JP7377612B2 - 発電の制御方法、発電装置、及び発電制御プログラム - Google Patents
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Description
本発明は、発電の制御方法、発電装置、及び発電制御プログラムに関するものであり、特に発電に伴い生成される炭酸ガスを回収する機構を備えた発電の制御方法、発電装置、及び発電制御プログラムに関する。
地球温暖化の観点から、発電に伴い生成される炭酸ガスを回収して固定化処理を行うコージェネレーションシステムが開示されている（例えば特許文献１参照）。発電に伴い生成される炭酸ガスの回収は発電方式の種別によらず、例えばバイオマス発電及び燃料電池を用いた発電にも適用されている（例えば特許文献２及び特許文献３参照）。
こうした炭酸ガスの回収設備を備えた発電装置を有する電力の需要家の中には、電力の小売自由化に伴い、発電した電力を電気事業者に売却する需要家が存在する。しかしながら、従来の発電装置では、単に需要家の指示に従って発電の開始及び停止が制御されるため、場合によっては、発電装置での発電に要する費用が、例えば電力の売却及び回収した炭酸ガスによって得られる利益を超えてしまい、経済的損失が発生してしまうことがある。
本発明は上記事実を鑑みてなされたものであり、発電によって得られる利益を考慮して発電の開始及び終了を制御することができる発電の制御方法、発電装置、及び発電制御プログラムを提供することを目的とする。
上記目的を達成するために、本発明に係る発電の制御方法は、発電に伴って生成された炭酸ガスを回収して炭酸ガスの需要家に供給可能な構成を有する発電装置の発電部で発電するために要する運転費用が、前記発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額未満、又は前記第１の金額と前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額の合計額未満となり、前記発電部での発電によって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に、前記発電部で発電を行う処理をコンピュータが実行する。また、本発明に係る発電の制御方法は、発電に伴って炭酸ガスを生成する発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額を前記発電部で発電された電力の売電価格、又は前記発電部を備えた発電装置が設置された需要家における電力の買電価格とし、前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額を前記発電部で生成された炭酸ガスの炭酸ガス価格とした際に、前記発電部で発電するために要する運転費用が前記第１の金額未満、又は前記第１の金額と前記第２の金額の合計額未満となり、前記発電部での発電によって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に、前記発電部で発電を行う処理をコンピュータが実行する。
また、本発明に係る発電装置は、発電に伴って生成された炭酸ガスを回収して炭酸ガスの需要家に供給可能な構成を有する発電装置の発電部と、前記発電部で発電するために要する運転費用が、前記発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額未満、又は前記第１の金額と前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額の合計額未満となり、前記発電部で発電することによって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に発電を行うように前記発電部を制御する制御部と、を備える。また、本発明に係る発電装置は、発電に伴って炭酸ガスを生成する発電部と、前記発電部で発電するために要する運転費用が、前記発電部で発電された電力の売電価格、若しくは前記発電部を備えた発電装置が設置された需要家における電力の買電価格によって表される金額である前記発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額未満、又は前記第１の金額と、前記発電部で生成された炭酸ガスの炭酸ガス価格によって表される金額である前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額の合計額未満となり、前記発電部で発電することによって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に発電を行うように前記発電部を制御する制御部と、を備える。
また、本発明に係る発電制御プログラムは、コンピュータを、請求項２５～請求項４８の何れか１項に記載の発電装置の制御部として機能させる。
請求項１、請求項３、請求項２５、請求項２７、及び請求項４９に記載の発電装置によれば、発電によって得られる利益を考慮して発電の開始及び終了を制御することができる。
請求項２及び請求項２６に記載の発電装置によれば、発電装置で発電される電力を売電することで得られる利益だけでなく、消費することで得られる利益を考慮して、発電装置での発電を制御することができる。
請求項４及び請求項２８に記載の発電装置によれば、発電装置での発電を継続することにより、利益を最大化することができる。
請求項５及び請求項２９に記載の発電装置によれば、電気事業者が販売する電力よりも価格が安い電力を発電装置から受電することができる。
請求項６及び請求項３０に記載の発電装置によれば、需要家における消費電力を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項７及び請求項３１に記載の発電装置によれば、運転費用が電力の売電価格以上であっても、発電を行うことで利益を得ることができる。
請求項８及び請求項３２に記載の発電装置によれば、発電装置によって生成される炭酸ガス生成量が需要家における炭酸ガス消費量を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項９及び請求項３３に記載の発電装置によれば、運転費用が電力の買電価格以上であっても、発電を行うことで利益を得ることができる。
請求項１０及び請求項３４に記載の発電装置によれば、需要家における消費電力を超えた状態で発電するか、又は、発電装置によって生成される炭酸ガス生成量が需要家における炭酸ガス消費量を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項１１及び請求項３５に記載の発電装置によれば、発電装置で発電されたエネルギーとしての電力の価値又は、エネルギーとしての電力の価値と発電装置で生成された炭酸ガスの炭酸ガスの購入費用の合計額だけでなく、発電装置で生成された熱の価値を考慮して、発電装置での発電を制御することができる。
請求項１２及び請求項３６に記載の発電装置によれば、購入した熱よりも熱価格の安い熱を発電装置から得ることができる。
請求項１３及び請求項３７に記載の発電装置によれば、運転費用が電力の売電価格以上であっても発電を行うことで利益を得ることができる。
請求項１４及び請求項３８に記載の発電装置によれば、発電装置によって生成される熱生成量が需要家における熱消費量を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項１５及び請求項３９に記載の発電装置によれば、運転費用が電力の買電価格以上であっても、発電を行うことで利益を得ることができる。
請求項１６及び請求項４０に記載の発電装置によれば、需要家における消費電力を超えた状態で発電するか、又は、発電装置によって生成される熱生成量が需要家における熱消費量を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項１７及び請求項４１に記載の発電装置によれば、運転費用が電力の売電価格と炭酸ガス価格の合計額以上であっても、発電を行うことで利益を得ることができる。
請求項１８及び請求項４２に記載の発電装置によれば、発電装置によって生成される炭酸ガス生成量が需要家における炭酸ガス消費量を超えた状態で発電するか、又は、発電装置によって生成される熱生成量が需要家における熱消費量を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項１９及び請求項４３に記載の発電装置によれば、運転費用が電力の買電価格と炭酸ガス価格の合計額以上であっても、発電を行うことで利益を得ることができる。
請求項２０及び請求項４４に記載の発電装置によれば、需要家における消費電力を超えた状態で発電するか、発電装置によって生成される炭酸ガス生成量が需要家における炭酸ガス消費量を超えた状態で発電するか、又は、発電装置によって生成される熱生成量が需要家における熱消費量を超えた状態で発電する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項２１及び請求項４５に記載の発電装置によれば、発電装置における発電電力を需要家が実際に消費する消費電力と比較する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項２２及び請求項４６に記載の発電装置によれば、発電装置によって生成される炭酸ガス生成量を需要家が実際に消費する炭酸ガス消費量と比較する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項２３及び請求項４７に記載の発電装置によれば、発電装置によって生成される熱生成量を需要家が実際に消費する熱消費量と比較する場合と比較して、発電に伴う利益を大きくすることができる。
請求項２４及び請求項４８に記載の発電装置によれば、運転費用をより正確に算出することができる。
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、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、重複する説明を省略する。
＜第１実施形態＞
図１に、第１実施形態における発電装置１０Ａの概略ブロック図を示す。発電装置１０Ａは、主要な構成としてＦＣ(Fuel Cell：燃料電池)システム２０、第１ＣＯ2タンク３０、第２ＣＯ2タンク３２、ＰＣＳ(Power Conditioning System)３４、及び制御部５０（図３参照）を備える。発電装置１０Ａは、例えば電力及び二酸化炭素（ＣＯ2）を消費する需要家Ｕと近接して設置され、発電に伴い生成される電力及び二酸化炭素ガス（ＣＯ2ガス、又は「炭酸ガス」ともいう）を、需要家Ｕの電力需要部４２及びＣＯ2需要部４０へそれぞれ供給する分散型電源である。
図１に、第１実施形態における発電装置１０Ａの概略ブロック図を示す。発電装置１０Ａは、主要な構成としてＦＣ(Fuel Cell：燃料電池)システム２０、第１ＣＯ2タンク３０、第２ＣＯ2タンク３２、ＰＣＳ(Power Conditioning System)３４、及び制御部５０（図３参照）を備える。発電装置１０Ａは、例えば電力及び二酸化炭素（ＣＯ2）を消費する需要家Ｕと近接して設置され、発電に伴い生成される電力及び二酸化炭素ガス（ＣＯ2ガス、又は「炭酸ガス」ともいう）を、需要家Ｕの電力需要部４２及びＣＯ2需要部４０へそれぞれ供給する分散型電源である。
ここでは一例として、需要家Ｕが発電装置１０Ａを所有しているものとし、発電に伴い生成される電力及び炭酸ガスを需要家Ｕで消費する例について説明する。
ＦＣシステム２０は燃料電池を用いて発電を行う発電部の一例であり、発電に伴い電力及び炭酸ガスを生成する。
ＦＣシステム２０で生成された炭酸ガスはＣＯ2管Ｐ２０へ送出される。ＣＯ2管Ｐ２０には流量計３１が設けられており、ＦＣシステム２０で生成され、ＣＯ2管Ｐ２０から排出される炭酸ガスの排出二酸化炭素量が計測される。流量計３１は、制御部５０と接続されており、計測された排出二酸化炭素量が制御部５０へ通知される。
ＣＯ2管Ｐ２０は、供給配管Ｐ２２と貯留用配管Ｐ２４に分岐される。供給配管Ｐ２２は、ＣＯ2需要部４０へ炭酸ガスを供給する。貯留用配管Ｐ２４は、第１ＣＯ2タンク３０と接続されており、炭酸ガスを第１ＣＯ2タンク３０へ送出する。
ＣＯ2需要部４０は、炭酸ガスを消費する設備であり、例えば溶接工場や炭酸飲料製造工場等における装置が含まれる。
供給配管Ｐ２２には第１バルブＶ１が設けられ、貯留用配管Ｐ２４には第２バルブＶ２が設けられている。第１バルブＶ１及び第２バルブＶ２は、流量調整可能な開閉バルブであり、制御部５０によって制御される。
第１ＣＯ2タンク３０には、貯留用配管Ｐ２４を経て流入する炭酸ガスが貯留される。すなわち、第１ＣＯ2タンク３０は、需要家Ｕが有する炭酸ガス保管容器の一例である。また、第１ＣＯ2タンク３０には圧力計３０Ａが設けられている。圧力計３０Ａにより、第１ＣＯ2タンク３０内の圧力が計測される。圧力計３０Ａは、制御部５０と接続されており、圧力計３０Ａによって計測された圧力値は制御部５０へ通知される。制御部５０は、圧力計３０Ａで計測された圧力値により、第１ＣＯ2タンク３０に貯留されている炭酸ガス量を検知する。
更に、第１ＣＯ2タンク３０には第１配管Ｐ２６の一端が接続され、第１配管Ｐ２６の他端は供給配管Ｐ２２の第１バルブＶ１よりも下流側に接続される。第１配管Ｐ２６には第３バルブＶ３が設けられており、第３バルブＶ３は制御部５０と接続される。第３バルブＶ３は、流量調整可能な開閉バルブであり、制御部５０によって制御される。
第２ＣＯ2タンク３２は、第１ＣＯ2タンク３０と別に設けられており、内部にはＦＣシステム２０以外から供給された炭酸ガスが貯留される。需要家Ｕは、ＦＣシステム２０から排出される炭酸ガスは発電に伴う生成物として無償で供給を受けることができるが、その他の炭酸ガスの供給元からは炭酸ガスを有償で購入する必要がある。すなわち、第２ＣＯ2タンク３２には、ＦＣシステム２０とは異なる炭酸ガスの供給元（外部の炭酸ガス供給元）から購入した炭酸ガスが貯留される。
ここで、第２ＣＯ2タンク３２への炭酸ガスの供給方法は、第２ＣＯ2タンク３２の周辺まで炭酸ガスが充填されたガスボンベを運搬し、当該ガスボンベから供給する方法であってもよい。又は、図示しないガスパイプを経由して、外部の炭酸ガス供給元から第２ＣＯ2タンク３２へ炭酸ガスを供給する方法であってもよい。
炭酸ガスとしては、気相状態で第１ＣＯ2タンク３０及び第２ＣＯ2タンク３２に貯留してもよいし、液相状態で第１ＣＯ2タンク３０及び第２ＣＯ2タンク３２に貯留し、必要に応じて気相に戻してもよい。本実施形態では、二酸化炭素を気相状態で第１ＣＯ2タンク３０及び第２ＣＯ2タンク３２に貯留する例について説明する。
第２ＣＯ2タンク３２には、圧力計３２Ａが設けられている。圧力計３２Ａにより、第２ＣＯ2タンク３２内の圧力が計測される。圧力計３２Ａは、制御部５０と接続されており、圧力計３２Ａによって計測された圧力値は制御部５０へ通知される。圧力計３２Ａで計測された圧力値により、制御部５０は、第２ＣＯ2タンク３２に貯留されている炭酸ガス量を検知する。
更に、第２ＣＯ2タンク３２には第２配管Ｐ２８の一端が接続され、第２配管Ｐ２８の他端は供給配管Ｐ２２の第１バルブＶ１よりも下流側に接続される。第２配管Ｐ２８には第４バルブＶ４が設けられており、第４バルブＶ４は制御部５０と接続される。第４バルブＶ４は、流量調整可能な開閉バルブであり、制御部５０によって制御される。
一方、ＦＣシステム２０で発電された電力は電力ケーブル１６ＤによってＰＣＳ３４に供給されると共に、電力ラインＬ１によって分電盤１８を経由して需要家Ｕの電力需要部４２に供給される。
電力需要部４２は、電力を消費する設備であり、例えばＣＯ2需要部４０と同じく、溶接工場や炭酸飲料製造工場等における装置が含まれる。
発電装置１０Ａは需要家Ｕが所有していることから、需要家Ｕは、無償で発電装置１０Ａから供給される電力の供給を受けて電力需要部４２で消費することができるが、発電装置１０Ａから供給される電力量が電力需要部４２の消費電力量未満の場合には、電力を小売する電気事業者（外部の電力供給元）から電力を購入する必要がある。したがって、分電盤１８には電力ラインＬ２が接続され、電力ラインＬ２を経て外部の電力供給元から電力の供給を受ける。なお、外部の電力供給元が供給する電力を「系統電力Ｅ」ということがある。
逆に、発電装置１０Ａから供給される電力量が電力需要部４２の消費電力量を超える場合、分電盤１８は、電力需要部４２で消費されない余剰電力を電力ラインＬ２に逆潮し、外部の電力供給元に売電を行う。分電盤１８は制御部５０と接続され、制御部５０によって、分電盤１８で系統電力Ｅを受電するか、又は外部の電力供給元に売電を行うかの制御が実行される。
更に、電力ラインＬ１には電力を蓄電する蓄電装置１４が接続されている。蓄電装置１４は制御部５０と接続され、蓄電装置１４に電力を蓄電する場合、制御部５０は蓄電装置１４を制御して、蓄電装置１４での蓄電を開始させる。また、蓄電した電力を蓄電装置１４から供給する場合、制御部５０は蓄電装置１４を制御して、蓄電装置１４から電力の供給を開始させる。なお、発電装置１０Ａでは、ＦＣシステム２０で発電された電力を分電盤１８に供給しながら、蓄電装置１４で電力を蓄電することが可能であり、また、ＦＣシステム２０で発電された電力を分電盤１８に供給しながら、蓄電装置１４からも電力を分電盤１８に供給することが可能である。
次に、ＦＣシステム２０の構成について詳細に説明する。
ＦＣシステム２０は、分散型発電機の一例であり、図２に示されるように、気化器１１２、改質器１１４、第１燃料電池セルスタック１１６、第２燃料電池セルスタック１１８、分離部１２２、第１熱交換器ＨＥ１、第２熱交換器ＨＥ２、燃焼器１２４、水タンク１２６、吸引ポンプ１２８を備えている。なお、分散型発電機とは、需要家Ｕのような電力の消費地に設置される分散型電源として用いられる発電機である。本実施形態では、分散型発電機が好適に利用されるが、本発明の発電機は、従来の火力発電所などの系統電力を供給する発電所における発電機も含んでいる。
改質器１１４には、原料ガス管Ｐ１０１の一端が接続されており、原料ガス管Ｐ１０１の他端は図示しないガス源に接続されている。ガス源からは、ブロアＢ１０１によりメタンが改質器１１４へ送出される。なお、本実施形態では、原料ガスとしてメタンを用いるが、改質が可能なガスであれば特に限定されず、炭化水素燃料を用いることができる。炭化水素燃料としては、天然ガス、ＬＰガス（液化石油ガス）、石炭改質ガス、低級炭化水素ガスなどが例示される。低級炭化水素ガスとしては、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン等の炭素数４以下の低級炭化水素が挙げられ、本実施形態で用いるメタンが好ましい。なお、炭化水素燃料としては、上述した低級炭化水素ガスを混合したものであってもよく、上述した低級炭化水素ガスは天然ガス、都市ガス、ＬＰガス等のガスであってもよい。また、バイオガスを用いてもよい。
気化器１１２には、水供給管Ｐ１０２が接続されており、ポンプＰＯ１０１により、水（液相）が送り込まれる。気化器１１２では、水が気化される。気化には、後述する燃焼器１２４の熱が用いられる。気化器１１２からは水蒸気が送出され、水蒸気を送出する水蒸気管Ｐ１０３は、原料ガス管Ｐ１０１と合流されている。
メタン及び水蒸気は原料ガス管Ｐ１０１で合流され、改質器１１４へ供給される。改質器１１４は、燃焼器１２４、第１燃料電池セルスタック１１６、及び第２燃料電池セルスタック１１８と隣接されており、これらとの間で熱交換を行うことで加熱される。
改質器１１４ではメタンを改質し、水素を含む６００℃程度の温度の燃料ガスを生成する。改質器１１４は、第１燃料電池セルスタック１１６のアノード（燃料極）１１６Ａと接続されている。改質器１１４で生成された燃料ガスは、燃料ガス管Ｐ１０４を介して第１燃料電池セルスタック１１６のアノード１１６Ａに供給される。なお、改質器１１４で未反応の原料ガス成分も、燃料ガスに含まれてアノード１１６Ａへ供給される。
第１燃料電池セルスタック１１６は固体酸化物形の燃料電池セルスタックであり、積層された複数の燃料電池セルを有している。個々の燃料電池セルは、電解質層１１６Ｃと、当該電解質層１１６Ｃの表裏面にそれぞれ積層されたアノード１１６Ａ、及びカソード（空気極）１１６Ｂと、を有している。
なお、第２燃料電池セルスタック１１８についての基本構成は、第１燃料電池セルスタック１１６と同様であり、アノード１１６Ａに対応するアノード１１８Ａ、カソード１１６Ｂに対応するカソード１１８Ｂ、及び電解質層１１６Ｃに対応する電解質層１１８Ｃを有している。
第１燃料電池セルスタック１１６のカソード１１６Ｂには、酸化ガス管Ｐ１０５から酸化ガス（空気）が供給される。酸化ガス管Ｐ１０５へは、酸化ガスブロワＢ１０２により空気が導入されている。酸化ガス管Ｐ１０５には、第２熱交換器ＨＥ１０２が設けられており、空気が後述する非燃料ガスとの熱交換により加熱され、カソード１１６Ｂへ供給される。
カソード１１６Ｂでは、下記（１）式に示すように、酸化ガス中の酸素と電子とが反応して酸素イオンが生成される。生成された酸素イオンは電解質層を通って第１燃料電池セルスタック１１６のアノード１１６Ａに到達する。
（空気極反応）
１／２Ｏ２＋２ｅ－ →Ｏ２－ …（１）
１／２Ｏ２＋２ｅ－ →Ｏ２－ …（１）
また、カソード１１６Ｂには、カソード１１６Ｂから排出されるカソードオフガスを第２燃料電池セルスタック１１８のカソード１１８Ｂへ案内するカソードオフガス管Ｐ１０６が接続されている。
一方、第１燃料電池セルスタック１１６のアノード１１６Ａでは、下記（２）式及び（３）式に示すように、電解質層を通ってきた酸素イオンが燃料ガス中の水素及び一酸化炭素と反応し、水(水蒸気)及び二酸化炭素と電子が生成される。アノード１１６Ａで生成された電子がアノード１１６Ａから外部回路を通ってカソード１１６Ｂに移動することで、各燃料電池セルにおいて発電される。また、各燃料電池セルは発電時に発熱する。第１燃料電池セルスタック１１６には、電力を取り出す電力ケーブル１１６Ｄが接続されている。電力ケーブル１１６Ｄは後述する電力ケーブル１１８Ｄに接続され、電力ケーブル１６ＤとしてＰＣＳ３４へ電力を送出する。第１燃料電池セルスタック１１６での発電量は、制御部５０で制御される。
（燃料極反応）
Ｈ２ ＋Ｏ２－ →Ｈ２Ｏ＋２ｅ－ …(２)
ＣＯ＋Ｏ２－ →ＣＯ２＋２ｅ－ …(３)
Ｈ２ ＋Ｏ２－ →Ｈ２Ｏ＋２ｅ－ …(２)
ＣＯ＋Ｏ２－ →ＣＯ２＋２ｅ－ …(３)
第１燃料電池セルスタック１１６のアノード１１６Ａにはアノードオフガス管Ｐ１０７の一端が接続されており、アノードオフガス管Ｐ１０７にはアノード１１６Ａからアノードオフガスが排出される。アノードオフガスには、未改質の原料ガス成分、未反応の水素、未反応の一酸化炭素、二酸化炭素及び水蒸気等が含まれている。アノードオフガス及びカソードオフガスを総称して「オフガス」ということがある。
なお、本発明の燃料電池としては、固体酸化物形の燃料電池(SOFC：Solid Oxide Fuel Cell)に限られるものではなく、アノードオフガスに二酸化炭素及が含まれる他の燃料電池、例えば溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)、リン酸形燃料電池(PAFC)、高分子電解質形燃料電池(PEFC)であってもよい。
アノードオフガス管Ｐ１０７の他端は、後述する第１熱交換器ＨＥ１０１を経て分離部１２２の流入部１２２Ａと接続されている。分離部１２２は、アノードオフガスから二酸化炭素及び水を分離膜１２２Ｃで分離するものである。分離膜１２２Ｃは、二酸化炭素及び水を透過する機能を有している。分離部１２２は、流入部１２２Ａ及び透過部１２２Ｂを有している。流入部１２２Ａと透過部１２２Ｂは、分離膜１２２Ｃで区画されている。流入部１２２Ａがアノードオフガスの非透過側となり、透過部１２２Ｂが透過側となる。
ブロアＢ１０３によってアノードオフガスは、アノードオフガス管Ｐ１０７を経て分離部１２２の流入部１２２Ａへ供給される。アノードオフガスに含まれる二酸化炭素及び水は、分離膜１２２Ｃを透過して透過部１２２Ｂへ移動する。二酸化炭素及び水の濃度が低減されて流入部１２２Ａ側に残ったアノードオフガスは、再生燃料ガスとなって流入部１２２Ａから送出される。再生燃料ガス管Ｐ１０９は、第２燃料電池セルスタック１１８のアノード１１８Ａと接続されており、再生燃料ガスは、再生燃料ガス管Ｐ１０９を経て第２燃料電池セルスタック１１８のアノード１１８Ａに供給される。
アノードオフガス管Ｐ１０７を流れるアノードオフガスと再生燃料ガス管Ｐ１０９を流れる再生燃料ガスとは、第１熱交換器ＨＥ１０１で熱交換が行われる。第１熱交換器ＨＥ１０１ではアノードオフガスが冷却され、再生燃料ガスが加熱される。加熱された再生燃料ガスは、第２燃料電池セルスタック１１８のアノード１１８Ａへ供給される。
第２燃料電池セルスタック１１８のアノード１１８Ａ及びカソード１１８Ｂでは、第１燃料電池セルスタック１１６と同様の反応により発電が行われる。第２燃料電池セルスタック１１８には、電力を取り出す電力ケーブル１１８Ｄが接続されている。電力ケーブル１８Ｄは電力ケーブル１１６Ｄと接続され、電力ケーブル１６ＤとしてＰＣＳ３４へ電力を送出する。第２燃料電池セルスタック１１８での発電量は、制御部５０で制御されている。
アノード１１８Ａ及びカソード１１８Ｂから排出された使用済のガスは、配管Ｐ１１１、カソードオフ燃焼導入管Ｐ１１２により燃焼器１２４へ送出され、燃焼器１２４で焼却に供される。ＦＣシステム２０は、第１燃料電池セルスタック１１６で使用された燃料であるアノードオフガスが再生されて、燃料ガスとして第２燃料電池セルスタック１１８で再利用される２段式の燃料電池システムとなっている。
燃焼器１２４からは燃焼排ガスが送出される。燃焼排ガスは、燃焼排ガス管Ｐ１１０内を流通し、気化器１１２を経て排出される。
分離部１２２の透過部１２２Ｂには、水タンク１２６に一端が接続された配管Ｐ１１６の他端が接続されている。分離膜１２２Ｃを透過した二酸化炭素及び水は、透過部１２２Ｂから送出され、配管Ｐ１１６により第２熱交換器ＨＥ１０２を経て水タンク１２６へ送出される。
第２熱交換器ＨＥ１０２では、透過部１２２Ｂから送出された二酸化炭素及び水を含むガスと空気とで熱交換が行われ、空気は加熱され、二酸化炭素及び水を含むガスは冷却される。冷却により水が凝縮し、水タンク１２６へ貯留される。
水タンク１２６には配管Ｐ１１９が接続されており、水タンク１２６に貯留された水がポンプＰＯ１０１によって気化器１１２に送り込まれ、水の再利用が行われる。
一方、水が分離され、二酸化炭素濃度が高くなった二酸化炭素リッチガスは、導出管Ｐ１１８から送出される。
導出管Ｐ１１８には吸引ポンプ１２８が接続されている。吸引ポンプ１２８は、上流側の気体を吸引して下流側へ送出する。
導出管Ｐ１１８の他端には、ＰＳＡ装置１２９が接続されている。ＰＳＡ装置１２９では、二酸化炭素リッチガスから二酸化炭素以外の成分が吸着により除去され、残った二酸化炭素ガスがＣＯ２管Ｐ２０へ送出される。ＣＯ２管Ｐ２０の一端はＰＳＡ装置１２９に接続されている。ＰＳＡ装置１２９で精製された二酸化炭素ガスは、ＣＯ２管Ｐ２０を経てＦＣシステム２０から送出される。
なお、図２ではＦＣシステム２０として、２段式の燃料電池システムについて説明したが、２段以上の多段式の燃料電池システムや、循環式の燃料電池システムを適用してもよい。また、オフガスからの二酸化炭素除去手段として、二酸化炭素吸収材や吸着材を使用してもよい。更に、燃焼器１２４から排出される燃焼排ガスから二酸化炭素を回収してＣＯ２管Ｐ２０に送出してもよい。
循環式の燃料電池システムとは、燃料電池から排出された未反応の改質ガスを含むオフガスを、オフガスの排出元である燃料電池に再び供給して発電を行うシステムである。この時、オフガスから水蒸気及び二酸化炭素の少なくとも一方を取り除くようにしてもよい。
図３は、発電装置１０Ａにおける電気系統の要部構成例を示す図である。発電装置１０Ａの制御部５０は、例えばコンピュータを用いて構成される。
制御部５０は、図１に示した発電装置１０Ａの制御を担うＣＰＵ(Central Processing Unit)５１、プログラムを記憶するＲＯＭ(Read Only Memory)５２、ＣＰＵ５１の一時的な作業領域として使用されるＲＡＭ(Random Access Memory)５３、不揮発性メモリ５４、及び入出力インターフェース(Ｉ／Ｏ)５５を備える。そして、ＣＰＵ５１、ＲＯＭ５２、ＲＡＭ５３、不揮発性メモリ５４、及びＩ／Ｏ５５がバス５６を介して各々接続されている。
不揮発性メモリ５４は、不揮発性メモリ５４に供給される電力が遮断されても、記憶した情報が維持される記憶装置の一例であり、例えば半導体メモリが用いられるが、ハードディスクを用いてもよい。なお、不揮発性メモリ５４は必ずしも制御部５０に必要な装置ではない。
Ｉ／Ｏ５５には、例えば第１バルブＶ１、第２バルブＶ２、第３バルブＶ３、第４バルブＶ４、圧力計３０Ａ、圧力計３２Ａ、ＦＣシステム２０、流量計３１、蓄電装置１４、分電盤１８、及び通信ユニット１２が接続される。
このうち、通信ユニット１２は例えばインターネット等の通信回線に接続され、通信回線に接続される外部装置とデータを送受信する通信プロトコルを備える。
なお、発電装置１０ＡのＩ／Ｏ５５に接続される装置は図３に例示した装置に限定されない。例えば、ユーザからの指示を受け付けてＣＰＵ５１に通知する入力装置、及びＣＰＵ５１によって処理された情報を画像として表示する表示装置をＩ／Ｏ５５に接続してもよい。
次に、図４を用いて、発電装置１０Ａにおける発電の制御方法について詳細に説明する。
図４は、ＣＰＵ５１によって実行される発電制御処理の流れの一例を示すフローチャートである。
発電制御処理を規定する発電制御プログラムは、例えば制御部５０のＲＯＭ５２に予め記憶されている。制御部５０のＣＰＵ５１は、ＲＯＭ５２に記憶される発電制御プログラムを読み込み、発電制御処理を実行する。
なお、発電制御処理の開始時に発電装置１０Ａで発電は行われていないものとし、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ａで発電が行われていない期間に亘り、定期的又は不定期に発電制御処理を実行する。
ステップＳ１０において、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ａで発電するために要する運転費用を算出する。運転費用には、発電装置１０Ａで発電を行うための全ての費用が含まれる。具体的には、ＦＣシステム２０では水素と酸素の化学反応により発電が行われるため、運転費用には、水素を含むメタン等の炭化水素燃料の購入費用といった発電に直接関与する費用の他、発電装置１０Ａの経年劣化を考慮した減価償却費が含まれる。
また、発電装置１０Ａで発電を行うためには、例えば炭化水素燃料や水をＦＣシステム２０に供給する等の準備が必要となるが、こうした発電の準備期間においても炭化水素燃料や水をＦＣシステム２０に供給するブロアやポンプを駆動するために電力を消費する。一方、発電装置１０Ａで発電を停止する場合にも、ＦＣシステム２０への炭化水素燃料や水の供給を停止するため、ブロアやポンプを駆動する電力を消費し、発電を停止した後もファン等を駆動する電力を消費する。したがって、運転費用には、発電の準備期間及び発電の停止期間に発電装置１０Ａで消費される電力の電気料金といった、発電の開始及び停止に必要となる、発電に直接関与しない費用も含まれる。
算出された運転費用は、例えば１ｋＷを１時間発電する費用［円／ｋＷｈ］として表される。
ステップＳ２０において、ＣＰＵ５１は、例えば通信ユニット１２を制御して、外部の電力供給元に発電装置１０Ａで発電した電力を売却する際の売電価格をインターネットに接続される外部装置から取得する。なお、ＣＰＵ５１は、ユーザが図示しない入力装置に入力した売電価格を読み取ることで、売電価格を取得してもよい。売電価格も、例えば１ｋＷｈあたりの価格［円／ｋＷｈ］として取得される。
ステップＳ３０において、ＣＰＵ５１は、例えば通信ユニット１２を制御して、需要家Ｕが購入している系統電力Ｅの価格（買電価格）をインターネットに接続される外部装置から取得する。なお、ＣＰＵ５１は、ユーザが図示しない入力装置に入力した買電価格を読み取ることで、買電価格を取得してもよい。買電価格も、例えば１ｋＷｈあたりの価格［円／ｋＷｈ］として取得される。
本実施の形態における「電力の価値」とはエネルギーとしての電力の価値のことを表しており、発電装置１０Ａで発電された電力の価値を表す売電価格及び買電価格は、本実施の形態における第１の金額の一例である。
ステップＳ４０において、ＣＰＵ５１は、例えば通信ユニット１２を制御して、需要家Ｕが購入している炭酸ガスの購入価格をインターネットに接続される外部装置から取得する。なお、ＣＰＵ５１は、ユーザが図示しない入力装置に入力した炭酸ガスの購入価格を読み取ることで、炭酸ガスの購入価格を取得してもよい。
炭酸ガスの購入価格は、例えば１ｍ3あたりの価格［円／ｍ3］として取得されるが、ＣＰＵ５１は、例えば不揮発性メモリ５４に予め記憶されている発電装置１０Ａで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される炭酸ガスの生成量を参照して、発電装置１０Ａで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される炭酸ガスの価値［円／ｋＷｈ］を算出する。すなわち、発電装置１０Ａで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される炭酸ガスの価値とは、生成された同量の炭酸ガスを市場で購入した場合の購入価格、若しくは、当該炭酸ガスの購入価格に炭酸ガスを生成するために必要となる設備の設備費及び炭酸ガスを生成するために消費された電力の価値を考慮した価値として表される。したがって、例えば炭酸ガスの購入価格から炭酸ガスを生成するために必要となる設備の設備費及び炭酸ガスを生成するために消費された電力の価値を差し引いた値が、炭酸ガスの価値の一例として用いられることがある。以降では、発電装置１０Ａで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される炭酸ガスの価値［円／ｋＷｈ］を、「炭酸ガス価格（ＣＯ2価格）」ということにする。炭酸ガス価格は本実施の形態における第２の金額の一例である。
なお、発電装置１０Ａで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される炭酸ガスの生成量は、流量計３１が制御部５０に通知する排出二酸化炭素量に基づいて逐次更新される。
ステップＳ５０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ１０で算出した運転費用と、ステップＳ２０で取得した売電価格を比較して、運転費用が売電価格未満であるか否かを判定する。運転費用が売電価格未満である場合にはステップＳ１３０に移行する。
この場合、売電価格と運転費用の差額が需要家Ｕの利益となる。したがって、ステップＳ１３０において、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。発電した電力は外部の電力供給元に逆潮して売却される。なお、売電量を大きくするに従って需要家Ｕの利益も大きくなるため、発電装置１０Ａで発電した電力を蓄電装置１４に蓄電しない方が好ましい。また、同様の理由から、発電装置１０Ａで発電した電力を電力需要部４２で消費しない方が好ましい。
ステップＳ５０の判定処理で、運転費用が売電価格以上の場合にはステップＳ６０に移行する。
ステップＳ６０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ１０で算出した運転費用と、ステップＳ３０で取得した買電価格を比較して、運転費用が買電価格未満であるか否かを判定する。運転費用が買電価格未満である場合には、ステップＳ７０に移行する。
この場合、発電装置１０Ａで発電した電力を需要家Ｕが自家消費すれば、買電価格と運転費用の差額が需要家Ｕの利益となる。しかしながら、需要家Ｕに電力需要がなければ、発電装置１０Ａで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ７０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに電力需要が存在するか否かを判定する。具体的には、ＣＰＵ５１は電力需要部４２の消費電力量を取得し、０ｋＷｈでなければ需要家Ｕに電力需要が存在すると判定する。
なお、ＣＰＵ５１は、蓄電装置１４に蓄電可能な電力量（蓄電可能電力量）を電力需要部４２の消費電力量に含めてもよい。蓄電装置１４に蓄電された電力は、電力需要部４２で電力が消費される時期にあわせて供給可能であるため、蓄電可能電力量は電力需要部４２における消費電力量と捉えることができる。すなわち、電力需要部４２の消費電力量と蓄電装置１４における蓄電可能電力量の合計が、需要家Ｕで消費される消費電力量ということになる。
需要家Ｕに電力需要が存在する場合にはステップＳ１３０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。ただし、発電装置１０Ａの発電電力量が需要家Ｕで消費される消費電力量を超えた場合、需要家Ｕで消費される消費電力量を超えた部分に相当する超過電力量を売電したとしても、ステップＳ５０の判定処理で運転費用が売電価格以上であると判定されていることから、超過電力量は経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ａの発電電力量が需要家Ｕで消費される消費電力量以下となるように、発電装置１０Ａの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ６０の判定処理で運転費用が買電価格以上と判定された場合、及びステップＳ７０の判定処理で需要家Ｕに電力需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ８０に移行する。
ステップＳ８０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ１０で算出した運転費用と、ステップＳ２０で取得した売電価格及びステップＳ４０で取得した炭酸ガス価格の合計額とを比較して、運転費用が当該合計額未満であるか否かを判定する。運転費用が合計額未満である場合にはステップＳ９０に移行する。
この場合、単に発電装置１０Ａで発電された電力を外部の電力供給元に売電するだけでは経済的損失が発生するが、発電装置１０Ａで発電された電力を外部の電力供給元に売電すると共に、発電装置１０Ａの発電に伴い生成された炭酸ガスを需要家Ｕが自家消費すれば、運転費用と、売電価格及び炭酸ガス価格の合計額との差額が需要家Ｕの利益となる。しかしながら、需要家Ｕに炭酸ガスの需要がなければ、発電装置１０Ａで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ９０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに炭酸ガスの需要が存在するか否かを判定する。具体的には、ＣＰＵ５１はＣＯ2需要部４０での炭酸ガス消費量を取得し、０ｍ3でなければ需要家Ｕに炭酸ガスの需要が存在すると判定する。
なお、ＣＰＵ５１は、第１ＣＯ2タンク３０に貯留可能な炭酸ガスの貯留量（貯留可能量）をＣＯ2需要部４０での炭酸ガス消費量に含めてもよい。第１ＣＯ2タンク３０に貯留された炭酸ガスは、ＣＯ2需要部４０で炭酸ガスが消費される時期にあわせて供給可能であるため、炭酸ガスの貯留可能量はＣＯ2需要部４０の炭酸ガス消費量と捉えることができる。すなわち、ＣＯ2需要部４０における実際の炭酸ガス消費量と、第１ＣＯ2タンク３０における炭酸ガスの貯留可能量の合計が、需要家Ｕで消費される炭酸ガス消費量ということになる。
需要家Ｕに炭酸ガスの需要が存在する場合にはステップＳ１３０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。ただし、発電装置１０Ａの発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が需要家Ｕで消費される炭酸ガス消費量を超えた場合、炭酸ガス消費量を超えた部分に相当する超過炭酸ガス量に経済的な価値は存在しないことから、超過炭酸ガス量が発生すると全体としてみた場合、経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ａで生成される炭酸ガス生成量が需要家Ｕで消費される炭酸ガス消費量以下となるように、発電装置１０Ａの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ８０の判定処理で、運転費用が売電価格と炭酸ガス価格の合計額以上と判定された場合、及びステップＳ９０の判定処理で需要家Ｕに炭酸ガスの需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ１００に移行する。
ステップＳ１００において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ１０で算出した運転費用と、ステップＳ３０で取得した買電価格及びステップＳ４０で取得した炭酸ガス価格の合計額とを比較して、運転費用が当該合計額未満であるか否かを判定する。運転費用が合計額未満である場合にはステップＳ１１０に移行する。
この場合、単に発電装置１０Ａで発電した電力を需要家Ｕが自家消費するだけでは経済的損失が発生するが、発電装置１０Ａで発電した電力を需要家Ｕが自家消費すると共に、発電装置１０Ａの発電に伴い生成された炭酸ガスを需要家Ｕが自家消費すれば、運転費用と、買電価格及び炭酸ガス価格の合計額との差額が需要家Ｕの利益となる。
しかしながら、需要家Ｕに電力需要及び炭酸ガスの需要がなければ、発電装置１０Ａで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ１１０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに電力需要が存在し、かつ、炭酸ガスの需要が存在するか否かを判定する。需要家Ｕに電力需要及び炭酸ガスの需要が存在する場合にはステップＳ１３０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。
ただし、既に説明したように、超過電力量及び超過炭酸ガス量に経済的な価値は存在しないことから、超過電力量及び超過炭酸ガス量が発生すると全体としてみた場合、経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ａの発電電力量が需要家Ｕで消費される消費電力量以下で、かつ、発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が需要家Ｕで消費される炭酸ガス消費量以下となるように、発電装置１０Ａの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ１００の判定処理で、運転費用が買電価格と炭酸ガス価格の合計額以上と判定された場合、及びステップＳ１１０の判定処理で需要家Ｕに電力需要が存在しないか、又は需要家Ｕに炭酸ガスの需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ１２０に移行する。
この場合、発電装置１０Ａで発電したとしても需要家Ｕは経済的損失を被るため、ステップＳ１２０において、ＣＰＵ５１は、発電を行っている場合には発電を停止するよう発電装置１０Ａを制御する。また、発電装置１０Ａで発電が行われていない場合には、ＣＰＵ５１は引き続き発電が行われないようにする。
一方、ステップＳ１３０で発電装置１０Ａの発電が行われた場合にはステップＳ１０に移行し、ＣＰＵ５１は、ステップＳ１０以降の処理を再度実行する。
発電中であってもステップＳ１０で現在の発電状況を加味した運転費用が算出され、ステップＳ２０～Ｓ４０において、それぞれ最新の売電価格、買電価格、及び炭酸ガス価格が得られる。したがって、ＣＰＵ５１は、時間と共に変動する発電に伴う損益分岐点を考慮しながら、発電装置１０Ａにおける発電の開始及び停止を制御することができる。
なお、ＣＰＵ５１はステップＳ１３０からステップＳ１０に移行する場合、予め定めた時間が経過するまで待機してからステップＳ１０に移行する。このようにすることで、ＣＰＵ５１は、設定した間隔で定期的に発電装置１０Ａにおける発電の可否を判定し、需要家Ｕにとって利益にならないと判定した場合には発電を停止することができる。
以上により、図４に示す発電制御処理を終了する。
このように、本実施の形態における発電装置１０Ａは、売電価格、買電価格、売電価格と炭酸ガス価格の合計額、及び買電価格と炭酸ガス価格の合計額の少なくとも１つと運転費用とを比較して、需要家Ｕに利益が生じる場合は発電を行い、経済的損失が生じる場合は発電を行わないようにする。
運転費用と発電条件との比較順に制約はないが、図４に示した発電制御処理では、発電条件を満たしにくい順に運転費用との比較を行っている。
なお、蓄電装置１４における放充電効率は１００％より低いため、蓄電装置１４に蓄電することで電力損失が発生する。したがって、蓄電装置１４に電力を蓄電する場合、蓄電装置１４による電力損失分を発電装置１０Ａで発電される電力から差し引いて、運転費用を算出するようにしてもよい。
＜第２実施形態＞
第１実施形態における発電装置１０Ａでは発電に伴い生成される電力及び炭酸ガスを、需要家Ｕの電力需要部４２及びＣＯ2需要部４０へ供給した。第２実施形態では電力及び炭酸ガスに加え、発電に伴い生成される熱を回収して需要家Ｕに供給する発電装置１０Ｂについて説明する。
第１実施形態における発電装置１０Ａでは発電に伴い生成される電力及び炭酸ガスを、需要家Ｕの電力需要部４２及びＣＯ2需要部４０へ供給した。第２実施形態では電力及び炭酸ガスに加え、発電に伴い生成される熱を回収して需要家Ｕに供給する発電装置１０Ｂについて説明する。
図５に、第２実施形態における発電装置１０Ｂの概略ブロック図を示す。図３に示す発電装置１０Ｂの概略ブロック図が図１に示した発電装置１０Ａの概略ブロック図と異なる点は、ＦＣシステム２０での発電に伴い生成された熱を需要家Ｕに供給する熱配管Ｐ３０が追加され、熱配管Ｐ３０に第５バルブＶ５が設けられた点である。ＦＣシステム２０での発電に伴い生成された熱は、温水又は蒸気の状態で熱配管Ｐ３０へ送出される。
第５バルブＶ５は流量調整可能な開閉バルブであり、制御部５０によって流量が制御されることで、指定された熱量が需要家Ｕの熱需要部４４に供給される。熱需要部４４は、熱量を消費する設備であり、例えば空調設備や給湯設備が含まれる。すなわち、需要家Ｕは熱量を消費する熱需要部４４を備えており、無償で発電装置１０Ｂから供給される熱を受熱して熱需要部４４で消費することができるが、発電装置１０Ｂから供給される熱の熱量が熱需要部４４で消費される熱量（熱消費量）未満の場合には、熱を小売する販売者（外部の熱供給元）から熱を購入する必要がある。したがって、熱需要部４４は、外部の熱供給元からも熱の供給を受ける。
なお、熱配管Ｐ３０及び第５バルブＶ５は、本実施の形態における熱回収部の一例である。
図６は、発電装置１０Ｂにおける電気系統の要部構成例を示す図である。発電装置１０Ｂの制御部５０も、第１実施形態における発電装置１０Ａと同じく、例えばコンピュータを用いて構成される。
図６に示す電気系統の要部構成例が、図３に示した発電装置１０Ａにおける電気系統の要部構成例と異なる点は、Ｉ／Ｏ５５に第５バルブＶ５が接続された点であり、その他の構成は図３と同じになる。
次に、図７を用いて、発電装置１０Ｂにおける発電の制御方法について詳細に説明する。
発電制御処理を規定する発電制御プログラムは、例えば制御部５０のＲＯＭ５２に予め記憶されている。制御部５０のＣＰＵ５１は、ＲＯＭ５２に記憶される発電制御プログラムを読み込み、発電制御処理を実行する。
なお、発電制御処理の開始時に発電装置１０Ｂで発電は行われていないものとし、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ｂで発電が行われていない期間に亘り、定期的又は不定期に発電制御処理を実行する。
ステップＳ２００において、ＣＰＵ５１は第１発電処理を実行する。「第１発電処理」とは、図４に示した発電装置１０Ａにおける発電制御処理から、ステップＳ１２０の処理を取り除いた処理のことである。すなわち、発電装置１０ＢにおけるＣＰＵ５１は、まず、既に説明した発電装置１０Ａにおける発電制御処理を実行する。
引き続き、ステップＳ２１０において、ＣＰＵ５１は、例えば通信ユニット１２を制御して、需要家Ｕが購入している熱の価格をインターネットに接続される外部装置から取得する。なお、ＣＰＵ５１は、ユーザが図示しない入力装置に入力した価格を読み取ることで、熱の価格を取得してもよい。
発電装置１０Ｂで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される熱の価値とは、生成された同量の熱量を市場で購入した場合の購入価格、若しくは、当該熱の購入価格に熱を生成するために必要となる設備の設備費及び熱を生成するために消費された電力の価値を考慮した価値として表される。したがって、例えば熱の購入価格から熱を生成するために必要となる設備の設備費及び熱を生成するために消費されたエネルギーの価値を差し引いた値が、熱の価値の一例として用いられることがある。以降では、発電装置１０Ｂで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される熱の価格［円／ｋＷｈ］を、「熱価格」ということにする。熱価格は熱の価値の一例であると共に、本実施の形態における第３の金額の一例である。
なお、発電装置１０Ｂで１ｋＷｈの電力量を発電した場合の熱生成量［ＭＪ］は、例えばＦＣシステム２０に設けられた図示しない熱量計で計測された熱量に基づいて逐次更新され、例えば不揮発性メモリ５４に記憶される。したがって、例えば不揮発性メモリ５４に予め記憶された発電装置１０Ｂで１ｋＷｈの電力量を発電する場合に生成される熱生成量と１ＭＪあたりの熱量の価格を参照することで、熱価格が得られる。
ステップＳ２２０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ２００の第１発電処理内で算出した運転費用と、ステップＳ２００の第１発電処理内で取得した売電価格及びステップＳ２１０で取得した熱価格の合計額とを比較して、運転費用が当該合計額未満であるか否かを判定する。運転費用が合計額未満である場合にはステップＳ２３０に移行する。
この場合、単に発電装置１０Ｂで発電された電力を外部の電力供給元に売電するだけでは経済的損失が発生するが、発電装置１０Ｂで発電された電力を外部の電力供給元に売電すると共に、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成された熱を需要家Ｕが自家消費すれば、運転費用と、売電価格及び熱価格の合計額との差額が需要家Ｕの利益となる。しかしながら、需要家Ｕに熱の需要がなければ、発電装置１０Ｂで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ２３０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに熱の需要が存在するか否かを判定する。具体的には、ＣＰＵ５１は熱需要部４４での熱消費量を取得し、０ＭＪでなければ需要家Ｕに熱の需要が存在すると判定する。
なお、ＣＰＵ５１は、例えば熱需要部４４に熱を蓄熱する図示しない蓄熱装置が設けられている場合には、図示しない蓄熱装置に蓄熱可能な蓄熱量（蓄熱可能量）を熱需要部４４での熱消費量に含めてもよい。図示しない蓄熱装置に蓄熱された熱量は、熱需要部４４で熱量が消費される時期にあわせて供給可能であるため、図示しない蓄熱装置における蓄熱可能量は熱需要部４４の熱消費量と捉えることができる。すなわち、熱需要部４４における実際の熱消費量と、図示しない蓄熱装置における蓄熱可能量の合計が、需要家Ｕで消費される熱消費量ということになる。
需要家Ｕに熱の需要が存在する場合にはステップＳ３１０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。ただし、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成される熱生成量が需要家Ｕで消費される熱消費量を超えた場合、熱消費量を超えた部分に相当する超過熱量に経済的な価値は存在しないことから、超過熱量が発生すると全体としてみた場合、経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ｂで生成される熱生成量が需要家Ｕで消費される熱消費量以下となるように、発電装置１０Ｂの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ２２０の判定処理で、運転費用が売電価格と熱価格の合計額以上と判定された場合、及びステップＳ２３０の判定処理で需要家Ｕに熱の需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ２４０に移行する。
ステップＳ２４０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ２００の第１発電処理内で算出した運転費用と、ステップＳ２００の第１発電処理内で取得した買電価格及びステップＳ２１０で取得した熱価格の合計額とを比較して、運転費用が当該合計額未満であるか否かを判定する。運転費用が合計額未満である場合にはステップＳ２５０に移行する。
この場合、単に発電装置１０Ｂで発電した電力を需要家Ｕが自家消費するだけでは経済的損失が発生するが、発電装置１０Ｂで発電した電力を需要家Ｕが自家消費すると共に、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成された熱を需要家Ｕが自家消費すれば、運転費用と、買電価格及び熱価格の合計額との差額が需要家Ｕの利益となる。
しかしながら、需要家Ｕに電力需要及び熱の需要がなければ、発電装置１０Ｂで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ２５０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに電力需要が存在し、かつ、熱の需要が存在するか否かを判定する。需要家Ｕに電力需要及び熱の需要が存在する場合にはステップＳ３１０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。
ただし、既に説明したように、超過電力量及び超過熱量に経済的な価値は存在しないことから、超過電力量及び超過熱量が発生すると全体としてみた場合、経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ｂの発電電力量が需要家Ｕで消費される消費電力量以下で、かつ、発電に伴い生成される熱生成量が需要家Ｕで消費される熱消費量以下となるように、発電装置１０Ａの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ２４０の判定処理で、運転費用が買電価格と熱価格の合計額以上と判定された場合、及びステップＳ２５０の判定処理で需要家Ｕに電力需要が存在しないか、又は需要家Ｕに熱の需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ２６０に移行する。
ステップＳ２６０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ２００の第１発電処理内で算出した運転費用と、ステップＳ２００の第１発電処理内で取得した売電価格、炭酸ガス価格、及びステップＳ２１０で取得した熱価格の合計額とを比較して、運転費用が当該合計額未満であるか否かを判定する。運転費用が合計額未満である場合にはステップＳ２７０に移行する。
この場合、単に発電装置１０Ｂで発電された電力を外部の電力供給元に売電し、かつ、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成された炭酸ガスを需要家Ｕが自家消費するだけでは経済的損失が発生するが、発電装置１０Ｂで発電された電力を外部の電力供給元に売電すると共に、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成された炭酸ガス及び熱を需要家Ｕがそれぞれ自家消費すれば、運転費用と、売電価格、炭酸ガス価格、及び熱価格の合計額との差額が需要家Ｕの利益となる。しかしながら、需要家Ｕに炭酸ガス及び熱の需要がなければ、発電装置１０Ｂで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ２７０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに炭酸ガス及び熱の需要が存在するか否かを判定する。
需要家Ｕに炭酸ガス及び熱の需要が存在する場合にはステップＳ３１０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。ただし、超過炭酸ガス量及び超過熱量に経済的な価値は存在しないことから、超過炭酸ガス量及び超過熱量が発生すると全体としてみた場合、経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ｂで生成される炭酸ガス生成量が需要家Ｕで消費される炭酸ガス消費量以下となり、かつ、発電装置１０Ｂで生成される熱生成量が需要家Ｕで消費される熱消費量以下となるように、発電装置１０Ｂの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ２６０の判定処理で、運転費用が売電価格、炭酸ガス価格、及び熱価格の合計額以上と判定された場合、及びステップＳ２７０の判定処理で需要家Ｕに炭酸ガス及び熱の需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ２８０に移行する。
ステップＳ２８０において、ＣＰＵ５１は、ステップＳ２００の第１発電処理内で算出した運転費用と、ステップＳ２００の第１発電処理内で取得した買電価格、炭酸ガス価格、及びステップＳ２１０で取得した熱価格の合計額とを比較して、運転費用が当該合計額未満であるか否かを判定する。運転費用が合計額未満である場合にはステップＳ２９０に移行する。
この場合、単に発電装置１０Ｂで発電した電力を需要家Ｕが自家消費し、かつ、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成された炭酸ガスを需要家Ｕが自家消費するだけでは経済的損失が発生するが、発電装置１０Ｂで発電した電力を需要家Ｕが自家消費すると共に、発電装置１０Ｂの発電に伴い生成された炭酸ガス及び熱を需要家Ｕが自家消費すれば、運転費用と、買電価格、炭酸ガス価格、及び熱価格の合計額との差額が需要家Ｕの利益となる。
しかしながら、需要家Ｕに電力需要、炭酸ガスの需要、及び熱の需要がなければ、発電装置１０Ｂで発電しても利益は得られない。
したがって、ステップＳ２９０において、ＣＰＵ５１は、需要家Ｕに電力需要、並びに、炭酸ガス及び熱の需要が存在するか否かを判定する。
需要家Ｕに電力需要、並びに、炭酸ガス及び熱の需要が存在する場合にはステップＳ３１０に移行し、ＣＰＵ５１は、発電を行うようＦＣシステム２０を制御する。ただし、超過電力量、超過炭酸ガス量、及び超過熱量に経済的な価値は存在しないことから、超過電力量、超過炭酸ガス量、及び超過熱量が発生すると全体としてみた場合、経済的損失につながる。したがって、ＣＰＵ５１は、発電装置１０Ｂの発電電力量が需要家Ｕで消費される消費電力量以下となると共に、発電装置１０Ｂで生成される炭酸ガス生成量が需要家Ｕで消費される炭酸ガス消費量以下となり、かつ、発電装置１０Ｂで生成される熱生成量が需要家Ｕで消費される熱消費量以下となるように、発電装置１０Ｂの発電電力量を制御することが好ましい。
ステップＳ２８０の判定処理で、運転費用が買電価格、炭酸ガス価格、及び熱価格の合計額以上と判定された場合、及びステップＳ２９０の判定処理で需要家Ｕに電力、炭酸ガス、及び熱のそれぞれの需要が存在しないと判定された場合には、ステップＳ３００に移行する。
この場合、発電装置１０Ｂで発電したとしても需要家Ｕは経済的損失を被るため、ステップＳ３００において、ＣＰＵ５１は、発電を行っている場合には発電を停止するよう発電装置１０Ｂを制御する。また、発電装置１０Ｂで発電が行われていない場合には、ＣＰＵ５１は引き続き発電が行われないようにする。
一方、ステップＳ３１０で発電装置１０Ｂの発電が行われた場合にはステップＳ２００に移行し、ＣＰＵ５１は、ステップＳ２００以降の処理を再度実行する。
発電装置１０Ｂにおいても、現在の発電状況を加味した運転費用が算出されると共に、それぞれ最新の売電価格、買電価格、炭酸ガス価格、及び熱価格が得られる。したがって、ＣＰＵ５１は、時間と共に変動する発電に伴う損益分岐点を考慮しながら、発電装置１０Ｂにおける発電の開始及び停止を制御することができる。
なお、ＣＰＵ５１はステップＳ３１０からステップＳ２００に移行する場合、予め定めた時間が経過するまで待機してからステップＳ２００に移行する。このようにすることで、ＣＰＵ５１は、設定した間隔で定期的に発電装置１０Ｂにおける発電の可否を判定し、需要家Ｕにとって利益にならないと判定した場合には発電を停止することができる。
以上により、図７に示す発電制御処理を終了する。
このように、本実施の形態における発電装置１０Ｂは、売電価格、買電価格、売電価格と炭酸ガス価格の合計額、買電価格と炭酸ガス価格の合計額、売電価格と熱価格の合計額、買電価格と熱価格の合計額、売電価格と炭酸ガス価格と熱価格の合計額、及び買電価格と炭酸ガス価格と熱価格の合計額の少なくとも１つの金額と運転費用とを比較して、需要家Ｕに利益が生じる場合は発電を行い、経済的損失が生じる場合は発電を行わないようにする。
運転費用と発電条件との比較順に制約はないが、図７に示した発電制御処理では、発電条件を満たしにくい順に運転費用との比較を行っている。
なお、第１実施形態及び第２実施形態では、発電装置１０Ａ、１０Ｂが燃料電池を用いて発電する例を示したが、必ずしも燃料電池で発電する必要はなく、電力と共に炭酸ガスを生成する発電方式であれば、例えばガソリンエンジン及びガスタービン等、他の発電方式を用いてもよい。
また、発電装置１０Ａ、１０Ｂは、需要家Ｕで消費される炭酸ガスの需要及び熱の需要を計測して取得するのではなく、需要家Ｕで消費された過去の需要の変化状況や、需要家Ｕ以外の他の需要家における需要の変化状況を参考にして需要を予測してもよい。具体的には、需要家Ｕで消費される炭酸ガスの需要及び熱の需要は時間と共に変化するが、１日単位で需要の変化状況をみた場合、日毎の需要の変化状況には類似性が認められる。したがって、過去の需要の変化状況から、炭酸ガスの需要及び熱の需要が予測可能となる。
同様に、売電価格及び買電価格についても、天候、季節、及びガソリン等の電力以外の他のエネルギーの価格変動等から予測可能となる。
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。
更に、各実施の形態では、一例として発電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７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、発電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。
また、各実施の形態では、発電制御プログラムがＲＯＭ５２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。発電制御プログラムは、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、発電制御プログラムを、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、インターネットに接続された外部装置から発電制御プログラムをダウンロードして、ＲＯＭ５２に格納するようにしてもよい。
１０Ａ、１０Ｂ・・・発電装置、１２・・・通信ユニット、１４・・・蓄電装置、１６Ｄ・・・電力ケーブル、１８・・・分電盤、２０・・・ＦＣシステム、３０・・・第１ＣＯ2タンク、３０Ａ、３２Ａ・・・圧力計、３１・・・流量計、３２・・・第２ＣＯ2タンク、４０・・・ＣＯ2需要部、４２・・・電力需要部、４４・・・熱需要部、４７・・・通信ユニット、５０・・・制御部、５１・・・ＣＰＵ、５２・・・ＲＯＭ、５３・・・ＲＡＭ、５４・・・不揮発性メモリ、Ｐ２０・・・ＣＯ2管、Ｐ２２・・・供給配管、Ｐ２４・・・貯留用配管、Ｐ２６・・・第１配管、Ｐ２８・・・第２配管、Ｐ３０・・・熱配管、Ｌ１、Ｌ２・・・電力ライン、Ｕ・・・需要家、Ｖ１・・・第１バルブ、Ｖ２・・・第２バルブ、Ｖ３・・・第３バルブ、Ｖ４・・・第４バルブ、Ｖ５・・・第５バルブ
Claims (49)
- 発電に伴って生成された炭酸ガスを回収して炭酸ガスの需要家に供給可能な構成を有する発電装置の発電部で発電するために要する運転費用が、前記発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額未満、又は前記第１の金額と前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額の合計額未満となり、前記発電部での発電によって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に、前記発電部で発電を行う処理をコンピュータが実行する
発電の制御方法。 - 前記第１の金額を前記発電部で発電された電力の売電価格、又は前記発電部を備えた発電装置が設置された需要家における電力の買電価格とし、前記第２の金額を前記発電部で生成された炭酸ガスの炭酸ガス価格として、前記運転費用と比較する
請求項１記載の発電の制御方法。 - 発電に伴って炭酸ガスを生成する発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額を前記発電部で発電された電力の売電価格、又は前記発電部を備えた発電装置が設置された需要家における電力の買電価格とし、前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額を前記発電部で生成された炭酸ガスの炭酸ガス価格とした際に、
前記発電部で発電するために要する運転費用が前記第１の金額未満、又は前記第１の金額と前記第２の金額の合計額未満となり、前記発電部での発電によって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に、前記発電部で発電を行う処理をコンピュータが実行する
発電の制御方法。 - 前記運転費用が売電価格未満である場合に発電を行う
請求項２又は請求項３記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が前記買電価格未満で、かつ、前記需要家において電力需要がある場合に発電を行う
請求項２～請求項４の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下となるように前記発電部を制御する
請求項５記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が売電価格と炭酸ガス価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において炭酸ガスの需要がある場合に発電を行う
請求項２～請求項６の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項７記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が前記買電価格と炭酸ガス価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において電力需要及び炭酸ガスの需要がある場合に発電を行う
請求項２～請求項８の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項９記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電に伴い生成された熱を回収し、
前記発電部での運転費用が前記第１の金額と前記発電部で生成された熱の価値を表す第３の金額の合計額未満、又は前記第１の金額と前記第２の金額と前記第３の金額の合計額未満となる場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項２～請求項１０の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記第３の金額を、前記発電部で生成された熱量の熱価格として、前記運転費用と比較する
請求項１１記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が売電価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において熱の需要がある場合に発電を行う
請求項１２記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項１３記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が前記買電価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において電力需要及び熱の需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項１２～請求項１４の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項１５記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が売電価格と炭酸ガス価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において炭酸ガスの需要及び熱の需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項１２～請求項１６の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項１７記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用が前記買電価格と炭酸ガス価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において電力需要、炭酸ガスの需要、及び熱の需要がある場合に発電を行う
請求項１２～請求項１８の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下となり、前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項１９記載の発電の制御方法。 - 前記需要家における消費電力量に、前記需要家が有する蓄電装置への蓄電可能電力量を含めて前記発電部での発電電力量と比較する
請求項６、請求項１０、請求項１６、又は請求項２０記載の発電の制御方法。 - 前記需要家で消費される炭酸ガス消費量に、前記需要家が有する炭酸ガス保管容器への貯留可能量を含めて前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量と比較する
請求項８、請求項１０、請求項１８、又は請求項２０記載の発電の制御方法。 - 前記需要家で消費される熱消費量に、前記需要家が有する蓄熱装置への蓄熱可能量を含めて前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量と比較する
請求項１４、請求項１６、請求項１８、又は請求項２０記載の発電の制御方法。 - 前記運転費用に前記発電部の開始及び停止に要する費用を加算する
請求項１～請求項２３の何れか１項に記載の発電の制御方法。 - 発電に伴って生成された炭酸ガスを回収して炭酸ガスの需要家に供給可能な構成を有する発電装置の発電部と、
前記発電部で発電するために要する運転費用が、前記発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額未満、又は前記第１の金額と前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額の合計額未満となり、前記発電部で発電することによって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に発電を行うように前記発電部を制御する制御部と、
を備えた発電装置。 - 前記制御部は、前記第１の金額を前記発電部で発電された電力の売電価格、又は前記発電装置が設置された需要家における電力の買電価格とし、前記第２の金額を前記発電部で生成された炭酸ガスの炭酸ガス価格として、前記運転費用と比較する
請求項２５記載の発電装置。 - 発電に伴って炭酸ガスを生成する発電部と、
前記発電部で発電するために要する運転費用が、前記発電部で発電された電力の売電価格、若しくは前記発電部を備えた発電装置が設置された需要家における電力の買電価格によって表される金額である前記発電部で発電された電力の価値を表す第１の金額未満、又は前記第１の金額と、前記発電部で生成された炭酸ガスの炭酸ガス価格によって表される金額である前記発電部で生成された炭酸ガスの価値を表す第２の金額の合計額未満となり、前記発電部で発電することによって得られる利益が前記運転費用を上回る場合に発電を行うように前記発電部を制御する制御部と、
を備えた発電装置。 - 前記運転費用が売電価格未満である場合、
前記制御部は、発電を行うように前記発電部を制御する
請求項２６又は請求項２７記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が前記買電価格未満で、かつ、前記需要家において電力需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項２６～請求項２８の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下となるように前記発電部を制御する
請求項２９記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が売電価格と炭酸ガス価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において炭酸ガスの需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項２６～請求項３０の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項３１記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が前記買電価格と炭酸ガス価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において電力需要及び炭酸ガスの需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項２６～請求項３２の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項３３記載の発電装置。 - 前記発電部は発電に伴って、更に熱を生成し、
前記発電部での発電に伴い生成された熱を回収する熱回収部を更に備え、
前記制御部は、前記発電部での運転費用が前記第１の金額と前記発電部で生成された熱の価値を表す第３の金額の合計額未満、又は前記第１の金額と前記第２の金額と前記第３の金額の合計額未満となる場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項２６～請求項３４の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記第３の金額を、前記発電部で生成された熱量の熱価格として、前記運転費用と比較する
請求項３５記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が売電価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において熱の需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項３６記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項３７記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が前記買電価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において電力需要及び熱の需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項３６～請求項３８の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項３９記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が売電価格と炭酸ガス価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において炭酸ガスの需要及び熱の需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項３６～請求項４０の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項４１記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記運転費用が前記買電価格と炭酸ガス価格と熱価格の合計額未満で、かつ、前記需要家において電力需要、炭酸ガスの需要、及び熱の需要がある場合に発電を行うように前記発電部を制御する
請求項３６～請求項４２の何れか１項に記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記発電部での発電電力量が前記需要家における消費電力量以下となり、前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量が前記需要家で消費される炭酸ガス消費量以下で、かつ、前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量が前記需要家で消費される熱消費量以下となるように前記発電部を制御する
請求項４３記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記需要家における消費電力量に、前記需要家が有する蓄電装置への蓄電可能電力量を含めて前記発電部での発電電力量と比較する
請求項３０、請求項３４、請求項４０、又は請求項４４記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記需要家で消費される炭酸ガス消費量に、前記需要家が有する炭酸ガス保管容器への貯留可能量を含めて前記発電部での発電に伴い生成される炭酸ガス生成量と比較する
請求項３２、請求項３４、請求項４２、又は請求項４４記載の発電装置。 - 前記制御部は、前記需要家で消費される熱消費量に、前記需要家が有する蓄熱装置への蓄熱可能量を含めて前記発電部での発電に伴い生成される熱生成量と比較する
請求項３８、請求項４０、請求項４２、又は請求項４４記載の発電装置。 - 前記運転費用に前記発電部の開始及び停止に要する費用が加算された
請求項２５～請求項４７の何れか１項に記載の発電装置。 - コンピュータを、請求項２５～請求項４８の何れか１項に記載の発電装置の制御部として機能させるための発電制御プログラム。
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