JP2008086163A - デマンドコントローラ - Google Patents
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Abstract
【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
【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
Description
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。
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。
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。
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。
特開2004−112993号公報(段落0013〜0023及び第1図)
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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)。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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
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
Claims (2)
- 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。 - 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。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2006265548A JP2008086163A (ja) | 2006-09-28 | 2006-09-28 | デマンドコントローラ |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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JP2006265548A JP2008086163A (ja) | 2006-09-28 | 2006-09-28 | デマンドコントローラ |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2008086163A true JP2008086163A (ja) | 2008-04-10 |
Family
ID=39356436
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2006265548A Pending JP2008086163A (ja) | 2006-09-28 | 2006-09-28 | デマンドコントローラ |
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-
2006
- 2006-09-28 JP JP2006265548A patent/JP2008086163A/ja active Pending
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