(57)【要約】【課題】  計画演算の処理負荷を増大させずに、発電装置の平均発電電力と出力指令値を正確に算出する。【解決手段】  本発明の一態様に係るシステムは、発電装置８の運転計画を算出するエネルギー管理システムに関する。このシステムは、所定の時間ステップｔにおける発電装置８の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する取得部（入力装置２４）と、取得した制約条件と目的関数を用いて運転計画を算出する制御部（計画演算部３３）と、を備える。制御部は、運転計画の算出を下記に定義する前処理と後処理に分けて実行する。  前処理：時間ステップｔにおける発電装置８の出力指令値と平均発電電力のうち、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて、発電装置の運転計画を数理計画法を用いて算出する処理  後処理：前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算する処理【選択図】      図２
2016134936.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電装置の運転計画を算出するエネルギー管理システムであって、
所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する取得部と、
取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する制御部と、を備えており、
前記制御部は、前記運転計画の算出を下記に定義する前処理と後処理に分けて実行するエネルギー管理システム。
前処理：時間ステップにおける発電装置の出力指令値と平均発電電力のうち、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて、発電装置の運転計画を数理計画法を用いて算出する処理
後処理：前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算する処理
【請求項２】
前記制御部は、前記後処理において、前記平均発電電力と前記発電装置の応答速度とから前記出力指令値を逆算する請求項１に記載のエネルギー管理システム。
【請求項３】
発電装置の運転計画を算出するエネルギー管理システムに用いるコンピュータプログラムであって、コンピュータを、
所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する取得部、及び、
取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する制御部として機能させ、
前記制御部は、前記運転計画の算出を下記に定義する前処理と後処理に分けて実行するコンピュータプログラム。
前処理：時間ステップにおける発電装置の出力指令値と平均発電電力のうち、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて、発電装置の運転計画を算出する処理
後処理：前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算する処理
【請求項４】
エネルギー管理システムにより発電装置の運転計画を算出する方法であって、
所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する第１のステップと、
取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する第２のステップとを含み、
前記第２のステップにおいて、前記運転計画の算出を下記に定義する前処理と後処理に分けて実行する運転計画の算出方法。
前処理：時間ステップにおける発電装置の出力指令値と平均発電電力のうち、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて、発電装置の運転計画を数理計画法を用いて算出する処理
後処理：前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算する処理
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電装置を含む電力設備の運転状態を管理するエネルギー管理システムと、エネルギー管理システムに適用するコンピュータプログラムと、エネルギー管理システムが実行する発電装置の運転計画の算出方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
この種のエネルギー管理システムとして、線形計画法を利用して電力設備に含まれる電力機器の運転計画を算出するものが知られている（特許文献１参照）。
このエネルギー管理システムは、管理対象である電力機器の時間ステップごとの変数でモデル化した機器条件を含む制約条件を設定し、設定した制約条件の下で、例えばコストなどに関する目的関数が最小となるように、時間ステップごとの電力機器の変数の解（運転計画）を線形計画法により算出するものである。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００３−３１９５５７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
電力設備のエネルギー管理を適切に行うためには、電力設備に含まれる電力機器のエネルギーバランスを反映する必要がある。
このため、ガス発電機のような燃焼反応により発生するエネルギーを利用する発電装置や、燃料電池などの電気化学反応により発生するエネルギーを利用する発電装置（以下、これらを「化学反応系の発電装置」と総称する。）の運転計画を算出する場合には、発電装置の運転状態を定義する時間ステップごとの変数として、出力指令値だけでなく平均発電電力が必要である。
【０００５】
しかし、化学反応系の発電装置では、出力指令値と平均発電電力の関係を正確に制約式で表現すると、二次式の関係となる。すなわち、時間ステップごとの平均発電電力は出力指令値の二次式で表され出力指令値と線形関係にはない。
従って、これらの双方を変数とした制約条件により発電装置の運転計画を演算すると、制約条件を非線形モデルにて定義する必要があり、計画演算の処理負荷が増大する。その理由は、双方を変数とした制約条件による発電装置の運転計画を演算する場合、制約式が複雑化するためである。
【０００６】
そこで、発電電力を変動させるタイミング（起動時又は停止時など）か否かに関係なく、時間ステップごとの出力指令値を平均発電電力と同じと仮定して、平均発電電力と出力指令値の双方を制約条件に組み入れることが考えられる。
しかし、この手法では、発電電力を変動させる時間ステップでの平均発電電力が実際とかけ離れてしまい、平均発電電力に誤差が生じることになるので、正確な運転計画を演算できなくなる。
【０００７】
本発明は、かかる従来の問題点に鑑み、計画演算の処理負荷を増大させずに、発電装置の平均発電電力と出力指令値を正確に算出することできるエネルギー管理システム等を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
（１）  本発明の一態様に係るシステムは、発電装置の運転計画を算出するエネルギー管理システムであって、所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する取得部と、取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する制御部と、を備えており、前記制御部は、前記運転計画の算出を下記に定義する前処理と後処理に分けて実行する。
【０００９】
前処理：時間ステップにおける発電装置の出力指令値と平均発電電力のうち、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて、発電装置の運転計画を数理計画法を用いて算出する処理
後処理：前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算する処理
【００１０】
（３）  本発明の他の態様は、発電装置の運転計画を算出するエネルギー管理システムに用いるコンピュータプログラムであって、コンピュータを、所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する取得部、及び、取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する制御部として機能させ、前記制御部は、前記運転計画の算出を上記の前処理と後処理に分けて実行するコンピュータプログラムである。
【００１１】
（４）  本発明の他の態様は、エネルギー管理システムにより発電装置の運転計画を算出する方法であって、所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する第１のステップと、取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する第２のステップとを含み、前記第２のステップにおいて、前記運転計画の算出を上記の前処理と後処理に分けて実行する方法である。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によれば、計画演算の処理負荷を増大させずに、発電装置の平均発電電力と出力指令値を正確に算出することできる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】本発明の実施形態として例示する電力システムの全体構成を示すブロック図である。
【図２】エネルギー管理システムの構成例を示すブロック図である。
【図３】計画期間と計画の刻み幅（ステップ間隔）の説明図である。
【図４】計画演算部が扱う入力データと出力データを示す概念図である。
【図５】計画演算部の処理内容を示すフローチャートである。
【図６】ガス発電機の出力挙動の一例を示すグラフである。
【図７】（ａ）は起動時のステップ間隔における出力指令値と平均発電電力との関係を示すグラフであり、（ｂ）は平均発電電力に誤差が生じる原因を示すグラフである。
【図８】電力設備の別の構成例を示すブロック図である。
【図９】起動コストの設定例を示すグラフである。
【図１０】計画演算部が実行する後処理のフローチャートである。
【図１１】前処理の出力値と後処理の出力値によって動作するガス発電機の挙動を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
＜本発明の実施形態の概要＞
以下、本発明の実施形態の概要を列記して説明する。
（１）  本発明の実施形態に係るエネルギー管理システムは、発電装置の運転計画を算出するエネルギー管理システムであって、所定の時間ステップにおける前記発電装置の運転状態をモデル化した機器条件を含む制約条件と、前記制約条件の下で達成すべき目的関数とを取得する取得部と、取得した前記制約条件と前記目的関数を用いて前記運転計画を算出する制御部と、を備えており、前記制御部は、前記運転計画の算出を下記に定義する前処理と後処理に分けて実行する。
【００１５】
前処理：時間ステップにおける発電装置の出力指令値と平均発電電力のうち、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて、発電装置の運転計画を数理計画法を用いて算出する処理
後処理：前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算する処理
【００１６】
本実施形態のシステムによれば、制御部が、前処理において、出力指令値を除いて定義された機器条件を用いて発電装置の運転計画を算出するので、機器条件を非線形モデルとしなくても、電力設備のエネルギーバランスなどを反映した平均発電電力を正確に算出することができる。
【００１７】
また、制御部が、後処理において、前処理により算出された平均発電電力を用いて出力指令値を逆算するので、発電電力の変動を伴うステップ間隔あるか否かに応じて、異なる数式によって出力指令値を算出することができる。このため、所定時間に必要な平均発電電力を満たすための発電装置の出力指令値を正確に算出することできる。
従って、制約条件の複雑化に伴う計画演算の処理負荷の増大を回避しつつ、発電装置の平均発電電力と出力指令値を正確に算出することできる。
【００１８】
（２）  本実施形態のシステムにおいて、前記制御部は、前記後処理において、前記平均発電電力と前記発電装置の応答速度とから前記出力指令値を逆算することが好ましい。
このようにすれば、発電装置の出力指令値を正確に算出することができる。
【００１９】
（３）  本実施形態のコンピュータプログラムは、上述のエネルギー管理システムが行う処理をコンピュータに実行させるためのプログラムに関する。従って、本実施形態のコンピュータプログラムは、上述のエネルギー管理システムと同様の作用効果を奏する。
【００２０】
（４）  本実施形態の算出方法は、上述のエネルギー管理システムにより行われる発電装置の運転計画を算出する方法に関する、従って、本実施形態の算出方法は、上述のエネルギー管理システムと同様の作用効果を奏する。
【００２１】
＜本発明の実施形態の詳細＞
以下、図面を参照して、本発明の実施形態の詳細を説明する。なお、以下に記載する実施形態の少なくとも一部を任意に組み合わせてもよい。
〔システムの全体構成〕
図１は、本発明の実施形態に係る電力システムの全体構成を示すブロック図である。
【００２２】
図１に示すように、本実施形態の電力システムは、管理対象となる電力設備１と、電力設備１に含まれる各種の電力機器の運転状態を管理するエネルギー管理システム（以下、「ＥＭＳ」ともいう。）２とを含む。
本実施形態の電力設備１は、例えば工場に設置される電力設備であり、工場内に配線された交流配電線３よりなる配電網と、交流配電線３にそれぞれ接続された負荷装置４，５、蓄電装置６及び発電装置７，８とを備えている。
【００２３】
負荷装置４は、例えば、照明、エアコンなどの消費電力の調整が可能な調整型の負荷装置よりなる。負荷装置５は、工場の生産機械などの電力調整が不可能あるいは可能であっても実際上調整が許されない非調整型の負荷装置よりなる。
これらの負荷装置４，５は、それぞれスマートタップ（図示せず）を介して交流配電線３に接続されている。
【００２４】
蓄電装置６は、例えば、レドックスフロー（ＲＦ）電池、リチウムイオン電池、溶融塩電池、鉛蓄電池などよりなる。この蓄電装置６は、ＤＣ／ＡＣコンバータ１１を介して交流配電線３に接続されている。
発電装置７は、例えば、太陽光や風力などの自然エネルギーを電気エネルギーに変換する自然エネルギー発電装置よりなる。発電装置８は、非常用である前述の化学反応系の発電装置よりなる。本実施形態では、発電装置８は、例えば、ガスやディーゼル油などの燃焼エネルギーを電気エネルギーに変換する発電装置よりなる。
【００２５】
発電装置７は、ＤＣ／ＡＣコンバータ１１を介して交流配電線３に接続され、発電装置８は、交流配電線３に接続されている。
本実施形態の電力設備１では、スマートメーター（電力量計）１５を経由して交流配電線３が商用電源１４と繋がっている。このため、電力設備１は、商用電源１４に対する系統連系が可能となっている。
【００２６】
ＥＭＳ２は、有線ＬＡＮ（Local Area Network）又はその他の通信方式により、通信線１６を介して電力設備１の各種の電力機器と通信可能である。なお、ＥＭＳ２と電力機器との通信は、無線ＬＡＮなどの無線通信であってもよい。
ＥＭＳ２は、複数種類の制御指令Ｅ１〜Ｅ３を電力設備１に含まれる通信可能な電力機器に送信可能である。ＥＭＳ２は、電力設備１の運転状況を示す現在情報Ｓ１を通信可能なそれらの電力機器から受信可能である。
【００２７】
例えば、ＥＭＳ２は、制御指令Ｅ１によって負荷装置４，５が接続されたスマートタップの接続または接続解除することができる。ＥＭＳ２は、消費電力を調整可能な負荷装置４に対しては、制御指令Ｅ１によってその消費電力の調整を行うこともできる。
ＥＭＳ２は、制御指令Ｅ２によって蓄電装置６のＤＣ／ＡＣコンバータ１１を接続または接続解除することができる。蓄電装置６のＤＣ／ＡＣコンバータ１１には、ＰＷＭ回路が含まれている。
【００２８】
従って、ＥＭＳ２は、制御指令Ｅ２によって上記ＰＷＭ回路のデューティー比を可変に設定することができ、これにより、交流配電線３に接続中の蓄電装置６に対する充電電力又は放電電力を調整することができる。
ＥＭＳ２は、制御指令Ｅ３によって発電装置７のコンバータ１１を接続または接続解除することができる。ＥＭＳ２は、発電量を調整可能な発電装置８に対しては、制御指令Ｅ３によってその発電量の調整を行うこともできる。
【００２９】
ＥＭＳ２は、電力設備１に含まれるコンバータ１１とスマートタップの接続状況（オン／オフ）、各装置４〜８の稼働状況と電力値などよりなる現在情報Ｓ１を、所定時間（例えば１秒）ごとに収集している。
現在情報Ｓ１には、電力設備１における現時点の電力需要も含まれる。現時点の電力需要は、スマートメーター１５の計測値、すなわち商用電源１４から交流配電線３に流れる順潮流方向を正（プラス）とした現時点の電力量である。
【００３０】
〔エネルギー管理システムの構成〕
図２は、エネルギー管理システム２の構成例を示すブロック図である。
図２に示すように、ＥＭＳ２は、制御装置２１と記憶装置２２とを含むコンピュータ装置によって構成されている。制御装置２１は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等を含む情報処理装置よりなる。記憶装置２２は、ＲＡＭ（Random Access Memory）等よりなるメモリと、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）等よりなる大容量記憶部とを有する。
【００３１】
ＥＭＳ２を構成するコンピュータ装置には、通信装置２３、入力装置２４及び表示装置２５が接続されている。
通信装置２３は、有線ＬＡＮ、無線ＬＡＮあるいはその他の通信方式によって電力設備１に含まれる各種の電力機器と通信する。入力装置２４は、電力設備１の管理者が操作入力を行うためのマウスやキーボードなどよりなる。表示装置２５は、制御装置２１が出力する画像を管理者に提示するための液晶ディスプレイなどよりなる。
【００３２】
制御装置２１は、記憶装置２２に格納されたコンピュータプログラムを読み出して実行することにより、通信装置２３に対する通信制御、入力装置２４及び表示装置２５に対するデバイス制御、及び後述のエネルギー管理などの各種の制御を行う。
例えば、通信装置２３は、制御装置２１の通信制御に基づき、制御指令Ｅ１〜Ｅ３を電力設備１に含まれる通信可能な電力機器に送信し、電力設備１の運転状況を示す現在情報Ｓ１を電力機器から受信して制御装置２１に転送する。
【００３３】
通信装置２３は、インターネットなどの公衆通信網に接続されており、公衆通信網に繋がる他のサーバー装置（図示せず）と通信することもできる。
入力装置２４は、制御装置２１の入力に関するデバイス制御に基づき、管理者の操作入力に応じた操作信号を制御装置２１に送信する。
表示装置２５は、制御装置２１の出力に関するデバイス制御に基づき、制御装置２１から入力された静止画又は動画よりなる画像信号を自装置の画面に表示させる。
【００３４】
図２に示すように、ＥＭＳ２の制御装置２１は、電力設備１に対するエネルギー管理に関する機能部分として、発電予測部３１、需要予測部３２、計画演算部３３、及び計画実行部３４を備えている。
発電予測部３１は、気象情報に基づいて、所定の期間の自然エネルギー発電装置７の発電量の予測値を算出する。また、発電予測部３１は、算出した予測値を記憶装置２２に含まれる発電予測用のデータベースＤＢ１に記録する。
【００３５】
需要予測部３２は、電力設備１における過去の電力需要の実績値（スマートメーター１５の計測値の時系列データ）及び気象情報などに基づいて、例えば統計的手法により電力設備１における将来の電力需要の予測値を算出する。
需要予測部３２は、現時点から所定の予測期間（例えば４８時間）だけ先までの電力需要の予測値を単位時間（例えば１０分）ごとに算出し、算出した予測値を記憶装置２２に含まれる需要予測用のデータベースＤＢ２に記録する。
【００３６】
記憶装置２２には、データベースＤＢ１，ＤＢ２が含まれている。データベースＤＢ１は、発電量の予測値用のデータベース、すなわち、発電予測部３１が算出した発電量の予測値を、年月日データと対応づけて時系列に蓄積するためのデータベースである。
発電予測部３１は、算出した発電量の予測値を、その予測日及び予測時刻と対応づけてデータベースＤＢ１に時系列に格納する。
【００３７】
データベースＤＢ２は、電力需要の予測値用のデータベース、すなわち、需要予測部３２が算出した電力需要の予測値を、年月日データと対応づけて時系列に蓄積するためのデータベースである。
需要予測部３２は、算出した電力需要の予測値を、その予測日及び予測時刻と対応づけてデータベースＤＢ２に時系列に格納する。
【００３８】
計画演算部３３は、データベースＤＢ１に記録された発電量の予測値と、データベースＤＢ２に記録された電力需要の予測値と、現在情報Ｓ１に含まれる電力機器のステータス情報（状態変数）とを用いて、電力設備１に含まれる各装置４〜８のうちの少なくとも１つの対象装置について、予め設定された所定の計画期間Ｔｐにおける運転計画の演算を、所定の再計画周期ごとに繰り返し実行する。
【００３９】
図３は、計画期間Ｔｐと計画の刻み幅（ステップ間隔）ΔＴの説明図である。
図３に示すように、計画演算部３３は、現在から未来の所定時間長（例えば４５時間）の計画期間Ｔｐを所定時間長の計画の刻み幅（以下、「ステップ間隔」ともいう。）ΔＴごとの時間ステップｔ（ｔ＝１〜Ｎ：Ｎ＝Ｔｐ／ΔＴ）に区切る。
そして、計画演算部３３は、電力設備１に含まれる電力機器の状態変数（当該装置のオンオフや接続、接続解除、電力量などを表す変数）を、Ｎ次元の時間ステップｔ（時間変数）の関係式に展開する。
【００４０】
その後、計画演算部３３は、所定の目的関数が最小（または最大）となる各時間ステップｔの変数値を求めることにより、電力設備１の各装置４〜８のうちの少なくとも１つについての、時間ステップｔごとの運転計画を演算する。
すなわち、運転計画は、所定の計画期間Ｔｐに含まれる時間ステップｔごとの、対象装置の運転状態を表す。計画演算部３３による計画演算を行う場合のアルゴリズムは、例えば、線形計画法に代表される数理計画法を用いることができる。
【００４１】
なお、本実施形態では、計画演算部３３は、計画期間Ｔｐよりも大幅に短い所定の「再計画周期」（例えば１５分）ごとに運転計画を繰り返し算出し、算出した運転計画を計画実行部３４に出力する。
【００４２】
計画実行部３４は、計画演算部３３から運転計画が入力されると、その運転計画に基づいて制御指令Ｅ１〜Ｅ３を生成し、通信装置２３を介して制御指令Ｅ１〜Ｅ３を電力設備１の電力機器に送信する。
具体的には、計画実行部３４は、負荷装置４，５の接続または接続解除や消費電力の調整のための制御指令Ｅ１を取得すると、その制御指令Ｅ２を、電力設備１内のスマートタップや、消費電力の調整対象である負荷装置４に送信する。
【００４３】
計画実行部３４は、蓄電装置６の接続または接続解除や充放電電力の調整のための制御指令Ｅ２を取得すると、その制御指令Ｅ２を、蓄電装置６用のＤＣ／ＡＣコンバータ１１に送信する。
計画実行部３４は、発電装置７，８の接続または接続解除や発電量の調整のための制御指令Ｅ３を取得すると、その制御指令Ｅ３を、発電装置７用のコンバータ１１や、発電量の調整対象である発電装置８に送信する。
【００４４】
〔計画演算部の処理内容〕
図４は、計画演算部３３が扱う入力データと出力データを示す概念図である。また、図５は、計画演算部３３の処理内容を示すフローチャートである。
図４に示すように、計画演算部３３の入力データには、「制約条件」、「目的関数」、「予測値」、「現在情報」及び「過去実績」が含まれる。
【００４５】
「制約条件」は、遵守する必要がある「ハード制約」と、遵守しようとされるが、ハード制約に準拠する解決策を見つけるために、必要であれば破ることができる「ソフト制約」とが含まれる。
「ハード制約」の具体例としては、例えば、コンバータ１１などの各機器における電力損失などの他、蓄電装置６の充放電容量、蓄電装置６の充電容量の最大値及び最小値、負荷装置４，５ごとに定められた消費電力などの物理的な制約が含まれる。また、系統連系の場合の電気料金の単価などのような条件的な制約も含まれる。
【００４６】
更に、ハード制約には、運転計画の対象機器の動作を所定の目的通りとするために、任意に設定するハード制約もある。
その具体例としては、例えば、平日の夜間や土日の祝日などの非活動の時間帯には、負荷装置４，５をすべてオフにしておくという条件、指定された負荷装置４，５を所定の時間帯にオンにするという条件、指定された発電装置７，８を所定の時間帯にオンにするという条件、蓄電残量を５％以下又は９５％以上としないという条件などが含まれる。
【００４７】
「ソフト制約」の具体的としては、例えば、対象装置が蓄電装置６である場合に、蓄電残量が可能である限り５０％の±１０％の範囲内となるように維持するという条件、対象装置が電力調整可能な負荷装置４である場合に、単位時間当たりの消費電力ができる限り所定の範囲内となるように維持するという条件などが含まれる。
また、ソフト制約としては、電力の需要が商用電源１４の契約電力よりも低くなる度に、余剰電力をできる限り蓄電装置６の蓄電に回すという条件も採用し得る。
【００４８】
「目的関数」は、最小化又は最大化したい対象を記述した関数である。本実施形態では、後述の通り、コストを目的関数とする。
「制約条件」と「目的関数」は、入力装置２４を通じて管理者（ユーザー）が制御装置２１に操作入力する。
【００４９】
「予測値」には、上述の通り、発電予測部３１が算出した自然エネルギー発電装置７の発電量の予測値と、需要予測部３２が算出した負荷装置４，５における電力需要の予測値が含まれる。
【００５０】
「現在情報」は、電力設備１を構成する各装置のステータス（現状）を表す情報である。現在情報の具体例としては、発電装置７，８又は負荷装置４，５の接続状況、蓄電装置６の蓄電残量などが含まれる。
また、現在情報には、発電装置７，８、負荷装置４，５及び蓄電装置６の装置の状態も含まれる。例えば、状態が故障である装置は運転計画を演算する必要がない。
【００５１】
図５に示すように、計画演算部３３は、発電／需要量の予測値の取得（ステップＳＴ１）→現在情報の取得（ステップＳＴ２）→制約条件の設定（ステップＳＴ３）→目的関数の設定（ステップＳＴ４）→計画演算（ステップＳＴ５）→計画出力（ステップＳＴ６）の処理を、所定の演算周期（上述の「再計画周期」：例えば１５分）で繰り返し行う。
もっとも、図５において、ステップＳＴ１〜ＳＴ４までの処理は、入力データの取得と設定の処理であるから、順序が任意に入れ替わってもよい。
【００５２】
また、本実施形態の計画演算部３３は、発電電力の目標値に達するまでに比較的長い応答時間が必要となる発電装置８（例えば、ガス発電機）を対象装置とする場合には、計画演算（ステップＳＴ５）を、出力指令値を除いて定義された制約条件によって運転計画を算出する「前処理」と、前処理により得られた平均発電電力から出力指令値を逆算する「後処理」とに分けて実行する。なお、これらの処理の詳細については後述する。
【００５３】
〔ガス発電機の場合の課題と解決方法〕
電力設備１に含まれる非常用の発電装置８の一例として、少なくとも数分以上の応答時間を要する「ガス発電機」を想定する。図６は、ガス発電機８の出力挙動の一例を示すグラフである。
図６において、「出力指令値」とは、ＥＭＳ２の計画実行部３４がガス発電機８に送信する制御指令Ｅ３に含まれる発電量の目標値（＝Ｐtarget）のことを意味する。
【００５４】
図６の例では、ｔ＝０，ｔ１，ｔ２，ｔ３における出力指令値が、それぞれ３００ｋｗ、６００ｋｗ、３００ｋｗ、０ｋｗ（停止）となっている。
図６に示すように、ガス発電機８のような燃焼エネルギー系の発電機では、出力指令値を受信してから、その値により指定された発電量（目標値）に達するまでには、ガス発電機８の規模や性能などに応じて所定の「応答時間」が必要である。
【００５５】
一方、時間ステップｔにおいて電力設備１のエネルギー管理を適切に行うためには、電力設備１に含まれる電力機器のエネルギーバランス（受電電力＝需要電力−発電電力など）を反映せねばならない。
従って、ガス発電機８の運転計画の変数（時間ステップｔごとの運転状態）には、「出力指令値」だけでなく「平均発電電力」も必要となる。
【００５６】
図７（ａ）は、起動時のステップ間隔ΔＴにおける出力指令値Ｐtargetと平均発電電力Ｐaveとの関係を示すグラフである。図７（ｂ）は、平均発電電力Ｐaveに誤差が生じる原因を示すグラフである。
図７（ａ）に示すように、時間ステップｔ＝ｋから時間ステップｔ＝ｋ＋１までのステップ間隔Δにおいて、ガス発電機８の出力が、ステップ間隔ΔＴよりも短い起動時間Ｔstartにて出力指令値Ｐtargetに達し、その後は出力指令値Ｐtargetを維持するとする。
【００５７】
この場合、ステップ間隔ΔＴにおける平均出力Ｐaveは、ステップ間隔ΔＴにおけるガス発電機８の発電電力の積分値（台形の面積）をステップ間隔ΔＴで除した値となる。
具体的には、ガス発電機８のステップ間隔ΔＴにおける平均出力Ｐaveは、次の二次式によって算出される値となる。
Ｐave＝Ｐtarget(k)-{Ｐtarget(k+1)- Ｐtarget(k) }２÷２÷ΔＰ÷ΔＴ
【００５８】
このように、平均発電電力Ｐaveは、出力指令値Ｐtargetの二次式で表され、出力指令値Ｐtargetと線形関係にはない。従って、これらの双方を変数とした機器条件を設定してガス発電機８の運転計画を演算すると、機器条件を非線形モデルにて定義する必要があり、制約条件が複雑化して計画演算の処理負荷が増大する。
一方、ＥＭＳ２による運転計画に用いる線形計画法では、すべての変数を線形で表す必要がある。非線形を扱えるソルバも存在するが、非線形の制約式が含まれると、一般的に計算時間が増大する。
【００５９】
そこで、図７（ｂ）に示すように、例えば、起動時間Ｔstartにおける発電電力の変化を無視し、ステップ間隔ΔＴにおける出力指令値Ｐtargetを平均発電電力Ｐaveと同じと見なす手法が考えられる。
すなわち、図７（ｂ）の破線に示すように、便宜上、ステップ間隔ΔＴにおいてＰave_h＝Ｐtargetとなると仮定し、平均発電電力Ｐave_hと出力指令値Ｐtargetの双方を制約条件に組み入れることが考えられる。
【００６０】
しかし、このような手法では、実際の平均発電電力Ｐave_rに比べて仮の平均発電電力Ｐave_hを過大に見積もり過ぎとなり、図７（ｂ）にハッチングで示す分だけ平均発電電力Ｐaveに誤差が生じることになり、正確な運転計画を算出できなくなる。
【００６１】
そこで、本実施形態では、ガス発電機８の運転計画については、次の「前処理」と「後処理」に分けて運転計画の演算を実行する。
「前処理」：出力指令値Ｐtargetを変数から外した制約条件にて、数理計画法に基づく演算を行って、時間ステップｔごとのガス発電機８の平均発電電力Ｐaveを算出する。
「後処理」：算出された時間ステップｔごとの平均発電電力Ｐaveから、出力指令値Ｐtargetを逆算して、時間ステップｔごとの出力指令値Ｐtargetを決定する。
以下、計画演算部３３が実行する前処理と後処理の内容を説明する。
【００６２】
〔計画演算部による前処理〕
図８は、ＥＭＳ２が管理可能な別の電力設備１の構成例を示すブロック図である。図８の電力設備１は、ガス発電機８、負荷（非調整型）５及び受変電設備を含み、これらはＰＬＣ（Power Line Communication）によりＥＭＳ２と通信可能である。
また、ＥＭＳ２がガス発電機８の運転計画を求める場合の「目的関数」として、ガス発電機８の「コスト最小化」を想定する。図８の電力設備１の場合に必要な制約条件を纏めると、例えば次の（１）〜（３）の条件に分類される。
【００６３】
（１）コスト条件：
条件１：コスト［円］＝電気料金［円］＋ガス料金［円］＋起動コスト［円］
条件２：電気料金［円］＝電気料金単価［円／ｋＷｈ］×受電電力［ｋＷｈ］
条件３：ガス料金［円］＝ガス料金単価［円／ｍ３］×ガス使用量［ｍ３］
【００６４】
（２）エネルギーバランス
条件４：受電電力［ｋＷ］＝需要電力（予測値）［ｋＷ］−発電電力［ｋＷ］
条件５：ガス使用量［ｍ３］＝発電機ガス使用量［ｍ３］
条件６：受電電力［ｋＷ］≦契約電力［ｋＷ］
【００６５】
（３）ガス発電機の機器条件
条件７：出力最小値（＝Ｐｍｉｎ）×運転フラグ（ｔ） ≦平均発電電力≦出力最大値（＝Ｐｍａｘ）×運転フラグ（ｔ）
条件８：|平均発電電力（ｔ）−平均発電電力（ｔ−１）| ≦出力変化量の最小値
条件９：運転フラグ（ｔ）−運転フラグ（ｔ−１）＝起動フラグ（ｔ）−停止フラグ（ｔ）
条件１０：発電機起動コスト＝起動フラグ×起動単価［円/回］
【００６６】
計画演算部３３は、上記の条件１〜１０を制約条件として、目的関数（本例ではコスト）が最小となるガス発電機８を含む電力機器の時間ステップｔごとの変数を算出する。
上記のガス発電機の機器条件（条件１〜１０）には、「出力指令値Ｐtarget」が含まれていないことから、計画演算部３３が上記の制約条件を用いて数理計画法に基づく計画演算（前処理）を実行すると、ガス発電機８に関する制御量として、時間ステップｔごとのガス発電機８の平均発電電力Ｐaveが算出される。
【００６７】
図９は、起動コストの設定例を示すグラフである。
図９において、ガス発電機８が停止し始めてから最小出力値（＝３００ｋＷ）に戻るまでの時間を再起動期間Ｘ[ｈ]と、発電単価を２０［円／ｋＷｈ］とし、電気単価を１５［円／ｋＷｈ］とする。
また、再起動期間Ｘにガス発電機８を停止せずに最小出力で動かし続ける場合のコストを「第１コスト」とし、図９の通り、ガス発電機８をいったん停止してから所定のマージン時間の経過後に起動する場合のコストを「第２コスト」とする。
【００６８】
この場合、第１コストは次のように算出することができる。
第１コスト＝２０［円／ｋＷｈ］×３００［ｋＷｈ］×Ｘ［ｈ］＝６０００Ｘ円
また、第２コストは次のように算出することができる。
第２コスト＝１５［円／ｋＷｈ］×３００［ｋＷｈ］×Ｘ［ｈ］＋起動コストＹ［円］＝（４５００Ｘ＋起動コストＹ）円
第２コストの方が大きい場合には、コスト面でガス発電機８を停止させる意味がないので、ガス発電機８を停止する場合には、第２コスト≦第１コスト＝６０００Ｘ、すなわち、起動コストＹ円を設定することによってＸ時間以上停止する場合にのみ停止する制約条件となる。
【００６９】
もっとも、ガス発電機８は、頻繁に起動と停止を繰り返すと故障の原因に繋がるとともに、寿命も短くなる。
このため、第２コストをなるべく大きく設定することにより、制約条件となる再起動時間Ｘを長くしてガス発電機８が起動と停止を繰り返し難くなるようにすれば、ガス発電機８の故障を起こしにくい運転計画を立てることができる。
【００７０】
〔計画演算部による後処理〕
図１０は、計画演算部３３が実行する後処理のフローチャートである。
まず、図１０の後処理に使用する各パラメータの定義を列挙すると、次の通りである。
Ｓｗ（ｔ）：時間ステップｔにおける「運転フラグ」である。この値が「１」の場合は「運転」を意味し、「０」の場合は「停止」を意味する。Ｓｗ（ｔ）は、前処理の出力値の１つである。
【００７１】
Ｐ（ｔ）：時間ステップｔにおけるガス発電機８の「平均出力」（平均発電電力）である。Ｐ（ｔ）は、前処理の出力値の１つである。
ｃｔｒｌＰ（ｔ）：時間ステップｔにおけるガス発電機８の出力指令値である。後処理の結果算出される出力値の１つである。
ｃｕｒＰ（ｔ）：時間ステップｔ＋１におけるガス発電機８の出力値（瞬時値）である。後処理の結果算出される出力値の１つである。
【００７２】
ΔＴ：運転計画の刻み幅（ステップ間隔）である。
ΔＰ：ガス発電機８の応答速度である。
Ｐｍｉｎ：出力指令値の下限値である。
ΔＰｍａｘ：ガス発電機８の出力変化の上限値である。
【００７３】
図１０に示すように、計画演算部３３は、最初に、先行して行った前処理の出力値を取得する（ステップＳ１０）。
前処理の出力値には、時間ステップｔにおける運転フラグＳｗ（ｔ）の値と、時間ステップｔにおけるガス発電機８の平均出力（平均発電電力）Ｐ（ｔ）が含まれる。
【００７４】
次に、計画演算部３３は、時間ステップｔごとに実行するループ処理である第１ループを開始する（ステップＳ１１〜Ｓ１８）。
第１ループにおいて、計画演算部３３は、最初に、Ｓｗ（ｔ）−Ｓｗ（ｔ−１）＞０が成立するか否かを判定する（ステップＳ１２）。
【００７５】
Ｓｗ（ｔ）−Ｓｗ（ｔ−１）＞０が成立する場合とは、前回の時間ステップｔ−１から今回の時間ステップｔの間に、ガス発電機８の状態が「停止」（運転フラグ＝０）から「運転」（運転フラグ＝１）に変化する場合である。
すなわち、ガス発電機８が、前回の時間ステップｔ−１から今回の時間ステップｔまでのステップ間隔ΔＴの間に起動する場合である。
【００７６】
第１ループにおいて、Ｓｗ（ｔ）−Ｓｗ（ｔ−１）＞０が成立する場合（ステップＳ１２でＹｅｓの場合）は、出力ステップｉごとに実行するループ処理である第２ループを開始する（ステップＳ１３〜Ｓ１７）。
ここで、出力ステップｉとは、ガス発電機８の起動から出力指令値の下限値Ｐｍｉｎ（例えば３００ｋＷ）に達するまでのステップ数である。
【００７７】
第２ループにおいて、計画演算部３３は、発電機の平均出力Ｐ（ｔ）に関して、Ｐ（ｔ）−Ｐ（ｔ−１）＞ΔＰｍａｘであるか否かを判定する（ステップＳ１４）。
上記の判定結果が否定的である場合は、計画演算部３３は、第２ループを抜けて処理をステップＳ１２の前に移行させる。
【００７８】
上記の判定結果が肯定的である場合は、計画演算部３３は、次の式によってｃｕｒＰ（ｔ）とｃｔｒｌＰ（ｔ）を算出する（ステップＳ１５）。
ｃｕｒＰ（ｔ）＝ΔＰｍａｘ×２×ｉ
ｃｔｒｌＰ（ｔ）＝Ｐｍｉｎ
【００７９】
その後、計画演算部３３は、時間ステップｔを１つインクリメントしてから（ステップＳ１６）、第２ループの処理を終了し（ステップＳ１７）、第１ループの処理を終了する（ステップＳ１８）。
【００８０】
第１ループにおいて、Ｓｗ（ｔ）−Ｓｗ（ｔ−１）＞０が成立しない場合（ステップＳ１２でＮｏの場合）は、計画演算部３３は、Ｓｗ（ｔ）＝０か否かを判定する（ステップＳ１９）。
【００８１】
Ｓｗ（ｔ）＝０となる場合とは、前回の時間ステップｔ−１の状態に関係なく、今回の時間ステップｔにけるガス発電機８の状態が「停止」（運転フラグ＝０）となっている場合である。
すなわち、ガス発電機８が、前回の時間ステップｔ−１から今回の時間ステップｔまでのステップ間隔ΔＴの間に停止するか、あるいは、前回の時間ステップｔ−１から既に停止を継続しているかのいずれかの場合である。
【００８２】
ステップＳ１９の判定結果が肯定的である場合（Ｓｗ（ｔ）＝０の場合）は、計画演算部３３は、ｃｔｒｌＰ（ｔ）及びｃｕｒＰ（ｔ）の値をいずれも０とし（ステップＳ２０）、第１ループの処理を終了する（ステップＳ１８）。
【００８３】
Ｓｗ（ｔ）＝０でない場合とは、前回の時間ステップｔ−１におけるガス発電機８の状態が「運転」（運転フラグ＝１）であり、今回の時間ステップｔにおけるガス発電機８の状態も「運転」（運転フラグ＝１）である場合である。
すなわち、ガス発電機８が、前回の時間ステップｔ−１から既に運転を継続している場合である。
【００８４】
ステップＳ１９の判定結果が肯定的である場合（Ｓｗ（ｔ）≠０の場合）は、計画演算部３３は、次の出力指令値の逆算式を解くことにより、ｃｔｒｌＰ（ｔ）を算出するとともに、ｃｕｒＰ（ｔ）＝ｃｔｒｌＰ（ｔ）として（ステップｓ２１）、第１ループの処理を終了する（ステップＳ１８）。
【数１】
2016134936.tif 000003
【００８５】
図１１は、前処理の出力値と後処理の出力値によって動作するガス発電機の挙動を示すグラフである。
図１１において、太い実線は、前処理の出力値である「平均発電電力」（Ｐ（ｔ））を示す。細い実線は、後処理の出力値である「出力指令値」（ｃｔｒｌＰ（ｔ）と、次回の時間ステップｔ＋１における出力値ｃｕｒＰ（ｔ）とにより動作する、ガス発電機８の発電電力の変化を示す。
【００８６】
また、破線は、その発電電力の挙動から求めた実際の平均発電電力（実測値）である。図１１の太い実線と破線を対比すれば明らかな通り、平均発電電力に関して、前処理の出力値Ｐ（ｔ）と実測値とは一致する。
すなわち、本実施形態では、各時間ステップｔにおけるｃｔｒｌＰ（ｔ）とｃｕｒＰ（ｔ）をＰ（ｔ）から逆算しているので、平均発電電力Ｐaveの出力値と実測値に誤差が生じることはない。
【００８７】
〔ＥＭＳの効果〕
本実施形態のＥＭＳ２によれば、制御装置２１の計画演算部３３が、運転計画の前処理において、出力指令値Ｐtargetを除いて定義された機器条件を用いてガス発電機８の運転計画を算出するので、機器条件を非線形モデルとしなくても、電力設備１のエネルギーバランスなどを反映した平均発電電力Ｐaveを正確に算出することができる。
【００８８】
また、本実施形態のＥＭＳ２によれば、制御装置２１の計画演算部３３が、後処理において、前処理により算出された平均発電電力Ｐaveを用いて出力指令値Ｐtargetを逆算するので、発電電力の変動を伴うステップ間隔ΔＴあるか否かに応じて、異なる数式によって出力指令値Ｐtargetを算出することができる（図１０のステップＳ１５，Ｓ２０，Ｓ２１参照）。このため、ガス発電機８の出力指令値Ｐtargetを正確に算出することできる。
従って、本実施形態のＥＭＳ２によれば、制約条件の複雑化に伴う計画演算の処理負荷の増大を回避しつつ、ガス発電機８の平均発電電力Ｐaveと出力指令値Ｐtargetを正確に算出することできる。
【００８９】
〔その他の変形例〕
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。
【００９０】
例えば、上述の実施形態では、後処理と前処理に分けて運転計画を算出する対象装置として、ガス発電機８を例示したが、かかる運転計画を算出する対象装置は、ディーゼル油などの他の燃焼材料を電気エネルギーに変換する発電装置であってもよい。
【００９１】
上述の実施形態では、工場の電力設備１の電力需給を管理するＥＭＳ２（ＦＥＭＳ：Factory Energy Management System）を例示したが、ＥＭＳ２は、例えば下記に示す他の種類のＥＭＳであってもよい。
ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）
ＢＥＭＳ（Building Energy Management System）
ＭＥＭＳ（Mansion Energy Management System）
ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）
【００９２】
上述の実施形態では、ＥＭＳ２の管理対象である電力設備１として、商用電源１４に系統連系された電力設備１を例示したが、電力設備１は商用電源１４に繋がっていない自立型の電力設備であってもよい。
また、上述の実施形態において、電力設備１の最小構成としては、少なくとも、管理対象となるガス発電機などの発電装置８と、発電装置８による発電電力を消費する負荷装置４又は負荷装置５とを含む電力設備１であればよい。
【符号の説明】
【００９３】
１  電力設備
２  エネルギー管理システム（ＥＭＳ）
３  交流配電線
４  調整型の負荷装置
５  非調整型の負荷装置
６  蓄電装置
７  自然エネルギー発電装置
８  非常用の発電装置
１１  ＤＣ／ＡＣコンバータ
１４  商用電源
１５  スマートメーター（電力量計）
１６  通信線
２１  制御装置（制御部）
２２  記憶装置
２３  通信装置
２４  入力装置（取得部）
２５  表示装置
３１  発電予測部
３２  需要予測部
３３  計画演算部
３４  計画実行部
ＤＢ１  データベース
ＤＢ２  データベース
【図１】
2016134936.tif 000004
【図２】
2016134936.tif 000005
【図３】
2016134936.tif 000006
【図４】
2016134936.tif 000007
【図５】
2016134936.tif 000008
【図６】
2016134936.tif 000009
【図７】
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【図８】
2016134936.tif 000011
【図９】
2016134936.tif 000012
【図１０】
2016134936.tif 000013
【図１１】
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