JP5488965B2 - 自家用発電システム - Google Patents

Description

本発明は電力会社の電力系統と連系する自家用発電システムに係り、特に、自家用発電機の運転効率を向上させた自家用発電システムに関する。

電力会社の電力系統と連系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は電力系統であり、2a、2b、2c、21、22、…、2nはそれぞれ遮断器である。３は需要家構内母線であり、41および42はそれぞれ需要家構内母線３に接続された自家用発電機である。また、51、52、…、5nはそれぞれ需要家構内母線３に接続された負荷であり、６は複数台の自家用発電機の使用台数を制御する台数制御装置である。

なお、以下の説明において、自家用発電機41、42をそれぞれ１号機GEN1、２号機GEN2と呼称することとする。また、図７は２台の自家用発電機（１号機 GEN1、２号機GEN2）の場合を示しているが、３台以上のｎ台を設置する場合も当然あり得る。

図７において、電力系統1は遮断器2aを介して需要家構内母線3に電力を供給する。１号機のGEN1は遮断器2bを介して需要家構内母線３に電力を出力し、２号機のGEN2も同様に遮断器2cを介して需要家構内母線３に電力を供給（出力）する。負荷51、52、…、5nは遮断器21、22、…、2nを介して需要家構内母線３から受電する。台数制御装置6は、需要家構内母線３に接続される負荷51、52、…、5nが増減するに従い、１号機GEN1、２号機GEN2の投入または解列を制御し、使用する台数を制御する。これは一般的に台数制御と呼ばれている。

また、図７において、Aは電力系統１より供給される電力、G1は１号機GEN1より出力される電力、G2は２号機GEN2より出力される電力、L1、L2、・・・、Lnは負荷51、52、・・・、5nにて消費される電力を示しており、これらの間には以下の(1)式の関係式が成り立つ。

以上のように自家用発電システムにおいて、複数台設置された自家用発電機の使用台数を制御する方法として台数制御がとられる。なお、１号機GEN1、２号機GEN2については、例えば、ディーゼル発電機、タービン発電機が使用される。

また、図７には記載していないが上記の電力A、G1、G2を測定するために所定の位置に変流器CT、変圧器VTが備え付けられている。そして、A、G1、G2それぞれの測定電力は台数制御装置６に取り込まれて、台数制御に用いられる。

台数制御装置6の詳細な動作説明の前に、図８を参照して日負荷曲線について説明する。
１日の負荷量は変動しており、一般的な大型需要家の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る。この１日の負荷量の変動を日負荷曲線と呼んでおり、例えば図８(a)に示す変動をする。図８（ｂ）、（ｃ）、（ｄ）は電力系統１より供給される電力A、１号機GEN1より出力される電力G1、２号機GEN2より出力される電力G2の時間的変化を示している。また、図８において、Apは受電電力設定値、G1pは１号機GEN1の定格電力、G2pは２号機GEN2の定格電力、Pは負荷の総消費電力をそれぞれ示すものとする。なお、図８は、１号機GEN1の定格電力G1pと２号機GEN2の定格電力G2pとが等しい状態を示している。

次に、この１日の負荷量の変動に対する１号機GEN1、２号機GEN2の起動、停止方法について、図９の台数制御装置６のフローチャートを用いて説明する。なお、負荷51、52、・・・、5nにて消費される電力をL1、L2、・・・、Lnとした場合、負荷の総消費電力は以下の(2)式により表すことができる。

１号機GEN1、２号機GEN2の起動または停止の判断は、負荷の総消費電力Pにて行う。本願明細書においては一例として、１号機GEN1の起動または停止の判断は、受電電力設定値Apと１号機GEN1の定格出力50%の合計値を閾値（しきい値）としている。

２号機GEN2の起動または停止の判断は、受電電力設定値Apと１号機GEN1の定格出力の合計値をしきい値としている。この起動または停止の判断については必ずしもこの限りではなく、使用状況により任意に選択できるものとする。

また、実際には、１号機GEN1、２号機GEN2の起動と停止の判断をずらしてヒステリシスを設けるが、説明を分かりやすくするために起動と停止の判断を同じにしている。また、１号機GEN1や２号機GEN2が起動完了して負荷を受け持つ負荷移行に要する時間は、横軸の時間に対して短いため、図８では負荷移行の過渡的動きは表現していない。同様に１号機GEN1や２号機GEN2が停止するために負荷を受け渡す負荷移行についても、同様に図８では負荷移行の過渡的動きは表現していない。

負荷の総消費電力Pが増加し、P＞Ap+0.5×G1pとなった瞬間（図８の時刻t1、図９のステップS1）に、図８（ｃ）に示すように１号機GEN1が起動する（図９のステップS2）。
さらに負荷の総消費電力Pが増加し、P＞Ap+G1pとなった瞬間（図８の時刻t2、図９のステップS3）に、図８（ｄ）に示すように２号機GEN2が起動する（図９のステップS4）。

さらに負荷の総消費電力Pが増加し、P＞Ap+G1p+G2p（G1p=G2pなので、P＞Ap+2×G1pと表現できる）となった瞬間（図８の時刻t3）に、図８（ｃ）、（ｄ）に示すように１号機GEN1と２号機GEN2の両機は定格出力となる。
時刻t3から負荷の総消費電力Pがピーク値に到達してから減少し、P＞Ap+2×G1pとなる瞬間（図８の時刻t4）までの期間は、負荷の総消費電力Pの増減に伴い、図８（ｂ）に示すように電力系統１より供給される電力Aが増減する。

さらに負荷の総消費電力Pが減少し、P＜Ap+G1pとなった瞬間（図８の時刻t5、図９のステップS5）に、図８（ｄ）に示すように２号機GEN2が停止する（図９のステップS6）。
さらに負荷の総消費電力Pが減少し、P＜Ap+0.5×G1pとなった瞬間（図８の時刻t6、図９のステップS7）に、図８（ｃ）に示すように１号機GEN1が停止する（図９のステップS8）。

このように負荷の総消費電力Pの増減に応じて１号機GEN1、２号機GEN2を起動、停止する。
複数の発電機を駆動する際、燃費がよくなるための制御方法として、経済負荷配分制御（EDC）という方法が一般的に使用されている。

この制御方法によれば、同じ原動機の発電機の場合、同じ燃費曲線となるため出力を単純に均等配分することになる。
以上の理由により、１号機GEN1、２号機GEN2両機が同じ原動機の発電機の場合、図８（ｃ）、（ｄ）に示すように時刻t2から時刻t3の期間、時刻t4から時刻t5の期間において１号機GEN1と２号機GEN2の出力電力は同じになる。
なお、従来の自家用発電システムに関しては、以下に示す特許文献１がある。

特開2003-274564号公報

図８において、時刻t1から時刻ｔ2の期間について１号機GEN1、２号機GEN2の運転方法について説明する。図８（ａ）において、負荷の総消費電力Pが上昇し、時刻t2でP＞Ap+G1pとなると、図８（ｄ）に示すように２号機GEN2が起動する。この時、経済負荷配分により１号機GEN1と２号機GEN2に負荷が等分され、図８（ｃ）に示すように１号機GEN1の出力が下がる。そのため、１号機GEN1、２号機GEN2の両機共に定格出力の50％となり、原動機の効率が悪い状態で運転させなければならないという問題点がある。

また、図８において、時刻t1にて１号機GEN1を起動するが、しばらく低負荷率運転が続くので効率が悪い。同図の時刻t5で２号機GEN2が停止するより前の段階においては、１号機GEN1と２号機GEN2がともに低負荷率運転となるため効率が悪い。同図の時刻t6にて、１号機GEN1が停止するより前の段階においては、１号機GEN1が低負荷率運転となるため効率が悪い。
以上のように同図の破線の丸で囲んでいる箇所において、１号機GEN1、２号機GEN2が低負荷率運転となり効率が悪くなる。

また、実際の日負荷曲線は、図８（ａ）に示すようになめらかな曲線ではなく、負荷51、52、・・・、5nが投入されたり遮断されたりするために、部分拡大して見ると図１０（ａ）のように負荷量は小さく上下動している。図１０は、時刻t1から時刻t2の期間を拡大したイメージ図であり、例えば、この期間中で大きな負荷が投入された場合を想定したものとなっている。

図１０の時刻t91のタイミングで大きな負荷が投入されたとすると、図９のフローチャートにおいて、ステップS3で２号機GEN2を起動する判定を行ない、ステップS4で２号機GEN2を起動してしまう。さらに時刻t92で負荷が遮断されるとステップS5で２号機GEN2を停止する判定を行ない、ステップS6で２号機GEN2を停止させる。この時、時刻t91から時刻t92の期間では、１号機GEN1と２号機GEN2とで負荷量を均等配分し、負荷率も下がる（例えば、図１０では、負荷は、60％）。

このように時刻t91から時刻t92のような短期間の負荷変動が何回も繰り返し発生すると、自家用発電機の起動または停止が頻繁に発生し、原動機の寿命に悪影響を及ぼす問題がある。また、起動時にエネルギーを消費するのでトータルの燃費が悪くなるという問題点もある。

本発明は、上記の課題を解決するためになされたものであり、高効率運転が可能な自家用発電システムを提供することを目的とするものである。

上記の目的を達成するために、本発明の請求項１に係る自家用発電システムの発明は、電力会社の電力系統と、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投入あるいは解列され、電力を供給する１号機ないしｎ号機（ただしｎ；２以上）からなる複数台の自家用発電機と、前記需要家構内母線に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の増減に応じて、前記１号機ないしｎ号機の自家用発電機を順次前記構内母線に投入あるいは解列し、前記電力会社の電力系統から受電する受電電力を一定に制御する制御装置と、を備えた自家用発電システムにおいて、前記需要家構内母線への電力の放電および当該需要家構内母線からの電力の充電を行う電力貯蔵装置を設け、前記負荷の消費電力が上昇し、前記負荷の消費電力が前記制御装置で受電電力を設定する受電電力設定値を超え、前記自家用発電機１号機の定格出力に対する所定電力まで増加した時に、予め前記電力貯蔵装置に充電しておいた電力を前記需要家構内母線に放電することによって前記負荷の消費電力に対して不足する電力を補い、放電完了と同時に前記自家用発電機１号機を起動し、負荷の消費電力に対し余剰となる電力を前記電力貯蔵装置に充電することによって前記自家用発電機１号機にほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、更に、前記負荷の消費電力が上昇し、前記受電電力設定値に前記自家用発電機１号機の定格出力を加算した電力まで増加した時に、自家用発電機２号機を起動させずに、予め前記電力貯蔵装置に充電しておいた電力を前記需要家構内母線に放電させて前記負荷の消費電力に対する不足電力を補い、放電完了と同時に前記自家用発電機２号機を起動し、前記負荷の消費電力に対し余剰となる電力を前記電力貯蔵装置に充電することによって、前記自家用発電機１号機、自家用発電機２号機両機にほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、更に前記負荷の消費電力が上昇し、前記受電電力設定値に両機の定格出力を加算した電力を超えた時も以下同様に前記電力貯蔵装置から電力を放電して負荷の消費電力に対し不足する電力を補った後に次号機の自家用発電機を起動し、負荷の消費電力に対し余剰となる電力を前記電力貯蔵装置に充電することにより起動中の自家用発電機全てにほぼ定格負荷をかけて高効率運転させる手順を繰り返すように機能す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、前記負荷の消費電力が下降し、前記受電電力設定値に起動中の前記自家用発電機全機の定格出力を加算した電力より消費電力が下がると、余剰となった電力を前記電力貯蔵装置に充電することにより起動中の自家用発電機全てにほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、前記電力貯蔵装置の充電完了後に１台の自家用発電機を停止させると共に、この停止によって生じる消費電力の不足分の電力を前記電力貯蔵装置から放電して補うことによって、起動中の自家用発電機全てをほぼ定格負荷状態に保ち高効率運転し、更に前記負荷の消費電力が下降し、前記受電電力設定値に起動中の前記自家用発電機全機の定格出力を加算した電力より消費電力が下がった時も以下同様に、余剰となった電力を前記電力貯蔵装置に充電することにより起動中の自家用発電機全てにほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、前記電力貯蔵装置の充電完了後に次の自家用発電機を停止させると共に、この停止によって生じる消費電力の不足分の電力を前記電力貯蔵装置から放電して補うことによって、起動中の自家用発電機全てをほぼ定格負荷状態に保ち高効率運転する手順を繰り返すように機能することを特徴とする。

さらに、請求項３に係る自家用発電システムの発明は、前記電力貯蔵装置から電力を放電中に、前記負荷の消費電力が前記受電電力設定値に起動中の自家用発電機全機の定格出力を加算した電力より低下した時は、前記電力貯蔵装置からの放電を中止し、再び前記受電電力設定値に定格出力を加算した電力より増加した場合は、再度、前記電力貯蔵装置から放電することを特徴とする。

本発明における自家用発電システムによれば、負荷の増加、あるいは減少に伴い発電機を起動停止する場合に、電力貯蔵装置からの充放電により発電機の負荷状態をほぼ一定となるように制御したので発電機の効率を低下させることなく高効率運転させることができる。更に、自家用発電機の起動または停止の繰り返し回数を減らすことが可能となるため、自家用発電機の寿命をのばす効果がある。また、起動時の無駄なエネルギーの消費が減るのでトータルの燃費をよくする効果もある。

実施形態１および２における自家用発電システムの構成図。 実施形態１における日負荷曲線に対する受電と自家用発電機と電力貯蔵装置の出力関係を示す図。 実施形態１における自家用発電機の始動と電力貯蔵装置の充放電の制御のフローチャート。 図３Ａのフローチャートの一部を詳細に示したフローチャート。 実施形態１における自家用発電機の停止と電力貯蔵装置の充放電の制御のフローチャート。 図４Ａのフローチャートの一部を詳細に示したフローチャート。 実施形態２における部分拡大した日負荷曲線と日負荷曲線に対する受電と自家用発電機と電力貯蔵装置の出力関係を示す図。 実施形態２における自家用発電機の始動と電力貯蔵装置の充放電の制御のフローチャート。 図６Ａのフローチャートの一部を詳細に示したフローチャート。 従来の自家用発電システムの構成図。 日負荷曲線に対する受電と自家用発電機の出力関係を示す図。 従来の複数の自家用発電機の台数制御のフローチャート。 部分拡大した日負荷曲線と日負荷曲線に対する受電と自家用発電機の出力関係を示す図。

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。なお、各図を通して同一部分には同一符号を付けて重複する説明は適宜省略する。

［実施形態１］
本実施形態１について、図１乃至４を参照して説明する。
図１は、実施形態１乃至実施形態２に共通な自家用発電システムの構成図であり、図７で示した従来の自家用発電システムの構成図と異なる点は、需要家構内母線３と接続する電力貯蔵装置（PSF）７を新たに設けるとともに、台数制御装置６の代わりに、負荷（51、52、・・・、5n）の総消費電力（L1＋L2＋ ・・・ ＋Ln）、２台以上の複数台の自家用発電機41、42（１号機GEN1、２号機GEN2）の出力電力（G1、G2）、電力貯蔵装置７の充放電の状態および電力会社の電力系統１から受電する電力（A）を設定する受電電力設定値（Ap）を情報として入力し、前記負荷の増減に応じて、前記自家用発電機が高効率運転するために前記電力貯蔵装置の充放電制御および前記自家用発電機の投入あるいは解列を制御する制御装置８を設けたことであり、その他の構成は図７の場合と同じなので説明を省略する。なお、図１中、符号Bは、電力貯蔵装置７の充電電力または放電電力を示す。

電力貯蔵装置７は、例えば二次電池や電気二重層コンデンサ等と構内母線に対し充放電を行うインバータによって実現される。二次電池だけを用いる構成、あるいは、二次電池と電気二重層コンデンサを組み合わせた構成等が考えられる。なお、以下の説明において電力貯蔵装置７をPSF７と呼称することとする。

なお、図１には記載していないが、A、G1、G2、B、L1〜Lnの電力を測定するために、所定の位置に変流器CT、変圧器VTを備えており、これらCT、VTで測定されたA、G1、G2、B、L1〜Lnの測定電力は前述したように受電電力設定値（Ap）とともに入力情報として制御装置８に取り込まれるようになっている。

制御装置８は、取り込んだ入力情報を用いて演算し、その演算結果に基づいて需要家構内母線３に接続される負荷51、52、…、5nの数が増減するに従い、自家用発電機の１号機GEN1、２号機GEN2の投入または解列を行って発電機使用台数を制御すると共に、PSF７の充電または放電をも制御することが出来るように構成されている。

PSF７により放電または充電される電力をBとすると以下の(3)式の関係式が成立する。なお、Bは放電方向を正とする。

図２は実施形態１の日負荷曲線に対するA（電力系統1より供給される電力）、G1 （１号機GEN1より出力される電力）、G2 （２号機GEN2より出力される電力）、B （PSF７より放電または充電される電力）の各電力の関係を示す図である。

図２において、同図（ａ）、（ｂ）、（ｃ）、（ｄ）および（ｅ）に負荷の総消費電力P、電力系統１より供給される電力A、１号機GEN1より出力される電力G1、２号機GEN2より出力される電力G2、PSF７より放電または充電される電力Bの時間的変化を示す。
なお、図２（ａ）は図８(a)と同じ日負荷曲線である。また、図２と図８の時刻t1、t2、・・・、t6、ta、tb、・・・、tkは同じ時刻である。

本実施形態１の自家用発電システムは、図２において、深夜の時刻taから時刻tbの期間、電力系統１より供給される安い電力Aで電力貯蔵装置７を予め充電しておく。そして、負荷51〜5nの消費電力Pが受電電力設定値Apを越え、１号機GEN1の定格出力の50%になった時点で１号機GEN1を起動する設定としておく。
時間が経過して負荷の総消費電力Pが図２（ａ）のように増加していき、P＞Ap+0.5×G1pとなった時（時刻t1）、１号機GEN1の起動に先立ってPSF７の放電を開始させる。PSF７の放電は、電力貯蔵装置７の容量によって決まり、時刻tcまで継続する。

PSF７の放電完了後（時刻tc）に、１号機GEN1を起動して定格運転（100％出力運転）する。この１号機GEN1の定格運転によって供給電力（Ap+G1p）と負荷の消費電力Pとの間に余剰電力が生じ、その余剰電力をPSF７に充電する。

PSF７の充電完了後（時刻td）は、１号機GEN1の出力は、負荷が要求する電力から受電電力設定値Apを引き算した残りの値となる。図中では、例えの値として85%を表記している。

その後、負荷の総消費電力Pがさらに増加していくので、それに応じて１号機GEN1の出力を上げ、１号機GEN1の出力は定格運転に戻る。そして、負荷の総消費電力Pがさらに増加してP＞Ap+G1pとなった時（時刻t2）、２号機GEN2の起動に先立ってPSF７の放電を開始させ、時刻teまで放電を継続させる。

PSF７の放電完了後（時刻te）に２号機GEN2を起動し、１号機GEN1および２号機GEN2の両機を定格運転させることにより生じる余剰電力でPSF７を充電させる。PSF７の充電完了後（時刻tf）、同様にして１号機GEN1および２号機GEN2の両機で受電電力Aが一定となるように負荷を分担させる。

時刻t2から時刻teの期間は、図２（ｅ）で示すように、PSF７が２号機GEN2の代わりに負荷に電力を出力するため、図２（ｃ）に示すように１号機GEN1のみで引き続き高効率の運転が可能となる。

時刻teから時刻tfの期間は、図２（ｅ）に示すように余剰電力でPSF７を充電させることにより、図２（ｃ）、（ｄ）に示すように１号機GEN1、２号機GEN2両機を高効率で運転することが可能となる。

PSF７の放電後（時刻tf）、１号機GEN1と２号機GEN2とで負荷分担し、両機共に定格出力の80％にて運転を始めることになるが、これは図８（ｃ）、（ｄ）の時刻t2において従来のように１号機GEN1と２号機GEN2とで負荷分担し両機共に定格出力の50％にて運転を始める場合に比べ、効率が非常によい。
例えば、時刻t2から時刻tfの間の２号機GEN2の起動に関しては、図３Ａおよび図３Ｂで示した制御装置８のフローチャートを導入することにより実現が可能である。

図３Ａにおいて、従来の台数制御装置６のフローチャートと異なる点は、図９のステップS4の代わりに、図３Ｂのフローチャートで詳細を説明する「ステップα」を実行するようにしたことであり、その他のステップは図９と同じである。

図３Ａにおいて、ステップ３で（Yes）の場合、図３ＢのステップSS1にてPSF７の放電が可能か否かを判断する。ステップSS1の判断条件に合致した場合（放電可能と判断した場合；Yes）、ステップSS2にてPSF７の放電を開始する［図２(e)の時刻t2］。

しかし、ステップSS1にて放電が可能ではないと判断した場合（No）、ステップSS3にて２号機GEN2を起動する［図２（ｄ）の時刻te］と共に、ステップSS4にてPSF７の充電を開始する［図２（ｅ）の時刻te］。

さらに、図２において負荷の総消費電力Pが増加し、P＞Ap+G1p+G2p(P＞Ap+2×G1p）となった時（時刻t3）に、１号機GEN1、２号機GEN2の両機は定格出力（100％出力）となるが、この場合出力電力は不足する。この不足電力を賄うため、PSF７の放電を開始させる。放電完了後（時刻tg）は、従来どおり負荷の総消費電力Pの増減に伴い電力系統１より供給される電力Ａが増減する。

一方、負荷の総消費電力Pがピークを越えて減少し始め、P＜Ap+2×G1pとなった時（時刻t4）は、従来の台数制御とは異なり、１号機GEN1と２号機GEN2とで負荷分担させる代わりに１号機GEN1、２号機GEN2の両機を定格運転し、余剰電力でPSF７を充電させる。

このように、時刻t4から時刻thの期間は、図２（ｅ）に示すように余剰電力でPSF７を充電させることで、図２（ｃ）、（ｄ）に示すように１号機GEN1、２号機GEN2両機を高効率で運転することが可能となる。

そして、充電完了後(時刻th)は従来と同様に１号機GEN1、２号機GEN2の両機で負荷を分担させる。さらに、負荷の総消費電力Pが減少して、P＜Ap+1.3×G1pとなった時(時刻ti)に、２号機GEN2を停止させる。同時に不足電力を賄うためPSF７の放電を開始させることで、１号機GEN1の高効率運転を維持させる。なお、図２（ｃ）および（ｄ）において、時刻tiのG1およびG2がそれぞれ65％なっている理由は、G1p＝G2pと設定してあるため、P=Ap+1.3×G1pになったとき、G1pとG2pとが0.65％、すなわち、0.65×G1p、0.65×G2pとなるからである。

時刻t4から時刻tiの間の２号機GEN2の停止に関しては、制御装置８に例えば図４Ａ、図４Ｂに示すフローチャートを実行させることによって実現することができる。
図４Ａが、従来の台数制御装置６のフローチャートと異なる点は、図９のステップS5、S6の代わりに、図４Ｂのフローチャートで詳細を説明する「ステップβ」を実行するようにしたことであり、その他のステップは図９と同じである。

図４Ａでステップ３の判定が（No）の場合、あるいはステップ４で２号機GEN２が始動した場合、図４Ｂにおいて、ステップd1でP＜Ap+2×G1pでかつ２号機GEN2が運転中であるか否かを判断し、ステップd1の判断条件に合致する場合（Yes）はステップd2へ進み、合致しない場合（No）は何もしない。

ステップd2にて、PSF７の充電が可能か否かを判断し、可能（Yes）であれば、ステップd3にてPSF７の充電を開始する。ステップd2にてPSF７の充電が可能でなければ（No）ステップd4へ進む。

ステップd4にて、P＜Ap+1.3×G1pであるか否かを判断し、判断条件に合致する場合（Yes）は、ステップd5にて２号機GEN2を停止する［図２（ｄ）の時刻ti］と共に、ステップd6にてPSF７の放電を開始する［図２（ｅ）の時刻ti］。ステップd4にて判断条件に合致しない場合は何もしない。

さらに図２において、負荷の総消費電力Pが減少しP＜Ap+G1pとなった時（時刻t5）に、１号機GEN1を定格運転し、そのときの余剰電力でPSF７を充電させる。
PSF７の充電完了後（時刻tj）は従来どおり１号機GEN1のみを運転させる。P＜Ap+0.6×G1pとなった時（時刻tk）に、１号機GEN1を停止させ、不足電力を賄うためPSF７にて放電を開始させる。

以上説明したように、本実施形態１における自家用発電システムでは、図２の時刻tcから時刻teで示した負荷の総消費電力P負荷の上昇時において、２号機GEN2を起動して電力G2を出力させる代わりにPSF７を放電させることで、１号機GEN1のみで引き続き高効率運転させることが可能となる。

また、PSF７の放電完了後に２号機GEN2を起動させて、１号機GEN1、２号機GEN2の両機を定格運転し余剰電力でPSF７を充電させることにより、１号機GEN1、２号機GEN2の両機を高効率運転させることが可能となる。

また、２号機GEN2の起動する時間が、従来例では時刻t2（図８（ｄ））だったのに対し、本実施形態ではPSF７の放電時間だけ遅れて時刻te（図２（ｄ））となる。このため、２号機GEN2の運転時間が時刻t2から時刻ｔeの期間だけ減る。それによるメンテナンス期間の長期化の効果もある。

さらに、図２の時刻t4から時刻t6で示した負荷降下時において、１号機GEN1と２号機GEN2で負荷分担させる代わりに、１号機GEN1と２号機GEN2の両機を定格にて運転し、余剰電力でPSF７を充電することにより、１号機GEN1と２号機GEN2とを引き続き高効率運転させることが可能となる。

また、PSF７の充電完了後に、２号機GEN2を停止させると共に１号機GEN1を定格にて運転させ、不足電力をPSF７の放電にて賄うようにしたので、１号機GEN1を高効率にて運転させることができる。

また、２号機GEN2の停止する時間が、従来例では時刻t5（図８（ｄ））だったのに対し、本実施形態１ではPSF７の放電を開始する時間だけ早まり時刻ti（図２（ｄ））となる。このため、２号機GEN2の運転時間が時刻tiから時刻t5の期間だけ減る。それによるメンテナンス期間の長期化の効果もある。

なお、電力貯蔵装置PSF７は、それほど大きくなくても、１日の内に何度も充放電を繰り返すことで、自家発電装置の効率向上に寄与することができる。
また、上記の効果については、自家用発電機が２台に限定されるものでなく、３台以上の複数台の場合においても同様である。

［実施形態２］
次に、本実施形態２について図５および図６を参照して説明する。
本実施形態２が適用されるシステム構成図は図１と同じであるが、制御装置８による１号機GEN1、２号機GEN2およびPSF７の運転方法が、図５および図６Ａ、図６Ｂで示すように多少異なる。

すなわち、図５は、従来例で説明した図１０の部分拡大の日負荷曲線に対応する拡大の日負荷曲線であり、同図５（ａ）、図５（ｂ）、図５（ｃ）、図５（ｄ）、図５（ｅ）に負荷の総消費電力P、電力系統１より供給される電力A、１号機GEN1より出力される電力G1、２号機GEN2より出力される電力G2、PSF７より放電または充電される電力Bの時間的変化を示している。図５と図10の時刻t1、t2、t91、t92は同じ時刻である。また、図６Ａ、図６Ｂが本実施形態１の図３Ａ、図３Ｂと異なる点は、ステップαをステップγに置き換えた点であり、これ以外変わらない。

以下、図５を用いて、本実施形態２について説明する。
従来の方法である図１０と異なる点は、P＞Ap＋G1pとなった時（時刻t91）に図１０のように２号機GEN2を起動させる代わりに１号機GEN1を定格出力で運転させると共に、不足電力分をPSF７の放電によって賄うようにし、P＜Ap＋G1pとなった時（時刻t2）にPSF７の放電を中止させるようにしたことである。

時刻t91からt92の期間は、図５（ｅ）に示すようにPSF７が２号機GEN2の代わりに電力を出力するため、図５（ｃ）、（ｄ）に示すように、図１０（ｃ）、（ｄ）にある１号機GEN1と２号機GEN2の負荷の均等配分による負荷率の低下がない。

このような動作は、例えば、図６Ａ、図６Ｂに示す制御装置８のフローチャートを導入すればよい。図６Ａにおいて、図９の従来の台数制御装置６のフローチャートと異なる点は、図９のステップS4の代わりに、図６Ｂのフローチャートで詳細を説明するステップγを実行するようにしたことである。

なお、図６Ｂにおいて、ステップSS1からSS4までの要素からなるフローチャートは、図３Ｂのフローチャートを流用しているため説明を省略し、追加したSS5とSS6の動作についてのみ説明する。

図６Ｂにおいて、負荷の総消費電力Pが下降し、ステップSS5でP＜Ap＋G1pとなった時、PSF７が放電中（Yes）であれば、次のステップSS6でPSF７の放電を中止する（図５（ｅ）時刻t92）、そうでないならば何もしない。

以上説明したように、本実施形態２における自家用発電システムでは、実施形態１と同様に、短期間の負荷変動に対して２号機GEN2を起動し電力を出力させる代わりにPSFを放電させることで、１号機GEN1と２号機GEN2の負荷の均等配分による負荷率の低下がなくなる。また、短期間の負荷変動による２号機GEN2の起動または停止の繰り返し回数を減らすことが可能となるため、２号機GEN2の原動機の寿命をのばす効果がある。また、起動時の無駄なエネルギーの消費が減るのでトータルの燃費をよくする効果もある。

１…電力系統、2a，2b，2c，2d，21，22，・・・，2n…遮断器、３…需要家構内母線、41，42…自家用発電機、51，52，・・・，5n…負荷、6…台数制御装置、７…電力貯蔵装置、８…制御装置、A…電力系統１より出力される電力、G1…１号機GEN1より出力される電力、G2…２号機GEN2より出力される電力、L1，L2，・・・，Ln…負荷、51，52，・・・，5nにて消費される電力、Ap…受電電力設定値、G1p…１号機GEN1の定格電力、G2p…２号機GEN2の定格電力、P…負荷の総消費電力、B…PSF７より放電または充電される電力。

Claims (3)

1. 電力会社の電力系統と、
   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投入あるいは解列され、電力を供給する１号機ないしｎ号機（ただしｎ；２以上）からなる複数台の自家用発電機と、
   前記需要家構内母線に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の増減に応じて、前記１号機ないしｎ号機の自家用発電機を順次前記構内母線に投入あるいは解列し、前記電力会社の電力系統から受電する受電電力を一定に制御する制御装置と、を備えた自家用発電システムにおいて、
   前記需要家構内母線への電力の放電および当該需要家構内母線からの電力の充電を行う電力貯蔵装置を設け、
   前記負荷の消費電力が上昇し、前記負荷の消費電力が前記制御装置で受電電力を設定する受電電力設定値を超え、前記自家用発電機１号機の定格出力に対する所定電力まで増加した時に、予め前記電力貯蔵装置に充電しておいた電力を前記需要家構内母線に放電することによって前記負荷の消費電力に対して不足する電力を補い、放電完了と同時に前記自家用発電機１号機を起動し、負荷の消費電力に対し余剰となる電力を前記電力貯蔵装置に充電することによって前記自家用発電機１号機にほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、
   更に、前記負荷の消費電力が上昇し、前記受電電力設定値に前記自家用発電機１号機の定格出力を加算した電力まで増加した時に、自家用発電機２号機を起動させずに、予め前記電力貯蔵装置に充電しておいた電力を前記需要家構内母線に放電させて前記負荷の消費電力に対する不足電力を補い、放電完了と同時に前記自家用発電機２号機を起動し、前記負荷の消費電力に対し余剰となる電力を前記電力貯蔵装置に充電することによって、前記自家用発電機１号機、自家用発電機２号機両機にほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、
   更に前記負荷の消費電力が上昇し、前記受電電力設定値に両機の定格出力を加算した電力を超えた時も以下同様に前記電力貯蔵装置から電力を放電して負荷の消費電力に対し不足する電力を補った後に次号機の自家用発電機を起動し、負荷の消費電力に対し余剰となる電力を前記電力貯蔵装置に充電することにより起動中の自家用発電機全てにほぼ定格負荷をかけて高効率運転させる手順を繰り返すように機能することを特徴とする自家用発電システム。
2. 前記負荷の消費電力が下降し、
   前記受電電力設定値に起動中の前記自家用発電機全機の定格出力を加算した電力より消費電力が下がると、余剰となった電力を前記電力貯蔵装置に充電することにより起動中の自家用発電機全てにほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、
   前記電力貯蔵装置の充電完了後に１台の自家用発電機を停止させると共に、この停止によって生じる消費電力の不足分の電力を前記電力貯蔵装置から放電して補うことによって、起動中の自家用発電機全てをほぼ定格負荷状態に保ち高効率運転し、更に前記負荷の消費電力が下降し、
   前記受電電力設定値に起動中の前記自家用発電機全機の定格出力を加算した電力より消費電力が下がった時も以下同様に、余剰となった電力を前記電力貯蔵装置に充電することにより起動中の自家用発電機全てにほぼ定格負荷をかけて高効率運転し、
   前記電力貯蔵装置の充電完了後に次の自家用発電機を停止させると共に、この停止によって生じる消費電力の不足分の電力を前記電力貯蔵装置から放電して補うことによって、起動中の自家用発電機全てをほぼ定格負荷状態に保ち高効率運転する手順を繰り返すように機能することを特徴とする請求項１記載の自家用発電システム。
3. 前記電力貯蔵装置から電力を放電中に、前記負荷の消費電力が前記受電電力設定値に起動中の自家用発電機全機の定格出力を加算した電力より低下した時は、前記電力貯蔵装置からの放電を中止し、再び前記受電電力設定値に定格出力を加算した電力より増加した場合は、再度、前記電力貯蔵装置から放電することを特徴とする請求項１または２記載の自家用発電システム。

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