(57)【要約】【課題】太陽電池と太陽熱集熱器とを一体化してなる発電・集熱複合モジュールを使用したシステムにおける発電効率を最大化することができる太陽光発電・集熱複合利用装置を提供する。【解決手段】太陽電池出力検出手段Ｄ１、太陽電池温度検出手段Ｄ２、貯湯タンク温度検出手段Ｄ３及び大気温度検出手段Ｄ４の各検出値に基づいて、熱媒体を集熱管路７を通して循環させた場合の太陽電池３の発電量増加と循環に要する第１ポンプ３８の電気入力量との差ΔW１と、放熱管路８に循環させた場合の太陽電池３の発電量増加と循環に要する第１ポンプ３８の電気入力量との差ΔW２との差ΔW１−ΔW２を算出し、ΔW１−ΔW２≧０のときは熱媒体を集熱管路７を通して循環させる一方、ΔW１−ΔW２＜０のときは放熱管路８を通して循環させる。【選択図】図１
2008111650.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光熱を集熱して熱媒体を加熱する太陽熱集熱器と、
前記太陽熱集熱器の表面に熱的に接続して設けられた太陽電池と、
熱媒体を貯留する熱媒体貯留槽と、
前記太陽熱集熱器と前記熱媒体貯留槽との間に熱媒体を循環させる集熱管路と、
前記太陽熱集熱器にて加熱された熱媒体から熱を大気中に放熱させる大気放熱器と、
前記太陽熱集熱器と前記大気放熱器との間に熱媒体を循環させる放熱管路と、
前記太陽電池の出力を検出する太陽電池出力検出手段と、
前記太陽電池の温度を検出する太陽電池温度検出手段と、
前記熱媒体貯留槽内の熱媒体の温度を検出する熱媒体温度検出手段と、
大気の温度を検出する大気温度検出手段と、
前記太陽電池出力検出手段の検出値と、前記太陽電池温度検出手段の検出値と、前記熱媒体温度検出手段の検出値とに基づいて、前記集熱管路を通して熱媒体を循環させることにより見込まれる前記太陽電池の発電量の増加量を演算する集熱時発電増加量演算手段と、
前記集熱時発電増加量演算手段により演算された発電量の増加量から前記集熱管路を通して熱媒体を循環させるのに要する電力量を減算し、その差を集熱時実質増加発電量として算出する集熱時実質増加発電量算出手段と、
前記太陽電池出力検出手段の検出値と、前記太陽電池温度検出手段の検出値と、前記大気温度検出手段の検出値とに基づいて、前記放熱管路を通して熱媒体を循環させることにより見込まれる前記太陽電池の発電量の増加量を演算する放熱時発電増加量演算手段と、
前記放熱時発電増加量演算手段により演算された発電量の増加量から前記放熱管路を通して熱媒体を循環させるのに要する電力量を減算し、その差を放熱時実質増加発電量として算出する放熱時実質増加発電量算出手段と、
前記算出された集熱時実質増加発電量と放熱時実質増加発電量とを比較して、前記集熱管路と前記放熱管路のいずれの循環経路を選択して熱媒体を循環させるかを決定する管路選択手段と、
前記管路選択手段の選択結果にしたがって、熱媒体の循環経路を前記集熱管路と前記放熱管路との間で切り換える切換手段と、
を備えたことを特徴とする太陽光発電・集熱複合利用装置。
【請求項２】
冷媒を圧縮して高温・高圧にする圧縮機と、前記圧縮された冷媒と前記熱媒体貯留槽からの熱媒体との間で熱交換を行う熱交換器と、前記熱交換が行われた冷媒を膨張させて減圧する膨張手段と、前記膨張された冷媒と大気との間で熱交換を行い冷媒を蒸発させる蒸発器と、前記蒸発器と前記圧縮機との間に設けられ前記熱媒体貯留槽からの熱媒体と前記蒸発された熱媒体との間で熱交換を行って冷媒温度を上昇させる副熱交換器とを有するヒートポンプ装置を備えたことを特徴とする請求項１記載の太陽光発電・集熱複合利用装置。
【請求項３】
前記熱媒体貯留槽内部に熱媒体の温度成層が形成されており、前記熱媒体温度検出手段が前記温度成層の低温度層における熱媒体の温度を熱媒体温度として検出するとともに、
前記検出された熱媒体温度が所望温度よりも高いときは前記温度成層の中間温度層から熱媒体を取り出して利用に供する一方、
前記検出された熱媒体温度が所望温度よりも低いときは前記温度成層の高温度層から熱媒体を取り出して利用に供することを特徴とする請求項１または２に記載の太陽光発電・集熱複合利用装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池を含む太陽光発電・集熱複合利用装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
地球温暖化防止を目的として、二酸化炭素の排出量を抑制するために自然エネルギを有効利用することが検討されてきており、既に太陽熱温水器や太陽電池が商品化されている。
この太陽電池のうち結晶シリコン系は、温度上昇に伴いバンドギャップが小さくなるために発電効率が低下することが知られており、特に夏季には発電効率の低下が著しい。このため、下記特許文献１、２に記載されているように、太陽電池が太陽熱集熱器の集熱面に熱的に接続して設けられた発電・集熱複合モジュールと、これと分離して設けられた貯湯タンクとを有する太陽熱利用給湯装置において、給湯対象の水、または給湯対象の水との間で熱交換を行う不凍液等の熱媒体を太陽電池の裏面側に循環させることにより太陽電池を冷却し、発電効率の低下を抑制することが行われている。
このとき、太陽電池を冷却する水等を循環させる経路として２つの循環経路がある。１つは、太陽熱集熱器と貯湯タンクとの間に水等を循環させる経路（以下、集熱経路という）である。もう１つは、太陽熱集熱器と大気放熱器（ラジエータ）との間に水等を循環させる経路（以下、放熱経路という）である。
これら２つの経路の切換は以下のようにして行われる。先ず、集熱経路を通して熱媒体を循環させることにより給湯装置の運転を開始する。太陽熱集熱器出口における水等の温度と貯湯タンクにおける水等の温度とを監視し、両者の差が所定値以下に低下したとき、または貯湯タンク内の水等の温度が所定値以上に上昇したときに、循環経路を集熱経路から放熱経路に切換える。
【特許文献１】特開昭５６−１６８０５９号公報
【特許文献２】特開平１１−３７５７０号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００３】
上述したとおり、従来の太陽光発電・集熱複合利用装置は、太陽熱集熱器出口における水等の温度と貯湯タンクにおける水等の温度との差が所定値以下に低下したとき等に水等の循環経路を集熱経路から放熱経路に切換えるものとしている。しかしながら、このような循環経路の切換制御では、貯湯タンク内の温度がかなり高温になるまで集熱経路での運転を行うことになり、太陽電池を効果的に冷却することができなくなって、発電効率の低下を効果的に抑制することができないという問題がある。
本発明は、上記課題に鑑みなされたものであり、太陽電池と太陽熱集熱器とを一体化してなる発電・集熱複合モジュールを使用したシステムにおける発電効率を最大化することができる太陽光発電・集熱複合利用装置を提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００４】
上記課題を解決するために、本発明の太陽光発電・集熱複合利用装置は、
太陽光熱を集熱して熱媒体を加熱する太陽熱集熱器と、
前記太陽熱集熱器の表面に熱的に接続して設けられた太陽電池と、
熱媒体を貯留する熱媒体貯留槽と、
前記太陽熱集熱器と前記熱媒体貯留槽との間に熱媒体を循環させる集熱管路と、
前記太陽熱集熱器にて加熱された熱媒体から熱を大気中に放熱させる大気放熱器と、
前記太陽熱集熱器と前記大気放熱器との間に熱媒体を循環させる放熱管路と、
前記太陽電池の出力を検出する太陽電池出力検出手段と、
前記太陽電池の温度を検出する太陽電池温度検出手段と、
前記熱媒体貯留槽内の熱媒体の温度を検出する熱媒体温度検出手段と、
大気の温度を検出する大気温度検出手段と、
前記太陽電池出力検出手段の検出値と、前記太陽電池温度検出手段の検出値と、前記熱媒体温度検出手段の検出値とに基づいて、前記集熱管路を通して熱媒体を循環させることにより見込まれる前記太陽電池の発電量の増加量を演算する集熱時発電増加量演算手段と、
前記集熱時発電増加量演算手段により演算された発電量の増加量から前記集熱管路を通して熱媒体を循環させるのに要する電力量を減算し、その差を集熱時実質増加発電量として算出する集熱時実質増加発電量算出手段と、
前記太陽電池出力検出手段の検出値と、前記太陽電池温度検出手段の検出値と、前記大気温度検出手段の検出値とに基づいて、前記放熱管路を通して熱媒体を循環させることにより見込まれる前記太陽電池の発電量の増加量を演算する放熱時発電増加量演算手段と、
前記放熱時発電増加量演算手段により演算された発電量の増加量から前記放熱管路を通して熱媒体を循環させるのに要する電力量を減算し、その差を放熱時実質増加発電量として算出する放熱時実質増加発電量算出手段と、
前記算出された集熱時実質増加発電量と放熱時実質増加発電量とを比較して、前記集熱管路と前記放熱管路のいずれの循環経路を選択して熱媒体を循環させるかを決定する管路選択手段と、
前記管路選択手段の選択結果にしたがって、熱媒体の循環経路を前記集熱管路と前記放熱管路との間で切り換える切換手段と、を備えたことを特徴とする。
【０００５】
本発明の太陽光発電・集熱複合利用装置においては、冷媒を圧縮して高温・高圧にする圧縮機と、前記圧縮された冷媒と前記熱媒体貯留槽からの熱媒体との間で熱交換を行う熱交換器と、前記熱交換が行われた冷媒を膨張させて減圧する膨張手段と、前記膨張された冷媒と大気との間で熱交換を行い冷媒を蒸発させる蒸発器と、前記蒸発器と前記圧縮機との間に設けられ前記熱媒体貯留槽からの熱媒体と前記蒸発された熱媒体との間で熱交換を行って冷媒温度を上昇させる副熱交換器とを有するヒートポンプ装置を備えることが好ましい。
【０００６】
また、本発明の太陽光発電・集熱複合利用装置においては、前記熱媒体貯留槽内部に熱媒体の温度成層が形成されており、前記熱媒体温度検出手段が前記温度成層の低温度層における熱媒体の温度を熱媒体温度として検出するとともに、
前記検出された熱媒体温度が所望温度よりも高いときは前記温度成層の中間温度層から熱媒体を取り出して利用に供する一方、
前記検出された熱媒体温度が所望温度よりも低いときは前記温度成層の高温度層から熱媒体を取り出して利用に供するのが好ましい。
【発明の効果】
【０００７】
本発明によれば、太陽熱集熱器と熱媒体貯留槽との間に熱媒体を循環させる循環経路と、太陽熱集熱器と大気放熱器との間に熱媒体を循環させる循環経路のいずれに熱媒体を循環させれば太陽電池の発電効率がより向上するかが判断され、その判断結果にしたがって熱媒体がいずれかの経路で循環される。したがって、太陽電池と太陽熱集熱器とを一体化してなる発電・集熱複合モジュールを使用したシステムにおける発電効率を最大化することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【０００８】
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら詳細に説明する。ただし、従来から広く採用されている公知の手段については、詳細な説明を省略する。
（実施の形態１）
【０００９】
図１に、本発明の一実施形態に係る太陽光発電・集熱複合利用装置が適用されたソーラーシステム１の概略構成を示す。
ソーラーシステム１は、太陽熱集熱器２とその集熱面２ａに熱的に接続して設けられた太陽電池３とを含む発電・集熱複合モジュール４と、太陽熱集熱器２で加熱され給湯される熱媒体としての水を貯留する貯湯タンク（熱媒体貯留槽）５と、太陽熱集熱器２にて太陽電池３の熱を奪った水から大気中に熱を放熱させる大気放熱器６とを主要構成要素として備えている。
ここで、太陽熱集熱器２と貯湯タンク５とは集熱管路７により接続されており、この集熱管路７を通して太陽熱集熱器２と貯湯タンク５との間で水が循環される。また、太陽熱集熱器２と大気放熱器６とは放熱管路８により接続されており、この放熱管路８を通して太陽熱集熱器２と大気放熱器６との間で水が循環される。
また、ソーラーシステム１は、集熱管路７と放熱管路８のいずれに水を循環させるかを選択し、この選択結果にしたがって循環経路を切り替える等の処理を行う第１制御部９と、給湯時のソーラーシステム１の動作を制御する第２制御部５１と、ソーラーシステム１における給湯温度を設定するための温度コントローラ５２とを備えている。この他、ソーラーシステム１は、太陽電池３の出力（起電力）を検出する太陽電池出力検出手段Ｄ１と、太陽電池３の温度を検出する太陽電池温度検出手段Ｄ２と、貯湯タンク５内の水の温度を検出する熱媒体温度検出手段Ｄ３と、大気放熱器６の周囲に設けられ、大気の温度を検出する大気温度検出手段Ｄ４と、第１制御部９が上記循環経路の選択・切り換えの処理を行う際に参照する各種情報を蓄積するデータ蓄積部Ｄ５とを備えている。
【００１０】
ここで、太陽熱集熱器２は、その内部で水が太陽光熱により加熱される例えば平板型の集熱器であり、水と直接的に接触して水を加熱する集熱面２ａを有している。また、この集熱面２ａと熱的に接続するようにして太陽電池３が設けられており、太陽電池３が受けた太陽光熱が集熱面２ａに伝達されるようになっている。
太陽電池３は、太陽光を受光する受光面３ａを有しており、その受光量に応じた電気を発電する。本実施形態では、太陽電池３として例えば多結晶シリコン型の太陽電池を用いるものとしている。多結晶シリコン型の太陽電池は、コストと性能のバランスが良い反面、エネルギーギャップが小さく温度上昇による発電量の低下が比較的大きい。したがって、太陽熱集熱器２の集熱面２ａを介してより多くの熱量が太陽電池３から水に放熱されて、太陽電池３がより効果的に冷却されるように水の循環経路を切り替えることによって、太陽電池３の発電効率を大幅に向上させることが可能である。
【００１１】
貯湯タンク５は、その上部、中間部及び下部にそれぞれ上部水出口２１、中間部水出入り口２２及び下部水出口２３が設けられるとともに、その内部には、いわゆる温度成層が形成されている。すなわち、貯湯タンク５内部では、下部より上部に向かうほどに水の温度が高くなっている。ここで、貯湯タンク５の下部の温度（下部水出口２３付近の温度）Ｔ２（後掲の式２参照）が熱媒体温度として熱媒体温度検出手段Ｄ３により常時測定されており、その測定値が第１制御部９に入力されている。
また、貯湯タンク５の下部には、給湯などにより水量が減少したときに水道配管６１を介して水を補給するための水補給口６７が設けられている。
【００１２】
大気放熱器６は、水により効果的に太陽電池３を冷却して、その発電能力の低下を抑制することができるように、貯湯タンク５とは別経路で太陽熱集熱器２から送られてくる水の熱を大気中に放出する。
【００１３】
集熱管路７は太陽熱集熱器２と貯湯タンク５との間で水を循環させるための管路であり、太陽熱集熱器２の水出口３２と第１三方弁３３とを接続する第１配管３４、第１三方弁３３と貯湯タンク５の中間部水出入り口２２とを接続する第２配管３５、貯湯タンク５の下部水出口２３と第２三方弁３６とを接続する第３配管３７、第２三方弁３６と第１ポンプ３８とを接続する第４配管３９、及び第１ポンプ３８と太陽熱集熱器２の水入り口４０とを接続する第５配管４１から構成されている。集熱管路７においては、第１ポンプ３８により水の循環が行われる。
ここで、集熱管路７による水の循環は、太陽熱集熱器２により加熱された水を貯湯タンク５の中間部水出入り口２２から貯湯タンク５内部に取り入れる一方、貯湯タンク５の下部水出口２３より比較的低温の水を貯湯タンク５から取り出して太陽熱集熱器２に戻すようにして行われる。これにより、貯湯タンク５内の水が効果的に昇温されていく。
【００１４】
放熱管路８は太陽熱集熱器２と大気放熱器６との間で水を循環させるための管路であり、上述した第１配管３４、第１三方弁３３と大気放熱器６とを接続する第６配管４２、大気放熱器６と第２三方弁３６とを接続する第７配管４３、上記第４配管３９、及び上記第５配管４１から構成されている。放熱管路８においても第１ポンプ３８により水の循環が行われる。
【００１５】
第１制御部９は、集熱管路７と放熱管路８のいずれかを通して水を循環させるときにその循環経路を選択し、その選択結果に応じた循環を行うように、第１ポンプ３８の運転制御と第１三方弁３３及び第２三方弁３６の切換制御を行う。この制御の具体的処理内容については後で詳説する。
【００１６】
また、ソーラーシステム１は、給湯する水の温度が所望温度に達しないとき等に大気中の潜熱を吸収して水を加熱するためのヒートポンプ装置１０をも備えている。ヒートポンプ装置１０は、冷媒を圧縮して高温、高圧にする圧縮器１１と、貯湯タンク５から送られてくる水に高温となった冷媒の熱を放出する放熱器１２と、水を加熱した後の冷媒を膨張させて減圧する膨張手段１３と、減圧して低温となった冷媒を大気により加温して蒸発させる蒸発器１４と、蒸発器１４において蒸発した冷媒を貯湯タンク５からの水により加熱する副熱交換器１５と、これら各部を接続する閉管路である冷媒の通り道としての冷媒循環管路１６とを有している。
【００１７】
ここで、副熱交換器１５には、貯湯タンク５の下部水出口２３と第２三方弁３６とを接続する第６配管３７、及びこの第６配管３７の中途で枝分かれした第７配管６４を通して貯湯タンク５の低温層部からの水が供給される。副熱交換器１５にて熱交換が行われて低温化した水は第８配管６５を通して貯湯タンク５側に戻される。第８配管６５は、上記第７配管６４との枝分かれ位置より貯湯タンク５に近い位置で上記第６配管３７から枝分かれした配管である。また、第８配管６５の中途からヒートポンプ装置１０の放熱器１２に水を送るための第９配管７１が枝分かれしている。副熱交換器１５にて低温化された水は、貯湯タンク５の下部水出口２３から直接送られてくる水と混合されて、第９配管７１を通して放熱器１２に送られる。ここで、第９配管７１の中途には第２ポンプ５６が設けられており、第２ポンプ５６の出力により貯湯タンク５と放熱器１２及び副熱交換器１５との間の水の循環が行われる。
また、第８配管６５には、絞り弁５５が設けられており、副熱交換器１５への水の循環量は絞り弁５５の開度により調整される。
【００１８】
放熱器１２にて冷媒により加熱されて高温化した水は貯湯タンク５の上部に設けられた水戻り口６６に第１０配管６８を通して戻される。ここで、第２ポンプ５６及び圧縮器１１の運転制御は、第２制御部５１が、温度コントローラ５２による給湯設定温度と熱媒体温度検出手段Ｄ３の検出温度とを比較して、熱媒体温度検出手段Ｄ３の検出温度が給湯設定温度よりも所定温度以上低いときに第２ポンプ５６及び圧縮器１１を起動するようにして行われる。
【００１９】
以上のように、ヒートポンプ装置１０の副熱交換器１５にて、貯湯タンク５の下部水出口２３から取出した水により冷媒を加熱するものとすることによって、蒸発器１４からの冷媒圧力を上昇させて放熱器１２側の冷媒圧力との差を小さくすることができる。これにより、圧縮器１１への電気入力量を低減させることが可能となり、ヒートポンプ装置１０のＣＯＰ（成績係数）を向上させることができる。
【００２０】
以下に、係る構成のソーラーシステム１の動作を説明する。
初めに、図２のフローチャートを参照して、日射のある昼間のソーラーシステム１の動作を説明する。なお、図２の符号Ｓ１、Ｓ２、・・・はステップ番号を表している。
先ず、太陽電池出力検出手段Ｄ１により太陽電池３の出力（起電力）Ｐ１が検出されて、その検出値が第１制御部９に入力され（Ｓ１）、太陽電池温度検出手段Ｄ２により太陽電池３の温度Ｔ１が検出されて、その検出値が同じく第１制御部９に入力される（Ｓ２）。
次に、熱媒体温度検出手段Ｄ３により貯湯タンク５下部の温度Ｔ２が検出されてその検出値が熱媒体温度（温度成層の低温度層の水温）として第１制御部９に入力され（Ｓ３）、これら入力された検出値Ｐ１、Ｔ１及びＴ２に基づいて集熱時実質増加発電量ΔＷ１を演算する際に参照される所定の情報（具体的には、下記Δｔ、Ｆ１、ρ１、Ｃｐ１、α１及びＲ１の各値である）がデータ蓄積部Ｄ５から第１制御部９に入力される（Ｓ４）。
【００２１】
ここで、集熱時実質増加発電量ΔＷ１とは、集熱管路７を通して水を循環させることにより太陽熱集熱器２内の水の温度が低下して太陽電池３の冷却効率が上昇し、これにより実質的に増加することが期待される太陽電池３の発電量の増加量である。すなわち、集熱時実質増加発電量ΔＷ１は、下記式１に示すように、集熱管路７を通して水を循環させることにより見込まれる所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の発電量の増加量（以下、推定発電増加量という）ΔＰ１から集熱管路７を通して水を循環させるのに要する第１ポンプ３８の消費電力量（集熱管路７を通して水を循環させる場合の第１ポンプ３８の電気入力Ｗｐ１と上記所定時間Δｔとの積（＝Ｗｐ１×Δｔ）として算出される）を減算することにより求められる値である。
ΔＷ１＝ΔＰ１−Ｗｐ１×Δｔ                                            （１）
推定発電増加量ΔＰ１のより具体的な算出方法は以下の通りである。すなわち、下記式２、３を連立させて、所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の推定温度Ｔ４及び太陽熱集熱器２の水出口３２における水の推定温度Ｔ５を算出する。
（Ｔ４−Ｔ１）／Δｔ＝α１×｛（Ｔ４＋Ｔ１）／２−（Ｔ５＋Ｔ２）／２｝×Ｒ１    （２）
Ｆ１×ρ１×Ｃｐ１×（Ｔ５−Ｔ２）＝α１×｛（Ｔ４＋Ｔ１）／２−（Ｔ５＋Ｔ２）／２｝×Ｒ１                                                              （３）
ただし、Ｆ１：熱媒体（水）の流量、ρ１：熱媒体（水）の密度、Ｃｐ１：比熱、α１：太陽熱集熱器２の熱伝達率、Ｒ１：太陽熱集熱器２の集熱面２ａの面積（伝熱面積）、である。
【００２２】
次に、上記算出された太陽電池３の推定温度Ｔ４及び水の推定温度Ｔ５を下記式４に代入して所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の推定発電増加量ΔＰ１を算出する。
ΔＰ１＝Ｐ１×｛ｆ（Ｔ４）−ｆ（Ｔ１）｝×Δｔ                          （４）
ただし、関数ｆは、図３に示すような太陽電池３の発電量の温度依存性についての関数であり、データ蓄積部Ｄ５には太陽電池３の温度が摂氏２５度であるときの出力を基準（１００％）とする太陽電池３の相対的な出力が電池温度を変数とするテーブルデータとして蓄積されている。すなわち、ｆ（Ｔ４）は、所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の推定温度Ｔ４に対応する太陽電池３の相対出力を示し、ｆ（Ｔ１）は、現時点の太陽電池３の温度Ｔ１に対応する太陽電池３の相対出力を示している。
【００２３】
次に、ステップＳ６にて大気温度検出手段Ｄ４により検出された大気温度Ｔ３が第１制御部９に入力され、前記ステップＳ１、Ｓ２にて入力された検出値Ｐ１、Ｔ１及びステップＳ６にて入力された検出値Ｔ３に基づいて放熱時実質増加発電量ΔＷ２を演算する際に参照される所定の情報（具体的には、前掲したΔｔ、Ｆ１、ρ１、Ｃｐ１、α１及び下記Ｒ２の各値である）がデータ蓄積部Ｄ５から第１制御部９に入力される（Ｓ７）。
【００２４】
ここで、放熱時実質増加発電量ΔＷ２とは、放熱管路８を通して水を循環させることにより太陽熱集熱器２内の水の温度が低下し、これにより実質的に増加することが期待される太陽電池３の発電量の増加量である。すなわち、放熱時実質増加発電量ΔＷ２は、下記式５に示すように、放熱管路８を通して水を循環させることにより見込まれる所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の発電量の増加量（推定発電増加量という）ΔＰ２から放熱管路８を通して水を循環させるのに要する第１ポンプ３８の消費電力量（放熱管路８を通して水を循環させる場合の第１ポンプ３８の電気入力Ｗｐ２と上記所定時間Δｔとの積（＝Ｗｐ２×Δｔ）として算出される）を減算することにより求められる値である。
ΔＷ２＝ΔＰ２−Ｗｐ２×Δｔ                                            （５）
推定発電増加量ΔＰ２のより具体的な算出方法は以下の通りである。すなわち、下記式６、７、８を連立させて、所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の推定温度Ｔ１４、太陽熱集熱器２の水出口３２における水の推定温度Ｔ１５及び太陽熱集熱器２の水入り口４０における水の推定温度Ｔ１６を算出する。
（Ｔ１４−Ｔ１）／Δｔ＝α１×｛（Ｔ１４＋Ｔ１）／２−（Ｔ１６＋Ｔ１５）／２｝×Ｒ１                                                                    （６）
Ｆ２×ρ１×Ｃｐ１×（Ｔ１５−Ｔ１６）＝α１×｛（Ｔ１４＋Ｔ１）／２−（Ｔ１５＋Ｔ１６）／２｝×Ｒ１                                                    （７）
Ｆ２×ρ１×Ｃｐ１×（Ｔ１６−Ｔ１５）＝α２×｛Ｔ３−（Ｔ１５＋Ｔ１６）／２｝×Ｒ２                                                                    （８）
ただし、Ｒ２：太陽熱集熱器２の集熱面２ａの面積（伝熱面積）、である。
次に、上記算出された各推定温度Ｔ１４、Ｔ１５、Ｔ１６を下記式９に代入して所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の推定発電増加量ΔＰ２を算出する。
ΔＰ２＝Ｐ１×｛ｆ（Ｔ１４）−ｆ（Ｔ１）｝×Δｔ                        （９）
ここで、上述したとおり、ｆ（Ｔ１４）は、所定時間Δｔ経過後の太陽電池３の推定温度Ｔ１４に対応する相対出力を示し、ｆ（Ｔ１）は、現時点の太陽電池３の温度Ｔ１に対応する相対出力を示している。
【００２５】
次に、ステップＳ９にて、上記ステップＳ５にて算出された集熱時実質増加発電量ΔＷ１とステップＳ８にて算出された放熱時実質増加発電量ΔＷ２のいずれかが零以上であるかを判定する。ここで、上記ΔＷ１値及びΔＷ２値の両方が負であれば、集熱管路７及び放熱管路８のいずれの管路を通して水を循環させても発電量の実質的な増加は期待できず水の循環は行わないものとして上記ステップＳ１に戻る一方、上記ΔＷ１値及びΔＷ２値のいずれかが零以上であれば次のステップＳ１０に進む。
【００２６】
ステップＳ１０ではΔＷ１値からΔＷ２値を減算し、次のステップＳ１１にてその差（ΔＷ１−ΔＷ２）が零以上であるかを判定する。上記差（ΔＷ１−ΔＷ２）が零以上であれば集熱管路７を通して水を循環させた方が発電量のより大きな増加が期待できるものとして集熱管路７を選択し、集熱管路７を通して水を循環させるように第１三方弁３３及び第２三方弁３６の切換制御を行い（Ｓ１２）、処理を終了する。一方、上記差（ΔＷ１−ΔＷ２）が負であれば放熱管路８を通して水を循環させた方が発電量のより大きな増加が期待できるものとして放熱管路８を選択し、放熱管路８を通して水を循環させるように第１三方弁３３及び第２三方弁３６の切換制御を行い（Ｓ１３）、処理を終了する。
【００２７】
第１制御部９は、上記ステップＳ１〜Ｓ１３の手順を上記所定時間Δｔの間隔で繰り返し実行する。これにより、水の循環経路を集熱管路７と放熱管路８との間で適時に切り換えて、太陽電池３の発電量の実質的な増加量が常に最大となるように制御することが可能となる。
【００２８】
次に、ソーラーシステム１の給湯時の動作を説明する。
給湯時には、第２制御部５１が、温度コントローラ５２により設定された給湯の設定温度（所望温度）Ｔｓから熱媒体温度検出手段Ｄ３により検出された水の温度（上記Ｔ２）を減算して、その差（Ｔｓ−Ｔ２）を算出する。第２制御部５１は、上記差（Ｔｓ−Ｔ２）が正の場合、つまり水温の検出値が設定温度に達しないときには、水を貯湯タンク５内で比較的温度の高い上部水出口２１から取り出して利用に供するように制御を行う。すなわち、上部水出口２１からの水が上部水出口２１と第３三方弁５４とを接続する第１１配管６３及び給湯管７２を通して給湯栓５３の方に流れるように第３三方弁５４を切り換える。上部水出口２１からの水は図示しない水道管からの水と混合されて温度調整が行われた後に給湯栓５３から給湯される。
一方、上記差（Ｔｓ−Ｔ２）が零以下の場合、つまり水温の検出値が設定温度よりも高いときには、水を上部水出口２１よりも温度の低い中間部水出入り口２２から取り出して利用に供するように制御を行う。すなわち、中間部水出入り口２２からの水が、第２配管３５から枝分かれした第１２配管６２及び給湯管７２を通して給湯栓５３の方に流れるように第３三方弁５４を切り換える。中間部水出入り口２２からの水は図示しない水道管からの水と混合されて温度調整が行われた後に給湯栓５３から給湯される。
【００２９】
給湯時に以上のような制御を行うことによって、貯湯タンク５内の水の温度が十分に高い場合には温度成層における高温度層ではなく中間温度層から水を取り出して利用に供するので、温度調整のために混合する水道水等の量を減少させることができ、水に蓄えられた熱量をより効率的に利用することが可能となる。
このように、本実施形態のソーラーシステム１では、太陽電池３の温度上昇による発電効率の低下をより効果的に抑制するために貯湯タンク５に貯蔵される水の温度を比較的低い温度に抑えるものとしている。このため、貯湯タンク５の中間層温度が温度コントローラ５２による設定温度に達しない場合も多くなり、ヒートポンプ装置１０を作動させて貯湯動作を行う機会も多くなる。したがって、貯湯タンク５内の水をヒートポンプ装置１０の副熱交換器１５における冷媒の加熱源として利用することも多くなるために、上述したＣＯＰ（成績係数）向上の効果も従来装置と比較してより顕著なものとすることが可能となる。
【００３０】
（実施例）
以下、図４〜図８を参照して、本実施形態のソーラーシステム１における発電効率が従来装置よりどの程度向上するかを検証したシミュレーションの結果を説明する。図４は、発電効率向上の比較対象である従来装置としての太陽光発電・集熱複合利用装置の一例の構成図、図５は、この従来装置の動作を示すフローチャート、図６は、上記シミュレーションの基礎となる気象条件の一つである日射量の推移と太陽電池発電量の推移との相関を示すグラフ図、図７は、上記シミュレーションによる本実施形態のソーラーシステム１の発電効率の向上度及び貯留熱媒体温度の推移を示すグラフ図、図８は、上記シミュレーションによる従来装置の発電効率の向上度及び貯留熱媒体温度の推移を示すグラフ図である。
なお、図６においては、夏期、晴天時における日射量の推移が一例として示されており、この例では、太陽電池３の温度が摂氏２５度であるときを基準（１００％）として日射量が最大となる１２時前後には無冷却であれば太陽電池３の出力が７３％程度にまで低下することが示されている。
【００３１】
図４に示すように、上記シミュレーションにおける比較対象としての従来装置１００は、太陽熱集熱器１０１、太陽電池１０２、集熱器熱媒体温度検出手段１０３、貯湯タンク１０４、貯湯タンク熱媒体温度検出手段１０５、大気放熱器１０６、集熱管路１０７、及び放熱管路１０８を備えたものである。なお、この従来装置１００は、ソーラーシステム１のヒートポンプ装置１０に相当する要素を有していない。
【００３２】
図５に示すように、上記従来装置１００においては、集熱器熱媒体温度検出手段１０３により太陽熱集熱器１０１出口の熱媒体温度Ｔ２１が検出され（Ｓ２１）、貯湯タンク熱媒体温度検出手段１０５により貯湯タンク１０４内の水の温度Ｔ２２が検出される（Ｓ２２）。上記温度Ｔ２１から温度Ｔ２２が減算されてその差（Ｔ２１−Ｔ２２）が算出され（Ｓ２３）、算出された差（Ｔ２１−Ｔ２２）が設定温度差ΔＴよりも大きいかが判定される（Ｓ２４）。上記差（Ｔ２１−Ｔ２２）が設定温度差ΔＴよりも大きければ集熱管路１０６を通して水が循環される（Ｓ２５）一方、上記差（Ｔ２１−Ｔ２２）が設定温度差ΔＴ以下であれば放熱管路１０７を通して水が循環される（Ｓ２６）。
【００３３】
下記表１に、本実施例のシミュレーションにおける上記従来装置１００及び本実施形態のソーラーシステム１の諸元を示す。
【表１】
2008111650.tif 000003
【００３４】
図７に示すように、本実施形態のソーラーシステム１では、７時から１２時前まで放熱管路８を通して水が循環される。これにより太陽熱集熱器２内部の水の温度が低く抑えられて、水の循環を行わない場合との比較で実質的に増加する太陽電池３の１平方メートルあたりの発電量の増加量（実質増加発電量、単位：Ｗｈ／ｍ2・日）は日射量の増大と共に一貫して上昇していく。この間、貯湯タンク５内の水は循環されないので、その温度は低温（摂氏約２５度）のままに保持される。
そして、日射量が最大となる１２時前に水の循環経路が集熱管路７に切り替わると、その時点まで低温に保持された貯湯タンク５内の水により太陽電池３が冷却される。このため、ソーラーシステム１における１２時の上記実質増加発電量は３０（Ｗｈ／ｍ2・日）近くまで跳ね上がる。このとき、貯湯タンク５内の水の温度は、１３時前に循環経路が再び放熱管路８に切り替わるまでの間、摂氏約４５度まで上昇する。
１３時前に水の循環経路が集熱管路７から再び放熱管路８に切り替わると、貯湯タンク５内の水の温度上昇は停止し、そのまま摂氏約４５度に保持される。一方、上記実質増加発電量は１３時からは下記従来装置１０におけると同様の推移で低下していく。
【００３５】
これに対して、図８に示すように、従来装置１００では、７時から１３時前まで集熱管路１０７を通して水が循環される。その間、貯湯タンク１０４内の熱媒体温度は一貫して上昇し、１２時には摂氏約６０度、１３時には摂氏約６５度に達する。このとき、上記実質増加発電量（単位：Ｗｈ／ｍ2・日）は２〜１１の範囲で推移する。特に、９時以降は太陽電池１０２を冷却する水が比較的高温となるために日射量の増大（図６参照）にもかかわらず上記実質増加発電量はあまり上昇せずに、日射量が最大となる１２時にも１１（Ｗｈ／ｍ2・日）にとどまっている。
１２時から１３時の間に水の循環経路が集熱管路１０７から放熱管路１０８に切り替わると太陽電池１０２を冷却する水の温度が低下し、これにより、太陽電池の上記実質増加発電量は２０（Ｗｈ／ｍ2・日）近くまで跳ね上がる（１３時）。その後、日射量の低下とともに上記実質増加発電量は１８時まで一貫して減少していく。この間、貯湯タンク１０４内の水は循環されずに留められるため、その温度は摂氏約６５度に保持される。
【００３６】
このように、従来装置１００においては、太陽電池１０２を冷却すべき水の温度が、日射量が多く最大の発電量を得ることができる１２時前後の時間帯には既に摂氏約６０度にまで上昇しており、そのような時間帯に太陽電池１０２を効果的に冷却することができない。このため、従来装置１００においては発電効率を効果的に向上させることができない。これに対して、本実施形態のソーラーシステム１では、１２時前後の時間帯までは、放熱管路８により水を循環させて太陽電池３を冷却して発電量の増大を図る一方で、日射量が最大となる１２時前後の時間帯には、その時点まで低温に保持された貯湯タンク５内の水を用いて太陽電池３を冷却するようにしている。
【００３７】
このため、本実施形態のソーラーシステム１では、特に日射量の多い１２時前後の時間帯において、従来装置よりも格段に高い発電効率の向上度を達成することが可能である。また、発電効率の向上度の１日の積算値についても、ソーラーシステム１ではその積算値が１１４Ｗｈ／ｍ2であるのに対して従来装置１００では９４Ｗｈ／ｍ2となり、従来装置１００よりも約２１％発電効率の向上度を高くすることが可能であるという結果が得られた。
【００３８】
一方、熱出力（水に蓄えられる熱エネルギ）については、１日の積算値がソーラーシステム１では２３１Ｗｈ／ｍ2であるのに対して、従来装置１００では４６９Ｗｈ／ｍ2となり、上記発電効率の向上度と熱出力とを合算した総合エネルギー効率は、ソーラーシステム１の方が低くなる。しかしながら、家庭における電力、熱需要のバランスを考慮すると、従来装置１００による熱出力は過剰であり、本実施形態のソーラーシステム１程度の熱出力で十分に家庭における熱需要をまかなうことは可能である。したがって、よりエクセルギーの高い発電出力についてより高い効率を有する本実施形態のソーラーシステム１の方が家庭での利用には適しているものといえる。
【００３９】
以上、本発明を実施形態及び実施例により説明したが、本発明はこれに限られるものではなく種々改変が可能である。
例えば、実施形態では太陽熱集熱器２と、貯湯タンク５または大気放熱器６との間に利用対象の熱媒体（例えば水）を直接循環させるものとしたが、利用対象の熱媒体との間で熱交換を行うための熱媒体（例えば不凍液）を太陽熱集熱器２と、貯湯タンク５または大気放熱器６との間で循環させる場合にも本発明は適用できる。
【産業上の利用可能性】
【００４０】
本発明にかかる太陽光発電・集熱装置は、家庭用発電システムから地域の分散型発電システムまで、太陽エネルギーを利用した高効率発電システムとして展開することができる。
【図面の簡単な説明】
【００４１】
【図１】本発明の一実施形態に係る太陽光発電・集熱複合利用装置の構成図である。
【図２】上記実施形態装置における熱媒体循環経路の選択・切換の処理を示すフローチャートである。
【図３】上記実施形態装置の太陽電池出力の温度依存性を表すグラフ図である。
【図４】従来例における太陽光発電・集熱複合利用装置の構成図である。
【図５】上記従来装置の動作を示すフローチャートである。
【図６】夏季、晴天時の日射条件と太陽電池の相対出力変化との相関を示すグラフ図である。
【図７】上記実施形態装置における発電効率の向上度と熱媒体温度に関するシミュレ      ーション結果を示すグラフ図である。
【図８】上記従来装置における発電効率の向上度と熱媒体温度に関するシミュレーシ      ョン結果を示すグラフ図である。
【符号の説明】
【００４２】
１  ソーラーシステム
２  太陽熱集熱器
３  太陽電池
５  貯湯タンク
６  大気放熱器
７  集熱管路
８  放熱管路
９  第１制御部
１０  ヒートポンプ装置
１１  圧縮機
１２  放熱器
１３  膨張手段
１４  蒸発器
１５  副熱交換器
３３  第１三方弁
３６  第２三方弁
５１  第２制御部
５２  温度コントローラ
５４  第３三方弁
Ｄ１  太陽電池出力検出手段
Ｄ２  太陽電池温度検出手段
Ｄ３  熱媒体温度検出手段
Ｄ４  大気温度検出手段
【図１】
2008111650.tif 000004
【図２】
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【図３】
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【図４】
2008111650.tif 000007
【図５】
2008111650.tif 000008
【図６】
2008111650.tif 000009
【図７】
2008111650.tif 000010
【図８】
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