JP5477744B2 - 自家用発電システム - Google Patents

Description

本発明は、電力系統と連系運転する自家用発電システムに関する。

電力系統との間で連系運転する従来の自家用発電システムについて図面を参照して説明する。
図７は電力系統と連系運転する従来の自家用発電システムの構成図である。
図７において、１は電力会社や卸電力会社等（以下電力会社という）の電力系統（商用電源とも呼ぶ）であり、遮断器２ａを介して需要家構内母線３に接続される。この需要家構内母線３には遮断器２１、２２、…、２ｎを介してそれぞれ負荷５１、５２、…、５ｎが接続される。

４１はガバナ４１ｇを備えたディーゼル機関やタービン等の原動機４１Ｅによって駆動される自家用発電機（Ｇ１と表記）であり、遮断器２ｃおよび２ｂを介して前記需要家構内母線３に接続される。なお、図７は自家用発電機（Ｇ１）４１が１台の場合を示しているが、２台以上の場合も当然あり得る。ここでは、説明を簡単にするために、自家用発電機１台の場合で説明するものとする。

３１、３２はそれぞれ電力系統１から需要家構内母線３に供給される電流および電圧を変成し出力する計器用変流器（ＣＴ）および計器用変圧器（ＶＴ）であり、これら変成器の二次回路には受電電力が所定の逆電力を超えると動作する逆電力継電器（ＲＰＲ）や受電電力が所定の不足電力以下になると動作する不足電力継電器（ＵＰＲ）等が接続されている。逆電力継電器（ＲＰＲ）９１が動作すると前記遮断器２ｂを遮断し、不足電力継電器（ＵＰＲ）が動作すると前記遮断器２ｃを遮断する。

電力系統側へ自家用発電機の電力を流し出す、いわゆる逆潮流をしない自家用発電システムでは系統と連系するために逆電力継電器（ＲＰＲ）や不足電力継電器（ＵＰＲ）の連係保護装置の設置が不可欠となる。

図中、９０は、前記ＣＴ３１、ＶＴ３２から電流、電圧を取り込んで電力系統１から需要家構内母線３に接続される各負荷５１、５２、…、５ｎに供給される受電電力ＰＲを検出する受電電力検出器（Ｗ−ＴＲＤ１と表記）である。３３、３４はそれぞれ自家用発電機４１の電流および電圧を変成し出力する計器用変流器（ＣＴ）および計器用変圧器（ＶＴ）であり、９３は、前記ＣＴ３３、ＶＴ３４から電流、電圧を取り込んで自家発電機電力ＰＧ１を検出する発電電力検出器（Ｗ−ＴＲＤ２と表記）である。

６は自家用発電機（Ｇ１）４１を制御する電力制御装置であって、前記受電電力ＰＲ、自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１を入力信号としており、遮断器２１、２２、…、２ｎのオンまたはオフによる各負荷５１、５２、…、５ｎの消費電力の変化に従い、原動機４１Ｅのガバナ４１ｇを制御して自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１を増減し、電力系統（商用電源）１からの受電電力ＰＲが予め設定された受電電力設定値と一致するように制御する。このような制御は一般的に受電電力一定制御と呼ばれている。

また、図７において、電力系統１からの受電電力ＰＲ、自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１、そして各負荷５１、５２、…、５ｎの消費電力Ｌ１、Ｌ２、…、Ｌｎの間には次の（１）式の関係が成り立つ。

以上のように、電力系統と連系運転する従来の自家用発電システムは、受電電力ＰＲを予め決められた設定値に制御する方法として受電電力一定制御を採用している。

次に、電力制御装置６の詳細な動作説明に入る前に需要家構内における負荷変動について図８を参照して説明する。
需要家の１日の負荷量は刻々と変動しており、一般的な工場であれば夜間に負荷量が少なく、昼間に負荷量が多くなり、運転および停止を繰り返す大容量の負荷がある場合その負荷の運転および停止の都度負荷量が大きく変動する。最近の傾向として、電力会社との間で季節別時間帯別契約をする場合が多くなっている。この契約を締結する需要家は、夜間や休日には電気料金の安い受電電力ＰＲだけを使用して自家用発電機（Ｇ１）４１を停止し、逆に平日の昼間には電気料金が割高のために受電電力ＰＲをできるだけ少なくし、不足する電力を自家用発電機（Ｇ１）４１で賄うという運用を一般的に行なっている。

このような運用を行なっている場合、平日の昼間に大容量の負荷が運転／停止を繰り返すとか、一度に多数の負荷が停止するような場合がある。図８（ａ）は需要家構内の負荷変動の一例を模式的に表す図であり、図８（ｂ）は電力系統１からの受電電力ＰＲの時間的変化と受電電力設定値Ｒｓｐ、不足電力継電器（ＵＰＲ）の設定値Ｕｐｒ、逆電力継電器（ＲＰＲ）の設定値Ｒｐｒとの関係を示す図、図８（ｃ）は自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１の時間的変化を示す図である。

次にこのような負荷量の変動に対する従来の受電電力一定制御方法について、図９の電力制御装置６のフローチャートを用いて説明する。総負荷量Ｐは、負荷５１、５２、…、５ｎにて消費される電力Ｌ１、Ｌ２、…、Ｌｎの総和であるから、次の（２）式で表すことができる。

つまり、（１）式と（２）式は同じ内容を表す式であるため、図９の総負荷量Pの処理ステップ８０１において（１）式を使用して総負荷量Ｐ（Ｐ＝ＰＲ＋ＰＧ１）を演算する。

また、受電電力一定制御における自家用発電機の目標値（自家発電目標値）をＰｔとすると、自家発電目標値Ｐｔは図９の処理ステップ８０２において次の演算式（３）により求めることができる。
Ｐｔ＝Ｐ−Ｒｓｐ ・・・・・ （３）

なお、需要家構内に複数台の自家用発電機を設置している場合、自家発電目標値Ｐｔが自家用発電機の定格電力を超えたとき、台数制御により待機中の発電機を起動することになるが、前述したように図７乃至図９に示す従来例では説明をわかりやすくするために、自家用発電機（Ｇ１）４１は１台とし、台数制御は考えないものとしている。同様に総負荷量Ｐが減少し、自家用発電機（Ｇ１）４１を停止する場合も考えないものとしている。

さて、図８において、時刻ｔａで総負荷量ＰがＰ１からＰ２に減少した場合、図８（ｂ）に示すように受電電力ＰＲも減少する。それと同時に（３）式で求められる自家発電目標値Ｐｔも減少することとなり、自家発電目標値Ｐｔと運転中の自家用発電機の出力電力ＰＧ１との間に偏差εが生じる。この偏差εを図９の偏差演算の処理ステップ８０３で求める（偏差ε＝自家発電目標値Ｐｔ―ＰＧ１）。

図９の偏差演算の処理ステップ８０３で求めた偏差εを続く処理ステップ８０４および処理ステップ８０５で判定する。まず、処理ステップ８０４において、偏差εの絶対値が制御不感帯より大きい（Ｙｅｓ）と判定し、さらに、処理ステップ８０５において、偏差εがプラスではない（Ｎｏ）と判定した場合、処理ステップ８０７で自家用発電機（Ｇ１）４１に対して「出力『減』指令」を出力する。すると図８（ｃ）に示すように時刻ｔａを基点として時間の経過とともに自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１が減少し、最終的には受電電力ＰＲを増加させて受電電力設定値に一致するところ（図８の時刻ｔｂ）で自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１を保持させる（時刻ｔｂ−ｔｃ間）。

その後、時刻ｔｃで総負荷量Ｐが増加すると、図８（ｂ）に示すように受電電力ＰＲが増加する。それと同時に自家発電目標値Ｐｔも増加することとなり、この時点の自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１との間に偏差εが生じる。この偏差εを図９の偏差演算の処理ステップ８０３で求める。求めた偏差εに対して図９の処理ステップ８０４および処理ステップ８０５で判定を行う。処理ステップ８０４において偏差εの絶対値が制御不感帯より大きく（Ｙｅｓ）、かつ処理ステップ８０５でプラスの偏差（Ｙｅｓ）と判定した場合、図９の処理ステップ８０６で「出力『増』指令」を出力する。このため、図８（ｃ）で示すように自家用発電機（Ｇ１）４１は出力電力ＰＧ１を増加し、最終的には受電電力ＰＲを減らして受電電力設定値に一致するところ（図８の時刻Ｔｄ）で発電機出力ＰＧ１を保持させる（時刻ｔｄ−ｔ１間）。

以上の説明は自家用発電機が１台の場合の応動であるが、仮に、複数の発電機が並列運転しているシステムであっても（３）式を使用して、まず、発電機全体の目標値を演算し、さらにその発電機全体の目標値から個々の発電機毎の目標値に展開する方法がとられる。
なお、上記の説明と関連する従来の自家用発電システムの電力制御方法に関して、以下に示す特許文献１がある。

特開２００５−１５１７６２号公報

上述したように、従来の自家用発電システムにおける受電電力一定制御方法によれば、総負荷量ＰがＰ１からＰ２へと変動する通常の電力変動の場合に期待される電力制御機能を発揮することができるものの、総負荷量ＰがＰ１からＰ３へと大きく変動する場合は、期待される電力制御機能を発揮できないという欠点がある。以下、この点について説明する。

図８において、時刻ｔ１から時刻ｔ４の期間での自家用発電機（Ｇ１）４１の運転方法について説明する。
図８（ａ）で示すように、大容量負荷の停止により総負荷量ＰがＰ１からＰ３へ急激に減少（図８の時刻ｔ１）し、受電電力ＰＲがマイナスとなった場合、自家用発電機（Ｇ１）４１が一時的に出力を下げて受電電力を回復させようとするが、逆電力継電器（ＲＰＲ）９１や不足電力継電器（ＵＰＲ）９２の動作時間に比べて自家用発電機Ｇ１の出力を絞る（出力を減少させる）速度が遅いため、これらの継電器９１、９２の動作時間経過までに受電電力を回復することができず、不足電力継電器（ＵＰＲ）９２が動作した場合は遮断器２ｃを解列し、逆電力継電器（ＲＰＲ）９１が動作した場合は遮断器２ｂを解列することで、自家用発電機Ｇ１から負荷５１、５２、・・・、５ｎへの電力供給をストップさせる。

この結果、全ての負荷５１、５２、・・・、５ｎは電力系統１からの受電電力ＰＲで賄う（図８の時刻ｔ２）ことになり、受電電力ＰＲは増加する。受電電力ＰＲが増加すると、逆電力継電器（ＲＰＲ）９１、不足電力継電器（ＵＰＲ）９２は復帰し、再び遮断器２ｂは自動的に投入する。このとき電力制御装置６は受電電力を確認し、負荷が十分にあると判断(図８の時刻ｔ３)した場合は、遮断器２ｃを自動で同期投入（図８の時刻ｔ４）し、再び電力系統１との連系運転を行う。

季節別時間帯別契約を締結して、平日の昼間にできるだけ受電電力を小さくするように運用している時に、大容量の負荷が停止した場合に、本来は電力系統の停電による自家用発電機の単独運転を防止するために設置している逆電力継電器（ＲＰＲ）９１や不足電力継電器（ＵＰＲ）９２が不要動作し、自家発電機Ｇ１からの電力供給をストップさせるために遮断器２ｂや２ｃを解列し、復帰後、再び遮断器２ｂや２ｃを投入するというように、遮断器２ｂや２ｃの不要な開閉が行われ、その結果、遮断器２ｂ、２ｃの機械的および電気的寿命が短くなるという問題がある。

また、このように大容量負荷が定周期で運転および停止を行う場合は、逆電力継電器（ＲＰＲ）９１や不足電力継電器（ＵＰＲ）９２が不要動作しないように受電電力設定値Ｒｓｐを予め高めに設定して、余裕をもたせて運用することになる。そうすると、電気料金が高い平日の昼間の時間帯に受電を低く抑えることができず、運用コストが高くなるという問題点もある。

また、季節別時間帯別契約の場合、夜間および休日はできるだけ自家用発電機を停止し、電気料金の安い受電電力だけで負荷に供給するのが望ましいので、受電電力の利用を多くするよう夜間および休日の受電電力設定値を契約電力に近いところに設定したいのだが、自家用発電機を制御する上で目標値は常に変動していて、頻繁にエンジンへの燃料噴射量を変化させると燃費が悪くなる上に、寿命も短くなることが懸念されるため、一般的には定格電力の３％程度の制御不感帯を設けている。

図１０は、偏差が制御不感帯に落ち着いた状態での受電電力と発電機出力電力との関係を示す図で、受電電力設定値（Ｒｓｐ）を契約電力の近くに設定した場合、制御不感帯によりどのような影響を与えるのかをイメージした図である。

図１０において、ａは受電電力ＰＲの大きさを示し、ｂは任意の時刻での自家用発電機（Ｇ１）４１の自家発電目標値を示す。また、ｂ’は自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力が自家発電目標値ｂから制御不感帯の下限値（自家発電目標値の−３％値）まで下がった場合を示し、ｂ”は自家用発電機（Ｇ１）４１の出力が自家発電目標値ｂから制御不感帯の上限値（自家発電目標値の＋３％値）まで上昇した場合を示す。ｃは契約電力と受電電力設定値との差を示しており、契約電力と受電電力設定値との差ｃをできるだけ小さくしたい。

今、自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１が制御不感帯の下限値ｂ’まで低下したとする。この場合、ｂ−ｂ’間の制御不感帯による偏差分を電力系統１から供給することになるので、需要家では受電電力設定値を超えた受電となって、ｂ−ｂ’＞ｃの関係の場合、受電電力が契約電力を超過するという問題が生じる。

そのため、制御不感帯分を予め考慮し、その分小さめに受電電力設定値を設定しなければならず、せっかくの安い受電電力をフルに使用できないという問題もある。なお、制御不感帯を小さくすれば問題は簡単に解決しそうに思われるが、制御不感帯を小さくし過ぎると、自家用発電機Ｇ１の出力の安定性が悪くなり、ハンチングを起こす可能性がある。

そこで、本発明の目的は、上記問題を解決するために、一時的な大容量負荷の停止による逆電力継電器（ＲＰＲ）や不足電力継電器（ＵＰＲ）の不要動作を回避して遮断器の不要な開閉動作を防止し、かつ、受電電力一定制御による制御誤差を小さくして電力会社との受電契約に基づいた安価な電力を多く使用するための自家用発電システムを提供することにある。

上記の目的を達成するために、請求項１に係る自家用発電システムの発明は、電力系統と、前記電力系統に遮断器を介して接続される需要家構内母線と、前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を出力する自家用発電機と、前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を消費する複数の負荷と、前記負荷の消費電力、前記自家用発電機の出力電力、前記電力系統から受電する電力およびその受電する電力を設定する受電電力設定値を入力情報とし、前記負荷の消費電力の増減に応じて、前記自家用発電機を制御する電力制御装置とから構成された自家用発電システムにおいて、前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を放電または充電する電力貯蔵装置を設けるとともに、前記電力制御装置に替えて、前記自家用発電機の制御、前記電力貯蔵装置の放電または充電を制御する制御装置を設け、前記制御装置は、前記負荷の消費電力が急激に減少したことにより、前記電力系統からの受電電力と前記電力貯蔵装置の充電電力の合計値が不足電力継電器設定よりも高い値に予め設定された閾値以下に下がったことが検出された場合、前記電力貯蔵装置を充電モードに切り替えて急速充電するように制御し、前記受電電力と前記充電電力の合計値が前記閾値を上回ったことを検出した場合には、前記電力貯蔵装置の充電モードを停止させると共に放電モードに切り替えることを特徴とする。

また、請求項２に係る自家用発電システムの発明は、電力系統と、前記電力系統に遮断器を介して接続される需要家構内母線と、前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を出力する自家用発電機と、前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を消費する複数の負荷と、前記負荷の消費電力、前記自家用発電機の出力電力、前記電力系統から受電する電力およびその受電する電力を設定する受電電力設定値を入力情報とし、前記負荷の消費電力の増減に応じて、前記自家用発電機を制御する電力制御装置とから構成された自家用発電システムにおいて、前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を放電または充電する電力貯蔵装置を設けるとともに、前記電力制御装置に替えて、前記自家用発電機の制御、前記電力貯蔵装置の放電または充電を制御する制御装置を設け、前記制御装置は、前記総負荷電力から受電電力設定値を差引いて自家用発電機の発電電力目標値を演算する自家用発電機発電電力目標値演算手段を設け、前記自家用発電機の発電電力目標値と前記自家用発電機の出力電力との偏差が制御不感帯の範囲内のときは、前記受電電力設定値と受電電力との差を前記電力貯蔵装置の充放電により、前記受電電力を前記受電電力設定値に一致させることにより、受電電力を契約電力に近づけることを特徴とする。

請求項１の発明による自家用発電システムは、電力貯蔵装置と自家用発電機を組み合わせて運転し、大容量負荷の停止によって電力系統１からの受電電力が急激に減少したときに、制御速度の遅い自家用発電機による電力制御で受電電力を復帰させる方法に加えて、電力貯蔵装置を急速充電させることで受電電力を即時に復帰させるようにしたので、逆電力継電器や不足電力継電器の不要動作を回避しながら受電電力一定制御を継続することが可能となる。また、不要な遮断器の開閉動作を減らすことで、遮断器そのものの機械的および電気的寿命を延ばすことができる。

また、請求項２の発明による自家用発電システムは、自家発電目標値から自家発電機出力を減じた偏差の大きさが、制御不感帯に落ち着くまでは自家用発電機による電力制御を適用し、制御不感帯に収まった後もなお、偏差が残る場合は、制御電力貯蔵装置の充放電によって補正制御をかけるようにしたので、季節別時間帯別契約における夜間および休日時には受電電力設定値を契約電力に近く設定でき、平日の昼間の時間帯でも、受電電力設定値に受電電力を制御できるので、それぞれの時間帯における最も安価な電力を最も多く利用できることが可能であり、自家用発電システムの運用コストをさらに抑える効果がある。

第１の実施形態及び第２の実施形態における電力系統と連系する自家用発電システムの構成図。 第１の実施形態における需要家構内の負荷変動に対する受電電力、自家用発電機および電力貯蔵装置の出力関係を示す応動波形図。 第１の実施形態における電力貯蔵装置の充電制御時のフローチャート。 制御不感帯に落ち着いた状態での第２の実施形態における受電電力、自家用発電機および電力貯蔵装置の出力関係を示す図。 第２の実施形態における自家用発電機および電力貯蔵装置の制御時のフローチャート。 第２の実施形態における電力貯蔵装置の充放電制御時のフローチャート。 第２の実施形態における需要家構内の微少負荷変動に対する受電と発電機と電力貯蔵装置の出力関係を拡大して示した図。 従来の系統連系自家用発電システムの構成図。 需要家構内の負荷変動に対する受電と自家用発電機の出力関係を示す図。 従来の自家用発電機の電力制御のフローチャート。 制御不感帯に落ち着いた状態での従来制御における受電電力と発電機出力電力との関係を示す図。

以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。
［第１の実施形態］
図１は、本発明の第１の実施形態及びおよび後述する第２の実施形態に係る電力系統と連系する自家用発電システムの構成図である。

図１で示す自家用発電システム構成図が従来の自家用発電システムの構成図（図７）と異なる主な点は、需要家構内母線３に接続する電力貯蔵装置７（ＰＳＦと表記）を新たに設けるようにした点と、自家用発電機の電力制御を行なう電力制御装置６の替わりに自家用発電機（Ｇ１）４１の電力制御および電力貯蔵装置７の充放電制御を行なう制御装置８を設けた点にある。

また、３５、３６はそれぞれ電力貯蔵装置７の放電または充電の電流および電圧を変成し出力する計器用変流器（ＣＴ）および計器用変圧器（ＶＴ）であり、９４は、前記ＣＴ３３、ＶＴ３４から電流、電圧を取り込んで電力貯蔵装置７の放電または充電電力ＰＢを検出する発電電力検出器（Ｗ−ＴＲＤ３と表記）である。その他の構成要素は、図７に記載の構成要素と同じなので、同一符号を付けて重複する説明は適宜省略する。

本実施形態で付加した電力貯蔵装置７とは、電気エネルギーを一時的に貯蔵あるいは放出可能なデバイスと、インバータとを組み合わせて構成したものである。電気エネルギーを一時的に貯蔵、放出可能なデバイスとしては、一般的な二次電池あるいは電気二重層コンデンサのうちの何れか１機種のデバイスを使用しても良いし、二次電池および電気二重層コンデンサの２機種のデバイスを適宜組み合わせたものを使用しても良い。いずれにしても、制御装置８から出力される指令に基づいて動作するインバータによって二次電池や電気二重層コンデンサ等のデバイスに需要家構内母線３から一時的に電気エネルギーを貯蔵（充電）したり、逆に、二次電池や電気二重層コンデンサ等のデバイスから需要家構内母線３に電気エネルギーの放出（放電）を行うように機能するものである。

一方、制御装置８には、受電電力ＰＲ、自家発電電力ＰＧ１、電力貯蔵装置７の放電または充電電力ＰＢを入力情報とし、電力会社からの受電電力ＰＲが予め設定した受電電力設定値Ｒｓｐとなるように自家用発電機（Ｇ１）４１に対する電力制御指令または電力貯蔵装置７に対する充放電制御指令を出力されるように構成されている。

電力貯蔵装置７により放電または充電される電力をＰＢとすると、次の（４）式が成立する。なお、充放電電力ＰＢの極性は、放電方向を正、すなわち電力貯蔵装置７から需要家構内母線３へ電力を供給する場合を正とする。

図２は第１の実施形態における需要家構内における負荷変動に対する受電電力ＰＲ、自家発電電力ＰＧ１、充放電電力ＰＢ等の関係を示す応動波形図であり、図２（ａ）は総負荷量Ｐを、図２（ｂ）は電力系統１からの受電電力ＰＲを、図２（ｃ）は自家用発電機（Ｇ１）４１の出力電力ＰＧ１を、図２（ｄ）は電力貯蔵装置７より放電または充電される電力ＰＢを、そして図２（ｅ）は電力系統１からの受電電力ＰＲと電力貯蔵装置７より放電または充電される電力ＰＢとの和を、それぞれ時間的変化として示している。なお、図２（ａ）に示した時間軸上の負荷変動の様子、すなわち、変動する負荷量の大きさ、変動する時刻等は従来例の図８（ａ）と同じにしてある。

図２において、時刻ｔａからｔｄの期間は通常の負荷変動であり、図８に示す従来例と同様に自家用発電機（Ｇ１）４１だけの受電電力一定制御を行う。

時刻ｔ１からｔ４の期間は大容量負荷の停止および運転再開に伴う大きな負荷変動期間である。図２（ａ）の時刻ｔ１において、大容量負荷の運転停止によって、総負荷量ＰがＰ１からＰ３へ急激に減少したとき、図８のように自家用発電機（Ｇ１）４１のガバナ制御によって出力電力を絞っていたのでは逆電力継電器（ＲＰＲ）９１や不足電力継電器（ＵＰＲ）９２が動作するまでに受電電力ＰＲを復帰させられない。そこで本実施形態では図２（ｅ）に示すように、不足電力継電器９２の動作設定値Ｕｐｒよりも大きい値の閾値αを新たに設定し、受電電力ＰＲと充放電電力ＰＢの和（ＰＲ＋ＰＢ）が当該閾値αより下まわったときに、自家用発電機（Ｇ１）４１の出力を絞りながら、電力貯蔵装置７を急速充電させるようにしている。

以下、大容量負荷の運転再開時の応動を説明する。
時刻ｔ３において、大容量負荷が運転を再開したことにより総負荷量ＰがＰ３からＰ２まで急激に増加すると、受電電力ＰＲと充放電電力ＰＢの和（ＰＲ＋ＰＢ）が閾値αより上まわるので、それまで充電していた電力貯蔵装置７の充電を中止させて、再び自家用発電機Ｇ１のみによる通常の受電電力一定制御に戻す。

本実施形態による制御方法が、図８に示す従来の制御方法と異なる点は、大容量負荷の停止によって電力系統１からの受電電力が急激に減少したときに、制御速度の遅い自家用発電機Ｇ１による電力制御で受電電力を復帰させる方法に加えて、電力貯蔵装置７を急速充電させることで受電電力を即時に復帰させるようにしたことである。

なお、図２では、時刻ｔ３で再び大容量負荷が運転されたために、受電電力がはね上がり、受電電力と充放電電力の和が閾値αより上まわるため時刻ｔ３より少し後のタイミングで電力貯蔵装置７の充電を停止させ、電力貯蔵装置７は待機状態との表現としている。このとき、図２と異なり定常負荷変動時であっても電力貯蔵装置７から少しずつ放電させるいわゆる緩和放電モードに切り替えることで、充電した電力を負荷への電力供給の一部に使用させることは、充電した電力の有効活用として当然のことである。

以上述べた第１の実施形態は、図９に示す従来の電力制御のフローチャートと並行して新たに図３のフローチャートの処理を行うことによって実現できる。

図３において、処理ステップ３０１では、受電電力ＰＲだけを監視するのではなく、受電電力ＰＲと充電電力ＰＢの合計値（ＰＲ＋ＰＢ）を監視し、この合計値が閾値α未満（ＰＲ＋ＰＢ＜α）の状態にあると判定（Ｙｅｓ）したときは、処理ステップ３０２へ進んで充電の余力があるかを確認し、充電の余力があるとき（Ｙｅｓ）は、処理ステップ３０３に進んで充電の指令値（ＰＢ＝ＰＲ＋ＰＢ−Ｒｓｐ）を計算し、さらに処理ステップ３０４で充電を開始あるいは継続とする。なお、処理ステップ３０１でＰＲ＋ＰＢ＜αが成立していないとき（Ｎｏ）は電力貯蔵装置７の充電を中止し、また、処理ステップ３０２で充電の余力がない（Ｎｏ）と判断したときは指令値の計算や充電開始等は行なわず、現状維持となる。

以上述べたように、第１の実施形態による自家用発電システムは、電力貯蔵装置７と自家用発電機（Ｇ１）４１を組み合わせて運転し、大容量負荷の停止によって電力系統１からの受電電力が急激に減少したときに、制御速度の遅い自家用発電機（Ｇ１）４１による電力制御で受電電力を復帰させる方法に加えて、電力貯蔵装置７を急速充電させることで受電電力を即時に復帰させるようにしたので、逆電力継電器（ＲＰＲ）９１や不足電力継電器（ＵＰＲ）９２の不要動作を回避しながら受電電力一定制御を継続することが可能となる。また、不要な遮断器の開閉動作を減らすことで、遮断器そのものの機械的および電気的寿命を延ばすことができる。

［第２の実施形態］
次に、図４ないし図６を参照して第２の実施形態について説明する。
図４は、電力制御における制御不感帯にて生じる制御誤差に対する受電電力、自家発出力、電力貯蔵装置の充放電量の関係を示す図である。

従来の方法である自家用発電機のみで受電一定制御を行った場合、電力制御がもつ制御不感帯に収まりながらも最大で不感帯分が制御しきれずに誤差として表れ、その分は受電電力で賄うことになる。図４のａ、ｂ、ｂ’、ｂ”はそれぞれ従来例で説明した図１０のａ、ｂ、ｂ’、ｂ”と同じものを示している。

図４のｂ’の如く自家用発電機（Ｇ１）４１が自家発電目標値ｂに対して（ｂ−ｂ’）の分だけ少なめに発電している場合は、自家発電目標値ｂに足りない分を電力貯蔵装置７の放電により賄い、受電電力を受電電力設定値になるように制御する。このようにすれば、図１０で示したように受電電力が契約電力を超えずにできるだけ受電電力設定値を契約電力に近づけて設定できる。

また、図４のｂ”の如く自家用発電機（Ｇ１）４１が自家発電目標値ｂに対して（ｂ”−ｂ）の分だけ多めに発電している場合は、自家発電目標値ｂを超過した分について電力貯蔵装置７の充電にあて、受電電力を受電電力設定値となるように制御する。

この第２の実施形態は図５Ａおよび図５Ｂに示すフローチャートを導入することによって実現できる。第２の実施形態のフローチャート図５Ａは、図９に示す従来方法のフローチャートによる総負荷量（Ｐ＝ＰＲ＋ＰＧ１）の演算（処理ステップ８０１）に替えて、（４）式を使用した処理ステップ５００で総負荷量（Ｐ＝ＰＲ＋ＰＧ１＋ＰＢ）を演算する。この処理ステップ５００に続く処理ステップ８０２、処理ステップ８０３は図９の場合と同様に、それぞれ自家発電目標値Ｐｔを演算し、その後偏差演算を行う。

処理ステップ８０３で求めた偏差（ε）の大きさに関する処理ステップ８０４の判定結果が（Ｎｏ）すなわち、偏差の絶対値が制御不感帯の範囲内の場合、新たに設けたフローチャート図５Ｂを実行することになる。

ここで、図５Ａおよび図５Ｂの２つのフローチャートを組み合わせた技術的な理由は、制御不感帯の範囲から逸脱している間（ｙｅｓ；|偏差|ε＞不感帯）は図９の従来方法と同様に、図５Ｂを除く図５Ａの自家用発電機（Ｇ１）４１による電力制御を適用し、制御不感帯の範囲に収まった（Ｎｏ）後もなお自家発電目標値と自家発出力（ＰＧ１）に偏差εが残る場合は、新たに図５Ｂのフローチャートに基づいて制御電力貯蔵装置７の充放電によって補正制御をかけようとすることにある。

以下、図５Ｂのフローチャートについて説明する。
図５Ｂにおいて、処理ステップ５０１で偏差ε（偏差ε＝自家発電目標値−ＰＧ１）のチェックを行い、偏差εがプラス（ε＞０）のときは処理ステップ５０２以降の放電処理へ、偏差がマイナス（ε＜０）のときは処理ステップ５０８以降の充電処理へと進む。なお、偏差εが０（ε＝０）のときは現状維持となる。

偏差εがプラス（ε＞０）あるいはマイナス（ε＜０）のいずれの処理へ進んだ場合でも、それぞれ現状のモードの確認を行い、電力貯蔵装置７が待機モードであるか否かの判定を行う（処理ステップ５０２、あるいは処理ステップ５０８）。

偏差εがプラス（ε＞０）のとき、処理ステップ５０２で待機モードではない（Ｎｏ）と判定した場合は、既にこれから実行しようとするモードか否かを判定し（処理ステップ５０６）、別のモード（Ｙｅｓ）と判定した場合は待機モードに戻す（処理ステップ５０７）。

同様にして、偏差がマイナス（ε＜０）のとき、処理ステップ５０８で待機モードではない（Ｎｏ）と判定した場合は、既にこれから実行しようとしているモードか否かを判定し（処理ステップ５１２）、別のモード（Ｙｅｓ）と判定した場合は待機モードに戻す（処理ステップ５１３）。

一方、処理ステップ５０２の判定結果、既に待機モード（Ｙｅｓ）であると判定した場合、これから実行しようとする電力貯蔵装置７の放電が可能か否かの判定（処理ステップ５０３）を行い、問題なければ処理ステップ５０４で放量を決定し、処理ステップ５０５で電力貯蔵装置７の放電を開始する。

同様にして、処理ステップ５０８の判定結果、既に待機モード（Ｙｅｓ）であると判定した場合、これから実行しようとする電力貯蔵装置７の充電が可能か否かの判定（処理ステップ５０９）を行い、問題なければ処理ステップ５１０で充電量を決定し、処理ステップ５１１で電力貯蔵装置７の充電を開始する。

図６は、自家発電目標値と自家発電機出力との偏差が制御不感帯に落ち着いた状態で、従来の方法である発電機のみでの受電一定制御から第２の実施形態における電力貯蔵装置７の充放電制御を行った場合の電力制御において、需要家構内の微少負荷変動に対する受電電力ＰＲ、電力貯蔵装置７より放電または充電される電力ＰＢ、自家発電電力ＰＧ１の各電力の関係を拡大して示した応動波形図である。

図６（ａ）は総負荷量の微少変位Ｐを、図６（ｂ）は電力系統１より供給されるＰＲを、図６（ｃ）は電力貯蔵装置７より放電または充電されるＰＢを、そして図６（ｄ）は自家用発電機（Ｇ１）４１より供給される電力ＰＧ１をそれぞれ示している。なお、図６（ａ）は図８（ａ）の時刻ｔｄ〜ｔ１における需要家構内の最大負荷領域の拡大図である。

図６において、時刻ｔｄ〜時刻ｔｘまでは、従来の方法である自家用発電機Ｇ１のみでの受電一定制御を行い、電力貯蔵装置７の充放電制御を行っていない状態である。そして、時刻tx以降は、第２の実施形態における電力貯蔵装置の充放電制御による電力貯蔵装置７の充放電制御を行っている状態を示す。

以上述べたように、第２の実施形態による自家用発電システムは、自家発電目標値から自家発電機出力を減じた偏差の大きさが、制御不感帯に落ち着くまでは図９の従来方法と同様に自家用発電機（Ｇ１）４１による電力制御を適用し、制御不感帯に収まった後もなお、偏差が残る場合は、新たに設けた制御電力貯蔵装置７の充放電によって補正制御をかけるようにしたので、季節別時間帯別契約における夜間および休日時には受電電力設定値を契約電力に近く設定でき、平日の昼間の時間帯でも、受電電力設定値に受電電力を制御できるので、それぞれの時間帯における最も安価な電力を最も多く利用できることが可能であり、自家用発電システムの運用コストをさらに抑えることができる。

１…電力系統、２ａ，２ｂ，２ｃ，２ｄ，２１，２２・・・２ｎ…遮断器、３…需要家構内母線、３１、３３、３５…計器用変流器、３２、３４、３６…計器用変圧器、４１…自家用発電機、５１，５２，・・・，５ｎ…負荷、７…電力貯蔵装置、８…制御装置、９１…受電逆電力継電器、９２…受電不足電力継電器、ＰＲ…電力系統１からの受電電力、ＰＧ１…自家発電機Ｇ１の出力電力、Ｌ１，Ｌ２，・・・，Ｌｎ…負荷５１，５２，・・・，５ｎの消費電力、Ｐ…総負荷量、Ｒｓｐ…受電電力設定値、Ｕｐｒ…受電不足電力継電器設定値、Ｒpr…受電逆電力継電器設定値、ＰＢ…電力貯蔵装置７より放電または充電される電力、α…急速充電開始のための閾値。

Claims (2)

1. 電力系統と、
   前記電力系統に遮断器を介して接続される需要家構内母線と、
   前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を出力する自家用発電機と、
   前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を消費する複数の負荷と、
   前記負荷の消費電力、前記自家用発電機の出力電力、前記電力系統から受電する電力およびその受電する電力を設定する受電電力設定値を入力情報とし、前記負荷の消費電力の増減に応じて、前記自家用発電機を制御する電力制御装置とから構成された自家用発電システムにおいて、
   前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を放電または充電する電力貯蔵装置を設けるとともに、前記電力制御装置に替えて、前記自家用発電機の制御、前記電力貯蔵装置の放電または充電を制御する制御装置を設け、
   前記制御装置は、
   前記負荷の消費電力が急激に減少したことにより、前記電力系統からの受電電力と前記電力貯蔵装置の充電電力の合計値が不足電力継電器設定よりも高い値に予め設定された閾値以下に下がったことが検出された場合、前記電力貯蔵装置を充電モードに切り替えて急速充電するように制御し、前記受電電力と前記充電電力の合計値が前記閾値を上回ったことを検出した場合には、前記電力貯蔵装置の充電モードを停止させると共に放電モードに切り替えることを特徴とする自家用発電システム。
2. 電力系統と、
   前記電力系統に遮断器を介して接続される需要家構内母線と、
   前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を出力する自家用発電機と、
   前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を消費する複数の負荷と、
   前記負荷の消費電力、前記自家用発電機の出力電力、前記電力系統から受電する電力およびその受電する電力を設定する受電電力設定値を入力情報とし、前記負荷の消費電力の増減に応じて、前記自家用発電機を制御する電力制御装置とから構成された自家用発電システムにおいて、
   前記需要家構内母線に遮断器を介して接続され電力を放電または充電する電力貯蔵装置を設けるとともに、前記電力制御装置に替えて、前記自家用発電機の制御、前記電力貯蔵装置の放電または充電を制御する制御装置を設け、
   前記制御装置は、
   前記総負荷電力から受電電力設定値を差引いて自家用発電機の発電電力目標値を演算する自家用発電機発電電力目標値演算手段を設け、
   前記自家用発電機の発電電力目標値と前記自家用発電機の出力電力との偏差が制御不感帯の範囲内のときは、前記受電電力設定値と受電電力との差を前記電力貯蔵装置の充放電により、前記受電電力を前記受電電力設定値に一致させることにより、受電電力を契約電力に近づけることを特徴とする自家用発電システム。

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