+

WO2006006445A1 - 燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体 - Google Patents

燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体 Download PDF

Info

Publication number
WO2006006445A1
WO2006006445A1 PCT/JP2005/012387 JP2005012387W WO2006006445A1 WO 2006006445 A1 WO2006006445 A1 WO 2006006445A1 JP 2005012387 W JP2005012387 W JP 2005012387W WO 2006006445 A1 WO2006006445 A1 WO 2006006445A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hot water
fuel cell
power
water supply
amount
Prior art date
Application number
PCT/JP2005/012387
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Shigeaki Matsubayashi
Masataka Ozeki
Yoshikazu Tanaka
Original Assignee
Matsushita Electric Industrial Co., Ltd.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. filed Critical Matsushita Electric Industrial Co., Ltd.
Priority to JP2006528903A priority Critical patent/JP5020634B2/ja
Priority to EP05758228.0A priority patent/EP1780823B1/en
Priority to US11/631,412 priority patent/US8735009B2/en
Publication of WO2006006445A1 publication Critical patent/WO2006006445A1/ja

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24D—DOMESTIC- OR SPACE-HEATING SYSTEMS, e.g. CENTRAL HEATING SYSTEMS; DOMESTIC HOT-WATER SUPPLY SYSTEMS; ELEMENTS OR COMPONENTS THEREFOR
    • F24D17/00—Domestic hot-water supply systems
    • F24D17/0005—Domestic hot-water supply systems using recuperation of waste heat
    • F24D17/001—Domestic hot-water supply systems using recuperation of waste heat with accumulation of heated water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24D—DOMESTIC- OR SPACE-HEATING SYSTEMS, e.g. CENTRAL HEATING SYSTEMS; DOMESTIC HOT-WATER SUPPLY SYSTEMS; ELEMENTS OR COMPONENTS THEREFOR
    • F24D18/00—Small-scale combined heat and power [CHP] generation systems specially adapted for domestic heating, space heating or domestic hot-water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04052—Storage of heat in the fuel cell system
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04604—Power, energy, capacity or load
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04955—Shut-off or shut-down of fuel cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04992—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the implementation of mathematical or computational algorithms, e.g. feedback control loops, fuzzy logic, neural networks or artificial intelligence
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24D—DOMESTIC- OR SPACE-HEATING SYSTEMS, e.g. CENTRAL HEATING SYSTEMS; DOMESTIC HOT-WATER SUPPLY SYSTEMS; ELEMENTS OR COMPONENTS THEREFOR
    • F24D2101/00—Electric generators of small-scale CHP systems
    • F24D2101/30—Fuel cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/10—Fuel cells in stationary systems, e.g. emergency power source in plant
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/405—Cogeneration of heat or hot water
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B30/00—Energy efficient heating, ventilation or air conditioning [HVAC]
    • Y02B30/18—Domestic hot-water supply systems using recuperated or waste heat
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/10—Applications of fuel cells in buildings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Definitions

  • FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a fuel cell power generation system according to the present invention.
  • the power consumption prediction unit 220 accumulates the power consumption obtained from the power consumption measurement unit 240 and learns it using the Euler network model, and the hot water supply heat amount prediction unit 230 stores the amount of hot water supply heat. Accumulated hot water usage heat obtained from the measuring unit 250 is stored and learned using the Yuular network model, so when making a prediction, the future power consumption and hot water usage will be predicted for a predetermined time from a predetermined time. can do.
  • the neural network model predicts the future electric power consumption and hot water supply heat consumption for 24 hours from 0:00, it is possible to create a generated power command pattern for one day.
  • the fuel cell power generator 100 can be operated with an appropriate generated power command pattern.
  • Fig. 5 (a) since the fuel cell power generation device 100 operates along the predicted power consumption value from time sl to time el, the generated power command pattern matches the predicted power consumption value. From 0 o'clock to sl (0 to sl-1) and el to 24 o'clock (el + l to 23) are times when the fuel cell power generation device 100 is stopped, the generated power command pattern is zero.
  • Qmax is the maximum amount of hot water stored, and when the amount of hot water stored in the hot water tank Qnow (i) [kWh] exceeds Qmax, Qmax is maintained, and the excess is exhausted.
  • the maximum amount of stored hot water Qmax is a value that greatly depends on the capacity of the hot water storage tank, and it is assumed that the value is obtained and set by conducting experiments in advance.
  • the energy that should be taken into consideration in the fuel cell system energy is when the amount of gas supplied to the fuel cell power generation device 100 and the amount of hot water to be used are required according to the user's request when there is no heat in the hot water storage tank 106 This is the amount of backup gas used by backup partner 107 and the amount of electricity purchased from commercial power source 105 when the electric power used by electrical equipment 104 is greater than the generated power.
  • the fuel cell system energy calculation unit 214 calculates the amount of power purchased from the commercial power source 105 using the following equation (7).
  • the hot water storage tank calorific value Qnow (i) is calculated by subtracting the predicted hot water supply calorific value and the heat dissipation heat amount of the hot water tank from the added value.
  • the hot water storage tank heat quantity Qnow (i) is equal to or greater than the maximum hot water storage heat quantity Qmax
  • the hot water storage tank heat quantity Qnow (i) is the same value as the maximum hot water storage heat quantity Qmax.
  • the amount of heat stored in the hot water storage tank also has the power of having one day a day in units of one hour, and it consists of 24 values for one generated power command pattern, which is equivalent to the generated power command pattern, that is, 576 patterns. Created.
  • the optimum power generation start / stop calculation unit 200 is based on the predicted amount of used power from the used power amount predicting unit 220 and the predicted amount of used hot water supply heat from the used hot water supply heat amount predicting unit 230. Therefore, the optimum start time sl-max and stop time el-max, at which the energy of the fuel cell power generation device 100 is the smallest compared to the conventional system energy, can be obtained every day. The device 100 can be operated most efficiently.
  • the energy balance calculation unit 216 calculates the energy Total-loss that is lost when the fuel cell power generator 100 is started up using the above equation (22) (step S28).
  • the energy balance calculation unit 216 calculates the energy balance E (si, el) by calculating the fuel cell system energy Efc (i) calculated by calculating the loss energy at start-up Total-loss. Put out.
  • the processing in steps S30 and S31 in FIG. 8 is the same as the processing in steps S10 and S11 in FIG.
  • FIG. 12 is a block diagram showing a configuration of the controller 101 in the fourth embodiment.
  • the description of the same configuration as the controller in the first embodiment shown in FIG. 2 is omitted.
  • the overall configuration of the fuel cell power generation system in the fourth embodiment is the same as that shown in FIG.
  • a fuel for calculating fuel cell system energy indicating the fuel required for the hot water supply device and the electric energy required for the electric device when the fuel cell power generation device is operated with the generated power command pattern.
  • the power consumption used by the electrical device is measured, and the future power consumption is predicted for a predetermined time from a predetermined time based on the measured power consumption.
  • the amount of hot water used by the hot water supply device is measured, and based on the measured amount of used hot water, the amount of hot water used in the future is predicted for a predetermined time from a predetermined time.
  • a plurality of generated power command patterns obtained from a combination of the start time and stop time of the fuel cell power generation device are created based on the predicted power consumption value, and power generation is performed based on the predicted hot water supply heat value.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Fuzzy Systems (AREA)
  • Medical Informatics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Heat-Pump Type And Storage Water Heaters (AREA)

Abstract

　家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転し、省エネルギー化を実現する。 　発電電力指令パターン作成部２１２は、使用電力量予測値に基づいて燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンを作成し、貯湯タンク熱量計算部２１５は、使用給湯熱量予測値に基づいて貯湯タンクの所定の時間分の貯湯熱量を計算し、燃料電池システムエネルギー計算部２１４は、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算し、最適指令パターン選択部２１７は、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させる。

Description

明 細 書
燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プロ グラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体
技術分野
[0001] 本発明は、電力を発電して電気機器に提供し同時に発生する熱により給湯機器に 給湯する燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログ ラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体に関するものである。
背景技術
[0002] 従来、燃料ガスを用いて電力と温水とを供給する燃料電池を発電する燃料電池発 電装置が知られている。燃料電池発電装置の供給する電力と温水とを無駄なく利用 してエネルギー効率を向上させるためには、燃料電池が発電する電力が電気機器で 使用される電力と同等であることが望ましい。また、同時に発生する温水も給湯機器 で使用される温水量と同等であることが望ましい。そのため、従来の燃料電池発電装 置では家庭ごとの使用電力や使用温水量を計測管理し、燃料電池の発電電力を制 御する方法が提案されて ヽる。
[0003] 例えば、特許文献 1では、家庭ごとの給湯機器で使用されて!ヽる温水（給湯熱量） を計測し使用給湯熱量を予測しながら、使用給湯熱量と同等な給湯熱量を発生する ように発電電力を制御する方法が提案されている。また、特許文献 2では、シミュレ一 シヨンすることで使用電力を予め予測しておき、その予測値に従って燃料電池の発 電出力を効率的に制御するようにしている。
特許文献 1 :特開 2002— 318006号公報
特許文献 2：特開 2003— 61245号公報
発明の開示
[0004] しかしながら、上記従来の燃料電池発電装置の制御方法では、家庭で使用される 使用給湯熱量あるいは使用電力量のどちらか一方しか考慮されていない。そのため 、使用給湯熱量のみを考慮し発電電力を制御すると、発電電力が電気機器で使用さ れる電力と同等にならず、例えば発電電力が使用電力より大きくなる場合は、効率の 悪い熱量への変換を余儀なくされ効率の低下を招くことになる。また、使用電力のみ を考慮し発電電力を制御すると、発生する給湯熱量が給湯機器で使用される使用給 湯熱量と同等にならず、例えば使用給湯量が少ない場合には温水が貯湯タンクに一 杯になり、それ以後発生する熱は外部に放熱させることで廃棄することになる。また、 貯湯タンクが一杯になった場合、それ以上熱が発生しな 、ように燃料電池発電装置 を完全に停止させなければならず、再起動による立ち上がりロスが発生し、省エネル ギー性が低下することになる。
[0005] 本発明は、上記の問題を解決するためになされたもので、家庭毎に異なる使用電 力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転することができ、 省エネルギー化を実現することができる燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、 制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体 を提供することを目的とするものである。
[0006] 本発明に係る燃料電池発電装置の制御装置は、燃料を用いて電気機器に供給す る電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行う燃料電池発電 装置の制御装置であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量 計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所 定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手 段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、前 記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づ ヽて、所定の時刻か ら所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と、前 記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃 料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力 得られる複数の発電電 力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前記使用給湯熱量 予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生 する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定 の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発電電力指令パ ターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯 タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段 によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指 令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要と する前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池シ ステムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、前記燃料電 池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令バタ ーンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネル ギ一が最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる 燃料電池動作手段とを備える。
[0007] この構成によれば、電気機器が使用する使用電力量が計測され、計測された使用 電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量が予測さ れる。また、給湯機器が使用する使用給湯熱量が計測され、計測された使用給湯熱 量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量が予測され る。そして、使用電力量予測値に基づいて、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時 刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯 熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、給湯 機器に供給する貯湯タンクの所定の時間分の貯湯熱量が計算される。複数の発電 電力指令パターンと貯湯熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電 電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とす る燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネ ルギ一が計算される。そして、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システム エネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パタ ーンで燃料電池発電装置が動作される。
[0008] 本発明によれば、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから 得られる複数の発電電力指令パターンごとに計算した燃料電池システムエネルギー のうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンを求め て、それに対応する起動時刻で燃料電池発電装置を起動させるとともに、停止時刻 で停止させることで、家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池 発電装置を効率的に運転させることができ、省エネルギー化を実現することができる [0009] 本発明の目的、特徴、局面、及び利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによつ て、より明白となる。
図面の簡単な説明
[0010] [図 1]本発明に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図である。
[図 2]図 1に示すコントローラの構成を示すブロック図である。
[図 3]図 2の使用電力量予測部で使用する使用電力量を予測するためのニューラル ネットワークモデルの構成について説明するための図である。
圆 4]図 2の使用給湯熱量予測部で使用する使用給湯熱量を予測するための-ユー ラルネットワークモデルの構成について説明するための図である。
[図 5]使用電力量予測値と起動時刻と停止時刻と発電電力指令パターンとの関係を 示す説明図である。
[図 6]図 2に示す第 1の実施の形態におけるコントローラの動作を説明するためのフロ 一チャートである。
[図 7]第 2の実施の形態におけるコントローラの構成を示すブロック図である。
[図 8]図 7に示す第 2の実施の形態におけるコントローラの動作を説明するためのフロ 一チャートである。
[図 9]本発明の第 3の実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図 である。
[図 10]第 3の実施の形態におけるコントローラの構成を示すブロック図である。
[図 11]第 3の実施の形態におけるコントローラの動作を説明するためのフローチヤ一 トである。
[図 12]第 4の実施の形態におけるコントローラの構成を示すブロック図である。
発明を実施するための最良の形態
[0011] 以下、本発明に係る実施形態を図面に基づいて説明する。なお、各図において同 一の構成については、同一の符号を付し、その説明を省略する。
[0012] (第 1の実施の形態）
図 1は、本発明に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す図である。図 1に示 す燃料電池発電システム 120は、燃料電池発電装置 100、コントローラ 101、インバ ータ 102、電力計 103、貯湯タンク 106、ノックアップパーナ 107及び給湯熱量計 10 9を備えて構成される。
[0013] 家庭内の電力系統には、燃料電池発電装置 100、インバータ 102、電気機器 104 及び商用電源 105が接続されている。電力計 103は、電気機器 104によって使用さ れる電力を測定する。電気機器 104は、例えば冷蔵庫や洗濯機などの家電機器で あり、電気を使用する種々の機器が含まれる。
[0014] また、家庭内の給湯系統には、燃料電池発電装置 100、貯湯タンク 106、バックァ ップパーナ 107、給湯機器 108及び巿水 110が接続されている。給湯機器 108とは 例えば風呂、シャワー及び洗面など住まい手が湯を使用する場合の機器である。給 湯熱量計 109は、給湯機器 108への給湯量と給湯温度及び巿水 110の水温を計測 し、給湯機器 108で使用する給湯負荷の熱量を測定する。以後、この給湯負荷の熱 量のことを使用給湯熱量と呼ぶ。
[0015] 電力計 103及び給湯熱量計 109はコントローラ 101に接続されており、電力計 103 力もコントローラ 101へ電気機器 104の使用電力が送られ、給湯熱量計 109からコン トローラ 101へ給湯機器 108の使用給湯熱量が送られる。コントローラ 101は、燃料 電池発電装置 100に接続されており、コントローラ 101から燃料電池発電装置 100に 発電電力指令が出力され、燃料電池発電装置 100は発電電力指令に従って発電を 行う。
[0016] 燃料電池発電装置 100は、都市ガスなどの燃料力も得られる水素を空気中の酸素 と反応させることで、化学エネルギーを電気エネルギーに変換して発電する。燃料電 池発電装置 100の発電電力はインバータ 102に供給され、インバータ 102から電気 機器 104に供給される。電気機器 104で使用する使用電力が発電電力より大きい場 合、インバータ 102は、商用電源 105から電力を購入 (買電)し、不足分を補う。逆に 、発電電力が使用電力よりも大きい場合、インバータ 102は、発電電力の余剰分を商 用電源 105に売却 (売電)する。なお、商用電源 105が売電を許可していない場合は 、余剰分は例えば貯湯タンク 106でヒータなどにより給湯熱量に変換され処理される こととなる。 [0017] また、燃料電池発電装置 100は、発電と同時に熱を生成し、その熱は発電給湯熱 として貯湯タンク 106で湯として蓄えられることになる。貯湯タンク 106に蓄えられた湯 はユーザの要望に応じて給湯機器 108から出湯される。この時、貯湯タンク 106に所 望の湯がない場合はバックアップパーナ 107が湯を生成し給湯機器 108に提供する 。貯湯タンク 106に湯がなくなる理由としては、電気機器 104で使用される電力が少 なく燃料電池発電装置 100の発電電力が少ない場合や、給湯機器 108で使用され る使用給湯熱量が非常に多い場合が考えられる。
[0018] 逆に、電気機器 104で使用される電力が非常に多く燃料電池発電装置 100の発 電電力が多い場合や、給湯機器 108で使用される使用給湯熱量が非常に少ない場 合は、発電給湯熱が相対的に多くなり貯湯タンク 106がー杯になる場合がある。この 場合は、発電給湯熱を外部に放熱させることで廃棄するか、それ以上発電給湯熱が 発生しな!、ように燃料電池発電装置 100を完全に停止させなければならず、再起動 による立ち上がりロスなどが発生することになる。
[0019] 図 2は、図 1に示すコントローラ 101の構成を示すブロック図である。図 2に示すコン トローラ 101は、電力量計測部 240、使用電力量予測部 220、給湯熱量計測部 250 、使用給湯熱量予測部 230及び最適発電起動停止算出部 200を備えて構成される
[0020] 電力量計測部 240は、電気機器 104が使用する使用電力を電力計 103より計測し 1時間の使用電力量として取得し、使用電力量予測部 220に送信する。使用電力量 予測部 220は、電力量計測部 240より送信された 1時間の使用電力量の履歴を蓄積 し、所定の時刻力 所定の時間分だけ未来の使用電力量を 1時間単位で予測する。 使用電力量予測部 220は、予測を行うために階層型の-ユーラルネットワークモデル を保持している。なお、ニューラルネットワークモデルの特徴や学習方法などの詳細 については、「甘利俊一編著、ニューラルネットの新展開、 pp. 73— 86、（株)サイエ ンス社、 1994年」に開示されているため、説明を省略する。
[0021] 図 3は、図 2の使用電力量予測部 220で使用する-ユーラルネットワークモデルの 構成について説明するための図である。ニューラルネットワークモデル 300は、階層 型-ユーラルネットワークであり、入力層、中間層及び出力層の 3層を有している。こ の-ユーラルネットワークモデル 300の構成としては、予測値を出力パラメータとし、 予測値と因果関係の強いデータを入力パラメータとして構成することが予測精度の 向上のために必要となる。そのため、出力パラメータは当日の使用電力量予測値とし 、入カノ メータは予測値との因果関係が強いと考えられる前日の使用電力量として いる。
[0022] 本実施の形態における使用電力量予測部 220は、予測する時刻から 24時間先ま で 1時間単位で予測する。そのため、ニューラルネットワークモデル 300の出力パラメ ータは、「予測する時刻台の使用電力量予測値」、「（予測する時刻 + 1)台の使用電 力量予測値」、 · · ·、「（予測する時刻 + 23)台の使用電力量予測値」の 24個のデー タを用い、入力パラメータは、「予測する時刻台と同じ前日の使用電力量」、「（予測 する時刻 + 1)台と同じ前日の使用電力量」、 · · ·、「(予測する時刻 + 23)台と同じ前 日の使用電力量」の 24個のデータを用いて 、る。
[0023] なお、予測する時刻台の使用電力量とは、予測する時刻が 0時の場合には 0時から 1時までに使用された電力量である。ニューラルネットワークモデルをこのような構成 にすることによって、予測したい当日の 0時を過ぎた時点で、前日の使用電力量を入 力することで、当日の予測時刻以降の使用電力量を 1時間単位で予測（24時間分の 予柳』)することができる。
[0024] また、ニューラルネットワークモデル 300では、予測の精度を上げるために数日分 の使用電力量予測値と使用電力量実測値とがペアになったデータを確保し学習を 行うことで、ニューラルネットワークモデル 300の重み係数を修正することができ、結 果的に家庭ごとの使用電力量予測を精度よく行うことができる。
[0025] なお、より精度を上げるためには、学習に利用するデータを分けたほうが良い。例え ば平日の予測を行う場合であれば、学習に利用するデータも平日のデータを利用す る方が効果的である。また-ユーラルネットワークモデル 300が全く学習されていない 初期状態においては、学習に必要なデータが数日間確保できて少なくとも 1回以上 学習を行った後に予測を行う必要がある。
[0026] 給湯熱量計測部 250は、給湯機器 108が使用する使用給湯熱量を給湯熱量計 10 9より計測し 1時間の使用給湯熱量として取得し、使用給湯熱量予測部 230に送信 する。使用給湯熱量予測部 230は、使用給湯熱量予測部 230より送信された 1時間 の使用給湯熱量の履歴を蓄積し所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯 熱量を 1時間単位で予測する。使用給湯熱量予測部 230では、使用電力量予測部 2 20と同様に予測を行うために階層型の-ユーラルネットワークモデルを保持している
[0027] 使用給湯熱量予測部 230の動作は基本的には使用電力量予測部 220と同様であ る力 使用給湯熱量予測部 230で使用する-ユーラルネットワークモデルは図 4に示 すようになる。ニューラルネットワークモデル 310は、階層型-ユーラルネットワークで あり、入力層、中間層及び出力層の 3層を有している。このニューラルネットワークモ デル 310は、出力パラメータを当日の使用給湯熱量予測値とし、入力パラメータを予 測値との因果関係が強いと考えられる前日の使用給湯熱量としている。
[0028] 本実施の形態における使用給湯熱量予測部 230は、予測する時刻から 24時間先 まで 1時間単位で予測する。そのため、ニューラルネットワークモデル 310の出力パラ メータは、「予測する時刻台の使用給湯熱量予測値」、「(予測する時刻 + 1)台の使 用給湯熱量予測値」、 · · ·、「 (予測する時刻 + 23)台の使用給湯熱量予測値」の 24 個のデータを用い、入力パラメータは、「予測する時刻台と同じ前日の使用給湯熱量 」、「(予測する時刻 + 1)台と同じ前日の使用給湯熱量」、 · · ·、「(予測する時刻 + 23 )台と同じ前日の使用給湯熱量」の 24個のデータを用いている。
[0029] なお、予測する時刻台の使用給湯熱量とは、予測する時刻が 0時の場合には 0時 力も 1時までに使用された給湯熱量である。ニューラルネットワークモデルをこのよう な構成にすることによって、予測したい当日の 0時を過ぎた時点で、前日の使用給湯 熱量を入力することで、当日の予測時刻以降の使用給湯熱量を 1時間単位で予測（ 24時間分の予測)することができる。
[0030] このように、使用電力量予測部 220では電力量計測部 240から取得した使用電力 量を蓄積して-ユーラルネットワークモデルを用いて学習し、使用給湯熱量予測部 2 30では給湯熱量計測部 250から取得した使用給湯熱量を蓄積して-ユーラルネット ワークモデルを用いて学習するので、予測を行う時に、所定の時刻から所定の時間 分だけ未来の使用電力量及び使用給湯量を予測することができる。 [0031] また、ニューラルネットワークモデルによって 0時から 24時間分だけ未来の使用電 力量及び使用給湯熱量が予測されるので、 1日分の発電電力指令パターンを作成 することができ、 1日毎に最も適切な発電電力指令パターンで燃料電池発電装置 10 0を動作させることができる。
[0032] 最適発電起動停止算出部 200は、使用電力量予測部 220から得られる所定の時 刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を 1時間単位で予測した使用電力量予 測値と、使用給湯熱量予測部 230から得られる所定の時刻力も所定の時間分だけ未 来の使用給湯熱量を 1時間単位で予測した使用給湯熱量予測値とに基づいて、最 も 1次エネルギー消費の少ない発電起動時刻と発電停止時刻とを算出し、発電電力 指令として燃料電池発電装置 100に送信する。
[0033] 次に、最適発電起動停止算出部 200の動作について説明する。最適発電起動停 止算出部 200は、予測値取得部 211、発電電力指令パターン作成部 212、従来シス テムエネルギー計算部 213、燃料電池システムエネルギー計算部 214、貯湯タンク 熱量計算部 215、エネルギー収支計算部 216及び最適指令パターン選択部 217を 備えて構成される。
[0034] 予測値取得部 211は、使用電力量予測部 220によって予測された使用電力量予 測値 Pgene (i) [kWh]と、使用給湯熱量予測部 230によって予測された使用給湯熱 量予測値 Phot (i) [kWh]とを取得する。 iは時刻を意味しており、例えば Pgene (5) は 5時台の使用電力量予測値を表している。
[0035] 発電電力指令パターン作成部 212は、予測値取得部 211から使用電力量予測値 を取得し、発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]を作成する。発電電力 指令パターン Pprof (i) (sl、 el)は、燃料電池発電装置 100の起動時刻を siとし、 停止時刻を elとして、下記の（1)式で作成される。
[0036] D ef'、f ]"Pgene(i)[i=sl〜el] 、 Pprof(i)(sl ,el)= ^ s r. Λ 1 く l ' · ·(1)
[0 Li=0〜s l -丄， el+, Q
l〜23」
[0037] 図 5は、使用電力量予測値と起動時刻 siと停止時刻 elと発電電力指令パターンと の関係を示す図であり、図 5 (a)は、起動時刻が停止時刻よりも小さい (sl < el)場合 における発電電力指令パターンの一例を示す図であり、図 5 (b)は、起動時刻が停 止時刻よりも大きい（sl >el)場合における発電電力指令パターンの一例を示す図 である。なお、図 5 (a)及び図 5 (b)における縦軸は送電端電力を表し、横軸は時間を 表す。
[0038] 図 5 (a)では時刻 slから時刻 elまで燃料電池発電装置 100は使用電力量予測値 に沿って動作することから、発電電力指令パターンは使用電力量予測値と一致して いる。 0時〜 sl (0〜sl— 1)、 el〜24時（el + l〜23)は燃料電池発電装置 100を 停止させる時間帯であるために、発電電力指令パターンは 0となる。
[0039] また、図 5 (b)では時刻 slから 24時、 0時から時刻 elまで燃料電池発電装置 100を 動作させるが、使用電力量予測値が燃料電池発電装置 100の最大出力を超える区 間については最大出力になり、使用電力量予測値が燃料電池発電装置 100の最小 出力よりも小さい区間については最小出力になるため、図で示すような発電電力指 令パターンとなる。すなわち、燃料電池発電装置 100は、送電端電力の最大出力が 予め決まっており、この最大出力を超えて電力を供給することはできない。そのため、 使用電力量予測値が最大出力を超える場合、発電電力指令パターンは、最大出力 に修正される。同様に、燃料電池発電装置 100は、送電端電力の最小出力が予め 決まっており、この最小出力よりも小さい電力を供給することはできない。そのため、 使用電力量予測値が最小出力を下回る場合、発電電力指令パターンは、最小出力 に修正される。
[0040] 発電電力指令パターンは、起動時刻 slと停止時刻 elとの組み合わせ分だけ存在 することになる。例えば起動時刻 slが 5時、停止時刻 elが 22時の場合の発電電力 指令パターンは Pprof (i) (5、 22) [kWh]と表現できる。発電電力指令パターンは、 起動時刻 slと停止時刻 elとの組み合わせになることから、 24通り X 24通り = 576通 り作成される。なお、起動時刻と停止時刻とが同じ (sl = el)場合には燃料電池発電 装置 100は停止せず連続運転することとする。
[0041] 従来システムエネルギー計算部 213は、予測値取得部 211から送られた使用電力 量予測値 Pgene (i) [kWh]と使用給湯熱量予測値 Phot (i) [kWh]とに基づいて、 燃料電池発電装置 100を設置する前の電力量及びガス量を示すエネルギーである 従来システムエネルギー Eold (i) [kWh]を算出する。燃料電池発電装置 100を設置 する前は、使用電力量は通常の電力会社から商用電源 105を介して供給される電 気を利用し、使用給湯熱量はガスを通常のガス給湯器により熱に変換して利用する 。そのため、従来システムエネルギー Eold (i) [kWh]を 1次エネルギーの観点から算 出するためには、電力会社で発電する電力の割合を表す電気発電効率とガス給湯 器の給湯器効率とを用いて下記の（2)式で計算される。
[0042] Eold (i) =Pgene (i) Z電気発電効率 +Phot (i) Z給湯器効率' · · (2)
[0043] 上記の（2)式では、使用電力量及び使用給湯熱量としてそれぞれ使用電力量予 測値及び使用給湯熱量予測値を使って ヽるために、従来システムエネルギー Eold ( i) [kWh]は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、燃料電池 発電装置 100を設置する前のエネルギーを 1時間単位で算出していることになる。な お、一般には電気発電効率は約 40%の値を取り、給湯器効率は約 80%から 90% の値を取る。
[0044] 貯湯タンク熱量計算部 215は、予測値取得部 211から送られた使用給湯熱量予測 値 Phot (i) [kWh]に基づいて、貯湯タンク 106の熱量の時刻毎の推移を表す貯湯タ ンク熱量 Qnow (i) [kWh]を算出する。まず、貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タ ンク 106での放熱による放熱熱量 Qloss (i) [kWh]を下記の（3)式を用いて計算する
[0045] Qloss (i) =Qnow (i- l) X貯湯タンク放熱係数' · · (3)
[0046] 上記の（3)式の貯湯タンク放熱係数は、 1時間で貯湯タンクカゝら放熱される熱量の 割合を示したものであり、貯湯の断熱性能に依存する。通常、貯湯タンク放熱係数は 1〜2%程度の値を取る。
[0047] 貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タンク 106の熱量の推移を表す貯湯タンク熱量 Qnow (i) [kWh]を、放熱熱量 Qloss (i) [kWh]と、発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]と、使用給湯熱量予測値 Phot (i) [kWh]とに基づいて下記の（4) 式で計算する。
[0048] Qnow (i) =Qnow (i— 1) + Pprof (i) (si, el) ZFC発電効率 X FC給湯効率 P hot (i)— Qloss (i)…（4)
[0049] 上記の (4)式の FC発電効率は、燃料電池発電装置 100の発電に利用されるガス から取得される発電電力の割合であり、 FC給湯効率は同様にガスから取得される発 熱量の割合である。これらの値は通常は燃料電池発電装置 100の性能によって決定 される値である。また厳密には燃料電池の動作状態によって変動する値であり、一般 には発電電力が小さいほどともに値が小さい、すなわち効率が悪いことになる。上記 の（4)式では、 FC発電効率及び FC給湯効率とも、予め実験を行うことなどにより値 を求めて設定しておくものとする。なお、一般には FC発電効率は約 30%の値を取り 、 FC給湯効率は約 40%の値を取るものである。
[0050] 次に、貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タンクの熱量 Qnow(i) [kWh]が最大貯 湯熱量を超える場合は廃熱処理を行う必要があるために、下記の（5)式により再計 算する。
[0051」 Qnowu =Qmax [Qnowu)≤Qmax」 · · · (り
[0052] 上記の（5)式で Qmaxは最大貯湯熱量であり、貯湯タンク熱量 Qnow (i) [kWh]が Qmaxを超える場合は Qmaxを維持し、超える分は排熱することになる。通常、最大 貯湯熱量 Qmaxは貯湯タンクの容量に大きく依存する値であり、予め実験を行うこと などにより値を求めて設定しておくものとする。
[0053] 以上の計算により求められた貯湯タンク熱量 Qnow(i) [kWh]は、予測を行った所 定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、 1時間単位で算出していることになる。
[0054] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、発電電力指令パターン作成部 212か ら発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]を取得し、予測値取得部 211か ら使用電力量予測値 Pgene (i) [kWh]を取得し、貯湯タンク熱量計算部 215から貯 湯タンク熱量 Qnow (i) [kWh]を取得し、燃料電池発電装置 100を設置した後のェ ネルギーである燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kWh]を算出する。燃料電池シ ステムエネルギーで考慮すべきエネルギーは、燃料電池発電装置 100に供給される ガス量と、貯湯タンク 106に熱量がない状態でユーザの要望により使用給湯熱量が 必要となった場合に動作するバックアップパーナ 107で使用するバックアップガス使 用量と、電気機器 104で使用する使用電力が発電電力より大きい場合に商用電源 1 05から購入する買電量とである。
[0055] まず、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、ノックアップパーナ 107で使用 するノ ックアップガス使用量を下記の（6)式を用 、て算出する。
[oo56] バ' アップガス翻量 -(6)
Figure imgf000015_0001
[0057] 上記の（6)式での給湯器効率は（2)式で使用した給湯器効率と同じである。ノ ック アップガス使用量が発生する場合は、貯湯タンク熱量計算部 215で計算された貯湯 タンク熱量 Qnow(i) [kWh]が負の場合であるために、 Qnow(i) < 0の場合のみバッ クアップガス使用量が発生し、 Qnow(i)≥0の場合は貯湯タンク 106の熱量が充足 しているために、ノックアップガス使用量は発生しないこととなり、値は 0となる。
[0058] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、商用電源 105から購入する買 電量を下記の（7)式を用いて算出する。
[0059] m (Pgene(i)- Pprof(i)(sl,el))/電気発電効率 [Pgene(i)≥Pprof(i)(sl,el)] 貝电"ト { 0 [Pgene(i)<Pprof(i)(sl,ei)]
■■■(7)
[0060] 上記の（7)式での電気発電効率は（2)式で使用した電気発電効率と同じである。こ こでは、燃料電池発電装置 100の発電電力を発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]で運転した場合に必要となる買電量を求める必要がある。そのため、買 電量は、発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]と使用電力量予測値 Pge ne (i) [kWh]との差により計算できる。買電量が Pgene (i)≥ Pprof (i) (sl、 el)の場 合は、発電量が不足し、買電が発生すると想定される。逆に、 Pgene (i) < Pprof (i) ( sl、 el)の場合は買電が発生しないので、買電量は 0となる。以上の計算により求め られた買電量は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、 1時 間単位で算出していることになる。
[0061] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、上記の（6)式及び（7)式を用いて計 算されたバックアップガス使用量及び買電量により、燃料電池システムエネルギー Ef c (i) [kWh]を下記の（8)式を用いて計算する。
[0062] Efc (i) = Pprof (i) (si, el) ZFC発電効率 +バックアップガス使用量 (i) +買電量
(i)… (8)
[0063] 上記の（8)式での FC発電効率は (4)式で使用した FC発電効率と同じである。燃 料電池発電装置 100に供給されるガス量は、発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]と FC発電効率とを用いて、 Pprof (i) (sl、 el) ZFC発電効率で計算す ることができる。以上の計算により求められた燃料電池システムエネルギー Efc (i) [k Wh]は、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、 1時間単位で 算出していることになる。
[0064] このように、従来システムエネルギー及び燃料電池システムエネルギーは 1次エネ ルギ一に換算されるので、燃料電池発電装置 100を動作させない場合に、給湯機器 108が必要とするガス量及び電気機器 104が必要とする電力量のエネルギー（従来 システムエネルギー）と、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置 10 0を動作させた場合に、給湯機器 108が必要とするガス量及び電気機器 104が必要 とする電力量のエネルギー（燃料電池システムエネルギー）とを同じ次元のエネルギ 一として計算することができる。
[0065] エネルギー収支計算部 216は、従来システムエネルギー計算部 213から従来シス テムエネルギー Eold (i) [kWh]を取得し、燃料電池システムエネルギー計算部 214 力も燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kWh]を取得し、エネルギー収支 E (si、 e 1) [kWh]を計算する。エネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]は、燃料電池発電装置 1 00を設置する前に必要とされる 1次エネルギーと、燃料電池発電装置 100を発電電 力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]で運転した場合に必要とされる 1次ェネル ギ一との差を、予測を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り計算した ものであり、下記の（9)式で得られる。
[0066] 9 Q
E(s l，e l )二 o (Eold(i)- Efc(i))- Estart · ' · (9)
[0067] 上記の（9)式での Estartは燃料電池発電装置 100の起動時に必要とするエネル ギーである。これは直接的に発電電力に寄与しないので、ロスエネルギーとして扱い 、本実施の形態では 1回の起動及び停止を想定して 、るために 1回分のみ減して ヽ るが、運転条件が変わり複数回の起動及び停止が行われるようになれば、起動回数 分だけ減する必要がある。
[0068] このように、燃料電池システムエネルギーを算出する際に、燃料電池発電装置 100 の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、燃料電池システムエネルギーに加え るので、燃料電池発電装置 100を起動する際のエネルギーを考慮し、燃料電池発電 装置 100が使用するより正確なエネルギーを計算することができる。
[0069] エネルギー収支計算部 216で計算されるエネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]は、燃 料電池発電装置 100を起動時刻 si及び停止時刻 elで運転した場合の 24時間先ま でのエネルギー収支を表している。 24時間先となっているのは、本実施の形態の使 用電力量予測部 220及び使用給湯熱量予測部 230の予測が 24時間先まで行って いるためである。
[0070] また発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]は、発電電力指令パターン 作成部 212において、起動時刻 s 1と停止時刻 e 1の組み合わせだけ存在すること〖こ なることは既に説明した通りである力 エネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]も、発電電 力指令パターン 1つに 1つ対応する形で存在するために、同様に起動時刻 siと停止 時刻 elとの組み合わせだけ存在する。本実施の形態では 24通り X 24通り = 576通 り作成されることになる。またエネルギー収支 E (si、 el) [kWh]の値が正の値でなお かつ大きいということは、燃料電池発電装置 100を設置することでエネルギーが削減 されており、なおかつ削減量が大きいことを意味しており、値が大きければ大きいほど 燃料電池発電装置 100を設置するメリットがあることを示している。
[0071] なお、貯湯タンク熱量 Qnow (i) [kWh]が最大貯湯熱量 Qmaxを超えた場合は、超 えた分だけ貯湯タンクより廃熱することは貯湯タンク熱量計算部 215の動作説明時に 既に説明した通りであるが、この場合は廃熱というエネルギーロスを生じることになつ ている。そのためにこの場合はエネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]を下記の（10)式 に従い 0とする。
[0072] Qnow (i)≥ Qmaxの場合 E [sl, el] =0 · · · (10)
[0073] 最適指令パターン選択部 217は、エネルギー収支計算部 216で起動時刻 siと停 止時刻 elとの組み合わせ分だけ計算されたエネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]を取 得し、それらの中力も最も値の大きいエネルギー収支 E (si、 el) [kWh]を与えてい る起動時刻 si— maxと停止時刻 el— maxとを抽出して、燃料電池発電装置 100〖こ 送付する。燃料電池発電装置 100は、コントローラ 101から送付される起動時刻 si— maxと停止時刻 el— maxとを受け取り、起動時刻と停止時刻との間の動作時には発 電電力を使用電力量と同等になるように動作させる、いわゆる電主運転を行う。
[0074] 以上のような一連の動作により得られた起動時刻 si— maxと停止時刻 el— maxと で燃料電池発電装置 100を動作させることで、燃料電池発電装置 100を最も少な 、 エネルギーで動作させることが可能となる。
[0075] なお、本実施の形態におけるコントローラ 101が制御装置の一例に相当し、電力量 計測部 240が電力量計測手段の一例に相当し、使用電力量予測部 220が使用電 力量予測手段の一例に相当し、給湯熱量計測部 250が給湯熱量計測手段の一例 に相当し、使用給湯熱量予測部 230が使用給湯熱量予測手段の一例に相当し、発 電電力指令パターン作成部 212が発電電力指令パターン作成手段の一例に相当し 、貯湯タンク熱量計算部 215が貯湯タンク熱量計算手段の一例に相当し、燃料電池 システムエネルギー計算部 214が燃料電池システムエネルギー計算手段の一例に 相当し、エネルギー収支計算部 216及び最適指令パターン選択部 217が燃料電池 動作手段の一例に相当し、従来システムエネルギー計算部 213が従来システムエネ ルギー計算手段の一例に相当する。
[0076] 図 6は、図 2に示す第 1の実施の形態におけるコントローラ 101の動作を説明するた めのフローチャートである。本実施の形態では 1日単位でエネルギーを評価しながら 、最適な起動時刻 siと停止時刻 elとを求めることができる。そのため、予測値取得部 211は、時刻が午前 0時になり、 日付が変更した力否かを判断する (ステップ S l)。予 測する時刻は 0時に行う必要があり、日付が変更されると予測が更新できると判断す る。ここで、日付が更新しておらず、予測を更新することができないと判断された場合 (ステップ S1で NO)、待機状態となり、ステップ S 1の処理が繰り返し行われる。
[0077] 日付が変更し、予測が更新できると判断した場合 (ステップ S 1で YES)、予測値取 得部 211は、使用電力量予測部 220から使用電力量予測値 Pgene (i) [kWh]を取 得する (ステップ S2)。次に、予測値取得部 211は、使用給湯熱量予測部 230から使 用給湯熱量予測値 Phot (i) [kWh]を取得する (ステップ S3)。予測の時間は 1日分、 すなわち 24時間分であるため、 iは 0〜23の値を有する。したがって、使用電力量予 測値及び使用給湯熱量予測値は 1時間単位での予測値をその日 1日分持つことか ら、それぞれ 24個の値で構成される。
[0078] 次に、発電電力指令パターン作成部 212は、使用電力量予測部 220から使用電 力量予測値を取得し、発電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]を作成する (ステップ S4)。 siは燃料電池発電装置 100の起動時刻であり、 elは燃料電池発電 装置 100の停止時刻であり、それぞれ 0時から 23時の値を有する。発電電力指令パ ターンは、起動時刻 siと停止時刻 elとの組み合わせになることから 24通り X 24通り = 576通り作成される。なお、起動時刻と停止時刻とが同じ (sl = el)場合、燃料電 池発電装置 100は停止せず連続運転することとするために重複を除けば実質的に は発電電力指令パターンは 553通りとなる。
[0079] 次に、従来システムエネルギー計算部 213は、予測値取得部 211から使用電力量 予測値 Pgene (i) [kWh]と使用給湯熱量予測値 Phot (i) [kWh]とを取得し、取得し た使用電力量予測値 Pgene (i) [kWh]と使用給湯熱量予測値 Phot (i) [kWh]とに 基づ 、て、燃料電池発電装置 100を設置する前のエネルギーである従来システムェ ネルギー Eold (i) [kWh]を算出する（ステップ S5)。具体的には、従来システムエネ ルギー計算部 213は、使用電力量予測値を電気発電効率で除算した値と、使用給 湯熱量予測値を給湯器効率で除算した値とを加算し、この加算値を従来システムェ ネルギ一として算出する。従来システムエネルギーも 1時間単位でその日 1日分持つ ことから 24個の値で構成される。
[0080] 次に、貯湯タンク熱量計算部 215は、使用給湯熱量予測値 Phot (i) [kWh]及び発 電電力指令パターン Pprof (i) (sl、 el) [kWh]に基づいて、貯湯タンク熱量 Qnow( i) [kWh]を算出する (ステップ S6)。具体的には、貯湯タンク熱量計算部 215は、時 刻 (i 1)の貯湯タンク熱量と、 FC発電効率と FC給湯効率とを乗算した値で発電電 力指令パターンを除算した値とを加算し、加算した値から使用給湯熱量予測値と貯 湯タンクの放熱熱量とを減算することにより、貯湯タンク熱量 Qnow(i)を算出する。な お、貯湯タンク熱量 Qnow(i)が最大貯湯熱量 Qmax以上である場合、貯湯タンク熱 量 Qnow(i)は最大貯湯熱量 Qmaxと同じ値となる。貯湯タンクの熱量の推移も 1時 間単位でその日 1日分持つこと力ら、 1つの発電電力指令パターンに対して 24個の 値で構成され、それを発電電力指令パターン分だけ、すなわち 576通り作成される。 [0081] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、発電電力指令パターン Pprof ( i) (sl、 el) [kWh]と、使用電力量予測値 Pgene (i) [kWh]と、貯湯タンク熱量 Qno w (i) [kWh]とに基づいて、燃料電池発電装置 100を設置した後のエネルギーであ る燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kWh]を算出する（ステップ S7)。
[0082] 具体的には、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、貯湯タンク熱量 Qnow (i )を給湯器効率で除算することでバックアップガス使用量 (i)を算出する。燃料電池シ ステムエネルギー計算部 214は、使用電力量予測値 Pgene (i)から、発電電力指令 パターン Pprof (i) (si, el)を電気発電効率で除算した値を減算し、買電量 (i)を算 出する。そして、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、発電電力指令パター ン Pprof (i) (si, el)を FC発電効率で除算した値と、バックアップガス使用量 (i)と、 買電量 (i)とを加算し、燃料電池システムエネルギー Efc (i)を算出する。燃料電池シ ステムエネルギーも 1時間単位でその日 1日分持つこと力ら、 1つの発電電力指令パ ターンに対して 24個の値で構成され、それを発電電力指令パターン分だけ、すなわ ち 576通り作成される。
[0083] 次に、エネルギー収支計算部 216は、従来システムエネルギー Eold (i) [kWh]と 燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kWh]とに基づいてエネルギー収支 E (si、 el ) [kWh]を計算する (ステップ S8)。具体的には、エネルギー収支計算部 216は、従 来システムエネルギー Eold (i)から、燃料電池システムエネルギー Efc (i)と燃料電池 発電装置 100の立ち上がりロスを加算した値を減算し、エネルギー収支 E (si, el) を算出する。エネルギー収支 E (sl, el)は、 1つの発電電力指令パターンに対して 1 つ計算されるために発電電力指令パターン分だけ、すなわち 576通り作成される。
[0084] 次に、エネルギー収支計算部 216は、ステップ S8で計算された 576通りのェネル ギー収支 E (sl、 el) [kWh]の中から、貯湯タンク熱量 Qnow (i) [kWh]が最大貯湯 タンク熱量を超える場合に対応するエネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]には、熱量を 廃熱せざるを得なくなりエネルギーにロスが発生すると判断し、エネルギー収支の評 価を 0 (すなわち E (s 1、 e 1) = 0)とする（ステップ S9)。
[0085] 次に、最適指令パターン選択部 217は、ステップ S7で作成された 576通りのエネ ルギー収支 E (sl、 el) [kWh]の中力も最も値の大きいエネルギー収支を与えている 起動時刻 sl— maxと停止時刻 el— maxとを抽出する（ステップ S10)。
[0086] 次に、最適指令パターン選択部 217は、抽出した起動時刻 sl— maxと停止時刻 e l_maxとを燃料電池発電装置 100へ出力する (ステップ S 11)。燃料電池発電装置 100は、起動時刻 sl— max及び停止時刻 el— maxで動作する。つまり、発電電力 指令パターンが Pprof (i) (sl— max、 el— max)で動作することにより、燃料電池発 電装置 100を最も少ないエネルギーで動作させることができることになり、最も効率の 良 、起動停止を行うことが可能となる。
[0087] 以上、本発明によれば最適発電起動停止算出部 200が、使用電力量予測部 220 からの使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部 230からの使用給湯熱量予測値 とに基づいて、 1日単位で燃料電池発電装置 100のエネルギーが従来システムエネ ルギ一に比べて最も少なくなる最適な起動時刻 sl— maxと停止時刻 el— maxとを 求めることができるために、燃料電池発電装置 100を最も効率的に運転することが可 能となる。
[0088] このように、電気機器 104が使用する使用電力量が計測され、計測された使用電 力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量が予測され る。また、給湯機器 108が使用する使用給湯熱量が計測され、計測された使用給湯 熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量が予測さ れる。そして、使用電力量予測値に基づいて、燃料電池発電装置 100の起動時刻と 停止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンが作成され、使 用給湯熱量予測値に基づいて、貯湯タンク 106の貯湯熱量 (貯湯タンク熱量)が計 算される。複数の発電電力指令パターンと貯湯タンク熱量と使用電力量予測値とに 基づ 、て、それぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置 100を動作させ た場合に、給湯機器 108で必要とするガス量及び電気機器 104で必要とする電力量 のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーが計算される。そして、複数の発 電電力指令パターンごとの燃料電池システムエネルギーのうち、燃料電池システムェ ネルギ一が最も小さくなる発電電力指令パターンで燃料電池発電装置 100が動作さ れる。
[0089] したがって、燃料電池発電装置 100の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力も得 られる複数の発電電力指令パターンごとに計算した燃料電池システムエネルギーの うち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンを求めて
、それに対応する起動時刻で燃料電池発電装置 100を起動させるとともに、停止時 刻で停止させることで、家庭毎に異なる使用電力量及び使用給湯熱量に応じて燃料 電池発電装置 100を効率的に運転させることができ、省エネルギー化を実現すること ができる。
[0090] また、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づ!、て、燃料電池発電装置 100を動作させな 、場合に、給湯機器 108で必要とするガス量及び電気機器 104で 必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーが計算される。そして、 従来システムエネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システ ムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電 力指令パターンで燃料電池発電装置 100が動作される。
[0091] したがって、燃料電池発電装置 100を動作させない場合に、給湯機器 108で必要 とするガス量及び電気機器 104で必要とする電気のエネルギーを示す従来システム エネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置 100を動作 させた場合に、給湯機器 108で必要とするガス量及び電気機器 104で必要とする電 気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを減算し、減算した値が最も大 きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置 100が動作されるので、燃料電池発電装置 100を動作させない場合を考慮して、燃 料電池発電装置 100をより効率的に運転させることができる。
[0092] また、使用電力量予測部 220及び使用給湯熱量予測部 230では、家ごとに異なる 電力や給湯の使用実績を元に学習を行うために、異なる利用環境の家庭ごとにでも 最も効率的に運転することが可能となる。
[0093] なお、本発明の燃料電池発電装置 100は、コントローラ 101から起動時刻及び停 止時刻が送られて動作して ヽる時は、電気機器 104の使用電力量に応じて動作する いわゆる電主運転を前提にしているが、給湯機器 108の使用給湯熱量に応じて動作 する ヽゎゆる熱主運転を前提にしても同様な効果が得られる。
[0094] また、本発明の燃料電池発電システム 120では電力計 103や給湯熱量計 109を含 んだ構成にして ヽるが、電力計 103及び給湯熱量計 109を燃料電池発電システム 1 20の外部に有し、データのみを取得する構成にしても所望の効果が得られることは 言うまでもない。
[0095] さらに、本実施の形態では、従来システムエネルギーと燃料電池システムエネルギ 一とを算出し、従来システムエネルギーカゝら燃料電池システムエネルギーを減算する ことによりエネルギー収支を算出しているが、本発明は特にこれに限定されず、従来 システムエネルギーを求めずに、燃料電池システムエネルギーのみを用いてェネル ギー収支を算出してもよい。
[0096] 尚、本発明はプログラムによって実現し、これをコンピュータ読み取り可能な記録媒 体に記録して移送することも可能である。
[0097] (第 2の実施の形態）
次に、本発明の第 2の実施の形態について説明する。第 1の実施の形態では、各 家庭における電力需要及び給湯需要に応じた起動時刻 si及び停止時刻 elを燃料 電池発電装置 100へ出力することで、燃料電池発電装置 100を効率的に運転すると ともに、省エネルギー化を実現している。これに対し、第 2の実施の形態では、貯湯タ ンクがー杯になり燃料電池発電装置 100を停止させる場合を燃料電池システムエネ ルギ一の計算の評価に加える。
[0098] 図 7は、第 2の実施の形態におけるコントローラ 101の構成を示すブロック図である 。なお、図 7において、図 2に示す第 1の実施の形態におけるコントローラと同じ構成 については説明を省略する。また、第 2の実施の形態における燃料電池発電システ ムの全体構成は図 1と同じである。
[0099] コントローラ 101は、最適発電起動停止算出部 200、使用電力量予測部 220、使 用給湯熱量予測部 230、電力量計測部 240、給湯熱量計測部 250及び燃料電池停 止部 260を備えて構成される。
[0100] 燃料電池停止部 260は、貯湯タンク 106の貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料 電池発電装置 100を停止させる。貯湯タンク 106には、貯湯タンク 106の貯湯熱量を 計測するセンサが設けられている。燃料電池停止部 260は、このセンサから出力され る貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電装置 100を停止させる発電電力 指令を燃料電池発電装置 100へ出力する。なお、本実施の形態における燃料電池 停止部 260が停止手段の一例に相当する。
[0101] 最適発電起動停止算出部 200は、予測値取得部 211、発電電力指令パターン作 成部 212、燃料電池システムエネルギー計算部 214、貯湯タンク熱量計算部 215、 エネルギー収支計算部 216及び最適指令パターン選択部 217を備えて構成される。
[0102] 発電電力指令パターン作成部 212は、使用電力量予測部 220によって予測された 使用電力量予測値 Pgene (i)を取得し、燃料電池発電装置 100が起動時刻 siのみ に起動し、停止時刻 elのみに停止し、貯湯タンク 106が満杯になることで燃料電池 発電装置 100が停止することを考慮しな 、発電電力指令パターン Pprof— imag (i) ( si, el)を作成する。
[0103] 貯湯タンク熱量計算部 215は、使用給湯熱量予測部 230によって予測された使用 給湯熱量予測値 Phot (i)と、発電電力指令パターン作成部 212によって作成された 発電電力指令パターン Pprof— imag (i) (si, el)とを取得し、貯湯タンク 106が満杯 になることで燃料電池発電装置 100が停止した場合における実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を算出する。
[0104] 貯湯タンクが満杯になる、すなわち、貯湯タンクの貯湯熱量が予め設定される所定 の熱量に達すると、燃料電池発電装置 100は停止し、実際の貯湯タンク熱量 Qnow _real (i)は変化する。そこで、貯湯タンク熱量計算部 215は、発電電力指令パター ン Pprof— imag (i) (si, el)で運転された場合に想定される貯湯タンクの熱量の推 移を貯湯タンクの満杯判断指数 Qnow— imag (i)として算出し、算出した満杯判断 指数と貯湯タンクの最大貯湯熱量とを比較することで実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を算出する。
[0105] 貯湯タンクの満杯判断指数 Qnow— imag (i)は、貯湯タンクの発熱量 Q— gene (i) と、直前時刻の貯湯タンクの熱量 Qnow— real (i—1)と、使用給湯熱量予測値 Phot (i)と、貯湯タンクでの放熱による放熱熱量 Qloss (i)と、配管放熱量とに基づいて、下 記の（11)式を用いて算出される。
[010り」 Qnow― imag (i) =Qnow― realu— 1) +Qgene u)— Phot (i)— Qloss u)—酉己 管放熱量 · ' · ·（11) [0107] 上記（11)式における配管放熱量は、燃料電池発電装置 100本体の発熱を貯湯タ ンク蓄える際に放熱することにより発生する損失熱量である。この配管放熱量は、予 め実験することにより決められ、コントローラ 101が内蔵する記憶部に予め記憶される
[0108] 貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タンクの満杯判断指数 Qnow— imag (i)と最大 貯湯熱量 Qmaxとの大小関係を比較することにより、貯湯タンクが満杯状態であるか 否かを判断し、実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を算出する。貯湯タンク熱量 計算部 215は、貯湯タンクが満杯でない場合（Qnow— imag (i)≤Qmax)、下記の（ 12)式を用 V、て実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を算出する。
[0109] Qnow— real (i) = Qnow— imag (i) (12)
[0110] また、貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タンクが満杯である場合 (Qnow— imag
(i) >Qmax)、燃料電池発電装置 100は運転を停止するため熱が発生せず、下記 の（ 13)式を用 、て実際の貯湯タンク熱量 Qnow_real (i)を算出する。
[0111] Qnow— real (i) = Qnow— real (i— 1) -Phot (i)— Qloss (i)—配管放熱量
(13)
[0112] さらに、発電電力指令パターン作成部 212は、貯湯タンク熱量計算手段によって計 算された貯湯タンクの満杯判断指数 Qnow— imag (i)を用いて、貯湯タンクが満杯 になることで燃料電池発電装置 100が停止する実際の発電電力指令パターン Pprof — real (i) (si, el)を作成する。
[0113] 発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装置 100が停 止し（Pprof— real (i—l) (si, el) =0)、貯湯タンクが満杯でない場合（Qnow— im ag (i)≤Qmax X復帰割合）、下記の（14)式を用いて実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (si, el)を作成する。なお、復帰割合とは、貯湯タンクの熱量が使 用されて減少し、燃料電池発電装置 100が動作を開始するときの貯湯タンクの熱量 の最大貯湯熱量 Qmaxに対する割合を示している。この復帰割合は、予め実験する ことにより決められ、コントローラ 101が内蔵する記憶部に予め記憶される。
[0114] Pprof— real (i) (si, el) = Pprof— imag (i) (si, el) · · · · (14)
[0115] また、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装置 100 が停止し（Pprof— real (i— 1) (si, el) =0)、貯湯タンクが満杯である場合（Qnow — imag (i) >Qmax X復帰割合）、下記の（15)式を用いて実際の発電電力指令パ ターン Pprof_real (i) (si , el)を作成する。
[0116] Pprof— real (i) (si, el) =0 · · · · (15)
[0117] さらに、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装置 1 00が動作しており（Pprof— real (i—1) (si, el)≠0)、貯湯タンクが満杯でない場 合 (Qnow— imag (i)≤Qmax)、下記の（16)式を用いて実際の発電電力指令パタ ーン Pprof— real (i) (si, el)を作成する。
[0118] Pprof— real (i) (si, el) = Pprof— imag (i) (si, el) · · · · (16)
[0119] さらにまた、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装 置 100が動作しており（Pprof— real (i—1) (si, el)≠0)、貯湯タンクが満杯である 場合 (Qnow— imag (i) >Qmax)、下記の（17)式を用いて実際の発電電力指令パ ターン Pprof_real (i) (si , el)を作成する。
[0120] Pprof— real (i) (si, el) =0 · · · · (17)
[0121] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、発電電力指令パターン作成部 212か ら実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (sl、 el)を取得し、予測値取得部 2 11から使用電力量予測値 Pgene (i)を取得し、貯湯タンク熱量計算部 215から実際 の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を取得し、燃料電池発電装置 100を設置した後の エネルギーである燃料電池システムエネルギー Efc (i)を算出する。
[0122] まず、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、燃料電池発電装置 100で使用 するガス使用量 G— fc— imag (i) [Wh]を下記の（18)式を用いて算出する。
[0123] G— fc— imag (i) = Pprof—real (i) (si, el) ZFC発電効率' · · · (18)
[0124] 上記の（18)式での FC発電効率は (4)式で使用した FC発電効率と同じである。燃 料電池発電装置 100に供給されるガス量は、実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (sl、 el)と FC発電効率とを用いて、 Pprof— real (i) (sl、 el) ZFC発電効 率で計算することができる。
[0125] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、ノ ックアップパーナ 107で使用 するバックアップガス使用量 G— backup— imag (i) [Wh]を下記の（19)式を用 ヽて 算出する
[0126] ！ · 、 /(Phot(i) - Qnowjeal(i))/給湯器効率 (Phot(i) - Qnow-real(i)>0) G backup imag(i)=i , , .
― 10 (Phot(i)-Qnow.real(i)≤0)
•■■(19)
[0127] 上記の（19)式での給湯器効率は（2)式で使用した給湯器効率と同じである。バッ クアップガス使用量が発生する場合は、貯湯タンク熱量計算部 215で計算された実 際の貯湯タンク熱量（Qnow— real (i) [kWh] )が負の場合であるために、 Phot (i) - Qnow— real (i) >0の場合のみバックアップガス使用量が発生し、 Phot (i) -Qnow — real (i)≤0の場合は貯湯タンク 106の熱量が充足しているために、バックアップガ ス使用量は発生しないこととなり、値は 0となる。
[0128] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、商用電源 105から購入する買 電量 e— buy— imag (i)を下記の（20)式を用いて算出する。
[0129] l,el))
Figure imgf000027_0001
■■■(20)
[0130] 上記の（20)式での電気発電効率は（2)式で使用した電気発電効率と同じである。
ここでは、燃料電池発電装置 100の発電電力を実際の発電電力指令パターン Pprof — real (i) (sl、 el) [kWh]で運転した場合に必要となる買電量を求める必要がある 。そのため、買電量は、実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (sl、 el) [kW h]と使用電力量予測値 (Pgene (i) [kWh] )との差により計算できる。買電量が Pgen e (i) > Pprof— real (i) (sl、 el)の場合は、発電量が不足し、買電が発生すると想定 される。逆に、 Pgene (i)≤ Pprof— real (i) (sl、 el)の場合は買電が発生しないの で、買電量は 0となる。以上の計算により求められた買電量は、予測を行った所定の 時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、 1時間単位で算出して 、ることになる。
[0131] そして、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、上記の（18)式〜（20)式を用 いて計算されたガス使用量、ノ ックアップガス使用量及び買電量により、燃料電池シ ステムエネルギー Efc (i) [kWh]を下記の（21)式を用いて計算する。
[0132] Efc (i) =G fc imag (i) +G backup imag (i) +e buy imag (i) · · · (21 )
[0133] 以上の計算により求められた燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kWh]は、予測 を行った所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、 1時間単位で算出して!/、る ことになる。
[0134] エネルギー収支計算部 216は、燃料電池発電装置 100の起動時に損失するエネ ルギー Total— loss [kWh]を下記の（22)式を用いて計算し、計算した損失エネル ギー Total— lossを燃料電池システムエネルギー Efc (i)に加算し、予測を行った所 定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡るエネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]を下 記の（23)式を用いて計算する。
[0135] Total— loss =起動回数 X立上ロスエネルギ (22)
[0136] 上記の（22)式での立上ロスエネルギー [WhZ回]は燃料電池発電装置 100の起 動時に必要とするエネルギーである。これは直接的に発電電力に寄与しないので、 ロスエネルギーとして扱う。
[0137] 23
E(s l , e l)=∑^ Efc(i)+Total_loss - ' ·(23)
ι=0
[0138] 最適指令パターン選択部 217は、エネルギー収支計算部 216で起動時刻 siと停 止時刻 elとの組み合わせ分だけ計算されたエネルギー収支 E (sl、 el) [kWh]を取 得し、それらの中力も最も値の大きいエネルギー収支 E (si、 el) [kWh]を与えてい る起動時刻 si— maxと停止時刻 el— maxとを抽出して、燃料電池発電装置 100〖こ 送付する。燃料電池発電装置 100は、コントローラ 101から送付される起動時刻 si— maxと停止時刻 el— maxとを受け取り、起動時刻と停止時刻との間の動作時には発 電電力を使用電力量と同等になるように動作させる、いわゆる電主運転を行う。
[0139] 図 8は、図 7に示す第 2の実施の形態におけるコントローラ 101の動作を説明するた めのフローチャートである。なお、図 8に示すステップ S21〜S23までの処理は、図 6 に示すステップ S1〜S3の処理と同じであるので説明を省略する。
[0140] 発電電力指令パターン作成部 212は、使用電力量予測部 220から使用電力量予 測値を取得し、起動時刻 si及び停止時刻 el以外に停止しない場合の発電電力指 令パターン Pprof— imag (i) (sl、 el) [kWh]を作成する（ステップ S24)。 siは燃料 電池発電装置 100の起動時刻であり、 elは燃料電池発電装置 100の停止時刻であ り、それぞれ 0時から 23時の値を有する。発電電力指令パターンは、起動時刻 siと 停止時刻 elとの組み合わせになることから 24通り X 24通り = 576通り作成される。な お、起動時刻と停止時刻とが同じ (si = el)場合、燃料電池発電装置 100は停止せ ず連続運転することとするために重複を除けば実質的には発電電力指令パターンは 553通りとなる。
[0141] 次に、貯湯タンク熱量計算部 215は、使用給湯熱量予測値 Phot (i)及び発電電力 指令パターン Pprof— imag (i) (sl、 el)に基づいて、貯湯タンクが満杯になることで 燃料電池発電装置 100が停止する場合の実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i) [k Wh]を算出する (ステップ S 25)。
[0142] 具体的には、まず、貯湯タンク熱量計算部 215は、時刻 i (i=0〜23)における貯湯 タンクの発熱量 Q— gene (i) [Wh]を下記の（24)式を用いて算出する。
[0143] Q_gene (i) = Pprof_imag (i) (si, el) ZFC発電効率 X FC給湯器効率' · · · ( 24)
[0144] 上記の（24)式に示すように、貯湯タンク熱量計算部 215は、発電電力指令パター ン作成部 212によって作成された発電電力指令パターン Pprof— imag (i) (si, el) を FC発電効率で除算した値に FC給湯器効率を乗算することによって、発熱量 Q— gene (i)を算出する。
[0145] 次に、貯湯タンク熱量計算部 215は、時刻 i (i=0〜23)における貯湯タンクの放熱 熱量 Qloss (i) [Wh]を下記の（25)式を用いて算出する。
[0146] Qloss (i) =Qnow_real (i- l) X貯湯タンク放熱係数' · · · (25)
[0147] 上記の（25)式にぉ 、て、貯湯タンク放熱係数は、（3)式における貯湯タンク放熱 係数と同じである。上記の（25)式に示すように、貯湯タンク熱量計算部 215は、前回 の時刻における実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i— 1)に貯湯タンク放熱係数を 乗算することによって、貯湯タンクの放熱熱量 Qloss (i)を算出する。
[0148] 次に、貯湯タンク熱量計算部 215は、発電電力指令パターン Pprof— imag (i) (si , el)で運転された場合に想定される貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を貯湯タンクの 満杯判断指数 Qnow— imag (i)として算出する。すなわち、貯湯タンク熱量計算部 2 15は、上記の（11)式に示すように、前回の時刻における実際の貯湯タンク熱量 Qn ow_real(i- l)に発電給湯負荷 Qgene (i)を加算した値から、使用給湯熱量予測 値 Phot (i)と放熱熱量 Qloss (i)と配管放熱量とを減算することによって、貯湯タンク の満杯判断指数 Qnow— imag (i)を算出する。
[0149] 次に、貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タンクが満杯でな 、場合 (Qnow_imag
(i)≤Qmax)、貯湯タンクの満杯判断指数 Qnow— imag (i)を実際の貯湯タンク熱 量 Qnow_real (i)とする。また、貯湯タンク熱量計算部 215は、貯湯タンクが満杯で ある場合 (Qnow_imag (i) >Qmax)、前回の時刻における実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i— 1)から、使用給湯熱量予測値 Phot (i)と放熱熱量 Qloss (i)と配管 放熱量とを減算することによって、実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)を算出する
[0150] 次に、発電電力指令パターン作成部 212は、起動時刻 si及び停止時刻 el以外に 停止する場合の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (sl、 el) [kWh]を作成する (ステップ S 26)。
[0151] ここで、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装置 1 00が停止し（Pprof— real (i—l) (si, el) =0)、貯湯タンクが満杯でない場合（Qn ow_imag (i)≤QmaxX復帰割合）、起動停止時刻以外に停止しない場合の発電 電力指令パターン Pprof— imag (i) (si, el)を実際の発電電力指令パターン Pprof — real (i) (si, el)とする。
[0152] また、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装置 100 が停止し（Pprof— real (i—l) (si, el) =0)、貯湯タンクが満杯である場合（Qnow — imag (i) >Qmax X復帰割合）、実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (s 1, el)を 0とする。
[0153] さらに、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装置 1 00が動作しており（Pprof— real (i—l) (si, el)≠0)、貯湯タンクが満杯でない場 合 (Qnow— imag (i)≤Qmax)、起動停止時刻以外に停止しない場合の発電電力 指令パターン Pprof— imag (i) (si, el)を実際の発電電力指令パターン Pprof— re al (i) (si, el)とする。 [0154] さらにまた、発電電力指令パターン作成部 212は、前回の時刻で燃料電池発電装 置 100が動作しており（Pprof— real (i— 1) (si, el)≠0)、貯湯タンクが満杯である 場合（Qnow— imag (i) >Qmax)、実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) ( si, el)を 0とする。
[0155] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、実際の発電電力指令パターン Pprof— real (i) (sl、 el)と、使用電力量予測値 Pgene (i)と、実際の貯湯タンク熱量 Qnow— real (i)とに基づいて、燃料電池発電装置 100を設置した後のエネルギー である燃料電池システムエネルギー Efc (i)を算出する（ステップ S27)。
[0156] 具体的には、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、燃料電池発電装置 100 で使用するガス使用量 G— fc— imag (i)を上記の（18)式を用いて算出する。次に、 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、バックアップパーナ 107で使用するバ ックアップガス使用量 G— backup— imag (i)を上記の（19)式を用いて算出する。次 に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、商用電源 105から購入する買電量 e— buy— imag (i)を上記の（20)式を用いて算出する。
[0157] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、ガス使用量、バックアップガス 使用量及び買電量により、燃料電池システムエネルギー Efc (i)を上記の（21)式を 用いて計算する。
[0158] 次に、エネルギー収支計算部 216は、燃料電池発電装置 100の起動時に損失す るエネルギー Total— lossを上記の（22)式を用いて計算する（ステップ S28)。次に 、エネルギー収支計算部 216は、燃料電池システムエネルギー Efc (i)に起動時の損 失エネルギー Total— lossをカ卩算した値をカ卩算し、エネルギー収支 E (si, el)を算 出する。図 8におけるステップ S30及び S31の処理は、図 6におけるステップ S 10及 びステップ S 11の処理と同じであるので説明を省略する。
[0159] このように、貯湯タンク 106の貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電装置 100が停止される。そして、発電電力指令パターンの停止時刻以外に停止されること による実際の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値から放熱量 を減算した貯湯タンクの実際の貯湯タンク熱量が計算される。また、複数の実際の発 電電力指令パターンと実際の貯湯タンク熱量と使用電力量予測値とに基づいて、そ れぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置 100を動作させた場合に、給 湯機器 108が必要とするガス量及び電気機器 104が必要とする電気のエネルギーを 示す燃料電池システムエネルギーが計算される。
[0160] したがって、発電電力指令パターンの停止時刻以外に、貯湯タンクの貯湯熱量が 所定値に達することで燃料電池発電装置 100が停止された場合を考慮して燃料電 池システムエネルギーを計算することができ、より高 、精度で発電電力指令パターン を決定することができる。
[0161] (第 3の実施の形態）
次に、本発明の第 3の実施の形態について説明する。第 2の実施の形態では、貯 湯タンクが一杯になった場合、燃料電池発電装置 100を停止させている。これに対し 、第 3の実施の形態では、燃料電池発電システム 120が貯湯タンクの熱を放熱する 放熱器をさらに備え、貯湯タンクが一杯になった場合でも、燃料電池発電装置 100を 停止させることなぐ貯湯タンクの熱を放熱しながら運転する。
[0162] 図 9は、本発明の第 3の実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示 す図である。図 9に示す燃料電池発電システム 120は、燃料電池発電装置 100、コ ントローラ 101、インバータ 102、電力計 103、貯湯タンク 106、バックアップパーナ 1 07、給湯熱量計 109及び放熱器 130を備えて構成される。なお、図 9において、図 1 に示す第 1の実施の形態における燃料電池発電システムと同じ構成については説明 を省略する。
[0163] 放熱器 130は、貯湯タンク 106の熱量が所定の値になった場合、貯湯タンク 106を 放熱し、貯湯タンク 106の熱量が常に一定の値となるようにする。
[0164] 次に、第 3の実施の形態におけるコントローラ 101の構成について説明する。図 10 は、第 3の実施の形態におけるコントローラ 101の構成を示すブロック図である。なお 、図 10において、図 7に示す第 2の実施の形態におけるコントローラと同じ構成につ いては説明を省略する。
[0165] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、放熱器 130による電力損失エネルギ 一 Radietor loss (i) [Wh]を下記の（26)式を用いて計算する。 [0166] 0 (Qnow_imag≤Qmax)
Radietor— loss=
放熱時に放熱器が使用する電力 X I時間/電気発電効率 (Qnow_ ag>Qmax)
■■■(26)
[0167] 上記の（26)式に示すように、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、貯湯タ ンクが満杯でない場合 (Qnow— imag (i)≤Qmax)、放熱器 130による電力損失ェ ネルギー Radietor— loss (i)を 0とする。また、燃料電池システムエネルギー計算部 2 14は、貯湯タンクが満杯である場合 (Qnow— imag (i) >Qmax)、放熱時に放熱器 130が使用する電力 [W]に 1 [h]を乗算した値を電気発電効率で除算することによつ て、放熱器 130による電力損失エネルギー Radietor— loss (i)を算出する。
[0168] なお、放熱時に放熱器 130が使用する電力は、予め実験などで求めておき、コント ローラ 101が備える記憶部に予め記憶しておく。
[0169] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、燃料電池発電装置 100で使用するガ ス使用量 G_fc_imag (i) [Wh]及びバックアップパーナ 107で使用するバックアツ プガス使用量 G— backup— imag (i) [Wh]を算出する。ガス使用量 G— f c— imag (i )は、下記の（27)式を用いて算出される。
[0170] G_fc_imag (i) = Pprof— imag (i) (si, el) ZFC発電効率' · · · (27)
[0171] 上記の（27)式での FC発電効率は (4)式で使用した FC発電効率と同じである。燃 料電池発電装置 100に供給されるガス量は、起動停止時刻 si, el以外に停止しな い場合の発電電力指令パターン Pprof— imag (i) (sl、 el)と FC発電効率とを用い て、 Pprof— imag (i) (sl、 el) ZFC発電効率で計算することができる。
[0172] また、バックアップガス使用量 G— backup— imag (i)は、上記の（19)式を用いて 算出される。燃料電池システムエネルギー計算部 214は、商用電源 105から購入す る買電量 e— buy— imag (i)を下記の（28)式を用いて算出する。
[0173]
Figure imgf000033_0001
■■■(28) 上記の（28)式での電気発電効率は（2)式で使用した電気発電効率と同じである。 こで、買電量 e— buy— imag (i)は、発電電力指令パターン Pprof— imag (i) (sl、 el) [kWh]と使用電力量予測値 Pgene (i) [kWh]との差により計算できる。買電量 力 SPgene (i) > Pprof— imag (i) (sl、 el)の場合は、発電量が不足し、買電が発生 すると想定される。逆に、 Pgene (i)≤ Pprof— imag (i) (sl、 el)の場合は買電が発 生しないので、買電量は 0となる。以上の計算により求められた買電量は、予測を行 つた所定の時刻から所定の時間分だけ未来に渡り、 1時間単位で算出していることに なる。
[0175] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、ガス使用量、ノックアップガス使用量 、買電量及び電力損失エネルギーにより、燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kW h]を下記の（29)式を用いて計算する。
[0176] Efc u) =G一 fc一 imag (i) +G一 backup一 imag (i +e一 buy一 imag u) +Radi etor— loss (i) · · · (29)
[0177] 図 11は、第 3の実施の形態におけるコントローラ 101の動作を説明するためのフロ 一チャートである。なお、図 11に示すステップ S41〜S45までの処理は、図 8に示す ステップ S21〜S25までの処理と同じであるので説明を省略する。
[0178] 燃料電池システムエネルギー計算部 214は、放熱器 130による電力損失エネルギ 一 Radietor— loss (i) [Wh]を上記の（26)式を用いて計算する（ステップ S46)。
[0179] 次に、燃料電池システムエネルギー計算部 214は、上記の（28)式、（19)式、（27 )式及び（26)式を用いて計算されたガス使用量、バックアップガス使用量、買電量及 び電力損失エネルギーにより、燃料電池システムエネルギー Efc (i) [kWh]を上記の (29)式を用いて計算する（ステップ S47)。図 11におけるステップ S48〜S51までの 処理は、図 8におけるステップ S28〜S31までの処理と同じであるので説明を省略す る。
[0180] このように、使用給湯熱量予測値力 放熱量を減算した貯湯タンク 106の実際の貯 湯タンク熱量が計算される。そして、貯湯タンク 106の貯湯熱量が所定値以上になつ た場合に放熱する放熱器 130による電力損失が計算され、複数の発電電力指令パ ターンと実際の貯湯タンク熱量と使用電力量予測値と電力損失とに基づいて、それ ぞれの発電電力指令パターンで燃料電池発電装置 100を動作させた場合に、給湯 機器 108が必要とするガス量及び電気機器 104が必要とする電気のエネルギーを示 す燃料電池システムエネルギーが計算される。
[0181] したがって、貯湯タンクが満杯になった場合に燃料電池発電装置 100を停止させ ずに放熱器を用いて放熱しながら運転を行う場合、放熱器を動作させることによる電 力損失を評価に入れて燃料電池システムエネルギーを計算することができ、より高い 精度で発電電力指令パターンを決定することができる。
[0182] (第 4の実施の形態）
次に、本発明の第 4の実施の形態について説明する。第 1〜第 3の実施の形態で は、起動時刻と停止時刻とを燃料電池発電装置 100へ指示している。これに対し、 第 4の実施の形態では、燃料電池発電装置 100を起動及び停止させる制御モードと 、燃料電池発電装置 100を停止させずに連続して運転させる制御モードとに切り換 える。
[0183] 図 12は、第 4の実施の形態におけるコントローラ 101の構成を示すブロック図であ る。なお、図 12において、図 2に示す第 1の実施の形態におけるコントローラと同じ構 成については説明を省略する。また、第 4の実施の形態における燃料電池発電シス テムの全体構成は図 1と同じである。
[0184] コントローラ 101は、最適発電起動停止算出部 200、使用電力量予測部 220、使 用給湯熱量予測部 230、電力量計測部 240、給湯熱量計測部 250、切換部 270及 び発電電力調整部 400を備えて構成される。
[0185] 切換部 270は、燃料電池発電装置 100を起動及び停止させる起動停止制御モー ドと、燃料電池発電装置 100を停止させずに連続して運転させる連続運転制御モー ドとに切り換える。切換部 270は、カレンダー機能を有しており、給湯量が増加する冬 季になったと判断した場合、制御モードを連続運転制御モードに切り換え、冬季以 外の季節であると判断した場合、制御モードを起動停止制御モードに切り換える。な お、冬季とは、例えば 12月力も 2月までの間の期間である。
[0186] 切換部 270は、制御モードを連続運転制御モードに切り換えた場合、使用電力量 予測部 220によって予測された使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部 230〖こ よって予測された使用給湯熱量予測値とを発電電力調整部 400へ出力する。また、 切換部 270は、制御モードを起動停止制御モードに切り換えた場合、使用電力量予 測部 220によって予測された使用電力量予測値と、使用給湯熱量予測部 230によつ て予測された使用給湯熱量予測値とを最適発電起動停止算出部 200へ出力する。
[0187] 発電電力調整部 400は、使用電力量予測部 220によって予測される使用電力量 予測値と、使用給湯熱量予測部 230によって予測される使用給湯熱量予測値とに基 づ!、て現在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量を予測し、予測した積算貯湯 熱量が予め決められて 、る最大貯湯可能熱量を越えな 、ように発電電力を調整する
[0188] 発電電力調整部 400は、予測値取得部 401、発電指令値設定部 402、発電給湯 負荷算出部 403、予測積算貯湯熱量算出部 404、貯湯熱量取得部 405及び発電電 力指令値修正部 406を備えて構成される。
[0189] 予測値取得部 401は、使用電力量予測部 220によって予測された使用電力量予 測値 Pgene (i) [kWh]と、使用給湯熱量予測部 230によって予測された使用給湯熱 量予測値 Phot (i) [kWh]とを取得する。
[0190] 発電指令値設定部 402は、発電電力指令値 Pprof (i) [kWh]の初期値として使用 電力量予測値 Pgene (i) [kWh]を設定する。これは 24時間先まで完全に電主運転 を行った場合に相当する。
[0191] 発電給湯負荷算出部 403は、発電電力指令値 Pprof (i) [kWh]により燃料電池発 電装置 100が発電された場合に付加的に発生する熱量である発電給湯負荷 Qgene
(i) [kWh]を算出する。発電給湯負荷 Qgene (i)は、下記の（30)式を用いて算出す る。
[0192] Qgene (i) [kWh] = Pprof (i) [kWh] X (給湯効率 [%]Z発電効率 [%]) · · · · (3 0)
[0193] 予測積算貯湯熱量算出部 404は、発電給湯負荷 Qgene (i)及び使用給湯熱量予 測値 Phot (i)に基づいて、現在時刻から予測できる 24時間先までの貯湯タンクに加 減される熱量である予測積算貯湯熱量 Qadd(i) [kWh]を下記の（31)式を用いて算 出する。
[0194] Qadd(i) = Qgene (i) -Phot (i) +Qadd (i— 1) · · · · (31)
[0195] 貯湯熱量取得部 405は、貯湯タンク 106の現在の貯湯熱量 Qnow[kWh]を貯湯タ ンク 106から取得する。現在の貯湯熱量 Qnowの一般的な算出方法は貯湯タンク 10 6に温度センサなどを取り付け、タンク内に残っている湯の温度分布を計測すること で得ることができる。
[0196] 発電電力指令値修正部 406は、予測積算貯湯熱量 Qadd (i)が貯湯可能熱量 (Q max— Qnow)を越える時刻 iを算出する。ここで、 Qmax[kWh]は、最大貯湯熱量 であり、貯湯タンク 106の大きさに依存する固定値である。予測積算貯湯熱量 Qadd ( i)が貯湯可能熱量 (Qmax— Qnow)を越えるということは貯湯タンク 106が時刻 iで 一杯になることを意味する。すなわち、発電電力指令値修正部 406は、予測積算貯 湯熱量 Qadd (i)力 最大貯湯熱量 Qmax力ら現在の貯湯熱量 Qnowを減算した値（ 貯湯可能熱量)よりも大きいか否かを判断する。
[0197] そして、発電電力指令値修正部 406は、予測積算貯湯熱量 Qadd (i)が貯湯可能 熱量（Qmax— Qnow)よりも大き 、場合、発電電力指令値 Pprof (i)を下記の（32) 式を用いて修正する。
[0198] Pprof (i) = Pprof (i)— Δ Pprof · · · · (32)
[0199] なお、上記（32)式にお 、て、 Δ Pprofは発電電力指令値 Pprof (i) [kWh]を修正 するための変化刻みであり、一般には十分小さい値（固定値)を予め設定しておく。
[0200] 以上の一連の動作により発電電力指令値 Pprof (i) [kWh]が貯湯タンク 106を一 杯にしないように修正され、最終的に燃料電池発電装置 100に送られる。燃料電池 発電装置 100は、発電電力指令値修正部 406から出力される発電電力指令値 Ppro f (i) [kWh]となるように発電を行う。
[0201] なお、本実施の形態における予測値取得部 211が予測値取得手段の一例に相当 し、発電電力調整部 400が発電電力調整手段の一例に相当し、切換部 270が切換 手段の一例に相当する。
[0202] このように、予測値取得部 211によって、使用電力量予測値が取得され、取得され た使用電力量予測値が発電電力指令パターン作成部 212及び燃料電池システムェ ネルギー計算部 214に出力されると共に、使用給湯熱量予測値が取得され、取得さ れた使用給湯熱量予測値が貯湯タンク熱量計算部 215に出力される。また、発電電 力調整部 400によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて現 在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量が予測され、予測された積算貯湯熱量 が予め決められて 、る最大貯湯可能熱量を越えな 、ように発電電力が調整される。 そして、切換部 270によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが、予測 値取得部 211及び発電電力調整部 400のうちのいずれか一方へ出力される。
[0203] したがって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが発電電力調整部 400に 出力された場合、使用電力量予測値と使用使用給湯熱量予測値とに基づいて燃料 電池発電装置 100の発電電力の調整が行われるので、家庭毎に異なる使用電力量 及び使用給湯量を予測して燃料電池発電装置 100の発電電力を効率的に制御する ことができ、その結果、燃料電池発電装置 100を停止させることなぐ連続して運転さ せることができる。
[0204] なお、本実施の形態では、冬季に連続運転制御モードに設定し、冬季以外に起動 停止制御モードに設定している力 本発明は特にこれに限定されない。例えば、切 換部 270は、給湯熱量計測部 250によって計測される給湯熱量を月毎に集計し、各 月の給湯熱量が所定値よりも大きくなる月を連続運転制御モードに設定し、それ以 外の月を起動停止制御モードに設定してもよい。また、月毎だけでなぐ週毎や日毎 に制御モードを切り換えてもよ 、。
[0205] (実施の形態のまとめ）
本発明に係る燃料電池発電装置の制御装置は、燃料を用いて電気機器に供給す る電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行う燃料電池発電 装置の制御装置であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量 計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所 定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手 段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、前 記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づ ヽて、所定の時刻か ら所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と、前 記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前記燃 料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力 得られる複数の発電電 力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前記使用給湯熱量 予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発電に伴って発生 する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タンクの前記所定 の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発電電力指令パ ターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯 タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段 によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指 令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要と する前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池シ ステムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手段と、前記燃料電 池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令バタ ーンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネル ギ一が最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる 燃料電池動作手段とを備える。
本発明に係る燃料電池発電装置の制御方法は、燃料を用いて電気機器に供給す る電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行うための燃料電 池発電装置の制御方法であって、前記電気機器が使用する使用電力量を計測する 電力量計測ステップと、前記電力量計測ステップにお 、て計測された使用電力量に 基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電 力量予測ステップと、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量 計測ステップと、前記給湯熱量計測ステップにお 、て計測された使用給湯熱量に基 づ 、て、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給 湯熱量予測ステップと、前記使用電力量予測ステップにおいて予測される使用電力 量予測値に基づ 、て、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わ せから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作 成ステップと、前記使用給湯熱量予測ステップにお ヽて予測される使用給湯熱量予 測値に基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機 器に供給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱 量計算ステップと、前記発電電力指令パターン作成ステップにお 、て作成される前 記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算ステップにお 、て計算 される前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測ステップにおいて予測される前記使用 電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発 電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機 器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃 料電池システムエネルギー計算ステップと、前記燃料電池システムエネルギー計算 ステップにおいて計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池 システムエネルギーのうち、前記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電 電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させる燃料電池動作ステップとを 含む。
本発明に係る燃料電池発電装置の制御プログラムは、燃料を用いて電気機器に供 給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給湯機器に給湯を行うための燃 料電池発電装置の制御プログラムであって、前記電気機器が使用する使用電力量 を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段によって計測された使用電力 量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使 用電力量予測手段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量 計測手段と、前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づ 、て 、所定の時刻力 所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量 予測手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基 づ ヽて、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られ る複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、前 記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて、発 電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯湯タ ンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、前記発 電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パター ンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前記使用 電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞ れの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給 湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを 示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計算手 段と、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発 電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池 システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装 置を動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させる。
本発明に係る燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り 可能な記録媒体は、燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に 発生する熱により給湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御プログラム を記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記電気機器が使用す る使用電力量を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段によって計測さ れた使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量 を予測する使用電力量予測手段と、前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測 する給湯熱量計測手段と、前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱 量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する 使用給湯熱量予測手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力 量予測値に基づ 、て、前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わ せから得られる複数の発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作 成手段と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に 基づいて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供 給する貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算 手段と、前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電 力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量 と、前記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づ V、て、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場 合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気の エネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムェネル ギー計算手段と、前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前 記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前 記燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料 電池発電装置を動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させることを 特徴とする燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したものである。
[0209] これらの構成によれば、電気機器が使用する使用電力量が計測され、計測された 使用電力量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量が予 測される。また、給湯機器が使用する使用給湯熱量が計測され、計測された使用給 湯熱量に基づいて、所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量が予測 される。そして、使用電力量予測値に基づいて、燃料電池発電装置の起動時刻と停 止時刻との組み合わせから得られる複数の発電電力指令パターンが作成され、使用 給湯熱量予測値に基づ 、て、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、 給湯機器に供給する貯湯タンクの所定の時間分の貯湯熱量が計算される。複数の 発電電力指令パターンと貯湯熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの 発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要 とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムェ ネルギ一が計算される。そして、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システ ムエネルギーのうち、燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パ ターンで燃料電池発電装置が動作される。
[0210] したがって、燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力 得られ る複数の発電電力指令パターンごとに計算した燃料電池システムエネルギーのうち、 燃料電池システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンを求めて、それ に対応する起動時刻で燃料電池発電装置を起動させるとともに、停止時刻で停止さ せることで、家庭毎に異なる使用電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装 置を効率的に運転させることができ、省エネルギー化を実現することができる。
[0211] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記使用電力量予測手段 によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測 される使用給湯熱量予測値とに基づ!ヽて、前記燃料電池発電装置を動作させな 、 場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気 のエネルギーを示す従来システムエネルギーを計算する従来システムエネルギー計 算手段をさらに備え、前記燃料電池動作手段は、前記従来システムエネルギー計算 手段によって計算される前記従来システムエネルギーから、前記燃料電池システム エネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前 記燃料電池システムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネ ルギ一の発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させることが好まし い。
[0212] この構成によれば、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて、燃料 電池発電装置を動作させな!/ゝ場合に、給湯機器で必要とする燃料及び電気機器で 必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーが計算される。そして、 従来システムエネルギーから、複数の発電電力指令パターンごとの燃料電池システ ムエネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電 力指令パターンで燃料電池発電装置が動作される。
[0213] したがって、燃料電池発電装置を動作させな!/ヽ場合に、給湯機器で必要とする燃 料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーから 、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯 機器で必要とする燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電 池システムエネルギーを減算し、減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネ ルギ一の発電電力指令パターンで燃料電池発電装置が動作されるので、燃料電池 発電装置を動作させない場合を考慮して、燃料電池発電装置をより効率的に運転さ せることができる。
[0214] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記使用電力量予測手段 及び前記使用給湯熱量予測手段は、ニューラルネットワークモデルによって所定の 時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量及び使用給湯熱量を予測することが 好ましい。
[0215] この構成によれば、使用電力量予測手段では電力量計測手段から取得した使用 電力量を蓄積して-ユーラルネットワークモデルを用いて学習し、使用給湯量予測手 段では給湯熱量計測手段力 取得した使用給湯熱量を蓄積して-ユーラルネットヮ ークモデルを用いて学習するので、予測を行う時に、所定の時刻から所定の時間分 だけ未来の使用電力量及び使用給湯量を予測することができる。
[0216] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記所定の時刻が 0時であ り、前記所定の時間分が 24時間であることが好ましい。この構成によれば、二ユーラ ルネットワークモデルによって 0時から 24時間分だけ未来の使用電力量及び使用給 湯熱量が予測されるので、 1日分の発電電力指令パターンを作成することができ、 1 日毎に最も適切な発電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させることがで きる。
[0217] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記従来システムエネルギ 一計算手段及び前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって算出されるェ ネルギ一は 1次エネルギーであり、算出される範囲が前記使用電力量予測手段及び 前記使用給湯熱量予測手段によって予測される所定の時間分であることが好ましい
[0218] この構成によれば、従来システムエネルギー及び燃料電池システムエネルギーは 1 次エネルギーに換算されるので、電気機器が必要とする燃料及び電気のエネルギー
(従来システムエネルギー）と、複数の発電電力指令パターンごとに燃料電池発電装 置を動作させた場合に必要とする燃料及び電気のエネルギー (燃料電池システムェ ネルギー）とを同じ次元のエネルギーとして計算することができる。
[0219] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記燃料電池システムエネ ルギー計算手段は、前記燃料電池システムエネルギーを算出する際に、前記燃料 電池発電装置の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、前記燃料電池システ ムエネルギーに加えることが好ましい。
[0220] この構成によれば、燃料電池システムエネルギーを算出する際に、燃料電池発電 装置の起動に必要なエネルギーを予め求めておき、燃料電池システムエネルギーに 加えるので、燃料電池発電装置を起動する際のエネルギーを考慮し、燃料電池発電 装置が使用するより正確なエネルギーを計算することができる。
[0221] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記貯湯タンクの貯湯熱量 が所定値に達した場合、前記燃料電池発電装置を停止させる停止手段をさらに備え 、前記発電電力指令パターン作成手段は、前記停止時刻以外に前記停止手段によ つて停止されることによる実際の発電電力指令パターンを作成し、前記貯湯タンク熱 量計算手段は、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される前記使用給湯熱量 予測値カゝら放熱量を減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯熱量を計算し、前記燃料 電池システムエネルギー計算手段は、前記発電電力指令パターン作成手段によつ て作成される前記複数の実際の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算 手段によって計算される実際の前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によって 予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電力指令パター ンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記 燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムェ ネルギーを計算することが好まし 、。
[0222] この構成によれば、貯湯タンクの貯湯熱量が所定値に達した場合、燃料電池発電 装置が停止される。そして、発電電力指令パターンの停止時刻以外に停止されること による実際の発電電力指令パターンが作成され、使用給湯熱量予測値から放熱量 を減算した貯湯タンクの実際の貯湯熱量が計算される。また、複数の実際の発電電 力指令パターンと実際の貯湯熱量と使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発 電電力指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要と する燃料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムェ ネルギ一が計算される。
[0223] したがって、発電電力指令パターンの停止時刻以外に、貯湯タンクの貯湯熱量が 所定値に達することで燃料電池発電装置が停止された場合を考慮して燃料電池シ ステムエネルギーを計算することができ、より高い精度で発電電力指令パターンを決 定することができる。
[0224] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置にお!/、て、前記貯湯タンク熱量計算手 段は、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される前記使用給湯熱量予測値か ら放熱量を減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯熱量を計算し、前記燃料電池シス テムエネルギー計算手段は、前記貯湯タンクの貯湯熱量が所定値以上になった場 合に放熱する放熱器による電力損失を計算し、前記発電電力指令パターン作成手 段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計 算手段によって計算される実際の前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測手段によつ て予測される前記使用電力量予測値と、前記放熱器による電力損失とに基づいて、 それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、 前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のェネル ギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算することが好ましい。
[0225] この構成によれば、使用給湯熱量予測値カゝら放熱量を減算した貯湯タンクの実際 の貯湯熱量が計算される。そして、貯湯タンクの貯湯熱量が所定値以上になった場 合に放熱する放熱器による電力損失が計算され、複数の発電電力指令パターンと実 際の貯湯熱量と使用電力量予測値と電力損失とに基づいて、それぞれの発電電力 指令パターンで燃料電池発電装置を動作させた場合に、給湯機器で必要とする燃 料及び電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギ 一が計算される。
[0226] したがって、貯湯タンクが満杯になった場合に燃料電池発電装置を停止させずに 放熱器を用いて放熱しながら運転を行う場合、放熱器を動作させることによる電力損 失を評価に入れて燃料電池システムエネルギーを計算することができ、より高 、精度 で発電電力指令パターンを決定することができる。
[0227] また、上記の燃料電池発電装置の制御装置において、前記使用電力量予測手段 によって予測された使用電力量予測値を取得し、取得した使用電力量予測値を前 記発電電力指令パターン作成手段及び前記燃料電池システムエネルギー計算手段 に出力すると共に、前記使用給湯熱量予測手段によって予測された使用給湯熱量 予測値を取得し、取得した使用給湯熱量予測値を前記貯湯タンク熱量計算手段に 出力する予測値取得手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用電 力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測 値とに基づいて現在の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量を予測し、予測した積 算貯湯熱量が予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力を 調整する発電電力調整手段と、前記使用電力量予測手段によって予測される使用 電力量予測値と、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予 測値とを、前記予測値取得手段及び前記発電電力調整手段のうちの!、ずれか一方 へ出力する切換手段とをさらに備えることが好ましい。
[0228] この構成によれば、予測値取得手段によって、使用電力量予測値が取得され、取 得された使用電力量予測値が発電電力指令パターン作成手段及び燃料電池システ ムエネルギー計算手段に出力されると共に、使用給湯熱量予測値が取得され、取得 された使用給湯熱量予測値が貯湯タンク熱量計算手段に出力される。また、発電電 力調整手段によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づいて現在 の貯湯熱量から積算される積算貯湯熱量が予測され、予測された積算貯湯熱量が 予め決められている最大貯湯可能熱量を越えないように発電電力が調整される。そ して、切換手段によって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが、予測値取 得手段及び発電電力調整手段のうちのいずれか一方へ出力される。
[0229] したがって、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とが発電電力調整手段に 出力された場合、使用電力量予測値と使用給湯熱量予測値とに基づ!ゝて燃料電池 発電装置の発電電力の調整が行われるので、家庭毎に異なる使用電力量及び使用 給湯量を予測して燃料電池発電装置の発電電力を効率的に制御することができ、そ の結果、燃料電池発電装置を停止させることなぐ連続して運転させることができる。 産業上の利用可能性
[0230] 本発明に係る燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御 プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、家庭毎に異なる使用 電力及び使用給湯熱量に応じて燃料電池発電装置を効率的に運転することができ 、省エネルギー化を実現することができ、電力を発電して電気機器に提供し同時に 発生する熱により給湯機器に給湯する燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、 制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体 に有用である。また、エンジンなどの他の発動手段を有する発電装置等にも利用が 可能である。

Claims

請求の範囲
燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給 湯機器に給湯を行う燃料電池発電装置の制御装置であって、
前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、
前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から 所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、
前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、 前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づ!ヽて、所定の時 刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と 前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前 記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力 得られる複数の発 電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、
前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて 、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯 湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、 前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指 令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前 記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、 それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、 前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のェネル ギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計 算手段と、
前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電 力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池シス テムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を 動作させる燃料電池動作手段とを備えることを特徴とする燃料電池発電装置の制御 装置。
[2] 前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給 湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とに基づいて、前記燃料 電池発電装置を動作させな!/ヽ場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前 記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す従来システムエネルギーを計算 する従来システムエネルギー計算手段をさらに備え、
前記燃料電池動作手段は、前記従来システムエネルギー計算手段によって計算さ れる前記従来システムエネルギーから、前記燃料電池システムエネルギー計算手段 によって計算される前記複数の発電電力指令パターンごとの前記燃料電池システム エネルギーを減算した値が最も大きくなる燃料電池システムエネルギーの発電電力 指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させることを特徴とする請求項 1記載 の燃料電池発電装置の制御装置。
[3] 前記使用電力量予測手段及び前記使用給湯熱量予測手段は、ニューラルネットヮ ークモデルによって所定の時刻から所定の時間分だけ未来の使用電力量及び使用 給湯熱量を予測することを特徴とする請求項 1記載の燃料電池発電装置の制御装 置。
[4] 前記所定の時刻が 0時であり、前記所定の時間分が 24時間であることを特徴とする 請求項 3記載の燃料電池発電装置の制御装置。
[5] 前記従来システムエネルギー計算手段及び前記燃料電池システムエネルギー計 算手段によって算出されるエネルギーは 1次エネルギーであり、算出される範囲が前 記使用電力量予測手段及び前記使用給湯熱量予測手段によって予測される所定 の時間分であることを特徴とする請求項 2記載の燃料電池発電装置の制御装置。
[6] 前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記燃料電池システムエネルギー を算出する際に、前記燃料電池発電装置の起動に必要なエネルギーを予め求めて おき、前記燃料電池システムエネルギーに加えることを特徴とする請求項 1記載の燃 料電池発電装置の制御装置。
[7] 前記貯湯タンクの貯湯熱量が所定値に達した場合、前記燃料電池発電装置を停 止させる停止手段をさらに備え、
前記発電電力指令パターン作成手段は、前記停止時刻以外に前記停止手段によ つて停止されることによる実際の発電電力指令パターンを作成し、
前記貯湯タンク熱量計算手段は、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される 前記使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯熱量 を計算し、
前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記発電電力指令パターン作成 手段によって作成される前記複数の実際の発電電力指令パターンと、前記貯湯タン ク熱量計算手段によって計算される実際の前記貯湯熱量と、前記使用電力量予測 手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、それぞれの発電電 力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、前記給湯機器で必 要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のエネルギーを示す燃料電 池システムエネルギーを計算することを特徴とする請求項 1記載の燃料電池発電装 置の制御装置。
[8] 前記貯湯タンク熱量計算手段は、前記使用給湯熱量予測手段によって予測される 前記使用給湯熱量予測値から放熱量を減算した貯湯タンクの実際の前記貯湯熱量 を計算し、
前記燃料電池システムエネルギー計算手段は、前記貯湯タンクの貯湯熱量が所定 値以上になった場合に放熱する放熱器による電力損失を計算し、前記発電電力指 令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指令パターンと、前記 貯湯タンク熱量計算手段によって計算される実際の前記貯湯熱量と、前記使用電力 量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値と、前記放熱器による電力損 失とに基づいて、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動 作させた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要と する電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算することを特徴と する請求項 1記載の燃料電池発電装置の制御装置。
[9] 前記使用電力量予測手段によって予測された使用電力量予測値を取得し、取得し た使用電力量予測値を前記発電電力指令パターン作成手段及び前記燃料電池シ ステムエネルギー計算手段に出力すると共に、前記使用給湯熱量予測手段によって 予測された使用給湯熱量予測値を取得し、取得した使用給湯熱量予測値を前記貯 湯タンク熱量計算手段に出力する予測値取得手段と、
前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給 湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とに基づいて現在の貯湯 熱量力 積算される積算貯湯熱量を予測し、予測した積算貯湯熱量が予め決められ て ヽる最大貯湯可能熱量を越えな!ヽように発電電力を調整する発電電力調整手段と 前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値と、前記使用給 湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値とを、前記予測値取得手 段及び前記発電電力調整手段のうちのいずれか一方へ出力する切換手段とをさら に備えることを特徴とする請求項 1記載の燃料電池発電装置の制御装置。
[10] 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給 湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御方法であって、
前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測ステップと、 前記電力量計測ステップにお 、て計測された使用電力量に基づ!、て、所定の時刻 から所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測ステップと、 前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測ステップと、 前記給湯熱量計測ステップにお 、て計測された使用給湯熱量に基づ!、て、所定の 時刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測ステ ップと、
前記使用電力量予測ステップにおいて予測される使用電力量予測値に基づいて、 前記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせから得られる複数の 発電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成ステップと、
前記使用給湯熱量予測ステップにおいて予測される使用給湯熱量予測値に基づ いて、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給す る貯湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算ステツ プと、
前記発電電力指令パターン作成ステップにおいて作成される前記複数の発電電 力指令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算ステップにお!/、て計算される前記貯湯 熱量と、前記使用電力量予測ステップにおいて予測される前記使用電力量予測値と に基づ!/、て、それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作さ せた場合に、前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする 電気のエネルギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システム エネルギー計算ステップと、
前記燃料電池システムエネルギー計算ステップにおいて計算される前記複数の発 電電力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池 システムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装 置を動作させる燃料電池動作ステップとを含むことを特徴とする燃料電池発電装置 の制御方法。
[11] 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給 湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御プログラムであって、
前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、
前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から 所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、
前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、 前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づ!ヽて、所定の時 刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と 前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前 記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力 得られる複数の発 電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、
前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて 、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯 湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、 前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指 令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前 記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、 それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、 前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のェネル ギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計 算手段と、
前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電 力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池シス テムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を 動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させることを特徴とする燃料 電池発電装置の制御プログラム。
[12] 燃料を用いて電気機器に供給する電力を発電するのと同時に発生する熱により給 湯機器に給湯を行うための燃料電池発電装置の制御プログラムを記録したコンビュ ータ読み取り可能な記録媒体であって、
前記電気機器が使用する使用電力量を計測する電力量計測手段と、
前記電力量計測手段によって計測された使用電力量に基づいて、所定の時刻から 所定の時間分だけ未来の使用電力量を予測する使用電力量予測手段と、
前記給湯機器が使用する使用給湯熱量を計測する給湯熱量計測手段と、 前記給湯熱量計測手段によって計測された使用給湯熱量に基づ!ヽて、所定の時 刻から所定の時間分だけ未来の使用給湯熱量を予測する使用給湯熱量予測手段と 前記使用電力量予測手段によって予測される使用電力量予測値に基づいて、前 記燃料電池発電装置の起動時刻と停止時刻との組み合わせ力 得られる複数の発 電電力指令パターンを作成する発電電力指令パターン作成手段と、
前記使用給湯熱量予測手段によって予測される使用給湯熱量予測値に基づいて 、発電に伴って発生する熱を利用して温めた水を貯め、前記給湯機器に供給する貯 湯タンクの前記所定の時間分の貯湯熱量を計算する貯湯タンク熱量計算手段と、 前記発電電力指令パターン作成手段によって作成される前記複数の発電電力指 令パターンと、前記貯湯タンク熱量計算手段によって計算される前記貯湯熱量と、前 記使用電力量予測手段によって予測される前記使用電力量予測値とに基づいて、 それぞれの発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を動作させた場合に、 前記給湯機器で必要とする前記燃料及び前記電気機器で必要とする電気のェネル ギーを示す燃料電池システムエネルギーを計算する燃料電池システムエネルギー計 算手段と、
前記燃料電池システムエネルギー計算手段によって計算される前記複数の発電電 力指令パターンごとの前記燃料電池システムエネルギーのうち、前記燃料電池シス テムエネルギーが最も小さくなる発電電力指令パターンで前記燃料電池発電装置を 動作させる燃料電池動作手段としてコンピュータを機能させることを特徴とする燃料 電池発電装置の制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体。
PCT/JP2005/012387 2004-07-13 2005-07-05 燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体 WO2006006445A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2006528903A JP5020634B2 (ja) 2004-07-13 2005-07-05 燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体
EP05758228.0A EP1780823B1 (en) 2004-07-13 2005-07-05 Control unit for fuel-cell power generation apparatus, and control method, control program and computer-readable record medium with control program for the same
US11/631,412 US8735009B2 (en) 2004-07-13 2005-07-05 Control unit for fuel-cell power generation apparatus, and control method, control program and computer-readable record medium with control program for the same

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2004205631 2004-07-13
JP2004-205631 2004-07-13

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2006006445A1 true WO2006006445A1 (ja) 2006-01-19

Family

ID=35783789

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2005/012387 WO2006006445A1 (ja) 2004-07-13 2005-07-05 燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8735009B2 (ja)
EP (1) EP1780823B1 (ja)
JP (1) JP5020634B2 (ja)
CN (1) CN100495791C (ja)
WO (1) WO2006006445A1 (ja)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007248000A (ja) * 2006-03-17 2007-09-27 Matsushita Electric Ind Co Ltd コージェネレーション装置の運転計画装置および運転計画方法、そのプログラム、コージェネレーションシステム
JP2008066016A (ja) * 2006-09-05 2008-03-21 Ebara Ballard Corp 燃料電池システムの運転方法及び燃料電池システム
CN100463272C (zh) * 2007-06-12 2009-02-18 浙江大学 燃料电池的辅助储能控制装置
JP2014053234A (ja) * 2012-09-10 2014-03-20 Panasonic Corp 発電システム
US9528810B1 (en) 2013-10-02 2016-12-27 The Boeing Company Method for stabilizing a tool relative to a surface

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5403971B2 (ja) * 2008-08-06 2014-01-29 京セラ株式会社 燃料電池システム
JP5245719B2 (ja) * 2008-10-27 2013-07-24 オムロン株式会社 改善余地量算出装置およびその制御方法、ならびに改善余地量算出プログラム
JP5221762B2 (ja) * 2009-08-31 2013-06-26 株式会社東芝 給湯装置
WO2011086886A1 (ja) 2010-01-12 2011-07-21 パナソニック株式会社 需給制御装置、需給制御方法、および、需給制御システム
US8775341B1 (en) 2010-10-26 2014-07-08 Michael Lamport Commons Intelligent control with hierarchical stacked neural networks
US9015093B1 (en) 2010-10-26 2015-04-21 Michael Lamport Commons Intelligent control with hierarchical stacked neural networks
DE102010052839A1 (de) * 2010-11-29 2012-05-31 Airbus Operations Gmbh Brennstoffzellensystem zur Erzeugung von Energie und Wasser
US20150261898A1 (en) * 2012-07-23 2015-09-17 Arizona Board Of Regents, For And On Behalf Of, Arizona State University Systems, methods, and media for energy usage simulators
CN103851769B (zh) * 2012-12-08 2018-03-16 广东万家乐燃气具有限公司 一种热水系统的预感知加热方法及其热水系统
KR101439428B1 (ko) * 2012-12-28 2014-09-11 주식회사 경동나비엔 연료전지를 이용한 보일러 시스템
FR3045898A1 (fr) * 2015-12-17 2017-06-23 Commissariat Energie Atomique Methode de prevision de la consommation d'eau chaude, methode et systeme d'optimisation de la production d'eau chaude

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0568822A2 (en) 1992-04-06 1993-11-10 Osaka Gas Co., Ltd. Energy supply system
JP2002190309A (ja) * 2000-12-22 2002-07-05 Osaka Gas Co Ltd コジェネレーション装置の運転制御システム
JP2002318006A (ja) 2001-04-17 2002-10-31 Tokyo Gas Co Ltd 排熱回収制御方法及びその装置
JP2003061245A (ja) 2001-08-09 2003-02-28 Osaka Gas Co Ltd コジェネレーション装置の運転計画方法
JP2004116857A (ja) * 2002-09-25 2004-04-15 Idemitsu Kosan Co Ltd エネルギ供給システム
JP2005012906A (ja) * 2003-06-18 2005-01-13 Chofu Seisakusho Co Ltd コージェネレーション・システムの出力制御装置及び出力制御方法
JP2005026010A (ja) * 2003-06-30 2005-01-27 Toshiba International Fuel Cells Corp 燃料電池発電設備
JP2005044714A (ja) * 2003-07-25 2005-02-17 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池システムの運転制御装置
JP2005276797A (ja) * 2003-08-28 2005-10-06 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池発電システム及びその制御方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2821760B2 (ja) 1989-03-17 1998-11-05 高砂熱学工業 株式会社 コージェネレーション・システムの最適制御法

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0568822A2 (en) 1992-04-06 1993-11-10 Osaka Gas Co., Ltd. Energy supply system
JP2002190309A (ja) * 2000-12-22 2002-07-05 Osaka Gas Co Ltd コジェネレーション装置の運転制御システム
JP2002318006A (ja) 2001-04-17 2002-10-31 Tokyo Gas Co Ltd 排熱回収制御方法及びその装置
JP2003061245A (ja) 2001-08-09 2003-02-28 Osaka Gas Co Ltd コジェネレーション装置の運転計画方法
JP2004116857A (ja) * 2002-09-25 2004-04-15 Idemitsu Kosan Co Ltd エネルギ供給システム
JP2005012906A (ja) * 2003-06-18 2005-01-13 Chofu Seisakusho Co Ltd コージェネレーション・システムの出力制御装置及び出力制御方法
JP2005026010A (ja) * 2003-06-30 2005-01-27 Toshiba International Fuel Cells Corp 燃料電池発電設備
JP2005044714A (ja) * 2003-07-25 2005-02-17 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池システムの運転制御装置
JP2005276797A (ja) * 2003-08-28 2005-10-06 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池発電システム及びその制御方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
E. ENTCHEV: "JOURNAL OF POWER SOURCES", vol. 118, 25 May 2003, ELSEVIER, article "Residential fuel cell energy systems performance optimization using soft computing' techniques", pages: 212 - 217
See also references of EP1780823A4

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007248000A (ja) * 2006-03-17 2007-09-27 Matsushita Electric Ind Co Ltd コージェネレーション装置の運転計画装置および運転計画方法、そのプログラム、コージェネレーションシステム
JP2008066016A (ja) * 2006-09-05 2008-03-21 Ebara Ballard Corp 燃料電池システムの運転方法及び燃料電池システム
CN100463272C (zh) * 2007-06-12 2009-02-18 浙江大学 燃料电池的辅助储能控制装置
JP2014053234A (ja) * 2012-09-10 2014-03-20 Panasonic Corp 発電システム
US9528810B1 (en) 2013-10-02 2016-12-27 The Boeing Company Method for stabilizing a tool relative to a surface

Also Published As

Publication number Publication date
EP1780823A1 (en) 2007-05-02
CN1969419A (zh) 2007-05-23
JPWO2006006445A1 (ja) 2008-04-24
US8735009B2 (en) 2014-05-27
EP1780823A4 (en) 2009-07-29
JP5020634B2 (ja) 2012-09-05
EP1780823B1 (en) 2013-12-04
US20080038604A1 (en) 2008-02-14
CN100495791C (zh) 2009-06-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101126857B1 (ko) 연료 전지 발전 시스템 및 그 제어 방법
CN100446376C (zh) 热电联供设备控制系统以及热电联供设备控制方法
WO2006006445A1 (ja) 燃料電池発電装置の制御装置、制御方法、制御プログラム及び制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体
JP5789792B2 (ja) 需給制御装置、需給制御方法、および、需給制御システム
JP5373939B2 (ja) コジェネレーションシステム及び運転方法
WO2017145369A1 (ja) 給湯システム及び給湯機の制御方法
JP2015078797A (ja) エネルギ融通マネジメントシステム、エネルギ融通マネジメント方法及びエネルギ融通マネジメントプログラム
CN116255664B (zh) 一种基于多能互补系统的模块化热力站供热调控方法
KR20050021906A (ko) 코제너레이션 시스템, 코제너레이션 설비의 운전 제어장치 및 코제너레이션 설비의 운전 제어 프로그램을기록한 컴퓨터 판독 가능한 기록 매체
KR20030024886A (ko) 코제너레이션시스템, 코제너레이션방법, 프로그램 및 매체
JP4749685B2 (ja) 燃料電池発電システム及びその制御方法
JP2005012906A (ja) コージェネレーション・システムの出力制御装置及び出力制御方法
JP4966066B2 (ja) コージェネレーションシステム
JP2005248820A (ja) コージェネレーション装置の運転制御システム
JP6533952B2 (ja) 冷却水を用いて動作する熱源機器の冷却水温を予測する装置及び方法、及びプログラム
JP5069455B2 (ja) 集合式のコージェネレーションシステム
JP2005223964A (ja) コージェネレーションシステムの運転制御システム
JP2004357419A (ja) コージェネレーションシステム
JP4535694B2 (ja) コージェネレーション・システムの出力制御装置及び出力制御方法
JP2004264012A (ja) コージェネレーションシステムの省エネルギー度演算方法
JP3979953B2 (ja) コージェネレーションシステム
JP7226159B2 (ja) コントローラおよびそれを用いたエネルギー管理システム
JP2005009780A (ja) コージェネレーション・システムの出力制御装置及び出力制御方法
JP7083008B2 (ja) 計画システム、計画方法及びプログラム
JP4565468B2 (ja) コージェネレーションシステム

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BW BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DE DK DM DZ EC EE EG ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KM KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NA NG NI NO NZ OM PG PH PL PT RO RU SC SD SE SG SK SL SM SY TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VC VN YU ZA ZM ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): BW GH GM KE LS MW MZ NA SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LT LU LV MC NL PL PT RO SE SI SK TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2006528903

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2005758228

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200580019686.8

Country of ref document: CN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 11631412

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: DE

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2005758228

Country of ref document: EP

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 11631412

Country of ref document: US

点击 这是indexloc提供的php浏览器服务，不要输入任何密码和下载