JP4426860B2 - Cogeneration system operation control system - Google Patents

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Description

本発明は、熱エネルギーと電気エネルギーを発生して利用するコージェネレーションシステムの運転を制御するコージェネレーションシステムの運転制御システムに関する。   The present invention relates to an operation control system for a cogeneration system that controls the operation of a cogeneration system that generates and uses thermal energy and electrical energy.

コージェネレーションシステムには、例えば燃料電池などがあり、昨今、家庭用向けに開発されている。この家庭用コージェネレーションシステム（以下、「家庭用コジェネシステム」という。）は、家庭毎に設置して、発電した電力を電力機器に供給して電力負荷を賄うとともに、回収した排熱を熱機器に供給して熱負荷を賄うことから、次世代の省エネ機器として、その実用化・普及が期待されている。
コージェネレーションシステムについては、業務用・産業用など大規模のものは、すでに普及レベルにあるが、家庭用への導入に際しては、幾つかの障壁がある。すなわち、業務用・産業用コージェネレーションシステムは、使用者の負荷パターンを十分調査し、それに合わせた、システム構成やサイズ、運転パターンなどを設計する、いわゆるオーダーメードである。それに対し、家庭用コジェネシステムは、各家庭で消費エネルギー量がかなりバラツキがあるものの、現在のところ、１ｋＷの１機種或いは２機種程度のラインナップである。各家庭の電力負荷や熱負荷は、例えば、夜型と朝型の生活パターンや外出の多少などによって大きく異なり、使用者毎の負荷パターンを調査して家庭用コジェネシステムの出力サイズや構成を設計することは、コスト面から難しい。仮に家庭用コジェネシステムを個々に設計することが可能であっても、家庭用コジェネシステムは、新築あるいは増改築された新規物件に導入されることが多く、システム導入前に使用者の負荷パターンを把握することは困難であり、大きなコストもかかる。そうしたことから、家庭用コジェネシステムには、家庭の使用負荷パターンに応じ、自動に最適な運転パターンを模索・決定し、省エネ性、経済性を最大限に発揮できるような運転制御システムが求められている。 The cogeneration system includes, for example, a fuel cell, and has recently been developed for home use. This household cogeneration system (hereinafter referred to as “household cogeneration system”) is installed in each household, supplies generated power to the power equipment to cover the power load, and collects the exhausted heat as thermal equipment. As a next-generation energy-saving device, it is expected to be put to practical use and spread.
As for cogeneration systems, large-scale systems such as those for business use and industrial use are already in the spread level, but there are some barriers when introducing them to home use. That is, the business / industrial cogeneration system is a so-called made-to-order system in which a user's load pattern is sufficiently investigated and a system configuration, size, operation pattern, and the like are designed accordingly. On the other hand, the cogeneration system for households has a lineup of about 1 kW or 2 models at present, though the energy consumption varies considerably in each household. The power load and heat load of each household vary greatly depending on, for example, the night and morning lifestyle patterns and the amount of going out, and the load pattern for each user is investigated to design the output size and configuration of the home cogeneration system It is difficult to do in terms of cost. Even if it is possible to individually design a home cogeneration system, the home cogeneration system is often introduced into a new property that has been newly constructed or expanded, and the load pattern of the user must be reduced before the system is introduced. It is difficult to grasp and costs a lot. For this reason, household cogeneration systems are required to have an operation control system that can search for and determine the optimal operation pattern automatically according to the load pattern at home and maximize energy saving and economic efficiency. ing.

かかる家庭用コジェネシステムの運転制御システムとして、例えば、特許文献１に示すものがある。この家庭用コジェネシステムの運転制御システムによれば、１日間など、１周期となる所定時間の電力負荷と熱負荷の経時変化を電力負荷パターン及び熱負荷パターンとして記憶しておき、電力負荷パターンと熱負荷パターンとに基づいて発電機を運転した場合の省エネ性を求め、省エネ性の高い時間帯では、電力負荷を発電出力で賄い、省エネ性の低い時間帯では、電力負荷を商用電力で賄うように発電機の起動時間と停止時間を決定し、運転パターンを作成するので、発電効率を高めるとともに、余剰電力の発生を抑制し、発電効率を向上させることができる。   As an operation control system of such a household cogeneration system, for example, there is one disclosed in Patent Document 1. According to the operation control system of this household cogeneration system, the change over time of the power load and the heat load for a predetermined period of time such as one day is stored as a power load pattern and a heat load pattern, Obtain energy savings when the generator is operated based on the thermal load pattern, and cover the power load with the power output during the high energy saving time, and cover the power load with commercial power during the low energy saving time. Thus, since the start time and the stop time of the generator are determined and the operation pattern is created, it is possible to increase the power generation efficiency, suppress the generation of surplus power, and improve the power generation efficiency.

特開２００２−２１３３０３号公報（段落００５５〜００７４、図８、図９参照。）。JP 2002-213303 A (see paragraphs 0055 to 0074, FIGS. 8 and 9).

しかしながら、従来の家庭用コジェネシステムの運転制御システムは、一区間（例えば、特許文献１の実施例では３０分間）分の電力負荷データと熱負荷データを用いて、複数の計算式（例えば、特許文献１の実施例では数式５１〜６８、数式４５〜５０）を解くことにより、当該区間の運転状態と運転停止状態とにおける一次エネルギー換算値をそれぞれ算出しており、１日分の一次エネルギーを算出するためには、計算回数がかなり多くなってしまっていた（例えば、特許文献１の実施例では２の４８乗回）。そして、計算式によって得られた沢山の一次エネルギー換算値（例えば、特許文献１の実施例では、２の４８乗通り）を比較手段に入力し、順次比較して一次エネルギー換算値の小さいものを残し、最終的に一次エネルギーが最小となる運転状態と運転停止状態との組合せを最適運転状態として求めていた。そのため、従来の家庭用コジェネシステムの運転制御システムは、扱うデータや計算回数が多く、実際の制御装置での実用が難しかった。また、一区間、例えば、３０分間の平均的に処理された電力負荷データに対し、発電機のような電力負荷に追従可能な家庭用コジェネシステムを使用する場合、何Ｗｈ発電でき、何Ｗｈ熱回収できるかの重要なロジックがないため、現実的なものではなかった。   However, a conventional home cogeneration system operation control system has a plurality of calculation formulas (for example, patents) using power load data and heat load data for one section (for example, 30 minutes in the embodiment of Patent Document 1). In the embodiment of Document 1, by solving Equations 51 to 68 and Equations 45 to 50, primary energy conversion values in the operation state and the operation stop state of the section are calculated, respectively, and the primary energy for one day is calculated. In order to calculate, the number of times of calculation has been considerably increased (for example, in the example of Patent Document 1, 2 to the 48th power). And many primary energy conversion values (for example, 2 to the 48th power in the embodiment of Patent Document 1) obtained by the calculation formula are input to the comparison means, and those having a small primary energy conversion value are sequentially compared. The combination of the operation state and the operation stop state in which the primary energy is finally minimized is obtained as the optimum operation state. Therefore, the operation control system of the conventional home cogeneration system has a large amount of data and the number of calculations, and it has been difficult to put it to practical use with an actual control device. In addition, when using a household cogeneration system that can follow the power load such as a generator for the power load data processed on an average for 30 minutes, for example, how much Wh can be generated and what Wh heat It was not realistic because there was no important logic on whether it could be recovered.

これに対して、出願人は、特願２００３−１９２７１２号において、予測対象日の１日の予測熱負荷を賄うように、家庭毎に異なる、あるいは1件の家庭でも季節などで異なる電力負荷と、その電力負荷の偏差（バラツキ）とから起動・停止時間の異なる複数の運転パターンを作成し、消費エネルギーが最小となる運転パターンを選択する技術を提案した。この技術によれば、上記従来技術より簡易な判定ロジックで比較的少量のデータをもとに、家庭用コジェネシステムの省エネルギー性、経済性を向上させることができるという効果が得られた。   On the other hand, the applicant, in Japanese Patent Application No. 2003-192712, differs from household to household in order to cover the predicted thermal load of the forecasted day, or even one household has different power loads depending on the season. Then, we proposed a technology that creates multiple operation patterns with different start / stop times from the deviation (variation) of the power load and selects the operation pattern that minimizes energy consumption. According to this technology, it is possible to improve the energy saving and economic efficiency of the home cogeneration system based on a relatively small amount of data with a simpler determination logic than the conventional technology.

その後、出願人らは、１日の熱負荷を賄うように家庭用コジェネシステムの運転パターンを決定する技術では、予測対象日の電力負荷や熱負荷が予測から外れたときに、発電機が低電力負荷で非効率な運転をして、省エネ性を低下させたり、発電機が頻繁に起動・停止して、システムの耐久性を低下させる不具合を生じるおそれがあることを発見した。具体的には、以下の通りである。   After that, the applicants determine the operation pattern of the household cogeneration system so as to cover the heat load of the day, and when the power load or heat load on the prediction target day falls outside the prediction, the generator is low. It has been discovered that inefficient operation with power loads can reduce energy savings, and generators can start and stop frequently, causing problems that reduce system durability. Specifically, it is as follows.

（１）１日の熱負荷を賄うように家庭用コジェネシステムの運転パターンを作成した場合、あえて低電力負荷でも発電機を運転する判断がなされ、非効率になる可能性があった。 (1) When an operation pattern of a household cogeneration system was created so as to cover the heat load of the day, it was determined that the generator was operated even with a low power load, which could be inefficient.

（２）予測対象日の電力負荷や熱負荷は、過去のデータをもとに作成される。生活パターンに規則性がない休日などにおいて、例えば、家庭用コジェネシステムを設置した家族が不在したり在宅したり習慣的な生活パターンとならない場合、予測対象日に電力負荷や熱負荷が予測通りに使用されず、予測発生確率が低下することがある。この場合、発電機が電力負荷の低い時間帯に運転したり、発電機からの熱の過不足が生じて、非効率になる可能性があり、省エネ性を損なうことがある。 (2) The power load and heat load on the prediction target date are created based on past data. On holidays where the lifestyle pattern is not regular, for example, if a family with a home cogeneration system is absent or stays at home or does not become a habitual lifestyle pattern, the power load and heat load will be as predicted on the prediction target day. It is not used, and the probability of occurrence of prediction may decrease. In this case, the generator may be operated at a time when the power load is low, or the heat from the generator may be excessive or insufficient, resulting in inefficiency and energy saving performance may be impaired.

（３）空調機器は、照明などと異なり、随時一定に電力を消費する家電ではなく、その日の外気温や空調機器使用者の気分、感じ方によって消費電力が増減する。そのため、予測対象日の予測電力負荷は、空調機器により局所的なずれを生じることがある。この場合、例えば、電力消費量が予測より少ないと、熱回収量が少なくなるため、ガスバーナなどで給湯水を別途加熱する必要性が生じ、また、電力消費量が極端に多いと、貯湯タンクへの熱回収が不能となり、電力負荷があるにもかかわらず発電機を停止させることとなる。よって、空調機器による電力消費量の変動は、その他の電化製品による変動よりも大きく、運転制御での省エネ性に与える影響が大きい。 (3) Unlike lighting and the like, the air conditioner is not a home appliance that consumes power constantly, but the power consumption increases or decreases depending on the outside temperature of the day, the mood and feeling of the user of the air conditioner. For this reason, the predicted power load on the prediction target day may cause a local shift due to the air conditioner. In this case, for example, if the power consumption is less than expected, the amount of heat recovered will be reduced, so it will be necessary to separately heat the hot water supply with a gas burner, etc., and if the power consumption is extremely high, Heat recovery becomes impossible, and the generator is stopped despite the power load. Therefore, the fluctuation of the power consumption by the air conditioner is larger than the fluctuation by other electrical appliances, and the influence on the energy saving performance in the operation control is large.

（４）また、予測対象日における１日の総負荷を予測して、それを賄うように運転パターンを決定するが、予測対象日における現実の熱負荷が予測熱負荷とずれることがある。この場合、１日の総熱負荷が変わらなければ、予測した総熱負荷を賄うように運転時間を変更した運転パターンを作成すればよい。しかし、現実には、現実の総熱負荷が予測した総熱負荷と一致しない場合もある。そのため、現実の総熱負荷が予測した総熱負荷より大きい場合には、熱回収が不十分となり、省エネ性が低下するおそれがあった。また、現実の総熱負荷が予測した総熱負荷より小さい場合には、貯湯タンクに湯が満たされると、発電機を停止し、その直後に貯湯タンクの湯が使用されると、発電機を再起動することとなり、発電機の起動停止回数が増えてシステムを劣化させるおそれがあった。 (4) In addition, the daily total load on the prediction target date is predicted and the operation pattern is determined so as to cover it, but the actual heat load on the prediction target date may deviate from the predicted heat load. In this case, if the total daily heat load does not change, an operation pattern in which the operation time is changed so as to cover the predicted total heat load may be created. However, in reality, the actual total heat load may not match the predicted total heat load. For this reason, when the actual total heat load is larger than the predicted total heat load, the heat recovery becomes insufficient and the energy saving may be reduced. Also, if the actual total heat load is smaller than the predicted total heat load, the hot water tank is filled with hot water, the generator is stopped, and immediately after the hot water in the hot water tank is used, the generator is turned off. The system will be restarted, and the number of start / stop times of the generator may increase, possibly degrading the system.

（５）また、貯湯タンクの湯が満たされると、発電機の排熱を回収できなくなるため、電力負荷があっても発電機が停止され、省エネ性が低くなってしまっていた。 (5) Moreover, when the hot water in the hot water storage tank is filled, the exhaust heat of the generator cannot be recovered, so that the generator is stopped even if there is an electric load, and the energy saving performance is lowered.

本発明は、上記問題点を解決するためになされたものであり、省エネ性や耐久性に悪影響を与える状況を回避することにより、省エネ性を確保することができるコージェネレーションシステムの運転制御システムを提供することを目的とする。   The present invention has been made to solve the above-described problems, and provides an operation control system for a cogeneration system that can ensure energy saving by avoiding a situation that adversely affects energy saving and durability. The purpose is to provide.

本発明に係るコージェネレーションシステムの運転制御システムは、次のような構成を有している。
（１）発電機が発電する電力を電力機器に供給するとともに、発電機の排熱を蓄熱装置に回収して熱機器に供給するコージェネレーションシステムについて、電力機器が消費する電力負荷と蓄熱装置に蓄熱される熱負荷をサンプリング手段によりサンプリングしておき、そのサンプリング結果に基づいて予測対象日の予測電力負荷と予測熱負荷を予測し、コージェネレーションシステムの運転を制御するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、予測対象日の予測電力負荷の偏差を算出する電力負荷偏差算出手段と、予測電力負荷と、電力負荷偏差算出手段が算出する予測電力負荷の偏差とから発電量を算出する発電出力演算手段と、予測熱負荷と、発電出力演算手段が算出する発電量とから予測対象日の総合利用効率を所定時間毎に算出する総合利用効率算出手段と、総合利用効率がしきい値を超える時間を指標としつつ起動時間と停止時間をずらし、１又は２以上の仮運転パターンを作成する仮運転パターン作成手段と、仮運転パターン毎に一次エネルギー量を算出する一次エネルギー量算出手段と、一次エネルギー量が最小となる仮運転パターンを選択する運転パターン選択手段と、を有することを特徴とする。 The operation control system of the cogeneration system according to the present invention has the following configuration.
(1) About the cogeneration system that supplies the power generated by the generator to the power equipment and recovers the exhaust heat of the generator to the heat storage device and supplies it to the heat equipment, the power load and the heat storage device consumed by the power equipment Cogeneration system operation control system that controls the operation of the cogeneration system by sampling the heat load to be stored by the sampling means, predicting the predicted power load and predicted heat load on the prediction target date based on the sampling result The power load deviation calculating means for calculating the deviation of the predicted power load on the prediction target day, the power output calculating means for calculating the power generation amount from the predicted power load and the predicted power load deviation calculated by the power load deviation calculating means The total utilization efficiency of the forecast target day from the predicted heat load and the power generation amount calculated by the power generation output calculation means. Comprehensive usage efficiency calculation means to calculate at regular intervals, and temporary operation pattern creation to create one or more temporary operation patterns by shifting the start time and stop time while using the time when the total usage efficiency exceeds the threshold as an index Means, primary energy amount calculating means for calculating a primary energy amount for each temporary operation pattern, and operation pattern selecting means for selecting a temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount.

（２）（１）に記載の発明において、仮運転パターン作成手段が、予測対象日と予測対象日翌日とを含む仮運転パターンを作成すること、を特徴とする。 (2) The invention described in (1) is characterized in that the provisional operation pattern creation means creates a provisional operation pattern including a prediction target date and a prediction target date and a day after the prediction target date.

（３）（１）又は（２）に記載の発明において、仮運転パターン毎に蓄熱装置の残熱量を算出する残熱量算出手段と、残熱量と蓄熱装置の最大蓄熱量とを比較し、残熱量が最大蓄熱量を超える仮運転パターンが存在するときに、蓄熱装置の残熱量が蓄熱装置の最大蓄熱量を超えないことを条件として当該仮運転パターンの起動時間と停止時間をずらした１又は２以上の仮運転パターンを再作成し、一次エネルギー量が最小となる仮運転パターンを選択し、既存の仮運転パターンと置き換える仮運転パターン置換手段と、を有することを特徴とする。 (3) In the invention described in (1) or (2), the residual heat amount calculating means for calculating the residual heat amount of the heat storage device for each temporary operation pattern is compared with the residual heat amount and the maximum heat storage amount of the heat storage device. When there is a temporary operation pattern in which the amount of heat exceeds the maximum heat storage amount, the start time and the stop time of the temporary operation pattern are shifted on condition that the residual heat amount of the heat storage device does not exceed the maximum heat storage amount of the heat storage device, or 1 Two or more temporary operation patterns are re-created, a temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount is selected, and temporary operation pattern replacement means that replaces the existing temporary operation pattern is provided.

（４）（１）乃至（３）に記載の発明において、総合利用効率が、発電効率であることを特徴とする。 (4) In the inventions described in (1) to (3), the total use efficiency is power generation efficiency.

（５）発電機が発電する電力を電力機器に供給するとともに、発電機の排熱を蓄熱装置に回収して熱機器に供給するコージェネレーションシステムについて、電力機器が消費する電力負荷と蓄熱装置に蓄熱される熱負荷をサンプリング手段によりサンプリングしておき、そのサンプリング結果に基づいて予測対象日の予測電力負荷と予測熱負荷を予測し、コージェネレーションシステムの運転を制御するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、予測電力負荷を予測するときに参照する予測参照日間の参照電力負荷の日別電力負荷偏差を算出する日別電力負荷偏差算出手段と、予測熱負荷を予測するときに参照する予測参照日間の参照熱負荷の日別熱負荷偏差を算出する日別熱負荷偏差算出手段と、日別電力負荷偏差又は日別熱負荷偏差の少なくとも一方がしきい値より大きいときに、予測電力負荷を参照電力負荷の平均値より小さく設定する負荷変動修正手段と、予測電力負荷及び予測熱負荷をもとに、予測対象日の運転パターンを作成する運転パターン作成手段と、を有することを特徴とする。 (5) About the cogeneration system that supplies the power generated by the generator to the power equipment and collects the exhaust heat of the generator to the heat storage device and supplies it to the heat equipment, the power load and the heat storage device consumed by the power equipment Cogeneration system operation control system that controls the operation of the cogeneration system by sampling the heat load to be stored by the sampling means, predicting the predicted power load and predicted heat load on the prediction target date based on the sampling result , A daily power load deviation calculating means for calculating a daily power load deviation of a reference power load of a prediction reference day to be referred to when predicting a predicted power load, and a prediction reference day to be referred to when predicting a predicted heat load A daily thermal load deviation calculating means for calculating a daily thermal load deviation of the reference thermal load, and a daily power load deviation or When at least one of the different thermal load deviations is larger than the threshold value, the load fluctuation correcting means for setting the predicted power load to be smaller than the average value of the reference power load, and the prediction target based on the predicted power load and the predicted heat load Driving pattern creating means for creating a driving pattern for the day.

（６）（５）に記載の発明において、予測電力負荷が発生する確率を示す電力負荷発生確率を所定時間毎に算出する電力負荷発生確率算出手段を有し、負荷変動修正手段が、日別電力負荷偏差がしきい値より大きく、かつ、日別熱負荷偏差がしきい値より大きいときに、電力負荷発生確率をしきい値と比較し、電力負荷発生確率がしきい値より小さいときに、参照電力負荷をもとに設定する予測電力負荷を絞ることを特徴とする。 (6) In the invention described in (5), it has power load occurrence probability calculating means for calculating a power load occurrence probability indicating a probability of occurrence of the predicted power load every predetermined time. When the power load deviation is greater than the threshold and the daily thermal load deviation is greater than the threshold, the power load occurrence probability is compared with the threshold, and the power load occurrence probability is less than the threshold. The predicted power load set based on the reference power load is narrowed down.

（７）（５）に記載の発明において、負荷変動修正手段は、予測対象日の外気温を入力する外気温入力手段を有し、日別電力負荷偏差がしきい値より大きく、日別熱負荷偏差がしきい値以下であるときに、外気温と参照電力負荷の平均値との相関関係式から予測電力負荷を設定し、運転パターン作成手段は、参照電力負荷平均値をもとに運転を制御される場合と比較して、コージェネレーションシステムの発電量上限を予測対象日の外気温に応じて低く設定し、発電時間を設定することを特徴とする。 (7) In the invention described in (5), the load fluctuation correcting means has an outside air temperature input means for inputting the outside air temperature of the prediction target day, and the daily power load deviation is larger than the threshold value, and the daily heat When the load deviation is less than or equal to the threshold value, the predicted power load is set from the correlation between the outside air temperature and the average value of the reference power load, and the operation pattern creation means operates based on the reference power load average value. Compared with the case where the control is performed, the power generation amount upper limit of the cogeneration system is set lower according to the outside air temperature on the prediction target day, and the power generation time is set.

（８）発電機が発電する電力を電力機器に供給するとともに、発電機の排熱を蓄熱装置に回収して熱機器に供給するコージェネレーションシステムについて、電力機器が消費する電力負荷と蓄熱装置に蓄熱される熱負荷をサンプリング手段によりサンプリングしておき、そのサンプリング結果に基づいて予測対象日の予測電力負荷と予測熱負荷を予測し、コージェネレーションシステムの運転を制御するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、予測対象日当日に所定時間間隔で熱負荷変動を監視する熱負荷変動監視手段と、予測対象日に熱負荷変動監視手段の監視時間までの予測熱負荷を積算した予測積算熱負荷と、監視時間までに蓄熱装置に蓄熱された蓄熱量を積算した実積算熱負荷との差を算出してしきい値と比較する熱負荷偏差比較手段と、予測積算熱負荷と実積算熱負荷との差がしきい値より大きいと判断したときに、監視時間が所定時間以降か否かを判断し、監視時間が所定時間以降であるときに、監視時間以降の予測熱負荷をそのまま用いて運転パターン作成手段が作成した運転パターンを見直す運転パターン見直し手段と、を有することを特徴とする。 (8) About the cogeneration system which supplies the electric power generated by the generator to the power equipment and collects the exhaust heat of the generator to the heat storage device and supplies it to the heat equipment, the power load and the heat storage device consumed by the power equipment Cogeneration system operation control system that controls the operation of the cogeneration system by sampling the heat load to be stored by the sampling means, predicting the predicted power load and predicted heat load on the prediction target date based on the sampling result The thermal load fluctuation monitoring means for monitoring the thermal load fluctuation at a predetermined time interval on the prediction target day, and the predicted integrated thermal load obtained by integrating the predicted thermal load up to the monitoring time of the thermal load fluctuation monitoring means on the prediction target day, Calculate the difference from the actual accumulated heat load obtained by integrating the amount of heat stored in the heat storage device by the monitoring time and compare it with the threshold value When it is determined that the difference between the thermal load deviation comparing means and the predicted integrated thermal load and the actual integrated thermal load is greater than the threshold value, it is determined whether or not the monitoring time is after the predetermined time, and the monitoring time is the predetermined time The operation pattern reviewing means for reconsidering the operation pattern created by the operation pattern creation means using the predicted heat load after the monitoring time as it is when it is later.

（９）（８）に記載の発明において、所定時間は、予測対象日に熱負荷が最大となるピーク時刻であることを特徴とする。 (9) In the invention described in (8), the predetermined time is a peak time at which the heat load is maximized on the prediction target day.

（１０）（１）乃至（９）の何れか一つに記載の発明において、コージェネレーションシステムが、発電機の排熱を放熱する放熱手段と、発電機にアイドリングさせるアイドリング手段と、の少なくとも一方を有し、計画段階に蓄熱装置に蓄熱されると予測される蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたときに、或いは、予測対象日にコージェネレーションシステムを運転して蓄熱装置の蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたときに、コージェネレーションシステムを停止した場合と、コージェネレーションシステムの発電量を低下させた場合と、放熱手段を使用してコージェネレーションシステムを運転した場合と、アイドリング手段を使用してコージェネレーションシステムを運転した場合と、さらに、コージェネレーションシステムの発電出力上限値を低下させ、放熱手段を使用してコージェネレーションシステムを運転する場合との一次エネルギー量をそれぞれ算出し、最も一次エネルギー量が最小となる運転パターンを選択すること、を特徴とする。 (10) In the invention according to any one of (1) to (9), the cogeneration system includes at least one of heat radiating means for radiating exhaust heat of the generator and idling means for idling the generator. When the heat storage amount predicted to be stored in the heat storage device at the planning stage approaches the maximum heat storage amount, or the cogeneration system is operated on the prediction target day and the heat storage amount of the heat storage device is the maximum heat storage amount When the cogeneration system is stopped when approaching the capacity, when the power generation amount of the cogeneration system is reduced, when the cogeneration system is operated using heat dissipation means, and when idling means are used When the cogeneration system is operated, and further, the power generation output upper limit value of the cogeneration system Reduce the primary energy amount of the case of operating the cogeneration system using the heat dissipating means respectively calculated, selecting the operation pattern that most primary energy is minimized, and wherein.

続いて、上記構成を有する本発明のコージェネレーションシステムの運転制御システムに係り、作用効果を説明する。
コージェネレーションシステムの運転パターンは、例えば、予測対象日前日に作成される。予測対象日の運転パターンを作成するときには、過去のサンプリング結果から予測対象日の予測電力負荷と予測熱負荷を予測し、予測電力負荷の偏差を算出する。そして、予測電力負荷と予測電力負荷の偏差から予測対象日の発電量を算出し、予測熱負荷と予測した発電量からコージェネレーションシステムの総合利用効率を所定時間毎に求める。そして、各時間の総合利用効率をしきい値と比較し、総合利用効率がしきい値を超える時間帯を特定する。ここで、しきい値は、コージェネレーションシステムの省エネと増エネとを分岐するものであり、省エネ性の判断に適した値が設定されている。そして、総合利用効率がしきい値を超える時間を指標としつつ起動時間と停止時間を仮決めし、起動時間又は停止時間の異なる仮運転パターンを１又は２以上作成する。そして、仮運転パターン毎に一次エネルギー量を算出し、一次エネルギー量が最小となる仮運転パターンを選択し、コージェネレーションシステムの起動時間と停止時間を設定する。 Then, it relates to the operation control system of the cogeneration system of this invention which has the said structure, and demonstrates an effect.
The operation pattern of the cogeneration system is created, for example, the day before the prediction target date. When creating the operation pattern of the prediction target day, the prediction power load and the prediction heat load of the prediction target day are predicted from the past sampling results, and the deviation of the prediction power load is calculated. Then, the power generation amount of the prediction target day is calculated from the deviation between the predicted power load and the predicted power load, and the total use efficiency of the cogeneration system is obtained every predetermined time from the predicted heat load and the predicted power generation amount. Then, the total use efficiency of each time is compared with a threshold value, and a time zone in which the total use efficiency exceeds the threshold value is specified. Here, the threshold value branches the energy saving and the energy increase of the cogeneration system, and a value suitable for the determination of the energy saving property is set. Then, the start time and the stop time are provisionally determined while using the time when the total utilization efficiency exceeds the threshold as an index, and one or more temporary operation patterns having different start times or stop times are created. Then, the primary energy amount is calculated for each temporary operation pattern, the temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount is selected, and the start time and stop time of the cogeneration system are set.

従って、本発明のコージェネレーションシステムの運転制御システムは、予測対象日１日の総熱負荷を賄うようにコージェネレーションシステムの運転パターンを決定することはせず、省エネ性を確保しうる時間帯を中心にコージェネレーションシステムを運転するので、熱負荷全量を賄うために非効率な低電力負荷時にコージェネレーションシステムを運転することが少なくなり、省エネ性を確保することができる。   Therefore, the operation control system of the cogeneration system of the present invention does not determine the operation pattern of the cogeneration system so as to cover the total heat load on the prediction target day, and has a time zone in which energy saving can be ensured. Since the cogeneration system is mainly operated, it is less likely to operate the cogeneration system at an inefficient low power load to cover the entire heat load, and energy saving can be ensured.

この場合に、仮運転パターンが、予測対象日当日と予測対象日翌日の２日間にわたって作成され、予測対象日当日と予測対象日翌日の２日分にわたる一次エネルギー量が算出されるので、予測対象日翌日の省エネ性も考慮して、予測対象日の運転パターンを適切に決定することができる。   In this case, the temporary operation pattern is created over the two days following the prediction target day and the prediction target day, and the primary energy amount for the two days following the prediction target day and the prediction target day is calculated. Considering the energy saving performance of the next day, it is possible to appropriately determine the operation pattern of the prediction target day.

ここで、蓄熱装置の蓄熱量は有限であり、熱回収できない状態でコージェネレーションシステムを運転すると、省エネ性を損なうことがある。そこで、仮運転パターン毎に蓄熱装置の残熱量を算出し、算出した残熱量と蓄熱装置の最大蓄熱量とを比較する。残熱量が最大蓄熱量を超える仮運転パターンは、熱回収できなくなるおそれがあるので、仮運転パターンの起動時間と停止時間を順次ずらして運転パターンを再作成し、再作成した運転パターン毎に一次エネルギー量を算出する。そして、算出した一次エネルギー量のうち、最も一次エネルギー量が小さい運転パターンを選択し、既存の運転パターンに置き換える。
よって、本発明によれば、貯湯タンクでの貯湯可能な熱量を考慮し、現状を適切に捉えた運転計画を行うことができるので、予測の省エネ性より実際の方が大きく低下することを回避することができる。 Here, the heat storage amount of the heat storage device is finite, and if the cogeneration system is operated in a state where heat cannot be recovered, energy saving performance may be impaired. Therefore, the residual heat amount of the heat storage device is calculated for each temporary operation pattern, and the calculated residual heat amount is compared with the maximum heat storage amount of the heat storage device. Temporary operation patterns with a residual heat amount exceeding the maximum heat storage amount may not be able to recover heat, so the operation pattern is recreated by sequentially shifting the start time and stop time of the temporary operation pattern, and each recreated operation pattern is primary. Calculate the amount of energy. Then, the operation pattern with the smallest primary energy amount is selected from the calculated primary energy amounts, and is replaced with the existing operation pattern.
Therefore, according to the present invention, it is possible to carry out an operation plan that appropriately captures the current situation in consideration of the amount of heat that can be stored in the hot water storage tank, so that it is possible to avoid the actual deterioration from the predicted energy saving performance. can do.

なお、総合利用効率は、発電効率、熱回収率及び熱使用時刻までの放熱損から算出する熱利用率などから求められる。しかし、熱利用率はコージェネレーションシステムの使用者側の要因等により変動するため、精度良く算出することが困難である。一方、発電効率は、コージェネレーションシステムに起因して変動するため、精度良く算出することが可能である。よって、総合利用効率を発電効率に代替し、発電効率を総合利用効率と別に設けるしきい値と比較すれば、総合利用効率とほぼ同様の省エネ性の判断を行うことが可能となる。   The total utilization efficiency is determined from the power utilization efficiency calculated from the power generation efficiency, the heat recovery rate, and the heat dissipation loss up to the heat use time. However, since the heat utilization rate varies depending on factors such as the user side of the cogeneration system, it is difficult to calculate with high accuracy. On the other hand, since the power generation efficiency varies due to the cogeneration system, it can be calculated with high accuracy. Therefore, if the total use efficiency is replaced with the power generation efficiency, and the power generation efficiency is compared with a threshold value provided separately from the total use efficiency, it is possible to determine the energy saving performance almost the same as the total use efficiency.

ところで、電力負荷や熱負荷は、電力機器や熱機器の使い方によって変動するため、予測外れが生じることがある。予測外れが生じると、コージェネレーションシステムは低電力負荷時に非効率に長く発電したり、起動停止を頻繁に繰り返すおそれがある。そのため、本発明では、計画段階で負荷変動に応じて負荷設定を変えている。   By the way, since electric power load and heat load are fluctuate | varied by the usage of electric power equipment or thermal equipment, it may be mispredicted. If an unexpected prediction occurs, the cogeneration system may generate power inefficiently at low power loads or repeatedly start and stop frequently. Therefore, in the present invention, the load setting is changed according to the load fluctuation at the planning stage.

すなわち、予測対象日の運転パターンは、予測電力負荷、予測電力負荷の偏差、熱負荷などから算出される。このとき、運転パターンは、予測対象日１日の総熱負荷を全て賄うように決定してもよいし、予測対象日１日の総熱負荷を部分的に賄うように決定してもよい。例えば、予測電力負荷を予測するときには、予測対象日と同曜日の電力負荷や熱負荷をいくつか参照する。このとき、予測参照日間の参照電力負荷の偏差を算出するとともに、予測参照日間の参照熱負荷の偏差を算出する。このようにして算出された日別電力負荷偏差又は日別熱負荷偏差は、しきい値と比較される。しきい値は、電力負荷変動又は熱負荷変動が予測外れに影響するか否かを判断する基準となる値に設定する。日別電力負荷偏差又は日別熱負荷偏差の少なくとも一方がしきい値より大きい場合には、予測電力負荷又は予測熱負荷が予測外れする可能性があるので、参照電力負荷の平均値より予測電力負荷を小さく設定する。そして、参照電力負荷平均値より小さく設定した予測電力負荷をもとに運転パターンを作成する。
よって、本発明によれば、電力負荷変動や熱負荷変動が大きいときに、予測外れが生じた場合でも、コージェネレーションシステムを低電力負荷で非効率に運転したり、起動停止を頻繁に行うことが回避されるので、省エネ性、耐久性に悪影響を与えることを防止し、省エネ性を確保することができる。 That is, the operation pattern of the prediction target date is calculated from the predicted power load, the predicted power load deviation, the thermal load, and the like. At this time, the operation pattern may be determined so as to cover all the total heat load on the prediction target day, or may be determined so as to partially cover the total heat load on the prediction target day. For example, when predicting a predicted power load, several power loads and heat loads on the same day as the prediction target date are referred to. At this time, the deviation of the reference power load for the predicted reference day is calculated, and the deviation of the reference heat load for the predicted reference day is calculated. The daily power load deviation or the daily heat load deviation calculated in this way is compared with a threshold value. The threshold value is set to a value serving as a reference for determining whether or not the power load fluctuation or the thermal load fluctuation affects the prediction failure. If at least one of the daily power load deviation or the daily heat load deviation is larger than the threshold value, the predicted power load or the predicted heat load may be unpredictable. Reduce the load. Then, an operation pattern is created based on the predicted power load set smaller than the reference power load average value.
Therefore, according to the present invention, even when a power load fluctuation or a heat load fluctuation is large, even if a misprediction occurs, the cogeneration system is operated inefficiently with a low power load, or the start and stop are frequently performed. Therefore, it is possible to prevent an adverse effect on energy saving performance and durability and to secure energy saving performance.

すなわち、例えば、土日や休日のようにコージェネレーションシステムの使用パターンが不規則な場合には、予測参照日（例えば、１週間〜４週間前の土曜日）の日別電力負荷偏差がしきい値より大きく、かつ、日別熱負荷偏差がしきい値より大きくなる傾向にある。この場合、予測参照日に係る過去のデータから予測対象日の予測電力負荷と予測熱負荷を精度良く予測することが困難である。この場合には、予測参照日のデータから予測電力負荷が発生する電力負荷発生確率を所定時間毎（例えば、１時間毎）に算出し、電力負荷発生確率をしきい値と比較する。そして、電力負荷発生確率がしきい値より小さいときには、予測対象日に予測外れが発生する可能性が高いので、予測対象日の予測電力負荷を予測参照日の参照電力負荷をもとに設定する場合より絞る。そして、このように設定した予測電力負荷から予測対象日の熱回収量を算出し、予測対象日の運転パターンを作成する。
よって、本発明によれば、予測対象日の予測電力負荷や予測熱負荷が外れたときに、余剰電力や未回収熱が発生することを抑制し、予測外れ時の増エネリスクを最小化することができる。一方、予測発生確率が低いからといって、コージェネレーションシステムを全く運転しない場合に発生する機会損失を小さくできる。 That is, for example, when the usage pattern of the cogeneration system is irregular, such as Saturdays and Sundays and holidays, the daily power load deviation on the predicted reference date (for example, Saturdays one to four weeks before) is more than the threshold value. The daily heat load deviation tends to be larger than the threshold value. In this case, it is difficult to accurately predict the predicted power load and the predicted heat load on the prediction target date from past data related to the predicted reference date. In this case, the power load occurrence probability that the predicted power load is generated is calculated from the data of the predicted reference date every predetermined time (for example, every hour), and the power load occurrence probability is compared with a threshold value. And when the power load occurrence probability is smaller than the threshold value, there is a high possibility that a prediction error will occur on the prediction target day, so the prediction power load on the prediction target day is set based on the reference power load on the prediction reference date. Narrow down from the case. Then, the heat recovery amount of the prediction target day is calculated from the predicted power load set as described above, and an operation pattern of the prediction target day is created.
Therefore, according to the present invention, when the predicted power load or the predicted heat load on the prediction target day is removed, the generation of surplus power or unrecovered heat is suppressed, and the energy increase risk at the time of the prediction failure is minimized. Can do. On the other hand, the opportunity loss that occurs when the cogeneration system is not operated at all can be reduced just because the predicted occurrence probability is low.

また、例えば、夏季にエアコンを使用する場合には、日別電力負荷偏差がしきい値より大きくなる傾向がある。この場合、外気温などによってエアコンの使用パターンが日毎に異なるため、予測参照日の参照電力負荷から予測対象日の予測電力負荷を予測することが困難である。そこで、予測対象日の外気温を入力し、その外気温と参照電力負荷平均値との相関関係式から予測電力負荷を設定する。この予測電力負荷は、外気温に応じて参照電力負荷平均値より小さく設定される。そのため、例えば、その外気温に応じて運転パターンの発電量上限が低く設定され、その分だけ発電時間を長くする。これにより、予測対象日の電力負荷が予測熱負荷より小さくなった場合でも、予測熱負荷に対する熱回収を行うことができ、また、電力負荷が大きくなった場合においても効率的な運転が可能な範囲で発電出力を抑え、熱負荷に適切に対応した熱回収が可能となり、省エネ性を確保できる。余剰電力を発生したり、コージェネレーションシステムを停止させたりする必要がない。また、発電量が低くなっても、発電時間が長くなるため、熱負荷を賄うように熱回収することが可能である。
よって、本発明によれば、コージェネレーションシステムを高効率に運転させることができ、必要熱量を回収することができる。 For example, when using an air conditioner in summer, the daily power load deviation tends to be larger than a threshold value. In this case, since the usage pattern of the air conditioner varies from day to day depending on the outside temperature or the like, it is difficult to predict the predicted power load on the prediction target date from the reference power load on the predicted reference date. Therefore, the outside air temperature of the prediction target day is input, and the predicted power load is set from the correlation equation between the outside air temperature and the reference power load average value. The predicted power load is set smaller than the reference power load average value according to the outside air temperature. Therefore, for example, the power generation amount upper limit of the operation pattern is set low according to the outside air temperature, and the power generation time is lengthened accordingly. As a result, even when the power load on the prediction target day becomes smaller than the predicted heat load, it is possible to recover the heat for the predicted heat load, and it is possible to operate efficiently even when the power load increases. The power generation output can be suppressed within the range, and heat recovery corresponding to the heat load can be performed appropriately, ensuring energy saving. There is no need to generate surplus power or stop the cogeneration system. Even if the power generation amount decreases, the power generation time becomes longer, so that heat can be recovered so as to cover the heat load.
Therefore, according to the present invention, the cogeneration system can be operated with high efficiency, and the necessary amount of heat can be recovered.

ここで、コージェネレーションシステムの熱負荷は日々変動し、予測対象日の総熱負荷が予測参照日の総熱負荷と必ずしも一致しない。この場合、予測対象日の熱負荷変動を補うように、運転パターンを修正する必要がある。そこで、予測対象日当日には、熱負荷変動監視手段により所定時間間隔で熱負荷変動を監視する。そして、その監視時間までの各時間の予測熱負荷を積算して予測積算熱負荷を算出するとともに、監視時間までに蓄熱装置に蓄熱された蓄熱量を積算した実積算熱負荷とを算出する。そして、予測積算熱負荷と実積算熱負荷との差を算出し、予測積算負荷と実積算熱負荷との差をしきい値と比較して、その差が省エネ上許容される範囲であるか否かを判断する。そして、予測積算熱負荷と実積算熱負荷との差がしきい値より大きい場合には、熱不足や未回収熱が発生するなど、省エネ性に悪影響を及ぼすおそれがあるので、当該監視時間が所定時間以降であるか否かを判断する。ここで、所定時間は、予測外れを判断するために適した時間をいう。当該監視時間が所定時間以降である場合には、その時間以降の予測熱負荷が予測外れする確率が低いので、当該判断を行う時間以降の予測熱負荷をそのまま用いて既存の運転パターンを見直す。
よって、本発明によれば、使用されなかった熱負荷を後の熱負荷に加算せず、蓄熱装置を介して放熱損を発生することが防止され、省エネ性を確保することができる。 Here, the heat load of the cogeneration system varies from day to day, and the total heat load on the prediction target date does not necessarily match the total heat load on the prediction reference date. In this case, it is necessary to correct the operation pattern so as to compensate for the heat load fluctuation on the prediction target day. Therefore, on the day of the prediction target day, the thermal load fluctuation is monitored at predetermined time intervals by the thermal load fluctuation monitoring means. Then, the predicted integrated thermal load is calculated by integrating the predicted thermal load for each time until the monitoring time, and the actual integrated thermal load is calculated by integrating the amount of heat stored in the heat storage device by the monitoring time. Then, the difference between the predicted integrated heat load and the actual integrated heat load is calculated, the difference between the predicted integrated load and the actual integrated heat load is compared with a threshold value, and whether the difference is within the allowable range for energy saving. Judge whether or not. If the difference between the predicted integrated heat load and the actual integrated heat load is greater than the threshold value, there is a risk of adverse effects on energy saving such as insufficient heat or unrecovered heat. It is determined whether it is after a predetermined time. Here, the predetermined time refers to a time suitable for determining a prediction failure. If the monitoring time is after the predetermined time, the probability that the predicted heat load after that time will be unpredicted is low, so that the existing operation pattern is reviewed using the predicted heat load after the time for which the determination is made as it is.
Therefore, according to the present invention, the heat load that has not been used is not added to the subsequent heat load, and it is possible to prevent heat loss from occurring through the heat storage device and to ensure energy saving.

ここで、予測対象日の予測熱負荷がピーク時刻の最大熱負荷に依存するため、所定時間を予測対象日に熱負荷が最大となるピーク時刻とすれば、予測対象日当日のその後の予測熱負荷を大きく外し、省エネ性を損なうことはない。   Here, since the predicted heat load on the prediction target day depends on the maximum heat load at the peak time, if the predetermined time is the peak time at which the heat load is the maximum on the prediction target day, The load is greatly removed and energy saving performance is not impaired.

さらに、コージェネレーションシステムが放熱手段とアイドリング手段の少なくとも一方を有する場合には、運転パターンの修正に幅を持たせることが可能である。例えば、運転パターンの計画段階では、蓄熱装置に蓄熱されると予測される蓄熱量が最大蓄熱量に近づくことが予測されることがある。また、予測対象日当日に負荷変動を監視していると、蓄熱装置の蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたことを検出できることがある。このような場合には、コージェネレーションシステムを停止時間した場合と、コージェネレーションシステムの停止時間や発電量を変更した場合だけでなく、放熱手段やアイドリング手段を使用してコージェネレーションシステムを運転した場合の一次エネルギー量を算出する。さらに、コージェネレーションシステムの発電出力を低下させた場合に放熱手段と組合せ、一次エネルギー量を算出する。そして、算出した一次エネルギー量のうち、一次エネルギー量が最小となる運転パターンを選択し、既存の運転パターンを修正する。これにより、蓄熱装置に熱回収できなくなる場合に、コージェネレーションシステムを停止させるだけでなく、放熱手段やアイドリング手段などハード面の選択肢を加味して運転パターンを修正することが可能である。
よって、本発明によれば、計画段階或いは運転時に蓄熱装置に熱回収できないことが判明したときに、コージェネレーションシステムのハード構成を活用して、省エネ性の向上を図ることができる。 Further, when the cogeneration system has at least one of the heat radiating means and the idling means, it is possible to give a wide range to the correction of the operation pattern. For example, at the planning stage of the operation pattern, it may be predicted that the heat storage amount predicted to be stored in the heat storage device approaches the maximum heat storage amount. Moreover, when the load fluctuation is monitored on the prediction target day, it may be detected that the heat storage amount of the heat storage device has approached the maximum heat storage amount. In such a case, not only when the cogeneration system is stopped and when the cogeneration system is stopped or when the power generation amount is changed, but also when the cogeneration system is operated using heat dissipation means and idling means. The primary energy amount is calculated. Further, when the power generation output of the cogeneration system is reduced, the primary energy amount is calculated in combination with the heat dissipation means. Then, the operation pattern that minimizes the primary energy amount is selected from the calculated primary energy amounts, and the existing operation pattern is corrected. As a result, when heat cannot be recovered by the heat storage device, it is possible not only to stop the cogeneration system but also to modify the operation pattern by taking into account hardware options such as heat dissipation means and idling means.
Therefore, according to the present invention, when it is found that heat cannot be recovered by the heat storage device at the planning stage or during operation, the hardware configuration of the cogeneration system can be utilized to improve the energy saving performance.

（第１実施の形態）
次に、本発明に係るコージェネレーションシステムの運転制御システムの第１実施の形態について図面を参照して説明する。
コージェネレーションシステムは、発電出力を電力機器に供給し、回収した排熱を熱機器に供給するものである。本実施の形態では、家庭用コジェネシステムをコージェネレーションシステムの一例として挙げ、説明する。 (First embodiment)
Next, a first embodiment of an operation control system for a cogeneration system according to the present invention will be described with reference to the drawings.
The cogeneration system supplies power generation output to electric power equipment and supplies recovered exhaust heat to heat equipment. In the present embodiment, a home cogeneration system will be described as an example of a cogeneration system.

図１は、家庭用コジェネシステム１Ａの概略構成図である。
家庭用コジェネシステム１Ａは、発電機８で発電した電力を電力機器１９に供給するとともに、発電に伴って発生した熱で加熱した水を貯湯タンク（「蓄熱装置」に相当するもの。）２に貯めて熱機器１１に供給するよう構成されている。 FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a home cogeneration system 1A.
The household cogeneration system 1A supplies the electric power generated by the generator 8 to the electric power device 19 and supplies water heated by the heat generated during power generation to a hot water storage tank (corresponding to a “heat storage device”) 2. It is configured to be stored and supplied to the thermal equipment 11.

家庭用コジェネシステム１Ａは、発電機８が発電しているときに、第１ポンプ５と第２ポンプ９を駆動すると、発電機８の排熱により熱回収用循環配管７の循環水が加熱され、熱交換器６において熱回収用循環配管７の循環水から循環配管４の水に熱伝達される。貯湯タンク２は、貯湯水が温度別の層を形成して蓄えられる。なお、循環配管４には、逆潮ヒータ４０が設けられる場合があり、その場合は発電機８が余剰電力を発生したときに、その余剰電力を熱に変換して蓄熱するようになっている。   In the home cogeneration system 1 </ b> A, when the first pump 5 and the second pump 9 are driven while the generator 8 is generating power, the circulating water in the heat recovery circulation pipe 7 is heated by the exhaust heat of the generator 8. In the heat exchanger 6, heat is transferred from the circulating water in the heat recovery circulation pipe 7 to the water in the circulation pipe 4. The hot water storage tank 2 stores hot water in a temperature-specific layer. In some cases, the reverse flow heater 40 may be provided in the circulation pipe 4, and in this case, when the generator 8 generates surplus power, the surplus power is converted into heat and stored. .

貯湯タンク２の上部には、出力用循環配管１０が接続し、台所や風呂の蛇口や床暖房等の熱機器１１に給湯水又は暖房温水を供給するようになっている。給湯温度は、出力用循環配管１０上に設置された温度センサ３３により検出され、給湯温度が設定温度より高温の場合には、三方弁１３で常温の水道水を加え、また、給湯温度が設定温度より低温の場合には、ガスボイラ１４で給湯水を加熱するようにしている。尚、貯湯タンク２の貯湯量は、給湯水と水道水の境界面を温度センサ１２で感知することにより検出され、また、水道水の温度は、水道管３に取り付けられた温度センサ２１によって検出され、さらに、給湯水の使用量は、三方弁１３の下流側に設置された流量計１５によって検出されている。   An output circulation pipe 10 is connected to the upper part of the hot water storage tank 2 so as to supply hot water or heating hot water to a heating device 11 such as a kitchen or bath faucet or floor heating. The hot water supply temperature is detected by a temperature sensor 33 installed on the output circulation pipe 10. When the hot water supply temperature is higher than the set temperature, normal temperature tap water is added by the three-way valve 13, and the hot water supply temperature is set. When the temperature is lower than the temperature, the hot water is heated by the gas boiler 14. The amount of hot water stored in the hot water storage tank 2 is detected by sensing the boundary surface of the hot water and tap water with the temperature sensor 12, and the temperature of the tap water is detected by the temperature sensor 21 attached to the water pipe 3. In addition, the amount of hot water used is detected by a flow meter 15 installed downstream of the three-way valve 13.

発電機８には、発電出力を取り出す電力線１６が接続され、分電盤１７に接続されている。分電盤１７は、商用電力を供給する商用電力線１８にも接続し、発電出力と商用電力とを連系して照明器具、テレビ、エアコン、パソコンなどの電力機器１９に発電出力又は商用電力を供給するようになっている。分電盤１７には、電力計２０が設置され、電力機器１９が消費した電力量を検出している。   The generator 8 is connected to a power line 16 for extracting a power generation output, and is connected to a distribution board 17. The distribution board 17 is also connected to a commercial power line 18 for supplying commercial power, and the power generation output and the commercial power are connected to the power equipment 19 such as a lighting fixture, a television, an air conditioner, and a personal computer by connecting the power generation output and the commercial power. It comes to supply. A power meter 20 is installed on the distribution board 17 to detect the amount of power consumed by the power device 19.

発電機８、温度センサ１２、三方弁１３、ガスボイラ１４、流量計１５、分電盤１７、電力計２０、温度センサ２１、温度センサ３３等には、マイクロコンピュータ２２Ａが接続している。   A microcomputer 22A is connected to the generator 8, the temperature sensor 12, the three-way valve 13, the gas boiler 14, the flow meter 15, the distribution board 17, the wattmeter 20, the temperature sensor 21, the temperature sensor 33, and the like.

マイクロコンピュータ２２Ａは、後述するフローに示すプログラムを実行することにより、電力計２０や温度センサ３３などから受信したデータを加工若しくは演算し、省エネ性の高い運転パターンを作成して、家庭用コジェネシステム１Ａを運転する。   The microcomputer 22A executes a program shown in the flow to be described later to process or calculate data received from the wattmeter 20, the temperature sensor 33, etc., to create an operation pattern with high energy saving, and to create a household cogeneration system Drive 1A.

図２は、マイクロコンピュータ２２Ａのブロック図である。
マイクロコンピュータ２２Ａは、学習機能を備える。マイクロコンピュータ２２Ａは、データベース３４に接続するとともに、電力負荷積算手段２３、電力負荷処理手段２４、熱負荷積算手段２５、熱負荷処理手段（「残熱量算出手段」に相当するもの。）２６、運転パターン仮決め手段（「仮運転パターン作成手段」に相当するもの。）２７、一次エネルギー量算出手段２８、運転パターン選択手段２９、発電出力演算手段４１、総合利用効率算出手段４２、仮運転パターン置換手段４４などを備える。 FIG. 2 is a block diagram of the microcomputer 22A.
The microcomputer 22A has a learning function. The microcomputer 22A is connected to the database 34, and also includes a power load integrating means 23, a power load processing means 24, a heat load integrating means 25, a heat load processing means (corresponding to a “residual heat amount calculating means”) 26, and an operation. Temporary pattern determination means (corresponding to “temporary operation pattern creation means”) 27, primary energy amount calculation means 28, operation pattern selection means 29, power generation output calculation means 41, total utilization efficiency calculation means 42, provisional operation pattern replacement Means 44 and the like are provided.

データベース３４は、電力積算負荷、熱負荷積算値、電力負荷偏差、熱負荷偏差などのデータを一定条件（例えば、１週間分ごと、曜日ごと、季節ごとなど）のもとで記憶している。また、データベース３４は、システムの劣化を考慮して発電出力と発電効率との関係を発電効率曲線（例えば、図３のＬ１，Ｌ２）として記憶する発電効率曲線データベース、システムの劣化を考慮して発電出力と熱回収率との関係を熱回収率曲線（例えば、図４のＬ３，Ｌ４）として記憶する熱回収率曲線データベースなどを含んでいる。   The database 34 stores data such as electric power integration load, thermal load integration value, electric power load deviation, and thermal load deviation under certain conditions (for example, every week, every day of the week, every season, etc.). The database 34 is a power generation efficiency curve database that stores the relationship between the power generation output and the power generation efficiency as a power generation efficiency curve (for example, L1 and L2 in FIG. 3) in consideration of system degradation. It includes a heat recovery rate curve database that stores the relationship between the power generation output and the heat recovery rate as a heat recovery rate curve (for example, L3 and L4 in FIG. 4).

電力負荷積算手段２３は、電力機器１９が使用する電力負荷を電力計２０により一定時間間隔でサンプリングし、そのサンプリング値を積算してデータベース３４に上書きするものである。
電力負荷処理手段２４は、電力計２０によってサンプリングされた電力負荷のサンプリング値について所定時間毎に偏差を算出し、データベース３４に記憶された既存の電力負荷偏差を書き換えるものである。 The power load integrating means 23 samples the power load used by the power equipment 19 at a constant time interval by the power meter 20, integrates the sampled values, and overwrites the database 34.
The power load processing means 24 calculates a deviation for every predetermined time with respect to the sampling value of the power load sampled by the power meter 20 and rewrites the existing power load deviation stored in the database 34.

熱負荷積算手段２５は、温度センサ１２と流量計１５により給湯温度と給湯流量を一定時間間隔でサンプリングし、給湯温度と給湯流量から熱機器１１が消費した熱負荷を算出し、その熱負荷を積算してデータベース３４に上書きするものである。
熱負荷処理手段２６は、給湯温度と給湯流量から算出した熱負荷について所定時間毎に偏差を算出し、データベース３４に記憶された既存の熱負荷偏差を書き換えるものである。また、熱負荷処理手段２６は、貯湯タンク２の残熱量を所定時間毎に算出する。 The thermal load integrating means 25 samples the hot water supply temperature and the hot water supply flow rate at regular time intervals by the temperature sensor 12 and the flow meter 15, calculates the heat load consumed by the thermal device 11 from the hot water supply temperature and the hot water supply flow rate, and calculates the thermal load. It accumulates and overwrites the database 34.
The thermal load processing means 26 calculates a deviation every predetermined time for the thermal load calculated from the hot water supply temperature and the hot water supply flow rate, and rewrites the existing thermal load deviation stored in the database 34. Further, the heat load processing means 26 calculates the amount of residual heat in the hot water storage tank 2 every predetermined time.

運転パターン仮決め手段２７は、発電出力、発電効率、熱回収率などを演算し、それに基づいて家庭用コジェネシステム１Ａの起動時間と停止時間を仮決めするものである。   The operation pattern provisional determination means 27 calculates the power generation output, power generation efficiency, heat recovery rate, and the like, and provisionally determines the start time and stop time of the home cogeneration system 1A based on the calculation.

一次エネルギー量算出手段２８は、運転パターン仮決め手段２７により仮決めされた運転パターンに基づき、例えば、家庭用コジェネシステム１Ａの運転で消費されるガス量、買電量及び給湯水が不足するときにガスボイラ１４が消費するガス量に一次エネルギー量算出に必要な変換定数を乗じて、一次エネルギー量を演算するものである。   Based on the operation pattern provisionally determined by the operation pattern provisional determination unit 27, the primary energy amount calculation unit 28, for example, when the amount of gas consumed, the amount of electricity purchased, and the hot water supply is insufficient in the operation of the home cogeneration system 1A. The primary energy amount is calculated by multiplying the gas amount consumed by the gas boiler 14 by a conversion constant necessary for calculating the primary energy amount.

運転パターン選択手段２９は、一次エネルギー量算出手段２８で演算された一次エネルギー量を比較し、一次エネルギー量が最小となる運転パターンを選定するものである。   The operation pattern selection unit 29 compares the primary energy amounts calculated by the primary energy amount calculation unit 28 and selects an operation pattern that minimizes the primary energy amount.

発電出力演算手段４１は、電力負荷及び電力負荷偏差から発電機８の発電出力を演算するものである。
総合利用効率算出手段４２は、データベース３４に記憶されている効率曲線を用いて、家庭用コジェネシステム１Ａの累積運転時間や起動停止回数から発電効率及び熱回収効率を演算し、熱回収効率から熱負荷使用時までの放熱損を考慮した熱利用効率を算出して総合利用効率を算出するものである。
仮運転パターン置換手段４４は、貯湯タンク２への熱回収を考慮して既存の運転パターンを変更するものである。 The power generation output calculation means 41 calculates the power generation output of the generator 8 from the power load and the power load deviation.
The total utilization efficiency calculating means 42 calculates the power generation efficiency and the heat recovery efficiency from the accumulated operation time and the number of start / stops of the home cogeneration system 1A using the efficiency curve stored in the database 34, and the heat recovery efficiency The total utilization efficiency is calculated by calculating the heat utilization efficiency considering the heat dissipation loss until the load is used.
The temporary operation pattern replacement means 44 changes an existing operation pattern in consideration of heat recovery to the hot water storage tank 2.

次に、上記構成を有する家庭用コジェネシステム１Ａの運転制御システムの動作について説明する。
家庭用コジェネシステム１Ａの運転制御システムでは、各種データを集めながら家庭用コジェネシステム１Ａを運転し、その集まったデータを基に予測の対象となる日（予測対象日）の電力負荷及び熱負荷を予測する。そして、その予測に基づいて、予測対象日の発電機８の運転方法を選定する。予測対象日には、その選定された運転方法で運転しつつさらに各種データを蓄積する。 Next, the operation of the operation control system of the home cogeneration system 1A having the above configuration will be described.
In the operation control system of the home cogeneration system 1A, the home cogeneration system 1A is operated while collecting various data, and the power load and heat load on the day to be predicted (prediction target day) based on the collected data. Predict. And based on the prediction, the operation method of the generator 8 on the prediction target date is selected. On the prediction target day, various data are further accumulated while driving with the selected driving method.

さらに、必要なデータが蓄積された段階で次の予測対象日の負荷予測を行い、家庭用コジェネシステム１Ａの起動時間と停止時間を決定する。一般にこの予測は１日分を単位として行う。また、予測のためにデータを参照する日としては、前日や１週間前の同曜日、過去の同曜日の統計処理結果等が用いられ、以下ではこの日を予測参照日と記載する。   Furthermore, when the necessary data is accumulated, the load prediction for the next prediction target day is performed, and the start time and stop time of the home cogeneration system 1A are determined. In general, this prediction is performed in units of one day. Further, as the date for referring to the data for prediction, the statistical processing result of the previous day, the same day of the previous week, the past same day, or the like is used, and this day will be described as the predicted reference date.

そこでまず、負荷データの蓄積処理について説明する。図５は、負荷データ蓄積処理のフローチャートである。
負荷データの蓄積処理は、熱機器１１と電力機器１９が消費する熱負荷と電力負荷を熱負荷データと電力負荷データとして蓄積する。また、負荷データの蓄積処理は、１日分の負荷データが集まったときに、運転パターンを決定するために必要なデータを算出する。 First, load data accumulation processing will be described. FIG. 5 is a flowchart of the load data accumulation process.
In the load data accumulation process, the heat load and power load consumed by the thermal device 11 and the power device 19 are accumulated as heat load data and power load data. Further, the load data accumulation process calculates data necessary for determining an operation pattern when load data for one day is collected.

負荷データの蓄積処理では、先ず、Ｓ１０において、１分毎に電力負荷、発電出力、温水流量、温水温度（水温と湯温）を計測する。すなわち、電力負荷は、電力計２０によって例えば図６に示すように経時的に計測される。発電出力は、発電機８の運転状況から計測される。また、温水流量は、流量計１５により経時的に計測される。さらに、水温は、温度センサ２１によって計測され、湯温は、温度センサ３３によって計測される。   In the load data accumulation process, first, in S10, the power load, the power generation output, the hot water flow rate, and the hot water temperature (water temperature and hot water temperature) are measured every minute. That is, the power load is measured over time by the power meter 20 as shown in FIG. 6, for example. The power generation output is measured from the operation status of the generator 8. The hot water flow rate is measured over time by the flow meter 15. Further, the water temperature is measured by the temperature sensor 21, and the hot water temperature is measured by the temperature sensor 33.

次に、Ｓ１１において、１分毎の熱負荷（単位はｋＪ）を算出する。すなわち、湯温から水温を減算して温度差を求め、その温度差に温水流量をかけることにより、熱機器１１が消費した熱負荷（ｋＪ）を例えば図７に示すように経時的に算出する。
次に、Ｓ１２において、１時間分のデータ収集を完了したか否かを判断する。１時間分のデータ収集を完了していないと判断した場合には（Ｓ１２：ＮＯ）、Ｓ１０に戻ってデータ収集を継続する。一方、１時間分のデータ収集を完了したと判断した場合には（Ｓ１２：ＹＥＳ）、Ｓ１３において、例えば図８及び図９の棒グラフに示すように、１時間分の電力負荷、熱負荷を積算し、１時間の間でのバラツキ（偏差）を算出する。また、このとき、発電出力を積算し、偏差（バラツキ）を算出する。 Next, in S11, a heat load (unit: kJ) per minute is calculated. That is, the temperature difference is obtained by subtracting the water temperature from the hot water temperature, and the heat load (kJ) consumed by the thermal device 11 is calculated over time as shown in FIG. .
Next, in S12, it is determined whether or not data collection for one hour has been completed. If it is determined that data collection for one hour has not been completed (S12: NO), the process returns to S10 and data collection is continued. On the other hand, when it is determined that the data collection for one hour has been completed (S12: YES), in S13, for example, as shown in the bar graphs of FIGS. Then, the variation (deviation) during one hour is calculated. At this time, the power generation output is integrated and a deviation (variation) is calculated.

そして、Ｓ１４において、電力偏差、発電出力を電力負荷で割った値を蓄積し、相関関数を算出する。   In S14, a value obtained by dividing the power deviation and the power generation output by the power load is accumulated, and a correlation function is calculated.

そして、Ｓ１５において、積算値、偏差を該当する曜日、時刻のデータに上書きする。すなわち、データベース３４に含まれる電力積算負荷データベース、電力負荷偏差データベース、予測積算熱負荷データベース、熱負荷偏差データベースには、電力積算負荷、電力負荷偏差、予測積算熱負荷、熱負荷偏差が曜日や季節などに区分して時刻毎に記憶されている。そこで、それらの各データベースに記憶されている既存の電力積算負荷、電力負荷偏差、予測積算熱負荷、熱負荷偏差を新たに算出した値に書き換える。   In S15, the integrated value and deviation are overwritten on the corresponding day of the week and time data. That is, the power integrated load database, the power load deviation database, the predicted integrated thermal load database, and the thermal load deviation database included in the database 34 include the power integrated load, the power load deviation, the predicted integrated thermal load, and the thermal load deviation on the day of the week or season. And is stored for each time. Therefore, the existing power integrated load, power load deviation, predicted integrated heat load, and thermal load deviation stored in each of these databases are rewritten to newly calculated values.

次に、Ｓ１６において、１日分のデータ収集を完了したか否かを判断する。１日分のデータ収集を完了していないと判断した場合には（Ｓ１６：ＮＯ）、Ｓ１０に戻ってデータ収集を継続する。一方、１日分のデータ収集を完了したと判断した場合には（Ｓ１６：ＹＥＳ）、Ｓ１７において、１日分の総熱負荷を算出する。すなわち、１時間間隔で算出した予測積算熱負荷をさらに積算して、熱機器１１が１日に消費する熱負荷を算出し、データベース３４に記憶する。   Next, in S16, it is determined whether or not data collection for one day has been completed. If it is determined that the data collection for one day has not been completed (S16: NO), the process returns to S10 and the data collection is continued. On the other hand, when it is determined that the data collection for one day is completed (S16: YES), the total heat load for one day is calculated in S17. That is, the predicted integrated heat load calculated at one hour intervals is further integrated to calculate the heat load consumed by the thermal device 11 in one day and stored in the database 34.

それから、Ｓ１８において、電力負荷と偏差から発電出力を決定する。例えば、発電出力を算出する回帰式（ｙ＝ａ×電力負荷＋ｂ×電力負荷偏差＋ｃ）にＳ１４で算出した電力負荷と電力負荷偏差を当てはめて、発電出力を算出する。これによると、電力負荷が変動する場合でも、発電出力を精度良く算出することができる。
そして、Ｓ１９において、発電出力から発電効率と熱回収率を決定する。例えば、家庭用コジェネシステムの起動停止時間が１万時間経過している場合には、データベース３４に含まれる発電効率曲線データベース、熱回収率曲線データベースから発電効率曲線Ｌ２（図３参照）と熱回収率曲線Ｌ４（図４参照）をそれぞれ選択し、選択した曲線Ｌ２，Ｌ４にＳ１８で求めた発電出力を当てはめて発電効率と熱回収率を算出する。この場合、発電効率と熱回収率に家庭用コジェネシステム１Ａの劣化が反映される。 Then, in S18, the power generation output is determined from the power load and the deviation. For example, the power generation output is calculated by applying the power load calculated in S14 and the power load deviation to the regression equation (y = a × power load + b × power load deviation + c) for calculating the power generation output. According to this, even when the power load fluctuates, the power generation output can be accurately calculated.
In S19, the power generation efficiency and the heat recovery rate are determined from the power generation output. For example, when the start / stop time of a household cogeneration system has passed 10,000 hours, the power generation efficiency curve L2 (see FIG. 3) and heat recovery from the power generation efficiency curve database and heat recovery rate curve database included in the database 34 The rate curve L4 (see FIG. 4) is selected, and the power generation efficiency and the heat recovery rate are calculated by applying the power generation output obtained in S18 to the selected curves L2 and L4. In this case, the deterioration of the home cogeneration system 1A is reflected in the power generation efficiency and the heat recovery rate.

そして、Ｓ２０において、Ｓ１１で計測した電力負荷、Ｓ２０で算出した発電効率、熱回収率から回収熱量を算出する。以上の処理が終了したら、Ｓ１０に戻ってデータの収集を継続する。   In S20, the recovered heat amount is calculated from the power load measured in S11, the power generation efficiency calculated in S20, and the heat recovery rate. When the above processing is completed, the process returns to S10 and data collection is continued.

尚、本実施の形態では、電力負荷等のサンプリング間隔を１分、積算値と偏差を求める時間間隔を１時間、総熱負荷の算出を１日に設定している。しかし、これらの時間間隔は、これに限るものではなく、マイクロコンピュータ２２Ａのデータ蓄積容量や処理速度を鑑みて任意に設定可能である。   In this embodiment, the sampling interval of the power load or the like is set to 1 minute, the time interval for obtaining the integrated value and the deviation is set to 1 hour, and the calculation of the total heat load is set to 1 day. However, these time intervals are not limited to this, and can be arbitrarily set in view of the data storage capacity and processing speed of the microcomputer 22A.

続いて、本実施の形態における家庭用コジェネシステム１Ａの運転制御システムの動作について図面を参照して説明する。図１０は、基本ロジックのフロー図である。
図１０に示す基本ロジックでは、先ず、Ｓ２１において、予測対象日１日の総熱負荷の全部を賄うように運転パターンを作成し、Ｓ２２において、予測対象日１日の総熱負荷を部分的に賄うように運転パターンを作成する。そして、Ｓ２３において、Ｓ２１で作成した運転パターンとＳ２２で作成した運転パターンとを比較して、最も一次エネルギー量が小さくなる運転パターンを選択して、コージェネレーションシステム１Ａの運転を決定する。あるいは、１日全熱負荷対応ロジックを実施せず、部分熱負荷対応ロジックだけを実施してもよい。Ｓ２１の１日全熱負荷対応ロジックは、特願２００３−１９２７１２号などで出願しているため説明を省略する。 Subsequently, the operation of the operation control system of the home cogeneration system 1A in the present embodiment will be described with reference to the drawings. FIG. 10 is a flowchart of basic logic.
In the basic logic shown in FIG. 10, first, in S21, an operation pattern is created so as to cover all of the total heat load on the prediction target day, and in S22, the total heat load on the prediction target day is partially determined. Create driving patterns to cover. In S23, the operation pattern created in S21 is compared with the operation pattern created in S22, and the operation pattern with the smallest primary energy amount is selected to determine the operation of the cogeneration system 1A. Alternatively, only the partial heat load support logic may be executed without executing the full heat load support logic for one day. Since the logic for handling all-day heat load in S21 has been filed in Japanese Patent Application No. 2003-192712, description thereof will be omitted.

続いて、Ｓ２２の部分熱負荷対応ロジックについて、図１１〜図１６のフロー図を参照して説明する。
部分熱負荷対応ロジックでは、予測対象日の総合エネルギー利用効率（以下、「総合利用効率」という。）のうち、総合利用効率が省エネ性増減分岐線（「しきい値」に相当するものであり、以下「分岐線」という。）より大きい範囲で仮起動時間と仮停止時間を設定し、仮起動時間と仮停止時間を順次ずらしながら運転パターンを作成し、最も一次エネルギー量が小さくなる運転パターンを選択するものである。また、運転パターンは、予測対象日と予測対象日翌日の２日分を含めて作成される。さらに、作成した運転パターンに従って家庭用コジェネシステム１Ａを運転したときに、熱回収量が貯湯タンク２の最大蓄熱量を超える場合には、貯湯タンク２の蓄熱量を超えないように運転パターンを作成する。 Next, the partial heat load handling logic of S22 will be described with reference to the flowcharts of FIGS.
In the partial heat load support logic, the total use efficiency is equivalent to the energy saving increase / decrease branch line (“threshold value”) of the total energy use efficiency (hereinafter referred to as “total use efficiency”) on the forecast date. (Hereinafter referred to as “branch line”) Temporary start time and temporary stop time are set in a larger range, and an operation pattern is created by sequentially shifting the temporary start time and temporary stop time. Is to select. In addition, the driving pattern is created including the prediction target date and the two days following the prediction target date. Furthermore, when the household cogeneration system 1A is operated according to the created operation pattern, if the heat recovery amount exceeds the maximum heat storage amount of the hot water storage tank 2, an operation pattern is created so as not to exceed the heat storage amount of the hot water storage tank 2 To do.

具体的には、部分熱負荷対応ロジックは、まず図１１のＳ２２０１において、予測対象日の予測電力負荷と偏差から発電量を算出し、発電量から発電効率、熱回収率を算出する（図１７参照）。このとき、例えば、図５のＳ１８で算出した発電出力、Ｓ２０で算出した発電効率、熱回収率のうち予測対象日に係るものをデータベース３４から読み出してもよい。
次に、Ｓ２２０２において、予測熱負荷と熱回収率から、予測対象日の熱負荷使用時までの放熱損を考慮した熱利用率を算出する。 Specifically, the partial heat load handling logic first calculates the power generation amount from the predicted power load and the deviation on the prediction target date in S2201 of FIG. 11, and calculates the power generation efficiency and the heat recovery rate from the power generation amount (FIG. 17). reference). At this time, for example, the power generation output calculated in S18 of FIG. 5, the power generation efficiency calculated in S20, and the heat recovery rate may be read from the database 34 for the prediction target date.
Next, in S2202, a heat utilization rate is calculated from the predicted heat load and the heat recovery rate in consideration of the heat dissipation loss until the heat load is used on the predicted date.

そして、Ｓ２２０３において、予測対象日の各時間毎に発電効率と熱利用効率とを加算し、総合利用効率を算出する。このとき、総合利用効率は、予測対象日とその翌日との２日分算出される。２日分算出するのは、使用者が予測対象日とその翌日にわたって連続して電力を消費したり、熱を消費したりする、夜型の生活パターン等に対応する必要が考えられるからである。そして、Ｓ２２０４において、一次エネルギー計算回数ｎに１を設定する。以上の処理を終了したら、図１８の概念図に示す領域Ｓ１を特定して仮運転パターンを作成し、一次エネルギー量Ｅ１を算出する。ここで算出する一次エネルギー量は、領域Ｓ１に発電機８を運転する運転パターンを実行する場合の２日分の一次エネルギー量をさす。そのため、このエネルギー量には、発電機８が消費する運転パターンのみならず、２日間の間に熱不足などでガスバーナ１４を使用する場合のガス量など、発電機８を運転しない場合に消費する一次エネルギー量も含む（後述する一次エネルギー量Ｅ２，Ｅ３も同様）。   In step S2203, the power generation efficiency and the heat use efficiency are added for each time on the prediction target date to calculate the total use efficiency. At this time, the total use efficiency is calculated for two days of the prediction target date and the next day. The reason for calculating for two days is that it is considered necessary for the user to cope with a night-type life pattern or the like that consumes power or heat continuously over the prediction target day and the next day. . In S2204, 1 is set to the number of primary energy calculations n. When the above processing is completed, a temporary operation pattern is created by specifying the region S1 shown in the conceptual diagram of FIG. 18, and the primary energy amount E1 is calculated. The primary energy amount calculated here refers to the primary energy amount for two days when the operation pattern for operating the generator 8 is executed in the region S1. Therefore, this amount of energy is consumed when the generator 8 is not operated, such as not only the operation pattern consumed by the generator 8 but also the amount of gas when the gas burner 14 is used due to lack of heat for two days. The primary energy amount is also included (the same applies to primary energy amounts E2 and E3 described later).

具体的には、Ｓ２２０５において、予測対象日の起動時間Ｔｓ１を０時に設定するとともに、停止時間Ｔｆｆを２３時に設定する。そして、Ｓ２２０６において、図１８の概念図に示すように、図１１のＳ２２０３で算出した総合利用効率をプロットし、その上に、省エネ性を検証するための分岐線を重ね合わせる。その結果、分岐線より上にある総合利用効率の領域（以下、「省エネ領域」という。）は、運転する程省エネ性となり、逆に分岐線より下にある総合利用効率の領域（以下、「増エネ領域」という。）は運転する程省エネ性を損なう（増エネ）となる領域であることを意味する。そこで、起動時間Ｔｓ１の総合利用効率が分岐線より大きいか否かを判断し、起動時間Ｔｓ１が省エネ領域の時間帯であるか否かを判断する。   Specifically, in S2205, the start time Ts1 for the prediction target date is set to 0 o'clock and the stop time Tff is set to 23:00. Then, in S2206, as shown in the conceptual diagram of FIG. 18, the total use efficiency calculated in S2203 of FIG. 11 is plotted, and a branch line for verifying energy saving performance is superimposed thereon. As a result, the area of total utilization efficiency above the branch line (hereinafter referred to as “energy saving area”) becomes more energy-saving as it operates, and conversely, the area of total utilization efficiency below the branch line (hereinafter referred to as “ "Increased energy area") means an area that loses energy (energy increase) as it is operated. Therefore, it is determined whether or not the total use efficiency of the activation time Ts1 is greater than the branch line, and it is determined whether or not the activation time Ts1 is in the time zone of the energy saving area.

図１８の概念図では、図１１のＳ２２０５で設定された起動時間「０時」は、総合利用効率が分岐線より小さいので（Ｓ２２０６：ＮＯ）、図１１のＳ２２０７において、起動時間Ｔｓ１を１時間遅らせ、再度Ｓ２２０６の処理を実行する。起動時間Ｔｓ１を１時間ずつずらして、総合利用効率が分岐線より大きくなる時間に設定したら（Ｓ２２０６：ＹＥＳ）、次に、Ｓ２２０８において、停止時間Ｔｆｆが分岐線より大きいか否かを判断し、停止時間Ｔｆｆが省エネ領域であるか否かを判断する。図１８の概念図では、停止時間「２３時」は、総合利用効率が分岐線より小さいため、Ｓ２２０９において、停止時間Ｔｆｆを１時間早まらせて、再度Ｓ２２０８の処理を実行する。停止時間Ｔｆｆを１時間ずつずらして、総合利用効率が分岐線より大きくなる時間に設定したら（Ｓ２２０８：ＹＥＳ）、図１１のＳ２２１０において、Ｓ２２０６〜Ｓ２２０７で設定した起動時間Ｔｓ１を仮停止時間Ｔｆ１とする。   In the conceptual diagram of FIG. 18, the activation time “0 hour” set in S2205 of FIG. 11 is less than the branch line (S2206: NO). Therefore, in S2207 of FIG. 11, the activation time Ts1 is set to 1 hour. The processing of S2206 is executed again after delaying. If the starting time Ts1 is shifted by one hour and set to a time when the total utilization efficiency is larger than the branch line (S2206: YES), then in S2208, it is determined whether or not the stop time Tff is larger than the branch line. It is determined whether or not the stop time Tff is in the energy saving region. In the conceptual diagram of FIG. 18, since the total use efficiency is smaller than the branch line at the stop time “23:00”, the stop time Tff is advanced one hour in S2209, and the process of S2208 is executed again. If the stop time Tff is shifted by one hour and set so that the total utilization efficiency becomes larger than the branch line (S2208: YES), the start time Ts1 set in S2206 to S2207 in S2210 of FIG. 11 is set as the temporary stop time Tf1. To do.

そして、Ｓ２２１１において、仮停止時間Ｔｆ１の総合利用効率が分岐線より小さいか否かを判断し、仮停止時間Ｔｆ１が増エネ領域の時間帯であるか否かを判断する。この時点では、仮停止時間Ｔｆ１は起動時間Ｔｓ１であり、総合利用効率が分岐線より大きいので（Ｓ２２１１：ＮＯ）、Ｓ２２１２において、仮停止時間Ｔｆ１を１時間遅らせ、再度Ｓ２２１１の処理を実行する。仮停止時間Ｔｆ１を１時間ずつ遅らせて、総合利用効率が分岐線より小さくなる時間に設定すると、省エネ領域Ｓ１が特定される。そこで、Ｓ２２１３において、省エネ領域Ｓ１の時間帯に家庭用コジェネシステム１Ａを運転した場合の一次エネルギー量Ｅ１を算出する。   In S2211, it is determined whether or not the total use efficiency of the temporary stop time Tf1 is smaller than the branch line, and it is determined whether or not the temporary stop time Tf1 is in the time zone of the increased energy region. At this time, the temporary stop time Tf1 is the activation time Ts1 and the total utilization efficiency is greater than the branch line (S2211: NO). Therefore, in S2212, the temporary stop time Tf1 is delayed by 1 hour, and the process of S2211 is executed again. When the temporary stop time Tf1 is delayed by one hour and set to a time when the total utilization efficiency is smaller than the branch line, the energy saving area S1 is specified. Therefore, in S2213, the primary energy amount E1 when the home cogeneration system 1A is operated in the time zone of the energy saving area S1 is calculated.

ここで、家庭用コジェネシステム１Ａは、貯湯タンク２が満湯になると、熱回収不能となり、システムを停止する、もしくは非効率な運転を行うこととなる。このような状況をできるだけ回避するため、図１２のＳ２２１４において、起動時間Ｔｓ１から停止時間Ｔｆｆまでの各時間の貯湯タンク２の残熱量を検出して、その残熱量が貯湯タンク２の貯湯許容熱量（容量）より大きいか否かを判断し、貯湯タンク２が満湯になる可能性を予測する。貯湯タンク２の残熱量が貯湯タンク２の貯湯許容熱量より大きくない場合には（Ｓ２２１４：ＮＯ）、貯湯タンク２が満水になる可能性がないので、そのままＳ２２１６に進む。   Here, in the domestic cogeneration system 1A, when the hot water storage tank 2 becomes full, heat cannot be recovered, and the system is stopped or an inefficient operation is performed. In order to avoid such a situation as much as possible, in S2214 of FIG. 12, the remaining heat amount of the hot water storage tank 2 for each time from the start time Ts1 to the stop time Tff is detected, and the remaining heat amount is the allowable hot heat storage amount of the hot water storage tank 2. It is determined whether or not the capacity is larger than the (capacity), and the possibility that the hot water storage tank 2 becomes full is predicted. When the remaining heat amount of the hot water storage tank 2 is not larger than the allowable hot water amount of the hot water storage tank 2 (S2214: NO), there is no possibility that the hot water storage tank 2 becomes full, and the process proceeds to S2216 as it is.

一方、貯湯タンク２の残熱量が貯湯タンク２の貯湯許容熱量より大きい場合には（Ｓ２２１４：ＹＥＳ）、貯湯タンク２が満湯になる可能性があるので、Ｓ２２１５において、省エネ領域Ｓ１内で起動時間Ｔｓ１を変更し、貯湯タンク２の残熱量が貯湯タンク２の貯湯許容熱量を超える時間を停止時間Ｔｆ１として、起動時間と停止時間の組み合わせが異なる運転パターンを再作成し、再作成した運転パターン毎に一次エネルギー量Ｅｍを計算する。そして、Ｓ２２１６において、すべての組み合わせに関わる一次エネルギー量Ｅｍの中で最小のものを選択し、一次エネルギー量Ｅ１に置き換える。   On the other hand, when the remaining heat amount of the hot water storage tank 2 is larger than the allowable hot water amount of the hot water storage tank 2 (S2214: YES), the hot water storage tank 2 may become full, so in S2215, it is activated in the energy saving area S1. The time Ts1 is changed, the time when the remaining heat amount of the hot water storage tank 2 exceeds the allowable hot water amount of the hot water storage tank 2 is set as the stop time Tf1, and the operation pattern with different combinations of the start time and the stop time is recreated. The primary energy amount Em is calculated every time. In S2216, the smallest primary energy amount Em associated with all combinations is selected and replaced with the primary energy amount E1.

それから、予測対象日翌日である２日目の一次エネルギー量を算出する。２日目の一次エネルギー量を算出するのは、１日目の省エネ性を適切に判断するためである。２日目の総合利用効率は、１日目に仮決めされた仮運転パターンによって変動し、２日目の省エネ性を考慮する観点から２日目の省エネ領域内で起動時間と停止時間を変えた仮運転パターンを１又は２以上作成し、そのうち一次エネルギー量ＥＥｑが最小となる仮運転パターンを選択する。そして、選択した２日目の仮運転パターンの一次エネルギー量ＥＥｑに１日目の仮運転パターンの一次エネルギー量Ｅ１を加算して、１日目の仮決めした仮運転パターンの一次エネルギー量Ｅ１とする。   Then, the primary energy amount on the second day which is the day after the prediction target day is calculated. The reason for calculating the primary energy amount on the second day is to appropriately determine the energy saving performance on the first day. The total usage efficiency on the second day varies depending on the temporary operation pattern temporarily determined on the first day, and the start time and stop time are changed within the energy saving area on the second day from the viewpoint of considering the energy saving performance on the second day. One or more temporary operation patterns are created, and a temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount EEq is selected. Then, by adding the primary energy amount E1 of the temporary operation pattern of the first day to the primary energy amount EEq of the selected temporary operation pattern of the second day, To do.

具体的には、図１３のＳ２２１７において、一次エネルギー量計算回数ｑに１を設定する。そして、Ｓ２２１８において、起動時間Ｔｓ２を２４時に設定し、停止時間Ｔｆｆｆを４７時に設定する。なお、起動時間Ｔｓ２は、１日目の停止時間Ｔｆｆに設定してもよい。そして、図１３のＳ２２１９〜Ｓ２２２６において、図１１のＳ２２０６〜Ｓ２２１３と同様の処理を実行し、図１８の省エネ領域ＳＳ１を特定して一次エネルギー量ＥＥ１を算出する。そして、図１４のＳ２２２７〜Ｓ２２２９において、図１２のＳ２２１４〜Ｓ２２１６と同様の処理を実行し、貯湯タンク２に熱回収できない可能性がある場合には、貯湯許容量を考慮して省エネ領域ＳＳ１内で起動時間Ｔｓ１と仮停止時間Ｔｆ２を設定し直し、設定変更後の一次エネルギー量ＥｒをＳ２２２６で算出した一次エネルギー量ＥＥ１と置き換える。   Specifically, in S2217 of FIG. 13, 1 is set to the primary energy amount calculation number q. In S2218, the activation time Ts2 is set to 24:00, and the stop time Tfff is set to 47:00. The activation time Ts2 may be set to the stop time Tff on the first day. Then, in S2219 to S2226 in FIG. 13, the same processing as in S2206 to S2213 in FIG. 11 is executed, the energy saving area SS1 in FIG. 18 is specified, and the primary energy amount EE1 is calculated. Then, in S2227 to S2229 in FIG. 14, the same processing as in S2214 to S2216 in FIG. 12 is executed, and if there is a possibility that heat cannot be recovered in the hot water storage tank 2, the hot water storage allowable amount is taken into consideration in the energy saving area SS1. Then, the activation time Ts1 and the temporary stop time Tf2 are reset, and the primary energy amount Er after the setting change is replaced with the primary energy amount EE1 calculated in S2226.

それから、図１５のＳ２２３０において、仮停止時間Ｔｆ２より１時間前の時間が２日目の停止時間Ｔｆｆｆであるか否かを判断し、２日目の一次エネルギー量ＥＥｑの算出が終了したか否かを判断する。仮停止時間Ｔｓ１が停止時間Ｔｆｆｆではない場合には（Ｓ２２３０：ＮＯ）、Ｓ２２３１において、一次エネルギー量の計算回数ｑを１回増やした後、Ｓ２２３２において、仮停止時間Ｔｓ２を１時間遅らせる。そして、Ｓ２２３３において、仮停止時間Ｔｆ２の総合利用効率が分岐線より大きいか否かを判断し、再度省エネ性を確保できる時間を探す。仮停止時間Ｔｓ２の総合利用効率が分岐線より大きくない場合には（Ｓ２２３３：ＮＯ）、Ｓ２２３２において、仮停止時間Ｔｓ２を１時間遅らせた後、Ｓ２２３３の処理を再実行する。仮停止時間Ｔｓ２を１時間ずつずらして、総合利用効率が分岐線をより大きくなる時間にすると（Ｓ２２３３：ＹＥＳ）、省エネ領域ＳＳ１と増エネ領域ＳＳ２を含む領域が特定される。   Then, in S2230 of FIG. 15, it is determined whether or not the time one hour before the temporary stop time Tf2 is the stop time Tfff on the second day, and whether or not the calculation of the primary energy amount EEq on the second day has ended. Determine whether. If the temporary stop time Ts1 is not the stop time Tfff (S2230: NO), the primary energy amount calculation number q is increased by 1 in S2231, and then the temporary stop time Ts2 is delayed by 1 hour in S2232. In step S2233, it is determined whether or not the total utilization efficiency of the temporary stop time Tf2 is greater than the branch line, and a time in which energy saving performance can be ensured is searched again. If the total utilization efficiency of the temporary stop time Ts2 is not greater than the branch line (S2233: NO), after delaying the temporary stop time Ts2 by 1 hour in S2232, the processing of S2233 is executed again. If the temporary stop time Ts2 is shifted by one hour to make the total utilization efficiency a time when the branch line becomes larger (S2233: YES), a region including the energy saving region SS1 and the energy increase region SS2 is specified.

その後、図１３に戻ってＳ２２２４、Ｓ２２２５を実行することにより、省エネ領域ＳＳ１、増エネ領域ＳＳ２、省エネ領域ＳＳ３を含む領域を特定し、その領域の一次エネルギー量ＥＥ２を算出する。そして、Ｓ２２２７〜Ｓ２２２９を実行し、貯湯タンク２に熱回収できなくなる可能性があるときには、貯湯許容量を考慮して省エネ領域ＳＳ１と増エネ領域ＳＳ２の範囲内で起動時間と停止時間をずらし、一次エネルギー量Ｅｒが最小となる起動時間と停止時間を選択する。そして、選択した運転パターンの一次エネルギー量ＥｒをＳ２２２６で設定した一次エネルギー量ＥＥ２と置き換える。   Then, returning to FIG. 13, by executing S2224 and S2225, the region including the energy saving region SS1, the energy increasing region SS2, and the energy saving region SS3 is specified, and the primary energy amount EE2 of the region is calculated. Then, when S2227 to S2229 are executed and there is a possibility that heat cannot be recovered in the hot water storage tank 2, the start time and the stop time are shifted within the range of the energy saving area SS1 and the energy increase area SS2 in consideration of the hot water storage capacity. A start time and a stop time that minimize the primary energy amount Er are selected. Then, the primary energy amount Er of the selected operation pattern is replaced with the primary energy amount EE2 set in S2226.

そして、図１５のＳ２２３０において、仮停止時間Ｔｆ２より１時間前の時間が２日目の停止時間Ｔｆｆｆであるか否かを判断する。仮停止時間Ｔｆ２より１時間前の時間が停止時間Ｔｆｆｆである場合には（Ｓ２２３０：ＹＥＳ）、Ｓ２２３４において、起動時間Ｔｓ２〜停止時間Ｔｆｆｆまでに総合利用効率が分岐線より小さい時間があるか否かを判断する。この時点では、起動時間Ｔｓ２から停止時間Ｔｆｆまでに増エネ領域ＳＳ２が存在するため（Ｓ２２３４：ＹＥＳ）、Ｓ２２３５において、起動時間Ｔｓ２を１時間遅らせて、Ｓ２２３６において、一次エネルギー量の計算回数ｑを１回増加する。そして、Ｓ２２３７とＳ２２３８において、起動時間Ｔｓ２をずらしながら総合利用効率が分岐線より下になる時間を探した後、さらに、Ｓ２２３９とＳ２２４０において、Ｓ２２３７とＳ２２３８で探した起動時間Ｔｓ２の総合利用効率が分岐線より上になる時間を探す。つまり、Ｓ２２３７〜Ｓ２２４０の処理を実行することにより、省エネ領域ＳＳ３を探す。   Then, in S2230 of FIG. 15, it is determined whether or not the time one hour before the temporary stop time Tf2 is the stop time Tfff on the second day. If the time one hour before the temporary stop time Tf2 is the stop time Tfff (S2230: YES), in S2234, is there a time during which the total use efficiency is smaller than the branch line from the start time Ts2 to the stop time Tfff? Determine whether. At this time, since there is an increased energy region SS2 from the start time Ts2 to the stop time Tff (S2234: YES), the start time Ts2 is delayed by 1 hour in S2235, and the number of times of calculation of the primary energy amount q is set in S2236. Increase once. In S2237 and S2238, after searching for a time when the total usage efficiency falls below the branch line while shifting the startup time Ts2, the total usage efficiency of the startup time Ts2 searched in S2237 and S2238 is further determined in S2239 and S2240. Look for time above the branch line. That is, the energy saving area SS3 is searched for by executing the processes of S2237 to S2240.

その後、図１３のＳ２２２３〜Ｓ２２２６を実行し、図１８に示す省エネ領域ＳＳ２の一次エネルギー量ＥＥ３を算出し、図１４のＳ２２２７〜Ｓ２２２９を実行することにより、熱回収量を考慮して省エネ領域ＳＳ２内で起動時間Ｔｓ２と仮停止時間Ｔｆ２を設定し直し、その一次エネルギー量Ｅｒを一次エネルギー量ＥＥ３に置き換える。そして、図１５のＳ２２３０において、仮停止時間Ｔｓ２の１時間前の時間が停止時間Ｔｆｆｆであるか否かを判断する。この時点では、仮停止時間Ｔｓ２の１時間前の時間が停止時間Ｔｆｆｆであるので（Ｓ２２３０：ＹＥＳ）、Ｓ２２３４において、起動時間Ｔｓ１から停止時間Ｔｆｆｆまでに総合利用効率が分岐線より下になる時間があるか否かを判断する。またこのとき、省エネ領域ＳＳ２のみの一次エネルギー量ＥＥ３を算出しているため（Ｓ２２３４：ＮＯ）、Ｓ２２４１において、一次エネルギー量ＥＥ１、ＥＥ２、ＥＥ３（図１８参照）の中で最小のものを選び、これに基づいて２日目の起動時間と停止時間を決定する。   Thereafter, S2223 to S2226 in FIG. 13 are executed to calculate a primary energy amount EE3 in the energy saving area SS2 shown in FIG. 18 and by executing S2227 to S2229 in FIG. The start time Ts2 and the temporary stop time Tf2 are reset within the range, and the primary energy amount Er is replaced with the primary energy amount EE3. Then, in S2230 of FIG. 15, it is determined whether or not the time one hour before the temporary stop time Ts2 is the stop time Tfff. At this time, since the time one hour before the temporary stop time Ts2 is the stop time Tfff (S2230: YES), in S2234, the total utilization efficiency falls below the branch line from the start time Ts1 to the stop time Tfff. Judge whether there is. At this time, since the primary energy amount EE3 is calculated only in the energy saving region SS2 (S2234: NO), in S2241, the smallest primary energy amount EE1, EE2, EE3 (see FIG. 18) is selected, Based on this, the start time and stop time on the second day are determined.

そして、Ｓ２２４２において、１日目の省エネ領域Ｓ１の一次エネルギー量Ｅ１と、Ｓ２２４１で設定した２日目の一次エネルギー量ＥＥｑとを加算し、予測対象日の一次エネルギー量Ｅ１と仮決めする。その後、図１６のＳ２２４３に進む。   In S2242, the primary energy amount E1 of the energy saving area S1 on the first day and the primary energy amount EEq on the second day set in S2241 are added to temporarily determine the primary energy amount E1 of the prediction target day. Thereafter, the process proceeds to S2243 in FIG.

Ｓ２２４３以降の処理では、図１８の省エネ領域Ｓ１、増エネ領域Ｓ２、省エネ領域Ｓ３を含む領域の時間帯で起動時間と停止時間を設定した仮運転パターンを作成し、当該仮運転パターンの一次エネルギー量Ｅ２を２日目の一次エネルギー量ＥＥｑを含めて算出する。   In the processing after S2243, a temporary operation pattern in which the start time and the stop time are set in the time zone of the region including the energy saving region S1, the energy increasing region S2, and the energy saving region S3 in FIG. 18 is created, and the primary energy of the temporary operation pattern is generated. The amount E2 is calculated including the primary energy amount EEq on the second day.

図１６のＳ２２４３において、１日目の仮停止時間Ｔｆ１の１時間前の時間が１日目の停止時間Ｔｆｆか否かを判断する。この時点では、１日目の仮停止時間Ｔｆ１は、図１８に示すように、省エネ領域Ｓ１の最終時間であり、停止時間Ｔｆｆではないため（Ｓ２２４３：ＮＯ）、Ｓ２２４４に進む。図１６のＳ２２４４〜Ｓ２２４６までの処理は、図１５のＳ２２３１〜Ｓ２２３３と同様であり、図１８に示す増エネ領域Ｓ２を探す。それから、図１１のＳ２２１１に進む。そして、Ｓ２２１１〜Ｓ２２１３の処理を実行することにより、省エネ領域Ｓ１、増エネ領域Ｓ２、省エネ領域Ｓ３を含む領域を特定し、その領域の一次エネルギー量Ｅ２を算出する。そして、図１２のＳ２２１４〜Ｓ２２１６を実行して、熱回収できないおそれがあるときには、熱回収量を考慮してＳ２２１３で設定した起動時間と停止時間を設定し直し、一次エネルギー量Ｅ２を設定し直す。そして、図１３〜図１５に示す処理を実行して２日目に一次エネルギー量が最小となる起動時間と停止時間を設定し、１日目の一次エネルギー量Ｅ２と２日目の一次エネルギー量ＥＥｑを加算して、１日目の一次エネルギー量Ｅ２に仮決めする。その後、図１６のＳ２２４３に進む。   In S2243 of FIG. 16, it is determined whether or not the time one hour before the temporary stop time Tf1 on the first day is the stop time Tff on the first day. At this time, the temporary stop time Tf1 on the first day is the final time of the energy saving area S1 as shown in FIG. 18 and is not the stop time Tff (S2243: NO), so the process proceeds to S2244. The processing from S2244 to S2246 in FIG. 16 is the same as S2231 to S2233 in FIG. 15, and the increased energy region S2 shown in FIG. 18 is searched. Then, the process proceeds to S2211 in FIG. And the area | region containing the energy saving area | region S1, the energy increase area | region S2, and the energy saving area | region S3 is specified by performing the process of S2211 to S2213, and the primary energy amount E2 of the area | region is calculated. Then, when S2214 to S2216 in FIG. 12 are executed and there is a possibility that heat cannot be recovered, the start-up time and stop time set in S2213 are reset in consideration of the heat recovery amount, and the primary energy amount E2 is reset. . Then, the processes shown in FIGS. 13 to 15 are executed to set the start time and the stop time at which the primary energy amount is minimized on the second day, and the primary energy amount E2 on the first day and the primary energy amount on the second day. EEq is added to temporarily determine the primary energy amount E2 on the first day. Thereafter, the process proceeds to S2243 in FIG.

これ以降では、図１８の省エネ領域Ｓ３の時間帯で起動時間と停止時間を設定した仮運転パターンを作成し、当該仮運転パターンの一次エネルギー量Ｅ３を２日目の一次エネルギー量ＥＥｑを含めて算出する。省エネ領域Ｓ２以降は、省エネ領域が存在しないため、これまでに算出した一次エネルギー量Ｅ１、Ｅ２、Ｅ３を比較して、一次エネルギー量Ｅｎが最小となる仮運転パターンを選択し、それに従って起動時間と停止時間を決定する。   Thereafter, a temporary operation pattern in which the start time and the stop time are set in the time zone of the energy saving region S3 in FIG. 18 is created, and the primary energy amount E3 of the temporary operation pattern including the primary energy amount EEq on the second day is included. calculate. Since there is no energy saving area after the energy saving area S2, the primary energy amounts E1, E2, and E3 calculated so far are compared, and a temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount En is selected. And determine the stop time.

すなわち、まず図１６のＳ２２４３において、１日目の仮停止時間Ｔｆ１の１時間前の時間が停止時間Ｔｆｆであるか否かを判断する。この時点では、１日目の仮停止時間Ｔｆ１の１時間前の時間が停止時間Ｔｆｆであるため（Ｓ２２４３：ＹＥＳ）、Ｓ２２４７において、起動時間Ｔｓ１〜停止時間Ｔｆｆまでに総合利用効率が分岐線より下になる時間があるか否かを判断する。この時点では、増エネ領域Ｓ２が存在するので（Ｓ２２４７：ＹＥＳ）、Ｓ２２４８において、起動時間Ｔｓ１を１時間を遅らせる。そして、Ｓ２２４９〜Ｓ２２５３において、図１５のＳ２２３６〜Ｓ２２４０と同様の処理を実行し、増エネ領域Ｓ２の終了時間を特定する。それから、図１３のＳ２２１０〜図１４のＳ２２２９までの処理を実行し、省エネ領域Ｓ３を特定し、その一次エネルギー量Ｅ３を貯湯タンク２の貯湯許容量を考慮して算出する。   That is, first, in S2243 of FIG. 16, it is determined whether or not the time one hour before the temporary stop time Tf1 on the first day is the stop time Tff. At this time, since the time one hour before the temporary stop time Tf1 of the first day is the stop time Tff (S2243: YES), in S2247, the total utilization efficiency is from the branch line from the start time Ts1 to the stop time Tff. Determine if there is time to go down. At this time, since the energy increase area S2 exists (S2247: YES), the activation time Ts1 is delayed by 1 hour in S2248. In S2249 to S2253, processing similar to that in S2236 to S2240 in FIG. 15 is executed to specify the end time of the increased energy region S2. Then, the processing from S22010 of FIG. 13 to S2229 of FIG. 14 is executed, the energy saving area S3 is specified, and the primary energy amount E3 is calculated in consideration of the hot water storage allowable amount of the hot water storage tank 2.

そして、図１３〜図１５に示す処理を実行して２日目に一次エネルギー量ＥＥｑが最小となる起動時間と停止時間を設定し、１日目の一次エネルギー量Ｅ３と２日目の一次エネルギー量ＥＥｑを加算して、１日目の一次エネルギー量Ｅ３に置き換える。その後、図１６のＳ２２４３に進む。   Then, the processes shown in FIGS. 13 to 15 are executed, the start time and the stop time at which the primary energy amount EEq is minimized on the second day, the first day primary energy amount E3 and the second day primary energy. The amount EEq is added and replaced with the primary energy amount E3 on the first day. Thereafter, the process proceeds to S2243 in FIG.

図１６のＳ２２４３では、仮停止時間Ｔｆ１の１時間前が停止時間Ｔｆｆであるか否かを判断する。この時点では、仮停止時間Ｔｆ１の１時間前が停止時間Ｔｆｆであるので（Ｓ２２４３：ＹＥＳ）、Ｓ２２４７において、起動時間Ｔｓ１〜停止時間Ｔｆｆまでの総合利用効率が分岐線より小さい時間があるか否かを判断する。この時点では、省エネ領域Ｓ３の一次エネルギー量Ｅ３を算出しているので（Ｓ２２４７：ＮＯ）、Ｓ２２５４に進む。そして、Ｓ２２５４において、一次エネルギー量Ｅ１、Ｅ２、Ｅ３のうち最小のものを選択し、それに基づいて予測対象日の起動時間と停止時間を決定する。例えば、一次エネルギー量Ｅ２が最小である場合には、起動時間Ｔ１、停止時間Ｔ２として予測電力負荷に追従して運転する運転パターンを選択し、予測対象日にはその運転パターンに従って家庭用コジェネシステム１Ａを運転する。   In S2243 of FIG. 16, it is determined whether or not one hour before the temporary stop time Tf1 is the stop time Tff. At this time, since one hour before the temporary stop time Tf1 is the stop time Tff (S2243: YES), in S2247, there is a time when the total use efficiency from the start time Ts1 to the stop time Tff is smaller than the branch line. Determine whether. At this time, since the primary energy amount E3 of the energy saving area S3 is calculated (S2247: NO), the process proceeds to S2254. In step S2254, the minimum amount of the primary energy amounts E1, E2, and E3 is selected, and the start time and stop time of the prediction target day are determined based on the selected one. For example, when the primary energy amount E2 is minimum, an operation pattern for driving following the predicted power load is selected as the start time T1 and the stop time T2, and the household cogeneration system is selected according to the operation pattern on the prediction target day. Drive 1A.

従って、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ａの運転制御システムによれば、予測対象日の予測電力負荷の偏差を算出する電力負荷処理手段２５（図５のＳ１３）と、予測電力負荷と、電力負荷処理手段２５が算出する予測電力負荷の偏差とから発電量を算出する発電出力演算手段４１（図１１のＳ２２０１）と、予測熱負荷と、発電出力演算手段が算出する発電量とから予測対象日の総合利用効率を所定時間毎に算出する総合利用効率算出手段４２（図１１のＳ２２０３）と、総合利用効率がしきい値を超える時間を指標としつつ（図１８の省エネ領域Ｓ１、Ｓ２）で起動時間と停止時間をずらし、１又は２以上の仮運転パターンを作成する仮運転パターン作成手段２７と、仮運転パターン毎に一次エネルギー量Ｅ１，Ｅ２，Ｅ３を算出する一次エネルギー量算出手段２８と（図１１のＳ２２０５〜Ｓ２２５３）、一次エネルギー量Ｅｎが最小となる仮運転パターンを選択する運転パターン選択手段２９（図１１のＳ２２５４）と、を有しており、予測対象日１日の総熱負荷を賄うように家庭用コジェネシステム１Ａの運転パターンを決定することはせず、省エネ性を確保しうる時間帯を中心に家庭用コジェネシステム１Ａを運転するので、熱負荷全量を賄うために非効率な低電力負荷時に家庭用コジェネシステム１Ａを運転することが少なくなり、省エネ性を確保することができる。   Therefore, according to the operation control system of the home cogeneration system 1A of the present embodiment, the power load processing means 25 (S13 in FIG. 5) that calculates the deviation of the predicted power load on the prediction target day, the predicted power load, Prediction from the power generation output calculation means 41 (S2201 in FIG. 11) for calculating the power generation amount from the deviation of the predicted power load calculated by the power load processing means 25, the predicted heat load, and the power generation amount calculated by the power generation output calculation means. Total utilization efficiency calculating means 42 (S2203 in FIG. 11) for calculating the total utilization efficiency of the target day every predetermined time, and using the time when the total utilization efficiency exceeds the threshold as an index (energy saving areas S1, S2 in FIG. 18) ), The start time and the stop time are shifted, and the temporary operation pattern generation means 27 for generating one or more temporary operation patterns, and the primary energy amounts E1, E2, E3 for each of the temporary operation patterns. Primary energy amount calculation means 28 to be output (S2205 to S2253 in FIG. 11), and operation pattern selection means 29 (S2254 in FIG. 11) to select a temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount En. Because the operation pattern of the home cogeneration system 1A is not determined so as to cover the total heat load on the prediction target day, the home cogeneration system 1A is operated mainly in a time zone where energy saving can be secured. In order to cover the entire heat load, the household cogeneration system 1A is less likely to be operated at an inefficient low power load, and energy saving can be ensured.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ａの運転制御システムによれば、仮運転パターン作成手段２７が、予測対象日と予測対象日翌日とを含む仮運転パターンを作成するので（図１８参照）、予測対象日翌日の省エネ性も考慮して、予測対象日の運転パターンを適切に決定することができる。   Further, according to the operation control system of the home cogeneration system 1A of the present embodiment, the provisional operation pattern creation means 27 creates a provisional operation pattern including the prediction target date and the prediction target day (see FIG. 18). ), The driving pattern of the prediction target day can be appropriately determined in consideration of the energy saving performance on the next day of the prediction target day.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ａの運転制御システムによれば、仮運転パターン毎に貯湯タンク２の残熱量を算出する熱負荷処理手段２６と、残熱量と貯湯タンク２の貯湯許容量（最大蓄熱量）とを比較し、残熱量が貯湯許容量を超える仮運転パターンが存在するときに、貯湯タンク２の残熱量が貯湯タンク２の貯湯許容量を超えないことを条件として当該仮運転パターンの起動時間と停止時間をずらした１又は２以上の仮運転パターンを再作成し、一次エネルギー量Ｅｍが最小となる仮運転パターンを選択し、既存の仮運転パターンと置き換える仮運転パターン置換手段４４と、を有しており（図１１のＳ２２１４〜Ｓ２２１６）、貯湯タンク２での貯湯可能な熱量を考慮し、現状を適切に捉えた運転計画を行うことができるので、予測の省エネ性より実際の方が大きく低下することを回避することができる。つまり、システム停止もしくは非効率な運転により省エネ性を悪化させることなく運転パターンを作成することができる。   Moreover, according to the operation control system of the domestic cogeneration system 1A of the present embodiment, the thermal load processing means 26 that calculates the residual heat amount of the hot water storage tank 2 for each temporary operation pattern, the residual heat amount and the hot water storage permit of the hot water storage tank 2 The capacity (maximum heat storage amount) is compared, and when there is a temporary operation pattern in which the residual heat amount exceeds the allowable hot water storage amount, the residual heat amount of the hot water storage tank 2 does not exceed the allowable hot water storage amount of the hot water storage tank 2 Recreate one or more temporary operation patterns with the start time and stop time of the temporary operation pattern shifted, select the temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount Em, and replace the existing temporary operation pattern Replacement means 44 (S2214 to S2216 in FIG. 11), and considering the amount of heat that can be stored in the hot water storage tank 2, an operation plan that appropriately captures the current situation can be performed. Runode, it is possible to avoid that the actual people than energy saving of the prediction is greatly reduced. That is, an operation pattern can be created without deteriorating energy saving performance due to system stoppage or inefficient operation.

なお、上記実施の形態では、総合利用効率を用いて省エネ性を判断したが、発電効率を用いてもよい。総合利用効率は、熱負荷の放熱損を考慮した熱利用率を含み、精度良く算出することが困難であるが、発電効率であれば、家庭用コジェネシステム１Ａに起因して変動するため、精度良く算出することが可能である。かかる発電効率を総合利用効率と別に設けた分岐線と比較することにより、総合利用効率とほぼ同様の省エネ領域を特定し、起動時間と運転時間を決定することが可能である。   In the above embodiment, the energy saving performance is determined using the total use efficiency, but the power generation efficiency may be used. The total utilization efficiency includes the heat utilization rate considering the heat dissipation loss of the heat load, and it is difficult to calculate with high accuracy. However, if the power generation efficiency is varied, it varies due to the household cogeneration system 1A. It is possible to calculate well. By comparing the power generation efficiency with a branch line provided separately from the total use efficiency, it is possible to specify an energy saving area substantially similar to the total use efficiency, and to determine the start-up time and the operation time.

（第２実施の形態）
次に、本発明の家庭用コジェネシステムの運転制御システムに係る第２実施の形態を図面を参照して説明する。
本実施の形態も、家庭用コジェネシステム１Ｂに適用される。第１実施の形態では、過去のデータ（電力負荷、電力負荷偏差、熱負荷など）を用いて家庭用コジェネシステム１Ａの運転パターンを決定したが、実際の電力負荷や熱負荷は様々な要因で変動する。そのため、過去のデータに基づいて運転パターンを決定するだけでは、予測外れが発生する可能性がある。そのため、本実施の形態では、電力負荷変動や熱負荷変動を見て、リスク管理するよう構成されている。なお、本実施の形態では、第１実施の形態と異なる点について説明し、第１実施の形態と共通する点については図面に同一符号を付し、説明を適宜省略する。 (Second Embodiment)
Next, a second embodiment according to the operation control system of the home cogeneration system of the present invention will be described with reference to the drawings.
This embodiment is also applied to the home cogeneration system 1B. In the first embodiment, the operation pattern of the home cogeneration system 1A is determined using past data (power load, power load deviation, heat load, etc.), but the actual power load and heat load are due to various factors. fluctuate. For this reason, simply determining the driving pattern based on past data may cause a prediction error. For this reason, the present embodiment is configured to perform risk management by looking at power load fluctuations and heat load fluctuations. In the present embodiment, points that are different from the first embodiment will be described, the same points as those in the first embodiment will be denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted as appropriate.

図１９は、家庭用コジェネシステム１Ｂの概略構成図である。
本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂは、発電機５１が放熱ラジエータ５２とアイドリング手段５３を有する点で第１実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ａと異なる。放熱ラジエータ５２は、発電機５１の排熱を放熱するためのものである。また、アイドリング手段５３は、発電機５１をアイドリングさせるものである。 FIG. 19 is a schematic configuration diagram of a home cogeneration system 1B.
The home cogeneration system 1B of the present embodiment is different from the home cogeneration system 1A of the first embodiment in that the generator 51 includes a heat radiator 52 and idling means 53. The heat dissipation radiator 52 is for radiating the exhaust heat of the generator 51. The idling means 53 is for idling the generator 51.

図２０は、マイクロコンピュータ２２Ｂのブロック図である。
マイクロコンピュータ２２Ｂは、基本的に第１実施の形態のマイクロコンピュータ２２Ａと同様の構成を有するが、さらに、負荷変動修正手段５０と、その負荷変動修正手段５０に含まれる電力負荷変動修正手段５０Ａ、フィードバック制御手段５０Ｂ、ハイリスク修正手段５０Ｃを有する点で第１実施の形態と相違している。 FIG. 20 is a block diagram of the microcomputer 22B.
The microcomputer 22B basically has the same configuration as the microcomputer 22A of the first embodiment, but further includes a load fluctuation correcting means 50 and a power load fluctuation correcting means 50A included in the load fluctuation correcting means 50. The present embodiment is different from the first embodiment in that it includes feedback control means 50B and high risk correction means 50C.

負荷変動修正手段５０は、電力負荷変動又は熱負荷変動が生じたときに、その負荷変動に応じて、図１０に示す基本ロジックで決定された運転パターンを修正するものである。負荷変動修正手段５０は、１日１回程度、０時などの運転パターン計画段階時に実施する電力負荷変動修正手段５０Ａ、ハイリスク修正手段５０Ｃと、予測対象日の所定時刻毎（例えば、毎時刻）に実施するフィードバック制御手段５０Ｂとを備える。   The load fluctuation correcting means 50 corrects the operation pattern determined by the basic logic shown in FIG. 10 according to the load fluctuation when the power load fluctuation or the thermal load fluctuation occurs. The load fluctuation correcting means 50 includes a power load fluctuation correcting means 50A and a high risk correcting means 50C that are executed at an operation pattern planning stage such as about 0:00 once a day, every predetermined time (for example, every hour) And feedback control means 50B to be implemented.

電力負荷変動修正手段５０Ａは、電力負荷変動があり、熱負荷変動がない場合における運転計画手法を実行するものである。
また、ハイリスク修正手段５０Ｃは、電力負荷も熱負荷も習慣的に発生しない、つまり発生確率の小さい日に対応する運転計画手法を実行するものである。
さらに、フィードバック制御手段５０Ｂは、当初の負荷計画及び運転計画に対して大きなズレが発生した場合に、そのズレに応じて、その時以降の運転計画を修正するものである。また、貯湯タンクの熱回収状況に応じて、発電機５１の放熱ラジエータ５２とアイドリング手段５３を制御する。 The power load fluctuation correcting means 50A executes the operation planning method when there is a power load fluctuation and no thermal load fluctuation.
Further, the high risk correcting means 50C executes an operation planning method corresponding to a day in which neither an electric load nor a thermal load is habitually generated, that is, an occurrence probability is low.
Furthermore, the feedback control means 50B corrects the operation plan after that time according to the deviation when a large deviation occurs with respect to the initial load plan and the operation plan. Further, the heat radiation radiator 52 and the idling means 53 of the generator 51 are controlled according to the heat recovery status of the hot water storage tank.

続いて、本実施の形態に係る家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムの動作について説明する。
本実施の形態に係る家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムは、予測対象日の運転パターンを計画する段階で負荷変動を考慮してどのような負荷を設定するかを決定する。
また、本実施の形態に係る家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムは、予測対象日当日に計画した運転パターンに従って家庭用コジェネシステム１Ｂの運転を制御するときに、負荷変動を所定時間間隔（例えば、１時間間隔）で監視し、負荷変動に応じて家庭用コジェネシステム１Ｂをフィードバック制御する。 Next, the operation of the operation control system of the home cogeneration system 1B according to the present embodiment will be described.
The operation control system of the home cogeneration system 1B according to the present embodiment determines what load is set in consideration of load fluctuation at the stage of planning the operation pattern of the prediction target day.
In addition, the operation control system of the home cogeneration system 1B according to the present embodiment controls load fluctuations at predetermined time intervals (for example, when the operation of the home cogeneration system 1B is controlled according to the operation pattern planned on the prediction target day. 1 hour interval), and feedback control of the home cogeneration system 1B is performed according to the load fluctuation.

図２１は、負荷の予測発生確率が小さい場合に対する運転計画ロジックを示すフロー図である。
負荷変動に対応する計算ロジックは、予測対象日の運転パターンを計画する段階に実行され、予測対象日の負荷を設定する処理を決定する。 FIG. 21 is a flowchart showing the operation plan logic when the predicted occurrence probability of load is small.
The calculation logic corresponding to the load fluctuation is executed at the stage of planning the operation pattern of the prediction target day, and determines the process for setting the load on the prediction target day.

まず、Ｓ３１において、熱負荷の予測に対するバラツキの変動があるか否かを判断し、熱負荷の予測に対するバラツキの変動がないと判断した場合には（Ｓ３１：ＮＯ）、Ｓ３２において、電力負荷変動があるか否かを判断する。電力負荷変動がない場合には（Ｓ３２ＮＯ）、Ｓ３３において、過去のデータから予測する負荷設定を修正しないことを決定し、処理を終了する。一方、電力負荷変動があると判断した場合には（Ｓ３２：ＹＥＳ）、Ｓ３４において、電力負荷変動修正手段により負荷設定を行うことを決定してから、処理を終了する。   First, in S31, it is determined whether or not there is a variation in the variation with respect to the prediction of the thermal load. When it is determined that there is no variation in the variation in the prediction of the thermal load (S31: NO), in S32, the variation in the power load is determined. Judge whether there is. If there is no power load fluctuation (NO in S32), it is determined in S33 that the load setting predicted from the past data is not corrected, and the process is terminated. On the other hand, if it is determined that there is a power load fluctuation (S32: YES), in S34, it is determined that the load setting is performed by the power load fluctuation correcting means, and then the process is terminated.

一方、熱負荷の予測に対するバラツキの変動があると判断した場合には（Ｓ３１：ＹＥＳ）、Ｓ３５において、電力負荷変動があるか否かを判断する。電力負荷変動がないと判断した場合には（Ｓ３５：ＮＯ）、Ｓ３３において、過去のデータから予測する負荷設定を修正しないことを決定し、処理を終了する。これに対し、電力負荷変動があると判断した場合には（Ｓ３５：ＹＥＳ）、Ｓ３７において、ハイリスク修正手段により負荷設定を行うことを決定してから、処理を終了する。そして、決定した方法で予測対象日の負荷設定を行い、設定した負荷を用いて運転パターンを作成する。   On the other hand, when it is determined that there is a variation in variation with respect to the prediction of the heat load (S31: YES), it is determined in S35 whether there is a power load variation. If it is determined that there is no power load fluctuation (S35: NO), in S33, it is determined not to modify the load setting predicted from past data, and the process is terminated. On the other hand, when it is determined that there is a power load fluctuation (S35: YES), in S37, it is determined that the load setting is performed by the high risk correcting means, and then the process is terminated. And the load setting of the prediction object day is performed by the determined method, and an operation pattern is created using the set load.

次に、電力負荷変動修正処理及びハイリスク修正処理について説明する。図２２は、電力負荷変動修正処理及びハイリスク修正処理の一例を示すフロー図である。
例えば、休日や土日は、使用者が１日在宅することもあれば、外出することもあり、生活パターンが不規則となる。そのため、同じ曜日であっても電力負荷や熱負荷のズレが発生することがある。この場合には、次のようにハイリスク処理を実行して電力負荷の設定を行う。 Next, the power load fluctuation correction process and the high risk correction process will be described. FIG. 22 is a flowchart illustrating an example of the power load fluctuation correction process and the high risk correction process.
For example, on holidays and Saturdays and Sundays, the user may stay at home for one day or go out, and the lifestyle pattern becomes irregular. Therefore, even if it is the same day of the week, deviation of electric power load or heat load may occur. In this case, the high-risk process is executed as follows to set the power load.

先ず、図２２のＳ４１、Ｓ４２において、データベース３４に日別に蓄積された総熱負荷及び総電力負荷から予測対象日直前１〜４週間前の予測対象日と同曜日の総熱負荷と総電力負荷を選択して読み出し、各曜日の総熱負荷の偏差と電力負荷の偏差を算出して蓄積する。なお、同じ季節の総熱負荷や総電力負荷をいくつか選択して偏差をとってもよい。   First, in S41 and S42 of FIG. 22, the total heat load and the total power load on the same day as the prediction target day 1 to 4 weeks before the prediction target date from the total heat load and the total power load accumulated in the database 34 for each day. Is selected and read, and the deviation of the total heat load and the deviation of the power load for each day is calculated and accumulated. Note that a deviation may be taken by selecting several total heat loads and total power loads in the same season.

そして、予測対象日に家庭用コジェネシステム１Ｂを運転中に修正の必要性を判断するために必要なデータを収集する。すなわち、Ｓ４３において、予測電力負荷が予測対象日に発生する確率を各時間帯毎に算出して蓄積する。   And the data required in order to judge the necessity for correction | amendment during driving | running | working the household cogeneration system 1B on the prediction object day are collected. That is, in S43, the probability that the predicted power load occurs on the prediction target day is calculated and accumulated for each time zone.

そして、Ｓ４４において、例えば、Ｓ４１で算出した１日の総熱負荷量の各曜日偏差がしきい値より大きいか否かを判断する。ここで、しきい値は、熱負荷変動が予測外れに影響するか否かを判断する基準となる値に設定する。休日や土日は、外出したときには熱負荷が全く使用されなくなることがあり、この場合には、予測対象日１日の総熱負荷量の各曜日偏差がしきい値より大きくなるので（Ｓ４４：ＮＯ）、Ｓ４５に進んで、Ｓ４２で算出した予測対象日１日の電力負荷量の各曜日偏差がしきい値より大きいか否かを判断する。ここで、しきい値は、電力負荷変動が予測外れに影響するか否かを判断する基準となる値に設定する。休日や土日は、１日中電力が消費されることもあれば、外出時には電力が微少量消費されるに過ぎないことがあり、この場合には、電力負荷予測に対するバラツキ変動があり、電力負荷偏差しきい値より大きくなるので（Ｓ４５：ＹＥＳ）、ハイリスクモードに切り替える。   Then, in S44, for example, it is determined whether or not the day-of-week deviation of the total daily heat load calculated in S41 is larger than a threshold value. Here, the threshold value is set to a value serving as a reference for determining whether or not the thermal load fluctuation affects the prediction failure. On holidays and Saturdays and Sundays, the heat load may not be used at all when going out, and in this case, the deviation of each day of the total heat load on the prediction target day 1 is larger than the threshold (S44: NO) ), The process proceeds to S45, and it is determined whether or not the day-of-week deviation of the power load amount on the prediction target day calculated in S42 is larger than the threshold value. Here, the threshold value is set to a value serving as a reference for determining whether or not the power load fluctuation affects the prediction failure. On holidays and weekends, power may be consumed all day, or only a small amount of power may be consumed when going out. In this case, there is variation in power load forecasts, and power load Since it becomes larger than the deviation threshold value (S45: YES), the mode is switched to the high risk mode.

ハイリスクモードでは、Ｓ４６において、Ｓ４３で算出した各時間の電力負荷発生確率が所定のしきい値（例えば、０．７）より小さいか否かを判断する。各時間の電力負荷発生確率が０．７以上であると判断した場合には（Ｓ４６：ＮＯ）、予測外れの発生確率が小さいと考えられるので、Ｓ４７において、基本ロジックで求めた予定電力負荷Ｐ１を使用することを決定する。   In the high risk mode, in S46, it is determined whether or not the power load occurrence probability at each time calculated in S43 is smaller than a predetermined threshold (for example, 0.7). When it is determined that the power load occurrence probability at each time is 0.7 or more (S46: NO), it is considered that the probability of unforeseen occurrence is small. Therefore, in S47, the planned power load P1 obtained by the basic logic is considered. Decide to use.

一方、各時間の電力負荷発生確率が０．４未満である場合には（Ｓ４６：ＹＥＳ、Ｓ４８：ＹＥＳ）、Ｓ５０において、予測対象日の予測電力負荷を決定するために用いた過去の電力負荷を平均化し、その平均値以下のものをさらに平均化した値を電力負荷Ｐ２とする。電力負荷を小さく設定し、電力負荷が大きく発生しなかった場合のリスクを低減する。   On the other hand, if the power load occurrence probability at each time is less than 0.4 (S46: YES, S48: YES), the past power load used to determine the predicted power load on the prediction target day in S50. And a value obtained by further averaging the values below the average value is defined as a power load P2. Set the power load to a small value to reduce the risk if the power load does not occur significantly.

さらに、各時間の電力負荷発生確率が、０．４以上０．７未満の場合には（Ｓ４６：ＹＥＳ、Ｓ４８：ＮＯ）、Ｓ４９において、Ｓ４７で設定される電力負荷とＳ５０で設定される電力負荷Ｐ２との平均値を電力負荷３に設定される。
なお、図示していないが、熱負荷についても偏差を考慮して習慣的在宅時（所定の時間帯に規則的に在宅しているとき）よりも低くすることをあわせて実施してもよい。 Furthermore, when the power load occurrence probability at each time is 0.4 or more and less than 0.7 (S46: YES, S48: NO), in S49, the power load set in S47 and the power set in S50 The average value with the load P2 is set to the power load 3.
Although not shown, the thermal load may be lowered in consideration of the deviation as compared with the customary stay at home (when regularly staying at a predetermined time zone).

このように、電力負荷発生確率と所定のしきい値（例えば、０．４、０．７）との比較結果に応じて電力負荷Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３をそれぞれ設定し直したら（Ｓ４６〜Ｓ５０）、Ｓ５１において、各時間の予定電力負荷修正値をもとに熱回収量を算出し、Ｓ５２において、基本ロジックで起動停止修正時間を決定する。基本ロジックについては、第１実施の形態で説明したので、説明を省略する。このように電力負荷を設定することにより、各時間の電力負荷発生確率が総合利用効率に反映され、部分負荷対応ロジックを実行する際に運転可能領域（省エネ領域）か否かが判定される。この場合に、省エネ領域が複数あれば、一次エネルギー量Ｅｎが最小となる起動時間と停止時間が選択されるため、各時間の電力負荷発生確率が所定のしきい値以下のときに、低電力負荷で発電機８を運転することを避け、かつ、各時間の電力負荷発生確率がしきい値以上のときに発電機８を運転することが可能である。   As described above, when the power loads P1, P2, and P3 are reset according to the comparison result between the power load occurrence probability and a predetermined threshold (for example, 0.4, 0.7), respectively (S46 to S50). In S51, the heat recovery amount is calculated based on the scheduled power load correction value for each time. In S52, the start / stop correction time is determined by the basic logic. Since the basic logic has been described in the first embodiment, a description thereof will be omitted. By setting the power load in this way, the power load occurrence probability at each time is reflected in the total use efficiency, and it is determined whether or not it is an operable region (energy saving region) when executing the partial load corresponding logic. In this case, if there are a plurality of energy saving areas, the start time and the stop time that minimize the primary energy amount En are selected. Therefore, when the power load occurrence probability at each time is equal to or less than a predetermined threshold, It is possible to avoid operating the generator 8 with a load and operate the generator 8 when the power load occurrence probability at each time is equal to or higher than a threshold value.

続いて、例えば、夏場にエアコンを使用する場合について説明する。エアコンは、外気温や使用者の感じ方、気分によって使用頻度などが異なり、その消費電力も大きいことから、電力負荷変動に大きく影響する。一方、夏場は、主に貯湯タンク２の湯が風呂の湯張りなどに用いられ、熱負荷変動が小さい傾向がある。このような場合には、次のように電力負荷変動修正処理を実行して電力負荷を設定する。   Subsequently, for example, a case where an air conditioner is used in summer will be described. Air conditioners vary in frequency of use depending on the outside temperature, how the user feels and how they feel, and their power consumption is large, which greatly affects power load fluctuations. On the other hand, in the summer, the hot water in the hot water storage tank 2 is mainly used for filling the bath, etc., and the thermal load fluctuation tends to be small. In such a case, the power load fluctuation correction process is executed as follows to set the power load.

すなわち、図２２のＳ４０〜Ｓ４３において、上述したようにリスクの発生を予測するために必要なデータが集められる。夏場の熱負荷は比較的安定し、熱負荷の曜日間偏差が小さいため（Ｓ４４：ＮＯ）、Ｓ４５に進んで、予測対象日１日の電力負荷量の各曜日偏差がしきい値より小さいか否かを判断する。ここで、しきい値は、電力負荷変動が予測外れに影響するか否かを判断する基準となる値に設定する。夏場にエアコンを使用すると、その日の外気温などによって電力負荷が変動し、予測対象日１日の電力負荷量の各曜日偏差がしきい値より大きくなる場合には（Ｓ４５：ＮＯ）、電力負荷変動修正モードに切り替える。   That is, in S40 to S43 in FIG. 22, data necessary for predicting the occurrence of risk is collected as described above. Since the summer heat load is relatively stable and the day-to-day deviation of the heat load is small (S44: NO), the process proceeds to S45, and whether the day-of-week deviation of the power load amount on the prediction target day is smaller than the threshold value. Judge whether or not. Here, the threshold value is set to a value serving as a reference for determining whether or not the power load fluctuation affects the prediction failure. When an air conditioner is used in summer, the power load fluctuates depending on the outside temperature of the day, and if the deviation of each day of the power load amount on the prediction target day is larger than the threshold (S45: NO), the power load Switch to fluctuation correction mode.

この場合には、Ｓ５５において、例えば、マイクロコンピュータ２２Ｂにインターネットなどの通信手段（双方向性があるものに限られず、一方向性のものであってもよい。）を接続して天気予報を入力するなど、翌日（予測対象日）の外気温のデータを入手する。そして、Ｓ５６において、外気温と電力負荷の相関関係式から電力負荷を算定し、基本ロジックで設定された電力負荷を外気温を考慮したものに置き換える。   In this case, in S55, for example, the microcomputer 22B is connected to communication means such as the Internet (not limited to those having bidirectionality but may be unidirectional), and the weather forecast is input. The data of the outside temperature on the next day (prediction target day) is obtained. In S56, the power load is calculated from the correlation between the outside air temperature and the power load, and the power load set by the basic logic is replaced with one that takes the outside air temperature into consideration.

そして、Ｓ５７において、エアコン使用想定時間帯の電力負荷に所定割合を乗じた値（若しくは所定電力負荷値）とする。例えば、エアコンが消費する電力を単独で把握できる場合には、過去にエアコンが消費した電力を外気温などに関連付けて蓄積しておき、蓄積したデータから使用者の特性（気分、感じ方など）を反映した所定割合を算出する。この所定割合を電力負荷に乗じることにより、使用者の特性が電力負荷に反映される。また、例えば、予測電力負荷が発電機８の最小発電出力未満である場合には、最小発電出力（所定電力負荷値）を電力負荷に設定する。これらの処理を実行したら、Ｓ５１に進む。   And in S57, it is set as the value (or predetermined electric power load value) which multiplied the electric power load of the air-conditioner use assumption time slot | zone by the predetermined ratio. For example, if the power consumed by an air conditioner can be ascertained alone, the power consumed by the air conditioner in the past is stored in association with the outside temperature, etc., and the user characteristics (feelings, feelings, etc.) are stored from the stored data. A predetermined ratio reflecting the above is calculated. By multiplying the power load by this predetermined ratio, the characteristics of the user are reflected in the power load. Further, for example, when the predicted power load is less than the minimum power output of the generator 8, the minimum power output (predetermined power load value) is set as the power load. If these processes are executed, the process proceeds to S51.

Ｓ５１では、Ｓ５６及びＳ５７で算出した各時間の予定電力負荷修正値をもとに熱回収量を算出する。そして、Ｓ５２において、図１０に示す基本ロジックを実行して、家庭用コジェネシステム１Ｂの起動、停止時間を決定し直す。このとき、外気温や使用者の特性に応じて設定し直された電力負荷修正値を用いて、家庭用コジェネシステム１Ａの起動時間と停止時間を予測熱負荷を基準に決定するため（Ｓ５５〜Ｓ５２）、例えば、発電量が基本ロジックによるものより抑制され、その抑制分だけ発電機８の運転時間が長くされる。   In S51, the heat recovery amount is calculated based on the scheduled power load correction value calculated in S56 and S57 for each time. In S52, the basic logic shown in FIG. 10 is executed to re-determine the start and stop times of the home cogeneration system 1B. At this time, in order to determine the start time and stop time of the home cogeneration system 1A based on the predicted heat load using the power load correction value reset according to the outside air temperature and the user characteristics (S55 to S55). S52) For example, the amount of power generation is suppressed from that by the basic logic, and the operation time of the generator 8 is lengthened by the suppression amount.

なお、電力負荷変動がしきい値より小さい場合には（Ｓ５３：ＹＥＳ）、Ｓ５４において、基本ロジックで決定する予測電力負荷、すなわち予測参照日の予測電力負荷を平均したものを用いる。   If the power load fluctuation is smaller than the threshold value (S53: YES), in S54, the predicted power load determined by the basic logic, that is, the average predicted power load on the predicted reference date is used.

ここで、電力負荷変動のリスクを考慮していない場合と、考慮した場合の運転パターンの相違を説明する。
図２３に示すように、電力負荷変動のリスクを考慮しない場合には、例えば、図２３（ａ）に示すように、電力負荷が最大になる時間帯に発電機８が最大出力（例えば、１ｋＷ）で運転する運転パターンが作成される。ところが、例えば、予測対象日当日の外気温が低くて電気空調機器が使用されなかった場合には、電力負荷が減少するため、フィードバック制御などにより、発電機８の運転パターンが図２３（ｂ）に示すように変更される。この場合、発電機８が発電出力を最大出力（１ｋＷ）より下げて（例えば、７５０Ｗ）運転されるため、使用者が在宅中であっても、予定通りに熱回収することができず、風呂の湯張りなどの際にガスバーナ１４で湯を加熱しなければならない事態が生じうる。 Here, the difference between the operation pattern when the risk of power load fluctuation is not considered and when the risk is considered will be described.
As shown in FIG. 23, when the risk of power load fluctuation is not considered, for example, as shown in FIG. 23 (a), the generator 8 has a maximum output (for example, 1 kW) in a time zone when the power load is maximum. ) Is created. However, for example, when the outside air temperature on the prediction target day is low and the electric air-conditioning equipment is not used, the power load decreases, so that the operation pattern of the generator 8 is changed by feedback control or the like as shown in FIG. It is changed as shown in In this case, since the generator 8 is operated with the power generation output lower than the maximum output (1 kW) (for example, 750 W), the heat cannot be recovered as scheduled even when the user is at home, and the bath 8 When hot water is filled, there may occur a situation where the hot water must be heated by the gas burner 14.

これに対して、図２４に示すように、電力負荷変動のリスクを考慮した場合には、基本ロジックを実行して決定された図２３（ａ）に示す運転パターンが、外気温などを加味して、図２４（ａ）に示すように小さい発電出力（例えば、７５０Ｗ）で長時間運転する運転パターンに修正される。これにより、図２４（ｂ）に示すように、予測対象日当日の電力負荷が予測電力負荷より減少しても、発電機８がほぼ予定通りに発電するので、熱回収の不足量が少なくて済む。   On the other hand, as shown in FIG. 24, when the risk of power load fluctuation is taken into consideration, the operation pattern shown in FIG. 23A determined by executing the basic logic takes into account the outside air temperature and the like. Thus, as shown in FIG. 24A, the operation pattern is corrected to operate for a long time with a small power generation output (for example, 750 W). As a result, as shown in FIG. 24 (b), even if the power load on the prediction target day decreases from the predicted power load, the generator 8 generates power almost as scheduled, so the amount of heat recovery is small. That's it.

従って、電力負荷変動修正処理を実行することにより、外気温や使用者の特性を運転パターンに反映し、予測対象日当日に予測電力負荷の予測が外れても、発電機５１が低電力負荷で非効率に運転されたり、起動、停止を頻繁に繰り返すことがない。また、予測対象日の熱負荷も、発電機５１の排熱で賄うことが可能である。   Therefore, by executing the power load fluctuation correction process, the outside air temperature and the characteristics of the user are reflected in the operation pattern, and even if the predicted power load is not predicted on the day of the prediction target, the generator 51 is kept at a low power load. It is not operated inefficiently and does not start and stop frequently. Further, the heat load on the prediction target day can be covered by the exhaust heat of the generator 51.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムは、予測対象日当日の所定時間毎（例えば、１時間に１回）に、計画した負荷予測及び運転パターンに大きなズレがあるか否かを監視し、大きなズレがあった場合に随時計画変更を検討するフィードバック制御処理を実行する。フィードバック処理は、熱負荷変動、電力負荷変動の一方若しくは両方があったときに実行される。   In addition, the operation control system of the home cogeneration system 1B according to the present embodiment has a large deviation in the planned load prediction and operation pattern at every predetermined time (for example, once an hour) on the prediction target day. Whether or not there is a large deviation, a feedback control process for examining a plan change as needed is executed. The feedback process is executed when there is one or both of a thermal load variation and a power load variation.

図２５及び図２６は、フィードバック制御処理の計算ロジックを示すフロー図である。図２７は、総熱負荷のバラツキが大きいときの運転を示す図であって、縦軸に積算熱負荷（１００が１日の総熱負荷）を示し、横軸に時間を示す。
フィードバック制御処理は、先ず、図２５のＳ７１において、データベース３４から予測対象日と同じ曜日の熱負荷データを読み出し、全熱負荷の変動があるか否かを判断する。全熱負荷変動がないと判断した場合には（Ｓ７１：なし）、Ｓ７２において、予測対象日当日に当該フィードバック制御処理を実行する実行時間までに貯湯タンク２に実際に貯められている実績積算熱負荷を算出し、実行時間までの計画熱負荷（予測熱負荷）を積算した予測積算熱負荷と比較することにより、実積算熱負荷と予測積算熱負荷との乖離を調べる。実行時間までの実積算熱負荷と予測積算熱負荷との差が所定量、所定率より小さい場合には（Ｓ７２：ＹＥＳ）、Ｓ７３において、フィードバック制御を実行せずに、図２６に示すＦの処理に移行する。 25 and 26 are flowcharts showing the calculation logic of the feedback control process. FIG. 27 is a diagram showing an operation when there is a large variation in the total heat load, where the vertical axis indicates the integrated heat load (100 is the total heat load for one day), and the horizontal axis indicates the time.
In the feedback control process, first, in S71 of FIG. 25, the heat load data of the same day of the week as the prediction target date is read from the database 34, and it is determined whether or not there is a change in the total heat load. When it is determined that there is no fluctuation in the total heat load (S71: None), in S72, the actual accumulated heat actually stored in the hot water storage tank 2 by the execution time for executing the feedback control process on the prediction target day. The difference between the actual integrated heat load and the predicted integrated heat load is examined by calculating the load and comparing it with the estimated integrated heat load obtained by integrating the planned heat load (predicted heat load) up to the execution time. When the difference between the actual integrated heat load up to the execution time and the predicted integrated heat load is smaller than a predetermined amount and a predetermined rate (S72: YES), feedback control is not executed in S73, and F shown in FIG. Transition to processing.

一方、実行時間までの実積算熱負荷と予測積算熱負荷との差が所定量、所定率以上ある場合には（Ｓ７２：ＮＯ）、フィードバック制御を実行する。すなわち、Ｓ７４において、Ｓ７２で算出した差分を当該処理時間以降の計画熱負荷（予測熱負荷）に割り当てて加算する。この処理が済んだら、図２６に示すＦの処理に移行する。   On the other hand, when the difference between the actual integrated heat load and the predicted integrated heat load up to the execution time is equal to or greater than a predetermined amount and a predetermined rate (S72: NO), feedback control is executed. That is, in S74, the difference calculated in S72 is assigned to the planned thermal load (predicted thermal load) after the processing time and added. When this processing is completed, the processing shifts to processing F shown in FIG.

これに対して、例えば、図２７に示すように全熱負荷の変動がある場合には（Ｓ７１：あり）、Ｓ７５において、実行時間までの実積算熱負荷と実行時間までの予測積算熱負荷との差が所定量、所定率より大きいか否かを判断し、実積算熱負荷と予測積算熱負荷との乖離を調べる。実行時間までの実積算熱負荷と予測積算熱負荷との差が所定量、所定率以下であれば（Ｓ７５：ＮＯ）、Ｓ７３において、フィードバック制御を実行せずに、図２６に示すＦの処理に移行する。   On the other hand, for example, as shown in FIG. 27, when there is a change in the total heat load (S71: Yes), in S75, the actual integrated heat load up to the execution time and the predicted integrated heat load up to the execution time It is determined whether or not the difference is larger than a predetermined amount and a predetermined rate, and the difference between the actual integrated heat load and the predicted integrated heat load is examined. If the difference between the actual integrated heat load up to the execution time and the predicted integrated heat load is equal to or less than the predetermined amount and the predetermined rate (S75: NO), the process of F shown in FIG. 26 is performed without executing the feedback control in S73. Migrate to

一方、例えば、図２７の１８：００（Ｔ部）に示すように、実行時間までの実積算熱負荷と予測積算熱負荷の差は所定量、所定率より大きい場合には（Ｓ７５：ＹＥＳ）、Ｓ７６において、当該実行時間が予測対象日に熱負荷が最大となるピーク時刻以降か否かを判断する。ピーク時刻を基準とするのは、予測外れの判断は、風呂の湯張り等の熱負荷ピークに大きく依存しており、総熱負荷の大小傾向は熱負荷ピーク時刻後に大概把握できるからである。
なお、例えば、午前と夜間など大きく熱の使用時間を分けることが可能な場合には、使用時間を分割しうる所定時間（例えば、昼の１２時）をピーク時刻に変えて基準にしてもよい。 On the other hand, for example, as shown in 18:00 (T part) in FIG. 27, when the difference between the actual integrated heat load and the predicted integrated heat load up to the execution time is larger than a predetermined amount and a predetermined rate (S75: YES). In S76, it is determined whether or not the execution time is after the peak time at which the thermal load is maximized on the prediction target day. The reason why the peak time is used as a reference is that the judgment of unpredictability largely depends on the heat load peak such as bathing, and the tendency of the total heat load can be generally grasped after the heat load peak time.
In addition, for example, when it is possible to divide the heat usage time greatly, such as in the morning and at night, a predetermined time (for example, 12:00 in the daytime) during which the usage time can be divided may be changed to the peak time as a reference. .

例えば、ピーク時刻が２０時である場合には、実行時間（１８時）がピーク時刻（２０時）以降でないので（Ｓ７６：ＹＥＳ）、Ｓ７３においてフィードバック制御を実行せずに、図２６に示すＦの処理に移行する。   For example, when the peak time is 20:00, since the execution time (18:00) is not after the peak time (20:00) (S76: YES), the feedback control is not executed in S73, and the F shown in FIG. Move on to processing.

一方、例えば、ピーク時刻が１７時である場合には、実行時間（１８時）が熱負荷のピーク時刻以降であるので（Ｓ７６：ＹＥＳ）、Ｓ７７において、熱負荷の変動に応じて運転パターンを計算し直すことはせず、これ以降の予測熱負荷はそのままにしておく。すなわち、図２７の予測積算熱負荷によると、１８時以降には熱負荷Ｎ２があるが、１８時の予測積算熱負荷と実積算熱負荷との差分の熱負荷Ｎ２はリセットする。そして、１８時以降の予測積算熱負荷Ｎ３と貯湯タンク２の残熱量に基づいてフィードバック制御を行い、残りの熱負荷Ｎ３を賄うように最適な運転時間を決定する。これにより、ピーク時刻後に予測積算熱負荷と実積算熱負荷の差分の熱量を貯湯タンク２に蓄熱し、その熱が使用されずに放熱損を発生することが防止される。この処理の後、図２６に示すＦの処理に移行する。   On the other hand, for example, when the peak time is 17:00, since the execution time (18:00) is after the peak time of the thermal load (S76: YES), in S77, the operation pattern is changed according to the fluctuation of the thermal load. Do not recalculate and keep the predicted heat load from this point on. That is, according to the predicted integrated thermal load in FIG. 27, there is a thermal load N2 after 18:00, but the thermal load N2 of the difference between the predicted integrated thermal load at 18:00 and the actual integrated thermal load is reset. Then, feedback control is performed based on the predicted integrated heat load N3 after 18:00 and the remaining heat amount of the hot water storage tank 2, and the optimum operation time is determined so as to cover the remaining heat load N3. Thereby, after the peak time, the amount of heat corresponding to the difference between the predicted integrated heat load and the actual integrated heat load is stored in the hot water storage tank 2, and it is prevented that the heat is not used and a heat dissipation loss occurs. After this processing, the processing shifts to processing F shown in FIG.

図２６に示すＦ以降の処理では、運転方法別に一次エネルギーを算出し、一次エネルギーが最小となる運転方法を選択して、予測対象日の運転パターンを決定する。
すなわち、Ｓ７８において、発電機８側に送られる貯湯タンク２の温度がしきい値より高いか否かを判断する。ここで、水道管３から貯湯タンク２に供給された水道水は、発電機８を冷却するラジエータとしての役割を果たすため、しきい値は、貯湯タンク２の水がラジエータとして機能しうる温度に設定される。本実施の形態では、４０度に設定される。貯湯タンク２から発電機８側に送られる水が４０度以下である場合には（Ｓ７８：ＮＯ）、基本的なフィードバック制御を行う。 In the processing after F shown in FIG. 26, the primary energy is calculated for each driving method, the driving method that minimizes the primary energy is selected, and the driving pattern of the prediction target day is determined.
That is, in S78, it is determined whether or not the temperature of the hot water storage tank 2 sent to the generator 8 side is higher than a threshold value. Here, since the tap water supplied from the water pipe 3 to the hot water storage tank 2 serves as a radiator for cooling the generator 8, the threshold value is set to a temperature at which the water in the hot water storage tank 2 can function as a radiator. Is set. In this embodiment, it is set to 40 degrees. When the water sent from the hot water storage tank 2 to the generator 8 side is 40 degrees or less (S78: NO), basic feedback control is performed.

一方、貯湯タンク２から発電機８側に送られる水が所定温度（例えば、４０度）より高温である場合には（Ｓ７８：ＹＥＳ）、貯湯タンク２が満湯になって熱回収できなくなる可能性がある。この場合、Ｓ８０において、そのまま発電機８を継続運転し、予定停止時間よりも前に発電機８を停止させる場合の予測対象日当日と予測対象日翌日の一次エネルギー量Ｅ１１を算出する。
そして、Ｓ８１において、当該フィードバック制御処理を実行する実行時間以降、発電機８の発電出力を１ｋＷから所定値（例えば、７５０Ｗ）に下げて運転した場合（熱出力抑制モード）の当日、翌日の一次エネルギー量Ｅ１２を算出する。 On the other hand, when the water sent from the hot water storage tank 2 to the generator 8 side is higher than a predetermined temperature (for example, 40 degrees) (S78: YES), the hot water storage tank 2 becomes full and heat recovery may not be possible. There is sex. In this case, in S80, the generator 8 is continuously operated as it is, and the primary energy amount E11 of the prediction target date and the next day of the prediction target date when the generator 8 is stopped before the scheduled stop time is calculated.
Then, in S81, after the execution time for executing the feedback control process, on the day of the day when the power generation output of the generator 8 is lowered from 1 kW to a predetermined value (for example, 750 W) (heat output suppression mode), the next day An energy amount E12 is calculated.

そして、Ｓ８２において、放熱ラジエータ５２がないか否かを判断する。本実施の形態では、放熱ラジエータ５２があるので（Ｓ８２：ＮＯ）、Ｓ８３において、実行時間以降、放熱ラジエータ５２を使って電力負荷追従運転した場合（熱非回収モード）の予測対象日当日と予測対象日翌日の一次エネルギー量Ｅ１３を算出する。この場合、熱を捨てるため、損失エネルギーが生じるが、例えば電力負荷が極端に多い場合には、省エネ性を確保できる可能性がある。
また、Ｓ８４において、発電機８の発電出力上限値を低下させ、出力範囲内で負荷追従運転をしつつ、放熱ラジエータ５２を使って放熱しながら運転を行う場合の当日、翌日の一次エネルギー量Ｅ１４を算出する。 Then, in S82, it is determined whether or not there is no heat dissipation radiator 52. In the present embodiment, since there is the heat dissipation radiator 52 (S82: NO), in S83, after the execution time, the prediction target date and prediction when the power load follow-up operation is performed using the heat dissipation radiator 52 (heat non-recovery mode) after the execution time. The primary energy amount E13 on the day after the target day is calculated. In this case, energy is lost because heat is thrown away. For example, when the power load is extremely large, there is a possibility that energy saving can be ensured.
In S84, the upper limit value of the power generation output of the generator 8 is reduced, the load following operation is performed within the output range, and the heat radiation radiator 52 is used to perform the operation while radiating, the next day, the primary energy amount E14. Is calculated.

また、Ｓ８５において、アイドリングモードがないか否かを判断する。本実施の形態では、アイドリング手段５３を有し、アイドリングモードがあるので（Ｓ８５：ＮＯ）、Ｓ８６において、当該実行時間以降、アイドリングで待機運転した場合の予測対象日当日と予測対象日翌日の一次エネルギー量Ｅ１５を算出する。この場合、発電しないにも関わらず都市ガスを消費することになるが、例えば停止した後に再起動する間での時間が短い場合には起動エネルギーを小さくすることが可能となり、結果的に省エネ性を確保しうることがある。   In S85, it is determined whether or not there is an idling mode. In the present embodiment, since there is an idling means 53 and there is an idling mode (S85: NO), in S86, after the execution time, the first day of the prediction target date and the next day of the prediction target date when idling standby operation is performed. An energy amount E15 is calculated. In this case, city gas will be consumed despite not generating power, but for example, if the time between restart and restart is short, it is possible to reduce the startup energy, resulting in energy savings. Can be secured.

そして、Ｓ８７において、Ｓ８０、Ｓ８１、Ｓ８３、Ｓ８４、Ｓ８６で算出した一次エネルギー量Ｅ１１〜Ｅ１５のうち最小となる運転方法を選択し、発電機８の運転パターンに決定し直す。これにより、放熱ラジエータ５２やアイドリング手段５３などのハード構成を活用して、運転パターンを修正する方策に幅をもたせるので、より省エネ性の高い状態で家庭用コジェネシステム１Ｂを運転することが可能である。   In S87, the minimum operation method is selected from the primary energy amounts E11 to E15 calculated in S80, S81, S83, S84, and S86, and the operation pattern of the generator 8 is determined again. This makes it possible to drive the home cogeneration system 1B with higher energy savings because it uses a hardware configuration such as the heat dissipation radiator 52 and the idling means 53 to provide a range of measures for correcting the operation pattern. is there.

従って、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムによれば、予測電力負荷を予測するときに参照する予測参照日間の参照電力負荷の日別電力負荷偏差を算出する電力負荷処理手段２４と、予測熱負荷を予測するときに参照する予測参照日間の参照熱負荷の日別熱負荷偏差を算出する熱負荷処理手段２６と、日別電力負荷偏差又は日別熱負荷偏差の少なくとも一方がしきい値より大きいときに、予測電力負荷を参照電力負荷の平均値より小さく設定する負荷変動修正手段５０（図２０）と、予測電力負荷及び予測熱負荷をもとに、予測対象日の運転パターンを作成する運転パターン作成手段（図２０の仮運転パターン作成手段２７、一次エネルギー量算出手段２８、運転パターン選択手段２９など）を有しており、電力負荷変動や熱負荷変動が大きいときに、予測外れが生じた場合でも、家庭用コジェネシステム１Ｂを低電力負荷で非効率に運転したり、起動停止を頻繁に行うことが回避されるので、省エネ性、耐久性に悪影響を与えることを防止し、省エネ性を確保することができる。   Therefore, according to the operation control system of the home cogeneration system 1B of the present embodiment, the power load processing means for calculating the daily power load deviation of the reference power load of the predicted reference day to be referred to when predicting the predicted power load. 24, the thermal load processing means 26 for calculating the daily thermal load deviation of the reference thermal load of the predicted reference day to be referred to when predicting the predicted thermal load, and at least one of the daily power load deviation or the daily thermal load deviation When the predicted power load is smaller than the average value of the reference power load, the load fluctuation correcting means 50 (FIG. 20) sets the predicted power load smaller than the average value of the reference power load, and the predicted power load and the predicted heat load. It has an operation pattern creation means (temporary operation pattern creation means 27, primary energy amount calculation means 28, operation pattern selection means 29, etc. in FIG. 20) for creating an operation pattern, Even if the load fluctuation or thermal load fluctuation is large, even if a misprediction occurs, it is possible to avoid inefficient operation of the home cogeneration system 1B with a low power load and frequent start / stop operations. It is possible to prevent adverse effects on performance and durability, and to ensure energy saving.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムによれば、予測電力負荷が発生する確率を示す電力負荷発生確率を所定時間毎に算出する電力負荷発生確率算出手段（図２２のＳ４３）を有し、負荷変動修正手段５０のハイリスク修正手段５０Ｃが、日別電力負荷偏差がしきい値より大きく、かつ、日別熱負荷偏差がしきい値より大きいときに、電力負荷発生確率をしきい値と比較し、電力負荷発生確率が前記しきい値より小さいときに、参照電力負荷をもとに設定する予測電力負荷を絞るので（図２２のＳ４６〜Ｓ５０）、予測対象日の予測電力負荷や予測熱負荷が外れたときに、余剰電力や未回収熱が発生することを抑制し、予測外れ時の増エネリスクを最小化することができる。一方、予測発生確率が低いからといって、家庭用コジェネシステム１Ｂを全く運転しない場合に発生する機会損失を小さくできる。   Moreover, according to the operation control system of the home cogeneration system 1B of the present embodiment, the power load occurrence probability calculating means (in FIG. 22) calculates the power load occurrence probability indicating the probability that the predicted power load will occur. S43), and the high-risk correction means 50C of the load fluctuation correction means 50 generates a power load when the daily power load deviation is larger than the threshold value and the daily thermal load deviation is larger than the threshold value. When the probability is compared with the threshold value, and the power load occurrence probability is smaller than the threshold value, the predicted power load to be set based on the reference power load is narrowed down (S46 to S50 in FIG. 22). When the predicted power load or the predicted heat load is removed, it is possible to suppress the generation of surplus power and unrecovered heat and to minimize the energy increase risk at the time of the predicted loss. On the other hand, even if the predicted occurrence probability is low, the opportunity loss that occurs when the home cogeneration system 1B is not operated at all can be reduced.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムによれば、負荷変動修正手段５０の電力負荷変動手段５０Ａは、予測対象日の外気温を入力する外気温入力手段を有し、日別電力負荷偏差がしきい値より大きく、日別熱負荷偏差がしきい値以下であるときに、外気温と参照電力負荷の平均値との相関関係式から予測電力負荷を設定し、運転パターン作成手段は、参照電力負荷平均値をもとに運転パターンを作成する場合と比較して、コージェネレーションシステムの発電量上限を予測対象日の外気温に応じて低く設定し、発電時間を設定するので（図２２のＳ４４、Ｓ５３、Ｓ５５〜５７、図２３，２４参照）、家庭用コジェネシステム１Ｂを高効率に運転させることができ、予測対象日に予定した所定量の熱回収を行うことができる。   Moreover, according to the operation control system of the home cogeneration system 1B of the present embodiment, the power load fluctuation means 50A of the load fluctuation correction means 50 has an outside air temperature input means for inputting the outside air temperature on the prediction target day, When the daily power load deviation is greater than the threshold value and the daily heat load deviation is less than or equal to the threshold value, the predicted power load is set from the correlation equation between the outside air temperature and the average value of the reference power load, and Compared to creating an operation pattern based on the reference power load average value, the pattern creation means sets the power generation amount upper limit of the cogeneration system lower according to the outside temperature on the prediction target day, and sets the power generation time (See S44, S53, S55-57, and FIGS. 23 and 24 in FIG. 22). Therefore, the home cogeneration system 1B can be operated with high efficiency, and a predetermined amount of heat recovery scheduled for the prediction target day can be performed. It is possible.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムによれば、予測対象日当日に所定時間間隔で熱負荷変動を監視する熱負荷変動監視手段（図２５のＳ７１）と、予測対象日に熱負荷変動監視手段の監視時間までの予測熱負荷を積算した予測積算熱負荷と、監視時間までに貯湯タンク２に蓄熱された蓄熱量を積算した実積算熱負荷との差を算出してしきい値と比較する熱負荷偏差比較手段（図２５のＳ７５）と、予測積算熱負荷と実積算熱負荷との差がしきい値より大きいと判断したときに、監視時間が所定時間以降か否かを判断し、監視時間が所定時間以降であるときに、監視時間以降の予測熱負荷をそのまま用いて運転パターン作成手段が作成した運転パターンを見直す運転パターン見直し手段（図２５のＳ７５：ＹＥＳ、Ｓ７６：ＹＥＳ、Ｓ７７）と、を有するので、使用されなかった熱負荷を後の熱負荷に加算せず、貯湯タンク２を介して放熱損を発生することが防止され、省エネ性を確保することができる。
特に、所定時間がピーク時刻であるため、予測対象日当日のフィードバック制御後の予測熱負荷を大きく外し、省エネ性を損なうことはない。 Further, according to the operation control system of the home cogeneration system 1B of the present embodiment, the thermal load fluctuation monitoring means (S71 in FIG. 25) for monitoring the thermal load fluctuation at predetermined time intervals on the day of the prediction target, the prediction target Calculate the difference between the predicted integrated thermal load that is integrated with the predicted thermal load up to the monitoring time of the thermal load fluctuation monitoring means on the day and the actual integrated thermal load that is integrated with the amount of heat stored in the hot water storage tank 2 by the monitoring time. When the thermal load deviation comparing means for comparing with the threshold value (S75 in FIG. 25) and the difference between the predicted integrated thermal load and the actual integrated thermal load are determined to be larger than the threshold value, the monitoring time is after a predetermined time When the monitoring time is a predetermined time or later, the operation pattern reviewing means for reviewing the operation pattern created by the operation pattern creating means using the predicted heat load after the monitoring time as it is (S75 in FIG. 25: Y S, S76: YES, S77), the heat load that was not used is not added to the subsequent heat load, and it is possible to prevent heat loss from occurring through the hot water storage tank 2 and to ensure energy saving. can do.
In particular, since the predetermined time is the peak time, the predicted heat load after the feedback control on the prediction target day is greatly removed, and the energy saving performance is not impaired.

また、本実施の形態の家庭用コジェネシステム１Ｂの運転制御システムによれば、コージェネレーションシステムが、発電機５１の排熱を放熱する放熱ラジエータ５２と、発電機５１にアイドリングさせるアイドリング手段５３と、の少なくとも一方を有し、計画段階に貯湯タンク２に蓄熱されると予測される蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたときに、或いは、予測対象日に家庭用コジェネシステム１Ｂを運転して貯湯タンク２の蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたときに、家庭用コジェネシステム１Ｂを停止した場合と、家庭用コジェネシステム１Ｂの発電量を低下させた場合と、放熱ラジエータ５２を使用して家庭用コジェネシステム１Ｂを運転した場合と、アイドリング手段５３を使用して家庭用コジェネシステム１Ｂを運転した場合と、さらに、家庭用コジェネシステム１Ｂの発電出力上限値を低下させ、放熱ラジエータ５２を使用して家庭用コジェネシステム１Ｂを運転する場合との一次エネルギー量Ｅ１１〜Ｅ１５をそれぞれ算出し、最も一次エネルギー量が最小となる運転パターンを選択するので、予測対象日当日の運転時に貯湯タンク２に熱回収できないことが判明したときに、家庭用コジェネシステム１Ｂのハード構成である放熱ラジエータ５２とアイドリング手段５３を活用して、既存の運転パターンをより省エネ性の高いものに修正することができる。   Further, according to the operation control system of the home cogeneration system 1B of the present embodiment, the cogeneration system has a heat dissipation radiator 52 that dissipates the exhaust heat of the generator 51, an idling means 53 that causes the generator 51 to idle, When the heat storage amount predicted to be stored in the hot water storage tank 2 at the planning stage approaches the maximum heat storage amount, or the household cogeneration system 1B is operated on the prediction target day and the hot water storage tank When the heat storage amount of 2 approaches the maximum heat storage amount, the home cogeneration system 1B is stopped, the power generation amount of the home cogeneration system 1B is reduced, and the heat generation radiator 52 is used for home cogeneration. When driving the system 1B, when driving the home cogeneration system 1B using the idling means 53, In addition, the power generation output upper limit value of the home cogeneration system 1B is decreased, and the primary energy amounts E11 to E15 are calculated respectively when the home cogeneration system 1B is operated using the heat radiator 52, and the primary energy amount is the largest. Since the minimum operation pattern is selected, when it is determined that heat cannot be recovered in the hot water storage tank 2 during operation on the prediction target day, the heat dissipation radiator 52 and the idling means 53 that are the hardware configuration of the home cogeneration system 1B are utilized. Thus, the existing operation pattern can be corrected to a more energy-saving one.

以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明は、上記実施の形態に限定されることなく、色々な応用が可能である。
例えば、上記実施の形態では、家庭用コジェネシステム１Ａ，１Ｂの運転制御に用いたが、使用用途はこれに限定されず、小規模なコージェネレーションシステムや産業用コージェネレーションシステムにも適用可能である。
また、例えば、運転パターン計画後であって運転パターン実行前に予測しない熱負荷（例えば、風呂の湯張り）などがあって負荷予測に大きなズレが生じたときに、予測した負荷を修正し、運転パターンを見直してもよい。
また、例えば、上記第２実施の形態では、フィードバック制御時に放熱ラジエータ５２やアイドリング手段５３を用いて運転パターンを修正したが、予測対象日の運転パターンを作成する際に、あらかじめ放熱ラジエータ５２やアイドリング手段５３を用いるようにしてもよい。
また、例えば、上記第２実施の形態では、フィードバック制御を実行するときに、放熱ラジエータ５２とアイドリング手段５３を活用した。これに対して、運転パターン計画段階に熱回収量が貯湯タンク２の最大蓄熱量を超えることが予測される場合には、運転パターン計画段階に放熱ラジエータ５２やアイドリング手段５３を用いた場合の運転パターンも作成してその一次エネルギー量を算出し、基本ロジックで作成した運転パターンを含めて一次エネルギー量が最小となる運転パターンを選択するようにしてもよい。これにより、計画段階でもハード構成を活用し、省エネ性の高い運転パターンを作成することができる。
また、例えば、上記第２実施の形態では、夏場にエアコンを使用する場合を例に挙げて電力負荷変動修正処理を説明した。それに対して、冬場にエアコンなどを使用する場合に電力負荷変動修正処理を実行し、発電出力上限値を下げつつ、発電時間を設定するようにしてもよい。 Although the embodiments of the present invention have been described above, the present invention is not limited to the above-described embodiments, and various applications are possible.
For example, in the above-described embodiment, it is used for operation control of the home cogeneration systems 1A and 1B. However, the usage is not limited to this, and it can be applied to a small-scale cogeneration system and an industrial cogeneration system. .
For example, when there is a thermal load that is not predicted after the operation pattern is planned and before the operation pattern is executed (for example, bathing in a bath), etc., and there is a large shift in the load prediction, the predicted load is corrected, The driving pattern may be reviewed.
Further, for example, in the second embodiment, the operation pattern is corrected using the heat dissipation radiator 52 and the idling means 53 at the time of feedback control. However, when the operation pattern for the prediction target day is created, the heat dissipation radiator 52 and the idling in advance are created. The means 53 may be used.
Further, for example, in the second embodiment, the heat dissipation radiator 52 and the idling means 53 are used when the feedback control is executed. On the other hand, when it is predicted that the heat recovery amount exceeds the maximum heat storage amount of the hot water storage tank 2 at the operation pattern planning stage, the operation when the heat radiation radiator 52 and the idling means 53 are used at the operation pattern planning stage. A pattern may also be created to calculate the primary energy amount, and the operation pattern that minimizes the primary energy amount including the operation pattern created by the basic logic may be selected. As a result, the hardware configuration can be utilized even at the planning stage to create an energy saving operation pattern.
Further, for example, in the second embodiment, the power load fluctuation correction process has been described by taking as an example the case of using an air conditioner in summer. On the other hand, when an air conditioner or the like is used in winter, the power load fluctuation correction process may be executed to set the power generation time while lowering the power generation output upper limit value.

本発明の第１実施の形態に係り、家庭用コージェネレーションシステムの概略構成図である。1 is a schematic configuration diagram of a home cogeneration system according to a first embodiment of the present invention. FIG. 同じく、マイクロコンピュータのブロック図である。Similarly, it is a block diagram of a microcomputer. 同じく、発電効率曲線を示す図であって、縦軸に発電効率を示し、横軸に発電出力を示している。Similarly, it is a figure which shows a power generation efficiency curve, Comprising: The vertical axis | shaft shows power generation efficiency and the horizontal axis | shaft has shown the power generation output. 同じく、熱回収率曲線を示す図であって、縦軸に熱回収率を示し、横軸に発電出力を示している。Similarly, it is a figure which shows a heat recovery rate curve, Comprising: The heat recovery rate is shown on the vertical axis | shaft and the electric power generation output is shown on the horizontal axis. 同じく、負荷データの蓄積処理を示す図である。Similarly, it is a figure which shows the accumulation | storage process of load data. 同じく、電力負荷データの一例を示し、縦軸に電力負荷（ｋＷ）を示し、横軸に時間を示している。Similarly, an example of power load data is shown, with the vertical axis indicating power load (kW) and the horizontal axis indicating time. 同じく、熱負荷データの一例を示し、縦軸に熱負荷（ｋＪ）を示し、横軸に時間を示している。Similarly, an example of thermal load data is shown, the vertical axis indicates the thermal load (kJ), and the horizontal axis indicates time. 同じく、電力積算負荷と電力負荷の関係を経時的に示す図であって、縦軸に電力量（ｋＷ）を示し、横軸に時間を示している。Similarly, it is a figure which shows the relationship between electric power integration load and electric power load with time, Comprising: Electric power (kW) is shown on the vertical axis | shaft and time is shown on the horizontal axis. 同じく、予測積算熱負荷と熱負荷との関係を経時的に示す図であって、縦軸に熱量（ｋＪ）を示し。横軸に時間を示している。Similarly, it is a figure which shows the relationship between prediction integrated heat load and heat load with time, Comprising: Amount of heat (kJ) is shown on the vertical axis. Time is shown on the horizontal axis. 同じく、基本ロジックのフロー図である。Similarly, it is a flow diagram of basic logic. 同じく、部分熱負荷の計算処理を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation process of a partial heat load. 同じく、部分熱負荷の計算処理を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation process of a partial heat load. 同じく、部分熱負荷の計算処理を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation process of a partial heat load. 同じく、部分熱負荷の計算処理を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation process of a partial heat load. 同じく、部分熱負荷の計算処理を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation process of a partial heat load. 同じく、部分熱負荷の計算処理を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation process of a partial heat load. 同じく、各時間帯の発電効率と熱回収率を示す図であって、縦軸に発電効率、熱回収率（％）を示し、横軸に時間を示す。Similarly, it is a figure which shows the power generation efficiency and heat recovery rate of each time slot | zone, Comprising: Power generation efficiency and heat recovery rate (%) are shown on a vertical axis | shaft, and time is shown on a horizontal axis. 同じく、一次エネルギー量の算出を概念的に示した図である。Similarly, it is the figure which showed notion of primary energy amount notionally. 本発明の第２実施の形態に係り、家庭用コージェネレーションシステムの概略構成図である。It is a schematic block diagram of a household cogeneration system according to the second embodiment of the present invention. 同じく、マイクロコンピュータのブロック図である。Similarly, it is a block diagram of a microcomputer. 同じく、負荷の予測発生確率が小さい場合に対する運転計画ロジックを示す図である。Similarly, it is a figure which shows the driving | operation plan logic with respect to the case where the prediction generation | occurrence | production probability of load is small. 同じく、電力負荷変動修正処理及びハイリスク修正処理の一例を示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows an example of a power load fluctuation correction process and a high risk correction process. 同じく、電力負荷変動のリスクを考慮しない運転パターンの一例を示す図であり、（ａ）は、リスクを考慮していない運転パターンを示す図であり、（ｂ）は、リスク発生後の運転パターンを示す図である。Similarly, it is a figure which shows an example of the driving | running pattern which does not consider the risk of electric power load fluctuation | variation, (a) is a figure which shows the driving | running pattern which does not consider the risk, (b) is the driving | running pattern after risk occurrence FIG. 同じく、電力負荷変動のリスクを考慮した運転パターンの一例を示す図であり、（ａ）は、リスクを考慮した運転パターンを示す図であり、（ｂ）は、リスク発生後の運転パターンを示す図である。Similarly, it is a figure which shows an example of the driving | running pattern which considered the risk of electric power load fluctuation | variation, (a) is a figure which shows the driving | running pattern which considered the risk, (b) shows the driving | running pattern after risk occurrence. FIG. 同じく、フィードバック制御処理の計算ロジックを示すフロー図図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation logic of a feedback control process. 同じく、フィードバック制御処理の計算ロジックを示すフロー図である。Similarly, it is a flowchart which shows the calculation logic of a feedback control process. 同じく、総熱負荷のバラツキが大きいときの運転を示す図であって、縦軸に積算熱負荷（１００が１日の総熱負荷）を示し、横軸に時間を示す。Similarly, it is a figure which shows the driving | operation when the variation of a total heat load is large, Comprising: An integrated heat load (100 is the total heat load of 1 day) is shown on a vertical axis | shaft, and time is shown on a horizontal axis.

符号の説明Explanation of symbols

１Ａ 家庭用コージェネレーションシステム
１Ｂ 家庭用コージェネレーションシステム
２ 貯湯タンク
８ 発電機
２２Ａ マイクロコンピュータ
２２Ｂ マイクロコンピュータ
２３ 電力負荷積算手段
２４ 電力負荷処理手段
２６ 熱負荷処理手段
２７ 仮運転パターン作成手段
２８ 一次エネルギー量算出手段
２９ 運転パターン選択手段
４１ 発電出力演算手段
４２ 総合利用効率算出手段
５０ 負荷変動修正手段
５１ 発電機
５２ 放熱ラジエータ
５３ アイドリング手段

DESCRIPTION OF SYMBOLS 1A Household cogeneration system 1B Household cogeneration system 2 Hot water storage tank 8 Generator 22A Microcomputer 22B Microcomputer 23 Electric power load integration means 24 Electric power load processing means 26 Thermal load processing means 27 Temporary operation pattern creation means 28 Calculation of primary energy amount Means 29 Operation pattern selection means 41 Power generation output calculation means 42 Total utilization efficiency calculation means 50 Load fluctuation correction means 51 Generator 52 Heat radiation radiator 53 Idling means

Claims (5)

発電機が発電する電力を電力機器に供給するとともに、前記発電機の排熱を蓄熱装置に回収して熱機器に供給するコージェネレーションシステムについて、前記電力機器が消費する電力負荷と前記蓄熱装置に蓄熱される熱負荷をサンプリング手段によりサンプリングしておき、そのサンプリング結果に基づいて予測対象日の予測電力負荷と予測熱負荷を予測し、前記コージェネレーションシステムの運転を制御するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、
前記予測対象日の単位時間当たりの予測電力負荷と前記予測対象日の平均電力負荷から予測電力負荷の標準偏差を算出する電力負荷偏差算出手段と、
前記予測電力負荷と、前記電力負荷偏差算出手段が算出する前記予測電力負荷の標準偏差とから発電量を算出する発電出力演算手段と、
前記予測熱負荷と、前記発電出力演算手段が算出する発電量とから予測対象日の総合利用効率を所定時間毎に算出する総合利用効率算出手段と、
前記総合利用効率がしきい値を超える時間を指標としつつ起動時間と停止時間をずらし、１又は２以上の仮運転パターンを作成する仮運転パターン作成手段と、
前記仮運転パターン毎に一次エネルギー量を算出する一次エネルギー量算出手段と、
一次エネルギー量が最小となる仮運転パターンを選択する運転パターン選択手段と、
を有することを特徴とするコージェネレーションシステムの運転制御システム。 About a cogeneration system that supplies power generated by a generator to a power device and collects exhaust heat of the generator to a heat storage device and supplies it to the heat device, the power load consumed by the power device and the heat storage device Operation control of the cogeneration system that samples the heat load to be stored by the sampling means, predicts the predicted power load and the predicted heat load on the prediction target date based on the sampling result, and controls the operation of the cogeneration system In the system,
A power load deviation calculating means for calculating a standard deviation of the predicted power load from the predicted power load per unit time of the prediction target day and the average power load of the prediction target day ;
And the predicted power load, a power generation output calculation means for calculating an amount of power generation from said predicted power loads standard deviation of said power load deviation calculation means for calculating,
A total use efficiency calculating means for calculating a total use efficiency of the prediction target day every predetermined time from the predicted heat load and the power generation amount calculated by the power generation output calculating means;
Temporary operation pattern creating means for creating one or more temporary operation patterns by shifting the start time and the stop time while using the time when the total utilization efficiency exceeds a threshold as an index;
Primary energy amount calculating means for calculating a primary energy amount for each temporary operation pattern;
An operation pattern selection means for selecting a temporary operation pattern that minimizes the amount of primary energy;
An operation control system for a cogeneration system, comprising: 請求項１に記載するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、
前記仮運転パターン作成手段が、
前記予測対象日と前記予測対象日翌日とを含む仮運転パターンを作成すること、を特徴とするコージェネレーションシステムの運転制御システム。 In the operation control system of the cogeneration system according to claim 1,
The temporary operation pattern creating means
An operation control system for a cogeneration system, characterized in that a temporary operation pattern including the prediction target date and the day following the prediction target date is created. 請求項１又は請求項２に記載するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、
前記仮運転パターン毎に前記蓄熱装置の残熱量を算出する残熱量算出手段と、
前記残熱量と前記蓄熱装置の最大蓄熱量とを比較し、前記残熱量が前記最大蓄熱量を超える仮運転パターンが存在するときに、前記蓄熱装置の残熱量が前記蓄熱装置の最大蓄熱量を超えないことを条件として当該仮運転パターンの起動時間と停止時間をずらした１又は２以上の仮運転パターンを再作成し、一次エネルギー量が最小となる仮運転パターンを選択し、既存の仮運転パターンと置き換える仮運転パターン置換手段と、
を有することを特徴とするコージェネレーションシステムの運転制御システム。 In the operation control system of the cogeneration system according to claim 1 or 2,
A residual heat amount calculating means for calculating a residual heat amount of the heat storage device for each temporary operation pattern;
When the residual heat amount is compared with the maximum heat storage amount of the heat storage device, and there is a temporary operation pattern in which the residual heat amount exceeds the maximum heat storage amount, the residual heat amount of the heat storage device is the maximum heat storage amount of the heat storage device. Re-create one or more temporary operation patterns with the start time and stop time of the temporary operation pattern shifted on condition that they do not exceed, select the temporary operation pattern that minimizes the primary energy amount, and select existing temporary operation Temporary operation pattern replacement means for replacing the pattern,
An operation control system for a cogeneration system, comprising: 請求項１乃至請求項３に記載するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、
前記総合利用効率が、発電効率であることを特徴とするコージェネレーションシステムの運転制御システム。 In the operation control system of the cogeneration system according to claim 1 to claim 3,
An operation control system for a cogeneration system, wherein the total utilization efficiency is power generation efficiency . 請求項１乃至請求項４の何れか一つに記載するコージェネレーションシステムの運転制御システムにおいて、
前記コージェネレーションシステムが、
前記発電機の排熱を放熱する放熱手段と、
前記発電機にアイドリングさせるアイドリング手段と、の少なくとも一方を有し、
計画段階に前記蓄熱装置に蓄熱されると予測される蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたときに、或いは、予測対象日に前記コージェネレーションシステムを運転して前記蓄熱装置の蓄熱量が最大蓄熱量に近づいたときに、前記コージェネレーションシステムを停止した場合と、前記コージェネレーションシステムの発電量を低下させた場合と、前記放熱手段を使用して前記コージェネレーションシステムを運転した場合と、前記アイドリング手段を使用して前記コージェネレーションシステムを運転した場合と、さらに、前記コージェネレーションシステムの発電出力上限値を低下させ、前記放熱手段を使用して前記コージェネレーションシステムを運転する場合との一次エネルギー量をそれぞれ算出し、最も一次エネルギー量が最小となる運転パターンを選択すること、
を特徴とするコージェネレーションシステムの運転制御システム。 In the operation control system of the cogeneration system according to any one of claims 1 to 4 ,
The cogeneration system is
Heat radiating means for radiating exhaust heat of the generator;
And at least one of idling means for idling the generator,
When the heat storage amount predicted to be stored in the heat storage device in the planning stage approaches the maximum heat storage amount, or when the cogeneration system is operated on the prediction target day, the heat storage amount of the heat storage device is the maximum heat storage amount. When the cogeneration system is stopped, when the power generation amount of the cogeneration system is reduced, when the cogeneration system is operated using the heat dissipation means, and the idling means The amount of primary energy when the cogeneration system is operated using the power generator and when the cogeneration system is operated using the heat dissipation means by lowering the power generation output upper limit value of the cogeneration system. Calculate each, and the operation with the smallest primary energy To select a turn,
Cogeneration system operation control system characterized by
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