JP5475632B2 - Cogeneration system, cogeneration control device, cogeneration control method, and program - Google Patents

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Description

本発明は、発電することで熱を発生する熱電併給システム（コージェネレーションシステム）、熱電併給制御装置、熱電併給制御方法、及びプログラムに関する。   The present invention relates to a cogeneration system (cogeneration system) that generates heat by generating electricity, a cogeneration control device, a cogeneration control method, and a program.

太陽光発電システムや燃料電池システム等の分散型電源の普及により、これらの分散型電源が需要家の建物等に併設されるケースが増加している。需要家の建物の具体例としては、住宅、オフィスビル、工場等が挙げられる。太陽光発電システム及び燃料電池システムの設置密度が高い地域では、太陽光発電システムによる余剰電力販売量の増大、燃料電池システムでの発電による受電電力量の低減等の影響により、配電系統の受電点における電圧が高めに推移することが想定される。   Due to the widespread use of distributed power sources such as solar power generation systems and fuel cell systems, the number of cases where these distributed power sources are installed in a building or the like of a customer is increasing. Specific examples of customer buildings include houses, office buildings, factories, and the like. In areas where the installation density of solar power generation systems and fuel cell systems is high, the receiving points of the distribution system are affected by the increase in surplus power sales by solar power generation systems and the reduction in the amount of power received by power generation by fuel cell systems. It is assumed that the voltage at is high.

また、電気事業法では、住宅等の低圧（６００Ｖ以下）系統に連系される電圧を一定範囲（１００Ｖ系：１０１±６Ｖ、２００Ｖ系：２０２±２０Ｖ）に収めることが定められている。そこで、受電点における電圧が一定範囲の上限値を超えるおそれがある場合は、分散型電源の発電出力（有効電力）の抑制、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせ等により、一定範囲内に収める制御が組み込まれる。   In addition, the Electricity Business Law stipulates that the voltage connected to a low voltage (600 V or less) system such as a house is within a certain range (100 V system: 101 ± 6 V, 200 V system: 202 ± 20 V). Therefore, if there is a possibility that the voltage at the power receiving point may exceed the upper limit of a certain range, the power generation output (active power) of the distributed power source is suppressed, the voltage adjustment by reactive power is combined with the output suppression, etc. Built-in controls are included.

太陽光発電システムの導入進展により受電点の電圧が上昇し、発電出力が抑制される問題に対しては、無効電力による電圧調整の有効性が報告されている（例えば、非特許文献１を参照）。出力抑制の場合、例えば、太陽光発電システムが連系されている地点の電圧が上限値を超えると、インバータ制御により発電出力係数を減少させて発電出力を抑制し、上限値を下回ると、発電出力係数を増加させて発電出力を回復させる制御が行われる。   The effectiveness of voltage adjustment by reactive power has been reported for the problem that the voltage at the receiving point rises due to the progress of introduction of the solar power generation system and the power generation output is suppressed (for example, see Non-Patent Document 1). ). In the case of output suppression, for example, when the voltage at the point where the photovoltaic power generation system is linked exceeds the upper limit value, the power generation output coefficient is reduced by reducing the power generation output coefficient by inverter control. Control is performed to increase the output coefficient and recover the power generation output.

一方、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせの場合、例えば、インバータの出力電圧が上限値を超えると、まず、運転力率を減少させて無効電力を発生させる。そして、運転力率が「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」（経済産業省）に定める制限値に達しても受電点の電圧が上限値を超えたままであれば、次に、運転力率一定のまま発電出力係数を減少させて発電出力を抑制する制御が行われる。また、出力電圧が上限値を下回ると、まず、発電出力係数を増加させて発電出力を回復させ、次に、運転力率を増加させて無効電力を減少させる制御が行われる。   On the other hand, in the case of a combination of voltage adjustment by reactive power and output suppression, for example, when the output voltage of the inverter exceeds an upper limit value, first, the reactive power is generated by reducing the driving power factor. If the power receiving point voltage still exceeds the upper limit even when the operating power factor reaches the limit value set in the “Guidelines for grid interconnection technical requirements for ensuring power quality” (Ministry of Economy, Trade and Industry), Control is performed to reduce the power generation output coefficient by reducing the power generation output coefficient while keeping the power factor constant. When the output voltage falls below the upper limit value, control is first performed to increase the power generation output coefficient to recover the power generation output, and then increase the driving power factor to decrease the reactive power.

さらに、複数の分散型電源の導入時における出力抑制の影響も検討されている（例えば、非特許文献２を参照）。非特許文献２には、太陽光発電システム及び燃料電池システムにおいて、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた制御方法が記載されており、出力抑制量及び無効電力発生量の計算方法が開示されている。   Furthermore, the influence of output suppression at the time of introduction of a plurality of distributed power sources has also been studied (for example, see Non-Patent Document 2). Non-Patent Document 2 describes a control method using a combination of voltage adjustment and output suppression by reactive power in a photovoltaic power generation system and a fuel cell system, and a calculation method of output suppression amount and reactive power generation amount. It is disclosed.

一方、従来の燃料電池システムでは、１日の中で起動と停止を行う、いわゆるDaily Start and Stop（ＤＳＳ）運転が行われている。その理由は、省エネルギー性や経済性の観点から、風呂の需要を中心とした給湯需要に合わせて燃料電池システムの運転パターンを決定することが最も効果的であるためである。例えば、特許文献１では、ＤＳＳ運転を最適に行うための制御ロジックが提案されている。   On the other hand, in a conventional fuel cell system, a so-called Daily Start and Stop (DSS) operation that starts and stops during a day is performed. The reason is that it is most effective to determine the operation pattern of the fuel cell system in accordance with hot water supply demand centering on the demand for baths from the viewpoint of energy saving and economical efficiency. For example, Patent Document 1 proposes a control logic for optimally performing DSS operation.

特許文献２は、気象予測情報を取得して貯湯式給湯装置を動作させることで、商用の深夜電力の利用を削減し、太陽光発電システムの電力を利用する方法について開示している。特許文献３は、さらに残湯量と昼間使う湯量とを気象予測情報に追加して、貯湯式給湯
装置を動作させる方法について開示している。特許文献４は、日射量を利用して太陽光発電システムの発電量を推定する方法について開示している。 Patent Literature 2 discloses a method for reducing the use of commercial late-night power and acquiring the power of a solar power generation system by acquiring weather prediction information and operating a hot water storage type hot water supply device. Patent Document 3 discloses a method of operating a hot water storage type hot water supply apparatus by further adding the amount of remaining hot water and the amount of hot water used during the day to the weather prediction information. Patent document 4 is disclosing about the method of estimating the electric power generation amount of a solar power generation system using solar radiation amount.

非特許文献３は、事例ベース推論により、住宅における過去の需要データを基に給湯・電力需要を予測して、燃料電池システムのＤＳＳ運転を最適制御する方法について開示している。この方法では、過去の一定期間で現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の需要データ及び気温データの中から現在のデータに最も近いデータを有する日時を選び、その日時から２４時間先までの需要データを予測需要データとして用いている。そして、予測された給湯・電力需要に対して、２４時間先までの１次エネルギー消費量をできるだけ小さくするような起動時刻・停止時刻の組み合わせが、翌日の運転計画として決定される。   Non-Patent Document 3 discloses a method of optimally controlling the DSS operation of a fuel cell system by predicting hot water supply / electric power demand based on past demand data in a house by case-based reasoning. In this method, the date and time having the closest data to the current data is selected from the demand data and temperature data on the same day of the week and at the same time in the past fixed period, and demand data up to 24 hours ahead from that date and time is selected. Used as forecast demand data. Then, for the predicted hot water supply / electric power demand, a combination of start time and stop time that minimizes the primary energy consumption up to 24 hours ahead is determined as an operation plan for the next day.

非特許文献４は、太陽光発電システムの発電量を予測するために、天気予報と天気変化パターンを基に日射予測を行う方法について開示している。この方法では、気象庁が発表する３時間毎の天気予報を用いて、天気の種類（晴、曇、雨等）別に分類された過去の日射強度データから、予想される天気に対応する１時間平均全天日射強度の推定値が求められる。そして、前後の時間帯の天気予報を参照して推定値を補正することで、目的の予測日射強度が求められる。   Non-Patent Document 4 discloses a method of performing solar radiation prediction based on a weather forecast and a weather change pattern in order to predict a power generation amount of a solar power generation system. This method uses an hourly weather forecast announced by the Japan Meteorological Agency, and uses hourly averages corresponding to the expected weather from past solar radiation intensity data classified by weather type (sunny, cloudy, rain, etc.). An estimate of global solar radiation intensity is obtained. And the target estimated solar radiation intensity | strength is calculated | required by correct | amending an estimated value with reference to the weather forecast of the time slot | zone before and behind.

非特許文献５は、放射状配電系統を対象に電圧・潮流分布を簡易的に計算する方法について開示している。この方法では、配電変電所寄りの上流側母線の電圧と下流側母線の潮流と２つの母線間の線路インピーダンスとから、下流側母線の電圧が求められる。この計算を上流から下流へ順次適用していくことで、配電系統における全母線の電圧が計算できる。   Non-Patent Document 5 discloses a method for simply calculating a voltage / current distribution for a radial distribution system. In this method, the voltage of the downstream bus is obtained from the voltage of the upstream bus near the distribution substation, the power flow of the downstream bus, and the line impedance between the two buses. By applying this calculation sequentially from upstream to downstream, the voltage of all buses in the distribution system can be calculated.

特開２００８−３２２４５号公報JP 2008-32245 A 特開２００８−２７０２号公報JP 2008-2702 A 特開２００８−２７０３号公報JP 2008-2703 A 特開２０１０−１９３５９４号公報JP 2010-193594 A

松田 勝弘 他，「太陽光発電集中連系時における各需要家発電電力量の減少ばらつきの分析とその対策に関する一考察」，電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌），２００６年，Ｖｏｌ．１２６，Ｎｏ．１０，ｐｐ．１００３−１０１２Katsuhiro Matsuda et al., “A study on the analysis and countermeasures for the decrease variation of each customer's power generation in the case of concentrated photovoltaic power generation”, IEEJ Transactions B (Power and Energy Division), 2006, Vol. 126, no. 10, pp. 1003-1012 辻田 伸介 他，「分散型電源の大量導入が発電出力に与える影響と電圧調整制御による効果」，電気学会論文誌Ｃ（電子・情報・システム部門誌），２０１０年，Ｖｏｌ．１３０，Ｎｏ．２，ｐｐ．２１６−２２５Shinsuke Hamada et al., “Effects of large-scale introduction of distributed power supply on power generation output and effect of voltage regulation control”, IEEJ Transactions C (Electronics, Information and Systems Division), 2010, Vol. 130, no. 2, pp. 216-225 井関孝弥，「家庭用燃料電池コージェネレーションシステムの最適運転制御」，オペレーションズ・リサーチ，２００９年，Ｖｏｌ．５４，Ｎｏ．６，ｐｐ．３２５−３２８Takaya Iseki, “Optimal Operation Control of Household Fuel Cell Cogeneration System”, Operations Research, 2009, Vol. 54, no. 6, pp. 325-328 嶋田 尊衛 他，「天気予報と天気変化パターンを用いた日射予測」，電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌），２００７年，Ｖｏｌ．１２７，Ｎｏ．１１，ｐｐ．１２１９−１２２５Takashi Shimada et al., “Solar radiation prediction using weather forecast and weather change pattern”, IEEJ Transactions B (Power and Energy Division), 2007, Vol. 127, no. 11, pp. 1219-1225 小柳 薫 他，「放射状配電系統を対象とした電圧・潮流分布の簡略シミュレーション手法」，電気学会電力技術・電力系統技術合同研究会，２００５年，ＰＥ−０５−９９，ＰＳＥ−０５−１０６，ｐｐ．５５−６０（２００５）Satoshi Koyanagi et al., “Simplified Simulation Method of Voltage and Power Flow Distribution for Radial Distribution System”, IEEJ Power Technology and Power System Technology Joint Study Group, 2005, PE-05-99, PSE-05-106, pp . 55-60 (2005)

しかしながら、上述した従来の燃料電池システムの制御ロジックには、次のような問題がある。
従来の燃料電池システムの最適運転では太陽光発電システムの導入が想定されておらず、燃料電池システムに出力抑制が生じる場合の対策も考慮されていない。従って、特許文献１のような最適制御ロジックを適用すると、燃料電池システムの出力抑制により排熱発生量が減少し、給湯需要に対する燃料電池装置からの供給割合が減少してしまう。この排熱発生量の不足を補うために、１次エネルギーを消費するバックアップ熱源器（給湯器）の利用時間が多くなり、省エネルギー性や環境性が損なわれるおそれがある。 However, the conventional fuel cell system control logic described above has the following problems.
In the optimal operation of the conventional fuel cell system, the introduction of a solar power generation system is not assumed, and measures for the case where output suppression occurs in the fuel cell system are not considered. Therefore, when the optimum control logic as in Patent Document 1 is applied, the amount of exhaust heat generation is reduced by suppressing the output of the fuel cell system, and the supply ratio from the fuel cell device to the hot water supply demand is reduced. In order to compensate for the shortage of the amount of generated heat, the use time of the backup heat source device (hot water heater) that consumes the primary energy increases, which may impair energy saving and environmental performance.

本発明の課題は、燃料電池システムのような熱電併給システムを含む分散型電源システムにおいて、熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、なるべく排熱発生量が不足しないように熱電併給システムを制御することである。   An object of the present invention is to provide a distributed power system including a combined heat and power system, such as a fuel cell system, so that even if the power generation output of the combined heat and power system is suppressed, the amount of exhaust heat generated is as short as possible. It is to control the co-feed system.

本発明の熱電併給システムは、発電手段、抑制手段、及び制御手段を備える。発電手段は、発電することで熱を発生し、抑制手段は、発電手段の発電出力を抑制する。制御手段は、抑制手段による発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、発電手段の起動時刻を早める制御を行う。   The combined heat and power system of the present invention includes power generation means, suppression means, and control means. The power generation means generates heat by generating power, and the suppression means suppresses the power generation output of the power generation means. The control means predicts whether or not the power generation output is suppressed by the suppression means, and performs control to advance the start time of the power generation means when it is predicted that the suppression will occur.

抑制が発生すると予測したときに発電手段の起動時刻を早めることで、発電手段が１日に発生する熱量を増加させることができる。
本発明の熱電併給制御装置は、予測手段及び制御手段を備える。予測手段は、発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。制御手段は、発電出力の抑制が発生すると予測したとき、熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う。 When the start-up time of the power generation means is advanced when it is predicted that suppression will occur, the amount of heat generated by the power generation means per day can be increased.
The combined heat and power control apparatus of the present invention includes a prediction unit and a control unit. The predicting means predicts whether or not the generation output of the cogeneration system that generates heat by generating electricity is suppressed. When it is predicted that the power generation output will be suppressed, the control unit performs control to advance the start time of the combined heat and power system.

抑制が発生すると予測したときに熱電併給システムの起動時刻を早めることで、熱電併給システムが１日に発生する熱量を増加させることができる。
本発明の別の熱電併給制御装置は、予測手段、制御手段、及び送信手段を備える。予測手段は、発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。制御手段は、１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、その熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行い、送信手段は、起動時刻の情報をその熱電併給システムに送信する。 The amount of heat generated by the cogeneration system can be increased by advancing the start time of the cogeneration system when it is predicted that the suppression will occur.
Another combined heat and power control apparatus of the present invention includes a prediction unit, a control unit, and a transmission unit. The predicting means predicts whether or not the generation output is suppressed in each of the plurality of cogeneration systems that generate heat by generating power. When the control means predicts that the generation output is suppressed in one combined heat and power system, the control means performs control to advance the start time of the combined heat and power system, and the transmission means transmits information on the start time to the combined heat and power system. .

抑制が発生すると予測したときに熱電併給システムの起動時刻を早めることで、熱電併給システムが１日に発生する熱量を増加させることができる。   The amount of heat generated by the cogeneration system can be increased by advancing the start time of the cogeneration system when it is predicted that the suppression will occur.

本発明によれば、受電点の電圧上昇により熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、排熱発生量の不足を低減することができる。したがって、バックアップ熱源器の利用時間が短縮され、１次エネルギーの消費量が削減されるため、省エネルギー性及び環境性の向上に寄与する。これにより、太陽光発電システム等と燃料電池システム等の分散型電源を組み合わせたダブル発電システムの導入拡大が期待できる。   ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, even if it is a case where the electric power generation output of a combined heat and power system is suppressed by the voltage rise of a receiving point, the shortage of waste heat generation amount can be reduced. Therefore, the use time of the backup heat source device is shortened and the consumption of primary energy is reduced, which contributes to energy saving and environmental improvement. As a result, the introduction and expansion of a double power generation system combining a solar power generation system and a distributed power source such as a fuel cell system can be expected.

ダブル発電システムの構成図である。It is a block diagram of a double electric power generation system. 第１の分散型電源システムの構成図である。It is a block diagram of a 1st distributed power supply system. 発電パターンテーブルを示す図である。It is a figure which shows a power generation pattern table. 第１の起動時刻調整処理のフローチャートである。It is a flowchart of a 1st starting time adjustment process. 第２の分散型電源システムの構成図である。It is a block diagram of a 2nd distributed power supply system. 第２の起動時刻調整処理のフローチャートである。It is a flowchart of a 2nd starting time adjustment process. 第３の分散型電源システムの構成図である。It is a block diagram of a 3rd distributed power supply system. 理想的な発電パターンを示す図である。It is a figure which shows an ideal electric power generation pattern. 電圧変動を示す図である。It is a figure which shows a voltage fluctuation. 太陽光発電システムの発電パターンを示す図である。It is a figure which shows the electric power generation pattern of a solar energy power generation system. 第１の燃料電池システムの発電パターンを示す図である。It is a figure which shows the electric power generation pattern of a 1st fuel cell system. 第１の熱供給パターンを示す図である。It is a figure which shows a 1st heat supply pattern. 第２の燃料電池システムの発電パターンを示す図である。It is a figure which shows the electric power generation pattern of a 2nd fuel cell system. 第２の熱供給パターンを示す図である。It is a figure which shows a 2nd heat supply pattern. 熱供給量を示す図である。It is a figure which shows the heat supply amount. １次エネルギー使用量を示す図である。It is a figure which shows the primary energy usage-amount. 第１の出力抑制テーブルを示す図である。It is a figure which shows a 1st output suppression table. 第２の出力抑制テーブルを示す図である。It is a figure which shows a 2nd output suppression table. 第３の起動時刻調整処理のフローチャートである。It is a flowchart of a 3rd starting time adjustment process. 第３の出力抑制テーブルを示す図である。It is a figure which shows a 3rd output suppression table. 第４の起動時刻調整処理のフローチャートである。It is a flowchart of the 4th starting time adjustment processing. 情報処理装置の構成図である。It is a block diagram of information processing apparatus.

以下、図面を参照しながら、実施形態を詳細に説明する。
図１は、実施形態のダブル発電システムの構成例を示している。図１のダブル発電システムは、太陽光発電システム１０１、燃料電池システム１０２、分電盤１０３、給湯口１０４、及び通信装置１０５を備え、需要家の建物等に設置される。 Hereinafter, embodiments will be described in detail with reference to the drawings.
FIG. 1 shows a configuration example of the double power generation system of the embodiment. The double power generation system of FIG. 1 includes a solar power generation system 101, a fuel cell system 102, a distribution board 103, a hot water supply port 104, and a communication device 105, and is installed in a customer's building or the like.

太陽光発電システム１０１は、太陽電池アレイ１１１及びインバータ１１２を含む。太陽電池アレイ１１１は、太陽光エネルギーを直流電力に変換（太陽光発電）し、インバータ１１２は、その直流電力を交流電力に変換して分電盤１０３に出力する。   The photovoltaic power generation system 101 includes a solar cell array 111 and an inverter 112. The solar cell array 111 converts solar energy into DC power (solar power generation), and the inverter 112 converts the DC power into AC power and outputs the AC power to the distribution board 103.

燃料電池システム１０２は、制御部１２１、燃料電池装置１２２、バックアップ給湯器１２３、貯湯槽１２４、排熱回収ライン１２５、及び給湯配管１２６を含む。制御部１２１は、記憶装置１３１を含み、燃料電池装置１２２は、インバータ１３２及び発電セル１３３を含む。発電セル１３３は、都市ガス、プロパンガス、灯油等を燃料として発電して直流電力を出力し、インバータ１３２は、その直流電力を交流電力に変換して分電盤１０３に出力する。   The fuel cell system 102 includes a control unit 121, a fuel cell device 122, a backup water heater 123, a hot water storage tank 124, an exhaust heat recovery line 125, and a hot water supply pipe 126. The control unit 121 includes a storage device 131, and the fuel cell device 122 includes an inverter 132 and a power generation cell 133. The power generation cell 133 generates power using city gas, propane gas, kerosene or the like as fuel and outputs DC power, and the inverter 132 converts the DC power into AC power and outputs it to the distribution board 103.

分電盤１０３に出力された電力は、建物の電力需要を満たすために電力負荷に供給され、余剰分の電力は電力供給事業者に販売される。
貯湯槽１２４には水が貯えられており、燃料電池装置１２２の発電セル１３３による発電と同時に発生する排熱は、排熱回収ライン１２５を通じて貯湯槽１２４の水により回収される。したがって、発電セル１３３の排熱発生量に応じて貯湯槽１２４の水温が上昇し、お湯が貯えられる。 The electric power output to the distribution board 103 is supplied to the electric power load to satisfy the electric power demand of the building, and the surplus electric power is sold to the electric power supplier.
Water is stored in the hot water storage tank 124, and the exhaust heat generated simultaneously with the power generation by the power generation cell 133 of the fuel cell device 122 is recovered by the water in the hot water storage tank 124 through the exhaust heat recovery line 125. Therefore, the water temperature of the hot water storage tank 124 rises according to the amount of heat generated by the power generation cell 133, and hot water is stored.

例えば、住宅に設置されたダブル発電システムの場合、風呂の湯張り、シャワー、洗面、炊事等で給湯需要が発生すると、貯湯槽１２４に貯えられたお湯が給湯配管１２６を通じて給湯口１０４に供給される。そして、給湯口１０４において、使用者が所望する温度に調整されて供給される。   For example, in the case of a double power generation system installed in a house, when a hot water supply demand occurs due to bathing, showering, washing, cooking, etc., hot water stored in the hot water storage tank 124 is supplied to the hot water supply port 104 through the hot water supply pipe 126. The Then, at the hot water supply port 104, the temperature is adjusted and supplied to a temperature desired by the user.

このとき、貯湯槽１２４で不足する水は、上水から補給される。また、排熱発生量の不足等により貯湯槽１２４の蓄熱量が不足する場合は、バックアップ給湯器１２３を稼動させて、貯湯槽１２４にお湯が供給される。バックアップ給湯器１２３の運転には、都市ガ
ス等の１次エネルギーが使用されるため、省エネルギー性及び環境性の観点からは、バックアップ給湯器１２３の運転時間をできるだけ短縮することが望ましい。 At this time, the water shortage in the hot water storage tank 124 is replenished from the tap water. Further, when the amount of heat stored in the hot water storage tank 124 is insufficient due to a lack of exhaust heat generation amount or the like, hot water is supplied to the hot water storage tank 124 by operating the backup water heater 123. Since primary energy such as city gas is used for the operation of the backup water heater 123, it is desirable to shorten the operation time of the backup water heater 123 as much as possible from the viewpoint of energy saving and environmental performance.

制御部１２１は、信号線１４１を通じて貯湯槽１２４の貯湯量等の情報を取得することで、給湯需要を計測し、信号線１４３を通じて分電盤１０３から使用電力の情報を取得することで、電力需要を計測する。また、信号線１４２を通じて燃料電池システム１０２の稼動実績（発電出力等）の情報を取得するとともに、発電の開始・終了を燃料電池システム１０２に指示する。   The control unit 121 obtains information such as the amount of hot water stored in the hot water storage tank 124 through the signal line 141, measures hot water supply demand, and obtains information on power usage from the distribution board 103 through the signal line 143. Measure demand. In addition, information on operation results (power generation output, etc.) of the fuel cell system 102 is acquired through the signal line 142, and the fuel cell system 102 is instructed to start and end power generation.

通信装置１０５は、有線又は無線の通信ネットワークに接続することで気象情報を取得し、信号線１４４を通じて制御部１２１に出力する。例えば、通信装置１０５がインターネットモデムの場合、制御部１２１は、インターネットを介して外部のサーバから気象情報を収集することができる。制御部１２１は、不図示の気温計から気温情報を取得することもできる。計測された給湯需要及び電力需要、気象情報、気温情報等は記憶装置１３１に格納され、燃料電池システム１０２の運転制御に用いられる。   The communication device 105 acquires weather information by connecting to a wired or wireless communication network, and outputs the weather information to the control unit 121 through the signal line 144. For example, when the communication device 105 is an Internet modem, the control unit 121 can collect weather information from an external server via the Internet. The control unit 121 can also acquire temperature information from a thermometer (not shown). The measured hot water supply demand and power demand, weather information, temperature information, and the like are stored in the storage device 131 and used for operation control of the fuel cell system 102.

図２は、図１のダブル発電システムを備える複数の需要家を含む分散型電源システムの構成例を示している。図２の分散型電源システムは、高圧配電線２０１、柱上変圧器２０２、低圧配電線２０３、ｎ個の需要家のダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎを備える。ｋ番目（ｋ＝１，２，．．．，ｎ）のダブル発電システム２０４−ｋには、ｋ番目の需要家が使用する電力負荷も含まれる。   FIG. 2 shows a configuration example of a distributed power supply system including a plurality of consumers including the double power generation system of FIG. The distributed power supply system of FIG. 2 includes a high-voltage distribution line 201, a pole transformer 202, a low-voltage distribution line 203, and n double power generation systems 204-1 to 204-n of consumers. The k-th (k = 1, 2,..., n) double power generation system 204-k also includes a power load used by the k-th consumer.

高圧配電線２０１は電力供給事業者の配電用変電所等からの高圧の電力を柱上変圧器２０２に供給し、柱上変圧器２０２は、電圧変換を行って低圧の電力を負荷に供給する。低圧配電線２０３は、低圧の電力をダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎの分電盤１０３を通じて負荷に供給、もしくは電力供給事業者に売電する。   The high-voltage distribution line 201 supplies high-voltage power from a distribution substation of the power supplier to the pole transformer 202, and the pole transformer 202 performs voltage conversion and supplies low-voltage power to the load. . The low-voltage distribution line 203 supplies low-voltage power to a load through the distribution board 103 of the double power generation systems 204-1 to 204-n, or sells power to a power supply company.

なお、経済産業省で定める電気設備基準では、交流の低圧、高圧を以下と定めている。
高圧：６００Ｖ以上７０００Ｖ以下
低圧：６００Ｖ以下
このとき、太陽光発電システム１０１による余剰電力販売量の増大、燃料電池システム１０２での発電による受電電力量の低減等の影響により、それぞれの需要家の受電点２０５−１〜２０５−ｎにおける電圧が高めに推移することが想定される。そこで、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１は、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の発電出力の抑制、又は無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせ等により、受電点２０５−ｋの電圧を一定範囲内に収める制御を行う。 The electrical equipment standards established by the Ministry of Economy, Trade and Industry stipulate that AC low and high pressures are as follows.
High voltage: 600 V or more and 7000 V or less Low voltage: 600 V or less At this time, each customer receives power due to the increase in surplus power sales by the solar power generation system 101 and reduction in the amount of power received by the power generation by the fuel cell system 102. It is assumed that the voltage at points 205-1 to 205-n transitions higher. Therefore, the control unit 121 of each double power generation system 204-k receives the power reception point 205-k by suppressing the power generation output of the solar power generation system 101 and the fuel cell system 102, or by combining voltage adjustment and output suppression using reactive power. The voltage is controlled to be within a certain range.

ただし、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生すると、排熱発生量が不足してバックアップ給湯器１２３の運転時間が長くなる可能性がある。そこで、制御部１２１は、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、燃料電池システム１０２の運転開始時刻を通常より早い時刻に設定する。これにより、燃料電池システム１０２の運転時間が通常より長くなるため、排熱発生量を増加させることができる。   However, if the output suppression of the fuel cell system 102 occurs, there is a possibility that the exhaust heat generation amount is insufficient and the operation time of the backup water heater 123 becomes long. Therefore, the control unit 121 predicts whether or not output suppression of the fuel cell system 102 will occur, and sets the operation start time of the fuel cell system 102 earlier than usual when predicting that suppression will occur. Thereby, since the operation time of the fuel cell system 102 becomes longer than usual, the amount of exhaust heat generation can be increased.

例えば、インターネットを介して外部のサーバ等から天気予報情報を取得することで、太陽光発電システム１０１による発電量の増大に伴う燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測することができる。   For example, by acquiring weather forecast information from an external server or the like via the Internet, it is possible to predict whether or not output suppression of the fuel cell system 102 due to an increase in the amount of power generated by the solar power generation system 101 will occur. it can.

現在、気象情報の提供サービスを行う事業者が複数存在する。これらの事業者は、ユーザに合わせた詳細な気象情報や災害情報をウェブサイトや電子メールを介して配信するサ
ービスを提供している。また、一部のポータルサイトでは、３時間毎の天気予報が掲載されており、このようなポータルサイトから天気予報情報を定期的に取得することもできる。 Currently, there are a number of companies that provide weather information provision services. These businesses provide services that deliver detailed weather information and disaster information tailored to users via websites and e-mails. Some portal sites include a weather forecast every three hours, and weather forecast information can be periodically acquired from such portal sites.

図３は、出力抑制の予測に用いる発電パターンテーブルの例を示している。図３の発電パターンテーブルは、図１の制御部１２１の記憶装置１３１に格納される。図３の発電パターンテーブルは行列形式になっており、各行は、過去に取得された１日における所定時間毎の天気予報の組み合わせを表し、各列は、過去に取得された日負荷電力量（ｋＷｈ）を表す。この日負荷電力量は、需要家の建物における１日の電力需要に対応する。   FIG. 3 shows an example of a power generation pattern table used for predicting output suppression. The power generation pattern table of FIG. 3 is stored in the storage device 131 of the control unit 121 of FIG. The power generation pattern table of FIG. 3 is in a matrix format, and each row represents a combination of weather forecasts for a predetermined time in a day acquired in the past, and each column represents a daily load energy ( kWh). This daily load power corresponds to the daily power demand in the customer's building.

図３には、３時間毎の天気予報の組み合わせとして、９時、１２時、１５時、及び１８時の天気予報（晴、曇、雨）が示されているが、他の時間間隔の天気予報を用いてもよく、１日の天気予報を１種類の天気で表してもよい。   FIG. 3 shows weather forecasts (sunny, cloudy, rainy) at 9 o'clock, 12 o'clock, 15 o'clock and 18 o'clock as combinations of weather forecasts every three hours. A forecast may be used, and the daily weather forecast may be represented by one type of weather.

各行列要素には、その行の天気予報とその列の日負荷電力量に対応する、燃料電池システム１０２の過去の１日の発電パターンのデータが記録されている。発電パターンは、１日の各時刻における発電出力の実績値を表し、過去に発生した燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を受けたパターンである。発電出力の実績値としては、過去に計測された発電出力の計測値を用いてもよく、同じ条件に対応する複数の計測値の平均値等、統計的に処理された値を用いてもよい。制御部１２１は、この発電パターンテーブルを参照して出力抑制が発生するか否かを予測する。   In each matrix element, data of the power generation pattern of the past one day of the fuel cell system 102 corresponding to the weather forecast of the row and the daily load power amount of the column is recorded. The power generation pattern represents the actual value of the power generation output at each time of day, and is a pattern affected by the output suppression of the fuel cell system 102 that occurred in the past. As the actual value of the power generation output, a measurement value of the power generation output measured in the past may be used, or a statistically processed value such as an average value of a plurality of measurement values corresponding to the same condition may be used. . The control unit 121 predicts whether or not output suppression occurs with reference to the power generation pattern table.

燃料電池システム１０２を設置した当初は発電パターンテーブルにデータが記録されておらず、燃料電池システム１０２の運用に伴って発電パターンの実績データが記録される。そして、一定量の実績データが蓄積されると、発電パターンテーブルが出力抑制の予測のために使用される。春、夏、秋、及び冬の季節毎に給湯需要パターンが変化し、それに伴って燃料電池システム１０２の発電量も変化するため、季節毎に発電パターンテーブルを更新してもよい。また、この発電パターンテーブルは月毎や曜日毎に更新してもよい。   When the fuel cell system 102 is initially installed, no data is recorded in the power generation pattern table, and actual power generation pattern data is recorded as the fuel cell system 102 is operated. When a certain amount of actual data is accumulated, the power generation pattern table is used for predicting output suppression. Since the hot water supply demand pattern changes for each season of spring, summer, autumn, and winter, and the power generation amount of the fuel cell system 102 changes accordingly, the power generation pattern table may be updated for each season. The power generation pattern table may be updated every month or every day of the week.

図４は、各需要家のダブル発電システムにおいて、天気予報情報を用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。気象庁からは、例えば現在では毎日午後５時にその日の最後の天気予報が発表されるため、午後５時以降の天気予報情報を利用して起動時刻を調整するのが望ましい。さらに、燃料電池システム１０２の発電計画を立てるためには、夕方から夜間にかけて訪れる給湯需要のピーク時刻を過ぎた時点で、起動時刻調整処理を開始するのが望ましい。   FIG. 4 is a flowchart showing an example of processing for adjusting the start time of the fuel cell system 102 using the weather forecast information in the double power generation system of each customer. From the Japan Meteorological Agency, for example, the last weather forecast for the day is announced every day at 5:00 pm, so it is desirable to adjust the activation time using weather forecast information after 5:00 pm. Furthermore, in order to make a power generation plan for the fuel cell system 102, it is desirable to start the startup time adjustment process after the peak time of hot water supply demand visiting from evening to night.

制御部１２１は、まず、計測された過去の需要データを基に翌日の電力・給湯需要を予測して、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを記憶装置１３１に格納する（ステップ４０１）。電力需要パターンは、翌日の各時刻における電力負荷の予測値を表し、給湯需要パターンは、翌日の各時刻における熱負荷の予測値を表す。   The control unit 121 first predicts the next day's power / hot water demand based on the measured past demand data, and stores the next day's power demand pattern and hot water demand pattern in the storage device 131 (step 401). The power demand pattern represents the predicted value of the power load at each time of the next day, and the hot water supply demand pattern represents the predicted value of the heat load at each time of the next day.

次に、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに合わせて、翌日の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ０及び停止時刻を決定することで、ＤＳＳ運転の運転計画を決定する（ステップ４０２）。決定された起動時刻ＳＴ０は、起動時刻ＳＴの初期値として記憶装置１３１に格納される。   Next, the operation plan for the DSS operation is determined by determining the start time ST0 and the stop time of the fuel cell system 102 of the next day according to the power demand pattern and hot water supply demand pattern of the next day (step 402). The determined activation time ST0 is stored in the storage device 131 as an initial value of the activation time ST.

この運転計画には、燃料電池システム１０２の１日の発電パターンのデータが含まれる。ただし、太陽光発電システム１０１による発電出力は考慮されておらず、燃料電池システム１０２による発電出力と電力供給事業者から供給される電力で電力需要を満たすことを前提としている。したがって、運転計画は、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生
しない場合の発電パターンを表している。 This operation plan includes data on the daily power generation pattern of the fuel cell system 102. However, the power generation output by the solar power generation system 101 is not considered, and it is assumed that the power demand is satisfied by the power generation output by the fuel cell system 102 and the power supplied from the power supply company. Therefore, the operation plan represents a power generation pattern when the output suppression of the fuel cell system 102 does not occur.

次に、通信装置１０５を介して外部のサーバ等から翌日の天気予報情報を取得する（ステップ４０３）。ここでは、例えば、翌日の３時間毎の天気予報が取得される。
次に、翌日の電力需要パターンに含まれる各時刻における電力負荷の予測値の総和を求めることで、日負荷電力量の予測値を求める（ステップ４０４）。そして、得られた日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報とに基づいて、発電パターンテーブルを検索し、対応する発電パターンを取得する。 Next, weather forecast information for the next day is acquired from an external server or the like via the communication device 105 (step 403). Here, for example, a weather forecast every three hours on the next day is acquired.
Next, the predicted value of the daily load power amount is obtained by obtaining the sum of the predicted values of the power load at each time included in the power demand pattern of the next day (step 404). Then, the power generation pattern table is searched based on the obtained predicted value of the daily load power amount and the weather forecast information of the next day, and the corresponding power generation pattern is acquired.

次に、ステップＳ４０２で決定された燃料電池システム１０２の運転計画と、ステップ４０４で発電パターンテーブルから取得した発電パターンとに基づいて、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを判定する（ステップ４０５）。   Next, based on the operation plan of the fuel cell system 102 determined in step S402 and the power generation pattern acquired from the power generation pattern table in step 404, it is determined whether output suppression of the fuel cell system 102 occurs. (Step 405).

出力抑制が発生すると判定した場合（ステップ４０５，Ｙｅｓ）、翌日の給湯需要パターンと発電パターンテーブルから取得した発電パターンとに基づいて、翌日の所定時刻に貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算する（ステップ４０６）。所定時刻としては、例えば、夕方以降の給湯需要のピーク時刻が用いられる。そして、所定時刻の熱供給量が不足するか否かを判定する（ステップ４０７）。   If it is determined that output suppression will occur (step 405, Yes), based on the hot water supply demand pattern of the next day and the power generation pattern acquired from the power generation pattern table, the amount of heat supplied from the hot water storage tank 124 at the predetermined time of the next day is calculated. Calculate (step 406). As the predetermined time, for example, the peak time of hot water supply demand after the evening is used. Then, it is determined whether or not the heat supply amount at a predetermined time is insufficient (step 407).

熱供給量が不足すると判定した場合（ステップ４０７，Ｙｅｓ）、現在の起動時刻ＳＴから時間刻みΔｔを減算して、ＳＴをΔｔだけ早める（ステップ４０８）。これにより、燃料電池システム１０２の運転がΔｔだけ早く開始されるため、上記所定時刻までに貯湯槽１２４に蓄えられる熱量が増加する。   If it is determined that the amount of heat supply is insufficient (step 407, Yes), the time increment Δt is subtracted from the current activation time ST to advance ST by Δt (step 408). Thereby, since the operation of the fuel cell system 102 is started earlier by Δt, the amount of heat stored in the hot water storage tank 124 by the predetermined time increases.

次に、起動時刻調整処理を終了するか否かを判定する（ステップ４０９）。ここでは、例えば、ステップ４０８における起動時刻ＳＴの変更を所定回数行った場合や、変更後の起動時刻ＳＴが１日のうちの特定の時刻以前になった場合等に、起動時刻調整処理を終了すると判定される。   Next, it is determined whether or not the start time adjustment process is to be ended (step 409). Here, for example, when the activation time ST is changed a predetermined number of times in step 408, or when the activation time ST after the change is before a specific time of the day, the activation time adjustment process is terminated. Then, it is determined.

起動時刻調整処理を終了しないと判定した場合（ステップ４０９，Ｎｏ）、ステップ４０６以降の処理を繰り返す。そして、出力抑制が発生しないと判定した場合（ステップ４０５，Ｎｏ）、熱供給量が不足しないと判定した場合（ステップ４０７，Ｎｏ）、又は起動時刻調整処理を終了すると判定した場合（ステップ４０９，Ｙｅｓ）に、処理を終了する。   When it is determined that the start time adjustment process is not finished (No in Step 409), the processes after Step 406 are repeated. Then, when it is determined that output suppression does not occur (step 405, No), when it is determined that the heat supply amount is not insufficient (step 407, No), or when it is determined that the start time adjustment process is to be ended (step 409, If yes, the process is terminated.

その後、制御部１２１は、燃料電池システム１０２に対して、翌日の起動時刻に燃料発電の開始を指示し、停止時刻に燃料発電の停止を指示する。
ステップ４０１では、例えば、非特許文献３に記載された、事例ベース推論による電力・給湯需要の予測方法を用いることができる。この場合、制御部１２１は、不図示の気温計から取得した気温データを基に、現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の需要データ及び気温データの中から現在の気温データに最も近いデータを有する日時を選ぶ。そして、その日時の翌日の需要データを、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンとして用いる。 Thereafter, the control unit 121 instructs the fuel cell system 102 to start fuel power generation at the start time of the next day, and instructs the fuel cell system 102 to stop fuel power generation at the stop time.
In step 401, for example, a method for predicting electric power / hot water supply demand based on case-based reasoning described in Non-Patent Document 3 can be used. In this case, based on the temperature data acquired from a thermometer (not shown), the control unit 121 has the date and time having the closest data to the current temperature data among demand data and temperature data on the same day of the week and the same time zone as the current time. Select. Then, the demand data on the next day of the date and time is used as the power demand pattern and hot water supply demand pattern on the next day.

また、過去の需要データを日負荷電力量毎に分類し、同じ日負荷電力量に対応する複数の需要データの平均値等、統計的に処理された値を、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンとして用いてもよい。   In addition, the past demand data is classified for each daily load power amount, and the statistically processed values such as the average value of multiple demand data corresponding to the same daily load power amount are used as the power demand pattern and hot water demand for the next day. It may be used as a pattern.

ステップ４０２では、例えば、非特許文献３に記載された燃料電池システムの運転計画決定方法を用いることができる。この場合、制御部１２１は、予測された翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに対して、１次エネルギー消費量をできるだけ小さくする
ような起動時刻及び停止時刻の組み合わせを、翌日の運転計画として決定する。 In step 402, for example, the operation plan determination method for the fuel cell system described in Non-Patent Document 3 can be used. In this case, the control unit 121 determines a combination of the start time and the stop time that minimizes the primary energy consumption as the next day operation plan with respect to the predicted power demand pattern and hot water supply demand pattern of the next day. To do.

ステップ４０５では、制御部１２１は、例えば、燃料電池システム１０２の運転計画に基づいて翌日の起動時刻ＳＴ０から停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、期待される１日の計画発電量ＷＡ（ｋＷｈ）を求める。この計画発電量ＷＡは、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを満たす上で理想的な発電量であり、燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を含まない発電量に対応する。   In step 405, for example, the control unit 121 obtains the sum total of the power generation output at each time from the start time ST0 to the stop time on the next day based on the operation plan of the fuel cell system 102, for example, the expected daily plan. A power generation amount WA (kWh) is obtained. This planned power generation amount WA is an ideal power generation amount to satisfy the power demand pattern and hot water supply demand pattern of the next day, and corresponds to a power generation amount that does not include the influence of the output suppression of the fuel cell system 102.

次に、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて同じ起動時刻ＳＴ０から同じ停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、過去の実績を表す発電量ＷＢ（ｋＷｈ）を求める。この発電量ＷＢは、過去に発生した燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を受けた発電量に対応する。   Next, based on the power generation pattern acquired from the power generation pattern table, the power generation amount WB (kWh) representing the past performance is obtained by calculating the sum of the power generation outputs at the respective times from the same start time ST0 to the same stop time. This power generation amount WB corresponds to the power generation amount affected by the output suppression of the fuel cell system 102 generated in the past.

そして、ＷＡに対するＷＢの比率ＷＢ／ＷＡを閾値Ｔ１と比較し、ＷＢ／ＷＡがＴ１以下であれば出力抑制が発生すると判定し、ＷＢ／ＷＡがＴ１より大きければ出力抑制が発生しないと判定する。Ｔ１としては、例えば、０．５以上１．０未満の値が用いられる。また、発電量ＷＢをＷＡ・Ｔ１と比較して、出力抑制が発生するか否かを判定してもよい。   Then, the ratio WB / WA of WB to WA is compared with the threshold T1, and it is determined that output suppression occurs if WB / WA is equal to or less than T1, and it is determined that output suppression does not occur if WB / WA is greater than T1. . For example, a value of 0.5 or more and less than 1.0 is used as T1. Further, the power generation amount WB may be compared with WA · T1 to determine whether or not output suppression occurs.

図３の発電パターンテーブルの各行列要素には、電力需要パターン及び給湯需要パターンの組み合わせのそれぞれに対応させて、複数の発電パターンのデータを記録しておくことも可能である。この場合、ステップ４０４において、制御部１２１は、日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報に対応する行列要素から、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンの組み合わせに対応する発電パターンを取得する。   In each matrix element of the power generation pattern table of FIG. 3, data of a plurality of power generation patterns can be recorded in correspondence with each combination of the power demand pattern and the hot water supply demand pattern. In this case, in step 404, the control unit 121 obtains a power generation pattern corresponding to the combination of the power demand pattern and the hot water supply demand pattern for the next day from the matrix element corresponding to the predicted value of the daily load power amount and the weather forecast information for the next day. To do.

ステップ４０６及び４０７では、例えば、以下の方法により、翌日の起動時刻ＳＴから所定時刻までに貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算して、所定時刻における熱供給量が不足するか否かを判定することができる。   In Steps 406 and 407, for example, the following method is used to calculate the heat supply amount supplied from the hot water storage tank 124 from the start time ST on the next day to the predetermined time, and whether or not the heat supply amount at the predetermined time is insufficient. Can be determined.

燃料電池システム１０２の貯湯槽１２４から供給可能な熱量（蓄熱量）Ｑｇ（ｋＷｈ）は、次式により表される。   The amount of heat (heat storage amount) Qg (kWh) that can be supplied from the hot water storage tank 124 of the fuel cell system 102 is expressed by the following equation.

ここで、Ｐ（ｔ）は、時刻ｔにおける発電出力（ｋＷ）を表し、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに含まれている。ηP 及びηH は、それぞれ発電効率及び排熱回収効率を表す。また、積分記号は燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴから所定時刻までの時間積分を表す。 Here, P (t) represents the power generation output (kW) at time t and is included in the power generation pattern acquired from the power generation pattern table. η P and η H represent power generation efficiency and exhaust heat recovery efficiency, respectively. The integral symbol represents time integration from the start time ST of the fuel cell system 102 to a predetermined time.

貯湯槽１２４の熱損失量ＱＬは、損失係数（放熱係数）ａを用いて、次式により近似的に表される。

ＱＬ＝ａ・Ｑｇ （２）

したがって、熱損失量ＱＬを考慮すると、貯湯槽１２４から実際に供給される熱供給量Ｑｇ１は、次式により表される。 The heat loss amount QL of the hot water storage tank 124 is approximately expressed by the following equation using a loss coefficient (heat dissipation coefficient) a.

QL = a · Qg (2)

Therefore, considering the heat loss amount QL, the heat supply amount Qg1 actually supplied from the hot water storage tank 124 is expressed by the following equation.


Ｑｇ１＝Ｑｇ−ＱＬ＝（１−ａ）Ｑｇ （３）

起動時刻ＳＴから所定時刻までの熱需要Ｑ（ｋＷｈ）は、翌日の給湯需要パターンから計算することができる。この熱需要Ｑは、（３）式の熱供給量Ｑｇ１とバックアップ給湯器１２３から供給される熱供給量により満たされ、次式により表される。
Qg1 = Qg-QL = (1-a) Qg (3)

The heat demand Q (kWh) from the start time ST to a predetermined time can be calculated from the hot water supply demand pattern on the next day. This heat demand Q is satisfied by the heat supply amount Qg1 of equation (3) and the heat supply amount supplied from the backup water heater 123, and is expressed by the following equation.

ここで、ＱTS（ｔ）及びＱG （ｔ）は、時刻ｔにおいて貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３からそれぞれ出力される熱出力（ｋＷ）を表し、ηB は、バックアップ給湯器１２３の効率を表す。 Here, Q TS (t) and Q G (t) represent thermal outputs (kW) respectively output from the hot water storage tank 124 and the backup hot water heater 123 at time t, and η B represents the efficiency of the backup hot water heater 123. Represents.

そこで、制御部１２１は、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて、（１）及び（３）式により熱供給量Ｑｇ１を計算する。また、翌日の給湯需要パターンに基づいて起動時刻ＳＴから所定時刻までの各時刻の熱負荷の総和を求めることで、熱需要Ｑを計算する。   Therefore, the control unit 121 calculates the heat supply amount Qg1 using the equations (1) and (3) based on the power generation pattern acquired from the power generation pattern table. Moreover, the heat demand Q is calculated by calculating | requiring the sum total of the thermal load of each time from starting time ST to predetermined time based on the hot water supply demand pattern of the next day.

そして、Ｑに対するＱｇ１の比率Ｑｇ１／Ｑを閾値Ｔ２と比較し、Ｑｇ１／ＱがＴ２以下であれば熱供給量が不足すると判定し、Ｑｇ１／ＱがＴ２より大きければ熱供給量が不足しないと判定する。Ｔ２としては、例えば、０．５以上１．０未満の値が用いられる。また、熱供給量Ｑｇ１をＱ・Ｔ２と比較して、熱供給量が不足するか否かを判定してもよい。   Then, the ratio Qg1 / Q of Qg to Q is compared with the threshold value T2, and if Qg1 / Q is T2 or less, it is determined that the heat supply amount is insufficient, and if Qg1 / Q is greater than T2, the heat supply amount is not insufficient. judge. For example, a value of 0.5 or more and less than 1.0 is used as T2. Further, the heat supply amount Qg1 may be compared with Q · T2 to determine whether or not the heat supply amount is insufficient.

発電パターン及び給湯需要パターンのデータの計測間隔をｍ秒とすると、（１）式は、１日のうちのｉ番目の計測時刻における熱供給量Ｑｇ（ｉ）（ｋＷｈ）を用いて、次式のように書き換えることも可能である。   When the measurement interval of the data of the power generation pattern and the hot water supply demand pattern is m seconds, the equation (1) uses the heat supply amount Qg (i) (kWh) at the i-th measurement time of the day, and the following equation: It is also possible to rewrite as follows.


Ｑｇ（ｉ）＝（ｍ／３６００）（Ｐ（ｉ）／ηP ）ηH （５）

ここで、Ｐ（ｉ）は、ｉ番目の計測時刻における発電出力（ｋＷ）を表し、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに含まれている。このとき、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の蓄熱量ＴＳ（ｉ）は、次式により表される。
Qg (i) = (m / 3600) (P (i) / η P ) η H (5)

Here, P (i) represents the power generation output (kW) at the i-th measurement time, and is included in the power generation pattern acquired from the power generation pattern table. At this time, the heat storage amount TS (i) of the hot water storage tank 124 at the i-th measurement time is expressed by the following equation.

また、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の熱損失量ＱＬ（ｉ）は、損失係数ａを用いて、次式により表される。 Further, the heat loss amount QL (i) of the hot water storage tank 124 at the i-th measurement time is expressed by the following equation using the loss coefficient a.


ＱＬ（ｉ）＝（ｍ／３６００）ａ・ＴＳ（ｉ−１） （７）

ここで、ｉ番目の計測時刻における熱需要Ｑ（ｉ）を用いて、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の熱収支ＨＢ（ｉ）は、次式により表される。
QL (i) = (m / 3600) a.TS (i-1) (7)

Here, using the heat demand Q (i) at the i-th measurement time, the heat balance HB (i) of the hot water storage tank 124 at the i-th measurement time is expressed by the following equation.


ＨＢ（ｉ）＝Ｑｇ（ｉ）−ＱＬ（ｉ−１）−Ｑ（ｉ） （ｉ≧２） （８）

熱収支ＨＢ（ｉ）を考慮すると、ｉ番目の計測時刻において貯湯槽１２４から実際に供給される熱供給量ＴＳ１（ｉ）は、次式により表される。
HB (i) = Qg (i) −QL (i−1) −Q (i) (i ≧ 2) (8)

Considering the heat balance HB (i), the heat supply amount TS1 (i) actually supplied from the hot water storage tank 124 at the i-th measurement time is expressed by the following equation.

この場合、制御部１２１は、翌日の給湯需要パターンに基づいて起動時刻ＳＴからｉ番目の計測時刻（所定時刻）までの各時刻の熱負荷の総和を求めることで、熱需要Ｑ（ｉ）を計算する。次に、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて、（５）〜（７）式によりＱｇ（ｉ）及びＱＬ（ｉ−１）を計算し、（８）式によりＨＢ（ｉ）を計算し、（９）式によりＴＳ１（ｉ）を計算する。 In this case, the control part 121 calculates | requires the heat demand Q (i) by calculating | requiring the sum total of the thermal load of each time from starting time ST to the i-th measurement time (predetermined time) based on the hot water supply demand pattern of the next day. calculate. Next, based on the power generation pattern acquired from the power generation pattern table, Qg (i) and QL (i-1) are calculated by the equations (5) to (7), and HB (i) is calculated by the equation (8). Then, TS1 (i) is calculated by equation (9).

そして、Ｑ（ｉ）に対するＴＳ１（ｉ）の比率ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）を閾値Ｔ２と比較し、ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）がＴ２以下であれば熱供給量が不足すると判定し、ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）がＴ２より大きければ熱供給量が不足しないと判定する。また、ＴＳ１（ｉ）をＱ（ｉ）・Ｔ２と比較して、熱供給量が不足するか否かを判定してもよい。   Then, the ratio TS1 (i) / Q (i) of TS1 (i) to Q (i) is compared with the threshold T2, and if TS1 (i) / Q (i) is T2 or less, the heat supply amount is insufficient. If TS1 (i) / Q (i) is larger than T2, it is determined that the heat supply amount is not insufficient. Further, TS1 (i) may be compared with Q (i) · T2 to determine whether or not the heat supply amount is insufficient.

ここで、ηP 及びηH が発電出力にかかわらず一定とし、ＱＬ（ｉ）が蓄熱量にかかわらず一定とし、ｍ＝６００（秒）として、１６時２０分の時点の蓄熱量ＴＳ１（ｉ）を試算してみる。この場合、１日のうちに１４４回の計測が行われ、１６時２０分はｉ＝９８の時刻に相当する。 Here, η P and η H are constant regardless of the power generation output, QL (i) is constant regardless of the heat storage amount, m = 600 (seconds), and the heat storage amount TS1 (i at 16:20) ). In this case, 144 measurements are performed in one day, and 16:20 corresponds to a time of i = 98.

例えば、ηP ＝０．３４、ηH ＝０．４５、ａ＝０．０１、Ｐ（９８）＝０．７６（ｋＷ）、Ｑ（９８）＝０．０８（ｋＷｈ）、ＴＳ（９７）＝２．５３（ｋＷｈ）とすると、（５）式より、Ｑｇ（９８）は次のように計算される。 For example, η P = 0.34, η H = 0.45, a = 0.01, P (98) = 0.76 (kW), Q (98) = 0.08 (kWh), TS (97) = 2.53 (kWh), Qg (98) is calculated as follows from the equation (5).


Ｑｇ（９８）＝（６００／３６００）×（０．７６／０．３４）×０．４５
＝０．１７ （１０）

次に、（７）式より、ＱＬ（９７）は次のように計算される。
Qg (98) = (600/3600) × (0.76 / 0.34) × 0.45
= 0.17 (10)

Next, from equation (7), QL (97) is calculated as follows.


ＱＬ（９７）＝（６００／３６００）×０．０１×２．５３
＝０．００４２ （１１）

そして、（８）及び（９）式より、ＴＳ１（９８）は次のように計算される。
QL (97) = (600/3600) × 0.01 × 2.53
= 0.0042 (11)

From the equations (8) and (9), TS1 (98) is calculated as follows.


ＴＳ１（９８）＝ＴＳ（９７）＋Ｑｇ（９８）−ＱＬ（９７）−Ｑ（９８）
＝２．５３＋０．１７−０．００４２−０．０８
＝２．６２ （１２）

なお、ステップ４０８のΔｔを大きくすれば起動時刻ＳＴの精度は低下するが、計算量が少なくなるため、起動時刻調整処理の処理時間が短縮される。一方、Δｔを小さくすれば起動時刻ＳＴの精度は向上するが、計算量が多くなるため、起動時刻調整処理の処理時間が増加する。したがって、精度と処理時間のトレードオフにより、適切なΔｔを決定す
ることができる。
TS1 (98) = TS (97) + Qg (98) -QL (97) -Q (98)
= 2.53 + 0.17-0.0042-0.08
= 2.62 (12)

Note that if Δt in step 408 is increased, the accuracy of the activation time ST decreases, but the amount of calculation is reduced, so that the processing time of the activation time adjustment process is shortened. On the other hand, if Δt is reduced, the accuracy of the activation time ST is improved, but the amount of calculation increases, so the processing time of the activation time adjustment process increases. Therefore, an appropriate Δt can be determined by a trade-off between accuracy and processing time.

図２に示した分散型電源システムでは、各需要家のダブル発電システム２０４−ｋが自律的に燃料電池システム１０２の起動時刻調整を行っているが、複数の需要家の燃料電池システム１０２の起動時刻調整を集中的に行うことも可能である。図５は、このような集中制御を行う分散型電源システムの構成例を示している。   In the distributed power supply system shown in FIG. 2, the double power generation system 204-k of each consumer autonomously adjusts the startup time of the fuel cell system 102. It is also possible to perform time adjustment intensively. FIG. 5 shows a configuration example of a distributed power supply system that performs such centralized control.

図５の分散型電源システムは、図２の分散型電源システムにサーバ５０１を追加した構成を有する。サーバ５０１と各ダブル発電システム２０４−ｋの通信装置１０５は、有線又は無線の通信ネットワーク５０２により接続されている。   The distributed power supply system of FIG. 5 has a configuration in which a server 501 is added to the distributed power supply system of FIG. The server 501 and the communication device 105 of each double power generation system 204-k are connected by a wired or wireless communication network 502.

サーバ５０１は、天気予報情報を基に各ダブル発電システム２０４−ｋの太陽光発電システム１０１の発電パターンを予測し、潮流計算により各受電点２０５−ｋの電圧を求めて燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測する。そして、出力抑制が発生すると予測した場合に、燃料電池システム１０２の起動時刻を変更し、起動時刻及び停止時刻を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。   The server 501 predicts the power generation pattern of the solar power generation system 101 of each double power generation system 204-k based on the weather forecast information, obtains the voltage of each power receiving point 205-k by power flow calculation, and outputs the fuel cell system 102 Predict whether suppression will occur. When it is predicted that output suppression will occur, the start time of the fuel cell system 102 is changed, and the start time and stop time are transmitted to each double power generation system 204-k.

サーバ５０１は、各需要家の住所等の位置情報を基に、別のサーバから天気予報情報を一括して取得してもよく、各需要家のダブル発電システム２０４−ｋが取得した天気予報情報を通信ネットワーク５０２を介して収集してもよい。   The server 501 may acquire weather forecast information collectively from another server based on location information such as the address of each customer, and the weather forecast information acquired by the double power generation system 204-k of each customer. May be collected via the communication network 502.

また、サーバ５０１は、潮流計算及び出力抑制量の計算に必要となる低圧配電線２０３の単位長さ当たりのインピーダンス、各需要家の位置情報、各需要家の太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の定格出力、インバータ１１２及び１３２の定格出力等の情報を保持している。   The server 501 also includes impedance per unit length of the low-voltage distribution line 203 necessary for power flow calculation and output suppression amount calculation, position information of each consumer, the solar power generation system 101 and fuel cell system of each consumer. Information such as the rated output of 102 and the rated outputs of the inverters 112 and 132 are held.

さらに、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの電力・給湯需要のデータと、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の稼動実績（発電出力等）のデータを、通信ネットワーク５０２を介して収集する。そして、図３に示したような発電パターンテーブルを、ダブル発電システム２０４−ｋ毎に生成する。   Further, the server 501 transmits the data on the power / hot water supply demand of each double power generation system 204-k and the operation results (power generation output, etc.) of the solar power generation system 101 and the fuel cell system 102 via the communication network 502. collect. And the electric power generation pattern table as shown in FIG. 3 is produced | generated for every double electric power generation system 204-k.

図６は、サーバ５０１が天気予報情報を用いて各需要家の燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。サーバ５０１は、まず、各ダブル発電システム２０４−ｋから収集された過去の需要データを基に翌日の電力・給湯需要を予測して、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを、サーバ５０１内の記憶装置に格納する（ステップ６０１）。   FIG. 6 is a flowchart showing an example of processing in which the server 501 adjusts the start time of the fuel cell system 102 of each consumer using the weather forecast information. The server 501 first predicts the next day's power / hot water demand based on the past demand data collected from each double power generation system 204-k, and the next day's power demand pattern and hot water demand pattern are stored in the server 501. Store in the storage device (step 601).

次に、ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに合わせて、翌日の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ０（ｋ）及び停止時刻を決定することで、ＤＳＳ運転の運転計画を決定する（ステップ６０２）。ただし、この運転計画では、太陽光発電システム１０１による発電出力は考慮されておらず、燃料電池システム１０２による発電出力と電力供給事業者から供給される電力で電力需要を賄うことを前提としている。決定された起動時刻ＳＴ０（ｋ）は、起動時刻ＳＴ（ｋ）の初期値として記憶装置に格納される。   Next, an operation plan for DSS operation is determined by determining the start time ST0 (k) and stop time of the fuel cell system 102 on the next day according to the power demand pattern and hot water supply demand pattern on the next day of the double power generation system 204-k. Is determined (step 602). However, in this operation plan, the power generation output by the solar power generation system 101 is not taken into consideration, and it is assumed that the power demand is covered by the power generation output by the fuel cell system 102 and the power supplied from the power supplier. The determined activation time ST0 (k) is stored in the storage device as an initial value of the activation time ST (k).

次に、通信ネットワーク５０２を介して別のサーバ又は各ダブル発電システム２０４−ｋから翌日の天気予報情報を取得する（ステップ６０３）。
次に、気温情報又は天気予報情報に基づいて、各ダブル発電システム２０４−ｋの太陽光発電システム１０１の発電パターンを予測し（ステップ６０４）、潮流計算により各受電点２０５−ｋの電圧を求める（ステップ６０５）。そして、燃料電池システム１０２の
出力抑制量を計算し（ステップ６０６）、出力抑制が発生するか否かを判定する（ステップ６０７）。 Next, weather forecast information for the next day is acquired from another server or each double power generation system 204-k via the communication network 502 (step 603).
Next, based on the temperature information or weather forecast information, the power generation pattern of the solar power generation system 101 of each double power generation system 204-k is predicted (step 604), and the voltage at each power receiving point 205-k is obtained by power flow calculation. (Step 605). Then, the output suppression amount of the fuel cell system 102 is calculated (step 606), and it is determined whether output suppression occurs (step 607).

ダブル発電システム２０４−ｋにおいて出力抑制が発生すると判定した場合（ステップ６０７，Ｙｅｓ）、翌日の所定時刻に貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算する（ステップ６０８）。そして、ダブル発電システム２０４−ｋにおいて所定時刻の熱供給量が不足するか否かを判定する（ステップ６０９）。   When it is determined that output suppression occurs in the double power generation system 204-k (step 607, Yes), the amount of heat supplied from the hot water storage tank 124 at a predetermined time the next day is calculated (step 608). Then, it is determined whether or not the heat supply amount at a predetermined time is insufficient in the double power generation system 204-k (step 609).

熱供給量が不足すると判定した場合（ステップ６０９，Ｙｅｓ）、現在の起動時刻ＳＴ（ｋ）から時間刻みΔｔを減算して、ＳＴ（ｋ）をΔｔだけ早める（ステップ６１０）。
次に、起動時刻調整処理を終了するか否かを判定する（ステップ６１１）。起動時刻調整処理を終了しないと判定した場合（ステップ６１１，Ｎｏ）、ステップ６０８以降の処理を繰り返す。そして、出力抑制が発生しないと判定した場合（ステップ６０７，Ｎｏ）、熱供給量が不足しないと判定した場合（ステップ６０９，Ｎｏ）、又は起動時刻調整処理を終了すると判定した場合（ステップ６１１，Ｙｅｓ）に、処理を終了する。 If it is determined that the amount of heat supply is insufficient (step 609, Yes), the time increment Δt is subtracted from the current activation time ST (k) to advance ST (k) by Δt (step 610).
Next, it is determined whether or not the start time adjustment process is to be ended (step 611). If it is determined not to end the startup time adjustment process (No in step 611), the processes in and after step 608 are repeated. And when it determines with output suppression not generating (step 607, No), when it determines with heat supply amount not being insufficient (step 609, No), or when it determines with complete | finishing a starting time adjustment process (step 611, step 611). If yes, the process is terminated.

その後、サーバ５０１は、起動時刻及び停止時刻を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。そして、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１は、燃料電池システム１０２に対して、翌日の起動時刻に燃料発電の開始を指示し、停止時刻に燃料発電の停止を指示する。   Thereafter, the server 501 transmits the start time and the stop time to each double power generation system 204-k. Then, the control unit 121 of each double power generation system 204-k instructs the fuel cell system 102 to start fuel power generation at the start time of the next day, and instructs the fuel cell system 102 to stop fuel power generation at the stop time.

ステップ６０４では、例えば、ステップ６０１の需要予測と同様の事例ベース推論による予測方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、太陽光発電システム１０１の過去の発電出力データを気温データ及び天気予報データとともに記憶装置に保存しておく。そして、現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の発電出力データ及び気温データの中から現在の気温データに最も近いデータを有する日時を選ぶ。次に、その日時の翌日の発電出力データのうち、翌日の天気予報情報に最も近い天気予報データに対応する発電出力データを、翌日の太陽光発電システム１０１の発電パターンとして用いる。   In step 604, for example, a prediction method based on case-based reasoning similar to the demand prediction in step 601 can be used. In this case, the server 501 stores the past power generation output data of the photovoltaic power generation system 101 in the storage device together with the temperature data and the weather forecast data. Then, the date and time having the data closest to the current temperature data is selected from the power generation output data and the temperature data on the same day of the week as the current time and the same time zone. Next, the power generation output data corresponding to the weather forecast data closest to the next day weather forecast information is used as the power generation pattern of the photovoltaic power generation system 101 of the next day among the power generation output data of the next day of the date and time.

また、同じ天気予報データに対応する複数の発電出力データの平均値等、統計的に処理された値を、翌日の発電パターンとして用いてもよい。さらに、統計的予測方法の１つとして、例えば、非特許文献４に記載された日射予測に基づく発電出力予測方法を用いることもできる。   A statistically processed value such as an average value of a plurality of power generation output data corresponding to the same weather forecast data may be used as the power generation pattern for the next day. Furthermore, as one of the statistical prediction methods, for example, a power generation output prediction method based on solar radiation prediction described in Non-Patent Document 4 can be used.

ステップ６０５では、例えば、非特許文献５に記載された電圧・潮流分布の計算方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の電力需要パターンと、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の翌日の発電パターンとから、受電点２０５−１〜２０５−ｎの電圧を計算する。燃料電池システム１０２の翌日の発電パターンとしては、図４のステップ４０４と同様の方法でダブル発電システム２０４−ｋの発電パターンテーブルから取得した発電パターンを用いることができる。   In step 605, for example, the voltage / power flow distribution calculation method described in Non-Patent Document 5 can be used. In this case, the server 501 determines the power receiving points 205-1 to 205-n from the power demand pattern of the next day of each double power generation system 204-k and the power generation pattern of the next day of the solar power generation system 101 and the fuel cell system 102. Calculate the voltage. As the power generation pattern of the next day of the fuel cell system 102, the power generation pattern acquired from the power generation pattern table of the double power generation system 204-k by the same method as step 404 in FIG. 4 can be used.

サーバ５０１は、柱上変圧器２０２寄りの上流側受電点２０５−ｋ（ｋ＝１，．．．，ｎ−１）の電圧と、下流側受電点２０５−（ｋ＋１）の潮流と、２つの受電点間の線路インピーダンスとから、受電点２０５−（ｋ＋１）の電圧を計算する。この計算を受電点２０５−１から下流へ順次適用していくことで、受電点２０５−１〜２０５−ｎの電圧が計算できる。なお、２つの受電点間の線路インピーダンスは、低圧配電線２０３の単位長さ当たりのインピーダンスと２つの受電点間の距離から求めることができ、２つの受電点間の距離は、各需要家の位置情報から求めることができる。   The server 501 includes two voltages: an upstream power receiving point 205-k (k = 1,..., N-1) near the pole transformer 202, a downstream power receiving point 205- (k + 1) power flow. From the line impedance between the power receiving points, the voltage at the power receiving point 205- (k + 1) is calculated. By sequentially applying this calculation downstream from the power receiving point 205-1, the voltages at the power receiving points 205-1 to 205-n can be calculated. The line impedance between the two power receiving points can be obtained from the impedance per unit length of the low-voltage distribution line 203 and the distance between the two power receiving points, and the distance between the two power receiving points is determined by each consumer. It can be obtained from position information.

柱上変圧器２０２から遠くなるほど、柱上変圧器２０２と受電点の間の線路インピーダンスが大きくなるため、ダブル発電システム２０４−ｋの発電出力増大による電圧上昇も大きくなる。このため、柱上変圧器２０２から遠いダブル発電システム２０４−ｋほど、出力抑制量が増大する。   As the distance from the pole transformer 202 increases, the line impedance between the pole transformer 202 and the power receiving point increases, so that the voltage increase due to the increase in the power generation output of the double power generation system 204-k also increases. For this reason, as the double power generation system 204-k far from the pole transformer 202, the output suppression amount increases.

ステップ６０６では、例えば、非特許文献２に記載された出力抑制量の計算方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、ステップ６０５で求められた各受電点２０４−ｋの電圧が上限値を超えていれば、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の発電出力の抑制、又は無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせの制御シミュレーションを行う。この制御シミュレーションでは、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の定格出力と、インバータ１１２及び１３２の定格出力とが用いられ、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の出力抑制量が計算される。   In step 606, for example, the output suppression amount calculation method described in Non-Patent Document 2 can be used. In this case, if the voltage at each power receiving point 204-k obtained in step 605 exceeds the upper limit value, the server 501 suppresses the power generation output of the solar power generation system 101 and the fuel cell system 102, or is based on reactive power. A control simulation of a combination of voltage adjustment and output suppression is performed. In this control simulation, the rated output of the photovoltaic power generation system 101 and the fuel cell system 102 and the rated output of the inverters 112 and 132 are used, and the output suppression amount of the photovoltaic power generation system 101 and the fuel cell system 102 is calculated. .

ステップ６０７では、サーバ５０１は、燃料電池システム１０２の出力抑制量が０か否かを判定し、出力抑制量が０でなければ、出力抑制が発生すると判定する。
ステップ６０８〜６１１の処理は、図４のステップ４０６〜４０９の処理と同様である。ステップ６０８では、ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の給湯需要パターンと、ダブル発電システム２０４−ｋの発電パターンテーブルから取得した発電パターンとを用いて、熱供給量が計算される。 In step 607, the server 501 determines whether or not the output suppression amount of the fuel cell system 102 is 0. If the output suppression amount is not 0, the server 501 determines that output suppression occurs.
Steps 608 to 611 are the same as steps 406 to 409 in FIG. In step 608, the heat supply amount is calculated using the hot water supply demand pattern on the next day of the double power generation system 204-k and the power generation pattern acquired from the power generation pattern table of the double power generation system 204-k.

図６の起動時刻調整処理は、一部の需要家がダブル発電システム２０４−ｋの代わりに燃料電池システム１０２のみを設置している場合にも適用可能である。また、図５の分散型電源システムにおいて、図６の起動時刻調整処理の代わりに、図４と同様の起動時刻調整処理を採用することも可能である。この場合、太陽光発電パターンの予測や潮流計算は不要となり、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１の代わりに図４の起動時刻調整処理を行って、調整結果を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。   The startup time adjustment process of FIG. 6 is also applicable when some customers install only the fuel cell system 102 instead of the double power generation system 204-k. Further, in the distributed power supply system of FIG. 5, it is also possible to adopt a startup time adjustment process similar to that of FIG. 4 instead of the startup time adjustment process of FIG. 6. In this case, prediction of solar power generation pattern and tidal current calculation are not necessary, and the server 501 performs the startup time adjustment process of FIG. 4 instead of the control unit 121 of each double power generation system 204-k, and the adjustment result is displayed for each double. It transmits to the power generation system 204-k.

図４及び図６に示した起動時刻調整処理では、貯湯槽１２４から供給される熱供給量が不足する場合に起動時刻をΔｔだけ早める処理を繰り返しているが、熱供給量を計算しなくても起動時刻を調整することが可能である。例えば、図３の発電パターンテーブルの各行列要素に、燃料電池システム１０２の発電パターンとともに、あらかじめ決められた適切な起動時刻を記録しておけば、直接、その起動時刻を調整結果として用いることができる。   In the activation time adjustment process shown in FIGS. 4 and 6, the process of advancing the activation time by Δt is repeated when the heat supply amount supplied from the hot water storage tank 124 is insufficient, but the heat supply amount is not calculated. It is also possible to adjust the startup time. For example, if an appropriate predetermined start time is recorded together with the power generation pattern of the fuel cell system 102 in each matrix element of the power generation pattern table of FIG. 3, the start time can be directly used as an adjustment result. it can.

次に、図７から図１６までを参照しながら、図６の起動時刻調整処理を用いたシミュレーション結果について説明する。
図７は、シミュレーション対象の分散型電源システムの構成図である。図７の分散型電源システムは、図５の分散型電源システムにおいて受電点の数を１０個（ｎ＝１０）とし、ダブル発電システム２０４−１〜２０１−１０の代わりにノードＮ１〜Ｎ１０を設けた構成を有する。各ノードＮｋ（ｋ＝１，２，．．．，１０）には需要家の住宅が２戸含まれており、各受電点２０５−ｋには２個のダブル発電システムが接続されている。なお、サーバ５０１と通信ネットワーク５０２は省略されている。 Next, a simulation result using the startup time adjustment process of FIG. 6 will be described with reference to FIGS.
FIG. 7 is a configuration diagram of a distributed power supply system to be simulated. The distributed power supply system of FIG. 7 has 10 power receiving points (n = 10) in the distributed power supply system of FIG. 5, and nodes N1 to N10 are provided instead of the double power generation systems 204-1 to 201-10. Have a configuration. Each node Nk (k = 1, 2,..., 10) includes two consumer houses, and two double power generation systems are connected to each power receiving point 205-k. Note that the server 501 and the communication network 502 are omitted.

シミュレーション条件は、以下の通りである。
・受電点２０５−ｋの出力電圧の許容範囲：１０１±６（Ｖ）
・低圧配電線２０３上の隣接する受電点間のインピーダンス：０．００６２６＋ｊ０．００７３６（Ω）
・受電点２０５−ｋとノードＮｋの間の配線のインピーダンス：０．０２３＋ｊ０．００
１１３（Ω）
・太陽光発電システム１０１の定格出力：３（ｋＷ）
・燃料電池システム１０２の定格出力：１（ｋＷ）
・インバータ１１２の定格出力：３（ｋＶＡ）
・インバータ１３２の定格出力：１．２（ｋＶＡ）
・起動時刻ＳＴ０（ｋ）：７時
・時間刻みΔｔ：１時間
・出力抑制発生判定の閾値Ｔ１：０．８
・熱供給量不足判定の閾値Ｔ２：０．７５
・発電効率ηP ：０．３４
・排熱回収効率ηH ：０．４５
・損失係数ａ：０．０１
また、翌日の天気予報は１日中“晴”であり、太陽光発電システム１０１は６時に発電を開始し、１２時に発電出力のピークを迎え、１９時に発電を停止するものとした。一方、燃料電池システム１０２は、起動時刻調整処理を行わない場合、７時に発電を開始し、２１時に発電を停止するものとした。 The simulation conditions are as follows.
-Allowable range of output voltage at power receiving point 205-k: 101 ± 6 (V)
・ Impedance between adjacent power receiving points on the low-voltage distribution line 203: 0.00626 + j0.00736 (Ω)
-Impedance of wiring between power receiving point 205-k and node Nk: 0.023 + j0.00
113 (Ω)
-Rated output of the photovoltaic power generation system 101: 3 (kW)
-Rated output of the fuel cell system 102: 1 (kW)
・ Rated output of inverter 112: 3 (kVA)
・ Rated output of inverter 132: 1.2 (kVA)
Start-up time ST0 (k): 7 o'clock • Time increment Δt: 1 hour • Output suppression occurrence determination threshold T1: 0.8
-Threshold value T2 for determining insufficient heat supply: 0.75
-Power generation efficiency η P : 0.34
-Waste heat recovery efficiency η H : 0.45
Loss coefficient a: 0.01
The weather forecast for the next day is “clear” throughout the day, and the photovoltaic power generation system 101 starts power generation at 6 o'clock, reaches a peak of power generation output at 12:00, and stops power generation at 19:00. On the other hand, the fuel cell system 102 starts power generation at 7 o'clock and stops power generation at 21:00 when the start time adjustment process is not performed.

図８は、図７の分散型電源システムの各ノードＮｋにおける各住宅のダブル発電システムの理想的な１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷及び発電出力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。   FIG. 8 shows an ideal daily power generation pattern of the double power generation system of each house at each node Nk of the distributed power supply system of FIG. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents power load and power generation output (kW or kvar).

曲線８０１は、ダブル発電システムの有効電力負荷（ｋＷ）を表し、１日の有効電力負荷の総和（日負荷電力量）は２０．５ｋＷｈである。曲線８０２は、ダブル発電システムの無効電力負荷（ｋｖａｒ）を表し、力率は０．９９５である。曲線８０３は、太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表し、１日の発電量は２１．７ｋＷｈである。曲線８０４は、燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表し、７時から２１時までの発電量は１１．５ｋＷｈである。   A curve 801 represents the active power load (kW) of the double power generation system, and the sum of the daily active power loads (daily load power amount) is 20.5 kWh. Curve 802 represents the reactive power load (kvar) of the double power generation system with a power factor of 0.995. A curve 803 represents the power generation output (kW) of the solar power generation system 101, and the power generation amount per day is 21.7 kWh. A curve 804 represents the power generation output (kW) of the fuel cell system 102, and the power generation amount from 7 o'clock to 21 o'clock is 11.5 kWh.

図９から図１４までは、ノードＮ１０における各住宅のダブル発電システムのシミュレーション結果を示している。これらのシミュレーション結果には、次の３つのケースが含まれている。
（１）ケースＣ１
燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更せず、ＳＴ０（ｋ）＝７時に固定した。受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の出力抑制を用いた。
（２）ケースＣ２
燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更せず、ＳＴ０（ｋ）＝７時に固定した。受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた。
（３）ケースＣ３
図６の起動時刻調整処理により、燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更した。この結果、ノードＮ１〜Ｎ１０の各住宅の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（１）〜ＳＴ（１０）は、以下の通り決定された。 9 to 14 show simulation results of the double power generation system of each house at the node N10. These simulation results include the following three cases.
(1) Case C1
The start time ST (k) of the fuel cell system 102 was not changed and was fixed at ST0 (k) = 7 o'clock. The output control of the solar power generation system 101 and the fuel cell system 102 was used for voltage control of the power reception point 205-k.
(2) Case C2
The start time ST (k) of the fuel cell system 102 was not changed and was fixed at ST0 (k) = 7 o'clock. For voltage control of the power receiving point 205-k, a combination of voltage adjustment and output suppression by reactive power of the photovoltaic power generation system 101 and the fuel cell system 102 was used.
(3) Case C3
The startup time ST (k) of the fuel cell system 102 was changed by the startup time adjustment process of FIG. As a result, the activation times ST (1) to ST (10) of the fuel cell system 102 in each house of the nodes N1 to N10 were determined as follows.

ＳＴ（１）＝７時
ＳＴ（２）＝６時
ＳＴ（３）＝４時
ＳＴ（４）＝３時
ＳＴ（５）〜ＳＴ（１０）＝２時
受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１
０２の無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた。 ST (1) = 7 o'clock ST (2) = 6 o'clock ST (3) = 4 o'clock ST (4) = 3 o'clock ST (5) to ST (10) = 2 o'clock For voltage control of the power receiving point 205-k , Photovoltaic power generation system 101 and fuel cell system 1
A combination of voltage adjustment by 02 reactive power and output suppression was used.

図９は、受電点２０５−１０の１日の電圧変動を示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電圧（Ｖ）を表す。破線９０１及び９０２は、出力電圧の許容範囲の上限値１０７Ｖ及び下限値９５Ｖをそれぞれ表し、曲線９０３は、受電点２０５−１０の電圧（Ｖ）を表している。   FIG. 9 shows the daily voltage fluctuation at the power receiving point 205-10. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents voltage (V). Dashed lines 901 and 902 represent the upper limit 107V and the lower limit 95V of the allowable range of the output voltage, respectively, and the curve 903 represents the voltage (V) at the power receiving point 205-10.

太陽光発電システム１０１が発電を開始した後、燃料電池システム１０２が発電を開始する７時頃に、受電点２０５−１０の電圧が急激に上昇し、上限値１０７Ｖに到達していることが分かる。太陽光発電システム１０１の発電出力が小さくなる１７時頃には電圧が下降を開始し、燃料電池システム１０２が発電を停止する２１時頃には急激に下降している。   It can be seen that the voltage at the power receiving point 205-10 suddenly increases and reaches the upper limit of 107 V around 7 o'clock when the fuel cell system 102 starts power generation after the solar power generation system 101 starts power generation. . The voltage starts decreasing around 17:00 when the power generation output of the solar power generation system 101 becomes small, and rapidly decreases around 21:00 when the fuel cell system 102 stops generating power.

図１０は、太陽光発電システム１０１の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は発電出力及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。曲線１００１は、ケースＣ１の太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ１の１日の発電量は６．６ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の３０％に相当する。   FIG. 10 shows a daily power generation pattern of the solar power generation system 101. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents power generation output and reactive power (kW or kvar). A curve 1001 represents the power generation output (kW) of the solar power generation system 101 in case C1. The daily power generation amount in case C1 is 6.6 kWh, which corresponds to 30% of the ideal power generation amount in FIG.

曲線１００２は、ケースＣ２の太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ２の１日の発電量は２１．１ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の９７％に相当する。曲線１００３は、ケースＣ２の太陽光発電システム１０１の無効電力（ｋｖａｒ）を表している。発電出力が大きい１０時頃から１５時頃まで、無効電力の発生量も大きくなることが分かる。   A curve 1002 represents the power generation output (kW) of the solar power generation system 101 in case C2. The daily power generation amount in case C2 is 21.1 kWh, which corresponds to 97% of the ideal power generation amount in FIG. A curve 1003 represents reactive power (kvar) of the photovoltaic power generation system 101 in case C2. It can be seen that the amount of reactive power generated increases from around 10:00 to around 15:00 when the power generation output is large.

図１１は、燃料電池システム１０２の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷、発電出力、及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。曲線１１０１は、ケースＣ１の燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ１の１日の発電量は６．２ｋＷｈであり、図８の燃料電池の１日の理想的な発電量（１１．５ｋＷｈ）の５４％に相当する。燃料電池システム１０２が発電を開始する７時から、受電点２０５−１０の電圧が下降を開始する１７時頃まで、電圧上昇に伴う燃料電池システム１０２の出力抑制が発生することが分かる。   FIG. 11 shows a daily power generation pattern of the fuel cell system 102. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents power load, power generation output, and reactive power (kW or kvar). A curve 1101 represents the power generation output (kW) of the fuel cell system 102 in case C1. The daily power generation amount of case C1 is 6.2 kWh, which corresponds to 54% of the ideal daily power generation amount (11.5 kWh) of the fuel cell in FIG. From 7 o'clock when the fuel cell system 102 starts power generation, it can be seen that output suppression of the fuel cell system 102 occurs due to the voltage increase from 17:00 when the voltage at the power receiving point 205-10 starts decreasing.

曲線１１０２は、ケースＣ２の燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ２の１日の発電量は８．１ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の７０％に相当する。曲線１１０３は、ケースＣ２の燃料電池システム１０２の無効電力（ｋｖａｒ）を表している。７時頃から１８時頃まで無効電力の発生量が大きくなることが分かる。   A curve 1102 represents the power generation output (kW) of the fuel cell system 102 in case C2. The daily power generation amount in case C2 is 8.1 kWh, which corresponds to 70% of the ideal power generation amount in FIG. A curve 1103 represents the reactive power (kvar) of the fuel cell system 102 in case C2. It can be seen that the amount of reactive power generated increases from around 7:00 to around 18:00.

図１２は、燃料電池システム１０２の１日の熱供給パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は熱負荷及び熱出力（ｋＷ）を表す。曲線１２０１は、ノードＮ１０の各住宅の１日の熱負荷（ｋＷ）を表し、１日の熱需要は１９．６ｋＷｈである。   FIG. 12 shows a daily heat supply pattern of the fuel cell system 102. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents heat load and heat output (kW). A curve 1201 represents the daily heat load (kW) of each house of the node N10, and the daily heat demand is 19.6 kWh.

曲線１２０２及び１２０３は、それぞれ、ケースＣ２の貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３の熱出力（ｋＷ）を表す。貯湯槽１２４の１日の熱供給量は１１．３ｋＷｈであり、１日の熱需要の５８％に相当する。一方、バックアップ給湯器１２３の１日の熱供給量は８．２３ｋＷｈであり、１日の熱需要の４２％に相当する。燃料電池システム１０２が発電を停止する１９時以降は、貯湯槽１２４の熱出力が低下するため、バックアップ給湯器１２３が使用されることが分かる。   Curves 1202 and 1203 represent the thermal outputs (kW) of the hot water storage tank 124 and the backup hot water supply 123 of the case C2, respectively. The daily heat supply amount of the hot water storage tank 124 is 11.3 kWh, which corresponds to 58% of the daily heat demand. On the other hand, the daily heat supply amount of the backup water heater 123 is 8.23 kWh, which corresponds to 42% of the daily heat demand. It can be seen that after 19:00 when the fuel cell system 102 stops power generation, the heat output of the hot water storage tank 124 decreases, so that the backup water heater 123 is used.

図１３は、ケースＣ３における燃料電池システム１０２の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷、発電出力、及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ
）を表す。曲線１３０１は、燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ３の１日の発電量は１１．２ｋＷｈである。この発電量は、図８の理想的な発電量の９７％に相当し、図１１のケースＣ２と比較して２７％増加していることが分かる。 FIG. 13 shows a daily power generation pattern of the fuel cell system 102 in case C3. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents power load, power generation output, and reactive power (kW or kvar).
). A curve 1301 represents the power generation output (kW) of the fuel cell system 102. The daily power generation amount of Case C3 is 11.2 kWh. It can be seen that this power generation amount corresponds to 97% of the ideal power generation amount of FIG. 8 and is increased by 27% compared to case C2 of FIG.

図１４は、ケースＣ３における燃料電池システム１０２の１日の熱供給パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は熱負荷及び熱出力（ｋＷ）を表す。曲線１４０１及び１４０２は、それぞれ、貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３の熱出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ３の貯湯槽１２４の１日の熱供給量は１４．２ｋＷｈである。この熱供給量は、１日の熱需要の７３％に相当し、図１２のケースＣ２と比較して１５％増加していることが分かる。   FIG. 14 shows a daily heat supply pattern of the fuel cell system 102 in case C3. The horizontal axis represents time, and the vertical axis represents heat load and heat output (kW). Curves 1401 and 1402 represent the heat output (kW) of the hot water storage tank 124 and the backup water heater 123, respectively. The daily heat supply amount of the hot water storage tank 124 of the case C3 is 14.2 kWh. It can be seen that this heat supply amount corresponds to 73% of the daily heat demand, and is increased by 15% compared to the case C2 of FIG.

一方、バックアップ給湯器１２３の１日の熱供給量は５．３４ｋＷｈである。この熱供給量は、１日の熱需要の２７％に相当し、図１２のケースＣ２と比較して１５％減少していることが分かる。   On the other hand, the daily heat supply amount of the backup water heater 123 is 5.34 kWh. It can be seen that this heat supply amount corresponds to 27% of the daily heat demand and is reduced by 15% compared to case C2 in FIG.

図１５は、全ノードの貯湯槽１２４の１日の熱供給量を示している。横軸はケースＣ１、Ｃ２及びＣ３を表し、縦軸は熱供給量（ｋＷｈ）を表す。ケースＣ１では、すべての貯湯槽１２４からの熱供給量は１５８ｋＷｈであるのに対して、ケースＣ２、ケースＣ３ではそれぞれ２４７ｋＷｈ、２８３ｋＷｈに増加している。   FIG. 15 shows the daily heat supply amount of the hot water storage tanks 124 of all nodes. The horizontal axis represents cases C1, C2, and C3, and the vertical axis represents the heat supply amount (kWh). In the case C1, the heat supply amount from all the hot water storage tanks 124 is 158 kWh, whereas in the case C2 and the case C3, they increase to 247 kWh and 283 kWh, respectively.

一方、図１６は、全ノードの売電分を差し引いた１日の１次エネルギー使用量を示している。横軸はケースＣ１、Ｃ２及びＣ３を表し、縦軸は１次エネルギー使用量（ＭＪ）を表す。ケースＣ１では、すべてのバックアップ給湯器１２３の１次エネルギー使用量は３１３３ＭＪであるのに対して、ケースＣ２、ケースＣ３ではそれぞれ４０４ＭＪ、２５４ＭＪに減少している。   On the other hand, FIG. 16 shows the daily primary energy usage amount after subtracting the power sales of all nodes. The horizontal axis represents cases C1, C2, and C3, and the vertical axis represents primary energy consumption (MJ). In case C1, the primary energy consumption of all the backup water heaters 123 is 3133 MJ, whereas in case C2 and case C3, they are reduced to 404 MJ and 254 MJ, respectively.

このように、図６の起動時刻調整処理によれば、受電点の電圧上昇により燃料電池システム１０２の出力抑制が発生する場合であっても、貯湯槽１２４の熱供給量不足を低減して、バックアップ給湯器１２３の１次エネルギー使用量を削減することができる。   As described above, according to the startup time adjustment process of FIG. 6, even when the output suppression of the fuel cell system 102 occurs due to the voltage increase at the power receiving point, the shortage of the heat supply amount of the hot water storage tank 124 is reduced, The primary energy consumption of the backup water heater 123 can be reduced.

ところで、図４に示した起動時刻調整処理では、図３のような発電パターンテーブルを用いて出力抑制が発生するか否かを判定しているが、その代わりに、過去の出力抑制発生の有無を示す情報を記録したテーブルを用いて判定を行うこともできる。図１７は、このような出力抑制テーブルの例を示している。   Incidentally, in the startup time adjustment process shown in FIG. 4, it is determined whether or not output suppression occurs using the power generation pattern table as shown in FIG. It is also possible to make a determination using a table in which information indicating the above is recorded. FIG. 17 shows an example of such an output suppression table.

図１７の出力抑制テーブルは、図３の発電パターンテーブルと同様に、図１の制御部１２１の記憶装置１３１に格納され、１日の天気予報の組み合わせと日負荷電力量の行列形式になっている。各行列要素には、その行の天気予報とその列の日負荷電力量に対応する、過去の燃料電池システム１０２における出力抑制発生の有無を示す情報が記録されている。この情報の初期値は“×”であり、出力抑制が発生しないことを示している。   The output suppression table of FIG. 17 is stored in the storage device 131 of the control unit 121 of FIG. 1 in the same manner as the power generation pattern table of FIG. Yes. In each matrix element, information indicating whether or not output suppression has occurred in the past in the fuel cell system 102 corresponding to the weather forecast of the row and the daily load power amount of the column is recorded. The initial value of this information is “x”, indicating that no output suppression occurs.

出力抑制テーブルの初期値の設定は、季節の最初の日に行ってもよく、毎月行ってもよく、ダブル発電システムの設置時に行ってもよい。例えば、３月〜６月を春、７月〜９月を夏、１０月〜１１月を秋、１２月〜２月を冬とすると、季節の最初の日である３月１日、７月１日、１０月１日、及び１２月１日に初期値が設定される。   The setting of the initial value of the output suppression table may be performed on the first day of the season, monthly, or may be performed when the double power generation system is installed. For example, if March to June is spring, July to September is summer, October to November is autumn, and December to February is winter, March 1 and July, which are the first days of the season The initial value is set on the 1st, October 1st, and December 1st.

出力抑制テーブルの更新処理は、１日の燃料電池システム１０２の運転が終了した後に行われる。例えば、午後９時に運転が終了した場合、午後９時から起動時刻調整処理を行う時刻までの間に更新処理が行われる。   The output suppression table update process is performed after the operation of the fuel cell system 102 for one day is completed. For example, when the driving ends at 9:00 pm, the update process is performed between 9:00 pm and the time when the activation time adjustment process is performed.

この更新処理では、例えば、図４のステップ４０１〜４０５と同様の処理を行うことで、その日に燃料電池システム１０２の出力抑制が発生したか否かを判定することができる。ただし、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンの代わりに、その日の電力需要パターン及び給湯需要パターンが用いられ、翌日の燃料電池システム１０２の運転計画の代わりに、その日の運転計画が用いられる。また、発電パターンテーブルから取得した発電パターンの代わりに、その日の発電パターンの実績データが用いられる。   In this update process, for example, it is possible to determine whether or not the output suppression of the fuel cell system 102 has occurred on that day by performing the same process as steps 401 to 405 in FIG. However, the power demand pattern and hot water supply demand pattern of the day are used instead of the power demand pattern and hot water supply demand pattern of the next day, and the operation plan of the day is used instead of the operation plan of the fuel cell system 102 of the next day. Further, instead of the power generation pattern acquired from the power generation pattern table, actual data of the power generation pattern of the day is used.

この場合、制御部１２１は、その日の燃料電池システム１０２の運転計画に基づいて起動時刻ＳＴ０から停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、期待される１日の計画発電量ＷＣ（ｋＷｈ）を求める。次に、その日の発電パターンに基づいて同じ起動時刻ＳＴ０から同じ停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、その日の実績を表す発電量ＷＤ（ｋＷｈ）を求める。   In this case, the control unit 121 obtains the sum of the power generation output at each time from the start time ST0 to the stop time based on the operation plan of the fuel cell system 102 on that day, and thus the expected daily planned power generation WC. (KWh) is obtained. Next, the power generation amount WD (kWh) representing the actual result of the day is obtained by obtaining the sum of the power generation outputs at the respective times from the same start time ST0 to the same stop time based on the power generation pattern of the day.

そして、ＷＣに対するＷＤの比率ＷＤ／ＷＣを閾値Ｔ１と比較し、ＷＤ／ＷＣがＴ１以下であれば出力抑制が発生したと判定し、ＷＤ／ＷＣがＴ１より大きければ出力抑制が発生しなかったと判定する。また、発電量ＷＤをＷＣ・Ｔ１と比較して、出力抑制が発生したか否かを判定してもよい。   Then, the ratio WD / WC of WD to WC is compared with the threshold T1, and it is determined that output suppression has occurred if WD / WC is equal to or less than T1, and output suppression has not occurred if WD / WC is greater than T1. judge. Further, the power generation amount WD may be compared with WC · T1 to determine whether or not output suppression has occurred.

出力抑制が発生したと判定した場合、制御部１２１は、出力抑制テーブルの対応する情報を“×”から“○”に変更する。“○”は、出力抑制が発生することを示している。例えば、１日の日負荷電力量が２０ｋＷｈであり、３時間毎の天気予報の組み合わせが“晴晴晴晴”であった場合、図１８に示すように、この条件に該当する出力抑制テーブルの情報が“×”から“○”に変更される。   When determining that output suppression has occurred, the control unit 121 changes the corresponding information in the output suppression table from “×” to “◯”. “O” indicates that output suppression occurs. For example, when the daily load power amount is 20 kWh and the combination of weather forecasts every three hours is “fine weather”, the information of the output suppression table corresponding to this condition is as shown in FIG. “X” is changed to “O”.

このような更新処理を毎日又は所定日に繰り返すことで、出力抑制が発生する複数の条件が出力抑制テーブルに記録されていく。したがって、更新された出力抑制テーブルを用いれば、翌日の日負荷電力量の予測値と天気予報情報から、出力抑制が発生するか否かを予測することができる。   By repeating such an update process every day or on a predetermined day, a plurality of conditions in which output suppression occurs are recorded in the output suppression table. Therefore, by using the updated output suppression table, it is possible to predict whether or not output suppression will occur from the predicted value of the daily load power amount on the next day and the weather forecast information.

図１９は、このような出力抑制テーブルを用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。図１９のステップ１９０１〜１９０３及び１９０６〜１９０９の処理は、図４のステップ４０１〜４０３及び４０６〜４０９の処理と同様である。   FIG. 19 is a flowchart showing an example of processing for adjusting the start time of the fuel cell system 102 using such an output suppression table. The processing in steps 1901 to 1903 and 1906 to 1909 in FIG. 19 is the same as the processing in steps 401 to 403 and 406 to 409 in FIG.

ステップ１９０４において、制御部１２１は、翌日の電力需要パターンに含まれる各時刻における電力負荷の予測値の総和を求めることで、日負荷電力量の予測値を求める。そして、得られた日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報とに基づいて、出力抑制テーブルを検索し、対応する情報を取得する。取得した情報が“○”であれば、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生すると判定し、“×”であれば出力抑制が発生しないと判定する（ステップ１９０５）。   In step 1904, the control unit 121 obtains the predicted value of the daily load power amount by obtaining the sum of the predicted values of the power load at each time included in the power demand pattern of the next day. Then, the output suppression table is searched based on the obtained predicted value of the daily load power amount and the weather forecast information of the next day, and the corresponding information is acquired. If the acquired information is “◯”, it is determined that output suppression of the fuel cell system 102 occurs, and if “x”, it is determined that output suppression does not occur (step 1905).

図１８の出力抑制テーブルには、出力抑制発生の有無を示す情報のみが記録されているが、図１９の起動時刻調整処理により変更された起動時刻ＳＴを併せて記録しておけば、次回からステップ１９０６の熱供給量計算を省略することが可能である。図２０は、このような出力抑制テーブルの例を示している。図２０の出力抑制テーブルでは、図１８の“○”と同じ行列要素に、起動時刻“５：００”が記録されている。   In the output suppression table of FIG. 18, only information indicating whether or not output suppression has occurred is recorded. However, if the activation time ST changed by the activation time adjustment process of FIG. It is possible to omit the heat supply amount calculation in step 1906. FIG. 20 shows an example of such an output suppression table. In the output suppression table of FIG. 20, the activation time “5:00” is recorded in the same matrix element as “◯” in FIG.

図２１は、このような出力抑制テーブルを用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。図２１のステップ２１０１〜２１０５の処理は、図１９のステップ１９０１〜１９０５の処理と同様である。   FIG. 21 is a flowchart showing an example of processing for adjusting the start time of the fuel cell system 102 using such an output suppression table. The processing in steps 2101 to 2105 in FIG. 21 is the same as the processing in steps 1901 to 1905 in FIG.

ステップ２１０５において出力抑制が発生すると判定した場合、制御部１２１は、出力抑制テーブルから“○”とともに記録されている起動時刻ＳＴ１を取得し、現在の起動時刻ＳＴをＳＴ１に変更する（ステップ２１０６）。そして、処理を終了する。一方、出力抑制が発生しないと判定した場合、制御部１２１は、現在の起動時刻ＳＴを変更することなく、処理を終了する。したがって、出力抑制が発生しないと判定した場合は、ＳＴ＝ＳＴ０となる。   If it is determined in step 2105 that output suppression occurs, the control unit 121 acquires the activation time ST1 recorded together with “◯” from the output suppression table, and changes the current activation time ST to ST1 (step 2106). . Then, the process ends. On the other hand, when it determines with output suppression not occurring, the control part 121 complete | finishes a process, without changing the present starting time ST. Therefore, when it is determined that output suppression does not occur, ST = ST0.

なお、出力抑制テーブルの情報が“×”から“○”に変更されるときに図１９の起動時刻調整処理を１回だけ実施し、“○”となった他の行列要素にはすべて同じ起動時刻を記録するようにしてもよい。ただし、電力需要パターンは日によって変動するため、統計的に処理された起動時刻を用いることが望ましい。例えば、各行列要素に対応する条件で図１９の起動時刻調整処理を複数回実施し、得られた起動時刻の平均値を記録しておけば、起動時刻の精度が向上する。   Note that when the information in the output suppression table is changed from “X” to “O”, the activation time adjustment process of FIG. 19 is performed only once, and the same activation is performed for all other matrix elements that become “O”. The time may be recorded. However, since the power demand pattern varies from day to day, it is desirable to use a statistically processed startup time. For example, if the activation time adjustment process of FIG. 19 is performed a plurality of times under the conditions corresponding to each matrix element and the average value of the obtained activation times is recorded, the accuracy of the activation time is improved.

上述した実施形態では、太陽光発電システムと燃料電池システムを含むダブル発電システムを用いているが、燃料電池システムの代わりにガスエンジン等の別の熱電供給システムを用いてもよい。   In the embodiment described above, a double power generation system including a solar power generation system and a fuel cell system is used, but another thermoelectric supply system such as a gas engine may be used instead of the fuel cell system.

また、熱電供給システムと組み合わせる発電システムは、太陽光発電システムに限られず、風力発電システム、水力発電システム等のように、気象条件に応じて発電出力が変化する別の発電システムを用いてもよい。風力発電システムの場合は、天気予報情報の代わりに風向・風力予測情報等の気象予測情報が用いられ、水力発電システムの場合は、天気予報情報の代わりに降水量予測情報等の気象予測情報が用いられる。   Further, the power generation system combined with the thermoelectric supply system is not limited to the solar power generation system, and another power generation system whose power generation output changes according to weather conditions, such as a wind power generation system and a hydropower generation system, may be used. . In the case of a wind power generation system, weather forecast information such as wind direction and wind forecast information is used instead of weather forecast information. In the case of a hydroelectric power generation system, weather forecast information such as precipitation forecast information is used instead of weather forecast information. Used.

さらに、熱電供給システムの蓄熱方式は、水を媒体とする蓄熱方式に限られず、別の液体や気体を媒体とする蓄熱方式を用いてもよい。例えば、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）のような作動温度が高い熱電供給システムでは、排熱を水蒸気として利用することが可能なため、水蒸気を媒体として用いることができる。   Furthermore, the heat storage method of the thermoelectric supply system is not limited to the heat storage method using water as a medium, and a heat storage method using another liquid or gas as a medium may be used. For example, in a thermoelectric supply system having a high operating temperature, such as a solid oxide fuel cell (SOFC), exhaust heat can be used as water vapor, so that water vapor can be used as a medium.

図１の制御部１２１及び図５のサーバ５０１は、例えば、図２２に示すような情報処理装置（コンピュータ）を用いて実現することが可能である。図２２の情報処理装置は、Central Processing Unit （ＣＰＵ）２２０１、メモリ２２０２、入力装置２２０３、出力装置２２０４、外部記憶装置２２０５、媒体駆動装置２２０６、及びネットワーク接続装置２２０７を備える。これらはバス２２０８により互いに接続されている。   The control unit 121 in FIG. 1 and the server 501 in FIG. 5 can be realized using, for example, an information processing apparatus (computer) as shown in FIG. 22 includes a central processing unit (CPU) 2201, a memory 2202, an input device 2203, an output device 2204, an external storage device 2205, a medium driving device 2206, and a network connection device 2207. These are connected to each other by a bus 2208.

メモリ２２０２は、例えば、Read Only Memory（ＲＯＭ）、Random Access Memory（ＲＡＭ）等を含み、制御部１２１又はサーバ５０１の処理に用いられるプログラム及びデータを格納する。例えば、ＣＰＵ２２０１は、メモリ２２０２を利用してプログラムを実行することにより、図４又は図６の起動時刻調整処理を含む情報処理を行う。メモリ２２０２は、図１の記憶装置１３１としても使用できる。   The memory 2202 includes, for example, a read only memory (ROM), a random access memory (RAM), and the like, and stores programs and data used for the processing of the control unit 121 or the server 501. For example, the CPU 2201 executes information processing including the startup time adjustment process of FIG. 4 or 6 by executing a program using the memory 2202. The memory 2202 can also be used as the storage device 131 in FIG.

入力装置２２０３は、例えば、キーボード、ポインティングデバイス等であり、オペレータからの指示や情報の入力に用いられる。出力装置２２０４は、例えば、ディスプレイ、プリンタ、スピーカ等であり、オペレータへの問い合わせや処理結果の出力に用いられる。制御部１２１において入力装置２２０３及び出力装置２２０４が不要な場合は、これらの一方又は両方を省略することができる。   The input device 2203 is, for example, a keyboard, a pointing device, or the like, and is used for inputting instructions and information from an operator. The output device 2204 is, for example, a display, a printer, a speaker, or the like, and is used for outputting an inquiry to the operator and a processing result. When the control unit 121 does not need the input device 2203 and the output device 2204, one or both of them can be omitted.

外部記憶装置２２０５は、例えば、磁気ディスク装置、光ディスク装置、光磁気ディスク装置、テープ装置等である。情報処理装置は、この外部記憶装置２２０５にプログラム
及びデータを格納しておき、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。外部記憶装置２２０５は、図１の記憶装置１３１としても使用できる。 The external storage device 2205 is, for example, a magnetic disk device, an optical disk device, a magneto-optical disk device, a tape device, or the like. The information processing apparatus can store programs and data in the external storage device 2205 and load them into the memory 2202 for use. The external storage device 2205 can also be used as the storage device 131 in FIG.

媒体駆動装置２２０６は、可搬記録媒体２２０９を駆動し、その記録内容にアクセスする。可搬記録媒体２２０９は、メモリデバイス、フレキシブルディスク、光ディスク、光磁気ディスク等の任意のコンピュータ読み取り可能な記録媒体である。オペレータは、この可搬記録媒体２２０９にプログラム及びデータを格納しておき、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。   The medium driving device 2206 drives the portable recording medium 2209 and accesses the recorded contents. The portable recording medium 2209 is an arbitrary computer-readable recording medium such as a memory device, a flexible disk, an optical disk, and a magneto-optical disk. The operator can store programs and data in the portable recording medium 2209 and load them into the memory 2202 for use.

ネットワーク接続装置２２０７は、通信ネットワーク１０３に接続され、通信に伴うデータ変換を行う。図１のダブル発電システムにおいては、ネットワーク接続装置２２０７が通信装置１０５として使用され、図５の分散型電源システムにおいては、サーバ５０１がダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎと通信するためにネットワーク接続装置２２０７が使用される。情報処理装置は、プログラム及びデータを外部の装置からネットワーク接続装置２２０７を介して受け取り、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。   A network connection device 2207 is connected to the communication network 103 and performs data conversion accompanying communication. In the double power generation system of FIG. 1, the network connection device 2207 is used as the communication device 105, and in the distributed power supply system of FIG. 5, the server 501 communicates with the double power generation systems 204-1 to 204-n in the network. A connection device 2207 is used. The information processing apparatus can receive a program and data from an external apparatus via the network connection apparatus 2207 and load them into the memory 2202 for use.

開示の実施形態とその利点について詳しく説明したが、当業者は、特許請求の範囲に明確に記載した本発明の範囲から逸脱することなく、様々な変更、追加、省略をすることができるであろう。   Although the disclosed embodiments and their advantages have been described in detail, those skilled in the art can make various modifications, additions and omissions without departing from the scope of the present invention as explicitly set forth in the claims. Let's go.

１０１ 太陽光発電システム
１０２ 燃料電池システム
１０３ 分電盤
１０４ 給湯口
１０５ 通信装置
１１１ 太陽電池アレイ
１１２、１３２ インバータ
１２１ 制御部
１２２ 燃料電池装置
１２３ バックアップ給湯器
１２４ 貯湯槽
１２５ 排熱回収ライン
１２６ 給湯配管
１３１ 記憶装置
１３３ 発電セル
１４１、１４２、１４３、１４４ 信号線
２０１ 高圧配電線
２０２ 柱上変圧器
２０３ 低圧配電線
２０４−１、２０４−２、２０４−ｎ ダブル発電システム
２０５−１〜２０５−１０、２０５−ｎ 受電点
５０１ サーバ
５０２ 通信ネットワーク
８０１、８０２、８０３、８０４、９０３、１００１、１００２、１００３、１１０１、１１０２、１１０３、１２０１、１２０２、１２０３、１３０１、１３０２、１４０１、１４０２ 曲線
９０１、９０２ 破線
２２０１ ＣＰＵ
２２０２ メモリ
２２０３ 入力装置
２２０４ 出力装置
２２０５ 外部記憶装置
２２０６ 媒体駆動装置
２２０７ ネットワーク接続装置
２２０８ バス
２２０９ 可搬記録媒体
Ｎ１〜Ｎ１０ ノード DESCRIPTION OF SYMBOLS 101 Photovoltaic power generation system 102 Fuel cell system 103 Distribution board 104 Hot water supply port 105 Communication apparatus 111 Solar cell array 112, 132 Inverter 121 Control part 122 Fuel cell apparatus 123 Backup hot water heater 124 Hot water storage tank 125 Waste heat recovery line 126 Hot water supply piping 131 Storage device 133 Power generation cell 141, 142, 143, 144 Signal line 201 High-voltage distribution line 202 Pole transformer 203 Low-voltage distribution line 204-1, 204-2, 204-n Double power generation system 205-1 to 205-10, 205 -N Power receiving point 501 Server 502 Communication network 801, 802, 803, 804, 903, 1001, 1002, 1003, 1101, 1102, 1103, 1201, 1202, 1203, 1301, 1302, 1401, 1402 Curve 901, 902 Dashed line 2201 CPU
2202 Memory 2203 Input device 2204 Output device 2205 External storage device 2206 Medium drive device 2207 Network connection device 2208 Bus 2209 Portable recording medium N1 to N10 nodes

Claims (17)

発電することで熱を発生する発電手段と、
前記発電手段の発電出力を抑制する抑制手段と、
前記抑制手段による前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、前記発電手段の起動時刻を早める制御を行う制御手段と
を備えることを特徴とする熱電併給システム。 Power generation means for generating heat by generating electricity;
Suppression means for suppressing the power generation output of the power generation means;
And a control unit that predicts whether or not suppression of the power generation output by the suppression unit occurs, and performs control to advance the start-up time of the power generation unit when it is predicted that suppression will occur. system. 前記発電手段の発電出力は配電系統の受電点に出力され、前記抑制手段は、該受電点の電圧が上限値を超えたとき、該発電手段の発電出力を抑制することを特徴とする請求項１記載の熱電併給システム。   The power generation output of the power generation means is output to a power reception point of a distribution system, and the suppression means suppresses the power generation output of the power generation means when the voltage at the power reception point exceeds an upper limit value. 1. The combined heat and power system according to 1. 気象条件に応じて発電出力が変化する発電システムの発電出力が前記受電点にさらに出力され、前記制御手段は、気象予報情報に基づいて前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項２記載の熱電併給システム。   A power generation output of a power generation system whose power generation output changes according to weather conditions is further output to the power receiving point, and the control means predicts whether or not the generation power output is suppressed based on weather forecast information. The combined heat and power system according to claim 2. 前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と過去の前記発電手段の発電パターンとの対応関係を示す情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する過去の発電パターンに基づいて、前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項３記載の熱電併給システム。   The acquisition means for acquiring the weather forecast information, and storage means for storing information indicating a correspondence relationship between past weather forecast information and past power generation patterns of the power generation means, and the control means includes the acquired The combined heat and power system according to claim 3, wherein whether or not the generation output is suppressed is predicted based on a past power generation pattern corresponding to weather forecast information. 前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と前記発電出力の抑制の有無との対応関係を示す出力抑制情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する発電出力の抑制の有無に基づいて、前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項３記載の熱電併給システム。   The acquisition means for acquiring the weather forecast information, and storage means for storing output suppression information indicating a correspondence relationship between past weather forecast information and the presence or absence of suppression of the power generation output, further comprising the control means acquired 4. The combined heat and power system according to claim 3, wherein whether or not the generation output is suppressed is predicted based on whether or not the generation output is suppressed corresponding to the weather forecast information. 前記制御手段は、前記発電手段から供給される熱量を計算し、該熱量が所定値に満たないとき、該発電手段の起動時刻をより早い時刻に設定することを特徴とする請求項１乃至５のいずれかに記載の熱電併給システム。   The control means calculates the amount of heat supplied from the power generation means, and sets the start time of the power generation means to an earlier time when the amount of heat is less than a predetermined value. The combined heat and power system according to any one of the above. 前記出力抑制情報は、前記過去の気象予報情報と前記発電出力の抑制が有る場合の起動時刻との対応関係をさらに示し、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する発電出力の抑制の有無が有りを示すとき、前記発電手段の起動時刻を、取得された前記気象予報情報に対応する起動時刻に設定することを特徴とする請求項５記載の熱電併給システム。   The output suppression information further indicates a correspondence relationship between the past weather forecast information and a start time when there is a suppression of the power generation output, and the control means includes a power generation output corresponding to the acquired weather forecast information. 6. The combined heat and power system according to claim 5, wherein when the presence or absence of suppression is indicated, the start time of the power generation means is set to a start time corresponding to the acquired weather forecast information. 発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測する予測手段と、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う制御手段と
を備えることを特徴とする熱電併給制御装置。 A predicting means for predicting whether or not the suppression of the power generation output of the combined heat and power system that generates heat by generating electricity occurs;
And a control unit that performs control for advancing the start-up time of the combined heat and power system when it is predicted that the generation output is suppressed. 発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測する予測手段と、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う制御手段と、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する送信手段と
を備えることを特徴とする熱電併給制御装置。 A predicting means for predicting whether or not the suppression of the power generation output occurs in each of the plurality of cogeneration systems that generate heat by generating power;
Control means for performing control to advance the start time of the one combined heat and power system when it is predicted that the generation output is suppressed in one combined heat and power system;
A cogeneration control apparatus comprising: a transmission unit configured to transmit information on the activation time to the one cogeneration system. 前記複数の熱電併給システムの発電出力は配電系統の複数の受電点にそれぞれ出力され、各熱電併給システムは、各受電点の電圧が上限値を超えたとき発電出力を抑制し、前記制御手段は、該複数の受電点の電圧を計算して、各熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項９記載の熱電併給制御装置。   The power generation outputs of the plurality of combined heat and power systems are respectively output to a plurality of power receiving points of the distribution system, and each heat and power supply system suppresses the power generation output when the voltage at each power receiving point exceeds the upper limit value, and the control means 10. The combined heat and power control apparatus according to claim 9, wherein voltages of the plurality of power receiving points are calculated to predict whether or not the generation output of each combined heat and power system is suppressed. 気象条件に応じて発電出力が変化する複数の発電システムの発電出力がそれぞれ前記複数の受電点にさらに出力され、前記制御手段は、気象予報情報に基づいて該複数の発電システムの発電パターンを予測し、予測した発電パターンを用いて前記複数の受電点の電圧を計算することを特徴とする請求項１０記載の熱電併給制御装置。   The power generation outputs of a plurality of power generation systems whose power generation outputs change according to weather conditions are further output to the plurality of power receiving points, respectively, and the control means predicts power generation patterns of the plurality of power generation systems based on weather forecast information The combined heat and power control apparatus according to claim 10, wherein voltages of the plurality of power receiving points are calculated using the predicted power generation pattern. 前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と前記複数の熱電併給システムの過去の発電パターンとの対応関係を示す情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する前記複数の熱電併給システムの過去の発電パターンを用いて、前記複数の受電点の電圧を計算することを特徴とする請求項１１記載の熱電併給制御装置。   The acquisition means for acquiring the weather forecast information, and storage means for storing information indicating a correspondence relationship between past weather forecast information and past power generation patterns of the plurality of cogeneration systems, and the control means 12. The combined heat and power control apparatus according to claim 11, wherein voltages of the plurality of power receiving points are calculated using past power generation patterns of the plurality of combined heat and power systems corresponding to the weather forecast information. 前記制御手段は、前記１つの熱電併給システムから供給される熱量を計算し、該熱量が所定値に満たないとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻をより早い時刻に設定することを特徴とする請求項９乃至１２のいずれかに記載の熱電併給制御装置。   The control means calculates the amount of heat supplied from the one cogeneration system, and sets the start time of the one cogeneration system to an earlier time when the amount of heat is less than a predetermined value. The combined heat and power control apparatus according to any one of claims 9 to 12. 発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める
ことを特徴とする熱電併給制御方法。 Predicting whether the generation output of the combined heat and power system that generates heat by generating electricity will be suppressed,
A combined heat and power control method characterized by advancing the start-up time of the combined heat and power system when it is predicted that the power generation output will be suppressed. 発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早め、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する
ことを特徴とする熱電併給制御方法。 Predict whether or not the generation output will be suppressed in each of the multiple cogeneration systems that generate heat by generating electricity,
When it is predicted that the generation output will be suppressed in one combined heat and power system, the start time of the one combined heat and power system is advanced,
The combined heat and power control method, wherein the start time information is transmitted to the one combined heat and power system. 発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める
処理をコンピュータに実行させることを特徴とするプログラム。 Predicting whether the generation output of the combined heat and power system that generates heat by generating electricity will be suppressed,
A program for causing a computer to execute a process for advancing the startup time of the cogeneration system when it is predicted that the power generation output will be suppressed. 発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早め、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する
処理をコンピュータに実行させることを特徴とするプログラム。 Predict whether or not the generation output will be suppressed in each of the multiple cogeneration systems that generate heat by generating electricity,
When it is predicted that the generation output will be suppressed in one combined heat and power system, the start time of the one combined heat and power system is advanced,
A program for causing a computer to execute a process of transmitting information on the startup time to the one combined heat and power system.
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