JP2013219941A - 再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法及び制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制し、一定の出力を維持することができる再生可能エネルギー利用発電システムを提供する。
【解決手段】ウィンドファーム１００の外部に気象観測装置９を備え、風力発電装置群を有する風力発電システム１及び蓄電システム２を制御する上位コントローラ３は、風力発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、蓄電システム２の充放電によって補償するように制御指令する際に、気象観測装置９で計測した気象情報に基づいて風力発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、予測された出力電力が、出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、出力可能範囲を逸脱する場合、蓄電システム２の制御指令として、蓄電システムの充電率の目標値及び蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令する。
【選択図】図１

Description

本発明は、再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法及び制御装置に係り、特に、風のエネルギーを利用して発電した電力を電力系統に供給する複数の風力発電装置から構成される再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法及び制御装置に関する。

近年、地球温暖化対策の一つとして、風力発電の導入が世界的に盛んになってきている。風力発電の大量導入にあたっては、費用対効果の観点から一定の地域に複数台の風力発電装置を設け、それらの風力発電装置群を統括して制御し運用するウィンドファームとして設置されることが多くなっている。

これまで、ウィンドファーム及び個々の風力発電装置に関して特許文献１のような提案がなされている。特許文献１では、ウィンドファームに併設した蓄電システムの充電及び放電により、風速の変動による風力発電装置の出力変動を緩和する技術が開示されている。

特開２００９−７９５５９号公報

ところで、気象状況により発電出力が変動する風力発電装置の電力系統への導入が多くなるにつれて、その導入が将来さらに増えた場合の電力系統の電圧や周波数の維持に関する影響が懸念されている。

周波数の維持について言えば、これまでも各地域の電力会社が、主として需要の変動に対して種々の電源を組み合わせて需要と供給をバランスさせてきた。しかし、風力発電が電力系統に大量に連系された場合、従来の需要にいわばマイナスの負荷が重畳されることになる。需要の変動と風力発電出力の組み合わせによっては、これまで以上に高い需給調整能力が必要になることも予想される。

需要変動は、変化幅の小さい種々の振幅と周期を持った脈動成分や不規則な変動が重畳したものと考えられ、その成分は周期が数分までの微小変動、数分から１０数分程度までの短周期変動、１０数分以上の長周期変動の主要な３成分に分けられる。風力発電の発電出力においても同様に前述の３成分が含まれる。

前記の需要変動に対して、周期数分程度までの微小変動は発電所の調速機を利用したガバナーフリー運転により調整が可能である。周期が数分から１０数分程度までの短周期変動に対しては、周波数偏差などを検出して周波数調整発電所の発電機出力を変化させて制御しており、これを負荷周波数制御（ＬＦＣ）と呼んでいる。周期がそれ以上長い長周期変動に対しては、経済性を考慮して各発電所に発電指令を送ることにより調整を行って制御しており、これを経済負荷配分制御（ＥＬＤ）と呼んでいる。

風力発電を大量に導入した場合、特に問題になるのは負荷周波数制御（ＬＦＣ）である。風力発電出力の変動が需要（負荷）変動に重畳された場合、周波数調整発電所の設備容量が不足することが考えられる。しかし、単純に周波数調整発電所の設備容量を大きくすることは経済的負担が大きく、何らかの代替手段が必要である。

これまで、特許文献１に記載されているように、ウィンドファームに蓄電システムを併設し、その充放電を、所定時間過去の風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の和の最大値と最小値から、次の制御周期の未来における出力可能範囲を設定する。このことにより、蓄電システムは、風力発電装置群の発電電力が、出力可能範囲を逸脱する場合、あるいは蓄電池の充電率が充電率の目標範囲から逸脱している場合のみ、充放電動作をおこなうことにより、風力発電装置群の出力電力のうち、ＬＦＣ領域の変動を緩和するとともに、蓄電システムの充放電に伴う損失を低減することが可能である。

しかしながら、風速の急激な変化、特に風速が急激に弱まる場合や、強風により風力発電装置が保護機能により停止することによる急激で大きな風車出力電力の減少が、出力可能範囲を大きく逸脱し、併設されている蓄電設備容量を上回る場合には、急激な変動を緩和しきれずに、所定の出力変動緩和性能を発揮することができない可能性がある。

本発明は、前述の点に鑑みなされたもので、その目的とするところは、風力発電装置群の急激で大きな出力電力変動が発生した場合でも、所定の出力変動緩和性能を維持することのできる再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法及び制御装置を提供することにある。

前記目的を達成するため、１台以上の風力発電装置によって構成される風力発電装置群（例えば、風力発電システム１）と、１台以上の蓄電装置によって構成される蓄電システムと、風力発電装置群及び蓄電システムを制御する上位コントローラとを有する再生可能エネルギー利用発電システム（例えば、ウィンドファーム１００）の制御方法であって、上位コントローラは、風力発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する際に、気象情報に基づいて風力発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、予測された出力電力が、出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、出力可能範囲を逸脱する場合、蓄電システムの制御指令として、蓄電システムの充電率の目標値及び蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令することを特徴とする。

本発明によれば、再生可能エネルギー利用発電システムで発生する急激で大きな出力電力の変動を事前に予測し、出力変動を所定の範囲に抑制することができる。

本発明のウィンドファームの一実施形態を示す構成図である。 本発明の一実施形態における気象観測装置の配置を示す構成図である。 本発明の一実施形態における出力電力の変動を表す特性図である。 本発明の一実施形態における上位コントローラの構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態における上位コントローラの動作を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態における気象観測装置の気象情報に基づく風速変動予測手法を示す特性図である。 本発明の一実施形態における風速急減時の予測例を示す説明図である。 本発明の一実施形態における蓄電装置の充放電制限値の変更動作を示す特性図である。 本発明の一実施形態における風力発電システム、蓄電装置などの状態を表示する機能を示す図である。 本発明の一実施形態における出力電力変動予測値に対する、風力発電システム、蓄電システムの制御方法を示す特性図である。

以下、本発明の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。
図１は、本発明の一実施形態におけるウィンドファームの構成図である。図１に示す如く、再生可能エネルギー利用発電システムとしてのウィンドファーム１００は、連系用変圧器４を介して電力系統５と一箇所で接続されており、電力を供給している。そのウィンドファーム１００は、風力発電システム１（風力発電装置群）と、蓄電システム２と、上位コントローラ３と、風力発電システム１の出力電力ＰＷなどを計測して上位コントローラ３に送信する電力計６と、蓄電システム２の充電電力及び放電電力である充放電電力ＰＢなどを計測して上位コントローラ３に送信する電力計７とから概略構成されている。なお、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳと、ＰＷ及びＰＢとには、（数１）の関係が成り立つ。
（数１） ＰＳ＝ＰＷ＋ＰＢ

気象観測装置９は、ウィンドファーム１００に対して、ウィンドファーム１００における季節風などの卓越風向の概ね風上の方位に離れた位置に少なくとも一台設置される。気象観測装置９は、風速、風向、気温、湿度、気圧などの気象情報のいずれか一種類、あるいは複数の情報と、前記気象情報を計測した時刻、気象観測装置９が設置されている地点の緯度、経度、標高などの位置情報を、気象計測値処理・送信装置９１から逐次あるいは一定の時間保存したものをまとめて、通信ネットワーク８を介してウィンドファーム１００の上位コントローラ３に対して送信する。

なお、象観測装置９及び気象計測値処理・送信装置９１は、ウィンドファーム１００の構成として備えてもよいし、あるいは外部にあるものを利用する構成としてもよい。また、気象観測装置９の設置位置は、風上の方位に限定されるものでなく、ウィンドファーム１００における風速が良好に測定できそうなところにおけばよい。詳細については図２を参照して後記する。

気象観測装置９を設置する位置は、ウィンドファーム１００で発生する風速の変動と時間的相関があり、かつ気象観測装置９で計測された風速の変動が、ウィンドファーム１００に到達するまでの時間が、制御を実施するまでに必要な時間よりも長くなるように設定する。

一例を挙げると、ウィンドファーム１００で観測される卓越風向の風速をＶａ（ｍ／ｓｅｃ）、ウィンドファーム１００で発生し得る可能性のある出力電力の変動レベルをＰＦｍａｘ（ｐｕ）、ウィンドファーム１００で要求される出力変動緩和要件の変動レベルをＡ（ｐｕ）、同変動緩和要件の評価時間をＢ（ｓｅｃ）、蓄電システムの充放電電力の最大値をＰＢｍａｘ（ｐｕ）、風力発電システムの定格出力をＰＷｍａｘ（ｐｕ）とすると、ウィンドファーム１００と気象観測装置９の間の距離Ｌａは、（数２）で表される。

（数２）Ｌａ≧Ｖａ×ＰＦｍａｘ×Ｂ／Ａ×（１−ＰＢｍａｘ／ＰＷｍａｘ）（ｍ）

なお、気象観測装置９は、前記気象情報を計測し、ウィンドファーム１００に対して送信する機能を有していれば、他のウィンドファームあるいは太陽光発電所などに設置されている気象観測装置９を利用してもよい。

図１に戻り、風力発電システム１は、複数の風力発電装置１１１，１１２，・・・，１１ｎと、ＳＣＡＤＡ１１により構成される。風力発電装置１１１，１１２，・・・，１１ｎは、回転速度及びピッチが可変、かつ、制御可能な風力発電装置である。なお、ＳＣＡＤＡは、Supervisory Control And Data Acquisitionの略である。

ＳＣＡＤＡ１１は、風力発電システムの運転状況や、発電電力などの運転情報を収集する役割を担う。同時に、ＳＣＡＤＡ１１は、上位コントローラから、風力発電システム１の発電電力の制限指令ＰＬＣを受信し、個々の風力発電装置１１１，１１２，・・・，１１ｎの発電電力の和が、ＰＬＣ以下になるように、個々の風力発電装置１１１，１１２，・・・，１１ｎに、それぞれ発電電力の制限指令ＰＬＣ１，ＰＬＣ２，・・・，ＰＬＣｎを与える。

蓄電システム２は、一台以上の蓄電装置２１１，２１２，・・・，２１ｍによって構成される。蓄電装置２１１，２１２，・・・，２１ｍは、それぞれ上位コントローラ３からの充放電電力指令に従って、風力発電システム１の発電電力を充電、あるいは蓄えた電力を放電することができる。また、蓄電装置２１１，２１２，・・・，２１ｍは、それぞれ蓄電池の充電率（ＳＯＣ：State of Charge）を計測しており、ＳＯＣの値を上位コントローラ３に伝達する。蓄電装置２１１，２１２，・・・，２１ｍは、鉛蓄電池、ナトリウム硫黄電池、レドックスフロー電池、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、リチウムイオンキャパシタのいずれか一種類、あるいはこれらの組み合わせにより構成される。

なお、ＳＯＣは、一般的には（数３）式で表現できる。
（数３） ＳＯＣ＝残容量（Ａｈ）／満充電容量（Ａｈ）＊１００ （％）
電池の充電状態を示す単位で、満充電時における電池の容量に対して充電残量がどのくらいかを比率で表している。すなわち、ＳＯＣが１００％の場合満充電状態を示し、Ａｈ（アンペアアワー）で定義される容量を放電することができる。通常、ＳＯＣの演算は、充電・放電した電流値を時間積算して求める。または、電池の満充電状態の電圧と、空状態の電圧を予め計測しておき、電池の電圧から概算する方法もある。

表示装置１０は、ウィンドファーム１００の監視室（図示していない）あるいはウィンドファーム１００の外部のウィンドファーム監視のための施設（図示していない）などに設置され、上位コントローラ３で処理した風力発電システム１の運転状態、発電出力、出力制限指令、蓄電システム２の充電率、充放電制限値、ウィンドファーム１００の出力変動実績、所定の出力変動に対する遵守率などの情報のいずれか、あるいは複数を組み合わせた情報を表示する機能を有する。

図２は、本発明の一実施形態における気象観測装置の配置を示す構成図である。ウィンドファーム１００の地理的条件により、季節風などの卓越風向が見られない、あるいは卓越風向が時間、季節などにより変化する場合などは、ウィンドファーム１００から見て異なる方位に複数の気象観測装置９ａ，９ｂ，９ｃを設置する。

例えば、季節風などの卓越風向が見られない場合、最低３つの気象観測装置９ａ，９ｂ，９ｃを設置することにより、どのような風向でも、ウィンドファーム１００に対して概ね風上の方位となる気象観測装置が存在することになり、いずれかの気象観測装置、あるいは複数の気象観測装置の気象情報を組み合わせることにより、ウィンドファーム１００で発生する出力の急激な変動を事前に予測することが可能となる。

なお、気象観測装置９ａ，９ｂ，９ｃは、それぞれ気象計測値処理・送信装置９ａ１，９ｂ１，９ｃ１を介して、逐次あるいは一定の時間保存した気象情報をまとめて、通信ネットワーク８を介してウィンドファーム１００の上位コントローラ３（図１参照）に対して送信する。

図３は、本発明の一実施形態である出力電力の変動を示す特性図である。図３において、風速の変動に伴いウィンドファーム１００の出力電力ＰＳが変動する。この出力変動ＰＳを緩和するには、任意の時間から始まる一定の時間（例えば、２０分以内）の間に、出力変動を、常に一定値（例えば、図１に示す風力発電システム１の定格１０％以下）以内に収めることが有効である。風力発電システム１の定格１０％以下程度であれば、風力発電群が多く連系した場合でも、電力系統５に与える影響を小さくすることが可能である。

具体的には、通常の出力電力の変動緩和制御では、過去１９分間の出力電力ＰＳの最大値ＰＳＭａｘと、過去１９分間の出力電力ＰＳの最小値ＰＳＭｉｎに対して、次の制御周期（図３では１分後）の出力電力ＰＳが、上限値ＰＳＭｉｎ＋１０％と、下限値ＰＳＭａｘ−１０％の範囲である出力可能範囲Ｒに収まるように、蓄電システム２の充放電電力を決定する。これにより、任意の時刻から始まる２０分間の電力変動を、風力発電システム１の定格の１０％以下に収めることが可能である。

しかしながら、図３の未来における出力電力ＰＳのように、予測される出力電力ＰＳ（予測出力電力）が運転可能な範囲を超えて減少し、出力可能範囲Ｒを超過した分の出力電力が、蓄電システム２の放電可能電力の制限値を上回った場合には、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳが出力可能範囲Ｒを逸脱して、１０％以上の変動が発生する。これに対処するため、本実施形態の特徴である制御について図４を参照して説明する。

図４は、本発明の一実施形態における上位コントローラの構成を示すブロック図である。適宜図１を参照して説明する。上位コントローラ３は、気象観測装置９で計測され、気象計測値処理・送信装置９１を介して送信された気象情報を用いて風速の変動を予測する風速変動予測手段３１と、風速の変動からウィンドファーム１００の出力電力ＰＳの変動を予測する出力変動予測手段３２と、出力変動の予測値が出力可能範囲Ｒ（運転可能範囲）をどの程度超過するかを判定する出力変動判定手段３３と、出力変動が急激でない場合に通常の変動緩和制御を行う変動緩和制御手段３４と、出力変動が急激な場合に風力発電システム１及び蓄電システム２の制御手段を決定する風車・蓄電池制御決定手段３６と、風力発電システム１と蓄電システム２の状態を監視し、変動緩和制御手段３４と、風車・蓄電池制御決定手段３６に状態を伝える風車・蓄電池状態監視手段３７と、気象計測値処理・送信装置９１、ＳＣＡＤＡ１１、蓄電システム２、表示装置１０とデータを送受信する送受信手段３８と、を備えている。

本実施形態では、前記したように、象観測装置９及び気象計測値処理・送信装置９１は、ウィンドファーム１００の構成として備えてもよいし、あるいは外部にあるものを利用する構成としてもよい。外部にあるものを利用する場合、例えば、気象庁は地域気象観測システム（ＡＭｅＤＡＳ：Automated Meteorological Data Acquisition System）により全国１，３００ヶ所を超える地点で気象観測を自動で行っている。風速変動予測手段３１は、ウィンドファーム１００の設置場所の地形情報と、地域気象観測システムの気象情報とに基づいて、風速変動を予測してもよい。

図５は、本発明の一実施形態における上位コントローラの動作を示すフローチャートである。適宜図１、図４を参照して説明する。上位コントローラ３の風速変動予測手段３１は、気象観測装置９で計測した気象情報を取り込み（処理Ｓ５１）、取り込んだ気象情報に基づいて近未来の風速変動を予測する。出力変動予測手段３２は、ウィンドファーム１００で発生する出力電力ＰＳの変動を予測する（処理Ｓ５２）。出力変動判定手段３３は、出力予測された出力電力ＰＳの変動が、出力可能範囲Ｒを逸脱するか否かを判定する（処理Ｓ５３）。

処理Ｓ５３において、出力予測された出力電力ＰＳの変動が、出力可能範囲Ｒを逸脱しない場合（処理Ｓ５３，Ｎｏ）、すなわち、風力発電システム１の出力変動ＰＷの変動が、蓄電システム２の充放電可能電力の制限値内で吸収できる場合には、変動緩和制御手段３４が、通常の変動緩和制御（図３参照）として、例えば特許文献１に開示されている蓄電システム２の充放電制御を行う（処理Ｓ５４）。

処理Ｓ５３において、出力予測された出力電力ＰＳの変動が、出力可能範囲Ｒを逸脱する場合（処理Ｓ５３，Ｙｅｓ）、すなわち、風力発電システム１の出力電力ＰＷの変動が、蓄電システム２の充放電電力ＰＢの制限値内で吸収できない場合には、予測される出力電力ＰＳが増大方向であるか（処理Ｓ５５，Ｙｅｓ）あるいは減少方向であるか（処理Ｓ５５，Ｎｏ）、予測される出力電力ＰＳの変動率（ΔＰ／Δｔ）、予測される出力電力ＰＳの変動レベル（ΔＰ）、蓄電システム２のＳＯＣの現在値などに応じて、風車・蓄電池制御決定手段３６が蓄電システム２あるいは風力発電システム１を制御する（処理Ｓ５６または処理Ｓ５７）。

図５中において、変動率はΔＰ／Δｔで、変動レベルはΔＰでそれぞれ表される。このとき、一例として変動率（ΔＰ／Δｔ）と変動レベル（ΔＰ）に応じて、図５中の急変発生時制御メニューを予め準備しておき、その組み合わせで制御する。なお、本実施形態では、変動率（ΔＰ／Δｔ）は、大、中、小の３種類とし、変動レベル（ΔＰ）は大、中、小の３種類として説明する。

急変予測時制御メニューには、図５の下部に記載した、風弱のとき（風が弱まることが予測されたとき）のメニューである、Ａ：ＳＯＣ目標値増加、Ｂ：蓄電システム放電リミッタ増加、Ｃ：風車出力制限（傾斜減少制御）開始、また、風強（風が強まることが予測されたとき）のメニューである、Ｄ：ＳＯＣ目標値減少、Ｅ：蓄電システム充電リミッタ増加、Ｆ：風車出力制限（傾斜増加制御）開始がある。

風車出力制限の傾斜減少制御とは、風力発電システム１の出力電力ＰＷ（風車の総発電電力）を、時間とともに減少させる制御をいい、ランプ（ｒａｍｐ）制御ともいう。ランプ制御を行うための風車の構造としては、可変ピッチ制御が可能であることが望ましい。可変ピッチ制御は、風速・発電機出力を検知して、ブレードの取り付け角（ピッチ角）を制御することを意味する。

他の風車の構造としては、ロータヘッドに支持された複数の翼をロータヘッドの軸心方向に傾斜せしめて翼通過面積を変化せしめる翼傾斜機構を備えた翼通過面積調整装置を備えた風車であっても、軸心方向の垂直面からの傾斜角度を小さくすることにより、ランプ制御はできる。

処理Ｓ５７（予測される出力電力ＰＳが減少方向の場合）の処理について説明する。予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）も変動レベル（ΔＰ）も小の場合には、出力電力ＰＳが出力可能範囲Ｒを下回るまでの時間余裕があるので、風車・蓄電池制御決定手段３６は、ＳＯＣの目標値を増加するように制御指令する（メニューのＡ選択）。これは、出力電力ＰＳが減少する場合、急減発生前に、ＳＯＣの目標値を平常時よりも高くすることにより、急減発生時に充分なＳＯＣが確保でき、急減発生時の蓄電システム２の放電でも、ＳＯＣ枯渇により変動緩和制御ができなくなり、出力変動が発生する事態を回避するためである。

予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）が小で、かつ変動レベル（ΔＰ）が中の場合には、風車・蓄電池制御決定手段３６は、メニューＡに、蓄電システムの放電リミッタ増加のメニューＢを加えて制御指令する（メニューのＡ＋Ｂ選択）。また、予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）が小で、かつ変動レベル（ΔＰ）が大の場合には、メニューのＡに、風車出力制限（傾斜減少制限）を開始するメニューＣを加えて制御指令をする（メニューのＡ＋Ｃを選択）。

通常、風が弱まることによって問題となるのは出力電力ＰＷであり、最終的には、出力電力ＰＷの出力変動を補償する充放電電力ＰＢを含めて出力電力ＰＳが問題となる。例えば、任意の２０分間における出力変動を風車定格出力の１０％以下にすることが望ましい。つまり、同じだけ出力電力ＰＳが減少する場合（例えば２０％）であっても、それが２０分以内に発生しては問題（例えば、系統の安定度の問題）となる場合があるが、４０分以上かけてゆっくり変化すれば問題がないことになる。そこで、本実施形態では、風力発電システム１の出力電力ＰＷが減少するとあらかじめ予測できていれば、事前に傾斜減少制御によってゆっくりと出力電力ＰＷを絞ることによって、２０分間で１０％以内の変動に抑えることができる。

前記したようにメニューＡ，Ｂ，Ｃを組み合わせることにより、予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）、変動レベル（ΔＰ）に対して制御することができる。例えば、予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）が大で、かつ変動レベル（ΔＰ）が大の場合には、風車・蓄電池制御決定手段３６は、メニューＡ，Ｂ，Ｃを選択し（メニューのＡ＋Ｂ＋Ｃを選択）、制御指令する。

変動率（ΔＰ／Δｔ）も変動レベル（ΔＰ）も大きい場合には、風車・蓄電池制御決定手段３６は、ＳＯＣ目標値の増加のメニューＡに、蓄電システムの放電リミッタを放電出力が増加する方向に変更のメニューＢを加え、さらに急変発生時刻までに風力発電システム１の出力電力ＰＷを時間的に減少するよう傾斜を持たせて制限するメニューＣを加えて制御指令する。これにより、風が弱まることによる風力発電システム１の出力電力ＰＷの減少が発生するよりも前に、風力発電システム１の出力電力ＰＷを減少させておくことで、最終的には、風が弱まることによる電力系統５への出力電力ＰＳの減少幅を縮小できる。

さらに、蓄電システム２のＳＯＣを、出力電力ＰＷの減少が発生するまでに高くしておくことで、風力発電システム１の出力電力ＰＷの減少時の蓄電システム２の放電可能な容量を増加させる。風力発電システム１の出力電力ＰＷの減少が発生してから、減少した出力電力ＰＷを蓄電システム２の放電により緩和できる時間を延ばすことができる。また、蓄電システム２の放電リミッタを放電出力が増加する方向に変更することで、風が弱まることによる風力発電システム１の出力電力ＰＷの減少時に、蓄電システム２の放電により、最終的には、風が弱まることによる出力電力ＰＳの減少幅を縮小することが可能となる。

次に、処理Ｓ５６（予測される出力電力ＰＳが増大方向の場合）の処理について説明する。予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）も変動レベル（ΔＰ）も小の場合には、出力電力ＰＳが出力可能範囲Ｒを上回るまでの時間余裕があるので、風車・蓄電池制御決定手段３６は、ＳＯＣの目標値を減少するように制御指令する（メニューのＤ選択）。これは、出力電力ＰＳが増大する場合、増大発生前に、ＳＯＣの目標値を平常時よりも低くすることにより、増大発生時にＳＯＣの実使用領域が確保できて、急増発生時の蓄電システム２の充電でも、実使用領域の枯渇により変動緩和制御ができなくなり、出力変動が発生する事態を回避するためである。

予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）が小で、かつ変動レベル（ΔＰ）が中の場合には、風車・蓄電池制御決定手段３６は、メニューＤに、蓄電システムの充電リミッタ増加のメニューＥを加え制御指令する（メニューのＤ＋Ｅ選択）。また、予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）が小で、かつ変動レベル（ΔＰ）が大の場合には、メニューのＤに、風車出力制限（傾斜増加制限）を開始するメニューＦを加えて制御指令をする（メニューのＤ＋Ｆを選択）。

前記したようにメニューＤ，Ｅ，Ｆを組み合わせることにより、予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）、変動レベル（ΔＰ）に対して制御することができる。例えば、予測された変動率（ΔＰ／Δｔ）が大で、かつ変動レベル（ΔＰ）が大の場合には、風車・蓄電池制御決定手段３６は、メニューＤ，Ｅ，Ｆを選択し（メニューのＤ＋Ｅ＋Ｆを選択）、制御指令する。

変動率（ΔＰ／Δｔ）も変動レベル（ΔＰ）も大きい場合には、ＳＯＣ目標値の減少のメニューＤに、蓄電システム２の充電リミッタを増加する方向に変更するメニューＥを加え、さらに急変発生時刻までに風力発電システム１の出力電力ＰＷを時間的に増大するよう傾斜を持たせて制限するメニューＦを加える。これにより、風が強まることによる風力発電システム１の出力電力ＰＷの増大が発生するよりも前に、風力発電システム１の出力電力ＰＷを増加させておくことで、風が強まることによる出力変動の増加幅を縮小できる。さらに、蓄電システム２のＳＯＣを、出力電力ＰＷの増大が発生するまでに低くしておくことで、風力発電システム１の出力電力ＰＷの増大時の蓄電システム２の充電可能な容量を増加させる。風力発電システム１の出力電力ＰＷの増大が発生してから、増大した出力電力ＰＷを蓄電システム２の充電により緩和できる時間を延ばすことができる。また、蓄電システム２の充電リミッタを増加する方向に変更することで、風が強まることによる風力発電システム１の出力電力ＰＷの増大時に、蓄電システム２の充電により、最終的には、電力系統５への出力電力ＰＳの増加幅を縮小することが可能となる。

処理Ｓ５６及び処理Ｓ５７の処理後、風車・蓄電池制御決定手段３６は、出力電力ＰＳの緩和がされた（出力緩和ＯＫ）か否かを判定し（処理Ｓ５８）、緩和された場合（処理Ｓ５８，Ｙｅｓ）、変更した制御値を元に戻し（処理Ｓ５９）、処理Ｓ５１に戻る。一方、緩和されていない場合（処理Ｓ５８，Ｎｏ）、処理Ｓ５１に戻る。

本実施形態では、蓄電システムのＳＯＣ目標値の変更、充放電リミッタの変更、風力発電システムの出力制限のうち少なくともひとつを実施することにより、予測された出力電力の急変に合わせて、変動を所定の範囲に収める制御が可能となる。なお、図５にて説明した一連の動作は、１分周期で行うことが好ましい。

図６は、本発明の一実施形態における気象観測装置の気象情報に基づく風速変動予測手法を示す特性図である。図６を参照して、本発明の一実施形態における、気象観測装置９で計測した気象情報を用いて、ウィンドファーム１００の風速を予測する手法を示す。一例として、気象観測装置９で計測した風向、風速情報のみを用いて、ウィンドファーム１００で発生する風速の変動を予測する手法と予測結果を説明する。

予測方法としては、気象観測装置９で現在計測された風向風速を示すベクトルがｖのとき、ｖと直角方向に仮想的な風速波面を定義する。仮想的な風速波面はその直角方向に風速ｖｓで伝播すると仮定する。前記仮想的な風速波面を延長して、ウィンドファーム１００と直角を成す位置をａ点とし、前記仮想的な風速波面の定義より、ａ点で現在時刻Ｔ_０に吹いている風速は気象観測装置９で現在吹いている風速ｖｓに等しい。従ってａ点で現在時刻Ｔ_０に吹いている風速ｖｓがウィンドファーム１００に到達する時刻Ｔは、気象観測装置９とウィンドファーム１００間の距離をＬ、ａ点とウィンドファーム１００間と、ウィンドファーム１００と気象観測装置９間の直線の成す角をθとすると、（数４）で表される。

（数４） Ｔ＝Ｔ_０＋Ｌｃｏｓθ／ｖｓ
（数４）より、ウィンドファーム１００において時刻Ｔで発生する風速の変動を予測することが可能となる。

図７は、本発明の一実施形態における風速急減時の予測例を示す説明図である。図７に、前記方法によるウィンドファームと気象観測装置９の実測風速、風向と予測風速の一例を示す。気象観測装置９で計測された風速の減少が、３０分先にウィンドファームで発生することを予測している。なお、どの程度先の風速の急変を予測できるかは、気象観測装置９の設置位置と、風速、風向によって変化するが、概ね１０分程度以上、３時間程度先までの予測が可能である。

図８は、本発明の一実施形態における蓄電装置の充放電制限値の変更動作を示す特性図である。図８を参照して、蓄電システム２の充放電リミッタの変更について説明する。通常、鉛蓄電池をはじめとした化学反応を用いた蓄電システム２では、図８に示す通常の充放電マップで示されるような充放電範囲リミッタを設けている。充放電範囲リミッタは、蓄電システム２のＳＯＣに依存する。これは、蓄電システム２の寿命などを考慮して決められており、もしもこの充放電リミッタの範囲を超えて常時充放電を行うと、蓄電システム２が急速に劣化する。しかしながら、風力発電システム１の出力電力ＰＷが急変する短時間だけ、リミッタの範囲を拡大して充放電出力を増大させるよう制御することにより、蓄電システム２の劣化を最小限にし、かつ出力電力ＰＷの急変時の変動緩和性能を最大限に発揮することが可能となる。

図８において、通常の充放電マップで示される充放電範囲リミッタを、出力電力ＰＷの急変予測時にどの程度拡大するかは、使用する蓄電システムの特性などを考慮して決定する。例えば、通常の充放電マップでＳＯＣが５０％時の放電出力リミッタが０．４Ｃとなっている鉛蓄電池の場合には、出力電力ＰＷの急減を予測した場合に、放電出力リミッタを０．５Ｃに拡大する。なお、ＣはＣレート（＝電流値（Ａ）／容量（Ａｈ））のことであり、容量１Ａｈの電池を１Ａで充放電すると１Ｃ、０．５Ａで充放電すると０．５Ｃと表記される。

図９は、本発明の一実施形態における風力発電システム、蓄電装置などの状態を表示する機能を示す図である。図９に示す表示画面例は、表示装置１０に表示される管理用の画面である。図９において、上部にはウィンドファーム１００の風力発電システム１の出力電力ＰＷの実測値と、予測値を示し、出力電力ＰＷの急変が予測される時刻などを表示する機能を有する。下部には蓄電装置の状態として、例えば、ＳＯＣの現在値と目標値、充放電制限リミッタの状態などを表示する。さらに、出力電力ＰＳの変動が所定の範囲に収まっているかどうかの目安として、現在の変動量や、ある期間に所定の変動範囲に収まっていたかどうかを示す指標である遵守率などを表示する機能を有する。なお、表示項目などは目的に応じて様々に変更することが可能である。

例えば、図９を参照すると、風力発電システム１の出力電力ＰＷ（図１参照）が６０分後に急減が予測されており、そのために、蓄電システム２の蓄電装置は、現在時点で、ＳＯＣの目標値を８５％までに上げており、また、充放電制限リミッタが「拡大中」であることがわかる。このため、風力が弱まり風力発電システム１の出力電力ＰＷが減少する６０分後に、蓄電システム２の充放電電力ＰＢの放電電力を上げることにより、予測される出力変動を減少させる方向に寄与できる。

本実施形態では、前記したように、蓄電システム２は、一台以上の蓄電装置２１１，２１２，・・・，２１ｍによって構成される。各蓄電装置の容量は、同一定格であり、蓄電装置のＳＯＣを全て同じ値（例えば、ＳＯＣ現在値を７５％、ＳＯＣ目標値を８０％）にする場合は、図９に示す例である。各蓄電装置の定格容量が異なり、蓄電装置のＳＯＣを蓄電装置ごとに変化させたい場合は、蓄電システム２が補償すべき全体の充電・放電エネルギー量を考慮して、各蓄電装置に配分すべきＳＯＣを算出すればよい。

図１０は、本発明の一実施形態における出力電力変動予測値に対する、風力発電システム、蓄電システムの制御方法を示す特性図である。図１０を参照して、出力電力ＰＳの予測値に応じて、蓄電システム２の放電出力リミッタ、ＳＯＣの目標値、風力発電システム１の出力を変更する判断基準について説明する。

図１０において、出力電力ＰＳの予測値が、出力電力ＰＳ下限値に到達するまでの時間をΔｔ１とする。Δｔ１が短い場合、風力発電システム１の出力を、時間的に傾斜を持たせて制限したとしても、出力電力ＰＳの急減時までに、出力電力ＰＳを充分に制限できない可能性があるので、その場合には図８で説明した蓄電システム２の各蓄電装置の放電出力リミッタの拡大を実施する

また、出力電力ＰＳの予測値が出力電力ＰＳの下限値を下回り、再び、出力電力ＰＳの下限値を上回るまでに、出力電力ＰＳの下限値を下回る範囲の面積を積分した値をΔＳＯＣとすると、ΔＳＯＣは出力電力ＰＳ下限値を下回った際に蓄電システム２が放電しなければいけないエネルギーを示す。現在の蓄電システムのＳＯＣからΔＳＯＣを減じても、蓄電システムのＳＯＣ下限値に達しなければ、ＳＯＣ枯渇は発生しないので、ＳＯＣの目標値を変更する必要はない。逆に、現在のＳＯＣからΔＳＯＣを減じて、ＳＯＣの下限値を下回る場合には、その下回る量に応じてＳＯＣの目標値を増加方向に変更することにより、ＳＯＣの枯渇を防止することが可能となる。

ウィンドファーム１００の外部に設けた気象観測装置９で計測した風速に基づいて、ウィンドファーム１００の出力変動を所定の範囲に抑制することができる。特に、電力系統制御の観点から有効な数分から１０数分程度の短周期変動を抑制できるので、有効である。

以上述べた実施形態においては、再生可能エネルギー利用発電システムとしてウィンドファーム１００について説明した。しかし、再生可能エネルギー利用発電システムとしては、必ずしもウィンドファーム１００に限らない。例えば、太陽光発電装置群、波力発電装置群に適用してもよい。

例えば、再生可能エネルギー利用発電システムとして、１台以上の太陽光発電装置によって構成される太陽光発電装置群と、１台以上の蓄電装置によって構成される蓄電システム２と、太陽光発電装置群及び蓄電システムを制御する上位コントローラ３とを有する再生可能エネルギー利用発電システムであって、上位コントローラ３は、太陽光発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する際に、気象情報に基づいて太陽光発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、予測された出力電力が、出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、判定が出力可能範囲を逸脱する場合、蓄電システム２の制御指令として、蓄電システム２の充電率の目標値及び蓄電システム２の充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令することができる。

１ 風力発電システム（風力発電装置群）
２ 蓄電システム
３ 上位コントローラ（制御装置）
４ 連系用変圧器
５ 電力系統
６，７ 電力計
８ 通信ネットワーク
９ 気象観測装置
１０ 表示装置
１１ ＳＣＡＤＡ
３１ 風速変動予測手段
３２ 出力変動予測手段
３３ 出力変動判定手段
３４ 変動緩和制御手段
３６ 風車・蓄電池制御決定手段（制御手段）
３７ 風車・蓄電池状態監視手段
９１ 気象計測値処理・送信装置
１００ ウィンドファーム（再生可能エネルギー利用発電システム）
１１１，・・・，１１ｎ 風力発電装置
２１１，・・・，２１ｍ 蓄電装置

Claims (10)

1. １台以上の風力発電装置によって構成される風力発電装置群と、１台以上の蓄電装置によって構成される蓄電システムと、前記風力発電装置群及び前記蓄電システムを制御する上位コントローラとを有する再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法であって、
   前記上位コントローラは、
   前記風力発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、前記蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する際に、
   気象情報に基づいて前記風力発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、前記予測された出力電力が、前記出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、前記出力可能範囲を逸脱する場合、前記蓄電システムの制御指令として、前記蓄電システムの充電率の目標値及び前記蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
2. 前記風力発電装置は、可変ピッチの制御可能な風力発電装置であり、
   前記上位コントローラは、
   前記蓄電システムの制御指令に加えて、前記風力発電装置に対して、
   前記出力可能範囲を逸脱する場合、前記可変ピッチの制御による出力制限値の変更指令する
   ことを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
3. 気象観測装置を備え、風速、風向、気温、湿度、気圧のうち少なくともひとつの気象情報と、前記気象情報を計測した時刻、気象観測装置が設置されている地点の緯度、経度、標高の位置情報を、通信ネットワークを介して、逐次、あるいは一定の時間保存したものをまとめて、前記上位コントローラに送信する
   ことを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
4. 前記上位コントローラは、
   前記風力発電装置群の近未来の出力電力の変動は、
   前記気象情報である風向及び風速を示すベクトルがｖのとき、該ｖと直角方向に仮想的な風速波面とし、該仮想的な風速波面がその直角方向に前記風速で伝播するとして、前記風力発電装置群に到達する風速変動の時間変化に基づいて予測する
   ことを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
5. 前記上位コントローラは、
   前記風力発電装置群の出力電力の実測値及び前記近未来の出力電力の予測値とともに、前記蓄電システムの充電率の目標値及び前記蓄電システムの充放電電力の制限値を表示装置に表示する
   ことを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
6. 前記上位コントローラは、
   前記蓄電システムの制御指令として、前記蓄電システムの充電率の目標値を変更指令する際に、前記予測される出力電力が前記出力可能範囲の下限値を下回る場合、前記蓄電システムの充電率の目標値を増加させ、前記予測される出力電力が前記出力可能範囲の上限値を上回る場合、前記蓄電システムの充電率の目標値を減少させる
   ことを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
7. 前記上位コントローラは、
   前記予測される出力電力が前記出力可能範囲の下限値を下回り、再び、該出力電力の下限値を上回ると予測した際に、前記下限値を下回る時刻ｔ１と前記下限値を上回る時刻ｔ２とに基づき、該出力電力の下限値を下回る範囲を時間積分した値を補償すべき容量とし、前記補償すべき容量に基づいて前記充電率の目標値を増加方向に変更する
   ことを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
8. １台以上の太陽光発電装置によって構成される太陽光発電装置群と、１台以上の蓄電装置によって構成される蓄電システムと、前記太陽光発電装置群及び前記蓄電システムを制御する上位コントローラとを有する再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法であって、
   前記上位コントローラは、
   前記太陽光発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、前記蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する際に、
   気象情報に基づいて前記太陽光発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、前記予測された出力電力が、前記出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、前記出力可能範囲を逸脱する場合、前記蓄電システムの制御指令として、前記蓄電システムの充電率の目標値及び前記蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
9. １台以上の波力発電装置によって構成される波力発電装置群と、１台以上の蓄電装置によって構成される蓄電システムと、前記波力発電装置群及び前記蓄電システムを制御する上位コントローラとを有する再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法であって、
   前記上位コントローラは、
   前記波力発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、前記蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する際に、
   気象情報に基づいて前記波力発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、前記予測された出力電力が、前記出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、前記出力可能範囲を逸脱する場合、前記蓄電システムの制御指令として、前記蓄電システムの充電率の目標値及び前記蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー利用発電システムの制御方法。
10. １台以上の風力発電装置によって構成される風力発電装置群と、１台以上の蓄電装置によって構成される蓄電システムとを備える再生可能エネルギー利用発電システムに用いる、前記風力発電装置群及び前記蓄電システムを制御する制御装置であって、
    前記制御装置は、
    前記風力発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、前記蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する際に、
    気象情報に基づいて前記風力発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測する出力変動予測手段と、
    前記予測された出力電力が、前記出力可能範囲を逸脱するか否かを判定する出力変動判定手段と、
    前記出力可能範囲を逸脱する場合、前記蓄電システムの制御指令として、前記蓄電システムの充電率の目標値及び前記蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令する制御手段とを有する
    ことを特徴とする制御装置。

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