熱電併給システム、熱電併給制御装置、熱電併給制御方法、及びプログラム
【課題】 分散型電源システムにおいて、熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、なるべく排熱発生量が不足しないように熱電併給システムを制御する。
【解決手段】 太陽光発電システム１０１と燃料電池システム１０２を備えるダブル発電システムにおいて、制御部１２１は、通信装置１０５を介して取得した天気予報情報に基づいて、燃料電池装置１２２の発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。そして、発電出力の抑制が発生すると予測したとき、燃料電池装置１２２の起動時刻を早める制御を行うことで、貯湯槽１２４の排熱発生量の不足を低減する。
【解決手段】 太陽光発電システム１０１と燃料電池システム１０２を備えるダブル発電システムにおいて、制御部１２１は、通信装置１０５を介して取得した天気予報情報に基づいて、燃料電池装置１２２の発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。そして、発電出力の抑制が発生すると予測したとき、燃料電池装置１２２の起動時刻を早める制御を行うことで、貯湯槽１２４の排熱発生量の不足を低減する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電することで熱を発生する熱電併給システム（コージェネレーションシステム）、熱電併給制御装置、熱電併給制御方法、及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電システムや燃料電池システム等の分散型電源の普及により、これらの分散型電源が需要家の建物等に併設されるケースが増加している。需要家の建物の具体例としては、住宅、オフィスビル、工場等が挙げられる。太陽光発電システム及び燃料電池システムの設置密度が高い地域では、太陽光発電システムによる余剰電力販売量の増大、燃料電池システムでの発電による受電電力量の低減等の影響により、配電系統の受電点における電圧が高めに推移することが想定される。
【０００３】
また、電気事業法では、住宅等の低圧（６００Ｖ以下）系統に連系される電圧を一定範囲（１００Ｖ系：１０１±６Ｖ、２００Ｖ系：２０２±２０Ｖ）に収めることが定められている。そこで、受電点における電圧が一定範囲の上限値を超えるおそれがある場合は、分散型電源の発電出力（有効電力）の抑制、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせ等により、一定範囲内に収める制御が組み込まれる。
【０００４】
太陽光発電システムの導入進展により受電点の電圧が上昇し、発電出力が抑制される問題に対しては、無効電力による電圧調整の有効性が報告されている（例えば、非特許文献１を参照）。出力抑制の場合、例えば、太陽光発電システムが連系されている地点の電圧が上限値を超えると、インバータ制御により発電出力係数を減少させて発電出力を抑制し、上限値を下回ると、発電出力係数を増加させて発電出力を回復させる制御が行われる。
【０００５】
一方、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせの場合、例えば、インバータの出力電圧が上限値を超えると、まず、運転力率を減少させて無効電力を発生させる。そして、運転力率が「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」（経済産業省）に定める制限値に達しても受電点の電圧が上限値を超えたままであれば、次に、運転力率一定のまま発電出力係数を減少させて発電出力を抑制する制御が行われる。また、出力電圧が上限値を下回ると、まず、発電出力係数を増加させて発電出力を回復させ、次に、運転力率を増加させて無効電力を減少させる制御が行われる。
【０００６】
さらに、複数の分散型電源の導入時における出力抑制の影響も検討されている（例えば、非特許文献２を参照）。非特許文献２には、太陽光発電システム及び燃料電池システムにおいて、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた制御方法が記載されており、出力抑制量及び無効電力発生量の計算方法が開示されている。
【０００７】
一方、従来の燃料電池システムでは、１日の中で起動と停止を行う、いわゆるDaily Start and Stop（ＤＳＳ）運転が行われている。その理由は、省エネルギー性や経済性の観点から、風呂の需要を中心とした給湯需要に合わせて燃料電池システムの運転パターンを決定することが最も効果的であるためである。例えば、特許文献１では、ＤＳＳ運転を最適に行うための制御ロジックが提案されている。
【０００８】
特許文献２は、気象予測情報を取得して貯湯式給湯装置を動作させることで、商用の深夜電力の利用を削減し、太陽光発電システムの電力を利用する方法について開示している。特許文献３は、さらに残湯量と昼間使う湯量とを気象予測情報に追加して、貯湯式給湯
装置を動作させる方法について開示している。特許文献４は、日射量を利用して太陽光発電システムの発電量を推定する方法について開示している。
【０００９】
非特許文献３は、事例ベース推論により、住宅における過去の需要データを基に給湯・電力需要を予測して、燃料電池システムのＤＳＳ運転を最適制御する方法について開示している。この方法では、過去の一定期間で現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の需要データ及び気温データの中から現在のデータに最も近いデータを有する日時を選び、その日時から２４時間先までの需要データを予測需要データとして用いている。そして、予測された給湯・電力需要に対して、２４時間先までの１次エネルギー消費量をできるだけ小さくするような起動時刻・停止時刻の組み合わせが、翌日の運転計画として決定される。
【００１０】
非特許文献４は、太陽光発電システムの発電量を予測するために、天気予報と天気変化パターンを基に日射予測を行う方法について開示している。この方法では、気象庁が発表する３時間毎の天気予報を用いて、天気の種類（晴、曇、雨等）別に分類された過去の日射強度データから、予想される天気に対応する１時間平均全天日射強度の推定値が求められる。そして、前後の時間帯の天気予報を参照して推定値を補正することで、目的の予測日射強度が求められる。
【００１１】
非特許文献５は、放射状配電系統を対象に電圧・潮流分布を簡易的に計算する方法について開示している。この方法では、配電変電所寄りの上流側母線の電圧と下流側母線の潮流と２つの母線間の線路インピーダンスとから、下流側母線の電圧が求められる。この計算を上流から下流へ順次適用していくことで、配電系統における全母線の電圧が計算できる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１２】
【特許文献１】特開２００８−３２２４５号公報
【特許文献２】特開２００８−２７０２号公報
【特許文献３】特開２００８−２７０３号公報
【特許文献４】特開２０１０−１９３５９４号公報
【非特許文献】
【００１３】
【非特許文献１】松田 勝弘 他，「太陽光発電集中連系時における各需要家発電電力量の減少ばらつきの分析とその対策に関する一考察」，電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌），２００６年，Ｖｏｌ．１２６，Ｎｏ．１０，ｐｐ．１００３−１０１２
【非特許文献２】辻田 伸介 他，「分散型電源の大量導入が発電出力に与える影響と電圧調整制御による効果」，電気学会論文誌Ｃ（電子・情報・システム部門誌），２０１０年，Ｖｏｌ．１３０，Ｎｏ．２，ｐｐ．２１６−２２５
【非特許文献３】井関孝弥，「家庭用燃料電池コージェネレーションシステムの最適運転制御」，オペレーションズ・リサーチ，２００９年，Ｖｏｌ．５４，Ｎｏ．６，ｐｐ．３２５−３２８
【非特許文献４】嶋田 尊衛 他，「天気予報と天気変化パターンを用いた日射予測」，電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌），２００７年，Ｖｏｌ．１２７，Ｎｏ．１１，ｐｐ．１２１９−１２２５
【非特許文献５】小柳 薫 他，「放射状配電系統を対象とした電圧・潮流分布の簡略シミュレーション手法」，電気学会電力技術・電力系統技術合同研究会，２００５年，ＰＥ−０５−９９，ＰＳＥ−０５−１０６，ｐｐ．５５−６０（２００５）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
しかしながら、上述した従来の燃料電池システムの制御ロジックには、次のような問題がある。
従来の燃料電池システムの最適運転では太陽光発電システムの導入が想定されておらず、燃料電池システムに出力抑制が生じる場合の対策も考慮されていない。従って、特許文献１のような最適制御ロジックを適用すると、燃料電池システムの出力抑制により排熱発生量が減少し、給湯需要に対する燃料電池装置からの供給割合が減少してしまう。この排熱発生量の不足を補うために、１次エネルギーを消費するバックアップ熱源器（給湯器）の利用時間が多くなり、省エネルギー性や環境性が損なわれるおそれがある。
【００１５】
本発明の課題は、燃料電池システムのような熱電併給システムを含む分散型電源システムにおいて、熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、なるべく排熱発生量が不足しないように熱電併給システムを制御することである。
【課題を解決するための手段】
【００１６】
本発明の熱電併給システムは、発電手段、抑制手段、及び制御手段を備える。発電手段は、発電することで熱を発生し、抑制手段は、発電手段の発電出力を抑制する。制御手段は、抑制手段による発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、発電手段の起動時刻を早める制御を行う。
【００１７】
抑制が発生すると予測したときに発電手段の起動時刻を早めることで、発電手段が１日に発生する熱量を増加させることができる。
本発明の熱電併給制御装置は、予測手段及び制御手段を備える。予測手段は、発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。制御手段は、発電出力の抑制が発生すると予測したとき、熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う。
【００１８】
抑制が発生すると予測したときに熱電併給システムの起動時刻を早めることで、熱電併給システムが１日に発生する熱量を増加させることができる。
本発明の別の熱電併給制御装置は、予測手段、制御手段、及び送信手段を備える。予測手段は、発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。制御手段は、１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、その熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行い、送信手段は、起動時刻の情報をその熱電併給システムに送信する。
【００１９】
抑制が発生すると予測したときに熱電併給システムの起動時刻を早めることで、熱電併給システムが１日に発生する熱量を増加させることができる。
【発明の効果】
【００２０】
本発明によれば、受電点の電圧上昇により熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、排熱発生量の不足を低減することができる。したがって、バックアップ熱源器の利用時間が短縮され、１次エネルギーの消費量が削減されるため、省エネルギー性及び環境性の向上に寄与する。これにより、太陽光発電システム等と燃料電池システム等の分散型電源を組み合わせたダブル発電システムの導入拡大が期待できる。
【図面の簡単な説明】
【００２１】
【図１】ダブル発電システムの構成図である。
【図２】第１の分散型電源システムの構成図である。
【図３】発電パターンテーブルを示す図である。
【図４】第１の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図５】第２の分散型電源システムの構成図である。
【図６】第２の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図７】第３の分散型電源システムの構成図である。
【図８】理想的な発電パターンを示す図である。
【図９】電圧変動を示す図である。
【図１０】太陽光発電システムの発電パターンを示す図である。
【図１１】第１の燃料電池システムの発電パターンを示す図である。
【図１２】第１の熱供給パターンを示す図である。
【図１３】第２の燃料電池システムの発電パターンを示す図である。
【図１４】第２の熱供給パターンを示す図である。
【図１５】熱供給量を示す図である。
【図１６】１次エネルギー使用量を示す図である。
【図１７】第１の出力抑制テーブルを示す図である。
【図１８】第２の出力抑制テーブルを示す図である。
【図１９】第３の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図２０】第３の出力抑制テーブルを示す図である。
【図２１】第４の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図２２】情報処理装置の構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００２２】
以下、図面を参照しながら、実施形態を詳細に説明する。
図１は、実施形態のダブル発電システムの構成例を示している。図１のダブル発電システムは、太陽光発電システム１０１、燃料電池システム１０２、分電盤１０３、給湯口１０４、及び通信装置１０５を備え、需要家の建物等に設置される。
【００２３】
太陽光発電システム１０１は、太陽電池アレイ１１１及びインバータ１１２を含む。太陽電池アレイ１１１は、太陽光エネルギーを直流電力に変換（太陽光発電）し、インバータ１１２は、その直流電力を交流電力に変換して分電盤１０３に出力する。
【００２４】
燃料電池システム１０２は、制御部１２１、燃料電池装置１２２、バックアップ給湯器１２３、貯湯槽１２４、排熱回収ライン１２５、及び給湯配管１２６を含む。制御部１２１は、記憶装置１３１を含み、燃料電池装置１２２は、インバータ１３２及び発電セル１３３を含む。発電セル１３３は、都市ガス、プロパンガス、灯油等を燃料として発電して直流電力を出力し、インバータ１３２は、その直流電力を交流電力に変換して分電盤１０３に出力する。
【００２５】
分電盤１０３に出力された電力は、建物の電力需要を満たすために電力負荷に供給され、余剰分の電力は電力供給事業者に販売される。
貯湯槽１２４には水が貯えられており、燃料電池装置１２２の発電セル１３３による発電と同時に発生する排熱は、排熱回収ライン１２５を通じて貯湯槽１２４の水により回収される。したがって、発電セル１３３の排熱発生量に応じて貯湯槽１２４の水温が上昇し、お湯が貯えられる。
【００２６】
例えば、住宅に設置されたダブル発電システムの場合、風呂の湯張り、シャワー、洗面、炊事等で給湯需要が発生すると、貯湯槽１２４に貯えられたお湯が給湯配管１２６を通じて給湯口１０４に供給される。そして、給湯口１０４において、使用者が所望する温度に調整されて供給される。
【００２７】
このとき、貯湯槽１２４で不足する水は、上水から補給される。また、排熱発生量の不足等により貯湯槽１２４の蓄熱量が不足する場合は、バックアップ給湯器１２３を稼動させて、貯湯槽１２４にお湯が供給される。バックアップ給湯器１２３の運転には、都市ガ
ス等の１次エネルギーが使用されるため、省エネルギー性及び環境性の観点からは、バックアップ給湯器１２３の運転時間をできるだけ短縮することが望ましい。
【００２８】
制御部１２１は、信号線１４１を通じて貯湯槽１２４の貯湯量等の情報を取得することで、給湯需要を計測し、信号線１４３を通じて分電盤１０３から使用電力の情報を取得することで、電力需要を計測する。また、信号線１４２を通じて燃料電池システム１０２の稼動実績（発電出力等）の情報を取得するとともに、発電の開始・終了を燃料電池システム１０２に指示する。
【００２９】
通信装置１０５は、有線又は無線の通信ネットワークに接続することで気象情報を取得し、信号線１４４を通じて制御部１２１に出力する。例えば、通信装置１０５がインターネットモデムの場合、制御部１２１は、インターネットを介して外部のサーバから気象情報を収集することができる。制御部１２１は、不図示の気温計から気温情報を取得することもできる。計測された給湯需要及び電力需要、気象情報、気温情報等は記憶装置１３１に格納され、燃料電池システム１０２の運転制御に用いられる。
【００３０】
図２は、図１のダブル発電システムを備える複数の需要家を含む分散型電源システムの構成例を示している。図２の分散型電源システムは、高圧配電線２０１、柱上変圧器２０２、低圧配電線２０３、ｎ個の需要家のダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎを備える。ｋ番目（ｋ＝１，２，．．．，ｎ）のダブル発電システム２０４−ｋには、ｋ番目の需要家が使用する電力負荷も含まれる。
【００３１】
高圧配電線２０１は電力供給事業者の配電用変電所等からの高圧の電力を柱上変圧器２０２に供給し、柱上変圧器２０２は、電圧変換を行って低圧の電力を負荷に供給する。低圧配電線２０３は、低圧の電力をダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎの分電盤１０３を通じて負荷に供給、もしくは電力供給事業者に売電する。
【００３２】
なお、経済産業省で定める電気設備基準では、交流の低圧、高圧を以下と定めている。
高圧：６００Ｖ以上７０００Ｖ以下
低圧：６００Ｖ以下
このとき、太陽光発電システム１０１による余剰電力販売量の増大、燃料電池システム１０２での発電による受電電力量の低減等の影響により、それぞれの需要家の受電点２０５−１〜２０５−ｎにおける電圧が高めに推移することが想定される。そこで、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１は、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の発電出力の抑制、又は無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせ等により、受電点２０５−ｋの電圧を一定範囲内に収める制御を行う。
【００３３】
ただし、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生すると、排熱発生量が不足してバックアップ給湯器１２３の運転時間が長くなる可能性がある。そこで、制御部１２１は、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、燃料電池システム１０２の運転開始時刻を通常より早い時刻に設定する。これにより、燃料電池システム１０２の運転時間が通常より長くなるため、排熱発生量を増加させることができる。
【００３４】
例えば、インターネットを介して外部のサーバ等から天気予報情報を取得することで、太陽光発電システム１０１による発電量の増大に伴う燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測することができる。
【００３５】
現在、気象情報の提供サービスを行う事業者が複数存在する。これらの事業者は、ユーザに合わせた詳細な気象情報や災害情報をウェブサイトや電子メールを介して配信するサ
ービスを提供している。また、一部のポータルサイトでは、３時間毎の天気予報が掲載されており、このようなポータルサイトから天気予報情報を定期的に取得することもできる。
【００３６】
図３は、出力抑制の予測に用いる発電パターンテーブルの例を示している。図３の発電パターンテーブルは、図１の制御部１２１の記憶装置１３１に格納される。図３の発電パターンテーブルは行列形式になっており、各行は、過去に取得された１日における所定時間毎の天気予報の組み合わせを表し、各列は、過去に取得された日負荷電力量（ｋＷｈ）を表す。この日負荷電力量は、需要家の建物における１日の電力需要に対応する。
【００３７】
図３には、３時間毎の天気予報の組み合わせとして、９時、１２時、１５時、及び１８時の天気予報（晴、曇、雨）が示されているが、他の時間間隔の天気予報を用いてもよく、１日の天気予報を１種類の天気で表してもよい。
【００３８】
各行列要素には、その行の天気予報とその列の日負荷電力量に対応する、燃料電池システム１０２の過去の１日の発電パターンのデータが記録されている。発電パターンは、１日の各時刻における発電出力の実績値を表し、過去に発生した燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を受けたパターンである。発電出力の実績値としては、過去に計測された発電出力の計測値を用いてもよく、同じ条件に対応する複数の計測値の平均値等、統計的に処理された値を用いてもよい。制御部１２１は、この発電パターンテーブルを参照して出力抑制が発生するか否かを予測する。
【００３９】
燃料電池システム１０２を設置した当初は発電パターンテーブルにデータが記録されておらず、燃料電池システム１０２の運用に伴って発電パターンの実績データが記録される。そして、一定量の実績データが蓄積されると、発電パターンテーブルが出力抑制の予測のために使用される。春、夏、秋、及び冬の季節毎に給湯需要パターンが変化し、それに伴って燃料電池システム１０２の発電量も変化するため、季節毎に発電パターンテーブルを更新してもよい。また、この発電パターンテーブルは月毎や曜日毎に更新してもよい。
【００４０】
図４は、各需要家のダブル発電システムにおいて、天気予報情報を用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。気象庁からは、例えば現在では毎日午後５時にその日の最後の天気予報が発表されるため、午後５時以降の天気予報情報を利用して起動時刻を調整するのが望ましい。さらに、燃料電池システム１０２の発電計画を立てるためには、夕方から夜間にかけて訪れる給湯需要のピーク時刻を過ぎた時点で、起動時刻調整処理を開始するのが望ましい。
【００４１】
制御部１２１は、まず、計測された過去の需要データを基に翌日の電力・給湯需要を予測して、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを記憶装置１３１に格納する（ステップ４０１）。電力需要パターンは、翌日の各時刻における電力負荷の予測値を表し、給湯需要パターンは、翌日の各時刻における熱負荷の予測値を表す。
【００４２】
次に、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに合わせて、翌日の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ０及び停止時刻を決定することで、ＤＳＳ運転の運転計画を決定する（ステップ４０２）。決定された起動時刻ＳＴ０は、起動時刻ＳＴの初期値として記憶装置１３１に格納される。
【００４３】
この運転計画には、燃料電池システム１０２の１日の発電パターンのデータが含まれる。ただし、太陽光発電システム１０１による発電出力は考慮されておらず、燃料電池システム１０２による発電出力と電力供給事業者から供給される電力で電力需要を満たすことを前提としている。したがって、運転計画は、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生
しない場合の発電パターンを表している。
【００４４】
次に、通信装置１０５を介して外部のサーバ等から翌日の天気予報情報を取得する（ステップ４０３）。ここでは、例えば、翌日の３時間毎の天気予報が取得される。
次に、翌日の電力需要パターンに含まれる各時刻における電力負荷の予測値の総和を求めることで、日負荷電力量の予測値を求める（ステップ４０４）。そして、得られた日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報とに基づいて、発電パターンテーブルを検索し、対応する発電パターンを取得する。
【００４５】
次に、ステップＳ４０２で決定された燃料電池システム１０２の運転計画と、ステップ４０４で発電パターンテーブルから取得した発電パターンとに基づいて、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを判定する（ステップ４０５）。
【００４６】
出力抑制が発生すると判定した場合（ステップ４０５，Ｙｅｓ）、翌日の給湯需要パターンと発電パターンテーブルから取得した発電パターンとに基づいて、翌日の所定時刻に貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算する（ステップ４０６）。所定時刻としては、例えば、夕方以降の給湯需要のピーク時刻が用いられる。そして、所定時刻の熱供給量が不足するか否かを判定する（ステップ４０７）。
【００４７】
熱供給量が不足すると判定した場合（ステップ４０７，Ｙｅｓ）、現在の起動時刻ＳＴから時間刻みΔｔを減算して、ＳＴをΔｔだけ早める（ステップ４０８）。これにより、燃料電池システム１０２の運転がΔｔだけ早く開始されるため、上記所定時刻までに貯湯槽１２４に蓄えられる熱量が増加する。
【００４８】
次に、起動時刻調整処理を終了するか否かを判定する（ステップ４０９）。ここでは、例えば、ステップ４０８における起動時刻ＳＴの変更を所定回数行った場合や、変更後の起動時刻ＳＴが１日のうちの特定の時刻以前になった場合等に、起動時刻調整処理を終了すると判定される。
【００４９】
起動時刻調整処理を終了しないと判定した場合（ステップ４０９，Ｎｏ）、ステップ４０６以降の処理を繰り返す。そして、出力抑制が発生しないと判定した場合（ステップ４０５，Ｎｏ）、熱供給量が不足しないと判定した場合（ステップ４０７，Ｎｏ）、又は起動時刻調整処理を終了すると判定した場合（ステップ４０９，Ｙｅｓ）に、処理を終了する。
【００５０】
その後、制御部１２１は、燃料電池システム１０２に対して、翌日の起動時刻に燃料発電の開始を指示し、停止時刻に燃料発電の停止を指示する。
ステップ４０１では、例えば、非特許文献３に記載された、事例ベース推論による電力・給湯需要の予測方法を用いることができる。この場合、制御部１２１は、不図示の気温計から取得した気温データを基に、現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の需要データ及び気温データの中から現在の気温データに最も近いデータを有する日時を選ぶ。そして、その日時の翌日の需要データを、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンとして用いる。
【００５１】
また、過去の需要データを日負荷電力量毎に分類し、同じ日負荷電力量に対応する複数の需要データの平均値等、統計的に処理された値を、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンとして用いてもよい。
【００５２】
ステップ４０２では、例えば、非特許文献３に記載された燃料電池システムの運転計画決定方法を用いることができる。この場合、制御部１２１は、予測された翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに対して、１次エネルギー消費量をできるだけ小さくする
ような起動時刻及び停止時刻の組み合わせを、翌日の運転計画として決定する。
【００５３】
ステップ４０５では、制御部１２１は、例えば、燃料電池システム１０２の運転計画に基づいて翌日の起動時刻ＳＴ０から停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、期待される１日の計画発電量ＷＡ（ｋＷｈ）を求める。この計画発電量ＷＡは、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを満たす上で理想的な発電量であり、燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を含まない発電量に対応する。
【００５４】
次に、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて同じ起動時刻ＳＴ０から同じ停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、過去の実績を表す発電量ＷＢ（ｋＷｈ）を求める。この発電量ＷＢは、過去に発生した燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を受けた発電量に対応する。
【００５５】
そして、ＷＡに対するＷＢの比率ＷＢ／ＷＡを閾値Ｔ１と比較し、ＷＢ／ＷＡがＴ１以下であれば出力抑制が発生すると判定し、ＷＢ／ＷＡがＴ１より大きければ出力抑制が発生しないと判定する。Ｔ１としては、例えば、０．５以上１．０未満の値が用いられる。また、発電量ＷＢをＷＡ・Ｔ１と比較して、出力抑制が発生するか否かを判定してもよい。
【００５６】
図３の発電パターンテーブルの各行列要素には、電力需要パターン及び給湯需要パターンの組み合わせのそれぞれに対応させて、複数の発電パターンのデータを記録しておくことも可能である。この場合、ステップ４０４において、制御部１２１は、日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報に対応する行列要素から、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンの組み合わせに対応する発電パターンを取得する。
【００５７】
ステップ４０６及び４０７では、例えば、以下の方法により、翌日の起動時刻ＳＴから所定時刻までに貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算して、所定時刻における熱供給量が不足するか否かを判定することができる。
【００５８】
燃料電池システム１０２の貯湯槽１２４から供給可能な熱量（蓄熱量）Ｑｇ（ｋＷｈ）は、次式により表される。
【００５９】
【数１】
ここで、Ｐ（ｔ）は、時刻ｔにおける発電出力（ｋＷ）を表し、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに含まれている。ηP 及びηH は、それぞれ発電効率及び排熱回収効率を表す。また、積分記号は燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴから所定時刻までの時間積分を表す。
【００６０】
貯湯槽１２４の熱損失量ＱＬは、損失係数（放熱係数）ａを用いて、次式により近似的に表される。
ＱＬ＝ａ・Ｑｇ （２）
したがって、熱損失量ＱＬを考慮すると、貯湯槽１２４から実際に供給される熱供給量Ｑｇ１は、次式により表される。
【００６１】
Ｑｇ１＝Ｑｇ−ＱＬ＝（１−ａ）Ｑｇ （３）
起動時刻ＳＴから所定時刻までの熱需要Ｑ（ｋＷｈ）は、翌日の給湯需要パターンから計算することができる。この熱需要Ｑは、（３）式の熱供給量Ｑｇ１とバックアップ給湯器１２３から供給される熱供給量により満たされ、次式により表される。
【００６２】
【数２】
ここで、ＱTS（ｔ）及びＱG （ｔ）は、時刻ｔにおいて貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３からそれぞれ出力される熱出力（ｋＷ）を表し、ηB は、バックアップ給湯器１２３の効率を表す。
【００６３】
そこで、制御部１２１は、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて、（１）及び（３）式により熱供給量Ｑｇ１を計算する。また、翌日の給湯需要パターンに基づいて起動時刻ＳＴから所定時刻までの各時刻の熱負荷の総和を求めることで、熱需要Ｑを計算する。
【００６４】
そして、Ｑに対するＱｇ１の比率Ｑｇ１／Ｑを閾値Ｔ２と比較し、Ｑｇ１／ＱがＴ２以下であれば熱供給量が不足すると判定し、Ｑｇ１／ＱがＴ２より大きければ熱供給量が不足しないと判定する。Ｔ２としては、例えば、０．５以上１．０未満の値が用いられる。また、熱供給量Ｑｇ１をＱ・Ｔ２と比較して、熱供給量が不足するか否かを判定してもよい。
【００６５】
発電パターン及び給湯需要パターンのデータの計測間隔をｍ秒とすると、（１）式は、１日のうちのｉ番目の計測時刻における熱供給量Ｑｇ（ｉ）（ｋＷｈ）を用いて、次式のように書き換えることも可能である。
【００６６】
Ｑｇ（ｉ）＝（ｍ／３６００）（Ｐ（ｉ）／ηP ）ηH （５）
ここで、Ｐ（ｉ）は、ｉ番目の計測時刻における発電出力（ｋＷ）を表し、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに含まれている。このとき、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の蓄熱量ＴＳ（ｉ）は、次式により表される。
【００６７】
【数３】
また、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の熱損失量ＱＬ（ｉ）は、損失係数ａを用いて、次式により表される。
【００６８】
ＱＬ（ｉ）＝（ｍ／３６００）ａ・ＴＳ（ｉ−１） （７）
ここで、ｉ番目の計測時刻における熱需要Ｑ（ｉ）を用いて、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の熱収支ＨＢ（ｉ）は、次式により表される。
【００６９】
ＨＢ（ｉ）＝Ｑｇ（ｉ）−ＱＬ（ｉ−１）−Ｑ（ｉ） （ｉ≧２） （８）
熱収支ＨＢ（ｉ）を考慮すると、ｉ番目の計測時刻において貯湯槽１２４から実際に供給される熱供給量ＴＳ１（ｉ）は、次式により表される。
【００７０】
【数４】
この場合、制御部１２１は、翌日の給湯需要パターンに基づいて起動時刻ＳＴからｉ番目の計測時刻（所定時刻）までの各時刻の熱負荷の総和を求めることで、熱需要Ｑ（ｉ）を計算する。次に、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて、（５）〜（７）式によりＱｇ（ｉ）及びＱＬ（ｉ−１）を計算し、（８）式によりＨＢ（ｉ）を計算し、（９）式によりＴＳ１（ｉ）を計算する。
【００７１】
そして、Ｑ（ｉ）に対するＴＳ１（ｉ）の比率ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）を閾値Ｔ２と比較し、ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）がＴ２以下であれば熱供給量が不足すると判定し、ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）がＴ２より大きければ熱供給量が不足しないと判定する。また、ＴＳ１（ｉ）をＱ（ｉ）・Ｔ２と比較して、熱供給量が不足するか否かを判定してもよい。
【００７２】
ここで、ηP 及びηH が発電出力にかかわらず一定とし、ＱＬ（ｉ）が蓄熱量にかかわらず一定とし、ｍ＝６００（秒）として、１６時２０分の時点の蓄熱量ＴＳ１（ｉ）を試算してみる。この場合、１日のうちに１４４回の計測が行われ、１６時２０分はｉ＝９８の時刻に相当する。
【００７３】
例えば、ηP ＝０．３４、ηH ＝０．４５、ａ＝０．０１、Ｐ（９８）＝０．７６（ｋＷ）、Ｑ（９８）＝０．０８（ｋＷｈ）、ＴＳ（９７）＝２．５３（ｋＷｈ）とすると、（５）式より、Ｑｇ（９８）は次のように計算される。
【００７４】
Ｑｇ（９８）＝（６００／３６００）×（０．７６／０．３４）×０．４５
＝０．１７ （１０）
次に、（７）式より、ＱＬ（９７）は次のように計算される。
【００７５】
ＱＬ（９７）＝（６００／３６００）×０．０１×２．５３
＝０．００４２ （１１）
そして、（８）及び（９）式より、ＴＳ１（９８）は次のように計算される。
【００７６】
ＴＳ１（９８）＝ＴＳ（９７）＋Ｑｇ（９８）−ＱＬ（９７）−Ｑ（９８）
＝２．５３＋０．１７−０．００４２−０．０８
＝２．６２ （１２）
なお、ステップ４０８のΔｔを大きくすれば起動時刻ＳＴの精度は低下するが、計算量が少なくなるため、起動時刻調整処理の処理時間が短縮される。一方、Δｔを小さくすれば起動時刻ＳＴの精度は向上するが、計算量が多くなるため、起動時刻調整処理の処理時間が増加する。したがって、精度と処理時間のトレードオフにより、適切なΔｔを決定す
ることができる。
【００７７】
図２に示した分散型電源システムでは、各需要家のダブル発電システム２０４−ｋが自律的に燃料電池システム１０２の起動時刻調整を行っているが、複数の需要家の燃料電池システム１０２の起動時刻調整を集中的に行うことも可能である。図５は、このような集中制御を行う分散型電源システムの構成例を示している。
【００７８】
図５の分散型電源システムは、図２の分散型電源システムにサーバ５０１を追加した構成を有する。サーバ５０１と各ダブル発電システム２０４−ｋの通信装置１０５は、有線又は無線の通信ネットワーク５０２により接続されている。
【００７９】
サーバ５０１は、天気予報情報を基に各ダブル発電システム２０４−ｋの太陽光発電システム１０１の発電パターンを予測し、潮流計算により各受電点２０５−ｋの電圧を求めて燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測する。そして、出力抑制が発生すると予測した場合に、燃料電池システム１０２の起動時刻を変更し、起動時刻及び停止時刻を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。
【００８０】
サーバ５０１は、各需要家の住所等の位置情報を基に、別のサーバから天気予報情報を一括して取得してもよく、各需要家のダブル発電システム２０４−ｋが取得した天気予報情報を通信ネットワーク５０２を介して収集してもよい。
【００８１】
また、サーバ５０１は、潮流計算及び出力抑制量の計算に必要となる低圧配電線２０３の単位長さ当たりのインピーダンス、各需要家の位置情報、各需要家の太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の定格出力、インバータ１１２及び１３２の定格出力等の情報を保持している。
【００８２】
さらに、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの電力・給湯需要のデータと、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の稼動実績（発電出力等）のデータを、通信ネットワーク５０２を介して収集する。そして、図３に示したような発電パターンテーブルを、ダブル発電システム２０４−ｋ毎に生成する。
【００８３】
図６は、サーバ５０１が天気予報情報を用いて各需要家の燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。サーバ５０１は、まず、各ダブル発電システム２０４−ｋから収集された過去の需要データを基に翌日の電力・給湯需要を予測して、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを、サーバ５０１内の記憶装置に格納する（ステップ６０１）。
【００８４】
次に、ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに合わせて、翌日の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ０（ｋ）及び停止時刻を決定することで、ＤＳＳ運転の運転計画を決定する（ステップ６０２）。ただし、この運転計画では、太陽光発電システム１０１による発電出力は考慮されておらず、燃料電池システム１０２による発電出力と電力供給事業者から供給される電力で電力需要を賄うことを前提としている。決定された起動時刻ＳＴ０（ｋ）は、起動時刻ＳＴ（ｋ）の初期値として記憶装置に格納される。
【００８５】
次に、通信ネットワーク５０２を介して別のサーバ又は各ダブル発電システム２０４−ｋから翌日の天気予報情報を取得する（ステップ６０３）。
次に、気温情報又は天気予報情報に基づいて、各ダブル発電システム２０４−ｋの太陽光発電システム１０１の発電パターンを予測し（ステップ６０４）、潮流計算により各受電点２０５−ｋの電圧を求める（ステップ６０５）。そして、燃料電池システム１０２の
出力抑制量を計算し（ステップ６０６）、出力抑制が発生するか否かを判定する（ステップ６０７）。
【００８６】
ダブル発電システム２０４−ｋにおいて出力抑制が発生すると判定した場合（ステップ６０７，Ｙｅｓ）、翌日の所定時刻に貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算する（ステップ６０８）。そして、ダブル発電システム２０４−ｋにおいて所定時刻の熱供給量が不足するか否かを判定する（ステップ６０９）。
【００８７】
熱供給量が不足すると判定した場合（ステップ６０９，Ｙｅｓ）、現在の起動時刻ＳＴ（ｋ）から時間刻みΔｔを減算して、ＳＴ（ｋ）をΔｔだけ早める（ステップ６１０）。
次に、起動時刻調整処理を終了するか否かを判定する（ステップ６１１）。起動時刻調整処理を終了しないと判定した場合（ステップ６１１，Ｎｏ）、ステップ６０８以降の処理を繰り返す。そして、出力抑制が発生しないと判定した場合（ステップ６０７，Ｎｏ）、熱供給量が不足しないと判定した場合（ステップ６０９，Ｎｏ）、又は起動時刻調整処理を終了すると判定した場合（ステップ６１１，Ｙｅｓ）に、処理を終了する。
【００８８】
その後、サーバ５０１は、起動時刻及び停止時刻を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。そして、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１は、燃料電池システム１０２に対して、翌日の起動時刻に燃料発電の開始を指示し、停止時刻に燃料発電の停止を指示する。
【００８９】
ステップ６０４では、例えば、ステップ６０１の需要予測と同様の事例ベース推論による予測方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、太陽光発電システム１０１の過去の発電出力データを気温データ及び天気予報データとともに記憶装置に保存しておく。そして、現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の発電出力データ及び気温データの中から現在の気温データに最も近いデータを有する日時を選ぶ。次に、その日時の翌日の発電出力データのうち、翌日の天気予報情報に最も近い天気予報データに対応する発電出力データを、翌日の太陽光発電システム１０１の発電パターンとして用いる。
【００９０】
また、同じ天気予報データに対応する複数の発電出力データの平均値等、統計的に処理された値を、翌日の発電パターンとして用いてもよい。さらに、統計的予測方法の１つとして、例えば、非特許文献４に記載された日射予測に基づく発電出力予測方法を用いることもできる。
【００９１】
ステップ６０５では、例えば、非特許文献５に記載された電圧・潮流分布の計算方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の電力需要パターンと、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の翌日の発電パターンとから、受電点２０５−１〜２０５−ｎの電圧を計算する。燃料電池システム１０２の翌日の発電パターンとしては、図４のステップ４０４と同様の方法でダブル発電システム２０４−ｋの発電パターンテーブルから取得した発電パターンを用いることができる。
【００９２】
サーバ５０１は、柱上変圧器２０２寄りの上流側受電点２０５−ｋ（ｋ＝１，．．．，ｎ−１）の電圧と、下流側受電点２０５−（ｋ＋１）の潮流と、２つの受電点間の線路インピーダンスとから、受電点２０５−（ｋ＋１）の電圧を計算する。この計算を受電点２０５−１から下流へ順次適用していくことで、受電点２０５−１〜２０５−ｎの電圧が計算できる。なお、２つの受電点間の線路インピーダンスは、低圧配電線２０３の単位長さ当たりのインピーダンスと２つの受電点間の距離から求めることができ、２つの受電点間の距離は、各需要家の位置情報から求めることができる。
【００９３】
柱上変圧器２０２から遠くなるほど、柱上変圧器２０２と受電点の間の線路インピーダンスが大きくなるため、ダブル発電システム２０４−ｋの発電出力増大による電圧上昇も大きくなる。このため、柱上変圧器２０２から遠いダブル発電システム２０４−ｋほど、出力抑制量が増大する。
【００９４】
ステップ６０６では、例えば、非特許文献２に記載された出力抑制量の計算方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、ステップ６０５で求められた各受電点２０４−ｋの電圧が上限値を超えていれば、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の発電出力の抑制、又は無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせの制御シミュレーションを行う。この制御シミュレーションでは、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の定格出力と、インバータ１１２及び１３２の定格出力とが用いられ、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の出力抑制量が計算される。
【００９５】
ステップ６０７では、サーバ５０１は、燃料電池システム１０２の出力抑制量が０か否かを判定し、出力抑制量が０でなければ、出力抑制が発生すると判定する。
ステップ６０８〜６１１の処理は、図４のステップ４０６〜４０９の処理と同様である。ステップ６０８では、ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の給湯需要パターンと、ダブル発電システム２０４−ｋの発電パターンテーブルから取得した発電パターンとを用いて、熱供給量が計算される。
【００９６】
図６の起動時刻調整処理は、一部の需要家がダブル発電システム２０４−ｋの代わりに燃料電池システム１０２のみを設置している場合にも適用可能である。また、図５の分散型電源システムにおいて、図６の起動時刻調整処理の代わりに、図４と同様の起動時刻調整処理を採用することも可能である。この場合、太陽光発電パターンの予測や潮流計算は不要となり、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１の代わりに図４の起動時刻調整処理を行って、調整結果を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。
【００９７】
図４及び図６に示した起動時刻調整処理では、貯湯槽１２４から供給される熱供給量が不足する場合に起動時刻をΔｔだけ早める処理を繰り返しているが、熱供給量を計算しなくても起動時刻を調整することが可能である。例えば、図３の発電パターンテーブルの各行列要素に、燃料電池システム１０２の発電パターンとともに、あらかじめ決められた適切な起動時刻を記録しておけば、直接、その起動時刻を調整結果として用いることができる。
【００９８】
次に、図７から図１６までを参照しながら、図６の起動時刻調整処理を用いたシミュレーション結果について説明する。
図７は、シミュレーション対象の分散型電源システムの構成図である。図７の分散型電源システムは、図５の分散型電源システムにおいて受電点の数を１０個（ｎ＝１０）とし、ダブル発電システム２０４−１〜２０１−１０の代わりにノードＮ１〜Ｎ１０を設けた構成を有する。各ノードＮｋ（ｋ＝１，２，．．．，１０）には需要家の住宅が２戸含まれており、各受電点２０５−ｋには２個のダブル発電システムが接続されている。なお、サーバ５０１と通信ネットワーク５０２は省略されている。
【００９９】
シミュレーション条件は、以下の通りである。
・受電点２０５−ｋの出力電圧の許容範囲：１０１±６（Ｖ）
・低圧配電線２０３上の隣接する受電点間のインピーダンス：０．００６２６＋ｊ０．００７３６（Ω）
・受電点２０５−ｋとノードＮｋの間の配線のインピーダンス：０．０２３＋ｊ０．００
１１３（Ω）
・太陽光発電システム１０１の定格出力：３（ｋＷ）
・燃料電池システム１０２の定格出力：１（ｋＷ）
・インバータ１１２の定格出力：３（ｋＶＡ）
・インバータ１３２の定格出力：１．２（ｋＶＡ）
・起動時刻ＳＴ０（ｋ）：７時
・時間刻みΔｔ：１時間
・出力抑制発生判定の閾値Ｔ１：０．８
・熱供給量不足判定の閾値Ｔ２：０．７５
・発電効率ηP ：０．３４
・排熱回収効率ηH ：０．４５
・損失係数ａ：０．０１
また、翌日の天気予報は１日中“晴”であり、太陽光発電システム１０１は６時に発電を開始し、１２時に発電出力のピークを迎え、１９時に発電を停止するものとした。一方、燃料電池システム１０２は、起動時刻調整処理を行わない場合、７時に発電を開始し、２１時に発電を停止するものとした。
【０１００】
図８は、図７の分散型電源システムの各ノードＮｋにおける各住宅のダブル発電システムの理想的な１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷及び発電出力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。
【０１０１】
曲線８０１は、ダブル発電システムの有効電力負荷（ｋＷ）を表し、１日の有効電力負荷の総和（日負荷電力量）は２０．５ｋＷｈである。曲線８０２は、ダブル発電システムの無効電力負荷（ｋｖａｒ）を表し、力率は０．９９５である。曲線８０３は、太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表し、１日の発電量は２１．７ｋＷｈである。曲線８０４は、燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表し、７時から２１時までの発電量は１１．５ｋＷｈである。
【０１０２】
図９から図１４までは、ノードＮ１０における各住宅のダブル発電システムのシミュレーション結果を示している。これらのシミュレーション結果には、次の３つのケースが含まれている。
（１）ケースＣ１
燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更せず、ＳＴ０（ｋ）＝７時に固定した。受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の出力抑制を用いた。
（２）ケースＣ２
燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更せず、ＳＴ０（ｋ）＝７時に固定した。受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた。
（３）ケースＣ３
図６の起動時刻調整処理により、燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更した。この結果、ノードＮ１〜Ｎ１０の各住宅の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（１）〜ＳＴ（１０）は、以下の通り決定された。
【０１０３】
ＳＴ（１）＝７時
ＳＴ（２）＝６時
ＳＴ（３）＝４時
ＳＴ（４）＝３時
ＳＴ（５）〜ＳＴ（１０）＝２時
受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１
０２の無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた。
【０１０４】
図９は、受電点２０５−１０の１日の電圧変動を示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電圧（Ｖ）を表す。破線９０１及び９０２は、出力電圧の許容範囲の上限値１０７Ｖ及び下限値９５Ｖをそれぞれ表し、曲線９０３は、受電点２０５−１０の電圧（Ｖ）を表している。
【０１０５】
太陽光発電システム１０１が発電を開始した後、燃料電池システム１０２が発電を開始する７時頃に、受電点２０５−１０の電圧が急激に上昇し、上限値１０７Ｖに到達していることが分かる。太陽光発電システム１０１の発電出力が小さくなる１７時頃には電圧が下降を開始し、燃料電池システム１０２が発電を停止する２１時頃には急激に下降している。
【０１０６】
図１０は、太陽光発電システム１０１の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は発電出力及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。曲線１００１は、ケースＣ１の太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ１の１日の発電量は６．６ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の３０％に相当する。
【０１０７】
曲線１００２は、ケースＣ２の太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ２の１日の発電量は２１．１ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の９７％に相当する。曲線１００３は、ケースＣ２の太陽光発電システム１０１の無効電力（ｋｖａｒ）を表している。発電出力が大きい１０時頃から１５時頃まで、無効電力の発生量も大きくなることが分かる。
【０１０８】
図１１は、燃料電池システム１０２の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷、発電出力、及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。曲線１１０１は、ケースＣ１の燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ１の１日の発電量は６．２ｋＷｈであり、図８の燃料電池の１日の理想的な発電量（１１．５ｋＷｈ）の５４％に相当する。燃料電池システム１０２が発電を開始する７時から、受電点２０５−１０の電圧が下降を開始する１７時頃まで、電圧上昇に伴う燃料電池システム１０２の出力抑制が発生することが分かる。
【０１０９】
曲線１１０２は、ケースＣ２の燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ２の１日の発電量は８．１ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の７０％に相当する。曲線１１０３は、ケースＣ２の燃料電池システム１０２の無効電力（ｋｖａｒ）を表している。７時頃から１８時頃まで無効電力の発生量が大きくなることが分かる。
【０１１０】
図１２は、燃料電池システム１０２の１日の熱供給パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は熱負荷及び熱出力（ｋＷ）を表す。曲線１２０１は、ノードＮ１０の各住宅の１日の熱負荷（ｋＷ）を表し、１日の熱需要は１９．６ｋＷｈである。
【０１１１】
曲線１２０２及び１２０３は、それぞれ、ケースＣ２の貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３の熱出力（ｋＷ）を表す。貯湯槽１２４の１日の熱供給量は１１．３ｋＷｈであり、１日の熱需要の５８％に相当する。一方、バックアップ給湯器１２３の１日の熱供給量は８．２３ｋＷｈであり、１日の熱需要の４２％に相当する。燃料電池システム１０２が発電を停止する１９時以降は、貯湯槽１２４の熱出力が低下するため、バックアップ給湯器１２３が使用されることが分かる。
【０１１２】
図１３は、ケースＣ３における燃料電池システム１０２の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷、発電出力、及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ
）を表す。曲線１３０１は、燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ３の１日の発電量は１１．２ｋＷｈである。この発電量は、図８の理想的な発電量の９７％に相当し、図１１のケースＣ２と比較して２７％増加していることが分かる。
【０１１３】
図１４は、ケースＣ３における燃料電池システム１０２の１日の熱供給パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は熱負荷及び熱出力（ｋＷ）を表す。曲線１４０１及び１４０２は、それぞれ、貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３の熱出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ３の貯湯槽１２４の１日の熱供給量は１４．２ｋＷｈである。この熱供給量は、１日の熱需要の７３％に相当し、図１２のケースＣ２と比較して１５％増加していることが分かる。
【０１１４】
一方、バックアップ給湯器１２３の１日の熱供給量は５．３４ｋＷｈである。この熱供給量は、１日の熱需要の２７％に相当し、図１２のケースＣ２と比較して１５％減少していることが分かる。
【０１１５】
図１５は、全ノードの貯湯槽１２４の１日の熱供給量を示している。横軸はケースＣ１、Ｃ２及びＣ３を表し、縦軸は熱供給量（ｋＷｈ）を表す。ケースＣ１では、すべての貯湯槽１２４からの熱供給量は１５８ｋＷｈであるのに対して、ケースＣ２、ケースＣ３ではそれぞれ２４７ｋＷｈ、２８３ｋＷｈに増加している。
【０１１６】
一方、図１６は、全ノードの売電分を差し引いた１日の１次エネルギー使用量を示している。横軸はケースＣ１、Ｃ２及びＣ３を表し、縦軸は１次エネルギー使用量（ＭＪ）を表す。ケースＣ１では、すべてのバックアップ給湯器１２３の１次エネルギー使用量は３１３３ＭＪであるのに対して、ケースＣ２、ケースＣ３ではそれぞれ４０４ＭＪ、２５４ＭＪに減少している。
【０１１７】
このように、図６の起動時刻調整処理によれば、受電点の電圧上昇により燃料電池システム１０２の出力抑制が発生する場合であっても、貯湯槽１２４の熱供給量不足を低減して、バックアップ給湯器１２３の１次エネルギー使用量を削減することができる。
【０１１８】
ところで、図４に示した起動時刻調整処理では、図３のような発電パターンテーブルを用いて出力抑制が発生するか否かを判定しているが、その代わりに、過去の出力抑制発生の有無を示す情報を記録したテーブルを用いて判定を行うこともできる。図１７は、このような出力抑制テーブルの例を示している。
【０１１９】
図１７の出力抑制テーブルは、図３の発電パターンテーブルと同様に、図１の制御部１２１の記憶装置１３１に格納され、１日の天気予報の組み合わせと日負荷電力量の行列形式になっている。各行列要素には、その行の天気予報とその列の日負荷電力量に対応する、過去の燃料電池システム１０２における出力抑制発生の有無を示す情報が記録されている。この情報の初期値は“×”であり、出力抑制が発生しないことを示している。
【０１２０】
出力抑制テーブルの初期値の設定は、季節の最初の日に行ってもよく、毎月行ってもよく、ダブル発電システムの設置時に行ってもよい。例えば、３月〜６月を春、７月〜９月を夏、１０月〜１１月を秋、１２月〜２月を冬とすると、季節の最初の日である３月１日、７月１日、１０月１日、及び１２月１日に初期値が設定される。
【０１２１】
出力抑制テーブルの更新処理は、１日の燃料電池システム１０２の運転が終了した後に行われる。例えば、午後９時に運転が終了した場合、午後９時から起動時刻調整処理を行う時刻までの間に更新処理が行われる。
【０１２２】
この更新処理では、例えば、図４のステップ４０１〜４０５と同様の処理を行うことで、その日に燃料電池システム１０２の出力抑制が発生したか否かを判定することができる。ただし、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンの代わりに、その日の電力需要パターン及び給湯需要パターンが用いられ、翌日の燃料電池システム１０２の運転計画の代わりに、その日の運転計画が用いられる。また、発電パターンテーブルから取得した発電パターンの代わりに、その日の発電パターンの実績データが用いられる。
【０１２３】
この場合、制御部１２１は、その日の燃料電池システム１０２の運転計画に基づいて起動時刻ＳＴ０から停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、期待される１日の計画発電量ＷＣ（ｋＷｈ）を求める。次に、その日の発電パターンに基づいて同じ起動時刻ＳＴ０から同じ停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、その日の実績を表す発電量ＷＤ（ｋＷｈ）を求める。
【０１２４】
そして、ＷＣに対するＷＤの比率ＷＤ／ＷＣを閾値Ｔ１と比較し、ＷＤ／ＷＣがＴ１以下であれば出力抑制が発生したと判定し、ＷＤ／ＷＣがＴ１より大きければ出力抑制が発生しなかったと判定する。また、発電量ＷＤをＷＣ・Ｔ１と比較して、出力抑制が発生したか否かを判定してもよい。
【０１２５】
出力抑制が発生したと判定した場合、制御部１２１は、出力抑制テーブルの対応する情報を“×”から“○”に変更する。“○”は、出力抑制が発生することを示している。例えば、１日の日負荷電力量が２０ｋＷｈであり、３時間毎の天気予報の組み合わせが“晴晴晴晴”であった場合、図１８に示すように、この条件に該当する出力抑制テーブルの情報が“×”から“○”に変更される。
【０１２６】
このような更新処理を毎日又は所定日に繰り返すことで、出力抑制が発生する複数の条件が出力抑制テーブルに記録されていく。したがって、更新された出力抑制テーブルを用いれば、翌日の日負荷電力量の予測値と天気予報情報から、出力抑制が発生するか否かを予測することができる。
【０１２７】
図１９は、このような出力抑制テーブルを用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。図１９のステップ１９０１〜１９０３及び１９０６〜１９０９の処理は、図４のステップ４０１〜４０３及び４０６〜４０９の処理と同様である。
【０１２８】
ステップ１９０４において、制御部１２１は、翌日の電力需要パターンに含まれる各時刻における電力負荷の予測値の総和を求めることで、日負荷電力量の予測値を求める。そして、得られた日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報とに基づいて、出力抑制テーブルを検索し、対応する情報を取得する。取得した情報が“○”であれば、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生すると判定し、“×”であれば出力抑制が発生しないと判定する（ステップ１９０５）。
【０１２９】
図１８の出力抑制テーブルには、出力抑制発生の有無を示す情報のみが記録されているが、図１９の起動時刻調整処理により変更された起動時刻ＳＴを併せて記録しておけば、次回からステップ１９０６の熱供給量計算を省略することが可能である。図２０は、このような出力抑制テーブルの例を示している。図２０の出力抑制テーブルでは、図１８の“○”と同じ行列要素に、起動時刻“５：００”が記録されている。
【０１３０】
図２１は、このような出力抑制テーブルを用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。図２１のステップ２１０１〜２１０５の処理は、図１９のステップ１９０１〜１９０５の処理と同様である。
【０１３１】
ステップ２１０５において出力抑制が発生すると判定した場合、制御部１２１は、出力抑制テーブルから“○”とともに記録されている起動時刻ＳＴ１を取得し、現在の起動時刻ＳＴをＳＴ１に変更する（ステップ２１０６）。そして、処理を終了する。一方、出力抑制が発生しないと判定した場合、制御部１２１は、現在の起動時刻ＳＴを変更することなく、処理を終了する。したがって、出力抑制が発生しないと判定した場合は、ＳＴ＝ＳＴ０となる。
【０１３２】
なお、出力抑制テーブルの情報が“×”から“○”に変更されるときに図１９の起動時刻調整処理を１回だけ実施し、“○”となった他の行列要素にはすべて同じ起動時刻を記録するようにしてもよい。ただし、電力需要パターンは日によって変動するため、統計的に処理された起動時刻を用いることが望ましい。例えば、各行列要素に対応する条件で図１９の起動時刻調整処理を複数回実施し、得られた起動時刻の平均値を記録しておけば、起動時刻の精度が向上する。
【０１３３】
上述した実施形態では、太陽光発電システムと燃料電池システムを含むダブル発電システムを用いているが、燃料電池システムの代わりにガスエンジン等の別の熱電供給システムを用いてもよい。
【０１３４】
また、熱電供給システムと組み合わせる発電システムは、太陽光発電システムに限られず、風力発電システム、水力発電システム等のように、気象条件に応じて発電出力が変化する別の発電システムを用いてもよい。風力発電システムの場合は、天気予報情報の代わりに風向・風力予測情報等の気象予測情報が用いられ、水力発電システムの場合は、天気予報情報の代わりに降水量予測情報等の気象予測情報が用いられる。
【０１３５】
さらに、熱電供給システムの蓄熱方式は、水を媒体とする蓄熱方式に限られず、別の液体や気体を媒体とする蓄熱方式を用いてもよい。例えば、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）のような作動温度が高い熱電供給システムでは、排熱を水蒸気として利用することが可能なため、水蒸気を媒体として用いることができる。
【０１３６】
図１の制御部１２１及び図５のサーバ５０１は、例えば、図２２に示すような情報処理装置（コンピュータ）を用いて実現することが可能である。図２２の情報処理装置は、Central Processing Unit （ＣＰＵ）２２０１、メモリ２２０２、入力装置２２０３、出力装置２２０４、外部記憶装置２２０５、媒体駆動装置２２０６、及びネットワーク接続装置２２０７を備える。これらはバス２２０８により互いに接続されている。
【０１３７】
メモリ２２０２は、例えば、Read Only Memory（ＲＯＭ）、Random Access Memory（ＲＡＭ）等を含み、制御部１２１又はサーバ５０１の処理に用いられるプログラム及びデータを格納する。例えば、ＣＰＵ２２０１は、メモリ２２０２を利用してプログラムを実行することにより、図４又は図６の起動時刻調整処理を含む情報処理を行う。メモリ２２０２は、図１の記憶装置１３１としても使用できる。
【０１３８】
入力装置２２０３は、例えば、キーボード、ポインティングデバイス等であり、オペレータからの指示や情報の入力に用いられる。出力装置２２０４は、例えば、ディスプレイ、プリンタ、スピーカ等であり、オペレータへの問い合わせや処理結果の出力に用いられる。制御部１２１において入力装置２２０３及び出力装置２２０４が不要な場合は、これらの一方又は両方を省略することができる。
【０１３９】
外部記憶装置２２０５は、例えば、磁気ディスク装置、光ディスク装置、光磁気ディスク装置、テープ装置等である。情報処理装置は、この外部記憶装置２２０５にプログラム
及びデータを格納しておき、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。外部記憶装置２２０５は、図１の記憶装置１３１としても使用できる。
【０１４０】
媒体駆動装置２２０６は、可搬記録媒体２２０９を駆動し、その記録内容にアクセスする。可搬記録媒体２２０９は、メモリデバイス、フレキシブルディスク、光ディスク、光磁気ディスク等の任意のコンピュータ読み取り可能な記録媒体である。オペレータは、この可搬記録媒体２２０９にプログラム及びデータを格納しておき、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。
【０１４１】
ネットワーク接続装置２２０７は、通信ネットワーク１０３に接続され、通信に伴うデータ変換を行う。図１のダブル発電システムにおいては、ネットワーク接続装置２２０７が通信装置１０５として使用され、図５の分散型電源システムにおいては、サーバ５０１がダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎと通信するためにネットワーク接続装置２２０７が使用される。情報処理装置は、プログラム及びデータを外部の装置からネットワーク接続装置２２０７を介して受け取り、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。
【０１４２】
開示の実施形態とその利点について詳しく説明したが、当業者は、特許請求の範囲に明確に記載した本発明の範囲から逸脱することなく、様々な変更、追加、省略をすることができるであろう。
【符号の説明】
【０１４３】
１０１ 太陽光発電システム
１０２ 燃料電池システム
１０３ 分電盤
１０４ 給湯口
１０５ 通信装置
１１１ 太陽電池アレイ
１１２、１３２ インバータ
１２１ 制御部
１２２ 燃料電池装置
１２３ バックアップ給湯器
１２４ 貯湯槽
１２５ 排熱回収ライン
１２６ 給湯配管
１３１ 記憶装置
１３３ 発電セル
１４１、１４２、１４３、１４４ 信号線
２０１ 高圧配電線
２０２ 柱上変圧器
２０３ 低圧配電線
２０４−１、２０４−２、２０４−ｎ ダブル発電システム
２０５−１〜２０５−１０、２０５−ｎ 受電点
５０１ サーバ
５０２ 通信ネットワーク
８０１、８０２、８０３、８０４、９０３、１００１、１００２、１００３、１１０１、１１０２、１１０３、１２０１、１２０２、１２０３、１３０１、１３０２、１４０１、１４０２ 曲線
９０１、９０２ 破線
２２０１ ＣＰＵ
２２０２ メモリ
２２０３ 入力装置
２２０４ 出力装置
２２０５ 外部記憶装置
２２０６ 媒体駆動装置
２２０７ ネットワーク接続装置
２２０８ バス
２２０９ 可搬記録媒体
Ｎ１〜Ｎ１０ ノード
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電することで熱を発生する熱電併給システム（コージェネレーションシステム）、熱電併給制御装置、熱電併給制御方法、及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電システムや燃料電池システム等の分散型電源の普及により、これらの分散型電源が需要家の建物等に併設されるケースが増加している。需要家の建物の具体例としては、住宅、オフィスビル、工場等が挙げられる。太陽光発電システム及び燃料電池システムの設置密度が高い地域では、太陽光発電システムによる余剰電力販売量の増大、燃料電池システムでの発電による受電電力量の低減等の影響により、配電系統の受電点における電圧が高めに推移することが想定される。
【０００３】
また、電気事業法では、住宅等の低圧（６００Ｖ以下）系統に連系される電圧を一定範囲（１００Ｖ系：１０１±６Ｖ、２００Ｖ系：２０２±２０Ｖ）に収めることが定められている。そこで、受電点における電圧が一定範囲の上限値を超えるおそれがある場合は、分散型電源の発電出力（有効電力）の抑制、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせ等により、一定範囲内に収める制御が組み込まれる。
【０００４】
太陽光発電システムの導入進展により受電点の電圧が上昇し、発電出力が抑制される問題に対しては、無効電力による電圧調整の有効性が報告されている（例えば、非特許文献１を参照）。出力抑制の場合、例えば、太陽光発電システムが連系されている地点の電圧が上限値を超えると、インバータ制御により発電出力係数を減少させて発電出力を抑制し、上限値を下回ると、発電出力係数を増加させて発電出力を回復させる制御が行われる。
【０００５】
一方、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせの場合、例えば、インバータの出力電圧が上限値を超えると、まず、運転力率を減少させて無効電力を発生させる。そして、運転力率が「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」（経済産業省）に定める制限値に達しても受電点の電圧が上限値を超えたままであれば、次に、運転力率一定のまま発電出力係数を減少させて発電出力を抑制する制御が行われる。また、出力電圧が上限値を下回ると、まず、発電出力係数を増加させて発電出力を回復させ、次に、運転力率を増加させて無効電力を減少させる制御が行われる。
【０００６】
さらに、複数の分散型電源の導入時における出力抑制の影響も検討されている（例えば、非特許文献２を参照）。非特許文献２には、太陽光発電システム及び燃料電池システムにおいて、無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた制御方法が記載されており、出力抑制量及び無効電力発生量の計算方法が開示されている。
【０００７】
一方、従来の燃料電池システムでは、１日の中で起動と停止を行う、いわゆるDaily Start and Stop（ＤＳＳ）運転が行われている。その理由は、省エネルギー性や経済性の観点から、風呂の需要を中心とした給湯需要に合わせて燃料電池システムの運転パターンを決定することが最も効果的であるためである。例えば、特許文献１では、ＤＳＳ運転を最適に行うための制御ロジックが提案されている。
【０００８】
特許文献２は、気象予測情報を取得して貯湯式給湯装置を動作させることで、商用の深夜電力の利用を削減し、太陽光発電システムの電力を利用する方法について開示している。特許文献３は、さらに残湯量と昼間使う湯量とを気象予測情報に追加して、貯湯式給湯
装置を動作させる方法について開示している。特許文献４は、日射量を利用して太陽光発電システムの発電量を推定する方法について開示している。
【０００９】
非特許文献３は、事例ベース推論により、住宅における過去の需要データを基に給湯・電力需要を予測して、燃料電池システムのＤＳＳ運転を最適制御する方法について開示している。この方法では、過去の一定期間で現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の需要データ及び気温データの中から現在のデータに最も近いデータを有する日時を選び、その日時から２４時間先までの需要データを予測需要データとして用いている。そして、予測された給湯・電力需要に対して、２４時間先までの１次エネルギー消費量をできるだけ小さくするような起動時刻・停止時刻の組み合わせが、翌日の運転計画として決定される。
【００１０】
非特許文献４は、太陽光発電システムの発電量を予測するために、天気予報と天気変化パターンを基に日射予測を行う方法について開示している。この方法では、気象庁が発表する３時間毎の天気予報を用いて、天気の種類（晴、曇、雨等）別に分類された過去の日射強度データから、予想される天気に対応する１時間平均全天日射強度の推定値が求められる。そして、前後の時間帯の天気予報を参照して推定値を補正することで、目的の予測日射強度が求められる。
【００１１】
非特許文献５は、放射状配電系統を対象に電圧・潮流分布を簡易的に計算する方法について開示している。この方法では、配電変電所寄りの上流側母線の電圧と下流側母線の潮流と２つの母線間の線路インピーダンスとから、下流側母線の電圧が求められる。この計算を上流から下流へ順次適用していくことで、配電系統における全母線の電圧が計算できる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１２】
【特許文献１】特開２００８−３２２４５号公報
【特許文献２】特開２００８−２７０２号公報
【特許文献３】特開２００８−２７０３号公報
【特許文献４】特開２０１０−１９３５９４号公報
【非特許文献】
【００１３】
【非特許文献１】松田 勝弘 他，「太陽光発電集中連系時における各需要家発電電力量の減少ばらつきの分析とその対策に関する一考察」，電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌），２００６年，Ｖｏｌ．１２６，Ｎｏ．１０，ｐｐ．１００３−１０１２
【非特許文献２】辻田 伸介 他，「分散型電源の大量導入が発電出力に与える影響と電圧調整制御による効果」，電気学会論文誌Ｃ（電子・情報・システム部門誌），２０１０年，Ｖｏｌ．１３０，Ｎｏ．２，ｐｐ．２１６−２２５
【非特許文献３】井関孝弥，「家庭用燃料電池コージェネレーションシステムの最適運転制御」，オペレーションズ・リサーチ，２００９年，Ｖｏｌ．５４，Ｎｏ．６，ｐｐ．３２５−３２８
【非特許文献４】嶋田 尊衛 他，「天気予報と天気変化パターンを用いた日射予測」，電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌），２００７年，Ｖｏｌ．１２７，Ｎｏ．１１，ｐｐ．１２１９−１２２５
【非特許文献５】小柳 薫 他，「放射状配電系統を対象とした電圧・潮流分布の簡略シミュレーション手法」，電気学会電力技術・電力系統技術合同研究会，２００５年，ＰＥ−０５−９９，ＰＳＥ−０５−１０６，ｐｐ．５５−６０（２００５）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
しかしながら、上述した従来の燃料電池システムの制御ロジックには、次のような問題がある。
従来の燃料電池システムの最適運転では太陽光発電システムの導入が想定されておらず、燃料電池システムに出力抑制が生じる場合の対策も考慮されていない。従って、特許文献１のような最適制御ロジックを適用すると、燃料電池システムの出力抑制により排熱発生量が減少し、給湯需要に対する燃料電池装置からの供給割合が減少してしまう。この排熱発生量の不足を補うために、１次エネルギーを消費するバックアップ熱源器（給湯器）の利用時間が多くなり、省エネルギー性や環境性が損なわれるおそれがある。
【００１５】
本発明の課題は、燃料電池システムのような熱電併給システムを含む分散型電源システムにおいて、熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、なるべく排熱発生量が不足しないように熱電併給システムを制御することである。
【課題を解決するための手段】
【００１６】
本発明の熱電併給システムは、発電手段、抑制手段、及び制御手段を備える。発電手段は、発電することで熱を発生し、抑制手段は、発電手段の発電出力を抑制する。制御手段は、抑制手段による発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、発電手段の起動時刻を早める制御を行う。
【００１７】
抑制が発生すると予測したときに発電手段の起動時刻を早めることで、発電手段が１日に発生する熱量を増加させることができる。
本発明の熱電併給制御装置は、予測手段及び制御手段を備える。予測手段は、発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。制御手段は、発電出力の抑制が発生すると予測したとき、熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う。
【００１８】
抑制が発生すると予測したときに熱電併給システムの起動時刻を早めることで、熱電併給システムが１日に発生する熱量を増加させることができる。
本発明の別の熱電併給制御装置は、予測手段、制御手段、及び送信手段を備える。予測手段は、発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測する。制御手段は、１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、その熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行い、送信手段は、起動時刻の情報をその熱電併給システムに送信する。
【００１９】
抑制が発生すると予測したときに熱電併給システムの起動時刻を早めることで、熱電併給システムが１日に発生する熱量を増加させることができる。
【発明の効果】
【００２０】
本発明によれば、受電点の電圧上昇により熱電併給システムの発電出力が抑制される場合であっても、排熱発生量の不足を低減することができる。したがって、バックアップ熱源器の利用時間が短縮され、１次エネルギーの消費量が削減されるため、省エネルギー性及び環境性の向上に寄与する。これにより、太陽光発電システム等と燃料電池システム等の分散型電源を組み合わせたダブル発電システムの導入拡大が期待できる。
【図面の簡単な説明】
【００２１】
【図１】ダブル発電システムの構成図である。
【図２】第１の分散型電源システムの構成図である。
【図３】発電パターンテーブルを示す図である。
【図４】第１の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図５】第２の分散型電源システムの構成図である。
【図６】第２の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図７】第３の分散型電源システムの構成図である。
【図８】理想的な発電パターンを示す図である。
【図９】電圧変動を示す図である。
【図１０】太陽光発電システムの発電パターンを示す図である。
【図１１】第１の燃料電池システムの発電パターンを示す図である。
【図１２】第１の熱供給パターンを示す図である。
【図１３】第２の燃料電池システムの発電パターンを示す図である。
【図１４】第２の熱供給パターンを示す図である。
【図１５】熱供給量を示す図である。
【図１６】１次エネルギー使用量を示す図である。
【図１７】第１の出力抑制テーブルを示す図である。
【図１８】第２の出力抑制テーブルを示す図である。
【図１９】第３の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図２０】第３の出力抑制テーブルを示す図である。
【図２１】第４の起動時刻調整処理のフローチャートである。
【図２２】情報処理装置の構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００２２】
以下、図面を参照しながら、実施形態を詳細に説明する。
図１は、実施形態のダブル発電システムの構成例を示している。図１のダブル発電システムは、太陽光発電システム１０１、燃料電池システム１０２、分電盤１０３、給湯口１０４、及び通信装置１０５を備え、需要家の建物等に設置される。
【００２３】
太陽光発電システム１０１は、太陽電池アレイ１１１及びインバータ１１２を含む。太陽電池アレイ１１１は、太陽光エネルギーを直流電力に変換（太陽光発電）し、インバータ１１２は、その直流電力を交流電力に変換して分電盤１０３に出力する。
【００２４】
燃料電池システム１０２は、制御部１２１、燃料電池装置１２２、バックアップ給湯器１２３、貯湯槽１２４、排熱回収ライン１２５、及び給湯配管１２６を含む。制御部１２１は、記憶装置１３１を含み、燃料電池装置１２２は、インバータ１３２及び発電セル１３３を含む。発電セル１３３は、都市ガス、プロパンガス、灯油等を燃料として発電して直流電力を出力し、インバータ１３２は、その直流電力を交流電力に変換して分電盤１０３に出力する。
【００２５】
分電盤１０３に出力された電力は、建物の電力需要を満たすために電力負荷に供給され、余剰分の電力は電力供給事業者に販売される。
貯湯槽１２４には水が貯えられており、燃料電池装置１２２の発電セル１３３による発電と同時に発生する排熱は、排熱回収ライン１２５を通じて貯湯槽１２４の水により回収される。したがって、発電セル１３３の排熱発生量に応じて貯湯槽１２４の水温が上昇し、お湯が貯えられる。
【００２６】
例えば、住宅に設置されたダブル発電システムの場合、風呂の湯張り、シャワー、洗面、炊事等で給湯需要が発生すると、貯湯槽１２４に貯えられたお湯が給湯配管１２６を通じて給湯口１０４に供給される。そして、給湯口１０４において、使用者が所望する温度に調整されて供給される。
【００２７】
このとき、貯湯槽１２４で不足する水は、上水から補給される。また、排熱発生量の不足等により貯湯槽１２４の蓄熱量が不足する場合は、バックアップ給湯器１２３を稼動させて、貯湯槽１２４にお湯が供給される。バックアップ給湯器１２３の運転には、都市ガ
ス等の１次エネルギーが使用されるため、省エネルギー性及び環境性の観点からは、バックアップ給湯器１２３の運転時間をできるだけ短縮することが望ましい。
【００２８】
制御部１２１は、信号線１４１を通じて貯湯槽１２４の貯湯量等の情報を取得することで、給湯需要を計測し、信号線１４３を通じて分電盤１０３から使用電力の情報を取得することで、電力需要を計測する。また、信号線１４２を通じて燃料電池システム１０２の稼動実績（発電出力等）の情報を取得するとともに、発電の開始・終了を燃料電池システム１０２に指示する。
【００２９】
通信装置１０５は、有線又は無線の通信ネットワークに接続することで気象情報を取得し、信号線１４４を通じて制御部１２１に出力する。例えば、通信装置１０５がインターネットモデムの場合、制御部１２１は、インターネットを介して外部のサーバから気象情報を収集することができる。制御部１２１は、不図示の気温計から気温情報を取得することもできる。計測された給湯需要及び電力需要、気象情報、気温情報等は記憶装置１３１に格納され、燃料電池システム１０２の運転制御に用いられる。
【００３０】
図２は、図１のダブル発電システムを備える複数の需要家を含む分散型電源システムの構成例を示している。図２の分散型電源システムは、高圧配電線２０１、柱上変圧器２０２、低圧配電線２０３、ｎ個の需要家のダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎを備える。ｋ番目（ｋ＝１，２，．．．，ｎ）のダブル発電システム２０４−ｋには、ｋ番目の需要家が使用する電力負荷も含まれる。
【００３１】
高圧配電線２０１は電力供給事業者の配電用変電所等からの高圧の電力を柱上変圧器２０２に供給し、柱上変圧器２０２は、電圧変換を行って低圧の電力を負荷に供給する。低圧配電線２０３は、低圧の電力をダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎの分電盤１０３を通じて負荷に供給、もしくは電力供給事業者に売電する。
【００３２】
なお、経済産業省で定める電気設備基準では、交流の低圧、高圧を以下と定めている。
高圧：６００Ｖ以上７０００Ｖ以下
低圧：６００Ｖ以下
このとき、太陽光発電システム１０１による余剰電力販売量の増大、燃料電池システム１０２での発電による受電電力量の低減等の影響により、それぞれの需要家の受電点２０５−１〜２０５−ｎにおける電圧が高めに推移することが想定される。そこで、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１は、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の発電出力の抑制、又は無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせ等により、受電点２０５−ｋの電圧を一定範囲内に収める制御を行う。
【００３３】
ただし、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生すると、排熱発生量が不足してバックアップ給湯器１２３の運転時間が長くなる可能性がある。そこで、制御部１２１は、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、燃料電池システム１０２の運転開始時刻を通常より早い時刻に設定する。これにより、燃料電池システム１０２の運転時間が通常より長くなるため、排熱発生量を増加させることができる。
【００３４】
例えば、インターネットを介して外部のサーバ等から天気予報情報を取得することで、太陽光発電システム１０１による発電量の増大に伴う燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測することができる。
【００３５】
現在、気象情報の提供サービスを行う事業者が複数存在する。これらの事業者は、ユーザに合わせた詳細な気象情報や災害情報をウェブサイトや電子メールを介して配信するサ
ービスを提供している。また、一部のポータルサイトでは、３時間毎の天気予報が掲載されており、このようなポータルサイトから天気予報情報を定期的に取得することもできる。
【００３６】
図３は、出力抑制の予測に用いる発電パターンテーブルの例を示している。図３の発電パターンテーブルは、図１の制御部１２１の記憶装置１３１に格納される。図３の発電パターンテーブルは行列形式になっており、各行は、過去に取得された１日における所定時間毎の天気予報の組み合わせを表し、各列は、過去に取得された日負荷電力量（ｋＷｈ）を表す。この日負荷電力量は、需要家の建物における１日の電力需要に対応する。
【００３７】
図３には、３時間毎の天気予報の組み合わせとして、９時、１２時、１５時、及び１８時の天気予報（晴、曇、雨）が示されているが、他の時間間隔の天気予報を用いてもよく、１日の天気予報を１種類の天気で表してもよい。
【００３８】
各行列要素には、その行の天気予報とその列の日負荷電力量に対応する、燃料電池システム１０２の過去の１日の発電パターンのデータが記録されている。発電パターンは、１日の各時刻における発電出力の実績値を表し、過去に発生した燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を受けたパターンである。発電出力の実績値としては、過去に計測された発電出力の計測値を用いてもよく、同じ条件に対応する複数の計測値の平均値等、統計的に処理された値を用いてもよい。制御部１２１は、この発電パターンテーブルを参照して出力抑制が発生するか否かを予測する。
【００３９】
燃料電池システム１０２を設置した当初は発電パターンテーブルにデータが記録されておらず、燃料電池システム１０２の運用に伴って発電パターンの実績データが記録される。そして、一定量の実績データが蓄積されると、発電パターンテーブルが出力抑制の予測のために使用される。春、夏、秋、及び冬の季節毎に給湯需要パターンが変化し、それに伴って燃料電池システム１０２の発電量も変化するため、季節毎に発電パターンテーブルを更新してもよい。また、この発電パターンテーブルは月毎や曜日毎に更新してもよい。
【００４０】
図４は、各需要家のダブル発電システムにおいて、天気予報情報を用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。気象庁からは、例えば現在では毎日午後５時にその日の最後の天気予報が発表されるため、午後５時以降の天気予報情報を利用して起動時刻を調整するのが望ましい。さらに、燃料電池システム１０２の発電計画を立てるためには、夕方から夜間にかけて訪れる給湯需要のピーク時刻を過ぎた時点で、起動時刻調整処理を開始するのが望ましい。
【００４１】
制御部１２１は、まず、計測された過去の需要データを基に翌日の電力・給湯需要を予測して、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを記憶装置１３１に格納する（ステップ４０１）。電力需要パターンは、翌日の各時刻における電力負荷の予測値を表し、給湯需要パターンは、翌日の各時刻における熱負荷の予測値を表す。
【００４２】
次に、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに合わせて、翌日の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ０及び停止時刻を決定することで、ＤＳＳ運転の運転計画を決定する（ステップ４０２）。決定された起動時刻ＳＴ０は、起動時刻ＳＴの初期値として記憶装置１３１に格納される。
【００４３】
この運転計画には、燃料電池システム１０２の１日の発電パターンのデータが含まれる。ただし、太陽光発電システム１０１による発電出力は考慮されておらず、燃料電池システム１０２による発電出力と電力供給事業者から供給される電力で電力需要を満たすことを前提としている。したがって、運転計画は、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生
しない場合の発電パターンを表している。
【００４４】
次に、通信装置１０５を介して外部のサーバ等から翌日の天気予報情報を取得する（ステップ４０３）。ここでは、例えば、翌日の３時間毎の天気予報が取得される。
次に、翌日の電力需要パターンに含まれる各時刻における電力負荷の予測値の総和を求めることで、日負荷電力量の予測値を求める（ステップ４０４）。そして、得られた日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報とに基づいて、発電パターンテーブルを検索し、対応する発電パターンを取得する。
【００４５】
次に、ステップＳ４０２で決定された燃料電池システム１０２の運転計画と、ステップ４０４で発電パターンテーブルから取得した発電パターンとに基づいて、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを判定する（ステップ４０５）。
【００４６】
出力抑制が発生すると判定した場合（ステップ４０５，Ｙｅｓ）、翌日の給湯需要パターンと発電パターンテーブルから取得した発電パターンとに基づいて、翌日の所定時刻に貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算する（ステップ４０６）。所定時刻としては、例えば、夕方以降の給湯需要のピーク時刻が用いられる。そして、所定時刻の熱供給量が不足するか否かを判定する（ステップ４０７）。
【００４７】
熱供給量が不足すると判定した場合（ステップ４０７，Ｙｅｓ）、現在の起動時刻ＳＴから時間刻みΔｔを減算して、ＳＴをΔｔだけ早める（ステップ４０８）。これにより、燃料電池システム１０２の運転がΔｔだけ早く開始されるため、上記所定時刻までに貯湯槽１２４に蓄えられる熱量が増加する。
【００４８】
次に、起動時刻調整処理を終了するか否かを判定する（ステップ４０９）。ここでは、例えば、ステップ４０８における起動時刻ＳＴの変更を所定回数行った場合や、変更後の起動時刻ＳＴが１日のうちの特定の時刻以前になった場合等に、起動時刻調整処理を終了すると判定される。
【００４９】
起動時刻調整処理を終了しないと判定した場合（ステップ４０９，Ｎｏ）、ステップ４０６以降の処理を繰り返す。そして、出力抑制が発生しないと判定した場合（ステップ４０５，Ｎｏ）、熱供給量が不足しないと判定した場合（ステップ４０７，Ｎｏ）、又は起動時刻調整処理を終了すると判定した場合（ステップ４０９，Ｙｅｓ）に、処理を終了する。
【００５０】
その後、制御部１２１は、燃料電池システム１０２に対して、翌日の起動時刻に燃料発電の開始を指示し、停止時刻に燃料発電の停止を指示する。
ステップ４０１では、例えば、非特許文献３に記載された、事例ベース推論による電力・給湯需要の予測方法を用いることができる。この場合、制御部１２１は、不図示の気温計から取得した気温データを基に、現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の需要データ及び気温データの中から現在の気温データに最も近いデータを有する日時を選ぶ。そして、その日時の翌日の需要データを、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンとして用いる。
【００５１】
また、過去の需要データを日負荷電力量毎に分類し、同じ日負荷電力量に対応する複数の需要データの平均値等、統計的に処理された値を、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンとして用いてもよい。
【００５２】
ステップ４０２では、例えば、非特許文献３に記載された燃料電池システムの運転計画決定方法を用いることができる。この場合、制御部１２１は、予測された翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに対して、１次エネルギー消費量をできるだけ小さくする
ような起動時刻及び停止時刻の組み合わせを、翌日の運転計画として決定する。
【００５３】
ステップ４０５では、制御部１２１は、例えば、燃料電池システム１０２の運転計画に基づいて翌日の起動時刻ＳＴ０から停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、期待される１日の計画発電量ＷＡ（ｋＷｈ）を求める。この計画発電量ＷＡは、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを満たす上で理想的な発電量であり、燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を含まない発電量に対応する。
【００５４】
次に、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて同じ起動時刻ＳＴ０から同じ停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、過去の実績を表す発電量ＷＢ（ｋＷｈ）を求める。この発電量ＷＢは、過去に発生した燃料電池システム１０２の出力抑制の影響を受けた発電量に対応する。
【００５５】
そして、ＷＡに対するＷＢの比率ＷＢ／ＷＡを閾値Ｔ１と比較し、ＷＢ／ＷＡがＴ１以下であれば出力抑制が発生すると判定し、ＷＢ／ＷＡがＴ１より大きければ出力抑制が発生しないと判定する。Ｔ１としては、例えば、０．５以上１．０未満の値が用いられる。また、発電量ＷＢをＷＡ・Ｔ１と比較して、出力抑制が発生するか否かを判定してもよい。
【００５６】
図３の発電パターンテーブルの各行列要素には、電力需要パターン及び給湯需要パターンの組み合わせのそれぞれに対応させて、複数の発電パターンのデータを記録しておくことも可能である。この場合、ステップ４０４において、制御部１２１は、日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報に対応する行列要素から、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンの組み合わせに対応する発電パターンを取得する。
【００５７】
ステップ４０６及び４０７では、例えば、以下の方法により、翌日の起動時刻ＳＴから所定時刻までに貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算して、所定時刻における熱供給量が不足するか否かを判定することができる。
【００５８】
燃料電池システム１０２の貯湯槽１２４から供給可能な熱量（蓄熱量）Ｑｇ（ｋＷｈ）は、次式により表される。
【００５９】
【数１】
ここで、Ｐ（ｔ）は、時刻ｔにおける発電出力（ｋＷ）を表し、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに含まれている。ηP 及びηH は、それぞれ発電効率及び排熱回収効率を表す。また、積分記号は燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴから所定時刻までの時間積分を表す。
【００６０】
貯湯槽１２４の熱損失量ＱＬは、損失係数（放熱係数）ａを用いて、次式により近似的に表される。
ＱＬ＝ａ・Ｑｇ （２）
したがって、熱損失量ＱＬを考慮すると、貯湯槽１２４から実際に供給される熱供給量Ｑｇ１は、次式により表される。
【００６１】
Ｑｇ１＝Ｑｇ−ＱＬ＝（１−ａ）Ｑｇ （３）
起動時刻ＳＴから所定時刻までの熱需要Ｑ（ｋＷｈ）は、翌日の給湯需要パターンから計算することができる。この熱需要Ｑは、（３）式の熱供給量Ｑｇ１とバックアップ給湯器１２３から供給される熱供給量により満たされ、次式により表される。
【００６２】
【数２】
ここで、ＱTS（ｔ）及びＱG （ｔ）は、時刻ｔにおいて貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３からそれぞれ出力される熱出力（ｋＷ）を表し、ηB は、バックアップ給湯器１２３の効率を表す。
【００６３】
そこで、制御部１２１は、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて、（１）及び（３）式により熱供給量Ｑｇ１を計算する。また、翌日の給湯需要パターンに基づいて起動時刻ＳＴから所定時刻までの各時刻の熱負荷の総和を求めることで、熱需要Ｑを計算する。
【００６４】
そして、Ｑに対するＱｇ１の比率Ｑｇ１／Ｑを閾値Ｔ２と比較し、Ｑｇ１／ＱがＴ２以下であれば熱供給量が不足すると判定し、Ｑｇ１／ＱがＴ２より大きければ熱供給量が不足しないと判定する。Ｔ２としては、例えば、０．５以上１．０未満の値が用いられる。また、熱供給量Ｑｇ１をＱ・Ｔ２と比較して、熱供給量が不足するか否かを判定してもよい。
【００６５】
発電パターン及び給湯需要パターンのデータの計測間隔をｍ秒とすると、（１）式は、１日のうちのｉ番目の計測時刻における熱供給量Ｑｇ（ｉ）（ｋＷｈ）を用いて、次式のように書き換えることも可能である。
【００６６】
Ｑｇ（ｉ）＝（ｍ／３６００）（Ｐ（ｉ）／ηP ）ηH （５）
ここで、Ｐ（ｉ）は、ｉ番目の計測時刻における発電出力（ｋＷ）を表し、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに含まれている。このとき、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の蓄熱量ＴＳ（ｉ）は、次式により表される。
【００６７】
【数３】
また、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の熱損失量ＱＬ（ｉ）は、損失係数ａを用いて、次式により表される。
【００６８】
ＱＬ（ｉ）＝（ｍ／３６００）ａ・ＴＳ（ｉ−１） （７）
ここで、ｉ番目の計測時刻における熱需要Ｑ（ｉ）を用いて、ｉ番目の計測時刻における貯湯槽１２４の熱収支ＨＢ（ｉ）は、次式により表される。
【００６９】
ＨＢ（ｉ）＝Ｑｇ（ｉ）−ＱＬ（ｉ−１）−Ｑ（ｉ） （ｉ≧２） （８）
熱収支ＨＢ（ｉ）を考慮すると、ｉ番目の計測時刻において貯湯槽１２４から実際に供給される熱供給量ＴＳ１（ｉ）は、次式により表される。
【００７０】
【数４】
この場合、制御部１２１は、翌日の給湯需要パターンに基づいて起動時刻ＳＴからｉ番目の計測時刻（所定時刻）までの各時刻の熱負荷の総和を求めることで、熱需要Ｑ（ｉ）を計算する。次に、発電パターンテーブルから取得した発電パターンに基づいて、（５）〜（７）式によりＱｇ（ｉ）及びＱＬ（ｉ−１）を計算し、（８）式によりＨＢ（ｉ）を計算し、（９）式によりＴＳ１（ｉ）を計算する。
【００７１】
そして、Ｑ（ｉ）に対するＴＳ１（ｉ）の比率ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）を閾値Ｔ２と比較し、ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）がＴ２以下であれば熱供給量が不足すると判定し、ＴＳ１（ｉ）／Ｑ（ｉ）がＴ２より大きければ熱供給量が不足しないと判定する。また、ＴＳ１（ｉ）をＱ（ｉ）・Ｔ２と比較して、熱供給量が不足するか否かを判定してもよい。
【００７２】
ここで、ηP 及びηH が発電出力にかかわらず一定とし、ＱＬ（ｉ）が蓄熱量にかかわらず一定とし、ｍ＝６００（秒）として、１６時２０分の時点の蓄熱量ＴＳ１（ｉ）を試算してみる。この場合、１日のうちに１４４回の計測が行われ、１６時２０分はｉ＝９８の時刻に相当する。
【００７３】
例えば、ηP ＝０．３４、ηH ＝０．４５、ａ＝０．０１、Ｐ（９８）＝０．７６（ｋＷ）、Ｑ（９８）＝０．０８（ｋＷｈ）、ＴＳ（９７）＝２．５３（ｋＷｈ）とすると、（５）式より、Ｑｇ（９８）は次のように計算される。
【００７４】
Ｑｇ（９８）＝（６００／３６００）×（０．７６／０．３４）×０．４５
＝０．１７ （１０）
次に、（７）式より、ＱＬ（９７）は次のように計算される。
【００７５】
ＱＬ（９７）＝（６００／３６００）×０．０１×２．５３
＝０．００４２ （１１）
そして、（８）及び（９）式より、ＴＳ１（９８）は次のように計算される。
【００７６】
ＴＳ１（９８）＝ＴＳ（９７）＋Ｑｇ（９８）−ＱＬ（９７）−Ｑ（９８）
＝２．５３＋０．１７−０．００４２−０．０８
＝２．６２ （１２）
なお、ステップ４０８のΔｔを大きくすれば起動時刻ＳＴの精度は低下するが、計算量が少なくなるため、起動時刻調整処理の処理時間が短縮される。一方、Δｔを小さくすれば起動時刻ＳＴの精度は向上するが、計算量が多くなるため、起動時刻調整処理の処理時間が増加する。したがって、精度と処理時間のトレードオフにより、適切なΔｔを決定す
ることができる。
【００７７】
図２に示した分散型電源システムでは、各需要家のダブル発電システム２０４−ｋが自律的に燃料電池システム１０２の起動時刻調整を行っているが、複数の需要家の燃料電池システム１０２の起動時刻調整を集中的に行うことも可能である。図５は、このような集中制御を行う分散型電源システムの構成例を示している。
【００７８】
図５の分散型電源システムは、図２の分散型電源システムにサーバ５０１を追加した構成を有する。サーバ５０１と各ダブル発電システム２０４−ｋの通信装置１０５は、有線又は無線の通信ネットワーク５０２により接続されている。
【００７９】
サーバ５０１は、天気予報情報を基に各ダブル発電システム２０４−ｋの太陽光発電システム１０１の発電パターンを予測し、潮流計算により各受電点２０５−ｋの電圧を求めて燃料電池システム１０２の出力抑制が発生するか否かを予測する。そして、出力抑制が発生すると予測した場合に、燃料電池システム１０２の起動時刻を変更し、起動時刻及び停止時刻を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。
【００８０】
サーバ５０１は、各需要家の住所等の位置情報を基に、別のサーバから天気予報情報を一括して取得してもよく、各需要家のダブル発電システム２０４−ｋが取得した天気予報情報を通信ネットワーク５０２を介して収集してもよい。
【００８１】
また、サーバ５０１は、潮流計算及び出力抑制量の計算に必要となる低圧配電線２０３の単位長さ当たりのインピーダンス、各需要家の位置情報、各需要家の太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の定格出力、インバータ１１２及び１３２の定格出力等の情報を保持している。
【００８２】
さらに、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの電力・給湯需要のデータと、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の稼動実績（発電出力等）のデータを、通信ネットワーク５０２を介して収集する。そして、図３に示したような発電パターンテーブルを、ダブル発電システム２０４−ｋ毎に生成する。
【００８３】
図６は、サーバ５０１が天気予報情報を用いて各需要家の燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。サーバ５０１は、まず、各ダブル発電システム２０４−ｋから収集された過去の需要データを基に翌日の電力・給湯需要を予測して、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンを、サーバ５０１内の記憶装置に格納する（ステップ６０１）。
【００８４】
次に、ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンに合わせて、翌日の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ０（ｋ）及び停止時刻を決定することで、ＤＳＳ運転の運転計画を決定する（ステップ６０２）。ただし、この運転計画では、太陽光発電システム１０１による発電出力は考慮されておらず、燃料電池システム１０２による発電出力と電力供給事業者から供給される電力で電力需要を賄うことを前提としている。決定された起動時刻ＳＴ０（ｋ）は、起動時刻ＳＴ（ｋ）の初期値として記憶装置に格納される。
【００８５】
次に、通信ネットワーク５０２を介して別のサーバ又は各ダブル発電システム２０４−ｋから翌日の天気予報情報を取得する（ステップ６０３）。
次に、気温情報又は天気予報情報に基づいて、各ダブル発電システム２０４−ｋの太陽光発電システム１０１の発電パターンを予測し（ステップ６０４）、潮流計算により各受電点２０５−ｋの電圧を求める（ステップ６０５）。そして、燃料電池システム１０２の
出力抑制量を計算し（ステップ６０６）、出力抑制が発生するか否かを判定する（ステップ６０７）。
【００８６】
ダブル発電システム２０４−ｋにおいて出力抑制が発生すると判定した場合（ステップ６０７，Ｙｅｓ）、翌日の所定時刻に貯湯槽１２４から供給される熱供給量を計算する（ステップ６０８）。そして、ダブル発電システム２０４−ｋにおいて所定時刻の熱供給量が不足するか否かを判定する（ステップ６０９）。
【００８７】
熱供給量が不足すると判定した場合（ステップ６０９，Ｙｅｓ）、現在の起動時刻ＳＴ（ｋ）から時間刻みΔｔを減算して、ＳＴ（ｋ）をΔｔだけ早める（ステップ６１０）。
次に、起動時刻調整処理を終了するか否かを判定する（ステップ６１１）。起動時刻調整処理を終了しないと判定した場合（ステップ６１１，Ｎｏ）、ステップ６０８以降の処理を繰り返す。そして、出力抑制が発生しないと判定した場合（ステップ６０７，Ｎｏ）、熱供給量が不足しないと判定した場合（ステップ６０９，Ｎｏ）、又は起動時刻調整処理を終了すると判定した場合（ステップ６１１，Ｙｅｓ）に、処理を終了する。
【００８８】
その後、サーバ５０１は、起動時刻及び停止時刻を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。そして、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１は、燃料電池システム１０２に対して、翌日の起動時刻に燃料発電の開始を指示し、停止時刻に燃料発電の停止を指示する。
【００８９】
ステップ６０４では、例えば、ステップ６０１の需要予測と同様の事例ベース推論による予測方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、太陽光発電システム１０１の過去の発電出力データを気温データ及び天気予報データとともに記憶装置に保存しておく。そして、現在と同じ曜日かつ同じ時間帯の発電出力データ及び気温データの中から現在の気温データに最も近いデータを有する日時を選ぶ。次に、その日時の翌日の発電出力データのうち、翌日の天気予報情報に最も近い天気予報データに対応する発電出力データを、翌日の太陽光発電システム１０１の発電パターンとして用いる。
【００９０】
また、同じ天気予報データに対応する複数の発電出力データの平均値等、統計的に処理された値を、翌日の発電パターンとして用いてもよい。さらに、統計的予測方法の１つとして、例えば、非特許文献４に記載された日射予測に基づく発電出力予測方法を用いることもできる。
【００９１】
ステップ６０５では、例えば、非特許文献５に記載された電圧・潮流分布の計算方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の電力需要パターンと、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の翌日の発電パターンとから、受電点２０５−１〜２０５−ｎの電圧を計算する。燃料電池システム１０２の翌日の発電パターンとしては、図４のステップ４０４と同様の方法でダブル発電システム２０４−ｋの発電パターンテーブルから取得した発電パターンを用いることができる。
【００９２】
サーバ５０１は、柱上変圧器２０２寄りの上流側受電点２０５−ｋ（ｋ＝１，．．．，ｎ−１）の電圧と、下流側受電点２０５−（ｋ＋１）の潮流と、２つの受電点間の線路インピーダンスとから、受電点２０５−（ｋ＋１）の電圧を計算する。この計算を受電点２０５−１から下流へ順次適用していくことで、受電点２０５−１〜２０５−ｎの電圧が計算できる。なお、２つの受電点間の線路インピーダンスは、低圧配電線２０３の単位長さ当たりのインピーダンスと２つの受電点間の距離から求めることができ、２つの受電点間の距離は、各需要家の位置情報から求めることができる。
【００９３】
柱上変圧器２０２から遠くなるほど、柱上変圧器２０２と受電点の間の線路インピーダンスが大きくなるため、ダブル発電システム２０４−ｋの発電出力増大による電圧上昇も大きくなる。このため、柱上変圧器２０２から遠いダブル発電システム２０４−ｋほど、出力抑制量が増大する。
【００９４】
ステップ６０６では、例えば、非特許文献２に記載された出力抑制量の計算方法を用いることができる。この場合、サーバ５０１は、ステップ６０５で求められた各受電点２０４−ｋの電圧が上限値を超えていれば、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の発電出力の抑制、又は無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせの制御シミュレーションを行う。この制御シミュレーションでは、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の定格出力と、インバータ１１２及び１３２の定格出力とが用いられ、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の出力抑制量が計算される。
【００９５】
ステップ６０７では、サーバ５０１は、燃料電池システム１０２の出力抑制量が０か否かを判定し、出力抑制量が０でなければ、出力抑制が発生すると判定する。
ステップ６０８〜６１１の処理は、図４のステップ４０６〜４０９の処理と同様である。ステップ６０８では、ダブル発電システム２０４−ｋの翌日の給湯需要パターンと、ダブル発電システム２０４−ｋの発電パターンテーブルから取得した発電パターンとを用いて、熱供給量が計算される。
【００９６】
図６の起動時刻調整処理は、一部の需要家がダブル発電システム２０４−ｋの代わりに燃料電池システム１０２のみを設置している場合にも適用可能である。また、図５の分散型電源システムにおいて、図６の起動時刻調整処理の代わりに、図４と同様の起動時刻調整処理を採用することも可能である。この場合、太陽光発電パターンの予測や潮流計算は不要となり、サーバ５０１は、各ダブル発電システム２０４−ｋの制御部１２１の代わりに図４の起動時刻調整処理を行って、調整結果を各ダブル発電システム２０４−ｋに送信する。
【００９７】
図４及び図６に示した起動時刻調整処理では、貯湯槽１２４から供給される熱供給量が不足する場合に起動時刻をΔｔだけ早める処理を繰り返しているが、熱供給量を計算しなくても起動時刻を調整することが可能である。例えば、図３の発電パターンテーブルの各行列要素に、燃料電池システム１０２の発電パターンとともに、あらかじめ決められた適切な起動時刻を記録しておけば、直接、その起動時刻を調整結果として用いることができる。
【００９８】
次に、図７から図１６までを参照しながら、図６の起動時刻調整処理を用いたシミュレーション結果について説明する。
図７は、シミュレーション対象の分散型電源システムの構成図である。図７の分散型電源システムは、図５の分散型電源システムにおいて受電点の数を１０個（ｎ＝１０）とし、ダブル発電システム２０４−１〜２０１−１０の代わりにノードＮ１〜Ｎ１０を設けた構成を有する。各ノードＮｋ（ｋ＝１，２，．．．，１０）には需要家の住宅が２戸含まれており、各受電点２０５−ｋには２個のダブル発電システムが接続されている。なお、サーバ５０１と通信ネットワーク５０２は省略されている。
【００９９】
シミュレーション条件は、以下の通りである。
・受電点２０５−ｋの出力電圧の許容範囲：１０１±６（Ｖ）
・低圧配電線２０３上の隣接する受電点間のインピーダンス：０．００６２６＋ｊ０．００７３６（Ω）
・受電点２０５−ｋとノードＮｋの間の配線のインピーダンス：０．０２３＋ｊ０．００
１１３（Ω）
・太陽光発電システム１０１の定格出力：３（ｋＷ）
・燃料電池システム１０２の定格出力：１（ｋＷ）
・インバータ１１２の定格出力：３（ｋＶＡ）
・インバータ１３２の定格出力：１．２（ｋＶＡ）
・起動時刻ＳＴ０（ｋ）：７時
・時間刻みΔｔ：１時間
・出力抑制発生判定の閾値Ｔ１：０．８
・熱供給量不足判定の閾値Ｔ２：０．７５
・発電効率ηP ：０．３４
・排熱回収効率ηH ：０．４５
・損失係数ａ：０．０１
また、翌日の天気予報は１日中“晴”であり、太陽光発電システム１０１は６時に発電を開始し、１２時に発電出力のピークを迎え、１９時に発電を停止するものとした。一方、燃料電池システム１０２は、起動時刻調整処理を行わない場合、７時に発電を開始し、２１時に発電を停止するものとした。
【０１００】
図８は、図７の分散型電源システムの各ノードＮｋにおける各住宅のダブル発電システムの理想的な１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷及び発電出力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。
【０１０１】
曲線８０１は、ダブル発電システムの有効電力負荷（ｋＷ）を表し、１日の有効電力負荷の総和（日負荷電力量）は２０．５ｋＷｈである。曲線８０２は、ダブル発電システムの無効電力負荷（ｋｖａｒ）を表し、力率は０．９９５である。曲線８０３は、太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表し、１日の発電量は２１．７ｋＷｈである。曲線８０４は、燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表し、７時から２１時までの発電量は１１．５ｋＷｈである。
【０１０２】
図９から図１４までは、ノードＮ１０における各住宅のダブル発電システムのシミュレーション結果を示している。これらのシミュレーション結果には、次の３つのケースが含まれている。
（１）ケースＣ１
燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更せず、ＳＴ０（ｋ）＝７時に固定した。受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の出力抑制を用いた。
（２）ケースＣ２
燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更せず、ＳＴ０（ｋ）＝７時に固定した。受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１０２の無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた。
（３）ケースＣ３
図６の起動時刻調整処理により、燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（ｋ）を変更した。この結果、ノードＮ１〜Ｎ１０の各住宅の燃料電池システム１０２の起動時刻ＳＴ（１）〜ＳＴ（１０）は、以下の通り決定された。
【０１０３】
ＳＴ（１）＝７時
ＳＴ（２）＝６時
ＳＴ（３）＝４時
ＳＴ（４）＝３時
ＳＴ（５）〜ＳＴ（１０）＝２時
受電点２０５−ｋの電圧制御には、太陽光発電システム１０１及び燃料電池システム１
０２の無効電力による電圧調整と出力抑制の組み合わせを用いた。
【０１０４】
図９は、受電点２０５−１０の１日の電圧変動を示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電圧（Ｖ）を表す。破線９０１及び９０２は、出力電圧の許容範囲の上限値１０７Ｖ及び下限値９５Ｖをそれぞれ表し、曲線９０３は、受電点２０５−１０の電圧（Ｖ）を表している。
【０１０５】
太陽光発電システム１０１が発電を開始した後、燃料電池システム１０２が発電を開始する７時頃に、受電点２０５−１０の電圧が急激に上昇し、上限値１０７Ｖに到達していることが分かる。太陽光発電システム１０１の発電出力が小さくなる１７時頃には電圧が下降を開始し、燃料電池システム１０２が発電を停止する２１時頃には急激に下降している。
【０１０６】
図１０は、太陽光発電システム１０１の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は発電出力及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。曲線１００１は、ケースＣ１の太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ１の１日の発電量は６．６ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の３０％に相当する。
【０１０７】
曲線１００２は、ケースＣ２の太陽光発電システム１０１の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ２の１日の発電量は２１．１ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の９７％に相当する。曲線１００３は、ケースＣ２の太陽光発電システム１０１の無効電力（ｋｖａｒ）を表している。発電出力が大きい１０時頃から１５時頃まで、無効電力の発生量も大きくなることが分かる。
【０１０８】
図１１は、燃料電池システム１０２の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷、発電出力、及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ）を表す。曲線１１０１は、ケースＣ１の燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ１の１日の発電量は６．２ｋＷｈであり、図８の燃料電池の１日の理想的な発電量（１１．５ｋＷｈ）の５４％に相当する。燃料電池システム１０２が発電を開始する７時から、受電点２０５−１０の電圧が下降を開始する１７時頃まで、電圧上昇に伴う燃料電池システム１０２の出力抑制が発生することが分かる。
【０１０９】
曲線１１０２は、ケースＣ２の燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ２の１日の発電量は８．１ｋＷｈであり、図８の理想的な発電量の７０％に相当する。曲線１１０３は、ケースＣ２の燃料電池システム１０２の無効電力（ｋｖａｒ）を表している。７時頃から１８時頃まで無効電力の発生量が大きくなることが分かる。
【０１１０】
図１２は、燃料電池システム１０２の１日の熱供給パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は熱負荷及び熱出力（ｋＷ）を表す。曲線１２０１は、ノードＮ１０の各住宅の１日の熱負荷（ｋＷ）を表し、１日の熱需要は１９．６ｋＷｈである。
【０１１１】
曲線１２０２及び１２０３は、それぞれ、ケースＣ２の貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３の熱出力（ｋＷ）を表す。貯湯槽１２４の１日の熱供給量は１１．３ｋＷｈであり、１日の熱需要の５８％に相当する。一方、バックアップ給湯器１２３の１日の熱供給量は８．２３ｋＷｈであり、１日の熱需要の４２％に相当する。燃料電池システム１０２が発電を停止する１９時以降は、貯湯槽１２４の熱出力が低下するため、バックアップ給湯器１２３が使用されることが分かる。
【０１１２】
図１３は、ケースＣ３における燃料電池システム１０２の１日の発電パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は電力負荷、発電出力、及び無効電力（ｋＷ又はｋｖａｒ
）を表す。曲線１３０１は、燃料電池システム１０２の発電出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ３の１日の発電量は１１．２ｋＷｈである。この発電量は、図８の理想的な発電量の９７％に相当し、図１１のケースＣ２と比較して２７％増加していることが分かる。
【０１１３】
図１４は、ケースＣ３における燃料電池システム１０２の１日の熱供給パターンを示している。横軸は時刻を表し、縦軸は熱負荷及び熱出力（ｋＷ）を表す。曲線１４０１及び１４０２は、それぞれ、貯湯槽１２４及びバックアップ給湯器１２３の熱出力（ｋＷ）を表す。ケースＣ３の貯湯槽１２４の１日の熱供給量は１４．２ｋＷｈである。この熱供給量は、１日の熱需要の７３％に相当し、図１２のケースＣ２と比較して１５％増加していることが分かる。
【０１１４】
一方、バックアップ給湯器１２３の１日の熱供給量は５．３４ｋＷｈである。この熱供給量は、１日の熱需要の２７％に相当し、図１２のケースＣ２と比較して１５％減少していることが分かる。
【０１１５】
図１５は、全ノードの貯湯槽１２４の１日の熱供給量を示している。横軸はケースＣ１、Ｃ２及びＣ３を表し、縦軸は熱供給量（ｋＷｈ）を表す。ケースＣ１では、すべての貯湯槽１２４からの熱供給量は１５８ｋＷｈであるのに対して、ケースＣ２、ケースＣ３ではそれぞれ２４７ｋＷｈ、２８３ｋＷｈに増加している。
【０１１６】
一方、図１６は、全ノードの売電分を差し引いた１日の１次エネルギー使用量を示している。横軸はケースＣ１、Ｃ２及びＣ３を表し、縦軸は１次エネルギー使用量（ＭＪ）を表す。ケースＣ１では、すべてのバックアップ給湯器１２３の１次エネルギー使用量は３１３３ＭＪであるのに対して、ケースＣ２、ケースＣ３ではそれぞれ４０４ＭＪ、２５４ＭＪに減少している。
【０１１７】
このように、図６の起動時刻調整処理によれば、受電点の電圧上昇により燃料電池システム１０２の出力抑制が発生する場合であっても、貯湯槽１２４の熱供給量不足を低減して、バックアップ給湯器１２３の１次エネルギー使用量を削減することができる。
【０１１８】
ところで、図４に示した起動時刻調整処理では、図３のような発電パターンテーブルを用いて出力抑制が発生するか否かを判定しているが、その代わりに、過去の出力抑制発生の有無を示す情報を記録したテーブルを用いて判定を行うこともできる。図１７は、このような出力抑制テーブルの例を示している。
【０１１９】
図１７の出力抑制テーブルは、図３の発電パターンテーブルと同様に、図１の制御部１２１の記憶装置１３１に格納され、１日の天気予報の組み合わせと日負荷電力量の行列形式になっている。各行列要素には、その行の天気予報とその列の日負荷電力量に対応する、過去の燃料電池システム１０２における出力抑制発生の有無を示す情報が記録されている。この情報の初期値は“×”であり、出力抑制が発生しないことを示している。
【０１２０】
出力抑制テーブルの初期値の設定は、季節の最初の日に行ってもよく、毎月行ってもよく、ダブル発電システムの設置時に行ってもよい。例えば、３月〜６月を春、７月〜９月を夏、１０月〜１１月を秋、１２月〜２月を冬とすると、季節の最初の日である３月１日、７月１日、１０月１日、及び１２月１日に初期値が設定される。
【０１２１】
出力抑制テーブルの更新処理は、１日の燃料電池システム１０２の運転が終了した後に行われる。例えば、午後９時に運転が終了した場合、午後９時から起動時刻調整処理を行う時刻までの間に更新処理が行われる。
【０１２２】
この更新処理では、例えば、図４のステップ４０１〜４０５と同様の処理を行うことで、その日に燃料電池システム１０２の出力抑制が発生したか否かを判定することができる。ただし、翌日の電力需要パターン及び給湯需要パターンの代わりに、その日の電力需要パターン及び給湯需要パターンが用いられ、翌日の燃料電池システム１０２の運転計画の代わりに、その日の運転計画が用いられる。また、発電パターンテーブルから取得した発電パターンの代わりに、その日の発電パターンの実績データが用いられる。
【０１２３】
この場合、制御部１２１は、その日の燃料電池システム１０２の運転計画に基づいて起動時刻ＳＴ０から停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、期待される１日の計画発電量ＷＣ（ｋＷｈ）を求める。次に、その日の発電パターンに基づいて同じ起動時刻ＳＴ０から同じ停止時刻までの各時刻の発電出力の総和を求めることで、その日の実績を表す発電量ＷＤ（ｋＷｈ）を求める。
【０１２４】
そして、ＷＣに対するＷＤの比率ＷＤ／ＷＣを閾値Ｔ１と比較し、ＷＤ／ＷＣがＴ１以下であれば出力抑制が発生したと判定し、ＷＤ／ＷＣがＴ１より大きければ出力抑制が発生しなかったと判定する。また、発電量ＷＤをＷＣ・Ｔ１と比較して、出力抑制が発生したか否かを判定してもよい。
【０１２５】
出力抑制が発生したと判定した場合、制御部１２１は、出力抑制テーブルの対応する情報を“×”から“○”に変更する。“○”は、出力抑制が発生することを示している。例えば、１日の日負荷電力量が２０ｋＷｈであり、３時間毎の天気予報の組み合わせが“晴晴晴晴”であった場合、図１８に示すように、この条件に該当する出力抑制テーブルの情報が“×”から“○”に変更される。
【０１２６】
このような更新処理を毎日又は所定日に繰り返すことで、出力抑制が発生する複数の条件が出力抑制テーブルに記録されていく。したがって、更新された出力抑制テーブルを用いれば、翌日の日負荷電力量の予測値と天気予報情報から、出力抑制が発生するか否かを予測することができる。
【０１２７】
図１９は、このような出力抑制テーブルを用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。図１９のステップ１９０１〜１９０３及び１９０６〜１９０９の処理は、図４のステップ４０１〜４０３及び４０６〜４０９の処理と同様である。
【０１２８】
ステップ１９０４において、制御部１２１は、翌日の電力需要パターンに含まれる各時刻における電力負荷の予測値の総和を求めることで、日負荷電力量の予測値を求める。そして、得られた日負荷電力量の予測値と翌日の天気予報情報とに基づいて、出力抑制テーブルを検索し、対応する情報を取得する。取得した情報が“○”であれば、燃料電池システム１０２の出力抑制が発生すると判定し、“×”であれば出力抑制が発生しないと判定する（ステップ１９０５）。
【０１２９】
図１８の出力抑制テーブルには、出力抑制発生の有無を示す情報のみが記録されているが、図１９の起動時刻調整処理により変更された起動時刻ＳＴを併せて記録しておけば、次回からステップ１９０６の熱供給量計算を省略することが可能である。図２０は、このような出力抑制テーブルの例を示している。図２０の出力抑制テーブルでは、図１８の“○”と同じ行列要素に、起動時刻“５：００”が記録されている。
【０１３０】
図２１は、このような出力抑制テーブルを用いて燃料電池システム１０２の起動時刻を調整する処理の例を示すフローチャートである。図２１のステップ２１０１〜２１０５の処理は、図１９のステップ１９０１〜１９０５の処理と同様である。
【０１３１】
ステップ２１０５において出力抑制が発生すると判定した場合、制御部１２１は、出力抑制テーブルから“○”とともに記録されている起動時刻ＳＴ１を取得し、現在の起動時刻ＳＴをＳＴ１に変更する（ステップ２１０６）。そして、処理を終了する。一方、出力抑制が発生しないと判定した場合、制御部１２１は、現在の起動時刻ＳＴを変更することなく、処理を終了する。したがって、出力抑制が発生しないと判定した場合は、ＳＴ＝ＳＴ０となる。
【０１３２】
なお、出力抑制テーブルの情報が“×”から“○”に変更されるときに図１９の起動時刻調整処理を１回だけ実施し、“○”となった他の行列要素にはすべて同じ起動時刻を記録するようにしてもよい。ただし、電力需要パターンは日によって変動するため、統計的に処理された起動時刻を用いることが望ましい。例えば、各行列要素に対応する条件で図１９の起動時刻調整処理を複数回実施し、得られた起動時刻の平均値を記録しておけば、起動時刻の精度が向上する。
【０１３３】
上述した実施形態では、太陽光発電システムと燃料電池システムを含むダブル発電システムを用いているが、燃料電池システムの代わりにガスエンジン等の別の熱電供給システムを用いてもよい。
【０１３４】
また、熱電供給システムと組み合わせる発電システムは、太陽光発電システムに限られず、風力発電システム、水力発電システム等のように、気象条件に応じて発電出力が変化する別の発電システムを用いてもよい。風力発電システムの場合は、天気予報情報の代わりに風向・風力予測情報等の気象予測情報が用いられ、水力発電システムの場合は、天気予報情報の代わりに降水量予測情報等の気象予測情報が用いられる。
【０１３５】
さらに、熱電供給システムの蓄熱方式は、水を媒体とする蓄熱方式に限られず、別の液体や気体を媒体とする蓄熱方式を用いてもよい。例えば、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）のような作動温度が高い熱電供給システムでは、排熱を水蒸気として利用することが可能なため、水蒸気を媒体として用いることができる。
【０１３６】
図１の制御部１２１及び図５のサーバ５０１は、例えば、図２２に示すような情報処理装置（コンピュータ）を用いて実現することが可能である。図２２の情報処理装置は、Central Processing Unit （ＣＰＵ）２２０１、メモリ２２０２、入力装置２２０３、出力装置２２０４、外部記憶装置２２０５、媒体駆動装置２２０６、及びネットワーク接続装置２２０７を備える。これらはバス２２０８により互いに接続されている。
【０１３７】
メモリ２２０２は、例えば、Read Only Memory（ＲＯＭ）、Random Access Memory（ＲＡＭ）等を含み、制御部１２１又はサーバ５０１の処理に用いられるプログラム及びデータを格納する。例えば、ＣＰＵ２２０１は、メモリ２２０２を利用してプログラムを実行することにより、図４又は図６の起動時刻調整処理を含む情報処理を行う。メモリ２２０２は、図１の記憶装置１３１としても使用できる。
【０１３８】
入力装置２２０３は、例えば、キーボード、ポインティングデバイス等であり、オペレータからの指示や情報の入力に用いられる。出力装置２２０４は、例えば、ディスプレイ、プリンタ、スピーカ等であり、オペレータへの問い合わせや処理結果の出力に用いられる。制御部１２１において入力装置２２０３及び出力装置２２０４が不要な場合は、これらの一方又は両方を省略することができる。
【０１３９】
外部記憶装置２２０５は、例えば、磁気ディスク装置、光ディスク装置、光磁気ディスク装置、テープ装置等である。情報処理装置は、この外部記憶装置２２０５にプログラム
及びデータを格納しておき、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。外部記憶装置２２０５は、図１の記憶装置１３１としても使用できる。
【０１４０】
媒体駆動装置２２０６は、可搬記録媒体２２０９を駆動し、その記録内容にアクセスする。可搬記録媒体２２０９は、メモリデバイス、フレキシブルディスク、光ディスク、光磁気ディスク等の任意のコンピュータ読み取り可能な記録媒体である。オペレータは、この可搬記録媒体２２０９にプログラム及びデータを格納しておき、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。
【０１４１】
ネットワーク接続装置２２０７は、通信ネットワーク１０３に接続され、通信に伴うデータ変換を行う。図１のダブル発電システムにおいては、ネットワーク接続装置２２０７が通信装置１０５として使用され、図５の分散型電源システムにおいては、サーバ５０１がダブル発電システム２０４−１〜２０４−ｎと通信するためにネットワーク接続装置２２０７が使用される。情報処理装置は、プログラム及びデータを外部の装置からネットワーク接続装置２２０７を介して受け取り、それらをメモリ２２０２にロードして使用することができる。
【０１４２】
開示の実施形態とその利点について詳しく説明したが、当業者は、特許請求の範囲に明確に記載した本発明の範囲から逸脱することなく、様々な変更、追加、省略をすることができるであろう。
【符号の説明】
【０１４３】
１０１ 太陽光発電システム
１０２ 燃料電池システム
１０３ 分電盤
１０４ 給湯口
１０５ 通信装置
１１１ 太陽電池アレイ
１１２、１３２ インバータ
１２１ 制御部
１２２ 燃料電池装置
１２３ バックアップ給湯器
１２４ 貯湯槽
１２５ 排熱回収ライン
１２６ 給湯配管
１３１ 記憶装置
１３３ 発電セル
１４１、１４２、１４３、１４４ 信号線
２０１ 高圧配電線
２０２ 柱上変圧器
２０３ 低圧配電線
２０４−１、２０４−２、２０４−ｎ ダブル発電システム
２０５−１〜２０５−１０、２０５−ｎ 受電点
５０１ サーバ
５０２ 通信ネットワーク
８０１、８０２、８０３、８０４、９０３、１００１、１００２、１００３、１１０１、１１０２、１１０３、１２０１、１２０２、１２０３、１３０１、１３０２、１４０１、１４０２ 曲線
９０１、９０２ 破線
２２０１ ＣＰＵ
２２０２ メモリ
２２０３ 入力装置
２２０４ 出力装置
２２０５ 外部記憶装置
２２０６ 媒体駆動装置
２２０７ ネットワーク接続装置
２２０８ バス
２２０９ 可搬記録媒体
Ｎ１〜Ｎ１０ ノード
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電することで熱を発生する発電手段と、
前記発電手段の発電出力を抑制する抑制手段と、
前記抑制手段による前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、前記発電手段の起動時刻を早める制御を行う制御手段と
を備えることを特徴とする熱電併給システム。
【請求項２】
前記発電手段の発電出力は配電系統の受電点に出力され、前記抑制手段は、該受電点の電圧が上限値を超えたとき、該発電手段の発電出力を抑制することを特徴とする請求項１記載の熱電併給システム。
【請求項３】
気象条件に応じて発電出力が変化する発電システムの発電出力が前記受電点にさらに出力され、前記制御手段は、気象予報情報に基づいて前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項２記載の熱電併給システム。
【請求項４】
前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と過去の前記発電手段の発電パターンとの対応関係を示す情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する過去の発電パターンに基づいて、前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項３記載の熱電併給システム。
【請求項５】
前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と前記発電出力の抑制の有無との対応関係を示す出力抑制情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する発電出力の抑制の有無に基づいて、前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項３記載の熱電併給システム。
【請求項６】
前記制御手段は、前記発電手段から供給される熱量を計算し、該熱量が所定値に満たないとき、該発電手段の起動時刻をより早い時刻に設定することを特徴とする請求項１乃至５のいずれかに記載の熱電併給システム。
【請求項７】
前記出力抑制情報は、前記過去の気象予報情報と前記発電出力の抑制が有る場合の起動時刻との対応関係をさらに示し、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する発電出力の抑制の有無が有りを示すとき、前記発電手段の起動時刻を、取得された前記気象予報情報に対応する起動時刻に設定することを特徴とする請求項５記載の熱電併給システム。
【請求項８】
発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測する予測手段と、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う制御手段と
を備えることを特徴とする熱電併給制御装置。
【請求項９】
発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測する予測手段と、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う制御手段と、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する送信手段と
を備えることを特徴とする熱電併給制御装置。
【請求項１０】
前記複数の熱電併給システムの発電出力は配電系統の複数の受電点にそれぞれ出力され、各熱電併給システムは、各受電点の電圧が上限値を超えたとき発電出力を抑制し、前記制御手段は、該複数の受電点の電圧を計算して、各熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項９記載の熱電併給制御装置。
【請求項１１】
気象条件に応じて発電出力が変化する複数の発電システムの発電出力がそれぞれ前記複数の受電点にさらに出力され、前記制御手段は、気象予報情報に基づいて該複数の発電システムの発電パターンを予測し、予測した発電パターンを用いて前記複数の受電点の電圧を計算することを特徴とする請求項１０記載の熱電併給制御装置。
【請求項１２】
前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と前記複数の熱電併給システムの過去の発電パターンとの対応関係を示す情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する前記複数の熱電併給システムの過去の発電パターンを用いて、前記複数の受電点の電圧を計算することを特徴とする請求項１１記載の熱電併給制御装置。
【請求項１３】
前記制御手段は、前記１つの熱電併給システムから供給される熱量を計算し、該熱量が所定値に満たないとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻をより早い時刻に設定することを特徴とする請求項９乃至１２のいずれかに記載の熱電併給制御装置。
【請求項１４】
発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める
ことを特徴とする熱電併給制御方法。
【請求項１５】
発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早め、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する
ことを特徴とする熱電併給制御方法。
【請求項１６】
発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める
処理をコンピュータに実行させることを特徴とするプログラム。
【請求項１７】
発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早め、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する
処理をコンピュータに実行させることを特徴とするプログラム。
【請求項１】
発電することで熱を発生する発電手段と、
前記発電手段の発電出力を抑制する抑制手段と、
前記抑制手段による前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、抑制が発生すると予測したとき、前記発電手段の起動時刻を早める制御を行う制御手段と
を備えることを特徴とする熱電併給システム。
【請求項２】
前記発電手段の発電出力は配電系統の受電点に出力され、前記抑制手段は、該受電点の電圧が上限値を超えたとき、該発電手段の発電出力を抑制することを特徴とする請求項１記載の熱電併給システム。
【請求項３】
気象条件に応じて発電出力が変化する発電システムの発電出力が前記受電点にさらに出力され、前記制御手段は、気象予報情報に基づいて前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項２記載の熱電併給システム。
【請求項４】
前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と過去の前記発電手段の発電パターンとの対応関係を示す情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する過去の発電パターンに基づいて、前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項３記載の熱電併給システム。
【請求項５】
前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と前記発電出力の抑制の有無との対応関係を示す出力抑制情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する発電出力の抑制の有無に基づいて、前記発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項３記載の熱電併給システム。
【請求項６】
前記制御手段は、前記発電手段から供給される熱量を計算し、該熱量が所定値に満たないとき、該発電手段の起動時刻をより早い時刻に設定することを特徴とする請求項１乃至５のいずれかに記載の熱電併給システム。
【請求項７】
前記出力抑制情報は、前記過去の気象予報情報と前記発電出力の抑制が有る場合の起動時刻との対応関係をさらに示し、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する発電出力の抑制の有無が有りを示すとき、前記発電手段の起動時刻を、取得された前記気象予報情報に対応する起動時刻に設定することを特徴とする請求項５記載の熱電併給システム。
【請求項８】
発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測する予測手段と、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う制御手段と
を備えることを特徴とする熱電併給制御装置。
【請求項９】
発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測する予測手段と、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早める制御を行う制御手段と、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する送信手段と
を備えることを特徴とする熱電併給制御装置。
【請求項１０】
前記複数の熱電併給システムの発電出力は配電系統の複数の受電点にそれぞれ出力され、各熱電併給システムは、各受電点の電圧が上限値を超えたとき発電出力を抑制し、前記制御手段は、該複数の受電点の電圧を計算して、各熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測することを特徴とする請求項９記載の熱電併給制御装置。
【請求項１１】
気象条件に応じて発電出力が変化する複数の発電システムの発電出力がそれぞれ前記複数の受電点にさらに出力され、前記制御手段は、気象予報情報に基づいて該複数の発電システムの発電パターンを予測し、予測した発電パターンを用いて前記複数の受電点の電圧を計算することを特徴とする請求項１０記載の熱電併給制御装置。
【請求項１２】
前記気象予報情報を取得する取得手段と、過去の気象予報情報と前記複数の熱電併給システムの過去の発電パターンとの対応関係を示す情報を格納する格納手段をさらに備え、前記制御手段は、取得された前記気象予報情報に対応する前記複数の熱電併給システムの過去の発電パターンを用いて、前記複数の受電点の電圧を計算することを特徴とする請求項１１記載の熱電併給制御装置。
【請求項１３】
前記制御手段は、前記１つの熱電併給システムから供給される熱量を計算し、該熱量が所定値に満たないとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻をより早い時刻に設定することを特徴とする請求項９乃至１２のいずれかに記載の熱電併給制御装置。
【請求項１４】
発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める
ことを特徴とする熱電併給制御方法。
【請求項１５】
発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早め、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する
ことを特徴とする熱電併給制御方法。
【請求項１６】
発電することで熱を発生する熱電併給システムの発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
前記発電出力の抑制が発生すると予測したとき、前記熱電併給システムの起動時刻を早める
処理をコンピュータに実行させることを特徴とするプログラム。
【請求項１７】
発電することで熱を発生する複数の熱電併給システムのそれぞれにおいて発電出力の抑制が発生するか否かを予測し、
１つの熱電併給システムにおいて発電出力の抑制が発生すると予測したとき、該１つの熱電併給システムの起動時刻を早め、
前記起動時刻の情報を前記１つの熱電併給システムに送信する
処理をコンピュータに実行させることを特徴とするプログラム。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図９】
【図１５】
【図１７】
【図１８】
【図１９】
【図２０】
【図２１】
【図２２】
【図８】
【図１０】
【図１１】
【図１２】
【図１３】
【図１４】
【図１６】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図９】
【図１５】
【図１７】
【図１８】
【図１９】
【図２０】
【図２１】
【図２２】
【図８】
【図１０】
【図１１】
【図１２】
【図１３】
【図１４】
【図１６】
【公開番号】特開２０１２−１３５１３４（Ｐ２０１２−１３５１３４Ａ）
【公開日】平成２４年７月１２日（２０１２．７．１２）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１０−２８５６１８（Ｐ２０１０−２８５６１８）
【出願日】平成２２年１２月２２日（２０１０．１２．２２）
【新規性喪失の例外の表示】特許法第３０条第１項適用申請有り ▲１▼研究集会名 再生可能エネルギー２０１０国際会議 ▲２▼共催者名 独立行政法人産業技術総合研究所 ▲３▼公開日 平成２２年６月２８日（開催日 平成２２年６月２７日から７月２日） ▲１▼発行所名 再生可能エネルギー２０１０国際会議組織委員会（ＲＥＮＥＷＡＢＬＥ ＥＮＥＲＧＹ ２０１０ Ｏｒｇａｎｉｚｉｎｇ Ｃｏｍｍｉｔｔｅｅ） ▲２▼刊行物名 ＲＥＮＥＷＡＢＬＥ ＥＮＥＲＧＹ ２０１０ Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ（再生可能エネルギー２０１０論文集） ▲３▼頒布日 平成２２年９月２７日（発行日平成２２年９月３０日） ▲４▼該当部 Ｐ−Ｐｓ−３
【出願人】（０００２２０２６２）東京瓦斯株式会社 (1,166)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年７月１２日（２０１２．７．１２）
【国際特許分類】
【出願日】平成２２年１２月２２日（２０１０．１２．２２）
【新規性喪失の例外の表示】特許法第３０条第１項適用申請有り ▲１▼研究集会名 再生可能エネルギー２０１０国際会議 ▲２▼共催者名 独立行政法人産業技術総合研究所 ▲３▼公開日 平成２２年６月２８日（開催日 平成２２年６月２７日から７月２日） ▲１▼発行所名 再生可能エネルギー２０１０国際会議組織委員会（ＲＥＮＥＷＡＢＬＥ ＥＮＥＲＧＹ ２０１０ Ｏｒｇａｎｉｚｉｎｇ Ｃｏｍｍｉｔｔｅｅ） ▲２▼刊行物名 ＲＥＮＥＷＡＢＬＥ ＥＮＥＲＧＹ ２０１０ Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ（再生可能エネルギー２０１０論文集） ▲３▼頒布日 平成２２年９月２７日（発行日平成２２年９月３０日） ▲４▼該当部 Ｐ−Ｐｓ−３
【出願人】（０００２２０２６２）東京瓦斯株式会社 (1,166)
【Ｆターム（参考）】
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