JPWO2013129493A1 - コジェネレーションシステムの制御装置及び制御方法 - Google Patents

Abstract

発電機の排熱で加熱した湯水を貯湯タンクに貯湯するコジェネレーションシステムにおいて、凍結抑制制御から通常制御へ復帰する間の水循環路の水の凍結を抑制しつつ、速やかに通常制御に復帰させてシステムの効率低下を抑制する。ラジエータ部などで水循環路の水が凍結する惧れがある凍結条件の成立時、凍結抑制制御を実行し、凍結抑制制御の解除条件成立時に、発電機出口の熱回収温度の目標値（第１の復帰目標値）ＳＶＴｆ２を最小目標温度ＳＶＴｆ２＿ｍｉｎに設定し、以降、実際の熱回収出口温度（実温度）ＰＶＴｆ２が標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄに達するまでの間、実温度ＰＶＴｆ２が第１の復帰目標値ＳＶＴｆ２より所定温度ｘを減算した値に達する毎に、第１の復帰目標値ＳＶＴｆ２を所定温度ｙ（＞ｘ）加算した値で更新する。

Description

本発明は、燃料電池等の発電装置からの熱（排熱）を回収して水を加熱し、貯湯タンクに貯湯するコジェネレーションシステムに関し、特に、熱を回収する水が凍結する惧れがある状況で実行される凍結抑制制御から通常制御へ復帰する際の制御技術に関する。

この種の発電装置と貯湯タンクとの間で水を循環する水循環路を備えたコジェネレーションシステムにおいては、寒冷時に水循環路内の水の凍結が問題となる。特に、貯湯タンク底部の水を発電装置に供給する流路に冷却用のラジエータ部は、ラジエータ部自体を断熱材等で覆うことができないため、低温外気に晒され過冷却となって水の凍結を生じやすい。

そこで、特許文献１では、寒冷時に、発電装置（燃料電池）で加熱された水を、貯湯タンクをバイパスしてラジエータに循環させて凍結抑制を図っている。
また、特許文献２では、寒冷時に、貯湯タンクの水温が高いときには、貯湯タンクをバイパスしてラジエータに循環させ、貯湯タンクの水温が低いときには、貯湯タンク内の水をラジエータに循環させつつ補助熱源で加熱を行い、凍結抑制を図っている。

特開２００９−２５７６５６号公報 特開２００７−２７８５７９号公報

しかしながら、特許文献１、２では、以下のような問題があった。
水温を高める凍結抑制制御によって凍結のおそれが一旦解消されると、凍結抑制制御を解除して通常制御に移行することとなるが、通常制御に復帰すると発電装置に供給される水の温度（熱交換部入口温度）が低下する。

通常制御では、発電装置出口側の水温（熱交換部出口温度）を、高温一定に維持するように、発電装置出口側の温度が低い場合は、水循環量を減少するように制御し、発電装置入口側の温度が高い場合は、水循環量を増大するように制御する。このため、凍結抑制制御から通常制御への復帰による発電装置入口側の温度の低下に伴い、水循環量が減少される。

ここで、凍結抑制解除直後は、上記のように低下した発電装置入口側温度と発電装置出口側温度の目標値との差が大きい。このため、水温を速やかに上昇させるべく、循環路内の水循環装置による水循環量を大きく減少させることとなる。

しかしながら、凍結抑制制御解除直後の循環水がまだ低温な状態で循環量を大きく減少させると、再度凍結しやすい状態に移行する。特に風が吹いている状況ではラジエータ部における放熱が進み、水循環路内の循環水が再凍結する惧れが高まる。

また、上記の状況を回避するため、凍結抑制制御の解除条件を高くすると（外気温度や循環水温の解除温度を高めに設定）、凍結抑制制御が長引き、システムの運転効率が低下してしまう。

特許文献１には、凍結抑制制御を解除して通常制御に切り換える際に、上記発電装置入口側温度の低下による再凍結の惧れを回避する手段が示されていない。
特許文献２では、発電装置入口側温度は参照せず貯湯タンク内の水温に基づいて、水循環経路を決定しているため、バイパス路循環による凍結抑制制御が長時間に及んでシステム効率が低下する。また、発電装置として固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を使用したシステムでは、冷却水温度の上昇によって改質水不足に陥る可能性もある。

本発明は、このような従来の課題に着目してなされたもので、凍結抑制制御が解除されて通常制御に移行する際に、適切な復帰制御を行うことにより、再凍結を抑制しつつ速やかに通常制御に復帰させてシステムの効率低下を抑制できるようにしたコジェネレーションシステムの制御装置及び制御方法を提供することを目的とする。

このため本発明に係るコジェネレーションシステムの制御装置は、
発熱を伴って発電する発電装置と、
水を蓄える貯湯タンクと、該貯湯タンク内の水を前記発電装置の熱交換部に供給する第１流路と、前記発電装置の熱交換部で加熱された湯水を前記貯湯タンク内に供給する第２流路と、前記発電装置，前記貯湯タンク，前記第１流路及び前記第２流路を含んで構成される水循環路内で水を循環させる水循環装置と、前記第２流路の水温を計測する温度計測部と、
前記第２流路の所定箇所における水温を標準目標値に近づけるように前記水循環装置を動作させる通常制御と、前記水循環路の凍結条件成立時に、前記水循環路内の水の凍結を抑制する凍結抑制制御と、前記凍結抑制制御から前記通常制御への移行時に、前記第２流路の所定箇所における水温の第１の復帰目標値を前記通常制御用の標準目標値まで段階的に上昇させる復帰制御と、を実行する制御部と、
を配設したことを特徴とするコジェネレーションシステムの制御装置。
同じく本発明に係るコジェネレーションシステムの制御方法は、
同上の発電装置、貯湯タンク、第１流路、第２流路、水循環装置、と、を含み、
発電装置出口の熱回収温度を目標値とする通常制御を実行し、前記水循環路の凍結条件成立時に凍結抑制制御を実行し、前記凍結条件が解除されて、前記凍結抑制制御から前記通常制御への移行時に、前記水温の目標値を前記通常制御時用の目標値まで徐々に上昇させるように制御する、各ステップを含んで構成したことを特徴とする。

第２流路の所定箇所における水温に対し、凍結抑制制御から通常制御への移行時には、該移行時用に設定される第１の復帰目標値を、通常制御時の最終的な標準目標値まで段階的に上昇するように制御する。これにより、水温が段階的に上昇するのに伴って水循環量が徐々に減少するため、水循環路の再凍結抑制しつつ通常制御に移行させることができる。

また、凍結抑制制御の解除条件として水温の目標値を必要以上に高温に設定しなくてもすむため、凍結抑制制御が長引くことがなく、システムの効率低下を抑制できる。

本発明に係るコジェネレーションシステムの概略を示すブロック図。 同上システムにおける凍結抑制制御の実施の有無を判定する制御の第１実施形態に係るフローチャート。 復帰制御中に蓄電池に余剰電力を蓄電する例を示すブロック図。 同上システムにおける凍結抑制制御の実施の有無を判定する制御の第２実施形態に係るフローチャート。

以下に、本発明の実施形態を図に基づいて説明する。
図１は、本発明の実施形態に係るコジェネレーションシステム１００の概略を示す図である。

本システム１００は、発熱を伴って発電する発電装置１と、水を蓄える貯湯タンク２と、貯湯タンク２下部に溜まる比較的低温の水をラジエータ３を介して発電装置１の熱交換部に供給する第１流路４と、発電装置１の熱交換部で加熱された湯水を貯湯タンク２の上部に供給する第２流路５と、を含んで構成される。そして、第２流路５に介装された水循環装置６によって、発電装置１と貯湯タンク２との間で、水を循環させる水循環路が構成されている。

発電装置１としては、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）や固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）等の燃料電池の他、ガスタービンを駆動源とするものなども含まれる。
貯湯タンク２には、その上部に湯水を取り出す出湯管７が接続されると共に、下部に上水（常温水）を補給する給水管８が接続されている。

前記ラジエータ３は、ファン３ａ及びヒータ３ｂを備え、貯湯タンク２と共に、タンクケース９内の上部に収納される。タンクケース９の上部には、通気孔９ａが開口されている。

水循環装置６は、本実施形態では発電装置１のケース１ａ内に収納されるが、本配置例に限定されるものではない。
また、水循環装置６の制御等のため、ラジエータ入口温度Ｔｒ１を検出する第１温度センサ１０、ラジエータ出口温度Ｔｒ２を検出する第２温度センサ１１、発電装置１出口温度Ｔｆ２を検出する第３温度センサ１２、貯湯タンク２の入口温度Ｔｓ１を検出する第４温度センサ１３、及び環境温度（外気温度）を検出する第５温度センサ１４が配設される。そして、これらのセンサによる温度計測値はコントローラ２１に入力される。

かかる構成を備えたコジェネレーションシステム１００において、冬場等の寒冷時に水循環路、特に外気に晒されて過冷却されやすいラジエータ３部における水の凍結を抑制する制御（凍結抑制制御）がコントローラ２１によって行われる。

また、上記凍結抑制制御の実行によって、水循環路の水が凍結する惧れが無くなったら該凍結抑制制御は解除され、通常制御に復帰する。
そして、上記凍結抑制制御から通常制御へ移行する復帰制御を含むシステム１００の制御が、以下のように行われる。

図２は、上記制御のフローを示す。
ステップＳ１では、放置すると水循環路の水、特にラジエータ部の水が凍結する惧れがある凍結条件が成立したかを判定する。該凍結条件は、環境温度（外気温度）が所定値以下であることなど公知の条件でよいが、風量の増大や循環量の減少によるラジエータ上下流の温度差等の増大を条件に加えてもよい。

凍結条件成立時は、ステップＳ２へ進んで凍結抑制制御を実行する。具体的には、一時的に水循環装置６の駆動量を増大して水循環量を増大する制御を行う。このように水循環量を増大すると、単位水量当りの冷却量が減少して水循環路の水の凍結を抑制することができる。この他、発電装置で加熱された湯水の少なくとも一部を、貯湯タンク２を経ずに第１流路４に供給したり、ヒータ３ｂを作動させたりする制御を併用したりしてもよい。

凍結抑制制御を実行後、ステップＳ３で所定の凍結抑制制御解除条件が成立したかを判定する。具体的には、凍結抑制制御の実行を開始してから所定時間を経過したかを判定する。あるいは、ラジエータ３のラジエータ入口温度Ｔｒ１とラジエータ出口温度Ｔｒ２との温度差ΔＴ（＝Ｔｒ１−Ｔｒ２）が、所定値以下となってラジエータ３の冷却効果が減少しているかを判定する。また、上記凍結条件の非成立を凍結解除条件としてもよいが、例えば、ラジエータ３の上下流の温度差が所定値ΔＴ１以上のときを、凍結条件の成立要件として含むような場合は、制御のハンチングを抑制することが好ましい。このため、凍結解除条件の成立要件を同温度差が所定値ΔＴ２（＜ΔＴ１）以下とするなど、ヒステリシスを与えるようにしてもよい。

ステップＳ３で凍結抑制制御解除条件が成立したと判定されたときは、ステップＳ４へ進む。
ステップ４では、第２流路５の所定箇所に位置する発電装置１出口の発電装置出口側温度の目標値（以下、目標温度という）ＳＶＴｆ２（第１の復帰目標値）を、最小目標温度ＳＶＴｆ２＿ｍｉｎにセットする。ここで、最小目標温度ＳＶＴｆ２＿ｍｉｎは、例えば、５５℃程度に設定される。あるいは、現在の実温度ＰＶＴｆ２に、所定温度ΔＴｆ２（例えば８℃）を加算した温度を、最小目標温度ＳＶＴｆ２＿ｍｉｎとして設定してもよい。

ステップＳ５では、第４温度センサ１３によって検出される実際の発電装置出口側温度（以下実温度という）ＰＶＴｆ２が、現在の目標温度（第１の復帰目標値）ＳＶＴｆ２から所定温度ｘを減算した値（第２の復帰目標値）以上であるか否かを判定する。所定温度ｘは、例えば３℃程度に設定される。

凍結抑制制御が解除された直後は、水循環量の増大によって発電装置１での発熱量に対する水温の上昇量が減少するため、通常は、実温度ＰＶＴｆ２は、最小目標温度ＳＶＴｆ＿ｍｉｎと比較しても、より低温となっている。

したがって、始めはステップＳ５の判定がＮＯとなってステップＳ６へ進み、再度凍結条件が成立していないかを判定し、非成立時は、ステップＳ５へ戻る。
そして、目標温度ＳＶＴｆ２の増大によって水循環量が減少して実温度ＰＶＴｆ２が上昇し、ステップＳ５で、実温度ＰＶＴｆ２が第２の復帰目標値（＝ＳＶＴｆ２−ｘ）以上であると判定されると、ステップＳ７へ進む。
ステップＳ７では、実温度ＰＶＴｆ２が通常制御における発電装置出口側の標準温度（標準目標値）Ｔｆ２＿ｓｔｄに達したかを判定する。標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄは、通常制御における最終的な（定常状態における）目標値であり、例えば、８５℃程度に設定される。

通常制御への復帰制御開始後、通常しばらくの間は、実温度ＰＶＴｆ２が標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄより低いのでステップＳ７の判定がＮＯとなってステップＳ８へ進み、再度凍結条件が成立していないかを判定し、非成立時はステップ９へ進む。
ステップＳ９では、第１の復帰目標値ＳＶＴｆ２を所定温度ｙだけ加算した値で更新する。ここで、所定温度ｙ（＞ｘ＞０）は、例えば８℃程度に設定してある。

そして、再度ステップＳ５に戻って上記の判定が繰り返される。すなわち、ステップＳ６，８での凍結条件が非成立となる通常の場合は、まず、通常制御への復帰制御開始後、実温度ＰＶＴｆ２が最小目標温度ＳＶＴｆ２＿ｍｉｎより所定値ｘ（３℃）低い温度に達したときに、第１の復帰目標値ＳＶＴｆ２が所定値ｙ（８℃）増大更新される。そして、以降は実温度ＰＶＴｆ２が、更新された第１の復帰目標値ＳＶＴｆ２よりｘ度（３℃）低い第２の復帰目標値に達したことを確認する毎に、第１の復帰目標値ＳＶＴｆ２を所定値ｙ（８℃）ずつ増大更新する。かかる動作を繰り返しながら（つまりｙ−ｘ＝５℃ずつの水温上昇を確認しながら）、標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄに徐々に近づけられる。

簡易的には、ステップＳ５で所定値ｘを特に設定せず（ｘ＝０℃）、所定値ｙ（例えば５℃）の上昇を確認しつつ、所定値ｙ上昇させた値に更新するようにしてもよい。一方、所定値ｘ（＜ｙ）を設定することで、更新直後の昇温速度に近い速度を維持しつつ速やかに昇温させることができる。

このようにして、徐々に上昇する実温度ＰＶＴｆ２が標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄに達したとステップＳ７で判定された後は、基本的に実温度ＰＶＴｆ２を標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄに維持する制御が継続される。

以上のように、凍結抑制制御から通常制御に移行する間の復帰制御において、目標温度ＳＶＴｆ２を初めから通常制御時での最終的な標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄに一気に切り換えることなく、最小目標温度ＳＶＴｆ２＿ｍｉｎを初期値とした復帰目標値を徐々に上昇させて標準目標値Ｔｆ２＿ｓｔｄに収束するようにした。このため、実温度ＰＶＴｆ２の水温が徐々に上昇するのに伴って水循環量が徐々に減少する。これにより、水循環路の水の再凍結を抑制しつつ速やかに通常制御に移行させることができる。

特に、本実施形態では、実温度ＰＶＴｆ２が標準目標値ＳＶＴｆ２の上昇に追従して上昇したことを確認しつつ標準目標値ＳＶＴｆ２の上昇を更新する構成としたため、より、安定した凍結抑制機能を得ることができる。ただし、簡易的には、所定時間毎に標準目標値ＳＶＴｆ２を漸増させる構成としてもよい。

詳細には、上記復帰制御により、水循環量を所定量以上確保することができるため、凍結抑制制御の解除条件（外気温度や循環水温）を過度に高く設定する必要がなくなる。これにより、凍結抑制制御の継続時間を短縮できるので、システム１００の運転効率を良好に維持できる。

また、凍結抑制制御の継続時間短縮により、貯湯タンク２内の湯温低下を少なく抑えることができる。
一方、通常制御に速やかに移行することができるため、一時的に低下した貯湯タンク２内の湯温を速やかに上昇回復させることができる。

特に、発電装置として固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を使用したシステムの場合、長時間連続運転であり、高水温で熱回収できるため、多少の水温低下は影響が小さくて済む。

また、復帰制御中（又は凍結抑制制御中）は、発電装置１の発電量を増大して発熱量を増大することにより水の昇温を促進して、通常制御への復帰をより早めることができる（又は、凍結抑制制御時間を短縮できる）。この場合、発電装置１の発電量を予め増大設定し、システム１００内に蓄電池を備えている場合には、余剰電力を該蓄電池に充電するようにしてもよい。また、発電装置１をシステム１００外の蓄電池または駐車中の電気自動車ないしハイブリッド車に搭載された蓄電池と接続し、上記余剰電力を該蓄電池に充電することもできる。

図３は、上記のように復帰制御中に蓄電池に余剰電力を蓄電する例を示す。
ＰＣＳ（パワーコンディショナー）３１は、発電装置１で発生した直流電力を取り出し、交流電力に変換して、家庭内負荷３２に供給する。なお、発電装置１の発電電力が家庭内負荷３２の需要電力に満たない場合は、不足分として、系統電源３３からの系統電力が家庭内負荷３２に供給される。

電力計測器３４は、本システム１００（ＰＣＳ３１）及び系統電源３３との間の電力線に付設され、ＰＣＳ３１と系統電力３３から家庭内負荷３２に供給される電力を計測する。

電力計測器３４と家庭内負荷３２とを結ぶ電力線からスイッチ３５を介して蓄電池３６が配設される。蓄電池３６は、図示一点差線で示すようにシステム１００外に配設される蓄電池（家庭内蓄電池、電気自動車ないしハイブリッド車に搭載された蓄電池等）、あるいは、図示二点鎖線で示すようにシステム１０１内に配設される蓄電池（システムの起動時にも使用される蓄電池等）のいずれにも同様に適用できる。

上記凍結抑制制御及び復帰制御を行うコントローラ２１は、基本的な制御として、電力計測器３４からの計測値に基づき、家庭内負荷３２の需要電力に応じて発電装置１の発電電力を制御する。また、発電電力の目標値に基づいてＰＣＳ３１により、発電装置１から取り出す電流を設定・制御する。さらに、家庭内負荷３２の需用電力が急減する等、電力計測器３４からの計測値に基づいて供給電力が需要電力に対して過剰となる逆潮流の発生を予測する。そして、逆潮流の発生を予測したときは、該逆潮流抑制のため、発電装置１からの発電電力を減少制御しつつ、スイッチ３５をＯＮとして一時的に過剰な電力を、蓄電池３６に蓄電する。

蓄電池を備えた上記構成において、コントローラ２１は、上記凍結抑制制御を解除して通常制御に移行する復帰制御中（又は凍結抑制制御中）に発電装置１の発電電力を一時的に増大させる。そして、ＰＣＳ３１の制御によって取出電流を増大し、スイッチ３５をＯＮとして余剰電力を蓄電池３６に蓄電する。このようにすれば、逆潮流を抑制しつつ十分に発電量を増大して通常制御への復帰時間（又は凍結抑制制御時間）を可及的に短縮することができる。

本実施形態では、第２流路５における発電装置出口側の水温制御のために、第３温度センサ１２で検出される発電装置出口温度を目標温度に制御するものを示した。この他、第２流路５における上記以外の箇所の水温を目標温度に制御してもよい。例えば、第４温度センサ１３で検出される貯湯タンク２の入口温度Ｔｓ１を目標温度に制御するようにしてもよい。

ところで、上記のように凍結抑制機能を持たせた復帰制御中及び復帰後の通常制御中でも、強い風が吹いてラジエータ３の冷却量が急増するなど、何らかの要因によって凍結条件が成立する場合が考えられる。

そこで、本実施形態では、復帰制御中及び復帰後の通常制御中も凍結条件成立の有無を判定する（ステップＳ１，ステップＳ６，ステップＳ８）。そして、凍結条件成立が成立した場合は、ステップＳ２に戻って、凍結抑制制御を実行する。

このように、常に凍結条件を監視しつつ、該条件の成立する時には凍結抑制制御を実行することにより、凍結をより確実に抑制することができる。
一方、発電装置として固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）を使用したシステムのように、毎日所定時間の運転と停止を断続する運転を基本とするシステムにおいては、システムの停止中に、水循環路の水が凍結することがある。

また、発電装置として固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を使用したシステムのように、連続運転を基本とするシステムでは、上記の水循環路の水が凍結する惧れがある状況を判定しつつ凍結抑制制御を実行することにより、通常は、凍結を抑制することが可能である。しかし、システムを長時間停止した後での運転再開時等には、停止中に水循環路の水が凍結していることがある。

図４は、かかる凍結状態の判定を含む第２実施形態の制御フローを示す。
ステップＳ１１では、発電装置１出口側の温度（実温度）Ｔｆ２が、上限設定温度Ｔｆ２＿ｍａｘを超えているか否かを判定する。なお、循環水の発電装置出口温度Ｔｆ２は、例えば燃料電池システムの排ガスから熱を回収する熱交換部１６における循環水の出口温度を測定するセンサで兼用してもよい。

上限設定温度Ｔｆ２＿ｍａｘを超えていると判定されたときは、ステップＳ１２で水循環路の水が凍結している可能性が大きいと判定を下す。
すなわち、水循環路の水が凍結すると、水循環路（主にラジエータ３）閉塞し、水が循環しない、或いは水循環路の流路断面積が減少するため、第２流路５内の水、特に発電装置１の出口付近に滞留する水は発電装置１からの熱を受け続けて過度に温度上昇する。その結果、実温度Ｔｆ２が、上限設定温度Ｔｆ２＿ｍａｘを超えることとなるので、凍結している可能性が大きい状況と判定することができる。

そして、水循環路の水が凍結している可能性が大きいと判定されたときは、無理な運転によるシステム１００への悪影響、ひいては故障発生を抑制するため、ステップＳ１３でシステム１００の運転停止の指示を出力する。

一方、ステップＳ１１で実温度Ｔｆ２が、上限設定温度Ｔｆ２＿ｍａｘを超えていないと判定されたときは、水循環路の水は凍結していないと判断し、ステップＳ１以降へ進む。そして、第１実施形態と同様に、凍結条件を判定し、水循環路の水が凍結する惧れがあるときに凍結抑制制御を実行する。

尚、以上に本発明の実施形態を図面に基づいて説明したが、図示の実施形態はあくまで本発明を例示するものであり、本発明は、説明した実施形態により直接的に示されるものに加え、特許請求の範囲内で当業者によりなされる各種の改良・変更を包含するものであることは言うまでもない。

例えば、本発明の実施形態において水循環装置は発電装置１のケース１ａ内に収納される例を示したが、タンクケース９内に収納してもよい。また、本発明の実施形態において、ヒータ３ｂはラジエータ３の近傍に設けてラジエータ３を通過する水を加熱する例を示したが、水循環路の近傍に設けて水循環路内の水を加熱してもよい。

１…発電装置
２…貯湯タンク
３…ラジエータ
４…第１流路
５…第２流路
６…水循環装置
７…出湯管
８…給水管
９…タンクケース
９ａ…通気孔
１０…第１温度センサ
１１…第２温度センサ
１２…第３温度センサ
１３…第４温度センサ
１４…第５温度センサ
２１…コントローラ
１００、１００’…コジェネレーションシステム

Claims (8)

1. 発熱を伴って発電する発電装置と、
   水を蓄える貯湯タンクと、
   該貯湯タンク内の水を前記発電装置の熱交換部に供給する第１流路と、
   前記発電装置の熱交換部で加熱された湯水を前記貯湯タンク内に供給する第２流路と、
   前記発電装置，前記貯湯タンク，前記第１流路及び前記第２流路を含んで構成される水循環路内で水を循環させる水循環装置と、
   前記第２流路の水温を計測する温度計測部と、
   前記第２流路の所定箇所における水温を標準目標値に近づけるよ
   うに前記水循環装置を動作させる通常制御と、
   前記水循環路の凍結条件成立時に、前記水循環路内の水の凍結を
   抑制する凍結抑制制御と、
   前記凍結抑制制御から前記通常制御への移行時に、前記第２流路
   の所定箇所における水温の第１の復帰目標値を前記通常制御用の標
   準目標値まで段階的に上昇させる復帰制御と、
   を実行する制御部と、
   を配設したことを特徴とするコジェネレーションシステムの制御装置。
2. 前記制御部は、前記復帰制御において、前記温度計測部によって取得される前記第２流路の水温が、前記第１の復帰目標値近傍に設定した、前記第１の復帰目標値より小さい第２の復帰目標値に到達したことを確認する毎に、前記第１の復帰目標値を所定量ずつ増大した値に更新することを特徴とする請求項１に記載のコジェネレーションシステムの制御装置。
3. 前記制御部は、前記復帰制御において、前記温度計測部によって取得される前記第２流路の水温が、前記第１の復帰目標値に到達したことを確認する毎に、前記第１の復帰目標値を所定量ずつ増大した値に更新することを特徴とする請求項１に記載のコジェネレーションシステムの制御装置。
4. 前記第１流路に冷却用のラジエータが介装され、前記凍結条件の解除条件として、前記ラジエータの入口温度と出口温度の温度差が所定値以下に減少したことを含むことを特徴とする請求項１に記載のコジェネレーションシステムの制御装置。
5. 前記制御部は、前記通常制御において、前記第２流路の所定箇所における水温の計測値が前記標準目標値より高いときは前記水循環路の水循環量を増大させ、前記計測値が前記標準目標値より低いときは前記水循環路の水循環量を減少させるように前記水循環装置を動作させる制御を更に含むことを特徴とする請求項１に記載のコジェネレーションシステムの制御装置。
6. 前記制御部は、前記復帰制御において、前記発電装置の発電量を増大し、余剰電力を本システム内またはシステム外に備えられた蓄電池に蓄電することを特徴とする請求項１に記載のコジェネレーションシステムの制御装置。
7. 前記制御部は、前記第２流路の所定箇所における水温が設定上限温度以上となったときに前記水循環路に凍結を生じたと判定することを特徴とする請求項１に記載のコジェネレーションシステムの制御装置。
8. 発熱を伴って発電する発電装置と、水を蓄える貯湯タンクと、該貯湯タンク内の水を前記発電装置の熱交換部に供給する第１流路と、前記発電装置の熱交換部で加熱された湯水を前記貯湯タンク内に供給する第２流路と、前記発電装置，前記貯湯タンク，前記第１流路及び前記第２流路で構成される水循環路内で水を循環させる水循環装置と、を含むコジェネレーションシステムの制御方法であって、
   前記第２流路の所定箇所における水温を標準目標値に近づける通常制御を実行し、
   前記水循環路の凍結条件成立時に凍結抑制制御を実行し、
   前記凍結条件が解除されて、前記凍結抑制制御から前記通常制御への移行時に、前記水温の目標値を前記通常制御時用の標準目標値まで徐々に上昇させる復帰制御を実行する、
   ことを特徴とするコジェネレーションシステムの制御方法。

Images