JP2016205801A - コジェネレーションシステム - Google Patents

Abstract

【課題】貯湯タンクの貯湯状態を好適な状態に維持しながら、消費電力を熱電併給装置の発電量にてカバーする電力カバー率の増大化を図ることができ、且つ運転日の電力需要や熱需要が、予測される電力需要や熱需要から異なった場合にも、適切に対応することができ、更には、効率の高い熱電併給装置の利用率を高めることで省エネ量を高める。
【解決手段】熱電併給装置の運転を制御する運転制御手段５Ｂが、逆潮可能な時間帯は制御用発電量上限値で、逆潮可能な時間帯以外は制御用発電量上限値を上限として熱電併給装置の現時刻の発電量を制御する。
【選択図】図３

Description

本発明は、電力と熱を発生する熱電併給装置と貯湯タンクを備えたコジェネレーションシステム及びその運転方法に関する。

このようなコジェネレーションシステムは、オンサイトで電力と熱との供給が可能であるため、現今の省エネルギー化の社会的要請によく合致したものである。
熱電併給装置と貯湯タンクを備えたコジェネレーションシステムの一例としては、今日、各家庭に普及しつつある、燃料電池やエンジン駆動式発電機等の熱電併給装置を備える家庭用コジェネレーションシステムを挙げることができる。このシステムでは、熱電併給装置により発電される電力を各家庭で消費し、さらに、その排熱で、各家庭の熱需要（例えば、給湯負荷や暖房負荷）を賄うことになる。

この種のコジェネレーションシステムの従来例として、熱電併給装置の運転を制御する運転制御手段が、電力需要（電力負荷）の変動に合わせて発電量を調節する電主運転形態で熱電併給装置を運転し、そして、熱電併給装置の運転に伴って発生する排熱を、湯として貯湯タンクに蓄えておき、給湯が必要な場合に、貯湯タンクから給湯するように構成されたものがある（例えば、特許文献１参照）。

すなわち、例えば、燃料電池やエンジン駆動式発電機は、所謂、部分負荷運転が可能なため、電力負荷が定格出力（実質的な最大出力）より低い状況では、電力負荷に見合った発電量の発電を行い、そして、電力負荷が定格出力を超える状況では、定格出力での運転を行う。
この発電状況を貯湯タンクに蓄えられる湯量から見ると、部分負荷の状況では、順次、湯量が負荷に見合って増加するが、電力負荷が定格負荷を超えた段階で、湯量は最大増加量で増加することとなる。

特許文献１には記載されていないが、システムの運転形態としては、一般に、上述の電主形態で運転しながら、貯湯タンクの貯湯量が設定上限量（満タン）になると、熱電併給装置の運転を停止する形態が採られることになる（例えば、特許文献２（段落〔０００３〕参照）。そして、貯湯タンクの貯湯量が所定量（例えば、設定上限量の３０％程度）以下に低下した状態で、熱電併給装置を再度運転する形態が採られることになる。

また、別の従来例として、過去の数週間分の電力需要（電力負荷）や熱需要（熱負荷）を記憶しておき、実際の運転日とそれに続く２日分の熱需要や電力需要を、記憶した電力需要及び熱需要に基づいて予測し、予測した電力需要及び熱需要に基づいて、熱電併給装置の運転形態として、省エネ性や経済性等のメリットを最も高く得られる運転形態を求めて、求めた運転形態で運転日の運転を行う技術を、出願人は提案している（例えば、特許文献３参照）。

最も高いメリットが得られる運転形態は、運転日の電力負荷に追従する負荷追従型の連続運転形態、運転日の一部の時間帯において運転日の電力負荷よりも小さな発電量で運転する抑制連続運転形態、運転日の一部の時間帯において運転日の電力負荷よりも大きな発電量で運転する強制連続運転形態、運転日の一部の時間帯において運転を停止しかつ残りの時間帯において運転日の電力負荷に追従する断続運転形態、運転日の一部の時間帯において運転を停止しかつ残りの時間帯において運転日の電力負荷よりも小さな発電量で運転する抑制断続運転形態、及び、運転日の一部の時間帯において運転を停止しかつ残りの時間帯において運転日の電力負荷よりも大きな発電量で運転する強制断続運転形態等、複数種の運転形態のうちから、選択されることになる。

ちなみに、例えば、抑制連続運転形態においては、運転日の電力負荷よりも小さな発電量で運転する時間帯を、開始する時刻と終了する時刻を変化させながら一日のうちの最適な時間帯に設定することになる等、複数種の運転形態のうちで、開始する時刻と終了する時刻を変化させながら、一日のうちの各時間帯に最適な運転形態を設定することになる。

特開２００１−２５８２９３号公報 特開２００４−２６３９４２号公報 特開２００８−１８５３１７号公報

特許文献１のコジェネレーションシステムにおいては、熱電併給装置の運転を電主運転とし、貯湯タンクの貯湯量が設定上限量（満タン）になった段階で熱電併給装置の運転を停止し、貯湯量が所定量以下になった段階で運転を再開する運転形態で運転することになる。当該運転形態にあっては、熱電併給装置が、電力需要（電力負荷）に追従する形態で運転されるため、電力需要（電力負荷）が小さくなる傾向にある正午近傍や夜間の時間帯において、熱電併給装置を効率の低い部分負荷で運転することが多くなり、十分な省エネ効果を奏しているとはいえない場合があった。

この運転形態を採用した場合における電力需要（一点鎖線）、熱電併給装置の発電量（細実線）及び貯湯タンクの貯湯量（太実線）の関係の一例を図７に示した。
この図において、Ｔ０−Ｔ１間、Ｔ２−Ｔ３間、Ｔ４−Ｔ５間が、熱電併給装置の定格運転での定格出力より低い出力で、電力需要（電力負荷）に追従する部分負荷運転を実行していることを示している。
このような運転形態をとった場合において、図７においては、電力カバー率は、５４％であり、省エネ量は５２．１ＭＪであった。

ちなみに、電力カバー率は、１日の発電量／１日の消費電力量×１００にて求めることができる。
また、省エネ量は、コジェネレーションシステムを装備しない場合の１日の１次エネルギー量からコジェネレーションシステムを装備した場合の１日の一次エネルギー量を減算した値であり、詳しくは、下記の式の通りである。
省エネ量＝（１日の消費電力量／０．３６９＋１日の熱消費量／０．７５）−（１日の買電量／０．３６９＋１日のガス消費量）
上記の式の「０．３６９」は、火力発電所の発電効率であり、「０．７５」は、ガス給湯暖房機の給湯暖房効率である。
尚、１０００Ｗｈ＝８６０ｋａｌ＝３．６ＭＪの関係である。

また、特許文献３に開示の技術は、複数種の運転形態の夫々について、省エネ性や経済性等を評価して、得られるメリットが高い運転形態を選択するものであるから、運転形態を決定するために多量の演算を行う必要があること等に起因して、制御構成が複雑になるものであり、また、過去の電力需要や熱需要に基づいて、運転日において運転する時間帯や発電量を定めるものであるため、運転日の電力需要や熱需要が、過去の電力需要や熱需要（換言すれば、過去の電力需要や熱需要に基づいて予測される電力需要や熱需要）に対して大きく異なった場合には、運転日の電力需要や熱需要に適切に対応できるとはいえないものであった。

本発明は上記実情に鑑みてなされたものであって、その目的は、簡素な制御構成によって、貯湯タンクの貯湯状態を好適な状態に維持しながら、消費電力を熱電併給装置の発電量にてカバーする電力カバー率の増大化を図ることができ、且つ運転日の電力需要や熱需要が、予測される電力需要や熱需要から異なった場合にも、適切に対応することができ、更には、効率の高い熱電併給装置の利用率を高めることで省エネ量を高め得るコジェネレーションシステムを提供することにある。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムは、
電力と熱を発生する熱電併給装置と貯湯タンクを備えたコジェネレーションシステムであって、その特徴構成は、
将来の評価対象期間を時間経過に伴って繰り返し設定する評価対象期間設定部と、
前記評価対象期間内の対象時間帯毎の電力需要と熱需要とを予測する需要予測部と、
前記評価対象期間内で、電力系統へ逆潮可能な時間帯を設定する逆潮時間帯設定部と、
前記熱電併給装置の発電量の上限値を仮設定する発電量上限値仮設定部と、
予測された電力需要と仮設定する発電量上限値から、前記熱電併給装置の対象時間帯毎の予測排熱量を求める排熱量予測部と、
前記貯湯タンクの現在貯湯量と予測された熱需要と予測排熱量から、対象時間帯毎の前記貯湯タンクの予測貯湯量を求める貯湯量予測部と、
前記発電量上限値仮設定部、前記排熱量予測部及び前記貯湯量予測部を働かせて、予測される予測貯湯量が、前記貯湯タンクの設定最大貯湯量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された前記最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、時間経過に伴って繰り返し行う制御用発電量上限値設定部とを備え、
前記熱電併給装置の運転を制御する運転制御手段が、逆潮可能な時間帯は前記制御用発電量上限値で、逆潮可能な時間帯以外は前記制御用発電量上限値を上限として前記熱電併給装置の現時刻の発電量を制御する点にある。

すなわち、評価対象期間設定部によって将来の評価対象期間が時間経過に伴って繰り返し設定されると、その設定に応じて、評価対象期間内の対象時間帯毎の電力需要と熱需要とが、需要予測部にて予測されることになる。

そして、制御用発電量上限値設定部が、発電量上限値仮設定部、排熱量予測部及び貯湯量予測部を働かせて、予測される予測貯湯量が、貯湯タンクの設定最大貯湯量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、時間経過に伴って繰り返し行うことになる。

説明を加えると、発電量上限値仮設定部にて、熱電併給装置の発電量の上限値を、熱電併給装置の発電量の調節範囲内で仮設定すると、需要予測部にて予測された電力需要と仮設定された発電量上限値に基づいて、熱電併給装置の対象時間帯毎の予測排熱量が、排熱量予測部にて求められる。
そして、貯湯量予測部が、貯湯タンクの現在貯湯量、需要予測部にて予測された熱需要、及び、排熱量予測部にて求められた予測排熱量に基づいて、評価対象期間における対象時間帯毎の貯湯タンクの予測貯湯量を求めることになり、求めた対象時間帯毎の予測貯湯量の全てが、貯湯タンクの設定最大貯湯量未満であるか否かが判別されることになる。

つまり、貯湯タンクの現在貯湯量を加味しながら、評価対象期間における対象時間帯毎の貯湯タンクの予測貯湯量を求めて、求めた対象時間帯毎の予測貯湯量の全てが、貯湯タンクの設定最大貯湯量未満であるか否かが判別されることになる。

このように、評価対象期間における対象時間帯毎の貯湯タンクの予測貯湯量を求めて、求めた対象時間帯毎の予測貯湯量の全てが、貯湯タンクの設定最大貯湯量未満であるか否かを判別することを、熱電併給装置の発電量の調節範囲内で変更しながら仮設定される発電量上限値の夫々について行い、仮設定する発電量上限値のうちで、予測される予測貯湯量が貯湯タンクの設定最大貯湯量未満となる条件を満足しながら最大となる発電量上限値を探索し、その探索した最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することになる。

更に、本発明にあっては、効率の高い熱電併給装置の利用率を高めて、省エネ量を高めるべく、逆潮時間帯設定部が、上述した評価対象期間内で、電力系統へ逆潮可能な時間帯を設定する。
そして、熱電併給装置の運転を制御する運転制御手段は、逆潮可能な時間帯は制御用発電量上限値で、逆潮可能な時間帯以外は制御用発電量上限値を上限として熱電併給装置の現時刻の発電量を制御することになる。
つまり、逆潮時間帯（逆潮可能な時間帯）においては、現在の電力需要に関わらず、「制御用発電量上限値」を発電し、逆潮時間帯以外においては、現在の電力需要が「制御用発電量上限値」未満の場合は、現在の電力需要を充足する電力を発電し、現在の電力需要が「制御用発電量上限値」以上の場合は、「制御用発電量上限値」の電力を発電する運転形態で、熱電併給装置を運転することになる。

尚、排熱量予測部は、予測された電力需要と仮設定する発電量上限値から、熱電併給装置の対象時間帯毎の予測排熱量を求めるのであるが、本発明にあっては、逆潮可能な時間帯を設定するため、排熱量予測部は、逆潮可能な時間帯にあっては、熱電併給装置が仮設定する発電量上限値にて運転するものとして予測排熱量を求めるものとする。

以上の通り、本発明のコジェネレーションシステムの第１特徴構成によれば、将来の評価対象期間を設定しながら、設定された評価対象期間を対象として、予測貯湯量が貯湯タンクの設定最大貯湯量未満となる条件を満足しながら最大となる発電量上限値を探索して、その探索した最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定するものであるから、将来において貯湯タンクの貯湯量が設定最大貯湯量を超えることを回避でき、更には、効率の高い熱電併給装置の利用率を高めることで省エネ量を高めた状態で、熱電併給装置を運転できることになる。

このように、将来において貯湯タンクの貯湯量が設定最大貯湯量を超えることを回避できる発電量にて熱電併給装置を運転できるから、貯湯タンクの貯湯量が設定最大貯湯量を超えることを回避して、熱電併給装置の運転が停止することを回避できるため、貯湯タンクの貯湯状態を好適な状態に維持しながら、熱電併給装置の運転が停止することを回避して、消費電力を熱電併給装置の発電量にてカバーする電力カバー率を増大化できるのである。

しかも、将来の評価対象期間を、時間経過に伴って繰り返し設定するようにし、また、予測貯湯量が貯湯タンクの設定最大貯湯量未満となる条件を満足しながら最大となる発電量上限値を探索して、その探索した最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、時間経過に伴って繰り返し行うようにするものであるから、運転日の電力需要や熱需要が、予測される電力需要や熱需要から異なった場合にも、その運転日の電力需要に応じた排熱量や熱需要から現在貯湯量が更新されるため、適切な制御用発電量上限値を設定することができるものとなる。

さらに、制御用発電量上限値として設定する最大となる発電量上限値を探索するために、仮設定された発電量上限値に応じて、対象時間帯毎の予測排熱量や対象時間帯毎の貯湯タンクの予測貯湯量を求めることになるものの、予測された電力需要と仮設定する発電量上限値から、熱電併給装置の対象時間帯毎の予測排熱量を求めるための演算量や、貯湯タンクの現在貯湯量と予測された熱需要と予測排熱量から、対象時間帯毎の貯湯タンクの予測貯湯量を求めるための演算量は、従来の複数種の運転形態からメリットの大きな運転形態を選択するための演算量と比べると、はるかに少ないものであるから、制御構成の簡素化を図ることができるのである。

要するに、本発明のコジェネレーションシステムの第１特徴構成によれば、簡素な制御構成によって、貯湯タンクの貯湯状態を好適な状態に維持しながら、消費電力を熱電併給装置の発電量にてカバーする電力カバー率の増大化を図ることができ、且つ運転日の電力需要や熱需要が、予測される電力需要や熱需要から異なった場合にも、適切に対応することができ、更には、効率の高い熱電併給装置の利用率を高めることで省エネ量を高め得るコジェネレーションシステムを提供できる。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムの更なる特徴構成は、
前記排熱量予測部が、逆潮可能な時間帯は、前記発電量上限値の電力を発電する運転形態で、逆潮可能な時間帯以外は、前記電力需要が前記発電量上限値未満の場合は前記電力需要を充足する電力を発電し、前記電力需要が前記発電量上限値以上の場合は前記発電量上限値の電力を発電する運転形態で、前記予測排熱量を予測するように構成されている点にある。

すなわち、排熱量予測部が、予測排熱量を予測する際に、熱電併給装置の運転を制御する運転制御手段が制御用発電量上限値を上限として熱電併給装置の現時刻の発電量を制御する運転形態と同様に、逆潮可能な時間帯は、仮設定される発電量上限値の電力を発電する運転形態で、逆潮可能な時間帯以外は、電力需要が発電量上限値未満の場合は電力需要を充足する電力を発電し、電力需要が発電量上限値以上の場合は発電量上限値の電力を発電する運転形態で、予測排熱量を予測することになる。

このように、運転制御手段が制御用発電量上限値を上限として熱電併給装置の現時刻の発電量を制御する運転形態と同様の運転形態で、予測排熱量が予測されるものであるから、対象時間帯毎の貯湯タンクの予測貯湯量が、熱電併給装置が運転制御手段にて実際に運転される運転形態に適合した状態で求められるため、制御用発電量上限値として設定する最大となる発電量上限値が、熱電併給装置が運転制御手段にて逆潮も含めた実際の運転形態に適合した状態で求められることになる。

このように、制御用発電量上限値として設定する最大となる発電量上限値が、熱電併給装置が運転制御手段にて逆潮も含めた実際の運転形態に適合した状態で求められるから、逆潮可能な時間帯においては、熱電併給装置にて発電した電力を適切に逆潮する状態で、貯湯タンクの貯湯状態を好適な状態に維持しながら、消費電力を熱電併給装置の発電量にてカバーする電力カバー率を増大させることを適切に行うことができる。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムの更なる特徴構成は、
前記逆潮時間帯設定部で設定された逆潮可能な時間帯以外において、現時刻の前記制御用発電量上限値が最小発電量となる場合に、前記熱電併給装置の運転を停止させるように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、貯湯タンクの貯湯容量が、設定最大貯湯量に近くなり、熱電併給装置を最小発電量で運転させるような状況の時に、逆潮できない時間帯に運転を停止し、逆潮できる時間帯に運転させることによって、逆潮電力量を増やすことができる。
このような運転を行うことにより、熱電併給装置を比較的総合効率が低くなる最小発電量での運転時間を短くでき、更なる省エネ効果が期待できる。更に、例えば、逆潮時間帯が売電価格が高い時間帯に設定されている場合には、当該時間帯における逆潮電力量を積極的に増加させることで、経済性をも高めることができる。
尚、ここで、最小発電量とは、熱電併給装置の発電量の調整範囲の下限値を意味するものとする。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムの更なる特徴構成は、
前記逆潮時間帯設定部が、時間帯毎の売電単価が所定の下限設定売電価格より高い時間帯を、電力系統へ逆潮可能な時間帯として設定するように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、時間帯毎の売電単価が所定の下限設定売電価格より高い時間帯、即ち、売電価格の高い時間帯に逆潮することで、売電収入を増やすことができ、経済性を高めることができる。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムの更なる特徴構成は、
前記逆潮時間帯設定部が、逆潮可能な時間帯が前記電力需要のピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力となる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を２４時間に設定し、
逆潮可能な時間帯が２４時間に設定されている状態で、前記所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が前記所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を前記ピーク時間帯に設定するように構成されている点にある。

現状の電力の売買単価を鑑みると、買電単価が逆潮単価を上回ることから、貯湯タンクに貯湯される熱量が満タンとなったときに熱電併給装置の運転を停止する制約のもとで、買電量を増やさずに逆潮量を増やすため、電力需要の多いピーク時間帯に、逆潮可能な時間帯を制限することが考えられる。
ここで、発電出力が７００Ｗの場合は、排熱出力が１０００Ｗあるので、逆潮可能な時間帯をピーク時間帯に制限しても、貯湯タンクが満タンの制約条件で、最適に熱需要が賄えるほど十分な排熱量が得られていた。
しかし、コストダウンのために、発電出力を５００Ｗにすると、排熱出力が７００Ｗになるので、逆潮可能な時間帯をピーク時間帯に制限すると、冬季等の熱需要が多い時間帯には、貯湯タンクが満タンの制約条件で、適切に熱需要を賄うことができなかった。即ち、貯湯タンクに貯湯される熱量にて熱需要を賄うことができない場合があった。
そこで、逆潮可能な時間帯を２４時間に広げると、冬期に熱需要を賄うことができないという問題は改善できるが、逆に、夏期には、貯湯タンクが満タンとなり熱電併給装置が停止しないよう、発電量上限値が低下し、買電量が増えてしまうという問題があった。
上記特徴構成によれば、熱需要が少ない時（夏期等）、即ち、逆潮可能な時間帯が２４時間に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯をピーク時間帯に設定し、熱需要が多い時（冬期等）、即ち、逆潮可能な時間帯がピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力となる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を２４時間に設定することで、変動する熱需要等の需要条件に適切に対応しつつ、買電量をなるべく増やさずに逆潮することができる。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムの更なる特徴構成は、
前記逆潮時間帯設定部が、逆潮可能な時間帯が前記電力需要のピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を零時間に設定し、
逆潮可能な時間帯が零時間に設定されている状態で、前記所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力となる日が前記所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を前記ピーク時間帯に設定するように構成されている点にある。

上記特徴構成によれば、熱需要がかなり少ない時、即ち、逆潮可能な時間帯がピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を零時間に設定し、熱需要が少ない時、即ち、逆潮可能な時間帯が零時間に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力となる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯をピーク時間帯に設定することで、一時的に逆潮しない状態をも許容しつつ、買電量をなるべく増やさずに逆潮することができる。

上記目的を達成するためのコジェネレーションシステムは、
前記ピーク時間帯を８時から２１時台までの間、前記所定時間を１２時間以上、前記所定日数を１日から７日までの間、前記所定出力を定格出力の１０％以上５０％以下に設定していることが好ましい。

コジェネレーションシステムの全体構成を示す図 制御構成を示すブロック図 運転制御装置の機能ブロックを示す図 運転制御装置の制御内容を示すフローチャート 異なる発電量上限値に対する貯湯量の変化を示す表図 制御用発電量上限値に従って逆潮ありで運転された場合の電力需要、発電量及び貯湯量の関係を示す図 従来技術に係る、定格未満の電力需要に対して電主運転を行い、定格以上の電力需要に対して当該定格量を発電量として逆潮なしで運転する従来の運転形態で、貯湯量が満タンとなった場合に熱電併給装置の運転を停止する場合の電力需要、発電量及び貯湯量の関係を示す図 熱需要が多い場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力５００Ｗの燃料電池を逆潮なしで運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が多い場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力５００Ｗの燃料電池をピーク時間帯に逆潮する形態で運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が多い場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力５００Ｗの燃料電池を２４時間逆潮する形態で運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が少ない場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力５００Ｗの燃料電池を逆潮なしで運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が少ない場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力５００Ｗの燃料電池をピーク時間帯に逆潮する形態で運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が少ない場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力５００Ｗの燃料電池を２４時間逆潮する形態で運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が少ない場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力９００Ｗの燃料電池を逆潮なしで運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 熱需要が少ない場合に、制御用発電量上限値に従って、定格出力９００Ｗの燃料電池をピーク時間帯に逆潮する形態で運転した場合の電力需要、発電量、貯湯量、買電量、及び逆潮量の関係を示す図 図８の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図９の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図１０の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図１１の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図１２の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図１３の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図１４の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図 図１５の表に示した制御において、評価対象期間内で、電力需要と発電量の変化を示すグラフ図

以下に、本発明のコジェネレーションシステム及びその運転方法を説明する。なお、以下に好適な実施形態を記すが、これら実施形態はそれぞれ、本発明をより具体的に例示するために記載されたものであって、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々変更が可能であり、本発明は、以下の記載に限定されるものではない。

以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。
〔コジェネレーションシステムの構成〕
コジェネレーションシステムは、図１及び図２に示すように、電力と熱とを発生する熱電併給装置としての燃料電池１と、その燃料電池１が発生する熱を冷却水にて回収し、その冷却水を利用して、貯湯タンク２への貯湯及び熱消費端末３への熱媒供給を行う貯湯手段としての貯湯ユニット４と、燃料電池１及び貯湯ユニット４の運転を制御する運転制御装置５などから構成されている。

燃料電池１は、周知であるので、詳細な説明及び図示を省略して簡単に説明すると、燃料電池１は、水素を含有する燃料ガス及び酸素含有ガスが供給されて発電するセルスタック、そのセルスタックに供給する燃料ガスを生成する燃料ガス生成部、前記セルスタックに酸素含有ガスとして空気を供給するブロア等を備えて構成されている。
燃料ガス生成部は、供給される都市ガス（例えば、天然ガスベースの都市ガス）等の炭化水素系の原燃料ガスを脱硫処理する脱硫器、その脱硫器から供給される脱硫原燃料ガスと別途供給される水蒸気とを改質反応させて水素を主成分とする改質ガスを生成する改質器、その改質器から供給される改質ガス中の一酸化炭素を水蒸気にて二酸化炭素に変成処理する変成器、その変成器から供給される改質ガス中の一酸化炭素を別途供給される選択酸化用空気にて選択酸化する一酸化炭素除去器等から構成され、一酸化炭素を変成処理及び選択酸化処理により低減した改質ガスを燃料ガスとしてセルスタックに供給するように構成されている。

そして、燃料ガス生成部への原燃料ガスの供給量を調節することにより、燃料電池１の発電量を調節するように構成されている。
ちなみに、本実施形態においては、燃料電池１の発電量を、３００〜７００Ｗｈの間で、１０Ｗｈを単位量として増減調節するように構成されている。

燃料電池１の電力の出力側には、系統連系用のインバータ６が設けられ、そのインバータ６は、燃料電池１の発電電力を商用電源７から受電する受電電力と同じ電圧及び同じ周波数にするように構成されている。
商用電源７は、例えば、単相３線式１００／２００Ｖであり、受電電力供給ライン８を介して、テレビ、冷蔵庫、洗濯機などの電力負荷９に電気的に接続されている。
また、インバータ６は、発電電力供給ライン１０を介して受電電力供給ライン８に電気的に接続され、燃料電池１からの発電電力がインバータ６及び発電電力供給ライン１０を介して電力負荷９に供給するように構成されている。

受電電力供給ライン８には、電力負荷９の負荷電力を計測する、買電量計測手段１１ａと発電量計測手段１１ｂが設けられ、負荷電力の値は買電量と発電量の加算により求められる。

貯湯ユニット４は、上述の貯湯タンク２に加えて、湯水循環路１６を通して貯湯タンク２内の湯水を循環させる湯水循環ポンプ１７、熱源用循環路２０を通して熱源用湯水を循環させる熱源用循環ポンプ２１、熱媒循環路２２を通して熱媒を熱消費端末３に循環供給させる熱媒循環ポンプ２３、湯水循環路１６を通流する湯水を加熱する貯湯用熱交換器２４、熱源用循環路２０を通流する熱源用湯水を加熱する熱源用熱交換器２５、熱媒循環路２２を通流する熱媒を加熱する熱媒加熱用熱交換器２６、及び、貯湯タンク２から取り出されて給湯路２７を通流する湯水及び熱源用循環路２０を通流する熱源用湯水を加熱させる補助加熱器２８などを備えて構成されている。

湯水循環路１６が、貯湯タンク２の底部と頂部とを接続する形態で設けられて、湯水循環ポンプ１７の作動により、貯湯タンク２の底部から取り出した湯水を貯湯タンク２の頂部に戻す形態で、湯水循環路１６を通して貯湯タンク２の湯水を循環させるように構成されている。
そして、湯水循環路１６を通して循環される湯水を貯湯用熱交換器２４にて加熱することにより、貯湯タンク２に温度成層を形成する状態で湯水が貯湯されるように構成されている。

給湯路２７が、湯水循環路１６における貯湯用熱交換器２４よりも下流側の流路部分を介して貯湯タンク２に接続されており、貯湯タンク２内の湯水が、給湯路２７を通して、浴槽、給湯栓、シャワー等の給湯先に給湯されるように構成され、また、この給湯に伴って、貯湯タンク２の底部に接続された給水路２９を通して貯湯タンク２に給水されるように構成されている。

熱源用循環路２０が、給湯路２７の一部を共用する状態で循環経路を形成するように設けられ、その熱源用循環路２０には、熱源用湯水の通流を断続させる熱源用断続弁３３が設けられている。

補助加熱器２８は、給湯路２７における熱源用循環路２０との共用部分に設けられた補助加熱用熱交換器２８ａ、その補助加熱用熱交換器２８ａを加熱するバーナ２８ｂ、そのバーナ２８ｂに燃焼用空気を供給するファン２８ｃ、補助加熱器２８の運転を制御する燃焼制御部（図示省略）等を備えて構成され、その燃焼制御部により、補助加熱用熱交換器２８ａに供給される湯水を目標出湯温度に加熱して出湯すべく、バーナ２８ｂへのガス燃料の供給量を調節するように構成されている。

冷却水循環路１３が、貯湯用熱交換器２４側と熱源用熱交換器２５側とに分岐する形態で設けられ、その分岐箇所に、貯湯用熱交換器２４側に通流させる冷却水の流量と熱源用熱交換器２５側に通流させる冷却水の流量との割合を調整する分流弁３０が設けられている。
ちなみに、分流弁３０は、冷却水循環路１３の冷却水の全量を貯湯用熱交換器２４側に通流させる状態や、冷却水循環路１３の冷却水の全量を熱源用熱交換器２５側に通流させる状態にも調節できるように構成されている。

貯湯用熱交換器２４においては、燃料電池１の発生熱（排熱）を回収して冷却水循環路１３を流動する冷却水を通流させることにより、湯水循環路１６を通流する湯水を加熱するように構成されている。
熱源用熱交換器２５においては、燃料電池１の発生熱（排熱）を回収して冷却水循環路１３を流動する冷却水を通流させることにより、熱源用循環路２０を通流する熱源用湯水を加熱させるように構成されている。

熱媒加熱用熱交換器２６においては、熱源用熱交換器２５や補助加熱器２８にて加熱された熱源用湯水を通流させることにより、熱媒循環路２２を通流する熱媒を加熱するように構成されている。尚、熱消費端末３は、床暖房装置や浴室暖房装置などの暖房端末にて構成されている。

給湯路２７には、給湯先に湯水を給湯するときの給湯熱負荷を計測する給湯熱負荷計測手段３１が設けられ、又、熱消費端末３に対応して、端末熱負荷を計測する端末熱負荷計測手段３２が設けられている。
尚、図示は省略するが、これら給湯熱負荷計測手段３１及び端末熱負荷計測手段３２は、通流する湯水や熱媒の温度を検出する温度センサと、湯水や熱媒の流量を検出する流量センサとを備えて構成され、温度センサの検出温度と流量センサの検出流量に基づいて熱負荷を検出するように構成されている。

湯水循環路１６における貯湯用熱交換器２４よりも下流側の箇所に、貯湯用熱交換器２４にて加熱されて貯湯タンク２に供給される湯水の温度を検出する貯湯温度センサＳｈが設けられ、給水路２９には、貯湯タンク２に供給される水の給水温度を検出する給水温度センサＳｉが設けられている。

貯湯タンク２には、その貯湯熱量の検出用として、貯湯タンク２の上層部の上端位置の湯水の温度を検出する上端温度センサＳ１、貯湯タンク２の上層部と中層部との境界位置の湯水の温度を検出する中間上位温度センサＳ２、貯湯タンク２の中層部と下層部との境界位置の湯水の温度を検出する中間下位温度センサＳ３、及び、貯湯タンク２の下層部の下端位置の湯水の温度を検出する下端温度センサＳ４が設けられている。

運転制御装置５は、上端温度センサＳ１、中間上位温度センサＳ２、中間下位温度センサＳ３、下端温度センサＳ４夫々にて検出される貯湯タンク２の湯水の温度、及び、給水温度センサＳｉにて検出される給水温度に基づいて、貯湯タンク２の貯湯熱量（貯湯量）を求めるように構成されており、運転制御装置５は、貯湯タンク２の現在貯湯量を求める現在貯湯量確認手段５Ｃ（図３参照）として機能するように構成されている。

すなわち、現在貯湯量確認手段５Ｃは、貯湯タンク２の貯湯熱量（貯湯量）を下記の演算方法にて求めるように構成されている。
上端温度センサＳ１、中間上位温度センサＳ２、中間下位温度センサＳ３、及び、下端温度センサＳ４夫々にて検出される貯湯タンク２の湯水の温度を、夫々、Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３、Ｔ４とし、給水温度センサＳｉにて検出される給水温度をＴｉとし、上層部、中層部、下層部夫々の容量をＶ１、Ｖ２、Ｖ３（リットル）とする。

又、上層部における重み係数をＢ１とし、中層部における重み係数をＢ２とし、下層部における重み係数をＢ３とすると、貯湯熱量（貯湯量）（ｋｃａｌ）は、下記の（式１）にて演算することができる。

貯湯熱量＝（Ｂ１×Ｔ１＋（１−Ｂ１）×Ｔ２−Ｔｉ）×Ｖ１
＋（Ｂ２×Ｔ２＋（１−Ｂ２）×Ｔ３−Ｔｉ）×Ｖ２
＋（Ｂ３×Ｔ３＋（１−Ｂ３）×Ｔ４−Ｔｉ）×Ｖ３……（式１）

重み係数Ｂ１、Ｂ２、Ｂ３は、貯湯タンク２の各層における過去の温度分布データを考慮した経験値である。ここで、Ｂ１、Ｂ２、Ｂ３としては、例えば、Ｂ１＝Ｂ２＝０．２、Ｂ３＝０．５である。Ｂ１＝Ｂ２＝０．２とは、上層部においては温度Ｔ２の影響が温度Ｔ１の影響よりも大きいことを示す。これは、上層部の８割の部分は温度Ｔ２に近く、２割の部分は温度Ｔ１に近いことを示す。これは、中層部においても同様である。下層部においては、温度Ｔ３とＴ４の影響が同じであることを示す。

〔運転制御装置の運転内容〕
運転制御装置５は、燃料電池１の運転中においては、冷却水循環ポンプ１５を作動させた状態で燃料電池１の運転を制御することになる。
また、運転制御装置５は、湯水循環ポンプ１７、熱源用循環ポンプ２１、熱媒循環ポンプ２３、分流弁３０及び熱源用断続弁３３夫々の作動を制御することによって、貯湯タンク２内に湯水を貯湯する貯湯運転や、熱消費端末３に熱媒を供給する熱媒供給運転を行うように構成されている。

運転制御装置５は、熱消費端末３用の端末用リモコン（図示省略）から運転の指令がされない状態では、貯湯運転を行い、その貯湯運転では、分流弁３０を冷却水の全量を貯湯用熱交換器２４側に通流させる状態に切り換え且つ熱源用断続弁３３を閉弁した状態で、貯湯温度センサＳｈの検出情報に基づいて、貯湯タンク２に供給される湯水の温度が予め設定された目標貯湯温度（例えば６０°Ｃ）になるように湯水循環量を調節すべく、湯水循環ポンプ１７の作動を制御するように構成されている。そして、この貯湯運転により、目標貯湯温度の湯が貯湯タンク２に貯湯されることになる。

運転制御装置５は、端末用リモコンから運転が指令されると、熱媒供給運転を行い、その熱媒供給運転では、熱源用断続弁３３を開弁し、熱源用循環ポンプ２１を予め設定された設定回転速度で作動させる状態で、熱消費端末３での端末熱負荷に応じた量の冷却水を熱源用熱交換器２５に通流させるように分流弁３０を制御するように構成され、そのように熱媒供給運転を行う状態で、分流弁３０が貯湯用熱交換器２４側にも冷却水を通流させる状態に制御するときは、前述のように湯水循環ポンプ１７の作動を制御して、熱媒供給運転に並行して貯湯運転を実行するように構成されている。

運転制御装置５は、熱媒供給運転の実行中に端末用リモコンから運転の停止が指令されると、分流弁３０を冷却水の全量を貯湯用熱交換器２４側に通流させる状態に切り換え、熱源用断続弁３３を閉弁し、熱源用循環ポンプ２１を停止させて、湯水循環ポンプ１７を作動させることにより、熱媒供給運転から貯湯運転に切り換えるように構成されている。

ちなみに、給湯路２７を通して貯湯タンク２の湯水を給湯先に給湯する給湯運転の実行中や、熱媒供給運転の実行中においては、補助加熱器２８の燃焼制御部が、補助加熱用熱交換器２８ａに供給される湯水の温度が目標出湯温度よりも低いときは、補助加熱用熱交換器２８ａに供給される湯水を目標出湯温度に加熱すべく、バーナ２８ｂへのガス燃料の供給量を調節することになる。

〔制御用発電量上限値の探索・設定構成〕
以上が、本発明に係るコジェネレーションシステムの基本的な構成であるが、以下、発電量を制御しながら燃料電池１を運転する運転制御について説明する。
すなわち、本発明独特の構成である燃料電池１の発電量上限値の探索及びその設定手法について説明しながら、燃料電池１の運転制御を説明する。
尚、発電量上限値は、現時点の発電量の制御指標値であり、本発明にあっては、「制御用発電量上限値」と呼ぶ。

図２及び図３に示すように、運転制御装置５が、本発明の「制御用発電量上限値」の探索及び設定を目的として作動する現発電量設定手段５Ａ、設定された「制御用発電量上限値」を上限値として燃料電池１の現時刻の発電量を制御する運転制御手段５Ｂ、及び、評価対象期間Ｋ１内で、電力系統への逆潮可能な時間帯Ｋ２を設定する逆潮時間帯設定部５Ｄとして機能するように構成されている。

現発電量設定手段５Ａは、現時間帯の「制御用発電量上限値」を設定し、そして、運転制御手段５Ｂは、逆潮時間帯設定部５Ｄが設定する逆潮可能な時間帯Ｋ２は「制御用発電量上限値」とし、逆潮可能な時間帯以外は「制御用発電量上限値」を上限として燃料電池１の現時間帯の発電量を制御する。
逆潮可能な時間帯以外の制御につき、説明を追加すると、運転制御手段５Ｂは、現在の電力需要が「制御用発電量上限値」未満の場合は、現在の電力需要を充足する電力を発電し（所謂、電主運転）、かつ、現在の電力需要が「制御用発電量上限値」以上の場合は、「制御用発電量上限値」の電力を発電する運転形態で、燃料電池１を運転するように構成されている。
尚、逆潮時間帯設定部５Ｄは、時間帯毎の売電単価が所定の下限設定売電価格より高い時間帯を、電力系統へ逆潮可能な時間帯Ｋ２として設定するように構成されており、図５、６に示す例においては、８時からその日の２１時台までが、逆潮可能な時間帯Ｋ２として設定されている。
ここで、下限設定売電価格は、変動する売電単価に基づいて、経済性の観点から適切に設定される。

尚、詳細は後述するが、本発明を適用した燃料電池１の運転では、図６の「Ｐ」で示す領域が電主運転の領域であり、「Ｍ」で示す領域が、発電量を「制御用発電量上限値」で運転する領域である。
そして、本発明の運転状態を示す図６と従来の運転状態を示す図７とを比較すると、本発明に係る図６における「Ｍ」で示す領域において、特に、１２時の近傍において、発電量の最大値が、図７の場合より高い側に位置していることが判る。

現発電量設定手段５Ａは、図３に示すように、将来の評価対象期間Ｋ１を時間経過に伴って繰り返し設定する評価対象期間設定部Ａ１と、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯毎の電力需要と熱需要とを予測する需要予測部Ａ２と、燃料電池１の発電量の上限値を仮設定する発電量上限値仮設定部Ａ３と、予測された電力需要と仮設定する発電量上限値から、燃料電池１の対象時間帯毎の予測排熱量を求める排熱量予測部Ａ４と、貯湯タンク２の現在貯湯量と予測された熱需要と予測排熱量から、対象時間帯毎の貯湯タンク２の予測貯湯量を求める貯湯量予測部Ａ５とを備え、加えて、制御用発電量上限値設定部Ａ６を備えている。

そして、制御用発電量上限値設定部Ａ６が、発電量上限値仮設定部Ａ３、排熱量予測部Ａ４及び貯湯量予測部Ａ５を働かせて、予測される予測貯湯量が、貯湯タンク２の設定最大貯湯量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、時間経過に伴って繰り返し行うように構成されている。

評価対象期間設定部Ａ１は、本実施形態においては、将来の評価対象期間Ｋ１としての２４時間を、時間経過に伴って、１時間毎に繰り返し設定するように構成されている。
つまり、１時間が経過する毎に、将来の評価対象期間Ｋ１としての２４時間が新たに設定される形態で、将来の評価対象期間Ｋ１が時間経過に伴って繰り返し設定されることになる。
例えば、図５に示すように、時刻が７時台から８時になると、８時から次の日の７時台までを将来の評価対象期間Ｋ１として設定することになり、また、時刻が８時台から９時になると、９時から次の日の８時台までを将来の評価対象期間Ｋ１として設定する等、将来の評価対象期間Ｋ１が時間経過に伴って繰り返し設定されることになる。

需要予測部Ａ２は、過去情報記憶手段３４ａにて記憶された過去の電力需要情報と熱需要情報に基づいて、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯毎の電力需要と熱需要とを予測することになる。
すなわち、過去情報記憶手段３４ａが、運転制御装置５に接続されたメモリ３４（図２参照）を用いて構成されている。そして、本実施形態においては、運転制御装置５が、過去の電力需要情報として、過去１週間分についての１時間ごとの電力需要を順次更新しながらメモリ３４に記憶し、過去の熱需要として、過去１週間分についての１時間ごとの熱需要を順次更新しながらメモリ３４に記憶するように構成されている。

そして、需要予測部Ａ２は、評価対象期間Ｋ１の１週間前に相当する過去の電力需要及び過去の熱需要に基づいて、評価対象期間Ｋ１の電力需要及び熱需要として予測することになる。
例えば、図５に示すように、将来の評価対象期間Ｋ１、つまり、８時台から次の日の７時台までの間における電力需要と熱需要とが、１時間毎に予測されることになる。

ちなみに、本実施形態においては、説明を簡略化するために、熱需要は、給湯熱負荷のみが存在し、端末熱負荷は存在しないものとして説明する。つまり、燃料電池１の運転中は、貯湯運転のみが行われて、燃料電池１の排熱が全て貯湯タンク２の貯湯に用いられるものとして説明する。
尚、燃料電池１の運転中に熱媒供給運転が行われる場合には、燃料電池１の排熱のうちから熱媒供給運転にて消費された熱量を減算して、その残部分が、貯湯タンク２の貯湯に用いられるものであるとして演算することになる。

発電量上限値仮設定部Ａ３は、本実施形態においては、燃料電池１の発電量の上限値を、例えば、３００〜７００Ｗｈの間で、１０Ｗｈを単位量として、仮設定するように構成されている。
ちなみに、本実施形態においては、先ず、最小発電量である３００Ｗｈに設定し、その後、順次、１０Ｗｈを増加した発電量に仮設定する場合を例示するが、これとは逆に、先ず、最大発電量である７００Ｗｈに設定し、その後、順次、１０Ｗｈを減少した発電量に仮設定する等、燃料電池１の発電量の上限値を仮設定する形態は各種変更できる。

排熱量予測部Ａ４は、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測排熱量を求めるように構成されている。
そして、本実施形態においては、排熱量予測部Ａ４が、運転制御手段５Ｂの運転形態に合わせて、対象時間帯が逆潮可能な時間帯Ｋ２では、発電量上限値の電力を発電する形態で、対象時間帯が逆潮可能な時間帯以外では、電力需要が発電量上限値未満の場合は電力需要を充足する電力を発電し、電力需要が発電量上限値以上の場合は発電量上限値の電力を発電する運転形態で、予測排熱量を予測するように構成されている。

評価対象期間Ｋ１の対象時間帯毎の１時間あたりの予測排熱量ｋｃａｌは、その対象時間帯についての発電量Ｗｈに基づいて、下記式にて求められることになる。
予測排熱量＝発電量／発電効率×排熱効率×０．８６（ｋｃａｌ／Ｗｈ）……（式２）

貯湯量予測部Ａ５は、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての予測貯湯量を求めるように構成されている。
すなわち、対象時刻が評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻についての予測貯湯量ｋｃａｌ（換言すれば、現時刻から１時間後の予測貯湯量ｋｃａｌ）は、現在貯湯量確認手段５Ｃにて確認される現在貯湯量ｋｃａｌ、需要予測部Ａ２にて予測される対象時刻（現時刻）についての１時間当たりの熱需要ｋｃａｌ、及び、排熱量予測部Ａ４にて予測される対象時刻(現時刻)の１時間当たりの予測排熱量ｋｃａｌに基づいて、下記式にて求められることになる。
現時刻の予測貯湯量＝現在貯湯量＋予測排熱量−熱需要……（式３）

また、対象時刻が現時刻の１時間後の時刻である予測貯湯量ｋｃａｌ（換言すれば、現時刻から２時間後の予測貯湯量ｋｃａｌ）は、現時刻の予測貯湯量、需要予測部Ａ２にて予測される対象時刻（現時刻の１時間後の時刻）についての１時間当たりの熱需要ｋｃａｌ、及び、排熱量予測部Ａ４にて予測される対象時刻(現時刻の１時間後の時刻)の１時間当たりの予測排熱量ｋｃａｌに基づいて、下記式にて求められることになる。
現時刻の１時間後の時刻の予測貯湯量＝現時刻の予測貯湯量＋予測排熱量−熱需要……（式４）

以下、対象時刻が現時刻の２時間後以降の時刻の予測貯湯量ｋｃａｌ（換言すれば、現時刻から３時間後以降の予測貯湯量ｋｃａｌ）も、対象時刻が現時刻の１時間後の時刻である予測貯湯量ｋｃａｌと同様に求められることになる。
つまり、対象時刻の１時間前の予測貯湯量に排熱量予測部Ａ４にて予測される対象時刻の１時間当たりの予測排熱量ｋｃａｌを加えた値から、需要予測部Ａ２にて予測される対象時刻についての１時間当たりの熱需要ｋｃａｌを減算することにより、対象時刻毎の予測貯湯量ｋｃａｌを求めることができる。

制御用発電量上限値設定部Ａ６は、予測される予測貯湯量が、貯湯タンク２の設定最大貯湯量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、時間経過に伴って繰り返し行うことになる。つまり、貯湯量予測部Ａ５にて予測される、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量の全てが、貯湯タンク２の設定最大貯湯量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、繰り返し行うことになる。
尚、本実施形態においては、貯湯タンク２の設定最大貯湯量が、８６００ｋｃａｌであるとする。

また、本実施形態においては、制御用発電量上限値設定部Ａ６が、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯の単位時間（本実施形態においては１時間）よりも短い時間間隔（例えば、１５分間隔）で、制御用発電量上限値を繰り返し設定するように構成されている。
つまり、需要予測部Ａ２にて予測される対象時間帯毎の電力需要と熱需要は、対象時間帯の単位時間（本実施形態においては１時間）の間は変化することはないが、現在貯湯量は、刻々と変化し、かつ、現在貯湯量確認手段５Ｃによって、刻々と変化する現在貯湯量を確認できるため、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯の単位時間（本実施形態においては１時間）よりも短い時間間隔（例えば、１５分間隔）で、制御用発電量上限値を繰り返し設定するように構成されている。

次に、図５に例示する場合を参照しながら、制御用発電量上限値設定部Ａ６の制御内容について説明を加える。なお、ここでは説明を簡略化するために、燃料電池１の発電量の上限値を、３００〜７００Ｗｈの間で、１００Ｗｈを単位量として仮設定する。
すなわち、時刻が７時台から８時になると、評価対象期間設定部Ａ１により、８時から次の日の７時台までが将来の評価対象期間Ｋ１として設定され、そして、需要予測部Ａ２により、設定された将来の評価対象期間Ｋ１、つまり、８時台から次の日の７時台までの間における電力需要ＤＪと熱需要ＮＪとが、１時間毎に予測されることになる。
また、現在貯湯量確認手段５Ｃによって、現在貯湯量ＧＴが、２０００ｋｃａｌであることが確認される。尚、上述の如く、本実施形態においては、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴは、８６００ｋｃａｌである。

次に、発電量上限値仮設定部Ａ３が、燃料電池１の発電量上限値ＨＭを、先ず、最小発電量である３００Ｗｈに設定すると、排熱量予測部Ａ４が、発電量上限値が３００Ｗｈである場合について、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測排熱量を求めることになる。
すなわち、対象時間帯が逆潮可能な時間帯Ｋ２では、発電量上限値の電力を発電する形態で、対象時間帯が逆潮可能な時間帯以外では、電力需要ＤＪが発電量上限値ＨＭ未満の場合は、燃料電池１の発電量を電力需要ＤＪに相当する発電量に定め、電力需要ＤＪが発電量上限値ＨＭ以上の場合は、燃料電池１の発電量を発電量上限値ＨＭに定める形態で、予測排熱量が予測されることになる。

続いて、貯湯量予測部Ａ５が、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量を求めることになる。
すなわち、現在貯湯量確認手段５Ｃにて確認されるところの現在貯湯量ｋｃａｌ、需要予測部Ａ２にて予測される対象時間帯の１時間当たりの熱需要ｋｃａｌ、及び、排熱量予測部Ａ４にて予測される対象時間帯の１時間当たりの予測排熱量ｋｃａｌに基づいて、予測貯湯量が求められることになる。

ちなみに、上述の如く、対象時間帯が評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時間帯の予測貯湯量ｋｃａｌを求める演算形態と、対象時間帯が現時刻から１時間後以降となる場合の予測貯湯量ｋｃａｌを求める演算形態とは異なるものである。

図５に例示する場合においては、貯湯量予測部Ａ５の予測結果、つまり、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量には、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴを超える場合が存在しないので、この演算段階では、制御用発電量上限値設定部Ａ６は、発電量上限値の３００Ｗｈを、制御用発電量上限値に設定することはない。

発電量上限値の３００Ｗｈを制御用発電量上限値に設定しない場合には、発電量上限値仮設定部Ａ３が、燃料電池１の発電量上限値ＨＭを、４００Ｗｈに設定し、以降、発電量上限値ＨＭを、３００Ｗｈに設定した場合と同様に、排熱量予測部Ａ４が、発電量上限値が４００Ｗｈである場合について、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測排熱量を求め、続いて、貯湯量予測部Ａ５が、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量を求めることになる。

図５に例示する場合には、貯湯量予測部Ａ５の予測結果、つまり、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量には、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴを超える場合が存在しないので、この演算段階では、制御用発電量上限値設定部Ａ６は、発電量上限値の４００Ｗｈを、制御用発電量上限値に設定することはない。

発電量上限値の４００Ｗｈを制御用発電量上限値に設定しない場合には、発電量上限値仮設定部Ａ３が、燃料電池１の発電量上限値ＨＭを、５００Ｗｈに設定し、以降、発電量上限値ＨＭを、３００Ｗｈに設定した場合と同様に、排熱量予測部Ａ４が、発電量上限値が５００Ｗｈである場合について、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測排熱量を求め、続いて、貯湯量予測部Ａ５が、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量を求めることになる。

図５に例示する場合には、貯湯量予測部Ａ５の予測結果、つまり、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量には、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴを超える場合が存在しないので、この演算段階では、制御用発電量上限値設定部Ａ６は、発電量上限値の５００Ｗｈを、制御用発電量上限値に設定することはない。

発電量上限値の５００Ｗｈを制御用発電量上限値に設定しない場合には、発電量上限値仮設定部Ａ３が、燃料電池１の発電量上限値ＨＭを、６００Ｗｈに設定し、以降、発電量上限値ＨＭを、３００Ｗｈに設定した場合と同様に、排熱量予測部Ａ４が、発電量上限値が６００Ｗｈである場合について、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測排熱量を求め、続いて、貯湯量予測部Ａ５が、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量を求めることになる。

図５に例示する場合には、貯湯量予測部Ａ５の予測結果、つまり、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量には、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴを超える場合が存在しないので、この演算段階では、制御用発電量上限値設定部Ａ６は、発電量上限値の６００Ｗｈを、制御用発電量上限値に設定することはない。

発電量上限値の６００Ｗｈを制御用発電量上限値に設定しない場合には、発電量上限値仮設定部Ａ３が、燃料電池１の発電量上限値ＨＭを、７００Ｗｈに設定し、以降、発電量上限値ＨＭを、３００Ｗｈに設定した場合と同様に、排熱量予測部Ａ４が、発電量上限値が７００Ｗｈである場合について、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測排熱量を求め、続いて、貯湯量予測部Ａ５が、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量を求めることになる。
図５に例示する場合には、貯湯量予測部Ａ５の予測結果、つまり、評価対象期間Ｋ１における１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量には、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴを超える場合が存在するので、この演算段階で初めて、制御用発電量上限値設定部Ａ６は、貯湯タンク２の設定最大貯湯量未満になる条件を満足する最大の発電量上限値として、７００Ｗｈよりも一段階低い６００Ｗｈを選択し、この６００Ｗｈを、制御用発電量上限値に設定する。

ちなみに、発電量上限値を、３００Ｗｈから順次増大させて、最大の７００Ｗｈに設定しても、貯湯量予測部Ａ５の予測結果、つまり、評価対象期間Ｋにおける１時間毎の対象時間帯についての１時間あたりの予測貯湯量が、貯湯タンク２の設定最大貯湯量ＭＴを超えることがない場合には、制御用発電量上限値設定部Ａ６は、貯湯タンク２の設定最大貯湯量未満になる条件を満足する最大の発電量上限値として、７００Ｗｈを、制御用発電量上限値に設定することになる。

また、本実施形態においては、制御用発電量上限値設定部Ａ６が、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯の単位時間（本実施形態においては１時間）よりも短い時間間隔（例えば、１５分間隔）で、制御用発電量上限値を繰り返し設定することになるため、制御用発電量上限値を設定するタイミングが、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻と一致する場合と、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻から外れる（遅れる）場合とが存在する。

すなわち、本実施形態においては、評価対象期間設定部Ａ１は、将来の評価対象期間Ｋ１としての２４時間を、時間経過に伴って、１時間毎に繰り返し設定するように構成されているから、例えば、制御用発電量上限値設定部Ａ６が、１５分間隔で制御用発電量上限値を設定する場合には、制御用発電量上限値を設定するタイミングが、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する時刻から１時間後の次の対象時刻までの間に、開始時点に相当する時刻、その時刻から１５分遅れた時刻、３０分遅れた時刻、及び、４５分遅れた時刻の４回現れることになるが、本実施形態においては、いずれの場合にも、貯湯量予測部Ａ５が同じ演算形態にて予測貯湯量を求めるように構成されている。

つまり、制御用発電量上限値を設定するタイミングが、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻と一致する場合と、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻から外れる場合とのいずれにおいても、その時点における現在貯湯量を現在貯湯量確認手段５Ｃにて確認する。
そして、現在貯湯量確認手段５Ｃにて確認される現在貯湯量ｋｃａｌ、需要予測部Ａ２にて予測される対象時刻（現時刻）についての１時間当たりの熱需要ｋｃａｌ、及び、排熱量予測部Ａ４にて予測される対象時刻(現時刻)の１時間当たりの予測排熱量ｋｃａｌに基づいて、上述の下記式（３）にて求めることになる。
現時刻の予測貯湯量＝現在貯湯量＋予測排熱量−熱需要……（式３）

尚、制御用発電量上限値を設定するタイミングが、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻と一致する場合と、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻から外れる場合とで、貯湯量予測部Ａ５による予測貯湯量の求め方を異ならせるようにしてもよい。
すなわち、制御用発電量上限値を設定するタイミングが、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻と一致する場合には、上述の通り、予測貯湯量を求めるようにする。

そして、制御用発電量上限値を設定するタイミングが、評価対象期間Ｋ１の開始時点に相当する現時刻から外れる場合には、現時点から次の対象時刻までの予測貯湯量ｋｃａｌを、現在貯湯量確認手段５Ｃにて確認される現在貯湯量ｋｃａｌ、需要予測部Ａ２にて予測される対象時刻（現時刻）についての１時間当たりの熱需要ｋｃａｌ、排熱量予測部Ａ４にて予測される対象時刻(現時刻)の１時間当たりの予測排熱量ｋｃａｌ、及び、現時点から次の対象時刻まで残り時間の１時間に対する割合に基づいて、の下記式にて求めるようにしてもよい。
現時刻の予測貯湯量＝現在貯湯量＋（予測排熱量−熱需要）×割合……（式５）

〔制御用発電量上限値の探索・設定手順〕
現発電量設定手段５Ａの制御作動について、図４のフローチャートに基づいて説明を加える。尚、図４のフローチャートは、運転制御装置５が順次実行する複数の制御処理のうちの一つの制御処理（サブルーチン）として記載されている。

先ず、１時間毎の評価対象期間Ｋ１の設定タイミングであるか否かが判定され（＃１）、評価対象期間Ｋ１の設定タイミングであると判定した場合には、評価対象期間を設定する処理が実行され（＃２）、続いて、評価対象期間Ｋ１内の対象時刻毎の電力需要と熱需要とを予測する需要予測の処理が実行される（＃３）。

＃１の処理にて、評価対象期間Ｋ１の設定タイミングでないと判定したとき、及び、＃２、＃３の処理を実行したのちは、時間帯毎の売電単価が所定の下限設定売電価格より高い時間帯を、電力系統へ逆潮可能な時間帯Ｋ２として設定する処理が実行される（＃４）。

＃４の処理を実行した後には、１５分毎に定めた発電量上限値の設定タイミングであるか否かが判定され（＃５）、発電量上限値の設定タイミングでないときには、＃１の処理に移行することになる。

＃５の処理にて、設定タイミングであると判定したときには、現在貯湯量を確認する処理（＃６）、発電量上限値を最小発電量（３００Ｗｈ）に設定する処理（＃７）、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯毎の排熱量を求める排熱量予測の処理（＃８）、及び、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯毎の予測貯湯量を求める貯湯量予測の処理（＃９）を実行する。

次に、＃９の貯湯量予測の処理の結果に基づいて、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯毎の予測貯湯量のうちで貯湯タンク２の設定最大貯湯量(８６００ｋｃａｌ)を超えているものが存在するか否か、つまり、予測貯湯量が設定最大貯湯量(８６００ｋｃａｌ)を超えているか否かを判定し（＃１０）、超えていない場合には、発電量上限値が最大（７００Ｗｈ）であるか否かを判定し（＃１１）、最大でない場合には、発電量上限値を単位量（１０Ｗｈ）だけ増加する処理を実行し（＃１２）、その後、＃８の処理に移行することになる。

尚、＃８の排熱量予測の処理では、逆潮可能な時間帯Ｋ２は前記制御用発電量上限値で、逆潮可能な時間帯以外は、電力需要が発電量上限値未満の場合は電力需要を充足する電力を発電し、電力需要が発電量上限値以上の場合は発電量上限値の電力を発電する運転形態で、予測排熱量が予測されることになる。

＃１０の処理にて、予測貯湯量が設定最大貯湯量(８６００ｋｃａｌ)を超えていると判定した場合には、単位量増加前の発電量上限値を、制御用発電量上限値に設定する処理を実行し（＃１３）、その後、＃１の処理に移行することになる。なお、単位量増加前の発電量上限値が最小発電量未満となる場合は、最小発電量を制御用発電量上限値に設定する。

また、＃１１の処理にて、発電量上限値が最大であると判定したときには、現在の発電量上限値を、制御用発電量上限値に設定する処理を実行し（＃１４）、その後、＃１の処理に移行することになる。

ちなみに、＃５〜＃１４の処理にて、発電量上限値を仮設定する処理、排熱量を予測する処理及び貯湯量を予測する処理が繰り返し実行されることにより、予測される予測貯湯量が、貯湯タンク２の設定最大蓄熱量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定する制御用発電量上限値を設定する処理が、時間経過に伴って繰り返し実行されることになる。

そして、制御用発電量上限値を設定する処理は、１５分間隔で繰り返し実行されるものであるから、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯の単位時間（１時間）よりも短い時間間隔で、繰り返し実行されることになる。

〔コジェネレーションシステムの運転結果及び評価〕
図６は、本発明を適用して燃料電池１を運転した場合を例示するものであり、上述の如く、「Ｐ」で示す領域が電主運転の領域であり、「Ｍ」で示す領域が、発電量を「制御用発電量上限値」で運転する領域である。

そして、本発明の運転状態を示す図６と従来の運転状態を示す図７とを比較すると、本発明では「Ｍ」で示す領域において、特に、１２時近傍の発電量が、図７の場合より高い側に位置しているため、図７の場合よりも省エネ量が高い状態で、燃料電池１が連続して運転されるものとなる。

そして、本発明の運転状態においては、逆潮可能な時間帯Ｋ２が８時から２１時台までの間である場合、電力カバー率５９％であり、省エネ量は５８．９ＭＪであった。ちなみに、グラフ図の表示は省略するが、逆潮可能な時間帯が０時から２３時台までの間である場合、電力カバー率５９％であり、省エネ量は５８．８ＭＪであった。
尚、電力カバー率は、１日の発電量／１日の消費電力量×１００にて求めることができる。
また、省エネ量は、コジェネレーションシステムを装備しない従来システムの１日の１次エネルギー量からコジェネレーションシステムを装備した場合の１日の一次エネルギー量を減算した値であり、詳しくは、下記の式の通りである。
省エネ量＝（１日の消費電力量／０．３６９＋１日の熱消費量／０．７５）−（１日の買電量／０．３６９＋１日のガス消費量）
上記の式の「０．３６９」は、火力発電所の発電効率であり、「０．７５」は、ガス給湯暖房機の給湯暖房効率である。
尚、１０００Ｗｈ＝８６０ｋａｌ＝３．６ＭＪの関係である。

〔別実施形態〕
次に別実施形態を列記する。
（１）上記実施形態においては、評価対象期間Ｋ１を２４時間に設定する場合を例示したが、評価対象期間Ｋ１は、１２時間や３６時間等、種々な長さに設定することができる。
また、上記実施形態では、評価対象期間Ｋ１が、１時間毎に繰り返し設定される場合を例示したが、例えば、３０分毎に繰り返し設定する等、評価対象期間Ｋ１を時間経過に伴って繰り返し設定する周期は種々変更できる。

（２）上記実施形態においては、評価対象期間Ｋ１の対象時間帯毎の電力需要と熱需要とを予測するにあたり、１時間毎の電力需要と熱需要とを予測する場合を例示したが、例えば、３０分毎の電力需要と熱需要とを予測する等、電力需要と熱需要とを予測する時間間隔は、各種変更できる。

（３）上記実施形態においては、予測される予測貯湯量が、貯湯タンク２の設定最大蓄熱量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、評価対象期間Ｋ１内の対象時間帯の単位時間よりも短い時間間隔で行う場合を例示したが、このような設定を、評価対象期間Ｋ１を時間経過に伴って繰り返し設定する周期と同じ周期で行うようにしてもよい。

（４）上記実施形態においては、熱電併給装置としての燃料電池の発電量が、１０Ｗｈを単位量として調整される場合を例示したが、例えば、５Ｗｈを単位量として調整する等、燃料電池の発電量を調整する単位量は、各種変更できる。

（５）上記実施形態においては、熱電併給装置として燃料電池を例示したが、燃料電池に代えて、エンジン駆動型の発電機を用いるようにする等、熱電併給装置としては種々の形態のものが適用できる。

（６）上記実施形態において、逆潮時間帯設定部５Ｄで設定された逆潮可能な時間帯以外において、現時刻の制御用発電量上限値が最小発電量（燃料電池１にて設定可能な最小の発電量）となる場合、燃料電池１の運転を停止させるように構成することが好ましい。
この場合、燃料電池１の運転を停止させる時間は、逆潮可能な時間帯以外の全てでも構わないし、その一部でも構わないが、燃料電池１の運転を停止させなかった場合の排熱量を、逆潮可能な時間帯Ｋ２にて、燃料電池１を働かせることで賄うことが可能な時間に設定することが好ましい。

（７）上記実施形態では、逆潮時間帯設定部５Ｄは、時間帯毎の売電単価が所定の下限設定売電価格より高い時間帯を、電力系統へ逆潮可能な時間帯Ｋ２として設定するように構成されている例を示した。しかしながら、逆潮時間帯設定部５Ｄは、逆潮可能な時間帯Ｋ２を、燃料電池１の排熱量に対する熱需要の大小等の需要条件により変更設定可能に構成しても構わない。

以下、図８〜１３、１６〜２１に基づいて説明するが、詳細については上記実施形態で説明したので省略する。
ちなみに、当該別実施形態にあっては、コストダウンのために、燃料電池１の定格出力を５００Ｗに設定しており、発電量上限値の設定は、３００Ｗ、４００Ｗ、５００Ｗにおいて貯湯量等の値を計算した例を示している。

まず、熱需要が多い場合（例えば冬期）の燃料電池１の発電量上限値は、逆潮可能な時間帯Ｋ２を零時間に設定しているときには、図８の表に示すように、定格の５００Ｗまで上げた場合であっても、貯湯量が満タンまで増加しないので、５００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図１６に示すグラフ図のようになる。
次に、逆潮可能な時間帯Ｋ２を電力需要のピーク時間帯（当該別実施形態にあっては、８時から２１時台までの間）に設定しているときには、図９の表に示すように、発電量上限値を定格の５００Ｗまで上げた場合であっても、貯湯量が満タンまで増加しないので、５００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図１７に示すグラフ図のようになる。
更に、逆潮可能な時間帯Ｋ２を２４時間に設定しているときには、図１０の表に示すように、発電量上限値を定格の５００Ｗまで上げた場合であっても、貯湯量が満タンまで増加しないので、５００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図１８に示すグラフ図のようになる。
即ち、当該別実施形態にあっては、燃料電池１の定格出力を５００Ｗに設定し、燃料電池１からの定格出力の排熱量が低下した関係で、逆潮可能な時間帯を２４時間に設定した場合であっても、発電量上限値は定格の５００Ｗに設定されることとなる。
ここで、買電量単価が逆潮単価を上回るため、買電量を増やさずに逆潮量を増やすように制御されることが好ましい。逆潮時間帯は、零より大きい時間に設定するものとして、「逆潮可能な時間帯がピーク時間帯」に設定される場合（図９の表に示される場合）と、「逆潮可能な時間帯が２４時間」に設定される場合（図１０の表に示される場合）とを比較すると、両者は買電量が同じであり逆潮量は「逆潮可能な時間帯が２４時間」に設定している場合の方が大きい。このため、逆潮可能な時間帯は、２４時間に設定されることが好ましい。

次に、熱需要が少ない場合（例えば夏期）の燃料電池１の発電量上限値は、逆潮可能な時間帯Ｋ２を零時間に設定しているときには、図１１の表に示すように、定格の５００Ｗまで上げた場合であっても、貯湯量が満タンまで増加しないので、５００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図１９に示すグラフ図のようになる。
次に、逆潮可能な時間帯Ｋ２を電力需要のピーク時間帯に設定しているときには、図１２の表に示すように、発電量上限値を定格の５００Ｗまで上げた場合であっても、貯湯量が満タンまで増加しないので、５００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図２０に示すグラフ図のようになる。
更に、逆潮可能な時間帯Ｋ２を２４時間に設定しているときには、図１３の表に示すように、発電量上限値を定格の５００Ｗまで上げた場合（５００Ｗに仮設定した場合）、貯湯量が満タンとなる時間帯が発生するので、発電量上限値が４００Ｗに下げられる。発電量上限値を４００Ｗに仮設定した場合には、貯湯量が満タンまで増加しないので、発電量上限値が４００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図２１に示すグラフ図のようになる。
当該熱需要が少ない場合においても、逆潮時間帯は、零より大きい時間に設定するものとして、「逆潮可能な時間帯がピーク時間帯」に設定される場合（図１１の表に示される場合）と、「逆潮可能な時間帯が２４時間」に設定される場合（図１２の表に示される場合）とで比較すると、逆潮可能な時間帯をピーク時間帯に制限している方が、逆潮可能な時間帯を２４時間に設定している場合に比べ、買電量を低減できていることがわかる。このため、熱需要が少ない場合においては、逆潮可能な時間帯がピーク時間帯に設定されていることが好ましい。

そこで、当該別実施形態にあっては、逆潮時間帯設定部５Ｄが、逆潮可能な時間帯Ｋ２が電力需要のピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力となる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯Ｋ２を２４時間に設定し、逆潮可能な時間帯Ｋ２が２４時間に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯Ｋ２をピーク時間帯に設定するように構成されている。

以上の制御において、ピーク時間帯を８時から２１時台までの間に設定し、所定時間を１２時間以上に設定し、所定日数を１日から７日までの間に設定し、所定出力を定格出力の１０％以上５０％以下に設定し、且つ逆潮時間帯設定部５Ｄが上述の制御により逆潮可能な時間帯Ｋ２を設定することにより、熱需要が少ない時には逆潮可能な時間帯Ｋ２がピーク時間帯に設定され、熱需要が多い時には逆潮可能な時間帯Ｋ２が２４時間に設定されるため、買電量の増加を防止しながら逆潮を行うことができる。

（８）逆潮時間帯設定部５Ｄは、定格出力で1日発電した時の排熱量に対して、熱需要がかなり少ない場合で、逆潮可能な時間帯Ｋ２をピーク時間帯としても熱が余剰となるときには、逆潮量が零になることをも許容する状態で、逆潮可能な時間帯Ｋ２を設定するように構成しても構わない。

以下、図１４、１５、２２、２３に基づいて説明するが、詳細については上記実施形態で説明したので省略する。
ちなみに、当該別実施形態にあっては、燃料電池１の定格出力を９００Ｗに設定しており、発電量上限値の設定は、５００Ｗ、７００Ｗ、９００Ｗにおいて貯湯量等の値を計算した例を示している。
まず、熱需要が少ない場合の燃料電池１の発電量上限値は、逆潮可能な時間帯Ｋ２を零時間に設定している場合、図１４の表に示すように、定格の９００Ｗまで上げたとき（９００Ｗに仮設定したとき）には、貯湯量が満タンになる時間帯が存在するので、７００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図２２に示すグラフ図のようになる。
次に、逆潮可能な時間帯Ｋ２を電力需要のピーク時間帯（当該別実施形態にあっては、８時から２１時台までの間）に設定している場合、図１５の表に示すように、発電量上限値を９００Ｗ、７００Ｗに仮設定しているときには、貯湯量が満タンとなる時間が存在するので、５００Ｗに設定される。この場合の電力需要と発電量の経時変化は、図２３に示すグラフ図のようになる。
ここで、「逆潮可能な時間帯がピーク時間帯」に設定される場合（図１５の表に示される場合）と、「逆潮可能な時間帯が零時間」に設定される場合（図１４の表に示される場合）とを比較すると、逆潮可能な時間帯をピーク時間帯に設定している場合よりも、逆潮可能な時間帯を零時間に設定している方が、買電量を抑えることができる。このため、熱需要がかなり少ない場合には、逆潮可能な時間帯を零時間に設定することが好ましい。

そこで、当該別実施形態にあっては、逆潮時間帯設定部５Ｄが、逆潮可能な時間帯Ｋ２が電力需要のピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯Ｋ２を零時間に設定し、逆潮可能な時間帯Ｋ２が零時間に設定されている状態で、所定時間だけ発電量上限値が定格出力となる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯Ｋ２をピーク時間帯に設定するように構成されている。
以上の制御において、ピーク時間帯を８時から２１時台までの間に設定し、所定時間を１２時間以上に設定し、所定日数を１日から７日までの間に設定し、所定出力を定格出力の１０％以上５０％以下に設定することにより、熱需要がかなり少ない場合には、逆潮量を零にすることをも許容する形態で、買電量を抑制して、経済的なメリットを享受することができる。

尚、上記実施形態（別実施形態を含む、以下同じ）で開示される構成は、矛盾が生じない限り、他の実施形態で開示される構成と組み合わせて適用することが可能であり、また、本明細書において開示された実施形態は例示であって、本発明の実施形態はこれに限定されず、本発明の目的を逸脱しない範囲内で適宜改変することが可能である。

本発明は、簡素な制御構成によって、貯湯タンクの貯湯状態を好適な状態に維持しながら、消費電力を熱電併給装置の発電量にてカバーする電力カバー率の増大化を図ることができ、且つ運転日の電力需要や熱需要が、予測される電力需要や熱需要から異なった場合にも、適切に対応することができ、更には、効率の高い熱電併給装置の利用率を高めることで省エネ量を高め得るコジェネレーションシステムとして好適に利用可能である。

１ 燃料電池
２ 貯湯タンク
５Ｂ 運転制御手段
５Ｄ 逆潮時間帯設定部
Ａ１ 評価対象期間設定部
Ａ２ 需要予測部
Ａ３ 発電量上限値仮設定部
Ａ４ 排熱量予測部
Ａ５ 貯湯量予測部
Ａ６ 制御用発電量上限値設定部

Claims (7)

1. 電力と熱を発生する熱電併給装置と貯湯タンクを備えたコジェネレーションシステムであって、
   将来の評価対象期間を時間経過に伴って繰り返し設定する評価対象期間設定部と、
   前記評価対象期間内の対象時間帯毎の電力需要と熱需要とを予測する需要予測部と、
   前記評価対象期間内で、電力系統へ逆潮可能な時間帯を設定する逆潮時間帯設定部と、
   前記熱電併給装置の発電量の上限値を仮設定する発電量上限値仮設定部と、
   予測された電力需要と仮設定する発電量上限値から、前記熱電併給装置の対象時間帯毎の予測排熱量を求める排熱量予測部と、
   前記貯湯タンクの現在貯湯量と予測された熱需要と予測排熱量から、対象時間帯毎の前記貯湯タンクの予測貯湯量を求める貯湯量予測部と、
   前記発電量上限値仮設定部、前記排熱量予測部及び前記貯湯量予測部を働かせて、予測される予測貯湯量が、前記貯湯タンクの設定最大貯湯量未満となる条件を満足する最大の発電量上限値を探索して、探索された前記最大の発電量上限値を制御用発電量上限値として設定することを、時間経過に伴って繰り返し行う制御用発電量上限値設定部とを備え、
   前記熱電併給装置の運転を制御する運転制御手段が、逆潮可能な時間帯は前記制御用発電量上限値で、逆潮可能な時間帯以外は前記制御用発電量上限値を上限として前記熱電併給装置の現時刻の発電量を制御するコジェネレーションシステム。
2. 前記排熱量予測部が、逆潮可能な時間帯は、前記発電量上限値の電力を発電する運転形態で、逆潮可能な時間帯以外は、前記電力需要が前記発電量上限値未満の場合は前記電力需要を充足する電力を発電し、前記電力需要が前記発電量上限値以上の場合は前記発電量上限値の電力を発電する運転形態で、前記予測排熱量を予測するように構成されている請求項１記載のコジェネレーションシステム。
3. 前記逆潮時間帯設定部で設定された逆潮可能な時間帯以外において、現時刻の前記制御用発電量上限値が最小発電量となる場合に、前記熱電併給装置の運転を停止させるように構成されている請求項１または２記載のコジェネレーションシステム。
4. 前記逆潮時間帯設定部が、時間帯毎の売電単価が所定の下限設定売電価格より高い時間帯を、電力系統へ逆潮可能な時間帯として設定するように構成されている請求項１〜３の何れか一項に記載のコジェネレーションシステム。
5. 前記逆潮時間帯設定部が、逆潮可能な時間帯が前記電力需要のピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力となる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を２４時間に設定し、
   逆潮可能な時間帯が２４時間に設定されている状態で、前記所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が前記所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を前記ピーク時間帯に設定するように構成されている請求項１〜３の何れか一項に記載のコジェネレーションシステム。
6. 前記逆潮時間帯設定部が、逆潮可能な時間帯が前記電力需要のピーク時間帯に設定されている状態で、所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力より所定出力以上小さくなる日が所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を零時間に設定し、
   逆潮可能な時間帯が零時間に設定されている状態で、前記所定時間だけ前記発電量上限値が定格出力となる日が前記所定日数となった翌日は、逆潮可能な時間帯を前記ピーク時間帯に設定するように構成されている請求項１〜３の何れか一項に記載のコジェネレーションシステム。
7. 前記ピーク時間帯を８時から２１時台までの間、前記所定時間を１２時間以上、前記所定日数を１日から７日までの間、前記所定出力を定格出力の１０％以上５０％以下に設定している請求項５または６に記載のコジェネレーションシステム。

Images