三菱重工技報 Vol.56 No.2 (2019) M-FET 特集

技 術 論 文1

国内需給調整市場における自家発電装置の新しい価値創出- 相模原工場におけるデマンドレスポンスへの取組み Create New Value by Private Power Generator in Domestic Trading Market of Power Supply& Demand Adjusting Capacity.
-Approach on Demand Response in Sagamihara Plant-

鈴 木 博 幸 *1

江 口 富 士 雄 *1

Hiroyuki Suzuki

Fujio Eguchi

磯 部 勇 介 *2

輿 水 啓 造 *3

Yusuke Isobe

Keizo Koshimizu

中 北 治 *4
Osamu Nakakita

これまで自家発電装置（含 CGS※1）は停電対策や夏場の電力ピークカット等の省エネ利用を主な目的として導入が進められてきた。しかし中東の原油価格に連動した燃料の価格高騰は CGS化をもってしても自家発電装置の導入・運用促進への足枷となっている。そこで三菱重工エンジン＆ターボチャージャ(株)（以下，当社）は，後述するデマンドレスポンス（以下，DR）や調整力電源公募へ取り組むことでお客様に自家発電装置の新たな活用方法や導入メリットを提案する。更に国内電力システム改革により新たな需給調整力市場が創設される中，当社は自家発電装置の新しい価値創出を目指して本市場への参入を推進している。

|1. はじめに
経済産業省主導の電力システム改革は，2016 年に電力小売り部門の自由化が行われ，2017年度からは調整力電源公募が開始された。
図１に電力システム改革マイルストーンを示す。この改革により大手電力会社が占有・維持していた需給調整予備力※2 が公募による調達も加わるようになり，同時にネガワット取引※3 の整備により発電だけではなく，電力需要（以下，デマンド）の抑制も調整予備力として扱われるようになった。
デマンド抑制には様々な方法があるが自家発電装置を利用した DR は，ネガワット取引において安定した大きな容量を持つ主力電源として期待されている。図２に DR 取引と需要制御イメージ(1)を示す。DR 取引の仕組みは大きな区分として要請元の電力会社，指令塔の役割を持つアグリゲータ，制御対象となる需要家に分類される。要請に基づいて需要制御することで電力会社は予備力のための施設維持や運用コストを削減できる代わりにアグリゲータや需要家にインセンティブ（報酬）を支払う仕組みである。
需要制御の種類は３つに分類されるが，後述する 2019 年現在の電源 I’は“下げ DR”での対応となっている。需要家は空調・照明を消す，生産設備を停止する，発電機や蓄電池を稼働させる等の事前に取り決めた様々な形態にて需要制御を行う。

*1 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ(株) エンジン・エナジー事業部 技術開発室*2 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ(株) エンジン・エナジー事業部 営業部 グループ長 技術士(機械部門)*3 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ(株) エンジン・エナジー事業部 製造部*4 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ(株) エンジン・エナジー事業部 技術開発室 次長

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図１ 電力システム改革マイルストーン

図２ DR 取引と需要制御イメージ|2. 相模原工場におけるデマンドレスポンスの取組み
2.1 DR 取組みの契機
当社相模原工場では 2011 年の東日本大震災において実際に４回の計画停電及び，操業停止を経験したことを踏まえて，BCP※4 強化のために当時最新機種であった発電出力 1500kW ガスエンジン発電設備６台による第５発電所を建設し，2014 年にはそれらの CGS 化も完了した。表１に工場内の自家発電装置構成を示す。工場へのエネルギー供給は電力会社からの購入電力とCGS 化した第５発電所を優先的に運用することでコスト的に有利となり，第１から第４発電所の９基のエンジン発電機の使用頻度は低下した。折しも 2014 年は DR 実証開始の年であり，需要家として DR 実証に参加することとした。自家発電装置の活用を模索する中で需給調整力として利用し，インセンティブを得る方法を試行したことが現在の DR 取組み開始の契機となった。
表１ 工場内の自家発電装置構成
名称種類台数自動 DR 対応

第１発電所

ディーゼルエンジン１基‘17 年以降対応

ガスエンジン１基

対応

ディーゼルエンジン（非常用）

１基

非対応

第３発電所

ディーゼルエンジン

３基

対応

第４発電所

ガスエンジン

３基

対応

第５発電所

ガスエンジン（コジェネ）

６基

非対応

第６発電所

ガスエンジン（コジェネ）

１基

非対応

第７発電所

ガスエンジン他

１基

非対応

第２発電所

三菱重工技報 Vol.56 No.2 (2019)32.2 実証の歩み
表２に各年度の DR 実証メニューを示す。元々当社では監視員が常駐し，電力会社との需給契約において契約電力を超えないように発電機を運用している。
2014 年度は 30 分前予告のメニューで時間的な余裕があり，また予定より多く発電しても kWh報酬を得られたので，電話・メールにて要請を受けた際には監視員が必要な台数の発電機を100％出力で運転する対応を行った。
2015 年度は制度設計が進み，デマンド抑制の成否判定基準が示された。図３にベースライン(2)と目標受電電力を，図４に成否判定例 (2) を示す。直近平日５日のうちの需要の多い４日の平均“High4 of 5”が需要のベースラインとなり，ラインから抑制した電力量が評価対象とされたため，契約抑制量より多く発電してもメリットが出づらくなった。また工場はデマンド自身が生産活動等で大きく変動するため，受電電力に対してリアルタイムに発電量を制御することとなった。監視員が複数発電機の発電量を同時操作できないため，2015 年度以降はシステムの自動化を図ることとした。
2016 年度は 10 分前予告メニューで成否判定基準は±10％以内とする実証に取り組み，ガスエンジン発電機の起動時間を約８分に短縮し高速 DR に対応できることと，30 分同時同量制度を想定した受電電力のコントロールが可能なことを実証した。
2017 年度からは実証ではなく調整力電源公募が開始されたため，電源 I’厳気象対応調整力として契約し，2019 年度も継続して対応する予定である。
表２ 各年度の DR 実証メニュー
2014 年度
DR スキーム2015 年度

2016 年度

実証事業

DR 契約量（％）（抑制量/需給契約電力）

47.6％

2017 年度

2018 年度

2019 年度

調整力公募35.3％

37.5％

30 分前

10 分前

56.3％

DR 発令予告時間

30 分前

指令回数

7 回/4 ヶ月

12 回/4 ヶ月 16 回/5 ヶ月

30 分前

電話・メール

オンライン

オンライン

電話・メール・オンライン

電話・メール

オンライン

オンライン

オンライン

----

70％以上

90～110％

最大 12 回

電力会社→
指令伝達方法

アグリゲータアグリゲータ→
需要家

成否判定基準図３ ベースラインと目標受電電力

80％以上

90％以上

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図４ 成否判定例|3. 自動 DR システム
3.1 システム構成と指令伝達フロー
図５に DR システムのシステム構成と指令伝達フローを示す。
リソースアグリゲータ（以下，RA）と相模原工場間はアグリゲータ DRAS と RA が当社内に設置した DR ゲートウェイと通信を行っており，DR 発動と同時にオンラインで指令を受信する。また，同時にメール・電話でも監視員に連絡が行われる。工場側から RA には受電電力量のデータがリアルタイムに送信され，ベースラインの策定に使用される。最終的な成否判定は送配電事業者が設置した電気料金精算に使用される検定付き精密電力量計にて行われる。
表３に各機器の機能と制御内容を示す。
DR システムは 2015 年から制作を始めたが毎年 RA が変わったため，少々歪な構成となっている。2015，2016 年度は DR ゲートウェイ及び DR コントローラの機能を当時の RA 側が担当した。
そのため，セキュリティ対策として RA 側システムと工場側システムを PLC ゲートウェイにて分離した。しかしエンジンの特性を熟慮した発電機制御を直接 RA が行うのは難しく，2017 年度以降は
DR コントローラを製作し，発電機の起動／停止，各発電所に分担する発電量を工場側で制御する方式とした。
よって 2019 年現在は DR ゲートウェイが RA と工場間のゲートウェイ，更に DR コントローラと発電機間にも PLC ゲートウェイが存在する２つのゲートウェイ構成となった。

3.2 複数発電所の分担制御
当社，相模原工場はエンジン発電機の設計開発を行っているため，全ての発電所は当時の新機種を投入し，運用しながら様々な課題の検証に利用している。そのため，国内一般のお客様と比較すると余裕のある発電機の台数となっている。陸用のエンジン発電機は 100％定格運転にて最高効率となるようにチューニングしてあり，長時間の運用は 50％以上での運転がエンジンの燃焼に適している。
従って DR 発動時に起動する発電機は 50％以上の出力で最小台数にて運転する様に分担し三菱重工技報 Vol.56 No.2 (2019)

5た。そのため，リモートでは定格運転か，停止のみしかできない第１発電所を優先度１とし，ガスエンジン発電機である第４発電所を優先度２，同じくガスエンジン発電機の第２発電所を優先度３，ディーゼルエンジン発電機の第３発電所を優先度４と設定し，優先度の高い発電機から必要台数のみ起動することとした。基本的にガスエンジンを先に立ち上げて途中で追加が必要となった
場合は更に起動速度の速いディーゼルエンジンで補助しようという狙いである。必要台数を最低限とする制御は起動時のみであり，逆に工場内デマンドが下がった際に余分なエンジンを停止することは避けた。これは一度エンジン停止シーケンスに入ると負荷移行，同期解列，冷却運転等を行い，再起動までは６分以上必要なためである。尚，通常のデマンド調整のバックアップとしてDR 発動前に起動している発電機があった場合はシステムから除外した。
表３ 各機器の機能と制御内容
機器名機能

制御内容

RA-需要家通信のゲートウェイ機能
DR ゲートウェイ

受電電力量パルスの計量
DR 制御信号の中継
目標発電量の計算

DR コンローラ

１分積算受電電力量［kW・min］
発動開始日時，継続時間，30 分毎の目標受電電力，30 分毎のベースライン
目標値（目標受電電力と実受電電力より）発電量フィードバック指令
発電機エントリーチェック

複数発電所制御

発電所 分担発電量計算
発電機 起動/停止指令

PLC ゲートウェイ

発電所データ集約と中継
DR 準備ステータス

各発電機共通制御盤による複数台制御

発電可能量（有効）発電量

図５ DR システム構成と指令伝達フロー|4. 成果と課題
4.1 調整力電源公募での DR 実績
2017 年度と 2018 年度の調整力電源公募の中で契約した電源 I’厳気象対応調整力での DR実績を表４に示す。電源 I’は 10 年に１度のような厳気象の際に需要に対して供給力が逼迫した際に発動される DR である。
調整力公募が始まって記念すべき１回目の発動は 2018 年の１月 22 日の 18:00 に発動され，

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抑制時間は 18:30～20:00 であった。この日，関東地方は正に十数年ぶりの大雪となり，15:00 に工場の従業員が一斉退社となった日である。主だった生産設備は既にスイッチを切っており，２時間前即ち 16:30 までの低いデマンドで当日補正が掛かったためにベースラインが低くなった。
ベースライン自体が契約抑制電力より低かったため，当然ながら失敗判定となり，厳気象とはこういうことかと関係者を唸らせた苦い初回となった。
十分な工場デマンドがあった１月 25 日 AM の DR 実績グラフを図６に示す。青色の購入電力，すなわち受電電力が 30 分コマ毎の目標値に沿って制御できている。尚，工場デマンドが低い場合に備えて逆潮または，最低受電電力未満を防止する処理を強化した。
表４ 電源 I’厳気象対応調整力での DR 実績
2017 年度

2018 年度
系統予想予備率(3)

発動日

時間

[％]

系統予想予備率(3)
※3

発動日

時間

（ピーク予想時間）[％]（ピーク予想時間）

2018 年 １月 22 日(月)18.5-20

4.2 (18)2018 年 ８月１日(水)15-18

１月 23 日(火)18-20

4.0 (10)８月２日(木)

15-18

7.3 (15)

１月 24 日(水)09-12

８月 22 日(水)15-18

8.0 (15)

８月 27 日(月)14-17

8.0 (14)17-20
１月 25 日(木)

09-12
17-20

１月 26 日(金)

09-12
17-20

２月１日(木)

09-12
17-20

２月２日(金)

09-12
17-20

２月 22 日(木)17-20

5.9 (19)
3.5 (19)

8.7 (15)2019 年２月 15 日現在

5.3 (19)
4.6 (18)
4.6 (10)4.2 (19)

図６ 2018 年１月 25 日 AM の DR 実績グラフ

4.2 運用面の課題
2017 年度に判明した課題は需給逼迫が予想される夏季ピーク時間帯の工場デマンドをもとに決めた契約抑制電力と冬季夕方のデマンドとのミスマッチであり,年間を通じた工場デマンドから契約抑制電力を決定する必要がある。失敗判定のもう一例として 2018 年度の夏季がある。当日は稀にみる猛暑であっためエアコン使用等により工場デマンドが極めて高く, 需給契約最大電力以下を維持するために発電機を稼働させる必要があった。第５発電所，第６発電所の１部がメンテナンス他の理由で休止中であったため, DR 対象機の一部を事前にバックアップとして稼働させた。その状況化で DR 発動があり,運用できる発電機を全て発電しても受電電力を抑制し切れなか三菱重工技報 Vol.56 No.2 (2019)

7ったためである。このように需要家はメンテナンス計画や気象等を考慮し,DR 発動に備えて受電電力を契約抑制電力以上,需給契約最大電力以下に維持する必要がある。ただし,受電設備が逆潮(送電)・計量可能であり,DR 制度において逆潮量が抑制量の一部として認められれば,受電電力を契約抑制電力以上に維持する必要はなくなり簡略化できる。この点は DR 制度の改善を期待する。

4.3 DR システムの課題
図６のグラフを見ると課題も残っている。特に顕著なのが 11:10 の箇所であり，グラフ上辺である工場デマンドの変化が大きいところで受電電力の変動を抑え切れていない。30 分平均での評価なので平均値的には問題無いが現状より厳しい調整力取引が始まれば短時間で±10％以内に整定させる必要が出てくる。

4.4 お客様の設備に対し，システム提供する際の課題
以上は，自家発電装置を調整力電源として運用する需要家の視点での課題である。
お客様が保有する自家発電装置を改造し，調整力電源に対応するシステムを提供する製造者の視点では，次のような課題が抽出された。
①RA 事業者が変わると RA システムとの間の通信インターフェイスが変わる。
②発電機サイト状況に応じて都度システム設計するのは制作コストが掛かる。
③発電機側の改造も最低限に抑える必要がある。
これらの課題についてはお客様向け DR 制御システムに反映して開発中である。

|5. まとめ
当社では，相模原工場での５年間に及ぶ実証試験と電源 I’調整力対応において，DR システムの作り込みや運用ノウハウを蓄積し，お客様へ最適提案するための知見を得てきた。
一方，電力システム改革は表５の需給調整市場における商品の要件(4)に示すように電源 I’より更に頻繁に利用される調整力や周波数調整機能を有するメニューの制度設計が進んでいる。これは，従来は大型火力発電所や揚水発電等で対応し，エンジン発電機などの自家発電装置には適用されなかった領域である。今後は DR/VPP※5 事業等における安定した大容量の電源としてお客様が自家発電装置を大いに利用することを促すとともに，当社がエンジン発電設備の製造メーカとして“エンジン発電制御技術”“遠隔通信技術”を有する強みを生かして自家発電装置の新しい価値の創出として容量・周波数調整市場への参入を目論んでいく。
そのためには上位の電力会社やアグリゲータ，またグループ会社である三菱重工業(株)パワードメイン PESB 総括部が推進する ENERGY CLOUD®(5)※6 Service とも連携を取りながら，システム機器の単体売りだけではなく，RA とお客様が自家発電装置を用いて容易に需給調整市場へ展開頂けるようなサービス事業を視野に入れた DR 制御システムを開発していく。

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表５ 需給調整市場における商品の要件

英呼称

指令・制御

一次調整力

二次調整力①Frequency

SynchronizedContainment

Frequency

Reserve

Restoration(FCR)

Reserve (S-FRR)

二次調整力②Frequency
Restoration
Reserve (FRR)

三次調整力①
Replacement
Reserve (RR)

オフライン

オンライン

オンライン

オンライン

（自端制御）（LFC 信号）（EDC 信号）（EDC 信号）（一部オフラインもオンラインオンラインオンライン可）（監視がオフライン

専用線

専用線

5 分以内

5 分以内

専用線の場合は不要）
応動時間

10 秒以内（3 時間）（3 時間）

任意

任意
30 分

並列要否

必須

必須

任意

指令間隔

－（自端制御）0.5～数十秒

1～数分

1～数分

監視間隔

1～数秒

1～5 秒程度

1～5 秒程度

1～5 秒程度

10 秒以内に出力5 分以内に出力変化可能な量変化可能な量（機器性能上のLFC 幅を上限）

5 分以内に出力15 分以内に出力変化可能な量変化可能な量（オンラインで調（オンラインで調整可能な幅を上整可能な幅を上限）限）刻み幅
上げ下げ区分

変化可能な量（オンライン（簡易指令システムも含む）で調整可能
専用線：5MW

5MW

5MW

5MWの場合は 1MW）
（入札単位）

未定
45 分以内に出力な幅を上限）

5MW（監視がオフライン

専用線 または
簡易指令システム
45 分以内30 分以上

最低入札量システム：

商品ブロック時間

30 分以上GF 幅を上限）

簡易指令

15 分以内

5 分以上（入札量上限） （ 機 器 性 能 上 のオンライン

商品ブロック時間

継続時間

供出可能量

(RR-FIT)

オフライン

専用線
回線

Replacement
Reserve-for FIT

専用線：オンライン

オフライン
監視

三次調整力②

簡易指令
システム：1MW

1kW

1kW

1kW

1kW

1kW

上げ／下げ上げ／下げ上げ／下げ上げ／下げ上げ／下げ※1 コージェネレーションシステムの略。エンジン発電機の廃熱を再利用するシステム※2 電気会社の送配電部門が供給区域の系統安定化業務に必要な電源，或いは能力※3 需要抑制量（ネガワット量）を発電した電力量と同様に一般送配電事業者が行う電力量調整供給の対象とみなして売買できる取引※4 Business Continuity Planning：事業継続計画，緊急時の事業継続の方法や手段の計画※5 Virtual Power Plant：仮想発電所，多数の小規模な発電所，設備群を一つの発電所の様にまとめて制御を行うこと※6 ENERGY CLOUD®は，三菱重工業(株)の日本及びその他の国における登録商標です。

参考文献(1) ディマンドリスポンスハンドブック 経済産業省
http://www.meti.go.jp/press/2016/12/20161228004/20161228004-1.pdf(2) エネルギーリソースアグリゲーションビジネスに関するガイドライン 資源エネルギー庁
http://www.meti.go.jp/press/2017/11/20171129001/20171129001-1.pdf(3) 広域機関システム「公表，需給関連情報，電力需要予想・ピーク時供給力参照，電力需要予測・ピー
ク時供給力」東京電力管内の当日予想
http://occtonet.occto.or.jp/public/dfw/RP11/OCCTO/SD/LOGIN_login#(4) 電力広域運営推進機関（OCCTO）第６回需給調整市場検討小委員会 資料２「商品要件の見直しについて」
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2018/files/jukyu_shijyo_06_02.pdf(5) 田邉敏昭他，三菱重工技報 Vol.55 No.4 (2018) “エネルギーマネジメントの新時代 VPP の実現に向けて自動 DR システムがもたらす自家用発電設備の有効利用”
https://www.mhi.co.jp/technology/review/pdf/554/554030.pdf