(57)【要約】【課題】蓄電装置と蓄熱装置の同時最適化を可能とし、システム効率を向上させる。【解決手段】発電機能と発熱機能を併せ持つ電熱発生装置２１と、少なくとも該電熱発生装置２１により発生した電力を蓄える蓄電装置２２と、該電熱発生装置２１により発生した熱を蓄える蓄熱装置２３とのどちらかを有する。エネルギーシステム全体の電熱需要を予測する電熱需要予測手段１１と、蓄電量を予測する蓄電量予測手段１２と、蓄熱量を予測する蓄熱量予測手段１３と、電熱発生装置の起動停止計画を作成する起動停止計画作成手段１４とを有する。予測された前記電熱需要及び前記蓄電量、蓄熱量、起動停止計画とに基づき前記エネルギーシステムに存在する電熱発生装置の出力配分値を、非線形計画問題求解手段を用いて前記エネルギーシステム全体のエネルギー供給コストが最小となるよう決定する出力配分値計算手段１５を有する。【選択図】図１
2010136557.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電機能と発熱機能を併せ持つ電熱発生装置と、該電熱発生装置により発生した電力を蓄える蓄電装置と該電熱発生装置により発生した熱を蓄える蓄熱装置との少なくとも一方を有する、電熱供給エネルギーシステムにおいて、
エネルギーシステム全体の電熱需要を予測する電熱需要予測手段と、蓄電装置に蓄えられている蓄電量を予測する蓄電量予測手段と蓄熱装置に蓄えられている蓄熱量を予測する蓄熱量予測手段の少なくとも一方と、電熱発生装置の起動停止計画を作成する起動停止計画作成手段とを有し、
予測された前記電熱需要、前記蓄電量と蓄熱量の少なくとも一方、及び起動停止計画に基づき、前記電熱発生装置における電熱供給の出力配分値を、非線形計画問題求解手段を用いて、前記エネルギーシステム全体のエネルギー供給コストが最小となるよう決定する出力配分値計算手段を有することを特徴とする電熱供給エネルギーシステム。
【請求項２】
前記出力配分地計算手段は、前記需要予測手段にから取得した電力需給バランスと熱需要バランス、前記蓄電量予測手段から取得した充放電量バランスと前記蓄熱量予測手段から取得した蓄放熱量バランスの少なくとも一方、前記起動停止計画作成手段から取得した充放電同時負荷制約と蓄放熱同時負荷制約の少なくとも一方、及び負荷率上下限制約とを制約条件として、燃料費最小化条件を目的関数として、非線形計画問題求解手段により最適解を得ることを特徴とする請求項１に記載の電熱エネルギーシステム。
【請求項３】
蓄電装置容量上下限制約設定手段と蓄熱装置容量上下限制約設定手段を備え、
前記出力配分値計算手段は、蓄電装置容量上下限制約設定手段から取得した計算期間内の任意の時間帯で蓄電量が上下限を逸脱しない制約と蓄熱装置容量上下限制約設定手段から取得した計算期間内の任意の時間帯で蓄熱量が上下限を逸脱しない制約の少なくとも一方を制約条件としたことを特徴とする請求項２に記載の電熱供給エネルギーシステム。
【請求項４】
電熱発生装置の電力出力変化速度制約と熱出力変化速度制約、蓄電装置の電力出力変化速度制約と蓄熱装置の熱出力変化速度制約の少なくとも一方を設定する出力変化速度制約設定手段を備え、
前記出力配分値計算手段は、出力変化速度制約設定手段から取得した電熱発生装置の電力出力変化速度が所定の範囲にあるという条件と熱出力変化速度が所定の範囲にあるという条件、蓄電装置の電力出力変化速度の所定の範囲にあるという制約と蓄熱装置の熱出力変化速度の少なくとも一方が所定の範囲にあるという制約を制約条件としたことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の電熱供給エネルギーシステム。
【請求項５】
複数の電熱発生装置が含まれる電熱発生装置機器群を備え、
前記電熱発生装置群がある期間で発生する電力量がある範囲にあるという制約を設定する発生電力量制約設定手段および、前記電熱発生装置群がある期間で発生する熱量がある範囲にあるという制約を設定する発生熱量制約設定手段を有し、
前記出力配分値計算手段は、発生電力量制約設定手段から取得した前記電熱発生装置群がある期間で発生する電力量がある範囲にあるという制約と、前記発生熱量制約設定手段から取得した前記電熱発生装置群があるある期間で発生する熱量がある範囲にあるという制約を制約条件としたことを特徴とする請求項２乃至請求項４のいずれか１項に記載の記載の電熱供給エネルギーシステム。
【請求項６】
出力配分値計算手段によって得られた出力配分値から、総燃料費を計算する総燃料費計算手段と、任意の電熱発生装置の任意の時間帯における運転単価を計算する運転単価計算手段と、与えられた起動停止計画から任意の電熱発生装置の任意の時間帯の起動停止状態を変更する起動停止計画変更手段と備え、
前記総燃料費計算手段によって得られた総燃料費が、起動停止計画変更前の総燃料費よりも小さい場合に起動停止計画変更結果を採用し、起動停止計画変更前の総燃料費よりも小さくない場合に起動停止計画変更結果をキャンセルすることを特徴とする請求項２乃至請求項５のいずれか１項に記載の記載の電熱供給エネルギーシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電熱発生装置と、これに接続された蓄電装置と蓄熱装置の少なくとも一方を有する電熱併給エネルギーシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、環境保護および省エネルギーの要請から、発電と発電設備からの排熱を回収し、利用形態に適合する熱に変換して、電力と共に供給するいわゆる電熱併給システムを導入するケースが増加している。電熱併給システムは、一次エネルギーを高質から低質までカスケード利用することによって、極めて高い総合効率を実現することをねらっている。しかしながら、熱供給は発電と同時に行われるものであるから、前記した高い総合効率は基本的に電力の需要状況と熱の需要状況が量的にも時間的にも一致していることが条件である。
【０００３】
ところが、実際には電力の需要状況と熱の需要状況は必ずしも一致しない（図８にある地域における電力需要と熱需要のグラフを示す）ので、電力または熱のどちらかの需要に供給を合わせた場合に、余剰が生じてしまい、当初期待されていたような総合効率が得られないという問題が生じる。そこで、蓄電装置あるいは蓄熱装置を導入することで、高い総合効率を確保するという対策が行われている。
【０００４】
そこで、蓄電装置あるいは蓄熱装置またはその両方を導入したシステムにおいて問題となるのは、ある期間における運用を考えた場合に、どのタイミングで蓄電（蓄熱）装置に対する充電（蓄熱）または、蓄電（蓄熱）装置からの放電（放熱）を行うのが合理的かということである。ある期間における蓄電（蓄熱）装置の運用を考えた場合に、蓄電（蓄熱）装置の容量の制約から、一方的に放電（放熱）し続けることはできず、ある時間帯で放電（放熱）により蓄電（蓄熱）量を減少させた分、別の時間帯で充電（蓄熱）を行い蓄電（蓄熱）量を挽回する必要が生じる。
従来のエネルギーシステム制御法においては、例えば、蓄電装置に関して、夜間に充電する時間帯と、電力負荷のピーク時に放電する時間帯を決めてルール的に運用するものが通常であった。また、蓄電装置と蓄熱装置を同時に考慮して最適な運用を図ろうとするものはなかった。
【０００５】
ところで、本問題に対するアプローチとして、電力系統における揚水発電所運用からのアナロジーが考えられる。揚水発電所の運用に関しては、これまで、以下のような運用方法の求め方が提案されている。
【０００６】
（揚水発電所の運用計算）
方法１：揚水効率差を考慮した持ち替え計算。
方法２：揚水発電機を火力機と同列で計算する。すなわち、揚水発電機の使用水量特性を火力の熱消費特性相当として、マイナスまで出力範囲を拡張した火力機のように模擬して計算する（水・火協調計算）。
方法３：貯水量を最適化する。すなわち貯水量の変化分を火力の燃料費変化に置き換え、その燃料費変化を最小化するような貯水量を動的計画法により求める。
【０００７】
方法１は図９に示すように、火力機のみで計算した結果、増分燃料費の差が効率差以上の場合に、効率差を考慮した揚水と揚発の持ち替えを行っていく方法である。最も単純な方法であるが、持ち替えの順序によって貯水量変化が異なり、最適解が得られる保証が無い。
【０００８】
方法２については増分水単価という概念を導入し、各時刻で以下の水・火協調式を計算する等ラムダ法の拡張であるが、λ、δの決定に収束計算を伴うもので、収束誤差が生じるなど数値特性上好ましくない場合がある。
【数１】
2010136557.tif 000003
【０００９】
方法３は、貯水量変化が火力分担負荷の変更をもたらすことから、図１０のように、貯水量変化を火力燃料費変化と関連付け、火力燃料費変化が最小（通常マイナス値）となるような貯水量変化を動的計画法により計算するものである。
【数２】
2010136557.tif 000004
【００１０】
この方法３は、貯水量の上下限制約を同時に扱うことができ、使用水量特性が不要であるなどのメリットがある有効な方法ではあるが、貯水量変化を離散値（例えば５ＭＷh刻み等）で扱う必要があり、そのための誤差が生じることと、今回の問題のような蓄電装置と蓄熱装置の両方を考慮する問題にそのまま適用しようとした場合、多次元の動的計画問題を解くことになり、計算時間の増大を招くことになる。
【００１１】
なお、蓄電装置をリアルタイムで制御する方法としては、特許文献１に記載されている燃料電池システム制御法のように、発電コストと蓄電池の放電コストを考慮してエネルギーコストが最小となるように制御する方法があるが、蓄熱装置との同時最適化は実施されていない。
【特許文献１】特開２００３−１６３０１３号公報
【非特許文献１】岩波講座  応用数学15〔方法7〕最適化法  藤田 宏，今野 浩，田邉 國士（1998）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００１２】
従来のエネルギーシステム制御法では、既知の負荷パターンに対して経済的と考えられる発電パターンや蓄放電スケジュール等を予め決めておくものであり、様々に変化する電熱の負荷パターンに対応できるものではなかった。また、電力系統における揚水発電所運用方法からのアナロジーに基づく方法は、先述したように、電力・熱を同時に考慮する問題に対しては十分ではない。
本発明は、上記の問題に鑑みてなされたものであり、蓄電装置と蓄熱装置の少なくとも一方を有する電熱併給エネルギーシステムにおいて、全体での効率を向上させる最適な出力配分値を決定することを目的としている。また、本発明は、蓄電装置と蓄熱装置とを同様な制約条件の下で取り扱うことにより、蓄電装置と蓄熱装置を同時に最適化し得る電熱併給エネルギーシステムを提供することも、目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
上記課題を解決するために、本発明は、発電機能と発熱機能を併せ持つ電熱発生装置と、該電熱発生装置により発生した電力を蓄える蓄電装置と該電熱発生装置により発生した熱を蓄える蓄熱装置との少なくとも一方を有する、電熱供給エネルギーシステムにおいて、エネルギーシステム全体の電熱需要を予測する電熱需要予測手段と、蓄電装置に蓄えられている蓄電量を予測する蓄電量予測手段と蓄熱装置に蓄えられている蓄熱量を予測する蓄熱量予測手段の少なくとも一方と、電熱発生装置の起動停止計画を作成する起動停止計画作成手段とを有し、予測された前記電熱需要、前記蓄電量と蓄熱量の少なくとも一方、及び起動停止計画に基づき、前記電熱発生装置における電熱供給の出力配分値を、非線形計画問題求解手段を用いて、前記エネルギーシステム全体のエネルギー供給コストが最小となるよう決定する出力配分値計算手段を有することを特徴とする。
【００１４】
この場合、前記出力配分地計算手段は、前記需要予測手段にから取得した電力需給バランスと熱需要バランス、前記蓄電量予測手段から取得した充放電量バランスと前記蓄熱量予測手段から取得した蓄放熱量バランスの少なくとも一方、前記起動停止計画作成手段から取得した充放電同時負荷制約と蓄放熱同時負荷制約の少なくとも一方、及び負荷率上下限制約とを制約条件として、燃料費最小化条件を目的関数として、非線形計画問題求解手段により最適解を得ることが好ましい。
【発明の効果】
【００１５】
本発明の実施により、蓄電装置と蓄熱装置の同時最適化を可能とし、電熱発生装置を含む全体でのシステム効率を向上させる電熱併給エネルギーシステムの需給制御法を提供することが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１６】
本発明のエネルギーシステム制御方法は、与えられたエネルギーシステム全体の電熱需要、起動停止計画（各機器の起動／停止情報）、蓄電装置の蓄電量予測値、蓄熱装置の蓄熱量予測値に応じて、複数時間帯にわたる電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算し、制御するものである。
【００１７】
本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。
図１は本発明の第１〜第５の実施の形態を適用するエネルギーシステムの全体図を示し、エネルギーシステム制御装置と各装置との接続及び電力と熱と制御情報の流れを示す図である。すなわち、エネルギーシステム制御装置１は電熱発生装置群２１、蓄電装置２２、蓄熱装置２３と、制御信号伝達手段３１を介して接続されている。
【００１８】
電力負荷２４に対しては、電熱発生装置群２１または蓄電装置２２から供給される。また、熱負荷２５に対しては、電熱発生装置群２１または蓄熱装置２３から供給される。
制御信号伝達手段３１をもちいて需給制御装置１から各機器を制御するための情報が各機器へ伝達される。また、電熱発生装置群２１、蓄電装置２２、蓄熱装置２３の各機器からは運転状態の情報がエネルギーシステム制御装置１へ伝達される。
【００１９】
エネルギーシステム制御装置１の内部には、電熱需要の実績が季節や月別、曜日別に格納された電熱需要実績データベースＤ１が備えられ、電熱需要予測手段１１は、電熱需要実績データベースＤ１と、天候予測情報などを用いて、将来の電熱予測需要Ｄ５を作成する。
【００２０】
エネルギーシステム制御装置１の内部には、蓄電量の実績が季節や月別、曜日別に格納された蓄電量実績データベースＤ２が備えられ、蓄電量予測手段１２は、蓄電量実績データベースＤ２と、天候予測情報などを用いて、将来の予測蓄電量Ｄ６を作成する。
エネルギーシステム制御装置１の内部には、蓄熱量の実績が季節や月別、曜日別に格納された蓄熱量実績データベースＤ３が備えられ、蓄熱量予測手段１３は、蓄熱量実績データベースＤ３と、天候予測情報などを用いて、将来の予測蓄熱量Ｄ７を作成する。
【００２１】
エネルギーシステム制御装置１の内部には、各電熱発生装置の運転実績（特に起動／停止の０−１情報）が季節や月別、曜日別に格納された運転実績データベースＤ４が備えられ、起動停止計画作成手段１４は、運転実績データベースＤ４と、電熱予測需要Ｄ５、予測蓄電量Ｄ６、予測蓄熱量Ｄ７、天候予測情報などを用いて、将来の起動停止計画Ｄ８を作成する。この起動停止計画は人間系により設定されたものでもよい。
【００２２】
出力配分値計算手段１５は、将来の電熱予測需要Ｄ５、予測蓄電量Ｄ６、予測蓄熱量Ｄ７、起動停止計画Ｄ８をもとに、将来のある期間における各機器の各時間帯における出力配分値（蓄電、蓄熱のタイミング、量を含む）Ｄ９を計算する。
機器制御手段１６は、出力配分値Ｄ９をもとに各機器を制御するための情報を電熱発生装置群２１、蓄電装置２２、蓄熱装置２３へ制御信号伝達手段３１を介して伝達する。
【００２３】
（第１の実施の形態）
第１の実施の形態について述べる。
本実施の形態において、出力配分値計算手段１５は、将来の電熱予測需要Ｄ５、予測蓄電量Ｄ６、予測蓄熱量Ｄ７、起動停止計画Ｄ８をもとに、将来のある期間における各機器の各時間帯における出力配分値（蓄電、蓄熱のタイミング、量を含む）Ｄ９を計算するが、本発明では、蓄電装置、蓄熱装置を活用して、燃料費最小な出力配分値を決定する。
【００２４】
通常、電熱発生装置については、図２に示すように、負荷率に対する電力出力および熱出力はともに直線的に変化する。したがって、負荷率をνとしたときに、電力出力、熱出力は以下のように表現できる。
【数３】
2010136557.tif 000005
【００２５】
以下ではd，eを電力出力特性係数、f，gを熱出力特性係数と呼ぶことにする。
また、本実施の形態においては、蓄電装置は蓄電（充電）専用の機器と放電専用の機器の組で模擬する。蓄電専用の機器の時間帯ｔにおける上限出力をＰＣmax,tとし、放電専用の機器の時間帯ｔにおける上限出力をＰＤmax,tとし、ＤＰtを時間帯ｔにおける電力負荷とする。また計算対象期間をＴs〜Ｔeとするとき、本実施の形態における任意の時間帯ｔにおける電力需給バランス制約は式（１．２）のように表すことができる。
【数４】
2010136557.tif 000006
【００２６】
ここで、各記号の意味は以下とする。起動停止計画Ｄ８が求まっているとしているので、ｕi,tは所与であることに注意する。（１．２）式では、電熱発生装置の総数をＮとしたときに、放電専用の機器のインデックスをＮ＋２で、充電（蓄電）専用機器のインデックスをＮ＋２で表すことにした。
【数５】
2010136557.tif 000007
【００２７】
同様に、本実施の形態においては、蓄熱装置は蓄熱専用の機器と放熱専用の機器の組で模擬する。蓄熱専用の機器の時間帯ｔにおける上限出力をＨＣmax,tとし、放熱専用の機器の時間帯ｔにおける上限出力をＨＤmax,tとし、ＨＰtを時間帯ｔにおける熱負荷とすると、本エネルギーシステムにおける任意の時間帯ｔにおける熱需給バランス制約は式（１．３）のように表すことができる。
【数６】
2010136557.tif 000008
【００２８】
（１．３）式では、電熱発生装置の総数をＮとしたときに、放電専用の機器のインデックスをＮ＋３で、蓄熱専用機器のインデックスをＮ＋４で表すことにした。
【００２９】
また、蓄電装置が計算期間内で充電量と放電量のバランスを取るため、予測蓄電量Ｄ６をもとに（１．４）式に示す充放電量バランス制約を考慮する必要がある。
【数７】
2010136557.tif 000009
【００３０】
同様に、蓄熱装置が計算期間内で充熱量と放熱量のバランスを取るため、予測蓄熱量Ｄ７をもとに（１．５）式に示す蓄放熱量バランス制約を考慮する必要がある。
【数８】
2010136557.tif 000010
【００３１】
また、本実施の形態においては、蓄電装置は充電専用の機器と放電専用の機器の組で模擬するが、これらは同時に動作することはできないため、（１．６）式に示す充放電同時負荷制約を考慮する必要がある。
【数９】
2010136557.tif 000011
【００３２】
同様に、本実施の形態においては、蓄熱装置は蓄熱専用の機器と放熱専用の機器の組で模擬するが、これらは同時に動作することはできないため、（１．７）式に示す蓄放熱同時負荷制約を考慮する必要がある。
【数１０】
2010136557.tif 000012
【００３３】
さらに、各機器の負荷率の上下限を考慮する必要がある。
【数１１】
2010136557.tif 000013
【００３４】
さて、本実施の形態では、燃料費最小な出力配分値を決定するが、電熱発生装置の燃料費特性は通常、負荷率の２次式で表現されるため、目的関数は式（１．９）で表現される。
【数１２】
2010136557.tif 000014
【００３５】
上記をまとめると、以下の問題となる。
（目的関数）：燃料費最小化      （１．９）式
（制約条件）：電力需給バランス  （１．２）式
：熱需給バランス    （１．３）式
：充放電量バランス  （１．４）式
：蓄放熱量バランス  （１．５）式
：充放電同時不可    （１．６）式
：蓄放熱同時不可    （１．７）式
：負荷率上下限      （１．８）式
【００３６】
本問題は、目的関数が２次式であるが、制約に非線形な式（１．６）、（１．７）を含む問題であり、最もよく知られた最適化手法の一つである、２次計画法を適用することはできない。このような、非線形制約つき問題に対しては、たとえば、現在最も有効な方法の一つとされている逐次２次計画法を適用することで解を得ることができる。逐次２次計画法は、各反復において元の問題を近似した２次計画問題を逐次解いてゆく方法であるが、ゆく方法であるが、その概略について説明する。
【００３７】
非線形計画問題、
【数１３】
2010136557.tif 000015
【００３８】
に対してラグランジュ関数
【数１４】
2010136557.tif 000016
【００３９】
を定義し、この関数のｘに関する勾配
【数１５】
2010136557.tif 000017
【００４０】
とヘッセ行列
【数１６】
2010136557.tif 000018
【００４１】
を考える。
いま、点ｘkが与えられているものとして、次の反復点ｘk+1を求めたいが、次のような２次計画問題を考える。
【数１７】
2010136557.tif 000019
【００４２】
これは、問題(A)の目的関数をｘ＝ｘk
において２次関数で近似し、制約条件を１次近似した問題であり、ベクトルｓは現在の点ｘkからの変位を、問題(B)の目的関数の２次の係数行列Ｂkは、ラグランジュ関数Ｌ（ｘk，λk）のヘッセ行列を近似した行列を表している。
【００４３】
適当なＢkがヘッセ行列
【数１８】
2010136557.tif 000020
【００４４】
の良い近似となるように更新してゆけば、2次計画問題（B）の解を逐次計算する反復法はニュートン法に似た性質を持つことが期待できる。この詳細については次に示す非特許文献１などに記述されている。
【００４５】
図３は本発明に係る第１の実施例を説明する処理の流れを示す図である。基本制約設定手段１５１は、電熱予測需要Ｄ１、起動停止計画Ｄ４、機器設備データベースＤ１０から、非線形問題求解手段１５２に対して、式（１．２）〜（１．８）で制約を、式（１．９）で目的関数を与える。非線形問題求解手段１５２はこれら追加された制約を考慮した出力配分値Ｄ９を計算する。
【００４６】
以上のような実施の形態によれば、与えられたエネルギーシステム全体の電熱需要、起動停止計画（各機器の起動／停止情報）、蓄電装置の蓄電量予測値、蓄熱装置の蓄熱量予測値に応じて、複数時間帯にわたる電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算することができる。
【００４７】
（第２の実施の形態）
第２の実施の形態について述べる。この第２の実施の形態は、第１の実施の形態で述べた制約にさらに、各時刻における、蓄電装置容量上下限制約、蓄熱装置容量上下限制約を考慮した電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算するものである。
【００４８】
本実施形態において、各時間帯ｔにおける蓄電量は式（２．１）で計算できる。
【数１９】
2010136557.tif 000021
【００４９】
よって、蓄電量上限（ＳＰt）Lmaxが与えられたときに、計算期間内の任意の時間帯で、蓄電量が上限を逸脱しないという条件は、以下で表すことができる。
【数２０】
2010136557.tif 000022
【００５０】
同様に、蓄電量下限（ＳＰt）Lminが与えられたときに、蓄電量が下限を逸脱しないという条件は、以下で表すことができる。
【数２１】
2010136557.tif 000023
【００５１】
各時間帯ｔにおける蓄熱量は式（２．４）で計算できる。
【数２２】
2010136557.tif 000024
【００５２】
よって、蓄熱量上限（ＳＨt）Lmaxが与えられたときに、計算期間内の任意の時間帯で、蓄熱量が上限を逸脱しないという条件は、以下で表すことができる。
【数２３】
2010136557.tif 000025
【００５３】
同様に、蓄熱量下限（ＳＨt）Lminが与えられたときに、蓄熱量が下限を逸脱しないという条件は、以下で表すことができる。
【数２４】
2010136557.tif 000026
【００５４】
第１の実施の形態で述べた、（１．１０）の制約式として、さらに（２．２）、（２．３）、（２．５）、（２．６）式を追加した問題を考えることで、たとえば、逐次２次計画法を適用することで解くことができる。
【００５５】
図４は本発明に係る第２の実施例を説明する処理の流れを示す図である。蓄電装置容量上下限制約設定手段１５３は、予測蓄電量データＤ６から、各時刻の蓄電量上下限値を作成し、非線形問題求解手段１５２に対して、式（２．２）および式（２．３）で制約を与える。同様に、蓄熱装置容量上下限制約設定手段１５４は、予測蓄熱量データＤ７から、各時刻の蓄熱量上下限値を作成し、非線形問題求解手段１５２に対して、式（２．５）および式（２．６）で制約を与える。非線形問題求解手段１５２はこれら追加された制約を考慮した出力配分値Ｄ９を計算する。
【００５６】
以上のような実施の形態によれば、第１の実施の形態で述べた制約にさらに、各時刻における、蓄電装置容量上下限制約、蓄熱装置容量上下限制約を考慮した電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算することができる。
【００５７】
（第３の実施の形態）
第３の実施の形態について述べる。この第３の実施の形態は、第１の実施の形態や第２の実施の形態で述べた制約にさらに、各時刻における、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の出力変化速度を考慮した、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算するものである。
【００５８】
本実施の形態において、各時間帯ｔにおける電熱発生装置ｉの電力出力変化速度は式（３．１）で計算できる。
【数２５】
2010136557.tif 000027
【００５９】
したがってこれらが設備上の制約からある範囲ＶＰiにあるという電力出力変化速度制約は（３．２）式のように表現できる。
【数２６】
2010136557.tif 000028
【００６０】
各時間帯ｔにおける電熱発生装置ｉの熱出力変化速度は式（３．３）で計算できる。
【数２７】
2010136557.tif 000029
【００６１】
したがってこれらが設備上の制約からある範囲ＶＨiにあるという熱出力変化速度制約は（３．４）式のように表現できる。
【数２８】
2010136557.tif 000030
【００６２】
各時間帯ｔにおける蓄電装置の電力出力変化速度は式（３．５）で計算できる。
【数２９】
2010136557.tif 000031
【００６３】
したがってこれらが設備上の制約からある範囲ＶＳＰにあるという電力出力変化速度制約は（３．６）式のように表現できる。
【数３０】
2010136557.tif 000032
【００６４】
各時間帯ｔにおける蓄熱装置の熱出力変化速度は式（３．７）で計算できる。
【数３１】
2010136557.tif 000033
【００６５】
したがってこれらが設備上の制約からある範囲ＶＳＨにあるという熱出力変化速度制約は（３．８）式のように表現できる。
【数３２】
2010136557.tif 000034
【００６６】
第１の実施の形態で述べた、（１．１０）の制約式として、さらに（３．２）、（３．４）、（３．６）、（３．８）式を追加した問題を考えることで、たとえば、逐次２次計画法を適用することで解くことができる。
【００６７】
図５は本発明に係る第３の実施例を説明する処理の流れを示す図である。出力変化速度制約設定手段１５５は、機器設備データベースＤ１０から、電力出力変化速度と、熱出力変化速度を取得し、非線形問題求解手段１５２に対して、式（３．２）、（３．４）、（３．６）、（３．８）で制約を与える。非線形問題求解手段１５２はこれら追加された制約を考慮した出力配分値Ｄ９を計算する。
【００６８】
以上のような実施の形態によれば、第１の実施の形態や第２の実施の形態で述べた制約にさらに、各時刻における、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の出力変化速度を考慮した、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算することができる。これにより、各機器の設備の制約を考慮した、実用性の高い配分価を得ることができる。
【００６９】
（第４の実施の形態）
第４の実施の形態について述べる。この第４の実施の形態は、第１乃至第３の実施の形態で述べた制約にさらに、各時刻における、電熱発生装置の発生電力量および発生熱量に制限を与えた、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算するものである。
【００７０】
本実施の形態では、ある電熱発生装置機器群をＧ1で表すことにする。このＧ1に含まれる機器群がある期間Ｔs1〜Ｔe1で発生する電力量は以下のように表すことができる。
【数３３】
2010136557.tif 000035
【００７１】
この電力量がある範囲（目標量ＣＰＧ1，許容誤差εＧ1）にある制約は、以下で表すことができる。
【数３４】
2010136557.tif 000036
【００７２】
ある電熱発生装置機器群をＧ2で表すことにする。このＧ2に含まれる機器群がある期間Ｔs2〜Ｔe2で発生する熱量は以下のように表すことができる。
【数３５】
2010136557.tif 000037
【００７３】
この熱量がある範囲（目標量ＣＰＧ2，許容誤差εＧ2）にある制約は、以下で表すことができる。
【数３６】
2010136557.tif 000038
【００７４】
第１乃至第３の実施の形態で述べた、問題の制約式として、さらに（４．２）、（４．４）式を追加した問題を考えることで、たとえば、逐次２次計画法を適用することで解くことができる。
【００７５】
図６は本発明に係る第４の実施例を説明する処理の流れを示す図である。発生電力量制約設定手段１５６は、外部から設定された発生電力量制約データＤ１１から、発生電力量制約を取得し、非線形問題求解手段１５２に対して、式（４．２）に基づき制約を与える。発生熱量制約設定手段１５７は、外部から設定された発生熱量制約データＤ１２から、発生熱量制約を取得し、非線形問題求解手段１５２に対して、式（４．４）に基づき制約を与える。非線形問題求解手段１５２はこれら追加された制約を考慮した出力配分値Ｄ９を計算する。
【００７６】
以上のような実施の形態によれば、第１乃至第３の実施の形態で述べた制約にさらに、各時刻における、電熱発生装置の発生電力量および発生熱量に制限を与えた、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算することができる。したがって、たとえば、ある電熱発生装置群が消費できる燃料に制限がある場合に、本制約を与えることで、燃料消費量を抑制することができ、実用性の高い出力配分価を得ることができる。
【００７７】
（第５の実施の形態）
図７は本発明に係る第５の実施例を説明する処理の流れを示す図である。また、図８は処理フローをあらわす。この第５の実施の形態は、与えられた起動停止計画からさらに低燃料費の起動停止計画およびそれに対する、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算するものである。
【００７８】
本実施の形態において、総燃料費計算手段１９は出力配分値Ｄ９に基づき、総燃料費Ｄ１４を計算する（図８  ５０１）。この値をＣ１とする。運転単価計算手段は各電熱発生装置の各時間帯の運転単価Ｄ１３を計算する（図８  ５０２）。起動停止計画変更手順１７はこの結果をもとに、運転単価の高い（電熱発生装置、時間帯）の組み合わせの起動停止計画変更を行う（図８  ５０３）。出力配分値計算手段は、変更された起動停止計画Ｄ８をもとに、再度出力配分値Ｄ９を計算する（図８  ５０４）。
【００７９】
総燃料費計算手段１９は、この出力配分値Ｄ９に基づき、総燃料費Ｄ１４を計算する（図８  ５０５）。この値をＣ２とする。この総燃料費Ｄ１４が起動停止計画変更前の総燃料費Ｄ１４よりも小さいかどうか判断し（図８  ５０６）、小さい場合に、起動停止計画変更結果を採用し（図８  ５０８）、最初に戻る。Ｃ２がＣ１よりも小さくない場合には起動停止計画変更結果をキャンセル（図８  ５０７）し、この手順を終了する。
【００８０】
総燃料費は以下の式（５．１）で計算する。
【数３７】
2010136557.tif 000039
【００８１】
また、運転単価は以下の式（５．２）で計算する。
【数３８】
2010136557.tif 000040
【００８２】
この値が大きい（電熱発生装置、時間帯）の組み合わせほど効率が悪い運転と考えられるため、停止候補となる。
【００８３】
以上のような本実施の形態によれば、与えられた起動停止計画からさらに低燃料費の起動停止計画およびそれに対する、電熱発生装置と蓄電装置と蓄熱装置の総燃料費用最小な出力配分値を計算することができる。
【図面の簡単な説明】
【００８４】
【図１】本発明の制御方法を適用するシステム全体の構成図。
【図２】電熱発生装置の、負荷率に対する発電出力・回収熱量例を示すグラフ。
【図３】本発明に係る第１の実施の形態を説明する処理の流れを示す図。
【図４】本発明に係る第２の実施の形態を説明する処理の流れを示す図。
【図５】本発明に係る第３の実施の形態を説明する処理の流れを示す図。
【図６】本発明に係る第４の実施の形態を説明する処理の流れを示す図。
【図７】本発明に係る第５の実施の形態を説明する処理の流れを示す図。
【図８】本発明に係る第５の実施の形態を処理フローを示すフローチャート。
【図９】電力負荷と熱負荷の一日の変化例を示すグラフ。
【図１０】揚水発電所の運用計算方法１の説明図。
【図１１】揚水発電所の運用計算方法３の説明図。
【符号の説明】
【００８５】
１…エネルギーシステム制御装置
２…エネルギーシステム
１１…電熱需要予測手段
１２…蓄電量予測手段
１３…蓄熱量予測手段
１４…起動停止計画作成手段
１５…出力配分値計算手段
１６…機器制御手段
１７…起動停止計画変更手段
１８…運転単価計算手段
１９…総燃料費計算手段
２１…電熱発生装置
２２…蓄電装置
２３…蓄熱装置
２４…電力負荷
２５…熱負荷
３１…制御信号伝達手段
３２…電力エネルギー供給手段
３３…熱エネルギー供給手段
１５１…基本制約設定手段
１５２…非線形問題求解手段
１５３…蓄電装置容量上下限制約設定手段
１５４…蓄熱装置容量上下限制約設定手段
１５５…出力変化速度制約設定手段
１５６…発生電力量制約設定手段
１５７…発生熱量制約設定手段
Ｄ１…電熱需要実績データベース
Ｄ２…蓄電量実績データベース
Ｄ３…蓄熱量実績データベース
Ｄ４…運転実績データベース
Ｄ５…電熱予測需要データ
Ｄ６…予測蓄電量データ
Ｄ７…予測蓄熱量データ
Ｄ８…起動停止計画データ
Ｄ９…出力配分値データ
Ｄ１０…機器設備データベース
Ｄ１１…発生電力量制約データ
Ｄ１２…発生熱量制約データ
Ｄ１３…運転単価データ
Ｄ１４…総燃料費データ
【図１】
2010136557.tif 000041
【図２】
2010136557.tif 000042
【図３】
2010136557.tif 000043
【図４】
2010136557.tif 000044
【図５】
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【図６】
2010136557.tif 000046
【図７】
2010136557.tif 000047
【図８】
2010136557.tif 000048
【図９】
2010136557.tif 000049
【図１０】
2010136557.tif 000050
【図１１】
2010136557.tif 000051