(57)【要約】【課題】  デマンドレスポンス信号による電力抑制期間に、コージェネレーション装置の発電電力を十分に確保できるコージェネレーション装置の制御装置、およびコージェネレーション装置の制御方法を提供する。【解決手段】  エネルギー管理装置８１では、電力制御部８１ｃは、信号受信部８１ｂがデマンドレスポンス信号を受信した場合、電力抑制期間の開始時における貯湯タンク６３２の蓄熱量が最低量となるように、電力抑制期間が開始されるまでの燃料電池６３の発電動作を制御する。【選択図】図１
2015149862.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電電力を負荷へ供給し、発電時に湯を生成してこの生成した湯を貯める貯湯タンクの蓄熱量が第１の所定量以上になれば発電を停止するコージェネレーション装置を制御するコージェネレーション装置の制御装置であって、
前記蓄熱量の情報を取得する情報取得部と、
電力抑制期間に前記負荷へ供給される商用電力の抑制を要請するデマンドレスポンス信号を受信する信号受信部と、
前記コージェネレーション装置の発電動作を制御する電力制御部とを備え、
前記電力制御部は、前記信号受信部が前記デマンドレスポンス信号を受信した場合、前記電力抑制期間の開始時における前記貯湯タンクの蓄熱量が前記第１の所定量より小さい第２の所定量となるように、前記電力抑制期間が開始されるまでの前記コージェネレーション装置の発電動作を制御する
ことを特徴とするコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項２】
前記電力制御部は、前記電力抑制期間において、前記コージェネレーション装置の発電動作を実行させることを特徴とする請求項１記載のコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項３】
前記デマンドレスポンス信号は、前記電力抑制期間における前記商用電力の使用量の上限値に関する情報を含んでおり、
前記電力抑制期間に前記負荷へ供給される電力が、前記コージェネレーション装置の発電電力と、前記商用電力の使用量の上限値と、前記電力抑制期間に前記負荷へ電力を供給する他の電源による供給電力との和以下となるように、前記負荷の動作を制御する負荷制御部を備える
ことを特徴とする請求項１または２記載のコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項４】
前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量を予測する蓄熱量予測部と、
前記蓄熱量予測部が前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量を上回ると予測した場合に、前記貯湯タンクの湯を使用することを要求する報知信号を出力する報知信号出力部と
を備える
ことを特徴とする請求項１乃至３いずれか記載のコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項５】
前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量を予測する蓄熱量予測部を備え、
前記蓄熱量予測部が、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量を上回ると予測した場合、前記電力制御部は、前記蓄熱量を前記第２の所定量とするために排出する湯の生成コストと、前記デマンドレスポンス信号によって要請された前記商用電力の抑制を実行したときに取得する対価とを比較し、前記対価が前記生成コストを上回る場合、前記貯湯タンクの湯の排出を前記コージェネレーション装置へ指示する
ことを特徴とする請求項１乃至３いずれか記載のコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項６】
前記電力抑制期間の開始時までに使用される前記貯湯タンクの湯量を予測する使用湯量予測部を備え、
前記蓄熱量予測部は、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量に一致するか否かを、前記使用湯量予測部の予測結果を用いて判断する
ことを特徴とする請求項４または５記載のコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項７】
前記電力抑制期間が開始されるまでの期間において前記負荷へ電力を供給する太陽電池の発電電力を予測する発電電力予測部を備え、
前記蓄熱量予測部は、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量に一致するか否かを、前記使用湯量予測部の予測結果および前記発電電力予測部の予測結果を用いて判断する
ことを特徴とする請求項６記載のコージェネレーション装置の制御装置。
【請求項８】
発電電力を負荷へ供給し、発電時に湯を生成してこの生成した湯を貯める貯湯タンクの蓄熱量が第１の所定量以上になれば発電を停止するコージェネレーション装置を制御するコージェネレーション装置の制御方法であって、
前記蓄熱量の情報を取得し、
電力抑制期間に前記負荷へ供給される商用電力の抑制を要請するデマンドレスポンス信号を受信し、
前記デマンドレスポンス信号を受信した場合、前記電力抑制期間の開始時における前記貯湯タンクの蓄熱量が前記第１の所定量より小さい第２の所定量となるように、前記電力抑制期間が開始されるまでの前記コージェネレーション装置の発電動作を制御する
ことを特徴とするコージェネレーション装置の制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、一般にコージェネレーション装置の制御装置、およびコージェネレーション装置の制御方法、より詳細にはデマンドレスポンス信号を受信してコージェネレーション装置を制御するコージェネレーション装置の制御装置、およびコージェネレーション装置の制御方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来、燃料電池等のコージェネレーション装置を用いて電力供給を行う発電システムがある（例えば、特許文献１参照）。
【０００３】
コージェネレーション装置は、発電時に生じる排熱を利用して湯を生成し、この生成した湯を貯湯タンクに貯める。また、コージェネレーション装置は、排熱を利用して貯湯タンク内の湯を加熱することができる。ユーザは、この貯湯タンク内の湯を使用することができる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００２−７５３９１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
近年、電力会社によって、電力ピークカットのためのデマンドレスポンス（Demand Response）を用いたサービスが提案されている。このデマンドレスポンスは、将来の電力需要量が電力供給量に逼迫すると予測される場合、将来の電力抑制期間に商用電力の使用量を抑制することを需要家に対して、デマンドレスポンス信号を用いて予め要請する。需要家は、電力抑制期間において達成した商用電力の削減量に応じて、対価としてのインセンティブを電力会社から取得することができる。
【０００６】
そこで、電力抑制期間にコージェネレーション装置の発電電力を用いることによって、商用電力の使用量を抑えることが考えられる。しかし、コージェネレーション装置は、貯湯量が満量になり且つ湯温が上限温度に達すると（満蓄状態）、発電が停止する。従来、コージェネレーション装置の貯湯量制御は、例えば湯の過去の消費履歴に基づいて目標貯湯量が決定されており、貯湯量に依存したコージェネレーション装置の発電能力を考慮していなかった。電力抑制期間において貯湯タンクが満蓄状態になると、コージェネレーション装置は発電停止となる。
【０００７】
電力抑制期間にコージェネレーション装置が発電を停止すると、負荷への供給電力を平常時と同様に確保するために、商用電力の使用量を増やすことが考えられる。この場合、電力抑制期間における商用電力の使用量が抑制されないので、需要家は電力抑制によるインセンティブを取得することができない。さらに、電力抑制期間における電力単価は一般に高く設定されており、平常時と同じように負荷を使用すると、節電にも貢献できず、電力会社に支払う電気料金も高くなってしまう。
【０００８】
また、電力抑制期間にコージェネレーション装置が発電を停止すると、需要家は、商用電力の使用量を抑制した状態で電力抑制期間を過ごすことも考えられる。この場合、コージェネレーション装置の発電が停止した状態で、商用電力の使用量を抑制しているので、需要家はＩＨクッキングヒータ等の消費電力、瞬時電力が大きい負荷を使用できない。需要家にとって、負荷の使用を控えることは、これらの負荷を使いたいときに使えない状況になり、不満要因となる。
【０００９】
すなわち、従来、燃料電池等のコージェネレーション装置を用いて電力供給を行う場合、デマンドレスポンスによる電力抑制期間に、コージェネレーション装置の発電電力を十分に確保できない場合があるという問題があった。
【００１０】
本発明は、上記事由に鑑みてなされたものであり、その目的は、デマンドレスポンス信号による電力抑制期間に、コージェネレーション装置の発電電力を十分に確保できるコージェネレーション装置の制御装置、およびコージェネレーション装置の制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明は、発電電力を負荷へ供給し、発電時に湯を生成してこの生成した湯を貯める貯湯タンクの蓄熱量が第１の所定量以上になれば発電を停止するコージェネレーション装置を制御するコージェネレーション装置の制御装置であって、前記蓄熱量の情報を取得する情報取得部と、電力抑制期間に前記負荷へ供給される商用電力の抑制を要請するデマンドレスポンス信号を受信する信号受信部と、前記コージェネレーション装置の発電動作を制御する電力制御部とを備え、前記電力制御部は、前記信号受信部が前記デマンドレスポンス信号を受信した場合、前記電力抑制期間の開始時における前記貯湯タンクの蓄熱量が前記第１の所定量より小さい第２の所定量となるように、前記電力抑制期間が開始されるまでの前記コージェネレーション装置の発電動作を制御することを特徴とする。
【００１２】
この発明において、前記電力制御部は、前記電力抑制期間において、前記コージェネレーション装置の発電動作を実行させることが好ましい。
【００１３】
この発明において、前記デマンドレスポンス信号は、前記電力抑制期間における前記商用電力の使用量の上限値に関する情報を含んでおり、前記電力抑制期間に前記負荷へ供給される電力が、前記コージェネレーション装置の発電電力と、前記商用電力の使用量の上限値と、前記電力抑制期間に前記負荷へ電力を供給する他の電源による供給電力との和以下となるように、前記負荷の動作を制御する負荷制御部を備えることが好ましい。
【００１４】
この発明において、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量を予測する蓄熱量予測部と、前記蓄熱量予測部が前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量を上回ると予測した場合に、前記貯湯タンクの湯を使用することを要求する報知信号を出力する報知信号出力部とを備えることが好ましい。
【００１５】
この発明において、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量を予測する蓄熱量予測部を備え、前記蓄熱量予測部が、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量を上回ると予測した場合、前記電力制御部は、前記蓄熱量を前記第２の所定量とするために排出する湯の生成コストと、前記デマンドレスポンス信号によって要請された前記商用電力の抑制を実行したときに取得する対価とを比較し、前記対価が前記生成コストを上回る場合、前記貯湯タンクの湯の排出を前記コージェネレーション装置へ指示することが好ましい。
【００１６】
この発明において、前記電力抑制期間の開始時までに使用される前記貯湯タンクの湯量を予測する使用湯量予測部を備え、前記蓄熱量予測部は、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量に一致するか否かを、前記使用湯量予測部の予測結果を用いて判断することが好ましい。
【００１７】
この発明において、前記電力抑制期間が開始されるまでの期間において前記負荷へ電力を供給する太陽電池の発電電力を予測する発電電力予測部を備え、前記蓄熱量予測部は、前記電力抑制期間の開始時における前記蓄熱量が前記第２の所定量に一致するか否かを、前記使用湯量予測部の予測結果および前記発電電力予測部の予測結果を用いて判断することが好ましい。
【００１８】
本発明は、発電電力を負荷へ供給し、発電時に湯を生成してこの生成した湯を貯める貯湯タンクの蓄熱量が第１の所定量以上になれば発電を停止するコージェネレーション装置を制御するコージェネレーション装置の制御方法であって、前記蓄熱量の情報を取得し、電力抑制期間に前記負荷へ供給される商用電力の抑制を要請するデマンドレスポンス信号を受信し、前記デマンドレスポンス信号を受信した場合、前記電力抑制期間の開始時における前記貯湯タンクの蓄熱量が前記第１の所定量より小さい第２の所定量となるように、前記電力抑制期間が開始されるまでの前記コージェネレーション装置の発電動作を制御することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１９】
以上説明したように、本発明は、電力抑制期間の開始時における蓄熱量を少なくできるので、デマンドレスポンス信号による電力抑制期間に、燃料電池等のコージェネレーション装置の発電電力を十分に確保できるという効果がある。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】実施形態のエネルギー管理システムの概略を示すブロック図である。
【図２】同上のエネルギー管理システムの全体構成を示す構成図である。
【図３】同上の情報テーブルの一部を示すテーブル図である。
【図４】同上のデマンドレスポンスによる時系列の動作を示す説明図である。
【図５】同上の負荷電力の内訳を示す説明図である。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。
【００２２】
（実施形態）
エネルギー管理システム（電力管理システム）の全体構成を、図２に示す。エネルギー管理システムは、分電盤１０、自立分電盤２０、電源切替器３０、計測装置４０、電力変換装置５０、蓄電池６２、燃料電池６３、エネルギー管理装置８１、表示端末８２、ルータ８３を主構成として備える。
【００２３】
さらに、図１は、エネルギー管理システムの構成の概略を示すブロック図であり、図２の構成の一部を省略している。図１において、破線は交流電路を示し、一点鎖線は直流電路を示し、実線は情報の伝達経路を示す。
【００２４】
まず、電力供給システムは、負荷に電力を供給する電源として、系統電源６１と、蓄電池６２と、燃料電池６３と、太陽電池６４との４種類を備える。
【００２５】
系統電源６１は、電力会社のような電力供給事業者が配電網を通して商用電力を供給する商用電源である。
【００２６】
蓄電池６２は、リチウムイオン電池等で構成される。
【００２７】
燃料電池６３は、メタンあるいはプロパンを含む燃料ガスの改質により生成した水素ガスを用いるコージェネレーション装置であって、発電ユニット６３１に貯湯タンク６３２が付設されている。発電ユニット６３１は、燃料電池ユニットを用いた発電を行い、さらには発電動作時に生じる排熱を利用して湯を生成する。貯湯タンク６３２は、発電ユニット６３１の発電動作時に生成された湯を貯める。さらに、発電ユニット６３１は、貯湯タンク６３２内で湯に代えて蓄えている熱量が不足する場合、発電動作時に生じる排熱を利用して、貯湯タンク６３２内の湯を加熱する。すなわち、「発電動作時に生じる排熱を利用して湯を生成する」とは、「発電動作時に生じる排熱を利用して貯湯タンク６３２内の湯量を増やす」こと、「発電動作時に生じる排熱を利用して貯湯タンク６３２内の湯を加熱する」ことの両方の概念を含む。
【００２８】
上述のように、燃料電池６３は、発電と湯沸かしとの両方の機能を有している。そして、燃料電池６３は、貯湯タンク６３２の蓄熱量（貯湯量と湯温とで決まる）が満蓄状態になれば、発電ユニット６３１による発電を停止する。ここで、貯湯タンク６３２の貯湯量が満量になり、且つ湯温が上限温度に達した状態を、蓄熱量が上限（第１の所定量）に達した満蓄状態とする。
【００２９】
また、燃料電池６３は、燃料電池６３の動作状態の管理に用いるリモコン６３ａと通信可能である。
【００３０】
太陽電池６４は、太陽光による発電を行う。
【００３１】
本実施形態では、系統電源６１への電力の逆潮流が可能な電源として、太陽電池６４を例示しているが、太陽電池６４は、風力、水力、地熱などの自然エネルギーを用いて発電する電源に代えることが可能である。また、本実施形態では、蓄電池６２と燃料電池６３とは、系統電源６１への電力の逆潮流を行わない電源として例示している。また、燃料電池６３に代えて、ガスエンジン（ガスマイクロタービン）を用いて発電するコージェネレーション装置を用いることも可能である。
【００３２】
系統電源６１に接続された配電線Ｌ１は分電盤１０に接続される。
【００３３】
分電盤１０は、配電線Ｌ１に１次側を接続した主幹ブレーカ１１と、主幹ブレーカ１１の２次側において電力を分岐させる複数個の分岐ブレーカ１２とを筐体（図示せず）に内蔵している。それぞれの分岐ブレーカ１２は、分岐線Ｌ２を通して負荷７０に電力を供給する。図２では複数個の負荷７０に一括して符号を付しているが、符号７０は個々の負荷を意味する。
【００３４】
さらに分電盤１０は、連系ブレーカ１３と、電流センサＸ３とを内蔵する。連系ブレーカ１３は、主幹ブレーカ１１の１次側の電路（配電線Ｌ１）に接続され、電力変換装置５０と配電線Ｌ１との間に挿入される。連系ブレーカ１３は、太陽電池６４の発電電力を主幹ブレーカ１１の１次側の電路に供給する経路を形成し、また、系統電源６１から受電した電力を蓄電池６２の充電に用いる経路を形成する。連系ブレーカ１３は、いわゆるリモコンブレーカであって、電力変換装置５０からの指示によりオン／オフを切り替える。
【００３５】
電流センサＸ３は、主幹ブレーカ１１を通過する電流を検出するように配置される。図示例では、配電線Ｌ１において、連系ブレーカ１３との接続点と、主幹ブレーカ１１との間の電路を通過する電流を計測するように電流センサＸ３が配置されている。電流センサＸ３は、単相３線の２本の電圧線（Ｕ相とＷ相）の電流を個別に検出するように配置される。
【００３６】
電流センサＸ３は、具体的な構成としてコアを備える電流トランスを想定しているが、コアレスコイル（いわゆるロゴスキーコイル）あるいは磁気センサを用いる構成であってもよい。以下に説明する電流センサＸ１，Ｘ２，Ｘ４〜Ｘ７も同様であり、それぞれの電流センサＸ１，Ｘ２，Ｘ４〜Ｘ７の具体的な構成は電流センサＸ３の構成に準じる。
【００３７】
分電盤１０に内蔵された分岐ブレーカ１２のうちの１個は、単相３線に対応した分岐線Ｌ３を通して自立分電盤２０に接続される。分岐線Ｌ３には、分電盤１０の分岐ブレーカ１２から供給される電力と、電力変換装置５０から供給される電力との一方を選択して自立分電盤２０に供給する電源切替器３０が挿入されている。電源切替器３０は、分岐ブレーカ１２から供給される電力、電力変換装置５０から供給される電力のそれぞれを導通・遮断する電磁継電器を備える。
【００３８】
自立分電盤２０は、系統電源６１から電力が供給されない停電期間でも給電が必要になる負荷８０、計測装置４０、後述する計測点切替装置９０等に電力を供給する経路を形成する。図２では複数個の負荷８０に一括して符号を付しているが符号８０は個々の負荷を意味する。また、負荷８０のうち、負荷８１はエネルギー管理装置であり、負荷８２は表示端末（報知部）であり、負荷８３はルータであり、以降、エネルギー管理装置８１、表示端末８２、ルータ８３と称す。
【００３９】
また、負荷７０と負荷８０とを区別するために、負荷７０を「一般負荷」と呼び、負荷８０を「特定負荷」と称す。なお、特定負荷８０には、エネルギー管理装置８１、表示端末８２、ルータ８３が含まれる。
【００４０】
自立分電盤２０は、主幹ブレーカ２１と、主幹ブレーカ２１の２次側において電力を分岐させる複数個の分岐ブレーカ２２とを筐体（図示せず）に内蔵する。主幹ブレーカ２１の１次側は、電源切替器３０に接続しており、分電盤１０の分岐ブレーカ１２から供給される電力と、電力変換装置５０から供給される電力とのいずれか一方が供給される。それぞれの分岐ブレーカ２２は、分岐線Ｌ４を通して、特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０に電力を供給する。
【００４１】
特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０は、系統電源６１から電力が供給されている通電期間に、分電盤１０から供給される電力によって動作可能となる。また、特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０は、系統電源６１から電力が供給されていない停電期間に、電力変換装置５０から供給される電力によって動作可能となる。
【００４２】
また、分岐ブレーカ２２のうちの１つは、接続線Ｌ５を通して燃料電池６３に接続される。燃料電池６３の発電電力は、接続線Ｌ５、自立分電盤２０を経由して特定負荷８０、計測装置４０、計測点切替装置９０に供給可能になる。また、燃料電池６３が発電した電力は、主幹ブレーカ２１を通して、分電盤１０にも供給可能であるから、燃料電池６３から一般負荷７０にも電力が供給可能である。
【００４３】
電力変換装置５０は、蓄電池６２と太陽電池６４とが接続され、分電盤１０との間で電力の授受を行う機能と、自立分電盤２０に電力を供給する機能とを有する電力変換器５１を備える。さらに、電力変換装置５０は、電力変換器５１から２線で出力される電力を３線に変換するトランス５２を備える。
【００４４】
電力変換器５１は、太陽電池６４が発電した直流電力を、系統電源６１に連系可能な交流電力に変換する。また、電力変換器５１は、蓄電池６２の充電電流および放電電流を監視・制御し、蓄電池６２が放電する直流電力を交流電力に変換する。
【００４５】
さらに電力変換器５１は、連系ブレーカ１３に接続される連系端子５５と、トランス５２に電力を供給する自立出力部５６とを備える。そして、電力変換器５１は、系統電源６１の通電期間／停電期間（系統電源６１から受電可能か否か）を、連系端子５５における端子間の電圧を用いて判断する。
【００４６】
連系端子５５は、連系ブレーカ１３を介して配電線Ｌ１に接続され、系統電源６１の通電期間において系統連系が可能になっている。具体的には、連系端子５５は、単相３線式であって、接続線Ｌ６を通して連系ブレーカ１３と接続され、主幹ブレーカ１１の１次側である配電線Ｌ１に連系ブレーカ１３を介して接続される。
【００４７】
接続線Ｌ６は、太陽電池６４の発電電力あるいは蓄電池６２の蓄電電力から得られた交流電力を分電盤１０の主幹ブレーカ１１に供給する経路、あるいは太陽電池６４の発電電力を配電線Ｌ１に逆潮流させる経路として用いられる。また、接続線Ｌ６は、配電線Ｌ１を通して系統電源６１から供給される電力を用いて蓄電池６２を充電する経路としても用いられる。連系端子５５の端子間の出力電圧は、系統電源６１の線間電圧によって決められる。
【００４８】
太陽電池６４の発電電力のうち、需要家で利用されない余剰電力は配電線Ｌ１側に逆潮流しており、電力変換器５１は、逆潮流する電力を監視・制御する機能も有する。電流センサＸ２の出力は電力変換器５１に入力され、電力変換器５１は、電流センサＸ２の出力に基づいて需要家から系統電源６１に対する逆潮流が生じているか否か、および逆潮流している電力を判断する。電流センサＸ２は、単相３線における２本の電圧線を通過する電流を個別に検出するように配置される。
【００４９】
電力変換器５１は、電流センサＸ２が監視する電流の位相と、連系端子５５における端子間の電圧の位相との関係を用いて、需要家から系統電源６１に対する逆潮流が生じているか否かを判断する。連系端子５５における端子間の電圧は、連系端子５５に電気的に接続された配電線Ｌ１の線間電圧と同電圧かつ同位相になる。したがって、電力変換器５１は、連系端子５５における端子間の電圧波形と、電流センサＸ２が監視する電流波形とを用い、電圧波形の１周期分について電力を積分した積分値の符号によって、逆潮流が生じているか否かを判断する。
【００５０】
また、蓄電池６２は、系統電源６１に対する電力の逆潮流を行わない。そこで、電力変換器５１は、蓄電池６２の蓄電電力が需要家で消費されずに逆潮流しているか否かを監視するためにも、電流センサＸ２の出力を上記同様に用いる。
【００５１】
一方、電力変換器５１の自立出力部５６は、系統電源６１の通電期間にはトランス５２に電力を出力せず、系統電源６１の停電期間にはトランス５２に電力を出力する。自立出力部５６は単相２線式であって、トランス５２の１次側と２線で接続され、トランス５２への電力供給のみを行う。自立出力部５６の端子間の電圧は定電圧（たとえば、２００Ｖ）に保たれる。そして、トランス５２の２次側には自立端子５７が設けられており、この自立端子５７が出力する電力は、太陽電池６４と蓄電池６２との少なくとも一方に由来する。自立端子５７は、単相３線に対応した接続線Ｌ７を通して電源切替器３０に接続される。
【００５２】
電力変換器５１は、系統電源６１の通電期間／停電期間を、連系端子５５における端子間の電圧を用いて判断する。そして、電力変換器５１は、通電期間／停電期間の判断結果を用いて、電源切替器３０の切替動作を制御する。電源切替器３０は、電力変換器５１からの指示により、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１に接続線Ｌ３を接続する状態と、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１に接続線Ｌ７を接続する状態とを切り替える。つまり、自立分電盤２０は、系統電源６１から電力が供給されている通電期間に分電盤１０を通して電力が供給され、系統電源６１からの電力が停止する停電期間に電力変換装置５０から分電盤１０を通さずに電力が供給される。なお、電源切替器３０の切替動作は、電力変換器５１が出力する例えば接点信号によって行われるが、その信号形態は限定されない。
【００５３】
また、電力変換器５１は、通電期間／停電期間の判断結果（停電情報）を、計測装置４０へ送信する。さらに、電力変換器５１は、蓄電池６２の情報（蓄電電力、放電電力、機器情報、エラー情報等）、太陽電池６４の情報（発電電力、機器情報、エラー情報等）を、計測装置４０へ送信する。
【００５４】
なお、電力変換器５１−計測装置４０間の通信経路、電力変換器５１−蓄電池６２間の通信経路、電力変換器５１−太陽電池６４間の通信経路は、例えば、ＲＳ４８５規格に準じた仕様のシリアル通信を行う。なお、この通信路は、ＲＳ４８５規格に準じた仕様であることは必須ではなく、無線通信、または有線通信路を用いた電力線搬送通信によっても実現可能である。また、これらの通信技術を組み合わせて用いてもよい。
【００５５】
さらに、電力変換装置５０は、計測点切替装置９０に切替信号による指示を与える切替指示部５３を備える。切替指示部５３は、通電期間／停電期間を示す切替信号を計測点切替装置９０に与え、この切替信号は計測点切替装置９０を通して燃料電池６３にも伝送される。なお、この切替信号は、例えば接点信号であり、その信号形態は限定されない。
【００５６】
計測点切替装置９０は、燃料電池６３が監視する電流値を、分電盤１０に内蔵された電流センサＸ３と、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１を通過する電流を計測する電流センサＸ５とのどちらから取得するかを選択する。すなわち、計測点切替装置９０は、系統電源６１の通電期間には電流センサＸ３を燃料電池６３に接続し、系統電源６１の停電期間には電流センサＸ５を燃料電池６３に接続する。
【００５７】
燃料電池６３は、本実施形態においては電力の逆潮流を行わないから、電流センサＸ３，Ｘ５が監視する電流に基づいて、逆潮流の発生の有無を判断する。すなわち、燃料電池６３は、燃料電池６３の発電電力が、需要家で消費されずに逆潮流しているか否かを監視するために、電流センサＸ３，Ｘ５の各出力を用いる。具体的に、燃料電池６３は、系統電源６１の通電時において系統電源６１に対する電力の逆潮流を検出するために、電流センサＸ３の出力を用いる。また、燃料電池６３は、系統電源６１の停電時において接続線Ｌ７側への電力の逆潮流を検出するために、電流センサＸ５の出力を用いる。
【００５８】
すなわち、電流センサＸ３，Ｘ５の各出力は、計測点切替装置９０を介して燃料電池６３に入力され、燃料電池６３は、電流センサＸ３，Ｘ５の各出力に基づいて、燃料電池６３から出力された全電力が需要家で消費されているか否かを判断する。
【００５９】
また、燃料電池６３が発電した電力は、電流センサＸ４によって監視される。電流センサＸ４は、燃料電池６３と分岐ブレーカ２２とを接続する接続線Ｌ５を通過する電流を監視する。そして、電流センサＸ４の出力は計測装置４０に入力され、計測装置４０は接続線Ｌ５を通過する電力を監視する。
【００６０】
また、燃料電池６３は、電力変換装置５０との間で計測点切替装置９０を通して通信する。つまり、系統電源６１の通電期間／停電期間を示す切替信号が、電力変換装置５０から計測点切替装置９０を通して燃料電池６３にも通知される。したがって、燃料電池６３は、電力変換装置５０の連系端子５５と自立端子５７とのどちらから電力供給がなされているかを認識することができる。
【００６１】
また、電力変換装置５０は、利用者による動作の指示および監視を可能にするために、リモコン５４と通信する。
【００６２】
需要家において主幹ブレーカ１１の１次側の配電線Ｌ１には、系統電源６１から受電した電力を計量するために電流センサＸ１が配置される。
【００６３】
また、配電線Ｌ１において、電流センサＸ１と主幹ブレーカ１１との間には、系統電源６１への逆潮流を検出するために、電流センサＸ２が配置される。電流センサＸ２は、配電線Ｌ１において主幹ブレーカ１１と連系ブレーカ１３との接続点より系統電源６１に近い位置で電流を監視する。
【００６４】
また、配電線Ｌ１において、連系ブレーカ１３との接続点と、主幹ブレーカ１１との間の電路を通過する電流を計測するように、電流センサＸ３が配置されている。また、電流センサＸ４は、燃料電池６３と分岐ブレーカ２２とを接続する接続線Ｌ５を通過する電流を監視し、電流センサＸ５は、自立分電盤２０の主幹ブレーカ２１を通過する電流を計測する
また、電流センサＸ６は、分岐線Ｌ２に配置されて、一般負荷７０に供給される電流を監視する。電流センサＸ７は、分岐線Ｌ４に配置されて、特定負荷８０に供給される電流を監視する。
【００６５】
そして、計測装置４０には、電流センサＸ１，Ｘ４，Ｘ６，Ｘ７が接続されており、計測装置４０は、電流センサＸ１，Ｘ４，Ｘ６，Ｘ７が計測した各電流値を定期的に取得する。
【００６６】
計測装置４０は、電流センサＸ１が計測した電流値に基づいて系統電源６１から受電した電力を計測し、売買電情報（買電情報、売電情報）を生成する。また、計測装置４０は、電流センサＸ４が計測した電流値に基づいて燃料電池６３の発電電力を計測し、発電情報（燃料電池）を生成する。また、計測装置４０は、電流センサＸ６が計測した電流値に基づいて一般負荷７０の消費電力を計測し、消費電力情報（一般負荷）を生成する。また、計測装置４０は、電流センサＸ７が計測した電流値に基づいて特定負荷８０の消費電力を計測し、消費電力情報（特定負荷）を生成する。
【００６７】
さらに、計測装置４０は、電力変換装置５０と通信することによって、蓄電池６２の情報（蓄電電力、放電電力、機器情報、エラー情報等）、太陽電池６４の情報（発電電力、機器情報、エラー情報等）、通電期間／停電期間の判断結果を示す停電情報を取得する。
【００６８】
そして、計測装置４０は、売買電情報、消費電力情報（一般負荷）、消費電力情報（特定負荷）、蓄電池６２の情報、太陽電池６４の情報、停電情報、発電情報（燃料電池）を、エネルギー管理装置８１へ無線送信する。
【００６９】
エネルギー管理装置８１は、情報取得部８１ａと、信号受信部８１ｂと、電力制御部８１ｃと、負荷制御部８１ｄと、蓄熱量予測部８１ｅと、使用湯量予測部８１ｆと、発電電力予測部８１ｇと、表示データ生成部８１ｈとを備える（図１参照）。なお、エネルギー管理装置８１が、コージェネレーション装置の制御装置に相当する。
【００７０】
エネルギー管理装置８１は、計測装置４０と無線通信可能に構成されており、情報取得部８１ａは、売買電情報、消費電力情報（一般負荷）、消費電力情報（特定負荷）、蓄電池６２の情報、太陽電池６４の情報、停電情報、発電情報（燃料電池）を、計測装置４０から取得する。さらに、エネルギー管理装置８１は、燃料電池６３と無線通信可能に構成されており、情報取得部８１ａは、燃料電池６３の情報（貯湯タンク６３２の蓄熱量（貯湯量および湯温）、機器情報、エラー情報等）も取得する。
【００７１】
さらに、エネルギー管理装置８１は、計測装置４０と無線通信することによって、計測装置４０経由で電力変換器５１と通信可能である。
【００７２】
そして、電力制御部８１ｃは、上記各情報に基づいて、電力変換器５１および燃料電池６３を制御して、蓄電池６２、燃料電池６３、太陽電池６４の各動作を制御する。
【００７３】
例えば、電力制御部８１ｃは、系統電源６１の通電期間であれば、系統電源６１、蓄電池６２、燃料電池６３、太陽電池６４の各電力を用いて、一般負荷７０、特定負荷８０へ電力供給を行う。また、電力制御部８１ｃは、通電期間であれば、系統電源６１、太陽電池６４の各電力を用いて、蓄電池６２を充電する。また、電力制御部８１ｃは、通電期間であれば、太陽電池６４の発電電力を用いて系統電源６１へ逆潮流させる電力量も制御する。
【００７４】
また、電力制御部８１ｃは、系統電源６１の停電期間であれば、蓄電池６２、燃料電池６３、太陽電池６４の各電力を用いて、特定負荷８０へ電力供給を行う。また、電力制御部８１ｃは、停電期間であれば、太陽電池６４の電力を用いて蓄電池６２を充電する。
【００７５】
そして、エネルギー管理装置８１および表示端末８２は、互いに無線通信可能に構成されている。表示データ生成部８１ｈは、表示端末８２からの要求に応じて、上記の各情報、電力変換器５１および燃料電池６３の各制御状態等を表示端末８２に表示させるための表示情報を生成し、表示端末８２へ送信する。表示端末８２は、受信した表示情報を画面に表示し、必要であれば音声通知も行う。表示端末８２は、モニタ画面およびスピーカ等を備えた専用端末、携帯電話、パーソナルコンピュータ等を用いる。
【００７６】
さらに、エネルギー管理装置８１は、ルータ８３を通してインターネット等の広域ネットワーク１００に接続している。そして、電力供給事業者等が管理するサーバ２００も広域ネットワーク１００に接続しており、信号受信部８１ｂは、サーバ２００との間で通信が可能になる。
【００７７】
次に、本発明の要旨である、デマンドレスポンス信号による燃料電池６３の発電制御について、説明する。
【００７８】
電力供給事業者は、将来の電力需要量が電力供給量に逼迫すると予測される場合、将来の電力抑制期間に商用電力の使用量を抑制することを需要家に対して予め要請する。この商用電力の使用量の抑制要請は、サーバ２００が各需要家に設置されたエネルギー管理装置８１へデマンドレスポンス信号（以降、ＤＲ信号と称す）を送信することによって行われる。信号受信部８１ｂは、ルータ８３を通してインターネット等の広域ネットワーク１００に接続しており、ＤＲ信号を受信する。
【００７９】
ＤＲ信号は、各需要家における商用電力の削減量、電力抑制期間の各情報を含む。そして、表示データ生成部８１ｈは、ＤＲ信号を受信すると、商用電力の削減量、電力抑制期間等を通知して商用電力の抑制を要請するためのＤＲ情報を生成し、このＤＲ情報を表示端末８２へ送信する。表示端末８２は、このＤＲ情報を表示する。一般に、ＤＲ信号は、電力抑制期間が設定された日の前日に送信される。また、電力抑制期間が午後である場合、ＤＲ信号は当日の午前に送信されてもよい。
【００８０】
デマンドレスポンスへの対応としては、電力抑制期間に燃料電池６３の発電電力をできるだけ用いることによって、系統電源６１から供給される商用電力の使用量を低減させることができる。しかし、燃料電池６３は、貯湯タンク６３２の蓄熱量（貯湯量と湯温とで決まる）が満蓄状態になれば、発電ユニット６３１による発電を停止する。
【００８１】
そこで、電力制御部８１ｃは、電力抑制期間の開始時における貯湯タンク６３２の蓄熱量が最低量（第２の所定量）となるように、電力抑制期間が開始されるまでの燃料電池６３の発電動作を制御する。この最低量とは、需要家にとって必要であると考えられる最低湯量であり、満蓄状態より低い範囲（０を含む）で需要家が個別に予め設定できる。燃料電池６３は、天候、時刻等に関わらず発電可能であるので、電力抑制期間の設定時刻、天候に関わらず発電能力が安定している。
【００８２】
図３は、電力制御部８１ｃが記憶している燃料電池６３の情報テーブルの一部を示す。この情報テーブルには、貯湯タンク６３２の貯湯量、湯温、発電状態等の各情報が格納されている。電力制御部８１ｃは、現在の貯湯量および湯温から現在の蓄熱量を導出する。
【００８３】
図４は、デマンドレスポンスによる時系列の動作を示す。まず、時刻ｔ１にエネルギー管理装置８１がＤＲ信号を受信する。時刻ｔ１から電力抑制期間Ｔ２が開始される翌日の時刻ｔ２までは通知期間Ｔ１となる。電力抑制期間Ｔ２は、時刻ｔ２〜ｔ３に設定されており、猶予期間Ｔ２１と抑制続行期間Ｔ２２とで構成される。そして、電力抑制期間Ｔ２が終了すると、時刻ｔ３〜ｔ４に復帰期間Ｔ３が設定される。
【００８４】
猶予期間Ｔ２１は、需要家において商用電力の抑制制御を行うための猶予期間であり、猶予期間Ｔ２１中に商用電力の抑制制御を完了させることが求められる。抑制続行期間Ｔ２２は、商用電力の抑制制御を継続させる期間である。復帰期間Ｔ３は、商用電力の抑制制御を停止させて、商用電力の使用量を元に戻すための期間である。
【００８５】
具体的に電力制御部８１ｃは、信号受信部８１ｂがＤＲ信号を受信すると、貯湯タンク６３２の現在の蓄熱量を最低量と比較する。電力制御部８１ｃは、蓄熱量が最低量以上であれば燃料電池６３の発電を停止させる。そして、電力制御部８１ｃは、通知期間Ｔ１において（電力抑制期間Ｔ２が開始されるまで）、貯湯タンク６３２の湯が使用されて、蓄熱量が最低量未満に低下すると、燃料電池６３に発電させることで、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２における蓄熱量を最低量に一致させる。
【００８６】
なお、この開始時刻ｔ２における蓄熱量を最低量に一致させるという処理は、開始時刻ｔ２以前の所定期間内、または開始時刻ｔ２以後の所定期間内、または開始時刻ｔ２の前後の所定期間内において蓄熱量を最低量に一致させる処理も含むものである。この所定期間の時間長さは、任意に設定可能であり、例えば３０分に設定される。また、この所定期間の全期間に亘って継続して蓄熱量を最低量に一致させる必要はなく、所定期間内の任意のタイミングで蓄熱量を最低量に一致させればよい。
【００８７】
電力抑制期間Ｔ２が開始されると、電力制御部８１ｃは、燃料電池６３の発電を実行して、一般負荷７０、特定負荷８０へ電力供給を行い、商用電力の使用量を抑制する。而して、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２における蓄熱量は最低量となっているので、燃料電池６３が電力抑制期間Ｔ２に発電可能な発電量は十分に確保されている。したがって、電力制御部８１ｃは、燃料電池６３の発電電力を商用電力の代わりに使用することによって、電力抑制期間Ｔ２に亘って商用電力を抑制することができる。なお、最低量の設定値が低いほど、燃料電池６３が電力抑制期間Ｔ２に発電可能な発電量は増大する。
【００８８】
また電力制御部８１ｃは、電力抑制期間Ｔ２において、蓄電池６２の放電電力、太陽電池６４の発電電力を燃料電池６３の発電電力、商用電力より優先させて使用する。すなわち、電力抑制期間Ｔ２に蓄電池６２の放電電力、太陽電池６４の発電電力を用いると、燃料電池６３の発電電力、商用電力の使用量を低減させることができる。したがって、燃料電池６３の発電電力をより電力抑制期間Ｔ２内で効率よく使用することができ、商用電力の使用量がさらに抑制されることによって節電効果が高まる。
【００８９】
そして、復帰期間Ｔ３になると、電力制御部８１ｃは、燃料電池６３の発電を停止させて、商用電力の使用量を元に戻す。
【００９０】
また、負荷制御部８１ｄは、一般負荷７０および特定負荷８０と通信（無線または有線）することによって、一般負荷７０および特定負荷８０の各動作を制御することができる。ＤＲ信号には、各需要家における商用電力の使用量の上限値に関する情報（抑制電力情報）が含まれている。例えば、抑制電力情報は、各需要家における商用電力の使用量の抑制度（例えば、６０％）、各需要家における商用電力の削減量（例えば、１０ｋＷ減）、各需要家における商用電力の使用量の上限値（例えば、１５ｋＷ）等で表される。
【００９１】
負荷制御部８１ｄは、この抑制電力情報に基づいて、電力抑制期間Ｔ２における商用電力の使用量の上限値（商用電力の上限使用量）を把握する。そして、負荷制御部８１ｄは、電力抑制期間Ｔ２における商用電力の使用量が上限使用量を上回らないように、一般負荷７０および特定負荷８０の動作（負荷の動作）を制御する。具体的に負荷制御部８１ｄは図５に示すように、電力抑制期間Ｔ２に負荷へ供給される電力Ｐ０が、商用電力の上限使用量Ｐ１と、蓄電池６２の放電電力Ｐ２と、燃料電池６３の発電電力Ｐ３と、太陽電池６４の発電電力Ｐ４との和以下となるように、負荷の動作を制御する。すなわち、負荷制御部８１ｄは、電力抑制期間Ｔ２に負荷へ供給される電力Ｐ０が、商用電力の上限使用量Ｐ１と、燃料電池６３の発電電力Ｐ３と、負荷へ電力を供給する他の電源による供給電力の和以下となるように、負荷の動作を制御する。ここで、負荷制御部８１ｄが制御する負荷の動作とは、空調設備の設定温度、風量の各制御、照明の点灯・消灯・調光制御、床暖房設備の設定温度の制御等である。
【００９２】
したがって、負荷制御部８１ｄが負荷の動作を制御することによって、電力抑制期間Ｔ２における商用電力の使用量を、ＤＲ信号によって通知された上限使用量以下に抑えることができる。また、系統電源６１および燃料電池６３以外に負荷へ電力を供給する電源（蓄電池６２、太陽電池６４等）を備えていないシステムであれば、負荷制御部８１ｄは、電力抑制期間Ｔ２に負荷へ供給される電力Ｐ０が、商用電力の上限使用量Ｐ１と、燃料電池６３の発電電力Ｐ３との和以下となるように、負荷の動作を制御する。
【００９３】
しかしながら、電力制御部８１ｃが、通知期間Ｔ１に燃料電池６３の発電動作を制御しても、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２における蓄熱量が最低量を上回ってしまう場合がある。そこで、本実施形態では、以下の処理を行うことが好ましい。
【００９４】
まず、使用湯量予測部８１ｆは、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２までに使用される貯湯タンク６３２の湯量を予測する。例えば、使用湯量予測部８１ｆは、貯湯タンク６３２の湯の使用履歴を記憶しておき、過去の湯の使用動向に基づいて、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２までに使用される貯湯タンク６３２の湯量を予測する。
【００９５】
また、発電電力予測部８１ｇは、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２までに負荷へ供給される太陽電池６４の発電電力を予測する。例えば、発電電力予測部８１ｇは、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２までの天気情報を、広域ネットワーク１００上のサーバ（図示なし）から取得し、この天気情報に基づいて太陽電池６４の発電電力を予測する。
【００９６】
そして、蓄熱量予測部８１ｅは、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２における蓄熱量が最低量に一致するか否かを、使用湯量予測部８１ｆの予測結果および発電電力予測部８１ｇの予測結果を用いて判断する。
【００９７】
例えば、蓄熱量予測部８１ｅは、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２までに使用される貯湯タンク６３２の湯量、太陽電池６４の発電電力に基づいて、時刻ｔ２における蓄熱量を最低量に一致させるための燃料電池６３の発電動作をシミュレーションする。そして、蓄熱量予測部８１ｅが、このシミュレーション結果を用いて、時刻ｔ２における蓄熱量が最低量を上回ると予測した場合、表示データ生成部８１ｈは、報知信号を生成して表示端末８２へ送信する。報知信号は、貯湯タンク６３２の湯を使用することを需要家に対して要求する画像情報、音声情報からなる。この場合、表示データ生成部８１ｈが、報知信号出力部に相当する。
【００９８】
表示端末８２は、報知信号の画像情報を画面に表示し、音声情報を通知することで、需要家に対して湯の積極使用を促す。この場合、表示端末８２によって、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２までの残り時間、使用すべき湯量が報知されることが好ましい。そして、床暖房、融雪、風呂等に貯湯タンク６３２内の湯が使用されることによって、貯湯タンク６３２の蓄熱量が最低量にまで下げられる。
【００９９】
したがって、燃料電池６３の発電制御だけでは時刻ｔ２における蓄熱量が最低量を上回ってしまう場合でも、貯湯タンク６３２内の湯を排出することによって、開始時刻ｔ２における蓄熱量を最低量にまで低下させることができる。したがって、電力抑制期間Ｔ１における燃料電池６３の発電電力を十分に確保することができる。
【０１００】
また、電力制御部８１ｃが燃料電池６３に指示して貯湯タンク６３２の湯を排出制御できる構成であれば、蓄熱量予測部８１ｅが時刻ｔ２における蓄熱量が最低量を上回ると予測した場合の処理として、以下の処理を実行してもよい。
【０１０１】
まず、電力制御部８１ｃは、蓄熱量を最低量とするために排出する湯の生成コストと、ＤＲ信号によって要請された商用電力の抑制を実行したときに取得する対価（インセンティブ）とを比較する。
【０１０２】
湯の生成コストは、
湯の生成コスト＝ガス料金単価（円／ｍ３）×発電に要するガスの容量（ｍ３）＋水道料金単価（円／ｍ３）×水量（ｍ３）
によって算出される。
【０１０３】
商用電力の抑制を実行したときに取得する対価は、
対価＝燃料電池６３が発電可能な電力量（Ｗｈ）×インセンティブ単価（円／Ｗｈ）
によって算出される。なお、燃料電池６３が発電可能な電力量とは、時刻ｔ２において蓄熱量が最低量である燃料電池６３が電力抑制期間Ｔ２に発電可能な電力量のことである。
【０１０４】
そして、対価≧湯の生成コストであれば、電力制御部８１ｃは、燃料電池６３に指示して貯湯タンク６３２の湯を排出させることによって、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２における蓄熱量を最低量に一致させる。この排出された湯は、浴槽に貯めたり、融雪用、融雪防止用として戸建住宅の屋根や庭、道路などに排出してもよい。なお、この貯湯タンク６３２の湯の排出制御は、電力抑制期間Ｔ２の開始時刻ｔ２における蓄熱量が最低量を上回っている場合に、この時刻ｔ２に実行されてもよい。
【０１０５】
また、湯の生成コスト＞対価であれば、電力制御部８１ｃは、貯湯タンク６３２の湯を排出させることなく、時刻ｔ２における燃料電池６３の蓄熱量で可能な発電電力を用いて、商用電力の抑制制御を行う。
【０１０６】
したがって、インセンティブによる対価が湯の生成コストより大きい場合、貯湯タンク６３２内の湯を自動排出させるので、電力抑制期間Ｔ１における燃料電池６３の発電電力を十分に確保することができる。すなわち、インセンティブによる対価が湯の生成コストより大きい場合には、インセンティブによる対価をできるだけ大きくすることができる。
【０１０７】
また、湯の生成コストがインセンティブによる対価より大きい場合、貯湯タンク６３２内の湯を自動排出しないことによって、需要家側のコストを抑制することができる。
【０１０８】
なお、電力制御部８１ｃは、貯湯量と湯温との両方から燃料タンク６３２の蓄熱量を導出しているが、貯湯量のみを用いて燃料タンク６３２の蓄熱量を導出してもよい。この場合、蓄熱量は貯湯量のみに比例する。
【０１０９】
上述のエネルギー管理装置８１（コージェネレーション装置の制御装置）は、発電電力を負荷へ供給し、発電時に湯を生成してこの生成した湯を貯める貯湯タンク６３２の蓄熱量が第１の所定量以上になれば発電を停止する燃料電池６３（コージェネレーション装置）を制御する。エネルギー管理装置８１は、蓄熱量の情報を取得する情報取得部８１ａと、電力抑制期間に負荷へ供給される商用電力の抑制を要請するデマンドレスポンス信号を受信する信号受信部８１ｂと、燃料電池６３の発電動作を制御する電力制御部８１ｃとを備える。電力制御部８１ｃは、信号受信部８１ｂがデマンドレスポンス信号を受信した場合、電力抑制期間の開始時における貯湯タンク６３２の蓄熱量が第１の所定量より小さい第２の所定量となるように、電力抑制期間が開始されるまでの燃料電池６３の発電動作を制御する。
【０１１０】
また、上述の燃料電池６３（コージェネレーション装置）の制御方法は、発電電力を負荷へ供給し、発電時に湯を生成してこの生成した湯を貯める貯湯タンク６３２の蓄熱量が第１の所定量以上になれば発電を停止する燃料電池６３を制御する。そして、蓄熱量の情報を取得し、電力抑制期間に負荷へ供給される商用電力の抑制を要請するデマンドレスポンス信号を受信する。そして、デマンドレスポンス信号を受信した場合、電力抑制期間の開始時における貯湯タンク６３２の蓄熱量が第１の所定量より小さい第２の所定量となるように、電力抑制期間が開始されるまでの燃料電池６３の発電動作を制御する。
【符号の説明】
【０１１１】
１０  分電盤
２０  自立分電盤
３０  電源切替器
４０  計測装置
５０  電力変換装置
６１  系統電源
６２  蓄電池
６３  燃料電池（コージェネレーション装置）
６４  太陽電池
７０  一般負荷
８０  特定負荷
８１  エネルギー管理装置（コージェネレーション装置の制御装置）
８１ａ  情報取得部
８１ｂ  信号受信部
８１ｃ  電力制御部
８１ｄ  負荷制御部
８１ｅ  蓄熱量予測部
８１ｆ  使用湯量予測部
８１ｇ  発電電力予測部
８１ｈ  表示データ生成部（報知信号出力部）
８２  表示端末
【図１】
2015149862.tif 000003
【図２】
2015149862.tif 000004
【図３】
2015149862.tif 000005
【図４】
2015149862.tif 000006
【図５】
2015149862.tif 000007