JP5645783B2 - 電力系統支援システム - Google Patents

Description

本発明は電力系統支援制御技術に係り、電力需要のピーク時や、無・弱風の曇／雨天時など太陽光発電や風力発電による電力供給量が不足し、電力系統の供給安定性維持が困難な場合に、燃料電池などの分散型発電装置を利用して供給安定性の維持向上を可能とする電力系統支援システムに関する。

従来、我が国の電力供給は殆ど全て電気事業者による火力、原子力、水力などの大規模集中電源により行われてきたが、今回の大震災及び原発事故を契機として分散型電源の普及拡大の必要性が認識されている。分散型電源としては大規模コージェネレーション、風力、メガソーラーなどの比較的大型の発電装置によるものと、家庭用太陽光発電、炭化水素系燃料を原料とする家庭用コージェネなどの小型分散型発電装置があり、特に将来的に自然エネルギー利用発電装置による電力系統側への供給（逆潮流）拡大が期待されている。

電力系統に系統連系する分散型電源からの逆潮流については、自然エネルギー利用発電については優遇措置が取られているが、これ以外の発電装置によるものは優遇措置がないことから一般には行われていない。
このため、例えば家庭用燃料電池システムにおいて余剰電力が生じた場合、出力調整、運転停止（例えば特許文献１）や、ダミー負荷による消費（例えば特許文献２）等により対応しており、電力供給安定化のために有効利用されていないのが現状である。

特開２００４−３２８８５６号公報 特開２００４−３２０８６８号公報

今後、ピーク時の電力不足は長期間にわたり続くものと予想されるが、不足分を発電効率が比較的低い従来型の火力発電装置の稼働のみに頼ることは、国全体として省エネ性、ＣＯ２削減効果を損なうという問題がある。
一方、ピーク時の不足電力を、太陽光や風力等の自然エネルギーによる発電電力で補う方法が普及するものと予測されるが、これらは発電出力が気象条件に大きな影響を受けるため、補完電源として供給力の安定性に欠けるという問題がある。

上記課題に鑑み、本願発明は従来型の火力発電装置と比較して総合効率の観点で優れる燃料電池コージェネレーション・システムなどの分散型発電装置を、出力が不安定な自然エネルギー利用による発電出力を補完する支援手段として活用することにより、電力系統の供給安定性を図るものである。
本発明は以下の内容を要旨とする。すなわち、本願発明に係る電力系統支援システムは、
（１）分散型発電装置から必要に応じて電力系統側に逆潮流させて、電力供給安定化を図る電力系統支援システムであって、
電力系統に系統連系し、炭化水素系燃料又は水素を燃料とする１以上の分散型発電装置と、
電力系統の供給安定度を判定する手段と、
電力供給安定度に対応して該分散型発電装置の発電出力を調整し、余剰電力を系統電力側に逆潮流可能とする逆潮流制御手段と、
を備えて成ることを特徴とする。

（２）上記（１）の発明において、電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所周辺の供給電圧及び／又は周波数に基づいて行うように構成したことを特徴とする。

（３）上記（１）の発明において、電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所又はその周辺に配設される日射計の日射量検出値に基づいて行うように構成したことを特徴とする。

（４）上記（１）の発明において、前記電力供給安定度の判定を、予め設定した電力系統の供給ピーク期間及び時間帯への該当の有無に基づいて行うことを特徴とする。

（５）上記（１）の発明において、前記電力系統支援システムは自然エネルギー利用発電装置を、さらに備え、かつ、前記電力供給安定度の判定を、該自然エネルギー利用発電装置の発電出力値に基づいて行うように構成したことを特徴とする。

（６）上記（２）の発明において、前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び／又は周波数の取得を、電力系統内に配設される電圧計及び／又は周波数計により行うように構成したことを特徴とする。

（７）上記（２）の発明において、前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び／又は周波数の取得を、電力事業者等から配信される電力系統安定度情報に基づいて行うように構成したことを特徴とする。

本発明によれば、系統電力の供給不安定の事態が発生した際に分散型発電装置からの支援が可能となるため、大規模停電等の不測の事態の発生を未然に防止することができる。
また逆潮流制御運転を適宜行うことにより、分散型発電装置を、より高効率で運転できる高出力の運転時間を延ばすことができる。すなわち、石炭や石油等を用いた集中型発電システムよりも総合熱効率が高い分散型発電装置の稼働率を高めることで、化石燃料の使用量を減らすことができ、二酸化炭素低減にも資する。

第一の実施形態に係る電力系統支援システム１の構成を示す図である。 第一の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。 第二の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。 自家消費電力小の場合の電力系統電圧値変化と燃料電池発電出力の関係を模式的に示す図である。 自家消費電力大の場合の電力系統電圧値変化と燃料電池発電出力の関係を模式的に示す図である。 第三の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。 第四の実施形態に係る電力系統支援システム４０の構成を示す図である。 第四の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。 第五の実施形態に係る電力系統支援システム５０の構成を示す図である。 第五の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。 第六の実施形態に係る電力系統支援システム６０の構成を示す図である。 第六の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。 第七の実施形態に係る電力系統支援システム７０の構成を示す図である。 第七の実施形態における燃料電池の発電及び逆潮流制御フローを示す図である。

以下、本発明の実施形態についてさらに詳細に説明する。なお、本発明の範囲は特許請求の範囲記載のものであって、以下の実施形態に限定されないことはいうまでもない。
＜第一の実施形態＞
図１を参照して、電力系統支援システム１は、分散電源として需要家３内に電力系統２と系統連系する燃料電池コージェネレーション・システム（以下、燃料電池と略記）４と、系統支援のための逆潮流制御を司る制御部５と、を備えている。電力系統２には、発電ユニット４ａ以外にも複数の太陽光発電装置（図示せず）が系統連系されている。電力系統２の単相３線式交流電力（１００，２００Ｖ）は引込線２ａを介して需要家３に分配され、電力計７ａ、逆潮メータ７ｂ、屋内配線２ｂ、分電盤７ｃ、屋内配線２ｃを経て各負荷装置８に供給される。

燃料電池４は、都市ガス中の炭化水素を原料として、セルスタック（図示せず）において酸素（空気）と反応させて発電する発電ユニット４ａと、発電排熱をお湯として蓄える貯湯ユニット（図示せず）と、を主要構成として備えている。発電により得られる直流電力は、パワーコンディショナー（ＰＣ）４ｂにおいて交流電力に変換され、屋内配線２ｃを介して分電盤７ｃに至り、さらに負荷装置８に供給される。

系統支援システム１の運転制御は、制御部５の指令に基づき行われる。制御部５は、発電ユニット４ａに対して後述の各逆潮流制御を指示するように構成されている。なお、制御部５はＣＰＵ、クロック、ＲＡＭ、ＲＯＭ、バス、Ｉ／Ｏインターフェース等を備えたマイコンを主要構成とする装置により実装可能である。

電力系統２系統中の需要家３近傍には、電力供給安定性判定手段として電圧・周波数検知装置（以下、検知装置と略記）６が介装されており、制御部５は検知装置６から送信される電圧・周波数情報に基づいて、発電ユニット４ａに対して逆潮流運転制御指令を送信するように構成されている。

次に図１（ｂ）を参照して、電力系統支援システム１における逆潮流制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット４ａは学習機能に基づく発電スケジュールに従い、負荷追従制御（自家消費電力分のみ発電）により運転を行っている（Ｓ１０１）。一方、制御部５は、各時刻ｔにおける供給電圧Ｖ（ｔ）及び周波数Ｆ（ｔ）を、検知装置６から受け、常時監視している（Ｓ１０２）。

Ｓ１０３又はＳ１０４においてＹＥＳ、すなわちＶ（ｔ）及びＦ（ｔ）が下限閾値以上の場合には（Ｖ(ｔ)≧Ｖａ、かつ、Ｆ(ｔ)≧Ｆａ）、自家消費電力のみ発電する負荷追従運転が継続される（Ｓ１０５）。この場合、逆潮流は行われない。ここに供給電圧Ｖ、周波数Ｆの下限閾値として、例えばＶａ＝９９Ｖ、ｆａ＝４９Ｈｚのように定めることができる。

Ｓ１０３又はＳ１０４においてＮＯ、すなわち電力需要が増加するピーク時間となったり、無・弱風あるいは曇／雨天によって太陽光発電や風力発電の発電量が少ない等の理由で、系統の電力供給力が不足し、Ｖ（ｔ）、Ｆ（ｔ）のいずれかが下限閾値（Ｖａ又はＦａ）を下回った場合には、発電ユニット４ａは制御部５の指示を受けて連続定格（１００％能力）運転に移行する（Ｓ１０６）。この場合の発電ユニット４ａの発電出力をＷｆとするとき、当該需要家の自家消費電力Ｗｃを超える余剰電力Ｗｉ（＝Ｗｆ−Ｗｃ）は系統側に逆潮流して、系統２の電力供給安定化のために供される。この場合、ＰＣ４ｂは制御部５の指令を受けて、発電ユニット４ａ側電圧Ｖｆ（ｔ）＞系統２側電圧Ｖ（ｔ）となるように制御する。以下の各実施形態についても同様である。また、逆潮電力量Ｗｉは逆潮メータ７ｂにより計測され、電気料金支払い時に精算される。

その後、Ｓ１０３又はＳ１０４においてＶ（ｔ）、Ｆ（ｔ）がいずれも閾値（Ｖａ又はＦａ）以上に回復した場合には、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に戻る（Ｓ１０５）。この場合、逆潮流は行われない。
以上の制御を、系統の安定状態に応じて必要時に所定時間行うことにより、適宜、系統側に逆潮流が行われて電力系統２を常に安定供給状態に維持でき、大規模停電等の不測の事態の回避が可能となる。

なお、本実施形態では制御部５を独立して備える例を示したが、燃料電池４の制御部（図示せず）にこれと同一機能を搭載する態様としても良い。
また、需要家内の分散電源として燃料電池コージェネレーション・システムを用いる例を示したが、これに限らずガスエンジン等によるコージェネレーション・システム又はモノジェネレーション・システムを用いる態様としても良い。

＜第二の実施形態＞
次に、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は、電圧・周波数検知装置の検出値に対応して、燃料電池の発電出力（余剰電力の逆潮量）を変化させる態様に係る。本実施形態の構成は電力系統支援システム１と同様であるので、重複説明を省略する。

次に、図２（ａ）を参照して本実施形態における逆潮流制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット４ａは学習機能に基づく発電スケジュールに従い、負荷追従制御により運転を行っている（Ｓ２０１）。一方、制御部５は検知装置６から送信される供給電圧Ｖ（ｔ）及び周波数Ｆ（ｔ）を監視している（Ｓ２０２）。
Ｓ２０３又はＳ２０４において、Ｖ（ｔ）及びＦ（ｔ）が上限閾値を超えている場合には（Ｖ(ｔ)＞Ｖｂ、かつ、Ｆ(ｔ)＞Ｆｂ）、現状運転状態（負荷追従運転制御）が継続される（Ｓ２０５）。なお、供給電圧Ｖの上下閾値として、例えばＶａ＝９９Ｖ、Ｖｂ＝１０９Ｖのように定めることができる。周波数についても同様に、例えばｆａ＝４９Ｈｚ、ｆｂ＝５１Ｈｚのように定めることができる。

Ｖ（ｔ）及びＦ（ｔ）が閾値範囲内（Ｖｂ≧Ｖ(ｔ)≧Ｖａ、かつ、Ｆｂ≧Ｆ(ｔ)≧Ｆａの場合には（Ｓ２０３及びＳ２０４においてＹＥＳ）、Ｖ（ｔ）値に対応して発電ユニット４ａの発電出力が制御される（Ｓ２０６）。具体的制御方法は後述する。
また、Ｓ２０３又はＳ２０４において、Ｖ（ｔ）、Ｆ（ｔ）のいずれかが下限閾値（Ｖａ又はＦａ）を下回った場合には、発電ユニット４ａは連続定格運転制御に移行する（Ｓ２０７）。この場合、自家消費電力Ｗｃを除く余剰電力は系統側に逆潮流する。
その後、Ｓ１０３又はＳ１０４においてＶ（ｔ）、Ｆ（ｔ）がいずれも上限閾値（Ｖｂ又はＦｂ）を超えて回復した場合には、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に戻る（Ｓ２０５）。この場合、逆潮流は行われない。

本実施形態における電力系統電圧値Ｖ（ｔ）変化と、燃料電池４の発電出力Ｗｆ（ｔ）の関係は、図２（ｂ）、２（ｃ）に模式的に示される。図２（ｂ），（ｃ）は、それぞれ自家消費電力Ｗｃ、Ｗｃ’（但し、Ｗｃ＜Ｗｃ’）のときの、系統電圧Ｖ（ｔ）と、燃料電池発電出力の関係を示したものである。なお、説明の便宜上、Ｗｃ、Ｗｃ’は一定値とする。
図２（ｂ）において、系統電圧値Ｖ（ｔ）＞Ｖｂの範囲（図中Ａ領域）では、自家消費電力Ｗｃのみを賄うための負荷追従運転となる。
系統電圧値Ｖｂ≧Ｖ（ｔ）≧Ｖａの範囲（Ｂ領域）では、自家消費電力＋逆潮電力（Ｗｃ＋Ｗｉ）の発電出力となる。斜線部分が逆潮電力Ｗｉに該当し、系統電圧値Ｖｂが低くなるのに対応して逆潮電力Ｗｉは増加していく。
さらに、Ｖ（ｔ）＜Ｖａの範囲（Ｃ領域）では燃料電池４は最大出力Ｗｆ(100)運転となり、Ｗｉ＝Ｗｆ−Ｗｃが逆潮されることになる。
図２（ｃ）の場合もＶ（ｔ）値変化とＷｆ（ｔ）の関係は図２（ｂ）と同様であるが、Ｗｃ＜Ｗｃ’であるため、逆潮電力Ｗｉ（ｔ）＞Ｗｉ’（ｔ）（斜線部分）となる。

なお以上の説明では、Ｂ領域においてＶ（ｔ）の減少に対応してＷｆが線形に単調増加する図を示したが、非線形の単調増加であってもよい。

＜第三の実施形態＞
さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態が上述の各実施形態と異なる点は、上述の各実施形態が検知装置６の検出値に基づいて発電ユニット４ａの発電出力を制御しているのに対して、本実施形態では電力系統の供給不安定期間、時間帯を予測推定し、その時間帯について発電ユニット４ａ側から電力供給支援するスケジュール運転を行うことである。
本実施形態の構成は、制御部５内にカレンダー制御機能（図示せず）を備えている点を除いて、電力系統支援システム１と同様であるので、図示を省略する。

次に、図３を参照して本実施形態における電力系統支援制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット４ａは学習機能に基づく発電スケジュールに従い、負荷追従制御により運転を行っている（Ｓ３０１）。次に、需要家３の制御部５は、カレンダー機能に基づいて現時点が系統支援対象期間（例えば６月〜９月）、かつ、系統支援対象時間帯（例えば１３：００〜１６：００）に該当しているか否かを判定する（Ｓ３０２、Ｓ３０３）。

該当している場合には、連続定格運転制御に移行する（Ｓ３０５）。これに伴い、当該需要家の消費電力Ｗｃを超える余剰電力Ｗｉは系統側に逆潮流することになり、電力系統側への電力支援に供される。その後、系統支援対象時間帯が終了したときは（Ｓ３０６においてＹＥＳ）、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に戻る（Ｓ３０７）。
Ｓ３０２、Ｓ３０３においてＮＯ、すなわち系統支援対象期間、時間帯に該当していない場合には、負荷追従運転を継続する（Ｓ３０４）。

以上の制御が系統支援対象期間継続して行われることにより、電力系統への安定化支援を図ることができ、電力供給安定化及び予期せぬ停電防止を図ることができる。
なお、本実施形態では系統支援対象時間帯に該当している場合に発電ユニット４ａを連続定格運転制御する例を示したが、第二の実施形態と同様にＶ(ｔ)値に対応して発電出力値を変化させる制御を行う態様であっても良い。

＜第四の実施形態＞
さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は電力系統の供給不安定情報を外部機関から取得して、これに基づき発電ユニット４ａ側から電力供給支援を行う態様に係る。

図４（ａ）を参照して、本実施形態に係る電力系統支援システム４０の構成が上述の電力系統支援システム１と異なる点は、電力事業者４３から無線送信される電力安定度情報（供給電圧、周波数変化情報）を、制御部４１に付設されている受信部４２で受信して、これに基づいて発電ユニット４ａの発電出力を制御する機能を備えていることである。その他の構成については電力系統支援システム１と同様であるので、重複説明を省略する。

次に図４（ｂ）を参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。
初期状態において、発電ユニット４ａは負荷追従制御により運転を行っている（Ｓ４０１）。この間、制御部４１は受信部４２を介して電力事業者４３から送信される供給電圧Ｖ（ｔ）及び周波数Ｆ（ｔ）変化を常時監視している（Ｓ４０２）。

Ｓ４０３又はＳ４０４において、Ｖ（ｔ）及びＦ（ｔ）が上限閾値を超えている場合には（Ｖ(ｔ)＞Ｖｂ、かつ、Ｆ(ｔ)＞Ｆｂ）、負荷追従運転制御となる（Ｓ４０５）。この場合、逆潮流は行われない。
Ｖ（ｔ）及びＦ（ｔ）が閾値範囲内（Ｖｂ≧Ｖ(ｔ)≧Ｖａ、かつ、Ｆｂ≧Ｆ(ｔ)≧Ｆａの場合には（Ｓ４０３及びＳ４０４においてＹＥＳ）、第二の実施形態と同様にＶ（ｔ）値に対応して発電ユニット４ａの発電出力が制御される（Ｓ４０６）。この場合、余剰電力は系統側に逆潮流する。

また、Ｖ（ｔ）、Ｆ（ｔ）のいずれかが下限閾値（Ｖａ又はＦａ）を下回った場合には、発電ユニット４ａは連続定格運転制御に移行する（Ｓ４０７）。この場合も余剰電力は系統側に逆潮流する。
その後、Ｓ４０３又はＳ４０４においてＶ（ｔ）、Ｆ（ｔ）がいずれも上限閾値（Ｖｂ又はＦｂ）を超えて回復した場合には、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に移行する（Ｓ４０５）。

なお、本実施形態では電力事業者から無線送信される電力安定性情報を、受信部４２を介して取得する例を示したが、ＰＬＣ受信部を備えることにより、電灯線を介して有線で受信する態様としても良い。
さらに、電力安定性情報を発信する他の機関から情報受信する態様とすることもできる。

＜第五の実施形態＞
さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は電力系統の供給不安定情報を、燃料電池設置需要家周辺の太陽光発電装置による発電出力情報に基づいて推定し、燃料電池側から系統側に電力供給支援を行う態様に係る。

図５（ａ）を参照して、本実施形態に係る電力系統支援システム５０の構成が上述の電力系統支援システム１と異なる点は、需要家３の近隣需要家５１（ｉ）（ｉ＝１〜ｎ）が、それぞれソーラパネル５２（ｉ）を備えており、各発電出力情報を送信装置５３（ｉ）を介して需要家３に送信するように構成されていることである。また、需要家３の制御部５４は受信部５５で受信した上記情報に基づいて、発電ユニット４ａの発電出力を制御可能に構成されていることである。その他の構成については第一の実施形態と同様であるので、重複説明を省略する。

次に図５（ｂ）を参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。
初期状態において発電ユニット４ａは負荷追従制御により運転を行っている（Ｓ５０１）。制御部５４は当該日が系統支援対象期間、かつ、系統支援対象時間帯に該当しているか否かを判定する（Ｓ５０２）。該当していない場合（Ｓ５０２においてＮＯ）、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御を継続する（Ｓ５０６）。この場合、逆潮流は行われない。

系統支援対象時間帯に該当している場合には（Ｓ５０２においてＹＥＳ）、制御部５４は受信部５５を介して需要家５１（ｉ）の発電出力Ｗｓ（ｉ）（ｉ＝１〜ｎ）情報を取得する（Ｓ５０３）。
情報に基づいて需要家ごとの定格発電出力Ｗ０（ｉ）に対する出力比
Ｒｗ（ｉ）＝Ｗｓ（ｉ）／Ｗ０（ｉ）
を求め、さらに出力比平均値（Ｒｗ）av を演算する（Ｓ５０４）。ここに、
（Ｒｗ）av＝ΣＲｗ（ｉ）／ｎ

次に、（Ｒｗ）avが所定の閾値Ｒth（例えばＲth＝０．６）を超えている場合には（Ｓ５０５においてＮＯ）、日射量が大きく太陽光発電装置需要家から系統側への逆潮量大と推定されるため、燃料電池４による逆潮流は不要と判定して、現状運転状態（負荷追従運転制御）が継続される（Ｓ５０７）。この場合、逆潮流は行われない。

一方、Ｓ５０５においてＮＯ、すなわち出力比平均値（Ｒｗ）avが閾値Ｒth以下の場合には、日射量が小さく系統側への逆潮量小と推定されるため、電力供給不安定リスクありと判定して、需要家３の発電ユニット４ａは連続定格運転制御に移行する（Ｓ５０６）。この場合、当該需要家の消費電力Ｗｃを超える余剰電力Ｗｉは系統側に逆潮流する
その後、Ｓ５０５において（Ｒｗ）avが閾値Ｒthを超えて回復した場合には、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に戻る（Ｓ５０７）。

＜第六の実施形態＞
さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は、燃料電池設置需要家に設置されている太陽光発電装置の発電出力情報により、電力系統の供給不安定状態を推定して、燃料電池側から系統側に電力供給支援を行う態様に係る。

図６（ａ）を参照して、本実施形態に係る電力系統支援システム６０の構成が上述の電力系統支援システム４０と異なる点は、燃料電池設置需要家３自身がソーラパネル６１、発電出力計測装置６２を主要構成とする太陽光発電装置６１を備えていることである。さらに、制御部５４は発電出力計測装置６２から送信される発電出力情報に基づいて、発電ユニット４ａの発電出力を制御可能に構成されていることである。その他の構成については第一の実施形態と同様であるので、重複説明を省略する。

次に図６（ｂ）を参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。
初期状態において発電ユニット４ａは負荷追従制御により運転を行っている（Ｓ６０１）。制御部６２はカレンダー機能に基づいて当該日が系統支援対象期間、かつ、系統支援対象時間帯に該当しているか否かを判定する（Ｓ６０２）。系統支援対象時間帯に該当していない場合（Ｓ６０２においてＮＯ）、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御を継続する（Ｓ６０６）。

該当している場合には（Ｓ６０２においてＹＥＳ）、制御部６２は太陽光発電装置６１の発電出力Ｗａ（ｔ）情報を取得する（Ｓ６０３）。
Ｗａ（ｔ）が所定の閾値Ｗ_Ｌ以下の場合には（Ｓ６０４においてＹＥＳ）、日射量が小さく系統側への逆潮量小と推定されるため、電力供給不安定リスクありと判定して、需要家３の発電ユニット４ａは連続定格運転制御に移行する（Ｓ６０５）。この場合、当該需要家の消費電力Ｗｃを超える余剰電力Ｗｉは系統側に逆潮流する。その後、Ｓ６０４においてＩ（ｔ）＞Ｉminとなった場合には、太陽光発電装置６１からの逆潮電力大と判定し、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に戻る（Ｓ６０６）。

一方、Ｗａ（ｔ）が閾値Ｗ_Ｌを超えている場合には（Ｓ６０４においてＮＯ）、日射量が大きく太陽光発電装置６１から系統側への逆潮流量大と推定されるため、燃料電池４からの逆潮流は不要と判定して、現状運転状態（負荷追従運転制御）が継続される（Ｓ６０６）。この場合、逆潮流は行われない。

＜第七の実施形態＞
さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は電力系統の供給安定性を日射計を用いて判定し、発電ユニット側から系統側に電力供給支援を行う態様に係る。
本実施形態に係る電力系統支援システム７０の構成が上述の電力系統支援システム６０と異なる点は、太陽光発電装置６１を備えておらず、これに替えて需要家屋根上に配設される日射計７１を備えていることである。日射計７１による日射量（単位面積当たり単位時間に太陽から受ける放射エネルギー量：ｋＷ／ｍ２）計測値は制御部５に送られ、後述の発電出力制御に利用される。その他の構成については電力系統支援システム６０と同様であるので、重複説明を省略する。

次に図７（ｂ）を参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット４ａは負荷追従制御により運転を行っている（Ｓ７０１）。制御部５はカレンダー機能に基づいて当該日が系統支援対象期間、かつ、系統支援対象時間帯に該当しているか否かを判定する（Ｓ７０２）。系統支援対象時間帯に該当していない場合（Ｓ７０２においてＮＯ）、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御を継続する（Ｓ７０６）。

系統支援対象に該当している場合には（Ｓ７０２においてＹＥＳ）、制御部７２は日射計７１による日射量Ｉ（ｔ）（単位面積当たり単位時間に太陽から受ける放射エネルギー量：ｋＷ／ｍ２）計測値情報を取得する（Ｓ７０３）。
Ｓ７０４においてＮＯ、すなわち日射量Ｉ（ｔ）が閾値Ｉminを超えている場合には、系統連系されている周辺の太陽光発電出力大と判定して、現状運転状態（負荷追従運転制御）が継続される（Ｓ７０６）。この場合、逆潮流は行われない。

Ｓ７０４においてＹＥＳ、すなわちＩ（ｔ）≦Ｉ_Ｌ以下の場合には、日射量が少なく系統連系されている周辺の太陽光発電装置からの逆潮電力が小さく、電力供給不安定リスクありと判定して、需要家３の発電ユニット４ａは連続定格運転制御に移行する（Ｓ７０５）。この場合、当該需要家の消費電力Ｗｃを超える余剰電力Ｗｉは系統側に逆潮流する．
その後、Ｓ７０４においてＩ（ｔ）＞Ｉ_Ｌとなった場合には、発電ユニット４ａは負荷追従運転制御に戻る（Ｓ７０６）。

本発明は、家庭用のみならず、同様の制御構成を備えた業務用等、他の用途向けの電力系統支援システムにも広く適用可能である。

１、４０、５０、６０、７０・・・・電力系統支援システム
２・・・・電力系統
３・・・・燃料電池設置需要家
４・・・・燃料電池
４ａ・・・発電ユニット
５、４１、５４、６２、７２・・・・制御部
６・・・・電圧・周波数検知装置
７ａ・・・電力計
７ｂ・・・逆潮メータ
７ｃ・・・分電盤
５２（ｉ）、６１・・・太陽光発電装置
７１・・・日射計

Claims (7)

1. 分散型発電装置から必要に応じて電力系統側に逆潮流させて、電力供給安定化を図る電力系統支援システムであって、
   電力系統に系統連系し、炭化水素系燃料又は水素を燃料とする１以上の分散型発電装置と、
   電力系統の電力供給安定度を判定する安定度判定手段と、
   該安定度判定手段が、電力供給安定度が所定の下限閾値を下回ると判定した場合には、該分散型発電装置を連続定格運転させて、余剰電力を系統電力側に逆潮流可能とする逆潮流制御手段と、
   を備えて成ることを特徴とする電力系統支援システム。
2. 前記電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所周辺の供給電圧及び／又は周波数に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項１に記載の電力系統支援システム。
3. 前記電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所又はその周辺に配設される日射計の日射量検出値を用いた、該周辺に設置されている系統連系太陽光発電装置からの逆潮電力の推定に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項１に記載の電力系統支援システム。
4. 前記電力供給安定度の判定を、予め設定した電力系統の供給ピーク期間及び時間帯への該当の有無に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項１に記載の電力系統支援システム。
5. 前記電力系統支援システムは自然エネルギー利用発電装置を、さらに備え、かつ、
   前記電力供給安定度の判定を、該自然エネルギー利用発電装置の発電出力値を用いた、該自然エネルギー利用発電装置からの逆潮電力の推定に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項１に記載の電力系統支援システム。
6. 前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び／又は周波数の取得を、電力系統内に配設される電圧計及び／又は周波数計により行うように構成したことを特徴とする請求項２に記載の電力系統支援システム。
7. 前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び／又は周波数の取得を、電力事業者等から配信される電力系統安定度情報である供給電圧及び周波数変化情報に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項２に記載の電力系統支援システム。
   

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