JP5550390B2 - 自家発電システム - Google Patents
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Description
つまり、マスター機の機能を有する自家発電装置コントローラCrlmが、自家発電装置コントローラCrlm,Crls1,Crls2の各々に対応する自家発電装置の目標負荷分担を決定し、決定した目標負荷分担量を、スレーブ機である自家発電装置コントローラCrls1,Crls2に送信し、スレーブ機である自家発電装置コントローラCrls1,Crls2は割り当てられた目標負荷分担量に応じて対応自家発電装置の出力制御を行うように構成されている。
さらに自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)は、自家発電装置No.3の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を自家発電装置コントローラCrls2から受信し(ス
テップSTP12)、
その後、自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)は、自号機(自己の対応自家発電装置)の状態情報を含め、全自家発電装置の負荷分担量を決定して決定した負荷分担量となるように全自家発電装置の制御目標値を算出する(ステップSTP13)。
自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)は、全自家発電装置の制御目標値を算出した後、自家発電装置No.2に対応する自家発電装置コントローラCrls1に、対応する制御
目標値を発信し(ステップSTP14)、
さらに自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)は、自家発電装置No.3に対応する自家発電装置コントローラCrls2に、対応する制御目標値を発信し(ステップSTP15)、
自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)は、自号機(自家発電装置No.1)に、自号機の制御目標値に見合う制御指令を出力する(ステップSTP16)。
その後、自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)は、自号機(自家発電装置No.1)の状態(発電機出力)を確認しながら、自号機(自家発電装置No.1)を、その出力が制御目標値を達成するように制御する(ステップSTP17)。
機)は、自号機(自家発電装置No.2)の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)に発信し(ステップSTP21)、
さらに自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrls1(スレーブ機)は、自家発
電装置No.1の自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)から、自号機(自家発電装置No.2)の制御目標値を受信し(ステップSTP22)、
次いで、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrls1(スレーブ機)は、自号
機(自家発電装置No.2)に、自号機の制御目標値に見合う制御指令を出力する(ステップSTP23)。
その後、自家発電装置コントローラCrls1(スレーブ機)は、自号機(自家発電装置No.2)の状態(発電機出力)を確認しながら、自号機(自家発電装置No.2)を、その出力が、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)によって割り当てられた制御目標値を達成するように制御する(ステップSTP24)。
機)は、自号機(自家発電装置No.3)の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)に発信し(ステップSTP31)、
さらに自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrls2(スレーブ機)は、自家発
電装置No.1の自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)から、自号機(自家発電装置No.3)の制御目標値を受信し(ステップSTP32)、
次いで、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrls1(スレーブ機)は、自号
機(自家発電装置No.3)に、自号機の制御目標値に見合う制御指令を出力する(ステップSTP33)。
その後、自家発電装置コントローラCrls2(スレーブ機)は、自号機(自家発電装置No.3)の状態(発電機出力)を確認しながら、自号機(自家発電装置No.3)を、その出力が、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrlm(マスター機)によって割り当てられた制御目標値を達成するように制御する(ステップSTP34)。
マスター機である自家発電装置コントローラは、追加設置に対応できるコントローラとする必要があると共に、自家発電システムにおける負荷分担制御の中枢を担うコントローラであるので、異常が発生すれば、その影響が自己の自家発電装置のみでなく、他の全自家発電装置に及ぶことから異常監視を、スレーブ機である他の自家発電装置コントローラ以上に厳格に行う必要がある。
マスター機である自家発電装置コントローラは高度な自己診断機能を搭載したり、定期点検も、スレーブ機である他の自家発電装置コントローラ以上に頻繁に行う必要がある。
従来の自家発電システム、特に並列運転の複数台の自家発電装置で負荷分担制御を行う自家発電システムは、前述のように、並列運転の複数台の自家発電装置の各自家発電装置コントローラのうちの1台の自家発電装置コントローラCrlmをマスター機とし、残りの他の自家発電装置コントローラCrls1,Crls2,・・・をスレーブ機として、マスター機である自家発電装置コントローラCrlmが、スレーブ機である自家発電装置コントローラCrls1
,Crls2,・・・からそれらの対応自家発電装置No.2,No.3,・・・の状態情報(現在の
分担負荷量(発電機出力))を収集し、これら収集した状態情報(現在の分担負荷量(発電機出力))から自己の対応自家発電装置の状態情報(現在の分担負荷量(発電機出力))を含めて、現在の負荷に対する全号機(全自家発電装置)の負荷分担量を算出して当該負荷分担量とするための各号機(各自家発電装置)の制御目標値を算出して決定し、この決定した制御目標値を、マスター機である自家発電装置コントローラCrlmが、スレーブ機である自家発電装置コントローラCrls1,Crls2,・・・に対して送信し、スレーブ機である自家発電装置コントローラCrls1,Crls2,・・・は、マスター機である自家発電装置コントローラCrlmが決定し送信してきた自己の制御目標値に応じて対応自家発電装置No.2,No.3,・・・を制御するように構成されているので、マスター機である自家発電装置コントローラの点検時や異常時には、マスター機である自家発電装置コントローラを定常運転できなくなるだけでなく、スレーブ機である他の自家発電装置コントローラも運転できなくなったり、負荷分担制御が実行されなくなって負荷量と発電量のアンバランスが生じたりする問題が生じる。
前記自家発電装置コントローラの何れも、対応自家発電装置の起動および停止の制御を行う起動停止制御部と、対応自家発電装置の並入時の同期投入の制御を行う同期投入制御部と、自己の対応自家発電装置の出力電圧および出力電流入力する自発電機出力諸量入出力部と、他の全自家発電装置コントローラから対応自家発電装置の現在の出力状態情報と故障情報やメンテナンス情報とを入力する他発電機出力状態情報入力部と、自己の対応自家発電装置および他の全自家発電装置の発電機定格出力値を負荷分担制御に先立って予め保存する各発電機定格保存部と、自己の対応自家発電装置および他の全自家発電装置の発電機定格出力値と他の全自家発電装置コントローラから得たそれらの対応自家発電装置の現在の出力状態情報と故障情報とメンテナンス情報とに基づいて自己の対応自家発電装置の現在の出力状態情報を含めて定常運転中の各自家発電装置の負荷分担量を演算し自己の対応自家発電装置がその分担負荷量相当の発電をするように対応自家発電装置を制御するための目標制御量を演算する自発電機負荷分担演算制御部とを有し、
前記自家発電装置コントローラの何れも、対応自家発電装置の前記発電機主回路の電圧および電流から得られる対応自家発電装置の現在の発電機出力を他の各自家発電装置コントローラに制御系信号および制御系データを自家発電装置コントローラ相互間で授受することなく送信し、 前記自家発電装置コントローラの何れも、各自家発電装置コントローラの対応自家発電装置の出力を合計して負荷量を求めると共に各自家発電装置コントローラの対応自家発電装置の負荷分担量を前記定格出力を超えない範囲内で算出し、
前記自家発電装置コントローラの何れも、対応自家発電装置の現在の発電機出力と前記算出された対応自家発電装置の負荷分担量とから、対応自家発電装置の発電機出力が前記算出された対応自家発電装置の負荷分担量になるように対応自家発電装置を制御するための目標制御量を算出し、
前記自家発電装置コントローラの何れも、前記算出した目標制御量に基づいて、対応自家発電装置が前記算出された対応自家発電装置の負荷分担量になるように対応自家発電装置を制御する
ことにより負荷分担制御する自家発電システムである。
以下この発明の実施の形態1を図1〜図5により説明する。図1は自家発電システムのシステム構成の一事例を示す図、図2は自家発電装置コントローラの情報授受の一事例を示す模式図、図3は自家発電装置コントローラの内部機能の一事例を示す図、図4は各自
家発電装置コントローラの動作フローの一事例を示す図、図5は各自家発電装置コントローラ間の情報授受を行う通信方式の一事例を示す図である。
なお、説明の簡明化のため、自家発電装置および自家発電装置コントローラは2台だけ図示し、自家発電装置・・・No.n(Gn)、自家発電装置コントローラ・・・Crlnは図示省略してある。
同期投入制御部Crlbは、対応自家発電装置の並入時の同期投入の制御を行う機能部である。
自発電機負荷分担演算制御部Crlcは、他の全自家発電装置コントローラから得たそれらの対応自家発電装置の現在の出力状態情報や故障情報やメンテナンス情報に基づいて自己の対応自家発電装置の現在の出力状態情報を含めて定常運転中の各自家発電装置の負荷分担量を演算し、自己の対応自家発電装置がその分担負荷量相当の発電をするように対応自家発電装置を制御するための目標制御量(自己の対応自家発電装置の分担負荷量と現在の発電量との差)を演算する機能部である。
自発電機出力諸量入出力部Crldは、自己の対応自家発電装置の出力電圧、出力電流の情報を、自己の対応自家発電装置の発電機主回路Mc1に接続された変流器CT、計器用変圧器VT等の電流検出器、電圧検出器の出力から入力する機能部である。
他発電機出力状態情報入力部Crleは、他の全自家発電装置コントローラから、それらの対応自家発電装置の現在の出力状態情報や故障情報やメンテナンス情報などを通信線CLを介して入力する機能部である。
各発電機定格保存部Crlfは、自己の対応自家発電装置および他の全自家発電装置、すなわち自家発電システムの全自家発電装置の発電機定格出力値を、負荷分担制御に先立って予め保存する機能部である。なお、全自家発電装置の発電機定格出力値は、事前に入力しておいてもよいが、各自家発電装置コントローラが他の全自家発電装置コントローラから各々の対応自家発電装置の発電機定格出力値を収集した方がシステム規模の変更などに柔軟に的確に対応でき、当該収集は前記自家発電装置の現在の出力状態情報や故障情報やメンテナンス情報などと共に入力されるようにしてもよく、当該情報とは別途入力されるようにしてもよい。
ーラCrl1,Crl2,Crl3は、自号機(自己の対応自家発電装置)の現在の出力状態の情報を、通信線CLを介して他の自家発電装置コントローラに発信し、各自家発電装置コントローラCrl1,Crl2,Crl3は、接続された全ての自家発電装置の現在の出力状態の情報および定格出力値を受信する。
このように、各自家発電装置コントローラCrl1,Crl2,Crl3相互間で授受される情報は、自家発電装置の出力状態信号および定格出力値のみであり、制御目標値や制御指令値などの制御系信号や制御系データを通信で授受することはしない。
図4おける(a)は自家発電装置No.1(G1)の自家発電装置コントローラNo.1(Crl1)の動作フローに対応し、(b)は自家発電装置No.2(G2)の自家発電装置コントローラNo.2(Crl2)の動作フローに対応し、(c)は自家発電装置No.3(G3)の自家発電装置コントローラNo.3(Crl3)の動作フローにそれぞれ対応する。
さらに、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrl1は、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2から自家発電装置No.2の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を受信し(ステップST12)、
さらに、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrl1は、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3から自家発電装置No.3の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を受信し(ステップST13)、
その後、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrl1は、自号機(自己の対応自家発電装置No.1)の出力の状態情報を含め、全自家発電装置の出力の状態情報から自号機(自己の対応自家発電装置No.1)の負荷分担量を決定してこの決定した負荷分担量となるように自号機(自己の対応自家発電装置No.1)の制御目標値を算出する(ステップST14)。
次いで、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrl1は、自号機(自己の対応自家発電装置No.1)に、自号機(自己の対応自家発電装置No.1)の制御目標値に見合う制御指令を出力する(ステップST15)。
ステップST15の処理終了から所定時間後、自家発電装置No.1の自家発電装置コントローラCrl1は、自号機(自己の対応自家発電装置No.1)の状態(発電機出力)を確認しながら、自号機(自己の対応自家発電装置No.1)を、その出力が、制御目標値を達成し前記計算した自号機(自己の対応自家発電装置No.1)の負荷分担量となるように制御する(ステップST16)。
ステップST16での処理を終了すると、ステップST11に戻り前述の動作を行い、以後、その動作を繰返して実行する。これら動作は自動的に行われる。
さらに、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2は、自号機(自家発電装置No.2)の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を、他の全自家発電装置コントローラCrl1,Crl3に発信し(ステップST22)、
さらに、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2は、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3から自家発電装置No.3の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を受信し(ステップST23)、
その後、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2は、自号機(自己の対
応自家発電装置No.2)の出力の状態情報を含め、全自家発電装置の出力の状態情報から自号機(自己の対応自家発電装置No.2)の負荷分担量を決定してこの決定した負荷分担量となるように自号機(自己の対応自家発電装置No.2)の制御目標値を算出する(ステップST24)。
次いで、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2は、自号機(自己の対応自家発電装置No.2)に、自号機(自己の対応自家発電装置No.2)の制御目標値に見合う制御指令を出力する(ステップST25)。
ステップST25の処理終了から所定時間後、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2は、自号機(自己の対応自家発電装置No.2)の状態(発電機出力)を確認しながら、自号機(自己の対応自家発電装置No.2)を、その出力が、制御目標値を達成し前記計算した自号機(自己の対応自家発電装置No.2)の負荷分担量となるように制御する(ステップST26)。
ステップST26での処理を終了すると、ステップST21に戻り前述の動作を行い、以後、その動作を繰返して実行する。これら動作は自動的に行われる。
さらに、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3は、自家発電装置No.2の自家発電装置コントローラCrl2から自家発電装置No.2の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を受信し(ステップST32)、
さらに、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3は、自号機(自家発電装置No.3)の状態情報(現在の負荷分担量(発電機出力))を、他の全自家発電装置コントローラCrl1,Crl2に発信し(ステップST33)、
その後、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3は、自号機(自己の対応自家発電装置No.3)の出力の状態情報を含め、全自家発電装置No.1〜No.3の出力の状態情報から自号機(自己の対応自家発電装置No.3)の負荷分担量を決定してこの決定した負荷分担量となるように自号機(自己の対応自家発電装置No.3)の制御目標値を算出する(ステップST34)。
次いで、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3は、自号機(自己の対応自家発電装置No.3)に、自号機(自己の対応自家発電装置No.3)の制御目標値に見合う制御指令を出力する(ステップST35)。
ステップST35の処理終了から所定時間後、自家発電装置No.3の自家発電装置コントローラCrl3は、自号機(自己の対応自家発電装置No.3)の状態(発電機出力)を確認しながら、自号機(自己の対応自家発電装置No.3)を、その出力が、制御目標値を達成し前記計算した自号機(自己の対応自家発電装置No.3)の負荷分担量となるように制御する(ステップST36)。
ステップST36での処理を終了すると、ステップST31に戻り前述の動作を行い、以後、その動作を繰返して実行する。これら動作は自動的に行われる。
号を発信する(ステップST11)。
自家発電装置コントローラNo.2(Crl2)は、自家発電装置コントローラNo.1(Crl1)の発信データを受信(ステップST21)したことをトリガとして自号機(自家発電装置No.2)の出力状態のデータ信号を発信する(ステップST22)。
自家発電装置コントローラNo.3(Crl3)は、自家発電装置コントローラNo.2(Crl2)の発信データを受信(ステップST32)したことをトリガとして自号機(自家発電装置No.3)の出力状態のデータ信号を発信する(ステップST33)。
自家発電装置コントローラNo.1(Crl1)は、前記変化した出力状態を確認(ステップST16)後に自号機(自家発電装置No.1)の出力状態のデータ信号を発信する(ステップST11)。
自家発電装置コントローラNo.2(Crl2)は、前記変化した出力状態を確認(ステップST26)後に他の自家発電装置No.1の出力状態のデータ信号を受信し(ステップST21)、自号機(自家発電装置No.2)の出力状態のデータ信号を発信する(ステップST22)。
自家発電装置コントローラNo.3(Crl3)は、前記変化した出力状態を確認(ステップST36)後に他の自家発電装置No.1,2の出力状態のデータ信号を受信し(ステップST31
,32)、自号機(自家発電装置No.3)の出力状態のデータ信号を発信する(ステップST33)。
が欠番の場合、(c)のNo.3の動作は、No.1の発信データ受信(ステップST31)後、予め決められた待機時間を経過してもステップST32でNo.2の発信データを受信しない場合には、No.2を欠番と判断してNo.2の発信データ受信処理(ステップST32)をスキップし、自家発電装置コントローラNo.3(Crl3)が自号機(対応する自家発電装置No.3)の出力状態のデータ信号を発信する(ステップST33)。
なお、前記IDNo.欠番の場合の処理ステップのスキップにおいて、最初から欠番なのか
、通信異常で検出できなかったのかを判別するため、故意に欠番とする場合(メンテナン
スなどで電源遮断する場合)は電源遮断前にメンテナンス開始信号を発信し、メンテナン
ス対象外の各自家発電装置コントローラの何れもがメンテナンス対象の自家発電装置コントローラ(あるいは自家発電装置)を認識できるようにすることで実現可能であり、自家発電装置コントローラ(あるいは自家発電装置)が故障あるいは異常の場合にも、故障あるいは異常である信号を発信することにより同様に対応可能である。
また、各自家発電装置コントローラにおいて“接続されている台数”=“予め与えられた接続台数”−“メンテナンス開始信号を発信した台数”で算出し、接続台数分の情報が受信できない場合、通信異常として警報を発報するようにすれば、各自家発電装置コントローラ相互間の通信異常も監視できる。
発電装置を効率よく運転するためには接続される負荷を各自家発電装置でバランス良く分担する必要があり、本実施の形態では、前述のように自家発電装置コントローラNo.1,No.2,・・・No.n(Crl1,Crl2,・・・Crln)の各々が完全自立分散制御を行うことによりその役割を担う。
(1)受信した発電機出力から現在の総電力(すなわち現在の総負荷量)を算出する。
総電力=1000kW+1200kW+1400kW=3600kW
(2)自家発電装置No.1,No.2,No.3の定格出力比が1:1:1であることから、
自家発電装置No.1,No.2,No.3の負荷分担量を、定格出力比の比率で演算し、
自家発電装置No.1,No.2,No.3の負荷分担量=1200kW(目標値)を導出す
る。
(3)導出した負荷分担量と対応自家発電装置の現在出力とから目標制御量を演算する。
自家発電装置コントローラNo.1では1200kW−1000kW=200kWを導出する。
自家発電装置コントローラNo.2では1200kW−1200kW=0kWを導出する。
自家発電装置コントローラNo.3では1200kW−1400kW=−200kWを導出する。
(4)導出した目標制御量に基づいて、対応自家発電装置に制御指令を出力する。
自家発電装置コントローラNo.1は、対応自家発電装置No.1に、出力を200kW
上昇の制御指令を出す。
自家発電装置コントローラNo.2は、対応自家発電装置No.2の現在の出力が前記
導出した負荷分担量(目標値)と同じであるので、負荷分担制御に依拠する対応
自家発電装置No.2の制御はしない。但し、対応自家発電装置の出力周波数を一定
に保つ制御は行う。他の自家発電装置コントローラも対応自家発電装置の出力周 波数を一定に保つ制御は行う。
自家発電装置コントローラNo.3は、対応自家発電装置No.3に、出力を200kW下降
の制御指令を出す。
手動運転モードとなる直前の総電力が1000kW+1200kW+1400kW=3600kWであるとすると、
(1)自家発電装置No.2,No.3の定格出力比が1:1であることから、
自家発電装置No.2,No.3の負荷分担量を、定格出力比の比率で演算し、
自家発電装置No.2,No.3の負荷分担量=1300kW(目標値)を導出する。
(2)導出した負荷分担量と対応自家発電装置の現在出力とから目標制御量を演算す る。
自家発電装置コントローラNo.2では1300kW−1200kW=100kWを導出する。
自家発電装置コントローラNo.3では1300kW−1400kW=−100kWを導出する。
(3)導出した目標制御量に基づいて、対応自家発電装置に制御指令を出力する。
自家発電装置コントローラNo.1は、手動運転モードであることから対応自家発
電装置No.1への制御出力は出さず、対応自家発電装置No.1は出力1000kWを
維持している。
自家発電装置コントローラNo.2は、対応自家発電装置No.2に、出力を100kW
上昇の制御指令を出す。
自家発電装置コントローラNo.3は、対応自家発電装置No.3に、出力を100kW
下降の制御指令を出す。
前述の実施の形態1では、各自家発電装置コントローラCrl1,Crl2,Crl3相互間の前記情報は、例えば、図5に例示のような半二重通信方式で授受すれば、その信頼性は確保できると例示したが、図6に例示のように全二重通信方式で授受すれば、その信頼性はさらに向上する。
CT 変流器、
VT 計器用変圧器、
CBg 発電機遮断器、
Ci1,Ci2 制御指令、
Crl1,Crl2 自家発電装置コントローラ、
CL,CL1,CL2 通信線、
Mc1 発電機主回路、
BL 負荷母線、
L 負荷、
Crla 起動停止制御部、
Crlb 同期投入制御部、
Crlc 自発電機負荷分担演算制御部、
Crld 自発電機出力諸量入出力部、
Crle 他発電機出力状態情報入力、
Crlf 各発電機定格保存部。
Claims (3)
- それぞれ発電機主回路が負荷母線に接続され並列運転されることによりそれぞれ前記負荷母線を介して負荷に接続される複数台の自家発電装置、およびこれら自家発電装置の各々に対応して設けられ対応自家発電装置の前記発電機主回路の電圧および電流を検出信号を入力する自家発電装置コントローラを備え、
前記自家発電装置コントローラの何れも、対応自家発電装置の起動および停止の制御を行う起動停止制御部と、対応自家発電装置の並入時の同期投入の制御を行う同期投入制御部と、自己の対応自家発電装置の出力電圧および出力電流入力する自発電機出力諸量入出力部と、他の全自家発電装置コントローラから対応自家発電装置の現在の出力状態情報と故障情報やメンテナンス情報とを入力する他発電機出力状態情報入力部と、自己の対応自家発電装置および他の全自家発電装置の発電機定格出力値を負荷分担制御に先立って予め保存する各発電機定格保存部と、自己の対応自家発電装置および他の全自家発電装置の発電機定格出力値と他の全自家発電装置コントローラから得たそれらの対応自家発電装置の現在の出力状態情報と故障情報とメンテナンス情報とに基づいて自己の対応自家発電装置の現在の出力状態情報を含めて定常運転中の各自家発電装置の負荷分担量を演算し自己の対応自家発電装置がその分担負荷量相当の発電をするように対応自家発電装置を制御するための目標制御量を演算する自発電機負荷分担演算制御部とを有し、
前記自家発電装置コントローラの何れも、対応自家発電装置の前記発電機主回路の電圧および電流から得られる対応自家発電装置の現在の発電機出力を他の各自家発電装置コントローラに制御系信号および制御系データを自家発電装置コントローラ相互間で授受することなく送信し、 前記自家発電装置コントローラの何れも、各自家発電装置コントローラの対応自家発電装置の出力を合計して負荷量を求めると共に各自家発電装置コントローラの対応自家発電装置の負荷分担量を前記定格出力を超えない範囲内で算出し、
前記自家発電装置コントローラの何れも、対応自家発電装置の現在の発電機出力と前記算出された対応自家発電装置の負荷分担量とから、対応自家発電装置の発電機出力が前記算出された対応自家発電装置の負荷分担量になるように対応自家発電装置を制御するための目標制御量を算出し、
前記自家発電装置コントローラの何れも、前記算出した目標制御量に基づいて、対応自家発電装置が前記算出された対応自家発電装置の負荷分担量になるように対応自家発電装置を制御する
ことにより負荷分担制御する自家発電システム。 - 請求項1に記載の自家発電システムにおいて、 自家発電装置あるいは自家発電装置コントローラが点検中、事故中、手動運転中の少なくとも一の場合は、その自家発電装置を、前記負荷分担制御の対象外とする
ことを特徴とする自家発電システム。 - 請求項1または請求項2に記載の自家発電システムにおいて、 前記自家発電装置の出力周波数が所定の周波数になるように前記負荷分担制御を行うことを特徴とする自家発電システム。
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