JP2005248820A - コージェネレーション装置の運転制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】 エネルギコストを最小に維持しつつ、高い省エネルギ性及び環境性を維持可能なコージェネレーション装置の運転制御システムを提供する。
【解決手段】 電力負荷と熱負荷を予測データに基づき、コージェネレーション装置の運転時コストと、コージェネレーション装置の運転を行わずにコージェネレーション装置が供給可能な電力を商用電力で代替し、コージェネレーション装置が供給可能な熱エネルギを商用電力または他の熱エネルギで代替した場合の非運転時コストを算出するコスト算出手段１４と、運転時コストが非運転時コストより高い場合に、コージェネレーション装置の燃料の燃料単価を低下させて運転時コストを非運転時コストと等しくする運転時コスト調整手段１５と、運転時コスト調整後の燃料単価が所定の下限値より低い場合に、コージェネレーション装置を運転しないように制御する制御手段１２と、を備える。
【選択図】 図２

Description

本発明は、電力負荷に対して商用電力系統と系統連系して電力供給可能に、且つ、熱負荷に対して熱エネルギを供給可能に構成されたコージェネレーション装置に関し、特に、コージェネレーション装置をコスト最適で運転するための運転制御システムに関する。

従来、一般家庭において消費されるエネルギは、電力会社やガス会社から電力、都市ガス等の形態で供給され、夫々個別に消費されていた。ところで、最近はＣＯ_２排出量の削減や省エネルギを志向した分散型エネルギシステムの開発が活発であり実用化も進んでおり、一般家庭、集合住宅、オフィスなどにおいても電力消費地で発電を行う分散型発電システムの利用が今後急速に進展するものと考えられる。特に、熱電併給可能なガスエンジン・コージェネレーション装置等は、電力のみならず、ガスエンジンの発生する熱エネルギを同時に有効利用できるため、全体的なエネルギ効率の高さで注目を集めている。このように一般家庭内におけるエネルギ供給の形態が多様化したことにより、家庭内のエネルギ需要傾向とエネルギ供給形態の整合性によってエネルギコスト及びＣＯ_２排出量等の環境性が大幅に改善される余地が生じた。

従って、従来は電気機器等の電力負荷に対する電力供給は専ら電力会社等の商用電力系統からの電力で賄っていたが、家庭用のコージェネレーション装置を導入し商用電力系統と系統連系して、コージェネレーション装置の発電電力の不足分を商用電力系統からの電力供給で補うという利用形態の場合は、コージェネレーション装置の運転を、家庭内の電力需要に合わせて行うことで効率の良い利用ができることから、電力需要に合わせた運転計画を行い、当該運転計画に基づいてコージェネレーション装置の運転を行うことが提案されている（例えば、下記特許文献１参照）。

ところで、コージェネレーション装置は、発電に伴って発生する排熱を利用して熱エネルギの供給も可能であることから、当該熱エネルギを有効に利用することで、更にエネルギの利用効率を高めることができる。従って、コージェネレーション装置を効率的に利用するためには、電力需要及び熱需要に合わせて発電し、その排熱を利用するに際し、発電した電力を完全に消費し、且つ、排熱を利用した熱エネルギも完全に消費することが重要となる（例えば、下記特許文献２参照）。
特開２００３−２０９９９４号公報 特開２００２−１３８９０２号公報

しかしながら、電力会社等の商用電力系統から供給される電力の電力料金は時間帯別に料金設定がされているため、例えば低料金設定時において、コージェネレーション装置の運転コストの方が電力料金を上回って、コージェネレーション装置を使用する経済的メリットが低下する場合がある。或いは、電力需要と熱需要の発生タイミングの不整合によりコージェネレーション装置を高エネルギ効率で運転できない場合等において、同様にコージェネレーション装置の運転コストが電力料金を上回る可能性がある。

従って、経済性を優先する場合は、コージェネレーション装置の運転制御において、コージェネレーション装置の運転コストと、コージェネレーション装置を運転せずにコージェネレーション装置で賄うべき電力需要及び熱需要を他のエネルギ媒体、例えば商用電力系統から供給される電力で賄う場合のエネルギ料金とを比較して、エネルギ需要に対するコストが最小となるようにコージェネレーション装置の運転を制御する方法が考えられる。従って、単純に経済性だけを優先すると、コージェネレーション装置の運転が停止して、省エネルギ性やＣＯ_２排出量等の環境性が損なわれる虞がある。

本発明は、上述の問題点に鑑みてなされたものであり、その目的は、上記問題点を解消し、エネルギコストを最小に維持しつつ、高い省エネルギ性及び環境性を維持可能なコージェネレーション装置の運転制御システムを提供することにある。

この目的を達成するための本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システムの第一の特徴構成は、外部から供給される燃料を使用して、電力負荷に対して商用電力系統と系統連系して電力供給可能に、且つ、熱負荷に対して熱エネルギを供給可能に構成されたコージェネレーション装置の運転制御システムであって、前記電力負荷と前記熱負荷を各別に計測する負荷計測手段と、前記負荷計測手段が計測した前記電力負荷と前記熱負荷の過去の実績値に基づいて、電力負荷と熱負荷を各別に予測する負荷予測手段と、前記コージェネレーション装置を所定の制御モードで運転させて前記負荷予測手段が予測した予測電力負荷と予測熱負荷の一部または全部に対して電力と熱エネルギの供給を行った場合の燃料料金を算出して前記コージェネレーション装置の運転時コストを導出し、前記所定の制御モードで前記コージェネレーション装置の運転を行わずに前記コージェネレーション装置が供給可能な電力を前記商用電力系統からの電力供給で代替し、前記コージェネレーション装置が供給可能な熱エネルギを前記商用電力系統からの電力または前記燃料の使用により発生する熱エネルギで代替した場合の前記コージェネレーション装置の非運転時コストを導出するコスト算出手段と、前記コスト算出手段が導出した前記運転時コストと前記非運転時コストを比較して、前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記コージェネレーション装置の燃料料金算出に用いた燃料単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくする運転時コスト調整手段と、前記運転時コスト調整手段による調整後の前記燃料単価が所定の下限値より低い場合に、前記コージェネレーション装置を前記所定の制御モードで運転しないように制御する制御手段と、を備えてなる点である。

上記第一の特徴構成によれば、コージェネレーション装置の運転に使用する燃料の燃料単価が所定の下限値以上であれば、コージェネレーション装置を運転する方が、運転しない場合よりエネルギコストが最小となるように制御されるため、コージェネレーション装置のエネルギ効率の高い運転による総合的なエネルギ消費量とＣＯ_２排出量の削減を図りつつ、電力負荷と熱負荷に対するエネルギ供給をコスト最適で実現することができる。つまり、燃料単価が電力負荷と熱負荷の状況に応じて通常の設定値から低下してでもコージェネレーション装置の運転時間を長く確保することを、燃料供給事業者が許容する仕組みを構築することで、経済性と環境性の両立が図れることになる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第二の特徴構成は、上記第一の特徴構成に加えて、前記コスト算出手段は、前記制御モードが複数ある場合に、前記複数の制御モードの夫々に対して、前記運転時コストと前記非運転時コストを導出し、前記運転時コスト調整手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記各制御モードにおいて、前記燃料単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくし、前記制御手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コスト調整手段による調整後の前記燃料単価が所定の下限値より低い場合に、前記コージェネレーション装置を運転しないように制御する点にある。

上記第二の特徴構成によれば、コージェネレーション装置の運転に係る制御モードが複数ある場合においても、燃料単価が所定の下限値以上であれば、コージェネレーション装置を運転する方が、運転しない場合よりエネルギコストが最小となるように制御されるため、コージェネレーション装置のエネルギ効率の高い運転による総合的なエネルギ消費量とＣＯ_２排出量の削減を図りつつ、電力負荷と熱負荷に対するエネルギ供給をコスト最適で実現することができる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第三の特徴構成は、上記第一の特徴構成に加えて、前記コスト算出手段は、前記制御モードが複数ある場合に、前記複数の制御モードの夫々に対して、前記運転時コストと前記非運転時コストを導出し、前記運転時コスト調整手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記各制御モードにおいて、前記燃料単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくし、前記制御手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コスト調整手段による調整後の前記燃料単価が所定の下限値より低い場合に、前記燃料単価を前記所定の下限値とした場合の前記運転時コストが最小となる制御モードで前記コージェネレーション装置を運転する点にある。

上記第三の特徴構成によれば、コージェネレーション装置の運転に係る制御モードが複数ある場合において、燃料単価が所定の下限値における運転時コストが最小となる制御モードでコージェネレーション装置を運転されるため、コージェネレーション装置の運転停止及び起動を繰り返すと却って非効率になる場合に、コージェネレーション装置の運転を停止することなく、コスト最適運転を実現することができる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第四の特徴構成は、上記何れかの特徴構成に加えて、前記コスト算出手段は、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出に使用した前記予測電力負荷と前記予測熱負荷の少なくとも何れか一方が、その後に前記負荷計測手段が計測した前記電力負荷と前記熱負荷の実績値と異なる場合に、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出を再実行する点にある。

上記第四の特徴構成によれば、負荷予測手段による予測電力負荷または予測熱負荷とこれらの実績値との間に齟齬がある場合に、真にコスト最適状態となっていない可能性があるため、当該不都合を是正することができる。つまり、コージェネレーション装置が、長時間に亘って、コスト非最適状態で運転状態または非運転状態となり、不必要に燃料単価を下げて運転状態となるのを回避できる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第五の特徴構成は、上記何れかの特徴構成に加えて、前記コスト算出手段は、前記予測電力負荷と前記予測熱負荷の少なくとも何れか一方が変化する前に、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出を実行する点にある。

上記第五の特徴構成によれば、前記予測電力負荷と前記予測熱負荷の少なくとも何れか一方が変化するタイミングで、コージェネレーション装置をコスト最適に制御することができる。この結果、コスト最適運転状態を長く維持することができる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第六の特徴構成は、上記何れかの特徴構成に加えて、前記コスト算出手段は、前記商用電力系統の電力単価が時間的に変化する場合に、前記電力単価が変化する前に、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出を実行する点にある。

上記第六の特徴構成によれば、商用電力系統の電力単価が時間的に変化するタイミングで、コージェネレーション装置をコスト最適に制御することができる。この結果、コスト最適運転状態を長く維持することができる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第七の特徴構成は、上記何れかの特徴構成に加えて、前記制御手段は、前記コージェネレーション装置の運転を決定した前記燃料単価と、その燃料単価での運転に使用した燃料使用量とを関連付けて、所定の記憶手段に記憶する点にある。

上記第七の特徴構成によれば、電力負荷や熱負荷の変動に応じて変化する燃料単価毎の燃料使用量の対応付けが確実になされるので、両者を積和演算することで、燃料単価の変動に対応した正確な燃料料金を計算することができる。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第八の特徴構成は、第１ユーティリティを使用して、少なくとも第１エネルギと第２エネルギを供給可能に構成されたコージェネレーション装置の運転制御システムであって、前記第１エネルギの負荷と前記第２エネルギの負荷を各別に計測する負荷計測手段と、前記負荷計測手段が計測した前記第１エネルギと前記第２エネルギの各負荷の過去の実績値に基づいて、前記両負荷を各別に予測する負荷予測手段と、前記コージェネレーション装置を所定の制御モードで運転させて前記負荷予測手段が予測した前記第１エネルギと前記第２エネルギの各予測負荷の一部または全部に対して前記第１エネルギと前記第２エネルギの供給を行った場合の前記第１ユーティリティの使用料金を算出して前記コージェネレーション装置の運転時コストを導出し、前記所定の制御モードで前記コージェネレーション装置の運転を行わずに、前記コージェネレーション装置が供給可能な前記第１エネルギを第２ユーティリティの使用により代替供給し、前記コージェネレーション装置が供給可能な前記第２エネルギを前記第１ユーティリティまたは前記第２ユーティリティの使用により代替供給した場合の前記コージェネレーション装置の非運転時コストを導出するコスト算出手段と、前記コスト算出手段が導出した前記運転時コストと前記非運転時コストを比較して、前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記コージェネレーション装置の燃料料金算出に用いた前記第１ユーティリティの単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくする運転時コスト調整手段と、前記運転時コスト調整手段による調整後の前記第１ユーティリティの単価が所定の下限値より低い場合に、前記コージェネレーション装置を前記所定の制御モードで運転しないように制御する制御手段と、を備えてなる点にある。

上記第八の特徴構成によれば、コージェネレーション装置の運転に使用する第１ユーティリティの単価が所定の下限値以上であれば、コージェネレーション装置を運転する方が、運転しない場合よりエネルギコストが最小となるように制御されるため、第１エネルギと第２エネルギをコスト最適で供給可能となる。更に、コージェネレーション装置の運転により第１エネルギと第２エネルギを同時に併給できることから、第１エネルギと第２エネルギの需要に時間的整合性がある場合は、エネルギ効率の高い運転が期待されるため、コージェネレーション装置の運転を積極的に誘導する制御により、コスト最適運転による経済性と、高エネルギ効率運転により省エネルギ性、つまりは、高い環境性の両立が図れる。更に、第１ユーティリティが積極的に使用されるため、第１ユーティリティの使用量増加に伴い、その低単価設定が可能になるという良循環によるコージェネレーション装置の運転モデルが確立される。

尚、第１ユーティリティと第２ユーティリティの一例として、都市ガスと商用電力が、第１エネルギと第２エネルギの一例として、電力と熱エネルギが想定される。

同コージェネレーション装置の運転制御システムの第九の特徴構成は、上記第八の特徴構成に加えて、前記運転時コスト調整手段が、前記コスト算出手段が前記運転時コストの導出に使用した前記第１ユーティリティの単価が所定の上限値より低く設定され、前記運転時コストが前記非運転時コストより低い場合に、前記第１ユーティリティの単価を増加させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくする点にある。

上記第九の特徴構成によれば、コスト算出手段が、第１ユーティリティの単価として所定の上限値より低く設定された、例えば下限値を使用して、予め運転時コストが非運転時コストより低くなる可能性の高い条件で、運転時コストを導出し、その後に第１ユーティリティの単価を増加させて運転時コストを非運転時コストと等しくすることにより、上記第七の特徴構成と同様の効果を奏することができる。

本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システム（以下、適宜「本発明システム」という。）の実施の形態について、図面に基づいて説明する。

〈第１実施形態〉
図１に示すように、本発明システムの制御対象は、都市ガスを燃料源として電力と熱エネルギを同時に発生する家庭用のガスコージェネレーション装置１０であって、都市ガスの燃焼によって機械的な回転エネルギを出力するガスエンジン１と該回転エネルギを電気エネルギに変換して交流電力を出力する発電機２からなる発電機ユニット３、発電機２が発電した第１の交流電力を商用電力系統２０と同じ電圧、周波数の第２の交流電力に変換するとともに、変換した第２の交流電力を商用電力系統２０と系統連系させるための系統連系インバータ４、ガスエンジン１から発生する排熱を回収するための熱交換器５、熱交換器５で回収された熱エネルギを給湯・暖房用に利用するための排熱利用給湯暖房ユニット６、及び、発電機ユニット３の運転を制御する運転制御システム（本発明システム）７を備えて構成される。

ガスコージェネレーション装置１０の発電時には、ガスコージェネレーション装置１０の発電電力（以下、単に「発電電力」という。）は、商用電力系統２０から供給される商用電力（例えば、単相３線式交流１００Ｖ／２００Ｖ（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ））と合流して、家庭内の電力負荷２１に対して電力の供給を行う。ここで、電力負荷２１としては、一般家庭で使用される冷蔵庫、テレビ等の家電機器や照明器具等において発生する電力需要が含まれる。

排熱利用給湯暖房ユニット６には、熱交換器５で回収された熱エネルギを一旦温水状態で蓄熱するための貯湯タンク（図示せず）が設けられ、給湯負荷（熱負荷の一例）の発生に合わせて温水を貯湯タンクから供給可能に構成されている。また、排熱利用給湯暖房ユニット６には、暖房用の熱交換器（図示せず）や風呂追い炊き用の熱交換器（図示せず）も設置されており、夫々の熱負荷に対して、熱交換器５で回収された熱エネルギを利用可能に構成されている。従って、排熱利用給湯暖房ユニット６の熱負荷３０としては、各種給湯口、温水暖房機器、浴槽等で発生する給湯需要が含まれる。

更に、排熱利用給湯暖房ユニット６には、発電機ユニット３の発電電力に余剰が発生した場合に、当該余剰電力を用いて貯湯タンクに蓄熱される温水を加熱する電気ヒータ８と、貯湯タンクに貯湯されている温水を都市ガスの燃焼によって加熱するガスボイラ９が設けられている。ガスコージェネレーション装置１０の非運転時には、商用電力系統２０からの電力供給により電気ヒータ８が、或いは、ガスボイラ９が都市ガスを消費して、熱負荷３０に対する熱エネルギの供給が可能に構成されている。

ここで、ガスコージェネレーション装置１０の発電出力として、例えば１ｋＷ、排熱出力として、例えば約３〜４ｋＷを想定している。これに対し、一般家庭での電力需要は、１日を通して、最低で３００Ｗ程度、最高で１．５〜２ｋＷ程度である。また、発電出力１ｋＷのガスコージェネレーション装置１０を常時運転すると出力した熱エネルギが余って無駄になるため、電力需要が高く、且つ、熱需要も高い時間帯にタイミング良く運転することで、高エネルギ効率での省エネルギ運転が可能となる。

本発明システム７は、図２に示すように、電力負荷と熱負荷を各別に計測する負荷計測手段１１、発電機ユニット３の運転の開始、停止、出力を制御するための制御手段１２、電力負荷と熱負荷を各別に予測する負荷予測手段１３、ある制御モードでのガスコージェネレーション装置１０の運転時コストと非運転時コストを導出するコスト算出手段１４、都市ガス単価（燃料単価）を基準設定値以下、所定の下限値以上となる範囲内で変化させながら運転時コストが非運転時コスト以下となるように調整する運転時コスト調整手段１５、外部からの制御信号や状態信号等の入力を受け付ける入力手段１６、都市ガス単価及び電力単価を記憶した料金データベース１７、電力負荷と熱負荷の過去の実績値を記憶した負荷データベース１８、及び、上記各手段１１〜１６の処理結果を記憶する記憶手段１９を備え、上記各手段１１〜１６及び上記各データベース１７、１８相互間でデータ送受信可能に構成される。

負荷計測手段１１の各計測器を除く各手段１１〜１６はマイクロコンピュータ等のコンピュータシステムを用いて構成され、内蔵メモリに格納された運転制御用プログラムの制御手順に従って、外部から入力される制御信号や状態信号に基づいて発電機ユニット３の運転制御を実行する。

負荷計測手段１１は、電力負荷２１に接続する電力線２２を流れる電流を計測する電流トランス等の電流計２３、商用電力系統２０または系統連系インバータ４の出力電圧を計測する電圧計２４、熱負荷３０への排熱利用給湯暖房ユニット６からの給湯流量と給湯温度を計測する流量計３１と温度計３２、及び、計測データ処理手段１１ａ等を備えて構成される。各計測器２３、２４、３１、３２は、数秒〜数分間隔で各瞬時値を計測する。電流計２３と電圧計２４で計測された電流値及び電圧値は、入力手段１６を介して、計測データ処理手段１１ａに入力されて、一定時間幅（例えば、１０分〜１時間）で電力量に換算されて、その計測時間データとともに、所定のデータフォーマットに整理されて負荷データベース１８に保存される。流量計３１と温度計３２で計測された流量及び温度は、入力手段１６を介して、計測データ処理手段１１ａに入力されて、一定時間幅（例えば、１０分〜１時間）で熱量（または基準水温換算の給湯量）に換算されて、その計測時間データとともに、所定のデータフォーマットに整理されて負荷データベース１８に保存される。

負荷データベース１８には、１日（２４時間）の上記一定時間幅（例えば３０分）毎の電力負荷変動パターンと熱負荷変動パターン（何れも実績値）が、時間属性（年月日、曜日等）及び計測時の気温及び水温と関連付けられて、時間属性等によって検索可能に保存されている。

負荷予測手段１３は、１日の所定時刻に、当日の電力負荷変動パターンＥ０と熱負荷変動パターンＨ０を予測する。負荷予測は、例えば、負荷データベース１８に記憶されている予測当日と同じ月または季節で、同じ曜日の複数日の１年前の電力負荷変動パターンＥ１と熱負荷変動パターンＨ１を抽出し、更に、予測前日の電力負荷変動パターンＥ２と熱負荷変動パターンＨ２及び予測前日と同じ月または季節で、同じ曜日の１年前の複数日の電力負荷変動パターンＥ３と熱負荷変動パターンＨ３を抽出し、以下の数１に基づいて、電力負荷変動パターンＥ０と熱負荷変動パターンＨ０を予測する。

（数１）
Ｅ０（ｎ）＝Ｅ１’（ｎ）×Ｅ２（ｎ）／Ｅ３’（ｎ）
Ｈ０（ｎ）＝Ｈ１’（ｎ）×Ｈ２（ｎ）／Ｈ３’（ｎ）

数１において、（ｎ）は変動パターンの上記一定時間幅の順番を示しており、Ｅ１’（ｎ）、Ｅ３’（ｎ）、Ｈ１’（ｎ）、Ｈ３’（ｎ）は夫々、複数日のＥ１（ｎ）、Ｅ３（ｎ）、Ｈ１（ｎ）、Ｈ３（ｎ）の平均を表している。また、Ｅ２（ｎ）／Ｅ３’（ｎ）及びＨ２（ｎ）／Ｈ３’（ｎ）は１年前と予測前日の間の環境変化（例えば、気温変化や家族構成変化等）による誤差を補正する項である。負荷予測手段１３は、予測した当日の電力負荷変動パターンＥ０（ｎ）と熱負荷変動パターンＨ０（ｎ）を、記憶手段１９に保存する。

料金データベース１７には、ガスコージェネレーション装置１０及びガスボイラ９の燃料源となる都市ガスの単位使用量当たり単価ＫＧ（燃料単価）と、燃料単価の下限値ＫＧ０（収益性を考慮して決定される。）、商用電力系統２０から供給される商用電力の時間帯別の単位電力量当たりの電力単価ＫＥ（ｎ）が保存されている。

次に、本発明システム７の制御手段１２とコスト算出手段１４と運転時コスト調整手段１５の機能及び処理動作について、図３のフローチャートを参照して説明する。ここで、ガスコージェネレーション装置１０は、運転時は常に定格出力（例えば１ｋＷ）で運転し、電力負荷２１に追従しない制御モードを想定する。仮に、電力負荷２１が定格出力以下で余剰電力が発生した場合は、電気ヒータ８をオンさせて、電力負荷２１を発電出力に追従させるものとする。また、電力負荷２１が定格出力以上の場合で、コージェネレーション装置１０の発生する熱エネルギが熱負荷３０以下の場合は、ガスボイラ９を作動させる制御を行うものとする。

先ず、負荷予測手段１３により当日の電力負荷変動パターンＥ０（ｎ）と熱負荷変動パターンＨ０（ｎ）が予測されると（ステップ＃１）、コスト算出手段１４が、料金データベース１７と負荷データベース１８にアクセスして、当日の電力単価ＰＥ（ｎ）、電力負荷変動パターンＥ０（ｎ）、熱負荷変動パターンＨ０（ｎ）の夫々の変動タイミングを識別し、その変動時刻の直前に、ガスコージェネレーション装置１０の運転時コストと非運転時コストを導出するコスト算出処理を開始するように起動タイミングを設定する（ステップ＃２）。引き続き、コスト算出手段１４は、夫々の起動タイミング到来毎に、コスト算出処理（ステップ＃３）を実行する。

コスト算出処理は、以下の要領で、運転時コストＣ１と非運転時コストＣ２を算出する。コスト算出手段１４が、先ず、料金データベース１７と負荷データベース１８にアクセスして、起動タイミング直後から次の起動タイミングまでの制御時間幅Ｔにおける電力単価ＫＥ、電力負荷Ｅ０、熱負荷Ｈ０、及び、燃料単価ＫＧ（基準設定値ＫＧｓ）を抽出する。また、コスト算出手段１４は、定格出力時の単位電力量当たりの都市ガス使用量、電気ヒータ８の電力・熱エネルギ変換効率、ガスボイラ９の単位都市ガス使用量当たりの発生熱量、等の基礎データがテーブル化して記憶手段１９に記憶されており、コスト算出手段１４はこれらの基礎データを適宜利用するものとする。

先ず、コージェネレーション装置１０を運転させた場合の運転時コストＣ１は、以下の数２で与えられる。

（数２）
Ｃ１＝Ｃ１ｇ＋Ｃ１ｅ＋ｍｉｎ（Ｃ１ｇ’，Ｃ１ｅ’）

ここで、Ｃ１ｇは、制御時間幅Ｔの間、定格出力でコージェネレーション装置１０を運転した場合の出力電力量Ｐ１に対応する都市ガス使用量Ｕ１に燃料単価ＫＧを乗じて算出される都市ガス料金である。Ｃ１ｅは、制御時間幅Ｔの電力負荷Ｅ０が出力電力量Ｐ１より大きい場合は、その差分（Ｅ０−Ｐ１）を商用電力系統２０から供給される商用電力で賄った場合の電力料金で、（Ｅ０−Ｐ１）に制御時間幅Ｔにおける電力単価ＫＥを乗じて算出される。制御時間幅Ｔの電力負荷Ｅ０が出力電力量Ｐ１以下の場合は、余剰電力（Ｐ１−Ｅ０）が電気ヒータ８の電力・熱エネルギ変換効率に基づく熱エネルギＮｙを発生し、Ｃ１ｅは０となる。Ｃ１ｇ’は、制御時間幅Ｔを定格出力で運転した場合の発生熱エネルギＮ１が、制御時間幅Ｔの熱負荷Ｈ０から排熱利用給湯暖房ユニット６の貯湯タンクに蓄熱されている蓄熱量Ｎ０を差し引いた実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）より小さい場合に、或いは、電気ヒータ８が熱エネルギＨｙを発生する場合は、発生熱エネルギＮ１と熱エネルギＮｙの合計（Ｎ１＋Ｎｙ）が実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）より小さい場合に、その不足分を補うためにガスボイラ９を作動させた場合の都市ガス使用量Ｕ１’に燃料単価ＫＧを乗じて算出される都市ガス料金である。蓄熱量Ｎ０は、負荷計測手段１１が逐次計測する温水の流量及び温度と、過去のガスコージェネレーション装置１０の運転実績、貯湯タンクからの単位時間当たりの放熱量等を用いて算出される。Ｃ１ｅ’は、発生熱エネルギＮ１が実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）より小さい場合に、或いは、電気ヒータ８が熱エネルギＨｙを発生する場合は、発生熱エネルギＮ１と熱エネルギＮｙの合計（Ｎ１＋Ｎｙ）が実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）より小さい場合に、その不足分を補うために電気ヒータ８を作動させて発生する熱エネルギを供給した場合の電気ヒータ８の電力・熱エネルギ変換効率で算出される電力量Ｐ１’に制御時間幅Ｔにおける電力単価ＫＥを乗じて算出される。ｍｉｎ（Ｃ１ｇ’，Ｃ１ｅ’）は、Ｃ１ｇ’とＣ１ｅ’の何れか小さい方を選択する。実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）が０以下の場合は、ｍｉｎ（Ｃ１ｇ’，Ｃ１ｅ’）は０となる。

次に、コージェネレーション装置１０を運転させない場合の非運転時コストＣ２は、以下の数３で与えられる。

（数３）
Ｃ２＝Ｃ２ｅ＋ｍｉｎ（Ｃ２ｇ’，Ｃ２ｅ’）

ここで、Ｃ２ｅは、制御時間幅Ｔの電力負荷Ｅ０を商用電力系統２０から供給される商用電力で全て賄った場合の電力料金で、電力負荷Ｅ０に制御時間幅Ｔにおける電力単価ＫＥを乗じて算出される。Ｃ２ｇ’は、制御時間幅Ｔの熱負荷Ｈ０から排熱利用給湯暖房ユニット６の貯湯タンクに蓄熱されている蓄熱量Ｎ０を差し引いた実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）に対してガスボイラ９を作動させて熱エネルギを供給した場合の都市ガス使用量Ｕ２’に燃料単価ＫＧを乗じて算出される都市ガス料金である。また、Ｃ２ｅ’は、制御時間幅Ｔの熱負荷Ｈ０から排熱利用給湯暖房ユニット６の貯湯タンクに蓄熱されている蓄熱量Ｎ０を差し引いた実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）に対して電気ヒータ８を作動させて発生する熱エネルギを供給した場合の電気ヒータ８の電力・熱エネルギ変換効率で算出される電力量Ｐ２’に制御時間幅Ｔにおける電力単価ＫＥを乗じて算出される。ｍｉｎ（Ｃ２ｇ’，Ｃ２ｅ’）は、Ｃ２ｇ’とＣ２ｅ’の何れか小さい方を選択する。実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）が０以下の場合は、ｍｉｎ（Ｃ２ｇ’，Ｃ２ｅ’）は０となる。

本実施形態では、運転時コストＣ１は、コージェネレーション装置１０の運転コストＣ１ｇに、Ｃ１ｅ＋ｍｉｎ（Ｃ１ｇ’，Ｃ１ｅ’）を加えて、コージェネレーション装置１０の運転時の全コストとして評価している。従って、非運転時コストＣ２も、コージェネレーション装置１０の非運転時の全コストとして評価している。次のステップ＃４で運転時コストＣ１と非運転時コストＣ２の大小比較は、実質的に、コージェネレーション装置１０の運転コストＣ１ｇと、コージェネレーション装置１０が供給可能な部分の電力と熱エネルギを、コージェネレーション装置１０を運転せずに賄う場合の非運転コストとの大小比較と等価となる。

コスト算出処理（ステップ＃３）が終了すると、運転時コスト調整手段１５が、先ず、運転時コストＣ１と非運転時コストＣ２の大小比較を行う（ステップ＃４）。

ステップ＃４の大小比較で、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２以下であれば、制御手段１２がコージェネレーション装置１０を運転状態とする（ステップ＃５）。つまり、既に運転状態であれば、当該運転状態を維持し、停止状態であれば、コージェネレーション装置１０を始動する。

ステップ＃４の大小比較で、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２より大きい場合、運転時コスト調整手段１５は、以下の要領で運転時コストＣ１を非運転時コストＣ２と等しくなるように運転時コスト調整処理を実行する（ステップ＃６）。

運転時コスト調整処理は、数２のコージェネレーション装置１０の都市ガス料金Ｃ１ｇを、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２の差分（Ｃ１−Ｃ２）だけ低下させるのに必要な、燃料単価ＫＧ’を、以下の数４により計算する。尚、数４において、ＫＧｓは、初期のＣ１ｇの算出に用いた燃料単価ＫＧの基準設定値（初期値）である。

（数４）
ＫＧ’＝ＫＧｓ×（Ｃ１ｇ−（Ｃ１−Ｃ２））／Ｃ１ｇ

従って、燃料単価ＫＧ’を用いてＣ１ｇを再計算すると、差分（Ｃ１−Ｃ２）だけ低下するため、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２と等しくなる。

次に、制御手段１２が、料金データベース１７にアクセスして燃料単価ＫＧの下限値ＫＧ０を抽出し、燃料単価ＫＧ’が下限値ＫＧ０以上か否かを判定する（ステップ＃７）。ステップ＃７の燃料単価ＫＧ’の判定で、下限値ＫＧ０以上の場合は、ステップ＃５に移行して、コージェネレーション装置１０を運転状態とする。逆に、ステップ＃７の燃料単価ＫＧ’の判定で、下限値ＫＧ０より小さい場合、制御手段１２は、コージェネレーション装置１０を非運転状態とする（ステップ＃８）。つまり、コージェネレーション装置１０が運転状態であれば、当該運転を停止し、既に停止状態であれば、その停止状態を維持する。

ステップ＃５において、コージェネレーション装置１０を運転状態とした場合には、制御手段１２は、その運転条件となった燃料単価ＫＧ（ＫＧｓまたはＫＧ’）、その制御時間幅Ｔにおけるコージェネレーション装置１０の都市ガス使用量Ｕ１の実績値を、その制御時間幅Ｔの時間属性（年月日、時分）とともに記憶手段１９に記憶する（ステップ＃９）。ここで、都市ガス使用量Ｕ１の実績値は、コージェネレーション装置１０にガスメータを設けて直接計測してもよいし、コージェネレーション装置１０の定格運転時間に定格運転時の単位時間当たりの都市ガス使用量に基づいて算出してもよい。尚、ステップ＃９で記憶手段１９に記憶された上記各データは、例えば、定期的にコージェネレーション装置１０に付設された通信手段（図示せず）を用いて、都市ガスを供給するガス事業者の管理センタのサーバ装置（図示せず）へ転送され、都市ガス使用料金の課金処理に用いられる。

〈第２実施形態〉
次に、本発明システム７の第２実施形態について説明する。第１実施形態では、ガスコージェネレーション装置１０は、運転時は常に定格出力（例えば１ｋＷ）で運転し、電力負荷２１に追従しない制御モードだけを想定したが、運転制御モードは、当該制御モードに加えて、ガスコージェネレーション装置１０の出力を電力負荷または熱負荷に追従させて、部分負荷（定格未満の出力）で運転するようにしても構わない。但し、ガスコージェネレーション装置１０が部分負荷運転可能に構成されているものと想定する。

以下の説明では、説明の簡単のために、第１実施形態の第１制御モードに加えて、電力負荷追従する第２制御モードを備えた２つの制御モードを想定する。

図２に示す本発明システム７の構成は、基本的に第１実施形態と同じであり、負荷計測手段１１、負荷予測手段１３、入力手段１６、料金データベース１７、負荷データベース１８は、第１実施形態と同じであるので、重複する説明は割愛する。

次に、本発明システム７の制御手段１２とコスト算出手段１４と運転時コスト調整手段１５の機能及び処理動作について、図４のフローチャートを参照して説明する。ステップ＃１及びステップ＃２は、第１実施形態と同じである。

引き続き、コスト算出手段１４は、夫々の起動タイミング到来毎に、コスト算出処理（ステップ＃３）を、第１及び第２制御モードについて実行する。第１制御モードについては、第１実施形態と同じであるので、重複する説明は割愛する。第２制御モードにおいて、コージェネレーション装置１０を部分負荷で運転させた場合の運転時コストＣ３は、以下の数５で与えられる。尚、第２制御モードの場合、制御時間幅Ｔの電力負荷Ｅ０は、制御時間幅Ｔの間、定格出力でコージェネレーション装置１０を運転した場合の出力電力量Ｐ１より小さい。電力負荷Ｅ０が出力電力量Ｐ１以上であれば、第１制御モードで定格出力運転となるためである。

（数５）
Ｃ３＝Ｃ３ｇ＋ｍｉｎ（Ｃ３ｇ’，Ｃ３ｅ’）

ここで、Ｃ３ｇは、制御時間幅Ｔの間、コージェネレーション装置１０を部分負荷運転した場合の出力電力量Ｐ３に対応する都市ガス使用量Ｕ３に燃料単価ＫＧを乗じて算出される都市ガス料金である。部分負荷運転時は、定格出力運転時よりエネルギ効率が低下するため、予め導出され記憶手段１９に保存された出力と都市ガス使用量の相関関係に基づいて、都市ガス使用量Ｕ３が算定される。Ｃ３ｇ’は、制御時間幅Ｔの熱負荷Ｈ０から排熱利用給湯暖房ユニット６の貯湯タンクに蓄熱されている蓄熱量Ｎ０を差し引いた実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）に対してガスボイラ９を作動させて熱エネルギを供給した場合の都市ガス使用量Ｕ３’に燃料単価ＫＧを乗じて算出される都市ガス料金である。また、Ｃ３ｅ’は、制御時間幅Ｔの熱負荷Ｈ０から排熱利用給湯暖房ユニット６の貯湯タンクに蓄熱されている蓄熱量Ｎ０を差し引いた実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）に対して電気ヒータ８を作動させて発生する熱エネルギを供給した場合の電気ヒータ８の電力・熱エネルギ変換効率で算出される電力量Ｐ３’に制御時間幅Ｔにおける電力単価ＫＥを乗じて算出される。ｍｉｎ（Ｃ３ｇ’，Ｃ３ｅ’）は、Ｃ３ｇ’とＣ３ｅ’の何れか小さい方を選択する。実質熱負荷（Ｈ０−Ｎ０）が０以下の場合は、ｍｉｎ（Ｃ３ｇ’，Ｃ３ｅ’）は０となる。

コージェネレーション装置１０を運転させない場合の非運転時コストＣ２は、制御モードに拘らず、数３で与えられるので、第１実施形態と同じである。尚、第２制御モードにおける数５の右辺第２項のｍｉｎ（Ｃ３ｇ’，Ｃ３ｅ’）と、非運転時コストＣ２における数３の右辺第２項のｍｉｎ（Ｃ２ｇ’，Ｃ２ｅ’）は同じである。

コスト算出処理（ステップ＃３）が終了すると、運転時コスト調整手段１５が、先ず、第１制御モードの運転時コストＣ１と非運転時コストＣ２の大小比較と、第２制御モードの運転時コストＣ３と非運転時コストＣ２の大小比較を行う（ステップ＃４）。

ステップ＃４の大小比較で、運転時コストＣ１と運転時コストＣ３の両方または何れか一方が非運転時コストＣ２以下であれば、制御手段１２は、運転時コストＣ１と運転時コストＣ３の小さい方の制御モードでコージェネレーション装置１０を運転状態とする（ステップ＃５）。つまり、既に何れかの制御モードで運転状態にあれば、運転時コストの小さい方の制御モードでの運転状態とし、停止状態であれば、コージェネレーション装置１０を当該制御モードで始動する。

ステップ＃４の大小比較で、運転時コストＣ１と運転時コストＣ３の両方が非運転時コストＣ２より大きい場合、運転時コスト調整手段１５は、以下の要領で運転時コストＣ１と運転時コストＣ３の夫々を非運転時コストＣ２と等しくなるように運転時コスト調整処理を実行する（ステップ＃６）。

運転時コスト調整処理は、運転時コストＣ１中の都市ガス料金Ｃ１ｇ（数２参照）を、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２の差分（Ｃ１−Ｃ２）だけ低下させるのに必要な、燃料単価ＫＧ’を、数４により計算するとともに（第１実施形態と同じ）、運転時コストＣ３中の都市ガス料金Ｃ３ｇ（数５参照）を、運転時コストＣ３が非運転時コストＣ２の差分（Ｃ３−Ｃ２）だけ低下させるのに必要な、燃料単価ＫＧ”を、以下の数６により計算する。

（数６）
ＫＧ”＝ＫＧｓ×（Ｃ３ｇ−（Ｃ１−Ｃ２））／Ｃ３ｇ

従って、燃料単価ＫＧ”を用いてＣ３ｇを再計算すると、差分（Ｃ３−Ｃ２）だけ低下するため、運転時コストＣ３が非運転時コストＣ２と等しくなる。

次に、制御手段１２が、料金データベース１７にアクセスして燃料単価ＫＧの下限値ＫＧ０を抽出し、燃料単価ＫＧ’と燃料単価ＫＧ”が下限値ＫＧ０以上か否かを判定する（ステップ＃７）。ステップ＃７の燃料単価ＫＧ’と燃料単価ＫＧ”の判定で、燃料単価ＫＧ’と燃料単価ＫＧ”の両方または何れか一方が下限値ＫＧ０以上の場合は、ステップ＃５に移行して、燃料単価ＫＧ’と燃料単価ＫＧ”の高い方の制御モード（例えば、ＫＧ’＞ＫＧ”であれば第１制御モード）でコージェネレーション装置１０を運転状態とする。逆に、ステップ＃７の燃料単価ＫＧ’と燃料単価ＫＧ”の判定で、何れもが下限値ＫＧ０より小さい場合、制御手段１２は、コージェネレーション装置１０を非運転状態とする（ステップ＃８）。つまり、コージェネレーション装置１０が運転状態であれば、当該運転を停止し、既に停止状態であれば、その停止状態を維持する。

ステップ＃５において、コージェネレーション装置１０を運転状態とした場合には、制御手段１２は、その運転条件となった燃料単価ＫＧ（ＫＧｓ、ＫＧ’またはＫＧ”）、その制御時間幅Ｔにおけるコージェネレーション装置１０の都市ガス使用量Ｕ１の実績値を、その制御時間幅Ｔの時間属性（年月日、時分）とともに記憶手段１９に記憶する（ステップ＃９）。

〈第３実施形態〉
次に、本発明システム７の第３実施形態について説明する。第３実施形態では、本発明システム７は、図５に示すように、第１実施形態の構成（図２参照）に加えて、制御手段１２がコージェネレーション装置１０の運転制御（運転または非運転）を実行した後に、負荷予測手段１３が予測した起動タイミング後の電力負荷Ｅ０、熱負荷Ｈ０と、負荷計測手段１１が計測して得られた電力負荷２１と熱負荷３０の一定時間幅の実績値ＥｍとＨｍを同じ時間幅で比較し、電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０の予測誤差の有無または大小を判定する予測評価手段４０と、実績値ＥｍとＨｍを用いて、電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０を補正する予測補正手段４１を備えて構成される。

予測評価手段４０が、電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０の何れか一方に誤差が存在すると判定した場合、予測補正手段４１が、電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０を補正する。具体的には、予測補正手段４１は、電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０の算出の基礎とした当日の電力負荷変動パターンＥ０（ｎ）と熱負荷変動パターンＨ０（ｎ）の実績値ＥｍとＨｍに該当する部分を、実績値ＥｍとＨｍに置き換えるとともに、
制御時間幅Ｔの残余の部分の電力負荷変動パターンＥ０（ｎ）と熱負荷変動パターンＨ０（ｎ）を、同じ補正比率で修正し、制御時間幅Ｔにおける補正後の電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０を取得する。

補正後の電力負荷Ｅ０と熱負荷Ｈ０が得られると、第１実施形態または第２実施形態で説明したコスト算出処理、運転時コストと非運転時コストの大小比較、運転時コスト調整処理、制御手段１２による運転制御を再実行する。

以下に、別の実施形態につき説明する。

〈１〉上記各実施形態において、コスト算出処理（ステップ＃３）は、当日の電力単価ＰＥ（ｎ）、電力負荷変動パターンＥ０（ｎ）、熱負荷変動パターンＨ０（ｎ）の夫々の変動タイミングを識別し、その変動時刻の直前に起動タイミングを設定したが（ステップ＃２）、これに代えて、コスト算出処理（ステップ＃３）を一定時間間隔（例えば、１０分〜１時間間隔）で実行しても構わない。

〈２〉上記各実施形態において、負荷予測手段１３が、数１に示す導出式に基づいて、当日の電力負荷変動パターンＥ０と熱負荷変動パターンＨ０を予測する場合に、使用する負荷データベース１８に保存されている電力負荷変動パターンと熱負荷変動パターン（何れも実績値）を、計測時の気温及び水温に基づいて所定の標準気温と標準水温時の電力負荷変動パターンと熱負荷変動パターンに変換して、標準気温と標準水温時における当日の電力負荷変動パターンＥ０と熱負荷変動パターンＨ０を予測し、コスト算出処理時において、計測した気温と水温に基づいて、起動タイミング直後から次の起動タイミングまでの制御時間幅Ｔにおける電力負荷Ｅ０、熱負荷Ｈ０を補正するのも好ましい実施の形態である。

〈３〉上記各実施形態において、負荷予測手段１３が、数１に示す導出式に基づいて、当日の電力負荷変動パターンＥ０と熱負荷変動パターンＨ０を予測する場合に、使用する過去の実績値は、必ずしも上記実施形態のものに限定されるものではない。

〈４〉上記各実施形態において、コスト算出処理（ステップ＃３）における運転時コストＣ１（またはＣ３）の算出において、燃料単価ＫＧとして下限値ＫＧ０より高い基準設定値ＫＧｓを用いたが、例えば、下限値ＫＧ０を用いて運転時コストＣ１（またはＣ３）の算出を行うようにしても構わない。この場合、ステップ＃４の大小比較で、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２以下であれば、ステップ＃５に移行する前に、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２と等しくなるように、燃料単価ＫＧを下限値ＫＧ０から上昇させてから、制御手段１２がコージェネレーション装置１０を運転状態とする（ステップ＃５）ようにしても構わない。この場合、ステップ＃４の大小比較で、運転時コストＣ１が非運転時コストＣ２より高ければ、燃料単価ＫＧを更に低下させる余地がないので、ステップ＃８に直接移行して、制御手段１２は、コージェネレーション装置１０を非運転状態とする。

また、コスト算出処理（ステップ＃３）における運転時コストＣ１（またはＣ３）の算出において、燃料単価ＫＧとして下限値ＫＧ０と基準設定値ＫＧｓの中間値を使用した場合は、図３または図４に示す処理と、本別実施形態〈４〉の下限値ＫＧ０を用いる場合の上記処理を併用しても構わない。

〈５〉上記各実施形態において、負荷計測手段１１は、電力負荷２１の計測用に電流計２３と電圧計２４、熱負荷３０の計測用に流量計３１と温度計３２を備えて構成したが、電力負荷２１及び熱負荷３０の各端末機器の動作時間、負荷率等から算出可能に構成しても構わない。

〈６〉上記各実施形態において、料金データベース１７は、本発明システム７を構成するコンピュータシステム内に形成したが、料金データベース１７は、本発明システム７と分離して外部のサーバに一括して設置して、複数のガスコージェネレーション装置１０の本発明システム７から、インターネット等のコンピュータネットワークを介してアクセスして、必要なデータを都度取得するように構成しても構わない。

〈７〉上記第２実施形態において、制御モードは第１制御モードと第２制御モードを想定して説明したが、制御モードは、これらに限定されるものではない。

また、上記第２実施形態では、第２制御モードを電力負荷または熱負荷に追従する部分負荷運転を想定したが、部分負荷運転として、出力を段階的に切り替える制御モードを想定しても構わない。この場合、各部分負荷出力で、夫々の制御モード（第２制御モード、第３制御モード、・・・）が存在するので、夫々の制御モードにおいて、数５及び数６に示す計算を実行し、制御モード毎に、ステップ＃４及び＃７の判断を行うようにすればよい。

ステップ＃４で、何れか１つの制御モードでの運転時コストが、非運転時コスト以下であれば、最小の運転時コストの制御モードでコージェネレーション装置１０を運転状態とする（ステップ＃５）。また、全ての制御モードでの運転時コストが、非運転時コストより大きければ、ステップ＃６の運転時コスト調整処理を実行する。

ステップ＃７で、何れか１つの制御モードでの調整後の燃料単価が下限値ＫＧ０以上の場合は、ステップ＃５に移行して、調整後の燃料単価が最大の制御モードで運転を行う。また、全ての制御モードでの調整後の燃料単価が下限値ＫＧ０より小さい場合は、制御手段１２は、コージェネレーション装置１０を非運転状態とする（ステップ＃８）。

〈８〉更に、上記第２実施形態または上記別実施形態〈７〉において、ステップ＃７で、全ての制御モードでの調整後の燃料単価が下限値ＫＧ０より小さい場合に、制御手段１２は、コージェネレーション装置１０を非運転状態とする代わりに、燃料単価を下限値ＫＧ０とした場合の運転時コストが最小となる制御モードでコージェネレーション装置１０を運転するようにしても構わない。このように制御することで、燃料単価を下限値ＫＧ０以上に維持し、コスト最適でコージェネレーション装置１０の運転を停止することなく持続できる。この結果、コージェネレーション装置１０が停止及び起動を繰り返すことで却ってエネルギ効率の低下を来たす場合や再起動処理に時間や手間を要する場合等に都合がよい。

〈９〉上記各実施形態において、ガスコージェネレーション装置１０は、発電機ユニット３がガスエンジン１と発電機２からなるガスエンジン・コージェネレーション装置を例に説明したが、発電機ユニット３は都市ガスを燃料源とする燃料電池であっても構わない。当該燃料電池コージェネレーション装置の場合、発電機ユニット３は直流電力を出力するため、使用する系統連系インバータ４も直流電力を交流電力に変換するタイプを用いる。

また、ガスコージェネレーション装置１０は、上記ガスエンジン・コージェネレーション装置、燃料電池コージェネレーション装置以外のコージェネレーション装置であっても構わない。更に、ガスコージェネレーション装置１０は、都市ガスを燃料源とするコージェネレーション装置に限定されるものではない。

本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システムの制御対象であるガスコージェネレーション装置の一構成例を示すブロック構成図 本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システムの一実施形態を示すブロック構成図 本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システムの一実施形態における処理動作手順を示すフローチャート 本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システムの他の実施形態における処理動作手順を示すフローチャート 本発明に係るコージェネレーション装置の運転制御システムの更に他の実施形態を示すブロック構成図

符号の説明

１： ガスエンジン
２： 発電機
３： 発電機ユニット
４： 系統連系インバータ
５： 熱交換器
６： 排熱利用給湯暖房ユニット
７： 運転制御システム
８： 電気ヒータ
９： ガスボイラ
１０： ガスコージェネレーション装置
１１： 負荷計測手段
１１ａ： 計測データ処理手段
１２： 制御手段
１３： 負荷予測手段
１４： コスト算出手段
１５： 運転時コスト調整手段
１６： 入力手段
１７： 料金データベース
１８： 負荷データベース
１９： 記憶手段
２０： 商用電力系統
２１： 電力負荷
２２： 電力線
２３： 電流計
２４： 電圧計
３０： 熱負荷
３１： 流量計
３２： 温度計
４０： 予測評価手段
４１： 予測補正手段

Claims (9)

1. 外部から供給される燃料を使用して、電力負荷に対して商用電力系統と系統連系して電力供給可能に、且つ、熱負荷に対して熱エネルギを供給可能に構成されたコージェネレーション装置の運転制御システムであって、
   前記電力負荷と前記熱負荷を各別に計測する負荷計測手段と、
   前記負荷計測手段が計測した前記電力負荷と前記熱負荷の過去の実績値に基づいて、電力負荷と熱負荷を各別に予測する負荷予測手段と、
   前記コージェネレーション装置を所定の制御モードで運転させて前記負荷予測手段が予測した予測電力負荷と予測熱負荷の一部または全部に対して電力と熱エネルギの供給を行った場合の燃料料金を算出して前記コージェネレーション装置の運転時コストを導出し、前記所定の制御モードで前記コージェネレーション装置の運転を行わずに前記コージェネレーション装置が供給可能な電力を前記商用電力系統からの電力供給で代替し、前記コージェネレーション装置が供給可能な熱エネルギを前記商用電力系統からの電力または前記燃料の使用により発生する熱エネルギで代替した場合の前記コージェネレーション装置の非運転時コストを導出するコスト算出手段と、
   前記コスト算出手段が導出した前記運転時コストと前記非運転時コストを比較して、前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記コージェネレーション装置の燃料料金算出に用いた燃料単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくする運転時コスト調整手段と、
   前記運転時コスト調整手段による調整後の前記燃料単価が所定の下限値より低い場合に、前記コージェネレーション装置を前記所定の制御モードで運転しないように制御する制御手段と、
   を備えてなることを特徴とするコージェネレーション装置の運転制御システム。
2. 前記コスト算出手段は、前記制御モードが複数ある場合に、前記複数の制御モードの夫々に対して、前記運転時コストと前記非運転時コストを導出し、
   前記運転時コスト調整手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記各制御モードにおいて、前記燃料単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくし、
   前記制御手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コスト調整手段による調整後の前記燃料単価が所定の下限値より低い場合に、前記コージェネレーション装置を運転しないように制御することを特徴とする請求項１に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。
3. 前記コスト算出手段は、前記制御モードが複数ある場合に、前記複数の制御モードの夫々に対して、前記運転時コストと前記非運転時コストを導出し、
   前記運転時コスト調整手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記各制御モードにおいて、前記燃料単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくし、
   前記制御手段は、前記複数の制御モードの全てにおいて前記運転時コスト調整手段による調整後の前記燃料単価が所定の下限値より低い場合に、前記燃料単価を前記所定の下限値とした場合の前記運転時コストが最小となる制御モードで前記コージェネレーション装置を運転することを特徴とする請求項１に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。
4. 前記コスト算出手段は、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出に使用した前記予測電力負荷と前記予測熱負荷の少なくとも何れか一方が、その後に前記負荷計測手段が計測した前記電力負荷と前記熱負荷の実績値と異なる場合に、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出を再実行することを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。
5. 前記コスト算出手段は、前記予測電力負荷と前記予測熱負荷の少なくとも何れか一方が変化する前に、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出を実行することを特徴とする請求項１〜４の何れか１項に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。
6. 前記コスト算出手段は、前記商用電力系統の電力単価が時間的に変化する場合に、前記電力単価が変化する前に、前記運転時コストと前記非運転時コストの導出を実行することを特徴とする請求項１〜５の何れか１項に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。
7. 前記制御手段は、前記コージェネレーション装置の運転を決定した前記燃料単価と、その燃料単価での運転に使用した燃料使用量とを関連付けて、所定の記憶手段に記憶することを特徴とする請求項１〜６の何れか１項に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。
8. 第１ユーティリティを燃料源として使用して、少なくとも第１エネルギと第２エネルギを供給可能に構成されたコージェネレーション装置の運転制御システムであって、
   前記第１エネルギの負荷と前記第２エネルギの負荷を各別に計測する負荷計測手段と、
   前記負荷計測手段が計測した前記第１エネルギと前記第２エネルギの各負荷の過去の実績値に基づいて、前記両負荷を各別に予測する負荷予測手段と、
   前記コージェネレーション装置を所定の制御モードで運転させて前記負荷予測手段が予測した前記第１エネルギと前記第２エネルギの各予測負荷の一部または全部に対して前記第１エネルギと前記第２エネルギの供給を行った場合の前記第１ユーティリティの使用料金を算出して前記コージェネレーション装置の運転時コストを導出し、前記所定の制御モードで前記コージェネレーション装置の運転を行わずに、前記コージェネレーション装置が供給可能な前記第１エネルギを第２ユーティリティの使用により代替供給し、前記コージェネレーション装置が供給可能な前記第２エネルギを前記第１ユーティリティまたは前記第２ユーティリティの使用により代替供給した場合の前記コージェネレーション装置の非運転時コストを導出するコスト算出手段と、
   前記コスト算出手段が導出した前記運転時コストと前記非運転時コストを比較して、前記運転時コストが前記非運転時コストより高い場合に、前記コージェネレーション装置の燃料料金算出に用いた前記第１ユーティリティの単価を低下させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくする運転時コスト調整手段と、
   前記運転時コスト調整手段による調整後の前記第１ユーティリティの単価が所定の下限値より低い場合に、前記コージェネレーション装置を前記所定の制御モードで運転しないように制御する制御手段と、
   を備えてなることを特徴とするコージェネレーション装置の運転制御システム。
9. 前記運転時コスト調整手段は、前記コスト算出手段が前記運転時コストの導出に使用した前記第１ユーティリティの単価が所定の上限値より低く設定され、前記運転時コストが前記非運転時コストより低い場合に、前記第１ユーティリティの単価を増加させて前記運転時コストを前記非運転時コストと等しくすることを特徴とする請求項８に記載のコージェネレーション装置の運転制御システム。

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