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

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。
特開２０１４−０３２８２０号公報
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。
本発明によるコジェネレーション装置を備えたコジェネレーションシステムの実施形態を示す概要図である。 図１に示すコジェネレーションシステムの概要図である。 図２に示す発電器の概要図である。 図２に示す第一制御装置（発電装置制御装置）を示すブロック図である。 コジェネレーション装置の発電装置がアイドリング運転モードである場合の説明図である。 コジェネレーション装置の発電装置が負荷追従運転モードのうち消費電力量が最大発電量より小さい場合の説明図である。 コジェネレーション装置の発電装置が負荷追従運転モードのうち消費電力量が最大発電量より大きい場合の説明図である。 コジェネレーション装置の発電装置が逆潮定格運転モードのうち消費電力量が最大発電量より小さい場合の説明図である。 コジェネレーション装置の発電装置が逆潮定格運転モードのうち消費電力量が最大発電量より大きい場合の説明図である。 コジェネレーション装置の発電装置が全量売電運転モードである場合の説明図である。 図２に示す第一制御装置（発電装置制御装置）で実行される制御プログラムのフローチャートである。
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−
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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)

  1. 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。
  2. 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。
  3. 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。
  4. 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。
  5. 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。
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