WO2021192153A1 - 熱エネルギマネジメントシステム - Google Patents

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WO2021192153A1
WO2021192153A1 PCT/JP2020/013715 JP2020013715W WO2021192153A1 WO 2021192153 A1 WO2021192153 A1 WO 2021192153A1 JP 2020013715 W JP2020013715 W JP 2020013715W WO 2021192153 A1 WO2021192153 A1 WO 2021192153A1
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heat
power
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cogeneration system
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PCT/JP2020/013715
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寛人 内藤
雄三 白川
浩章 長谷川
石川　敬郎
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株式会社日立製作所
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    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]

Definitions

  • This disclosure relates to a thermal energy management system.
  • thermoelectric supply device cogeneration
  • a thermoelectric supply device for individual distributed power generation.
  • Such a power generation system and a thermoelectric supply device are typically interconnected to a power grid, and are mainly used for power supply and demand management.
  • a system design of "electric main heat slave" is made so as to passively use the amount generated at the time of power generation.
  • a supply and demand management system for heat for example, a fuel cell system (for example, an energy farm for home use), an individual heat source management system (for example, a building alone, an accommodation facility alone), and a heat supply management / control system including regional / neighborhood facilities.
  • a fuel cell system for example, an energy farm for home use
  • an individual heat source management system for example, a building alone, an accommodation facility alone
  • a heat supply management / control system including regional / neighborhood facilities.
  • the control device 16 in order to improve the overall efficiency of power generation efficiency and heat utilization efficiency in the thermoelectric supply system, "the control device 16 has a power demand of a consumer as the rated output of the fuel cell unit 10 in the fuel cell system 1. If it is less than, the power output when the fuel cell unit 10 is generated in the heat main power mode is calculated, and if the calculated output is larger than the heat demand of the consumer, the power is generated in the heat main power mode. Controls the fuel cell unit 10 "(see summary of the same document).
  • thermoelectric supply system of Patent Document 1 controls the fuel cell unit according to the electric power demand and the heat demand of one consumer, and the control for improving the thermal efficiency in the area (grid) Has not received any attention.
  • the present disclosure provides a thermal energy management system of a thermal master and a slave with improved thermal efficiency in the grid.
  • the heat energy management system of the present disclosure includes a heat source device, a cogeneration system capable of simultaneously supplying heat and power, a first heat utilization device connected to the heat source device by a heat conduit, and heat exchange.
  • a control system for controlling the cogeneration system is provided, and the control system calculates at least one of the amount of fuel input and the amount of power input to the heat source device based on the heat demand of the first heat utilization device. Then, heat is supplied from the heat source device to the first heat utilization device, and the generated power of the cogeneration system is reverse-flowed to the power system or supplied to the private power facility. do.
  • the thermal efficiency in the grid can be improved. Issues, configurations and effects other than those described above will be clarified by the following description of the embodiments for carrying out the invention.
  • the process of executing the program may be described.
  • the computer executes the program by the processor (for example, CPU, GPU), and performs the processing defined by the program while using the storage resource (for example, memory), the interface device (for example, the communication port), and the like. Therefore, the main body of the processing performed by executing the program may be a processor.
  • the subject of processing for executing a program may be a controller, a device, a system, a computer, or a node having a processor.
  • the main body of the processing performed by executing the program may be an arithmetic unit, and may include a dedicated circuit for performing a specific processing.
  • the dedicated circuit is, for example, FPGA (Field Programmable Gate Array), ASIC (Application Specific Integrated Circuit), CPLD (Complex Programmable Logic Device), or the like.
  • the program may be installed on the computer from the program source.
  • the program source may be, for example, a program distribution server or a computer-readable storage medium.
  • the program distribution server includes a processor and a storage resource for storing the program to be distributed, and the processor of the program distribution server may distribute the program to be distributed to other computers.
  • two or more programs may be realized as one program, or one program may be realized as two or more programs.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of a thermal energy management system 100 according to the first embodiment.
  • the heat energy management system 100 includes a control system 101, a cogeneration system 103, a heat source device 104, a heat exchanger 106, an air conditioning facility 107 (second heat utilization device), and a hot water supply device 108 (first). Heat utilization equipment) and private power equipment 109.
  • the light-colored thick wire indicates the heat conduit 110
  • the dark-colored thick wire indicates the electric wire 111.
  • the thin line arrow indicates the command value from the control system 101.
  • the cogeneration system 103 and the air conditioning equipment 107 are connected by a heat conduit 110.
  • the heat source device 104, the heat exchanger 106, and the hot water supply device 108 are connected by a heat conduit 110.
  • the cogeneration system 103 is a system capable of combined heat and power, and has a fuel supply mechanism such as a fuel tank or a gas pipe, a power generation device, and a heat recovery device (not shown in FIG. 1).
  • a fuel supply mechanism such as a fuel tank or a gas pipe
  • a power generation device such as a fuel cell
  • a known engine generator using a diesel engine, a spark ignition engine, or the like examples of the power generation device.
  • the fuel of the cogeneration system 103 for example, renewable energy (for example, hydrogen), natural gas, petroleum, biomass and the like are used depending on the power generation device.
  • the cogeneration system 103 supplies the generated power of the power generation device to the air conditioning equipment 107, and if there is surplus power, reverse power flows to the system or supplies it to the private power equipment 109.
  • the heat recovery device is, for example, a heat exchanger, and recovers the heat of the power generation device and supplies it to the air conditioning equipment 107 by the heat medium in the heat conduit 110.
  • the heat source device 104 is, for example, a boiler, a burner, a refrigerator, a heat pump, etc., and is used as a heat utilization device such as a hot water supply device 108 through a heat conduit 110 in the form of hot and cold heat (heat medium: hot water, steam, cold water, cold air). Heat is supplied to it.
  • the heat source device 104 is configured to be able to supply fuel from a fuel supply mechanism such as a fuel tank or a gas pipe.
  • the heat source device 104 is configured to be able to supply electric power from the electric power system.
  • the electric power to the heat source device 104 can be supplied from the electric power system, but when the electric power demand is large, the generated electric power of the cogeneration system 103 can be supplied to the heat source device 104 via the electric power system.
  • the heat source device 104 includes those that require fuel as a heat source, those that require electric power, and those that require fuel and electric power, and the input fuel amount and the input electric power amount are controlled by the control system 101 according to the heat source.
  • the air conditioning equipment 107 and the private power equipment 109 are connected to the cogeneration system 103 and the power system by electric wires 111, respectively, and power can be supplied from the cogeneration system 103 and the power system.
  • the heat conduit 110 and the electric wire 111 may be provided separately as shown in FIG. 1, or may be integrated into one pipe.
  • the control system 101 calculates the amount of fuel input to the cogeneration system 103 according to the heat demand of the air conditioning equipment 107, and outputs it to the cogeneration system 103. Further, the control system 101 calculates the amount of fuel input to the heat source device 104 according to the heat demand of the hot water supply device 108, and when the heat source device 104 requires electric power, calculates the amount of electric power input to the heat source device 104. And output to the heat source device 104. The heat source device 104 receives power from the system according to the amount of input power, or receives power generated by the cogeneration system 103 via the system.
  • the thermal energy management system 100 may include a plurality of types of cogeneration systems 103. Further, an example is shown in which the heat from the cogeneration system 103 is supplied to the air conditioning equipment 107 and the heat from the heat source device 104 is supplied to the hot water supply device 108, but the cogeneration system 103 and the heat source device 104 supply heat.
  • the types of heat utilization equipment to be used are not limited to these. Further, a plurality of heat utilization devices may be connected to one cogeneration system 103, and a plurality of heat utilization devices may be connected to one heat source device 104.
  • FIG. 2 is a functional block diagram of the control system 101 according to the first embodiment. As shown in FIG. 2, the control system 101 includes a calculation unit 11, a storage unit 12, a heat demand forecasting unit 13, and an output unit 14.
  • the storage unit 12 stores data related to the heat demand (actual result) of the heat utilization device, and data (device information) related to the cogeneration system 103 and the heat source device 104.
  • the data regarding the heat demand is, for example, the actual data of the past heat demand, and the actual data can be calculated from, for example, the measured value of the flow rate of the heat medium to the heat utilization equipment and the efficiency of the heat source equipment 104.
  • the storage unit 12 for example, a memory such as RAM, a storage device such as a hard disk drive or a solid state drive, a server device having a database, or the like can be used, and the data is read by the calculation unit 11 and the heat demand prediction unit 13. There is no particular limitation as long as the data can be stored as much as possible.
  • a memory such as RAM
  • a storage device such as a hard disk drive or a solid state drive
  • the data is read by the calculation unit 11 and the heat demand prediction unit 13.
  • the data can be stored as much as possible.
  • the heat demand forecasting unit 13 reads data related to the heat demand of the heat utilization device from the storage unit 12, and calculates a predicted value of the heat demand based on the data related to the heat demand.
  • the predicted value of the heat demand can be, for example, the heat demand at the same time on the same day of last year by using the actual data of the heat demand for the past one year. Further, statistical data such as an average value and a median value may be used as a predicted value of heat demand by using actual data of heat demand for a plurality of years. Further, the predicted value of the heat demand may be acquired by machine learning the actual data of the heat demand. In calculating the predicted value of heat demand, it is also possible to forecast the supply and demand according to the event that can increase the heat demand and the electric power demand. Further, when new equipment (heat utilization equipment) is introduced in the grid of the thermal energy management system 100, the heat demand due to the new equipment may be taken into consideration.
  • the calculation unit 11 acquires the predicted value of the heat demand from the heat demand forecasting unit 13 and calculates the amount of fuel input and the amount of power input to the heat source device 104 and the amount of fuel input to the cogeneration system 103.
  • the calculation unit 11 and the heat demand forecasting unit 13 can be configured by, for example, a processor such as a CPU, MPU, or GPU.
  • the input fuel amount (m 3 ) is based on the predicted value of heat demand (MJ), the calorific value of fuel required for the heat source device 104 (MJ / m 3 ), and the conversion efficiency (%) of the heat source device 104. , Can be calculated by the following formula (1).
  • the input electric energy (kW) can be calculated by the following formula (2) based on the predicted value (kW) of the heat demand and the coefficient of performance of the heat source device 104.
  • the output unit 14 transmits the input fuel amount and the input power amount calculated by the calculation unit 11 to the cogeneration system 103 and the heat source device 104 as command values.
  • the cogeneration system 103 uses fuel according to a command value of the amount of fuel, produces heat, and supplies heat to a heat utilization device (for example, air conditioning equipment 107).
  • the cogeneration system 103 can supply the generated electric power obtained by producing heat to the heat-utilizing equipment when the heat-utilizing equipment uses the electric power (for example, the air-conditioning equipment 107). If there is a surplus in the generated power of the cogeneration system 103, it can be reverse-fed into the system or supplied to the private power equipment 109.
  • the electric power reverse-fed from the cogeneration system 103 to the system can also be supplied to the heat source device 104.
  • the heat source device 104 produces heat using fuel and electric power according to the command value of the fuel amount and the command value of the electric power amount, and heats the heat utilization device (for example, the hot water supply device 108) by the heat medium passing through the heat conduit 110. Supply.
  • thermoelectric ratio of a cogeneration system Even if the control system 101 is configured to be able to control the thermoelectric ratio, which is the ratio between the heat output and the electric power output of the cogeneration system 103, according to the ratio between the heat demand of the heat utilization device and the electric power demand. good. Similar to the above-mentioned heat demand, the electric power demand can be, for example, actual data of the past electric power demand stored in the storage unit 12 (not shown in FIG. 2).
  • FIG. 3 is a diagram showing the configuration of the cogeneration system 103.
  • the cogeneration system 103 is a first heat exchanger that exchanges heat between the power generation device 1 and the exhaust heat from the power generation device 1 as high-temperature steam (heat medium). 2 (heat recovery device), reformer 4 that reforms fuel using high temperature steam, and high temperature steam from the first heat exchanger 2 to be distributed to one or both of the heat utilization equipment and the reformer.
  • a pressure reducing device 6 pressure reducing valve is installed between the distributor 3 and the reformer 4.
  • Water is supplied to the first heat exchanger 2 via the water flow rate control device P1.
  • Fuel is supplied to the reformer 4 from the fuel supply device 7 via the fuel flow rate control device V1, and high-temperature steam is supplied from the distributor 3.
  • the water flow rate control device P1 and the fuel flow rate control device V1 are controlled by signals from the control system 101.
  • the reformer 4 has a catalyst for reforming the fuel inside, and the reformed gas is obtained by steam reforming the fuel.
  • the steam reforming of the fuel in the reformer 4 is an endothermic reaction.
  • a part of high temperature steam is used as a heat source for this endothermic reaction.
  • the reformed gas obtained by the reformer is supplied to the power generation device 1 as fuel via the reformed gas supply device 8. Therefore, a part of the heat contained in the exhaust gas of the power generation device 1 can be recovered as the calorific value of the fuel of the power generation device 1.
  • the distributor 3 controls the high temperature steam by the distributor 3, it is possible to increase the power ratio in the cogeneration system 103. That is, when all the water vapor is distributed to the heat utilization device by the control of the distributor 3, the maximum thermoelectric ratio is obtained in the cogeneration system 103, and when all the water vapor is distributed to the reformer 4, the cogeneration system 103 has the maximum thermoelectric ratio. It has the minimum thermoelectric ratio.
  • Cogeneration by controlling the thermoelectric ratio by controlling how much exhaust heat of the power generation device 1 is recovered as reformed gas (fuel) according to the ratio between the heat demand of the heat utilization device and the electric power demand.
  • the overall efficiency of the system 103 can be improved. Further, since the chemically recovered fuel is input to the power generation device, the fuel input to the power generation device 1 can be reduced.
  • the thermal energy management system 100 calculates at least one of the amount of fuel and the amount of electric power to be input to the heat source device 104 according to the heat demand of the heat utilization device (hot water supply device 108). Then, the heat source device 104 supplies heat to the heat utilization device according to the calculated fuel amount and electric power amount. In this way, by controlling the heat supply to the heat-utilizing equipment by the heat-based heat-main power-submission method, excess heat is not generated, so that the heat efficiency in the grid (area) of the heat energy management system 100 Can be improved. As a result, it leads to the reduction of primary energy, and can contribute to ensuring energy security and reducing greenhouse gases.
  • the heat energy management system 100 calculates the amount of fuel to be input to the cogeneration system 103 according to the heat demand of the heat utilization equipment (air conditioning equipment 107), and the cogeneration system 103 uses the heat according to the calculated fuel amount. Supply heat to the equipment.
  • the generated power of the cogeneration system 103 can be supplied to the heat utilization equipment, and the surplus power can be reverse-fed to the system or supplied to the private power equipment. Thereby, the total efficiency of heat and electric power of the thermal energy management system 100 can be improved.
  • the output power of the system including renewable energy is made constant, and the adjustment power by thermal power generation is also made constant, thereby improving the power generation efficiency of thermal power generation. It is desired to improve and reduce heat loss.
  • FIG. 4 is a diagram showing the configuration of the thermal energy management system 200 according to the second embodiment.
  • the thermal energy management system 200 includes a centralized power plant 202, a renewable energy power plant 203, and energy storage.
  • a unit 204, a hydrogen production unit 205, a hydrogen fuel supply unit 206, and a fuel cell vehicle 207 (moving body) are further provided.
  • the thick light-colored wire indicates the heat conduit 110
  • the thick dark-colored wire indicates the electric wire 111
  • the broken line indicates the hydrogen supply network.
  • the thin line arrow indicates the command value from the control system 201.
  • the centralized power plant 202 includes, for example, a thermal power plant or a nuclear power plant.
  • the renewable energy power plant 203 includes, for example, a wind power plant, a solar power plant, a geothermal power plant, and the like.
  • the energy storage unit 204 includes, for example, a storage battery, a pumping power plant, a charging station of an electric vehicle (EV), and the like, stores energy in the form of electric power, position energy, or the like, and releases the energy as needed.
  • EV electric vehicle
  • the hydrogen production unit 205 is, for example, an electrolyzer or a hydrogen production plant, and is responsible for producing and storing hydrogen.
  • the hydrogen produced by the hydrogen production unit 205 can be supplied to the cogeneration system 103, the heat source device 104, and the hydrogen fuel supply unit 206.
  • the cogeneration system 103 can also supply electric power to the energy storage unit 204 and the hydrogen production unit 205.
  • the hydrogen fuel supply unit 206 is, for example, a hydrogen station, and supplies hydrogen as a fuel to the fuel cell vehicle (FCV) 207.
  • FCV fuel cell vehicle
  • control system 201 has an energy storage amount or a release amount by the energy storage unit 204 and a hydrogen production amount by the hydrogen production unit 205 based on the heat demand, the power demand, and the shipping plan of the mobile fuel of the heat utilization device. , The amount of hydrogen supplied to the hydrogen fuel supply unit 206, the supply destination of the generated power by the cogeneration system 103, and the thermoelectric ratio of the cogeneration system 103 are further controlled. Details of control by the control system 201 will be described later.
  • FIG. 5 is a functional block diagram of the control system 201 according to the second embodiment.
  • the control system 201 is different from the first embodiment in that it further includes a long-term energy demand forecasting unit 25 and a short-term energy demand forecasting unit 26.
  • data on heat demand of heat utilization equipment heat demand record
  • information on cogeneration system 103 heat source equipment 104
  • hydrogen production unit device information
  • shipping plan information of mobile fuel electric power.
  • Data related to demand (actual power demand) and grid operation information are stored.
  • the system operation information includes, for example, the power generation status and power consumption status of the centralized power plant 202, the power generation status and power consumption status of the renewable energy power plant 203, and the amount of electricity stored in the energy storage unit 204.
  • the shipping plan information of the mobile fuel is, for example, the remaining amount of hydrogen in the hydrogen fuel supply unit 206, the remaining amount of charge in the charging station of the electric vehicle (mobile body), and the like.
  • the long-term energy demand forecasting unit 25 and the short-term energy demand forecasting unit 26 have long-term and short-term energy demands (energy) based on data such as heat demand actual data, electric power demand actual data, and fuel shipment actual data, respectively. Allocation) is predicted.
  • the calculation unit 21 reads out the above-mentioned various data stored in the storage unit 22, or acquires the prediction of the distribution of energy demand by the long-term energy demand prediction unit 25 and the short-term energy demand prediction unit 26, and stores the energy storage unit 204. Determines the amount of energy stored or released by the cogeneration system 103, the amount of hydrogen produced by the hydrogen production unit 205, the amount of hydrogen supplied to the hydrogen fuel supply unit 206, the supply destination of the generated power by the cogeneration system 103, and the thermoelectric ratio of the cogeneration system 103. .. The outline of these controls will be described below.
  • FIG. 6 is a graph simulating the power demand and power supply in the summer and winter of a certain year. This simulation (electric power supply and demand forecast) can be executed by, for example, the long-term energy demand forecasting unit 25 and the short-term energy demand forecasting unit 26 shown in FIG.
  • the horizontal axis of FIG. 6 is time, and the vertical axis is kW.
  • the supplied power P supply includes a base power P base, fluctuation power P re, thermal main electricity sub power force P heat, adjust power P C, the stored power P Bat_charge, power P H2 for hydrogen production.
  • the base power P base is power derived from, for example, nuclear power generation and thermal power generation (centralized power plant 202), which bears a stable output.
  • the variable power Pre is power derived from renewable energy (renewable energy power plant 203).
  • Thermal main electricity sub power force P heat is electric power generated by controlling the cogeneration system 103 in accordance with the heat demand as described in the first embodiment.
  • Regulated power P C is the power for supply power adjustment from, for example, in thermal power generation.
  • the stored electric power P bat_charge is the charged / discharged electric power of the pumped storage power generation or the storage battery (energy storage unit 204) for charging / discharging the electric power.
  • the hydrogen production power PH2 is the power used by the hydrogen production unit 205 as a device for utilizing surplus power.
  • Thermal main electricity sub power force P heat are the generated power using a fuel containing fossil fuels by cogeneration system 103, the use as an electrical not converted into heat, leading to reduction of environmental impact. Therefore, the heat main and secondary power P heat can be used for the stored power P bat_charge (storage battery, pumped storage power generation, charging station of electric vehicle, etc.) or the power demand of the consumer.
  • P bat_charge storage battery, pumped storage power generation, charging station of electric vehicle, etc.
  • the arithmetic unit 21 calculates the storage amount ( ⁇ energy amount) or production of hydrogen by the hydrogen-producing power P H2 of stored power P Bat_charge, respectively co as the control value from the output unit 24 It is output to the generation system 103 and the hydrogen production unit 205.
  • the cogeneration system 103 supplies generated power to the energy storage unit 204 or causes reverse power flow to the system according to the amount of electricity stored.
  • Hydrogen production unit 205 the city power P H2 for hydrogen by being supplied with power fluctuation P re renewable energy, stored by producing hydrogen in accordance with the hydrogen production amount.
  • the power supply and demand forecast is supply power P supply ⁇ demand power P demand
  • power is supplied from the stored power P bat_charge, or the hydrogen (fuel) produced and stored in the hydrogen production unit 205 is used as the cogeneration system 103 and the heat source.
  • the electric power generated by the cogeneration system 103 heat main electricity sub power force P heat
  • the arithmetic unit 21 calculates the power supply amount for each of the power demand of the air conditioning equipment 107, the power demand of the private power equipment 109, and the power demand of the heat source equipment 104, and the power from the stored power P bat_charge. To supply. Further, the arithmetic unit 21 calculates the thermoelectric ratio of the cogeneration system 103 according to the electric power demand of the air conditioning equipment 107, the electric power demand of the private electric power equipment 109, and the electric power demand of the heat source equipment 104 to improve the power generation amount.
  • the calculation unit 21 responds to the demands of the cogeneration system 103, the heat source device 104, and the hydrogen fuel supply unit 206 (heat demand of the air conditioning equipment 107, heat demand of the hot water supply device 108, fuel demand of the fuel cell vehicle 207).
  • the distribution of these hydrogen supply destinations (hydrogen supply amount) is determined.
  • the power supply on the order of megawatts can be covered by the power of the grid.
  • the amount of fuel input and the amount of power input to the heat source device 104 are controlled based on the heat demand, and the heat demand, power demand, and system operation are controlled.
  • the supply destination of the variable power of the renewable energy, the supply destination of the generated power by the cogeneration system 103, the thermoelectric ratio of the cogeneration system 103, the production amount or the supply amount of hydrogen are determined. Will be done.

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Abstract

本開示の熱エネルギマネジメントシステムは、熱源機器と、熱電併給が可能なコジェネレーションシステムと、前記熱源機器に熱導管により接続される第１の熱利用機器及び熱交換器と、前記コジェネレーションシステムに前記熱導管により接続される第２の熱利用機器と、自家電力設備と、前記コジェネレーションシステム及び前記自家電力設備を電力系統に接続する電線と、前記熱源機器及び前記コジェネレーションシステムを制御する制御システムと、を備え、前記制御システムは、前記第１の熱利用機器における熱需要に基づいて、前記熱源機器への投入燃料量及び投入電力量の少なくとも一方を算出して、前記熱源機器から前記第１の熱利用機器に対して熱供給させ、前記コジェネレーションシステムの発電電力を前記電力系統に逆潮流させるか、又は前記自家電力設備に供給することを特徴とする。

Description

熱エネルギマネジメントシステム
　本開示は、熱エネルギマネジメントシステムに関する。
　太陽光発電や風力発電など変動再生可能エネルギの導入拡大に伴い、系統の調整負荷が増大することが見込まれている。負荷の変動調整は主に火力発電が担っているが、負荷率に応じた発電効率が変動することにより熱損失が増大すると考えられる。
　熱エネルギを効率的に利用し、熱損失を低減するシステムとして、集中発電所等の纏まった排熱が出る箇所では蒸気タービン火力の複合発電システムが採用され、個別分散発電では熱電供給装置（コジェネレーションシステム）が用いられている。このような発電システム及び熱電供給装置は、典型的には電力グリッドに系統連系されており、電力需給管理が主体とされている。このように、熱エネルギについては、系統の電力負荷を維持するために、発電時に発生する分を受動的に利用するような「電主熱従」のシステム設計がなされている。
　熱を対象とした需給管理システムとして、例えば燃料電池システム（例えば家庭用のエネファーム）、個別熱源管理システム（例えばビル単独、宿泊施設単独）、地域・近隣設備を含めた熱供給管理・制御システムがあるものの、熱の定格運転を行う制御か、熱のみを考慮した制御がなされている。
　特許文献１には、熱電供給システムにおける発電効率及び熱の利用効率の総合効率を向上させるために、「制御装置１６は、需要家における電力需要が燃料電池システム１における燃料電池ユニット１０の定格出力未満の場合に、燃料電池ユニット１０を熱主電従モードで発電させた場合の電力の出力を試算し、試算した出力が需要家の熱需要より大きい場合、熱主電従モードで発電するように燃料電池ユニット１０を制御する」ことが開示されている（同文献の要約参照）。
特開２０１８－１２１４０５号公報
　しかしながら、特許文献１の熱電供給システムは、１つの需要家での電力需要及び熱需要に応じて燃料電池ユニットを制御するものであり、地域（グリッド）内での熱効率を向上するための制御については何ら着目されていない。
　そこで、本開示は、グリッド内の熱効率を向上した熱主電従の熱エネルギマネジメントシステムを提供する。
　上記課題を解決するために、本開示の熱エネルギマネジメントシステムは、熱源機器と、熱電併給が可能なコジェネレーションシステムと、前記熱源機器に熱導管により接続される第１の熱利用機器及び熱交換器と、前記コジェネレーションシステムに前記熱導管により接続される第２の熱利用機器と、自家電力設備と、前記コジェネレーションシステム及び前記自家電力設備を電力系統に接続する電線と、前記熱源機器及び前記コジェネレーションシステムを制御する制御システムと、を備え、前記制御システムは、前記第１の熱利用機器における熱需要に基づいて、前記熱源機器への投入燃料量及び投入電力量の少なくとも一方を算出して、前記熱源機器から前記第１の熱利用機器に対して熱供給させ、前記コジェネレーションシステムの発電電力を前記電力系統に逆潮流させるか、又は前記自家電力設備に供給することを特徴とする。
　本開示に関連する更なる特徴は、本明細書の記述、添付図面から明らかになるものである。また、本開示の態様は、要素及び多様な要素の組み合わせ及び以降の詳細な記述と添付される請求の範囲の様態により達成され実現される。
　本明細書の記述は典型的な例示に過ぎず、本開示の請求の範囲又は適用例を如何なる意味に於いても限定するものではない。
　本開示の熱エネルギマネジメントシステムによれば、グリッド内の熱効率を向上することができる。
　上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の発明を実施するための形態の説明により明らかにされる。
第１の実施形態に係る熱エネルギマネジメントシステムの構成を示す図である。 第１の実施形態に係る制御システムの機能ブロック図である。 コジェネレーションシステムの構成を示す図である。 第２の実施形態に係る熱エネルギマネジメントシステムの構成を示す図である。 第２の実施形態に係る制御システムの機能ブロック図である。 需要電力及び供給電力をシミュレーションしたグラフである。
　以下、図面を参照して本開示の実施形態を説明する。実施例は、本開示を説明するための例示であって、説明の明確化のため、適宜、省略および簡略化がなされている。本開示は、他の種々の形態でも実施することが可能である。特に限定しない限り、各構成要素は単数でも複数でも構わない。
　同一あるいは同様の機能を有する構成要素が複数ある場合には、同一の符号に異なる添字を付して説明する場合がある。また、これらの複数の構成要素を区別する必要がない場合には、添字を省略して説明する場合がある。
　実施例において、プログラムを実行して行う処理について説明する場合がある。ここで、計算機は、プロセッサ（例えばＣＰＵ、ＧＰＵ）によりプログラムを実行し、記憶資源（例えばメモリ）やインターフェースデバイス（例えば通信ポート）等を用いながら、プログラムで定められた処理を行う。そのため、プログラムを実行して行う処理の主体を、プロセッサとしてもよい。同様に、プログラムを実行して行う処理の主体が、プロセッサを有するコントローラ、装置、システム、計算機、ノードであってもよい。プログラムを実行して行う処理の主体は、演算部であれば良く、特定の処理を行う専用回路を含んでいてもよい。ここで、専用回路とは、例えばＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＣＰＬＤ（Complex Programmable Logic Device）等である。
　プログラムは、プログラムソースから計算機にインストールされてもよい。プログラムソースは、例えば、プログラム配布サーバまたは計算機が読み取り可能な記憶メディアであってもよい。プログラムソースがプログラム配布サーバの場合、プログラム配布サーバはプロセッサと配布対象のプログラムを記憶する記憶資源を含み、プログラム配布サーバのプロセッサが配布対象のプログラムを他の計算機に配布してもよい。また、実施例において、２以上のプログラムが１つのプログラムとして実現されてもよいし、１つのプログラムが２以上のプログラムとして実現されてもよい。
［第１の実施形態］
＜熱エネルギマネジメントシステムの構成例＞
　図１は、第１の実施形態に係る熱エネルギマネジメントシステム１００の構成を示す図である。図１に示すように、熱エネルギマネジメントシステム１００は、制御システム１０１、コジェネレーションシステム１０３、熱源機器１０４、熱交換器１０６、空調設備１０７（第２の熱利用機器）、給湯装置１０８（第１の熱利用機器）及び自家電力設備１０９を含む。図１において、薄い色の太線は熱導管１１０を示し、濃い色の太線は電線１１１を示している。また、細い線の矢印は制御システム１０１からの指令値を示している。
　コジェネレーションシステム１０３及び空調設備１０７は、熱導管１１０により接続されている。熱源機器１０４、熱交換器１０６及び給湯装置１０８は、熱導管１１０により接続されている。
　コジェネレーションシステム１０３は、熱電併給が可能なシステムであり、燃料タンク又はガス配管などの燃料供給機構、発電装置及び熱回収装置（図１には不図示）を有する。発電装置としては、例えば燃料電池、又は、ディーゼルエンジン若しくは火花点火エンジン等を用いた公知のエンジン発電機等が挙げられる。コジェネレーションシステム１０３の燃料としては、発電装置に応じて、例えば再生可能エネルギ（例えば水素）、天然ガス、石油、バイオマス等が用いられる。
　コジェネレーションシステム１０３は、発電装置の発電電力を空調設備１０７に供給し、余剰電力がある場合は、系統に逆潮流させるか、自家電力設備１０９に供給する。熱回収装置は例えば熱交換器であり、発電装置の熱を回収して、熱導管１１０中の熱媒体により空調設備１０７に供給する。
　熱源機器１０４は、例えばボイラ、バーナ、冷凍機、ヒートポンプ等であり、温熱及び冷熱（熱媒体：温水、蒸気、冷水、冷風）の形態で、熱導管１１０を通して給湯装置１０８などの熱利用機器に対して熱供給する。熱源機器１０４へは、燃料タンク又はガス配管などの燃料供給機構から燃料を供給可能に構成されている。熱源機器１０４へは、電力系統から電力を供給可能に構成されている。
　通常、熱源機器１０４への電力は電力系統から賄うことができるが、電力需要が大きいときは、コジェネレーションシステム１０３の発電電力を電力系統を介して熱源機器１０４に供給することができる。
　図１においては、熱源機器１０４が１つのみ図示されているが、複数種類の熱利用機器に対し、それぞれ異なる複数種類の熱源機器１０４が熱導管１１０により接続されていてもよい。熱源機器１０４には、熱源として燃料を要するもの、電力を要するもの、燃料及び電力を要するものがあり、熱源に応じて、制御システム１０１により投入燃料量及び投入電力量が制御される。
　空調設備１０７及び自家電力設備１０９は、それぞれ電線１１１によりコジェネレーションシステム１０３及び電力系統に接続され、コジェネレーションシステム１０３及び電力系統から電力を供給することができる。
　熱導管１１０及び電線１１１は、図１に示すように別個に設けられていてもよいし、１つの配管に統合されていてもよい。
　制御システム１０１は、空調設備１０７の熱需要に応じて、コジェネレーションシステム１０３への投入燃料量を算出し、コジェネレーションシステム１０３へ出力する。また、制御システム１０１は、給湯装置１０８の熱需要に応じて、熱源機器１０４への投入燃料量を算出し、熱源機器１０４が電力を要する場合は、熱源機器１０４への投入電力量を算出して、熱源機器１０４へ出力する。熱源機器１０４は、投入電力量に応じて系統から電力を受電するか、コジェネレーションシステム１０３の発電電力を系統を介して受電する。
　制御システム１０１による、コジェネレーションシステム１０３及び熱源機器１０４への投入燃料量及び投入電力量の算出の詳細については後述する。
　図１においては、コジェネレーションシステム１０３が１つのみ図示されているが、熱エネルギマネジメントシステム１００は、コジェネレーションシステム１０３を複数種類備えていてもよい。また、コジェネレーションシステム１０３からの熱が空調設備１０７に供給され、熱源機器１０４からの熱が給湯装置１０８に供給される例が示されているが、コジェネレーションシステム１０３及び熱源機器１０４が熱供給する熱利用機器の種類はこれらに限定されない。また、１つのコジェネレーションシステム１０３に対し、複数の熱利用機器が接続され、１つの熱源機器１０４に複数の熱利用機器が接続されていてもよい。
＜制御システムの構成例＞
　図２は、第１の実施形態に係る制御システム１０１の機能ブロック図である。図２に示すように、制御システム１０１は、演算部１１、記憶部１２、熱需要予測部１３及び出力部１４を備える。
　記憶部１２は、熱利用機器の熱需要（実績）に関するデータ、コジェネレーションシステム１０３及び熱源機器１０４に関するデータ（装置情報）を記憶する。熱需要に関するデータは、例えば、過去の熱需要の実績データであり、実績データは、例えば、熱利用機器への熱媒体の流量の測定値及び熱源機器１０４の効率から算出することができる。
　記憶部１２のハードウェア構成としては、例えばＲＡＭなどのメモリ、ハードディスクドライブ又はソリッドステートドライブなどの記憶装置、データベースを有するサーバ装置などを用いることができ、演算部１１及び熱需要予測部１３によって読み出し可能にデータを格納できれば特に限定はない。
　熱需要予測部１３は、記憶部１２から熱利用機器の熱需要に関するデータを読み出し、熱需要に関するデータに基づいて、熱需要の予測値を算出する。熱需要の予測値は、例えば、過去１年間の熱需要の実績データを用いて、昨年の同じ日の同じ時間の熱需要とすることができる。また、複数年分の熱需要の実績データを用いて、平均値、中央値などの統計データを熱需要の予測値としてもよい。さらに、熱需要の実績データを機械学習することにより熱需要の予測値を取得してもよい。熱需要の予測値の算出にあたり、熱需要及び電力需要を増大させ得るイベントに応じて需給予測をすることもできる。また、熱エネルギマネジメントシステム１００のグリッド内に新たな設備（熱利用機器）が導入される場合には、新たな設備による熱需要についても考慮するようにしてもよい。
　演算部１１は、熱需要予測部１３から熱需要の予測値を取得して、熱源機器１０４への投入燃料量及び投入電力量と、コジェネレーションシステム１０３への投入燃料量を算出する。演算部１１及び熱需要予測部１３は、例えばＣＰＵ、ＭＰＵ又はＧＰＵなどのプロセッサにより構成することができる。
　投入燃料量（ｍ３）は、熱需要の予測値（ＭＪ）と、熱源機器１０４に必要な燃料の発熱量（ＭＪ／ｍ３）と、熱源機器１０４の変換効率（％）とに基づいて、下記式（１）により算出することができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　投入電力量（ｋＷ）は、熱需要の予測値（ｋＷ）と、熱源機器１０４の成績係数とに基づいて、下記式（２）により算出することができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　出力部１４は、演算部１１が算出した投入燃料量及び投入電力量を指令値として、コジェネレーションシステム１０３及び熱源機器１０４に送信する。コジェネレーションシステム１０３は、燃料量の指令値に応じて燃料を使用し、熱を生産し、熱利用機器（例えば空調設備１０７）へ熱供給する。コジェネレーションシステム１０３は、熱の生産に伴い得られる発電電力については、熱利用機器が電力を使用する場合（例えば空調設備１０７）は当該熱利用機器に供給することができる。コジェネレーションシステム１０３の発電電力に余剰がある場合は、系統に逆潮流させるか、自家電力設備１０９に供給することができる。コジェネレーションシステム１０３から系統に逆潮流させた電力については、熱源機器１０４に供給することもできる。
　熱源機器１０４は、燃料量の指令値及び電力量の指令値に応じて燃料及び電力を使用して熱を生産し、熱導管１１０を通る熱媒体により熱利用機器（例えば給湯装置１０８）に熱供給する。
＜コジェネレーションシステムの熱電比の制御方法＞
　制御システム１０１は、熱利用機器の熱需要と、電力需要との比に応じて、コジェネレーションシステム１０３の熱の出力と電力の出力との比である熱電比を制御可能に構成されていてもよい。電力需要は、上述の熱需要と同様に、例えば記憶部１２に格納された過去の電力需要の実績データとすることができる（図２には不図示）。
　図３は、コジェネレーションシステム１０３の構成を示す図である。図３に示すように、熱電比を制御可能とする場合、コジェネレーションシステム１０３は、発電装置１と、発電装置１からの排熱を高温水蒸気（熱媒体）として熱交換する第一熱交換器２（熱回収装置）と、高温水蒸気を用いて燃料を改質する改質器４と、第一熱交換器２からの高温水蒸気を熱利用機器及び改質器の一方又は双方へ分配するための分配器３と、を備える。分配器３と改質器４との間には、減圧器６（減圧弁）が設置されている。
　第一熱交換器２へは、水流量制御装置Ｐ１を介して水が供給される。改質器４には、燃料流量制御装置Ｖ１を介して燃料供給装置７から燃料が供給され、分配器３から高温水蒸気が供給される。水流量制御装置Ｐ１及び燃料流量制御装置Ｖ１は、制御システム１０１からの信号により制御される。
　改質器４は、その内部に燃料改質を行うための触媒を有しており、燃料を水蒸気改質することにより改質ガスを得る。例えば燃料がメタンである場合の水蒸気改質の反応式は、以下の通りである。
　ＣＨ４＋２Ｈ２Ｏ＝４Ｈ２＋ＣＯ２－１６５ｋＪ
　このように、改質器４における燃料の水蒸気改質は吸熱反応である。この吸熱反応の熱源として高温水蒸気の一部が用いられる。改質器により得られた改質ガスは、改質ガス供給装置８を介して発電装置１に燃料として供給される。このため、発電装置１の排気が有する熱の一部は、発電装置１の燃料の発熱量として回収可能となる。
　これにより、発電装置１の排熱の一部を熱利用装置へ供給せずに燃料熱量として回収することができ、コジェネレーションシステム１０３へ供給する単位燃料熱量に対して発電出力が増大し、発電効率が高くなる。
　よって、分配器３による高温水蒸気の制御により、コジェネレーションシステム１０３における電力比率を高めることが可能となる。すなわち、分配器３の制御により、熱利用装置へ全ての水蒸気を分配する場合には、コジェネレーションシステム１０３において最大の熱電比になり、改質器４へ全ての水蒸気を分配する場合には、最小の熱電比になる。
　熱利用機器の熱需要と、電力需要との比に応じて、発電装置１の排熱をどれだけ改質ガス（燃料）として回収するかを制御して熱電比を制御することにより、コジェネレーションシステム１０３の総合効率を向上することができる。また、化学回収した燃料が発電装置に投入されるので、発電装置１への投入燃料を削減することができる。
＜技術的効果＞
　以上のように、第１の実施形態に係る熱エネルギマネジメントシステム１００は、熱利用機器（給湯装置１０８）の熱需要に応じて、熱源機器１０４へ投入する燃料量及び電力量の少なくとも一方を算出し、熱源機器１０４は、算出した燃料量及び電力量に従って熱利用機器へ熱を供給する。このように、熱を主体とする熱主電従方式で熱利用機器への熱供給を制御することにより、余剰の熱が発生しないので、熱エネルギマネジメントシステム１００のグリッド（エリア）内での熱効率を向上することができる。結果として、一次エネルギの削減につながり、エネルギセキュリティ確保及び温室効果ガスの削減にも貢献することができる。
　また、熱エネルギマネジメントシステム１００は、熱利用機器（空調設備１０７）の熱需要に応じて、コジェネレーションシステム１０３へ投入する燃料量を算出し、コジェネレーションシステム１０３は、算出した燃料量に従って熱利用機器へ熱を供給する。コジェネレーションシステム１０３の発電電力は熱利用機器に供給し、余剰電力については、系統に逆潮流させるか、自家電力設備に供給することができる。これにより、熱エネルギマネジメントシステム１００の熱及び電力の総合効率を向上することができる。
［第２の実施形態］
　上述の第１の実施形態においては、熱利用機器の熱需要の予測値に応じて、熱源機器への投入燃料量及び投入電力量を制御する熱エネルギマネジメントシステムを説明した。このように熱需要に応じて熱を生産して副次的に電力を得るので、得られる電力には、再生可能エネルギのように変動が生じる。
　再生可能エネルギの変動調整負荷の増大を緩和するためには、再生可能エネルギを含めたシステムの出力電力を一定にし、これにより火力発電による調整電力も一定にすることで、火力発電の発電効率を向上させて熱損失を低減することが望まれる。
　また、代表的なコジェネレーションシステムとして水素を燃料とする燃料電池の普及が広まっていることと、再生可能エネルギとして水素の使用が拡大していることから、水素の需給管理についても制御することが望まれる。そこで、第２の実施形態においては、再生可能エネルギの変動電力を考慮して、水素の製造及びエネルギの備蓄について制御する技術を提案する。
＜熱エネルギマネジメントシステムの構成例＞
　図４は、第２の実施形態に係る熱エネルギマネジメントシステム２００の構成を示す図である。図４に示すように、熱エネルギマネジメントシステム２００は、第１の実施形態の熱エネルギマネジメントシステム１００（図１）と同様の構成に加え、集中発電所２０２、再生可能エネルギ発電所２０３、蓄エネルギ部２０４、水素製造部２０５、水素燃料供給部２０６、燃料電池自動車２０７（移動体）をさらに備える。図４において、薄い色の太線は熱導管１１０を示し、濃い色の太線は電線１１１を示し、破線は水素の供給網を示している。また、細い線の矢印は制御システム２０１からの指令値を示している。
　集中発電所２０２は、例えば火力発電所又は原子力発電所などを含む。再生可能エネルギ発電所２０３は、例えば風力発電所、太陽光発電所又は地熱発電所などを含む。蓄エネルギ部２０４は、例えば蓄電池、揚水発電所、電気自動車（ＥＶ）の充電スタンドなどを含み、電力又は位置エネルギ等の形態でエネルギを備蓄し、必要に応じて放出する。
　水素製造部２０５は、例えば電気分解装置又は水素製造プラントなどであり、水素の製造及び貯蔵を担う。水素製造部２０５で製造された水素は、コジェネレーションシステム１０３、熱源機器１０４及び水素燃料供給部２０６へ供給することができる。
　本実施形態において、コジェネレーションシステム１０３は、蓄エネルギ部２０４及び水素製造部２０５に対しても電力を供給することができる。
　水素燃料供給部２０６は、例えば水素ステーションであり、燃料電池自動車（ＦＣＶ）２０７に対し燃料としての水素を供給する。
　本実施形態において、制御システム２０１は、熱利用機器の熱需要、電力需要及び移動体燃料の出荷計画に基づいて、蓄エネルギ部２０４による蓄エネルギ量若しくは放出量、水素製造部２０５による水素製造量、水素燃料供給部２０６への水素供給量、コジェネレーションシステム１０３による発電電力の供給先、並びにコジェネレーションシステム１０３の熱電比をさらに制御する。制御システム２０１による制御の詳細については後述する。
＜制御システムの構成例＞
　図５は、第２の実施形態に係る制御システム２０１の機能ブロック図である。図５に示すように、制御システム２０１は、長期エネルギ需要予測部２５及び短期エネルギ需要予測部２６をさらに備える点で、第１の実施形態と異なっている。また、記憶部２２には、熱利用機器の熱需要に関するデータ（熱需要実績）、コジェネレーションシステム１０３、熱源機器１０４及び水素製造部に関する情報（装置情報）、移動体燃料の出荷計画情報、電力需要に関するデータ（電力需要実績）及び系統運用情報が格納される。
　系統運用情報は、例えば、集中発電所２０２の発電状況及び電力消費状況、再生可能エネルギ発電所２０３による発電状況及び電力消費状況、蓄エネルギ部２０４の蓄電量などである。
　移動体燃料の出荷計画情報は、例えば、水素燃料供給部２０６の水素残量、電気自動車（移動体）の充電スタンドの充電残量などである。
　長期エネルギ需要予測部２５及び短期エネルギ需要予測部２６は、熱需要の実績データ、電力需要の実績データ、燃料出荷実績データなどのデータに基づいて、それぞれ長期的及び短期的なエネルギの需要（エネルギ配分）を予測する。
　演算部２１は、記憶部２２に格納された上記の各種データを読み出し、又は、長期エネルギ需要予測部２５及び短期エネルギ需要予測部２６によるエネルギ需要の配分の予測を取得して、蓄エネルギ部２０４による蓄エネルギ量若しくは放出量、水素製造部２０５による水素製造量、水素燃料供給部２０６への水素供給量、コジェネレーションシステム１０３による発電電力の供給先、並びにコジェネレーションシステム１０３の熱電比を決定する。これらの制御の概要について、以下説明する。
　図６は、ある年の夏季及び冬季における需要電力及び供給電力をシミュレーションしたグラフである。このシミュレーション（電力需給予測）は、例えば図５に示した長期エネルギ需要予測部２５及び短期エネルギ需要予測部２６により実行することができる。図６の横軸は時間であり、縦軸はｋＷである。
　需要電力Ｐｄｅｍａｎｄと供給電力Ｐｓｕｐｐｌｙは、同時刻において電力が一致するように制御され、電力系統が維持されている。需要電力Ｐｄｅｍａｎｄは、産業電力や一般家庭などの需要家の都合により常に変動するため、制御又は調整することが難しい。このため、供給電力Ｐｓｕｐｐｌｙを調整することで需給調整を担う必要がある。図６に示すように、供給電力Ｐｓｕｐｐｌｙは、ベース電力Ｐｂａｓｅ、変動電力Ｐｒｅ、熱主電従電力Ｐｈｅａｔ、調整電力ＰＣ、蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅ、水素製造用電力ＰＨ２を含む。
　ベース電力Ｐｂａｓｅは、安定的な出力を担う、例えば原子力発電及び火力発電（集中発電所２０２）由来の電力である。変動電力Ｐｒｅは、再生可能エネルギ（再生可能エネルギ発電所２０３）に由来する電力である。熱主電従電力Ｐｈｅａｔは、第１の実施形態で説明したように熱需要に応じてコジェネレーションシステム１０３を制御することにより発電される電力である。調整電力ＰＣは、例えば火力発電に由来する需給電力調整用の電力である。蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅは、電力の充放電用としての揚水発電や蓄電池（蓄エネルギ部２０４）の充放電電力である。水素製造用電力ＰＨ２は、余剰電力の利用機器としての水素製造部２０５の使用電力である。
　需要電力Ｐｄｅｍａｎｄと供給電力Ｐｓｕｐｐｌｙとの関係を表すと、下記式（３）のようになる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　ここで、電力需給予測が、供給電力Ｐｓｕｐｐｌｙ＞需要電力Ｐｄｅｍａｎｄとなる場合、ΔＰ＝Ｐｓｕｐｐｌｙ－Ｐｄｅｍａｎｄを蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅ又は水素製造用電力ＰＨ２の少なくとも１つのいずれかに変換することで、電力の需給バランスを調整することができる。
　熱主電従電力Ｐｈｅａｔは、コジェネレーションシステム１０３による化石燃料を含む燃料を用いた発電電力であるため、熱に変換せず電気として利用することで、環境負荷の軽減につながる。したがって、熱主電従電力Ｐｈｅａｔは、蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅ（蓄電池、揚水発電の揚水、電気自動車の充電スタンドなど）又は需要家の電力需要に用いることができる。
　また、再生可能エネルギの変動電力Ｐｒｅを水素製造用電力ＰＨ２に用いることで、変動電力Ｐｒｅを調整するための調整電力Ｐｃの調整負荷を低減することができる。
　以上のことを換言すれば、演算部２１は、蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅの蓄電量（蓄エネルギ量）又は水素製造用電力ＰＨ２による水素の製造量を算出し、出力部２４から制御値としてそれぞれコジェネレーションシステム１０３及び水素製造部２０５に出力する。コジェネレーションシステム１０３は、蓄電量に応じて蓄エネルギ部２０４に発電電力を供給するか、系統に逆潮流させる。水素製造部２０５は、再生可能エネルギの変動電力Ｐｒｅの供給を受けて水素製造用電力ＰＨ２をとし、水素製造量に応じて水素を製造して貯蔵する。
　電力需給予測が供給電力Ｐｓｕｐｐｌｙ＜需要電力Ｐｄｅｍａｎｄとなる場合は、蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅから電力を供給するか、水素製造部２０５で製造及び貯蔵された水素（燃料）をコジェネレーションシステム１０３、熱源機器１０４若しくは水素燃料供給部２０６に供給する、又は、コジェネレーションシステム１０３の発電比率を大きく（熱電比を小さく）して熱主電従電力Ｐｈｅａｔを増大させるように制御することができる。このとき、コジェネレーションシステム１０３の発電電力（熱主電従電力Ｐｈｅａｔ）は、系統を経由して熱源機器１０４へ供給することもできる。
　換言すれば、演算部２１は、空調設備１０７の電力需要、自家電力設備１０９の電力需要、熱源機器１０４の電力需要に応じて、それぞれに対する電力供給量を算出し、蓄電電力Ｐｂａｔ＿ｃｈａｒｇｅからの電力を供給させる。また、演算部２１は、空調設備１０７の電力需要、自家電力設備１０９の電力需要、熱源機器１０４の電力需要に応じて、コジェネレーションシステム１０３の熱電比を算出して発電量を向上させる。また、演算部２１は、コジェネレーションシステム１０３、熱源機器１０４、水素燃料供給部２０６の需要（空調設備１０７の熱需要、給湯装置１０８の熱需要、燃料電池自動車２０７の燃料需要）に応じて、これらの水素の供給先の配分（水素供給量）を決定する。
　なお、大規模な電力不足時には、例えばメガワットオーダーの電力供給については、系統の電力により賄うことができる。
＜技術的効果＞
　以上のように、第２の実施形態に係る熱エネルギマネジメントシステム２００において、熱需要に基づいて熱源機器１０４への投入燃料量及び投入電力量が制御されるとともに、熱需要、電力需要、系統運用情報、移動体燃料の出荷計画に基づいて、再生可能エネルギの変動電力の供給先、コジェネレーションシステム１０３による発電電力の供給先、コジェネレーションシステム１０３の熱電比、水素の製造量若しくは供給量が決定される。このようにして熱エネルギマネジメントシステム２００内の電力の需給バランスを一定にすることで、総合効率を向上することができる。また、再生可能エネルギの電力を水素の製造に用いることにより、主に火力発電による変動調整電力の負荷の変動を緩和し、調整負荷の変動による熱損失を低減することができる。
［変形例］
　本開示は、上述した実施形態に限定されるものでなく、様々な変形例を含んでいる。例えば、上述した実施形態は、本開示を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備える必要はない。また、ある実施形態の一部を他の実施形態の構成に置き換えることができる。また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることもできる。また、各実施形態の構成の一部について、他の実施形態の構成の一部を追加、削除又は置換することもできる。
１００、２００：熱エネルギマネジメントシステム
１０１、２０１：制御システム
１０３：コジェネレーションシステム
１０４：熱源機器
１０６：熱交換器
１０７：空調設備
１０８：給湯装置
１０９：自家電力設備
１１０：熱導管
１１１：電線
２０２：集中発電所
２０３：再生可能エネルギ発電所
２０４：蓄エネルギ部
２０５：水素製造部
２０６：水素燃料供給部
２０７：燃料電池自動車

Claims (7)

  1. 　熱源機器と、
    　熱電併給が可能なコジェネレーションシステムと、
    　前記熱源機器に熱導管により接続される第１の熱利用機器及び熱交換器と、
    　前記コジェネレーションシステムに前記熱導管により接続される第２の熱利用機器と、
    　自家電力設備と、
    　前記コジェネレーションシステム及び前記自家電力設備を電力系統に接続する電線と、
    　前記熱源機器及び前記コジェネレーションシステムを制御する制御システムと、を備え、
    　前記制御システムは、
    　前記第１の熱利用機器における熱需要に基づいて、前記熱源機器への投入燃料量及び投入電力量の少なくとも一方を算出して、前記熱源機器から前記第１の熱利用機器に対して熱供給させ、
    　前記コジェネレーションシステムの発電電力を前記電力系統に逆潮流させるか、又は前記自家電力設備に供給する
    　熱エネルギマネジメントシステム。
  2. 　前記制御システムは、
    　前記熱需要及び電力需要に基づいて、前記コジェネレーションシステムの熱電比を制御する
    　請求項１に記載の熱エネルギマネジメントシステム。
  3. 　水素製造部と、
    　蓄エネルギ部と、をさらに備え、
    　前記制御システムは、
    　前記熱需要、電力需要及び移動体燃料の出荷計画に基づいて、前記水素製造部による水素の製造量若しくは供給量、又は、前記蓄エネルギ部への蓄エネルギ量若しくは放出量を制御する
    　請求項１に記載の熱エネルギマネジメントシステム。
  4. 　前記制御システムは、
    　前記コジェネレーションシステムの発電電力が前記電力需要より大きい場合は、前記発電電力を前記蓄エネルギ部、前記水素製造部及び前記自家電力設備のうち少なくとも１つに供給し、
    　前記コジェネレーションシステムの前記発電電力が前記電力需要未満である場合は、前記蓄エネルギ部から電力を賄い、前記コジェネレーションシステムの熱電比を下げて発電比率を向上させる
    　請求項３に記載の熱エネルギマネジメントシステム。
  5. 　前記制御システムは、さらに、
    　前記第２の熱利用機器における熱需要に基づいて、前記コジェネレーションシステムへの投入燃料量を算出して、前記コジェネレーションシステムから前記第２の熱利用機器に対して熱供給させる
    　請求項１に記載の熱エネルギマネジメントシステム。
  6. 　前記制御システムは、
    　前記熱需要の実績データに基づいて前記熱需要の予測値を算出し、前記熱需要の予測値に基づいて、前記熱源機器への投入燃料量及び投入電力量の少なくとも一方を算出する
    　請求項１に記載の熱エネルギマネジメントシステム。
  7. 　前記コジェネレーションシステムは、
    　発電装置と、
    　前記発電装置からの熱を熱媒体に回収する熱回収装置と、
    　前記コジェネレーションシステムに供給される燃料を改質する改質器と、
    　前記熱回収装置からの前記熱媒体を前記第２の熱利用機器及び前記改質器に分配する分配器と、を備え、
    　前記制御システムは、
    　前記熱需要及び前記電力需要に基づいて、前記熱回収装置に供給する前記熱媒体の量と、前記分配器による分配比と、前記改質器に供給する前記燃料の量とを制御する
    　請求項２に記載の熱エネルギマネジメントシステム。
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