Control method of distributed power generation systems and distributed power generation system

本発明は、太陽電池とセットで設置することが可能な、電気と熱を発生する分散型発電システム及び分散型発電システムの運転方法に関する。

近年、地球環境問題の対策として電気と熱を発生する分散型発電装置が注目されている。 分散型発電装置が発電時に発生する排熱を蓄熱装置に貯めて、給湯や暖房に利用することで省エネルギーを実現することができる。 特に、家庭では発電時に発生した熱の利用が容易であることから、家庭用の小型の分散型発電装置の普及が期待されている。 分散型発電装置としては例えば発電機を備えたガスエンジンや燃料電池が用いられており、既に実用化され販売されている。 しかしながら、これらの分散型発電装置は一般的に高価であり、より普及を拡大させるために経済的なメリット（コストメリット）を向上させる必要があった。

このような分散型発電装置は太陽電池が同じ家又は建物に備えられている場合がある。 現在のところ、例えば、日本では、太陽電池の売電は固定価格買い取り制度により高い単価で可能であるが、分散型発電装置が発電した電力は売電が認められておらず、日本以外でも分散型発電装置が発電した電力は売電できても単価が低い場合が多い。

そして、熱電併給装置（分散型発電装置）と太陽光発電装置を省コストで運転させることを目的とした、エネルギー供給システムが知られている（例えば、特許文献１参照）。 特許文献１に開示されているエネルギー供給システムでは、熱負荷装置について予測熱負荷量を予測し、その予測熱負荷量を賄える熱量を発生する熱主運転を行うときに併せて発生される熱電併給装置の予測発電電力量と、太陽光発電装置の予測発電電力量と、電力負荷装置の予測電力負荷量と、商用電力系統への売電料金と、商用電力系統からの買電料金と、に基づくコスト計算によって導出される電力負荷装置及び熱負荷装置に電力及び熱を供給するときのコストが、少なくとも太陽光発電装置で発電された電力を売電可能とした条件で省コストとなるように熱電併給装置を運転させるように構成されている。

しかしながら、使用者の電力負荷の電力量と熱負荷の熱量の予測及び太陽電池の発電電力量の予測は技術的に難しく誤差が大きい。 特に、生活が不規則な家庭の熱負荷の熱量を精度良く予測することは難しい。 このため、特許文献１に開示されているエネルギー供給システムでは、熱電併給装置の運転時間帯はこのような誤差の大きい予測値に基づいて決定されているため、予測が外れた場合においては、十分な省コスト性が発揮できず、経済的なメリットを充分に向上させることができないという課題があった。

また、特許文献１に開示されているエネルギー供給システムでは、太陽光発電装置の予測発電電力量の精度を高くするために、情報通信回線を介して気象デ−タを取得している。 家庭用の分散型発電システムは、特に安価に提供することが望まれるため、分散型発電システムに情報通信回線と接続するデバイスを組み込むことは、機器の価格が高くなるという課題があり、結果的に経済的なメリットが低くなり、普及が難しくなる。

本発明は上記の課題に鑑み、分散型発電装置が他の時間帯に優先して発電する優先時間帯を決定することにより、太陽電池の売電量を最大化し、かつ、経済的なメリットを向上させる運転モードを有する、分散型発電システム及び分散型発電システムの運転方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するための本発明に係る分散型発電システムは、太陽電池と組み合わせて設置可能な分散型発電システムであって、供給された燃料を用いて発電を行うことにより、電力と熱を発生して電力負荷及び熱負荷に供給する分散型発電装置と、前記分散型発電装置の運転計画を作成し、少なくとも前記分散型発電装置の起動及び停止を制御する制御器と、を備え、前記制御器は、前記電力負荷及び前記熱負荷のうちの少なくともいずれか一方の負荷データを受信するように構成されており、日の出時刻及び日の入り時刻のうちの少なくとも一方の時刻に基づいて前記分散型発電装置を他の時間帯より優先して発電させる優先時間帯を決定し、かつ、前記優先時間帯以外の時間帯は少なくとも前記負荷データに基づいて発電するかどうかを決めることにより、前記分散型発電装置の起動時刻及び停止時刻のうちの少なくとも一方の時刻を決定して前記運転計画を作成し、前記運転計画に基づいて前記分散型発電装置を制御する第１運転モードを実行するように構成されている。

分散型発電装置が優先して発電する優先時間帯を決定することにより、太陽電池の売電量を最大化することができる。 また、優先時間帯以外の時間帯の運転は使用者の負荷デ−タに基づき決定するため、優先時間帯に発電を行うという条件の下で、所定の基準（省エネルギー性又は環境性）を最大化する分散型発電装置の運転を行うことができる。

また、本発明に係る分散型発電システムの運転方法は、供給された燃料を用いて発電を行うことにより、電力と熱を発生して電力負荷及び熱負荷に供給する分散型発電装置と、前記分散型発電装置の運転計画を作成し、少なくとも前記分散型発電装置の起動及び停止を制御する制御器と、を備えるとともに、太陽電池とセットで設置可能な分散型発電システムの制御方法であって、前記電力負荷及び前記熱負荷のうちの少なくともいずれか一方の負荷データを受信するステップと、日の出時刻及び日の入り時刻のうちの少なくとも一方の時刻に基づいて前記分散型発電装置を他の時間帯より優先して発電させる優先時間帯を決定するステップと、前記優先時間帯以外の時間帯は少なくとも前記負荷データに基づいて発電するかどうかを決めるステップと、前記分散型発電装置の起動時刻及び停止時刻のうちの少なくとも一方の時刻を決定して運転計画を作成するステップと、前記運転計画に基づいて前記分散型発電装置を制御するステップと、を備える。

分散型発電装置が優先して発電する優先時間帯を決定することにより、太陽電池の売電量を最大化することができる。 また、優先時間帯以外の時間帯の運転は使用者の負荷デ−タに基づき決定するため、優先時間帯に発電を行うという条件の下で、所定の基準（省エネルギー性又は環境性）を最大化する分散型発電装置の運転を行うことができる。

本発明の上記目的、他の目的、特徴、及び利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施形態の詳細な説明から明らかにされる。

本発明によれば、太陽光電池の発電量の予測値や分散型発電装置の発電量の予測値、及び使用者の電力負荷と熱負荷の予測値によらずに、分散型発電装置の他の時間帯に優先して発電する優先時間帯を決定することにより、太陽電池の売電量を最大化することができる。

図１は、本実施の形態１に係る分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。

図２は、図１に示す分散型発電システムにおける制御器の概略構成を示す模式図である。

図３は、本実施の形態１に係る分散型発電システムにおける分散型発電装置の第１運転モードの概略を示すフローチャートである。

図４は、日の出時刻及び日の入り時刻の例を示す概念図である。

図５は、運転計画と優先時間帯の適合判定の概念を示す模式図である。

図６Ａは、運転計画における所定の基準を計算するフローチャートである。

図６Ｂは、運転計画における所定の基準を計算するフローチャートである。

図７は、配管放熱ロス係数を示す模式図である。

図８は、ある日から過去７日間の太陽電池の発電開始時刻、発電終了時刻を示す表である。

図９は、優先時間帯を短くする処理の概念図である。

図１０は、優先時間帯を短くする場合のフローチャートである。

図１１は、本実施の形態４に係る分散型発電システムにおける優先時間帯の分散型発電装置（発電ユニット）の発電動作を模式的に示すフローチャートである。

以下、本発明の好ましい実施の形態の分散型発電システムを、図面を参照しながら説明する。 なお、以下の説明では、同一又は相当部分には同一符号付し、重複する説明は省略する。 また、全ての図面において、本発明を説明するために必要となる構成要素を抜粋して図示しており、その他の構成要素については図示を省略している場合がある。 さらに、本発明は以下の実施の形態に限定されない。

（実施の形態１）
本実施の形態１に係る分散型発電システムは、太陽電池と組み合わせて設置可能な分散型発電システムであって、供給された燃料を用いて発電を行うことにより、電力と熱を発生して電力負荷及び熱負荷に供給する分散型発電装置と、分散型発電装置の運転計画を作成し、少なくとも分散型発電装置の起動及び停止を制御する制御器と、を備え、制御器は、電力負荷及び熱負荷のうちの少なくともいずれか一方の負荷データを受信するように構成されており、日の出時刻及び日の入り時刻のうちの少なくとも一方の時刻に基づいて分散型発電装置を他の時間帯より優先して発電させる優先時間帯を決定し、かつ、優先時間帯以外の時間帯は少なくとも負荷データに基づいて発電するかどうかを決めることにより、分散型発電装置の起動時刻及び停止時刻のうちの少なくとも一方の時刻を決定して運転計画を作成し、運転計画に基づいて分散型発電装置を制御する第１運転モードを実行するように構成されている態様を例示するものである。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システムでは、分散型発電装置が、電力及び熱を併給する発電ユニットと、発電ユニットが供給する熱を蓄える蓄熱器と、を備えており、制御器は、優先時間帯は電力負荷の負荷データに追従するように発電ユニットの発電電力量を定めて発電させるように構成されていてもよい。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システムでは、制御器が、太陽電池が備えられていることを検知する太陽電池検知手段をさらに備え、太陽電池検知手段により太陽電池が備えられていることを検知した場合は、第１運転モードを実行するように構成されていてもよい。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システムでは、制御器が、太陽電池検知手段により太陽電池が備えられていないことを検知した場合は、優先時間帯を考慮せずに分散型発電装置の運転計画を作成して分散型発電装置を制御する第２運転モードを実行するように構成されていてもよい。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システムでは、分散型発電装置が発電した電力は、太陽電池が発電した電力より優先的に電力負荷に供給されるように構成されていてもよい。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システムでは、制御器が、カレンダと、該カレンダの日付に連動して定められる日の出時刻及び日の入り時刻と、を記憶していてもよい。

さらに、本実施の形態１に係る分散型発電システムでは、制御器が、日の出時刻から日の入り時刻までを優先時間帯とみなして分散型発電装置の運転計画を作成してもよい。

［分散型発電システムの構成］
まず、図１及び図２を参照して、本実施の形態に係る分散型発電システム１００の構成について説明する。 図１は、本実施の形態１に係る分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。 図２は、図１に示す分散型発電システムにおける制御器の概略構成を示す模式図である。 なお、図１の中で、各機器をつなぐ実線は配管を示し、一点鎖線は電気ケ−ブルを示す。

図１及び図２に示すように、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００は、電気と熱を発生する分散型発電装置１と、分散型発電装置１が発生した熱を貯める貯湯タンク（蓄熱器）１０と、分散型発電システム１００を制御する制御器２４と、を備えている。 また、分散型発電システム１００は、太陽電池２７と太陽電池２７で発電した電力を系統電源２５で使用する電力に変換するインバータ２８を同時に設置することが可能なように構成されている。

分散型発電装置１は、原料ｍにより発電する発電ユニット２と、発電ユニット２で発電時に発生した熱と熱媒体ｗとの間で熱交換する熱交換器６と、発電ユニット２で発電した直流電力を電力負荷２６で用いる交流電力に変換し、系統連系するためのインバータ３と、を備えている。

発電ユニット２は、典型的には発電装置を備えたガスエンジン又は燃料電池である。 燃料電池は固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）又は固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）等の種類があり、どの種類の燃料電池を用いてもよい。 なお、燃料電池は、水素と空気中の酸素の電気化学反応により発電するため、発電ユニット２に燃料電池を用いる場合は、発電ユニット２は、原料ｍと水蒸気（不図示）により水素と二酸化炭素に改質する改質器（不図示）を備えていてもよく、また、水素タンクを備えていてもよい。 また、原料ｍは、炭化水素を含んで入ればよく、天然ガスを用いてもよく、ＬＰＧ又は灯油等を用いてもよい。

また、発電ユニット２には、発電時に発生した熱を回収し、発電ユニット２を冷却するための冷却水ｃが通流する冷却水配管５が接続されている。 冷却水配管５の途中には、熱交換器６及び冷却水ｃを移動させるためのポンプ４が設けられている。

また、熱交換器６には、熱媒体ｗが通流する配管９が接続されている。 熱交換器６は、発電ユニット２を冷却するための冷却水ｃと熱媒体ｗとの間で熱交換を行うように構成されている。 熱交換器６を用いることで、家庭の熱負荷に送水される、温水となる熱媒体ｗが、発電ユニット２を直接通過しなくなるため、熱媒体ｗが汚染されることを防ぐことができる。 なお、熱媒体ｗとしては、例えば、水道水を用いることができる。

配管９は、貯湯タンク１０の下部と熱交換器６を接続する配管９ａと、熱交換器６と三方弁２３を接続する配管９ｂと、三方弁２３と貯湯タンク１０の上部を接続する配管９ｃと、三方弁２３と配管９ａを接続する配管９ｄと、から構成されている。 また、配管９ｂには、逆潮流防止ヒータ８が設けられている。

貯湯タンク１０は、発電ユニット２で発生した熱を蓄えるためのタンクである。 発電ユニット２で発生した熱は、冷却水ｃ及び熱交換器６を介して熱媒体ｗに伝達され、昇温した熱媒体ｗが貯湯タンク１０に蓄えられる。 具体的には、熱媒体ｗが、貯湯タンク１０の下部から配管９ａを通流して、熱交換器６に供給され、熱交換器６で冷却水ｃと熱交換して、加熱される。 加熱された熱媒体ｗは、配管９ｂ及び配管９ｃを通流して、貯湯タンク１０の上部に供給される。 これにより、貯湯タンク１０の上部の熱媒体ｗは高温になり、下部の熱媒体ｗは低温になるといった温度成層が形成される。

三方弁２３は、配管９ｂを通流する熱媒体ｗの通流先を配管９ｃ又は配管９ｄに切り替えるように構成されている。 分散型発電装置１の起動時など、熱交換器６で熱交換後の熱媒体ｗの温度が低い場合には、制御器２４は、配管９ｂを通流する熱媒体ｗの通流先を配管９ｄ側に切り替えるように、三方弁２３を制御する。 これにより、温度の低い熱媒体ｗが貯湯タンク１０の上部に供給されて、温度成層が崩れることを防ぐことができる。

また、貯湯タンク１０には、蓄熱された熱量を検出するために、温度検出器１７〜２２が取り付けられている。 温度検出器１７〜２２は、検出した温度を制御器２４に送信するように構成されている（図２参照）。 そして、制御器２４では、温度検出器１７〜２２が検出した温度と貯湯タンク１０の容量等から貯湯タンク１０に蓄熱された熱量を算出する。

貯湯タンク１０の上部には、熱負荷３２に熱媒体ｗを送出するための温水送水路１６が接続されている。 さらに、貯湯タンク１０の下部には、送水により減った熱媒体ｗを補給するための補給路１５が接続されている。 なお、本実施の形態１では、貯湯タンク１０に取り付ける温度検出器の数を６としたが、これに限定されず、温度検出器は、貯湯タンク１０の大きさや形状により適切な数を設ければよい。

温水送水路１６には、バックアップボイラ１１が配設されている。 バックアップボイラ１１は、貯湯タンク１０から送水される熱媒体ｗの温度が低い場合に、温水送水路１６を通流する熱媒体ｗを加熱するように構成されている。 また、温水送水路１６には、温水送水路１６を通流する熱媒体ｗの温度を検出する温度検出器１３と、温水送水路１６を通流する熱媒体ｗの流量を検出する流量検出器１４が取り付けられている。 さらに、補給路１５には、補給路１５を通流する熱媒体ｗの温度を検出するための温度検出器１２が取り付けられている。

温度検出器１２、１３及び流量検出器１４は、それぞれ、制御器２４と信号ケ−ブルで繋がれており、検出した温度及び流量を制御器２４に送信するように構成されている（図２参照）。 そして、制御器２４では、送信されたデ−タを基に、熱負荷３２で消費された熱量（熱負荷データ）を算出し、過去の熱負荷データの履歴を蓄積している。

分散型発電装置１（正確には、インバータ３）は、電気ケーブル３３を介して、系統電源２５と接続されている。 また、インバータ３は、電気ケーブル３４を介して、発電ユニット２と接続されており、また、電気ケーブル３５を介して、逆潮流防止ヒータ８と接続されている。

逆潮流防止ヒータ８は、分散型発電装置１で発電した電力が系統電源２５へ逆潮流することを防止するためのものである。 具体的には、一時的に分散型発電装置１で発電した発電電力量が、電力負荷２６の消費電力量より大きくなると、インバータ３から逆潮流防止ヒータ８に電力が供給され、逆潮流防止ヒータ８で分散型発電装置１の発電電力を消費することで逆潮流を防いでいる。 なお、逆潮流防止ヒータ８で消費された電力は熱となり、貯湯タンク１０に熱として蓄えられる。 また、分散型発電装置１の売電が可能な場合は、逆潮流防止ヒータ８で電力を消費せずに売電してもよい。

電気ケーブル３３には、電気ケーブル３６を介して、電力負荷２６が接続されている。 電気ケーブル３６には、第１電力計測器２９が設けられている。 第１電力計測器２９は、電力負荷２６で消費される電力を計測し、計測した電力を制御器２４に送信するように構成されている。 制御器２４は、第１電力計測器２９で計測した電力を基に、後述する所定の時間間隔における電力量を算出する。 そして、制御器２４は、算出した電力量を電力負荷２６が消費した電力量（電力負荷データ）として、過去の電力負荷データの履歴として蓄積する。

第１電力計測器２９としては、例えば、電流計を用いてもよく、電流計と電圧計を用いてもよい。 なお、電力負荷２６は、分散型発電システム１００の使用者が使っている電気機器であり、例えば、テレビ、冷蔵庫、又は洗濯機等である。

また、電気ケーブル３３の電気ケーブル３６が接続されている部分よりも系統電源２５側の部分には、第２電力計測器３０が設けられている。 第２電力計測器３０は、分散型発電装置１が系統電源２５側に逆潮流することを防ぐために設けられている。 第２電力計測器３０は、電気ケーブル３３の電力を計測し、制御器２４に送信するように構成されている。 第２電力計測器３０としては、例えば、電流計を用いてもよく、電流計と電圧計を用いてもよい。

さらに、電気ケーブル３３の第２電力計測器３０が設けられている部分よりも系統電源２５側の部分には、電気ケーブル３７を介して、太陽電池２７が接続されている。 このため、分散型発電装置１が発電した電力は、太陽電池２７が発電した電力よりも優先的に電力負荷２６に供給され、また、太陽電池２７が発電した電力は、系統電源２５からの電力よりも優先的に電力負荷２６に供給される。

電気ケーブル３７には、インバータ２８及び第３電力計測器３１が設けられている。 具体的には、第３電力計測器３１は、インバータ２８よりも系統電源２５に近い側の電気ケーブル３７に設けられている。 インバータ２８は、太陽電池２７で発電した直流電力を交流電力に変換するように構成されている。

第３電力計測器３１は、太陽電池２７で発電された電力を計測し、計測した電力を制御器２４に送信するように構成されている。 第３電力計測器３１としては、例えば、電流計を用いてもよく、電流計と電圧計を用いてもよい。

そして、制御器２４（正確には、太陽電池検知手段２４ａ）では、後述するように、第３電力計測器３１から送信された電力により、太陽電池２７が備えられているか否かを検知する。 なお、第３電力計測器３１は、通常、太陽電池２７が設置されたときに設けられ、制御器２４へのテスト送信がされる。 このため、制御器２４は、第３電力計測器３１からの送信がない場合には、太陽電池２７が備えられていないと判断することができる。

また、制御器２４は、太陽電池２７が備えられていることを検知したか否かで、後述する第１運転モードと第２運転モ−ドを自動的に切り替えるように構成されている。 なお、太陽電池２７が備えられているか否かの判断は、使用者がリモコン等で手動設定することにより行ってもよい。

さらに、制御器２４は、分散型発電装置１の運転を制御するための、計時手段、計算手段、及びデータ保存手段を有している。 典型的には、計時手段はタイマー、計算手段はＣＰＵ及びメモリ、データ保存手段は不揮発性メモリである。 そして、制御器２４は、計算手段が所定の制御プログラムを読み出し、これを実行することにより、太陽電池検知手段（太陽電池検知モジュール）２４ａ、優先時間帯決定手段（優先時間帯決定モジュール）２４ｂ、運転計画作成手段（運転計画作成モジュール）２４ｃ、及び発電制御手段（発電制御モジュール）２４ｄが実現され（図２参照）、分散型発電システム１００に関する各種の制御を行う。

本実施の形態１に係る分散型発電システム１００は、分散型発電装置１が発電した電力が優先的に電力負荷２６に供給されるようになっている。 このため、太陽電池２７が発電する時間帯に分散型発電装置１の発電電力を供給すると、その分だけ太陽電池２７の売電量が多くなる傾向がある。

したがって、太陽電池２７の売電単価が高い場合は、太陽電池２７が発電する昼間に合わせて分散型発電装置１の発電を行うと、経済的なメリットが大きくなる。 このため、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００では、以下の動作を実行することにより、太陽電池２７の売電量を最大化することができる。

［分散型発電システムの動作］
次に、図１〜７を参照して、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００の動作について説明する。 具体的には、分散型発電装置１の第１運転モードについて説明する。 なお、分散型発電装置１の発電動作は、一般的な分散型発電装置の発電動作と同様に行われるため、その詳細な説明は省略する。

図３は、本実施の形態１に係る分散型発電システムにおける分散型発電装置の第１運転モードの概略を示すフローチャートである。 図４は、日の出時刻及び日の入り時刻の例を示す概念図である。 図５は、運転計画と優先時間帯の適合判定の概念を示す模式図である。 図６Ａ及び図６Ｂは、運転計画における所定の基準を計算するフローチャートである。 図７は、配管放熱ロス係数を示す模式図である。

なお、以下の説明においては、図３に示す第１運転モードの概略を説明してから、図４〜７を参照しながら、各工程の詳細を説明する。

図３に示すように、制御器２４の優先時間帯決定手段２４ｂは、日の出、日の入り時刻情報等を基にして優先時間帯を決定する（ステップＳ１０）。 なお、後述するように、本実施の形態１においては、優先時間帯決定手段２４ｂは、日の出時刻から日の入り時刻までを優先時間帯としてみなしている。

次に、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、過去の電力負荷データ（電力負荷２６で消費された電力量）と熱負荷データ（熱負荷３２で消費された熱量）の履歴を基にして、所定の時間先までの電力量（電力負荷２６で消費される電力量）と熱量（熱負荷３２で消費される熱量）を予測する（ステップＳ２０）。

ここで、所定の時間は、分散型発電装置１の運転が繰り返される際の区切りとなる時間で、例えば、一日、一週間、十日、一ヶ月等の期間である。 なお、本実施の形態１では、所定の時間が２４時間であるとして、説明を行う。

次に、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、運転計画を複数作成する（ステップＳ３０）。 運転計画とは、所定の時間において、分散型発電装置１をいつ発電させて、いつ停止させるかの運転予定のことである。 制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、この段階では、優先時間帯を考慮せずに複数作成する。

次に、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、運転計画の適合判定をする（ステップＳ４０）。 具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ３０で作成された運転計画が優先時間帯を含んでいるかどうかの確認を行う。 本実施の形態１においては、運転計画作成手段２４ｃは、優先時間帯を含まない運転計画は排除（削除）し、優先時間帯の全てを含む運転計画のみ残す。 なお、運転計画作成手段２４ｃは、少なくとも優先時間帯の一部を含む運転計画のみを残すようにしてもよい。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ４０で残した運転計画に基づいて、分散型発電装置１を運転させた場合における、所定の基準を計算する（ステップＳ５０）。 ここで、所定の基準としては、省エネルギー性、温室効果ガスである二酸化炭素の削減量、経済性等があり、これらのいずれを用いてもよい。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ５０で算出した各運転計画に対する所定の基準のうち、最も良い基準となる運転計画を１つ選定する（ステップＳ６０）。 具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、例えば、当該運転計画を実行すると最も省エネルギー性の良い運転計画を選定する。

次に、制御器２４の発電制御手段２４ｄは、運転計画作成手段２４ｃが選定した運転計画に従って、分散型発電装置１を運転する（ステップＳ７０）。 なお、発電制御手段２４ｄは、優先時間帯では、電力負荷２６の負荷データ（電力負荷２６で消費される電力量、又は第１電力計測器２９で計測される電力）に追随するように、発電ユニット２の発電電力量を定めて発電するように、分散型発電装置１を制御する。

次に、発電制御手段２４ｄは、運転計画を更新する条件を具備しているかどうかの判定を行う（ステップＳ８０）。 運転計画を更新する条件としては、電力負荷２６の電力量の予測値の誤差（電力負荷２６で実際に消費された電力量と、電力負荷２６の電力量の予測値との差）が所定の値以上の場合、熱負荷３２の熱量の予測値の誤差（熱負荷３２で実際に消費された熱量と熱負荷３２の熱量の予測値との差）が所定の値以上の場合、又は運転計画上の貯湯タンク１０の蓄熱量と実際の蓄熱量の乖離が大きくなった場合等が挙げられる。 また、ステップＳ６０で運転計画を選定してから、所定の時間（本実施の形態では２４時間）が経過した場合も、運転計画を更新する条件を具備していることは言うまでもない。

ここで、所定の時間先までの運転が終わる前に運転計画を更新する理由について説明する。 通常、電力負荷２６と熱負荷３２の予測値は誤差を伴うため、運転計画が作成されてから時間が経過するほど運転計画と実際の運転の乖離が大きくなる。 このため、乖離が大きいと判断される場合には、運転計画の更新を行うことで、その運転計画更新時点における蓄熱量や分散型発電装置１の運転状態を考慮した運転計画に修正することができる。 こうすることで、例えば、熱負荷３２の熱量の予測値（以下、熱負荷３２の予測熱量という）が実際よりも小さく、蓄熱量が不足している場合に、発電時間を延長させ熱回収量を増やすことができる。

そして、発電制御手段２４ｄは、運転計画を更新する条件を具備していない場合（ステップＳ８０でＮｏ）は、ステップＳ７０に戻り、現在の運転計画のままで運転を続ける。 一方、発電制御手段２４ｄは、運転計画を更新する条件を具備している場合（ステップＳ８０でＹｅｓ）は、ステップＳ１０に戻り、運転計画の更新を行う。

なお、制御器２４が上記第１運転モードを実行している間も、温度検出器１２等の各検出器は水温等を随時検出し、検出した各データは、制御器２４に送信される。 そして、制御器２４は、送信された各データを基に、電力量又は蓄熱量等を算出し、該算出した電力量を時間情報とともに記憶する。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００では、太陽電池２７が接続されていない場合（太陽電池検知手段２４ａが太陽電池２７を検知しない場合）は、優先時間帯を考慮しない第２運転モ−ドで運転したほうがよい。 なお、第２運転モ−ドは、運転計画作成手段２４ｃが、運転計画の適合判定をするステップＳ４０を実施せずに、ステップＳ３０で作成したすべての運転計画について、所定の基準を計算し（ステップＳ５０）、最も良い基準となる運転計画を１つ選定することで、実行される。

［第１運転モードのステップＳ１０〜Ｓ５０について］
次に、分散型発電装置１の第１運転モ−ドのステップＳ１０〜Ｓ５０について、さらに詳細に説明する。

（１）ステップＳ１０について ステップＳ１０では、優先時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１を優先して発電させる時間帯を決定する。 太陽電池２７は太陽が出ている時に発電するため、優先時間帯は日の出時刻から日の入り時刻までにするとよい。 なお、日の出及び日の入り時刻は季節及び場所によって変わるため、優先時間帯決定手段２４ｂは、以下のようにして、日の出及び日の入り時刻を参照してもよい。 例えば、図４に示す表を各月ごとに、制御器２４に予め記憶しておき、優先時間帯決定手段２４ｂは、該記憶した表と制御器２４のカレンダ機能（計時手段）から取得した計時情報から、分散型発電システム１００の設置場所に一番近い場所と月の日の出及び日の入り時刻を参照してもよい。

なお、所定の時間が４８時間（２日）又は７２時間（３日）等、２４時間（１日）より長い期間の場合は、優先時間帯は２日目の分と３日目の分にも拡張をする必要がある。 なお、本実施の形態１では、予め記憶している日の出及び日の入り時刻を優先時間帯にしている。

このように、本実施の形態１においては、優先時間帯の決定にあたって、太陽電池２７の発電電力予測値や使用者の電力負荷２６の予測値（以下、電力負荷２６の予測電力量という）又は熱負荷３２の予測値（以下、熱負荷３２の予測熱量という）を用いていない。 このため、予測誤差に影響されることなく、太陽電池２７が発電中に分散型発電装置１を発電運転させて、分散型発電装置１で発電した電力を優先的に電力負荷２６で消費させることにより、太陽電池２７の売電量を最大化することができる。

（２）ステップＳ２０について ステップＳ２０においては、運転計画作成手段２４ｃは、所定の時間先までの電力負荷２６が使用する電力量及び熱負荷３２が使用する熱量の予測を行う。 負荷予測方法は、簡単な方法（例えば、過去３日の負荷の平均値を予測値とする）から、ニューラルネットワークを用いた比較的複雑な方法まであり、いずれの方法を用いてもよい。 一般的には、複雑な予測方法の方が高精度であるものの、処理に多くの記憶領域が必要だったり、計算時間が長くなったりする。 このため、分散型発電システム１００の設計者は、制御器２４の性能に応じて予測方法を決定すればよい。

（３）ステップＳ３０について ステップＳ３０においては、運転計画作成手段２４ｃは、前記所定の時間を所定の時間間隔（例えば１時間）に分割して、それぞれの分割した時間に対して分散型発電装置１を運転するか停止するかを設定することで運転計画を作成する。 所定の時間間隔は、小さいほうが望ましいが、小さくするほど制御器２４における計算時間が長くなる。 本実施の形態１では、所定の時間間隔は１時間として以降の説明を行う。

本実施の形態１では、所定の時間は２４時間のため、１時間ごとに分散型発電装置１が運転か停止かの運転計画を割り当てると、すべての運転パタ−ンの組み合わせは２ ^２４ ＝１６７７７２１６通りと膨大な組み合わせになる。 所定の時間を４８時間や７２時間にした場合はさらに多くの組み合わせになる。

このため、組み合わせ数が多いほど、計算時間が長くなるという問題があるため、通常は組み合わせ数を少なくするための工夫を以下のように行っている。 例えば、１日の発電回数を１回か２回に制限し、発電１回あたりの発電時間を３時間以上にするといった制限を設けることで、組み合わせ数を少なくすることができる。

（３）ステップＳ４０について ステップＳ４０では、運転計画作成手段２４ｃが、ステップＳ３０で作成された複数の運転計画が優先時間帯の条件を満たしているかどうかの判定を行う。 具体的には、例えば、運転計画作成手段２４ｃが、図５に示す運転計画Ａ〜Ｇを作成したとする。 これらの運転計画のうち、優先時間帯の全てを含む運転計画（優先時間帯に適合する運転計画）は、運転計画Ｃと運転計画Ｇである。 このため、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画Ｃと運転計画Ｇを残し、その他の運転計画は排除する。 このようにして、運転計画作成手段２４ｃは、運転計画の適合判定を行う。

（４）ステップＳ５０について 上述したように、所定の基準には、省エネルギー性、経済性、及び温室効果ガスである二酸化炭素の削減量等があり、これらのいずれを用いてもよい。 以下では、所定の基準として、省エネルギー性を用いた場合について、図６Ａ及び図６Ｂを参照しながら詳細に説明する。

なお、後述するように、図６Ａ及び図６Ｂに示すフローチャートでは、ステップＳ５０１〜Ｓ５１４までの処理（計算）は、所定の時間間隔ごとに行われ、ステップＳ５１６で実行する一次エネルギー削減量は最後に１回だけ計算を行う。 すなわち、本実施の形態１では、所定の時間は２４時間であり、所定の時間間隔が１時間であるため、ある１つの運転計画に対して、所定の基準を計算する際における工程Ｓ５０１〜Ｓ５１４の計算は２４回行われる。

ここで、省エネルギー性とは、分散型発電装置１を運転計画に従って運転した場合における一次エネルギー使用量のことである。 この値が小さい運転計画が、省エネルギー性に優れていると判断される。 なお、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００においては、分散型発電装置１の発電電力が電力負荷２６に対して、優先的に使用される構成になっているため、一次エネルギー使用量の評価するにあたって、太陽電池２７の発電量は考慮しなくてもよい。

図６Ａ及び図６Ｂに示すように、制御器２４の運転計画作成手段２４ｃは、まず、分散型発電装置１の発電量を算出する（ステップＳ５０１）。 分散型発電装置１の発電量は、分散型発電装置１が運転停止中の場合は０である。 また、分散型発電装置１は起動を開始してから発電開始までに、数分から数時間の時間がかかり、この間の発電量も０である。

なお、分散型発電装置１は、電力負荷２６の使用電力量に関わらず定格発電を行う場合と、電力負荷２６の使用電力量、又は第１電力計測器２９で計測される電力に発電量を追従させる場合がある。 分散型発電装置１がガスエンジンの場合は前者が多く、燃料電池の場合は後者が多い。 分散型発電装置１の発電量は、定格発電のみを実行する分散型発電装置の場合は、定格発電量とする。 一方、分散型発電装置１を負荷追従させる場合は、分散型発電装置１の発電量は、負荷追従した場合の発電量（電力負荷２６の予測電力量）とする。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、電力負荷２６の予測電力量と分散型発電装置１の発電量から逆潮電力量と逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量を算出する（ステップＳ５０２）。 どちらも、分散型発電装置１の発電量が、電力負荷２６の予測電力量以下である場合には０である。 一方、分散型発電装置１の発電量が、電力負荷２６の予測電力量より大きい場合には、分散型発電装置１の発電量から電力負荷２６の予測電力量を減算した余剰電力量を計算する。

なお、分散型発電装置１の逆潮流が許可されていない場合は、逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量＝余剰電力量、逆潮流電力量＝０となる。 一方、分散型発電装置１の逆潮流が許可されている場合は、逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量＝０、逆潮流電力量＝余剰電力量となる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、発電効率と熱回収効率を算出する（ステップＳ５０３）。 発電効率及び熱回収効率は、分散型発電装置１の発電量により変化する値であり、分散型発電装置１に固有の値である。 このため、分散型発電装置１の発電量に対する発電効率、及び熱回収効率の値を予め制御器２４に記憶しておき、運転計画作成手段２４ｃは、これらの値から発電効率及び熱回収効率を算出することができる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、熱回収量を算出する（ステップＳ５０４）。 具体的には、熱回収量は、（分散型発電装置１の発電量）×（分散型発電装置１の熱回収効率）÷（分散型発電装置１の発電効率）×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））＋（逆潮流防止ヒータ８に供給される電力量）×（ヒ−タ効率）で算出することができる。 なお、ヒ−タ効率は、分散型発電装置１に固有の値であり、例えば、０．９程度の値になる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、配管９における放熱によるロスする熱量（以下、配管放熱ロスという）を算出する（ステップＳ５０５）。 配管放熱ロスは、熱回収量×配管放熱ロス係数で算出することができる。 ここで、図７を参照して、配管放熱ロス係数について説明する。 図７は、分散型発電装置１として、家庭用の固体高分子形燃料電池を用いた場合における配管放熱ロス係数を示したものであり、ある家庭に分散型発電システム１００を設置した場合における実測値を示している。

図７に示すように、配管放熱ロス係数は、外気温が低いほど大きく値となり、分散型発電装置１の発電量が小さいほど大きい値になっている。 これは、以下の理由による。

配管９内の熱媒体ｗは、通常、分散型発電装置１の出口部分（熱媒体ｗが分散型発電装置１から配管９に排出される部分；配管９ｂの上流端）の温度が一定になるように、その流量が制御されている。 このため、分散型発電装置１の発電量が小さいほど熱媒体ｗの流量が小さくなり、配管９内に熱媒体ｗが留まるので、放熱ロス係数が大きくなる。

このように、配管放熱ロス係数は、外気温又は分散型発電装置１の発電量により変化する。 このため、運転計画作成手段２４ｃは、図７のデ−タを予め制御器２４に記憶させておき、発電量と外気温により線形補間を行って、配管放熱ロス係数を計算してもよい。 また、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１を設置したときに、配管放熱ロス係数を実測して、実測した値を制御器２４に記憶させて、当該値を用いてもよい。 さらに、実測や予想が難しい場合は、一般的な値を配管放熱ロス係数として、設定しておいてもよい。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０における放熱によるロスする熱量（以下、貯湯タンク放熱ロスという）を算出する（ステップＳ５０６）。 貯湯タンク放熱ロスは、（貯湯タンク１０の蓄熱量）×（貯湯タンク放熱ロス係数）×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））で算出することができる。 なお、貯湯タンク放熱ロス係数は、貯湯タンク１０に固有の値であり、予め実験等から求められており、制御器２４に記憶されている。 また、貯湯タンク１０の蓄熱量は、前回のステップＳ５０８で算出した蓄熱量を用いる。 さらに、ある１つの運転計画において、最初にステップＳ５０６を処理する場合には、貯湯タンク１０の容量と温度検出器１７〜２２が検出した温度を基にして、貯湯タンク１０の蓄熱量を算出する。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０から熱負荷３２に供給される熱媒体ｗの熱量とバックアップボイラ１１の加熱量を算出する（ステップＳ５０７）。 貯湯タンク１０の蓄熱量が熱負荷３２の予測熱量以上のときは、貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量は熱負荷３２の予測熱量と等しく、バックアップボイラ１１の加熱量は０になる。 一方、貯湯タンク１０の蓄熱量が熱負荷３２の予測熱量より小さいときは、貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量は貯湯タンク１０の蓄熱量に等しく、熱負荷３２の予測熱量と貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量との差がバックアップボイラ１１の加熱量になる。 なお、貯湯タンク１０の蓄熱量は、ステップＳ５０６と同様に、前回のステップＳ５０８で算出した貯湯タンク１０の蓄熱量等を用いる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０から熱負荷３２へ熱媒体が供給された後における貯湯タンク１０の蓄熱量（以下、出湯後貯湯タンク１０の蓄熱量という）を算出する（ステップＳ５０８）。 具体的には、出湯後貯湯タンク１０の蓄熱量は、（貯湯タンク１０の蓄熱量）−（貯湯タンク１０から熱負荷３２へ供給される熱媒体ｗの熱量）＋（熱回収量）−（配管放熱ロス）−（貯湯タンク放熱ロス）により算出される。 なお、貯湯タンク１０の蓄熱量は、ステップＳ５０６と同様に、前回のステップＳ５０８で算出した貯湯タンク１０の蓄熱量等を用いる。 また、ここで算出した貯湯タンク１０の蓄熱量が、次の所定の時間間隔における貯湯タンク１０の蓄熱量になる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の燃料消費量を算出する（ステップＳ５０９）。 具体的には、分散型発電装置１の燃料消費量は、（分散型発電装置１の発電量）÷（分散型発電装置１の発電効率）×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））で算出することができる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、バックアップボイラ１１の燃料消費量を算出する（ステップＳ５１０）。 具体的には、バックアップボイラ１１の燃料消費量は、（バックアップボイラ１１の加熱量）÷（バックアップボイラ１１の効率）で算出することができる。 なお、バックアップボイラ１１の効率は、バックアップボイラ１１に固有の値であり、予め実験等から求められており、制御器２４に記憶されている。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、貯湯タンク１０が満蓄状態であるかを判定する（ステップＳ５１１）。 ここで、満蓄状態とは、発電ユニット２で発生した熱を熱媒体ｗが吸収することができない状態をいう。 具体的には、配管９を通流する熱媒体ｗが、熱交換器６において、発電ユニット２で発生した熱を回収した冷却水ｃから熱を受けることができない状態をいう。

具体的には、運転計画作成手段２４ｃは、出湯後貯湯タンク１０の蓄熱量が貯湯タンク１０の最大蓄熱量を上回った場合に満蓄と判定する。 また、貯湯タンク１０の最大蓄熱量は、｛（満蓄時のタンク温度）−（補給水温度）｝×（貯湯タンク容量）×（比熱）で算出することができる。 なお、制御器２４は、貯湯タンク１０が満蓄になった場合は、運転計画上、分散型発電装置１を運転することになっていても、強制的に停止させる。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の起動動作時の消費電力と消費燃料を算出する（ステップＳ５１２）。 分散型発電装置１の起動動作は、運転計画で分散型発電装置１の発電停止状態（待機状態）から発電動作に切り替わるときに行われ、分散型発電装置１が発電できる状態になるまでに電力や燃料を消費する。 この値は、分散型発電装置１に固有の値であり、予め制御器２４に記憶されている。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の停止動作時の消費電力と消費燃料を算出する（ステップＳ５１３）。 分散型発電装置１の停止動作は、運転計画で分散型発電装置１の発電運転から待機状態に移行するときと、貯湯タンク１０が満蓄状態になり、分散型発電装置１を強制的に停止させる場合に行われる。 分散型発電装置１の停止動作時の消費電力及び消費燃料も分散型発電装置１に固有の値であり、予め制御器２４に記憶されている。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、分散型発電装置１の待機時（待機状態）における消費電力を算出する（ステップＳ５１４）。 分散型発電装置１待機時の消費電力は、分散型発電装置１に固有の値であり、予め制御器２４に記憶されている。

次に、運転計画作成手段２４ｃは、所定の時間先まで算出したかの判定を行う（ステップＳ５１５）。 所定の時間先までの算出が終了していない場合（ステップＳ５１５でＮｏ）には、運転計画作成手段２４ｃは、ステップＳ５０１に戻り、所定の時間先までの算出が終了するまで、ステップＳ５０１〜ステップＳ５１５を繰り返す。

一方、所定の時間先まで算出が終了した場合（ステップＳ５１５でＹｅｓ）には、制御器２４は、一次エネルギー使用量を算出する（ステップＳ５１６）。 一次エネルギー使用量は、（買電量合計値）÷（発電所効率）＋（燃料消費量合計値）で算出することができる。

なお、発電所効率は、系統電源２５における送電ロス等を含めた総合的な発電所の効率である。 この値は、分散型発電システム１００が設置される国又は地域の発電所、及び送電網により変化する値のため、分散型発電システム１００の設置先に適した値を用いるとよい。 発電所効率としては、例えば、０．３６９を用いてもよい。

また、買電量の合計値は、Σ｛（電力負荷２６の予測電力量）−（分散型発電装置１の発電量）＋（起動動作時の消費電力）＋（停止動作時の消費電力）＋（待機時の消費電力）｝×（所定の時間間隔（ここでは、１時間））で算出することができる。 また、燃料消費量の合計値は、Σ｛（分散型発電装置１の燃料消費量）＋（バックアップボイラ１１の燃料消費量）＋（起動時の消費燃料）＋（停止時の消費燃料）｝で算出することができる。 ここで、Σは、所定の時間（本実施の形態では２４時間）における積算を示している。

このように、運転計画作成手段２４ｃが、少なくとも電力負荷データ（電力負荷２６で消費された電力量）と熱負荷データ（熱負荷３２で消費された熱量）に基づいて、運転計画ごとに、所定の時間における一次エネルギー使用量を算出し、ステップＳ６０（図３参照）にて、最も良い基準となる運転計画を１つ選定する。 これにより、所定時間のうち、優先時間帯以外の時間帯は、負荷データに基づいて、分散型発電装置１を発電するか否かを判定することができる。

このように、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００は、分散型発電装置１と太陽電池２７との両方を備える家では、太陽電池２７が発電する時間帯に分散型発電装置１を発電させ、分散型発電装置１の発電電力を使用者の電力負荷２６で消費することで、太陽電池２７の発電電力の売電量を最大化でき、経済的なメリットが大きくなる。 このように、分散型発電装置１を設置することによる経済的なメリットを向上させることにより、分散型発電装置１の設置によるトータルコスト（少なくとも設置コストとランニングコストとを含む）を押し下げて、普及の拡大を図ることができる。

また、本実施の形態１に係る分散型発電システム１００では、太陽電池２７が備えられていないときは、優先時間帯を考慮しない第２運転モ−ドで運転することにより、所定の基準（省エネルギー性又は環境性等）を最大化することができる。

（実施の形態２）
本実施の形態２に係る分散型発電システムは、制御器が、太陽電池が発電した電力に関する情報を受信し、太陽電池が発電を開始した時刻に基づいて日の出時刻を、太陽電池が発電を停止した時刻に基づいて日の入り時刻を決定するように構成されている態様を例示するものである。 なお、本実施の形態２に係る分散型発電システム１００は、実施の形態１に係る分散型発電システム１００と基本的構成は同じであるため、その構成の詳細な説明は省略する。

実施の形態１に係る分散型発電システム１００では、予め制御器２４に記憶した日の出及び日の入り時刻を用いていたが、本実施の形態２に係る分散型発電システム１００においては、優先時間帯決定手段２４ｂは、第２電力計測器３０で計測した太陽電池２７の発電量を元に日の出・日の入り時刻を定めるように構成されている。

図８は、ある日から過去７日間の太陽電池の発電開始時刻、発電終了時刻を示す表である。

太陽電池２７は、雨の場合にはほとんど発電を実施しないため、図８に示すように、３日前及び７日前では、発電開始時刻、発電終了時刻ともに無い。 また、午前中が雨であった４日前では、発電開始時刻が遅い時刻になる。

このため、本実施の形態２においては、優先時間帯決定手段２４ｂは、過去の所定の日数（例えば７日間）の発電開始時刻のうちで一番早い時刻を日の出時刻、一番遅い時刻を日の入り時刻と定めている。 図８の例では、日の出時刻は５：３１、日の入り時刻は１７：２５になる。

このように構成された本実施の形態２に係る分散型発電システム１００であっても、実施の形態１に係る分散型発電システム１００と同様の作用効果を奏する。

（実施の形態３）
本実施の形態３に係る分散型発電システムは、制御器が、優先時間帯に分散型発電装置が発電した場合において、分散型発電装置が供給する熱と、制御器が受信した熱負荷より予測される熱負荷と、の情報に基づいて、優先時間帯を短く補正するように構成されている態様を例示するものである。 なお、本実施の形態３に係る分散型発電システム１００は、実施の形態１に係る分散型発電システム１００と基本的構成は同じであるため、その構成の詳細な説明は省略する。

［分散型発電システムの動作］
実施の形態１、２では、日の出及び日の入り時刻を優先時間帯としていたが、使用者が熱負荷３２で使用する熱量が小さい場合は、優先時間帯を短くしたほうがよい場合がある。 例えば、熱負荷３２で使用する熱量が小さい場合、日の入り時刻になる前に貯湯タンク１０が満蓄状態となり、分散型発電装置１の運転を停止することになったり、必要以上に貯湯タンク１０に蓄熱してしまい、放熱ロスが大きくなったりすることがあるからである。

まず、図９を参照しながら、優先時間帯を短くする処理の概略について説明する。

図９は、優先時間帯を短くする処理の概念図である。

図９に示すように、太陽電池２７の発電電力は日の出時刻や日の入り時刻付近は小さく、日中になるほど大きくなる。 このため、優先時間帯を短くする場合は、日の出時刻と日の入り時刻との間の時間帯を残すように短くしていくとよい。 これにより、太陽電池２７の発電電力が大きい時間帯を優先時間帯として残すことができる。 また、優先時間帯を短くする場合、優先時間帯の長さは、熱余りが発生しない程度にするのがよい。

以下に、優先時間帯を短くする場合の処理について、図１０を参照しながら詳細に説明する。 なお、図１０に示すフローは、図２のステップＳ１０の後に実行すればよい。

図１０は、優先時間帯を短くする場合のフローチャートである。

図１０に示すように、制御器２４の優先時間帯決定手段２４ｂは、まず、優先時間帯の開始時刻として日の出時刻、優先時間帯の終了時刻として日の入り時刻を仮設定する（ステップＳ１０１）。 なお、日の出及び日の入り時刻は、実施の形態１、実施の形態２のどちらの方法で定めた時刻を用いてもよい。

次に、優先時間帯決定手段２４ｂは、優先時間帯に分散型発電装置１が発電した場合における、熱の発生量を算出する（ステップＳ１０２）。 具体的には、優先時間帯決定手段２４ｂは、所定の時間間隔ごとに、熱回収量−配管放熱ロスを算出することで、所定の時間間隔ごとの熱の発生量を算出する。 より詳細には、優先時間帯決定手段２４ｂは、図６に示すステップＳ５０１〜ステップＳ５０５を実行することで、熱回収量及び配管放熱ロスを算出し、熱の発生量を算出する。 そして、優先時間帯決定手段２４ｂは、所定の時間間隔ごとの熱の発生量を積算することで、優先時間帯に分散型発電装置１が発電した場合における、熱の発生量を算出する。

次に、優先時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間（例えば２４時間）における熱負荷３２で使用される熱量の総和より大きいか否かの判定を行う（ステップＳ１０３）。 なお、熱負荷３２で使用される熱量の総和は、熱負荷３２の予測熱量から算出する。

優先時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間における熱負荷３２で使用される熱量の総和以下である場合（ステップＳ１０３でＮｏ）には、本フローを終了する。

一方、優先時間帯決定手段２４ｂは、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間における熱負荷３２で使用される熱量の総和より大きい場合（ステップＳ１０３でＹｅｓ）には、優先時間帯の開始時刻を後の時刻に進め（ステップＳ１０４）、優先時間帯の終了時刻を前の時刻に戻す（ステップＳ１０５）。

なお、進める時間間隔又は戻す時間間隔は、例えば１分や１０分等、優先時間帯に対して十分短い時間間隔とする。 また、本実施の形態３においては、優先時間帯の開始時刻と終了時刻の両方を変更する形態を採用したが、これに限定されない。 例えば、優先時間帯の開始時刻のみを変更する形態を採用してもよく、また、優先時間帯の終了時刻のみを変更する形態を採用してもよい。

次に、優先時間帯決定手段２４ｂは、ステップＳ１０２に戻り、分散型発電装置１の熱発生量と現在の貯湯タンク１０の蓄熱量の和が、所定の時間における熱負荷３２で使用される熱量の総和以下になるまで、ステップＳ１０２〜ステップＳ１０５を繰り返す。 これにより、優先時間帯が徐々に短くなり、貯湯タンク１０で貯蓄される熱が過剰に余ることを抑制することができる。

このように構成された本実施の形態３に係る分散型発電システム１００であっても、実施の形態１に係る分散型発電システム１００と同様の作用効果を奏する。 また、本実施の形態３に係る分散型発電システム１００では、熱負荷３２で使用される熱量が小さい場合に、分散型発電装置１が発生する熱と使用者が使用する熱量とのバランスを取ることにより、貯湯タンク１０が満蓄状態になり、分散型発電装置１の発電運転を停止させること、及び貯湯タンク１０における放熱ロス等が増加することを抑制することができる。

（実施の形態４）
本実施の形態４に係る分散型発電システムは、分散型発電装置が、電力及び熱を併給する発電ユニットと、発電ユニットが供給する熱を蓄える蓄熱器と、を備えており、制御器は、蓄熱器に蓄えられている熱量が予め定められる第１熱量以下の場合は、優先時間帯は発電ユニットを最大出力で発電させ、蓄熱器に蓄えられている熱量が第１熱量より大きい場合は、優先時間帯は電力負荷の負荷データに追従するように発電ユニットの発電電力量を定めて発電させるか、又は、最大出力より低い第１出力で発電ユニットを発電させるように構成されている態様を例示するものである。

なお、本実施の形態４に係る分散型発電システム１００は、実施の形態１に係る分散型発電システム１００と基本的構成は同じであるため、その構成の詳細な説明は省略する。

［分散型発電システムの動作］
本実施の形態４に係る分散型発電システム１００は、実施の形態１〜３に係る分散型発電システム１００と同様に、運転計画に従って分散型発電装置１の発電運転を行うが、優先時間帯における分散型発電装置１の発電動作を以下のように実行する。

図１１は、本実施の形態４に係る分散型発電システムにおける優先時間帯の分散型発電装置（発電ユニット）の発電動作を模式的に示すフローチャートである。

図１１に示すように、制御器２４は、現在時刻が優先時間帯であるか否かを判定する（ステップＳ２０１）。 制御器２４は、現在時刻が優先時間帯でない場合（ステップＳ２０１でＮｏ）には、現在時刻が優先時間帯になるまで、ステップＳ２０１を繰り返す。 一方、制御器２４は、現在時刻が優先時間帯である場合（ステップＳ２０１でＹｅｓ）には、ステップＳ２０２に進む。

ステップＳ２０２では、制御器２４は、貯湯タンク１０の蓄熱量を算出する。 具体的には、制御器２４は、温度検出器１２で検知された温度、温度検知器１７〜２２で検知された温度、及び貯湯タンク１０の容積から貯湯タンク１０の蓄熱量を算出する。

次に、制御器２４は、ステップＳ２０２で算出した貯湯タンク１０の蓄熱量が、第１熱量以下であるか否かを判定する。

ここで、第１熱量とは、現在時刻から優先時間帯の終了時刻まで、分散型発電装置１を最大出力で発電した場合に、貯湯タンク１０が満蓄状態にならないようにすることができる熱量をいい、貯湯タンク１０の容積等から予め実験等により求めることができる。 また、第１熱量は、現在時刻から優先時間帯の終了時刻までの間の時間の長さによって、変動してもよく、また、変動しなくてもよい。 第１熱量としては、例えば、貯湯タンク１０の最大蓄熱量の１／４であってもよく、貯湯タンク１０の最大蓄熱量の１／３であってもよい。

制御器２４は、貯湯タンク１０の蓄熱量が、第１熱量以下である場合（ステップＳ２０３でＹｅｓ）には、分散型発電装置１（発電ユニット２）を最大出力で発電させるように、分散型発電装置１（発電ユニット２）を制御し（ステップＳ２０４）、ステップＳ２０１に戻る。 一方、貯湯タンク１０の蓄熱量が、第１熱量より大きい場合には、分散型発電装置１（発電ユニット２）を負荷追従するように、分散型発電装置１（発電ユニット２）を制御し（ステップＳ２０５）、ステップＳ２０１に戻る。

このように構成された本実施の形態４に係る分散型発電システム１００であっても、実施の形態１に係る分散型発電システム１００と同様の作用効果を奏する。

また、本実施の形態４に係る分散型発電システム１００では、原則、分散型発電装置１を最大出力で発電させる仕様になっている場合であっても、太陽電池２７が発電している優先時間帯に分散型発電装置１を発電させることができ、太陽電池２７の発電電力の売電量を最大化でき、経済的なメリットを大きくすることができる。

さらに、本実施の形態４に係る分散型発電システム１００では、分散型発電装置１の逆潮流が可能な場合に実施すると、太陽電池２７の売電量を最大化しつつ、分散型発電装置１の発電量も大きくすることができる。

なお、本実施の形態４においては、貯湯タンク１０の蓄熱量が、第１熱量より大きい場合には、分散型発電装置１（発電ユニット２）を負荷追従する形態を採用したが、これに限定されない。 貯湯タンク１０の蓄熱量が、第１熱量より大きい場合に、分散型発電装置１（発電ユニット２）を最大出力よりも低い出力である第１出力で発電する形態を採用してもよい。

ここで、第１出力とは、現在時刻から優先時間帯の終了時刻までの間、分散型発電装置１を当該出力で発電した場合に、分散型発電装置１で発生する熱量によって、貯湯タンク１０が満蓄状態にならないようにすることができる出力（発電量）をいう。 第１出力は、予め実験等により求めることができ、現在時刻から優先時間帯の終了時刻までの間の時間の長さによって、変動してもよく、また、変動しなくてもよい。 また、第１出力としては、分散型発電装置１の最大出力の１／４であってもよく、１／３であってもよい。

上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。 したがって、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。 本発明の要旨を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。 また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより種々の発明を形成できる。

本発明の分散型発電システム及び分散型発電システムの運転方法は、太陽電池の売電量を最大化することができ、所定の基準（省エネルギー性又は環境性）を最大化する分散型発電装置の運転を行うことができるため、分散型発電装置の分野において有用である。

１ 分散型発電装置 ２ 発電ユニット ３ インバータ ４ ポンプ ５ 冷却水配管 ６ 熱交換器 ７ ポンプ ８ 逆潮流防止ヒータ ９ 配管 ９ａ 配管 ９ｂ 配管 ９ｃ 配管 ９ｄ 配管 １０ 貯湯タンク １１ バックアップボイラ １２ 温度検出器 １３ 温度検出器 １４ 流量検出器 １５ 補給路 １６ 温水送水路 １７ 温度検出器 １８ 温度検出器 １９ 温度検出器 ２０ 温度検出器 ２１ 温度検出器 ２２ 温度検出器 ２３ 三方弁 ２４ 制御器 ２４ａ 太陽電池検知手段 ２４ｂ 優先時間帯決定手段 ２４ｃ 運転計画作成手段 ２４ｄ 発電制御手段 ２５ 系統電源 ２６ 電力負荷 ２７ 太陽電池 ２８ インバータ ２９ 第１電力計測器 ３０ 第２電力計測器 ３１ 第３電力計測器 ３２ 熱負荷 ３３ 電気ケーブル ３４ 電気ケーブル ３５ 電気ケーブル ３６ 電気ケーブル ３７ 電気ケーブル １００ 分散型発電システム