(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力のみを発生または電力と熱を発生できる電熱供給側設備と、電力のみが供給または電力と熱が供給される電熱負荷側設備との間を配電線および／または熱配管で接続した分散電源系統における各設備間の電熱需給制御に、各設備に設けたエージェント間の情報交換によって各設備の電熱需給出力を決定する分散電源系統の電熱需給制御システムであって、
前記エージェントのうちの１つのエージェントは、他のエージェントとの情報交換によって熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定する手段を備えたことを特徴とする分散電源系統の電熱需給制御システム。
【請求項２】
前記１つのエージェントは、
他のエージェントとの情報交換により、各設備での電力経路ごとの電力負荷量を算定、および熱経路ごとの熱負荷量を算定する手段と、
電熱供給側設備が前記電力負荷量の発電に必要なコストを基に、この発電に伴い発生する熱エネルギーも含めて第１のエネルギー価値として算定する手段と、
電熱供給側設備が供給する電力を商用電源で賄ったときの電力価格と、熱を熱供給設備で賄ったときの熱量価格とに換算して第２のエネルギー価値として算定する手段と、
前記第１と第２のエネルギー価値の差を求める手段と、
前記エネルギー価値の差が同程度以上の場合は当該電熱供給側設備のエネルギー価値の差が最も大きい電熱供給側設備を運転し、前記第１のエネルギー価値が第２のエネルギー価値よりも低い場合は当該電熱供給側設備を止める、または運転することなく商用電源と熱供給設備からの電熱供給とする手段と、
前記電力負荷量、熱負荷量から前記電熱供給側設備または商用電源と熱供給設備に割り当てた発電出力またはそれに対する熱出力を差し引いて、残りの電力負荷量および熱負荷量を算出する手段と、
前記残りの電力負荷量がある場合、残りの電力負荷量が無くなるまで、前記エネルギー価値を基にして他の設備を電熱供給設備として割り当てる処理に戻る手段と、
前記エネルギー価値差が低い場合、商用電源から購入した電力出力、および熱供給設備からの熱出力を決定する手段と、
を備えたことを特徴とする請求項１に記載の分散電源系統の電熱需給制御システム。
【請求項３】
前記電熱供給設備がガスタービン発電機の場合、前記第１のエネルギー価値の算定は、
前記電力負荷量に対しての出力可能な量Ｐｏｕｔから、ガスタービン発電機の発電効率ｅを用いて電力を発生するのに必要な購入ガス熱量Ｈ（＝ｅ＊Ｐｏｕｔ）を求める手段と、
前記購入ガス熱量Ｈと１立米当たりの熱量Ｈｍから購入ガス体積Ｖ（＝Ｈ／Ｈｍ）を求める手段と、
前記購入ガス体積Ｖと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｅ（＝Ｖ＊Ｕ）を求める手段と、
前記購入ガス価格Ｐｅとガスタービン発電機が発電する場合に必要なコストＣとを合わせた値をガスタービン発電機のエネルギー価値Ｅｅ（＝Ｃ＋Ｐｅ）として求める手段と、
を備えたことを特徴とする請求項２に記載の分散電源系統の電熱需給制御システム。
【請求項４】
前記商用電源および熱供給設備に換算した前記第２のエネルギー価値の算定は、
設備の出力可能な電力量Ｐｏｕｔに対して、時間帯によって変化する商用電源の電力単価Ｕｐを用いて商用電力価格Ｐｕ（＝Ｐｏｕｔ＊Ｕｐ）を求める手段と、
熱負荷に対する割当量Ｈａから、熱供給設備の効率ｅｂを用いて購入ガス熱量Ｈｂ（＝ｅｂ＊Ｈａ）を求める手段と、
前記購入ガス熱量Ｈｂと１立米あたりの熱量Ｈｂｍから購入ガス体積Ｖｂ（＝Ｈｂ／Ｈｂｍ）を求める手段と、
前記購入ガス体積Ｖｂと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｂ（＝Ｖｂ＊Ｕ）を求める手段と、
商用電源の電力価格Ｐｕと購入ガス価格Ｐｂを足し合わせてエネルギー価値Ｅｂ（＝Ｐｕ＋Ｐｂ）を求める手段と、
を備えたことを特徴とする請求項２または３に記載の分散電源系統の電熱需給制御システム。
【請求項５】
前記電熱供給設備が蓄熱槽を持つ場合の前記熱負荷量の算定は、
現在の熱負荷量Ｈ（ｔ）と、現在の蓄熱量Ｓ（ｔ）と、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を求め、
【数７】
0005487908.tif 000008
この換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を前記熱負荷量とする手段を備えたことを特徴とする請求項１〜４のいずれか１項に記載の分散電源系統の電熱需給制御システム。
【請求項６】
前記電熱供給設備の起動コストが高い場合の前記コストの算定は、
起動コストＩと、予想運転時間Ｔ（ｔ）と、経過時間ｔ’後の熱負荷量Ｈ（ｔ’）と、定格熱出力Ｗと、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算した起動コストＢ（ｔ）を求め、
【数８】
0005487908.tif 000009
この起動コストＢ（ｔ）を前記コストに含める手段を備えたことを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載の分散電源系統の電熱需給制御システム。
【請求項７】
電力のみを発生または電力と熱を発生できる電熱供給側設備と、電力のみが供給または電力と熱が供給される電熱負荷側設備との間を配電線および／または熱配管で接続した分散電源系統における各設備間の電熱需給制御に、各設備に設けたエージェント間の情報交換によって各設備の電熱需給出力を決定する分散電源系統の電熱需給制御方法であって、
前記エージェントのうちの１つのエージェントは、他のエージェントとの情報交換によって熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定することを特徴とする分散電源系統の電熱需給制御方法。
【請求項８】
前記１つのエージェントは、
他のエージェントとの情報交換により、各設備での電力経路ごとの電力負荷量を算定、および熱経路ごとの熱負荷量を算定するステップと、
電熱供給側設備が前記電力負荷量の発電に必要なコストを基に、この発電に伴い発生する熱エネルギーも含めて第１のエネルギー価値として算定するステップと、
電熱供給側設備が供給する電力を商用電源で賄ったときの電力価格と、熱を熱供給設備で賄ったときの熱量価格とに換算して第２のエネルギー価値として算定するステップと、
前記第１と第２のエネルギー価値の差を求めるステップと、
前記エネルギー価値の差が同程度以上の場合は当該電熱供給側設備のエネルギー価値の差が最も大きい電熱供給側設備を運転し、前記第１のエネルギー価値が第２のエネルギー価値よりも低い場合は当該電熱供給側設備を止める、または運転することなく商用電源と熱供給設備からの電熱供給とするステップと、
前記電力負荷量、熱負荷量から前記電熱供給側設備または商用電源と熱供給設備に割り当てた発電出力またはそれに対する熱出力を差し引いて、残りの電力負荷量および熱負荷量を算出するステップと、
前記残りの電力負荷量がある場合、残りの電力負荷量が無くなるまで、前記エネルギー価値を基にして他の設備を電熱供給設備として割り当てる処理に戻るステップと、
前記エネルギー価値差が低い場合、商用電源から購入した電力出力、および熱供給設備からの熱出力を決定するステップと、
を有することを特徴とする請求項７に記載の分散電源系統の電熱需給制御方法。
【請求項９】
前記電熱供給設備がガスタービン発電機の場合、前記第１のエネルギー価値の算定は、
前記電力負荷量に対しての出力可能な量Ｐｏｕｔから、ガスタービン発電機の発電効率ｅを用いて電力を発生するのに必要な購入ガス熱量Ｈ（＝ｅ＊Ｐｏｕｔ）を求めるステップと、
前記購入ガス熱量Ｈと１立米当たりの熱量Ｈｍから購入ガス体積Ｖ（＝Ｈ／Ｈｍ）を求めるステップと、
前記購入ガス体積Ｖと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｅ（＝Ｖ＊Ｕ）を求めるステップと、
前記購入ガス価格Ｐｅとガスタービン発電機が発電する場合に必要なコストＣとを合わせた値をガスタービン発電機のエネルギー価値Ｅｅ（＝Ｃ＋Ｐｅ）として求めるステップと、
を有することを特徴とする請求項８に記載の分散電源系統の電熱需給制御方法。
【請求項１０】
前記商用電源および熱供給設備に換算した前記第２のエネルギー価値の算定は、
設備の出力可能な電力量Ｐｏｕｔに対して、時間帯によって変化する商用電源の電力単価Ｕｐを用いて商用電力価格Ｐｕ（＝Ｐｏｕｔ＊Ｕｐ）を求めるステップと、
熱負荷に対する割当量Ｈａから、熱供給設備の効率ｅｂを用いて購入ガス熱量Ｈｂ（＝ｅｂ＊Ｈａ）を求めるステップと、
前記購入ガス熱量Ｈｂと１立米あたりの熱量Ｈｂｍから購入ガス体積Ｖｂ（＝Ｈｂ／Ｈｂｍ）を求めるステップと、
前記購入ガス体積Ｖｂと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｂ（＝Ｖｂ＊Ｕ）を求めるステップと、
商用電源の電力価格Ｐｕと購入ガス価格Ｐｂを足し合わせてエネルギー価値Ｅｂ（＝Ｐｕ＋Ｐｂ）を求めるステップと、
を有することを特徴とする請求項８または９に記載の分散電源系統の電熱需給制御方法。
【請求項１１】
前記電熱供給設備が蓄熱槽を持つ場合の前記熱負荷量の算定は、
現在の熱負荷量Ｈ（ｔ）と、現在の蓄熱量Ｓ（ｔ）と、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を求め、
【数９】
0005487908.tif 000010
この換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を前記熱負荷量とするステップを有することを特徴とする請求項７〜１０のいずれか１項に記載の分散電源系統の電熱需給制御方法。
【請求項１２】
前記電熱供給設備の起動コストが高い場合の前記コストの算定は、
起動コストＩと、予想運転時間Ｔ（ｔ）と、経過時間ｔ’後の熱負荷量Ｈ（ｔ’）と、定格熱出力Ｗと、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算した起動コストＢ（ｔ）を求め、
【数１０】
0005487908.tif 000011
この起動コストＢ（ｔ）を前記コストに含めるステップを有することを特徴とする請求項７〜１１のいずれか１項に記載の分散電源系統の電熱需給制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、分散電源系統を構成する各電熱設備にそれぞれエージェントを設け、各エージェント間の情報交換によって各電熱設備の電熱需給出力を決定する分散電源系統の電熱需給制御システムおよび電熱需給制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
（１）電熱需給制御方式には以下の２種類がある。
【０００３】
（ａ）中央集中方式…中央集中制御装置による、発電機などの分散電源の制御方式
図３に中央集中方式を示すように、中央集中制御装置１００が下位の制御装置２００ａ〜２００ｄから情報を受け取り、その情報を元に制御装置別の制御指令値、目標値を求め、それらを制御装置２００ａ〜２００ｄに送り返す。
【０００４】
（ｂ）自律分散方式…中央集中制御装置などの統括的な装置なしで、下位の装置による制御方式
図４に自律分散方式を示すように、下位の制御装置２００ａ〜２００ｄのみで構成され、他装置との情報交換を行い、自装置の制御指令値を決定する。
【０００５】
（２）分散電源系統制御への適用
上記、制御方式を分散電源系統の制御に適用すると、システム構成は以下のようになる。ただし、以下に示す、「分散電源」とはガスタービン発電機や風力発電などの自然エネルギー発電機などの基礎電源や分散電源だけでなく、ボイラー設備などの基礎熱源も含まれる。また、「負荷」については電力負荷だけでなく、熱負荷も含まれる。
【０００６】
（ａ）図５は中央集中方式による分散電源系統の制御処理手順図を示す。中央集中制御装置１００は、下位の制御装置２００ａ〜２００ｄからの分散電源・負荷３００ａ〜３００ｄなどの出力状況の情報を受け取り、天候予測や需要予測などを考慮した制御指令値を最適化計算式で算出し、それらを下位の制御装置２００ａ〜２００ｄに送信する。これら制御指令値などを受け取った下位の制御装置２００ａ〜２００ｄは分散電源・負荷３００ａ〜３００ｄに対し、電熱需給制御を行う。
【０００７】
（ｂ）図６は自律分散方式による分散電源系統制御方式を示す。制御装置２００ａ〜２００ｄは、相互に情報交換し、分散電源・負荷３００ａ〜３００ｄの最適化の制御指令値を算出し、その結果を元に分散電源・負荷３００ａ〜３００ｄを個々に電熱需給制御し、系統全体として最適化電熱需給制御を行う。
【０００８】
このときの制御装置２００ａ〜２００ｄにおける相互の情報交換は、契約ネットプロトコルによるエージェント同士で行い、この情報交換によって各設備の電熱出力を決定および制御している（例えば、特許文献１参照）。この特許文献１の情報交換処理は図７に示す処理手順Ｓ１〜Ｓ４としている。なお、各エージェントはコンピュータ資源とこれを利用して所期のアルゴリズムを実行するためのソフトウェアで構成される。
【０００９】
（Ｓ１）エージェントＡＧ１は他エージェントＡＧ２〜ＡＧ４に対し、タスクを提示する。
【００１０】
（Ｓ２）タスクを受けたエージェントＡＧ２〜ＡＧ４は制御しようとする分散電源・負荷の稼働状態を見てタスクを行うことができるか判断し、エージェントＡＧ１に返信する。
【００１１】
（Ｓ３）返信を受けたエージェントＡＧ１は受け取った結果から、自身のエージェントＡＧ１とエージェントＡＧ２〜ＡＧ４に対するタスクの割り振りおよび出力を決定し、それを通知する。
【００１２】
（Ｓ４）自身のエージェントＡＧ１および通知を受け取ったエージェントＡＧ２〜ＡＧ４はタスクに従い、制御対象設備に出力指令を送る。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１３】
【特許文献１】特開２００９−１００５５０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
特許文献１のように、マルチエージェントシステムを用いた自律分散方式により分散電源系統の電熱需給制御を行う際、発電により発生する熱の割り当ても含めての設備の出力制御を行う必要がある。
【００１５】
例として、図８のような分散電源系統を考える。同図において、発電機Ｇ１はコージェネのような電力と熱を発生する設備、発電機Ｇ２は電力のみを発生するモノジェネ発電機を意味しており、発電機Ｇ１、発電機Ｇ２、商用電源ＡＣおよび電力負荷ＥＬ１は互いに配電線で接続されている。電力負荷ＥＬ１と一体的に設備される熱負荷ＴＬ１は発電機Ｇ１と熱供給設備になるボイラー設備Ｂ１および発電機Ｇ１との間で、熱配管で接続されている。また、各設備Ｇ１、Ｇ２、ＡＣ、Ｂ１、ＴＬ１、ＥＬ１の制御装置には自律分散方式にした電熱需給制御アルゴリズムを搭載するエージェントがそれぞれ組み込まれており、それらのエージェントは他のエージェントと需給電熱量配分の協調動作を行い、制御対象設備の電熱需給制御を行う。
【００１６】
図８のような系統において、通常、電力負荷に関してはすべての発電機などの電力源からの電力を融通できる。しかし、発電の際に発生する熱においては輸送による熱エネルギーの損失が大きいため、熱の輸送は供給対象が近いところに限定されることがある。そのため、熱需給制御にはコージェネやボイラー設備などの熱エネルギー供給が可能な設備から熱負荷までの経路を考慮した電熱需給制御を行う必要がある。
【００１７】
熱の輸送経路を考慮した電熱需給制御を行うために、最も簡単に解決する方法としては各エージェントにすべての熱経路情報を静的に設定・記憶しておき、その情報を参照することで熱融通を行うことができる設備を用意する。
【００１８】
しかし、上記解決方法では、系統設備の配置や増減により各制御装置の熱経路情報を更新・修正する必要がある他に、当該熱経路による熱エネルギー損失によって効率・コスト的に不適切な熱輸送にならないかという検討が必要となり、熱経路変更に柔軟に対応した熱需給制御および適確な熱需給制御が難しくなる。特に、設備の運転状況（発電機設備が発電に際して発生する熱エネルギー量、設備がもつ蓄熱量など）が時々刻々と変化する場合にオンラインによる熱需給制御が難しくなる。
【００１９】
本発明の目的は、分散電源系統の電熱需給制御において、設備間の熱需給経路による熱エネルギー損失を考慮した適切な熱需給制御ができ、さらに設備の運転状況変化にオンラインで対応できる熱需給制御ができる分散電源系統の電熱需給制御システムおよび電熱需給制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００２０】
本発明は、前記の課題を解決するため、各エージェントは熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定するようにしたものであり、以下の電熱需給制御システムおよび電熱需給制御方法を特徴とする。
【００２１】
（システムの発明）
（１）電力のみを発生または電力と熱を発生できる電熱供給側設備と、電力のみが供給または電力と熱が供給される電熱負荷側設備との間を配電線および／または熱配管で接続した分散電源系統における各設備間の電熱需給制御に、各設備に設けたエージェント間の情報交換によって各設備の電熱需給出力を決定する分散電源系統の電熱需給制御システムであって、
前記エージェントのうちの１つのエージェントは、他のエージェントとの情報交換によって熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定する手段を備えたことを特徴とする。
【００２２】
（２）前記１つのエージェントは、
他のエージェントとの情報交換により、各設備での電力経路ごとの電力負荷量を算定、および熱経路ごとの熱負荷量を算定する手段と、
電熱供給側設備が前記電力負荷量の発電に必要なコストを基に、この発電に伴い発生する熱エネルギーも含めて第１のエネルギー価値として算定する手段と、
電熱供給側設備が供給する電力を商用電源で賄ったときの電力価格と、熱を熱供給設備で賄ったときの熱量価格とに換算して第２のエネルギー価値として算定する手段と、
前記第１と第２のエネルギー価値の差を求める手段と、
前記エネルギー価値の差が同程度以上の場合は当該電熱供給側設備のエネルギー価値の差が最も大きい電熱供給側設備を運転し、前記第１のエネルギー価値が第２のエネルギー価値よりも低い場合は当該電熱供給側設備を止める、または運転することなく商用電源と熱供給設備からの電熱供給とする手段と、
前記電力負荷量、熱負荷量から前記電熱供給側設備または商用電源と熱供給設備に割り当てた発電出力またはそれに対する熱出力を差し引いて、残りの電力負荷量および熱負荷量を算出する手段と、
前記残りの電力負荷量がある場合、残りの電力負荷量が無くなるまで、前記エネルギー価値を基にして他の設備を電熱供給設備として割り当てる処理に戻る手段と、
前記エネルギー価値差が低い場合、商用電源から購入した電力出力、および熱供給設備からの熱出力を決定する手段と、
を備えたことを特徴とする。
【００２３】
（３）前記電熱供給設備がガスタービン発電機の場合、前記第１のエネルギー価値の算定は、
前記電力負荷量に対しての出力可能な量Ｐｏｕｔから、ガスタービン発電機の発電効率ｅを用いて電力を発生するのに必要な購入ガス熱量Ｈ（＝ｅ＊Ｐｏｕｔ）を求める手段と、
前記購入ガス熱量Ｈと１立米当たりの熱量Ｈｍから購入ガス体積Ｖ（＝Ｈ／Ｈｍ）を求める手段と、
前記購入ガス体積Ｖと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｅ（＝Ｖ＊Ｕ）を求める手段と、
前記購入ガス価格Ｐｅとガスタービン発電機が発電する場合に必要なコストＣとを合わせた値をガスタービン発電機のエネルギー価値Ｅｅ（＝Ｃ＋Ｐｅ）として求める手段と、
を備えたことを特徴とする。
【００２４】
（４）前記商用電源および熱供給設備に換算した前記第２のエネルギー価値の算定は、
設備の出力可能な電力量Ｐｏｕｔに対して、時間帯によって変化する商用電源の電力単価Ｕｐを用いて商用電力価格Ｐｕ（＝Ｐｏｕｔ＊Ｕｐ）を求める手段と、
熱負荷に対する割当量Ｈａから、熱供給設備の効率ｅｂを用いて購入ガス熱量Ｈｂ（＝ｅｂ＊Ｈａ）を求める手段と、
前記購入ガス熱量Ｈｂと１立米あたりの熱量Ｈｂｍから購入ガス体積Ｖｂ（＝Ｈｂ／Ｈｂｍ）を求める手段と、
前記購入ガス体積Ｖｂと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｂ（＝Ｖｂ＊Ｕ）を求める手段と、
商用電源の電力価格Ｐｕと購入ガス価格Ｐｂを足し合わせてエネルギー価値Ｅｂ（＝Ｐｕ＋Ｐｂ）を求める手段と、
を備えたことを特徴とする。
【００２５】
（５）前記電熱供給設備が蓄熱槽を持つ場合の前記熱負荷量の算定は、
現在の熱負荷量Ｈ（ｔ）と、現在の蓄熱量Ｓ（ｔ）と、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を求め、
【００２６】
【数１】
0005487908.tif 000002
【００２７】
この換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を前記熱負荷量とする手段を備えたことを特徴とする。
【００２８】
（６）前記電熱供給設備の起動コストが高い場合の前記コストの算定は、
起動コストＩと、予想運転時間Ｔ（ｔ）と、経過時間ｔ’後の熱負荷量Ｈ（ｔ’）と、定格熱出力Ｗと、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算した起動コストＢ（ｔ）を求め、
【００２９】
【数２】
0005487908.tif 000003
【００３０】
この起動コストＢ（ｔ）を前記コストに含める手段を備えたことを特徴とする。
【００３１】
（方法の発明）
（７）電力のみを発生または電力と熱を発生できる電熱供給側設備と、電力のみが供給または電力と熱が供給される電熱負荷側設備との間を配電線および／または熱配管で接続した分散電源系統における各設備間の電熱需給制御に、各設備に設けたエージェント間の情報交換によって各設備の電熱需給出力を決定する分散電源系統の電熱需給制御方法であって、
前記エージェントのうちの１つのエージェントは、他のエージェントとの情報交換によって熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定することを特徴とする。
【００３２】
（８）前記１つのエージェントは、
他のエージェントとの情報交換により、各設備での電力経路ごとの電力負荷量を算定、および熱経路ごとの熱負荷量を算定するステップと、
電熱供給側設備が前記電力負荷量の発電に必要なコストを基に、この発電に伴い発生する熱エネルギーも含めて第１のエネルギー価値として算定するステップと、
電熱供給側設備が供給する電力を商用電源で賄ったときの電力価格と、熱を熱供給設備で賄ったときの熱量価格とに換算して第２のエネルギー価値として算定するステップと、
前記第１と第２のエネルギー価値の差を求めるステップと、
前記エネルギー価値の差が同程度以上の場合は当該電熱供給側設備のエネルギー価値の差が最も大きい電熱供給側設備を運転し、前記第１のエネルギー価値が第２のエネルギー価値よりも低い場合は当該電熱供給側設備を止める、または運転することなく商用電源と熱供給設備からの電熱供給とするステップと、
前記電力負荷量、熱負荷量から前記電熱供給側設備または商用電源と熱供給設備に割り当てた発電出力またはそれに対する熱出力を差し引いて、残りの電力負荷量および熱負荷量を算出するステップと、
前記残りの電力負荷量がある場合、残りの電力負荷量が無くなるまで、前記エネルギー価値を基にして他の設備を電熱供給設備として割り当てる処理に戻るステップと、
前記エネルギー価値差が低い場合、商用電源から購入した電力出力、および熱供給設備からの熱出力を決定するステップと、
を有することを特徴とする。
【００３３】
（９）前記電熱供給設備がガスタービン発電機の場合、前記第１のエネルギー価値の算定は、
前記電力負荷量に対しての出力可能な量Ｐｏｕｔから、ガスタービン発電機の発電効率ｅを用いて電力を発生するのに必要な購入ガス熱量Ｈ（＝ｅ＊Ｐｏｕｔ）を求めるステップと、
前記購入ガス熱量Ｈと１立米当たりの熱量Ｈｍから購入ガス体積Ｖ（＝Ｈ／Ｈｍ）を求めるステップと、
前記購入ガス体積Ｖと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｅ（＝Ｖ＊Ｕ）を求めるステップと、
前記購入ガス価格Ｐｅとガスタービン発電機が発電する場合に必要なコストＣとを合わせた値をガスタービン発電機のエネルギー価値Ｅｅ（＝Ｃ＋Ｐｅ）として求めるステップと、
を有することを特徴とする。
【００３４】
（１０）前記商用電源および熱供給設備に換算した前記第２のエネルギー価値の算定は、
設備の出力可能な電力量Ｐｏｕｔに対して、時間帯によって変化する商用電源の電力単価Ｕｐを用いて商用電力価格Ｐｕ（＝Ｐｏｕｔ＊Ｕｐ）を求めるステップと、
熱負荷に対する割当量Ｈａから、熱供給設備の効率ｅｂを用いて購入ガス熱量Ｈｂ（＝ｅｂ＊Ｈａ）を求めるステップと、
前記購入ガス熱量Ｈｂと１立米あたりの熱量Ｈｂｍから購入ガス体積Ｖｂ（＝Ｈｂ／Ｈｂｍ）を求めるステップと、
前記購入ガス体積Ｖｂと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｂ（＝Ｖｂ＊Ｕ）を求めるステップと、
商用電源の電力価格Ｐｕと購入ガス価格Ｐｂを足し合わせてエネルギー価値Ｅｂ（＝Ｐｕ＋Ｐｂ）を求めるステップと、
を有することを特徴とする。
【００３５】
（１１）前記電熱供給設備が蓄熱槽を持つ場合の前記熱負荷量の算定は、
現在の熱負荷量Ｈ（ｔ）と、現在の蓄熱量Ｓ（ｔ）と、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を求め、
【００３６】
【数３】
0005487908.tif 000004
【００３７】
この換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を前記熱負荷量とするステップを有することを特徴とする。
【００３８】
（１２）前記電熱供給設備の起動コストが高い場合の前記コストの算定は、
起動コストＩと、予想運転時間Ｔ（ｔ）と、経過時間ｔ’後の熱負荷量Ｈ（ｔ’）と、定格熱出力Ｗと、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から、次式によって換算した起動コストＢ（ｔ）を求め、
【００３９】
【数４】
0005487908.tif 000005
【００４０】
この起動コストＢ（ｔ）を前記コストに含めるステップを有することを特徴とする。
【発明の効果】
【００４１】
以上のとおり、本発明によれば、各エージェントは熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を有し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定するようにしたため、設備間の熱需給経路による熱エネルギー損失を考慮した適切な熱需給制御ができ、さらに設備の運転状況変化にオンラインで対応できる熱需給制御ができる。
【図面の簡単な説明】
【００４２】
【図１】本発明の実施形態を示す分散電源系統図。
【図２】エネルギー価値の算出アルゴリズム。
【図３】中央集中方式の電熱需給制御システムの構成図。
【図４】自律分散方式の電熱需給制御システムの構成図。
【図５】中央集中方式の分散電源系統の制御処理系統図。
【図６】自律分散方式の分散電源系統の制御処理系統図。
【図７】エージェント同士の情報交換処理例。
【図８】分散電源系統の例。
【発明を実施するための形態】
【００４３】
（１）電熱需給制御の概要
本発明の実施形態を示す分散電源系統図である。各エージェントは熱エネルギーを需給できる設備間を接続する熱配管情報およびこれら設備の運転状況の情報を取得し、各設備間の熱需給経路の熱エネルギー損失および設備の運転状況の変化を含めて、当該設備間で電熱需給する価値があるかどうかを判断する指標になるエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に電熱需給する設備およびその出力を決定する点にある。
【００４４】
図１に示す分散電源系統では、発電機Ｇ１と熱供給設備になるボイラー設備Ｂ１が熱供給設備になり、熱負荷ＴＬ１が熱需要設備になり、これら設備間に熱配管Ｐ１を敷設した電熱需給システムの場合を示す。このシステム構成において、発電機Ｇ１とボイラー設備Ｂ１および熱負荷ＴＬ１の各エージェントには、前処理としてエージェントセットアップ時に熱配管に対する固有のＩＤを付け、電熱需給設備ごとにどの経路から熱が供給されるのか、どの経路で熱を供給するのかを示す情報を設定する。各エージェントのうち、任意の１つのエージェントは、他のエージェントとの情報交換で上記の熱配管情報を取得し、この情報により熱配管による熱エネルギー損失を求め、このエネルギー損失、さらには各設備の運転状況などから電熱需給のエネルギー価値を求め、このエネルギー価値を基に熱需給する設備およびその熱需給量を求め、他のエージェントに各設備での熱需給制御を指令する。
【００４５】
例として、図１のような分散電源系統を考えた場合、全体的な処理手順を以下のようにすることで、設備間の熱需給経路による熱エネルギー損失を考慮した適切な熱需給制御ができる。
【００４６】
（Ｓ１）各エージェントの代表とする１つの電力負荷ＥＬ１のエージェントは、系統の各電熱需給設備にそれぞれ設けたすべてのエージェントに電熱需給制御の開始通知を行う。
【００４７】
（Ｓ２）上記の電熱需給制御の開始通知を受け取った電熱供給側設備になる発電機Ｇ１，Ｇ２、商用電源ＡＣ、ボイラー設備Ｂ１および熱負荷設備ＴＬ１の各エージェントは自設備の運転状況（出力情報など）や熱経路情報などの需給制御に必要な情報を電力負荷ＥＬ１のエージェントに返す。
【００４８】
（Ｓ３）電力負荷ＥＬ１のエージェントは、返された情報を基に、各エージェントの制御対象設備の出力決定アルゴリズム（後に説明する）により設備運転の可否や出力を決定する。
【００４９】
（Ｓ４）電力負荷ＥＬ１のエージェントは、処理（Ｓ３）の結果を各エージェントに返信する。
【００５０】
（Ｓ５）処理結果を受け取った各エージェントは、それが属する各電熱需給設備の出力の指令に従い、電熱需給制御を実行する。
【００５１】
（２）電熱需給設備の出力決定アルゴリズム
前記の電熱需給制御の概要で記述したように、コージェネやモノジェネ発電機で系統が構成される場合、各設備の出力を算定する際、本実施形態における各エージェントは以下のようなアルゴリズムを用いる。このアルゴリズムは各電熱需給設備のエネルギー価値を算定し、このエネルギー価値を基に当該設備の運転の可否や出力を決定する。
【００５２】
具体的な流れは図２にエネルギー価値の算出アルゴリズムを示すように、以下の手順とする。
【００５３】
（Ｓ１１）電力負荷量および熱負荷量を算定する。この処理は、前記の処理（Ｓ２）で電熱供給側設備から返された情報から各設備から電熱負荷側設備に供給される電力および熱の経路ごとの負荷量を算定する。
【００５４】
（Ｓ１２）設備ごとのエネルギー価値を算定する。この処理は、上記処理（Ｓ１１）で算出された電力負荷量を当該設備が発電する場合に必要なコストを基にエネルギー価値として算定する。ただし、電力と熱の両方を供給できる設備については、それが発電の際に発生する熱量はすべて熱負荷で消費されるとは限らず、熱負荷が満足された場合は廃棄されるが、ここでのエネルギー価値は廃棄される熱エネルギーも含めて算定されることを意味する。
【００５５】
例えば、設備がガスタービン発電機の場合のエネルギー価値の算定は以下のようにして求める。
【００５６】
（ｓｔｅｐ１）電力負荷量に対しての出力可能な量Ｐｏｕｔから、ガスタービン発電機の発電効率ｅを用いて電力を発生するのに必要な購入ガス熱量Ｈを求める。
【００５７】
Ｈ＝ｅ＊Ｐｏｕｔ      …（１）
（ｓｔｅｐ２）上記の（ｓｔｅｐ１）の結果から１立米当たりの熱量Ｈｍを用いて、購入ガス体積Ｖを求める。
【００５８】
Ｖ＝Ｈ／Ｈｍ      …（２）
（ｓｔｅｐ３）購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｅを求める。
【００５９】
Ｐｅ＝Ｖ＊Ｕ      …（３）
（ｓｔｅｐ４）ガスタービン発電機が発電する場合に必要なコストＣと、購入ガス価格Ｐｅを合わせた値を設備（ガスタービン発電機）のエネルギー価値Ｅｅとして求める。
【００６０】
Ｅｅ＝Ｃ＋Ｐｅ      …（４）
（Ｓ１３）電熱供給側設備が供給する電力を商用電源で賄い、熱をボイラー設備で賄う場合のエネルギー価値を算定する。この処理は、上記処理（Ｓ１１）で電熱供給側設備に要求された電力負荷量を商用電源で賄ったときの電力価格と、そのときに電熱供給側設備で発生する熱量が熱負荷で有効利用される熱量をボイラー設備で換算したときの熱量価格とを足し合わせ、商用電源とボイラー設備で賄った場合に換算したコストをエネルギー価値として求める。
【００６１】
この商用電源とボイラー設備換算でのエネルギー価値は以下のようにして求める。
【００６２】
（ｓｔｅｐ１１）設備の出力可能な電力量Ｐｏｕｔに対して、時間帯によって変化する商用電源の電力単価Ｕｐを用いて商用電力価格Ｐｕを求める。
【００６３】
Ｐｕ＝Ｐｏｕｔ＊Ｕｐ      …（１１）
（ｓｔｅｐ１２）熱負荷に対する割当量Ｈａから、ボイラー設備の効率ｅｂを用いて購入ガス熱量Ｈｂを求める。
【００６４】
Ｈｂ＝ｅｂ＊Ｈａ      …（１２）
（ｓｔｅｐ１３）上記の（ｓｔｅｐ１２）の結果から１立米あたりの熱量Ｈｂｍを用いて購入ガス体積Ｖｂを求める。
【００６５】
Ｖｂ＝Ｈｂ／Ｈｂｍ      …（１３）
（ｓｔｅｐ１４）購入ガス体積Ｖｂと購入ガス単価Ｕから購入ガス価格Ｐｂを求める。
【００６６】
Ｐｂ＝Ｖｂ＊Ｕ      …（１４）
（ｓｔｅｐ１５）商用電源の電力価格Ｐｕと購入ガス価格Ｐｂを足し合わせてエネルギー価値Ｅｂを求める。
【００６７】
Ｅｂ＝Ｐｕ＋Ｐｂ      …（１５）
（Ｓ１４）エネルギー価値の差を求める。この処理は、処理（Ｓ１２）、（Ｓ１３）で求めた各電熱供給側設備のエネルギー価値の差を求める。
【００６８】
（Ｓ１５）エネルギー価値の差を比較する。この処理は、経済性を重視した系統の運用であれば、当該設備のエネルギー価値差が同程度以上の場合、すなわち要求される負荷電力量を発電機Ｇ１やＧ２で単独運転または並列運転で賄う場合のコストが商用電源とボイラー設備で賄う場合のコストと同程度以上となるとき、発電機Ｇ１等で発電の際に発生する熱を捨てることがあったとしても発電機Ｇ１を運転する方が価値があることを意味する。逆の場合は設備（発電機Ｇ１など）を止める、または運転することなく商用電源とボイラー設備で賄った方が有効であるとして商用電源とボイラー設備からの電熱供給とする。
【００６９】
（Ｓ１６）エネルギー価値差が最も大きい設備に発電出力を割り当てる。この処理は、処理（Ｓ１５）の処理によりエネルギー価値が高い設備が二つ以上存在した場合にエネルギー価値が最も高い設備に発電出力を割り当て、この発電出力に伴う熱出力を熱負荷に割り当てる。
【００７０】
（Ｓ１７）残りの電力および熱負荷量を算出する。この処理は、次回以降、運転させる設備を決定するために処理（Ｓ１６）で割り当てた発電出力、またそれに対する熱出力を電力負荷量、熱負荷量から差し引く。
【００７１】
（Ｓ１８）電力負荷量の有無を判定する。この処理は、電熱供給側設備により電熱供給出力を差し引いても、要求される電力負荷量が残っているか否かを判定し、残っている場合には処理（Ｓ１１）に戻って残りの電力負荷量が無くなるまで、エネルギー価値を基にして他の設備を電熱供給設備として割り当てる処理を繰り返す。
【００７２】
なお、残りの電力負荷量が無い場合はこれ以上、設備を運転することが必要ないと判断し、残りの電力負荷量はボイラー設備で賄う。これは、電力と熱を同時発生する発電機を用いて電主熱従運転を行うため、残りの電力負荷量がなし、かつ、熱負荷が余った場合は発電機を稼働させることができないため、ボイラー設備でカバーすることとする。
【００７３】
（Ｓ１９）上記の処理（Ｓ１５）の判定で、エネルギー価値差が低い場合、商用電源から購入した電力出力、およびボイラー設備からの熱出力を決定する。この処理は、残りの電力・熱負荷量を補うため、運転させる設備が存在しない場合、または、電力負荷を満足した場合、算出する。
【００７４】
（３Ａ）電熱供給設備が蓄熱槽を持つ場合の熱負荷量の算定
蓄熱槽を持ち排熱を一時的に蓄えることができる設備（例えば、蓄熱槽が付属される燃料電池発電システム）が分散電源系統に存在し、蓄熱槽の蓄熱を利用して経済性運転を行うとき、前期のように、コージェネやモノジェネ発電機で上記アルゴリズムに従って電熱需給制御を行う処理を毎回繰り返すと、蓄熱槽の蓄熱状況を考慮せずに発電することになり、蓄熱槽が蓄熱する熱エネルギーを有効利用できなくなる。
【００７５】
この問題を解決するために、次式のように換算熱負荷量Ｃ（ｔ）を定義する。ただし、次式において、Ｈ（ｔ）は現在の熱負荷量、Ｓ（ｔ）は現在の蓄熱量、ｔは現在の時間、ｔ’は経過時間を意味する。
【００７６】
【数５】
0005487908.tif 000006
【００７７】
これを各設備の出力決定アルゴリズムの処理（Ｓ１３）に実装することで、現在の熱負荷量Ｈ（ｔ）と過去データなどから推定される将来の熱負荷量Ｈ（ｔ’）を考慮した、設備の指令値の算定を行うことで、蓄熱状況を考慮した電熱需給制御ができる
（３Ｂ）起動コストが高い設備のコストの算定
起動コストの高い設備についてエネルギー価値を算定する場合には、前記の出力決定アルゴリズムにて選出されない可能性がある。そのため、以下の換算起動コストを設備の運転に必要なコストに含めることで、運転していない設備のエネルギー価値を上げ、運転させる設備の割合を多くする。
【００７８】
【数６】
0005487908.tif 000007
【００７９】
ただし、Ｉは起動コスト、Ｔ（ｔ）は予想運転時間、Ｂ（ｔ）は換算した起動コストを意味する。また、予想運転時間Ｔ（ｔ）は、経過時間ｔ’後の推定される熱負荷量Ｈ（ｔ’）と、定格熱出力Ｗと、現在の時間ｔと、経過時間ｔ≡から求める。
【符号の説明】
【００８０】
Ｂ１  ボイラー設備
Ｇ１  発電機（電力と熱を発生する設備）
Ｇ２  発電機（電力のみを発生する設備）
ＡＣ  交流電源
ＴＬ１  熱負荷
ＥＬ１  電力負荷
Ｐ１  熱配管
【図１】
0005487908.tif 000012
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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