(57)【要約】【課題】熱電供給システムの総合効率を向上させる。【解決手段】制御装置１６は、需要家における電力需要が燃料電池システム１における燃料電池ユニット１０の定格出力未満の場合に、燃料電池ユニット１０を熱主電従モードで発電させた場合の電力の出力を試算し、試算した出力が需要家の熱需要より大きい場合、熱主電従モードで発電するように燃料電池ユニット１０を制御する。【選択図】図４
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
需要家における電力需要が、発電部と、前記発電部による発電により発生した熱を利用する熱利用部とを有する熱電供給装置における前記発電部の定格出力未満の場合に、前記需要家における熱需要に応じて前記発電部で発電される電力の出力を試算する試算手段と、
前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する制御手段と、
を備えた電力制御装置。
【請求項２】
前記試算手段は、燃料電池を用いて発電を行う前記発電部で発電される電力の出力を試算する
請求項１記載の電力制御装置。
【請求項３】
前記試算手段は、前記発電部で使用されるガスのコストと、購入する電力のコスト及び前記発電部で発電した電力を売電することによって得られる利益の少なくとも一方と、を比較して、前記需要家における光熱費が少なくなるように補正した前記出力を試算する
請求項１又は請求項２記載の電力制御装置。
【請求項４】
前記制御手段は、前記熱需要に応じて前記発電部で発電した電力のうち、前記電力需要を超える電力を配電網に逆潮流させる
請求項１〜請求項３の何れか１項に記載の電力制御装置。
【請求項５】
前記発電部における前記熱需要に応じた発電への移行の可否を受け付ける受付手段を備え、
前記受付手段で前記熱需要に応じた発電への移行を許可する指示を受け付け、且つ、前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合に、前記制御手段は、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する
請求項１〜請求項４の何れか１項に記載の電力制御装置。
【請求項６】
コンピュータを、
需要家における電力需要が、発電部と、前記発電部による発電により発生した熱を利用する熱利用部とを有する熱電供給装置における前記発電部の定格出力未満の場合に、前記需要家における熱需要に応じて前記発電部で発電される電力の出力を試算する試算手段と、
前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する制御手段、
として機能させるための電力制御プログラム。
【請求項７】
発電部、及び前記発電部による発電により発生した熱を利用する熱利用部を有する熱電供給装置と、
前記熱電供給装置が設置された需要家の電力需要が、前記熱電供給装置における前記発電部の定格出力未満の場合に、前記需要家の熱需要に応じて前記発電部で発電される電力の出力を試算する試算手段、及び前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する制御手段、を有する電力制御装置と、
を備えた熱電供給システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力制御装置、電力制御プログラム及び熱電供給システムに関するものであり、特に余剰電力を逆潮流する電力制御装置、電力制御プログラム及び熱電供給システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
環境意識の高まりに伴い、排熱の有効利用を図ることのできるコージェネレーションシステムが分散型電源として注目されており、特に、燃料電池システムは、その発電効率の高さから注目されている。
【０００３】
それに伴い、燃料電池で発電した際の化学反応等によって生じる熱を用いて給湯することのできるコージェネレーションシステムが家庭等の様々な施設にも普及しつつある（例えば、特許文献１〜３参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００７−２７４８２１号公報
【特許文献２】特開２００７−２７０７３５号公報
【特許文献３】特開２００６−２１４６０７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
こうしたコージェネレーションシステム（熱電供給システムともいう。以下、燃料電池を用いて発電及び熱供給を行う「燃料電池システム」を例にして説明する）において施設の電力需要に基づいて発電を行う場合、例えば当該施設の給湯需要に対応した量のお湯を生成するのに必要な熱量を超える熱が排出される場合がある。この場合、発電に伴って排出される熱のうち、お湯の生成に利用されない熱はラジエータ等で放熱されることになる。
【０００６】
したがって、施設の電力需要にあわせて発電を行う場合であっても、燃料電池システムにおける発電効率及び熱の利用効率を考慮した指標である総合効率が低下することがある。
【０００７】
本発明は上記事実を鑑みてなされたものであり、発電する電力の出力を電力需要から決定する場合と比較して、熱電供給システムの総合効率を向上させることができる電力制御装置を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記目的を達成するために、本発明の電力制御装置は、需要家における電力需要が、発電部と、前記発電部による発電により発生した熱を利用する熱利用部とを有する熱電供給装置における前記発電部の定格出力未満の場合に、前記需要家における熱需要に応じて前記発電部で発電される電力の出力を試算する試算手段と、前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する制御手段と、を備える。
【０００９】
また、本発明の電力制御プログラムは、コンピュータを、需要家における電力需要が、発電部と、前記発電部による発電により発生した熱を利用する熱利用部とを有する熱電供給装置における前記発電部の定格出力未満の場合に、前記需要家における熱需要に応じて前記発電部で発電される電力の出力を試算する試算手段と、前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する制御手段、として機能させる。
【００１０】
また、本発明の燃料電池システムは、発電部、及び前記発電部による発電により発生した熱を利用する熱利用部を有する熱電供給装置と、前記熱電供給装置が設置された需要家の電力需要が、前記熱電供給装置における前記発電部の定格出力未満の場合に、前記需要家の熱需要に応じて前記発電部で発電される電力の出力を試算する試算手段、及び前記試算手段で試算した前記出力が前記電力需要より大きい場合、前記熱需要に応じた発電を行って前記出力の電力を供給するように前記発電部を制御する制御手段、を有する電力制御装置と、を備える。
【発明の効果】
【００１１】
本発明の電力制御装置によれば、発電する電力の出力を電力需要から決定する場合と比較して、熱電供給システムの総合効率を向上させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】燃料電池システムの構成例を示す図である。
【図２】燃料電池ユニットにおける発電の出力と発電効率との関係の一例を示す図である。
【図３】コンピュータを用いて制御装置を実現する場合の構成例を示す図である。
【図４】第１実施形態に係る電力制御処理の流れの一例を示すフローチャートである。
【図５】燃料電池ユニットにおける発電の出力と発電効率との関係の一例を示す図である。
【図６】第２実施形態に係る電力制御処理の流れの一例を示すフローチャートである。
【図７】モード移行設定領域の一例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。なお、機能及び作用が同じ部材及び処理には、全図面を通して同じ符合を付与し、重複する説明を適宜省略する。
【００１４】
＜第１実施形態＞
図１に、本実施形態に係る燃料電池システム１の一例を示す。燃料電池システム１は、燃料電池ユニット１０、貯湯ユニット２０、バックアップ熱源機３０及び分電盤４０を含み、燃料電池ユニット１０で発電された電力が分電盤４０を介して負荷５０に供給される。
【００１５】
このうち、燃料電池ユニット１０には、燃料処理装置１１、空気供給装置１２、セルスタック１３、パワーコンディショナー（Power Conditioning System：ＰＣＳ）１４、熱回収装置１５、制御装置１６及び操作装置１７が含まれる。
【００１６】
燃料処理装置１１は、ガスに含まれるメタンなどに水を反応させてメタンなどを水素に改質する水蒸気改質法を用いて、ガスから水素を生成する装置である。生成された水素はセルスタック１３に供給される。
【００１７】
空気供給装置１２は、空気を取り込み、空気中に含まれる酸素をセルスタック１３に供給する。
【００１８】
セルスタック１３は、酸化イオン導電性セラミックを用いた電解質を燃料極及び空気極で挟むことで形成された複数のセルを直列に接続した、いわゆるＰＥＦＣ(Polymer Electrolyte Fuel Cell)型の燃料電池デバイスである。セルの燃料極に燃料処理装置１１で生成された水素が供給され、セルの空気極に空気供給装置１２から送られた空気に含まれる酸素が供給されると、セルの電気化学反応によりセルスタック１３で発電が行われる。
【００１９】
なお、セルスタック１３で発電された電気は直流であるため、ＰＣＳ１４で交流に変換されてから、分電盤４０に供給される。
【００２０】
分電盤４０は、燃料電池ユニット１０で発電された電力を電気事業者が供給する商用電力に連系させる系統連系を行い、燃料電池システム１を有する施設（以降、「需要家」という）内のテレビやエアコンといった電力を消費する機器（以降、「負荷５０」という）に系統連系した電力を供給する。また、分電盤４０は、燃料電池ユニット１０で発電された電力のうち、負荷５０で消費されない電力（以降、「余剰電力」という）がある場合、余剰電力を電気事業者の配電網に逆潮流させ、電気事業者に対して売電を行う。
【００２１】
したがって、分電盤４０は、例えばスマートメーター等の電力計を用いて、負荷５０の消費電力、電気事業者からの購入電力及び電気事業者への売電電力を記録する。
【００２２】
一方、熱回収装置１５は、セルスタック１３での発電の際に行われる電気化学反応や図示しないアノードオフガスの燃焼反応によって発生した熱を回収し、回収した熱を貯湯ユニット２０に供給する。
【００２３】
貯湯ユニット２０は、熱回収装置１５から供給された熱を用いて、図示しない熱交換器で水を温め、その結果得られた予め定めた温度のお湯を図示しないタンクに貯湯する。そして、貯湯ユニット２０は、需要家内に設置された蛇口等の給湯設備へ給湯し、需要家で使用される１日あたりの給湯量Ｈを日毎に記録する。なお、給湯量Ｈの記録期間は一例であり、例えば１時間あたりの給湯量Ｈ等、日単位以外の期間における給湯量Ｈを記録するようにしてもよい。
【００２４】
需要家でのお湯の使用量が、セルスタック１３の発電による熱によって得られるお湯の量より多くなる場合には、バックアップ熱源機３０で生成したお湯を貯湯ユニット２０の図示しないタンクに貯湯する。
【００２５】
なお、上述した燃料電池ユニット１０の各処理は、制御装置１６によって制御される。また、ここでは熱回収装置１５で回収した熱を利用してお湯を生成する例を示したが、例えば熱回収装置１５で回収した熱を冷暖房等の空調に用いてもよいし、給湯及び空調の両方に用いてもよい。また、ボイラの予熱など、熱を用いる用途であれば、使途は限定されない。以降では、熱回収装置１５で回収した熱を利用してお湯を生成する場合を例にして、本発明の説明を行う。
【００２６】
操作パネル１７１及び報知パネル１７２を備える操作装置１７は、例えば需要家内の部屋等に設置され、制御装置１６と接続される。制御装置１６は、操作装置１７に含まれる操作パネル１７１を介してユーザが設定した指示を受け付けると、ユーザの指示に従った処理を行うように燃料電池ユニット１０の各装置を制御する。すなわち、操作装置１７は、開示の技術に係る受付手段の一例である。また、制御装置１６は、燃料電池ユニット１０内の各装置の動作状況に関する情報（以降、「稼動情報」という）を収集し、収集した稼動情報を操作装置１７に通知する。
【００２７】
燃料電池ユニット１０の稼動情報を受け付けた操作装置１７は、受け付けた稼動情報を、例えば液晶モニタ及びスピーカといった出力デバイスを含む報知パネル１７２を介してユーザに報知する。
【００２８】
なお、燃料電池ユニット１０における運転モードには、「電主熱従モード」及び「熱主電従モード」と呼ばれる、少なくとも２つの形態が存在する。
【００２９】
電主熱従モードとは、負荷５０の消費電力、すなわち、需要家における電力需要を分電盤４０から取得し、燃料電池ユニット１０の定格出力ＰVの範囲内において、取得した電力需要にあわせて発電する発電形態である。例えば、負荷５０の消費電力が燃料電池ユニット１０の定格出力ＰVより少ない値、例えば０．５ｋＷであれば、電主熱従モードで運転中の燃料電池ユニット１０は、負荷５０の消費電力に追従して０．５ｋＷの電力を発電する。
【００３０】
ここで、燃料電池ユニット１０における定格出力ＰVの設定に関して、図２を用いて説明する。図２は、燃料電池ユニット１０における発電の出力と発電効率との関係の一例を示す図である。なお、燃料電池ユニット１０における発電効率とは、ガスから供給される熱量のうち、電力に変換された熱量の割合をいう。
【００３１】
火力発電所等で用いられるタービン式発電機の場合、一般的に、出力が大きくなるにつれて発電効率も上昇する傾向が見られる。しかし、燃料電池を用いて発電する燃料電池ユニット１０の場合、図２に示すように、燃料電池ユニット１０における出力と発電効率との関係は、縦軸に発電効率、横軸に出力をとった場合、極大値を有するグラフ２１によって表される。すなわち、燃料電池ユニット１０では、出力が規定値に達するまでは出力が大きくなるにつれて発電効率も上昇するが、出力が規定値を超えると発電効率が低下し始める特性を有する。
【００３２】
したがって、多くの場合、発電効率が最高となる出力や、予め定めた効率（目標効率）を上回る範囲内での最高出力を燃料電池ユニット１０の定格出力ＰVとして設定するが、定格出力の設定方法に制限はなく、発電効率が最高となる出力とは異なる出力を定格出力ＰVとしてもよい。本実施の形態に係る燃料電池ユニット１０では、一例として発電効率が最高となる出力を定格出力ＰVに設定している。
【００３３】
なお、燃料電池ユニット１０の耐久性能は、例えば、定格出力ＰVで常時出力を行っても、予め定めた期間（例えば、製品保証期間）における故障率が予め定めた値以下となるように設計されることもある。したがって、燃料電池ユニット１０の定格出力ＰVとは、燃料電池ユニット１０で常時出力することができる最大電力ということもできる。
【００３４】
一方、熱主電従モードとは、例えば需要家で使用される単位期間あたり（例えば１日あたり）の給湯量、すなわち、需要家における給湯需要を例えば貯湯ユニット２０から取得し、燃料電池ユニット１０の定格出力ＰVの範囲内において、取得した給湯需要に対応した量のお湯を生成する熱が得られるような出力で発電する発電形態である。例えば需要家において、１日あたり６０℃のお湯を１００Ｌ使用する場合、燃料電池ユニット１０は、当該給湯量をまかなうことができる熱を排出する出力にあわせて発電する。なお、給湯需要は、開示の技術における熱需要の一例である。
【００３５】
制御装置１６の試算部１８は、燃料電池ユニット１０が熱主電従モードで発電を行った場合に負荷５０に供給することができる電力を試算する。
【００３６】
制御装置１６は、試算部１８が試算した試算結果に基づいて、電主熱従モード又は熱主電従モードの何れの運転モードで発電するか決定し、決定した運転モードに従って燃料電池ユニット１０を制御する。
【００３７】
なお、制御装置１６は、開示の技術に係る電力制御装置の一例であり、制御装置１６を除いた燃料電池ユニット１０は、熱電供給装置の一例である。そして、燃料電池システム１は、開示の技術に係る熱電供給システムの一例である。また、セルスタック１３は、開示の技術に係る発電部の一例であり、熱回収装置１５は、開示の技術に係る熱利用部の一例である。
【００３８】
上記に説明した燃料電池ユニット１０を制御する制御装置１６は、例えばコンピュータ１００を用いて実現することができる。
【００３９】
図３は、コンピュータ１００を用いて制御装置１６を実現する場合の構成例を示す図である。
【００４０】
コンピュータ１００は、プログラムを処理するＣＰＵ(Central Processing Unit)１０２、ＣＰＵ１０２によるプログラムの実行時のワークエリア等として用いられるＲＡＭ(Random Access Memory)１０４、プログラムや各種パラメータ等が予め記憶されたＲＯＭ(Read Only Memory)１０６、コンピュータ１００と外部装置等を接続するインターフェースであるＩ／Ｏ１０８、及びバス１１０を備える。ＣＰＵ１０２は、開示の技術に係る試算手段及び制御手段の一例である。
【００４１】
バス１１０には、ＣＰＵ１０２、ＲＡＭ１０４、ＲＯＭ１０６及びＩ／Ｏ１０８が接続され、各種データの転送が行われる。
【００４２】
また、Ｉ／Ｏ１０８には、空気ブロア５、燃料ブロア６、水ポンプ７、ＰＣＳ１４、熱回収装置１５、操作装置１７及び分電盤４０が接続されている。
【００４３】
ここで、空気ブロア５は空気を空気供給装置１２に送り込む装置であり、燃料ブロア６はガス等の燃料を燃料処理装置１１に送り込む装置である。また、水ポンプ７は、燃料処理装置１１に水を送り込む装置である。
【００４４】
ＣＰＵ１０２は、ＰＣＳ１４が検出したセルスタック１３の電流に基づいて、空気ブロア５、燃料ブロア６及び水ポンプ７を制御して、燃料電池ユニット１０の発電量を制御する。なお、図１及び図３では、ＰＣＳ１４と制御装置１６とを異なる装置として記載したが、制御装置１６とＰＣＳ１４との機能を一体化させて構成してもよい。
【００４５】
なお、Ｉ／Ｏ１０８に接続される装置等は一例であり、他の装置等が接続される場合がある。例えば、インターネット等のネットワークに接続し、他の情報端末との間でデータを送受信する通信装置をＩ／Ｏ１０８に接続してもよい。
【００４６】
次に、図４を参照して、燃料電池システム１の作用について説明する。図４は、燃料電池システム１が電主熱従モードで負荷５０に電力を供給している場合に、ＣＰＵ１０２によって実行される電力制御プログラムに基づく電力制御処理の流れの一例を示すフローチャートである。
【００４７】
なお、電力制御プログラムはＲＯＭ１０６に予め記憶され、ＣＰＵ１０２によって読み出される。
【００４８】
まず、ステップＳ１０において、制御装置１６は、負荷５０の消費電力Ｐを分電盤４０から取得し、例えばＲＡＭ１０４の予め定めた領域に記憶する。
【００４９】
ステップＳ２０において、制御装置１６は、ステップＳ１０で取得した負荷５０の消費電力Ｐが、燃料電池ユニット１０の定格出力ＰV以上か否かを判定する。
【００５０】
負荷５０の消費電力Ｐが燃料電池ユニット１０の定格出力ＰV以上である場合、燃料電池ユニット１０で常時出力することができる最大電力を燃料電池ユニット１０から供給すれば、電気事業者から購入する電力を少なくすることができる。
【００５１】
したがって、ステップＳ８０に移行し、ステップＳ８０において制御装置１６は、電主熱従モードのまま定格出力ＰVで発電するように燃料電池ユニット１０を制御する。この場合、余剰電力は存在しないため、電気事業者の配電網に発電した電力を供給する逆潮流は行われない。そして、図４に示した電力制御処理を終了する。
【００５２】
一方、ステップＳ２０の判定処理が否定判定、すなわち、負荷５０の消費電力Ｐが燃料電池ユニット１０の定格出力ＰV未満である場合には、ステップＳ３０に移行する。
【００５３】
ステップＳ３０において、制御装置１６は、需要家において使用される１日あたりの給湯量Ｈを貯湯ユニット２０から取得して、例えばＲＡＭ１０４の予め定めた領域に記憶する。
【００５４】
ステップＳ４０において、制御装置１６の試算部１８は、ステップＳ３０で取得した給湯量Ｈを用いて、燃料電池ユニット１０を熱主電従モードで運転した場合に得られる出力ＰHを試算する。なお、出力ＰHの試算には、公知の計算手法を用いることができる。
【００５５】
ステップＳ５０において、制御装置１６は、ステップＳ４０で試算部１８が試算した、燃料電池ユニット１０を熱主電従モードで運転した場合に得られる出力ＰHと、燃料電池ユニット１０の定格出力ＰVとを比較して、出力ＰHが定格出力ＰVと等しいか否かを判定する。
【００５６】
ステップＳ５０の判定処理が肯定判定の場合、すなわち、出力ＰHが定格出力ＰVと等しい場合、燃料電池ユニット１０のセルスタック１３から排出される熱を用いて生成したお湯を需要家で無駄なく使用することができ、更に、最も効率よく燃料電池ユニット１０で発電された電力で、負荷５０の消費電力をまかなうことができる。
【００５７】
したがって、ステップＳ９０に移行し、ステップＳ９０において制御装置１６は、燃料電池ユニット１０の運転モードを電主熱従モードから熱主電従モードに切り替えるように、燃料電池ユニット１０を制御する。
【００５８】
運転モードが熱主電従モードに切り替えられた燃料電池ユニット１０は、需要家の使用する給湯量Ｈにあわせて定格出力ＰVで発電を行うことになる。この場合、余剰電力が存在するため、制御装置１６は分電盤４０を制御して、余剰電力を電気事業者の配電網に逆潮流させ、電気事業者に対して売電を行う。そして、図４に示した電力制御処理を終了する。
【００５９】
なお、発電に伴って燃料電池ユニット１０から排出される熱のうち、お湯の生成に使用される割合を「熱利用率」とすれば、ステップＳ９０の場合、熱利用率は１００％となる。また、燃料電池ユニット１０を定格出力ＰVで運転しているため、発電効率が最も高い状態で発電していることになる。また、負荷５０の消費電力のうち、燃料電池ユニット１０で発電される電力でまかなうことのできる割合を「電力自給率」とすれば、ステップＳ９０の場合、電力自給率は１００％ということになる。
【００６０】
一方、ステップＳ５０の判定処理が否定判定の場合、すなわち、出力ＰHが定格出力ＰVとは異なる場合、ステップＳ６０に移行する。
【００６１】
ステップＳ６０において、制御装置１６は、ステップＳ４０で試算部１８が試算した、燃料電池ユニット１０を熱主電従モードで運転した場合に得られる出力ＰHと、ステップＳ１０で取得した負荷５０の消費電力Ｐとを比較して、出力ＰHが消費電力Ｐより大きいか否かを判定する。
【００６２】
ステップＳ６０の判定処理が肯定判定の場合、すなわち、出力ＰHが消費電力Ｐより大きい場合、燃料電池ユニット１０のセルスタック１３から排出される熱を用いて生成したお湯を需要家で無駄なく使用することができ、しかも、燃料電池ユニット１０で発電された電力で、負荷５０の消費電力をまかなうことができる。
【００６３】
したがって、ステップＳ１００に移行し、ステップＳ１００において制御装置１６は、燃料電池ユニット１０の運転モードを電主熱従モードから熱主電従モードに切り替えるように、燃料電池ユニット１０を制御する。
【００６４】
運転モードが熱主電従モードに切り替えられた燃料電池ユニット１０は、需要家の使用する給湯量Ｈにあわせて出力ＰHで発電を行うことになる。この場合、余剰電力が存在するため、制御装置１６は分電盤４０を制御して、余剰電力を電気事業者の配電網に逆潮流させ、電気事業者に対して売電を行う。そして、図４に示した電力制御処理を終了する。
【００６５】
なお、ステップＳ１００の場合もステップＳ９０と同じく、熱利用率が１００％で、電力自給率も１００％ということになる。
【００６６】
一方、ステップＳ６０の判定処理が否定判定の場合、すなわち、出力ＰHが消費電力Ｐ以下である場合、燃料電池ユニット１０の運転モードを熱主電従モードに切り替えると、需要家で使用する給湯量Ｈはまかなうことができるが、負荷５０の消費電力をまかなうことができないため、電気事業者から商用電力を購入することになる。
【００６７】
したがって、ステップＳ７０に移行し、ステップＳ７０において制御装置１６は、電主熱従モードでの発電を継続する。この場合、負荷５０の消費電力の変化にあわせて燃料電池ユニット１０で発電が行われるため、負荷５０の消費電力をまかなうことができる。なお、燃料電池ユニット１０で発電された電力は負荷５０で消費されるため、余剰電力は発生せず、電気事業者の配電網に発電した電力を供給する逆潮流は行われない。
【００６８】
以上により、図４に示した電力制御処理を終了する。なお、制御装置１６は、燃料電池システム１が電主熱従モードで発電中の場合には当該電力制御処理を定期的に実行し、負荷５０の消費電力Ｐと、需要家における給湯量Ｈとを参照して、燃料電池システム１の運転モードを決定する。
【００６９】
このように第１実施形態に係る燃料電池システム１によれば、負荷５０の消費電力と、試算部１８で試算した、熱主電従モードにおける燃料電池ユニット１０の出力ＰHとを比較し、燃料電池ユニット１０での発電の際に排出される熱を、できるだけ無駄なく利用することで、発電効率及び熱利用率を考慮した燃料電池システム１全体の効率を表す指標である総合効率を向上させることができる。
【００７０】
したがって、燃料電池ユニット１０を電主熱従モードで常時運転させる場合と比較して、燃料電池システム１における二酸化炭素の排出量を抑制し、環境負荷の低減を実現することができる。
【００７１】
＜第１実施形態の変形例＞
上述したように、燃料電池システム１は、試算部１８で試算した熱主電従モードでの出力ＰHが負荷５０の消費電力Ｐより大きい場合、燃料電池システム１から出力される電力が試算部１８で試算した出力ＰHとなるように熱主電従モードで燃料電池ユニット１０を運転することで、発電の際に排出される熱をできるだけ無駄なく利用する。
【００７２】
しかし、需要家の中には、燃料電池システム１における発電効率及び熱利用率に加えて、ガスの料金及び電気料金をあわせた光熱費の低減に関心を寄せる需要家も存在する。
【００７３】
この場合、試算部１８は、需要家で使用される１日あたりの給湯量Ｈに基づいて出力ＰHを試算するのではなく、燃料電池システム１で使用されるガスのコストと、電気事業者から購入する電力のコスト及び電気事業者に売電することによって得られる利益の少なくとも一方と、を比較して、需要家が支払う光熱費が少なくなるように補正した出力ＰHを試算するようにしてもよい。
【００７４】
以降では、光熱費を考慮した試算部１８での処理について説明する。
【００７５】
図４のステップＳ４０において、試算部１８は、まずステップＳ３０で取得した給湯量Ｈを用いて、燃料電池ユニット１０を熱主電従モードで運転した場合に得られる出力ＰHを試算する。
【００７６】
試算部１８は、試算した出力ＰHがステップＳ１０で取得した負荷５０の消費電力Ｐより大きい場合、例えばＲＯＭ１０６に予め記憶された単位容量あたりのガス料金と、電気事業者から電気を購入する際に支払う単位電力あたりの電気料金と、電気事業者に売電する場合に得られる単位電力あたりの売電料金とを取得する。
【００７７】
そして、試算部１８は、取得したガス料金、電気料金及び売電料金を参照して、消費電力Ｐ以上、且つ、定格出力ＰV以下の各出力で発電を行った場合に、需要家が支払う光熱費を出力毎に試算し、光熱費が最も少なくなる出力を、補正した出力ＰH（以降、「出力ＰH1」という）とする。
【００７８】
具体的には、図５に示すように、燃料電池ユニット１０における出力と発電効率との関係がグラフ２１で示される場合、出力ＰHにおける発電効率はηHとなる。
【００７９】
仮に、燃料電池ユニット１０の出力を出力ＰHから定格出力ＰVまで上昇させた場合、発電に要するガスの使用量は上昇するが、燃料電池ユニット１０における発電効率もηHからηVに上昇するため、単位電力あたりの発電コストは低下する。
【００８０】
したがって、単位電力あたりの売電価格から単位電力あたりの発電コストを引いた値が正値になれば、出力ＰHを定格出力ＰVまで上昇させることで、出力ＰHの場合の熱利用率より熱利用率は低下するが発電による利益が得られるため、需要家が支払う光熱費は低下することになる。
【００８１】
反対に、燃料電池ユニット１０の出力を出力ＰHから負荷５０の消費電力Ｐまで低下させた場合、燃料電池ユニット１０の発電効率はηHからηに低下するが、発電に要するガスの使用量は減少することになる。
【００８２】
したがって、燃料電池ユニット１０の出力を出力ＰHから消費電力Ｐに低下させることよって節約されるガス料金から、燃料電池ユニット１０を出力ＰHで発電した場合の余剰電力を売電することによって得られる利益、及び燃料電池ユニット１０の出力を出力ＰHから消費電力Ｐに低下させることよって不足する湯量をバックアップ熱源機３０で生成するために用いられる電力の電気料金を引いた値が正値になれば、燃料電池ユニット１０を出力ＰHで発電させる場合に比べて、発電の際に燃料電池ユニット１０から排出される熱で給湯量Ｈをまかなうことはできなくなるが燃料電池ユニット１０におけるガスの使用量を低減することができるため、需要家が支払う光熱費は低下することになる。
【００８３】
このように試算部１８は、燃料電池ユニット１０での発電の際に排出される熱ができる限り無駄にならず、且つ、需要家が支払う光熱費が少なくなるように、需要家で使用される１日あたりの給湯量Ｈに基づいて試算した出力ＰHを補正するようにしてもよい。
【００８４】
したがって、燃料電池ユニット１０を電主熱従モードで常時運転させる場合と比較して、燃料電池システム１における二酸化炭素の排出量を抑制しつつ、需要家が支払う光熱費を低減することができる。
【００８５】
＜第２実施形態＞
第１実施形態に係る燃料電池システム１では、試算部１８で試算した熱主電従モードでの出力ＰHが負荷５０の消費電力Ｐより大きい場合に、燃料電池ユニット１０の運転モードを電主熱従モードから熱主電従モードに移行させた。
【００８６】
しかし、需要家の中には、例えば留守中に、燃料電池ユニット１０の運転モードを燃料電池システム１で自律的に変更させたくないといった要望を有する需要家が存在することがある。
【００８７】
第２実施形態では、ユーザの指示に従って燃料電池ユニット１０の運転モードを固定する燃料電池システム１Ａについて説明する。
【００８８】
なお、第２実施形態に係る燃料電池システム１Ａの構成は、図１に示した燃料電池システム１の制御装置１６が制御装置１６Ａに置き換えられると共に、制御装置１６Ａの置き換えに伴い、燃料電池ユニット１０が燃料電池ユニット１０Ａに置き換えられた点以外は第１実施形態に係る燃料電池システム１と同じ構成となるため説明を省略する。
【００８９】
また、燃料電池システム１Ａにおける制御装置１６Ａは、第１実施形態に係る制御装置１６と同じく、図３に示すようにコンピュータ１００を用いて実現することができる。
【００９０】
次に、図６を参照して、燃料電池システム１Ａの作用について説明する。図６は、燃料電池システム１Ａが電主熱従モードで負荷５０に電力を供給している場合に、ＣＰＵ１０２によって実行される電力制御プログラムに基づく電力制御処理の流れの一例を示すフローチャートである。
【００９１】
図６に示す電力制御処理のフローチャートが、図４に示した第１実施形態に係る電力制御処理のフローチャートと異なる点は、ステップＳ５５、Ｓ６５及びＳ１１０の各処理が追加された点である。したがって、第１実施形態に係る電力制御処理と異なる処理を中心に、第２実施形態に係る電力制御処理の説明を行う。
【００９２】
なお、図６に示す電力制御プログラムはＲＯＭ１０６に予め記憶され、ＣＰＵ１０２によって読み出される。
【００９３】
まず、燃料電池ユニット１０Ａにおける操作装置１７の操作パネル１７１に、例えば燃料電池ユニット１０Ａの運転モードが燃料電池システム１Ａの自律的な制御によって電主熱従モードから熱主電従モードに移行する動作（以降、「モード移行」という）の許可及び不許可をユーザに設定させるモード移行設定領域２２を設ける。
【００９４】
図７は、モード移行設定領域２２の一例を示す図である。図７に示すように、モード移行設定領域２２には、モード移行を許可する設定ボタン２２１と、モード移行を禁止する設定ボタン２２２が備えられている。図７の例では、設定ボタン２２２がユーザによって押下されており、モード移行の禁止が設定されている。
【００９５】
図４に示したステップＳ５０の判定処理が肯定判定の場合には、ステップＳ９０に移行して燃料電池ユニット１０の運転モードを熱主電従モードに移行させたが、図６に示したステップＳ５０の判定処理が肯定判定の場合、ステップＳ５５に移行する。
【００９６】
ステップＳ５５において、制御装置１６Ａは、モード移行設定領域２２における設定内容を操作装置１７から取得し、ユーザがモード移行を許可する設定を行っているか否かを判定する。
【００９７】
ステップＳ５５の判定処理が肯定判定の場合には、ユーザがモード移行を許可していることからステップＳ９０に移行し、ステップＳ９０において、制御装置１６Ａは、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードを電主熱従モードから熱主電従モードに切り替えるように燃料電池ユニット１０Ａを制御する。運転モードが熱主電従モードに切り替えられた燃料電池ユニット１０Ａは、需要家の使用する給湯量Ｈにあわせて定格出力ＰVで発電を行うことになる。
【００９８】
一方、ステップＳ５５の判定処理が否定判定の場合には、ユーザがモード移行を許可していないことからステップＳ１１０に移行し、ステップＳ１１０において、制御装置１６Ａは、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードを電主熱従モードのままにする。
【００９９】
すなわち、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードを電主熱従モードから熱主電従モードに移行することにより、発電の際に排出される熱で需要家が使用する給湯量Ｈをまかなうだけのお湯が生成され、且つ、電気事業者への売電が可能であったとしても、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードは電主熱従モードに維持される。
【０１００】
この場合、負荷５０の消費電力の変化にあわせて燃料電池ユニット１０Ａで発電が行われるため、負荷５０の消費電力をまかなうことができる。なお、燃料電池ユニット１０Ａで発電された電力は負荷５０で消費されるため余剰電力は発生しない。したがって逆潮流は行われない。
【０１０１】
また、図４に示したステップＳ６０の判定処理が肯定判定の場合には、ステップＳ１００に移行して燃料電池ユニット１０の運転モードを熱主電従モードに移行させたが、図６に示したステップＳ６０の判定処理が肯定判定の場合、ステップＳ６５に移行する。
【０１０２】
ステップＳ６５において、制御装置１６Ａは、ステップＳ５５と同様に、モード移行設定領域２２における設定内容を操作装置１７から取得し、ユーザがモード移行を許可する設定を行っているか否かを判定する。
【０１０３】
ステップＳ６５の判定処理が肯定判定の場合には、ユーザがモード移行を許可していることからステップＳ１００に移行し、ステップＳ１００において、制御装置１６Ａは、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードを電主熱従モードから熱主電従モードに切り替えるように燃料電池ユニット１０Ａを制御する。運転モードが熱主電従モードに切り替えられた燃料電池ユニット１０Ａは、需要家の使用する給湯量Ｈにあわせて出力ＰHで発電を行うことになる。
【０１０４】
一方、ステップＳ６５の判定処理が否定判定の場合には、ユーザがモード移行を許可していないことからステップＳ１１０に移行し、ステップＳ１１０において、制御装置１６Ａは、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードを電主熱従モードのままにする。
【０１０５】
このように第２実施形態に係る燃料電池システム１Ａによれば、ユーザが設定した燃料電池ユニット１０Ａでの運転モードの移行指示に従って、燃料電池ユニット１０Ａの運転モードを決定する。したがって、ユーザが希望する運転モードと異なる運転モードで燃料電池システム１Ａが稼動することを抑制することができる。
【０１０６】
以上、各実施形態を用いて本発明について説明したが、本発明は各実施形態に記載の範囲には限定されない。本発明の要旨を逸脱しない範囲で各実施形態に多様な変更又は改良を加えることができ、当該変更又は改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。例えば、本発明の要旨を逸脱しない範囲で処理の順序を変更してもよい。
【０１０７】
上述した実施形態では、ＰＥＦＣ型の燃料電池デバイスを用いた燃料電池ユニット１０を例にして開示の技術を説明したが、燃料電池ユニット１０は、その他のタイプの燃料電池デバイスを用いてもよい。
【０１０８】
例えば、電解質にりん酸水溶液を用いた、ＰＡＦＣ(Phosphoric Acid Fuel Cell)型の燃料電池デバイス、電解質に溶融した炭酸塩を用いた、ＭＣＦＣ(Molten Carbonate Fuel Cell)型の燃料電池デバイスや、セラミックスを用いたＳＯＦＣ（Solid Oxide Fuel Cell）型の燃料電池デバイスを用いてもよい。
【０１０９】
ＭＣＦＣ型の燃料電池デバイスは、動作温度が約６００℃〜約７００℃であり、ＳＯＦＣ型の燃料電池デバイスは、動作温度が約７００℃〜約１０００℃である。いずれも、発電効率が約４０％〜約６５％であるため、火力発電所等の発電設備の代替に使用することができる。
【０１１０】
また、上述した実施形態では、熱電供給システムの一例として、燃料電池を用いて発電及び熱供給を行う燃料電池システムを用いて本発明の説明を行ったが、本発明は、燃料電池を用いない熱電供給システムにも適用することができる。例えば、本発明は、ガスエンジン又はガスタービンを用いて発電及び熱供給を行う熱電供給システムにも適用することができる。
【０１１１】
なお、セルスタック１３での発電の際に排出される熱を利用して給湯を行う熱電供給システムにおいては、発電効率が高い機器のほうが、高出力運転を行っても、貯湯ユニット２０がお湯で満たされ（満蓄状態）、発電が継続できなくなるまでの時間が長くなるので、逆潮流に対してより好適である。また、熱電供給システムが熱を外部に放出するラジエータなどの機器を備えている場合、満蓄状態に伴い発電が停止するといった制約がなくなるため、より望ましい。
【０１１２】
更に、上述した各実施の形態では、一例として制御装置１６、１６Ａにおける電力制御処理をソフトウエアで実現する形態について説明したが、図４及び図６に示したフローチャートと同等の処理をハードウエアで処理させるようにしてもよい。この場合、電力制御処理をソフトウエアで実現する場合に比べて、処理の高速化が図られる。
【０１１３】
また、上述した各実施の形態では、電力制御プログラムがＲＯＭ１０６にインストールされている形態を説明したが、これに限定されるものではない。本発明に係る電力制御プログラムは、コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録した形態で提供することも可能である。例えば、本発明に係る電力制御プログラムを、ＣＤ(Compact Disc)−ＲＯＭ、又はＤＶＤ−ＲＯＭ等の光ディスクに記録した形態で提供してもよいし、ＵＳＢメモリ及びフラッシュメモリ等の半導体メモリに記録した形態で提供してもよい。また、燃料電池システム１、１Ａがインターネットに接続されている場合、インターネットに接続された他の装置から電力制御プログラムをダウンロードして、ＲＯＭ１０６に格納するようにしてもよい。
【符号の説明】
【０１１４】
１（１Ａ）・・・燃料電池システム、１０（１０Ａ）・・・燃料電池ユニット、１１・・・燃料処理装置、１２・・・空気供給装置、１３・・・セルスタック、１４・・・パワーコンディショナー（ＰＣＳ）、１５・・・熱回収装置、１６（１６Ａ）・・・制御装置、１７・・・操作装置、１８・・・試算部、２０・・・貯湯ユニット、３０・・・バックアップ熱源機、４０・・・分電盤、５０・・・負荷、１００・・・コンピュータ、１０２・・・ＣＰＵ、１０４・・・ＲＡＭ、１０６・・・ＲＯＭ、１７１・・・操作パネル、１７２・・・報知パネル、２２１（２２２）・・・設定ボタン
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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