WO2025258518A1 - エネルギ管理システム - Google Patents

エネルギ管理システム

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WO2025258518A1
WO2025258518A1 PCT/JP2025/020625 JP2025020625W WO2025258518A1 WO 2025258518 A1 WO2025258518 A1 WO 2025258518A1 JP 2025020625 W JP2025020625 W JP 2025020625W WO 2025258518 A1 WO2025258518 A1 WO 2025258518A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hydrogen
operating mode
management system
energy management
prime mover
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
PCT/JP2025/020625
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English (en)
French (fr)
Inventor
和彦 谷村
石原　信哉
潤哉 有信
勝也 森
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Kawasaki Heavy Industries Ltd
Kawasaki Motors Ltd
Original Assignee
Kawasaki Heavy Industries Ltd
Kawasaki Jukogyo KK
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Filing date
Publication date
Application filed by Kawasaki Heavy Industries Ltd, Kawasaki Jukogyo KK filed Critical Kawasaki Heavy Industries Ltd
Publication of WO2025258518A1 publication Critical patent/WO2025258518A1/ja
Pending legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel

Definitions

  • the technology disclosed herein relates to an energy management system.
  • Patent Document 1 discloses an energy management system that manages electricity, heat, etc. according to the electricity demand and heat demand on site.
  • hydrogen is produced by a water electrolysis device, and fuel cells use the hydrogen to generate electricity. Power generation is also performed by a gas turbine.
  • the technology disclosed here was developed in light of these issues, and its purpose is to make effective use of energy such as electricity.
  • the energy management system disclosed herein comprises a water electrolysis device that electrolyzes water to produce hydrogen, a hydrogen storage tank that stores the hydrogen produced by the water electrolysis device, a prime mover that operates using hydrogen supplied from the hydrogen storage tank as fuel to drive a generator, a heat storage device that stores waste heat from the prime mover, and a control device that switches between a first operating mode in which the water electrolysis device is operated to store hydrogen in the hydrogen storage tank, and a second operating mode in which hydrogen is supplied from the hydrogen storage tank to operate the prime mover.
  • the energy management system allows for the effective use of energy such as electricity.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of an energy management system.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the hardware configuration of the control device.
  • FIG. 3 is a functional block diagram showing the configuration of the control system of the processor.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the energy flow in a first operating mode of the energy management system.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the energy flow in the second operating mode of the energy management system.
  • FIG. 6 is a flowchart of the energy management process of the control device.
  • Figure 1 is a schematic diagram of an energy management system 100.
  • dashed lines indicate hydrogen lines
  • dashed lines indicate power lines
  • dashed lines indicate steam lines. This also applies to Figures 4 and 5 described below.
  • the energy management system 100 includes a water electrolysis device 1 that electrolyzes water to produce hydrogen, a hydrogen storage tank 2 that stores the hydrogen produced by the water electrolysis device 1, a prime mover 3 that operates using hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 2 as fuel to drive a generator 6, a heat storage device 4 that stores waste heat from the prime mover 3, and a control device 5.
  • the control device 5 controls the entire energy management system 100.
  • the energy management system 100 switches between generating and storing hydrogen using the water electrolysis device 1 and the hydrogen storage tank 2, and generating electricity using the stored hydrogen using the prime mover 3 and the generator 6.
  • the energy management system 100 efficiently utilizes energy by switching between generating and storing hydrogen and generating electricity using the stored hydrogen depending on the power supply situation.
  • the energy management system 100 may further include a storage battery 62.
  • the storage battery 62 stores power from the generator 6.
  • the storage battery 62 may store power from at least one of the power company 110 and the renewable energy power generation facility 120, which will be described later.
  • the energy management system 100 configures a cogeneration system with the prime mover 3, the generator 6, and the heat storage device 4.
  • the energy management system 100 generates electricity using the prime mover 3 and the generator 6, while recovering and utilizing heat emitted from the prime mover 3.
  • the energy management system 100 stores the waste heat of the prime mover 3 in the heat storage device 4.
  • the energy management system 100 may further include a waste heat boiler 7 that generates steam using the waste heat of the prime mover 3.
  • the energy management system 100 is installed at a site S, such as a factory. Electricity-using equipment and heat-using equipment are installed at the site S.
  • the energy management system 100 supplies power to the electricity-using equipment.
  • the electricity-using equipment is, for example, mechanical equipment installed in a factory.
  • the heat-using equipment is a dryer or an air conditioning system. Hot water stored in the heat storage device 4 can be supplied to the heat-using equipment. A dryer heats air with hot water from the heat storage device 4 and dries the object by spraying the heated air onto it.
  • the air conditioning system is an absorption chiller.
  • the refrigerant is, for example, water.
  • An absorption chiller performs a cycle including four actions: evaporation, absorption, regeneration, and condensation. In an absorption chiller, hot water from the heat storage device 4 is used to heat and evaporate the refrigerant in the regeneration process. In an absorption chiller, cold water is produced in the evaporation process and used to cool the air.
  • Power supply source E here does not include generator 6.
  • power supply source E is at least one of an electric power company 110 and a renewable energy power generation facility 120.
  • the renewable energy power generation facility 120 generates power using renewable energy such as solar, wind, or geothermal energy.
  • the energy management system 100 supplies power from power supply source E to devices included in the energy management system 100, such as the water electrolysis device 1.
  • the energy management system 100 supplies power from power supply source E to power-using equipment and the like within site S.
  • the energy management system 100 supplies the generated electricity to the power-using equipment.
  • the energy management system 100 supplies electricity from the electric power company 110, i.e., purchases electricity, and supplies electricity to the electric power company 110, i.e., sells electricity.
  • the energy management system 100 may also supply the generated electricity to the electric power company 110.
  • the water electrolysis device 1 electrolyzes water to produce hydrogen.
  • the water electrolysis device 1 may be an alkaline water electrolysis device, a polymer electrolyte membrane (PEM) water electrolysis device, or an anion exchange membrane (AEM) water electrolysis device.
  • the water electrolysis device 1 operates on electricity. Water is supplied to the water electrolysis device 1.
  • the water electrolysis device 1 electrolyzes the water in the electrolysis cell by applying a voltage between a pair of electrodes installed in the electrolysis cell.
  • the water electrolysis device 1 produces hydrogen and oxygen.
  • the water electrolysis device 1 is connected to the hydrogen storage tank 2 via the first hydrogen pipe L1.
  • the hydrogen produced by the water electrolysis device 1 is supplied to the hydrogen storage tank 2 via the first hydrogen pipe L1.
  • a compressor 11 is disposed in the first hydrogen pipe L1.
  • the compressor 11 compresses the hydrogen supplied via the first hydrogen pipe L1.
  • the water electrolysis device 1 is connected to the compressor 11 via the first hydrogen pipe L1.
  • Hydrogen generated by the water electrolysis device 1 is supplied to the compressor 11 via the first hydrogen pipe L1.
  • the compressor 11 is connected to the hydrogen storage tank 2 via the first hydrogen pipe L1.
  • the hydrogen compressed by the compressor 11 is supplied to the hydrogen storage tank 2 via the first hydrogen pipe L1.
  • the hydrogen storage tank 2 stores the hydrogen produced by the water electrolysis device 1 in a compressed state.
  • the hydrogen storage tank 2 stores hydrogen at a relatively high pressure.
  • the pressure of the hydrogen stored in the hydrogen storage tank 2 is 1 MPa or higher, e.g., 20 MPa or higher.
  • the hydrogen storage tank 2 can switch between releasing and stopping the release of stored hydrogen.
  • the hydrogen storage tank 2 is equipped with a valve that switches between releasing and stopping the release of hydrogen.
  • the hydrogen storage tank 2 is connected to the prime mover 3 via the second hydrogen pipe L2.
  • the hydrogen stored in the hydrogen storage tank 2 is supplied to the prime mover 3 via the second hydrogen pipe L2.
  • an expander 21 is disposed in the second hydrogen pipe L2.
  • the expander 21 expands and reduces the pressure of hydrogen.
  • the hydrogen storage tank 2 is connected to the expander 21 via the second hydrogen pipe L2.
  • Hydrogen stored in the hydrogen storage tank 2 is supplied to the expander 21 via the second hydrogen pipe L2.
  • the expander 21 is connected to the prime mover 3 via the second hydrogen pipe L2.
  • the hydrogen depressurized by the expander 21 is supplied to the prime mover 3.
  • the expander 21 converts the hydrogen pressure into work.
  • the expander 21 includes a generator.
  • the expander 21 is driven by the work converted from the hydrogen pressure.
  • the expander 21 converts the hydrogen pressure into electricity.
  • the prime mover 3 is, for example, a gas turbine.
  • the prime mover 3 operates using hydrogen gas as fuel.
  • the prime mover 3 has a combustor that burns compressed air and fuel, a fuel supply system that supplies fuel to the combustor, and a turbine that is rotated by the combustion gas from the combustor.
  • the prime mover 3 outputs rotational force as power.
  • the fuel supply system supplies liquefied natural gas (LNG) and hydrogen gas as fuel.
  • LNG liquefied natural gas
  • the fuel supply system switches the fuel between liquefied natural gas and hydrogen gas.
  • the prime mover 3 operates not only on hydrogen gas, but also on natural gas.
  • the prime mover 3 may also operate on a mixture of hydrogen gas and natural gas.
  • the generator 6 is driven by the prime mover 3 to generate electricity. In other words, the generator 6 converts the rotational force of the prime mover 3 into electric power.
  • the electric power from the generator 6 is supplied to at least one of the electrical equipment, the storage battery 62, and the electric power company 110.
  • the storage battery 62 stores power from the generator 6.
  • the storage battery 62 may store power from at least one of the power company 110 and the renewable energy power generation facility 120.
  • the waste heat boiler 7 recovers heat from the exhaust gas of the prime mover 3 and uses the recovered heat to generate steam.
  • the exhaust pipe L3 of the prime mover 3 is connected to the waste heat boiler 7.
  • the exhaust gas from the prime mover 3 is supplied to the waste heat boiler 7.
  • the waste heat boiler 7 has a heat exchanger that exchanges heat between the exhaust gas and water. The heat exchanger evaporates the water using the heat of the exhaust gas to generate steam.
  • the heat storage device 4 is a hot water tank that stores hot water.
  • the waste heat boiler 7 is connected to the heat storage device 4, i.e., the hot water tank, via a steam pipe L4. That is, steam from the waste heat boiler 7 is supplied to the heat storage device 4 as steam via the steam pipe L4.
  • the steam supplied to the heat storage device 4 is blown into the water stored in the heat storage device 4, condenses, and stores the hot water. In this way, the heat storage device 4 recovers and stores the waste heat of the prime mover 3 via the waste heat boiler 7.
  • the heat storage device 4 may include an electric heater 41.
  • the heat storage device 4 heats the hot water using the electric heater 41 as needed.
  • a hot water pipe L5 is connected to the heat storage device 4.
  • the hot water stored in the heat storage device 4 is released via the hot water pipe L5.
  • the hot water pipe L5 is connected to heat-using equipment.
  • the control device 5 operates the water electrolysis device 1 to store hydrogen in the hydrogen storage tank 2. This operating mode is referred to as the "first operating mode.”
  • the control device 5 supplies hydrogen from the hydrogen storage tank 2 to the prime mover 3 to operate it.
  • the prime mover 3 drives the generator 6 to generate electricity.
  • This operating mode is referred to as the "second operating mode.”
  • the control device 5 switches between the first operating mode and the second operating mode. More specifically, the control device 5 switches between the first operating mode and the second operating mode depending on the supply status of power from the power supply source E.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the hardware configuration of the control device 5.
  • the control device 5 has a processor 51, a storage device 52, and a memory 53.
  • the processor 51 controls the entire control device 5.
  • the processor 51 performs various types of arithmetic processing.
  • the processor 51 is a processor such as a CPU (Central Processing Unit).
  • the processor 51 may also be an MCU (Micro Controller Unit), MPU (Micro Processor Unit), FPGA (Field Programmable Gate Array), PLC (Programmable Logic Controller), system LSI, etc.
  • Memory 52 stores programs executed by processor 51 and various data. For example, memory 52 stores control programs. Memory 52 is non-volatile memory, a hard disc drive (HDD), a solid state drive (SSD), etc. Memory 53 temporarily stores data, etc. For example, memory 53 is volatile memory.
  • FIG. 3 is a functional block diagram showing the configuration of the control system of the processor 51 of the control device 5.
  • the processor 51 realizes various functions by reading a control program from the storage device 52 into memory and expanding it. Specifically, the processor 51 functions as a determiner 54 that determines whether to switch between the first and second operating modes, and a switcher 55 that switches between the first and second operating modes.
  • the determiner 54 determines whether a switching condition is met.
  • the switching condition is a condition for switching between the first operating mode and the second operating mode.
  • the switching condition is a condition for switching from the first operating mode to the second operating mode.
  • the switching condition may also be a condition for switching from the second operating mode to the first operating mode.
  • the switching condition may be related to the supply status of power from power supply source E.
  • the switching condition may be set based on the electricity rate of power company 110.
  • the switching condition may be that the electricity rate is equal to or greater than a predetermined first reference rate.
  • power company 110 may have a pricing system in which electricity rates fluctuate.
  • electricity rates may fluctuate in line with the market price at the Japan Electric Power Exchange. Electricity rates reflect the supply status of power from the power supply source. When the power supply is relatively high, the electricity rate is low, and when the power supply is relatively low, the electricity rate is high.
  • the determiner 54 determines whether to switch between the first operating mode and the second operating mode in accordance with the fluctuating electricity rate.
  • the switching condition may be set based on the amount of power generated by the renewable energy power generation facility 120.
  • the switching condition may be that the amount of power generated is equal to or less than a predetermined first reference amount of power. For example, the amount of power generated by solar power generation is relatively large during the day in good weather. On the other hand, the amount of power generated by solar power generation is relatively small (or even zero in some cases) in bad weather or at night. In other words, the amount of power generated by the renewable energy power generation facility 120 reflects the power supply status of the power supply source.
  • the determiner 54 determines whether to switch between the first and second operating modes depending on the amount of power generated.
  • the determiner 54 may determine switching between the first operating mode and the second operating mode based on a prediction of the power supply situation. For example, the determiner 54 predicts the power supply situation per predetermined unit period based on past performance. For example, the unit period is one week.
  • the power supply situation is the power rate or the amount of power generated.
  • the determiner 54 predicts fluctuations in the power rate or the amount of power generated for the next week based on the power rate or the amount of power generated for the most recent past week. With regard to the amount of power generated for the next week, the determiner 54 may further take into account the weather forecast for the next week.
  • the switching condition may be that the predicted power rate is equal to or less than a predetermined first reference rate or that the predicted amount of power generated is equal to or less than a first reference amount of power.
  • the switch 55 switches between the first operating mode and the second operating mode depending on the result of the switching condition determination. If the condition for switching to the second operating mode is not met, the switch 55 executes the first operating mode. If the condition for switching to the second operating mode is met, the switch 55 executes the second operating mode. In other words, when the condition for switching to the second operating mode transitions from not met to met, the switch 55 switches from the first operating mode to the second operating mode. When the condition for switching to the second operating mode transitions from met to not met, the switch 55 switches from the second operating mode to the first operating mode.
  • Figure 4 is a schematic diagram showing the flow of energy in the first operating mode of the energy management system 100.
  • lines through which hydrogen or electricity flows are indicated by thick lines.
  • the switch 55 operates the water electrolysis device 1 to store hydrogen in the hydrogen storage tank 2.
  • the switch 55 stops the release of hydrogen from the hydrogen storage tank 2.
  • the switch 55 also operates the compressor 11.
  • the water electrolysis device 1 operates using power from the power supply source.
  • the energy management system 100 consumes power to store hydrogen, i.e., converts the energy of the power into the energy of hydrogen.
  • the switch 55 does not operate the prime mover 3 and the generator 6. In other words, power is supplied to the power-using equipment at site S from the power supply source E.
  • the switch 55 may operate the electric heater 41 of the heat storage device 4 to heat the hot water in the heat storage device 4.
  • the electric heater 41 is supplied with power from the power supply source E.
  • the energy management system 100 consumes power and stores heat, i.e., converts the electric energy into heat energy.
  • the determiner 54 determines whether a heat storage condition is met.
  • the heat storage condition is a condition for performing heating by the electric heater 41 during the first operating mode.
  • the heat storage condition may be related to the supply status of power from the power supply source E. Specifically, the heat storage condition may be set based on the electricity rate of the electric power company 110 or the amount of power generated by the renewable energy power generation facility 120.
  • the heat storage condition is a condition under which the power supply status is better than the condition for switching between the first operating mode and the second operating mode.
  • the heat storage condition is that the electricity rate is less than the second reference rate or the amount of power generated is greater than the second reference power amount.
  • the second base price is lower than the first base price.
  • the second base energy amount is higher than the first base energy amount.
  • an electricity price lower than the second base price indicates that the electricity price is particularly low even when the electricity price is lower than the first base price.
  • An amount of generated energy greater than the second base energy amount indicates that the amount of generated energy is particularly high even when the amount of generated energy is greater than the first base energy amount.
  • the determiner 54 may determine whether the heat storage condition is met based on a prediction of the power supply situation. When the heat storage condition is met, the switch 55 heats the hot water using the electric heater 41.
  • the switch 55 can also operate the electric heater 41 when the energy management system 100 receives a power grid stabilization command from the electric power company. In this case, the switch 55 continues heating using the electric heater 41 even if the heat storage capacity of the heat storage device 4 is exceeded. The switch 55 evaporates the hot water in the heat storage device 4 and dissipates the heat as steam. When a power grid stabilization command is sent from the electric power company, this means that the electric power company has a surplus of electricity. In such a case, the energy management system 100 receives and consumes electricity by heating the hot water in the heat storage device 4 with the electric heater 41. Even if the heat storage capacity of the heat storage device 4 is exceeded, the energy management system 100 heats the hot water with the electric heater 41 and dissipates it as steam. In this way, the energy management system 100 receives surplus electricity from the electric power company.
  • the switch 55 may store the power from the power supply source E in the storage battery 62. This allows power available when the supply situation is favorable to be stored in preparation for times when the supply situation is unfavorable. At this time, the switch 55 may supply power with reduced fluctuations to the storage battery 62 by having at least one of the water electrolysis device 1 and the electric heater 41 consume a portion of the power from the power supply source E. This allows the life of the storage battery 62 to be extended.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the flow of energy in the second operating mode of the energy management system 100.
  • lines through which hydrogen, electricity, or steam flow are indicated by thick lines.
  • the switch 55 operates the prime mover 3 to cause the generator 6 to generate electricity.
  • the electricity generated by the generator 6 is stored in the storage battery 62 or supplied to electrical equipment within the site S. Any surplus electricity generated that is not consumed within the site S may be sold to the electric power company 110.
  • the switch 55 causes the hydrogen storage tank 2 to supply hydrogen to the prime mover 3.
  • the switch 55 opens the valve of the hydrogen storage tank 2 to release the hydrogen. This activates the expander 21 to depressurize the hydrogen and generate electricity.
  • the depressurized hydrogen is supplied to the prime mover 3.
  • the electricity generated by the expander 21 is also supplied to at least one of the storage battery 62, the electrical equipment, and the electric power company 110.
  • the switch 55 operates the waste heat boiler 7, causing the waste heat of the prime mover 3 to be recovered by the waste heat boiler 7.
  • the heat recovered by the waste heat boiler 7 is stored in the heat storage device 4.
  • the switch 55 supplies natural gas to the prime mover 3.
  • the prime mover 3 operates using natural gas as fuel to drive the generator 6.
  • the energy management system 100 consumes stored hydrogen to generate electricity, i.e., converts the energy of the hydrogen into electrical energy. In addition, the energy management system 100 recovers waste heat during power generation.
  • the heat stored in the heat storage device 4 is used according to the heat demand within the site S, regardless of whether the first or second operating mode is in operation. In other words, in either the first or second operating mode, the energy management system 100 supplies hot water from the heat storage device 4 according to the heat demand of heat-using equipment, etc.
  • FIG. 6 is a flowchart of the energy management process of the control device 5.
  • the control device 5 executes the following process by loading and executing programs, etc. in the memory 53.
  • step S101 the determiner 54 determines whether to switch between the first operating mode and the second operating mode.
  • the determiner 54 determines whether the conditions for switching between the first operating mode and the second operating mode are met based on the power supply status from the power supply source E. For example, if the execution schedule for the first operating mode and the second operating mode is set based on a prediction of the power supply status per unit period, the determiner 54 determines whether the current time is the first operating mode or the second operating mode.
  • the switch 55 executes the first operating mode. Specifically, in step S102, the determiner 54 determines whether the heat storage condition is met based on the power supply status from the power supply source E. For example, the determiner 54 determines whether the heat storage condition is met based on the predicted power supply status per unit period.
  • the switch 55 stores hydrogen and heat in step S103. More specifically, the switch 55 operates the water electrolysis device 1. Power is supplied to the water electrolysis device 1 from the power supply source E. At this time, the switch 55 also operates the compressor 11. The hydrogen generated by the water electrolysis device 1 is compressed by the compressor 11 and stored in the hydrogen storage tank 2. The switch 55 stops the prime mover 3. In other words, no power is generated by the generator 6. In addition, the switch 55 operates the electric heater 41 in the heat storage device 4 to heat the hot water in the heat storage device 4. Power is supplied from the power supply source E to electrical equipment and the like within the site S.
  • the determiner 54 returns to determining the driving mode in step S101.
  • the switch 55 stores hydrogen in step S104.
  • the hydrogen storage process is the same as in step S103.
  • the switch 55 does not store heat using the electric heater 41.
  • step S101 determines whether the determination made by the determiner 54 in step S101 is the second operating mode
  • the switch 55 executes the second operating mode. Specifically, in step S105, the switch 55 operates the prime mover 3.
  • the switch 55 causes the hydrogen storage tank 2 to supply stored hydrogen to the prime mover 3.
  • the prime mover 3 operates using hydrogen gas as fuel.
  • the prime mover 3 drives the generator 6, which generates electricity.
  • the generated electricity is supplied to electrical equipment, etc.
  • the generated electricity may be stored in the storage battery 62.
  • the generated electricity may be sold to the electric power company 110.
  • step S106 the switch 55 operates the waste heat boiler 7 to recover waste heat from the prime mover 3 and store the recovered heat in the heat storage device 4.
  • the determiner 54 returns to determining the driving mode in step S101.
  • the energy management system 100 efficiently utilizes energy by selectively executing the first operating mode and the second operating mode depending on the power supply situation. Specifically, when the power supply situation is good, for example, when electricity rates are low, hydrogen is generated and stored using power from the power supply source E in the first operating mode in preparation for a power supply decrease. Furthermore, power is supplied to the power-using equipment within the site S from the power supply source E. Power generation by the generator 6 is stopped. In this way, power from the power supply source E is actively used, and hydrogen is generated and stored in preparation for a deterioration in the power supply situation.
  • the power supply situation may deteriorate at night. At night, the demand for power within site S is lower than during the day. Therefore, the power generated by prime mover 3 and generator 6 may be in excess within site S. In this case, the surplus power is sold to the power company 110. When the power supply deteriorates, the selling price is higher than when the power supply is good. In other words, the power can be sold at a higher price.
  • Waste heat generated during power generation is supplied to the heat storage device 4 as steam.
  • the waste heat recovery line connected to the heat storage device 4 is the steam pipe L4.
  • Factories and the like are often equipped with steam pipes L4.
  • the recovered heat can be guided to the heat storage device 4 using the existing steam pipe L4. This makes it possible to effectively utilize existing equipment and reduce installation costs when introducing the energy management system 100 into a factory or the like.
  • the execution schedule for the first and second operating modes may be determined so that the ratio between the amount of thermal energy stored in the thermal storage device 4 and the amount of energy equivalent to hydrogen generated by the water electrolysis device 1 in the next unit period (hereinafter referred to as the stored energy ratio per unit period) is 1:4 to 1:10.
  • the ratio between the amount of thermal energy stored in the thermal storage device 4 and the amount of energy equivalent to hydrogen generated by the water electrolysis device 1 in the unit period is correlated with the ratio between the execution period of the second operating mode and the execution period of the first operating mode in the unit period.
  • the first operating mode tends to be assigned during the daytime, and the second operating mode tends to be assigned at night.
  • the first operating mode is executed for a longer period than the second operating mode.
  • the execution schedule may be set in advance by the user.
  • the switch 55 switches between the first and second operation modes according to the preset execution schedule. For example, the user predicts fluctuations in electricity rates for the next unit period based on past electricity rates per specified unit period, and sets an execution schedule for the first and second operation modes for the next unit period based on the predicted fluctuations in electricity rates.
  • the switching between the first and second operating modes so that the ratio between the amount of thermal energy stored in the heat storage device 4 and the amount of energy equivalent to hydrogen generated by the water electrolysis device 1 per unit period is 1:4 to 1:10 is not limited to control based on an execution schedule.
  • the determiner 54 may determine whether to switch between the first and second operating modes based basically on the current power supply situation, and may adjust the switching between the first and second operating modes so that the ratio per unit period is 1:4 to 1:10. For example, the determiner 54 may switch the operating mode based basically on the current power supply situation, and at the end of the unit period, may switch the operating mode by prioritizing keeping the ratio within the range of 1:4 to 1:10 over the current power supply situation.
  • the determiner 54 may switch to the first operating mode when the power supply is relatively high, switch to the second operating mode when the power supply is relatively low, and switch to either the first operating mode or the second operating mode when the power supply is in between high and low so that the ratio falls within the range of 1:4 to 1:10.
  • the compressor 11 and expander 21 may be omitted.
  • the water electrolysis device 1 may supply the generated hydrogen directly to the hydrogen storage tank 2.
  • the hydrogen from the hydrogen storage tank 2 may be depressurized by a pressure reducing valve and then supplied to the prime mover 3.
  • the prime mover 3 is not limited to a gas turbine.
  • the prime mover 3 may also be a reciprocating engine or a rotary engine.
  • the prime mover 3 is not limited to one that can operate on both hydrogen gas and natural gas, but may also be one that can operate on at least hydrogen gas.
  • the waste heat from the prime mover 3 may be recovered as hot water instead of steam. In that case, hot water is supplied to the heat storage device 4.
  • the heat storage device 4 is not limited to a hot water tank.
  • the heat storage device 4 may be a crushed stone heat storage device.
  • the waste heat boiler 7 may be omitted, and the heat storage device 4 may be supplied with exhaust gas from the prime mover 3.
  • the heat storage device 4 may include a hot water tank and a crushed stone heat storage device. In that case, part of the exhaust gas from the prime mover 3 may be supplied to the waste heat boiler 7, and the remainder of the exhaust gas from the prime mover 3 may be supplied to the crushed stone heat storage device. Steam from the waste heat boiler 7 may be supplied to the crushed stone heat storage device.
  • the heat storage device 4 is preferably located at a demand point where heat is used.
  • the heat storage device 4 may also include an absorption chiller and store cold heat.
  • the absorption chiller is supplied with waste heat from the prime mover 3, such as exhaust gas, and creates ice slurry using the waste heat from the prime mover 3.
  • the heat storage device 4 stores the ice slurry.
  • the heat-using equipment to which the heat stored in the heat storage device 4 is supplied may be any equipment that uses heat.
  • the heat-using equipment may be equipment used in chemical processes.
  • the power supply source E is not limited to the electric power company 110 and the renewable energy power generation facility 120.
  • the power supply source E may be only one of the electric power company 110 and the renewable energy power generation facility 120.
  • the energy management system 100 does not need to sell electricity to the electric power company 110. In this case, the electricity generated by the generator 6 is supplied to at least one of the power usage facility and the storage battery 62.
  • the specified unit period is not limited to one week. These unit periods may be one day or one month. Similarly, the unit period in the stored energy ratio per unit period is not limited to one week.
  • the flowchart is merely an example. Steps in the flowchart may be changed, replaced, added, omitted, etc. as appropriate. The order of steps in the flowchart may also be changed, and serial processing may be performed in parallel.
  • a processor includes transistors and other circuits and is considered a circuit or processing circuit.
  • a processor may also be a programmable processor that executes programs stored in memory.
  • circuitry, units, and means refer to hardware that is programmed to realize or executes the described functions.
  • the hardware may be any hardware disclosed in this specification or any hardware known to be programmed to realize or execute the described functions.
  • the hardware is a processor that is considered to be a type of circuitry
  • the circuit, means, or unit is a combination of hardware and software used to configure the hardware and/or processor.
  • the energy management system 100 includes a water electrolysis device 1 that electrolyzes water to produce hydrogen, a hydrogen storage tank 2 that stores the hydrogen produced by the water electrolysis device 1, a prime mover 3 that operates using hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 2 as fuel to drive a generator 6, a heat storage device 4 that stores waste heat from the prime mover 3, and a control device 5 that switches between a first operating mode in which the water electrolysis device 1 is operated to store hydrogen in the hydrogen storage tank 2, and a second operating mode in which hydrogen is supplied from the hydrogen storage tank 2 to operate the prime mover 3.
  • a first operating mode in which hydrogen is generated and stored and a second operating mode in which stored hydrogen is used to generate electricity.
  • hydrogen can be generated and stored in the first operating mode in preparation for the second operating mode in the future.
  • the first operating mode is suitable when the electricity supply situation is good.
  • the second operating mode can generate electricity using stored hydrogen, making it suitable when the electricity supply situation is poor. As a result, energy can be used effectively.
  • Aspect 2 The energy management system 100 described in Aspect 1 further includes a waste heat boiler 7 that generates steam using waste heat from the prime mover 3, the heat storage device 4 is a hot water tank that stores hot water, the waste heat boiler 7 is connected to the heat storage device 4 via a steam pipe L4, and steam from the waste heat boiler 7 is supplied to the heat storage device 4 via the steam pipe L4.
  • the waste heat boiler 7 that generates steam using waste heat from the prime mover 3
  • the heat storage device 4 is a hot water tank that stores hot water
  • the waste heat boiler 7 is connected to the heat storage device 4 via a steam pipe L4
  • steam from the waste heat boiler 7 is supplied to the heat storage device 4 via the steam pipe L4.
  • waste heat generated when the prime mover 3 is operating is supplied to the heat storage device 4 as steam.
  • the waste heat recovery line connected to the heat storage device 4 is the steam pipe L4.
  • the steam pipe L4 already in place in a factory or the like can be used as the waste heat recovery line. This makes it possible to effectively utilize existing equipment and reduce installation costs when introducing the energy management system 100 into a factory or the like.
  • the energy management system 100 described in Aspect 1 or Aspect 2 further includes a storage battery 62 that stores power from the generator 6.
  • control device 5 switches between the first operating mode and the second operating mode so that the ratio per predetermined unit period between the amount of thermal energy stored in the heat storage device 4 and the amount of energy equivalent to hydrogen generated by the water electrolysis device 1 is 1:4 to 1:10.
  • the ratio of energy amounts per unit period is such that hydrogen production using supplied power is greater than power generation using stored hydrogen. Furthermore, when the supplied power is renewable energy, the power supply tends to be good during the day and worsen at night. In such cases, by setting the ratio of energy amounts per unit period as described above, an optimal balance can be achieved between the periods during which the first and second operating modes are performed. Furthermore, it becomes easier to enjoy the benefits of reduced energy costs by generating and storing hydrogen.
  • control device 5 switches between the first operating mode and the second operating mode in accordance with an execution schedule for the first operating mode and the second operating mode, and in the execution schedule, the first operating mode and the second operating mode are assigned so that the ratio is 1:4 to 1:10.
  • an execution schedule is set for the first operating mode and the second operating mode.
  • the ratio is achieved to be between 1:4 and 1:10.

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Abstract

エネルギ管理システム１００は、水を電気分解して水素を生成する水電解装置１と、水電解装置１によって生成された水素を貯蔵する水素貯蔵槽２と、水素貯蔵槽２から供給される水素を燃料として動作し、発電機６を駆動する原動機３と、原動機３の廃熱を貯蔵する蓄熱装置４と、水電解装置１を動作させて前記水素貯蔵槽２に水素を貯蔵する第１運転モードと、水素貯蔵槽２の水素を供給して前記原動機３を動作させる第２運転モードとを切り替える制御装置５とを備える。

Description

エネルギ管理システム
　ここに開示された技術は、エネルギ管理システムに関する。
　従来より、電力等のエネルギを管理するシステムが知られている。例えば、特許文献１には、電力及び熱等をサイト内の電力需要及び熱需要に応じて管理するエネルギ管理システムが開示されている。このエネルギ管理システムでは、水素が水電解装置によって生成され、燃料電池が水素を用いて発電する。また、ガスタービンによっても発電が行われる。
特開２０２２－１８６０１６号公報
　近年の脱炭素化への社会的な要求の高まりから、前述のようなエネルギ管理システムにおいてもエネルギコストの低減が要求される。そのためにも、エネルギをより有効に活用することが求められる。
　ここに開示された技術は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的とするところは、電力等のエネルギを有効に活用することにある。
　ここに開示されたエネルギ管理システムは、水を電気分解して水素を生成する水電解装置と、前記水電解装置によって生成された水素を貯蔵する水素貯蔵槽と、前記水素貯蔵槽から供給される水素を燃料として動作し、発電機を駆動する原動機と、前記原動機の廃熱を貯蔵する蓄熱装置と、前記水電解装置を動作させて前記水素貯蔵槽に水素を貯蔵する第１運転モードと、前記水素貯蔵槽の水素を供給して前記原動機を動作させる第２運転モードとを切り替える制御装置とを備える。
　前記エネルギ管理システムによれば、電力等のエネルギを有効に活用することができる。
図１は、エネルギ管理システムの概略図である。 図２は、制御装置のハードウェア構成を示すブロック図である。 図３は、処理器の制御系統の構成を示す機能ブロック図である。 図４は、エネルギ管理システムの第１運転モードにおけるエネルギの流れを示す概略図である。 図５は、エネルギ管理システムの第２運転モードにおけるエネルギの流れを示す概略図である。 図６は、制御装置のエネルギ管理の処理のフローチャートである。
　以下、例示的な実施形態を図面に基づいて詳細に説明する。図１は、エネルギ管理システム１００の概略図である。図において、破線は水素ラインを、一点鎖線は電力ラインを、二点鎖線は蒸気ラインを示す。後述の図４，５においても同様である。
　エネルギ管理システム１００は、水を電気分解して水素を生成する水電解装置１と、水電解装置１によって生成された水素を貯蔵する水素貯蔵槽２と、水素貯蔵槽２から供給される水素を燃料として動作し、発電機６を駆動する原動機３と、原動機３の廃熱を貯蔵する蓄熱装置４と、制御装置５とを備えている。制御装置５は、エネルギ管理システム１００の全体を制御する。エネルギ管理システム１００は、水電解装置１及び水素貯蔵槽２による水素の生成及び貯蔵と、貯蔵水素を使用した原動機３及び発電機６による発電とを切り替えて行う。エネルギ管理システム１００は、水素の生成及び貯蔵と貯蔵水素による発電とを電力の供給状況に応じて切り替えることによって、エネルギを効率的に活用する。エネルギ管理システム１００は、蓄電池６２をさらに備えていてもよい。蓄電池６２は、発電機６からの電力を蓄電する。尚、蓄電池６２は、後述する電力会社１１０及び再エネ発電設備１２０の少なくとも一方からの電力を蓄電してもよい。
　さらに、エネルギ管理システム１００は、原動機３、発電機６及び蓄熱装置４によってコジェネレーションシステムを構成する。エネルギ管理システム１００は、原動機３及び発電機６によって発電しつつ、原動機３から排出される熱を回収して利用する。エネルギ管理システム１００は、原動機３の動作時には原動機３の廃熱を蓄熱装置４に貯蔵する。エネルギ管理システム１００は、原動機３の廃熱によって蒸気を生成する廃熱ボイラ７をさらに備えていてもよい。
　エネルギ管理システム１００は、工場等のサイトＳに配置されている。サイトＳには、電気使用設備及び熱使用設備等が設置されている。エネルギ管理システム１００は、電気使用設備等に電力を供給する。電気使用設備は、例えば、工場内に設置されている機械設備等である。例えば、熱使用設備は、乾燥機又は空調装置である。熱使用設備には、蓄熱装置４に貯蔵された温水が供給され得る。乾燥機は、蓄熱装置４からの温水によって空気を加熱し、加熱された空気を対象物に吹きかけることによって対象物を乾燥させる。例えば、空調装置は、吸収冷凍機である。冷媒は、例えば水である。吸収冷凍機は、蒸発、吸収、再生及び凝縮の４つの作用を含むサイクルを実行する。吸収冷凍機では、再生工程において冷媒を加熱して蒸発させる際に蓄熱装置４からの温水が使用される。吸収冷凍機は、蒸発工程において冷水を生成し、冷水を使って空気を冷却する。
　サイトＳには、電力供給源Ｅから電力が供給される。ここでいう電力供給源Ｅは、発電機６を含まない。この例では、電力供給源Ｅは、電力会社１１０及び再エネ発電設備１２０の少なくとも一方である。再エネ発電設備１２０は、太陽光、風力又は地熱等の再生可能エネルギによって発電する。エネルギ管理システム１００は、水電解装置１等のエネルギ管理システム１００に含まれる装置に電力供給源Ｅからの電力を供給する。エネルギ管理システム１００は、サイトＳ内の電力使用設備等へ電力供給源Ｅからの電力を供給する。
　発電機６が発電する場合には、エネルギ管理システム１００は、発電された電力を電力使用設備へ供給する。
　エネルギ管理システム１００は、電力会社１１０からの電力の供給、即ち、買電と電力会社１１０への電力の供給、即ち、売電とを行う。発電機６が発電する場合には、エネルギ管理システム１００は、発電された電力を電力会社１１０へ供給する場合もある。
　水電解装置１は、水を電気分解して水素を生成する。例えば、水電解装置１は、アルカリ型水電解装置、固定高分子膜（ＰＥＭ：Polymer Electrolyte Membrane）型水電解装置、アニオン交換膜（ＡＥＭ：Anion Exchange Membrane）型水電解装置であり得る。水電解装置１は、電力で動作する。水電解装置１には、水が供給される。水電解装置１は、電解槽に設けられた一対の電極間に電圧をかけることによって、電解槽内の水を電気分解する。水電解装置１は、水素と酸素とを生成する。水電解装置１は、第１水素管Ｌ１を介して水素貯蔵槽２に接続されている。水電解装置１によって生成された水素は、第１水素管Ｌ１を介して水素貯蔵槽２へ供給される。
　より詳しくは、第１水素管Ｌ１には、圧縮機１１が配置されている。圧縮機１１は、第１水素管Ｌ１を介して供給される水素を圧縮する。言い換えると、水電解装置１は、第１水素管Ｌ１を介して圧縮機１１に接続されている。水電解装置１によって生成された水素は、第１水素管Ｌ１を介して圧縮機１１へ供給される。圧縮機１１は、第１水素管Ｌ１を介して水素貯蔵槽２に接続されている。圧縮機１１によって圧縮された水素は、第１水素管Ｌ１を介して水素貯蔵槽２へ供給される。
　水素貯蔵槽２は、水電解装置１によって生成された水素を圧縮された状態で貯蔵する。つまり、水素貯蔵槽２は、比較的高圧の水素を貯蔵する。例えば、水素貯蔵槽２に貯蔵される水素の圧力は、１ＭＰａ以上、例えば、２０ＭＰａ以上である。水素貯蔵槽２は、貯蔵された水素の放出及び放出停止を切り替えることができる。例えば、水素貯蔵槽２は、水素の放出及び放出停止を切り替えるバルブを備えている。水素貯蔵槽２は、第２水素管Ｌ２を介して原動機３に接続されている。水素貯蔵槽２に貯蔵された水素は、第２水素管Ｌ２を介して原動機３に供給される。
　より詳しくは、第２水素管Ｌ２には、エキスパンダ２１が配置されている。エキスパンダ２１は、水素を膨張させて減圧する。言い換えると、水素貯蔵槽２は、第２水素管Ｌ２を介してエキスパンダ２１に接続されている。水素貯蔵槽２に貯蔵された水素は、第２水素管Ｌ２を介してエキスパンダ２１に供給される。エキスパンダ２１は、第２水素管Ｌ２を介して原動機３に接続されている。エキスパンダ２１によって減圧された水素は、原動機３に供給される。エキスパンダ２１は、水素の圧力を仕事に変換する。例えば、エキスパンダ２１は、発電機を含んでいる。エキスパンダ２１を、水素の圧力から変換された仕事によって発電機を駆動する。つまり、エキスパンダ２１は、水素の圧力を電力に変換する。
　原動機３は、例えば、ガスタービンである。原動機３は、水素ガスを燃料として動作する。原動機３は、圧縮空気及び燃料を燃焼させる燃焼器と、燃焼器に燃料を供給する燃料供給系統と、燃焼器からの燃焼ガスによって回転させられるタービンとを有する。原動機３は、動力として回転力を出力する。燃料供給系統は、燃料として、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）及び水素ガスを供給する。燃料供給系統は、燃料を液化天然ガスと水素ガスとで切り替える。つまり、原動機３は、水素ガスだけでなく、天然ガスによっても動作する。さらに、原動機３は、水素ガス及び天然ガスの混合ガスによっても作動してもよい。
　発電機６は、原動機３によって駆動され発電する。つまり、発電機６は、原動機３の回転力を電力に変換する。発電機６からの電力は、電気使用設備、蓄電池６２及び電力会社１１０の少なくとも１つに供給される。
　蓄電池６２は、発電機６からの電力を蓄電する。蓄電池６２は、電力会社１１０及び再エネ発電設備１２０の少なくとも一方からの電力を蓄電してもよい。
　廃熱ボイラ７は、原動機３の排ガスから熱を回収して、回収された熱によって蒸気を生成する。廃熱ボイラ７には、原動機３の排気管Ｌ３が接続されている。原動機３からの排ガスは、廃熱ボイラ７に供給される。廃熱ボイラ７は、排ガスと水と熱交換を行う熱交換器を有している。熱交換器は、排ガスの熱によって水を蒸発させ、蒸気を生成する。
　例えば、蓄熱装置４は、温水を貯蔵する温水槽である。廃熱ボイラ７は、蒸気管Ｌ４を介して蓄熱装置４、即ち、温水槽に接続されている。つまり、蓄熱装置４には、廃熱ボイラ７からの蒸気が蒸気管Ｌ４を介して蒸気のまま供給される。蓄熱装置４に供給された蒸気は、蓄熱装置４において貯められた水に吹き込まれ、凝縮して温水として貯蔵される。このように、蓄熱装置４は、廃熱ボイラ７を経由して、原動機３の廃熱を回収して貯蔵する。蓄熱装置４は、電気ヒータ４１を含んでいてもよい。蓄熱装置４は、必要に応じて、電気ヒータ４１によって温水を加熱する。蓄熱装置４には、温水管Ｌ５が接続されている。蓄熱装置４に貯蔵された温水は、温水管Ｌ５を介して放出される。温水管Ｌ５は、熱使用設備に接続されている。
　制御装置５は、水電解装置１を動作させて水素貯蔵槽２に水素を貯蔵させる。この運転モードを「第１運転モード」と称する。制御装置５は、水素貯蔵槽２の水素を原動機３に供給して原動機３を動作させる。原動機３は発電機６を駆動して発電させる。この運転モードを「第２運転モード」と称する。制御装置５は、第１運転モードと第２運転モードとを切り替える。より詳しくは、制御装置５は、電力供給源Ｅからの電力の供給状況に応じて第１運転モードと第２運転モードとを切り替える。
　図２は、制御装置５のハードウェア構成を示すブロック図である。制御装置５は、処理器５１と記憶器５２とメモリ５３とを有している。
　処理器５１は、制御装置５の全体を制御する。処理器５１は、各種の演算処理を行う。例えば、処理器５１は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサである。処理器５１は、ＭＣＵ（Micro Controller Unit）、ＭＰＵ（Micro Processor Unit）、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、ＰＬＣ（Programmable Logic Controller）、システムＬＳＩ等であってもよい。
　記憶器５２は、処理器５１で実行されるプログラム及び各種データを格納している。例えば、記憶器５２は、制御プログラムが格納されている。記憶器５２は、不揮発性メモリ、ＨＤＤ（Hard Disc Drive）又はＳＳＤ（Solid State Drive）等である。メモリ５３は、データ等を一時的に格納する。例えば、メモリ５３は、揮発性メモリである。
　図３は、制御装置５の処理器５１の制御系統の構成を示す機能ブロック図である。処理器５１は、記憶器５２から制御プログラムをメモリに読み出して展開することによって、各種機能を実現する。具体的には、処理器５１は、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する判定器５４と、第１運転モードと第２運転モードとの切替を実行する切替器５５として機能する。
　判定器５４は、切替条件が成立したか否かを判定する。切替条件は、第１運転モードと第２運転モードとを切り替えるための条件である。ここでは、切替条件は、第１運転モードを第２運転モードに切り替えるための条件である。ただし、切替条件は、第２運転モードを第１運転モードに切り替えるための条件であってもよい。
　例えば、切替条件は、電力供給源Ｅからの電力の供給状況に関連していてもよい。具体的には、切替条件は、電力会社１１０の電気料金に基づいて設定され得る。切替条件は、電気料金が所定の第１基準料金以上であることであってもよい。例えば、電力会社１１０は、電気料金が変動する料金体系を採っている場合がある。例えば、電気料金は、日本卸電力取引所の市場価格に連動するように変動し得る。電気料金は、電力供給源からの電力の供給状況を反映している。電力供給が比較的多いときには電気料金が安くなり、電力供給が比較的少ないときには電気料金が高くなる。判定器５４は、変動する電気料金に応じて、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する。
　あるいは、切替条件は、再エネ発電設備１２０の発電電力量に基づいて設定され得る。切替条件は、発電電力量が所定の第１基準電力量以下であることであってもよい。例えば、好天時の日中には太陽光発電による発電電力量が比較的多くなる。一方、悪天時又は夜間には太陽光発電による発電電力量が比較的少なくなる（場合によってはゼロになる）。つまり、再エネ発電設備１２０の発電電力量は、電力供給源の電力の供給状況を反映している。判定器５４は、発電電力量に応じて、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する。
　判定器５４は、電力供給状況の予測に基づいて、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定してもよい。例えば、判定器５４は、所定の単位期間当たりの電力供給状況を過去の実績に基づいて予測する。例えば、単位期間は、１週間である。電力供給状況は、電力料金又は発電電力量である。判定器５４は、直近の過去１週間の電力料金又は発電電力量に基づいて、次の１週間の電力料金又は発電電力量の変動を予測する。次の１週間の発電電力量に関し、判定器５４は、次の１週間の天気予報をさらに考慮してもよい。切替条件は、予測された電力料金が所定の第１基準料金以下又は予測された発電電力量が第１基準電力量以下であることであってもよい。
　判定器５４は、電力供給状況の予測に基づいて第１運転モードと第２運転モードとを切り替える場合、電力供給状況の予測に基づいて第１運転モードと第２運転モードとの実行スケジュールを予め決めておいてもよい。この場合、判定器５４は、実行スケジュールに基づいて第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する。すなわち、実行スケジュールにおいて第１運転モードと第２運転モードとが切り替わることが切替条件である。例えば、判定器５４は、所定の単位期間当たりの電力料金を過去の実績に基づいて次の単位期間の電力料金の変動を予測し、予測された電力料金の変動に基づいて次の単位期間の第１運転モードと第２運転モードとの実行スケジュールを決定する。
　切替器５５は、切替条件の判定結果に応じて第１運転モードと第２運転モードとの切替を実行する。第２運転モードへの切替条件が成立していない場合には、切替器５５は、第１運転モードを実行する。第２運転モードへの切替条件が成立している場合には、切替器５５は、第２運転モードを実行する。つまり、第２運転モードへの切替条件が不成立から成立に遷移すると、切替器５５は、第１運転モードを第２運転モードに切り替える。第２運転モードへの切替条件が成立から不成立に遷移すると、切替器５５は、第２運転モードを第１運転モードに切り替える。
　図４は、エネルギ管理システム１００の第１運転モードにおけるエネルギの流れを示す概略図である。図中において、水素又は電力が流通しているラインは、太線で表されている。第１運転モードでは、切替器５５は、水電解装置１を動作させて水素貯蔵槽２に水素を貯蔵させる。切替器５５は、水素貯蔵槽２からの水素の放出を停止している。それに加えて、切替器５５は、圧縮機１１も動作させる。水電解装置１には、電力供給源からの電力によって動作する。第１運転モードでは、エネルギ管理システム１００は、電力を消費して水素を貯蔵する、即ち、電力のエネルギを水素のエネルギに変換する。この例では、第１運転モードにおいて、切替器５５は、原動機３及び発電機６を動作させない。つまり、サイトＳの電力使用設備へは、電力供給源Ｅから電力が供給される。
　さらに、第１運転モードにおいて、切替器５５は、蓄熱装置４の電気ヒータ４１を動作させて、蓄熱装置４の温水を加熱してもよい。電気ヒータ４１へは、電力供給源Ｅからの電力が供給される。この場合、エネルギ管理システム１００は、電力を消費して熱を貯蔵する、即ち、電力のエネルギを熱のエネルギに変換する。例えば、判定器５４は、蓄熱条件が成立したか否かを判定する。蓄熱条件は、第１運転モード中に電気ヒータ４１による加熱を実行するための条件である。蓄熱条件は、電力供給源Ｅからの電力の供給状況に関連していてもよい。具体的には、蓄熱条件は、電力会社１１０の電気料金又は再エネ発電設備１２０の発電電力量に基づいて設定され得る。蓄熱条件は、第１運転モードと第２運転モードとの切替条件よりも電力の供給状況が良好な条件である。例えば、蓄熱条件は、電気料金が第２基準料金未満であること又は発電電力量が第２基準電力量よりも多いことである。第２基準料金は、第１基準料金よりも低い。第２基準電力量は、第１基準電力量よりも多い。つまり、電気料金が第２基準料金未満であることは、電気料金が第１基準料金未満の状況下でも特に電気料金が安いことを表す。発電電力量が第２基準電力量よりも多きことは、発電電力量が第１基準電力量よりも多い状況下でも特に発電電力量が多いことを表す。尚、判定器５４は、切替条件の判定と同様に、電力供給状況の予測に基づいて蓄熱条件の成否を判定してもよい。切替器５５は、蓄熱条件が成立した場合に、電気ヒータ４１によって温水を加熱する。
　尚、切替器５５は、エネルギ管理システム１００が電力会社から送電網安定指令を受信した場合にも、電気ヒータ４１を動作させ得る。この場合、蓄熱装置４の蓄熱の容量を超えても、切替器５５は、電気ヒータ４１による加熱を継続する。切替器５５は、蓄熱装置４の温水を蒸発させ、蒸気として熱を放散させる。電力会社から送電網安定指令が送信される場合は、電力会社の電力が余剰な状況である。そのような場合に、エネルギ管理システム１００は、電気ヒータ４１によって蓄熱装置４の温水を加熱することによって電力を受け入れて消費する。蓄熱装置４の蓄熱の容量を超えている場合でも、エネルギ管理システム１００は、電気ヒータ４１によって温水を加熱して蒸気として放散させる。これにより、エネルギ管理システム１００は、電力会社からの余剰電力を受け入れる。
　さらに、第１運転モードにおいて、切替器５５は、電力供給源Ｅの電力を蓄電池６２に蓄電してもよい。これにより、供給状況が良好なときの電力を、供給状況の良好でないときに備えて蓄えておくことができる。このとき、切替器５５は、電力供給源Ｅからの電力の一部を水電解装置１及び電気ヒータ４１の少なくとも一方で消費させることによって変動の低減された電力を蓄電池６２に供給してもよい。これにより、蓄電池６２の寿命を長期化できる。
　図５は、エネルギ管理システム１００の第２運転モードにおけるエネルギの流れを示す概略図である。図中において、水素、電力又は蒸気が流通しているラインは、太線で表されている。第２運転モードでは、切替器５５は、原動機３を動作させて、発電機６に発電させる。発電機６によって発電された電力は、蓄電池６２に貯められるか、又は、サイトＳ内の電気使用設備に供給される。発電された電力のうちサイトＳ内で消費されない余剰電力は、電力会社１１０に売却されてもよい。このとき、切替器５５は、水素貯蔵槽２に水素を原動機３へ供給させる。具体的には、切替器５５は、水素貯蔵槽２のバルブを開き、水素を放出させる。これにより、エキスパンダ２１が動作して、水素を減圧すると共に発電する。減圧された水素は、原動機３に供給される。エキスパンダ２１によって発電された電力も、蓄電池６２、電気使用設備及び電力会社１１０の少なくとも１つに供給される。
　それに加えて、切替器５５は、廃熱ボイラ７を動作させることによって、原動機３の廃熱を廃熱ボイラ７によって回収する。廃熱ボイラ７によって回収された熱は、蓄熱装置４に貯蔵される。
　尚、水素貯蔵槽２の水素が不足している場合には、切替器５５は、天然ガスを原動機３に供給する。この場合、原動機３は、天然ガスを燃料として動作して、発電機６を駆動する。
　第２運転モードでは、エネルギ管理システム１００は、貯蔵水素を消費して発電する、即ち、水素のエネルギを電力のエネルギに変換する。それに加えて、エネルギ管理システム１００は、発電時の廃熱を回収する。
　蓄熱装置４に貯められた熱は、第１運転モード及び第２運転モードのいずれかにかかわらず、サイトＳ内の熱需要に応じて使用される。つまり、エネルギ管理システム１００は、第１運転モード及び第２運転モードのいずれにおいても、蓄熱装置４の温水を熱使用設備等の熱需要に応じて供給する。
　続いて、エネルギ管理システム１００の動作を説明する。図６は、制御装置５のエネルギ管理の処理のフローチャートである。制御装置５は、プログラム等をメモリ５３に展開して実行することによって以下の処理を実行する。
　まず、ステップＳ１０１において、判定器５４は、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する。判定器５４は、第１運転モードと第２運転モードとの切替条件の成否を電力供給源Ｅからの電力の供給状況に基づいて判定する。例えば、第１運転モード及び第２運転モードの実行スケジュールが単位期間当たりの電力の供給状況の予測に応じて設定されている場合には、判定器５４は、現時点が第１運転モード及び第２運転モードの何れを実行するときかを判定する。
　判定器５４による判定が第１運転モードの場合には、切替器５５は、第１運転モードを実行する。具体的には、ステップＳ１０２において、判定器５４は、蓄熱条件の成否を電力供給源Ｅからの電力の供給状況に基づいて判定する。例えば、判定器５４は、予測される単位期間当たりの電力の供給状況に基づいて、蓄熱条件の成否を判定する。
　蓄熱条件が成立している場合には、切替器５５は、ステップＳ１０３において、水素貯蔵及び蓄熱を行う。詳しくは、切替器５５は、水電解装置１を動作させる。水電解装置１には、電力供給源Ｅからの電力が供給される。このとき、切替器５５は、圧縮機１１も動作させる。水電解装置１によって生成された水素は、圧縮機１１によって圧縮され、水素貯蔵槽２に貯蔵される。切替器５５は、原動機３を停止させている。つまり、発電機６による発電は行われない。それに加えて、切替器５５は、蓄熱装置４の電気ヒータ４１を動作させて、蓄熱装置４の温水を加熱する。尚、サイトＳ内の電気使用設備等へは、電力供給源Ｅからの電力が供給される。
　その後、判定器５４は、ステップＳ１０１の運転モードの判定に戻る。
　一方、蓄熱条件が成立していない場合には、切替器５５は、ステップＳ１０４において、水素貯蔵を行う。水素貯蔵の処理は、ステップＳ１０３と同様である。切替器５５は、電気ヒータ４１による蓄熱を実行しない。
　ステップＳ１０１における判定器５４による判定が第２運転モードの場合には、切替器５５は、第２運転モードを実行する。具体的には、ステップＳ１０５において、切替器５５は、原動機３を動作させる。切替器５５は、水素貯蔵槽２に原動機３へ貯蔵水素を供給させる。原動機３は、水素ガスを燃料として動作する。原動機３は発電機６を駆動し、発電機６が発電する。発電された電力は、電気使用設備等へ供給される。発電された電力は、蓄電池６２に貯められてもよい。発電された電力は、電力会社１１０へ売電されてもよい。
　さらに、ステップＳ１０６において、切替器５５は、廃熱ボイラ７を動作させることによって原動機３からの廃熱を回収し、回収された熱を蓄熱装置４へ貯蔵させる。
　その後、判定器５４は、ステップＳ１０１の運転モードの判定に戻る。
　このように、エネルギ管理システム１００は、第１運転モードと第２運転モードとを電力の供給状況に応じて択一的に実行することによって、エネルギを効率よく活用する。具体的には、電力の供給状況が良好なときには、例えば、電気料金が安いときには、電力供給の低下に備えて、第１運転モードによって電力供給源Ｅからの電力を使って水素が生成及び貯蔵される。さらに、サイトＳ内の電力使用設備への電力は、電力供給源Ｅから供給される。発電機６による発電が停止される。こうして、電力供給源Ｅからの電力が積極的に使用され、電力の供給状況の悪化に備えて水素が生成及び貯蔵される。一方、電力の供給状況が良くないとき、例えば、電気料金が高いときには、第２運転モードによって貯蔵水素を用いて発電されると共に、原動機３の動作時の廃熱が回収される。発電された電力がサイトＳ内の電力使用設備へ供給される。こうして、電力供給源Ｅからの電力の消費が抑制され、貯蔵水素を使って発電が実行される。このように第１運転モードと第２運転モードとが電力の供給状況に応じて使い分けられることによって、エネルギが有効に活用される。
　さらに、電力の供給状況が再生エネルギに依存している場合には、夜間に電力の供給状況が悪化し得る。夜間は、日中に比べてサイトＳ内での電力需要も少ない。そのため、原動機３及び発電機６によって発電された電力は、サイトＳ内で余り得る。その場合、余剰電力は、電力会社１１０に売却される。電力供給の悪化時には、電力供給の良好時に比べて売電価格が高い。つまり、より高い価格で売電できる。
　発電時の廃熱は、蒸気として蓄熱装置４に供給される。蓄熱装置４に接続される廃熱回収ラインは蒸気管Ｌ４となる。工場等には蒸気管Ｌ４が備えられている場合が多い。つまり、回収された熱を、既存の蒸気管Ｌ４を活用して蓄熱装置４まで導くことができる。これにより、エネルギ管理システム１００を工場等に新たに導入する際に既存設備を有効活用すると共に導入コストを低減できる。
　尚、判定器５４は、電力供給状況の予測に基づいて第１運転モードと第２運転モードとの実行スケジュールを予め決めておく場合、次の単位期間における蓄熱装置４に蓄熱される熱のエネルギ量と水電解装置１によって生成される水素に相当するエネルギ量との比率（以下、単位期間当たりの貯蔵エネルギ比という）が１：４～１：１０になるように、第１運転モードと第２運転モードとの実行スケジュールを決定してもよい。単位期間における蓄熱装置４に蓄熱される熱のエネルギ量と水電解装置１によって生成される水素に相当するエネルギ量との比率は、単位期間における第２運転モードの実行期間と第１運転モードの実行期間との比率と相関がある。例えば、日本卸電力取引所の市場価格は、日中（特に晴天）に低下し、夜間に高騰する傾向にある。そのため、実行スケジュールにおいては、日中は、第１運転モードが割り当てられ、夜間は、第２運転モードが割り当てられる傾向にある。単位期間当たりの貯蔵エネルギ比を前述の比率にすることによって、第１運転モードの方が第２運転モードよりも長い間実行される。
　実行スケジュールは、ユーザが予め設定してもよい。切替器５５は、予め設定された実行スケジュールに従って第１運転モードと第２運転モードとを切り替える。例えば、ユーザは、所定の単位期間当たりの電力料金を過去の実績に基づいて次の単位期間の電力料金の変動を予測し、予測された電力料金の変動に基づいて次の単位期間の第１運転モードと第２運転モードとの実行スケジュールを設定する。
　所定の単位期間当たりの、蓄熱装置４に蓄熱される熱のエネルギ量と水電解装置１によって生成される水素に相当するエネルギ量との比率が１：４～１：１０となるような第１運転モードと第２運転モードとの切替は、実行スケジュールに基づく制御に限定されない。判定器５４は、第１運転モードと第２運転モードとの切り替えを基本的には現在の電力供給状況に基づいて判定しつつ、第１運転モードと第２運転モードとを切替を単位期間当たりの前記比率が１：４～１：１０となるように調節してもよい。例えば、判定器５４は、基本的には現在の電力供給状況に基づいて運転モードの切り替えを実行し、単位期間の終盤には、現在の電力供給状況よりも前記比率が１：４～１：１０の範囲に収まることを優先して運転モードの切り替えを実行してもよい。あるいは、判定器５４は、電力供給が比較的多いときに第１運転モードに切り替え、電力供給が比較的少ないときに第２運転モードに切り替え、電力供給が多くも少なくもない中間的なときには前記比率が１：４～１：１０の範囲に収まるように第１運転モード及び第２運転モードの何れかに切り替えてもよい。
　《その他の実施形態》
　以上のように、本出願において開示する技術の例示として、前記実施形態を説明した。しかしながら、本開示における技術は、これに限定されず、適宜、変更、置き換え、付加、省略などを行った実施の形態にも適用可能である。また、前記実施形態で説明した各構成要素を組み合わせて、新たな実施の形態とすることも可能である。また、添付図面および詳細な説明に記載された構成要素の中には、課題解決のために必須な構成要素だけでなく、前記技術を例示するために、課題解決のためには必須でない構成要素も含まれ得る。そのため、それらの必須ではない構成要素が添付図面や詳細な説明に記載されていることをもって、直ちに、それらの必須ではない構成要素が必須であるとの認定をするべきではない。
　例えば、エネルギ管理システム１００において、圧縮機１１及びエキスパンダ２１は省略されてもよい。水電解装置１は、生成された水素を直接的に水素貯蔵槽２へ供給してもよい。水素貯蔵槽２からの水素は、減圧弁によって減圧されて原動機３に供給されてもよい。
　原動機３は、ガスタービンに限定されない。原動機３は、レシプロエンジン又はロータリエンジンであってもよい。原動機３は、水素ガス及び天然ガスの両方で動作可能なものに限定されず、少なくとも水素ガスによって動作可能であってもよい。
　原動機３の廃熱は、蒸気としてではなく、温水として回収されてもよい。その場合、蓄熱装置４には、温水が供給される。
　蓄熱装置４は、温水槽に限定されない。例えば、蓄熱装置４は、砕石蓄熱装置であってもよい。その場合、廃熱ボイラ７が省略され、蓄熱装置４には原動機３の排ガスが供給されてもよい。あるいは、蓄熱装置４は、温水槽と砕石蓄熱装置とを含んでもよい。その場合、原動機３の排ガスの一部が廃熱ボイラ７に供給され、原動機３の排ガスの残りが砕石蓄熱装置に供給されてもよい。尚、砕石蓄熱装置には、廃熱ボイラ７からの蒸気が供給されてもよい。尚、蓄熱装置４は、熱が使用される需要地点に配置されることが好ましい。また、蓄熱装置４は、吸収式冷凍機を含み、冷熱を貯蔵してもよい。例えば、吸収式冷凍機は、原動機３の廃熱、例えば、排ガスが供給され、原動機３の廃熱によって氷スラリを作成する。蓄熱装置４は、氷スラリを貯蔵する。
　蓄熱装置４に貯蔵された熱が供給される熱使用設備は、熱を利用する任意の設備であり得る。例えば、熱使用設備は、化学プロセスに用いられる設備であってもよい。
　電力供給源Ｅは、電力会社１１０及び再エネ発電設備１２０に限定されない。電力供給源Ｅは、電力会社１１０及び再エネ発電設備１２０のいずれか一方だけであってもよい。エネルギ管理システム１００は、電力会社１１０への売電を行わなくてもよい。この場合、発電機６によって発電された電力は、電力使用設備及び蓄電池６２の少なくとも一方に供給される。
　第１運転モードと第２運転モードとの切替判定に関し、電力供給状況が予測される場合、所定の単位期間は、１週間に限定されない。これらの単位期間は、１日であってもよく、１ヶ月であってもよい。同様に、単位期間当たりの貯蔵エネルギ比における単位期間も、１週間に限定されない。
　フローチャートは、一例に過ぎない。フローチャートにおけるステップを適宜、変更、置き換え、付加、省略等を行ってもよい。また、フローチャートにおけるステップの順番を変更したり、直列的な処理を並列的に処理したりしてもよい。
　本明細書中に記載されている構成要素により実現される機能は、当該記載された機能を実現するようにプログラムされた、汎用プロセッサ、特定用途プロセッサ、集積回路、ＡＳＩＣｓ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　Ｓｐｅｃｉｆｉｃ　Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ　Ｃｉｒｃｕｉｔｓ）、ＣＰＵ（ａ　Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）、従来型の回路、及び／又はそれらの組合せを含む、回路（ｃｉｒｃｕｉｔｒｙ）又は演算回路（ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　ｃｉｒｃｕｉｔｒｙ）において実装されてもよい。プロセッサは、トランジスタ及びその他の回路を含み、回路又は演算回路とみなされる。プロセッサは、メモリに格納されたプログラムを実行する、プログラマブルプロセッサ（ｐｒｏｇｒａｍｍｅｄ　ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）であってもよい。
　本明細書において、回路（ｃｉｒｃｕｉｔｒｙ）、ユニット、手段は、記載された機能を実現するようにプログラムされたハードウェア、又は実行するハードウェアである。当該ハードウェアは、本明細書に開示されているあらゆるハードウェア、又は、当該記載された機能を実現するようにプログラムされた、又は、実行するものとして知られているあらゆるハードウェアであってもよい。
　当該ハードウェアが回路（ｃｉｒｃｕｉｔｒｙ）のタイプであるとみなされるプロセッサである場合、当該回路、手段、又はユニットは、ハードウェアと、当該ハードウェア及び又はプロセッサを構成する為に用いられるソフトウェアの組合せである。
　［態様］
　前記の実施形態は、以下の態様の具体例である。
　（態様１）　エネルギ管理システム１００は、水を電気分解して水素を生成する水電解装置１と、前記水電解装置１によって生成された水素を貯蔵する水素貯蔵槽２と、前記水素貯蔵槽２から供給される水素を燃料として動作し、発電機６を駆動する原動機３と、前記原動機３の廃熱を貯蔵する蓄熱装置４と、前記水電解装置１を動作させて前記水素貯蔵槽２に水素を貯蔵する第１運転モードと、前記水素貯蔵槽２の水素を供給して前記原動機３を動作させる第２運転モードとを切り替える制御装置５とを備える。
　この構成によれば、水素を生成及び貯蔵する第１運転モードと貯蔵水素によって発電する第２運転モードが使い分けられる。例えば、第１運転モードによって水素を生成及び貯蔵して、将来の第２運転モードに備えることができる。水電解装置１の動作には電力が必要なので、第１運転モードは電力の供給状況が良好な状況下で好適である。一方、第２運転モードでは貯蔵水素を用いて発電できるので、電力の供給状況が良好でない状況下で好適である。その結果、エネルギを有効に活用できる。
　（態様２）　態様１に記載のエネルギ管理システム１００において、前記原動機３の廃熱によって蒸気を生成する廃熱ボイラ７をさらに備え、前記蓄熱装置４は、温水を貯蔵する温水槽であり、前記廃熱ボイラ７は、蒸気管Ｌ４を介して前記蓄熱装置４に接続され、前記蓄熱装置４には、前記廃熱ボイラ７からの蒸気が前記蒸気管Ｌ４を介して供給される。
　この構成によれば、原動機３の動作時の廃熱は、蒸気として蓄熱装置４に供給される。蓄熱装置４に接続される廃熱回収ラインは蒸気管Ｌ４となる。工場等に既存の蒸気管Ｌ４を廃熱回収ラインに活用できる。これにより、エネルギ管理システム１００を工場等に新たに導入する際に既存設備を有効活用すると共に導入コストを低減できる。
　（態様３）　態様１又は態様２に記載のエネルギ管理システム１００において、前記発電機６からの電力を蓄電する蓄電池６２をさらに備える。
　この構成によれば、発電機６によって発電された電力のうち余剰な電力を蓄電池６２で蓄えておくことができる。
　（態様４）　態様１乃至態様３の何れか１つに記載のエネルギ管理システム１００において、前記制御装置５は、所定の単位期間当たりの、前記蓄熱装置４に蓄熱される熱のエネルギ量と前記水電解装置１によって生成される水素に相当するエネルギ量との比率は、１：４～１：１０となるように前記第１運転モードと前記第２運転モードとを切り替える。
　この構成によれば、単位期間当たりのエネルギ量の比率において、供給電力を使った水素の生成が貯蔵水素を使った発電よりも多くなる。さらに、供給電力が再エネ電力の場合、日中は電力の供給状況が良好となり、夜間は電力の供給状況が悪化する傾向にある。その場合に、単位期間当たりのエネルギ量の比率を前述のように設定することによって、第１運転モードと第２運転モードとの実行期間のバランスが好適となる。また、水素を生成して貯蔵することによるエネルギコスト低下の効果が享受しやすくなる。
　（態様５）　態様１乃至態様４の何れか１つに記載のエネルギ管理システム１００において、前記制御装置５は、前記第１運転モード及び前記第２運転モードの実行スケジュールに従って前記第１運転モードと前記第２運転モードとを切り替え、前記実行スケジュールにおいては、前記比率が１：４～１：１０となるように前記第１運転モードと前記第２運転モードとが割り当てられている。
　この構成によれば、第１運転モードと第２運転モードとの実行スケジュールが設定される。第１運転モードと第２運転モードとが実行スケジュールに従って切り替えられることによって、前記比率が１：４～１：１０となることが実現される。
１００　　エネルギ管理システム
１　　　　水電解装置
２　　　　水素貯蔵槽
３　　　　原動機
４　　　　蓄熱装置
５　　　　制御装置
６　　　　発電機
６２　　　蓄電池
Ｌ４　　　蒸気管

Claims (5)

  1. 　水を電気分解して水素を生成する水電解装置と、
    　前記水電解装置によって生成された水素を貯蔵する水素貯蔵槽と、
    　前記水素貯蔵槽から供給される水素を燃料として動作し、発電機を駆動する原動機と、
    　前記原動機の廃熱を貯蔵する蓄熱装置と、
    　前記水電解装置を動作させて前記水素貯蔵槽に水素を貯蔵する第１運転モードと、前記水素貯蔵槽の水素を供給して前記原動機を動作させる第２運転モードとを切り替える制御装置とを備えるエネルギ管理システム。
  2. 　請求項１に記載のエネルギ管理システムにおいて、
    　前記原動機の廃熱によって蒸気を生成する廃熱ボイラをさらに備え、
    　前記蓄熱装置は、温水を貯蔵する温水槽であり、
    　前記廃熱ボイラは、蒸気管を介して前記蓄熱装置に接続され、
    　前記蓄熱装置には、前記廃熱ボイラからの蒸気が前記蒸気管を介して供給されるエネルギ管理システム。
  3. 　請求項１に記載のエネルギ管理システムにおいて、
    　前記発電機からの電力を蓄電する蓄電池をさらに備えるエネルギ管理システム。
  4. 　請求項１に記載のエネルギ管理システムにおいて、
    　前記制御装置は、所定の単位期間当たりの、前記蓄熱装置に蓄熱される熱のエネルギ量と前記水電解装置によって生成される水素に相当するエネルギ量との比率が１：４～１：１０となるように前記第１運転モードと前記第２運転モードとを切り替えるエネルギ管理システム。
  5. 　請求項４に記載のエネルギ管理システムにおいて、
    　前記制御装置は、前記第１運転モード及び前記第２運転モードの実行スケジュールに従って前記第１運転モードと前記第２運転モードとを切り替え、
    　前記実行スケジュールにおいては、前記比率が１：４～１：１０となるように前記第１運転モードと前記第２運転モードとが割り当てられているエネルギ管理システム。
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