約条件を満たした運転を行っているときに、所定の表示をする、分散型発電システムを提供する。
第７態様によれば、分散型発電システムの所有者は、表示装置を見ることにより、電力調整指令により分散型発電システムの発電が制約されていることを容易に知ることができる。
本開示の第８態様は、第３〜７態様のいずれか一つに加え、
前記制約時間帯は、優先発電時間帯、発電停止時間帯及び発電抑制時間帯から選択される少なくとも１つを含み、
前記制約時間帯が前記優先発電時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
前記制約時間帯が前記発電停止時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記発電停止時間帯の計画を含み、
前記制約時間帯が前記発電抑制時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記発電抑制時間帯の計画を含み、
前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
前記発電停止時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記発電停止時間帯においては前記分散型発電システムの発電を停止するというものであり、
前記発電抑制時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記発電抑制時間帯においては前記分散型発電システムを所定の最低発電出力で発電させるというものである、分散型発電システムを提供する。
第８態様の優先発電時間帯の計画、発電停止時間帯の計画及び発電抑制時間帯の計画は、制約時間帯の計画に含まれる計画の具体例である。
本開示の第９態様は、第３〜８態様のいずれか一つに加え、
前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては前記分散型発電システムに逆潮流運転又は負荷追従運転を行わせるというものであり、
前記分散型発電システムの前記逆潮流運転は、前記分散型発電システムで発電した電力を系統電源に逆潮流させる運転であり、
前記分散型発電システムの前記負荷追従運転は、前記分散型発電システムで発電される電力量を電力負荷での消費量又は前記消費量から所定のマージンを差し引いた量に追従させる運転である、分散型発電システムを提供する。
第９態様の優先発電時間帯の計画は、優先発電時間帯の計画の具体例である。
本開示の第１０態様は、第１〜９態様のいずれか一つに加え、
前記分散型発電システムは、前記運転計画として採用され得る運転計画候補を複数作成し、複数の前記運転計画候補のうち、所定の基準が最も良くなるものを、前記運転計画として選定する、分散型発電システムを提供する。
第１０態様のように運転計画を作成すれば、目的に適った分散型発電システムの運転を行うことが可能となる。
本開示の第１１態様は、第１０態様に加え、
複数の前記運転計画候補のうち、省エネルギー性、経済性、又は環境性が最も良くなるものを、前記運転計画として選定する、分散型発電システムを提供する。
第１１態様のように運転計画を作成すれば、省エネルギー性、経済性、又は環境性に優れた分散型発電システムの運転を行うことが可能となる。
本開示の第１２態様は、第１〜１１態様のいずれか一つに加え、
前記分散型発電システムは、コージェネレーションシステムである、分散型発電システムを提供する。
第１２態様の分散型発電システムは、コージェネレーションシステムである。コージェネレーションシステムでは、電力とともに熱が生成される。電力のみを生成する分散型発電システムに比べて、コージェネレーションシステムでは、運転計画を作成する必要性が高い。このため、コージェネレーションシステムは、運転計画を利用する技術と相性が良い。
本開示の第１３態様は、
分散型発電システムの運転計画の少なくとも一部を前記分散型発電システムの外部に与える方法であって、
前記分散型発電システムが有するＨＥＭＳと双方向に通信可能なＨＥＭＳサーバから前記分散型発電システムに電力調整指令を送信するステップと、
前記分散型発電システムにおいて前記電力調整指令を用いて前記運転計画を作成するステップと、
前記分散型発電システムから前記ＨＥＭＳサーバに前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を送信するステップと、を含む、方法を提供する。
（実施の形態）
複数の分散型発電システムをまとめて一つの発電所のように扱う仮想発電所（VPP：Virtual Power Plant）を構築することが検討されている。また、仮想発電所を用いて電力の需給を適切に調整することが検討されている。本発明者らは、そのような調整を容易とするための技術を検討し、複数の分散型発電システムから送信された運転計画に基づいて送電網への電力供給量の見通しを立て、複数の分散型発電システムを統合制御することを思いついた。以下の実施の形態は、そのような見通しを立てて複数の分散型発電システムを統合制御することに適している。ただし、以下の実施の形態に記載されている技術は、他の用途にも利用され得る。
以下、本実施の形態について、図面に基づいて説明する。
［電力管理システムの構成］
図１を参照して、本実施の形態に係る電力管理システム４００の構成について説明する。図１は、一例に係る電力管理システム４００の概略構成を示すブロック図である。
図１に示す電力管理システム４００は、電力管理装置３００と、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）サーバ２００と、複数の分散型発電システム１００と、を備えている。ここで、ＨＥＭＳサーバ２００は、各分散型発電システム１００が有するＨＥＭＳと双方向に通信可能に接続されており、かかる構成では、ＨＥＭＳに運転計画の作成を担わせることができる。電力管理システム４００と送配電事業者５００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。具体的に、電力管理装置３００と送配電事業者５００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。電力管理装置３００とＨＥＭＳサーバ２００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。ＨＥＭＳサーバ２００と複数の分散型発電システム１００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。なお、図示は省略するが、電力管理装置３００は、分散型発電システム１００以外の分散型電源とも直接又は間接的に通信ネットワークを介して接続され得る。
図１の電力管理システム４００及び送配電事業者５００の動作の概要は、以下のとおりである。送配電事業者５００は、電力需給の調整力を調達するべきときに、発電量調整要請を電力管理装置３００に送信する。つまり、電力管理装置３００は、電力管理装置３００の外部から少なくとも１つの（図１の例では１つの）発電量調整要請を受信する。電力管理装置３００は、発電量調整要請を用いて電力調整指令を生成し、電力調整指令をＨＥＭＳサーバ２００を介して複数の分散型発電システム１００に送信する。複数の分散型発電システム１００は、電力調整指令を用いて応答を作成する。具体的には、複数の分散型発電システム１００は、電力調整指令を用いて運転計画を作成し、応答に運転計画の少なくとも一部である送信用計画を含ませる。複数の分散型発電システム１００は、（運転計画に従って発電をする前に）応答をＨＥＭＳサーバ２００に送信する。こうして、送信用計画が、分散型発電システム１００からＨＥＭＳサーバ２００に送信される。ＨＥＭＳサーバ２００は、集められた複数の送信用計画を集計することによって、複数の分散型発電システム１００の総発電量の時間帯推移の見込み値を特定する。ＨＥＭＳサーバ２００は、見込み値を電力管理装置３００に送信する。電力管理装置３００は、ＨＥＭＳサーバ２００が集計した見込み値が発電量調整要請に適合しているか否かを判定する。電力管理装置３００は、見込み値が発電量調整要請に適合していると判定した場合には、送信用計画の実行指示をＨＥＭＳサーバ２００を介して複数の分散型発電システム１００に送信する。分散型発電システム１００は、送信用計画をＨＥＭＳサーバ２００に送信した後においてＨＥＭＳサーバ２００から実行指示を受信した場合に、送信用計画に従って（典型的には、運転計画に従って）発電する。
なお、分散型発電システムが故障していたり、分散型発電システムを所有する需要家の都合により、発電量調整要請への参加を見送ることができる。
ここで、電力管理装置３００は、前日に発電量調整要請を受けてから所定の回答期限内に、卸電力取引市場での受渡分インバランス価値や、発電量調整要請への適合性を検討した上で、発電量調整要請への参加／不参加を送配電事業者５００に対して回答する。
見込み値が発電量調整要請に適合しているか否かの判定は、例えば、取引を行なう時間帯の発電量調整要請に対して、分散型発電システム１００の該当時間帯の総発電量の見込み値が９割以上であり、他の電源かたの調達を含めて対応可能であることを判断基準とすることによって行うことができる。
本実施の形態では、電力管理装置３００は、リソースアグリゲータの事業者の所有物である。ここで、リソースアグリゲータとは、再生可能エネルギー発電業者（太陽光発電、風力発電など）、需要家負荷、需要家側に設置した燃料電池や蓄電池などの様々なリソースをアグリーゲート（集約）して統合制御し、各社に様々なサービスを提供する事業者である。リソースアグリゲータは、関係する各者が利益を享受できるようにサービスを設計、提供することによって、その対価をリソースアグリゲータが受け取る。
ＨＥＭＳサーバ２００は、リソースアグリゲータの事業者の所有物であってもよく、該事業者の所有物でなくてもよい。分散型電源システム１００は、コージェネレーションシステムである。一例では、コージェネレーションシステムは、燃料電池（図３の発電ユニット２に対応）を用いて電力と熱を生成する燃料電池システムである。
また、ＨＥＭＳの機能を各分散型発電システム１００の発電ユニット２に内蔵されている制御基板にもたせ、制御基板に運転計画の作成を担わせることができる。この場合、ＨＥＭＳサーバ２００に替えて燃料電池サーバ２００となる。電力管理装置３００は、発電量調整要請を用いて電力調整指令を生成し、電力調整指令を燃料電池２００を介して複数の分散型発電システム１００に送信する。複数の分散型発電システム１００は、電力調整指令を用いて応答を作成する。具体的には、複数の分散型発電システム１００は、電力調整指令を用いて運転計画を作成し、応答に運転計画の少なくとも一部である送信用計画を含ませる。複数の分散型発電システム１００は、（運転計画に従って発電をする前に）応答を燃料電池２００に送信する。こうして、送信用計画が、分散型発電システム１００から燃料電池２００に送信される。燃料電池サーバ２００は、集められた複数の送信用計画を集計することによって、複数の分散型発電システム１００の総発電量の時間帯推移の見込み値を特定する。燃料電池サーバ２００は、見込み値を電力管理装置３００に送信する。電力管理装置３００は、燃料電池サーバ２００が集計した見込み値が発電量調整要請に適合しているか否かを判定する。電力管理装置３００は、見込み値が発電量調整要請に適合していると判定した場合には、送信用計画の実行指示を燃料電池サーバ２００を介して複数の分散型発電システム１００に送信する。分散型発電システム１００は、送信用計画を燃料電池サーバ２００に送信した後において燃料電池サーバ２００から実行指示を受信した場合に、送信用計画に従って（典型的には、運転計画に従って）発電する。
また、各分散型発電システム１００のＨＥＭＳ、あるいは、制御基板をスマートメータと連携させることもできる。スマートメータに限らないが、電力計測器を用いて、電力調整指令に従って（後述の制約時間帯の計画の制約条件に従って）分散型発電システム１００が動作したときに分散型発電システム１００がどの程度の電力を生成したのか（調整結果）を把握することができる。この調整結果は、ＨＥＭＳサーバ（燃料電池サーバ）２００に送信されたり、ＨＥＭＳサーバ（燃料電池サーバ）２００を介して電力管理装置３００に送信されたりされ得る。
なお、以下に説明する実施の形態では、ＨＥＭＳサーバ２００が各分散型発電システム１００が有するＨＥＭＳと双方向に通信可能に接続され、ＨＥＭＳに運転計画の作成を担わせる場合について説明するが、これに限定されるものではない。先に説明したように、ＨＥＭＳの機能を各分散型発電システム１００の発電ユニット２に内蔵されている制御基板にもたせ、制御基板に運転計画の作成を担わせることができる。この場合は、ＨＥＭＳサーバ２００に替えて燃料電池サーバ２００となる。
本実施の形態では、電力調整指令に従って分散型発電システム１００が動作した場合、電力管理装置３００の所有者から分散型発電システム１００の所有者にインセンティブが与えられる。すなわち、インセンティブの付与と引き換えに需要家側が電力の使用を抑制するデマンドレスポンスを行なう。これにより、分散型発電システム１００の動作により送配電事業者５００は電力需給の調整力を調達できる。このような送配電事業者５００のメリットを考慮すると、送配電事業者５００が電力管理装置３００の所有者から分散型発電システム１００の所有者に与えられるインセンティブの原資を負担することが考えられる。また、送配電事業者５００の原資を元に、電力管理装置３００及び／又はＨＥＭＳサーバ（燃料電池サーバ）２００の所有者に仲介手数料が支払われることも考えられる。
図１の例では、発電量調整要請は、送配電事業者５００によって生成される。ただし、発電量調整要請を生成する主体は、これに限定されない。発電量調整要請を生成する主体が送配電事業者５００ではない例を、図２を用いて説明する。
図２の例では、送配電事業者５００と再生可能エネルギー発電事業者６００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。再生可能エネルギー発電事業者６００と電力管理装置３００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。発電事業者７００と小売電気事業者８００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。小売電気事業者８００と電力管理装置３００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。電力管理装置３００とＨＥＭＳサーバ２００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。電力管理装置３００とＨＥＭＳサーバ２００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。ＨＥＭＳサーバ２００と複数の分散型発電システム１００とは、通信ネットワークを介して双方向に通信可能に接続されている。
図２の例では、送配電事業者５００は、必要に応じて、出力抑制要請を再生可能エネルギー発電事業者６００に送信する。再生可能エネルギー発電事業者６００は、ある時間帯における電力の需要を喚起するための発電量調整要請（以下、需要喚起のための発電量調整要請）を電力管理装置３００に送信する。小売電気事業者８００は、発電事業者７００に電力の調達単価を問い合わせる。調達単価が高い場合には、小売電気事業者８００は、ある時間帯における電力の需要を抑制するための発電量調整要請（以下、需要抑制のための発電量調整要請）を電力管理装置３００に送信する。電力管理装置３００は、需要喚起のための発電量調整要請を受信した場合には、この要請を用いて、ある時間帯における複数の分散型発電システム１００の発電停止又は発電抑制の依頼をするための電力調整指令を生成する。電力管理装置３００は、需要抑制のための発電量調整要請を受信した場合には、この要請を用いて、ある時間帯における複数の分散型発電システム１００の発電の依頼をするための電力調整指令を生成する。電力管理装置３００は、需要喚起のための発電量調整要請及び需要抑制のための発電量調整要請を受信した場合には、ある時間帯における発電停止又は発電抑制の依頼とある時間帯における発電の依頼との少なくとも一方を実行するための電力調整指令を生成する。その後、電力管理システム４００は、図１を用いて説明した電力管理システム４００と同様に動作する。
本実施の形態では、発電停止若しくは発電抑制の依頼をするための電力調整指令又は発電の依頼をするための電力調整指令に従って分散型発電システム１００が動作した場合、電力管理装置３００の所有者から分散型発電システム１００の所有者にインセンティブが与えられる。
再生可能エネルギー発電事業者６００は、太陽光、風力その他非化石エネルギー源のうち、エネルギー源として永続的に利用することができると認められるものを利用して発電を行う事業者である。
出力抑制要請を受信した再生可能エネルギー発電事業者６００にとって、需要喚起のための発電量調整要請を送信することにはメリットがある。なぜなら、このようにすれば、分散型発電システム１００の発電が停止又は抑制され、再生可能エネルギー発電事業者６００の発電量の抑制幅を小さくしたりゼロにしたりすることができる可能性があるためである。この例では、再生可能エネルギー発電事業者６００は、太陽光発電を行う事業者である。現在のところ、日本では、太陽光発電により得られた電力は、固定価格買い取り制度により、高い単価で売電可能である。また、日本以外でも、太陽光発電により得られた電力は、高い単価で売電可能な場合が多い。このため、この例においては、上記メリットは大きい。
状況により、発電事業者７００の発電コストが高くなる場合がある。そのような場合、小売電気事業者８００にとって、需要抑制のための発電量調整要請を送信することにはメリットがある。なぜなら、このようにすれば、分散型発電システム１００の発電が積極的に行われ、小売電気事業者８００が高い発電コストを負担して発電事業者７００から調達するべき電力量を小さくすることができる可能性があるためである。この例では、発電事業者７００は、火力発電を行う事業者である。火力発電では、燃料（石油、石炭、天然ガス等）の価格が変動し易く、発電コストが高い時期が現れ易い。このため、この例においては、上記メリットは大きい。
再生可能エネルギー発電事業者６００の上記メリットを考慮すると、発電停止若しくは発電抑制の依頼をするための電力調整指令に従って分散型発電システム１００が動作した場合、再生可能エネルギー発電事業者６００が、電力管理装置３００の所有者から分散型発電システム１００の所有者に与えられるインセンティブの原資を負担することが考えられる。また、小売電気事業者８００の上記メリットを考慮すると、発電の依頼をするための電力調整指令に従って分散型発電システム１００が動作した場合、小売電気事業者８００が、電力管理装置３００の所有者から分散型発電システム１００の所有者に与えられるインセンティブの原資を負担することが考えられる。また、前者の場合には再生可能エネルギー発電事業者６００の原資を元に、後者の場合には小売電気事業者８００の原資を元に、電力管理装置３００及び／又はＨＥＭＳサーバ２００の所有者に仲介手数料が支払われることも考えられる。
［分散型発電システムの構成］
図３及び図４を参照して、本実施の形態に係る分散型発電システム１００の構成について説明する。図３は、本実施の形態に係る分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。図４は、図３に示す分散型発電システムにおける制御器の概略構成を示す模式図である。なお、図４の中で、各機器をつなぐ実線は配管を示し、一点鎖線は電気ケ−ブルを示す。
図３及び図４に示すように、本実施の形態に係る分散型発電システム１００は、電気と熱を発生する分散型発電装置１と、分散型発電装置１が発生した熱を貯める貯湯タンク（蓄熱器）１０と、分散型発電システム１００を制御する制御器２４と、を備えている。
分散型発電装置１は、原料ｍにより発電する発電ユニット２と、発電ユニット２で発電時に発生した熱と熱媒体ｗとの間で熱交換する熱交換器６と、発電ユニット２で発電した直流電力を電力負荷２６で用いる交流電力に変換し、系統連系するためのインバータ３と、を備えている。
発電ユニット２は、例えば、発電装置を備えたガスエンジン又は燃料電池である。燃料電池は固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）又は固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）等の種類があり、どの種類の燃料電池を用いてもよい。なお、燃料電池は、水素と空気中の酸素の電気化学反応により発電するため、発電ユニット２に燃料電池を用いる場合は、発電ユニット２は、原料ｍと水蒸気（不図示）により水素と二酸化炭素に改質する改質器（不図示）を備えていてもよく、また、水素タンクを備えていてもよい。また、原料ｍは、炭化水素を含んでいればよく、天然ガスを用いてもよく、ＬＰＧ又は灯油等を用いてもよい。
また、発電ユニット２には、発電時に発生した熱を回収し、発電ユニット２を冷却するための冷却水ｃが通流する冷却水配管５が接続されている。冷却水配管５の途中には、熱交換器６及び冷却水ｃを移動させるためのポンプ４が設けられている。
また、熱交換器６には、熱媒体ｗが通流する配管９が接続されている。熱交換器６は、発電ユニット２を冷却するための冷却水ｃと熱媒体ｗとの間で熱交換を行うように構成されている。熱交換器６を用いることで、家庭の熱負荷に送水される、温水となる熱媒体ｗが、発電ユニット２を直接通過しなくなるため、熱媒体ｗが汚染されることを防ぐことができる。なお、熱媒体ｗとしては、例えば、水道水を用いることができる。
配管９は、貯湯タンク１０の下部と熱交換器６を接続する配管９ａと、熱交換器６と三方弁２３を接続する配管９ｂと、三方弁２３と貯湯タンク１０の上部を接続する配管９ｃと、三方弁２３と配管９ａを接続する配管９ｄと、から構成されている。また、配管９ｂには、逆潮流防止ヒータ８が設けられている。
貯湯タンク１０は、発電ユニット２で発生した熱を蓄えるためのタンクである。発電ユニット２で発生した熱は、冷却水ｃ及び熱交換器６を介して熱媒体ｗに伝達され、昇温した熱媒体ｗが貯湯タンク１０に蓄えられる。具体的には、熱媒体ｗが、貯湯タンク１０の下部から配管９ａを通流して、熱交換器６に供給され、熱交換器６で冷却水ｃと熱交換して、加熱される。加熱された熱媒体ｗは、配管９ｂ及び配管９ｃを通流して、貯湯タンク１０の上部に供給される。これにより、貯湯タンク１０の上部の熱媒体ｗは高温になり、下部の熱媒体ｗは低温になるといった温度成層が形成される。
三方弁２３は、配管９ｂを通流する熱媒体ｗの通流先を配管９ｃ又は配管９ｄに切り替えるように構成されている。分散型発電装置１の起動時など、熱交換器６で熱交換後の熱媒体ｗの温度が低い場合には、制御器２４は、配管９ｂを通流する熱媒体ｗの通流先を配管９ｄ側に切り替えるように、三方弁２３を制御する。これにより、温度の低い熱媒体ｗが貯湯タンク１０の上部に供給されて、温度成層が崩れることを防ぐことができる。
また、貯湯タンク１０には、蓄熱された熱量を検出するために、温度検出器１７〜２２が取り付けられている。温度検出器１７〜２２は、検出した温度を制御器２４に送信するように構成されている（図４参照）。そして、制御器２４では、温度検出器１７〜２２が検出した温度と貯湯タンク１０の容量等から貯湯タンク１０に蓄熱された熱量を算出する。
貯湯タンク１０の上部には、熱負荷３２に熱媒体ｗを送出するための温水送水路１６が接続されている。さらに、貯湯タンク１０の下部には、送水により減った熱媒体ｗを補給するための補給路１５が接続されている。なお、本実施の形態では、貯湯タンク１０に取り付ける温度検出器の数を６としたが、これに限定されず、温度検出器は、貯湯タンク１０の大きさや形状により適切な数を設ければよい。
温水送水路１６には、バックアップボイラ１１が配設されている。バックアップボイラ１１は、貯湯タンク１０から送水される熱媒体ｗの温度が低い場合に、温水送水路１６を通流する熱媒体ｗを加熱するように構成されている。また、温水送水路１６には、温水送水路１６を通流する熱媒体ｗの温度を検出する温度検出器１３と、温水送水路１６を通流する熱媒体ｗの流量を検出する流量検出器１４が取り付けられている。さらに、補給路１５には、補給路１５を通流する熱媒体ｗの温度を検出するための温度検出器１２が取り付けられている。
温度検出器１２、１３及び流量検出器１４は、それぞれ、制御器２４と信号ケ−ブルで繋がれており、検出した温度及び流量を制御器２４に送信するように構成されている（図４参照）。そして、制御器２４では、送信されたデ−タを基に、熱負荷３２で消費された熱量（熱負荷データ）を算出し、過去の熱負荷データの履歴を蓄積している。
分散型発電装置１（正確には、インバータ３）は、電気ケーブル３３を介して、系統電源２５と接続されている。また、インバータ３は、電気ケーブル３４を介して、発電ユニット２と接続されており、また、電気ケーブル３５を介して、逆潮流防止ヒータ８と接続されている。
逆潮流防止ヒータ８は、分散型発電装置１で発電した電力が系統電源２５へ逆潮流することを防止するためのものである。具体的には、一時的に分散型発電装置１で発電した発電電力量が、電力負荷２６の消費電力量より大きくなると、インバータ３から逆潮流防止ヒータ８に電力が供給され、逆潮流防止ヒータ８で分散型発電装置１の発電電力を消費することで逆潮流を防いでいる。なお、逆潮流防止ヒータ８で消費された電力は熱となり、貯湯タンク１０に熱として蓄えられる。また、分散型発電装置１の売電が可能な場合は、逆潮流防止ヒータ８で電力を消費せずに売電してもよい。
電気ケーブル３３には、電気ケーブル３６を介して、電力負荷２６が接続されている。電気ケーブル３６には、第１電力計測器２９が設けられている。第１電力計測器２９は、電力負荷２６で消費される電力を計測し、計測した電力を制御器２４に送信するように構成されている。制御器２４は、第１電力計測器２９で計測した電力を基に、後述する所定の時間間隔における電力量を算出する。そして、制御器２４は、算出した電力量を電力負荷２６が消費した電力量（電力負荷データ）として、過去の電力負荷データの履歴として蓄積する。
第１電力計測器２９としては、例えば、電流計を用いてもよく、電流計と電圧計を用いてもよい。なお、電力負荷２６は、分散型発電システム１００の使用者が使っている電気機器であり、例えば、テレビ、冷蔵庫、又は洗濯機等である。
また、電気ケーブル３３の電気ケーブル３６が接続されている部分よりも系統電源２５側の部分には、第２電力計測器３０が設けられている。第２電力計測器３０は、分散型発電装置１が系統電源２５側に逆潮流することを防ぐことを可能にする。第２電力計測器３０は、電気ケーブル３３の電力を計測し、制御器２４に送信するように構成されている。第２電力計測器３０としては、例えば、電流計を用いてもよく、電流計と電圧計を用いてもよい。
制御器２４は、分散型発電装置１の運転を制御するための、計時手段、計算手段、及びデータ保存手段を有している。典型的には、計時手段はタイマー、計算手段はＣＰＵ及びメモリ、データ保存手段は不揮発性メモリである。そして、制御器２４は、計算手段が所定の制御プログラムを読み出し、これを実行することにより、送受信手段（送受信モジュール）２４ａ、制約時間帯決定手段（制約時間帯決定モジュール）２４ｂ、運転計画作成手段（運転計画作成モジュール）２４ｃ、及び発電制御手段（発電制御モジュール）２４ｄが実現され（図４参照）、分散型発電システム１００に関する各種の制御を行う。
［分散型発電システムの動作］
分散型発電システム１００は、自身が作成した運転計画に従って動作する。以下、運転計画について説明する。
運転計画が対象とし得る時間帯には、制約時間帯と、発電許可時間帯とがある。制約時間帯は、電力調整指令によって与えられる。発電許可時間帯は、電力調整指令によって与えらるものであってもよく、分散型発電システム１００によって任意に設定されるものであってもよい。つまり、電力調整指令は、制限時間帯（又は、制限時間帯及び許可時間帯）を表す情報を含む。
制約時間帯は、優先発電時間帯のみからなる場合と、発電停止時間帯のみからなる場合と、発電抑制時間帯のみからなる場合と、優先発電時間帯と発電停止時間帯とが組み合わされたものである場合と、優先発電時間帯と発電抑制時間帯とが組み合わされたものである場合とがある。要するに、制約時間帯は、優先発電時間帯、発電停止時間帯及び発電抑制時間帯から選択される少なくとも１つを含む。
つまり、運転計画は、制約時間帯の計画のみからなる場合と、発電許可時間帯の計画のみからなる場合と、制約時間帯の計画と発電許可時間帯の計画とが組み合わされたものである場合とがある。制約時間帯の計画は、優先発電時間帯の計画のみからなる場合と、発電停止時間帯の計画のみからなる場合と、発電抑制時間帯の計画のみからなる場合と、優先発電時間帯の計画と発電停止時間帯の計画とが組み合わされたものである場合と、優先発電時間帯の計画と発電抑制時間帯の計画とが組み合わされたものである場合とがある。制約時間帯が優先発電時間帯を含む場合、制約時間帯の計画は、優先発電時間帯の計画を含む。制約時間帯が発電停止時間帯を含む場合、制約時間帯の計画は、発電停止時間帯の計画を含む。制約時間帯が発電抑制時間帯を含む場合、制約時間帯の計画は、発電抑制時間帯の計画を含む。要するに、制約時間帯の計画は、優先発電時間帯の計画、発電停止時間帯の計画及び発電抑制時間帯の計画から選択される少なくとも１つを含む。
制約時間帯の計画は、電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである。これに対し、発電許可時間帯の計画に対しては、そのような制約条件は課されない。
具体的には、優先発電時間帯の計画が満たす制約条件は、優先発電時間帯においては他の（優先発電時間帯以外の）時間帯よりも優先して分散型発電システムを発電させるというものである。発電停止時間帯の計画が満たす制約条件は、発電停止時間帯においては分散型発電システムの発電を停止するというものである。発電抑制時間帯の計画が満たす制約条件は、発電抑制時間帯においては分散型発電システムを所定の最低発電出力で発電させるというものである。
優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して分散型発電システムを発電させるというのは、分散型発電システム１００が発電停止可能な場合には、優先発電時間帯においては分散型発電システム１００を発電させることを意味する。優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して分散型発電システムを発電させるというのは、分散型発電システム１００が発電停止不可能な場合には、優先発電時間帯においては分散型発電システム１００の発電量を所定の最低発電量よりも大きくすることを意味する。
本実施の形態では、優先発電時間帯の計画が満たす制約条件は、優先発電時間帯においては分散型発電システムに逆潮流運転又は負荷追従運転を行わせるというものである。分散型発電システム１００の逆潮流運転は、分散型発電システム１００で発電した電力を系統電源に逆潮流させる運転である。分散型発電システム１００の負荷追従運転は、分散型発電システム１００で発電される電力量を電力負荷での消費量又は消費量から所定のマージンを差し引いた量に追従させる運転である。
本実施の形態では、具体的には、優先発電時間帯の計画が満たす制約条件は、優先発電時間帯においては分散型発電システム１００に逆潮流運転及び負荷追従運転のうち電力調整指令により指定された運転を行わせるというものである。
上述のように、発電許可時間帯の計画には、電力調整指令により与えられる制約条件は存在しない。分散型発電システム１００は、発電許可時間帯の計画として任意の計画を作成することができる。発電許可時間帯の計画は、分散型発電システムの発電を停止するというものであってもよく、分散型発電システムを所定の最低発電出力で発電させるというものであってよよく、分散型発電システム１００に逆潮流運転を行わせるというものであってもよく、分散型発電システム１００に負荷追従運転を行わせるというものであってもよい。
本実施の形態では、電力調整指令は、発電許可時間帯においては分散型発電システム１００に逆潮流運転又は負荷追従運転を行わせるという制約力がない（強制力がない）提案を含む。本実施の形態では、具体的には、電力調整指令は、発電許可時間帯においては分散型発電システム１００に逆潮流運転及び負荷追従運転のうち電力調整指令により指定された運転を行わせるという制約力がない提案を含む。発電許可時間帯の計画は、提案に完全に従ったものであってもよく、提案に部分的に従ったものであってもよく、提案に全く従わないものであってもよい。
先に説明したように、運転計画の少なくとも一部は、送信用計画として、ＨＥＭＳサーバ２００に送信される。本実施形態では、送信用計画の対象となる時間帯は制約時間帯を含み、送信用計画は制約時間帯の計画を含む。
本実施の形態に係る分散型発電システム１００の動作は、図３〜９を参照して説明することができる。なお、分散型発電装置１の発電動作は、一般的な分散型発電装置の発電動作と同様に行われるため、その詳細な説明は省略する。
図５は、本実施の形態に係る分散型発電システムにおける分散型発電装置の動作の概略を示すフローチャートである。図６は、制約時間帯（図６では、優先発電時間帯）を決定するフローチャートである。図７は、運転計画ベースの適合判定の概念を示す模式図である。図８Ａは、運転計画候補（運転計画の候補）における所定の基準を計算するフローチャートである。図８Ｂは、運転計画候補における所定の基準を計算するフローチャートである。図９は、配管放熱ロス係数を示す模式図である。
以下の説明においては、図５を参照しながら分散型発電装置１の動作の概略を説明してから、図６〜９を参照しながら各工程の詳細を説明する。
図５に示すように、制御器２４の送受信手段２４ａは、ＨＥＭＳサーバ２００から電力調整指令を受信する（ステップＳ１０）。本実施の形態においては、電力調整指令に、制約時間帯を表す情報が含まれている。具体的には、本実施の形態では、電力調整指令に、優先発電時間帯及び発電停止時間帯を表す情報が含まれている。
次に、制御器２４の制約時間帯決定手段２４ｂは、優先発電時間帯を決定する（ステップＳ２０）。
次に、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、過去の電力負荷データ（電力負荷２６で消費された電力量）と熱負荷データ（熱負荷３２で消費された熱量）の履歴を基にして、所定の時間先までの電力需要（電力負荷２６で消費される電力量の需要）と熱需要（熱負荷３２で消費される熱量の需要）を予測する（ステップＳ３０）。
ここで、所定の時間は、分散型発電装置１の運転が繰り返される際の区切りとなる時間で、例えば、一日、一週間、十日、一ヶ月等の期間である。なお、本実施の形態では、所定の時間が２４時間であるとして、説明を行う。
次に、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースを複数作成する（ステップＳ４０）。運転計画ベースとは、所定の時間において、分散型発電装置１をいつ発電させて、いつ停止させるかを表す情報を含む運転予定のことである。つまり、運転計画ベースは、発電する時間帯（発電時間帯）を表す情報を含んでいる。制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、この段階では、運転計画ベースを、制約時間帯を考慮せずに複数作成する。なお、燃料電池が固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）である場合等には、分散型発電装置１を停止させることが困難である。そのような場合、運転計画ベースとして、分散型発電装置１を停止させずに連続運転するという運転予定を表すものが作成される。
次に、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースの適合判定をする（ステップＳ５０及びＳ６０）。具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、優先発電時間帯と運転計画ベースの適合判定をする（ステップＳ５０）。具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースの発電時間帯が優先発電時間帯を全て含んでいるかどうかの確認を行う。また、運転計画作成手段２４ｃは、発電停止時間帯と運転計画ベースの適合判定をする（ステップＳ６０）。具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースの発電時間帯が発電停止時間帯を全く含んでいないかどうかの確認を行う。本実施の形態においては、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ５０において、運転計画ベースの発電時間帯が優先発電時間帯の全てを含んでいるわけではない運転計画ベースを排除（削除）する。また、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ６０において、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースの発電時間帯が発電停止時間帯を少しでも含んでいる運転計画ベースを排除（削除）する。つまり、ステップＳ５０及びＳ６０により、運転計画ベースのうち、運転計画ベースの発電時間帯が優先発電時間帯を全て含み且つ運転計画ベースの発電時間帯が発電停止時間帯を全く含んでいないものが残される。なお、ステップＳ５０とステップＳ６０のいずれを先に実行してもよい。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ５０及び６０で残した運転計画ベースについて、運転計画ベースに基づいて分散型発電装置１を運転させた場合における所定の基準を計算する（ステップＳ７０）。ここで、所定の基準としては、省エネルギー性、経済性、環境性等があり、これらのいずれを用いてもよい。所定の基準の計算過程において、各運転計画ベースに対応する運転計画候補が作成される。本実施の形態の運転計画候補は、電力負荷（予測値）、発電量（予定量）、買電電力（予定量）及び逆潮流電力（予定量）の少なくとも１つの時間帯推移を表すものである。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ７０で作成された運転計画候補のうち、所定の基準が最も良いものを、正式に運転計画として選定する（ステップＳ８０）。具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、例えば、当該運転計画を実行すると最も省エネルギー性の良い運転計画候補を運転計画として選定する。
次に、制御器２４の送受信手段２４ａは、ＨＥＭＳサーバ２００に送信用計画（応答）を送信する（ステップＳ９０）。先に説明したとおり、送信用計画は、運転計画の少なくとも一部である。本実施の形態では、送信用計画は、運転計画の全部である。
分散型発電システム１００は、送信用計画をＨＥＭＳサーバ２００に送信した後においてＨＥＭＳサーバ２００から実行指示を受信した場合（ステップＳ１００でＹＥＳの場合）、ステップＳ８０で選定された運転計画を採用する（ステップＳ１１０）。そして、分散型発電システム１００は、採用した運転計画に従って発電する（ステップＳ１３０）。本実施の形態では、分散型発電システム１００は、ステップＳ８０で選定された運転計画の全部に従って発電する。ただし、送信用計画に従った発電を行えば足り、ステップＳ８０で選定された運転計画のうち送信用計画に含まれない計画に従う必要は必ずしもない。本実施の形態では、送受信手段２４ａによって、実行指示が受信され得る。燃料電池（ＦＣ）等の発電ユニット２が発電を担う。
一方、分散型発電システム１００は、送信用計画をＨＥＭＳサーバ２００に送信した後においてＨＥＭＳサーバ２００から実行指示を受信しなかった場合（ステップＳ１００でＮＯの場合）、電力調整指令による制約のない条件で運転計画を再計算し、得られた運転計画を採用する（ステップＳ１２０）。そして、分散型発電システム１００は、採用された運転計画に従って発電する（ステップＳ１３０）。本実施形態では、運転計画の再計算は、運転計画作成手段２４ｃが担う。具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ３０、Ｓ４０、Ｓ７０及びＳ８０により、運転計画を再計算する。
なお、ステップＳ１３０においては、制御器２４の発電制御手段２４ｄが、分散型発電装置１を運転する。
なお、制御器２４が図５のフローチャートに基づいて動作している間も、温度検出器１２等の各検出器は水温等を随時検出し、検出した各データは、制御器２４に送信される。そして、制御器２４は、送信された各データを基に、電力量又は蓄熱量等を算出し、該算出した電力量を時間情報とともに記憶する。
［ステップＳ２０〜Ｓ７０について］
次に、上述のステップＳ２０〜Ｓ７０について、さらに詳細に説明する。
（１）ステップＳ２０について
まず、ステップＳ２０の必要性について説明する。仮に、分散型発電システム１００が優先発電時間帯の長さを変更できないとすると、熱負荷３２で使用する熱量が小さい場合、優先発電時間帯の途中で貯湯タンク１０が満蓄状態となり、分散型発電装置１の運転を停止せざるを得ない事態を招くおそれがある。図６の例では、優先発電時間帯に関する上述の問題が発生し難くなるように、ステップＳ２０が構成されている。
以下に、優先発電時間帯を決定する処理について、図６を参照しながら詳細に説明する。
図６に示すように、制御器２４の制約時間帯決定手段２４ｂは、まず、電力調整指令から、優先発電時間帯を取得する（ステップＳ１０１）。
次に、制約時間帯決定手段２４ｂは、この優先発電時間帯に分散型発電装置１が発電した場合における、熱の発生量を算出する（ステップＳ１０２）。具体的には、制約時間帯決定手段２４ｂは、所定の時間間隔ごとに、熱回収量−配管放熱ロスを算出することで、所定の時間間隔ごとの熱の発生量を算出する。より詳細には、制約時間帯決定手段２４ｂは、後述の図８Ａに示すステップＳ５０１〜ステップＳ５０５を実行することで、熱回収量及び配管放熱ロスを算出し、熱の発生量を算出する。そして、制約時間帯決定手段２４ｂは、所定の時間間隔ごとの熱の発生量を積算することで、優先発電時間帯に分散型発電装置１が発電した場合における、熱の発生量を算出する。
次に、制約時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間（例えば２４時間）における熱負荷３２で使用される熱量の総和より大きいか否かの判定を行う（ステップＳ１０３）。なお、熱負荷３２で使用される熱量の総和は、熱負荷３２の予測熱量から算出する。
制約時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間における熱負荷３２で使用される熱量の総和以下である場合（ステップＳ１０３でＮｏ）には、本フローを終了する。
一方、制約時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間における熱負荷３２で使用される熱量の総和より大きい場合（ステップＳ１０３でＹｅｓ）には、優先発電時間帯の開始時刻を後の時刻に進め（ステップＳ１０４）、優先発電時間帯の終了時刻を前の時刻に戻す（ステップＳ１０５）。
なお、進める時間間隔又は戻す時間間隔は、例えば１分や１０分等、優先発電時間帯に対して十分短い時間間隔とする。また、この例においては、優先発電時間帯の開始時刻と終了時刻の両方を変更する形態を採用したが、これに限定されない。例えば、優先発電時間帯の開始時刻のみを変更する形態を採用してもよく、また、優先発電時間帯の終了時刻のみを変更する形態を採用してもよい。
次に、制約時間帯決定手段２４ｂは、ステップＳ１０２に戻り、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間における熱負荷３２で使用される熱量の総和以下になるまで、ステップＳ１０２〜ステップＳ１０５を繰り返す。これにより、優先発電時間帯が徐々に短くなり、最終的に優先発電時間帯として採用される優先発電時間帯が十分に短くなり、貯湯タンク１０で貯蓄される熱が過剰に余ることを抑制することができる。
要するに、本実施の形態では、分散型発電システム１００は、制約時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されている。
図６の例では、分散型発電システム１００は、電力と熱（お湯）を生成するコージェネレーションシステムである。分散型発電システム１００は、熱を蓄熱する（お湯を貯蓄する）タンク１０を含む。制約時間帯は、優先発電時間帯を含む。制約時間帯の計画は、優先発電時間帯の計画を含む。優先発電時間帯の計画が満たす制約条件は、優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して分散型発電システムを発電させるというものである。分散型発電システム１００は、分散型発電システム１００が優先発電時間帯に発電したと仮定した場合の熱の発生量と、現在のタンク１０の蓄熱量と、熱負荷で使用される熱の予想量と、に基づいて、優先発電時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されている。
ステップＳ２０によれば、熱負荷３２で使用される熱量が小さい場合に、分散型発電装置１が発生する熱と使用者が使用する熱量とのバランスを取ることにより、貯湯タンク１０が満蓄状態になり、分散型発電装置１の発電運転を停止させることを抑制することができる。
なお、本実施の形態では、制約時間帯における制約条件（電力調整指令により与えられた制約条件）が実際に満たされている時間帯の長さに応じて、分散型発電システム１００の所有者にインセンティブが与えられる。このため、制約時間帯は、分散型発電システム１００の所有者の立場からは、インセンティブ時間帯と捉えることもできる。典型的には、インセンティブを多く取得するために、分散型発電システム１００は、所有者に支障の出ない範囲で制約時間帯が長くなるように設計される。従って、分散型発電システム１００において制約時間帯を短くすることによって制約時間帯を決定できる仕様が採用されていても、制約時間帯はある程度確保されるのが通常である。
電力調整指令が制約時間帯を表す情報を含み、この制約時間帯がそのまま採用されるように電力管理システム４００を構成してもよい。このようにすれば、分散型発電システム１００の発電量を管理し易くなる。
分散型発電システム１００は、電力調整指令から与えられた発電停止時間帯又は発電抑制時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されていてもよい。
（２）ステップＳ３０について
ステップＳ３０においては、運転計画作成手段２４ｃは、所定の時間先までの電力負荷２６が使用する電力量及び熱負荷３２が使用する熱量の予測を行う。負荷予測方法は、簡単な方法（例えば、過去３日の負荷の平均値を予測値とする）から、ニューラルネットワークを用いた比較的複雑な方法まであり、いずれの方法を用いてもよい。一般的には、複雑な予測方法の方が高精度であるものの、処理に多くの記憶領域が必要だったり、計算時間が長くなったりする。このため、分散型発電システム１００の設計者は、制御器２４の性能に応じて予測方法を決定すればよい。
（３）ステップＳ４０について
ステップＳ４０においては、運転計画作成手段２４ｃは、前記所定の時間を所定の時間間隔（例えば１時間）に分割して、それぞれの分割した時間に対して分散型発電装置１を運転するか停止するかを設定することで運転計画ベースを作成する。所定の時間間隔は、小さいほうが望ましいが、小さくするほど制御器２４における計算時間が長くなる。本実施の形態では、所定の時間間隔は１時間として以降の説明を行う。
本実施の形態では、所定の時間は２４時間のため、１時間ごとに分散型発電装置１が運転か停止かの運転計画ベースを割り当てると、すべての運転パタ−ンの組み合わせは２24＝１６７７７２１６通りと膨大な組み合わせになる。所定の時間を４８時間や７２時間にした場合はさらに多くの組み合わせになる。
このため、組み合わせ数が多いほど、計算時間が長くなるという問題があるため、通常は組み合わせ数を少なくするための工夫を以下のように行っている。例えば、１日の発電回数を１回か２回に制限し、発電１回あたりの発電時間を３時間以上にするといった制限を設けることで、組み合わせ数を少なくすることができる。
（４）ステップＳ５０について
ステップＳ５０について、図７を参照しながら説明する。なお、ステップＳ５０に関する以下の説明においては、図７の「優先発電時間帯or発電停止時間帯」は、優先発電時間帯と読み替えられるものとする。ステップＳ５０では、運転計画作成手段２４ｃが、ステップＳ４０で作成された複数の運転計画ベースが優先発電時間帯の条件を満たしているかどうかの判定を行う。具体的には、例えば、運転計画作成手段２４ｃが、運転計画ベースＡ〜Ｇを作成し、運転計画ベースＡ〜Ｇがそれぞれ図７に示す発電時間帯Ａ〜Ｇを表す情報を含んでいるとする。これらの運転計画ベースのうち、発電時間帯が優先発電時間帯の全てを含む運転計画ベース（優先発電時間帯に適合する運転計画ベース）は、運転計画ベースＣと運転計画ベースＧである。このため、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースＣと運転計画ベースＧを残し、その他の運転計画ベースは排除する。このようにして、運転計画作成手段２４ｃは、優先発電時間帯と運転計画ベースの適合判定を行う。
（５）ステップＳ６０について
ステップＳ６０について、図７を参照しながら説明する。なお、ステップＳ６０に関する以下の説明においては、図７の「優先発電時間帯or発電停止時間帯」は発電停止時間帯と読み替えられるものとする。ステップＳ６０では、運転計画作成手段２４ｃが、ステップＳ５０により残された複数の運転計画ベースが発電停止時間帯の条件を満たしているかどうかの判定を行う。具体的には、例えば、ステップＳ５０により残された運転計画ベースが運転計画ベースＡ〜Ｇであり、運転計画ベースＡ〜Ｇがそれぞれ図７に示す発電時間帯Ａ〜Ｇを表す情報を含んでいるとする。これらの運転計画ベースのうち、発電時間帯が発電停止時間帯を全く含まない運転計画ベース（発電停止時間帯に適合する運転計画ベース）は、運転計画ベースＡと運転計画ベースＦである。このため、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画ベースＡと運転計画ベースＦを残し、その他の運転計画ベースは排除する。このようにして、運転計画作成手段２４ｃは、発電停止時間帯と運転計画ベースの適合判定を行う。
（６）ステップＳ７０について
上述したように、所定の基準には、省エネルギー性、環境性、経済性等があり、これらのいずれを用いてもよい。以下では、所定の基準として、省エネルギー性を用いた場合について、図８Ａ及び図８Ｂを参照しながら詳細に説明する。
なお、後述するように、図８Ａ及び図８Ｂに示すフローチャートでは、ステップＳ５０１〜Ｓ５１４までの処理（計算）は、所定の時間間隔ごとに行われ、ステップＳ５１６で実行する一次エネルギー使用量は最後に１回だけ計算を行う。すなわち、本実施の形態では、所定の時間は２４時間であり、所定の時間間隔が１時間であるため、ある１つの運転計画ベースに対して、所定の基準を計算する際における工程Ｓ５０１〜Ｓ５１４の計算は２４回行われる。これらの計算過程において、各運転計画ベースに対応する運転計画候補が作成される。本実施の形態の運転計画候補は、電力負荷（予測値）、発電量（予定量）、買電電力（予定量）及び逆潮流電力（予定量）の少なくとも１つの時間帯推移を表すものである。具体的には、本実施の形態の運転計画候補は、これら全ての時間帯推移を表すものである。
省エネルギー性の指標として、分散型発電装置１を運転計画ベースに従って運転した場合における一次エネルギー使用量を用いることができる。上記計算過程で得られた複数の運転計画候補のうち、この使用量が小さいものが、省エネルギー性に優れていると判断される。
図８Ａ及び図８Ｂに示すように、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、まず、分散型発電装置１の発電量を算出する（ステップＳ５０１）。運転計画ベースの対象となる時間帯は、発電停止時間帯を含み得る。運転計画ベースの対象となる時間帯は、発電抑制時間帯を含み得る。運転計画ベースの対象となる時間帯は、優先発電時間帯を含み得る。運転計画ベースの対象となる時間帯は、発電許可時間帯を含み得る。これらの時間帯の発電量（予定値）は、以下のように算出することができる。
発電停止時間帯における発電量は０である。要するに、分散型発電装置１の発電量は、分散型発電装置１が運転停止中の場合は０である。発電許可時間帯においても、発電量は０であり得る。なお、分散型発電装置１は起動を開始してから発電開始までに、数分から数時間の時間がかかり、この間の発電量も０である。
発電抑制時間帯における発電量は、分散型発電装置１の最低発電電力である。発電許可時間帯における発電量も、分散型発電装置１の最低発電電力であり得る。
本実施の形態では、逆潮流が許可されている場合、優先発電時間帯においては、分散型発電装置１は、電力負荷２６の使用電力量に関わらず定格発電を行う場合と、発電量を電力負荷２６の予測電力量に所定値（例えば５０〜２００Ｗ）を足した合計値に追従させる場合とがある。逆潮流が許可されている場合、発電許可時間帯においても、定格発電を行ったり、発電量を上記合計値に追従させたりし得る。電力負荷２６の予測電力量としては、電力負荷２６の過去の使用電力量、又は第１電力計測器２９で計測された電力量を採用することができる。なお、発電量を上記合計値に追従させるとは、上記合計値が分散型発電装置１の最低発電出力以上最大発電出力以下である場合には発電量を上記合計値に一致させ、上記合計値が分散型発電装置１の最低発電出力よりも小さい場合には発電量を最低発電出力に一致させ、上記合計値が分散型発電装置１の最大発電出力よりも大きい場合には発電量を最大発電出力に一致させるということである。
本実施の形態では、逆潮流が許可されていない場合、優先発電時間帯においては、分散型発電装置１は、電力負荷２６の使用電力量に関わらず定格発電を行う場合と、電力負荷２６の予測電力量から所定のマージン（例えば１０〜６０Ｗ）を差し引いた差分に発電量を追従させる場合がある。上記差分を発電量に追従させる運転は、負荷追従運転に対応する。発電許可時間帯においても、分散型発電装置１は、定格発電を行ったり、発電量を上記差分に追従させたりし得る。本実施の形態では、このマージンは、最低買電電力に相当する。このようなマージンを用いれば、第１電力計測器２９の計測誤差が原因で逆潮流が許可されていないにも関わらず逆潮流が発生するリスクを低減することができる。ただし、このマージンを０にすることもできる。なお、発電量を上記差分に追従させるとは、上記差分が分散型発電装置１の最低発電出力以上最大発電出力以下である場合には発電量を上記差分に一致させ、上記差分が分散型発電装置１の最低発電出力よりも小さい場合には発電量を最低発電出力に一致させ、上記差分が分散型発電装置１の最大発電出力よりも大きい場合には発電量を最大発電出力に一致させるということである（マージンが０である場合を含む）。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、電力負荷２６の予測電力量と分散型発電装置１の発電量から、逆潮電力量と逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量と買電電力量を算出する（ステップＳ５０２）。
逆潮流が許可されており且つ分散型発電装置１の発電量が電力負荷２６の予測電力量より大きい場合は、逆潮流電力量＝分散型発電装置１の発電量−電力負荷２６の予測電力量、逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量＝０、買電電力量＝０となる。逆潮流が許可されており且つ分散型発電装置１の発電量が電力負荷２６の予測電力量以下である場合は、逆潮流電力量＝０、逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量＝０、買電電力量＝電力負荷２６の予測電力量−分散型発電装置１の発電量となる。
逆潮流が許可されておらず且つ分散型発電装置１の発電量が電力負荷２６の予測電力量からマージン（最低買電電力）を差し引いた差分より大きい場合は、逆潮流電力量＝０、逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量＝分散型発電装置１の発電量−（電力負荷２６の予測電力量−マージン）、買電電力量＝マージンとなる。逆潮流が許可されておらず且つ分散型発電装置１の発電量が電力負荷２６の予測電力量からマージンを差し引いた差分以下である場合は、逆潮流電力量＝０、逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量＝０、買電電力量＝電力負荷２６の予測電力量−分散型発電装置１の発電量となる。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、発電効率と熱回収効率を算出する（ステップＳ５０３）。発電効率及び熱回収効率は、分散型発電装置１の発電量により変化する値であり、分散型発電装置１に固有の値である。このため、分散型発電装置１の発電量に対する発電効率、及び熱回収効率の値を予め制御器２４に記憶しておき、運転計画作成手段２４ｃは、これらの値から発電効率及び熱回収効率を算出することができる。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、熱回収量を算出する（ステップＳ５０４）。具体的には、熱回収量は、（分散型発電装置１の発電量）×（分散型発電装置１の熱回収効率）÷（分散型発電装置１の発電効率）×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））＋（逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量）×（ヒ−タ効率）で算出することができる。なお、ヒ−タ効率は、分散型発電装置１に固有の値であり、例えば、０．９程度の値になる。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、配管８における放熱によるロスする熱量（以下、配管放熱ロスという）を算出する（ステップＳ５０５）。配管放熱ロスは、熱回収量×配管放熱ロス係数で算出することができる。ここで、図９を参照して、配管放熱ロス係数について説明する。図９は、分散型発電装置１として、家庭用の固体高分子形燃料電池を用いた場合における配管放熱ロス係数を示したものであり、ある家庭に分散型発電システム１００を設置した場合における実測値を示している。
図９に示すように、配管放熱ロス係数は、外気温が低いほど大きく値となり、分散型発電装置１の発電量が小さいほど大きい値になっている。これは、以下の理由による。
配管９内の熱媒体ｗは、通常、分散型発電装置１の出口部分（熱媒体ｗが分散型発電装置１から配管９に排出される部分；配管９ｂの上流端）の温度が一定になるように、その流量が制御されている。このため、分散型発電装置１の発電量が小さいほど熱媒体ｗの流量が小さくなり、配管９内に熱媒体ｗが留まるので、放熱ロス係数が大きくなる。
このように、配管放熱ロス係数は、外気温又は分散型発電装置１の発電量により変化する。このため、運転計画作成手段２４ｃは、図９のデ−タを予め制御器２４に記憶させておき、発電量と外気温により線形補間を行って、配管放熱ロス係数を計算してもよい。また、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１を設置したときに、配管放熱ロス係数を実測して、実測した値を制御器２４に記憶させて、当該値を用いてもよい。さらに、実測や予想が難しい場合は、一般的な値を配管放熱ロス係数として、設定しておいてもよい。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０における放熱によるロスする熱量（以下、貯湯タンク放熱ロスという）を算出する（ステップＳ５０６）。貯湯タンク放熱ロスは、（貯湯タンク１０の蓄熱量）×（貯湯タンク放熱ロス係数）×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））で算出することができる。なお、貯湯タンク放熱ロス係数は、貯湯タンク１０に固有の値であり、予め実験等から求められており、制御器２４に記憶されている。また、貯湯タンク１０の蓄熱量は、前回のステップＳ５０８で算出した蓄熱量を用いる。さらに、ある１つの運転計画ベースにおいて、最初にステップＳ５０６を処理する場合には、貯湯タンク１０の容量と温度検出器１７〜２２が検出した温度を基にして、貯湯タンク１０の蓄熱量を算出する。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０から熱負荷３２に供給される熱媒体ｗの熱量とバックアップボイラ１１の加熱量を算出する（ステップＳ５０７）。貯湯タンク１０の蓄熱量が熱負荷３２の予測熱量以上のときは、貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量は熱負荷３２の予測熱量と等しく、バックアップボイラ１１の加熱量は０になる。一方、貯湯タンク１０の蓄熱量が熱負荷３２の予測熱量より小さいときは、貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量は貯湯タンク１０の蓄熱量に等しく、熱負荷３２の予測熱量と貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量との差がバックアップボイラ１１の加熱量になる。なお、貯湯タンク１０の蓄熱量は、ステップＳ５０６と同様に、前回のステップＳ５０８で算出した貯湯タンク１０の蓄熱量等を用いる。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０から熱負荷３２へ熱媒体が供給された後における貯湯タンク１０の蓄熱量（以下、出湯後貯湯タンク１０の蓄熱量という）を算出する（ステップＳ５０８）。具体的には、出湯後貯湯タンク１０の蓄熱量は、（貯湯タンク１０の蓄熱量）−（貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量）
＋（熱回収量）−（配管放熱ロス）−（貯湯タンク放熱ロス）により算出される。なお、貯湯タンク１０の蓄熱量は、ステップＳ５０６と同様に、前回のステップＳ５０８で算出した貯湯タンク１０の蓄熱量等を用いる。また、ここで算出した貯湯タンク１０の蓄熱量が、次の所定の時間間隔における貯湯タンク１０の蓄熱量になる。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の燃料消費量を算出する（ステップＳ５０９）。具体的には、分散型発電装置１の燃料消費量は、（分散型発電装置１の発電量）÷（分散型発電装置１の発電効率）×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））で算出することができる。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、バックアップボイラ１１の燃料消費量を算出する（ステップＳ５１０）。具体的には、バックアップボイラ１１の燃料消費量は、（バックアップボイラ１１の加熱量）÷（バックアップボイラ１１の効率）で算出することができる。なお、バックアップボイラ１１の効率は、バックアップボイラ１１に固有の値であり、予め実験等から求められており、制御器２４に記憶されている。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０が満蓄状態であるかを判定する（ステップＳ５１１）。ここで、満蓄状態とは、発電ユニット２で発生した熱を熱媒体ｗが吸収することができない状態をいう。具体的には、配管９を通流する熱媒体ｗが、熱交換器６において、発電ユニット２で発生した熱を回収した冷却水ｃから熱を受けることができない状態をいう。
具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、出湯後貯湯タンク１０の蓄熱量が貯湯タンク１０の最大蓄熱量を上回った場合に満蓄と判定する。また、貯湯タンク１０の最大蓄熱量は、｛（満蓄時のタンク温度）−（補給水温度）｝×（貯湯タンク容量）×（比熱）で算出することができる。
なお、この例では、制御器２４は、貯湯タンク１０が満蓄になった場合は、運転計画上、分散型発電装置１を運転することになっていても、強制的に停止させる。このように強制的に停止させる技術は、熱媒体ｗの熱を放熱するラジエータが存在しない場合等に好適に採用され得る。
別例では、制御器２４は、貯湯タンク１０が満蓄になった場合は、ラジエータにより熱媒体ｗの熱を放熱する。ラジエータは、例えば、配管９に取り付けられ得る。発電ユニット２が固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）である場合、発電回数には厳しい制約がある。この場合、このようなラジエータは好適に設けられる。また、発電ユニット２が固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）である場合も、改質器が原因で、発電回数に厳しい制約がある場合がある。この場合にも、このようなラジエータは好適に設けられる。ラジエータが存在する場合、ラジエータ放熱量及びラジエータ消費電力（予想値）が算出される。貯湯タンク１０が満蓄である場合におけるラジエータ放熱量は、貯湯タンク１０の蓄熱量−貯湯タンク１０の最大蓄熱量により算出することができる。ラジエータ消費電力は、ラジエータ放熱量÷ラジエータ効率により算出することができる。なお、ラジエータ効率（Ｗ／Ｗ）は、１Ｗの電力で放熱できる熱量であり、ラジエータ効率に固有の値（例えば、３０Ｗ／Ｗ）であり、制御器２４に記憶されている。貯湯タンク１０が満蓄ではない場合は、ラジエータ放熱量及びラジエータ消費電力は０である。
分散型発電システム１００は、分散型発電システム１００が優先発電時間帯の計画に従って発電しているときにタンク１０の蓄熱量が最大蓄熱量に達した場合にタンク１０のお湯（熱媒体ｗ）を浴槽に張るように構成されていてもよい。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の起動動作時の消費電力と消費燃料を算出する（ステップＳ５１２）。分散型発電装置１の起動動作は、運転計画ベースで分散型発電装置１の発電停止状態（待機状態）から発電動作に切り替わるときに行われ、分散型発電装置１が発電できる状態になるまでに電力や燃料を消費する。この値は、分散型発電装置１に固有の値であり、予め制御器２４に記憶されている。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の停止動作時の消費電力と消費燃料を算出する（ステップＳ５１３）。分散型発電装置１の停止動作は、運転計画で分散型発電装置１の発電運転から待機状態に移行するときと、貯湯タンク１０が満蓄状態になり、分散型発電装置１を強制的に停止させる場合に行われる。分散型発電装置１の停止動作時の消費電力及び消費燃料も分散型発電装置１に固有の値であり、予め制御器２４に記憶されている。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の待機時（待機状態）における消費電力を算出する（ステップＳ５１４）。分散型発電装置１待機時の消費電力は、分散型発電装置１に固有の値であり、予め制御器２４に記憶されている。
次に、運転計画作成手段２４ｃは、所定の時間先まで算出したかの判定を行う（ステップＳ５１５）。所定の時間先までの算出が終了していない場合（ステップＳ５１５でＮｏ）には、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ５０１に戻り（ステップＳ５１７）、所定の時間先までの算出が終了するまで、ステップＳ５０１〜ステップＳ５１５を繰り返す。ラジエータが存在する場合には、ラジエータ放熱量及びラジエータ消費電力の算出も繰り返される。
一方、所定の時間先まで算出が終了した時点（ステップＳ５１５でＹｅｓ）においては、運転計画候補が作成されている（図１１参照；なお、図１１は、運転計画候補から選定された運転計画を示す）。
所定の時間先まで算出が終了した場合（ステップＳ５１５でＹｅｓ）には、ステップＳ５１６に進む。ここで、ステップＳ５１６における計算で用いる買電量の合計値と逆潮流される電力量の合計値の計算方法を説明する。
ラジエータが存在しない場合における買電量の合計値［Ｗｈ］は、Σ｛（買電電力［Ｗ］）＋（待機時の消費電力［Ｗ］）｝×（所定の時間間隔［ｈ］（ここでは、１時間））＋Σ｛（起動動作時の消費電力［Ｗｈ］）＋（停止動作時の消費電力［Ｗｈ］）｝で算出することができる。ラジエータが存在する場合における買電量の合計値［Ｗｈ］は、Σ｛（買電電力［Ｗ］）＋ラジエータ消費電力［Ｗ］＋（待機時の消費電力［Ｗ］）｝×（所定の時間間隔［ｈ］（ここでは、１時間））＋Σ｛（起動動作時の消費電力量［Ｗｈ］）＋（停止動作時の消費電力量［Ｗｈ］）｝で算出することができる。
逆潮流される電力量の合計値［Ｗｈ］は、Σ（逆潮流電力［Ｗ］）×（所定の時間間隔［ｈ］（ここでは、１時間））で計算することができる。また、燃料消費量の合計値は、Σ｛（分散型発電装置１の燃料消費量）＋（バックアップボイラ１１の燃料消費量）＋（起動時の消費燃料）＋（停止時の消費燃料）｝で算出することができる。ここで、Σは、所定の時間（本実施の形態では２４時間）における積算を示している。
図８Ｂの例では、ステップＳ５１６において、制御器２４は、一次エネルギー使用量を算出する。一次エネルギー使用量は、｛（買電量合計値）−（逆潮流電力量）｝÷（発電所効率）＋（燃料消費量合計値）で算出することができる。
なお、発電所効率は、系統電源２５における送電ロス等を含めた総合的な発電所の効率である。この値は、分散型発電システム１００が設置される国又は地域の発電所、及び送電網により変化する値のため、分散型発電システム１００の設置先に適した値を用いるとよい。発電所効率としては、例えば、０．３６９を用いてもよい。
このように、運転計画作成手段２４ｃが、少なくとも電力負荷データ（電力負荷２６で消費された電力量）と熱負荷データ（熱負荷３２で消費された熱量）に基づいて、運転計画ベースごとに所定の時間における一次エネルギー使用量を算出する。算出過程で、対応する運転計画候補が作成される。そして、ステップＳ８０（図５参照）にて、最も良い基準となる運転計画候補が運転計画として選定される。これにより、所定時間のうち、制約時間帯以外の時間帯は、負荷データに基づいて、分散型発電装置１を発電するか否かを判定することができる。また、電力負荷（予測値）、発電量（予定量）、買電電力（予定量）及び逆潮流電力（予定量）の情報を含む運転計画を得ることができる。
所定の基準として、一次エネルギー使用量に代え、光熱費を用いることもできる。光熱費［円］は、（買電量合計値［ｋＷｈ］）×（電気料金単価［円／ｋＷｈ］）−（逆潮流電力量［ｋＷｈ］）×（売電単価［円／ｋＷｈ］）＋（燃料消費量［ｍ3］）×（燃料単価［円／ｍ3］）で算出することができる。燃料消費量［ｍ3］は、（燃料消費量［Ｗｈ］）÷１０００×３．６÷（燃料発熱量［ＭＪ／ｍ3］（都市ガスの場合は、例えば４５ＭＪ／ｍ3））で算出することができる。一例では、電気料金単価及び売電単価は、分散型発電システム１００内若しくは分散型発電システム１００外のリモコン又はＨＥＭＳにより設定することができる。別例では、電気料金単価及び売電単価は、ＨＥＭＳサーバ２００から取得することができる。時間帯により売電単価は変化する場合、ＨＥＭＳサーバ２００から時間帯ごとの売電単価を受信し、光熱費を計算することもできる。
所定の基準として、一次エネルギー使用量に代え、ＣＯ2排出量を用いることもできる。ＣＯ2排出量[ｋｇ−ＣＯ2]は、（（買電量合計値［ｋＷｈ］）−（逆潮流電力量［ｋＷｈ］））×（電力ＣＯ2換算係数［ｋｇ−ＣＯ2／ｋＷｈ］）＋（燃料消費量[ｍ3]）×（燃料のＣＯ2排出原単位［ｋｇ−ＣＯ2／ｍ3]）で算出することができる。
一次エネルギー消費量は、省エネルギー性の指標となる。一次エネルギー消費量が小さいほど、省エネルギー性が良いと言える。光熱費は、経済性の指標となる。光熱費が小さいほど、経済性が良いと言える。ＣＯ2排出量は、環境性の指標となる。ＣＯ2排出量が小さいほど、環境性が良いと言える。
要するに、分散型発電システム１００は、ＨＥＭＳサーバ２００に送信される運転計画として採用され得る運転計画候補を複数作成し、複数の運転計画候補のうち、所定の基準が最も良くなるものを、運転計画として選定することができる。具体的には、分散型発電システム１００は、複数の運転計画候補のうち、省エネルギー性、経済性、又は環境性が最も良くなるものを、運転計画として選定することができる。より具体的には、分散型発電システム１００は、複数の運転計画候補のうち、分散型発電システム１００における一次エネルギー使用量が最小となるもの、分散型発電システム１００の光熱費が最小となるもの、又は分散型発電システム１００のＣＯ2排出量が最小となるものを、運転計画として選定することができる。
分散型発電システム１００は、表示装置を含んでいてもよい。表示装置は、リモコン、ＨＥＭＳに含まれ得る。
表示装置は、分散型発電システム１００が制約時間帯において制約条件（電力調整指令により与えられた制約条件）を満たした運転を行っているときに、所定の表示をするものであってもよい。分散型発電システム１００が、このような表示装置を有している場合、分散型発電システム１００の所有者は、表示装置を見ることにより、電力調整指令により分散型発電システム１００の発電が制約されていることを容易に知ることができる。
その他、表示装置は、運転計画の全部又は一部、送信用計画、制約時間帯、優先発電時間帯、発電停止時間帯、発電抑制時間帯、逆潮流運転が行われている旨、負荷追従運転が行われている旨、分散型発電システム１００の所有者が取得した又は取得見込みのインセンティブ等を示すものであってもよい。
［電力調整指令及び運転計画の具体例］
図１０及び１１を参照しつつ、電力調整指令及び運転計画の具体例を説明する。
図１０は、電力調整指令が表す情報の模式図である。理解を容易とするために、図１０の具体例では、電力調整指令の制約時間帯がそのまま運転計画に反映されることとする。
図１０の例では、電力調整指令は、電力負荷が小さい深夜時間帯及び朝の太陽電池が発電する時間帯（０：００〜１０：００）を発電許可時間帯とするという情報を含んでいる。電力調整指令は、太陽電池の発電量が多い昼間の時間帯（１０：００〜１４：００）を発電停止時間帯とするという情報を含んでいる。電力調整指令は、太陽電池の発電量が減ってくる時間帯（１４：００〜１８：００）を発電許可時間帯とするという情報を含んでいる。電力調整指令は、太陽電池が発電せず電力が足りない時間帯（１８：００〜０：００）を優先発電時間帯とするという情報を含んでいる。電力調整指令は、２つの発電許可時間帯においては分散型発電システム１００に負荷追従運転をさせるという強制力のない提案を含んでいる。電力調整指令は、優先発電時間帯においては分散型発電システム１００に逆潮流運転をさせるという強制力のある指示を含んでいる。
上記の電力調整指令に基づき、分散型発電システム１００は、図１１に示す運転計画を作成する。なお、この例では発電ユニット２が燃料電池（ＦＣ）であるため、図１１では「ＦＣ発電予定量」という表現が用いられている。
図１１から把握されるように、この運転計画は、０：００〜８：００と１５：００〜１８：００において分散型発電システム１００に負荷追従運転をさせることを表している。これらの時間帯は、図１０の発電許可時間帯の一部であって全部ではない。このことは、分散型発電システム１００が、発電許可時間帯の残部では電力調整指令に従わず負荷追従運転をしない計画を立てたことを意味する。
一方、この運転計画は、８：００〜１５：００において分散型発電システム１００の発電を停止する（ＦＣ発電予定量をゼロにする）ことを表している。この時間帯は、図１０の発電停止時間帯（１０：００〜１４：００）の全てを含んでいる。また、この運転計画は、１８：００〜０：００においては分散型発電システム１００に逆潮流運転をさせることを表している。この時間帯は、図１０の優先発電時間帯の全てを含んでいる。つまり、図１１の運転計画は、制約時間帯（発電停止時間帯及び優先発電時間帯）の全ての時間帯においては電力調整指令に従って分散型発電システム１００を動作させることを意味している。
なお、図１１の０：００の列は、０：００〜１：００までの時間帯における電力負荷予測値、ＦＣ発電予定量、買電電力及び逆潮流電力を表している。他の時間帯についても同様である。
このような運転計画の全部又は一部である送信用計画がＨＥＭＳサーバ２００に集められると、ＨＥＭＳサーバ２００において集められた複数の送信用計画を集計することができる。これにより、各時間帯毎の（図１１の例では、一時間毎の）電力負荷予測値、ＦＣ発電予定量、買電電力及び逆潮流電力の集計値を得ることができる。各時間毎のＦＣ発電予定量の時間帯推移の集計値は、総発電量の時間帯推移の見込み値に対応する。
上記説明から、当業者にとっては、本開示に係る技術の多くの改良や他の実施形態が明らかである。したがって、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本開示に係る技術を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本開示に係る技術の要旨を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより種々の技術を形成できる。
上記の実施の形態に係る技術は、分散型発電システムの発電量の時間帯推移の見通しであって、分散型発電システムの所有者の意向及び外部の要請が反映されたものを、分散型発電システムの外部で立てることに適している。上記の実施の形態に係る分散型発電システムは、負荷平準化のための発電設備として利用できる。また、このように利用しても（分散型発電システムの運転計画に外部の要請を反映させても）、分散型発電システムの所有者の快適性及び利便性を大幅に損なうことを防止できる。
１ 分散型発電装置
２ 発電ユニット
３ インバータ
４ ポンプ
５ 冷却水配管
６ 熱交換器
７ ポンプ
８ 逆潮流防止ヒータ
９ 配管
９ａ 配管
９ｂ 配管
９ｃ 配管
９ｄ 配管
１０ 貯湯タンク
１１ バックアップボイラ
１２ 温度検出器
１３ 温度検出器
１４ 流量検出器
１５ 補給路
１６ 温水送水路
１７ 温度検出器
１８ 温度検出器
１９ 温度検出器
２０ 温度検出器
２１ 温度検出器
２２ 温度検出器
２３ 三方弁
２４ 制御器
２４ａ 太陽電池検知手段
２４ｂ 優先時間帯決定手段
２４ｃ 運転計画作成手段
２４ｄ 発電制御手段
２５ 系統電源
２６ 電力負荷
２９ 第１電力計測器
３０ 第２電力計測器
３２ 熱負荷
３３ 電気ケーブル
３４ 電気ケーブル
３５ 電気ケーブル
３６ 電気ケーブル
１００ 分散型発電システム
２００ ＨＥＭＳサーバ（燃料電池サーバ）
３００ 電力管理装置
４００ 電力管理システム
６００ 再生可能エネルギー発電事業者
７００ 発電事業者
８００ 小売電気事業者

Claims (16)

  1. 第１サーバと双方向に通信可能な分散型発電システムであって、
    前記第１サーバから電力調整指令を受信し、前記電力調整指令を用いて運転計画を作成し、前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を前記第１サーバに送信し、
    前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含み、
    前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものであり、
    前記分散型発電システムは、前記制約時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されている、分散型発電システム。
  2. 前記分散型発電システムは、電力と熱を生成するコージェネレーションシステムであり、
    前記分散型発電システムは、熱を蓄熱するタンクを含み、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
    前記分散型発電システムは、前記分散型発電システムが前記優先発電時間帯に発電したと仮定した場合の熱の発生量と、現在の前記タンクの蓄熱量と、熱負荷で使用される熱の予想量と、に基づいて、前記優先発電時間帯の長さを短くする補正ができるように構成されている、請求項１に記載の分散型発電システム。
  3. 第１サーバと双方向に通信可能な分散型発電システムであって、
    前記第１サーバから電力調整指令を受信し、前記電力調整指令を用いて運転計画を作成し、前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を前記第１サーバに送信し、
    前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含み、
    前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものであり、
    前記分散型発電システムは、電力とお湯を生成するコージェネレーションシステムであり、
    前記分散型発電システムは、お湯を貯蓄するタンクを含み、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
    前記分散型発電システムが前記優先発電時間帯の計画に従って発電しているときに前記タンクの蓄熱量が最大蓄熱量に達した場合には、前記お湯を浴槽に張る、分散型発電システム。
  4. 第１サーバと双方向に通信可能な分散型発電システムであって、
    前記第１サーバから電力調整指令を受信し、前記電力調整指令を用いて運転計画を作成し、前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を前記第１サーバに送信し、
    前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含み、
    前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものであり、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯、発電停止時間帯及び発電抑制時間帯から選択される少なくとも１つを含み、
    前記制約時間帯が前記優先発電時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記優先
    発電時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯が前記発電停止時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記発電停止時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯が前記発電抑制時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記発電抑制時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
    前記発電停止時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記発電停止時間帯においては前記分散型発電システムの発電を停止するというものであり、
    前記発電抑制時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記発電抑制時間帯においては前記分散型発電システムを所定の最低発電出力で発電させるというものである、分散型発電システム。
  5. 第１サーバと双方向に通信可能な分散型発電システムであって、
    前記第１サーバから電力調整指令を受信し、前記電力調整指令を用いて運転計画を作成し、前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を前記第１サーバに送信し、
    前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含み、
    前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものであり、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては前記分散型発電システムに逆潮流運転又は負荷追従運転を行わせるというものであり、
    前記分散型発電システムの前記逆潮流運転は、前記分散型発電システムで発電した電力を系統電源に逆潮流させる運転であり、
    前記分散型発電システムの前記負荷追従運転は、前記分散型発電システムで発電される電力量を電力負荷での消費量又は前記消費量から所定のマージンを差し引いた量に追従させる運転である、分散型発電システム。
  6. 前記分散型発電システムは、前記送信用計画を前記第１サーバに送信した後において前記第１サーバから実行指示を受信した場合に、前記送信用計画に従って発電する、請求項１〜５のいずれか一項に記載の分散型発電システム。
  7. 前記分散型発電システムは、表示装置を含み、
    前記表示装置は、前記分散型発電システムが前記制約時間帯において前記制約条件を満たした運転を行っているときに、所定の表示をする、請求項１〜６のいずれか一項に記載の分散型発電システム。
  8. 前記分散型発電システムは、前記運転計画として採用され得る運転計画候補を複数作成し、複数の前記運転計画候補のうち、所定の基準が最も良くなるものを、前記運転計画として選定する、請求項１〜７のいずれか一項に記載の分散型発電システム。
  9. 複数の前記運転計画候補のうち、省エネルギー性、経済性、又は環境性が最も良くなるものを、前記運転計画として選定する、請求項８に記載の分散型発電システム。
  10. 前記分散型発電システムは、コージェネレーションシステムである、請求項１〜９のいずれか一項に記載の分散型発電システム。
  11. （ｉ）前記第１サーバは、ＨＥＭＳサーバである、または、
    （ii）前記分散型発電システムは、制御基板が内蔵された燃料電池を含み、前記制御基板は、ＨＥＭＳの機能を有するとともに前記運転計画の作成を担い、前記第１サーバは、燃料電池サーバである、
    請求項１〜１０のいずれか一項に記載の分散型発電システム。
  12. 分散型発電システムの運転計画の少なくとも一部を前記分散型発電システムの外部に与える方法であって、
    前記分散型発電システムと双方向に通信可能な第１サーバから前記分散型発電システムに電力調整指令を送信するステップと、ここで、前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含むものである、
    前記分散型発電システムにおいて前記電力調整指令を用いて、前記制約時間帯の長さを短くする補正を行いつつ前記運転計画を作成するステップと、
    前記分散型発電システムから前記第１サーバに前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を送信するステップと、ここで、前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含むものであり、前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである、
    を含む、方法。
  13. 分散型発電システムの運転計画の少なくとも一部を前記分散型発電システムの外部に与える方法であって、
    前記分散型発電システムと双方向に通信可能な第１サーバから前記分散型発電システムに電力調整指令を送信するステップと、ここで、前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含むものである、
    前記分散型発電システムにおいて前記電力調整指令を用いて前記運転計画を作成するステップと、
    前記分散型発電システムから前記第１サーバに前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を送信するステップと、ここで、前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含むものであり、前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである、を含み、
    前記分散型発電システムは、電力とお湯を生成するコージェネレーションシステムであり、
    前記分散型発電システムは、お湯を貯蓄するタンクを含み、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
    前記分散型発電システムが前記優先発電時間帯の計画に従って発電しているときに前記タンクの蓄熱量が最大蓄熱量に達した場合には、前記方法は、前記お湯を浴槽に張るステップを含む、方法。
  14. 分散型発電システムの運転計画の少なくとも一部を前記分散型発電システムの外部に与える方法であって、
    前記分散型発電システムと双方向に通信可能な第１サーバから前記分散型発電システムに電力調整指令を送信するステップと、ここで、前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含むものである、
    前記分散型発電システムにおいて前記電力調整指令を用いて前記運転計画を作成するステップと、
    前記分散型発電システムから前記第１サーバに前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を送信するステップと、ここで、前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含むものであり、前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである、を含み、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯、発電停止時間帯及び発電抑制時間帯から選択される少なくとも１つを含み、
    前記制約時間帯が前記優先発電時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記優先
    発電時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯が前記発電停止時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記発電停止時間帯の計画を含み、
    前記制約時間帯が前記発電抑制時間帯を含む場合、前記制約時間帯の計画は、前記発電抑制時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては他の時間帯よりも優先して前記分散型発電システムを発電させるというものであり、
    前記発電停止時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記発電停止時間帯においては前記分散型発電システムの発電を停止するというものであり、
    前記発電抑制時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記発電抑制時間帯においては前記分散型発電システムを所定の最低発電出力で発電させるというものである、方法。
  15. 分散型発電システムの運転計画の少なくとも一部を前記分散型発電システムの外部に与える方法であって、
    前記分散型発電システムと双方向に通信可能な第１サーバから前記分散型発電システムに電力調整指令を送信するステップと、ここで、前記電力調整指令は、制約時間帯を表す情報を含むものである、
    前記分散型発電システムにおいて前記電力調整指令を用いて前記運転計画を作成するステップと、
    前記分散型発電システムから前記第１サーバに前記運転計画の少なくとも一部である送信用計画を送信するステップと、ここで、前記送信用計画は、前記制約時間帯の計画を含むものであり、前記制約時間帯の計画は、前記電力調整指令により与えられた制約条件を満たすものである、を含み、
    前記制約時間帯は、優先発電時間帯を含み、
    前記制約時間帯の計画は、前記優先発電時間帯の計画を含み、
    前記優先発電時間帯の計画が満たす前記制約条件は、前記優先発電時間帯においては前記分散型発電システムに逆潮流運転又は負荷追従運転を行わせるというものであり、
    前記分散型発電システムの前記逆潮流運転は、前記分散型発電システムで発電した電力を系統電源に逆潮流させる運転であり、
    前記分散型発電システムの前記負荷追従運転は、前記分散型発電システムで発電される電力量を電力負荷での消費量又は前記消費量から所定のマージンを差し引いた量に追従させる運転である、方法。
  16. （ｉ）前記分散型発電システムは、ＨＥＭＳを有し、前記第１サーバは、ＨＥＭＳサーバであり、前記ＨＥＭＳと前記ＨＥＭＳサーバとが双方向に通信可能である、または、
    （ii）前記分散型発電システムは、制御基板が内蔵された燃料電池を含み、前記制御基板は、ＨＥＭＳの機能を有するとともに前記運転計画の作成を担い、前記第１サーバは、燃料電池サーバである、
    請求項１２〜１５のいずれか一項に記載の方法。
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