JP2010011527A - 分散型発電システム、及びその制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】分散発電システムにおいて、並列化による負荷変動への追従性を維持させるため、各燃料電池に指示する発電量を一定範囲内に維持する。
【解決手段】複数の発電装置１０４、１０８等により電力負荷１０３、１０７等に電力を供給する分散型発電システムであって、電力負荷１０３、１０７等の総電力需要量を発電装置数で平均化した平均発電量が、中央値を含む中央発電域内に収まるように、発電する発電装置の数を制御する発電数制御器３０４を備えることを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力ネットワークによって接続された分散型発電システムにおいて、エネルギー効率を最適化するための発電量配分を行う分散型発電システム、ならびにその制御方法に関する。

複数の発電装置を電力ネットワークを介して運転制御するよう構成された分散型電源システムにおいて、エネルギー効率を最適化するために様々な運転制御技術が提案されている。

例えば、従来の分散型発電システムとして、システム内の総電力負荷量を満たすよう複数の発電装置で分散発電する際に、各発電装置の最大発電量によって重み付け配分を行って、各発電装置の発電量割り当てを決定する発電量制御システムが提案されている（例えば、特許文献１参照）。

図９は、上記特許文献１に記載された従来の発電量制御システムを示すものである。図９において、改質器９００は天然ガスやＬＰＧなどを原料として水素を生成する。燃料電池９０１〜９０３は生成された水素がガス配管網９０７から供給され、各燃料電池の運転制御を行う制御装置９０４〜９０６によって、その発電量が制御される。制御装置９０４〜９０６は通信ネットワーク９０８を経て、複数の演算装置９０９〜９１１と通信可能なように構成されている。また、演算装置９０９〜９１１は、発電量送信手段９１２、発電量算出手段９１３、総電力負荷算出手段９１４、電力負荷取得手段９１５を含むよう構成されている。電力負荷取得手段９１５が家庭内の電力負荷からその消費電力を取得して、総電力負荷算出手段９１４がそれらの総和を求める。発電量算出手段９１３はその総和を元に各燃料電池９０１〜９０３の発電量を決定し、最後に発電量送信手段９１２が各制御装置９０４〜９０６に決定された発電量を送信する。燃料電池９０１〜９０３で発電された電力は電力線９１６を介して、相互に電力を融通することができる。

図１０は、上記従来の分散型発電システムにおける発電量の配分を示す図である。演算装置は燃料電池の定格発電量を取得し、保持している。図１０（ａ）では、ＦＣ１、ＦＣ２、ＦＣ３がそれぞれ１０００Ｗ、１０００Ｗ、２０００Ｗの定格発電量であることを示している。図１０（ｂ）に示すように電力負荷１、電力負荷２、電力負荷３からそれぞれ２００Ｗ、３００Ｗ、５００Ｗの電力需要を受けた時、定格発電量に比例してＦＣ１〜ＦＣ３に電力を配分すると、図１０（ｃ）に示すように２５０Ｗ、２５０Ｗ、５００Ｗとなる。この結果、定格発電量に対して平均して２５％の発電量が各燃料電池に割り当てられる。

本従来の分散型発電システムでは、総電力負荷量を複数の発電装置で分散発電する為に、発電装置の最大発電量に比例して電力負荷分散を行うが、その結果、すべての発電装置がそれぞれの最大発電量に対して同じ比率で発電量を割り当てられることになる。これにより、単純に発電装置の数によって平均化する場合であれば、最大発電量が大きい発電装置にとっては割り当てられた発電量が低出力発電の範囲であるためにエネルギー効率が悪いというケースがあり得るが、本従来の分散型発電システムではそういった問題が抑制できる。
特開２００６−２７８１５１号公報

しかしながら、上記特許文献１記載の従来の分散型発電システムでは、電力負荷の変動する電力需要を賄うための発電を複数の発電装置で分散化することによって改善される電力負荷の変動への応答性をより向上させるための制御については考慮されていない。例えば、ｎ台の発電装置で分散発電すると、負荷変動への応答性はｎ倍になるが、そのためには負荷変動に対する受容性が十分にあることが前提となる。即ち、発電している発電装置の発電量が最大発電量に近い状態で、電力負荷の電力需要量が増加した場合、発電する発電装置の数を増やす必要があるが、例えば、改質装置を備える燃料電池システムのように発電装置の起動に時間を要する場合には、発電装置が起動している間、分散型発電システムが有する電力負荷への追従性を発揮することができない。

本発明は、前記従来の課題を解決するもので、従来の分散型発電システムよりも負荷追従性の高い分散型発電システム及びその制御方法を提供することを目的とする。

上記従来の課題を解決するために、第１の本発明の分散型発電システムは、複数の発電装置により電力負荷に電力を供給する分散型発電システムであって、前記電力負荷の総電力需要量を発電装置数で平均化した平均発電量が、中央発電域内に収まるように、発電する発電装置の数を制御する発電数制御器を備えることを特徴とする。

また、第２の本発明の分散型発電システムは、前記発電数制御器が、前記平均発電量が前記中央発電域の上限値である第１の閾値よりも大きい場合、発電する発電装置数を増加させることを特徴とする。

また、第３の本発明の分散型発電システムは、前記発電数制御器が、前記平均発電量が前記中央発電域の下限値である第２の閾値よりも小さい場合、発電する発電装置数を減少させることを特徴とする。

また、第４の本発明の分散型発電システムは、前記発電数制御器により決定された発電する発電装置の数で平均化した平均発電量を前記発電装置の発電量として許可する許可発電量制御器を備えることを特徴とする。

また、第５の本発明の分散型発電システムは、前記発電装置は、前記発電装置内の発電機から回収された熱を蓄える蓄熱器を備え、前記発電数制御器は、前記蓄熱器の蓄熱可能量に基づいて発電する発電装置数を増加させるために発電開始させる前記発電装置または発電する発電装置数を減少させるために発電停止させる前記発電装置を決定することを特徴とする。

また、第６の本発明の分散型発電システムは、前記中央発電域を設定する発電域設定器を備え、前記発電域設定器は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向に応じて前記中央発電域を更新することを特徴とする。

また、第７の本発明の分散型発電システムは、前記電力負荷の電力需要量が増加傾向の場合、前記発電域設定器は前記第１の閾値及び第２の閾値を更新前より高い値に更新することを特徴とする。

また、第８の本発明の分散型発電システムは、前記電力負荷の電力需要量が減少傾向の場合、前記発電域設定器は前記第１の閾値及び第２の閾値を更新前より低い値に更新することを特徴とする。

また、第９の本発明の分散型発電システムは、前記中央発電域を設定する発電域設定器を備え、前記発電域設定器は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向の大きさに応じて前記中央発電域を更新することを特徴とする。

また、第１０の本発明の分散型発電システムは、前記発電装置は、前記発電装置内の発電機から回収された熱を蓄える蓄熱器を備え、前記発電域設定器は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向及び前記蓄熱器の蓄熱可能量に応じて前記中央発電域を更新することを特徴とする。

また、第１１の本発明の分散型発電システムの制御方法は、複数の発電装置により電力負荷に電力を供給する分散型発電システムの制御方法であって、前記電力負荷の総電力需要量を発電装置数で平均化した平均発電量が、中央値を含む中央発電域内に収まるように、発電する発電装置の数を制御する発電数制御ステップを備えることを特徴とする。

また、第１２の本発明の分散型発電システムの制御方法は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向に応じて前記中央発電域を更新する中央発電域更新ステップを備えることを特徴とする。

本発明の分散型発電システム、並びにその制御方法によれば、従来の分散型発電システムよりも高い負荷追従性を実現することが可能となる。

以下本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。

（実施の形態１）
図１は、本発明の実施の形態１における分散型発電システムを示すブロック図である。図１において、電力ネットワーク１００は複数の発電装置１０４、１０８を接続し、本ネットワークによって複数の発電装置は相互に電力を融通することができる。発電装置１０４、１０８は運転制御器１０５、１０９と、発電機の一例としての燃料電池１０６、１１０を含み、運転制御器１０５、１０９が燃料電池の発電運転を制御するよう構成され、各燃料電池１０６、１１０で出力された電力は電力負荷１０３及び１０７に供給される。また、発電装置１０４、１０８は、燃料電池１０６及び１１０から回収した熱を蓄える蓄熱器１１１及び１１３、そしてこれらの蓄熱器１１１及び１１３に貯えられた熱は、それぞれ少なくとも１つ以上の熱負荷に供給されるよう構成される。本実施の形態では、蓄熱器１１１に貯えられた熱は、複数の熱負荷（熱負荷１１２、Ｘ等）に、また、蓄熱器１１３に貯えられた熱も、複数の熱負荷（熱負荷１１４、Ｙ等）に供給されるよう構成されている。運転制御器１０５、１０９は通信ネットワーク１０１と接続可能で、電力負荷の電力需要量並びに、蓄熱器に最大蓄熱量まで蓄熱可能な熱量である蓄熱可能量を送信する一方で、発電量配分制御器１０２から送信される許可発電量を受信することができる。運転制御器１０５、１０９は受信した許可発電量に基づき対応する燃料電池を制御して、この許可発電量になるよう発電させる。

発電量配分制御器１０２は通信ネットワーク１０１に一つ以上存在し、すべての運転制御器（例えば、運転制御器１０５、１０９）から電力負荷の電力需要量、蓄熱器に蓄熱可能な熱量を受信して、これらの値を考慮して各発電装置へ割り当てる許可発電量を決定する。決定された許可発電量は、通信ネットワーク１０１を介して、各運転制御器（例えば、運転制御器１０５、１０９）に送信する。

なお、電力負荷は、通常、燃料電池より直接的に供給される電力を消費するが、燃料電
池の発電力が電力負荷の電力需要に満たない場合は、電力ネットワーク１００を介して供給される電力を消費する。

図２は、本実施の形態の分散型発電システムにおいて各発電装置内に設けられた運転制御器の構成の一例を示すブロック図である。運転制御器は、自らが制御する燃料電池が直接電力供給を行う各電力負荷の電力需要量を受け取り、これらを合計した値を通信器２０１から発電量配分制御器１０２へ送信する。より、具体的には、運転制御器に内蔵された発電量管理器２０２に各電力負荷の電力需要量が入力され、これらを合計した値が保持される。また、通信器２０１は発電量配分制御器１０２から各発電装置が発電すべき許可発電量を受け取り、発電量管理器２０２にその値が保持される。燃料電池制御器２０３は、発電量管理器２０２に保持された許可発電量を読み出し、この許可発電量を燃料電池から出力するように制御する。この結果、許可発電量＞電力需要量の場合は、余剰分の電力は図１の電力ネットワーク１００を経由して、他の燃料電池より直接電力供給を受ける別の電力負荷に供給される。許可発電量＜電力需要量の場合は、その逆に不足分が電力ネットワーク１００を介して供給される。許可電力＝電力需要量の場合は電力負荷への電力供給が電力ネットワーク１００を介さずに、電力負荷へ直接電力を供給する燃料電池での発電量で１００％賄われている。

図３は発電量配分制御器の構成の一例を示すブロック図である。通信器３０２は通信ネットワーク１０１にアクセスして運転制御器から電力需要量、蓄熱器に最大蓄熱量まで蓄熱可能な蓄熱可能量、及び燃料電池の運転状態（発電運転ＯＮまたは発電運転ＯＦＦ）に関する信号を受け取る。電力需要量は総計算出器３０３に入力され、ここで各運転制御器から受け取った電力需要量を総和して総電力需要量を算出する。同時に現在発電運転中の燃料電池の数をカウントする。総電力需要量及び発電運転中の燃料電池数の両者を許可発電量制御器３０１に入力すると、許可発電量制御器３０１は、発電中の各燃料電池の平均発電量を算出する。この算出された平均発電量に基づき発電数制御器３０４は、発電装置の最大発電量及び最小発電量の両方に対して十分な余裕度を有する発電量（以下、中央値）を含む中央発電域内に収まるよう発電装置数を決定する。許可発電量制御器３０１は、発電数制御器３０４により決定された発電装置数における平均発電量を許可発電量とし、通信器３０２から各発電装置の運転を制御する運転制御器に送出する。

以下、図１から図５を用いて、本実施の形態の分散型発電システムの動作について説明する。図４は、許可発電量制御器３０１の動作アルゴリズムを示すフローチャート図であり、図５はその結果決定される許可発電量を示すチャート図である。

まず、上述のように総計算出器３０３で総電力需要量、ならびに発電中の燃料電池数を算出する（ステップＳ４００、ステップＳ４０１）。

次に、総計算出器３０３で算出された両値に基づき許可発電量制御器３０１は、総電力需要量を燃料電池数で除算して平均発電量を算出する（ステップＳ４０２）。そして、発電数制御器３０４は、算出された平均発電量と中央発電域の上限値である第１発電量（本発明の第１の閾値）と比較する（ステップＳ４０３）。

平均発電量が第１発電量よりも高い場合には、発電数制御器３０４は、次に示す式１を満たす発電装置数を算定し、この発電装置数を発電する発電装置数として更新するとともに（ステップＳ４０４）、更新した旨の信号を許可発電量制御器３０１に送信する。許可発電量制御器３０１は、この更新された発電装置数における平均発電量を各発電装置の許可発電量として通信器３０２に出力して、処理を終了する（ステップＳ４０７）。

（第２発電量−中央値）／中央値≦Ｘ≦（第１発電量−中央値）／中央値 （式１）
Ｘ＝（総電力需要量／中央値）−発電装置数
なお、上記の式１で示される第２発電量は、中央発電域の下限値に対応する発電量（本発明の第２の閾値）であり、また、上記の式１を満たす発電装置数が算定できない場合は、現在、発電している発電装置数を発電する発電装置数として更新する。

次に、上記ステップＳ４０３で、平均発電量が、第１発電量以下である場合、発電数制御器３０４は、平均発電量と第２発電量とを比較する（ステップＳ４０５）。平均発電量が、第２発電量よりも小さい場合には、発電数制御器３０４は、上記式１を満たす発電装置数を算定し、この発電装置数を発電する発電装置数として更新するとともに（ステップＳ４０６）、更新した旨の信号を許可発電量制御器３０１に送信する。許可発電量制御器３０１は、この更新された発電装置数における平均発電量を各発電装置の許可発電量として通信器３０２に出力して、処理を終了する（ステップＳ４０７）。

なお、上記中央値、第１発電量、及び第２発電量は、それぞれ予め定められた値であり、例えば、最大発電量１０００Ｗの燃料電池であるならば、その半値である５００Ｗを中央値とし、その値を含む上下±２０％の範囲を中央発電域とする。従って、中央発電域の上限である第１発電量が６００Ｗ、中央発電域の下限である第２発電量が４００Ｗとなる。もちろん、上記第１発電量及び第２発電量を設定する際の、中央値に対するマージンは上述のように上下２０％に限定するものではない。また、中央値は、必ずしも最大発電量の半値である必要はなく、最小発電量と最大発電量との間の中心値、または最大発電量の半値と最小発電量と最大発電量との中心値との間の値であってもよく、発電装置の最大発電量及び最小発電量の両方に対して十分な余裕度を有する所定範囲に含まれる値であれば、いずれの値でも構わない。また、中心値は、上記に例示した最大発電量の半値や、最小発電量と最大発電量との間の中心値等と同一でなくても、発電装置の最大発電量及び最小発電量の両方に対して十分な余裕度を有する、実質的に同一な値も含む。また、発電数制御器３０４は、ステップＳ４０４またはＳ４０６において更新された発電する発電装置数が、更新前に比べて増減する場合に、どの発電装置を増減させるかを蓄熱可能量に基づき決定する。具体的には、ステップＳ４０４にて更新された発電装置数が、更新前の発電装置数に比べて減少する場合、発電中の発電装置のうち蓄熱可能量が小さい発電装置（例えば、蓄熱可能量が最小の発電装置）を発電運転する発電装置の対象からはずす。これは、蓄熱可能量が小さい発電装置は、蓄熱余力が小さいため、すぐに蓄熱器が最大蓄熱量になって発電運転を停止しなければならない可能性があるため、これを発電運転する発電装置の対象からはずすことで、発電装置の停止に伴う総発電量の変動や発電装置の停止に伴う代替の発電装置の起動エネルギー消費による省エネ性の低下を抑制することができるからである。また、ステップＳ４０６にて発電装置数を増加させる場合、発電運転中でない発電装置のうち蓄熱可能量が大きい発電装置（例えば、蓄熱可能量が最大の発電装置）を発電運転する発電装置に新たに加える。これは、蓄熱可能量が大きい発電装置は、蓄熱余力が大きいため、すぐに蓄熱器が最大蓄熱量になって発電運転を停止する可能性が低いため、これを発電運転する発電装置にすることで、発電装置の停止に伴う総発電量の変動や別の発電装置の起動エネルギー消費による省エネ性の低下を抑制することができるからである。

図５は、図４で説明した許可発電量決定処理によってどのように電力配分がなされるかを例示したものである。総電力需要量が小さい場合（図５（ａ）〜（ｃ））、発電装置１、２、３が電力供給する電力負荷からそれぞれ３５０Ｗ、３６０Ｗ、４００Ｗの電力需要があったとすると（図５（ａ））、総計算出器３０３で算出された総電力需要量を発電中の発電装置数３台で平均すると、図５（ｂ）のように燃料電池１、２、３で３７０Ｗづつの発電量になる。この結果、第２発電量（＝４００Ｗ）を下回るので、燃料電池３の発電を止め、燃料電池１、２で５５５Ｗ発電するようにし、燃料電池１、２、３の許可発電量は夫々５５５Ｗ、５５５Ｗ、０Ｗとなる（図５（ｃ））。

また、総電力発電量が大きい場合（図５（ｄ）〜（ｆ））、例えば、発電装置１、２、３が電力供給する電力負荷からの電力需要が夫々８５０Ｗ、７１０Ｗ、３６０Ｗである時（図５(ｄ)）、総計算出器３０３で算出された総電力需要量を発電中の発電装置数３台で平均すると、図５（ｅ）のように各燃料電池が６４０Ｗづつの平均発電量になる。この結果、第１発電量（＝６００Ｗ）を超えるので、発電中の発電装置数を増加させる。つまり、図５（ｆ）に示すように現在停止中の燃料電池４を稼動させ、４台の燃料電池で総電力需要量を配分して、燃料電池１、２、３、４の許可発電量を４８０Ｗづつとする。

以上のように構成した分散型発電システムとその制御方法であれば、各発電装置に分配される許可発電量は発電装置の最大発電量及び最小発電量の両方に対して十分な余裕度を有する中央値を含む中央発電域内に可能な限り制御することができる。この結果、電力負荷の電力需要の変動によって増減する電力需要量に対して、常時、発電量を増減させるためのマージンを確保することができるので、分散発電の長所である負荷変動への追従性を維持することが可能となる。

（実施の形態２）
図６は本発明の実施の形態２の分散型発電システムにおける発電量配分制御器の構成を示すブロック図である。図６において、図３と同じ構成要素については同じ符号を用い、説明を省略する。電力需要トレンド判定器６０１は、一定時間毎（例えば、１分毎）に発電装置から直接電力供給を受ける各電力負荷（例えば、燃料電池１０６から直接電力供給を受ける電力負荷１０３、電力負荷Ｘ等）の電力需要の合計値を、各発電装置の運転制御器内に設けられた、通信器から受け取る。そして、電力需要トレンド判定器６０１は、内部に設けられた記憶器（図示せず）に受け取った電力需要のデータを記憶する。そして、所定時間毎に、上記記憶器に蓄積された過去の所定時間内における電力需要の履歴に基づき、電力負荷全体の電力需要のトレンドを判定する。発電域設定器６０２は、電力需要トレンド判定器６０１により判定されたトレンドに応じて中央発電域を上下へシフトさせる。つまり、発電域設定器６０２は、中央発電域の上限値である第１の発電量及び中央発電域の下限である第２発電量を、上記トレンドに基づき上下に変動させる。許可発電量制御器３０１は、第１発電量及び第２発電量によって定められる中央発電域内に許可発電量を収めるように制御する。

図７は電力需要トレンド検出器６０１の動作を示すフローチャート図である。また、図８は横軸に時間、縦軸に電力を取り、１分毎に各通信器より受け取り記憶器に記憶した電力需要データに基づき１０分毎にその過去１０分間における記憶器に記憶された電力需要データの最大値と最小値を求めて作成したチャート図である。

以下、図６〜８を用いて、電力需要トレンド判定器６０１に基づき判定された電力負荷全体の電力需要のトレンドの判定方法を説明する。

電力需要トレンド判定器６０１は、例えば、通信器２０２より送信された電力需要データを発電量配分制御器内に設けられた通信器３０２を介して１分毎に電力需要を受け取る（ステップＳ７０１）。

複数の発電装置（例えば、１０個）の運転制御器から受け取った電力負荷の電力需要の過去１０分間のデータのうち、最大値と最小値を求め、最大値と最小値と結ぶ直線によりチャート化する（ステップＳ７０２）。

最新の過去３０分間におけるチャート、すなわち３つのチャートの最大値を比較して、最大のもの（Ｍａｘ−Ｍａｘ）と最小のもの（Ｍｉｎ−Ｍａｘ）を決定する（ステップＳ
７０３）。そして、上記Ｍａｘ−ＭａｘとＭｉｎ−Ｍａｘとを結んだ直線の傾きを判定する（ステップＳ７０４）。直線が右上がりならば、トレンドは上昇トレンドであると判定される（ステップＳ７０５）。一方、直線が右下がりならば、トレンドは下降トレンドであると判定される（ステップＳ７０６）。最後に判定されたトレンドに対応するトレンド値を出力して、今サイクルでのトレンド判定終了となる（ステップＳ７０７）。なお、上記トレンド値とは、正または負の数値であり、例えば、上昇トレンドの場合は「＋」値、下降トレンドの場合は「−」値となり、トレンドの傾きの大きさに伴いその値は大きくなる。

次に、電力需要トレンド判定器６０１による実際のトレンド判定の内容について図８のチャート図を用いて詳細に説明する。ステップ７０２に例示されるような所定時間経過毎のチャートが、（１）→（２）→（３）→（４）→（５）→（６）→（７）→（８）の順で示されている。最初の（１）→（２）→（３）の期間において、Ｍｉｎ−Ｍａｘは（１）における電力需要量の最大値、Ｍａｘ−Ｍａｘは（３）における電力需要量の最大値であるので、両者を結んだ直線は右肩上がりとなり、トレンドは上昇トレンドと判定される。（２）→（３）→（４）の期間においても同様に、引き続き上昇トレンドと判定されるる。

（３）→（４）→（５）の期間において、Ｍａｘ−Ｍａｘは（４）における電力需要量の最大値、Ｍｉｎ−Ｍａｘは（５）における電力需要量の最大値となるので、両者を結んだ直線は右肩下がりとなり、下降トレンドに変わったと判定される。（４）→（５）→（６）の期間では、Ｍｉｎ−Ｍａｘが（６）における電力需要量の最大値に変わるが、トレンドは引く続き下降トレンドと判定される。

（５）→（６）→（７）の期間では、Ｍａｘ−Ｍａｘは（７）における電力需要量の最大値、Ｍｉｎ−Ｍａｘは（６）における電力需要量の最大値となるので、両者を結んだ直線は右肩上がりとなり、トレンドは上昇トレンドに変わったと判定される。

（６）→（７）→（８）の期間では、Ｍｉｎ−Ｍａｘが（８）における電力需要量の最大値に変わり、直線の傾きが右肩下がりとなって、トレンドは下降トレンドに変わったと判定される。

以上の結果、図８に示す期間Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ内の所定の時点（例えば、（３）、（４）、（５）、（６）、（７）、（８）のいずれかの時点）において電力需要トレンド判定器６０２によりトレンドを判定した場合、それぞれ上昇トレンド、下降トレンド、上昇トレンド、下降トレンドと判定される。

尚、上述の本実施の形態の分散型発電システムにおける電力負荷の電力需要のトレンド判定においては、１分毎に電力負荷の電力需要を取得し、１０分毎に取得した電力需要の履歴データに基づきチャート作成、３０分毎に電力需要のトレンド判定を実施しているが、上記時間に限定されるものではなく、電力需要の変動の激しさや大きさ等に応じて適宜設定される。

発電域設定器６０２は、電力需要トレンド判定器６０１により判定された電力需要のトレンド値を受け取り、受け取ったトレンド値が上昇トレンドに対応する値である場合には、第１発電量及び第２発電量とをそれぞれ２５Ｗ減少させて、中央発電域を下にシフトさせる。この結果、１台当りの許可発電量は小さくなり、各発電装置の最大発電量までの増加余裕量が増大する。従って、上記中央発電域の調整により上昇トレンドにある電力負荷の電力需要の増加に対しても、発電装置の発電量を増加することで速やかに対応でき、急遽新たな発電装置を起動して電力需要を補うような負荷追従性の低い制御を行う頻度が少
なくなるので、従来よりも高い負荷追従性を実現することが可能になる。

一方で、電力需要トレンド判定器６０１で判定された電力需要のトレンドが、下降トレンドである場合は第１発電量と第２発電量とをそれぞれ２５Ｗ増加させて、中央発電域を上にシフトさせる。この結果、１台あたりの許可発電量が増え、最大発電量に対する増加余裕量は減少するが、最小発電量に対する減少余裕量は増加するので、下降トレンドにある電力負荷の電力需要の減少に対して、発電装置の発電量を減少することで速やかに対応でき、急遽新たな発電装置を停止して残りの発電装置で電力需要を補うような負荷追従性の低い制御を行う頻度が少なくなるので、従来よりも高い負荷追従性を実現することが可能になる。なお、中央発電域（第１発電量及び第２発電量）を上下にシフトする値は、上記のような±２５Ｗに限定されるわけではなく、電力需要トレンド判定器６０１によりトレンド判定される時間幅に応じて適宜シフト幅を設定しても構わない。

また、中央発電域（第１発電量及び第１発電量）を上下にシフトさせる値は、電力需要トレンド判定器６０１によりトレンド判定されるトレンドの傾きの大きさ、例えば、トレンド値の絶対値の大きさに応じて、変動させても良い。例えば、電力需要トレンド判定器６０２により同じ上昇トレンドと判定された場合であっても、トレンドの傾きが小さい場合（例えば、トレンド値の絶対値が小さい場合）にはその後の電力需要量の増加量が小さいと想定されるので、中央発電域を下にシフトさせる値をトレンドの傾きが大きい場合に比べ小さくする。一方、トレンドの傾きが大きい場合（例えば、トレンド値の絶対値が大きい場合）にはその後の電力需要量の増加量が大きいと想定されるので、中央発電域を下にシフトさせる値をトレンドの傾きが小さい場合に比べ大きくする。

例えば、本実施の形態の分散型発電システムでは、トレンドの傾きの大きさに応じて、中央発電域をシフトする値を±５Ｗから±２５Ｗまで変化させる。これによって、電力需要量の変動により即した分散型発電システムの運転制御がより可能となる。

また、中央発電域（第１発電量及び第１発電量）を上下にシフトさせる値の大きさは、電力需要トレンド判定器６０１により判定されたトレンドだけでなく通信器３０２から発電域設定器６０２に入力された蓄熱可能量にも基づいて、発電域設定器６０２により決定しても構わない。例えば、電力需要トレンド判定器６０１によりトレンドが上昇していると判定され、発電域設定器６０２により中央発電域を下にシフトする場合、蓄熱可能量が多い場合は蓄熱可能量が小さい場合に比べて下にシフトする値を小さくする。これは、下へのシフト量が小さい方が発電装置の許可発電量が大きくなり、蓄熱可能量の大きい蓄熱器に対してより蓄熱量が増加するからである。なお、蓄熱可能量を考慮した中央発電域のシフトは、各発電装置の蓄熱可能量に応じてシフト値を決定するのが好ましい。

以上のような本実施の形態の分散型発電システムの電力需要のトレンドを考慮した、分散型発電システムの制御により、電力負荷の電力需要のトレンドに即した負荷追従制御の余裕度を確保することができ、発電装置の並列化による負荷追従性の向上の長所を維持することが可能となる。

本発明にかかる分散型発電システムとその電力配分方法は、従来の分散型発電システムよりも高い負荷追従性を実現することが可能でなるので、分散型発電システム等として有用である。

本発明の実施の形態１における分散型発電システムのブロック図 本発明の実施の形態１における分散型発電システムを構成する運転制御器のブロック図 本発明の実施の形態１における分散型発電システムを構成する発電量配分制御器のブロック図 本発明の実施の形態１における分散型発電システムを構成する発電量配分制御器での電力配分のアルゴリズムを示すフローチャート 本発明の実施の形態１における分散型発電システムの許可発電量決定処理における各発電装置への発電量配分の様子を示すブロック図 本発明の実施の形態２における分散型発電システムを構成する発電量配分制御器のブロック図 本発明の実施の形態２における分散型発電システムを構成する発電量配分制御器での電力配分のアルゴリズムを示すフローチャート 本発明の実施の形態２における分散型発電システムでの電力需要のトレンドを示すチャート 従来の分散型発電システムのブロック図 従来の分散型発電システムにおける各発電装置への発電量配分の様子を示すブロック図

符号の説明

１００ 電力ネットワーク
１０１ 通信ネットワーク
１０２ 発電量配分制御器
１０３，１０７ 電力負荷
１０４，１０８ 発電装置
１０５，１０９ 運転制御器
１０６，１１０ 燃料電池
２０１ 通信器
２０２ 発電量管理器
２０３ 燃料電池制御器
３０１ 許可発電量制御器
３０２ 通信器
３０３ 総計算出器
３０４ 発電数制御器
６０１ 電力需要トレンド判定器
６０２ 中央発電域設定器

Claims (12)

1. 複数の発電装置により電力負荷に電力を供給する分散型発電システムであって、
   前記電力負荷の総電力需要量を発電装置数で平均化した平均発電量が、中央発電域内に収まるように、発電する発電装置の数を制御する発電数制御器を備えることを特徴とする分散型発電システム。
2. 前記発電数制御器は、前記平均発電量が前記中央発電域の上限値である第１の閾値よりも大きい場合、発電する発電装置数を増加させることを特徴とする請求項１記載の分散型発電システム。
3. 前記発電数制御器は、前記平均発電量が前記中央発電域の下限値である第２の閾値よりも小さい場合、発電する発電装置数を減少させることを特徴とする請求項１記載の分散型発電システム。
4. 前記発電数制御器により決定された発電する発電装置の数で平均化した平均発電量を前記発電装置の発電量として許可する許可発電量制御器を備える請求項１記載の分散型発電システム。
5. 前記発電装置は、前記発電装置内の発電機から回収された熱を蓄える蓄熱器を備え、
   前記発電数制御器は、前記蓄熱器の蓄熱可能量に基づいて発電する発電装置数を増加させるために発電開始させる前記発電装置または発電する発電装置数を減少させるために発電停止させる前記発電装置を決定する請求項２または３記載の分散型発電システム。
6. 前記中央発電域を設定する発電域設定器を備え、
   前記発電域設定器は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向に応じて前記中央発電域を更新することを特徴とする請求項１記載の分散型発電システム。
7. 前記電力負荷の電力需要量が増加傾向の場合、前記発電域設定器は前記第１の閾値及び第２の閾値を更新前より高い値に更新することを特徴とする請求項６記載の分散型発電システム。
8. 前記電力負荷の電力需要量が減少傾向の場合、前記発電域設定器は前記第１の閾値及び第２の閾値を更新前より低い値に更新することを特徴とする請求項６記載の分散型発電システム。
9. 前記中央発電域を設定する発電域設定器を備え、
   前記発電域設定器は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向の大きさに応じて前記中央発電域を更新することを特徴とする請求項１記載の分散型発電システム。
10. 前記発電装置は、前記発電装置内の発電機から回収された熱を蓄える蓄熱器を備え、
    前記発電域設定器は、前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向及び前記蓄熱器の蓄熱可能量に応じて前記中央発電域を更新することを特徴とする請求項５記載の分散型発電システム。
11. 複数の発電装置により電力負荷に電力を供給する分散型発電システムの制御方法であって、
    前記電力負荷の総電力需要量を発電装置数で平均化した平均発電量が、中央値を含む中央発電域内に収まるように、発電する発電装置の数を制御する発電数制御ステップを備えることを特徴とする分散型発電システムの制御方法。
12. 前記電力負荷の電力需要量の変化の傾向に応じて前記中央発電域を更新する中央発電域更新ステップを備えることを特徴とする請求項１１記載の分散型発電システムの制御方法。

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