(57)【要約】【課題】少ない演算量でありながら、発電手段を無駄に発電させずに受電デマンドをデマンド閾値以下に抑制し、ランニングコストを低減する。【解決手段】系統連系システム１において、受電デマンド計測回路５１が計測した受電デマンドがデマンド閾値に達すると、デマンドコントローラ５の発電機起動部５２４がコージェネレーションシステム４の発電機４１を発電させる。発電機４１が起動すると、受電デマンドがデマンド閾値より低下する。その後、発電機４１の発電中に、負荷デマンド算出部５２５が受電デマンドに発電機４１の発電電力を加算して負荷デマンドを算出する。そして、負荷デマンド算出部５２５が負荷デマンドをデマンド閾値と比較する。そして、負荷デマンドがデマンド閾値を下回ると、発電機停止部５２６が発電機４１を停止する。発電機４１の発電電力は商用系統２の商用電力とともに負荷６に供給される。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
商用系統に連系して自己の発電手段からの発電電力を商用電力とともに負荷に供給可能とする系統連系システムに用いられるデマンドコントローラであって、
前記負荷に供給される商用電力である受電デマンドを計測する受電デマンド計測手段と、
前記受電デマンドが所定のデマンド閾値に達すると前記発電手段を発電させて前記発電電力を前記負荷に供給させる発電起動手段と、
前記発電手段が発電している間の前記発電電力を計測し当該発電電力を前記受電デマンドに加算しその合計値を負荷デマンドとする負荷デマンド算出手段と、
前記負荷デマンドが前記デマンド閾値未満になると前記発電手段の発電を停止させる発電停止手段と
を備えることを特徴とするデマンドコントローラ。
【請求項２】
予め設定されたデマンド計測時間ごとに当該デマンド計測時間中の前記受電デマンドの平均値である平均受電デマンドを計測する平均受電デマンド計測手段と、
当月及び過去１１ヶ月に計測された前記平均受電デマンドの中から最大値を抽出し前記デマンド閾値に設定する閾値設定手段と
を備えることを特徴とする請求項１記載のデマンドコントローラ。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、商用系統に連系して自己の発電手段からの発電電力を商用電力とともに負荷に供給可能とする系統連系システムに用いられるデマンドコントローラに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来、電力会社との契約電力を小さくして電力料金を低減するために、商用系統に連系して自己の発電機からの発電電力を商用電力とともに負荷に供給可能とする系統連系システムがある。そして、この系統連系システムに用いられる従来のデマンドコントローラとして、発電機に起動信号及び停止信号を送信することで発電機を制御するものが知られている。従来のデマンドコントローラは、負荷に供給される商用電力である受電デマンドを計測し、計測した受電デマンドがデマンド閾値に達すると発電機を発電させる。ここで、図５（ａ）に示すようなチャタリングの発生を防止するために（図５（ａ）のｔ１〜ｔ２）、図５（ｂ）に示すように発電機の運転時間（図５（ｂ）のｔ１〜ｔ３）が予め設定されている。発電機の運転時間は負荷の電力需要を検証し、発電機の運転を有効に行うように設定されている。
【０００３】
しかしながら、受電デマンドの時間変動とは無関係に上記運転時間だけ発電機を運転させることになるので、従来のデマンドコントローラには、発電機を必要としない時間（ｔ２〜ｔ３）も発電機を運転させてしまうという問題があった。特に、安全性を考慮して発電機の運転時間を長めに設定する必要があることから、上記問題が顕著に発生する。また、受電デマンドの時間変動を無視していることから、上記問題とは逆に発電機の運転時間が不足し、受電デマンドを有効に下げることができないという問題もあった。
【０００４】
これらの問題を解決するものとして、特許文献１には、所定の周期で受電電力（受電デマンド）を監視し、監視開始から現在時刻までの間の受電電力の累積面積を求めるデマンド制御装置（デマンドコントローラ）が開示されている。この特許文献１のデマンド制御装置は、上記累積面積と同等の発電電力となるように自家発電機を起動することによって、平均受電電力（平均受電デマンド）がデマンド値（デマンド閾値）を超えてしまうことを防止している。
【特許文献１】特開２００４−１１２９９３号公報（段落００１３〜００２３及び第１図）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、特許文献１のデマンド制御装置には、所定の周期で累積面積及び発電電力を演算し、２つの累積値を比較しなければならないことから、デマンド時限（デマンド計測時間）内全体での演算量が多くなってしまうという問題があった。
【０００６】
本発明は上記の点に鑑みて為されたものであり、その目的とするところは、少ない演算量でありながら、発電手段を無駄に発電させずに受電デマンドをデマンド閾値以下に抑制することができ、ランニングコストを低減することができるデマンドコントローラを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
請求項１の発明は、商用系統に連系して自己の発電手段からの発電電力を商用電力とともに負荷に供給可能とする系統連系システムに用いられるデマンドコントローラであって、前記負荷に供給される商用電力である受電デマンドを計測する受電デマンド計測手段と、前記受電デマンドが所定のデマンド閾値に達すると前記発電手段を発電させて前記発電電力を前記負荷に供給させる発電起動手段と、前記発電手段が発電している間の前記発電電力を計測し当該発電電力を前記受電デマンドに加算しその合計値を負荷デマンドとする負荷デマンド算出手段と、前記負荷デマンドが前記デマンド閾値未満になると前記発電手段の発電を停止させる発電停止手段とを備えることを特徴とする。
【０００８】
請求項２の発明は、請求項１の発明において、予め設定されたデマンド計測時間ごとに当該デマンド計測時間中の前記受電デマンドの平均値である平均受電デマンドを計測する平均受電デマンド計測手段と、当月及び過去１１ヶ月に計測された前記平均受電デマンドの中から最大値を抽出し前記デマンド閾値に設定する閾値設定手段とを備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
請求項１の発明によれば、発電手段の発電中において発電電力を受電デマンドに加算して負荷デマンドを把握し、この負荷デマンドとデマンド閾値との比較結果に基づいて発電手段の発電を停止させることができるので、少ない演算量でありながら、発電手段を無駄に発電させずに受電デマンドをデマンド閾値以下に抑制することができ、ランニングコストを低減することができる。
【００１０】
請求項２の発明によれば、当月及び過去１１ヶ月の平均受電デマンドの最大値をデマンド閾値として自動的に設定することができるので、ユーザによるデマンド閾値の設定作業を不要とするとともに、デマンド閾値を予め固定して設定する場合と比べてランニングコストを低減することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１１】
まず、本発明の実施形態に係る系統連系システムの構成について図１，２を用いて説明する。この系統連系システム１は、図１に示すように、商用電源ＡＣからの商用電力を送電するための商用系統２に連系して用いられるものであり、商用系統２に接続されるパルス変換機３と、発電機能を有するコージェネレーションシステム４と、パルス変換機３を介して商用電力を監視するデマンドコントローラ５とを備え、コージェネレーションシステム４からの発電電力を商用電力とともに負荷６に供給するものである。本実施形態の系統連系システム１は、例えば、電力会社との電力契約が全体で一括して行われるマンションなどに設置されている。上記より、電力料金の低減は経済性の面で非常に重要である。
【００１２】
商用系統２には、負荷６に供給される商用電力である受電デマンドに基づく信号を出力する電力需給用計器用変成器（ＶＣＴ）２０と、電力需給用計器用変成器２０からの信号を用いて受電デマンドを計測する契約電力メータ２１とが設けられている。
【００１３】
パルス変換機３は、契約電力メータ２１と接続し、契約電力メータ２１で計測された受電デマンドに基づくパルス信号を作成する。
【００１４】
コージェネレーションシステム４は、システム全体を駆動する原動機４０と、原動機４０によって駆動される発電機４１とを備えている。原動機４０は、例えばガスエンジンやガスタービン、燃料電池、ディーゼルエンジンなどであり、発電機４１を駆動するほか、排熱を利用して給水温度を上げたりする。発電機４１は、原動機４０によって駆動されている状態で、後述の起動信号が入力されると発電し、発電電力を負荷６に供給する。これに対して、後述の停止信号が入力されると、発電機４１は発電を停止する。
【００１５】
デマンドコントローラ５は、コージェネレーションシステム４と接続するための外部接点５０と、パルス変換機３からのパルス信号を用いて受電デマンドを計測する受電デマンド計測回路５１と、デマンド閾値を用いて発電機４１の発電を制御するデマンド演算装置５２と、電源状態や動作状態を表示する表示部５３と、手動操作を可能とする操作部５４とを備えている。
【００１６】
受電デマンド計測回路５１はパルス変換機３からパルス信号を入力し、受電デマンドを計測する。
【００１７】
デマンド演算装置５２は、デマンド計測時間中の受電デマンドの平均値を計測する平均受電デマンド計測部５２０と、１ヶ月ごとに平均受電デマンドの最大値を抽出する受電デマンドピーク抽出部５２１と、当月及び過去１１ヶ月の受電デマンドピークの中から最大値を選択しデマンド閾値に設定する閾値設定部５２２と、平均受電デマンド及び平均受電デマンドピークを記憶する記憶部５２３と、コージェネレーションシステム４の発電機４１を起動させる発電機起動部５２４と、発電機４１の発電電力及び商用電力から負荷デマンドを算出する負荷デマンド算出部５２５と、発電機４１の発電を停止させる発電機停止部５２６とを備えている。
【００１８】
まず、デマンド演算装置５２の各部のうち、デマンド閾値を設定するためのものについて説明する。平均受電デマンド計測部５２０は受電デマンド計測回路５１から受電デマンドを入力し、デマンド計測時間ごとに上記デマンド計測時間中の受電デマンドの平均値を求め、求めた平均値を平均受電デマンドとして記憶部５２３に記憶させる。デマンド計測時間は３０分間である。つまり、平均受電デマンド計測部５２０は３０分単位で平均受電デマンドを計測している。また、平均受電デマンドは１ｋＷ単位で求められる。
【００１９】
受電デマンドピーク抽出部５２１は、記憶部５２３で記憶されている平均受電デマンドを入力し、入力した平均受電デマンドに対して１ヶ月ごとに最大値を抽出し、抽出した最大値を上記１ヶ月の受電デマンドピークとして記憶部５２３に記憶させる。
【００２０】
閾値設定部５２２は、記憶部５２３で記憶されている当月及び過去１１ヶ月のそれぞれにおける受電デマンドピークの中から最大値を選択し、選択した最大値をデマンド閾値に設定する。ただし、デマンドコントローラ５が稼動してから１１ヶ月を経過していない場合、閾値設定部５２２は、デマンドコントローラ５が稼動してからの月数分の受電デマンドピークの中から最大値を選択し、選択した最大値をデマンド閾値に設定する。
【００２１】
続いて、デマンド演算装置５２の各部のうち、コージェネレーションシステム４の発電機４１を制御させるためのものについて説明する。発電機起動部５２４は受電デマンド計測回路５１から受電デマンドを入力し、入力した受電デマンドが、閾値設定部５２２で設定されたデマンド閾値に達すると、発電機４１の発電を起動するための起動信号を発電機４１に外部接点５０を介して送信する。
【００２２】
負荷デマンド算出部５２５は、発電機４１が発電している間の上記発電機４１の発電電力を計測し、計測した発電電力を発電機起動部５２４からの受電デマンドに加算し、その合計値を負荷デマンドとして常に把握する。
【００２３】
発電機停止部５２６は負荷デマンド算出部５２５から負荷デマンドを入力し、入力した負荷デマンドがデマンド閾値未満になると、発電機４１の発電を停止させるための停止信号を発電機４１に外部接点５０を介して送信する。
【００２４】
ここで、発電機起動部５２４、負荷デマンド算出部５２５及び発電機停止部５２６による受電デマンドの制御について図２を用いて説明する。まず、受電デマンド（図２のａ）がデマンド閾値に達すると、発電機起動部５２４がコージェネレーションシステム４の発電機４１（図１参照）を発電させる（図４のｔ１）。発電機４１が起動すると、受電デマンドがデマンド閾値より低下する。その後、発電機４１の発電中に、負荷デマンド算出部５２５が受電デマンドに発電機４１の発電電力を加算して負荷デマンド（図２のｂ）を算出し、負荷デマンドをデマンド閾値と比較する（ｔ１〜ｔ２）。そして、負荷デマンドがデマンド閾値を下回ると（ｔ２）、発電機停止部５２６が発電機４１を停止する。
【００２５】
図１に示す表示部５３は、例えば、電源オン時に点灯する電源ランプや、警報が出ているときに点灯する警報ランプ、受電デマンドの監視中に点灯する動作ランプ、受電デマンドの時間変動のデータを出力するデータ出力部（図示せず）などを備える。
【００２６】
操作部５４は、例えば、電源スイッチや、デマンド閾値の手動設定を可能とする入力部（図示せず）などを備える。
【００２７】
次に、本実施形態に係るデマンドコントローラ５によるデマンド閾値の設定について図３を用いて具体的に説明する。まず、１ヶ月目においては、過去の受電デマンドピークが記憶部５２３（図１参照）に記憶されていないので、閾値設定部５２２（図１参照）は、当月（１ヶ月目）の受電デマンドピークである８０ｋＷをデマンド閾値に設定する。続いて、２ヶ月目においては、閾値設定部５２２は当月（２ヶ月目）の受電デマンドピークと先月（１ヶ月目）の受電デマンドピークとを比較し、その結果、当月の受電デマンドピークのほうが１００ｋＷと大きいため、デマンド閾値を１００ｋＷに設定する。その後、７ヶ月目においては、当月（７ヶ月目）の受電デマンドピークが１６０ｋＷ、過去６ヶ月（１ヶ月目〜６ヶ月目）の受電デマンドピークの最大値が６ヶ月目の１８０ｋＷであることから、閾値設定部５２２はデマンド閾値を１８０ｋＷに設定する。その後、８ヶ月目から１７ヶ月目まで、各月の受電デマンドピークは６ヶ月目より下がっているが、デマンド閾値は当月及び過去１１ヶ月の受電デマンドピークの最大値であるため、デマンド閾値は１８０ｋＷのままである。しかし、１８ヶ月目になると、当月（１８ヶ月目）の受電デマンドピークが１００ｋＷ、過去１１ヶ月（７ヶ月目〜１７ヶ月目）の受電デマンドピークの最大値が７ヶ月目の１６０ｋＷとなるため、閾値設定部５２２はデマンド閾値を１６０ｋＷに設定する。同様に、１９ヶ月目においても、過去１１ヶ月（８ヶ月目〜１８ヶ月目）の受電デマンドピークの最大値が８ヶ月目の１４０ｋＷであるため、デマンド閾値は１４０ｋＷとなる。このようにして閾値設定部５２２は毎月のデマンド閾値を設定する。
【００２８】
上記より、例えば専門知識を有する技術者又は管理人を配置していないマンションなどでは、電力需要が逓増したり逓減したりすることで負荷デマンドの予測が困難であるが、デマンドコントローラ５がデマンド閾値を自動的に設定することによって、コージェネレーションシステム４の発電機４１による発電を有効に働かせることができる。
【００２９】
これに対して、従来のデマンドコントローラは、事前に予測された入居率が１００％の場合の受電デマンドがデマンド閾値に設定されているので、例えばマンションの竣工当初や退去者が多くなって入居率が低くなった場合、コージェネレーションシステムの発電機に対して最適な運転をさせることができなかった。上記とは別に、管理会社（管理組合）によってデマンド閾値が随時設定される場合、専門知識を有する技術者又は管理人が少ないこと、専門知識を有しない人にとって負荷デマンドの予測が困難であることから、デマンド閾値が最適に設定されないことが多かった。また、管理会社はデマンドコントローラを日々監視し、デマンド閾値を設定する必要があったので、作業負担も重くなっていた。
【００３０】
次に、本実施形態に係るデマンドコントローラ５の動作について図４を用いて説明する。まず、平均受電デマンド計測部５２０（図１参照）が平均受電デマンドを３０分間隔で求める。その後、閾値設定部５２２（図１参照）が過去１１ヶ月の平均受電デマンドの最大値を求め（Ｓ１）、最新（当月）の平均受電デマンドと比較する（Ｓ２）。最新の平均受電デマンドのほうが小さい場合、デマンド閾値は過去の平均受電デマンドの最大値となる（Ｓ３）。これに対して、最新の平均受電デマンドのほうが大きい場合、デマンド閾値は最新の平均受電デマンドとなる（Ｓ４）。その後、発電機起動部５２４（図１参照）が受電デマンドを計測し（Ｓ５）、現在の受電デマンドとデマンド閾値とを比較する（Ｓ６）。現在の受電デマンドがデマンド閾値に達していない場合、起動信号は送信されない（Ｓ８）。これに対して、現在の受電デマンドがデマンド閾値に達した場合、発電機起動部５２４から発電機４１に起動信号が送信される（Ｓ９）。
【００３１】
以上、本実施形態によれば、発電機４１の発電中において、発電機起動部５２４が受電デマンドを計測し、負荷デマンド算出部５２５が発電機４１の発電電力を計測し、計測した発電電力を受電デマンドに加算して負荷デマンドを把握し、発電機停止部５２６が負荷デマンドとデマンド閾値との比較結果に基づいて発電機４１の発電を停止させることができるので、少ない演算量でありながら、マンション管理人などによる手動操作を行うことなく、発電機４１を無駄に発電させずに受電デマンドをデマンド閾値以下に抑制することができ、ランニングコストを低減することができる。
【００３２】
また、受電デマンドがデマンド閾値に達したときに、コージェネレーションシステム４の発電機４１のチャタリングを防止することができる。
【００３３】
また、受電デマンドピーク抽出部５２１が受電デマンドピークを毎月求めて記憶部５２３に記憶し、閾値設定部５２２によって当月及び過去１１ヶ月の平均受電デマンドの最大値をデマンド閾値として自動的に設定することができるので、ユーザによるデマンド閾値の設定作業を不要とするとともに、最適な発電機４１の運転を行うことができ、デマンド閾値を予め固定して設定する場合と比べてランニングコストを低減することができる。
【００３４】
特に、マンションなどに用いられる場合、各住人の負荷のいずれかを停止させて受電デマンドを下げることができないが、本実施形態によれば、各住人の負荷を停止させることなく、受電デマンドの上昇を抑制することができる。
【００３５】
なお、本実施形態の変形例として、系統連系システム１はコージェネレーションシステム４を複数台備えてもよい。また、コージェネレーションシステム４は発電機４１を複数台備えてもよい。用途に応じて最適なランニングコストの低減を図ることができる。
【００３６】
なお、本実施形態の変形例として、コージェネレーションシステム４の発電機４１の発電を起動するときの閾値や停止するときの閾値を、閾値設定部５２２で設定されたデマンド閾値に固定することなく受電デマンドの変動に応じて一定の範囲で変動させてもよい。一例として、発電機４１の発電を起動するときの閾値をデマンド閾値より高くしたり、停止するときの閾値をデマンド閾値より低くしたりする。例えば立ち上がり時の短時間のみ負荷電力が大きくなるような負荷６が複数ある場合、デマンド閾値に固定されていると各負荷６の立ち上がり時の短時間のみ受電デマンドがデマンド閾値に達することによって発電機４１がチャタリングを起こす可能性があるが、上記のように閾値を変動させると発電機４１のチャタリングを低減させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００３７】
【図１】本発明の実施形態に係る系統連系システムの構成を示す概略図である。
【図２】同上に係るデマンドコントローラによる受電デマンドの制御を示す図である。
【図３】同上に係るデマンドコントローラのデマンド閾値を示す図である。
【図４】同上に係るデマンドコントローラの動作ステップを示す図である。
【図５】従来のデマンドコントローラにおいて、（ａ）がチャタリングを起こした場合の図、（ｂ）が運転時間の長い場合の受電デマンドの制御を示す図である。
【符号の説明】
【００３８】
１  系統連系システム
２  商用系統
４  コージェネレーションシステム
４１  発電機
５  デマンドコントローラ
５１  受電デマンド計測回路
５２０  平均受電デマンド計測部
５２１  受電デマンドピーク抽出部
５２２  閾値設定部
５２４  発電機起動部
５２５  負荷デマンド算出部
５２６  発電機停止部
６  負荷
【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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