(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の発電設備で構成され、外部電力系統に電力の授受が可能となるように接続される分散型発電システムにおいて、前記複数の発電設備のそれぞれに発電分担量を指令する電力需給制御装置であって、
前記外部電力系統からの受電電力を計測し、所定の受電電力目標値との偏差を積算することにより、前記複数の発電設備により発電すべき電力目標値として総発電電力目標値を算出する総発電電力目標値算出部と、
前記複数の発電設備のそれぞれの過渡的および／または定常的な特性に基づいて個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備のそれぞれにおける定格容量と前記総発電電力目標値とに従って、前記複数の発電設備のそれぞれへの出力指令値を生成し、各発電設備へ出力する出力指令値生成部とを備え、
前記出力指令値生成部は、
前記総発電電力目標値から、前記複数の発電設備が前記分散型発電システムにおいて想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値を定める総発電容量を除算することにより、前記複数の発電設備の出力分担率の基準となる出力分担率規定値を算出する出力分担率規定値算出部と、
前記出力分担率規定値と前記複数の発電設備に個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備の定格容量とに基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれにおける発電電力目標値を前記出力指令値として算出する発電電力目標値算出部とを含む、電力需給制御装置。
【請求項２】
前記特性係数は、前記発電設備の定常状態における発電効率が高いおよび／または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータである第１の特性係数を含み、
前記出力分担率規定値算出部は、前記総発電電力目標値を、前記複数の発電設備の第１の特性係数と定格容量とを掛け合わせ、すべての発電設備で合計して得られる総発電容量で除した値を出力分担率規定値として算出する、請求項１に記載の電力需給制御装置。
【請求項３】
前記特性係数は、前記発電設備の定常状態における発電効率が高いおよび／または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータである第１の特性係数を含み、
前記発電電力目標値算出部は、対応する発電設備における前記第１の特性係数と前記定格容量とを掛け合わせた成分を含んだ前記出力指令値を算出する、請求項１または２の何れかに記載の電力需給制御装置。
【請求項４】
前記特性係数は、前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど大きい値を有するパラメータである第２の特性係数を含み、
前記発電電力目標値算出部は、一次遅れの微分要素に、対応する発電設備における前記第２の特性係数および前記定格容量を掛け合わせた成分を含んだ前記出力指令値を算出する、請求項１から３の何れかに記載の電力需給制御装置。
【請求項５】
前記複数の発電設備のそれぞれに対して発電を行うか否かを切り替えるための発電設備起動停止判定を行う発電設備起動停止判定部を含み、
前記発電設備起動停止判定部は、前記出力分担率規定値が所定の第１のしきい値を超えた場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を増やすべき信号を出力し、前記出力分担率規定値が前記第１のしきい値より低い所定の第２のしきい値以下である場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を減らすべき信号を出力するように構成される、請求項１から４の何れかに記載の電力需給制御装置。
【請求項６】
前記複数の発電設備のそれぞれは、起動についての優先順位が発電容量が大きいほど高く、および／または起動している数と設備全体の過渡的な応答性能とが比例するように、設定され、
前記電力需給制御装置は、前記発電設備起動停止判定部から起動している発電設備の数を減らすべき信号が入力された場合に、起動中の前記複数の発電設備の中で最も起動についての優先順位が低い発電設備に対し停止信号を送り、起動している発電設備の数を増やすべき信号が入力された場合に、停止中の発電設備の中で最も起動についての優先順位が高い発電設備に対し起動信号を送る起動発電設備選定部を備えた、請求項５に記載の電力需給制御装置。
【請求項７】
前記発電設備起動停止判定部は、前記分散型発電システムにおいて想定される需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第１の割合以上である所定の第１の期間において、前記第１のしきい値および第２のしきい値を、それぞれ、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定し、
前記需要電力の所定時間当たりの減少率が所定の第２の割合以上であり、かつ、その後、前記需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第３の割合以上となる所定の第２の期間において、前記第２のしきい値を、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定する、請求項５または６に記載の電力需給制御装置。
【請求項８】
前記分散型発電システムは、前記外部電力系統と電力授受可能に接続された分散型電力系統を備え、前記複数の発電設備は、前記分散型電力系統に接続されており、
前記電力需給制御装置は、前記分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記複数の発電設備のそれぞれへの前記出力指令値を補正する出力指令値補正部を備えた、請求項１から７の何れかに記載の電力需給制御装置。
【請求項９】
前記分散型発電システムは、前記外部電力系統と電力授受可能に接続された分散型電力系統を備え、前記複数の発電設備は、前記分散型電力系統に接続されており、
前記総発電電力目標値算出部は、前記外部電力系統と前記複数の発電設備とが連系運転していることを示す連系運転状態と、前記複数の発電設備が自立運転していることを示す自立運転状態との何れかを示す状態信号を受信し、前記連系運転状態である場合には、前記受電電力と前記受電電力目標値との偏差を積算することにより前記総発電電力目標値を算出し、前記自立運転状態である場合には、前記分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記総発電電力目標値を算出するように構成される、請求項１から８の何れかに記載の電力需給制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の発電設備で構成され、外部電力系統に電力の授受が可能となるように接続される分散型電力系統における複数の発電設備のための電力需給制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、例えば、蒸気タービン、ガスタービン、ガスエンジン、ディーゼルエンジン等の原動機を用いた発電設備を複数接続した分散型発電システムが研究されている。このような分散型発電システムは、商用電力系統等の外部電力系統が脆弱であり、当該外部電力系統からの受電電力が制限されるまたは安定しない地域、例えば、新興国および離島等、における利用が期待されている。【０００３】
このような地域に分散型発電システムを設置する場合には、特に、外部電力系統の電力供給能力や送電線容量を超過しないように、複数の発電設備の発電量を迅速に調整して外部電力系統に接続された所定の受電点における電力（受電電力）を一定にすることが要求される。外部電力系統から分散型電力系統への受電電力が外部電力系統の電力供給能力や送電線容量を超過してしまうと、系統全体の電源品質の低下や停電が発生してしまうおそれがあるからである。【０００４】
このような受電電力の調整を行い得る構成として、例えば特許文献１のような構成が提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００６−３３３５６３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
特許文献１の構成においては、負荷の変動等に基づく受電電力の過渡的な変化に対して、応答が遅れがちな原動機発電機の追従能力をカバーするためにキャパシタなどの蓄電設備に蓄えられた電力を一時的に利用することで電力変動を補償している。【０００７】
しかし、特許文献１の構成では１つの原動機発電機に対しての電力補償については記載されているものの複数の原動機発電機間でどのように発電電力を分担するかについては記載されていない。【０００８】
さらに、上記のような従来の構成では、より応答特性の良い原動機発電機を電力補償に利用することができない。すなわち、電力補償を行う発電設備への定常状態での出力指令はゼロに収束するため、定常状態の負荷を分担しない電力貯蔵装置しか利用できない。【０００９】
また、上記のような構成では、発電システムに接続される負荷の需要電力を別途計測する必要があるが、発電システムが工業団地等の広範囲な地域に適用される場合、需要家（負荷）と発電設備とが互いに混在した状態で方々に配置される。このため、負荷の需要電力を計測する構成を多く設置する必要があり、構成が複雑になる。特に、新興国等のように、発電システムの設置後、工場等の負荷が増えていく場合等において、いちいち負荷の需要電力を計測する構成を追加する必要が生じ、煩雑である。【００１０】
本発明の目的は、上記課題を解決するためになされたものであり、比較的簡単な構成で、複数の発電設備の発電電力を外部電力系統からの受電電力の変動に迅速に対応させることができる電力需給制御装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明の一態様における電力需給制御装置は、複数の発電設備で構成され、外部電力系統に電力の授受が可能となるように接続される分散型発電システムにおいて、前記複数の発電設備のそれぞれに発電分担量を指令する電力需給制御装置であって、前記外部電力系統からの受電電力を計測し、所定の受電電力目標値との偏差を積算することにより、前記複数の発電設備により発電すべき電力目標値として総発電電力目標値を算出する総発電電力目標値算出部と、前記複数の発電設備のそれぞれの過渡的および／または定常的な特性に基づいて個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備のそれぞれにおける定格容量と前記総発電電力目標値とに従って、前記複数の発電設備のそれぞれへの出力指令値を生成し、各発電設備へ出力する出力指令値生成部とを備えている。【００１２】
上記構成によれば、外部電力系統からの受電電力に基づいて複数の発電設備が発電すべき電力目標値を算出している。すなわち、外部電力系統からの受電電力を計測することにより、負荷の需要電力を推定している。このため、別途負荷の需要電力を計測する構成を追加する必要がなく、構成を簡単化することができる。さらに、複数の発電設備の定格容量に加えて、複数の発電設備の特性に応じて発電すべき電力の分担率を変化させる。このため、効率的で効果的な負荷分担調整を行うことができ、発電効率を低下させることなく、より大きな負荷変動に対応することができる。したがって、比較的簡単な構成で、複数の発電設備による迅速な受電電力一定制御が実現される。【００１３】
前記出力指令値生成部は、前記総発電電力目標値から、前記複数の発電設備が前記分散型発電システムにおいて想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値を定める総発電容量を除算することにより、前記複数の発電設備の出力分担率の基準となる出力分担率規定値を算出する出力分担率規定値算出部と、前記出力分担率規定値と前記複数の発電設備に個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備の定格容量とに基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれにおける発電電力目標値を前記出力指令値として算出する発電電力目標値算出部とを含んでもよい。これによれば、前記分散型発電システムにおいて想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値が発電設備の特性に基づいて予め定められる。したがって、これに基づいて発電設備ごとに負荷分担率を変更することにより、単純に定格容量の割合で分配した場合に比べ、より効率的な負荷分担率を設定することができる。【００１４】
前記特性係数は、前記発電設備の定常状態における発電効率が高いおよび／または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータである第１の特性係数を含み、前記出力分担率規定値算出部は、前記総発電電力目標値を、前記複数の発電設備の第１の特性係数と定格容量とを掛け合わせ、すべての発電設備で合計して得られる総発電容量で除した値を出力分担率規定値として算出してもよい。これにより、発電設備の定常状態または過渡状態の特性に基づいて総発電容量が定められるため、受電電力の変化が大きい場合に、別途発電設備の過渡応答時の特性に基づいて負荷分担を行う能力を各発電設備に温存させることができる。【００１５】
前記特性係数は、前記発電設備の定常状態における発電効率が高いおよび／または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータである第１の特性係数を含み、前記出力指令値は、対応する発電設備における前記第１の特性係数と前記定格容量とを掛け合わせた成分を含んでもよい。これにより、定常状態において発電効率が高いおよび／または発電コストが低い発電設備、もしくは発電設備の過渡的な応答性能が低い発電設備に優先的に発電させることができ、より効率的な負荷分担を行うことができる。【００１６】
前記特性係数は、前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど大きい値を有するパラメータである第２の特性係数を含み、前記発電電力目標値算出部は、一次遅れの微分要素に、対応する発電設備における前記第２の特性係数および前記定格容量を掛け合わせた成分を含んだ前記出力指令値を算出してもよい。これにより、総発電電力目標値の時間的変化が急峻である場合に、その変化分を過渡的な応答性能が高い発電設備に優先的に負担させることができ、より効率的な負荷分担を行うことができる。【００１７】
前記電力需給制御装置は、前記複数の発電設備のそれぞれに対して発電を行うか否かを切り替えるための発電設備起動停止判定を行う発電設備起動停止判定部を含み、前記発電設備起動停止判定部は、前記出力分担率規定値が所定の第１のしきい値を超えた場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を増やすべき信号を出力し、前記出力分担率規定値が前記第１のしきい値より低い所定の第２のしきい値以下である場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を減らすべき信号を出力するように構成されてもよい。これにより、必要な発電量に応じて起動させる発電設備の数を最適化することができる。
【００１８】
前記複数の発電設備のそれぞれは、起動についての優先順位が発電容量が大きいほど高く、および／または起動している数と設備全体の過渡的な応答性能とが比例するように、設定され、前記電力需給制御装置は、前記発電設備起動停止判定部から起動している発電設備の数を減らすべき信号が入力された場合に、起動中の前記複数の発電設備の中で最も起動についての優先順位が低い発電設備に対し停止信号を送り、起動している発電設備の数を増やすべき信号が入力された場合に、停止中の発電設備の中で最も起動についての優先順位が高い発電設備に対し起動信号を送る起動発電設備選定部を備えてもよい。これにより、起動および停止の切り替えが頻繁に発生しないようにしたり、同じ発電設備が頻繁に起動および停止を繰り返すことを防止したりすることができる。【００１９】
前記発電設備起動停止判定部は、前記分散型発電システムにおいて想定される需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第１の割合以上である所定の第１の期間において、前記第１のしきい値および第２のしきい値を、それぞれ、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定し、前記需要電力の所定時間当たりの減少率が所定の第２の割合以上であり、かつ、その後、前記需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第３の割合以上となる所定の第２の期間において、前記第２のしきい値を、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定してもよい。需要電力の増加率が大きい期間において第１のしきい値および第２のしきい値を低く設定することにより、発電設備の負荷負担率が低くなるため、効率は低下するが、発電設備の発電能力に余裕を持たせることができる。したがって、発電設備の起動時間による出力増加の遅れに対応することができる。さらに、負荷が低下し、その後再び増加するような場合には、出力分担率規定値の第２のしきい値のみ低く設定される。これにより、急激に需要電力が減少および増加することによる出力分担率規定値の急激な減少および増加に対して発電設備の停止および起動が短時間で生じることを防止することができる。【００２０】
前記分散型発電システムは、前記外部電力系統と電力授受可能に接続された分散型電力系統を備え、前記複数の発電設備は、前記分散型電力系統に接続されており、前記電力需給制御装置は、分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記複数の発電設備のそれぞれへの前記出力指令値を補正する出力指令値補正部を備えてもよい。これにより、外部電力系統において周波数変動が生じた場合に、発電設備の出力変動を抑えることができる。【００２１】
前記分散型発電システムは、前記外部電力系統と電力授受可能に接続された分散型電力系統を備え、前記複数の発電設備は、前記分散型電力系統に接続されており、前記総発電電力目標値算出部は、前記外部電力系統と前記複数の発電設備とが連系運転していることを示す連系運転状態と、前記複数の発電設備が自立運転していることを示す自立運転状態との何れかを示す状態信号を受信し、前記連系運転状態である場合には、前記受電電力と前記受電電力目標値との偏差を積算することにより前記総発電電力目標値を算出し、前記自立運転状態である場合には、前記分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記総発電電力目標値を算出するように構成されてもよい。これにより、連系運転から自立運転へ切り替えた際に、自立運転中の負荷変動による定常的な周波数の偏差を解消することができる。したがって、電源品質を良好に維持することができる。【００２２】
本発明の上記目的、他の目的、特徴、及び利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施態様の詳細な説明から明らかにされる。
【発明の効果】
【００２３】
本発明によれば、上記構成を有することにより、比較的簡単な構成で、複数の発電設備の発電電力を外部電力系統からの受電電力の変動に迅速に対応させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００２４】
【図１】図１は本発明の第１実施形態に係る電力需給制御装置が適用された分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。
【図２】図２は図１に示す電力需給制御装置のより具体的な構成例を示すブロック図である。
【図３】図３は図２に示す電力需給制御装置の総発電電力目標値算出部における演算の概要を示すブロック図である。
【図４】図４は図２に示す電力需給制御装置の出力分担率規定値算出部における演算の概要を示すブロック図である。
【図５】図５は図２に示す電力需給制御装置の発電電力目標値算出部を示す概略ブロック図である。
【図６】図６は図５に示す発電電力目標値算出部の発電設備ｉ出力指令値算出部における演算の概要を示すブロック図である。
【図７】図７は本発明の第２実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。
【図８】図８は図２に示す電力需給制御装置の発電設備起動停止判定部が所定の発電設備に発電設備起動指令信号を送信した際の発電設備の起動シーケンスを示すグラフである。
【図９】図９は図２に示す電力需給制御装置の発電設備起動停止判定部が所定の発電設備に発電設備停止指令信号を送信した際の発電設備の停止シーケンスを示すグラフである。
【図１０】図１０は時刻に応じた予測される需要電力と出力分担率規定値の上限値および下限値との関係を示すグラフである。
【図１１】図１１は本発明の第３実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。
【図１２】図１２は図１１に示す電力需給制御装置の周波数目標補正値算出部における演算の概要を示すブロック図である。
【図１３】図１３は図１１に示す電力需給制御装置の出力指令値補正部における演算の概要を示すブロック図である。
【図１４】図１４は図１３に示す出力指令値補正部の発電設備ｉ補正値演算部における演算の概要を示すブロック図である。
【図１５】図１５は本発明の第４実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。
【図１６】図１６は図１５に示す電力需給制御装置の総発電電力目標値算出部における演算の概要を示すブロック図である。
【図１７】図１７は図１６に示す受電電力制御部の演算の概要を示すブロック図である。
【図１８】図１８は図１６に示す系統周波数制御部の演算の概要を示すブロック図である。
【図１９】図１９は図１８に示す第１の連系自立切替処理部から出力される補正後周波数目標値における自立運転への移行開始後の時間的変化を示すグラフである。
【図２０】図２０は図１５に示す電力需給制御装置の周波数目標補正値算出部における演算の概要を示すブロック図である。
【図２１】図２１は図２０に示す第２の連系自立切替処理部から出力される周波数補正値における自立運転への移行開始後の時間的変化を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００２５】
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一または相当する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。
【００２６】
＜第１実施形態＞
まず、本発明の第１実施形態に係る電力需給制御装置の全体構成について説明する。図１は本発明の第１実施形態に係る電力需給制御装置が適用された分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。
【００２７】
図１に示すように、本発明の第１実施形態における分散型発電システム１は、外部電力系統２に電力授受可能に接続された分散型電力系統２７に接続された複数の発電設備３ｉ（ｉ＝１，２，…，ｎ）を備えている。すなわち、複数の発電設備３ｉは、分散型電力系統２７を介して外部電力系統２に電力授受可能に接続されている。さらに、分散型発電システム１は、複数の発電設備３ｉのそれぞれに発電分担量を指令する電力需給制御装置４を備えている。分散型電力系統２７には、一以上の負荷Ｌが接続される。また、複数の発電設備３ｉは、電力需給制御装置４により発電電力が調整可能に構成されている。
【００２８】
外部電力系統２は、例えば商用電力系統である。例えば新興国の商用電力系統においては、電力需要の増加に、発電設備、送配電設備の増強が追い付かず、電力不足の状態が継続しており、電源品質も悪い（安定しない）場合が多い。このような地域において工業団地の建設等を行う場合、重要なインフラである電力の安定供給が望まれる。このため、分散型発電システム１へのニーズが高まってきている。
【００２９】
複数の発電設備３ｉは、例えば蒸気タービン、ガスタービン、ガスエンジン、ディーゼルエンジン等の原動機を用いた発電設備の少なくとも何れか１種類を含む。これらの発電設備は、原動機を用いている点で共通するが、その特性が大きく異なる。このため、特に複数種類の原動機を用いた発電設備３ｉが分散型電力系統２７に接続されている場合、複数の発電設備３ｉに均等に出力調整を行うとすると、定常状態において発電効率が悪くなったり、発電コストが高くなったりする。また、過渡的に急峻な負荷変動が生じた場合、特定の発電設備３ｉに負荷変動が集中し、過負荷の状態になってしまうおそれがある。このようなことから、本発明の発明者らは、発電設備３ｉごとの過渡的な特性および定常的な特性に基づいて複数の発電設備３ｉに対して個別に出力を調整する必要が生じるという知見を得て、本発明を想到するに至ったものである。
【００３０】
なお、分散型電力系統２７には、電力需給制御装置４とは独立した一以上の発電設備２８が接続されていてもよい。発電設備２８は、例えば太陽光発電設備等の再生可能エネルギーを利用した発電設備である。このような発電設備は発電電力を調整することができないため、電力需給制御装置４とは接続せず、制御対象とはしない。なお、再生可能エネルギーとは、太陽光、水力、風力、地熱等の自然エネルギーを意味する。また、原動機発電機等、電力需給制御装置４により発電電力が調整可能な発電設備であっても、電力需給制御装置４に接続されていない発電設備が存在してもよい。
【００３１】
なお、電力需給制御装置４と接続される複数の発電設備３ｉは、発電効率、発電コスト、および応答性能等が異なる複数種類の発電設備を含むことが好ましい。さらに、複数の発電設備３ｉにはキャパシタ等の蓄電設備が含まれていてもよい。
【００３２】
このような分散型発電システム１は、複数の発電設備３ｉが分散型電力系統２７と連系運転するように構成されている。なお、分散型電力系統２７が外部電力系統２と連系しないで（外部電力系統２とは独立して）自立運転を行い得る構成としてもよい。すなわち、分散型電力系統２７は、連系運転と自立運転とを切り替え可能に構成されてもよい。このため、本実施形態において、外部電力系統２と分散型電力系統２７との間には、遮断器２６が接続されている。これにより、分散型発電システム１は、外部電力系統２からの電力授受を遮断可能に構成されている。
【００３３】
電力需給制御装置４は、外部電力系統２の所定の受電点Ｒにおける受電電力Ｐを計測し、各発電設備３ｉへの出力指令値Ｕｉを生成する。電力需給制御装置４は、分散型電力系統２７の所定位置に設置された例えばマイクロコントローラ、パーソナルコンピュータ等のコンピュータを備えている。なお、電力需給制御装置４は、複数の発電設備３ｉのうちの何れかの発電設備に設けられてもよいし、所定の負荷Ｌに設けられてもよいし、外部電力系統２の電力管理施設に設けられてもよい。電力需給制御装置４は、総発電電力目標値算出部５と、出力指令値生成部６とを備えている。
【００３４】
総発電電力目標値算出部５は、計測された受電電力Ｐと、所定の受電電力目標値Ｐｏとの偏差を積算することにより、複数の発電設備３ｉにより発電すべき電力目標値として総発電電力目標値Ｐｅを算出する。出力指令値生成部６は、複数の発電設備３ｉのそれぞれの過渡的および／または定常的な特性に基づいて個別に定められた一つまたは複数の特性係数と複数の発電設備３ｉのそれぞれにおける定格容量Ｓｉと総発電電力目標値Ｐｅとに従って、複数の発電設備３ｉのそれぞれへの出力指令値Ｕｉを生成し、各発電設備３ｉへ出力する。複数の発電設備３ｉは、それぞれ、発電電力が、入力された出力指令値Ｕｉになるように出力調整を行う。これにより、複数の発電設備３ｉの出力は、電力需給制御装置４により動的に制御される。
【００３５】
上記構成によれば、外部電力系統２からの受電電力Ｐに基づいて複数の発電設備３ｉが発電すべき電力目標値（総発電電力目標値Ｐｅ）を算出している。すなわち、外部電力系統２からの受電電力Ｐを計測することにより、負荷Ｌの需要電力を推定している。このため、別途負荷Ｌの需要電力を計測する構成を追加する必要がなく、構成を簡単化することができる。さらに、複数の発電設備３ｉの定格容量Ｓｉに加えて、複数の発電設備３ｉの特性に応じて発電すべき電力の分担率を変化させる。このため、効率的に負荷分担を行うことができ、より迅速に受電電力の変動に対応することができる。したがって、比較的簡単な構成で、複数の発電設備３ｉの発電電力を外部電力系統２からの受電電力Ｐの変動に迅速に対応させることができる。また、総発電電力目標値Ｐｅを算出する際に、受電電力Ｐのみを用い、負荷Ｌの需要電力を計測する手段を不要としている。このため、負荷Ｌが多い大規模な地域において分散型発電システム１を適用する際にコストを低減することができる。また、本実施形態における分散型発電システム１がすでに適用されている地域において、工業団地の面積拡大等により、新たな負荷Ｌが分散型電力系統２７に追加的に接続された場合であっても、当該新たな負荷Ｌに対して負荷の需要電力を計測する装置を取り付ける等の追加コストが生じるのを抑制することができる。
【００３６】
以下、より具体的な構成例について詳しく説明する。図２は図１に示す電力需給制御装置のより具体的な構成例を示すブロック図である。図２に示すように、本実施形態における電力需給制御装置４は、出力指令値生成部６として、出力分担率規定値算出部７と、発電電力目標値算出部８とを含んでいる。出力分担率規定値算出部７は、総発電電力目標値Ｐｅから、複数の発電設備３ｉが分散型発電システム１において想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値を定める総発電容量ＳＫを除算することにより、複数の発電設備３ｉの出力分担率の基準となる出力分担率規定値Ｑを算出する。発電電力目標値算出部８は、出力分担率規定値Ｑと複数の発電設備３ｉに個別に定められた一つまたは複数の特性係数と複数の発電設備３ｉの定格容量とに基づいて、複数の発電設備３ｉのそれぞれにおける発電電力目標値を出力指令値Ｕｉとして算出する。
【００３７】
図３は図２に示す電力需給制御装置の総発電電力目標値算出部における演算の概要を示すブロック図である。前述のように、総発電電力目標値算出部５には、受電点Ｒにおいて計測される受電電力Ｐが入力される。受電電力Ｐは、受電点Ｒの電圧と電流とから算出され、外部電力系統２から分散型電力系統２７へ流れる方向を正とする。受電電力Ｐは、予め定められた受電電力目標値Ｐｏから差し引かれ、その偏差Ｐｏ−Ｐが算出される。この偏差Ｐｏ−Ｐは、積分器９に入力される。積分器９は、偏差Ｐｏ−Ｐを積分し、正負を反転させて出力する。積分器９から出力された値が総発電電力目標値Ｐｅとなる。総発電電力目標値Ｐｅは、複数の発電設備３ｉにより発電すべき電力目標値の総和を意味する。
【００３８】
図４は図２に示す電力需給制御装置の出力分担率規定値算出部における演算の概要を示すブロック図である。出力分担率規定値算出部７は、総発電電力目標値算出部５から出力された総発電電力目標値Ｐｅを複数の発電設備３ｉにおける総発電容量ＳＫで除算することで出力分担率規定値Ｑを算出する（すなわち、Ｑ＝Ｐｅ／ＳＫを出力する）。これによれば、分散型発電システム１において想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値が発電設備３ｉの特性に基づいて予め定められる。したがって、これに基づいて発電設備３ｉごとに負荷分担率を変更することにより、単純に定格容量Ｓｉの割合で分配した場合に比べ、より効率的な負荷分担率を設定することができる。また、出力分担率規定値Ｑを規格化することにより、発電設備３ｉの構成が変化した場合であっても、当該発電設備３ｉの制御パラメータを調整し直す必要がなく、制御を容易に行うことができる。
【００３９】
総発電容量ＳＫは、発電設備３ｉの複数の発電設備３ｉのそれぞれに基づいて定められた第１の特性係数Ｋｉ（後述）と発電設備３ｉの定格容量Ｓｉとを掛け合わせた値をすべての発電設備３ｉについて足し合わした値（ＳＫ＝Σ（ＫｉＳｉ））として定義される。
【００４０】
ここで、第１の特性係数Ｋｉは、定常状態における発電効率が高いおよび／または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは発電設備３ｉの過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータとして定義され、複数の発電設備３ｉのそれぞれの性能に応じて設定される。第１の特性係数Ｋｉは、０＜Ｋｉ≦１の範囲で設定される。これにより、発電設備３ｉの定常状態または過渡状態の特性に基づいて総発電容量ＳＫが定められるため、受電電力Ｐの変化が大きい場合に、別途発電設備３ｉの過渡応答時の特性に基づいて負荷分担を行う能力を各発電設備３ｉに温存させることができる。詳しくは後述する。
【００４１】
図５は図２に示す電力需給制御装置の発電電力目標値算出部を示す概略ブロック図である。また、図６は図５に示す発電電力目標値算出部の発電設備ｉ出力指令値算出部における演算の概要を示すブロック図である。発電電力目標値算出部８は、複数の発電設備３ｉに応じた発電設備ｉ出力指令値算出部１０ｉを備えている。発電設備ｉ出力指令値算出部１０ｉは、図５に示すように、複数の算出部（並行して演算を行う複数の機能モジュール）として構成されている。しかし、これに限られず、１つの発電設備出力指令値算出部が順に各発電設備３ｉのための演算を行うこととしてもよい。
【００４２】
発電設備ｉ出力指令値算出部１０ｉには、出力分担率規定値Ｑが入力され、対応する発電設備３ｉの特性係数および定格容量Ｓｉに基づいて各発電設備３ｉへの出力指令値Ｕｉが算出される。本実施形態において、特性係数は、上記第１の特性係数Ｋｉと、第２の特性係数ＫＤｉとを含んでいる。第２の特性係数ＫＤｉは、発電設備３ｉの過渡的な応答性能が高いほど大きい値を有するパラメータとして定義される。
【００４３】
発電設備ｉ出力指令値算出部１０ｉから出力される出力指令値Ｕｉは、対応する発電設備３ｉにおける第１の特性係数Ｋｉと定格容量Ｓｉとを掛け合わせた成分を含んでいる。さらに、出力指令値Ｕｉは、一次遅れの微分要素に、対応する発電設備３ｉにおける第２の特性係数ＫＤｉおよび定格容量Ｓｉを掛け合わせた成分を含んでいる。このため、発電設備ｉ出力指令値算出部１０ｉは、比例演算部１１と、一次遅れ微分演算部１２と、定格容量乗算部１３とを備えている。
【００４４】
比例演算部１１では、出力分担率規定値Ｑに第１の特性係数Ｋｉが掛け合せられる。一次遅れ微分演算部１２では、出力分担率規定値Ｑに第２の特性係数ＫＤｉおよび一次遅れ系の微分要素における伝達関数Ｇ（ｓ）が掛け合せられる。伝達関数Ｇ（ｓ）は、ＴＤｉｓ／（１＋ＴＤｉｓ）で示される。なお、ＴＤｉは、一次遅れ系微分要素の時定数である。本例において、ＴＤｉは伝達関数Ｇ（ｓ）の分子と分母とで同じ値としており、伝達関数Ｇ（ｓ）はハイパスフィルタとして機能する。この場合、ＴＤｉは、全ての発電設備３ｉにおいて同じ値とし、分散型発電システム１の応答時間を目安として設定する。また、ＴＤｉは、各発電設備３ｉにおいて個別に設定してもよい。比例演算部１１および一次遅れ微分演算部１２の出力は、足し合わせられ、さらに、定格容量乗算部１３で対応する発電設備３ｉの定格容量Ｓｉが掛け合せられる。定格容量乗算部１３の出力が出力指令値Ｕｉとなる。すなわち、出力指令値Ｕｉは、以下のように表される。
Ｕｉ＝Ｑ・｛Ｋｉ＋ＫＤｉ・ＴＤｉｓ／（１＋ＴＤｉｓ）｝・Ｓｉ
第１の特性係数Ｋｉおよび第２の特性係数ＫＤｉは、対応する発電設備３ｉの動特性に基づいて好適に設定される。第１の特性係数Ｋｉを調整することにより、定常的な受電電力Ｐの変動に対する負荷分担率を調整することができる。第２の特性係数ＫＤｉを調整することにより、過渡的な受電電力Ｐの変動に対する負荷分担率を調整することができる。
【００４５】
例えば、定常状態における発電効率が高い発電設備３ｉおよび定常状態における発電コストが低い発電設備３ｉにおいては、第１の特性係数Ｋｉを高く設定する。例えばガスエンジン、蒸気タービン等の原動機を用いた発電設備は、第１の特性係数Ｋｉを高く（例えばＫｉ＝１に）設定する。これにより、定常状態における受電電力Ｐの変動による電力の調整は、定常状態における発電効率が高い発電設備３ｉおよび／または発電コストが低い発電設備３ｉが多く負担することによって行われる。したがって、より効率的でより安価に負荷分担を行うことができる。
【００４６】
また、応答性能が高い発電設備３ｉにおいては、第２の特性係数ＫＤｉを高く設定する。例えば、ガスタービン等の原動機を用いた発電設備は、第２の特性係数ＫＤｉを高く設定する。これにより、過渡的な受電電力Ｐの変動（一般的に急峻な変動）による電力の調整は、過渡的な応答性能が高い発電設備３ｉが多く負担することによって行われる。したがって、受電電力Ｐの急峻な変動においても迅速に応答することができる。
【００４７】
なお、第２の特性係数ＫＤｉが第２の特性係数ＫＤｉについての所定の値より高く設定されている発電設備３ｉにおいては、第１の特性係数Ｋｉは第１の特性係数Ｋｉについての所定の値より低く設定されることが好ましい。これにより、過渡的な受電電力Ｐの変動時に負荷をより多く分担させる発電設備３ｉにおいて、定常状態における負荷分担率が低くなるため、過渡的な受電電力Ｐの変動時に負荷を分担可能なように、対応する発電設備３ｉの発電能力を温存させることができる。このため、過渡的な受電電力Ｐの変動時に負荷をより多く分担させる発電設備３ｉにおいて、受電電力Ｐの急峻な変動時に当該発電設備３ｉが負担すべき発電電力が大き過ぎて過負荷になることを有効に防止することができる。
【００４８】
このように、本実施形態においては、第１の特性係数Ｋｉおよび第２の特性係数ＫＤｉを独立して調整することにより、発電設備３ｉの特性に応じて定常状態および過渡状態における負荷分担率を独立して調整することができる。また、このようにして得られる出力指令値Ｕｉは、対応する発電設備３ｉの特性に応じた指令値として生成される。したがって、各発電設備３ｉにおいて、特殊な制御を必要とせず、既知の発電設備３ｉの構成で、効率的な負荷分担を容易に実現することができる。
【００４９】
なお、定常状態において各発電設備３ｉの負荷分担率を変化させてもよい。負荷分担率を変化させる際には、各発電設備３ｉに設定される第１の特性係数Ｋｉの値を変更することにより、簡単に実施することができる。なお、発電中に第１の特性係数Ｋｉを変更する場合には、後述する起動シーケンス（図８）または停止シーケンス（図９）において行うのと同様に、変更前の第１の特性係数Ｋｉの値から変更後の第１の特性係数Ｋｉの値へ徐々に変化させることが好ましい。これにより、発電設備の負荷分担率の変更をスムーズに行うことができる。
【００５０】
＜第２実施形態＞
次に、本発明の第２実施形態について説明する。図７は本発明の第２実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。なお、第１実施形態と同様の構成については同じ符号を付して説明を省略する。図７に示すように、本実施形態の電力需給制御装置４Ａが、第１実施形態の電力需給制御装置４と異なる点は、発電設備起動停止判定部１４および起動発電設備選定部２９を備えていることである。
【００５１】
発電設備起動停止判定部１４は、複数の発電設備３ｉのそれぞれに対して発電を行うか否かを切り替えるための発電設備起動停止判定を行うように構成される。より詳しくは、発電設備起動停止判定部１４は、出力分担率規定値Ｑが所定の第１のしきい値（上限値）Ｑ１を超えた場合、複数の発電設備３ｉのうち起動している発電設備の数を増やすべき信号を出力信号ｗとして出力し、出力分担率規定値Ｑが第１のしきい値Ｑ１より低い所定の第２のしきい値（下限値）Ｑ２以下である場合、複数の発電設備３ｉのうち起動している発電設備の数を減らすべき信号を出力信号ｗとして出力するように構成される。
【００５２】
起動発電設備選定部２９は、発電設備３ｉに対して停止信号Ｘｉおよび起動信号Ｙｉを送信可能に構成される。より詳しくは、起動発電設備選定部２９は、発電設備起動停止判定部１４から、起動している発電設備３ｉの数を減らすべき信号（出力信号ｗ）が入力された場合に、起動中の複数の発電設備３ｉの中で最も起動についての優先順位が低い発電設備３ｉに対し停止信号Ｘｉを送り、起動している発電設備３ｉの数を増やすべき信号（出力信号ｗ）が入力された場合に、停止中の発電設備３ｉの中で最も起動についての優先順位が高い発電設備３ｉに対し起動信号Ｙｉを送るように構成される。停止信号Ｘｉを受信した発電設備３ｉは、当該発電設備３ｉを起動状態から停止状態に切り替える。また、起動信号Ｙｉを受信した発電設備３ｉは、当該発電設備３ｉを停止状態から起動状態に切り替える。
【００５３】
これにより、必要な発電量に応じて起動させる発電設備の数を最適化することができる。例えば、複数の発電設備３ｉが発電すべき発電電力が大きく、現在起動している（発電を行っている）発電設備３ｉだけでは電力供給量が不足する場合に、発電設備３ｉの数を増やす。一方、複数の発電設備３ｉが発電すべき発電電力が小さく、現在起動している発電設備３ｉのすべてに分担させると、１つの発電設備３ｉの分担率が小さくなるまたは効率が悪い場合に、発電設備３ｉの数を減らす。このように、複数の発電設備３ｉの制御の過程で得られる出力分担率規定値Ｑを、発電設備３ｉの運転状態を評価する指標として用いることにより、電力需要に対して発電設備３ｉの数を最適化することができる。
【００５４】
なお、第１のしきい値Ｑ１および第２のしきい値Ｑ２は、総発電電力目標値Ｐｅに基づいて設定されてもよい。
【００５５】
図８は図７に示す電力需給制御装置が所定の発電設備に起動信号Ｙｉを送信した際の発電設備の起動シーケンスを示すグラフである。また、図９は図２に示す電力需給制御装置が所定の発電設備に停止信号Ｘｉを送信した際の発電設備の停止シーケンスを示すグラフである。なお、本例においては、起動状態への移行時または停止状態への移行時において負荷変動が生じないと仮定した場合を示しているが、負荷変動が生じていても起動または停止シーケンスは実行可能である。
【００５６】
図８に示すように、起動信号Ｙｉを受信した発電設備３ｉは、当該発電設備３ｉの第１の特性係数Ｋｉの値を０に設定した上で起動を開始し、当該第１の特性係数Ｋｉの値を０から徐々に本来の設定値（発電設備３ｉの特性に応じた値）まで増加させる。なお、図８の例においては、第１の特性係数Ｋｉの値を比例的に増加させている態様が例示されているが、これに限られない。
【００５７】
第１の特性係数Ｋｉが徐々に増加すると、当該発電設備３ｉの出力（出力指令値Ｕｉ）も徐々に増加し、総発電容量ＳＫも徐々に増加する。この結果、出力分担率規定値Ｑは徐々に減少し、他の発電設備の出力（出力指令値）も負荷分担率が下がるため徐々に減少する。ここで、新たに起動した発電設備３ｉの出力の増加分と他の発電設備の出力の減少分とは等しく、複数の発電設備３ｉ全体の出力は、変化しないため、受電電力Ｐおよび総発電電力目標値Ｐｅは、変化しない。
【００５８】
また、図９に示すように、停止信号Ｘｉを受信した発電設備３ｉは、当該発電設備３ｉの第１の特性係数Ｋｉの値を設定値から徐々に減少させ、第１の特性係数Ｋｉが０になった後、発電設備３ｉを解列させ、停止させる。なお、図９の例においては、第１の特性係数Ｋｉの値を比例的に減少させている態様が例示されているが、これに限られない。
【００５９】
第１の特性係数Ｋｉが徐々に減少すると、当該発電設備３ｉの出力（出力指令値Ｕｉ）も徐々に減少し、総発電容量ＳＫも徐々に減少する。この結果、出力分担率規定値Ｑは徐々に増加し、他の発電設備の出力（出力指令値）も負荷分担率が上がるため徐々に増加する。ここで、停止する発電設備３ｉの出力の減少分と他の発電設備の出力の増加分とは等しく、複数の発電設備３ｉ全体の出力は、変化しないため、受電電力Ｐおよび総発電電力目標値Ｐｅは、変化しない。
【００６０】
発電設備３ｉを起動させたり停止させたりする際に、上記のように第１の特性係数Ｋｉを徐々に増加または減少させることにより、スムーズな発電設備３ｉの起動または停止を行うことができる。また、発電設備３ｉの制御ループにおいて、信号の切り替え、または、第１の特性係数Ｋｉ以外の制御パラメータの変更等の複雑な操作が不要であり、簡単な操作でスムーズな発電設備の状態切り替えを行うことができる。
【００６１】
新たに発電設備３ｉを起動させる場合、停止状態にある発電設備３ｉが複数ある場合には、そのうちの何れの発電設備３ｉを起動させるかについての決定は、所定の優先順位に基づいて行われることとしてもよい。同様に、起動している発電設備３ｉが複数あり、そのうちの１機を停止させる場合にも、所定の優先順位に基づいて停止させる発電設備３ｉを決定してもよい。
【００６２】
なお、発電設備３ｉにおける状態の切り替えは、対応する発電設備３ｉにおけるオペレータが手動で行ってもよいし、当該発電設備３ｉが自動で行ってもよい。この場合、起動発電設備選定部２９は、すべての発電設備３ｉに向けて所定の発電設備の起動または停止状態を切り替える切替指令信号を送信するよう構成されてもよい。切替指令信号は、状態を切り替える発電設備３ｉを特定する情報を含んでもよい。これにより、起動または停止の切り替えが行われる発電設備以外の発電設備においても、どの発電設備３ｉが起動しているかを把握することができる。
【００６３】
ここで、発電設備３ｉの起動または停止を自動で行う場合においては、以下のような課題がある。
【００６４】
まず、出力分担率規定値Ｑにおける上限値および下限値の設定が必要となる。出力分担率規定値Ｑの上限値および下限値を適切に設定しないと、発電設備３ｉの出力が負荷変動に追従できなくなったり、発電効率が低下したり、発電設備３ｉが頻繁に起動または停止したりするといった不具合が発生するおそれがある。また、上限値および下限値の適正値は負荷の状況や時間帯によって変化する可能性も考えられる。また、発電設備３ｉはその種類（原動機の種類）により、応答特性や効率が異なる。このため、発電設備３ｉを起動または停止させる場合には、所望の調整能力（急な負荷変動に対応する能力）が確保でき、かつ総合的な運転効率が高くなる発電機を選択する必要がある。さらに、 発電設備３ｉの起動時間を考慮する必要がある。発電設備３ｉを起動させる場合、起動開始後、徐々に出力を上昇させるため、所定の出力に到達するまでに時間を要する。したがって、発電設備３ｉを起動させる場合、これらの時間遅れを考慮する必要がある。さらに、不要な起動または停止操作を適切に防止する必要がある。発電設備３ｉにおいて一時的な負荷変動が度々発生すると、設定された出力分担率規定値Ｑの上限値および下限値によっては、発電設備３ｉの起動または停止が頻発するおそれがある。発電設備３ｉの起動または停止には余分な燃料が消費される他、発電設備３ｉの寿命を縮める可能性も考えられることから、余分な起動または停止が発生しないようにする必要がある。
【００６５】
上記のような課題に対しては、以下のような自動起動／停止アルゴリズムを適用することができる。まず、これまでの負荷実績等から各時刻における出力分担率規定値Ｑの上限値（第１のしきい値）Ｑ１および下限値（第２のしきい値）Ｑ２を予め定めておき、発電設備起動停止判定部１４は、所定のタイミングごとに当該判定時の時刻における出力分担率規定値Ｑの上限値Ｑ１および下限値Ｑ２に基づいて発電設備３ｉを起動または停止するか否かを判定する。すなわち、発電設備起動停止判定部１４が、出力分担率規定値Ｑがそのときの上限値Ｑ１より大きい値になったと判定した場合、停止している発電設備３ｉのうち予め定められた起動についての優先順位が最も高い発電設備を起動するための切替指令信号を出力する。また、発電設備起動停止判定部１４が、出力分担率規定値Ｑがそのときの下限値Ｑ２より小さい値になったと判定した場合、起動している発電設備３ｉのうち予め定められた停止についての優先順位が最も高い発電設備を停止するための切替指令信号を出力する。
【００６６】
図１０は時刻に応じた予測される需要電力と出力分担率規定値の上限値および下限値との関係を示すグラフである。図１０の下のグラフは、分散型発電システム１が適用されたある地域における時刻に応じた予測される需要電力の変化を示すグラフである。図１０の上のグラフは、予測される需要電力に応じた出力分担率規定値の上限値Ｑ１および下限値Ｑ２の時間的変化を示すグラフである。予測される需要電力の変動が少ない（所定の範囲内である）時間帯を期間Ａ、予測される需要電力の増加率が大きい（第１の割合以上である）時間帯を期間Ｂ、予測される需要電力の変動周期が短い（短期間で減少した後増加する）時間帯を期間Ｃとしている。期間Ｃは、予測される需要電力の減少率が第２の割合以上であり、かつその後の予測される需要電力の増加率が第３の割合以上である場合として設定される。なお、第１の割合、第２の割合および第３の割合は、それぞれ好適に設定され、各値は同じであってもよいし、それぞれ異なってもよい。
【００６７】
本実施形態において、発電設備起動停止判定部１４は、分散型発電システム１において予測される需要電力（分散型電力系統２７に接続されるすべての負荷Ｌが必要とする電力）の所定時間当たりの増加率が所定の第１の割合以上である所定の第１の期間Ｂにおいて、上限値（第１のしきい値）Ｑ１および下限値（第２のしきい値）Ｑ２を、それぞれ、需要電力の変化が所定の範囲内である期間Ａにおいて設定される値より低く設定する。さらに、発電設備起動停止判定部１４は、需要電力の所定時間当たりの減少率が所定の第２の割合以上であり、かつ、その後、需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第３の割合以上となる所定の第２の期間Ｃにおいて、下限値（第２のしきい値）Ｑ２を、需要電力の変化が所定の範囲内である期間Ａにおいて設定される値より低く設定する。
【００６８】
このように、期間Ｂにおいては、出力分担率規定値の上限値Ｑ１および下限値Ｑ２は何れも期間Ａに対して低く設定される。需要電力の増加率が大きい期間Ｂにおいて上限値Ｑ１および下限値Ｑ２を低く設定することにより、発電設備３ｉの負荷負担率が低くなるため、効率は低下するが、発電設備３ｉの発電能力に余裕を持たせることができる。したがって、発電設備３ｉの起動時間による出力増加の遅れに対応することができる。また、期間Ｃとして示されるように、例えば工場設備において昼間の休憩時間に負荷が低下し、その後再び増加するような場合には、出力分担率規定値の下限値Ｑ２のみ期間Ａに対して低く設定される。これにより、急激に需要電力が減少および増加することによる出力分担率規定値Ｑの急激な減少および増加に対して発電設備３ｉの停止および起動が短時間で生じることを防止することができる。なお、発電設備３ｉの停止には、起動の場合ほど時間がかからないため、需要電力の減少率が大きい時間帯については、期間Ａとして需要電力の変動が少ない時間帯と同様の上限値Ｑ１および下限値Ｑ２が設定される。
【００６９】
なお、優先順位は、特に限定されないが、発電効率と調整能力とが適度にバランスするように定められる。例えば、発電設備３ｉの発電容量が大きいほど起動についての優先順位を高めに設定し、停止についての優先順位を低めに設定する。これにより、起動および停止の切り替えが頻繁に発生しないようにする。また、必要とされる過渡的な応答性能は需要に比例して増加する傾向があるため、起動している発電設備３ｉが増えるほど一定割合で過渡的な応答性能が増えるように順位が設定される。すなわち、起動についての優先順位が、起動している数と設備全体の過渡的な応答性能とが比例するように、設定される。また、同じ種類の発電設備３ｉが複数ある場合、起動時間が長いものを優先的に停止し、停止時間が長いものを優先的に起動するようにしてもよい。これにより、同じ発電設備３ｉが頻繁に起動および停止を繰り返すことを防止できる。また、発電設備３ｉを停止するための優先順位は、起動するための優先順位の逆順となるように設定されてもよいし、全く異なる優先順位を採用してもよい。
【００７０】
また、すべての発電設備３ｉについて起動および停止を切り替える処理の対象としなくてもよい。例えば、調整能力（応答性能）が高くない発電設備３ｉは、ベース電源として常に起動状態としておき、停止させないようにしてもよい。
【００７１】
なお、上記の構成に代えて、発電設備起動停止判定部１４からの出力信号ｗは、電力需給制御装置４に設けられた報知部（図示せず）を動作させる信号として構成されてもよい。例えば、出力分担率規定値Ｑが所定の第１のしきい値Ｑ１を超えた場合、発電設備起動停止判定部１４は、起動している発電設備３ｉの数を増やすべき信号を報知部に送ることで、報知部が起動している発電設備３ｉの数を増やすべき旨の報知を行う。また、例えば出力分担率規定値Ｑが所定の第２のしきい値Ｑ２以下である場合、発電設備起動停止判定部１４は、起動している発電設備３ｉの数を減らすべき信号を報知部に送ることで、報知部が起動している発電設備３ｉの数を減らすべき旨の報知を行う。報知部における報知態様は、例えば、所定のランプを点灯させたり、管理画面に警告表示を行ったり、音声による報知等、種々適用可能である。これにより、報知部による報知を受けて、オペレータが手動で起動または停止の切り替えを行うべき発電設備３ｉに切り替え指示を行ってもよいし、オペレータが手動で当該発電設備３ｉの起動状態または停止状態を切り替えることとしてもよい。
【００７２】
発電設備起動停止判定部１４における判定処理と、発電電力目標値算出部８における出力指令値Ｕｉの生成とは独立して行われる。したがって、一の発電設備３ｉの起動または停止により、その他の発電設備３ｉの出力指令値Ｕｉも再調整が必要となる。この場合、発電設備起動停止判定部１４が発電電力目標値算出部８に対して自動的に差異計算の指令を送ることとしてもよいし、オペレータの指示に基づいて発電電力目標値算出部８が再計算可能に構成されてもよい。また、本実施形態の例に代えて、発電設備起動停止判定部１４における判定処理を行った後（発電設備３ｉの数が調整された後）に、発電電力目標値算出部８が調整後の発電設備３ｉに基づいて出力指令値Ｕｉを算出してもよい。
【００７３】
＜第３実施形態＞
次に、本発明の第３実施形態について説明する。図１１は本発明の第３実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。なお、第１実施形態と同様の構成については同じ符号を付して説明を省略する。図１１に示すように、本実施形態の電力需給制御装置４Ｂが、第１実施形態の電力需給制御装置４と異なる点は、分散型電力系統２７における系統周波数ｆを計測し、所定の系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づいて複数の発電設備３ｉのそれぞれへの出力指令値Ｕｉを補正する出力指令値補正部１５を備えていることである。さらに、本実施形態において、電力需給制御装置４Ｂは、計測された系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づく周波数目標補正値ｆｃｏｍを算出する周波数目標補正値算出部１６を備えている。なお、分散型電力系統２７の系統周波数ｆは、連係運転時においては外部電力系統２の周波数に略一致する。
【００７４】
例えば新興国等の脆弱な外部電力系統２においては、送電線容量の不足だけでなく周波数変動が頻発する問題もある。発電設備３ｉが外部電力系統２と連系運転している場合に、外部電力系統２において周波数変動が生じた場合、発電設備３ｉの出力が変動してしまう。発電設備３ｉの出力が小さくなると、その不足分を補うために、外部電力系統２からの受電電力Ｐが大きくなり、送電線容量を超えてしまうおそれが生じる。一方、発電設備３ｉの出力が大きくなると、発電設備３ｉが過負荷となり、トリップしてしまうおそれが生じる。
【００７５】
そこで、本実施形態の構成においては、各発電設備３ｉに負荷分担するための出力指令値Ｕｉに対して分散型電力系統２７の周波数変動に応じた補正値を加えている。これにより、外部電力系統２において周波数変動が生じた場合に、発電設備３ｉの出力変動を抑えることができる。したがって、電力系統における需要家（負荷Ｌ）に対して電力の安定供給を行うことができる。
【００７６】
図１２は図１１に示す電力需給制御装置の周波数目標補正値算出部１６における演算の概要を示すブロック図である。前述のように、周波数目標補正値算出部１６には、分散型電力系統２７における系統周波数ｆが入力される。この系統周波数ｆは、外部電力系統２における系統周波数と等しい値となる。系統周波数ｆは、予め定められた系統周波数目標値ｆｒｅｆから差し引かれ、その偏差ｆｒｅｆ−ｆが算出される。この偏差ｆｒｅｆ−ｆは、除算器１７に入力される。除算器１７は、偏差ｆｒｅｆ−ｆを定格周波数ｆｂａｓｅで除算し、正負を反転させて出力する。除算器１７から出力された値が周波数目標補正値ｆｃｏｍとなる。周波数目標補正値ｆｃｏｍは、周波数変動による発電設備の出力変動が発生しないように、発電設備３ｉの周波数目標値を補正するための値となる。
【００７７】
図１３は図１１に示す電力需給制御装置の出力指令値補正部における演算の概要を示すブロック図である。出力指令値補正部１５は、周波数目標補正値算出部１６で算出された周波数目標補正値ｆｃｏｍを、複数の発電設備３ｉのそれぞれに対応した出力指令補正値Ｐｆｉを演算する複数の発電設備ｉ補正値演算部１８ｉ（ｉ＝１〜ｎ）を備えている。この発電設備ｉ補正値演算部１８ｉで算出された出力指令補正値Ｐｆｉを、発電設備ｉ出力指令値算出部１０ｉから出力された出力指令値Ｕｉに加えることにより、出力指令値補正部１５は、各発電設備３ｉに対して出力する補正後出力指令値Ｕｆｉを生成する。
【００７８】
図１４は図１３に示す出力指令値補正部の発電設備ｉ補正値演算部における演算の概要を示すブロック図である。発電設備ｉ補正値演算部１８ｉは、周波数目標補正値ｆｃｏｍに、対応する発電設備３ｉにおける定格容量Ｓｉを掛け合わせ、対応する発電設備３ｉにおけるドループ（速度調定率）Ｄｉで除算した値を各発電設備３ｉにおける出力指令補正値Ｐｆｉとして出力する。これにより、出力指令補正値Ｐｆｉは、電力補正値に変換されるため、出力指令値生成部６から出力される出力指令値Ｕｉ（電力値）にそのまま加算することができる。
【００７９】
なお、これに代えて、発電設備ｉ補正値演算１８ｉを設けず、周波数補正値ｆｃｏｍを別途直接各発電設備３ｉに送り、各発電設備３ｉが受信した出力指令値Ｕｉに基づいて、周波数補正値ｆｃｏｍによる出力補正を行いながら、電力出力制御を行うこととしてもよい。
【００８０】
本実施形態においても、複数の発電設備３ｉのそれぞれの出力指令値Ｕｉの算出態様（負荷分担態様）は、第１実施形態と同様の構成とすることにより、比較的簡単な構成で、複数の発電設備３ｉの発電電力を外部電力系統２からの受電電力Ｐの変動に迅速に対応させることができる。ただし、本実施形態における系統周波数ｆに基づく出力指令値Ｕｉの補正態様は、上記第１実施形態において出力指令値Ｕｉを生成する態様に限られず、複数の発電設備３ｉに負荷分担する他の構成にも適用可能である。
【００８１】
＜第４実施形態＞
次に、本発明の第４実施形態について説明する。図１５は本発明の第４実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。なお、第３実施形態と同様の構成については同じ符号を付して説明を省略する。図１５に示すように、本実施形態の分散型発電システム１Ｃにおける電力需給制御装置４Ｃが、第３実施形態の電力需給制御装置４Ｂと異なる点の１つは、総発電電力目標値算出部５Ｃが、外部電力系統２と複数の発電設備３ｉとが連系運転していることを示す連系運転状態と、複数の発電設備３ｉが自立運転していることを示す自立運転状態との何れかを示す状態信号ＳＳを受信し、連系運転状態である場合には、受電電力Ｐと受電電力目標値Ｐｏとの偏差を積算することにより総発電電力目標値Ｐｅを算出し、自立運転状態である場合には、分散型電力系統２７における系統周波数ｆを計測し、所定の系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づいて総発電電力目標値Ｐｅを算出するように構成されることである。さらに、本実施形態の電力需給制御装置４Ｃにおいては、周波数目標値算出部１６Ｃが状態信号ＳＳを受信し、連系運転状態である場合には、分散型電力系統２７における系統周波数ｆを計測して所定の系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づいて周波数目標補正値ｆｃｏｍを算出し、自立運転状態である場合には、出力するｆｃｏｍを０とするように構成される。
【００８２】
例えば新興国等の外部電力系統２が脆弱な地域においては、停電が頻発するおそれがある。このような地域において分散型発電システムを設置する場合、外部電力系統２における停電の影響を受けずに需要家に電力供給を継続するために、各発電設備３ｉを外部電力系統２から切り離して自立運転させる機能が望まれる。すなわち、各発電設備３ｉを外部電力系統２とは独立した電力系統とする機能が望まれる。さらに、自立運転への移行後は、受電点Ｒにおける受電電力Ｐに基づく負荷分担は行えないため、各発電設備３ｉの特性によって、系統周波数に所定値からの定常的な偏差が生じ、電源品質が低下するおそれがある。
【００８３】
そこで、本実施形態においては、複数の発電設備３ｉに対して、自立運転状態と連系運転状態との切り替えを行う構成（遮断器２６を備える構成）とした上で、連系運転状態である場合には、受電電力Ｐと受電電力目標値Ｐｏとの偏差を積算することにより総発電電力目標値Ｐｅを算出する一方、自立運転状態である場合には、系統周波数ｆと所定の系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づいて総発電電力目標値Ｐｅを算出することとしている。これにより、連系運転から自立運転へ切り替えた際に、自立運転中の負荷変動による定常的な周波数の偏差を解消することができる。したがって、電源品質を良好に維持することができる。
【００８４】
図１６は図１５に示す電力需給制御装置の総発電電力目標値算出部における演算の概要を示すブロック図である。総発電電力目標値算出部５Ｃは、受電点Ｒにおいて計測される受電電力Ｐと予め定められた受電電力目標値Ｐｏとが入力され、これらに基づいた電力偏差ΔＰを出力する受電電力制御部１９と、分散型電力系統２７における系統周波数ｆと予め定められた系統周波数目標値ｆｒｅｆとが入力され、これらに基づいた電力偏差ΔＰｆを出力する系統周波数制御部２０と、受電電力制御部１９または系統周波数制御部２０の出力を積分し、正負を反転させることにより発電電力目標値Ｐｅを出力する積分器９と、状態信号ＳＳに応じて受電電力制御部１９から出力される電力偏差ΔＰおよび系統周波数制御部２０から出力される電力偏差ΔＰｆのうちの何れかを積分器９に入力するための切り替え部２１とを備えている。切り替え部２１は、状態信号ＳＳが連系運転状態を示す場合に、受電電力制御部１９から出力される電力偏差ΔＰを積分器９に入力し、状態信号ＳＳが自立運転状態を示す場合に、系統周波数制御部２０から出力される電力偏差ΔＰｆを積分器９に入力するよう構成される。
【００８５】
このような構成により、総発電電力目標値算出部５Ｃは、複数の発電設備３ｉが連系運転状態および自立運転状態の何れかであることを示す状態信号ＳＳに応じて、受電電力Ｐに基づいて発電電力目標値Ｐｅを生成するか、系統周波数ｆに基づいて発電電力目標値Ｐｅを生成するかを切り替える。
【００８６】
図１７は図１６に示す受電電力制御部の演算の概要を示すブロック図である。受電電力制御部１９は、受電電力Ｐを、予め定められた受電電力目標値Ｐｏから差し引き、その偏差Ｐｏ−Ｐを電力偏差ΔＰとして算出する。
【００８７】
図１８は図１６に示す系統周波数制御部の演算の概要を示すブロック図である。系統周波数制御部２０は、状態信号ＳＳが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合に、系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとが入力され、第１の連系自立切替処理を行うことにより、補正後周波数目標値ｆｃｒを出力する第１の連系自立切替処理部２２と、補正後周波数目標値ｆｃｒと系統周波数ｆとの偏差ｆｃｒ−ｆを定格周波数ｆｂａｓｅで除算する除算器２３と、除算器２３の出力に周波数制御ゲインＫｆｃを掛け合せ、正負を反転させた値を電力偏差ΔＰｆとして出力する乗算器２４とを備えている。
【００８８】
連系運転状態から自立運転状態に切り替わった際、系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差が大きいと、それに基づく総発電電力目標値Ｐｅも大きく変動するおそれがある。総発電電力目標値Ｐｅが大きく変動すると、複数の発電設備３ｉの制御が不安定になるおそれがある。このため、第１の連系自立切替処理部２２は、状態信号ＳＳが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合に、系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差が徐々に小さくなるような系統周波数目標値を補正後周波数目標値ｆｃｒとして出力するように構成されている。
【００８９】
図１９は図１８に示す第１の連系自立切替処理部から出力される補正後周波数目標値における自立運転への移行開始後の時間的変化を示すグラフである。状態信号ＳＳが連系運転状態である場合、第１の連系自立切替処理部２２は、系統周波数ｆを出力する。時刻ｔ１において、状態信号ＳＳが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合、第１の連系自立切替処理部２２は、時刻ｔ１における系統周波数ｆから予め定められた系統周波数目標値ｆｒｅｆに徐々に近づくような値を補正後周波数目標値ｆｃｒとして出力する。
【００９０】
なお、図１９においては、補正後周波数目標値ｆｃｒが時間変化に対して比例的に増加するような態様について例示しているが、これに限られない。例えば、単位時間当たりの変化量が徐々に減少するように２次曲線的に増加する態様としてもよい。また、移行期間を予め決めておき、当該移行期間内に系統周波数目標値ｆｒｅｆに近似するように単位時間当たりの変化量が定められてもよい。また、図１９においては、時刻ｔ１において系統周波数ｆが系統周波数目標値ｆｒｅｆに対して小さい場合について説明しているが、時刻ｔ１において系統周波数ｆが系統周波数目標値ｆｒｅｆに対して大きい場合も同様である。
【００９１】
補正後周波数目標値ｆｃｒが系統周波数目標値ｆｒｅｆに到達した後は、第１連系自立切替処理部２２は、系統周波数目標値ｆｒｅｆを出力する。
【００９２】
このような構成によれば、複数の発電設備３ｉを連系運転から自立運転に切り替えた際に、系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差が大きくても、その偏差を埋めるように徐々に変化する補正後周波数目標値ｆｃｒを用いて総発電電力目標値Ｐｅが算出される。このため、連系運転から自立運転への切り替え時において総発電電力目標値Ｐｅが大きく変動することを防止し、複数の発電設備３ｉの制御を安定して行うことができる。
【００９３】
なお、状態信号ＳＳが自立運転状態から連系運転状態に切り替わった場合、第１の連系自立切替処理部２２は、系統周波数ｆを出力する。
【００９４】
本実施形態においても、電力需給制御装置４Ｃは、分散型電力系統２７における系統周波数ｆを計測し、所定の系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づいて複数の発電設備３ｉのそれぞれへの出力指令値Ｕｉを補正する出力指令値補正部１５と、計測された系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づく周波数目標補正値ｆｃｏｍを算出する周波数目標補正値算出部１６Ｃとを備えている。
【００９５】
図２０は図１５に示す電力需給制御装置の周波数目標補正値算出部における演算の概要を示すブロック図である。図２０に示すように、本実施形態における周波数目標補正値算出部１６Ｃは、偏差ｆｒｅｆ−ｆを定格周波数ｆｂａｓｅで除算し、正負を反転させる除算器１７の出力ｆ’ｃｏｍに対して第２の連系自立切替処理を行う第２の連系自立切替処理部２５を備えている。
【００９６】
自立運転時には、もともと系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差ｆｒｅｆ−ｆに基づいて総発電電力目標値Ｐｅが算出されるため、これに基づいて生成された出力指令値Ｕｉにさらに同じ偏差ｆｒｅｆ−ｆに基づく補正を行うべきではない。したがって、自立運転時において、周波数目標補正値算出部１６Ｃは、出力する周波数目標補正値ｆｃｏｍを０にする必要がある。ここで、上述したように、連系運転から自立運転への切替時において、総発電電力目標値Ｐｅは、第１の連系自立切替処理によって偏差ｆｒｅｆ−ｆが徐々に小さくなるような系統周波数目標値（補正後周波数目標値）ｆｃｒに基づいて算出される。すなわち、自立運転への移行後もしばらくは当該偏差ｆｒｅｆ−ｆに基づく補正を行うことが好ましい。
【００９７】
このため、第２の連系自立切替処理部２５は、状態信号ＳＳが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合に、当該切り替わったときの除算器１７の出力値ｆ’ｃｏｍから徐々に小さい値となるような周波数目標補正値ｆｃｏｍを出力する。第２の連系自立切替処理部２５は、周波数目標補正値ｆｃｏｍが最終的に０になるような処理を行う。
【００９８】
図２１は図２０に示す第２の連系自立切替処理部から出力される周波数補正値における自立運転への移行開始後の時間的変化を示すグラフである。状態信号ＳＳが連系運転状態である場合、第２の連系自立切替処理部２２は、除算器１７の出力値ｆ’ｃｏｍを周波数目標補正値ｆｃｏｍとして出力する。すなわち、連系運転状態における周波数目標補正値算出部１６Ｃの出力は、第２実施形態における周波数目標補正値算出部１６の出力と同時になる。時刻ｔ１において、状態信号ＳＳが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合、第２の連系自立切替処理部２５は、時刻ｔ１における周波数目標補正値ｆｃｏｍ（＝ｆ’ｃｏｍ）から徐々に０に近づくような値を周波数目標補正値ｆｃｏｍとして出力する。
【００９９】
例えば、第２の連系自立切替処理部２５が出力する周波数目標補正値ｆｃｏｍが０に到達した際に、第１の連系自立切替処理部２２が出力する補正後周波数目標値ｆｃｒが系統周波数目標値ｆｒｅｆに近似する値となるように、第２の連系自立切替処理部２５における単位時間当たりの周波数目標補正値ｆｃｏｍの変化量が定められる。
【０１００】
このような構成によれば、複数の発電設備３ｉを連系運転から自立運転に切り替えた際に、総発電電力目標値Ｐｅを受電電力Ｐに基づいて算出される値から系統周波数ｆに基づいて算出される値に緩やかに移行させる第１の連系自立切替処理を行う場合であっても、系統周波数ｆと系統周波数目標値ｆｒｅｆとの偏差に基づく補正量を徐々に小さくことにより、発電設備３ｉへの出力指令値Ｕｉを適切に補正することができる。
【０１０１】
なお、本実施形態においては、状態信号ＳＳに基づいて総発電電力目標値Ｐｅを算出するための入力値を切り替える構成（総発電電力目標値算出部５Ｃ）を、第２実施形態の構成に加えた態様について説明したが、この構成を、第１実施形態の構成に加えた態様としてもよい。すなわち、例えば図１５において、出力指令値補正部１５および周波数目標値算出部１６Ｃを備えない構成としてもよい。
【０１０２】
上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行するための態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造および／または機能の詳細を実質的に変更できる。例えば、複数の上記実施形態における各構成要素を任意に組み合わせることとしてもよい。
【０１０３】
また、上記第２実施形態および第３実施形態においては、上記第１実施形態における受電電力Ｐに基づいて複数の発電設備３ｉにより発電すべき電力目標値（総発電電力目標値Ｐｅ）を算出する構成に限られず、負荷電力および再生可能エネルギーの合計値から電力目標値を算出してもよい。
【０１０４】
上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。
【産業上の利用可能性】
【０１０５】
本発明の電力需給制御装置は、比較的簡単な構成で、複数の発電設備の発電電力を外部電力系統からの受電電力の変動に迅速に対応させるために有用である。
【符号の説明】
【０１０６】
１，１Ａ，１Ｂ，１Ｃ  分散型発電システム
２  外部電力系統
３ｉ（ｉ＝１，２，…，ｎ）  発電設備
４，４Ａ，４Ｂ，４Ｃ  電力需給制御装置
５，５Ｃ  総発電電力目標値算出部
６  出力指令値生成部
７  出力分担率規定値算出部
８  発電電力目標値算出部
９  積分器
１０ｉ（ｉ＝１，２，…，ｎ）  発電設備ｉ出力指令値算出部
１１  比例演算部
１２  一次遅れ微分演算部
１３  定格容量乗算部
１４  発電設備起動停止判定部
１５  出力指令値補正部
１６，１６Ｃ  周波数目標補正値算出部
１７  除算器
１８ｉ（ｉ＝１，２，…，ｎ）  発電設備ｉ補正値演算部
１９  受電電力制御部
２０  系統周波数制御部
２１  切り替え部
２２  第１の連系自立切替処理部
２３  除算器
２４  乗算器
２５  第２の連系自立切替処理部
２６  遮断器
２７  分散型電力系統
２８  電力需給制御装置に接続されていない発電設備
２９  起動発電設備選定部
Ｌ  負荷
【図１】
0006469021.tif 000002
【図２】
0006469021.tif 000003
【図３】
0006469021.tif 000004
【図４】
0006469021.tif 000005
【図５】
0006469021.tif 000006
【図６】
0006469021.tif 000007
【図７】
0006469021.tif 000008
【図８】
0006469021.tif 000009
【図９】
0006469021.tif 000010
【図１０】
0006469021.tif 000011
【図１１】
0006469021.tif 000012
【図１２】
0006469021.tif 000013
【図１３】
0006469021.tif 000014
【図１４】
0006469021.tif 000015
【図１５】
0006469021.tif 000016
【図１６】
0006469021.tif 000017
【図１７】
0006469021.tif 000018
【図１８】
0006469021.tif 000019
【図１９】
0006469021.tif 000020
【図２０】
0006469021.tif 000021
【図２１】
0006469021.tif 000022