JP2009124922A - コージェネレーション装置 - Google Patents

Abstract

【課題】発電ユニットが発生するエネルギなどを考慮して発電ユニットの運転の可否を判定することで、運転効率を向上させるようにしたコージェネレーション装置を提供する。
【解決手段】商用電力系統から電気負荷に至る交流電力の給電路に接続可能な発電機と発電機を駆動する内燃機関（エンジン）からなる発電ユニットを少なくとも備えたコージェネレーション装置において、発電ユニットが運転されたときに発生するエネルギ価値を算出すると共に、エネルギ価値から発電ユニットのメンテナンスの費用を減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出し（Ｓ１０）と、内燃機関の燃料の消費量と燃料の価格から発電価格を算出し（Ｓ１２）と、算出された発電ユニット発生エネルギ価格と発電価格を比較し、発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるとき、発電ユニットの運転を許可する（Ｓ１４からＳ１８）。
【選択図】図３

Description

この発明はコージェネレーション装置に関し、より具体的には発電ユニットの運転効率を経済面から向上させるようにしたコージェネレーション装置に関する。

近年、商用電力系統から電気負荷に至る交流電力の給電路に内燃機関で駆動される発電機からなる発電ユニットを接続し、商用電力系統と連系させつつ、運転して電気負荷に電力を供給すると共に、内燃機関の排気熱を利用して加温した温水などを熱負荷に供給するようにした、いわゆるコージェネレーション装置が種々開発されている。そのような装置において経済面を考慮して運転の可否を判定する技術も提案されており、その例として特許文献１記載の技術を挙げることができる。

特許文献１記載の技術にあっては、電気負荷の負荷状況を電気料金に換算すると共に、使用燃料量から燃料費を算出し、電気料金が燃料費を超える場合にのみ、発電ユニットを運転するように構成している。
特開平６−１４６８１１号公報

特許文献１記載の技術にあっては上記の如く、電気料金と燃料費の比較から発電ユニットの運転の可否を判定するに止まり、発電ユニットが発生するエネルギやメンテナンス費用を考慮していないため、運転効率において必ずしも十分ではなかった。

従って、この発明の目的は上記した課題を解決し、発電ユニットが発生するエネルギなどを考慮して発電ユニットの運転の可否を判定することで、運転効率を向上させるようにしたコージェネレーション装置を提供することにある。

上記した課題を解決するために、請求項１にあっては、商用電力系統から電気負荷に至る交流電力の給電路に接続可能な発電機と前記発電機を駆動する内燃機関からなる発電ユニットと、前記内燃機関の冷却水を前記内燃機関の排気熱と熱交換させて昇温する熱交換器とを少なくとも備えたコージェネレーション装置において、前記発電ユニットが運転されたときに発生するエネルギ価値を算出すると共に、前記エネルギ価値から前記発電ユニットのメンテナンスの費用を減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出する発電ユニット発生エネルギ価格算出手段と、前記内燃機関の燃料の消費量と前記燃料の価格から発電価格を算出する発電価格算出手段と、前記算出された発電ユニット発生エネルギ価格と発電価格を比較し、前記発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるとき、前記発電ユニットの運転を許可する運転許可判定手段とを備える如く構成した。

請求項２に係るコージェネレーション装置にあっては、前記運転許可判定手段は、前記発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるときも、前記発電ユニットのメンテナンスまでの残り時間が所定時間未満のとき、前記発電ユニットの運転を禁止する如く構成した。

請求項１に係るコージェネレーション装置にあっては、商用電力系統から電気負荷に至る交流電力の給電路に接続可能な発電機と発電機を駆動する内燃機関からなる発電ユニットが運転されたときに発生するエネルギ価値を算出すると共に、エネルギ価値から発電ユニットのメンテナンスの費用を減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出し、内燃機関の燃料の消費量とその価格から発電価格を算出すると共に、算出された発電ユニット発生エネルギ価格と発電価格を比較し、発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるとき、発電ユニットの運転を許可する如く構成したので、発電ユニットが発生するエネルギやメンテナンスの費用などを考慮して発電ユニットの運転の可否を判定することで、運転効率を経済面において一層向上させることができる。

請求項２に係るコージェネレーション装置にあっては、発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるときも、発電ユニットのメンテナンスまでの残り時間が所定時間未満のとき、発電ユニットの運転を禁止する如く構成したので、上記した効果に加え、商用電力系統が停電したときなど、発電ユニットの運転が真に必要となった場合に支障を来たすことがない。

以下、添付図面に即してこの発明に係るコージェネレーション装置を実施するための最良の形態について説明する。

図１は、この発明の実施例に係るコージェネレーション装置を模式的に示す模式図である。

図示の如く、コージェネレーション装置（符号１０で示す）は、商用電源（商用電力系統）１２から家庭内電気負荷（電気負荷）１４に至る交流電力の給電路（電力線）１６に接続可能な、多極コイルからなる発電機（「ＧＥＮ」と示す）２０と、発電機２０を駆動する内燃機関（「ＥＮＧ」と示し、以下「エンジン」という）２２と、発電制御部２４からなる発電ユニット２６を備え、屋内に設置される。

商用電源１２は、単相３線からＡＣ１００／２００Ｖで５０Ｈｚ（または６０Ｈｚ）の交流電力を出力する。発電ユニット２６は一体化され、発電ユニットケース（筐体）３０の内部に収容される。

より具体的には図示の如く、発電ユニットケース３０は仕切り３０ａで２つの室に仕切られ、図において右の室に発電機２０とエンジン２２が鉛直方向において上下に配置されると共に、左の室に発電制御部２４が収容される。発電制御部２４はエンジン２２から隔離され、エンジン２２からの放熱を可能な限り遮断させられるようにエンジン２２とは別室に収容される。

エンジン２２は都市ガス（あるいはＬＰガス）を燃料とする、水冷４サイクルの単気筒ＯＨＶ型の火花点火式のエンジンであり、例えば１６３ｃｃの排気量を備える。図示は省略するが、発電ユニットケース３０においてエンジン２２のシリンダヘッドとシリンダブロックは横（水平）方向に配置され、その内部に１個のピストンが往復動自在に配置される。

吸気ダクト２２ａから供給された吸気はガス供給源から電磁弁（図示せず）を介して供給されたガス（図に「ＧＡＳ」と示す）とミキサで混合され、生成された混合気は燃焼室に流れ、点火プラグ（図示せず）で点火されるとき燃焼してピストンを駆動し、発電ユニットケース３０において縦（鉛直）方向にピストンに連結されるクランクシャフトを回転させる。よって生じた排気は排気管（図１で図示省略）から発電ユニットケース３０に接続された排気ダクト３２を流れ、屋外に排出される。

冷却水循環路３４がエンジン２２のシリンダブロックなどの発熱部位の付近を通るように形成され、その内部を流れる、不凍液からなる冷却水は発熱部位と熱交換してエンジン２２を冷却させつつ昇温すると共に、排気管に沿って設けられた排気熱交換器３６を通過してさらに昇温させられる。

クランクシャフトの上端にはフライホイールが取り付けられると共に、その内側には前記した発電機２０が配置される。発電機２０はフライホイールとの間で相対回転するとき、交流電力を発電する。発電機２０の出力は、発電制御部２４に送られる。

図２は発電制御部２４の構成を模式的に示す説明図である。図示の如く、発電制御部２４は、マイクロコンピュータからなる電子制御ユニット（Electronic Control Unit。以下「ＥＣＵ」という）２４ａと、インバータ２４ｂと、ＤＣ／ＤＣコンバータ２４ｃを備える。インバータ２４ｂは、ＤＣ／ＤＣコンバータ２４ｃを介して発電機２０の出力をＡＣ１００／２００Ｖ（単相）に変換する。

さらに、発電制御部２４は情報表示モニタ２４ｄを備えると共に、発電ユニットケース３０の外部に設置されたサーバ２４ｅ（図１で図示省略）を備え、サーバ２４ｅを介してインターネット（ＷＥＢ）２４ｆに接続される。

発電ユニット２６の発電出力は、１．０ｋＷ程度である。インバータの出力は、ブレーカ３８を介して給電路１６に接続される。発電機２０は商用電源１２からインバータを介して通電されるとき、エンジン２２をクランキングするスタータモータとしても機能する。発電制御部２４のＥＣＵ２４ａは発電機２０の機能をスタータとジェネレータの間で切り換えると共に、エンジン２２などの動作を制御する。

尚、ブレーカ３８の付近には電流センサ３８ａが設けられ、給電路１６を流れる電流に比例した出力を生じる。電流センサ３８ａの出力は、発電制御部２４のＥＣＵ２４ａに送られる。

コージェネレーション装置１０は、発電ユニット２６に加え、温風暖房ユニット４０を備える。

温風暖房ユニット４０は、エンジン２２の冷却水循環路３４に接続される排熱熱交換器４２と、バーナ４４と、バーナ４４の燃焼ガスの吸排気路４４ａに接続される顕熱熱交換器４４ｂと潜熱熱交換器４４ｃと、吸気を排熱熱交換器４２、および顕熱熱交換器４４ｂと潜熱熱交換器４４ｃの双方に送って熱交換させ、よって生成された温風を温風通路から室内に供給するブロア４６と、温風暖房ユニット制御部５０を備える。温風暖房ユニット４０は温風暖房ユニットケース５２に収容されると共に、温風通路（図示せず）を介して各部屋に接続される。

以下、上記した構成を個別に説明すると、発電ユニット２６と温風暖房ユニット４０は、前記した冷却水循環路３４で接続される。即ち、冷却水循環路３４はエンジン２２から温風暖房ユニット４０に向けて延び、ブロア４６の付近に配置された排熱熱交換器４２に接続され、そこでブロア４６で吸引された各部屋の冷気と熱交換させられた後、エンジン２２に戻る。

冷気は排熱熱交換器４２での熱交換で昇温させられて温風となり、ブロア４６によって送風ダクト（図示せず）から前記した温風通路を通って各部屋に供給され、各部屋を暖房する。バーナ４４は燃焼ファンで屋外から吸排気路４４ａを介して空気を吸引し、供給ガスと混合させて燃焼させる。それにより生じた燃焼ガスは顕熱熱交換器４４ｂと潜熱熱交換器４４ｃを通り、吸排気路４４ａから屋外に放出される。

顕熱熱交換器４４ｂと潜熱熱交換器４４ｃは、ブロア４６の送風ダクト（図示せず）を通る空気と熱交換させて昇温させる。具体的には、顕熱熱交換器４４ｂは燃焼ガスの露点までの熱を放熱し、潜熱熱交換器４４ｃは露点以下の熱を放熱する。潜熱熱交換器４４ｃで発生する凝縮水はドレンパイプ（図示せず）を介して屋外に排出される。

ブロア４６は各部屋から冷気を吸引する一方、排熱熱交換器４２で熱交換によって昇温させられると共に、バーナ４４の燃焼によってさらに昇温させられた温風を送風ダクトから各部屋に送風し、各部屋を暖房する。

温風暖房ユニット制御部（以下「温風制御部」という）５０も発電制御部２４のＥＣＵ２４ａと同様、マイクロコンピュータからなるＥＣＵ（電子制御ユニット）を備える。温風制御部５０のＥＣＵは、発電制御部２４のＥＣＵ２４ａと通信自在に接続されると共に、リモートコントローラ６０（各部屋のリモートコントローラを総称して示す）にも通信自在に接続される。リモートコントローラ６０はユーザによって操作され、目標室温などの設定に使用される。

図１においてＴは温度センサ６２（各部屋のセンサを総称して示す），６４，６６を、Ｐは排熱ポンプ７０、Ｖはバルブ７２を示し、信号線の図示は一部省略するが、それらは温風制御部５０に電気的に接続される。

温風制御部５０は、排熱ポンプ７０とバルブ７２を駆動して冷却水循環路３４を流れる冷却水を排熱熱交換器４２に圧送し、冷却水循環路３４を流れる循環水とブロア４６で吸引された各部屋の冷気と熱交換させる。

尚、排気熱交換器３６の内部での凝縮水の溜り込みによる腐食防止とエンジンオイルの耐久性を考慮し、温風制御部５０は、冷却水のエンジン２２の入口温度が例えば７０℃となるように制御する。

次いで商用電源１２と連系してコージェネレーション装置１０を運転する際の温風制御部５０と発電制御部２４の動作を説明すると、暖房運転の場合、温風制御部５０は、各部屋に配置された温度センサ６２の出力と、リモートコントローラ６０を介してユーザから設定された温度と比較し、検出温度が設定された温度を下回ると、発電制御部２４に指令して発電ユニット２６を稼動させると共に、検出温度が設定された温度に達すると、稼動を停止させる。以降、それを繰り返す。

また、温風制御部５０は、規定時間を経過しても検出された室温が設定された温度に達しないとき、あるいは検出された室温と設定された温度との差が既定値を超えるとき、発電ユニット２６の稼動のみでは不足と判断し、設定温度に達するまでバーナ４４を稼動して燃焼させ、バーナ４４で昇温された温風をブロア４６で各部屋に供給する。

また、商用電力系統（商用電源）１２の電力が不足した場合、発電制御部２４は、発電ユニット２６を稼動して電気負荷１４に電力を供給する。

また、商用電源１２に停電が発生した場合など、商用電源１２と連系せず、自立的にコージェネレーション装置１０を運転する際の動作を説明すると、発電制御部２４は、停電発生と同時に発電ユニット２６を起動させ、以降、電気負荷の増減に応じて一定の電圧となるように、発電出力を調整する。

尚、発電ユニット２６が動作すると、発電出力しないアイドル運転時も含め、熱出力が生じるが、温風制御部５０は、熱需要に応じて上記した商用電源１２との連系時と同様の暖房運転、バーナ駆動などを行う。

図３は、発電制御部２４のＥＣＵ２４ａの動作、即ち、発電ユニット２６の運転の可否を判定する動作を示すフロー・チャートであり、所定の時間間隔で実行される。

以下説明すると、Ｓ１０において発電ユニット２６が運転されたときに発生するエネルギ価値を算出すると共に、エネルギ価値から発電ユニットのメンテナンスの費用を減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出する。

より具体的には、発電価値と熱価値をエネルギ価格として算出すると共に、メンテナンスの費用に基づいてメンテンス価格を算出し、エネルギ価格、即ち、発電価値と熱価値の和から減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出する。

以下それについて説明する。尚、日本では個人の売電（商用電力系統への電力の売却）が法規上認められていないため、かかる売電が認められている米国での例を参考にして説明し、価格も米ドルで表示する。

発電ユニット発生エネルギ価格＝発電価値＋熱価値−メンテナンス価格
算出例：＄０．３９／ｈ＝＄０．２２／ｈ＋＄０．２／ｈ−＄０．０３／ｈ
尚、算出例においてｈは時間を示す。

詳細は以下の通りである。
発電価値＝（発電出力−売電出力）×時間当たりの買電価格
＋売電出力×時間当たりの売電価格
算出例：＄０．２２／ｈ≒（１．２ｋＷ−０ｋＷ）×＄０．１８ｋＷ／（ｋＷ・ｈ）＋０ｋＷ×＄０．１８（ｋＷ・ｈ）

上記で売電出力は商用電力系統１２に売却される電力を意味し、電流センサ３８ａの検出値に基づいて算出される。

熱価値＝熱出力（ｋＷ）×時間当たりの熱価格
算出例：＄０．２／ｈ≒３．３ｋＷ×＄０．０６ｋＷ／（ｋＷ・ｈ）

時間当たりの熱価格＝熱係数×買電価格
算出例：＄０．０６／ｈ＝（１／３）×＄０．１８／（ｋＷ・ｈ）
尚、熱係数は熱と電気の価値係数であり、例えば１／３である。また、熱出力は実測値（単位時間×流量）か、ガス消費量×熱回収効率で算出する（算出例：３．３ｋＷ＝５．２ｋＷ×６３％）。ガス消費量はエンジン２２の前記した電磁弁を通過するガス量を適宜なセンサ（図示せず）で実測する。

メンテナンス価格＝メンテナンス費用（＄／年）／年間運転時間（ｈ／年）
算出例：＄０．０３／ｈ＝（＄１００／年）／（４０００ｈ／年）

次いでＳ１２に進み、エンジン２２のガス燃料の消費量とその価格から発電価格を以下のように算出する。

発電価格＝ガス消費量（ｋＷ）×ガス価格
算出例：＄０．１６／ｈ≒５．２ｋＷ×＄０．０３ｋＷ／（ｋＷ・ｈ）
ガス消費量は、上記したセンサによって実測するか、あるいは発電出力／発電効率で算出する（算出例：５．２ｋＷ≒１．２ｋＷ／２３％）。

次いでＳ１４に進み、算出された発電ユニット発生エネルギ価格と発電価格を比較し、発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるか否か判断する。算出例でいえば、発電ユニット発生エネルギ価格が＄０．３９／ｈ、発電価格が＄０．１６／ｈであり、時間（ｈ）当たりの価格で発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えている（高い）ので、Ｓ１４の判断は肯定される。

次いでＳ１６に進み、発電ユニット２６のメンテンナンスまでの残り時間が所定時間（例えば２００時間（ｈ））未満か否か判断する。この実施例では発電ユニット２６のメンテナンスは６２００時間（ｈ）ごとに行うこととする。Ｓ１６の判断が否定されるときはＳ１８に進み、発電ユニット２６の運転を許可する。

尚、メンテナンスでは発電ユニット２６の運転が停止されるので、残り時間が２００時間を切るような場合はＳ１６の判断は肯定されてＳ２０に進み、発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるときでも、発電ユニット２６の運転を禁止する。Ｓ１４で否定されるときも同様である。

尚、Ｓ１８において発電ユニット２６の運転が許可されるとき、あるいはＳ２０において発電ユニット２６の運転が禁止されるとき、情報表示モニタ２４ｄにもその旨が表示される。

上記において、売電価格については、商用電力系統１２の要請に応じて電力を売却する場合がある。即ち、電力使用ピーク時あるいは電力供給困難時など商用電力系統１２にとって電力需要が逼迫している場合、商用電力系統１２から売却要請がなされるが、その場合の売電価格は、通常の場合より高額となる。例えば通常の場合が＄０．１８ｋＷ／（ｋW・ｈ）とすると、売却要請がなされた場合には０．９ｋＷ／（ｋW・ｈ）となる。

売却要請とその場合の売電価格はサーバ２４ｅとインターネット（ＷＥＢ）２４ｆを通じて商用電力系統１２から送られ、発電制御部２４のＥＣＵ２４ａに入力され、情報表示モニタ２４ｄに表示される。

また、売却要請がない通常の場合の売電価格および買電価格ならびにガス価格に関しても、ＥＣＵ２４ａはサーバ２４ｅとインターネット２４ｆを介して最新の価格を入力して情報表示モニタ２４ｄに表示する。

即ち、情報表示モニタ２４ｄには以下が表示される。
ａ．売却要請の有無（それに対する発電制御部２４側の諾否）
ｂ．時間（ｈ）当たりの売電価格（通常の場合・売却要請があった場合）
ｃ．時間（ｈ）当たりの買電価格
ｄ．発電価格（＝ガス価格×（発電出力／発電効率）
ｅ．時間（ｈ）当たりの熱出力
ｆ．運転時間
ｇ．メンテナンスまでの残り時間
ｈ．発電ユニット２６の運転の許可・禁止

図３フロー・チャートに示す処理に関してＥＣＵ２４ａは情報表示モニタ２４ｄに表示された情報に基づいて上記した価格を算出して判断する。

以上の如く、この実施例にあっては、商用電力系統１２から電気負荷１４に至る交流電力の給電路１６に接続可能な発電機２０と前記発電機を駆動する内燃機関（エンジン）２２からなる発電ユニット２６と、前記内燃機関の冷却水を前記内燃機関の排気熱と熱交換させて昇温する熱交換器（排気熱交換器）３６とを少なくとも備えたコージェネレーション装置１０において、前記発電ユニット２６が運転されたときに発生するエネルギ価値を算出すると共に、前記エネルギ価値から前記発電ユニット２６のメンテナンスの費用を減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出する発電ユニット発生エネルギ価格算出手段（発電制御部２４のＥＣＵ２４ａ，Ｓ１０）と、前記内燃機関の燃料の消費量と前記燃料の価格から発電価格を算出する発電価格算出手段（発電制御部２４のＥＣＵ２４ａ，Ｓ１２）と、前記算出された発電ユニット発生エネルギ価格と発電価格を比較し、前記発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるとき、前記発電ユニット２６の運転を許可する運転許可判定手段と（発電制御部２４のＥＣＵ２４ａ，Ｓ１４からＳ１８）を備える如く構成したので、発電ユニット２６が発生するエネルギやメンテナンスの費用などを考慮して発電ユニット２６の運転の可否を判定することで、運転効率を経済面において一層向上させることができる。

また、前記運転許可判定手段は、前記発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるときも、前記発電ユニット２６のメンテナンスまでの残り時間が所定時間（例えば２００時間）未満のとき、前記発電ユニット２６の運転を禁止する（発電制御部２４のＥＣＵ２４ａ，Ｓ１６，Ｓ２０）如く構成したので、上記した効果に加え、商用電力系統１２が停電したときなど、発電ユニット２６の運転が真に必要となった場合に支障を来たすことがない。

尚、上記において、売電価格、買電価格およびガス価格についてはサーバ２４ｅとインターネット２４ｆを介して入手した最新の価格を使用するようにしたが、買電価格およびガス価格の全部あるいは一部について固定値を使用しても良い。

さらには、情報表示モニタに入力部を設け、ユーザが手動操作して発電ユニット２６の運転の可否を選択するようにしても良い。

また、上記した所定時間などはコージェネレーション装置１０の発電能力などの仕様が変更されれば、それに応じて変更されることはいうまでもない。

また、発電機２０の駆動源として都市ガス・ＬＰガスを燃料とするガスエンジンとしたが、ガソリン燃料などを使用するエンジンであっても良い。また、発電機２０の出力およびエンジン２２の排気量などを具体的な値で示したが、それらは例示であって限定されるものではないこともいうまでもない。

この発明の実施例に係るコージェネレーション装置を全体的に示すブロック図である。 図１に示す発電ユニットケースに収容された内燃機関（エンジン）と排気熱交換器の接続関係を模式的に示す説明図である。 図１に示すコージェネレーション装置の動作、より具体的には発電制御部においてＥＣＵが実行する発電ユニットの運転可否判定処理を示すフロー・チャートである。

符号の説明

１０ コージェネレーション装置、１２ 商用電源（商用電力系統）、１４ 家庭内電気負荷（電気負荷）、１６ 給電路（電力線）、２０ 発電機、２２ エンジン（内燃機関）、２４ 発電制御部、２４ａ ＥＣＵ、２４ｄ 情報表示モニタ、２４ｅ サーバ、２４ｆ インターネット、２６ 発電ユニット、３４ 冷却水循環路、３６ 排気熱交換器（熱交換器）、４０ 温風暖房ユニット、４２ 排熱熱交換器、４４ バーナ、４４ａ 吸排気路、４４ｂ 顕熱熱交換器、４４ｃ 潜熱熱交換器、５０ 温風暖房ユニット制御部

Claims (2)

1. 商用電力系統から電気負荷に至る交流電力の給電路に接続可能な発電機と前記発電機を駆動する内燃機関からなる発電ユニットと、前記内燃機関の冷却水を前記内燃機関の排気熱と熱交換させて昇温する熱交換器とを少なくとも備えたコージェネレーション装置において、
   ａ．前記発電ユニットが運転されたときに発生するエネルギ価値を算出すると共に、前記エネルギ価値から前記発電ユニットのメンテナンスの費用を減算して発電ユニット発生エネルギ価格を算出する発電ユニット発生エネルギ価格算出手段と、
   ｂ．前記内燃機関の燃料の消費量と前記燃料の価格から発電価格を算出する発電価格算出手段と、
   ｃ．前記算出された発電ユニット発生エネルギ価格と発電価格を比較し、前記発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるとき、前記発電ユニットの運転を許可する運転許可判定手段と、
   を備えたことを特徴とするコージェネレーション装置。
2. 前記運転許可判定手段は、前記発電ユニット発生エネルギ価格が発電価格を超えるときも、前記発電ユニットのメンテナンスまでの残り時間が所定時間未満のとき、前記発電ユニットの運転を禁止することを特徴とする請求項１記載のコージェネレーション装置。

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