JP2014209825A - 発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】発電エネルギーの利用効率の向上、及び製造コストの低減が可能な発電システムを提供する。
【解決手段】本発明の発電システムは、発電装置１１、排熱回路１２、直流変換器１３、交流変換器１４、余剰の発電電力で駆動するヒータ１５、及び制御部１６を有するコージェネレーション装置１と、出力端子が直流変換器１３と交流変換器１４の間の接続点Ａに接続され、自然エネルギーを駆動源とする自然エネルギー発電装置２と、を備え、交流変換器１４は、入力される直流の入力電力を交流電力に変換し交流系統に送電する際に、入力電力の電圧が所定電圧で一定になるように電流値を調整して入力電力を交流電力に変換し、ヒータ１５は、接続点Ａに対して交流変換器１４と並列に接続され、自然エネルギー発電装置２は、直流電力を接続点Ａに供給する。
【選択図】図１

Description

本発明は、複数の発電装置に対して１つの交流変換器を備える発電システムに関する。

複数の分散型電力発生源に対して１つの交流変換器を備える系統連系システムが、特開２００３−２５０２２２号公報に記載されている。この系統連系システムでは、交流変換器の直流入力電圧が所定電圧で一定となるように制御されている。これにより、複数の分散型電力発生源に対して、共通の交流変換器で系統連系することを可能としている。

複数の発電装置（分散型電力発生源）を備える発電システムにおいて、上記系統連系システムは、複数の交流変換器を設ける必要がなく、部品点数の削減及びコストの低減を可能としている。

特開２００３−２５０２２２号公報

ところで、昨今では、省エネルギーの観点から、発電装置の排熱を暖房等に利用するコージェネレーション装置が注目されている。コージェネレーション装置を備える発電システムにおいて、エネルギー効率のさらなる向上、及び、システム普及のための低コスト化や小型化が求められている。

本発明は、このような事情に鑑みて為されたものであり、発電エネルギーの利用効率の向上、及び製造コストの低減が可能な発電システムを提供することを目的とする。

本発明の様相１に係る発電システムは、（１）燃料が供給されて発電を行う発電装置と、熱媒体が流通し前記発電装置の発電に伴う排熱を熱負荷に供給するために回収する排熱回路と、前記発電装置の出力を電力変換する直流変換器と、前記直流変換器に接続された交流変換器と、余剰の発電電力で駆動して前記熱媒体を加熱するヒータと、前記発電装置の発電を制御する制御部と、を有するコージェネレーション装置と、（２）出力端子が前記直流変換器と前記交流変換器の間の接続点に接続され、自然エネルギーを駆動源とする自然エネルギー発電装置と、を備え、
前記交流変換器は、入力される直流の入力電力を交流電力に変換し交流系統に送電する際に、前記入力電力の電圧が所定電圧で一定になるように電流値を調整して前記入力電力を前記交流電力に変換し、前記ヒータは、前記接続点に対して前記交流変換器と並列に接続され、前記自然エネルギー発電装置は、直流電力を前記接続点に供給する。

本発明の様相２に係る発電システムは、上記様相１において、前記自然エネルギー発電装置は、一又は複数の太陽電池で構成された太陽電池ユニットを備える太陽光発電装置であり、前記所定電圧は、前記太陽電池ユニットの最大電力点での電圧値に設定されている。

本発明の様相３に係る発電システムは、上記様相２において、前記太陽電池ユニットは、直列接続された複数の太陽電池を備え、前記所定電圧は、直列接続された各前記太陽電池の最大電力点での電圧値の合計に設定されている。

本発明の様相４に係る発電システムは、上記様相１〜３のうちの１つにおいて、前記自然エネルギー発電装置は、一又は複数の太陽電池で構成された太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットに接続された蓄電池と、前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部と、を備える太陽光発電装置であり、前記太陽電池ユニットの最大電力点での電圧値は、前記蓄電池の充電電圧に設定されている。

本発明の様相５に係る発電システムは、上記様相１〜４のうちの１つにおいて、前記接続点に接続された複数の前記自然エネルギー発電装置を備える。

本発明の様相６に係る発電システムは、様相１〜５のうちの何れか１項に記載の発電システムであって、
居室を備える建物に付随して設置されており、
直接的又は間接的に前記熱媒体により前記居室の暖房を行う暖房装置と、
前記暖房装置における前記熱媒体の流れを制御する熱媒体制御装置と、
前記建物の情報を設定・取得・管理する建物情報管理装置と前記コージェネレーション装置の制御部と前記自然エネルギー発電装置と前記熱媒体制御装置とを制御する主制御装置と、
を有し、
前記建物情報管理装置は、前記居室の室温を測定する温度センサと操作者により前記居室の温度の目標値である目標温度が設定できる操作装置とを持ち、
前記主制御装置は、前記建物情報管理装置が管理する前記目標温度が前記室温より高い場合に前記暖房装置に前記熱媒体を流すように前記熱媒体制御装置を制御する自然エネルギー暖房運転を行う。

本発明の様相７に係る発電システムは、様相６に記載の発電システムであって、前記建物情報管理装置は、前記建物が必要とする電力を取得する必要電力量取得手段と、前記自然エネルギー発電装置の発電量を取得する自然エネルギー発電量取得手段とをもち、
前記主制御装置は、前記建物情報管理装置が管理する前記必要電力量が前記自然エネルギー発電量よりも小さい場合に前記自然エネルギー暖房運転を行う。

本発明の様相８に係る発電システムは、様相６又は７に記載の発電システムであって、直接的又は間接的に前記熱媒体により加熱された湯を貯める貯湯装置を有し、
前記熱媒体制御装置は前記貯湯装置における前記熱媒体の流れを制御し、
前記主制御装置は、前記自然エネルギー暖房運転が行われていない場合に、前記貯湯装置に湯が貯められる限度で湯を貯めるように前記熱媒体制御装置を制御する貯湯運転を行う。

本発明の発電システムによれば、ヒータが接続点に対して交流変換器と並列に接続されているため、コージェネレーション装置の発電装置と自然エネルギー発電装置が発電した合計の電力で余剰が発生した場合、ヒータに直流電流が供給される。つまり、発電装置だけでなく自然エネルギー発電装置の余剰電力も排熱回路の熱媒体の加熱に利用することができる。本発明によれば、発電電力が変動する自然エネルギー発電装置の発電エネルギーを無駄なく利用でき、発電エネルギーの利用効率を向上させることができる。なお、ヒータは交流電力変換後の交流系統に交流変換器と並列に接続することもできる。

また、本発明によれば、自然エネルギー発電装置が発電した余剰電力を充電するための高価な蓄電池を必ずしも必要とせず、製造コストの低減が可能となる。また、交流変換器及びヒータが、コージェネレーション装置と自然エネルギー発電装置とで共用できるため、部品点数の削減及び製造コストの低減が可能となる。

更に、自然エネルギーを用いて居室の暖房を行うことができるため、エネルギーの効果的な利用が可能になる。

第一実施形態の発電システムの構成を示す構成図である。 第一実施形態の発電システムの回路構成を示す回路図である。 第一実施形態の発電システムの制御を説明するためのフローチャートである。 第一実施形態の発電システムの制御を説明するためのフローチャートである。 第二実施形態の発電システムの構成を示す構成図である。 第三実施形態の発電システムの構成を示す構成図である。 参考例の発電システムの構成を示す構成図である。 変形形態の発電システムの構成を示す構成図である。 変形形態の発電システムの制御を説明するためのフローチャートである。 変形形態の発電システムの制御を説明するためのフローチャートである。 変形形態の発電システムが作動しているときの発電量と給湯量との時刻による変動を模式的に示す図である（春、秋などの中間期）。

以下、本発明の実施形態について図に基づいて説明する。なお、以下の各実施形態相互において、互いに同一もしくは均等である部分には、図中、同一符号を付してある。また、説明に用いる各図は概念図である。

＜第一実施形態＞
第一実施形態の発電システムは、図１に示すように、コージェネレーション装置１と、太陽光発電装置（「自然エネルギー発電装置」に相当する）２と、を備えている。コージェネレーション装置１は、発電装置１１と、排熱回路１２と、直流変換器１３と、交流変換器１４と、ヒータ１５と、制御部１６と、を備えている。

発電装置１１は、燃料が供給されて発電を行う装置である。具体的に、発電装置１１は、エンジン１１１と、発電機１１２と、を備えている。エンジン１１１は、ガスを燃料として駆動するガスエンジンである。発電機１１２は、エンジン１１１の駆動により発電する装置である。

排熱回路１２は、配管１２１と、熱交換器１２２と、蓄熱装置１２３と、コージエネエンジン冷却ポンプ１２４と、を備えている。配管１２１は、エンジン１１１の冷却水（「熱媒体」に相当する）が流通する配管（循環回路）である。コージエネエンジン冷却ポンプ１２４は、配管１２１に対して設置された電動ポンプであって、冷却水を配管１２１内で流通させる。配管１２１内の冷却水は、エンジン１１１の駆動に伴い発生するエンジン１１１の熱と熱交換を行い、エンジン１１１を冷却する。冷却水は、エンジン１１１を冷却すると共に、エンジン１１１の排熱を回収する。排熱は、例えばエンジン１１１が発生する熱、又は排気ガスの熱である。

熱交換器１２２は、蓄熱装置１２３内に配置され、蓄熱装置１２３内の蓄熱媒体（例えば水）と配管１２１内の冷却水とを熱交換させる。蓄熱装置１２３は、内部に蓄熱媒体を収容する貯湯槽であって、図示しない床暖房などの暖房装置（「熱負荷」に相当する）に蓄熱媒体を供給するものである。このように、排熱回路１２は、冷却水が循環し、発電装置１１の発電に伴う排熱を暖房装置等に供給するために、排熱を回収して蓄熱装置１２３に供給する。

直流変換器１３は、コンバータであって、発電装置１１の発電電力を直流電力に変換する装置である。直流変換器１３は、入力端子が発電装置１１に接続されており、発電装置１１の出力電圧を変換する。直流変換器１３は、発電電力が直流電力である場合、ＤＣ−ＤＣコンバータが採用できる。

交流変換器１４は、直流電圧を商用電源と系統連系できるように交流電圧に変換する装置である。具体的に、交流変換器１４は、インバータ１４１と、電圧一定制御部１４２と、を備えている。インバータ１４１は、一方が直流系統７（接続点Ａ）に接続され、他方が交流系統８（商用電源Ｚ）に接続されている。接続点Ａは、直流変換器１３と交流変換器１４とをつなぐ電気回路９１上の点である。接続点Ａには、後述する太陽光発電装置２が接続されている。交流変換器１４の詳細は後述する。

ヒータ１５は、直流電圧により駆動する電動ヒータであり、排熱回路１２に対して冷却水を加熱可能に設置されている。ヒータ１５の入力端子は、接続点Ａとインバータ１４１の間の電気回路９１に接続されている。ヒータ１５及びインバータ１４１は、いずれも接続点Ａに接続されている。ヒータ１５は、接続点Ａに対して交流変換器１４と並列に接続されている。ヒータ１５は、接続点Ａから供給される直流電力の余剰電力により駆動し、蓄熱装置１２３に向かって排熱回路１２を流通する冷却水を加熱する。

制御部１６は、電子制御ユニット（ＥＣＵ）であって、発電装置１１の駆動を制御する。制御部１６は、発電装置１１、電動ポンプ、直流変換器１３、及び交流変換器１４に制御可能に接続され、コージェネレーション装置１全体を制御する。本実施形態では、制御部１６は、商用電源Ｚに接続された電気負荷（図示せず）の使用量に応じて発電装置１１の駆動を制御する。制御部１６は、電圧一定制御部１４２と共に、インバータ１４１における出力変換量を制御し、直流入力電圧を見つつ直流入力電圧を所定電圧に制御する。なお、制御部１６は、太陽光発電装置２の発電量を考慮して発電装置１１を制御しても良い。

ここで、交流変換器１４についてさらに説明する。インバータ１４１には、図２に示すように、電圧一定制御部１４２が接続されている。電圧一定制御部１４２は、交流変換器１４の直流入力電圧が所定電圧で一定となるように電流値を制御するＥＣＵである。電圧一定制御部１４２は、制御部１６にも接続されている。

電圧一定制御について説明する。説明において、特許第３９５０７０６公報に記載の系統連系システムが参照できる。下記の制御は、電圧一定制御部１４２又は制御部１６により実行される。直流系統の直流電力の電圧（交流変換器１４の直流入力電圧）Ｖ１が「Ｄ」のときに、交流変換器１４の直流側からの入力電流は「０」とする。図３に示すように、まず、直流変換器１３に備わる電流制御コンバータ１３ａの制御が開始される（Ｓ１１）。そして発電装置１１の出力電力が「０」であるか否かが判別される（Ｓ１２）。出力電力が「０」と判別された場合（Ｓ１２：Ｙｅｓ）、電圧Ｖ１が「Ｄ」より小さいため、Ｓ１２に戻る。

一方、出力電力が「０」でないと判別された場合（Ｓ１２：Ｎｏ）、電流制御コンバータ１３ａが制御され電圧Ｖ１を「Ｄ」より大きくする（Ｓ１３）。これにより、直流変換器１３の直流電流が接続点Ａに流れ出し（Ｓ１４）、電圧Ｖ１は上昇する（Ｓ１５）。電流は接続点Ａで重畳される。そして、交流変換器１４においてインバータ制御が実行される（Ｓ１６）。そして、直流変換器１３の出力電圧Ｖ２が「Ｄ」であるか否かを判別される（Ｓ１７）。電圧Ｖ２が「Ｄ」であると判別された場合（Ｓ１７：Ｙｅｓ）、発電装置１１や直流変換器１３を異常事態から保護するために、電流制御コンバータ１３ａにより電圧Ｖ２がクランプ（固定）される（Ｓ１８）。

一方、電圧Ｖ２が過電圧ではないと判別された場合（Ｓ１７：Ｎｏ）、発電装置１１の出力電圧Ｖ３が最適値より大きいか否かが判別される（Ｓ１９）。電圧Ｖ３が最適値より大きいと判別された場合（Ｓ１９：Ｙｅｓ）、電圧Ｖ３を最適値にするために電流制御コンバータ１３ａが制御され、直流変換器１３の直流電流を増加させる（Ｓ２０）。電圧Ｖ３が最適値以下であると判別された場合（Ｓ１９：Ｎｏ）、電圧Ｖ３が最適値未満であるか否かが判別される（Ｓ２１）。電圧Ｖ３が最適値未満であると判別された場合（Ｓ２１：Ｙｅｓ）、電流制御コンバータ１３ａが制御され、直流変換器１３の直流電流を減少させる（Ｓ２２）。電圧Ｖ３が最適値未満でないと判別された場合（Ｓ２１：Ｎｏ）、発電装置１１の出力電圧Ｖ３を最適値に維持するため、電流制御コンバータ１３ａが制御され、直流変換器１３の電流値が維持される（Ｓ２３）。

インバータ制御（Ｓ１６）では、図４に示すように、まず制御部１６により電圧一定制御部１４２に「Ｄ」が設定される（Ｓ３１）。「Ｄ」は、上記の意味を持つと共に、商用電源Ｚに接続された交流系統に対し、直流系統の直流電力を回生させない基準値でもある。そして、電圧Ｖ１が交流変換器１４（インバータ）の動作最小電圧よりも大きくなることを条件として、安全機器を介して交流変換器１４を商用電源Ｚに接続させる（Ｓ３２）。

ここで、電圧Ｖ１が「Ｄ」より小さい場合、商用電源Ｚから交流変換器１４に交流電流が流れ込み、電圧Ｖ１が上昇する（Ｓ３３）。これにより、電圧Ｖ１が「Ｄ」に近づく。また、電圧Ｖ１が「Ｄ」より大きい場合、直流系統７の直流電流（接続点Ａを流れる電流）が交流変換器１４を介して交流系統８（商用電源Ｚ側）に流れる（Ｓ３４）。これにより、電圧Ｖ１が下降し、電圧Ｖ１が「Ｄ」に近づく。発電装置１１及び太陽光発電装置２の出力電力が「０」に近いときは、電圧Ｖ１が「Ｄ」に保たれつつも、交流変換器１４を介した直流系統７や交流系統８への流入出は相殺され、直流系統７の直流電力の電流値は「０」となる。なお、図３に示すように、電流制御コンバータ１３ａの制御が開始されれば、接続点Ａに直流電流が流れることとなる。

その後、電圧一定制御部１４２は、電圧Ｖ１が「Ｄ」より大きいか否かを判別する（Ｓ３７）。電圧一定制御部１４２は、電圧Ｖ１が「Ｄ」より大きいと判別した場合（Ｓ３７：Ｙｅｓ）、交流変換器１４に対して、直流電力から変換される交流電力の電流値を増加させる制御を行う（Ｓ３８）。一方、電圧一定制御部１４２は、電圧Ｖ１が「Ｄ」以下と判別した場合（Ｓ３７：Ｎｏ）、電圧Ｖ１が「Ｄ」未満か否かを判別する（Ｓ３９）。

電圧一定制御部１４２は、電圧Ｖ１が「Ｄ」未満と判別した場合（Ｓ３９：Ｙｅｓ）、インバータ１４１に対して、直流電力から変換される交流電力の電流値を減少させる制御を行う（Ｓ４０）。一方、電圧一定制御部１４２は、電圧Ｖ１が「Ｄ」未満でないと判別した場合（Ｓ３７：Ｎｏ）、インバータ１４１に対して、直流電力から変換される交流電力の電流値を維持させる制御を行う（Ｓ４１）。このように、本実施形態の交流変換器１４は、直流系統の直流電力を交流電力に変換し交流系統に送電する際に、直流系統の直流電力の電圧値Ｖ１に基づいて決定された電流値において、当該直流電力の電圧値が所定電圧で一定となるように直流電力を交流電力に変換している。これにより、複数の発電装置に対して１つの交流変換器１４で足りることとなる。

太陽光発電装置２は、複数の太陽電池２１で構成された太陽電池ユニット２０と、直流変換器２２と、を備えている。各太陽電池２１は、パネル状に形成されたいわゆる太陽電池モジュールである。太陽電池ユニット２０は、複数の太陽電池２１が直列及び並列に接続されて構成されている。

直流変換器２２は、直流変換器１３と同様の構成であって、入力端子が太陽電池ユニット２０の出力端子に接続され、出力端子が接続点Ａに接続されている。直流変換器２２は、電流制御コンバータ（図示せず）を有し、直流変換器１３と同機能を発揮する。接続点Ａには、発電装置１１と太陽光発電装置２からの発電電力の直流電流が重畳されて流れ、発電電力による直流系統が形成される。

第一実施形態の発電システムによれば、ヒータ１５が接続点Ａに対して交流変換器１４と並列に接続されているため、発電装置１１と太陽光発電装置２が発電した電力の合計で余剰が発生した場合、ヒータ１５に直流電流が供給される。つまり、第一実施形態によれば、発電装置１１だけでなく太陽光発電装置２の余剰電力が排熱回路１２の冷却水を加熱することに利用される。つまり、ヒータ１５は、コージェネレーション装置１と太陽光発電装置２で共用される。このように、第一実施形態の発電システムでは、複数の発電装置１１、２において、電気負荷に対しては交流変換器１４を共用し、熱負荷に対してはヒータ１５を共用している。これにより、環境にやさしいが発電電力が変動する太陽光発電装置の発電エネルギーを無駄なく利用でき、エネルギー効率を向上させることができる。

また、第一実施形態によれば、太陽光発電装置２の発電電力を高価な蓄電池を使用せずに無駄なく利用できるため、製造コストの低減が可能となる。また、交流変換器１４及びヒータ１５が、複数の発電装置に対して共用できるため、部品点数及び製造コストの低減が可能となる。また、上記共用構成によって、省スペース化も可能となる。また、コージェネレーション装置１が非常状態（例えば故障や燃料が供給されない状況）となった場合でも、燃料を必要としない太陽光発電装置２の発電電力によりヒータ１４の駆動及び商用電源Ｚへの電力供給が可能となる。

複数の発電装置のうちの１つに太陽光や風力などの自然エネルギーを利用した発電装置を用いる場合、発電電力が周辺状況によって変動する点が課題となるが、本実施形態の発電システムによれば、発電余剰電力を熱として利用できるため、発電エネルギーの利用効率の向上が可能となる。

＜第二実施形態＞
第二実施形態の発電システムは、図５に示すように、第一実施形態と比較して、直流変換器２２がなく、太陽電池ユニット２０における複数の太陽電池２１が所定条件で直列接続されている点で異なっている。つまり、第二実施形態の太陽光発電装置２は、直流変換器２２を有さず、太陽電池ユニット２０を備えている。第一実施形態と同様の構成については、同符号を付して説明を省略する。

太陽電池ユニット２０の最大電力点での電圧値（最大出力動作電圧）は、直列接続された各太陽電池２１の最大電力点での電圧値の合計である。ここで、第二実施形態の太陽電池ユニット２０を構成する複数の太陽電池２１は、太陽電池ユニット２０（太陽電池２１全体）の最大出力動作電圧が、電圧一定制御部１４２が一定に保つ電圧Ｖ１と等しくなるように直列接続されている。つまり、太陽電池ユニット２０の最大出力動作電圧は、交流変換器１４の直流入力電圧Ｖ１と同等となっている。換言すると、交流変換器１４の直流入力電圧Ｖ１（所定電圧）は、太陽電池ユニット２０の最大出力点での電圧値に設定されている。

第二実施形態の太陽電池ユニット２０の出力端子は、直接的に接続点Ａに接続されている。例えば、太陽電池２１の最大出力動作電圧が５０Ｖであり、交流変換器１４の入力電圧Ｖ１が３５０Ｖに設定されている場合、太陽電池ユニット２０は、７枚の太陽電池２１が直列接続されて構成される。なお、太陽電池ユニット２０は、７枚の太陽電池２１を一セットとし、複数のセットを並列接続した構成でも良い。つまり、第二実施形態の発電システムは、図１の構成（第一実施形態の構成）において、直流変換器２２を除いた構成であっても良い。

第二実施形態の発電システムによれば、第一実施形態と同様の効果が発揮される。さらに、第二実施形態によれば、例えば上記のように複数の太陽電池２１を直列接続するなどにより、太陽電池ユニット２０の最大出力動作電圧を交流変換器１４の直流入力電圧Ｖ１と同等に設定しているため、太陽電池ユニット２０と交流変換器１４の間に昇圧回路等の直流変換器を配置する必要がない。また、交流変換器１４が入力電圧Ｖ１を太陽光発電装置２の最大出力動作電圧で一定になるように制御するため、太陽光発電装置２はＭＰＰＴ（最大電力点追従）制御回路がなくても最大効率の状態で発電することができる。第二実施形態によれば、システムの簡略化、低コスト化、及び小型化が可能となる。

また、交流系統８に必要な高い電圧（例えばＡＣ２００Ｖ）を得ることを考慮すると、１つの太陽電池２１で上記構成（最大出力動作電圧と電圧Ｖ１を一致させる構成）を達成するよりも、複数の太陽電池２１を直列接続して上記構成を達成するほうが、汎用の太陽電池２１を用いることができるためコスト的に有利である。

＜第三実施形態＞
第三実施形態の発電システムは、図６に示すように、第一実施形態と比較して、さらに蓄電池３及び充放電制御部４を備え、太陽電池ユニット２０を構成する複数の太陽電池２１が所定条件で並列接続されている点で異なっている。第一実施形態と同様の構成については、同符号を付して説明を省略する。

蓄電池３は、例えば鉛蓄電池やリチウムイオン電池のように、充放電可能な二次電池である。蓄電池３は、充放電制御部４を介して太陽電池ユニット２０の出力端子及び直流変換器２２の入力端子に接続されている。充放電制御部４は、一般的な充放電回路であって、太陽電池ユニット２０の発電電力から充電電力を蓄電池３に供給し、太陽電池ユニット２０の発電電力が要求に対して不足している場合には直流変換器２２に電力を供給する。

太陽電池ユニット２０を構成する複数の太陽電池２１は、太陽電池ユニット２０の最大出力動作電圧が蓄電池３の充電電圧と同等となるように、接続されている。換言すると、太陽電池ユニット２０の最大出力点での電圧値は、蓄電池３の充電電圧と一致している。例えば蓄電池３の充電電圧が１５Ｖで、太陽電池２１の最大出力動作電圧が１５Ｖである場合、太陽電池ユニット２０のすべての太陽電池２１を並列接続する。また、例えば蓄電池３の充電電圧が３０Ｖで、太陽電池２１の最大出力動作電圧が１５Ｖである場合、直列接続された２つの太陽電池２１を一セットとし、複数のセットを並列接続して太陽電池ユニット２０を製造する。

第三実施形態の発電システムによれば、第一実施形態と同様の効果が発揮される。また、第三実施形態によれば、別途変換器を必要とせず、太陽光発電装置２の発電電力を直接蓄電池に供給し充電することができる。太陽電池２１を並列接続することで、太陽電池ユニット２０の出力（発電電力）を維持することができる。このように、第三実施形態によれば、システムの簡略化、低コスト化、及び小型化が可能となる。

＜変形形態＞
・構成
上述の第一実施形態から第三実施形態において、以下のような構成を採用することができる。本変形態様の発電システムは居室をもつ建物に配設される。以下、構成が異なる部分に重点をおいて説明する。

本変形態様の発電システムは、図８に示すように、蓄熱装置１２３に設けられた熱交換器１２２Ａと暖房水循環ポンプ１２４Ａと暖房装置１９（床暖房、パネルヒータなど）とそれらの間を結ぶ閉回路である配管１２１Ａとからなる熱媒体の暖房回路１２Ａをもつ点、制御装置１６に代えて、建物内の情報を設定・取得・管理する建物情報管理装置を含み暖房回路１２Ａをも制御する制御装置１６Ａとした点、居室の温度を測定し制御装置１６Ａに温度信号として送出する温度センサ１６１、建物情報管理装置の操作を行うことができる操作パネル１６２（操作装置に相当）を有する点で第一実施形態の発電システムと異なる。

図８は第一実施形態のシステム（図１）に基づいて記載されているが、第二実施形態の発電システム（図５）、第三実施形態の発電システム（図６）に基づいて同様の変更（図１から図８に変更した部位と同じ符号が付いた部位を同様に変更できる）したものについても以下の説明が妥当する。以下、第一実施形態からの変形態様における発電システムの制御方法について説明する。

・制御法
本変形形態の発電システムの特徴的な動作について図９〜１１に基づき説明する。図１１は本変形形態の発電システムを中間期（春、秋）に作動させた場合の発電量、売電量、コジェネの発電量、給湯量について模式的に示したグラフである。

本システムが作動すると、今の季節が夏で有るかどうか判断する（Ｓ５０）。夏であると居室を暖房することはないからである。なお、夏であっても暖房が必要な環境にて使用する場合には本ステップは省略する。夏か否かは日付によって判断する。日付は制御装置１６Ａ内に設けられた時計により判別する。

（１−１：夏でない場合：Ｓ５１〜６８：図９）
夏でない場合には（Ｓ５０の”Ｎ”）、自然エネルギー暖房運転モードに設定されているかどうかを判断する（Ｓ５１）。特別な場合を除き自然エネルギー暖房運転モードに設定する。ここで、特別な場合としては旅行などで長期間留守にする場合など居室内に人がいないことが明らかな場合や、操作パネル１６２により操作者自らが暖房をしないことを選択した場合が例示できる。居室内に人がいるかどうかは制御装置１６Ａにより判別することも出来る。制御装置１６Ａには建物情報管理装置が組み込まれているため、建物内で人が生活しているかどうかを電力、水道、鍵や扉の開け閉め等々の事象から判断することができる。また、本形態では自然エネルギーとしては太陽光を利用するものなので夕方から朝方にかけての太陽が沈んで太陽光発電が充分に出来ない場合にも自然エネルギー暖房運転モードではないと判断できるため、時間などに基づいて自動的に自然エネルギー暖房運転モードであるか否かを切り替えることができる。

（２−１：自然エネルギー暖房運転モードに設定されている場合：Ｓ５２〜Ｓ６０）
自然エネルギー暖房運転モードに設定されている場合（Ｓ５１の”Ｙ”）にはコジェネレーションを停止する（Ｓ５２）。そして、温度センサ１６１からの温度信号に基づき算出された居室の室温が設定温度より低いか否かを判断する（Ｓ５３）。設定温度は、操作パネル１６２により操作者が設定した温度、又は、制御装置１６Ａが自動的に設定した温度である。制御装置１６Ａは今までの操作者の操作の履歴と、外気温、季節などから快適であると考えられる温度を設定温度として採用できる。

室温が設定温度より低い場合には暖房を行うことを目指す。まず、太陽光発電量がベース電力を上回っているかどうかを判断する。上回っている場合には余剰の電力が存在するので、その電力を居室の暖房に利用する（Ｓ５５〜Ｓ５８）。ここで、ベース電力とは、制御装置１６Ａが管理する建物の情報から算出される建物が消費する電力である。

上回っていない場合には太陽光発電にて得られた電力を直接暖房に用いることは避ける（Ｓ５９，Ｓ６０）。

太陽光発電量がベース電力を上回っている場合には、コジェネエンジン冷却ポンプ１２４及び暖房水循環ポンプ１２４Ａを作動させる（Ｓ５５）。その時に太陽光発電にて得られた電力をヒータ１５に通電する（Ｓ５６）。すると、ヒータ１５から発生した熱はコジェネ冷却水を温め、蓄熱装置１２３内にある蓄熱媒体を加熱する。加熱された蓄熱媒体を介して暖房回路１２Ａ内の熱媒体を加熱し、その熱が暖房装置１９に伝わって居室内を暖房することになる（Ｓ５７，Ｓ５８）。ヒータ１５への通電の程度は太陽光発電により得られた電力のうちベース電力を除いた量である。ベース電力に相当する電力はインバータ１４１を通じて交流系統８に供給され消費される。

太陽光発電量がベース電力を上回っていない場合には、コジェネエンジン冷却ポンプ１２４及び暖房水循環ポンプ１２４Ａを作動させない（Ｓ５９）。ヒータ１５への通電も行わない（Ｓ６０）。結果、暖房装置１９には熱が供給されず暖房装置１９による居室の暖房は行われない。

（２−２：自然エネルギー暖房運転モードに設定されていない場合：Ｓ６１〜Ｓ６８）
自然エネルギー暖房運転モードに設定されていない場合（Ｓ５１の”Ｎ”）には自然エネルギー貯湯モードに設定する（Ｓ６１）。自然エネルギーにより得られた電力のうちベース電力を上回る部分は湯として貯めることで有効利用する。

まず、太陽光発電量がベース電力を上回っているかどうかを判断する（Ｓ６２）。上回っている場合には余剰の電力が存在するので、その電力を湯として貯める（Ｓ６３〜Ｓ６６）。上回っていない場合には太陽光発電にて得られた電力をベース電力の一部として利用する（Ｓ６７，Ｓ６８）。

太陽光発電量がベース電力を上回っている場合には、コジェネエンジン冷却ポンプ１２４を作動させ、暖房水循環ポンプ１２４Ａを運転させる（Ｓ６３）。その時に太陽光発電にて得られた電力をヒータ１５に通電する（Ｓ６４）。すると、ヒータ１５から発生した熱はコジェネ冷却水を温め（Ｓ６５）、蓄熱装置１２３内にある蓄熱媒体を加熱する。ヒータ１５により発生した熱は蓄熱媒体（水）を加熱し湯として貯めることになる（Ｓ６６）。ヒータ１５への通電の程度は太陽光発電により得られた電力のうちベース電力を除いた量である。ベース電力に相当する電力はインバータ１４１を通じて交流系統８に供給され消費される。

太陽光発電量がベース電力を上回っていない場合には、コジェネエンジン冷却ポンプ１２４及び暖房水循環ポンプ１２４Ａを作動させない（Ｓ６７）。ヒータ１５への通電も行わない（Ｓ６８）。結果、コジェネ冷却水は加熱されない。太陽光発電により得られた電力はベース電力の一部として利用する。

（１−２：夏の場合：Ｓ６９〜７８：図１０）
夏である場合（Ｓ５０の”Ｙ”）には暖房が要求されないため、自然エネルギー貯湯モードに設定する（Ｓ６９）。自然エネルギーにより得られた電力のうちベース電力を上回る部分は湯として貯めることで有効利用する。

まず、コジェネ冷却水の温度が適正温度（例えば８５℃）を上回っているかどうか判断する（Ｓ７０）。適正温度以上に加熱することは望ましくないからである。ここで、コジェネ冷却水の温度が適正温度以上であるということはコジェネ冷却水と熱交換している蓄熱媒体の温度も適正温度以上になっているものと推測される。

コジェネ冷却水の温度が適正温度を上回っている場合（Ｓ７０の”Ｙ”）はそれ以上の貯湯は望ましくないため、ベース電力の分だけ発電するように太陽光発電装置２を制御するか、太陽光発電を停止する（Ｓ７６）。

コジェネ冷却水の温度が適正温度を上回っていない場合（Ｓ７０の”Ｎ”）は貯湯により余剰電力を有効利用することが出来る。その場合にまず太陽光発電量がベース電力を上回っているかどうかを判断する（Ｓ７１）。上回っている場合には余剰の電力が存在するので、その電力を湯として貯める（Ｓ７２〜Ｓ７５）。上回っていない場合には太陽光発電にて得られた電力をベース電力の一部として利用する（Ｓ７７，Ｓ７８）。

太陽光発電量がベース電力を上回っている場合には、コジェネエンジン冷却ポンプ１２４を作動させ、暖房水循環ポンプ１２４Ａを運転させる（Ｓ７２）。その時に太陽光発電にて得られた電力をヒータ１５に通電する（Ｓ７３）。すると、ヒータ１５から発生した熱はコジェネ冷却水を温め（Ｓ７４）、蓄熱装置１２３内にある蓄熱媒体を加熱する。ヒータ１５により発生した熱は蓄熱媒体（水）を加熱し湯として貯めることになる（Ｓ７５）。ヒータ１５への通電の程度は太陽光発電により得られた電力のうちベース電力を除いた量である。ベース電力に相当する電力はインバータ１４１を通じて交流系統８に供給され消費される。

太陽光発電量がベース電力を上回っていない場合には、コジェネエンジン冷却ポンプ１２４及び暖房水循環ポンプ１２４Ａを作動させない（Ｓ７７）。ヒータ１５への通電も行わない（Ｓ７８）。結果、コジェネ冷却水は加熱されない。太陽光発電により得られた電力はベース電力の一部として利用する。

以上説明したように、本変形例の発電システムによれば、第一実施形態から第三実施形態と同様の効果が発揮されると共に、太陽光発電にて得られた電力の有効利用を図ることができる。例えば、太陽光発電により得られた電力のうち余剰の電力について暖房や貯湯などに利用することにより電力の有効利用が実現できる。特に太陽光が降り注いでいる限り発電が可能であるため、余剰の電力が存在する条件になることで暖房や貯湯を行うことができる。効果的に貯湯ができるため、湯沸かし器として大型のものを用意する必要がなくなり、小型の湯沸かし器で済ませることが出来る。また、湯容器自体不要に出来る可能性がある。また、第一実施形態から第三実施形態と同様に太陽光発電により得られた電力を変換する装置をコジェネレーション装置と兼用できるため、単純に太陽電池２１のみの追加でこれらの機能が実現できることになる。また、太陽電池自体の大きさも給湯、暖房に流用できる程度の小規模のものが採用できる。

＜その他＞
本発明は、上記実施形態に限られない。例えば、太陽光発電装置２に代えて、風力発電装置を設置しても良い。この場合、風力発電装置の発電電力を直流電力に変換する直流変換器が、接続点Ａから風力発電装置の発電機までの間に配置される。また、コージェネレーション装置１は、排熱を回収して熱負荷に利用する発電システムであれば良く、例えば発電装置１１として水素と空気を燃料とする燃料電池を用いるものでも良い。また、エンジン１１の燃料は、天然ガスやプロパンガス等のガス燃料に限らず、ガソリン、灯油、又は軽油等の液体燃料であっても良い。

また、制御部１６は、電気負荷でなく又は電気負荷に加えて、熱負荷の使用状況に応じて発電装置１１を制御しても良い。また、１つのコージェネレーション装置１に対して複数の発電装置が接続されても良い。例えば、複数の太陽光発電装置２が接続点Ａに接続されても良く、あるいは太陽光発電装置２に加えて風力発電装置や燃料電池システムが接続点Ａに接続されても良い。これらの構成によっても、上記実施形態同様の効果が発揮される。

＜参考例＞
また、図７に示すように、複数の発電装置でヒータ１５を共用しないシステムも参考例として挙げられる。上記実施形態の符号で説明する。発電システム１００は、複数の発電装置１１、２０を備えている。発電装置１１、２０は接続点Ａで接続され、１つの交流変換器１４で直流系統７から交流系統８に電力が供給される。この場合でも、上記同様、交流交換器１４は直流入力電圧を所定電圧で一定に保つように制御される。太陽電池ユニット２０は、複数の太陽電池２１が直列接続され、最大出力動作電圧と上記所定電圧とが一致するように構成されている。これにより、太陽光発電装置２に対して、直流変換器やＭＰＰＴ回路を設ける必要がなくなる。

同様に、第三実施形態のように、ヒータ１５を共用しない発電システム１００において、太陽電池２１を並列接続させて、太陽電池ユニット２０の最大出力動作電圧と蓄電池の充電電圧とを一致させることで、発電電力で直接蓄電池を充電することができる。このように、発電システム１００は、図１の構成において直流変換器２２とヒータ１５を除いた構成、図５の構成においてヒータ１５を除いた構成、又は図６の構成においてヒータ１５を除いた構成であっても良い。これらの構成によって、システムの簡略化、低コスト化、及び小型化が可能となる。

１：コージェネレーション装置、 １１：発電装置、 １１１：エンジン、１１２：発電機、 １２：排熱回路、 １３：直流変換器、 １４：交流変換器、１４１：インバータ、 １４２：電圧一定制御部、 １５：ヒータ、１６：制御部、 ２：太陽光発電装置（自然エネルギー発電装置）、２０：太陽電池ユニット、 ２１：太陽電池、 ２２：直流変換器、３：蓄電池、 ４：充放電制御部、 Ｚ：商用電源

Claims (8)

1. 燃料が供給されて発電を行う発電装置と、熱媒体が流通し前記発電装置の発電に伴う排熱を熱負荷に供給するために回収する排熱回路と、前記発電装置の出力を電力変換する直流変換器と、前記直流変換器に接続された交流変換器と、余剰の発電電力で駆動して前記熱媒体を加熱するヒータと、前記発電装置の発電を制御する制御部と、を有するコージェネレーション装置と、
   出力端子が前記直流変換器と前記交流変換器の間の接続点に接続され、自然エネルギーを駆動源とする自然エネルギー発電装置と、
   を備え、
   前記交流変換器は、入力される直流の入力電力を交流電力に変換し交流系統に送電する際に、前記入力電力の電圧が所定電圧で一定になるように電流値を調整して前記入力電力を前記交流電力に変換し、
   前記ヒータは、前記接続点に対して前記交流変換器と並列に接続され、
   前記自然エネルギー発電装置は、直流電力を前記接続点に供給する発電システム。
2. 請求項１において、
   前記自然エネルギー発電装置は、一又は複数の太陽電池で構成された太陽電池ユニットを備える太陽光発電装置であり、
   前記所定電圧は、前記太陽電池ユニットの最大電力点での電圧値に設定されている発電システム。
3. 請求項２において、
   前記太陽電池ユニットは、直列接続された複数の太陽電池を備え、
   前記所定電圧は、直列接続された各前記太陽電池の最大電力点での電圧値の合計に設定されている発電システム。
4. 請求項１〜３のうちの一項において、
   前記自然エネルギー発電装置は、一又は複数の太陽電池で構成された太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットに接続された蓄電池と、前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部と、を備える太陽光発電装置であり、
   前記太陽電池ユニットの最大電力点での電圧値は、前記蓄電池の充電電圧に設定されている発電システム。
5. 請求項１〜４のうちの一項において、
   前記接続点に接続された複数の前記自然エネルギー発電装置を備える発電システム。
6. 請求項１〜５のうちの何れか１項に記載の発電システムであって、
   居室を備える建物に付随して設置されており、
   直接的又は間接的に前記熱媒体により前記居室の暖房を行う暖房装置と、
   前記暖房装置における前記熱媒体の流れを制御する熱媒体制御装置と、
   前記建物の情報を設定・取得・管理する建物情報管理装置と前記コージェネレーション装置の制御部と前記自然エネルギー発電装置と前記熱媒体制御装置とを制御する主制御装置と、
   を有し、
   前記建物情報管理装置は、前記居室の室温を測定する温度センサと操作者により前記居室の温度の目標値である目標温度が設定できる操作装置とを持ち、
   前記主制御装置は、前記建物情報管理装置が管理する前記目標温度が前記室温より高い場合に前記暖房装置に前記熱媒体を流すように前記熱媒体制御装置を制御する自然エネルギー暖房運転を行う、
   発電システム。
7. 前記建物情報管理装置は、前記建物が必要とする電力を取得する必要電力量取得手段と、前記自然エネルギー発電装置の発電量を取得する自然エネルギー発電量取得手段とをもち、
   前記主制御装置は、前記建物情報管理装置が管理する前記必要電力量が前記自然エネルギー発電量よりも小さい場合に前記自然エネルギー暖房運転を行う、
   請求項６に記載の発電システム。
8. 直接的又は間接的に前記熱媒体により加熱された湯を貯める貯湯装置を有し、
   前記熱媒体制御装置は前記貯湯装置における前記熱媒体の流れを制御し、
   前記主制御装置は、前記自然エネルギー暖房運転が行われていない場合に、前記貯湯装置に湯が貯められる限度で湯を貯めるように前記熱媒体制御装置を制御する貯湯運転を行う、
   請求項６又は７に記載の発電システム。

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