(57)【要約】【課題】エンジン、発電機、補機（ラジエータファンや冷却水ポンプ）にそれぞれ対応する制御盤の間でデータの送受信に異常が発生した場合に、当該異常を検知しないまま運転を継続する事態を防止可能とした自家用発電装置を提供する。【解決手段】自家用発電装置１にエンジン３が発電機４を駆動することにより発生する発電電力の制御を行う発電機盤５と、補助アクチュエータの制御を行う補機盤７と、状態監視用端末の制御を行う端末盤８と、を具備し、該発電機盤と端末盤とをＣＡＮ通信で接続し、端末盤を各監視対象の近傍に分割配置し、補機盤はモータ駆動する補助アクチュエータをインバータ制御する構成とし、通信タイムエラーを検出することによりＣＡＮ通信の異常を検出する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
エンジンが発電機を駆動することにより発生する発電電力の制御を行う発電機盤と、補助アクチュエータの制御を行う補機盤と、状態監視用端末の制御を行う端末盤と、を具備する自家用発電装置において、
該発電機盤と端末盤とをＣＡＮ通信で接続し、
端末盤を各監視対象の近傍に分割配置し、
補機盤はモータ駆動する補助アクチュエータをインバータ制御する構成とし、
通信タイムエラーを検出することによりＣＡＮ通信の異常を検出することを特徴とする自家用発電装置。
【請求項２】
前記発電機の界磁電流を常時計測し、該計測結果に基づいて過励磁、低励磁および界磁喪失の判定を行うことを特徴とする請求項１に記載の自家用発電装置。
【請求項３】
エンジン始動用バッテリーの充電電圧を計測し、該充電電圧のボトム値およびピーク値を表示可能としたことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の自家用発電装置。
【請求項４】
エンジン始動に要する時間を計測可能としたことを特徴とする請求項１から請求項３までのいずれか一項に記載の自家用発電装置。
【請求項５】
前記発電機の有効電力の時間変化率を演算し、該演算結果に基づいて発電機の有効電力の異常な変動を検出可能としたことを特徴とする請求項１から請求項４までのいずれか一項に記載の自家用発電装置。
【請求項６】
前記状態監視用端末の検出データを保護回路の判定条件として使用可能とし、
状態監視用端末と端末盤との間を接続する配線の断線を検知可能とし、
端末盤は、状態監視用端末との間を接続する配線の断線を検知した場合には、所定の値を検出データとして発電機盤に送信し、
前記ＣＡＮ通信異常を検出した場合には自家用発電装置を停止することを特徴とする請求項１から請求項５までのいずれか一項に記載の自家用発電装置。
【請求項７】
保護回路または保護回路に接続された検知手段に異常が発生した場合に、エンジンを停止するとともに連系盤に異常が発生したことを外部に送信可能としたことを特徴とする請求項１から請求項６までのいずれか一項に記載の自家用発電装置。
【請求項８】
故障発生時においても、当該故障の内容に応じて補機の運転を可能としたことを特徴とする請求項１から請求項７までのいずれか一項に記載の自家用発電装置。
【請求項９】
自家用発電装置に故障が発生した場合に、当該故障内容を外部に送信可能としたことを特徴とする請求項１から請求項８までのいずれか一項に記載の自家用発電装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、自家用発電装置の技術に関する。より詳細には、自家用発電装置の制御を行う制御装置の構成に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、パッケージと呼ばれる筐体内にエンジン等の駆動源と、発電機と、これらを制御するための制御装置（制御盤）を具備する自家用発電装置は公知となっている。
このような自家用発電装置は、商用電力と、発電電力（駆動源により発電機を駆動して得られる電力）とを必要に応じて切り替えることにより、負荷の需要電力を賄う形式のものが知られている。また、自家用発電装置に熱交換器や水の供給配管等を設け、駆動源から発生する排熱を利用して水を昇温し、温水を供給可能としたコージェネレーション装置としたものも知られている。例えば、特許文献１に記載の如くである。
【０００３】
また、種々の状態監視用端末（センサ等）を設け、該状態監視用端末から取得したデータ（信号）に基づいて自家用発電装置を構成するエンジン等の運転を制御するとともに、何らかの異常が発生したと制御装置が判断した場合には、作業者の手によらずとも停止可能とした自家用発電装置も知られている。例えば、特許文献２に記載の如くである。
【０００４】
【特許文献１】特開２００２−２４２７５９号公報
【特許文献２】特開２００２−７０６０６号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
自家用発電装置には、エンジン、発電機、補機（ラジエータファンや冷却水ポンプ）にそれぞれ対応する制御盤である発電機盤やエンジン盤、補機盤等が設けられ、これらの制御盤の間でデータの送受信を行うことにより、外部負荷の電力需要の変動に応じて統括された運転制御を行うこととしている。
従って、制御盤の間でデータの送受信ができなくなった場合（通信異常が発生した場合）には外部負荷の電力需要の変動に応じて統括された運転制御を行うことができなくなる。
【０００６】
本発明は以上の如き状況に鑑み、制御盤の間でのデータの送受信に異常が発生した場合に異常を検知しないまま運転を継続する事態を防止可能とした自家用発電装置を提供するものである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の解決しようとする課題は以上の如くであり、次にこの課題を解決するための手段を説明する。
【０００８】
即ち、請求項１においては、エンジンが発電機を駆動することにより発生する発電電力の制御を行う発電機盤と、補助アクチュエータの制御を行う補機盤と、状態監視用端末の制御を行う端末盤と、を具備する自家用発電装置において、
該発電機盤と端末盤とをＣＡＮ通信で接続し、
端末盤を各監視対象の近傍に分割配置し、
補機盤はモータ駆動する補助アクチュエータをインバータ制御する構成とし、通信タイムエラーを検出することによりＣＡＮ通信の異常を検出するものである。
【０００９】
請求項２においては、前記発電機の界磁電流を常時計測し、該計測結果に基づいて過励磁、低励磁および界磁喪失の判定を行うものである。
【００１０】
請求項３においては、エンジン始動用バッテリーの充電電圧を計測し、該充電電圧のボトム値およびピーク値を表示可能としたものである。
【００１１】
請求項４においては、エンジン始動に要する時間を計測可能としたものである。
【００１２】
請求項５においては、前記発電機の有効電力の時間変化率を演算し、該演算結果に基づいて発電機の有効電力の異常な変動を検出可能としたものである。
【００１３】
請求項６においては、前記状態監視用端末の検出データを保護回路の判定条件として使用可能とし、
状態監視用端末と端末盤との間を接続する配線の断線を検知可能とし、
端末盤は、状態監視用端末との間を接続する配線の断線を検知した場合には、所定の値を検出データとして発電機盤に送信し、前記ＣＡＮ通信異常を検出した場合には自家用発電装置を停止するものである。
【００１４】
請求項７においては、保護回路または保護回路に接続された検知手段に異常が発生した場合に、エンジンを停止するとともに連系盤に異常が発生したことを外部に送信可能としたものである。
【００１５】
請求項８においては、故障発生時においても、当該故障の内容に応じて補機の運転を可能としたものである。
【００１６】
請求項９においては、自家用発電装置に故障が発生した場合に、当該故障内容を外部に送信可能としたものである。
【発明の効果】
【００１７】
本発明の効果として、以下に示すような効果を奏する。
【００１８】
請求項１においては、発電機盤と端末盤との間でのデータの送受信に異常が発生した場合に異常を検知しないまま運転を継続する事態を防止することが可能である。
【００１９】
請求項２においては、発電機の界磁電流の異常を検知するための専用の継電器等を設ける必要がなく、部品コストを削減することが可能である。
【００２０】
請求項３においては、エンジン始動用のバッテリーの傷み具合（交換時期）を把握することが容易である。
【００２１】
請求項４においては、エンジンまたはエンジン始動用のバッテリーに何らかの異常が発生しているにもかかわらず、いつまでもエンジンを始動させようとイグニッション動作を継続するという事態を防止することができる。
【００２２】
請求項５においては、発電機に異常が発生した場合には早急にエンジンを停止することが可能であり、外部負荷に正常な波形と異なる波形を有する発電電力を供給することを防止可能である。
【００２３】
請求項６においては、保護回路について専用のセンサ等を設ける必要が無く、部品点数を削減可能である。
【００２４】
請求項７においては、保護回路に何らかの異常が発生したまま発電電力を発生させ続けるといった事態を防止することが可能であるとともに、自家用発電装置から離れた位置に作業者がいる場合でも速やかに異常が発生したことを知らせることが可能である。
【００２５】
請求項８においては、発電機盤への電力供給を除いて自家用発電装置に係るエンジンおよび電気機器を全て停止するよりも、故障発生時における自家用発電装置を構成する部材の被害を軽減することが可能である。
【００２６】
請求項９においては、作業者は自家用発電装置から離れた位置にいる場合でも、自家用発電装置の故障の発生および故障の内容を容易に把握することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２７】
以下では、図１を用いて本発明に係る自家用発電装置の実施の一形態である自家用発電装置１の全体構成について説明する。
なお、本明細書における「自家用発電装置」は、本実施例の自家用発電装置１に限定されず、駆動源（エンジン）と発電機とを具備し、駆動源により発電機を駆動して電力（発電電力）を発生し、該電力を外部負荷に供給可能なものを広く指すものとする。また、駆動源から発生する排熱を利用して温水を供給可能としたコージェネレーション装置も自家用発電装置に含まれるものとする。
【００２８】
自家用発電装置１は主に、パッケージ２、エンジン３、発電機４、発電機盤５、エンジン盤６、補機盤７、端末盤８、直流電源盤９等で構成される。
【００２９】
パッケージ２は自家用発電装置１を構成する他の部材を収容する略直方体形状の筐体である。また、パッケージ２は屋外設置時に風雨から自家用発電装置１を構成する他の部材を保護する機能と、内部に設けられたエンジン３の作動音を遮断する機能（防音機能）とを兼ねるものである。
エンジン３は発電機４を駆動するための駆動源であり、具体的にはガスエンジンやディーゼルエンジン等のエンジンからなる。エンジン３には燃料を供給するための配管および燃料の供給および停止を行うバルブ群が接続される。
【００３０】
発電機４は本実施例においては三相交流発電機である。自家用発電装置１が商用電力と、発電電力とを必要に応じて切り替えて負荷の需要電力を賄う形式の系統連系システムに用いられている場合、発電機４が発生する電力（発電電力）は連系盤、受電盤を経て外部負荷に供給される。
【００３１】
発電機盤５は発電機４の制御を行うだけでなく、自家用発電装置１を構成するエンジン３や他の構成部材に係る盤（本実施例の場合、エンジン盤６、補機盤７、端末盤８）と連係して自家用発電装置１全体の運転制御を行うものである。
発電機盤５は主に箱体１１、発電機コントローラ（ＧＣＵ）１２、集合形保護継電器１３、電気通信ユニット１４、タッチパネル１５等で構成される。
【００３２】
箱体１１は発電機盤５を構成する他の部材を収容する筐体である。箱体１１はパッケージ２の一側面に設けられる。
【００３３】
ＧＣＵ１２は具体的にはＣＰＵやシーケンサやメモリ等を具備し、発電機４および自家用発電装置１の運転に係るプログラム群およびデータ群を格納している。
このとき、ＧＣＵ１２には、現在自家用発電装置１に設けられているエンジン３に関する制御プログラムおよび制御データだけでなく、エンジン３とは種類の異なるエンジンであって、仕様が異なる場合に設ける可能性があるもの（すなわち、予め定められたもの）に関する制御プログラムおよび制御データもメモリに格納されている。
そして、自家用発電装置１を運転制御する際には、設けられるエンジン３に対応する制御プログラムおよび制御データを用いることとしている。
このように構成することにより、仕様毎に異なる発電機盤を用意する必要がなく、組み立て時の作業性に優れるとともに、部品の共通化によるコスト削減を図ることが可能である。
【００３４】
集合形保護継電器１３は過速度継電器、定格速度継電器、不足速度継電器等の機能を兼ねるものであり、発電機の残留磁気電圧から発電機４から出力される交流電流の周波数（言い換えれば、発電機の回転数）を計測するものである。ＧＣＵ１２と集合形保護継電器１３とは配線により接続され、集合形保護継電器１３により計測された交流電流の周波数に係るデータはバイナリデータとしてＧＣＵ１２に送信される。
ＧＣＵ１２は、発電機４から出力される交流電流の周波数に係るデータに基づいて、外部負荷に電力を供給する際に周波数を合わせる（すなわち、エンジン盤６と連係してエンジン３の回転数を調整する）。
【００３５】
電気通信ユニット１４は、ＧＣＵ１２に送信されてきた種々のデータを含めた自家用発電装置１の運転状況に係るデータを、電気通信回線１４ａを通じて外部（例えば、遠隔地に設けた監視用のパソコン等）に送信可能とするとともに、外部からの指令をＧＣＵ１２が受信可能とするものである。ここで、電気通信回線の具体例としては、電話回線やインターネット回線等が挙げられる。
なお、電気通信ユニット１４は通常はモデムを具備しているが、自家用発電装置１を複数台連係させて使用する場合には、各自家用発電装置１の電気通信ユニット１４を電気通信回線にて接続し、複数の自家用発電装置１のいずれかの電気通信ユニット１４にのみモデムを具備し、他の自家用発電装置１については電気通信ユニット１４のモデムを省略することが可能である。
【００３６】
タッチパネル１５は自家用発電装置１の運転状況に係るデータの表示手段であるとともに、自家用発電装置１の運転操作を行う操作手段である。タッチパネル１５は箱体１１の正面に設けられ、作業者がパッケージ２や箱体１１に設けられた扉を開けずとも操作可能としている。
【００３７】
図２および図３に示す如く、箱体１１の正面には窪み部１１ａが形成され、該窪み部１１ａに設けられたタッチパネル１５の表示面１５ａが、表示面１５ａの上端がタッチパネル１５の正面に立った作業者から見て奥側、表示面１５ａの下端がタッチパネル１５の正面に立った作業者から見て手前側となるように発電機盤５の盤面（箱体１１の一側面）に対して傾斜している。
タッチパネル１５は、表示面１５ａの中心の高さが自家用発電装置１のパッケージ２の底面から約１２０ｃｍ程度となる位置（すなわち、作業者がタッチパネル１５の正面に立ったときに、視線の方向が水平よりもやや下方に傾き、かつ、タッチパネル１５を操作する手を大きく上方に上げる必要が無く、作業者が楽な姿勢でタッチパネル１５の操作をすることが可能な位置）に配置される。
このように構成することにより、タッチパネル１５の視認性および操作性が向上する。
【００３８】
また、図４に示す如く、ガバナ調整の増加ボタン１６ａと減少ボタン１６ｂ、エンジン３の始動ボタン１７ａと停止ボタン１７ｂ、ラジエータファンの運転ボタン１８ａと停止ボタン１８ｂ等、タッチパネル１５の表示面１５ａに表示され、相反する一対の機能ボタンを、操作対象を挟んで表示面１５ａの左右に離して配置し、停止または減少側と、始動または増加側とをそれぞれ左右同一側に配置している。
このように構成することにより、作業者が誤った機能ボタンを操作することを防止可能であり、作業性に優れる。
なお、本実施例では反対の操作となる一対の機能ボタンを、操作対象を挟んで表示面１５ａの左右に離して配置したが、表示面１５ａの上下に離して配置しても良い。
【００３９】
さらに、タッチパネル１５は、表示面１５ａに自家用発電装置１の運転状況や警報（故障）に係る情報を表示することが可能である。
このように構成することにより、発電機盤６の正面等に従来設けていた運転状況や警報を示すランプを省略することが可能である。
【００４０】
また、タッチパネル１５は後述する状況監視用端末により検知された自家用発電装置１の故障内容の履歴（故障内容に係る時系列的なデータ）を表示面１５ａに表示可能としている（より具体的には、表示面１５ａに表示される機能ボタンの一つである故障履歴呼び出しボタン１９を押すことにより、故障履歴を表示面１５ａに表示する）。
このように構成することにより、作業者は自家用発電装置１に故障が発生した場合でも故障原因を容易に把握することができ、作業性に優れる。
【００４１】
また、自家用発電装置１は、当該故障内容を電気通信回線１４ａを通じて遠隔地に設けた監視用のパソコン等の外部に送信可能としている。
このように構成することにより、作業者は自家用発電装置から離れた位置にいる場合でも、自家用発電装置の故障の発生および故障の内容を容易に把握することができる。
【００４２】
なお、自家用発電装置１は、重大な故障が発生した場合には直ちにエンジン３を停止するが、故障の内容に応じて補機の運転を継続するように構成している。例えば、発電機４が地絡した場合には直ちにエンジン３を停止するが、エンジン３の冷却水ポンプのモータやラジエータファンのモータ等の補機についてはエンジン３を停止した後もしばらく運転を継続し、エンジン３が十分にクールダウンされた後、停止するように構成している。
このように構成することにより、故障発生時に全停止する（発電機盤５への電力供給を除いて、自家用発電装置に係るエンジンおよび電気機器を全て停止する）よりも自家用発電装置を構成する機器の熱劣化を軽減することが可能である。
【００４３】
さらに、本実施例の自家用発電装置１は、例えば防水仕様や寒冷地仕様、防災兼用仕様等、異なる仕様でも同一のタッチパネル１５を使用可能としている。
具体的には、タッチパネル１５の表示及び触れた部分を検知する部分の選択は、ＧＣＵ１２のプログラムの変更により制御可能であるが、ＧＣＵ１２に接続される端子台２６に接続する端子の選択により防水仕様や寒冷地仕様、防災兼用仕様等を決められるようにしている。つまり、タッチパネル１５の端子台２６には自家用発電装置１の各仕様に必要な端子が全て設けられており、ある仕様としたときに使用しない機能に対応する端子には配線をせず空けておく。
例えば、防災兼用仕様においては商用電力が停電した時にその旨をタッチパネル１５に表示する必要があるため、系統の不足電圧接点とタッチパネル１５の端子台２６に設けられた対応する接点とを配線にて接続しておく必要があるが、他の仕様においてはこのような機能は必要でないため、当該配線を接続しないで空けておくのである。
また、タッチパネル１５の機能（表示画面のパターン等）についても、タッチパネル１５を適用し得る仕様に必要な機能は予め全て設けられており、組み立て時にある仕様としたときに使用しない機能については選択不可能とするように構成している。
このように、端子台２６への接続を選択してタッチパネル１５を仕様に応じて使い分け可能としたことにより、仕様毎に異なるタッチパネル１５を用意する必要が無く、部品の共通化を図ることが可能であり、コスト削減に寄与する。また、組み立て作業時に異なる仕様のタッチパネルを組み付けるといったミスを防止することが可能であり作業性に優れる。
【００４４】
エンジン盤６はＣＰＵやＲＯＭ等を具備し、エンジン３の運転制御に係るプログラムおよびデータ等を格納している。エンジン盤６は前記発電機盤５と連係してエンジン３の運転制御を行うものである。
なお、本実施例では発電機盤５とエンジン盤６とを別体としているが、発電機盤５内にエンジン３の運転制御に係るプログラムおよびデータ等を格納し、エンジン盤６を省略することも可能である。
【００４５】
補機盤７は自家用発電装置１に設けられている種々の補助アクチュエータ（例えば、エンジン３の冷却水用ラジエータファン、エンジン３の冷却水を循環させるためのポンプや自家用発電装置１の換気ファンや照明等）の制御を行うものである。補機盤７と発電機盤５（より厳密には、ＧＣＵ１２）とは配線により接続され、補機盤７が制御する補助アクチュエータに係るデータはバイナリデータとしてＧＣＵ１２に送信される。補機盤７にはインバータが設けられ、モータ駆動する補助アクチュエータをインバータ制御している。このように構成することにより、モータ駆動する補助アクチュエータの動作を滑らかに制御することが可能である。
【００４６】
端末盤８は自家用発電装置１の状態監視用端末の配線に接続される。端末盤８は状態監視用端末からの検知信号をＣＡＮ通信用のデータに変換し、内部ＣＡＮ通信ケーブル２０を経て発電機盤５のＧＣＵ１２やエンジン盤６に送信する。ＣＡＮ通信の詳細については後述する。
状態監視用端末の具体例としては、エンジン３の冷却水温度を監視する温度センサ３１、エンジン３の回転数を検出する回転数センサ３２、発電機４の界磁電流の大きさを計測するための電流計３３、発電機４の発電電圧値を計測するための変圧器４５、発電機４の発電電流値を計測するための変流器４６、燃料の流量を検知する流量センサ（図示せず）、自家用発電装置１がコージェネレーション装置である場合に設けられる温水の温度を計測する温度センサ（図示せず）、温水の流量を検知する流量センサ（図示せず）等が挙げられる。
なお、端末盤８を状態監視用端末が配置されている場所の近傍に適宜分割配置し、端末盤８と状態監視用端末との間の距離を極力小さくすることが望ましい。
従って、図１においては端末盤８を一個だけ表しているが、状態監視用端末による監視対象がパッケージ内の離れた位置に配置される場合には、複数の状態監視用端末が互いに離れた位置に配置されることとなるため、対応する端末盤８も複数個設ける場合がある。
【００４７】
直流電源盤９は充電器およびバッテリーを具備し、発電機４にて発生した電力の一部を該バッテリーに充電するとともに、エンジン盤６、補機盤７、端末盤８の制御機器の電力を供給する。
【００４８】
以下では、本実施例の自家用発電装置１における発電機盤５と、エンジン盤６と、端末盤８との間の接続配線、および、発電機盤５と自家用発電装置１の外部との接続配線について説明する。
【００４９】
本実施例の自家用発電装置１は、内部の発電機盤５とエンジン盤６と端末盤８との間、および、自家用発電装置１を複数台用いて発電を行う場合における他の自家用発電装置１との間、のデータ通信手段として、ＣＡＮ通信を用いている。すなわち、図１に示す如く発電機盤５と、エンジン盤６と、端末盤８とは、内部ＣＡＮ通信ケーブル２０により接続される。
【００５０】
また、自家用発電装置１の外部とも外部ＣＡＮ通信ケーブル２１で接続し、ＣＡＮ通信によりデータ通信することが可能に構成される。
ここで、「外部」とは、自家用発電装置１が設置されている建物内において、該自家用発電装置１から離れた位置（例えば、監視モニター室等）に設置されたパソコンや、自家用発電装置１を複数台設置してこれらを連係させて使用する場合における他の自家用発電装置１、あるいは図５に示す系統連系システム１００に自家用発電装置１用いた場合における連系盤１２０を指す。
【００５１】
ＣＡＮ（Ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ  Ａｒｅａ  Ｎｅｔｗｏｒｋ）はＩＳＯで国際的に標準化された通信プロトコルの一種であり、（１）通信ケーブル（ＣＡＮ通信ケーブル）としてシリアルバスを用いるため、大量のデータを少ない配線で送信することが可能であること（省配線、重量削減およびコスト削減が可能）、（２）配線が簡単（シンプル）でデータ伝送の信頼性が高いこと、（３）リアルタイムで大量のデータ伝送が可能であり、システム間で大量のデータをやりとりしつつ連係作業を行う用途に適していること、（４）データ信号を増幅する必要が無く、長距離のデータ転送に適していること、といった特徴を有する。
【００５２】
以上の如く、本実施例の自家用発電装置１は、電力の制御を行う発電機盤５と、補助アクチュエータの制御を行う補機盤７と、状態監視用端末の制御を行う端末盤８と、を具備し、該発電機盤５と端末盤８とをＣＡＮ通信で接続し、端末盤８を各監視対象（エンジン３や発電機４等）の近傍に分割配置し、補機盤７はモータ駆動する補助アクチュエータをインバータ制御する構成としたものである。
【００５３】
このように構成することにより、自家用発電装置１内部の状態監視用端末に係る配線を減らして省スペース化、配線接続作業の容易化を図ることが可能である。
また、発電機盤５はエンジン盤６、補機盤７および端末盤８等との間で大量のデータ（自家用発電装置１の運転状況に係るデータ）をリアルタイムで送受信することが可能であり、外部負荷の電力需要に応じてエンジン３、発電機４、その他の補助アクチュエータ等を所望の条件で運転および停止させることが可能である。
さらに、自家用発電装置１の仕様（エンジンの種類や出力の大きさ）によってはパッケージ２内部のレイアウトの制約上、状態監視用端末（センサ等）と発電機盤５との距離が長くなる場合があるが、このような場合でも、端末盤８を監視対象（エンジン３や発電機４等）の近傍に配置することにより、従来の配線にて接続される区間を短くし、その分を内部ＣＡＮ通信ケーブル２０に置換することが可能であり、データ信号を途中で増幅する必要が無く、長距離のデータ転送が可能であるとともに配線が簡単（シンプル）でデータ伝送の信頼性が高い。
【００５４】
なお、本実施例では補機盤７と発電機盤５との間のデータ通信手段として、通常のシリアル伝送方式を用いたが、これをＣＡＮ通信としても良い。
【００５５】
ここで、発電機盤５やエンジン盤６、端末盤８等の制御盤の間をＣＡＮ通信によりデータ通信することは、上記の如き利点を有する反面、万一これらのＣＡＮ通信に何らかの異常が発生した場合には、制御盤の間のデータ通信が不能となり、自家用発電装置１として統括された運転制御を行うことができなくなる。
そこで、自家用発電装置１においては、ＣＡＮ通信によるデータ送受信をモニタリングする機能をＧＣＵ１２に付与している。そして、ＧＣＵ１２は、ＣＡＮ通信の異常が発生したと判断した場合には、自家用発電装置１を全停止する（自家用発電装置に係るエンジンおよび電気機器を発電機盤５への電力供給を除いて全て停止する）とともに、ＣＡＮ通信に異常が発生したことを外部（例えば、遠隔地に設けた監視用のパソコン等）に電気通信回線１４ａを通じて送信可能としている。なお、ＣＡＮ通信の異常としては、あるデータ（例えば、エンジンの回転数に係るデータ等）についてＣＡＮ通信によるデータ送受信が行われない状態が所定時間以上続いた場合（通信タイムアウトエラー）や、発電機盤５、エンジン盤６、端末盤８のいずれかが内部ＣＡＮ通信ケーブル２０から遮断された状態となった場合（バスオフ）等が挙げられる。
このように構成することにより、作業者は自家用発電装置から離れた位置にいる場合でも、自家用発電装置にＣＡＮ通信の異常が発生したことを容易に把握することができ、信頼性が向上する。
また、作業者の手によらずとも、ＣＡＮ通信に異常が発生した場合には直ちに自家用発電装置を停止し、制御盤の間でのデータの送受信に異常が発生した場合に異常を検知しないまま運転を継続する事態を防止することが可能である。
【００５６】
自家用発電装置１は、状態監視用端末の一つである電流計３３により計測された界磁電流の大きさに係るデータに基づき、界磁電流が過励磁、低励磁または励磁喪失の状態にあるか否かを判定可能である（より具体的には、ＧＣＵ１２には状態監視用端末の一つである電流計３３により計測された界磁電流の大きさに係るデータに基づき、界磁電流が過励磁、低励磁または励磁喪失の状態にあるか否かを判定するプログラムが格納されている）。そして、界磁電流が過励磁、低励磁または励磁喪失の状態にあると判定した場合には、エンジン３を停止するように構成している。
このように構成することにより、発電機の界磁電流の異常を検知するための専用の継電器等を設ける必要がなく、部品コストを削減することが可能である。
【００５７】
本実施例の自家用発電装置１は、発電機盤５の内部に、エンジン３の始動用のバッテリー２７を具備しており、該バッテリー２７には、充電電圧を計測するための電圧計３４が設けられている。そして、電圧計３４はＧＣＵ１２と接続され、該電圧計３４により検出されるバッテリー２７の充電電圧に係るデータを送信している。
ＧＣＵ１２はバッテリー２７の充電電圧に係るデータに基づいて充電電圧のボトム値およびピーク値をタッチパネル１５の表示部１５ａに表示する。
このように構成することにより、エンジン始動用のバッテリー２７の傷み具合（交換時期）を把握することが容易である。
なお、電圧計３４を状況監視用端末とし、端末盤８に接続してＣＡＮ通信によりＧＣＵ１２にデータ送信する構成としても良い。
【００５８】
本実施例の自家用発電装置１は、エンジン３の回転数センサ３２により検知されるエンジン３の回転数に係るデータに基づき、エンジン３の始動に要する時間を計測可能としている。そして、エンジン始動に要する時間が所定の時間よりも長い場合には、エンジン３またはエンジン始動用のバッテリー２７に何らかの異常が発生しているものとみなして、自家用発電装置１の運転を停止するように構成している。
このように構成することにより、エンジン３またはエンジン始動用のバッテリー２７に何らかの異常が発生しているにもかかわらず、いつまでもエンジン３を始動させようとイグニッション動作を継続するという事態を防止することができる。
【００５９】
本実施例の自家用発電装置１は、発電機４にて発生する発電電力を自家用発電装置１の外部に供給するための出力配線に電流計（図示せず）を設け、該電流計をＧＣＵ１２に接続し、該電流計により検知される発電電力に係るデータをＧＣＵ１２に送信可能としている。
そして、ＧＣＵ１２は発電機４にて発生する発電電力の有効電力の時間変化率をＧＣＵ１２にて演算し、該演算結果が、通常（発電機４に異常が発生していない）時に取りうる値の範囲から外れている場合には、発電機４に何らかの異常が発生し、発電機４の有効電力に異常な変動があるとみなして、エンジン３の運転を停止するように構成している。
このように構成することにより、発電機４に異常が発生した場合には早急にエンジン３を停止することが可能であり、外部負荷に正常な波形と異なる波形を有する発電電力を供給することを防止可能である。
なお、出力配線に設けられる電流計を状況監視用端末とし、端末盤８に接続してＣＡＮ通信によりＧＣＵ１２にデータ送信する構成としても良い。
【００６０】
また、自家用発電装置１においては、状態監視用端末（センサ類）と端末盤８との間を接続する配線が断線した場合には端末盤８に電流信号が送信されない。すなわち、端末盤８からＧＣＵ１２へのデータ送信状況を監視することにより、状態監視用端末と端末盤８との間を接続する配線の断線を検知することが可能である。
このように構成することにより、自家用発電装置１が誤った信号に基づいて運転制御を行うといった事態を防止することが可能である。
【００６１】
さらに、自家用発電装置１においては、状態監視用端末から端末盤８に電流信号が送信されない状態が所定時間継続すると、端末盤８は検出データとして所定の値（例えば、温度センサに係る配線の断線の場合、１０００℃等、通常時には想定されない測定値等）を発電機盤５のＧＣＵ１２に送信する構成としている。
このように構成することにより、ＧＣＵ１２は状態監視用端末と端末盤８との間で断線が発生したことを検知することが可能である。
【００６２】
また、従来から自家用発電装置には何らかの故障が発生した場合に通報するための警報ベルが設けられているが、筐体（パッケージ）の内部に警報用のベルを設けた場合、パッケージの防音機能が優れていると、当該警報ベルの警報音が外から聞こえにくいという問題がある。
そこで、本実施例の自家用発電装置１においては、パッケージ２の適当な場所（エンジン３等騒音の発生源から離れた位置が望ましい）に開放部（複数の小さな孔等）を形成し、パッケージ２の内部において該開放部の近傍に防水仕様の音声による警報手段（ベル、ブザー、スピーカ等）を設けている。
このように構成することにより、警報ベルの警報音が外からも聞こえるとともに、自家用発電装置１を屋外に設置した場合に、雨水等が開放部から侵入しても警報ベルが故障することがない。
【００６３】
また、図２および図３に示す如く、自家用発電装置１の発電機盤５の正面には、防災仕様または防災兼用仕様に必要とされる外部表示手段である発電中ランプ２２、充電中ランプ２３、制御電源ランプ２４、故障ランプ２５等が設けられている。
そして、自家用発電装置１を防災仕様または防災兼用仕様とする場合にはこれらの外部表示手段とＧＣＵ１２とを配線で接続し、自家用発電装置１を他の仕様とする場合にはこれらの外部表示手段とＧＣＵ１２とを配線で接続しないようにしている。
このように構成することにより、仕様毎に異なる発電機盤５を用意する必要が無く、部品の共通化を図ることが可能であり、コスト削減に寄与する。
【００６４】
また、自家用発電装置を寒冷地仕様として使用する場合、エンジン３に燃料を供給する配管の凍結防止用のヒータが必要であり、これに付随して、当該ヒータに電力を供給するための配線の中途部にはＡＣ電源遮断器（ブレーカ）、配線の断線を検知する検知手段（断線検知手段）が必要である。
本実施例の自家用発電装置１においては、上記ＡＣ電源遮断器および断線検出手段を設けている。
そして、自家用発電装置１を寒冷地仕様とする場合には凍結防止用のヒータとＡＣ電源遮断器、およびＡＣ電源遮断器と直流電源盤９（ヒータに電力を供給する）とを配線で接続するとともに断線検知手段とＧＣＵ１２とを接続する。また、自家用発電装置１を他の仕様とする場合にはＡＣ電源遮断器は残したままで凍結防止用のヒータを省略し、断線検知手段とＧＣＵ１２とを接続する配線を省略する。
このように構成することにより、仕様毎に異なる発電機盤５を用意する必要が無く、部品の共通化を図ることが可能であり、コスト削減に寄与する。
【００６５】
また、自家用発電装置１は、燃料の流量センサに係るデータと、発電電力に係るデータとに基づいて、燃費（発電電力を燃料の量で割った値）を算出し、該算出結果をタッチパネル１５の表示面１５ａに表示可能としている。
さらに、自家用発電装置１がコージェネレーション装置である場合には、上記燃費に加えて、燃料の流量センサに係るデータ（燃料の使用量に係るデータ）と、排熱を利用して得られる温水の供給量に係るデータと、温水の温度（より厳密には、エンジンの排熱により昇温される前の水温と、排熱により昇温された後の温水の温度差）に係るデータと、発電電力に係るデータと、に基づいて、エネルギー効率（発電電力と温水が得た熱エネルギーとの和を、燃料を燃焼させたときに発生する熱エネルギーで割った値）を算出し、該算出結果をタッチパネル１５の表示面１５ａに表示可能としている。
このように構成することにより、自家用発電装置１の燃費またはエネルギー効率を把握し、コストメリット（商用電力のみを外部負荷に供給する場合と比較してどれだけ電力コストが削減されているか）を把握することが容易である。
また、当該燃費およびエネルギー効率に関するデータをＧＣＵ１２に蓄積したり、あるいは外部のパソコンに送信してモニタリングすることにより、自家用発電装置１のメンテナンスの時期を決める材料とすることもできる（例えば、エネルギー効率が下がってきた場合には、自家用発電装置１の各種軸受部に注油を行う等）。
【００６６】
以下では、図１および図５を用いて自家用発電装置１を系統連系システム１００に使用する場合について説明する。
【００６７】
図５に示す系統連系システム１００は、主に、一台または複数台の自家用発電装置１と、受電盤１１０と、連系盤１２０等で構成される。
【００６８】
受電盤１１０は商用電力と外部負荷１４０・１４０・・・との間の接続および遮断を行うものである。本実施例の受電盤１１０は筐体である箱体１１１内に遮断器１１２、受電側保護回路１１３等を収容している。
【００６９】
連系盤１２０は発電電力（自家用発電装置１により発生する電力）と外部負荷１４０・１４０・・・との間の接続および遮断を行うものである。本実施例の連系盤１２０は筐体である箱体１２１内に遮断器１２２、連系側保護回路１２３、制御ユニット１２４等を収容している。制御ユニット１２４は具体的にはＣＰＵやシーケンサやメモリ等を具備し、外部ＣＡＮ通信ケーブル２１により自家用発電装置１の発電機盤５のＧＣＵ１２と接続されている。また、制御ユニット１２４は連系側保護回路１２３とも接続される。
【００７０】
以下では、系統連系システム１００における保護回路について説明する。
保護回路は商用電力または発電電力に何らかの異常が発生した場合に、適宜遮断器１１２、遮断器１２２、および発電装置側遮断器３５を作動させて、一台または複数台の自家用発電装置１や外部負荷１４０・１４０・・・を保護する（破損を防止する）ものである。
なお、本実施例における保護回路は受電側保護回路１１３と連系側保護回路１２３とを合わせたものであるが、保護回路が受電盤１１０と連系盤１２０とに跨って配置されなくても良い（例えば、連系盤１２０に保護回路に係る構成部材を集中させても良い）。
【００７１】
受電側保護回路１１３は過電流継電器（ＯＣＲ−Ｈ）１１４および方向地絡継電器（ＤＧＲ）１１５を具備する。
【００７２】
過電流継電器１１４は変流器（ＣＴ）１１６および遮断器１１２と接続され、非接触で母線４０の電流の大きさに対応する電流信号を発する。
過電流継電器１１４は変流器１１６の電流信号が所定の値を超えた（すなわち商用電力の母線４０を流れる電流が過電流となった）場合にトリップ信号を発信し、遮断器１１２、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて商用電力、発電電力、外部負荷１４０・１４０・・・をそれぞれ遮断する。
【００７３】
方向地絡継電器１１５は、零相変流器（ＺＣＴ）１１７および遮断器１１２と接続され、非接触で母線４０に流れる往復方向の電流の大きさを計測する。
地絡が発生すると、零相変流器１１７から地絡点に向かって流れる電流は大きくなり、地絡点から零相変流器１１７に向かって流れる電流は小さくなるため、零相変流器１１７に磁束が誘起され、二次側（零相変流器１１７と地絡継電器１１５と接続する配線）に電流が流れる。当該電流値が所定の値を超えた（地絡が発生した）場合にトリップ信号を発信し、遮断器１１２、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて商用電力、発電電力、外部負荷１４０・１４０・・・をそれぞれ遮断する。
【００７４】
連系側保護回路１２３は不足電圧継電器（ＵＶＲ）１２５、地絡過電圧継電器（ＯＶＧＲ）１２６、方向短絡継電器（ＤＳＲ）１２７、逆電力継電器（ＲＰＲ）１２８、過電圧継電器（ＯＶＲ）１２９、不足周波数継電器（ＵＦＲ）１３０、および不足電力継電器（ＵＰＲ）１３１を具備する。
【００７５】
不足電圧継電器（ＵＶＲ）１２５は制御ユニット１２４および遮断器１２２と接続される。自家用発電装置１の発電機４に設けられた変圧器４５（端末盤８に接続された状況監視用端末の一つ）が発する電流信号は、端末盤８にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、該データは内部ＣＡＮ通信ケーブル２０、ＧＣＵ１２、外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は該変圧器４５に係るデータを再び元の電流信号に変換して不足電圧継電器（ＵＶＲ）１２５に送信する。
不足電圧継電器（ＵＶＲ）１２５は制御ユニット１２４からの変圧器４５に係る電流信号が所定の値以下になった（すなわち発電電力側の電圧が不足した）場合にトリップ信号を発信し、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
なお、自家用発電装置１を複数台使用している場合には、各自家用発電装置１から発生する交流電圧の合成値を制御ユニット１２４（またはＧＣＵ１２）にて算出し、該算出結果に対応する電流信号を不足電圧継電器（ＵＶＲ）１２５に送信する。
【００７６】
地絡過電圧継電器（ＯＶＧＲ）１２６は制御ユニット１２４および遮断器１２２と接続される。自家用発電装置１の発電機４に設けられた変圧器４５（端末盤８に接続された状況監視用端末の一つ）が発する電流信号は、端末盤８にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、該データは内部ＣＡＮ通信ケーブル２０、ＧＣＵ１２、外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は該変圧器４５に係るデータを再び元の電流信号に変換して地絡過電圧継電器（ＯＶＧＲ）１２６に送信する。
地絡が発生すると、変圧器４５が発する電流信号に変化が生じるため、該電流信号が所定の範囲外となった場合にトリップ信号を発信し、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
なお、自家用発電装置１を複数台使用している場合には、各自家用発電装置１から発生する交流電圧の合成値を制御ユニット１２４（またはＧＣＵ１２）にて算出し、該算出結果に対応する電流信号を地絡過電圧継電器（ＯＶＧＲ）１２６に送信する。
【００７７】
方向短絡継電器（ＤＳＲ）１２７は制御ユニット１２４および遮断器１２２と接続される。自家用発電装置１の発電機４に設けられた変流器４６（端末盤８に接続された状況監視用端末の一つ）が発する電流信号は、端末盤８にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、該データは内部ＣＡＮ通信ケーブル２０、ＧＣＵ１２、外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は変流器４６に係るデータを再び元の電流信号に変換して方向短絡継電器（ＤＳＲ）１２７に送信する。
短絡が発生すると、変流器４６の電流信号に変化が生じるため、該電流信号が所定の範囲外となった場合にトリップ信号を発信し、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
なお、自家用発電装置１を複数台使用している場合には、各自家用発電装置１から発生する交流電流の合成値を制御ユニット１２４（またはＧＣＵ１２）にて算出し、該算出結果に対応する電流信号を方向短絡継電器（ＤＳＲ）１２７に送信する。
【００７８】
逆電力継電器（ＲＰＲ）１２８は制御ユニット１２４および遮断器１２２と接続される。
自家用発電装置１の発電機４に設けられた変圧器４５および変流器４６（端末盤８に接続された状況監視用端末の一つ）が発する電流信号は、端末盤８にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、該データは内部ＣＡＮ通信ケーブル２０を経てＧＣＵ１２に送信される。
ＧＣＵ１２は変圧器４５および変流器４６からのデータに基づき、発電機４にて発生する電力を算出し、該算出結果に係るデータは外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は発電機４にて発生する電力に係るデータを電流信号に変換して逆電力継電器（ＲＰＲ）１２８に送信する。
逆電力継電器（ＲＰＲ）１２８は逆電力が発生している（すなわち、発電電力が商用電力側に逆流している）場合にトリップ信号を発信し、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
なお、自家用発電装置１を複数台使用している場合には、各自家用発電装置１から発生する発電電力の合成値を制御ユニット１２４（またはＧＣＵ１２）にて算出し、該算出結果に対応する電流信号を逆電力継電器（ＲＰＲ）１２８に送信する。
【００７９】
過電圧継電器（ＯＶＲ）１２９は制御ユニット１２４および遮断器１２２と接続される。自家用発電装置１の発電機４に設けられた変圧器４５（端末盤８に接続された状況監視用端末の一つ）が発する電流信号は、端末盤８にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、該データは内部ＣＡＮ通信ケーブル２０、ＧＣＵ１２、外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は該変圧器４５に係るデータを再び元の電流信号に変換して過電圧継電器（ＯＶＲ）１２９に送信する。
過電圧継電器（ＯＶＲ）１２９は制御ユニット１２４からの変圧器４５に係る電流信号が所定の値以上になった（すなわち発電電力側の電圧が過電圧となった）場合にトリップ信号を発信し、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
なお、自家用発電装置１を複数台使用している場合には、各自家用発電装置１から発生する交流電圧の合成値を制御ユニット１２４（またはＧＣＵ１２）にて算出し、該算出結果に対応する電流信号を過電圧継電器（ＯＶＲ）１２９に送信する。
【００８０】
不足周波数継電器（ＵＦＲ）１３０は制御ユニット１２４および遮断器１２２と接続される。発電機盤５に設けられた集合形保護継電器１３が発するバイナリデータは、ＧＣＵ１２に送信され、該ＧＣＵ１２にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は集合形保護継電器１３に係るデータを電流信号に変換して不足周波数継電器（ＵＦＲ）１３０に送信する。
不足周波数継電器（ＵＦＲ）１３０は制御ユニット１２４からの集合形保護継電器１３に係る電流信号が所定の値以上になった（すなわち発電電力側の電圧が過電圧となった）場合にトリップ信号を発信し、遮断器１２２、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
【００８１】
不足電力継電器（ＵＰＲ）１３１は制御ユニット１２４および発電装置側遮断器３５と接続される。
自家用発電装置１の発電機４に設けられた変圧器４５および変流器４６（端末盤８に接続された状況監視用端末の一つ）が発する電流信号は、端末盤８にてＣＡＮ通信に係るデータに変換され、該データは内部ＣＡＮ通信ケーブル２０を経てＧＣＵ１２に送信される。
ＧＣＵ１２は変圧器４５および変流器４６からのデータに基づき、発電機４にて発生する電力を算出し、該算出結果に係るデータは外部ＣＡＮ通信ケーブル２１を経て制御ユニット１２４に送信される。制御ユニット１２４は発電機４にて発生する電力に係るデータを電流信号に変換して不足電力継電器（ＵＰＲ）１３１に送信する。
不足電力継電器（ＵＰＲ）１３１は発電電力が所定の値よりも不足している場合にトリップ信号を発信し、発電装置側遮断器３５を開いて発電電力と外部負荷１４０・１４０・・・とを遮断する。
なお、自家用発電装置１を複数台使用している場合には、各自家用発電装置１から発生する発電電力の合成値を制御ユニット１２４（またはＧＣＵ１２）にて算出し、該算出結果に対応する電流信号を不足電力継電器（ＵＰＲ）１３１に送信する。
【００８２】
以上の如く、本実施例の自家用発電装置１を系統連系システム１００に使用する場合においては、自家用発電装置１に設けられた状態監視用端末に係る検出データ（例えば、変圧器４５および変流器４６等が発する電流信号）をＣＡＮ通信により連系盤１２０に設けられた制御ユニット１２４に送信し、該検出データに基づいて保護回路を作動させる（すなわち、保護回路の判定条件として使用する）ことが可能である。
このように構成することにより、保護回路について専用のセンサ等を設ける必要が無く、部品点数を削減可能である。
また、ＣＡＮ通信により連系盤１２０と自家用発電装置との間のデータ送信を行うため、連系盤１２０と自家用発電装置とが離れて設置されている場合でも送信信号を増幅する必要が無く、送信信号を増幅する手段（増幅回路等）を具備する接続盤等の設備を省略することが可能である。
【００８３】
また、自家用発電装置１は、保護回路または保護回路に接続された検知手段に異常が発生した場合に、エンジン３を停止するとともに異常が発生したことを外部（例えば、遠隔地に設けた監視用のパソコン等）に送信可能としている。
ここで、「保護回路に接続された検知手段」の具体例としては、（１）過電流継電器１１４に接続された変流器（ＣＴ）１１６、（２）方向地絡継電器１１５に接続された零相変流器（ＺＣＴ）１１７、（３）ＣＡＮ通信により不足電圧継電器（ＵＶＲ）１２５、地絡過電圧継電器（ＯＶＧＲ）１２６、過電圧継電器（ＯＶＲ）１２９に発電電圧に係る検知データを提供する変圧器４５、（４）ＣＡＮ通信により方向短絡継電器（ＤＳＲ）１２７に発電電流に係る検知データを提供する変流器４６、（５）ＣＡＮ通信により不足周波数継電器（ＵＦＲ）１３０に発電電力の周波数に係る検知データを提供する集合形保護継電器１３、等が挙げられる。
そして、「保護回路または保護回路に接続された検知手段に異常が発生した場合」の具体例としては、保護回路を構成する継電器群に故障が発生したり、該継電器群と上記検知手段等との間の配線に断線が発生したり、接点で接触不良が生じたり、受電盤１１０における変圧器（図示せず）および変流器１１６と電力計との間に接続されるトランスジューサ（電力用変換器）に故障が発生した場合が挙げられる。
このように構成することにより、保護回路に何らかの異常が発生したまま発電電力を発生させ続けるといった事態を防止することが可能であるとともに、自家用発電装置１から離れた位置に作業者がいる場合でも速やかに異常が発生したことを知らせることが可能である。
【図面の簡単な説明】
【００８４】
【図１】本発明の一実施例に係る自家用発電装置の全体構成を示す模式図。
【図２】発電機盤の正面図。
【図３】発電機盤の側面図。
【図４】タッチパネルの表示部の表示例を示す図。
【図５】本発明に係る自家用発電装置を用いた連系系統システムの模式図。
【符号の説明】
【００８５】
１    自家用発電装置
３    エンジン
４    発電機
５    発電機盤
７    補機盤
８    端末盤
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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