JP5020634B2 - 燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体 - Google Patents

Description

本発明は、電力を発電して電気機器に提供し同時に発生する熱により給湯機器に給湯する燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体に関するものである。

従来、燃料ガスを用いて電力と温水とを供給する燃料電池を発電する燃料電池発電装置が知られている。燃料電池発電装置の供給する電力と温水とを無駄なく利用してエネルギー効率を向上させるためには、燃料電池が発電する電力が電気機器で使用される電力と同等であることが望ましい。また、同時に発生する温水も給湯機器で使用される温水量と同等であることが望ましい。そのため、従来の燃料電池発電装置では家庭ごとの使用電力や使用温水量を計測管理し、燃料電池の発電電力を制御する方法が提案されている。

例えば、特許文献１では、家庭ごとの給湯機器で使用されている温水（給湯熱量）を計測し使用給湯熱量を予測しながら、使用給湯熱量と同等な給湯熱量を発生するように発電電力を制御する方法が提案されている。また、特許文献２では、シミュレーションすることで使用電力を予め予測しておき、その予測値に従って燃料電池の発電出力を効率的に制御するようにしている。
特開２００２−３１８００６号公報 特開２００３−６１２４５号公報

しかしながら、上記従来の燃料電池発電装置の制御方法では、家庭で使用される使用給湯熱量あるいは使用電力量のどちらか一方しか考慮されていない。そのため、使用給湯熱量のみを考慮し発電電力を制御すると、発電電力が電気機器で使用される電力と同等にならず、例えば発電電力が使用電力より大きくなる場合は、効率の悪い熱量への変換を余儀なくされ効率の低下を招くことになる。また、使用電力のみを考慮し発電電力を制御すると、発生する給湯熱量が給湯機器で使用される使用給湯熱量と同等にならず、例えば使用給湯量が少ない場合には温水が貯湯タンクに一杯になり、それ以後発生する熱は外部に放熱させることで廃棄することになる。また、貯湯タンクが一杯になった場合、それ以上熱が発生しないように燃料電池発電装置を完全に停止させなければならず、再起動による立ち上がりロスが発生し、省エネルギー性が低下することになる。

本発明は、上記の問題を解決するためになされたもので、家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転することができ、省エネルギー化を実現することができる燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体を提供することを目的とするものである。

本発明に係る燃料電池発電装置の制御装置は、燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行う燃料電池発電装置の制御装置であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段とを備える。

この構成によれば、電気機器が使用する使用電力量が計測され、計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量が予測される。また、給湯機器が使用する使用給湯熱量が計測され、計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量が予測される。そして、使用電力量予測値に基づいて、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、給湯機器に供給する貯湯タンクの所定の時間分の貯湯熱量が計算される。複数の発電電力指令パターンと貯湯熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。そして、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで燃料電池発電装置が動作される。

本発明によれば、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンごとに計算した燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンを求めて、それに対応する起動時刻で燃料電池発電装置を起動させるとともに、停止時刻で停止させることで、家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転させることができ、省エネルギー化を実現することができる。

本発明の目的、特徴、局面、及び利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによって、より明白となる。

以下、本発明に係る実施形態を図面に基づいて説明する。なお、各図において同一の構成については、同一の符号を付し、その説明を省略する。

（第１の実施の形態）
図１は、本発明に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図である。図１に示す燃料電池発電システム１２０は、燃料電池発電装置１００、コントローラ１０１、インバータ１０２、電力計１０３、貯湯タンク１０６、バックアップバーナ１０７及び給湯熱量計１０９を備えて構成される。

家庭内の電力系統には、燃料電池発電装置１００、インバータ１０２、電気機器１０４及び商用電源１０５が接続されている。電力計１０３は、電気機器１０４によって使用される電力を測定する。電気機器１０４は、例えば冷蔵庫や洗濯機などの家電機器であり、電気を使用する種々の機器が含まれる。

また、家庭内の給湯系統には、燃料電池発電装置１００、貯湯タンク１０６、バックアップバーナ１０７、給湯機器１０８及び市水１１０が接続されている。給湯機器１０８とは例えば風呂、シャワー及び洗面など住まい手が湯を使用する場合の機器である。給湯熱量計１０９は、給湯機器１０８への給湯量と給湯温度及び市水１１０の水温を計測し、給湯機器１０８で使用する給湯負荷の熱量を測定する。以後、この給湯負荷の熱量のことを使用給湯熱量と呼ぶ。

電力計１０３及び給湯熱量計１０９はコントローラ１０１に接続されており、電力計１０３からコントローラ１０１へ電気機器１０４の使用電力が送られ、給湯熱量計１０９からコントローラ１０１へ給湯機器１０８の使用給湯熱量が送られる。コントローラ１０１は、燃料電池発電装置１００に接続されており、コントローラ１０１から燃料電池発電装置１００に発電電力指令が出力され、燃料電池発電装置１００は発電電力指令に従って発電を行う。

燃料電池発電装置１００は、都市ガスなどの燃料から得られる水素を空気中の酸素と反応させることで、化学エネルギーを電気エネルギーに変換して発電する。燃料電池発電装置１００の発電電力はインバータ１０２に供給され、インバータ１０２から電気機器１０４に供給される。電気機器１０４で使用する使用電力が発電電力より大きい場合、インバータ１０２は、商用電源１０５から電力を購入（買電）し、不足分を補う。逆に、発電電力が使用電力よりも大きい場合、インバータ１０２は、発電電力の余剰分を商用電源１０５に売却（売電）する。なお、商用電源１０５が売電を許可していない場合は、余剰分は例えば貯湯タンク１０６でヒータなどにより給湯熱量に変換され処理されることとなる。

また、燃料電池発電装置１００は、発電と同時に熱を生成し、その熱は発電給湯熱として貯湯タンク１０６で湯として蓄えられることになる。貯湯タンク１０６に蓄えられた湯はユーザの要望に応じて給湯機器１０８から出湯される。この時、貯湯タンク１０６に所望の湯がない場合はバックアップバーナ１０７が湯を生成し給湯機器１０８に提供する。貯湯タンク１０６に湯がなくなる理由としては、電気機器１０４で使用される電力が少なく燃料電池発電装置１００の発電電力が少ない場合や、給湯機器１０８で使用される使用給湯熱量が非常に多い場合が考えられる。

逆に、電気機器１０４で使用される電力が非常に多く燃料電池発電装置１００の発電電力が多い場合や、給湯機器１０８で使用される使用給湯熱量が非常に少ない場合は、発電給湯熱が相対的に多くなり貯湯タンク１０６が一杯になる場合がある。この場合は、発電給湯熱を外部に放熱させることで廃棄するか、それ以上発電給湯熱が発生しないように燃料電池発電装置１００を完全に停止させなければならず、再起動による立ち上がりロスなどが発生することになる。

図２は、図１に示すコントローラ１０１の構成を示すブロック図である。図２に示すコントローラ１０１は、電力量計測部２４０、使用電力量予測部２２０、給湯熱量計測部２５０、使用給湯熱量予測部２３０及び最適発電起動停止算出部２００を備えて構成される。

電力量計測部２４０は、電気機器１０４が使用する使用電力を電力計１０３より計測し１時間の使用電力量として取得し、使用電力量予測部２２０に送信する。使用電力量予測部２２０は、電力量計測部２４０より送信された１時間の使用電力量の履歴を蓄積し、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を１時間単位で予測する。使用電力量予測部２２０は、予測を行うために階層型のニューラルネットワークモデルを保持している。なお、ニューラルネットワークモデルの特徴や学習方法などの詳細については、「甘利俊一編著、ニューラルネットの新展開、ｐｐ．７３−８６、（株）サイエンス社、１９９４年」に開示されているため、説明を省略する。

図３は、図２の使用電力量予測部２２０で使用するニューラルネットワークモデルの構成について説明するための図である。ニューラルネットワークモデル３００は、階層型ニューラルネットワークであり、入力層、中間層及び出力層の３層を有している。このニューラルネットワークモデル３００の構成としては、予測値を出力パラメータとし、予測値と因果関係の強いデータを入力パラメータとして構成することが予測精度の向上のために必要となる。そのため、出力パラメータは当日の使用電力量予測値とし、入力パラメータは予測値との因果関係が強いと考えられる前日の使用電力量としている。

本実施の形態における使用電力量予測部２２０は、予測する時刻から２４時間先まで１時間単位で予測する。そのため、ニューラルネットワークモデル３００の出力パラメータは、「予測する時刻台の使用電力量予測値」、「（予測する時刻＋１）台の使用電力量予測値」、・・・、「（予測する時刻＋２３）台の使用電力量予測値」の２４個のデータを用い、入力パラメータは、「予測する時刻台と同じ前日の使用電力量」、「（予測する時刻＋１）台と同じ前日の使用電力量」、・・・、「（予測する時刻＋２３）台と同じ前日の使用電力量」の２４個のデータを用いている。

なお、予測する時刻台の使用電力量とは、予測する時刻が０時の場合には０時から１時までに使用された電力量である。ニューラルネットワークモデルをこのような構成にすることによって、予測したい当日の０時を過ぎた時点で、前日の使用電力量を入力することで、当日の予測時刻以降の使用電力量を１時間単位で予測（２４時間分の予測）することができる。

また、ニューラルネットワークモデル３００では、予測の精度を上げるために数日分の使用電力量予測値と使用電力量実測値とがペアになったデータを確保し学習を行うことで、ニューラルネットワークモデル３００の重み係数を修正することができ、結果的に家庭ごとの使用電力量予測を精度よく行うことができる。

なお、より精度を上げるためには、学習に利用するデータを分けたほうが良い。例えば平日の予測を行う場合であれば、学習に利用するデータも平日のデータを利用する方が効果的である。またニューラルネットワークモデル３００が全く学習されていない初期状態においては、学習に必要なデータが数日間確保できて少なくとも１回以上学習を行った後に予測を行う必要がある。

給湯熱量計測部２５０は、給湯機器１０８が使用する使用給湯熱量を給湯熱量計１０９より計測し１時間の使用給湯熱量として取得し、使用給湯熱量予測部２３０に送信する。使用給湯熱量予測部２３０は、給湯熱量計測部２５０より送信された１時間の使用給湯熱量の履歴を蓄積し所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を１時間単位で予測する。使用給湯熱量予測部２３０では、使用電力量予測部２２０と同様に予測を行うために階層型のニューラルネットワークモデルを保持している。

使用給湯熱量予測部２３０の動作は基本的には使用電力量予測部２２０と同様であるが、使用給湯熱量予測部２３０で使用するニューラルネットワークモデルは図４に示すようになる。ニューラルネットワークモデル３１０は、階層型ニューラルネットワークであり、入力層、中間層及び出力層の３層を有している。このニューラルネットワークモデル３１０は、出力パラメータを当日の使用給湯熱量予測値とし、入力パラメータを予測値との因果関係が強いと考えられる前日の使用給湯熱量としている。

本実施の形態における使用給湯熱量予測部２３０は、予測する時刻から２４時間先まで１時間単位で予測する。そのため、ニューラルネットワークモデル３１０の出力パラメータは、「予測する時刻台の使用給湯熱量予測値」、「（予測する時刻＋１）台の使用給湯熱量予測値」、・・・、「（予測する時刻＋２３）台の使用給湯熱量予測値」の２４個のデータを用い、入力パラメータは、「予測する時刻台と同じ前日の使用給湯熱量」、「（予測する時刻＋１）台と同じ前日の使用給湯熱量」、・・・、「（予測する時刻＋２３）台と同じ前日の使用給湯熱量」の２４個のデータを用いている。

なお、予測する時刻台の使用給湯熱量とは、予測する時刻が０時の場合には０時から１時までに使用された給湯熱量である。ニューラルネットワークモデルをこのような構成にすることによって、予測したい当日の０時を過ぎた時点で、前日の使用給湯熱量を入力することで、当日の予測時刻以降の使用給湯熱量を１時間単位で予測（２４時間分の予測）することができる。

このように、使用電力量予測部２２０では電力量計測部２４０から取得した使用電力量を蓄積してニューラルネットワークモデルを用いて学習し、使用給湯熱量予測部２３０では給湯熱量計測部２５０から取得した使用給湯熱量を蓄積してニューラルネットワークモデルを用いて学習するので、予測を行う時に、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量及び使用給湯量を予測することができる。

また、ニューラルネットワークモデルによって０時から２４時間分だけ未来の使用電力量及び使用給湯熱量が予測されるので、１日分の発電電力指令パターンを作成することができ、１日毎に最も適切な発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００を動作させることができる。

最適発電起動停止算出部２００は、使用電力量予測部２２０から得られる所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を１時間単位で予測した使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部２３０から得られる所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を１時間単位で予測した使用給湯熱量予測値とに基づいて、最も１次エネルギー消費の少ない発電起動時刻と発電停止時刻とを算出し、発電電力指令として燃料電池発電装置１００に送信する。

次に、最適発電起動停止算出部２００の動作について説明する。最適発電起動停止算出部２００は、予測値取得部２１１、発電電力指令パターン作成部２１２、従来システムエネルギー計算部２１３、燃料電池システムエネルギー計算部２１４、貯湯タンク熱量計算部２１５、エネルギー収支計算部２１６及び最適指令パターン選択部２１７を備えて構成される。

予測値取得部２１１は、使用電力量予測部２２０によって予測された使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］と、使用給湯熱量予測部２３０によって予測された使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］とを取得する。ｉは時刻を意味しており、例えばＰｇｅｎｅ（５）は５時台の使用電力量予測値を表している。

発電電力指令パターン作成部２１２は、予測値取得部２１１から使用電力量予測値を取得し、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を作成する。発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）は、燃料電池発電装置１００の起動時刻をｓ１とし、停止時刻をｅ１として、下記の（１）式で作成される。

図５は、使用電力量予測値と起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１と発電電力指令パターンとの関係を示す図であり、図５（ａ）は、起動時刻が停止時刻よりも小さい（ｓ１＜ｅ１）場合における発電電力指令パターンの一例を示す図であり、図５（ｂ）は、起動時刻が停止時刻よりも大きい（ｓ１＞ｅ１）場合における発電電力指令パターンの一例を示す図である。なお、図５（ａ）及び図５（ｂ）における縦軸は送電端電力を表し、横軸は時間を表す。

図５（ａ）では時刻ｓ１から時刻ｅ１まで燃料電池発電装置１００は使用電力量予測値に沿って動作することから、発電電力指令パターンは使用電力量予測値と一致している。０時〜ｓ１（０〜ｓ１−１）、ｅ１〜２４時（ｅ１＋１〜２３）は燃料電池発電装置１００を停止させる時間帯であるために、発電電力指令パターンは０となる。

また、図５（ｂ）では時刻ｓ１から２４時、０時から時刻ｅ１まで燃料電池発電装置１００を動作させるが、使用電力量予測値が燃料電池発電装置１００の最大出力を超える区間については最大出力になり、使用電力量予測値が燃料電池発電装置１００の最小出力よりも小さい区間については最小出力になるため、図で示すような発電電力指令パターンとなる。すなわち、燃料電池発電装置１００は、送電端電力の最大出力が予め決まっており、この最大出力を超えて電力を供給することはできない。そのため、使用電力量予測値が最大出力を超える場合、発電電力指令パターンは、最大出力に修正される。同様に、燃料電池発電装置１００は、送電端電力の最小出力が予め決まっており、この最小出力よりも小さい電力を供給することはできない。そのため、使用電力量予測値が最小出力を下回る場合、発電電力指令パターンは、最小出力に修正される。

発電電力指令パターンは、起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせ分だけ存在することになる。例えば起動時刻ｓ１が５時、停止時刻ｅ１が２２時の場合の発電電力指令パターンはＰｐｒｏｆ（ｉ）（５、２２）［ｋＷｈ］と表現できる。発電電力指令パターンは、起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせになることから、２４通り×２４通り＝５７６通り作成される。なお、起動時刻と停止時刻とが同じ（ｓ１＝ｅ１）場合には燃料電池発電装置１００は停止せず連続運転することとする。

従来システムエネルギー計算部２１３は、予測値取得部２１１から送られた使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］と使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］とに基づいて、燃料電池発電装置１００を設置する前の電力量及びガス量を示すエネルギーである従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する。燃料電池発電装置１００を設置する前は、使用電力量は通常の電力会社から商用電源１０５を介して供給される電気を利用し、使用給湯熱量はガスを通常のガス給湯器により熱に変換して利用する。そのため、従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）［ｋＷｈ］を１次エネルギーの観点から算出するためには、電力会社で発電する電力の割合を表す電気発電効率とガス給湯器の給湯器効率とを用いて下記の（２）式で計算される。

Ｅｏｌｄ（ｉ）＝Ｐｇｅｎｅ（ｉ）／電気発電効率＋Ｐｈｏｔ（ｉ）／給湯器効率・・・（２）
上記の（２）式では、使用電力量及び使用給湯熱量としてそれぞれ使用電力量予測値及び使用給湯熱量予測値を使っているために、従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）［ｋＷｈ］は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、燃料電池発電装置１００を設置する前のエネルギーを１時間単位で算出していることになる。なお、一般には電気発電効率は約４０％の値を取り、給湯器効率は約８０％から９０％の値を取る。

貯湯タンク熱量計算部２１５は、予測値取得部２１１から送られた使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］に基づいて、貯湯タンク１０６の熱量の時刻毎の推移を表す貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する。まず、貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンク１０６での放熱による放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）［ｋＷｈ］を下記の（３）式を用いて計算する。

Ｑｌｏｓｓ（ｉ）＝Ｑｎｏｗ（ｉ−１）×貯湯タンク放熱係数・・・（３）
上記の（３）式の貯湯タンク放熱係数は、１時間で貯湯タンクから放熱される熱量の割合を示したものであり、貯湯の断熱性能に依存する。通常、貯湯タンク放熱係数は１〜２％程度の値を取る。

貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンク１０６の熱量の推移を表す貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］を、放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）［ｋＷｈ］と、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］と、使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］とに基づいて下記の（４）式で計算する。

Ｑｎｏｗ（ｉ）＝Ｑｎｏｗ（ｉ−１）＋Ｐｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）／ＦＣ発電効率×ＦＣ給湯効率−Ｐｈｏｔ（ｉ）−Ｑｌｏｓｓ（ｉ）・・・（４）
上記の（４）式のＦＣ発電効率は、燃料電池発電装置１００の発電に利用されるガスから取得される発電電力の割合であり、ＦＣ給湯効率は同様にガスから取得される発熱量の割合である。これらの値は通常は燃料電池発電装置１００の性能によって決定される値である。また厳密には燃料電池の動作状態によって変動する値であり、一般には発電電力が小さいほどともに値が小さい、すなわち効率が悪いことになる。上記の（４）式では、ＦＣ発電効率及びＦＣ給湯効率とも、予め実験を行うことなどにより値を求めて設定しておくものとする。なお、一般にはＦＣ発電効率は約３０％の値を取り、ＦＣ給湯効率は約４０％の値を取るものである。

次に、貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンクの熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］が最大貯湯熱量を超える場合は廃熱処理を行う必要があるために、下記の（５）式により再計算する。

Ｑｎｏｗ（ｉ）＝Ｑｍａｘ ［Ｑｎｏｗ（ｉ）≧Ｑｍａｘ］・・・（５）
上記の（５）式でＱｍａｘは最大貯湯熱量であり、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］がＱｍａｘを超える場合はＱｍａｘを維持し、超える分は排熱することになる。通常、最大貯湯熱量Ｑｍａｘは貯湯タンクの容量に大きく依存する値であり、予め実験を行うことなどにより値を求めて設定しておくものとする。

以上の計算により求められた貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、１時間単位で算出していることになる。

燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、発電電力指令パターン作成部２１２から発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を取得し、予測値取得部２１１から使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］を取得し、貯湯タンク熱量計算部２１５から貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］を取得し、燃料電池発電装置１００を設置した後のエネルギーである燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する。燃料電池システムエネルギーで考慮すべきエネルギーは、燃料電池発電装置１００に供給されるガス量と、貯湯タンク１０６に熱量がない状態でユーザの要望により使用給湯熱量が必要となった場合に動作するバックアップバーナ１０７で使用するバックアップガス使用量と、電気機器１０４で使用する使用電力が発電電力より大きい場合に商用電源１０５から購入する買電量とである。

まず、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、バックアップバーナ１０７で使用するバックアップガス使用量を下記の（６）式を用いて算出する。

上記の（６）式での給湯器効率は（２）式で使用した給湯器効率と同じである。バックアップガス使用量が発生する場合は、貯湯タンク熱量計算部２１５で計算された貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］が負の場合であるために、Ｑｎｏｗ（ｉ）＜０の場合のみバックアップガス使用量が発生し、Ｑｎｏｗ（ｉ）≧０の場合は貯湯タンク１０６の熱量が充足しているために、バックアップガス使用量は発生しないこととなり、値は０となる。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、商用電源１０５から購入する買電量を下記の（７）式を用いて算出する。

上記の（７）式での電気発電効率は（２）式で使用した電気発電効率と同じである。ここでは、燃料電池発電装置１００の発電電力を発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］で運転した場合に必要となる買電量を求める必要がある。そのため、買電量は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］と使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］との差により計算できる。買電量がＰｇｅｎｅ（ｉ）≧Ｐｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）の場合は、発電量が不足し、買電が発生すると想定される。逆に、Ｐｇｅｎｅ（ｉ）＜Ｐｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）の場合は買電が発生しないので、買電量は０となる。以上の計算により求められた買電量は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、１時間単位で算出していることになる。

燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、上記の（６）式及び（７）式を用いて計算されたバックアップガス使用量及び買電量により、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を下記の（８）式を用いて計算する。

Ｅｆｃ（ｉ）＝Ｐｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）／ＦＣ発電効率＋バックアップガス使用量（ｉ）＋買電量（ｉ）・・・（８）
上記の（８）式でのＦＣ発電効率は（４）式で使用したＦＣ発電効率と同じである。燃料電池発電装置１００に供給されるガス量は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］とＦＣ発電効率とを用いて、Ｐｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）／ＦＣ発電効率で計算することができる。以上の計算により求められた燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、１時間単位で算出していることになる。

このように、従来システムエネルギー及び燃料電池システムエネルギーは１次エネルギーに換算されるので、燃料電池発電装置１００を動作させない場合に、給湯機器１０８が必要とするガス量及び電気機器１０４が必要とする電力量のエネルギー（従来システムエネルギー）と、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置１００を動作させた場合に、給湯機器１０８が必要とするガス量及び電気機器１０４が必要とする電力量のエネルギー（燃料電池システムエネルギー）とを同じ次元のエネルギーとして計算することができる。

エネルギー収支計算部２１６は、従来システムエネルギー計算部２１３から従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）［ｋＷｈ］を取得し、燃料電池システムエネルギー計算部２１４から燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を取得し、エネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を計算する。エネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］は、燃料電池発電装置１００を設置する前に必要とされる１次エネルギーと、燃料電池発電装置１００を発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］で運転した場合に必要とされる１次エネルギーとの差を、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り計算したものであり、下記の（９）式で得られる。

上記の（９）式でのＥｓｔａｒｔは燃料電池発電装置１００の起動時に必要とするエネルギーである。これは直接的に発電電力に寄与しないので、ロスエネルギーとして扱い、本実施の形態では１回の起動及び停止を想定しているために１回分のみ減しているが、運転条件が変わり複数回の起動及び停止が行われるようになれば、起動回数分だけ減する必要がある。

このように、燃料電池システムエネルギーを算出する際に、燃料電池発電装置１００の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、燃料電池システムエネルギーに加えるので、燃料電池発電装置１００を起動する際のエネルギーを考慮し、燃料電池発電装置１００が使用するより正確なエネルギーを計算することができる。

エネルギー収支計算部２１６で計算されるエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］は、燃料電池発電装置１００を起動時刻ｓ１及び停止時刻ｅ１で運転した場合の２４時間先までのエネルギー収支を表している。２４時間先となっているのは、本実施の形態の使用電力量予測部２２０及び使用給湯熱量予測部２３０の予測が２４時間先まで行っているためである。

また発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］は、発電電力指令パターン作成部２１２において、起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１の組み合わせだけ存在することになることは既に説明した通りであるが、エネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］も、発電電力指令パターン１つに１つ対応する形で存在するために、同様に起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせだけ存在する。本実施の形態では２４通り×２４通り＝５７６通り作成されることになる。またエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］の値が正の値でなおかつ大きいということは、燃料電池発電装置１００を設置することでエネルギーが削減されており、なおかつ削減量が大きいことを意味しており、値が大きければ大きいほど燃料電池発電装置１００を設置するメリットがあることを示している。

なお、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］が最大貯湯熱量Ｑｍａｘを超えた場合は、超えた分だけ貯湯タンクより廃熱することは貯湯タンク熱量計算部２１５の動作説明時に既に説明した通りであるが、この場合は廃熱というエネルギーロスを生じることになっている。そのためにこの場合はエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を下記の（１０）式に従い０とする。

Ｑｎｏｗ（ｉ）≧Ｑｍａｘの場合 Ｅ［ｓ１，ｅ１］＝０・・・（１０）
最適指令パターン選択部２１７は、エネルギー収支計算部２１６で起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせ分だけ計算されたエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を取得し、それらの中から最も値の大きいエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を与えている起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを抽出して、燃料電池発電装置１００に送付する。燃料電池発電装置１００は、コントローラ１０１から送付される起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを受け取り、起動時刻と停止時刻との間の動作時には発電電力を使用電力量と同等になるように動作させる、いわゆる電主運転を行う。

以上のような一連の動作により得られた起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとで燃料電池発電装置１００を動作させることで、燃料電池発電装置１００を最も少ないエネルギーで動作させることが可能となる。

なお、本実施の形態におけるコントローラ１０１が制御装置の一例に相当し、電力量計測部２４０が電力量計測手段の一例に相当し、使用電力量予測部２２０が使用電力量予測手段の一例に相当し、給湯熱量計測部２５０が給湯熱量計測手段の一例に相当し、使用給湯熱量予測部２３０が使用給湯熱量予測手段の一例に相当し、発電電力指令パターン作成部２１２が発電電力指令パターン作成手段の一例に相当し、貯湯タンク熱量計算部２１５が貯湯タンク熱量計算手段の一例に相当し、燃料電池システムエネルギー計算部２１４が燃料電池システムエネルギー計算手段の一例に相当し、エネルギー収支計算部２１６及び最適指令パターン選択部２１７が燃料電池動作手段の一例に相当し、従来システムエネルギー計算部２１３が従来システムエネルギー計算手段の一例に相当する。

図６は、図２に示す第１の実施の形態におけるコントローラ１０１の動作を説明するためのフローチャートである。本実施の形態では１日単位でエネルギーを評価しながら、最適な起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１とを求めることができる。そのため、予測値取得部２１１は、時刻が午前０時になり、日付が変更したか否かを判断する（ステップＳ１）。予測する時刻は０時に行う必要があり、日付が変更されると予測が更新できると判断する。ここで、日付が更新しておらず、予測を更新することができないと判断された場合（ステップＳ１でＮＯ）、待機状態となり、ステップＳ１の処理が繰り返し行われる。

日付が変更し、予測が更新できると判断した場合（ステップＳ１でＹＥＳ）、予測値取得部２１１は、使用電力量予測部２２０から使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］を取得する（ステップＳ２）。次に、予測値取得部２１１は、使用給湯熱量予測部２３０から使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］を取得する（ステップＳ３）。予測の時間は１日分、すなわち２４時間分であるため、ｉは０〜２３の値を有する。したがって、使用電力量予測値及び使用給湯熱量予測値は１時間単位での予測値をその日１日分持つことから、それぞれ２４個の値で構成される。

次に、発電電力指令パターン作成部２１２は、使用電力量予測部２２０から使用電力量予測値を取得し、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を作成する（ステップＳ４）。ｓ１は燃料電池発電装置１００の起動時刻であり、ｅ１は燃料電池発電装置１００の停止時刻であり、それぞれ０時から２３時の値を有する。発電電力指令パターンは、起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせになることから２４通り×２４通り＝５７６通り作成される。なお、起動時刻と停止時刻とが同じ（ｓ１＝ｅ１）場合、燃料電池発電装置１００は停止せず連続運転することとするために重複を除けば実質的には発電電力指令パターンは５５３通りとなる。

次に、従来システムエネルギー計算部２１３は、予測値取得部２１１から使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］と使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］とを取得し、取得した使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］と使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］とに基づいて、燃料電池発電装置１００を設置する前のエネルギーである従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する（ステップＳ５）。具体的には、従来システムエネルギー計算部２１３は、使用電力量予測値を電気発電効率で除算した値と、使用給湯熱量予測値を給湯器効率で除算した値とを加算し、この加算値を従来システムエネルギーとして算出する。従来システムエネルギーも１時間単位でその日１日分持つことから２４個の値で構成される。

次に、貯湯タンク熱量計算部２１５は、使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］及び発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］に基づいて、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する（ステップＳ６）。具体的には、貯湯タンク熱量計算部２１５は、時刻（ｉ−１）の貯湯タンク熱量と、ＦＣ発電効率とＦＣ給湯効率とを乗算した値で発電電力指令パターンを除算した値とを加算し、加算した値から使用給湯熱量予測値と貯湯タンクの放熱熱量とを減算することにより、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）を算出する。なお、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）が最大貯湯熱量Ｑｍａｘ以上である場合、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）は最大貯湯熱量Ｑｍａｘと同じ値となる。貯湯タンクの熱量の推移も１時間単位でその日１日分持つことから、１つの発電電力指令パターンに対して２４個の値で構成され、それを発電電力指令パターン分だけ、すなわち５７６通り作成される。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］と、使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］と、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］とに基づいて、燃料電池発電装置１００を設置した後のエネルギーである燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する（ステップＳ７）。

具体的には、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）を給湯器効率で除算することでバックアップガス使用量（ｉ）を算出する。燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）から、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を電気発電効率で除算した値を減算し、買電量（ｉ）を算出する。そして、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）をＦＣ発電効率で除算した値と、バックアップガス使用量（ｉ）と、買電量（ｉ）とを加算し、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）を算出する。燃料電池システムエネルギーも１時間単位でその日１日分持つことから、１つの発電電力指令パターンに対して２４個の値で構成され、それを発電電力指令パターン分だけ、すなわち５７６通り作成される。

次に、エネルギー収支計算部２１６は、従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）［ｋＷｈ］と燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］とに基づいてエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を計算する（ステップＳ８）。具体的には、エネルギー収支計算部２１６は、従来システムエネルギーＥｏｌｄ（ｉ）から、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）と燃料電池発電装置１００の立ち上がりロスを加算した値を減算し、エネルギー収支Ｅ（ｓ１，ｅ１）を算出する。エネルギー収支Ｅ（ｓ１，ｅ１）は、１つの発電電力指令パターンに対して１つ計算されるために発電電力指令パターン分だけ、すなわち５７６通り作成される。

次に、エネルギー収支計算部２１６は、ステップＳ８で計算された５７６通りのエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］の中から、貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ（ｉ）［ｋＷｈ］が最大貯湯タンク熱量を超える場合に対応するエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］には、熱量を廃熱せざるを得なくなりエネルギーにロスが発生すると判断し、エネルギー収支の評価を０（すなわちＥ（ｓ１、ｅ１）＝０）とする（ステップＳ９）。

次に、最適指令パターン選択部２１７は、ステップＳ７で作成された５７６通りのエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］の中から最も値の大きいエネルギー収支を与えている起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを抽出する（ステップＳ１０）。

次に、最適指令パターン選択部２１７は、抽出した起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを燃料電池発電装置１００へ出力する（ステップＳ１１）。燃料電池発電装置１００は、起動時刻ｓ１＿ｍａｘ及び停止時刻ｅ１＿ｍａｘで動作する。つまり、発電電力指令パターンがＰｐｒｏｆ（ｉ）（ｓ１＿ｍａｘ、ｅ１＿ｍａｘ）で動作することにより、燃料電池発電装置１００を最も少ないエネルギーで動作させることができることになり、最も効率の良い起動停止を行うことが可能となる。

以上、本発明によれば最適発電起動停止算出部２００が、使用電力量予測部２２０からの使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部２３０からの使用給湯熱量予測値とに基づいて、１日単位で燃料電池発電装置１００のエネルギーが従来システムエネルギーに比べて最も少なくなる最適な起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを求めることができるために、燃料電池発電装置１００を最も効率的に運転することが可能となる。

このように、電気機器１０４が使用する使用電力量が計測され、計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量が予測される。また、給湯機器１０８が使用する使用給湯熱量が計測され、計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量が予測される。そして、使用電力量予測値に基づいて、燃料電池発電装置１００の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値に基づいて、貯湯タンク１０６の貯湯熱量（貯湯タンク熱量）が計算される。複数の発電電力指令パターンと貯湯タンク熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００を動作させた場合に、給湯機器１０８で必要とするガス量及び電気機器１０４で必要とする電力量のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。そして、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００が動作される。

したがって、燃料電池発電装置１００の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンごとに計算した燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンを求めて、それに対応する起動時刻で燃料電池発電装置１００を起動させるとともに、停止時刻で停止させることで、家庭毎に異なる使用電力量及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置１００を効率的に運転させることができ、省エネルギー化を実現することができる。

また、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて、燃料電池発電装置１００を動作させない場合に、給湯機器１０８で必要とするガス量及び電気機器１０４で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーが計算される。そして、従来システムエネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００が動作される。

したがって、燃料電池発電装置１００を動作させない場合に、給湯機器１０８で必要とするガス量及び電気機器１０４で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置１００を動作させた場合に、給湯機器１０８で必要とするガス量及び電気機器１０４で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを減算し、減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００が動作されるので、燃料電池発電装置１００を動作させない場合を考慮して、燃料電池発電装置１００をより効率的に運転させることができる。

また、使用電力量予測部２２０及び使用給湯熱量予測部２３０では、家ごとに異なる電力や給湯の使用実績を元に学習を行うために、異なる利用環境の家庭ごとにでも最も効率的に運転することが可能となる。

なお、本発明の燃料電池発電装置１００は、コントローラ１０１から起動時刻及び停止時刻が送られて動作している時は、電気機器１０４の使用電力量に応じて動作するいわゆる電主運転を前提にしているが、給湯機器１０８の使用給湯熱量に応じて動作するいわゆる熱主運転を前提にしても同様な効果が得られる。

また、本発明の燃料電池発電システム１２０では電力計１０３や給湯熱量計１０９を含んだ構成にしているが、電力計１０３及び給湯熱量計１０９を燃料電池発電システム１２０の外部に有し、データのみを取得する構成にしても所望の効果が得られることは言うまでもない。

さらに、本実施の形態では、従来システムエネルギーと燃料電池システムエネルギーとを算出し、従来システムエネルギーから燃料電池システムエネルギーを減算することによりエネルギー収支を算出しているが、本発明は特にこれに限定されず、従来システムエネルギーを求めずに、燃料電池システムエネルギーのみを用いてエネルギー収支を算出してもよい。

尚、本発明はプログラムによって実現し、これをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して移送することも可能である。

（第２の実施の形態）
次に、本発明の第２の実施の形態について説明する。第１の実施の形態では、各家庭における電力需要及び給湯需要に応じた起動時刻ｓ１及び停止時刻ｅ１を燃料電池発電装置１００へ出力することで、燃料電池発電装置１００を効率的に運転するとともに、省エネルギー化を実現している。これに対し、第２の実施の形態では、貯湯タンクが一杯になり燃料電池発電装置１００を停止させる場合を燃料電池システムエネルギーの計算の評価に加える。

図７は、第２の実施の形態におけるコントローラ１０１の構成を示すブロック図である。なお、図７において、図２に示す第１の実施の形態におけるコントローラと同じ構成については説明を省略する。また、第２の実施の形態における燃料電池発電システムの全体構成は図１と同じである。

コントローラ１０１は、最適発電起動停止算出部２００、使用電力量予測部２２０、使用給湯熱量予測部２３０、電力量計測部２４０、給湯熱量計測部２５０及び燃料電池停止部２６０を備えて構成される。

燃料電池停止部２６０は、貯湯タンク１０６の貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電装置１００を停止させる。貯湯タンク１０６には、貯湯タンク１０６の貯湯熱量を計測するセンサが設けられている。燃料電池停止部２６０は、このセンサから出力される貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電装置１００を停止させる発電電力指令を燃料電池発電装置１００へ出力する。なお、本実施の形態における燃料電池停止部２６０が停止手段の一例に相当する。

最適発電起動停止算出部２００は、予測値取得部２１１、発電電力指令パターン作成部２１２、燃料電池システムエネルギー計算部２１４、貯湯タンク熱量計算部２１５、エネルギー収支計算部２１６及び最適指令パターン選択部２１７を備えて構成される。

発電電力指令パターン作成部２１２は、使用電力量予測部２２０によって予測された使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）を取得し、燃料電池発電装置１００が起動時刻ｓ１のみに起動し、停止時刻ｅ１のみに停止し、貯湯タンク１０６が満杯になることで燃料電池発電装置１００が停止することを考慮しない発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を作成する。

貯湯タンク熱量計算部２１５は、使用給湯熱量予測部２３０によって予測された使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）と、発電電力指令パターン作成部２１２によって作成された発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）とを取得し、貯湯タンク１０６が満杯になることで燃料電池発電装置１００が停止した場合における実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を算出する。

貯湯タンクが満杯になる、すなわち、貯湯タンクの貯湯熱量が予め設定される所定の熱量に達すると、燃料電池発電装置１００は停止し、実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）は変化する。そこで、貯湯タンク熱量計算部２１５は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）で運転された場合に想定される貯湯タンクの熱量の推移を貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）として算出し、算出した満杯判断指数と貯湯タンクの最大貯湯熱量とを比較することで実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を算出する。

貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）は、貯湯タンクの発熱量Ｑｇｅｎｅ（ｉ）と、直前時刻の貯湯タンクの熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）と、使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）と、貯湯タンクでの放熱による放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）と、配管放熱量とに基づいて、下記の（１１）式を用いて算出される。

Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＝Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）＋Ｑｇｅｎｅ（ｉ）−Ｐｈｏｔ（ｉ）−Ｑｌｏｓｓ（ｉ）−配管放熱量・・・・（１１）
上記（１１）式における配管放熱量は、燃料電池発電装置１００本体の発熱を貯湯タンク蓄える際に放熱することにより発生する損失熱量である。この配管放熱量は、予め実験することにより決められ、コントローラ１０１が内蔵する記憶部に予め記憶される。

貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）と最大貯湯熱量Ｑｍａｘとの大小関係を比較することにより、貯湯タンクが満杯状態であるか否かを判断し、実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を算出する。貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ）、下記の（１２）式を用いて実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を算出する。

Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）＝Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）・・・・（１２）
また、貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ）、燃料電池発電装置１００は運転を停止するため熱が発生せず、下記の（１３）式を用いて実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を算出する。

Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）＝Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）−Ｐｈｏｔ（ｉ）−Ｑｌｏｓｓ（ｉ）−配管放熱量・・・・（１３）
さらに、発電電力指令パターン作成部２１２は、貯湯タンク熱量計算手段によって計算された貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）を用いて、貯湯タンクが満杯になることで燃料電池発電装置１００が停止する実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を作成する。

発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が停止し（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）＝０）、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ×復帰割合）、下記の（１４）式を用いて実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を作成する。なお、復帰割合とは、貯湯タンクの熱量が使用されて減少し、燃料電池発電装置１００が動作を開始するときの貯湯タンクの熱量の最大貯湯熱量Ｑｍａｘに対する割合を示している。この復帰割合は、予め実験することにより決められ、コントローラ１０１が内蔵する記憶部に予め記憶される。

Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）＝Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）・・・・（１４）
また、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が停止し（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）＝０）、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ×復帰割合）、下記の（１５）式を用いて実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を作成する。

Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）＝０・・・・（１５）
さらに、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が動作しており（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）≠０）、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ）、下記の（１６）式を用いて実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を作成する。

Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）＝Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）・・・・（１６）
さらにまた、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が動作しており（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）≠０）、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ）、下記の（１７）式を用いて実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を作成する。

Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）＝０・・・・（１７）
燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、発電電力指令パターン作成部２１２から実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）を取得し、予測値取得部２１１から使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）を取得し、貯湯タンク熱量計算部２１５から実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を取得し、燃料電池発電装置１００を設置した後のエネルギーである燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）を算出する。

まず、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、燃料電池発電装置１００で使用するガス使用量Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）［Ｗｈ］を下記の（１８）式を用いて算出する。

Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）＝Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）／ＦＣ発電効率・・・・（１８）
上記の（１８）式でのＦＣ発電効率は（４）式で使用したＦＣ発電効率と同じである。燃料電池発電装置１００に供給されるガス量は、実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）とＦＣ発電効率とを用いて、Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）／ＦＣ発電効率で計算することができる。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、バックアップバーナ１０７で使用するバックアップガス使用量Ｇ＿ｂａｃｋｕｐ＿ｉｍａｇ（ｉ）［Ｗｈ］を下記の（１９）式を用いて算出する。

上記の（１９）式での給湯器効率は（２）式で使用した給湯器効率と同じである。バックアップガス使用量が発生する場合は、貯湯タンク熱量計算部２１５で計算された実際の貯湯タンク熱量（Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）［ｋＷｈ］）が負の場合であるために、Ｐｈｏｔ（ｉ）−Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）＞０の場合のみバックアップガス使用量が発生し、Ｐｈｏｔ（ｉ）−Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）≦０の場合は貯湯タンク１０６の熱量が充足しているために、バックアップガス使用量は発生しないこととなり、値は０となる。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、商用電源１０５から購入する買電量ｅ＿ｂｕｙ＿ｉｍａｇ（ｉ）を下記の（２０）式を用いて算出する。

上記の（２０）式での電気発電効率は（２）式で使用した電気発電効率と同じである。ここでは、燃料電池発電装置１００の発電電力を実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］で運転した場合に必要となる買電量を求める必要がある。そのため、買電量は、実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］と使用電力量予測値（Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］）との差により計算できる。買電量がＰｇｅｎｅ（ｉ）＞Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）の場合は、発電量が不足し、買電が発生すると想定される。逆に、Ｐｇｅｎｅ（ｉ）≦Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）の場合は買電が発生しないので、買電量は０となる。以上の計算により求められた買電量は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、１時間単位で算出していることになる。

そして、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、上記の（１８）式〜（２０）式を用いて計算されたガス使用量、バックアップガス使用量及び買電量により、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を下記の（２１）式を用いて計算する。

Ｅｆｃ（ｉ）＝Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）＋Ｇ＿ｂａｃｋｕｐ＿ｉｍａｇ（ｉ）＋ｅ＿ｂｕｙ＿ｉｍａｇ（ｉ）・・・（２１）
以上の計算により求められた燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、１時間単位で算出していることになる。

エネルギー収支計算部２１６は、燃料電池発電装置１００の起動時に損失するエネルギーＴｏｔａｌ＿ｌｏｓｓ［ｋＷｈ］を下記の（２２）式を用いて計算し、計算した損失エネルギーＴｏｔａｌ＿ｌｏｓｓを燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）に加算し、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡るエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を下記の（２３）式を用いて計算する。

Ｔｏｔａｌ＿ｌｏｓｓ＝起動回数×立上ロスエネルギー・・・・（２２）
上記の（２２）式での立上ロスエネルギー［Ｗｈ／回］は燃料電池発電装置１００の起動時に必要とするエネルギーである。これは直接的に発電電力に寄与しないので、ロスエネルギーとして扱う。

最適指令パターン選択部２１７は、エネルギー収支計算部２１６で起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせ分だけ計算されたエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を取得し、それらの中から最も値の大きいエネルギー収支Ｅ（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を与えている起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを抽出して、燃料電池発電装置１００に送付する。燃料電池発電装置１００は、コントローラ１０１から送付される起動時刻ｓ１＿ｍａｘと停止時刻ｅ１＿ｍａｘとを受け取り、起動時刻と停止時刻との間の動作時には発電電力を使用電力量と同等になるように動作させる、いわゆる電主運転を行う。

図８は、図７に示す第２の実施の形態におけるコントローラ１０１の動作を説明するためのフローチャートである。なお、図８に示すステップＳ２１〜Ｓ２３までの処理は、図６に示すステップＳ１〜Ｓ３の処理と同じであるので説明を省略する。

発電電力指令パターン作成部２１２は、使用電力量予測部２２０から使用電力量予測値を取得し、起動時刻ｓ１及び停止時刻ｅ１以外に停止しない場合の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を作成する（ステップＳ２４）。ｓ１は燃料電池発電装置１００の起動時刻であり、ｅ１は燃料電池発電装置１００の停止時刻であり、それぞれ０時から２３時の値を有する。発電電力指令パターンは、起動時刻ｓ１と停止時刻ｅ１との組み合わせになることから２４通り×２４通り＝５７６通り作成される。なお、起動時刻と停止時刻とが同じ（ｓ１＝ｅ１）場合、燃料電池発電装置１００は停止せず連続運転することとするために重複を除けば実質的には発電電力指令パターンは５５３通りとなる。

次に、貯湯タンク熱量計算部２１５は、使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）及び発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）に基づいて、貯湯タンクが満杯になることで燃料電池発電装置１００が停止する場合の実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する（ステップＳ２５）。

具体的には、まず、貯湯タンク熱量計算部２１５は、時刻ｉ（ｉ＝０〜２３）における貯湯タンクの発熱量Ｑｇｅｎｅ（ｉ）［Ｗｈ］を下記の（２４）式を用いて算出する。

Ｑｇｅｎｅ（ｉ）＝Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）／ＦＣ発電効率×ＦＣ給湯効率・・・・（２４）
上記の（２４）式に示すように、貯湯タンク熱量計算部２１５は、発電電力指令パターン作成部２１２によって作成された発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）をＦＣ発電効率で除算した値にＦＣ給湯効率を乗算することによって、発熱量Ｑｇｅｎｅ（ｉ）を算出する。

次に、貯湯タンク熱量計算部２１５は、時刻ｉ（ｉ＝０〜２３）における貯湯タンクの放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）［Ｗｈ］を下記の（２５）式を用いて算出する。

Ｑｌｏｓｓ（ｉ）＝Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）×貯湯タンク放熱係数・・・・（２５）
上記の（２５）式において、貯湯タンク放熱係数は、（３）式における貯湯タンク放熱係数と同じである。上記の（２５）式に示すように、貯湯タンク熱量計算部２１５は、前回の時刻における実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）に貯湯タンク放熱係数を乗算することによって、貯湯タンクの放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）を算出する。

次に、貯湯タンク熱量計算部２１５は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）で運転された場合に想定される貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）として算出する。すなわち、貯湯タンク熱量計算部２１５は、上記の（１１）式に示すように、前回の時刻における実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）に発電給湯負荷Ｑｇｅｎｅ（ｉ）を加算した値から、使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）と放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）と配管放熱量とを減算することによって、貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）を算出する。

次に、貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ）、貯湯タンクの満杯判断指数Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）を実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）とする。また、貯湯タンク熱量計算部２１５は、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ）、前回の時刻における実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）から、使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）と放熱熱量Ｑｌｏｓｓ（ｉ）と配管放熱量とを減算することによって、実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）を算出する。

次に、発電電力指令パターン作成部２１２は、起動時刻ｓ１及び停止時刻ｅ１以外に停止する場合の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］を作成する（ステップＳ２６）。

ここで、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が停止し（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）＝０）、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ×復帰割合）、起動停止時刻以外に停止しない場合の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）とする。

また、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が停止し（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）＝０）、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ×復帰割合）、実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を０とする。

さらに、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が動作しており（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）≠０）、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ）、起動停止時刻以外に停止しない場合の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）とする。

さらにまた、発電電力指令パターン作成部２１２は、前回の時刻で燃料電池発電装置１００が動作しており（Ｐｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ−１）（ｓ１，ｅ１）≠０）、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ）、実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）を０とする。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、実際の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｒｅａｌ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）と、使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）と、実際の貯湯タンク熱量Ｑｎｏｗ＿ｒｅａｌ（ｉ）とに基づいて、燃料電池発電装置１００を設置した後のエネルギーである燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）を算出する（ステップＳ２７）。

具体的には、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、燃料電池発電装置１００で使用するガス使用量Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）を上記の（１８）式を用いて算出する。次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、バックアップバーナ１０７で使用するバックアップガス使用量Ｇ＿ｂａｃｋｕｐ＿ｉｍａｇ（ｉ）を上記の（１９）式を用いて算出する。次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、商用電源１０５から購入する買電量ｅ＿ｂｕｙ＿ｉｍａｇ（ｉ）を上記の（２０）式を用いて算出する。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、ガス使用量、バックアップガス使用量及び買電量により、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）を上記の（２１）式を用いて計算する。

次に、エネルギー収支計算部２１６は、燃料電池発電装置１００の起動時に損失するエネルギーＴｏｔａｌ＿ｌｏｓｓを上記の（２２）式を用いて計算する（ステップＳ２８）。次に、エネルギー収支計算部２１６は、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）に起動時の損失エネルギーＴｏｔａｌ＿ｌｏｓｓを加算し、エネルギー収支Ｅ（ｓ１，ｅ１）を算出する。図８におけるステップＳ３０及びＳ３１の処理は、図６におけるステップＳ１０及びステップＳ１１の処理と同じであるので説明を省略する。

このように、貯湯タンク１０６の貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電装置１００が停止される。そして、発電電力指令パターンの停止時刻以外に停止されることによる実際の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の貯湯タンク熱量が計算される。また、複数の実際の発電電力指令パターンと実際の貯湯タンク熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００を動作させた場合に、給湯機器１０８が必要とするガス量及び電気機器１０４が必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。

したがって、発電電力指令パターンの停止時刻以外に、貯湯タンクの貯湯熱量が所定値に達することで燃料電池発電装置１００が停止された場合を考慮して燃料電池システムエネルギーを計算することができ、より高い精度で発電電力指令パターンを決定することができる。

（第３の実施の形態）
次に、本発明の第３の実施の形態について説明する。第２の実施の形態では、貯湯タンクが一杯になった場合、燃料電池発電装置１００を停止させている。これに対し、第３の実施の形態では、燃料電池発電システム１２０が貯湯タンクの熱を放熱する放熱器をさらに備え、貯湯タンクが一杯になった場合でも、燃料電池発電装置１００を停止させることなく、貯湯タンクの熱を放熱しながら運転する。

図９は、本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図である。図９に示す燃料電池発電システム１２０は、燃料電池発電装置１００、コントローラ１０１、インバータ１０２、電力計１０３、貯湯タンク１０６、バックアップバーナ１０７、給湯熱量計１０９及び放熱器１３０を備えて構成される。なお、図９において、図１に示す第１の実施の形態における燃料電池発電システムと同じ構成については説明を省略する。

放熱器１３０は、貯湯タンク１０６の熱量が所定の値になった場合、貯湯タンク１０６を放熱し、貯湯タンク１０６の熱量が常に一定の値となるようにする。

次に、第３の実施の形態におけるコントローラ１０１の構成について説明する。図１０は、第３の実施の形態におけるコントローラ１０１の構成を示すブロック図である。なお、図１０において、図７に示す第２の実施の形態におけるコントローラと同じ構成については説明を省略する。

燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、放熱器１３０による電力損失エネルギーＲａｄｉｅｔｏｒ＿ｌｏｓｓ（ｉ）［Ｗｈ］を下記の（２６）式を用いて計算する。

上記の（２６）式に示すように、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、貯湯タンクが満杯でない場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）≦Ｑｍａｘ）、放熱器１３０による電力損失エネルギーＲａｄｉｅｔｏｒ＿ｌｏｓｓ（ｉ）を０とする。また、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、貯湯タンクが満杯である場合（Ｑｎｏｗ＿ｉｍａｇ（ｉ）＞Ｑｍａｘ）、放熱時に放熱器１３０が使用する電力［Ｗ］に１［ｈ］を乗算した値を電気発電効率で除算することによって、放熱器１３０による電力損失エネルギーＲａｄｉｅｔｏｒ＿ｌｏｓｓ（ｉ）を算出する。

なお、放熱時に放熱器１３０が使用する電力は、予め実験などで求めておき、コントローラ１０１が備える記憶部に予め記憶しておく。

燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、燃料電池発電装置１００で使用するガス使用量Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）［Ｗｈ］及びバックアップバーナ１０７で使用するバックアップガス使用量Ｇ＿ｂａｃｋｕｐ＿ｉｍａｇ（ｉ）［Ｗｈ］を算出する。ガス使用量Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）は、下記の（２７）式を用いて算出される。

Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）＝Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１，ｅ１）／ＦＣ発電効率・・・・（２７）
上記の（２７）式でのＦＣ発電効率は（４）式で使用したＦＣ発電効率と同じである。燃料電池発電装置１００に供給されるガス量は、起動停止時刻ｓ１，ｅ１以外に停止しない場合の発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）とＦＣ発電効率とを用いて、Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）／ＦＣ発電効率で計算することができる。

また、バックアップガス使用量Ｇ＿ｂａｃｋｕｐ＿ｉｍａｇ（ｉ）は、上記の（１９）式を用いて算出される。燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、商用電源１０５から購入する買電量ｅ＿ｂｕｙ＿ｉｍａｇ（ｉ）を下記の（２８）式を用いて算出する。

上記の（２８）式での電気発電効率は（２）式で使用した電気発電効率と同じである。ここで、買電量ｅ＿ｂｕｙ＿ｉｍａｇ（ｉ）は、発電電力指令パターンＰｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）［ｋＷｈ］と使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］との差により計算できる。買電量がＰｇｅｎｅ（ｉ）＞Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）の場合は、発電量が不足し、買電が発生すると想定される。逆に、Ｐｇｅｎｅ（ｉ）≦Ｐｐｒｏｆ＿ｉｍａｇ（ｉ）（ｓ１、ｅ１）の場合は買電が発生しないので、買電量は０となる。以上の計算により求められた買電量は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、１時間単位で算出していることになる。

燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、ガス使用量、バックアップガス使用量、買電量及び電力損失エネルギーにより、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を下記の（２９）式を用いて計算する。

Ｅｆｃ（ｉ）＝Ｇ＿ｆｃ＿ｉｍａｇ（ｉ）＋Ｇ＿ｂａｃｋｕｐ＿ｉｍａｇ（ｉ）＋ｅ＿ｂｕｙ＿ｉｍａｇ（ｉ）＋Ｒａｄｉｅｔｏｒ＿ｌｏｓｓ（ｉ）・・・（２９）
図１１は、第３の実施の形態におけるコントローラ１０１の動作を説明するためのフローチャートである。なお、図１１に示すステップＳ４１〜Ｓ４５までの処理は、図８に示すステップＳ２１〜Ｓ２５までの処理と同じであるので説明を省略する。

燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、放熱器１３０による電力損失エネルギーＲａｄｉｅｔｏｒ＿ｌｏｓｓ（ｉ）［Ｗｈ］を上記の（２６）式を用いて計算する（ステップＳ４６）。

次に、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、上記の（２８）式、（１９）式、（２７）式及び（２６）式を用いて計算されたガス使用量、バックアップガス使用量、買電量及び電力損失エネルギーにより、燃料電池システムエネルギーＥｆｃ（ｉ）［ｋＷｈ］を上記の（２９）式を用いて計算する（ステップＳ４７）。図１１におけるステップＳ４８〜Ｓ５１までの処理は、図８におけるステップＳ２８〜Ｓ３１までの処理と同じであるので説明を省略する。

このように、使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンク１０６の実際の貯湯タンク熱量が計算される。そして、貯湯タンク１０６の貯湯熱量が所定値以上になった場合に放熱する放熱器１３０による電力損失が計算され、複数の発電電力指令パターンと実際の貯湯タンク熱量と使用電力量予測値と電力損失とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置１００を動作させた場合に、給湯機器１０８が必要とするガス量及び電気機器１０４が必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。

したがって、貯湯タンクが満杯になった場合に燃料電池発電装置１００を停止させずに放熱器を用いて放熱しながら運転を行う場合、放熱器を動作させることによる電力損失を評価に入れて燃料電池システムエネルギーを計算することができ、より高い精度で発電電力指令パターンを決定することができる。

（第４の実施の形態）
次に、本発明の第４の実施の形態について説明する。第１〜第３の実施の形態では、起動時刻と停止時刻とを燃料電池発電装置１００へ指示している。これに対し、第４の実施の形態では、燃料電池発電装置１００を起動及び停止させる制御モードと、燃料電池発電装置１００を停止させずに連続して運転させる制御モードとに切り換える。

図１２は、第４の実施の形態におけるコントローラ１０１の構成を示すブロック図である。なお、図１２において、図２に示す第１の実施の形態におけるコントローラと同じ構成については説明を省略する。また、第４の実施の形態における燃料電池発電システムの全体構成は図１と同じである。

コントローラ１０１は、最適発電起動停止算出部２００、使用電力量予測部２２０、使用給湯熱量予測部２３０、電力量計測部２４０、給湯熱量計測部２５０、切換部２７０及び発電電力調整部４００を備えて構成される。

切換部２７０は、燃料電池発電装置１００を起動及び停止させる起動停止制御モードと、燃料電池発電装置１００を停止させずに連続して運転させる連続運転制御モードとに切り換える。切換部２７０は、カレンダー機能を有しており、給湯量が増加する冬季になったと判断した場合、制御モードを連続運転制御モードに切り換え、冬季以外の季節であると判断した場合、制御モードを起動停止制御モードに切り換える。なお、冬季とは、例えば１２月から２月までの間の期間である。

切換部２７０は、制御モードを連続運転制御モードに切り換えた場合、使用電力量予測部２２０によって予測された使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部２３０によって予測された使用給湯熱量予測値とを発電電力調整部４００へ出力する。また、切換部２７０は、制御モードを起動停止制御モードに切り換えた場合、使用電力量予測部２２０によって予測された使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部２３０によって予測された使用給湯熱量予測値とを最適発電起動停止算出部２００へ出力する。

発電電力調整部４００は、使用電力量予測部２２０によって予測される使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部２３０によって予測される使用給湯熱量予測値とに基づいて現在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量を予測し、予測した積算貯湯熱量が予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力を調整する。

発電電力調整部４００は、予測値取得部４０１、発電指令値設定部４０２、発電給湯負荷算出部４０３、予測積算貯湯熱量算出部４０４、貯湯熱量取得部４０５及び発電電力指令値修正部４０６を備えて構成される。

予測値取得部４０１は、使用電力量予測部２２０によって予測された使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］と、使用給湯熱量予測部２３０によって予測された使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）［ｋＷｈ］とを取得する。

発電指令値設定部４０２は、発電電力指令値Ｐｐｒｏｆ（ｉ）［ｋＷｈ］の初期値として使用電力量予測値Ｐｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］を設定する。これは２４時間先まで完全に電主運転を行った場合に相当する。

発電給湯負荷算出部４０３は、発電電力指令値Ｐｐｒｏｆ（ｉ）［ｋＷｈ］により燃料電池発電装置１００が発電された場合に付加的に発生する熱量である発電給湯負荷Ｑｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］を算出する。発電給湯負荷Ｑｇｅｎｅ（ｉ）は、下記の（３０）式を用いて算出する。

Ｑｇｅｎｅ（ｉ）［ｋＷｈ］＝Ｐｐｒｏｆ（ｉ）［ｋＷｈ］×（給湯効率［％］／発電効率［％］）・・・・（３０）
予測積算貯湯熱量算出部４０４は、発電給湯負荷Ｑｇｅｎｅ（ｉ）及び使用給湯熱量予測値Ｐｈｏｔ（ｉ）に基づいて、現在時刻から予測できる２４時間先までの貯湯タンクに加減される熱量である予測積算貯湯熱量Ｑａｄｄ（ｉ）［ｋＷｈ］を下記の（３１）式を用いて算出する。

Ｑａｄｄ（ｉ）＝Ｑｇｅｎｅ（ｉ）−Ｐｈｏｔ（ｉ）＋Ｑａｄｄ（ｉ−１）・・・・（３１）
貯湯熱量取得部４０５は、貯湯タンク１０６の現在の貯湯熱量Ｑｎｏｗ［ｋＷｈ］を貯湯タンク１０６から取得する。現在の貯湯熱量Ｑｎｏｗの一般的な算出方法は貯湯タンク１０６に温度センサなどを取り付け、タンク内に残っている湯の温度分布を計測することで得ることができる。

発電電力指令値修正部４０６は、予測積算貯湯熱量Ｑａｄｄ（ｉ）が貯湯可能熱量（Ｑｍａｘ−Ｑｎｏｗ）を越える時刻ｉを算出する。ここで、Ｑｍａｘ［ｋＷｈ］は、最大貯湯熱量であり、貯湯タンク１０６の大きさに依存する固定値である。予測積算貯湯熱量Ｑａｄｄ（ｉ）が貯湯可能熱量（Ｑｍａｘ−Ｑｎｏｗ）を越えるということは貯湯タンク１０６が時刻ｉで一杯になることを意味する。すなわち、発電電力指令値修正部４０６は、予測積算貯湯熱量Ｑａｄｄ（ｉ）が、最大貯湯熱量Ｑｍａｘから現在の貯湯熱量Ｑｎｏｗを減算した値（貯湯可能熱量）よりも大きいか否かを判断する。

そして、発電電力指令値修正部４０６は、予測積算貯湯熱量Ｑａｄｄ（ｉ）が貯湯可能熱量（Ｑｍａｘ−Ｑｎｏｗ）よりも大きい場合、発電電力指令値Ｐｐｒｏｆ（ｉ）を下記の（３２）式を用いて修正する。

Ｐｐｒｏｆ（ｉ）＝Ｐｐｒｏｆ（ｉ）−ΔＰｐｒｏｆ・・・・（３２）
なお、上記（３２）式において、ΔＰｐｒｏｆは発電電力指令値Ｐｐｒｏｆ（ｉ）［ｋＷｈ］を修正するための変化刻みであり、一般には十分小さい値（固定値）を予め設定しておく。

以上の一連の動作により発電電力指令値Ｐｐｒｏｆ（ｉ）［ｋＷｈ］が貯湯タンク１０６を一杯にしないように修正され、最終的に燃料電池発電装置１００に送られる。燃料電池発電装置１００は、発電電力指令値修正部４０６から出力される発電電力指令値Ｐｐｒｏｆ（ｉ）［ｋＷｈ］となるように発電を行う。

なお、本実施の形態における予測値取得部２１１が予測値取得手段の一例に相当し、発電電力調整部４００が発電電力調整手段の一例に相当し、切換部２７０が切換手段の一例に相当する。

このように、予測値取得部２１１によって、使用電力量予測値が取得され、取得された使用電力量予測値が発電電力指令パターン作成部２１２及び燃料電池システムエネルギー計算部２１４に出力されると共に、使用給湯熱量予測値が取得され、取得された使用給湯熱量予測値が貯湯タンク熱量計算部２１５に出力される。また、発電電力調整部４００によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて現在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量が予測され、予測された積算貯湯熱量が予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力が調整される。そして、切換部２７０によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが、予測値取得部２１１及び発電電力調整部４００のうちのいずれか一方へ出力される。

したがって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが発電電力調整部４００に出力された場合、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて燃料電池発電装置１００の発電電力の調整が行われるので、家庭毎に異なる使用電力量及び使用給湯量を予測して燃料電池発電装置１００の発電電力を効率的に制御することができ、その結果、燃料電池発電装置１００を停止させることなく、連続して運転させることができる。

なお、本実施の形態では、冬季に連続運転制御モードに設定し、冬季以外に起動停止制御モードに設定しているが、本発明は特にこれに限定されない。例えば、切換部２７０は、給湯熱量計測部２５０によって計測される給湯熱量を月毎に集計し、各月の給湯熱量が所定値よりも大きくなる月を連続運転制御モードに設定し、それ以外の月を起動停止制御モードに設定してもよい。また、月毎だけでなく、週毎や日毎に制御モードを切り換えてもよい。

（実施の形態のまとめ）
本発明に係る燃料電池発電装置の制御装置は、燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行う燃料電池発電装置の制御装置であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段とを備える。

本発明に係る燃料電池発電装置の制御方法は、燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御方法であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測ステップと、前記電力量計測ステップにおいて計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測ステップと、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測ステップと、前記給湯熱量計測ステップにおいて計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測ステップと、前記使用電力量予測ステップにおいて予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成ステップと、前記使用給湯熱量予測ステップにおいて予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算ステップと、前記発電電力指令パターン作成ステップにおいて作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算ステップにおいて計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測ステップにおいて予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算ステップと、前記燃料電池システムエネルギー計算ステップにおいて計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作ステップとを含む。

本発明に係る燃料電池発電装置の制御プログラムは、燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御プログラムであって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させる。

本発明に係る燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させることを特徴とする燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したものである。

これらの構成によれば、電気機器が使用する使用電力量が計測され、計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量が予測される。また、給湯機器が使用する使用給湯熱量が計測され、計測された使用給湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量が予測される。そして、使用電力量予測値に基づいて、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、給湯機器に供給する貯湯タンクの所定の時間分の貯湯熱量が計算される。複数の発電電力指令パターンと貯湯熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。そして、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで燃料電池発電装置が動作される。

したがって、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンごとに計算した燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンを求めて、それに対応する起動時刻で燃料電池発電装置を起動させるとともに、停止時刻で停止させることで、家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転させることができ、省エネルギー化を実現することができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とに基づいて、前記燃料電池発電装置を動作させない場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーを計算する従来システムエネルギー計算手段をさらに備え、前記燃料電池動作手段は、前記従来システムエネルギー計算手段によって計算される前記従来システムエネルギーから、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させることが好ましい。

この構成によれば、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて、燃料電池発電装置を動作させない場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーが計算される。そして、従来システムエネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置が動作される。

したがって、燃料電池発電装置を動作させない場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを減算し、減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置が動作されるので、燃料電池発電装置を動作させない場合を考慮して、燃料電池発電装置をより効率的に運転させることができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記使用電力量予測手段及び前記使用給湯熱量予測手段は、ニューラルネットワークモデルによって所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量及び使用給湯熱量を予測することが好ましい。

この構成によれば、使用電力量予測手段では電力量計測手段から取得した使用電力量を蓄積してニューラルネットワークモデルを用いて学習し、使用給湯量予測手段では給湯熱量計測手段から取得した使用給湯熱量を蓄積してニューラルネットワークモデルを用いて学習するので、予測を行う時に、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量及び使用給湯量を予測することができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記所定の時刻が０時であり、前記所定の時間分が２４時間であることが好ましい。この構成によれば、ニューラルネットワークモデルによって０時から２４時間分だけ未来の使用電力量及び使用給湯熱量が予測されるので、１日分の発電電力指令パターンを作成することができ、１日毎に最も適切な発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させることができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記従来システムエネルギー計算手段及び前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって算出されるエネルギーは１次エネルギーであり、算出される範囲が前記使用電力量予測手段及び前記使用給湯熱量予測手段によって予測される所定の時間分であることが好ましい。

この構成によれば、従来システムエネルギー及び燃料電池システムエネルギーは１次エネルギーに換算されるので、電気機器が必要とする燃料及び電気のエネルギー（従来システムエネルギー）と、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置を動作させた場合に必要とする燃料及び電気のエネルギー（燃料電池システムエネルギー）とを同じ次元のエネルギーとして計算することができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記燃料電池システムエネルギーを算出する際に、前記燃料電池発電装置の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、前記燃料電池システムエネルギーに加えることが好ましい。

この構成によれば、燃料電池システムエネルギーを算出する際に、燃料電池発電装置の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、燃料電池システムエネルギーに加えるので、燃料電池発電装置を起動する際のエネルギーを考慮し、燃料電池発電装置が使用するより正確なエネルギーを計算することができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記貯湯タンクの貯湯熱量が所定値に達した場合、前記燃料電池発電装置を停止させる停止手段をさらに備え、前記発電電力指令パターン作成手段は、前記停止時刻以外に前記停止手段によって停止されることによる実際の発電電力指令パターンを作成し、前記貯湯タンク熱量計算手段は、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される前記使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯熱量を計算し、前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の実際の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される実際の前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算することが好ましい。

この構成によれば、貯湯タンクの貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電装置が停止される。そして、発電電力指令パターンの停止時刻以外に停止されることによる実際の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の貯湯熱量が計算される。また、複数の実際の発電電力指令パターンと実際の貯湯熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。

したがって、発電電力指令パターンの停止時刻以外に、貯湯タンクの貯湯熱量が所定値に達することで燃料電池発電装置が停止された場合を考慮して燃料電池システムエネルギーを計算することができ、より高い精度で発電電力指令パターンを決定することができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記貯湯タンク熱量計算手段は、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される前記使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯熱量を計算し、前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記貯湯タンクの貯湯熱量が所定値以上になった場合に放熱する放熱器による電力損失を計算し、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される実際の前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値と、前記放熱器による電力損失とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算することが好ましい。

この構成によれば、使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の貯湯熱量が計算される。そして、貯湯タンクの貯湯熱量が所定値以上になった場合に放熱する放熱器による電力損失が計算され、複数の発電電力指令パターンと実際の貯湯熱量と使用電力量予測値と電力損失とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。

したがって、貯湯タンクが満杯になった場合に燃料電池発電装置を停止させずに放熱器を用いて放熱しながら運転を行う場合、放熱器を動作させることによる電力損失を評価に入れて燃料電池システムエネルギーを計算することができ、より高い精度で発電電力指令パターンを決定することができる。

また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記使用電力量予測手段によって予測された使用電力量予測値を取得し、取得した使用電力量予測値を前記発電電力指令パターン作成手段及び前記燃料電池システムエネルギー計算手段に出力すると共に、前記使用給湯熱量予測手段によって予測された使用給湯熱量予測値を取得し、取得した使用給湯熱量予測値を前記貯湯タンク熱量計算手段に出力する予測値取得手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とに基づいて現在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量を予測し、予測した積算貯湯熱量が予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力を調整する発電電力調整手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とを、前記予測値取得手段及び前記発電電力調整手段のうちのいずれか一方へ出力する切換手段とをさらに備えることが好ましい。

この構成によれば、予測値取得手段によって、使用電力量予測値が取得され、取得された使用電力量予測値が発電電力指令パターン作成手段及び燃料電池システムエネルギー計算手段に出力されると共に、使用給湯熱量予測値が取得され、取得された使用給湯熱量予測値が貯湯タンク熱量計算手段に出力される。また、発電電力調整手段によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて現在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量が予測され、予測された積算貯湯熱量が予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力が調整される。そして、切換手段によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが、予測値取得手段及び発電電力調整手段のうちのいずれか一方へ出力される。

したがって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが発電電力調整手段に出力された場合、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて燃料電池発電装置の発電電力の調整が行われるので、家庭毎に異なる使用電力量及び使用給湯量を予測して燃料電池発電装置の発電電力を効率的に制御することができ、その結果、燃料電池発電装置を停止させることなく、連続して運転させることができる。

本発明に係る燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転することができ、省エネルギー化を実現することができ、電力を発電して電気機器に提供し同時に発生する熱により給湯機器に給湯する燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体に有用である。また、エンジンなどの他の発動手段を有する発電装置等にも利用が可能である。

本発明に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図である。 図１に示すコントローラの構成を示すブロック図である。 図２の使用電力量予測部で使用する使用電力量を予測するためのニューラルネットワークモデルの構成について説明するための図である。 図２の使用給湯熱量予測部で使用する使用給湯熱量を予測するためのニューラルネットワークモデルの構成について説明するための図である。 使用電力量予測値と起動時刻と停止時刻と発電電力指令パターンとの関係を示す説明図である。 図２に示す第１の実施の形態におけるコントローラの動作を説明するためのフローチャートである。 第２の実施の形態におけるコントローラの構成を示すブロック図である。 図７に示す第２の実施の形態におけるコントローラの動作を説明するためのフローチャートである。 本発明の第３の実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図である。 第３の実施の形態におけるコントローラの構成を示すブロック図である。 第３の実施の形態におけるコントローラの動作を説明するためのフローチャートである。 第４の実施の形態におけるコントローラの構成を示すブロック図である。

Claims (11)

1. 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電し、発電と同時に発電電力の大きさに応じて発生する熱を利用して温めた水を貯湯タンクに貯め、前記貯湯タンクから給湯機器に給湯を行い、前記貯湯タンクにおける給湯に使用する熱が不足した場合には燃料加熱部で加熱を行う燃料電池発電装置の制御装置であって、
   前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、
   入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記電力量計測手段によって計測された過去の一定時間刻みの使用電力量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の所定の第１の時刻から所定の第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用電力量を前記出力パラメータとして予測する使用電力量予測手段と、
   前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、
   入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記給湯熱量計測手段によって計測された過去の一定時間刻みの使用給湯熱量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用給湯熱量を前記出力パラメータとして予測する使用給湯熱量予測手段と、
   前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間で取りうる、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせを複数算出し、全ての起動時刻と停止時刻の組み合わせに対して、起動時刻と停止時刻との間の一定時間刻みの各時刻には、前記使用電力予測手段によって予測される一定時間刻みの前記使用電力量予測値が前記燃料電池発電装置の発電電力の上限量を越えない範囲で入力され、起動時刻と停止時刻との間以外の一定時間刻みの各時刻には０が入力される複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、
   前記発電電力指令パターン作成手段によって作成された前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記燃料電池発電装置が発電した場合の、前記貯湯タンクの前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの貯湯タンク熱量を、一時刻前の前記貯湯タンク熱量に前記発電電力指令パターンの各時刻の値に応じて発生する熱量を加算するとともに前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値を減算することにより、計算する貯湯タンク熱量計算手段と、
   前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻で前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算された前記貯湯タンク熱量が前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に対して不足した熱量を前記燃料加熱部で補うために必要な燃料使用量を算出し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻の発電電力で前記使用電力予測値に対して不足している電力の総和である買電量を算出し、それぞれの前記発電電力指令パターンの起動時刻から停止時刻までの間の発電電力を、前記燃料電池発電装置の発電に利用される燃料から取得される発電電力の割合を表す発電効率で除算した値に前記燃料使用量と前記買電量とを加算することにより、前記複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、
   前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段とを備えることを特徴とする燃料電池発電装置の制御装置。
2. 前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値を、電力会社で発電する電力の割合を表す電気発電効率で除算した値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値を、前記給湯機器により燃料を熱に変換するための給湯機器効率で除算した値とを加算することにより、前記燃料電池発電装置を動作させない場合の従来システムエネルギーを計算する従来システムエネルギー計算手段をさらに備え、
   前記燃料電池動作手段は、前記従来システムエネルギー計算手段によって計算される前記従来システムエネルギーから、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させることを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電装置の制御装置。
3. 前記使用電力量予測手段及び前記使用給湯熱量予測手段は、ニューラルネットワークモデルによって前記予測する日の前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用電力量及び使用給湯熱量を予測することを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電装置の制御装置。
4. 前記第１の時刻が０時であり、前記第２の時刻が２３時であり、前記一定時間刻みが１時間刻みであることを特徴とする請求項３記載の燃料電池発電装置の制御装置。
5. 前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記燃料電池システムエネルギーを算出する際に、前記燃料電池発電装置の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、前記燃料電池システムエネルギーに加えることを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電装置の制御装置。
6. 前記貯湯タンクの貯湯タンク熱量が所定値に達した場合、前記燃料電池発電装置を停止させる停止手段をさらに備え、
   前記発電電力指令パターン作成手段は、前記停止時刻以外に前記停止手段によって停止されることによる実際の発電電力指令パターンを作成し、
   前記貯湯タンク熱量計算手段は、前記貯湯タンク熱量から前記貯湯タンクでの放熱量をさらに減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯タンク熱量を計算することを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電装置の制御装置。
7. 前記貯湯タンク熱量計算手段は、前記貯湯タンク熱量から前記貯湯タンクでの放熱量をさらに減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯タンク熱量を計算し、
   前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記貯湯タンクの貯湯タンク熱量が所定値以上になった場合に放熱する放熱器による電力損失量を計算し、前記発電電力指令パターンの起動時刻から停止時刻までの間の発電電力を前記発電効率で除算した値に、前記燃料使用量と前記買電量と前記電力損失量とを加算することにより、燃料電池システムエネルギーを計算することを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電装置の制御装置。
8. 前記使用電力量予測手段によって予測された使用電力量予測値を取得し、取得した使用
   電力量予測値を前記発電電力指令パターン作成手段及び前記燃料電池システムエネルギー計算手段に出力すると共に、前記使用給湯熱量予測手段によって予測された使用給湯熱量予測値を取得し、取得した使用給湯熱量予測値を前記貯湯タンク熱量計算手段に出力する予測値取得手段と、
   前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値を発電電力指令値の初期値に設定し、前記発電電力指令値により前記燃料電池発電装置が発電された場合に付加的に発生する熱量である発電給湯負荷を算出し、現在の貯湯タンク熱量から積算される各時刻の積算貯湯タンク熱量を、前記発電給湯負荷から前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値と一時刻前の発電給湯負荷とを減算することにより予測し、予測した積算貯湯タンク熱量が予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力を調整する発電電力調整手段と、
   前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とを、前記予測値取得手段及び前記発電電力調整手段のうちのいずれか一方へ出力する切換手段とをさらに備えることを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電装置の制御装置。
9. 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電し、発電と同時に発電電力の大きさに応じて発生する熱を利用して温めた水を貯湯タンクに貯め、前記貯湯タンクから給湯機器に給湯を行い、前記貯湯タンクにおける給湯に使用する熱が不足した場合には燃料加熱部で加熱を行う燃料電池発電装置の制御方法であって、
   前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測ステップと、
   入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記電力量計測ステップにおいて計測された過去の一定時間刻みの使用電力量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の所定の第１の時刻から所定の第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用電力量を前記出力パラメータとして予測する使用電力量予測ステップと、
   前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測ステップと、
   入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記給湯熱量計測ステップにおいて計測された過去の一定時間刻みの使用給湯熱量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用給湯熱量を前記出力パラメータとして予測する使用給湯熱量予測ステップと、
   前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間で取りうる、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせを複数算出し、全ての起動時刻と停止時刻の組み合わせに対して、起動時刻と停止時刻との間の一定時間刻みの各時刻には、前記使用電力予測ステップにおいて予測される一定時間刻みの前記使用電力量予測値が前記燃料電池発電装置の発電電力の上限量を越えない範囲で入力され、起動時刻と停止時刻との間以外の一定時間刻みの各時刻には０が入力される複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成ステップと、
   前記発電電力指令パターン作成ステップにおいて作成された前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記燃料電池発電装置が発電した場合の、前記貯湯タンクの前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの貯湯タンク熱量を、一時刻前の前記貯湯タンク熱量に前記発電電力指令パターンの各時刻の値に応じて発生する熱量を加算するとともに前記使用給湯熱量予測ステップにおいて予測される使用給湯熱量予測値を減算することにより、計算する貯湯タンク熱量計算ステップと、
   前記発電電力指令パターン作成ステップにおいて作成される前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻で前記貯湯タンク熱量計算ステップにおいて計算された前記貯湯タンク熱量が前記使用給湯熱量予測ステップにおいて予測される使用給湯熱量予測値に対して不足した熱量を前記燃料加熱部で補うために必要な燃料使用量を算出し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻の発電電力で前記使用電力予測値に対して不足している電力の総和である買電量を算出し、それぞれの前記発電電力指令パターンの起動時刻から停止時刻までの間の発電電力を、前記燃料電池発電装置の発電に利用される燃料から取得される発電電力の割合を表す発電効率で除算した値に前記燃料使用量と前記買電量とを加算することにより、前記複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算ステップと、
   前記燃料電池システムエネルギー計算ステップにおいて計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作ステップとを含むことを特徴とする燃料電池発電装置の制御方法。
10. 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電し、発電と同時に発電電力の大きさに応じて発生する熱を利用して温めた水を貯湯タンクに貯め、前記貯湯タンクから給湯機器に給湯を行い、前記貯湯タンクにおける給湯に使用する熱が不足した場合には燃料加熱部で加熱を行う燃料電池発電装置の制御プログラムであって、
    前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、
    入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記電力量計測手段によって計測された過去の一定時間刻みの使用電力量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の所定の第１の時刻から所定の第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用電力量を前記出力パラメータとして予測する使用電力量予測手段と、
    前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、
    入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記給湯熱量計測手段によって計測された過去の一定時間刻みの使用給湯熱量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用給湯熱量を前記出力パラメータとして使用給湯熱量予測手段と、
    前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間で取りうる、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせを複数算出し、全ての起動時刻と停止時刻の組み合わせに対して、起動時刻と停止時刻との間の一定時間刻みの各時刻には、前記使用電力予測手段によって予測される一定時間刻みの前記使用電力量予測値が前記燃料電池発電装置の発電電力の上限量を越えない範囲で入力され、起動時刻と停止時刻との間以外の一定時間刻みの各時刻には０が入力される複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、
    前記発電電力指令パターン作成手段によって作成された前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記燃料電池発電装置が発電した場合の、前記貯湯タンクの前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの貯湯タンク熱量を、一時刻前の前記貯湯タンク熱量に前記発電電力指令パターンの各時刻の値に応じて発生する熱量を加算するとともに前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値を減算することにより、計算する貯湯タンク熱量計算手段と、
    前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻で前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算された前記貯湯タンク熱量が前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に対して不足した熱量を前記燃料加熱部で補うために必要な燃料使用量を算出し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻の発電電力で前記使用電力予測値に対して不足している電力の総和である買電量を算出し、それぞれの前記発電電力指令パターンの起動時刻から停止時刻までの間の発電電力を、前記燃料電池発電装置の発電に利用される燃料から取得される発電電力の割合を表す発電効率で除算した値に前記燃料使用量と前記買電量とを加算することにより、前記複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、
    前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させることを特徴とする燃料電池発電装置の制御プログラム。
11. 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電し、発電と同時に発電電力の大きさに応じて発生する熱を利用して温めた水を貯湯タンクに貯め、前記貯湯タンクから給湯機器に給湯を行い、前記貯湯タンクにおける給湯に使用する熱が不足した場合には燃料加熱部で加熱を行う燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、
    前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、
    入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記電力量計測手段によって計測された過去の一定時間刻みの使用電力量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の所定の第１の時刻から所定の第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用電力量を前記出力パラメータとして予測する使用電力量予測手段と、
    前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、
    入力パラメータを、予測する日の前日の一定時間刻みの負荷の値とし、出力パラメータを、前記予測する日の一定時間刻みの負荷の値とする入出力の関係を有する近似式に、前記給湯熱量計測手段によって計測された過去の一定時間刻みの使用給湯熱量の実績を前記入力パラメータとして代入することにより、前記予測する日の前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの使用給湯熱量を前記出力パラメータとして予測する使用給湯熱量予測手段と、
    前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間で取りうる、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせを複数算出し、全ての起動時刻と停止時刻の組み合わせに対して、起動時刻と停止時刻との間の一定時間刻みの各時刻には、前記使用電力予測手段によって予測される一定時間刻みの前記使用電力量予測値が前記燃料電池発電装置の発電電力の上限量を越えない範囲で入力され、起動時刻と停止時刻との間以外の一定時間刻みの各時刻には０が入力される複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、
    前記発電電力指令パターン作成手段によって作成された前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記燃料電池発電装置が発電した場合の、前記貯湯タンクの前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの貯湯タンク熱量を、一時刻前の前記貯湯タンク熱量に前記発電電力指令パターンの各時刻の値に応じて発生する熱量を加算するとともに前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値を減算することにより、計算する貯湯タンク熱量計算手段と、
    前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンの全てに対し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻で前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算された前記貯湯タンク熱量が前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に対して不足した熱量を前記燃料加熱部で補うために必要な燃料使用量を算出し、前記第１の時刻から前記第２の時刻までの間の一定時間刻みの各時刻の発電電力で前記使用電力予測値に対して不足している電力の総和である買電量を算出し、それぞれの前記発電電力指令パターンの起動時刻から停止時刻までの間の発電電力を、前記燃料電池発電装置の発電に利用される燃料から取得される発電電力の割合を表す発電効率で除算した値に前記燃料使用量と前記買電量とを加算することにより、前記複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、
    前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させることを特徴とする燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体。

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