JP2019122162A - コジェネレーション装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】コジェネレーション装置において、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化する。
【解決手段】コジェネレーション装置10の第一制御装置19は、燃料単価、買電単価、売電単価、および消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出するコスト導出部19eと、コスト導出部19eによってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置11に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する発電運転モード決定部19fと、発電運転モード決定部19fによって決定された指示発電運転モードにて発電装置11を制御する運転制御部19gと、を備えている。
【選択図】 図4
【解決手段】コジェネレーション装置10の第一制御装置19は、燃料単価、買電単価、売電単価、および消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出するコスト導出部19eと、コスト導出部19eによってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置11に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する発電運転モード決定部19fと、発電運転モード決定部19fによって決定された指示発電運転モードにて発電装置11を制御する運転制御部19gと、を備えている。
【選択図】 図4
Description
本発明は、コジェネレーション装置に関する。
コジェネレーション装置の一形式として、特許文献1に示されているものが知られている。特許文献1の図4に示されているように、EMS200は、燃料電池ユニット150(コジェネレーション装置)に対し、セルスタック151Bによる発電を積極的に行う発電モードと、補機の消費電力を外部から供給される電力によって賄う制御及び発電部の温度を所定温度域に維持する制御を行う温度維持モードを動作モードの一つとして指示する制御部230を備える。制御部230は、蓄電池141を充電する場合において、系統からの買電単価が所定値を下回る場合には、温度維持モードで運転するよう燃料電池ユニットを制御する。これにより、燃料電池ユニットの効率的な運転制御を可能とする制御装置及び制御方法を提供する制御装置、燃料電池システム及び制御方法を提供することができる。
また、燃料電池ユニット150が発電した電力は系統(電力会社等)へ売電が可能である。
また、燃料電池ユニット150が発電した電力は系統(電力会社等)へ売電が可能である。
上述したコジェネレーション装置においては、例えば、売電単価は一日の内(例えば昼と夜と)でも変動するため、燃料電池ユニット150の動作モードが固定されて発電された場合、ユーザの経済性が損なわれるおそれがある。
本発明は、上述した問題を解消するためになされたもので、コジェネレーション装置において、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することを目的とする。
上記の課題を解決するため、請求項1に係るコジェネレーション装置は、発電装置が系統電源に連系され、発電装置の発電に伴って発生する排熱を回収するコジェネレーション装置であって、発電装置は、燃料供給源から供給された燃料によって複数の発電運転モードにて発電運転が可能であり、発電した電力を、系統電源および/または発電装置と系統電源とに電気的に接続されている電気負荷に供給可能であり、コジェネレーション装置は、発電装置を制御する制御装置を備え、制御装置は、燃料の単価である燃料単価を取得する燃料単価取得部と、系統電源から電力を買う際の買電の単価である買電単価を取得する買電単価取得部と、系統電源に電力を売る際の売電の単価である売電単価を取得する売電単価取得部と、電気負荷が消費する電力量である消費電力量を取得する消費電力量取得部と、燃料単価取得部によって取得した燃料単価、買電単価取得部によって取得した買電単価、売電単価取得部によって取得した売電単価、および消費電力量取得部によって取得した消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出するコスト導出部と、コスト導出部によってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する発電運転モード決定部と、発電運転モード決定部によって決定された指示発電運転モードにて発電装置を制御する運転制御部と、を備えている。
これによれば、コスト導出部は、燃料単価、買電単価、売電単価、および消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出する。発電運転モード決定部は、コスト導出部によってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する。そして、運転制御部は、発電運転モード決定部によって決定された指示発電運転モードにて発電装置を制御する。その結果、例えば、売電単価が一日の内に変動したとしても、コジェネレーション装置は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
以下、本発明によるコジェネレーション装置を適用したコジェネレーションシステム1の一実施形態について説明する。コジェネレーションシステム1は、図1または図2に示すように、コジェネレーション装置10および給湯システム40を備えている。なお、図1に示すように、電力需要者100は、コジェネレーション装置10および電気負荷15を備えている。電力需要者100は、電力供給者200である電力事業者から電力の供給を受けたり(買電)、コジェネレーション装置10で発電した電力を電力供給者200に買い取ってもらったりする(売電)。電力需要者100は、コジェネレーション装置10の燃料の供給を燃料供給源71から受けるガス需要者でもある。
コジェネレーション装置10は、筐体10a、発電装置11、電源基板13、発電装置制御装置(以下、第一制御装置という)19および貯湯槽21を備えている。筐体10aは、発電装置11、電源基板13、第一制御装置19および貯湯槽21を収容している。発電装置11は、電力(本実施形態では交流電力)を発生させるものであり、直流電力を発電する発電器11aおよび電力変換装置11bから構成されている。発電装置11は、燃料供給源71から供給された燃料によって複数の発電運転モード(後述する)にて発電運転が可能であり、発電した電力を、系統電源30および/または発電装置11と系統電源30とに電気的に接続されている電気負荷に供給可能である。
図3に示すように、発電器11aは、燃料電池11a1、蒸発部11a2および改質部11a3を備えている。
蒸発部11a2は、後述する燃焼ガスにより加熱されて、供給された改質水を蒸発させて水蒸気を生成するとともに、供給された改質用原料(燃料)を予熱するものである。蒸発部11a2は、このように生成された水蒸気と予熱された改質用原料を混合して混合ガスを改質部11a3に供給するものである。改質用原料としては天然ガス、LPGなどの改質用気体燃料、灯油、ガソリン、メタノールなどの改質用液体燃料がある。本実施形態では、改質用原料は天然ガスである。
蒸発部11a2は、後述する燃焼ガスにより加熱されて、供給された改質水を蒸発させて水蒸気を生成するとともに、供給された改質用原料(燃料)を予熱するものである。蒸発部11a2は、このように生成された水蒸気と予熱された改質用原料を混合して混合ガスを改質部11a3に供給するものである。改質用原料としては天然ガス、LPGなどの改質用気体燃料、灯油、ガソリン、メタノールなどの改質用液体燃料がある。本実施形態では、改質用原料は天然ガスである。
蒸発部11a2には、燃料供給源71からの改質用原料が原料ポンプ11a6によって供給されている。蒸発部11a2には、水タンク72からの改質水が改質水ポンプ11a5によって供給されている。原料ポンプ11a6および改質水ポンプ11a5は、第一制御装置19からの指示に従って吐出量を制御されている。
改質部11a3は、後述する燃焼ガスにより加熱されて水蒸気改質反応に必要な熱が供給されることで、蒸発部11a2から供給された混合ガス(改質用原料および水蒸気)から改質ガスを生成して導出するものである。混合ガスが触媒によって反応し、改質されて水素ガスと一酸化炭素ガスが生成されている(いわゆる水蒸気改質反応)。これと同時に、水蒸気改質反応にて生成された一酸化炭素と水素が反応して水素ガスと二酸化炭素とに変成するいわゆる一酸化炭素シフト反応が生じている。これら生成されたガス(いわゆる改質ガス)は燃料電池11a1の燃料極に導出されるようになっている。
燃料電池11a1は、燃料と酸化剤ガスとにより発電するものである。燃料電池11a1は、燃料極、空気極(酸化剤極)、および両極の間に介装された電解質からなる複数のセル11a1aが図3の左右方向に積層されて構成されている。本実施形態の燃料電池11a1は、固体酸化物燃料電池であり、電解質として固体酸化物の一種である酸化ジルコニウムを使用している。燃料電池11a1の燃料極には、燃料としての水素、一酸化炭素、メタンガスなどが供給される。セル11a1aの燃料極側には、燃料である改質ガスが流通する燃料流路11a1bが形成されている。セル11a1aの空気極側には、酸化剤ガスである空気(カソードエア)が流通する空気流路11a1cが形成されている。空気流路11a1cには、カソードエアがカソードエアブロワ11a4(またはカソードエアポンプ)によって供給されている。カソードエアブロワ11a4は、第一制御装置19からの指示に従って吐出量を制御されている。
燃料電池11a1においては、燃料極に供給された燃料と空気極に供給された酸化剤ガスによって発電が行われる。すなわち、燃料極では、下記化1および化2に示す反応が生じ、空気極では、下記化3に示す反応が生じている。すなわち、空気極で生成した酸化物イオン(O2−)が電解質を通過し、燃料極で水素と反応することにより電気エネルギーを発生させている。
(化1)
H2+O2−→H2O+2e−
(化2)
CO+O2−→CO2+2e−
(化3)
1/2O2+2e−→O2−
(化1)
H2+O2−→H2O+2e−
(化2)
CO+O2−→CO2+2e−
(化3)
1/2O2+2e−→O2−
燃焼ガスは、燃料流路11a1bから導出した発電に使用されなかった改質ガスが、空気流路11a1cから導出した発電に使用されなかった酸化剤ガス(空気)によって燃焼されたものである。
電力変換装置11bは、図2に示すように、燃料電池11a1から供給された直流電流を交流電流に変換するものである。また、電力変換装置11bは、変換した交流電流を出力する機能を備えている。電力変換装置11bには、電線14の一端が接続されており、電力変換装置11bの交流電力が電線14に出力されるようになっている。電線14の他端には、電気負荷15が接続されている。電力変換装置11bが出力する電力は、必要に応じて電線14を介して電気負荷15に供給されるようになっている。電気負荷15は、電灯、アイロン、テレビ、洗濯機、電気コタツ、電気カーペット、エアコン、冷蔵庫などの電気器具である。電気負荷15は、発電装置11および系統電源30からの電力が供給可能である。電気負荷15、配電盤32は、電力使用場所A1(例えば、屋内)に配置されている。
電線14上であって電力変換装置11bと電気負荷15の間には、一端が系統電源30に接続された電源ライン31の他端が接続部14aで接続されている。また、電源ライン31上には、配電盤32が配設されている。コジェネレーション装置10が発電する電力より電気負荷15の消費電力が上回った場合、その不足電力は、電源ライン31から配電盤32を介して系統電源30からの電力が供給されるようになっている。
また、電力変換装置11bは、電源ライン31および電線14を介して供給される系統電源30からの交流電力を直流電力に変換して出力する機能も備えている。電力変換装置11bが出力する直流電力は、電源基板13に出力される。電源基板13は、供給された直流電力を所定の直流電力に変換して第一制御装置19、補機10bなどに供給している。補機10bは、改質水ポンプ11a5、原料ポンプ11a6や各部位の温度センサ(図示省略)などであって、コジェネレーション装置10を作動させるのに必要であり直流電流で作動するものから構成されている。
また、電源ライン31上であって系統電源30と配電盤32の間には、電流センサ31aが配設されている。電流センサ31aは、系統電源30から電力変換装置11bへ供給される電力の電流、または電力変換装置11bから系統電源30に供給される電力の電流を検出するものである。電流センサ31aで検出された電流の検出信号(電流の大きさや方向)は、第一制御装置19に出力される。なお、本実施形態においては、系統電源30の電流を検出するために電流センサ31aを配設しているが、系統電源30から電力変換装置11bへ供給される電圧、または電力変換装置11bから系統電源30へ供給される電圧を検出する電圧センサを配設するようにしても良く、系統電源30から電力変換装置11bへ供給される電力、または電力変換装置11bから系統電源30へ供給される電力を検出する電力センサを配設するようにしても良い。
電線14には、バイパス線81を設けるようにしてもよい。バイパス線81は、発電装置11と系統電源30とを接続部14aすなわち電気負荷15をバイパスして接続する電線である。バイパス線81の一端は、電線14の接続部14aと発電装置11との間の部分に設けられた切替装置82に接続されている。バイパス線81の他端は、電源ライン31の電流センサ31aより系統電源30の部分に接続されている。切替装置82は、発電装置11と接続部14aとの接続と、発電装置11と系統電源30との接続とを第一制御装置19の指示に従って切り替える。全量売電運転モードのときに、発電装置11と系統電源30との接続に切り替え、全量売電運転モード以外の発電運転モードのときに、発電装置11と接続部14aとの接続に切り替えるのが好ましい。
さらに、コジェネレーション装置10は、開閉器14c、センサ11b1および第一制御装置19を備えている。
開閉器14cは、電線14上であって接続部14aと電力変換装置11bとの間に配設され、開路または閉路することにより電力変換装置11bと系統電源30とを電気的に遮断または接続するものである。
開閉器14cは、電線14上であって接続部14aと電力変換装置11bとの間に配設され、開路または閉路することにより電力変換装置11bと系統電源30とを電気的に遮断または接続するものである。
センサ11b1は、電力変換装置11bと接続部14aの間に配設されている。より詳しくは、センサ11b1は、開閉器14cと接続部14aの間に配設されている。センサ11b1は、その配設された位置の電圧及び電流の少なくとも一方を検出して、発電装置11が系統電源30から給電されているか否かを検出するものである。本実施形態では、センサ11b1は、その配設された位置の電圧を検出する。センサ11b1で検出された電圧の検出信号は、第一制御装置19に出力される。センサ11b1は、電力変換装置11bすなわち発電装置11から出力されている電流、電圧および電力の大きさおよび方向を検出するものである。
第一制御装置19は、発電装置11(燃料電池11a1)の制御を少なくとも行うものである。具体的には、系統電源30から電力供給があるときは(停電でない場合)、電気負荷15の消費電力量となるように、または、消費電力量とは関係なく一定発電量となるように、補機10b(例えば、原料ポンプ11a6、改質水ポンプ11a5、カソードエアブロワ11a4)を制御して燃料電池11a1の発電量の制御を行う。第一制御装置19は、インターネット60に接続可能なインターネット端末部61を備えている。停電の場合は、燃料電池11a1の発電量が一定の出力電力(例えば定格の半分(350W))となるように制御している。
第一制御装置19(特許請求の範囲に記載の制御装置に相当する。)は、図4に示すように、買電単価取得部19a、売電単価取得部19b、ガス単価取得部19c(特許請求の範囲に記載の燃料単価取得部に相当する。)、消費電力量取得部19d、コスト導出部19e、発電運転モード決定部19f、および運転制御部19gを備えている。
買電単価取得部19aは、系統電源30から電力を買う際の買電の単価である買電単価を取得する。例えば、買電単価取得部19aは、インターネット端末部61に接続されており、インターネット端末部61を介してインターネット60経由で電力事業者などから買電単価を取得する。取得した買電単価は記憶部(図示省略)に記憶するようにしてもよい。また、買電単価取得部19aは、発電装置用リモコン25や給湯器用リモコン45に接続されており、ユーザ(電力需要者)がこれらリモコン25、45に入力した買電単価を取得するようにしてもよい。
売電単価取得部19bは、系統電源30に電力を売る際の売電の単価である売電単価を取得する。例えば、売電単価取得部19bは、インターネット端末部61に接続されており、インターネット端末部61を介してインターネット60経由で電力事業者などから売電単価を取得する。取得した売電単価は記憶部(図示省略)に記憶するようにしてもよい。また、売電単価取得部19bは、発電装置用リモコン25や給湯器用リモコン45に接続されており、ユーザ(電力需要者)がこれらリモコン25、45に入力した売電単価を取得するようにしてもよい。
ガス単価取得部19cは、燃料の単価である燃料単価を取得する。例えば、ガス単価取得部19cは、インターネット端末部61に接続されており、インターネット端末部61を介してインターネット60経由でガス事業者、電力事業者などからガス単価を取得する。取得したガス単価は記憶部(図示省略)に記憶するようにしてもよい。また、ガス単価取得部19cは、発電装置用リモコン25や給湯器用リモコン45に接続されており、ユーザ(電力需要者)がこれらリモコン25、45に入力したガス単価を取得するようにしてもよい。
消費電力量取得部19dは、電気負荷15が消費する電力量である消費電力量を取得する。例えば、消費電力量取得部19dは、電流センサ31aおよびセンサ11b1に接続されている。消費電力量取得部19dは、電流センサ31aから電流を取得し、その電流から消費電力量を算出するようにしてもよい。消費電力量取得部19dは、センサ11b1から電流、電圧または電力量を取得し、消費電力量を算出するようにしてもよい。また、消費電力量取得部19dは、電気負荷15に備えられた電力センサ(電流センサ、電圧センサ)から検出値(消費電力量)を取得するようにしてもよい。
コスト導出部19eは、燃料単価取得部19cによって取得した燃料単価、買電単価取得部19aによって取得した買電単価、売電単価取得部19bによって取得した売電単価、および消費電力量取得部19dによって取得した消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出する。
複数の発電運転モードは、アイドリング運転モード、負荷追従運転モード、逆潮定格運転モードおよび全量売電運転モードである。
アイドリング運転モードは、発電装置11が、発電装置11を発電させるための補機10bを作動させるために最低限必要な電力量である第一所定発電量P1(例えば数ワット〜数十ワット)を発電する発電運転モードである。
アイドリング運転モードは、発電装置11が、発電装置11を発電させるための補機10bを作動させるために最低限必要な電力量である第一所定発電量P1(例えば数ワット〜数十ワット)を発電する発電運転モードである。
負荷追従運転モードは、発電装置11が電気負荷15の消費電力量Pcに追従するように発電する発電運転モードである。なお、負荷追従運転モードにおいて、電気負荷15の消費電力量Pcが発電装置11の最大発電量Pmaxを越えない範囲で、発電装置11が電気負荷15の消費電力量Pcに追従するように発電する。電気負荷15の消費電力量Pcが最大発電量Pmaxを越えた場合には、発電装置11は最大発電量Pmaxにて発電運転が行われるとともに、その不足電力を系統電源30から受電して補うようになっている。
逆潮定格運転モードは、発電装置11が第一所定発電量P1より大きい第二所定発電量P2にて発電するとともに余剰電力が発生した場合に系統電源30に逆潮させる発電運転モードである。逆潮定格運転モードにおいて、電気負荷15の消費電力量Pcが発電装置11の最大発電量Pmaxを越えない場合には、余剰電力は系統電源30に逆潮される。電気負荷15の消費電力量Pcが最大発電量Pmaxを越えた場合には、発電装置11は最大発電量Pmaxにて発電運転が行われるとともに、その不足電力を系統電源30から受電して補うようになっている。なお、第二所定発電量P2は、例えば、発電装置11の最大発電量Pmaxに設定されるのが好ましい。
全量売電運転モードは、発電装置11が第一所定発電量P1より大きい第三所定発電量P3にて発電しその全発電量を系統電源30に逆潮させるとともに、消費電力量Pc分の電力は系統電源30から受給する発電運転モードである。第三所定発電量P3は、例えば、発電装置11の最大発電量Pmaxに設定されるのが好ましい。
さらに、各発電運転モードにおける発電コストの導出について説明する。最初に、アイドリング運転モードについて説明する。アイドリング運転モードにおいて、図5に示すように、電気負荷15の消費電力量は消費電力量Pcである。発電装置11には、燃料が第一所定発電量P1に相当する燃料供給量FS1だけ供給され、発電装置11は第一所定発電量P1だけ発電するが、その発電電力は内部で消費されるので出力は0である。その結果、消費電力量Pc分の電力は、全て系統電源30から受給する。
このとき、センサ11b1は、発電装置11の出力電流は0であることを検出し、電流センサ31aは、消費電力量Pcに相当する、電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは電流センサ31aの検出結果に基づいて算出可能である(電流センサ31aの検出電流と系統電源30の電圧との乗算によって算出可能である)。
したがって、コスト導出部19eは、発電装置11の第一所定発電量P1に相当する燃料供給量FS1に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcに買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値をアイドリング運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、アイドリング運転モードの発電コスト=FS1×UPf+Pc×UPpである。
このとき、センサ11b1は、発電装置11の出力電流は0であることを検出し、電流センサ31aは、消費電力量Pcに相当する、電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは電流センサ31aの検出結果に基づいて算出可能である(電流センサ31aの検出電流と系統電源30の電圧との乗算によって算出可能である)。
したがって、コスト導出部19eは、発電装置11の第一所定発電量P1に相当する燃料供給量FS1に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcに買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値をアイドリング運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、アイドリング運転モードの発電コスト=FS1×UPf+Pc×UPpである。
次に、負荷追従運転モードのうち消費電力量が発電装置11の最大発電量より小さい場合について説明する。この場合、図6Aに示すように、電気負荷15の消費電力量は消費電力量Pcである。発電装置11には、燃料が消費電力量Pcに相当する燃料供給量FScだけ供給され、発電装置11は消費電力量Pcだけ追従して発電するがその発電電力は電気負荷15に供給される。例えば、負荷追従運転モードにおいて、第一制御装置19は、電流センサ31aの検出電流を常に監視し、電流センサ31aに僅かに順潮流方向の電流が流れるように発電装置11の出力電力の制御を行う。その結果、電気負荷15は系統電源30から電力を受給しない。
このとき、センサ11b1は、消費電力量Pcに相当する、電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、系統電源30から電気負荷15への電流は0であることを検出する。消費電力量Pcはセンサ11b1の検出結果に基づいて算出可能である(センサ11b1の検出電流と発電装置11の最大発電時の電圧との乗算によって算出可能である)。
したがって、コスト導出部19eは、消費電力量Pcに相当する燃料供給量FScに燃料単価UPfを乗算して得た値を負荷追従運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、負荷追従運転モードの発電コスト=FSc×UPfである。
このとき、センサ11b1は、消費電力量Pcに相当する、電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、系統電源30から電気負荷15への電流は0であることを検出する。消費電力量Pcはセンサ11b1の検出結果に基づいて算出可能である(センサ11b1の検出電流と発電装置11の最大発電時の電圧との乗算によって算出可能である)。
したがって、コスト導出部19eは、消費電力量Pcに相当する燃料供給量FScに燃料単価UPfを乗算して得た値を負荷追従運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、負荷追従運転モードの発電コスト=FSc×UPfである。
さらに、負荷追従運転モードのうち消費電力量が発電装置11の最大発電量より大きい場合について説明する。この場合、図6Bに示すように、電気負荷15の消費電力量は消費電力量Pcである。発電装置11には、燃料が最大発電量Pmaxに相当する燃料供給量FSmaxだけ供給され、発電装置11は最大発電量Pmaxだけ発電するがその発電電力の全ては電気負荷15に供給される。また、電気負荷15の消費電力量Pcに対する不足電力分の電力(消費電力量Pcと最大発電量Pmaxとの差分である)は系統電源30から受電して補うようになっている。
このとき、センサ11b1は、最大発電量Pmaxに相当する、発電装置11から電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、不足電力分に相当する、系統電源30から電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは、センサ11b1の検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)と電流センサ31aの検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)とから算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、最大発電量Pmaxに相当する燃料供給量FSmaxに燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcから最大発電量Pmaxを減算した値に買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、負荷追従運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、負荷追従運転モードの発電コスト=FSmax×UPf+(Pc−Pmax)×UPpである。
このとき、センサ11b1は、最大発電量Pmaxに相当する、発電装置11から電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、不足電力分に相当する、系統電源30から電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは、センサ11b1の検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)と電流センサ31aの検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)とから算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、最大発電量Pmaxに相当する燃料供給量FSmaxに燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcから最大発電量Pmaxを減算した値に買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、負荷追従運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、負荷追従運転モードの発電コスト=FSmax×UPf+(Pc−Pmax)×UPpである。
次に、逆潮定格運転モードのうち消費電力量が発電装置11の最大発電量より小さい場合について説明する。この場合、図7Aに示すように、電気負荷15の消費電力量は消費電力量Pcである。発電装置11には、燃料が第二所定発電量P2(例えば最大発電量Pmax)に相当する燃料供給量FS2(例えば燃料供給量FSmax)だけ供給され、発電装置11は第二所定発電量P2だけ発電するがその発電電力のうち消費電力量Pc分は電気負荷15に供給され、余剰電力(最大発電量Pmaxと消費電力量Pcとの差分)は系統電源30に逆潮される。
このとき、センサ11b1は、第二所定発電量P2に相当する、電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、発電装置11から系統電源30への電流を検出する。消費電力量Pcは、センサ11b1の検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)と電流センサ31aの検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)とから算出可能である。
このとき、センサ11b1は、第二所定発電量P2に相当する、電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、発電装置11から系統電源30への電流を検出する。消費電力量Pcは、センサ11b1の検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)と電流センサ31aの検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)とから算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、第二所定発電量P2に相当する燃料供給量FS2に燃料単価UPfを乗算して得た値から、第二所定発電量P2から消費電力量Pcを減算した値に売電単価UPsを乗算して得た値を減算して得た値を、逆潮定格運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、逆潮定格運転モードの発電コスト=FS2×UPf−(P2−Pc)×UPsである。
すなわち、逆潮定格運転モードの発電コスト=FS2×UPf−(P2−Pc)×UPsである。
さらに、逆潮定格運転モードのうち消費電力量が発電装置11の最大発電量より大きい場合について説明する。この場合、図7Bに示すように、電気負荷15の消費電力量は消費電力量Pcである。発電装置11には、燃料が第二所定発電量P2(例えば最大発電量Pmax)に相当する燃料供給量FS2(例えば燃料供給量FSmax)だけ供給され、発電装置11は第二所定発電量P2だけ発電するがその発電電力の全ては電気負荷15に供給される。また、電気負荷15の消費電力量Pcに対する不足電力分の電力(消費電力量Pcと第二所定発電量P2との差分である)は系統電源30から受電して補うようになっている。
このとき、センサ11b1は、第二所定発電量P2に相当する、発電装置11から電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、不足電力分に相当する、系統電源30から電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは、センサ11b1の検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)と電流センサ31aの検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)とから算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、第二所定発電量P2に相当する燃料供給量FS2に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcから第二所定発電量P2を減算した値に買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、逆潮定格運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、逆潮定格運転モードの発電コスト=FS2×UPf+(Pc−P2)×UPpである。
このとき、センサ11b1は、第二所定発電量P2に相当する、発電装置11から電気負荷15に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、不足電力分に相当する、系統電源30から電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは、センサ11b1の検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)と電流センサ31aの検出結果に基づいて算出された電力量(上述した)とから算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、第二所定発電量P2に相当する燃料供給量FS2に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcから第二所定発電量P2を減算した値に買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、逆潮定格運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、逆潮定格運転モードの発電コスト=FS2×UPf+(Pc−P2)×UPpである。
次に、全量売電運転モードについて説明する。全量売電運転モードにおいて、図8に示すように、電気負荷15の消費電力量は消費電力量Pcである。発電装置11には、燃料が第三所定発電量P3(例えば最大発電量Pmax)に相当する燃料供給量FSmaxだけ供給され、発電装置11は第三所定発電量P3だけ発電するが、その発電電力は全て系統電源30に出力される。また、消費電力量Pc分の電力は、全て系統電源30から受給する。
このとき、センサ11b1は、第三所定発電量P3に相当する、発電装置11から系統電源30に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、消費電力量Pcに相当する、系統電源30から電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは、電流センサ31aの検出結果に基づいて算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、第三所定発電量P3に相当する燃料供給量FS3に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcに買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値から、第三所定発電量P3に売電単価UPsを乗算して得た値を減算して得た値を、全量売電運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、全量売電運転モードの発電コスト=FS3×UPf+Pc×UPp−P3×UPsである。
このとき、センサ11b1は、第三所定発電量P3に相当する、発電装置11から系統電源30に流れる電流を検出し、電流センサ31aは、消費電力量Pcに相当する、系統電源30から電気負荷15に流れる電流を検出する。消費電力量Pcは、電流センサ31aの検出結果に基づいて算出可能である。
したがって、コスト導出部19eは、第三所定発電量P3に相当する燃料供給量FS3に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcに買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値から、第三所定発電量P3に売電単価UPsを乗算して得た値を減算して得た値を、全量売電運転モードの発電コストとして導出することができる。
すなわち、全量売電運転モードの発電コスト=FS3×UPf+Pc×UPp−P3×UPsである。
発電運転モード決定部19fは、コスト導出部19eによってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置11に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する。
運転制御部19gは、発電運転モード決定部19fによって決定された指示発電運転モードにて発電装置11を制御する。運転制御部19gは、発電装置11が指示発電運転モードの燃料供給量となるように、原料ポンプ11a6を制御し、燃料供給量に応じた改質水供給量となるように、改質水ポンプ11a5を制御し、燃料供給量に応じたカソードエア供給量となるように、カソードエアブロワ11a4を制御する。
また、開閉器14cは、第一制御装置19からの指示に従って、開閉制御されるようになっている。開閉器14cは、系統電源30が停電など異常である場合には、開路され、発電装置11と系統電源30とを解列する。開閉器14cは、系統電源30が正常である場合には、閉路され、発電装置11と系統電源30とを連系する。
コジェネレーション装置10は、発電装置用リモコン25を備えている。発電装置用リモコン25は、第一制御装置19と互いに通信可能に接続されて、コジェネレーション装置10の操作を行うリモコン(第一リモコン)である。発電装置用リモコン25には、発電器11aの発電する電力、使用電力量、貯湯槽21の残湯量などのコジェネレーション装置10の運転状況が表示できるようになっている。
発電装置用リモコン25は、第二制御装置42(後述する)とも互いに通信可能に接続されている。発電装置用リモコン25は、給湯器41の操作、運転状況の表示も可能である。
発電装置用リモコン25は、第二制御装置42(後述する)とも互いに通信可能に接続されている。発電装置用リモコン25は、給湯器41の操作、運転状況の表示も可能である。
コジェネレーション装置10は、貯湯ユニット20を備えている。貯湯ユニット20は、コジェネレーション装置10の筐体10a内に収容されている。貯湯ユニット20は、貯湯槽21を備えている。
貯湯槽21は、発電装置11(燃料電池11a1)の排熱を熱交換により回収した湯水を貯めるものである。貯湯槽21には、貯湯槽21内の湯水(貯湯水)を循環させるための湯水循環回路22が接続されている。湯水循環回路22上には、熱交換器23が配設されている。熱交換器23には、一端が発電器11aの排熱が排出される発電器11aの排出口に接続された流路23aの他端が接続されている。熱交換器23は、流路23aを介して供給される排熱と湯水循環回路22を循環する湯水との間で熱交換を行うものである。すなわち、コジェネレーション装置10の発電中に図示しないポンプの駆動によって湯水循環回路22を湯水が循環すると、湯水が流路23aを介して排出されたコジェネレーション装置10の排熱を熱交換器23を介して回収することで、湯水が加熱されるようになっている。
なお、発電器11aの排熱とは、例えば、コジェネレーション装置10の場合、燃料電池11a1の排熱や改質部11a3の排熱などをいう。しかし、それに限定せずコジェネレーション装置10それ自体の熱など回収可能な排熱なら何でも利用できる。
また、貯湯ユニット20は、筐体10aの外にコジェネレーション装置10の別のユニットとして設けるようにしてもよい。
また、貯湯ユニット20は、筐体10aの外にコジェネレーション装置10の別のユニットとして設けるようにしてもよい。
貯湯槽21は、1つの柱状容器を備えており、その内部に温水が層状に、すなわち上部の温水が最も高温であり下部にいくにしたがって低温となり下部の温水が最も低温であるように貯留されるようになっている。貯湯槽21に貯留されている高温の温水が貯湯槽21の柱状容器の上部から導出され、その導出された分を補給するように水道水などの水(低温の水)が貯湯槽21の柱状容器の下部から導入されるようになっている。なお、貯湯槽21は、貯湯槽21から導出された湯水に水道水が合流するように構成されるようにしてもよい。これにより、貯湯槽21からの湯水が降温される。
貯湯槽21には、給湯器41に一端が接続されている給湯管24の他端が接続されている。貯湯槽21内の湯水は、給湯管24を介して給湯器41に供給可能である。
貯湯槽21には、給湯器41に一端が接続されている給湯管24の他端が接続されている。貯湯槽21内の湯水は、給湯管24を介して給湯器41に供給可能である。
給湯システム40は、給湯器41、給湯器制御装置(以下、第二制御装置という)42、電源基板43、給湯管44および給湯器用リモコン45を備えている。
給湯器41は、貯湯槽21から導入された湯水を、熱源によって加熱して給湯するようになっている。熱源としては、燃料を燃焼させる燃焼器、熱交換器、電気ヒータなどである。本実施形態では、熱源は燃焼器であり、燃料は、改質用原料と同じ天然ガスである。給湯器41は、図示しない温度センサで検出した湯水の温度が設定された給湯温度となるように、燃焼器の燃焼を調整するように構成されている。また、図示していないが、給湯器41には水道水が合流するようになっている。これにより、湯水を降温することも可能である。
第二制御装置42は、前述したように給湯器41から導出される給湯温度を調整する。第二制御装置42は、第一制御装置19と互いに通信可能に接続されている。
電源基板43は、給湯器41および第二制御装置42に駆動用電力を供給するものである。電源基板43は、系統電源30からの交流電力が配電盤32で分配されて電線33を介して供給されている。電源基板43は、供給された交流電力を所定の直流電力に変換して給湯器41および第二制御装置42へ供給している。
給湯管44には、給湯器41から供給される湯水を、給湯として利用する湯水使用場所A2(例えば屋内)に設置されている複数の湯利用機器A2aが接続されている。この湯利用機器としては、浴槽、シャワ、キッチン(キッチンの蛇口)、洗面所(洗面所の蛇口)などがある。また、給湯管44には、給湯器41から供給される湯水を熱源として利用する湯水使用場所A2に設置されている熱利用機器A2bが接続されている。この熱利用機器としては、浴室暖房、床暖房、浴槽の湯の追い炊き機構などがある。
給湯器用リモコン45は、第二制御装置42と互いに通信可能に接続されて、給湯器41の操作を行うリモコン(第二リモコン)である。給湯器用リモコン45には、給湯温度などの給湯器41の運転状況が表示される。
給湯器用リモコン45は、第一制御装置19とも互いに通信可能に接続されている。給湯器用リモコン45は、コジェネレーション装置10の操作、運転状況の表示も可能である。
給湯器用リモコン45は、第一制御装置19とも互いに通信可能に接続されている。給湯器用リモコン45は、コジェネレーション装置10の操作、運転状況の表示も可能である。
次に上述したコジェネレーション装置10の作動について図9に示すフローチャートに基づいて説明する。第一制御装置19は、そのフローチャートに沿ったプログラムを所定時間毎に繰り返し実行する。
第一制御装置19は、ステップS102において、上述した買電単価取得部19aと同様に、系統電源30から電力を買う際の買電の単価である買電単価を取得する。第一制御装置19は、ステップS104において、上述した売電単価取得部19bと同様に、系統電源30に電力を売る際の売電の単価である売電単価を取得する。第一制御装置19は、ステップS106において、上述したガス単価取得部19cと同様に、燃料の単価である燃料単価を取得する。第一制御装置19は、ステップS108において、上述した消費電力量取得部19dと同様に、電気負荷15が消費する電力量である消費電力量を取得する。
第一制御装置19は、ステップS110において、上述したコスト導出部19eと同様に、燃料単価取得部19cによって取得した燃料単価、買電単価取得部19aによって取得した買電単価、売電単価取得部19bによって取得した売電単価、および消費電力量取得部19dによって取得した消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出する。
第一制御装置19は、ステップS112において、上述した発電運転モード決定部19fと同様に、ステップS110によってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し、その選択した発電運転モードを、発電装置11に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する。
指示発電運転モードがアイドリング運転モードである場合、第一制御装置19は、プログラムをステップS114に進めて、アイドリング運転モードにて発電装置11の発電運転を行う。指示発電運転モードが負荷追従運転モードである場合、第一制御装置19は、プログラムをステップS116に進めて、負荷追従運転モードにて発電装置11の発電運転を行う。指示発電運転モードが逆潮定格運転モードである場合、第一制御装置19は、プログラムをステップS118に進めて、逆潮定格運転モードにて発電装置11の発電運転を行う。指示発電運転モードが全量売電運転モードである場合、第一制御装置19は、プログラムをステップS120に進めて、全量売電運転モードにて発電装置11の発電運転を行う。
上述した説明から明らかなように、本実施形態に係るコジェネレーション装置10は、発電装置11が系統電源30に連系され、発電装置11の発電に伴って発生する排熱を回収するコジェネレーション装置である。発電装置11は、燃料供給源71から供給された燃料によって複数の発電運転モードにて発電運転が可能であり、発電した電力を、系統電源30および/または発電装置11と系統電源30とに電気的に接続されている電気負荷15に供給可能であり、コジェネレーション装置10は、発電装置11を制御する第一制御装置19(制御装置)を備え、第一制御装置19は、燃料の単価である燃料単価を取得する燃料単価取得部19cと、系統電源30から電力を買う際の買電の単価である買電単価を取得する買電単価取得部19aと、系統電源30に電力を売る際の売電の単価である売電単価を取得する売電単価取得部19bと、電気負荷15が消費する電力量である消費電力量を取得する消費電力量取得部19dと、燃料単価取得部19cによって取得した燃料単価、買電単価取得部19aによって取得した買電単価、売電単価取得部19bによって取得した売電単価、および消費電力量取得部19dによって取得した消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出するコスト導出部19eと、コスト導出部19eによってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置11に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する発電運転モード決定部19fと、発電運転モード決定部19fによって決定された指示発電運転モードにて発電装置11を制御する運転制御部19gと、を備えている。
これによれば、コスト導出部19eは、燃料単価、買電単価、売電単価、および消費電力量に基づいて、複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出する。発電運転モード決定部19fは、コスト導出部19eによってそれぞれ導出された各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、発電コストが最小である発電運転モードを選択し発電装置11に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する。そして、運転制御部19gは、発電運転モード決定部19fによって決定された指示発電運転モードにて発電装置11を制御する。その結果、例えば、売電単価が一日の内に変動したとしても、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
また、発電運転モードが、発電装置11が、発電装置11を発電させるための補機10bを作動させるために最低限必要な電力量である第一所定発電量P1を発電するアイドリング運転モードである場合に、コスト導出部19eは、発電装置11の第一所定発電量P1に相当する燃料供給量FS1に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcに買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値をアイドリング運転モードの発電コストとして導出することができる。
これによれば、発電運転モードがアイドリング運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
これによれば、発電運転モードがアイドリング運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
また、発電運転モードが、発電装置11が電気負荷15の消費電力量Pcに追従するように発電する負荷追従運転モードである場合において、消費電力量Pcが発電装置11の最大発電量Pmaxより小さい場合に、コスト導出部19eは、消費電力量Pcに相当する燃料供給量FScに燃料単価UPfを乗算して得た値を、また、消費電力量Pcが発電装置11の最大発電量Pmaxより大きい場合に、コスト導出部19eは、最大発電量Pmaxに相当する燃料供給量FSmaxに燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcから最大発電量Pmaxを減算した値に買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、負荷追従運転モードの発電コストとして導出することができる。
これによれば、発電運転モードが負荷追従運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
これによれば、発電運転モードが負荷追従運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
また、発電運転モードが、発電装置11が第一所定発電量P1より大きい第二所定発電量P2にて発電するとともに余剰電力が発生した場合に系統電源30に逆潮させる逆潮定格運転モードである場合において、消費電力量Pcが第二所定発電量P2より小さい場合に、コスト導出部19eは、第二所定発電量P2に相当する燃料供給量FS2に燃料単価UPfを乗算して得た値から、第二所定発電量P2から消費電力量Pcを減算した値に売電単価UPsを乗算して得た値を減算して得た値を、または、消費電力量Pcが第二所定発電量P2より大きい場合に、コスト導出部19eは、第二所定発電量P2に相当する燃料供給量FS2に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcから第二所定発電量P2を減算した値に買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、逆潮定格運転モードの発電コストとして導出することができる。
これによれば、発電運転モードが逆潮定格運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
これによれば、発電運転モードが逆潮定格運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
また、発電運転モードが、発電装置11が第一所定発電量P1より大きい第三所定発電量P3にて発電しその全発電量を系統電源30に逆潮させるとともに、消費電力量Pc分の電力は系統電源30から受給する全量売電運転モードである場合において、コスト導出部19eは、第三所定発電量P3に相当する燃料供給量FS3に燃料単価UPfを乗算して得た値と、消費電力量Pcに買電単価UPpを乗算して得た値と、を加算して得た加算値から、第三所定発電量P3に売電単価UPsを乗算して得た値を減算して得た値を、全量売電運転モードの発電コストとして導出することができる。
これによれば、発電運転モードが全量売電運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
これによれば、発電運転モードが全量売電運転モードである場合に、発電コストを的確に導出することができ、ひいては、コジェネレーション装置10は、発電運転モードを適切に切り替えることによって、ユーザの経済性を適正化することができる。
なお、上述した実施形態において、買電単価や売電単価には、需要者に対して電力利用時間帯の変更を促すために、電力利用の時間帯の変更に需要者が応じた場合には、実際に需要者が電力を使用した時間帯における電力代金(買電単価)の割引を行ったり、売電単価の割り増しを行ったりするインセンティブを提供する場合も含まれる。また、買電単価や売電単価には、そのインセンティブが単価に反映される代わりである報奨金またはそれに相当するポイントも含まれる。この場合、上述した発電コストから報奨金を減算して新たな発電コストを導出すればよい。
なお、上述した実施形態における燃料電池11a1は固体酸化物燃料電池であったが、本発明を高分子電解質形燃料電池に適用するようにしても良い。
また、上述した実施形態においては、発電器11aは、天然ガス、LPG、灯油、ガソリン、メタノール等の燃料を用いて発電する燃料電池発電器の代わりに、ガスエンジン方式発電器、ガスタービン方式発電器等のガス発電器が含まれる。
また、上述した実施形態においては、発電器11aは、天然ガス、LPG、灯油、ガソリン、メタノール等の燃料を用いて発電する燃料電池発電器の代わりに、ガスエンジン方式発電器、ガスタービン方式発電器等のガス発電器が含まれる。
10…コジェネレーション装置、11…発電装置、11a…発電器、11a1…燃料電池、11b…電力変換装置、11b1…センサ、14…電線、14c…開閉器、15…電気負荷、19…発電装置制御装置(第一制御装置)、19a…買電単価取得部、19b…売電単価取得部、19c…燃料単価取得部、19d…消費電力量取得部、19e…コスト導出部、19f…発電運転モード決定部、19g…運転制御部、20…貯湯ユニット、21…貯湯槽、25…発電装置用リモコン、30…系統電源、40…給湯システム、42…給湯器制御装置(第二制御装置)、45…給湯器用リモコン、71…燃料供給源。
Claims (5)
- 発電装置が系統電源に連系され、前記発電装置の発電に伴って発生する排熱を回収するコジェネレーション装置であって、
前記発電装置は、燃料供給源から供給された燃料によって複数の発電運転モードにて発電運転が可能であり、発電した電力を、前記系統電源および/または前記発電装置と前記系統電源とに電気的に接続されている電気負荷に供給可能であり、
前記コジェネレーション装置は、前記発電装置を制御する制御装置を備え、
前記制御装置は、
前記燃料の単価である燃料単価を取得する燃料単価取得部と、
前記系統電源から電力を買う際の買電の単価である買電単価を取得する買電単価取得部と、
前記系統電源に電力を売る際の売電の単価である売電単価を取得する売電単価取得部と、
前記電気負荷が消費する電力量である消費電力量を取得する消費電力量取得部と、
前記燃料単価取得部によって取得した前記燃料単価、前記買電単価取得部によって取得した前記買電単価、前記売電単価取得部によって取得した前記売電単価、および前記消費電力量取得部によって取得した前記消費電力量に基づいて、前記複数の発電運転モードの全てについて、発電に関するコストである発電コストを導出するコスト導出部と、
前記コスト導出部によってそれぞれ導出された前記各発電運転モードの発電コストの全てを比較し、前記発電コストが最小である前記発電運転モードを選択し前記発電装置に対して指示する発電運転モードである指示発電運転モードとして決定する発電運転モード決定部と、
前記発電運転モード決定部によって決定された指示発電運転モードにて前記発電装置を制御する運転制御部と、を備えているコジェネレーション装置。 - 前記発電運転モードが、前記発電装置が、前記発電装置を発電させるための補機を作動させるために最低限必要な電力量である第一所定発電量を発電するアイドリング運転モードである場合に、
前記コスト導出部は、前記発電装置の第一所定発電量に相当する燃料供給量に前記燃料単価を乗算して得た値と、前記消費電力量に前記買電単価を乗算して得た値と、を加算して得た加算値を前記アイドリング運転モードの前記発電コストとして導出する請求項1記載のコジェネレーション装置。 - 前記発電運転モードが、前記発電装置が前記電気負荷の消費電力量に追従するように発電する負荷追従運転モードである場合において、
前記消費電力量が前記発電装置の最大発電量より小さい場合に、前記コスト導出部は、前記消費電力量に相当する燃料供給量に前記燃料単価を乗算して得た値を、
また、前記消費電力量が前記発電装置の最大発電量より大きい場合に、前記コスト導出部は、前記最大発電量に相当する燃料供給量に前記燃料単価を乗算して得た値と、前記消費電力量から前記最大発電量を減算した値に前記買電単価を乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、前記負荷追従運転モードの前記発電コストとして導出する請求項1記載のコジェネレーション装置。 - 前記発電運転モードが、前記発電装置が第一所定発電量より大きい第二所定発電量にて発電するとともに余剰電力が発生した場合に前記系統電源に逆潮させる逆潮定格運転モードである場合において、
前記消費電力量が前記第二所定発電量より小さい場合に、前記コスト導出部は、前記第二所定発電量に相当する燃料供給量に前記燃料単価を乗算して得た値から、前記第二所定発電量から前記消費電力量を減算した値に前記売電単価を乗算して得た値を減算して得た値を、
または、前記消費電力量が前記第二所定発電量より大きい場合に、前記コスト導出部は、前記第二所定発電量に相当する燃料供給量に前記燃料単価を乗算して得た値と、前記消費電力量から前記第二所定発電量を減算した値に前記買電単価を乗算して得た値と、を加算して得た加算値を、前記逆潮定格運転モードの前記発電コストとして導出する請求項1記載のコジェネレーション装置。 - 前記発電運転モードが、前記発電装置が第一所定発電量より大きい第三所定発電量にて発電しその全発電量を前記系統電源に逆潮させるとともに、前記消費電力量分の電力は前記系統電源から受給する全量売電運転モードである場合において、
前記コスト導出部は、前記第三所定発電量に相当する燃料供給量に前記燃料単価を乗算して得た値と、前記消費電力量に前記買電単価を乗算して得た値と、を加算して得た加算値から、前記第三所定発電量に前記売電単価を乗算して得た値を減算して得た値を、前記全量売電運転モードの前記発電コストとして導出する請求項1記載のコジェネレーション装置。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2018001150A JP2019122162A (ja) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | コジェネレーション装置 |
Applications Claiming Priority (1)
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JP2018001150A JP2019122162A (ja) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | コジェネレーション装置 |
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JP2019122162A true JP2019122162A (ja) | 2019-07-22 |
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ID=67308047
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JP (1) | JP2019122162A (ja) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2020262580A1 (ja) | 2019-06-28 | 2020-12-30 | 三菱瓦斯化学株式会社 | 樹脂組成物、樹脂シート、多層プリント配線板、及び半導体装置 |
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2018
- 2018-01-09 JP JP2018001150A patent/JP2019122162A/ja active Pending
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WO2020262580A1 (ja) | 2019-06-28 | 2020-12-30 | 三菱瓦斯化学株式会社 | 樹脂組成物、樹脂シート、多層プリント配線板、及び半導体装置 |
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