JP7002428B2 - 需給調整力提供システム - Google Patents

Description

本発明は、需給調整力提供のために蓄電池を併設した需給調整力提供システムに関する。

ＣＯ_２排出抑制のために、電力をまかなうエネルギ源として、化石燃料のかわりに、太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギの比率を高める必要がある。火力発電機が解列すると、需要の変動に対して系統安定のための調整力供給能力が低下してしまう。一方、個々の再生可能エネルギ発電機には自身の発電値の変動を緩和するための蓄電池を併設している場合がある。風力発電値の変動が最も激しい状況に備えて蓄電池容量を設計しているので、季節や天候によって安定的に発電できる期間には、蓄電池の能力が使われないままとなる。そこで、この蓄電池の能力を調整力として活用できれば、系統安定に貢献できる。

系統安定に貢献するための先行技術として、例えば、特許文献１に記載の発明がある。特許文献１には、分散電源からの供給電力を考慮しつつ、所定地域内の電力需要家や機器の間で電力の需給調整を行う方法が開示されている。

国際公開第２０１２／１４７１５５号

風力発電者所有の変動緩和用蓄電池は、再生可能エネルギの変動緩和要件を満足するのみならず、アンシラリーサービス（需給調整力）用に蓄電池能力を提供することで有効に活用が可能である。いずれの先行技術文献にも、風力発電の変動緩和と調整力用電力提供を両立し、変動緩和に利用する想定期間を通して寿命を確保する蓄電池の充放電制御の詳細は明らかにされていない。したがって、調整力提供によって、想定していた蓄電池使用期間の前に蓄電池が劣化し、調整力提供も変動緩和もできなくなる恐れがある。

そこで、本発明は、発電機能および充電機能を有するサイトから電力系統への柔軟な電力の供給と受給を実現することを課題とする。

前記した課題を解決するため、第１の発明は、１つ以上のサイトに設置した蓄電池の充放電の合算が調整力要求値となるように、各前記サイトの蓄電池の調整力提供指令値を計算して各前記サイトの蓄電池に指令する需給調整力提供システムにおいて、前記需給調整力提供システムは、各前記サイトの蓄電池が提供した調整力の各時刻における積算値である調整力提供積算値、および、前記調整力提供積算値の上限値を受け、各前記サイトの蓄電池の調整力提供積算指標を計算する指標算出部と、各前記サイトの蓄電池の容量、充放電量、および各時刻における充電率を受けて、各前記サイトの蓄電池の需給調整力可能量を計算する需給調整力可能量算出部と、前記調整力要求値と前記調整力提供積算指標と前記需給調整力可能量に基づいて、各前記サイトの蓄電池の調整力提供指令値を計算する需給調整力指令算出部と、を備えることを特徴とする需給調整力提供システムである。

第２の発明は、指令センタより、出力上限指令値と、充放電指令値と、需給調整力指令値を受けて、前記出力上限指令値以下に発電電力を抑制する機能を備える再生可能エネルギ発電機と、前記充放電指令値に従って蓄電池を充放電して現在の充電率を出力する蓄電池システムと、前記出力上限指令値と前記充放電指令値の合算値を、前記需給調整力指令値を差し引いた第１の電力と前記需給調整力指令値に従う第２の電力に分配する電力変換器と、前記第１の電力を測定する第１の電力メータと、前記第２の電力を測定する第２の電力メータ、を備える需給調整力提供システムである。
その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。

本発明によれば、発電機能および充電機能を有するサイトから電力系統への柔軟な電力の供給と受給を実現することができる。

第１と第２の実施形態に係る指令センタの構成の例を示す図である。 第１実施形態に係る再生可能エネルギ発電機システムの構成の例を示す図である。 第１実施形態に係る蓄電池充電可能値の算出方法の説明図である。 ＳＯＣから蓄電池充放電可能量を算出する例を示したグラフである。 第１と第２の実施形態に係る指令センタの処理を示すフローチャートである。 第２実施形態に係る再生可能エネルギ発電機システムの構成の例を示す図である。 第２実施形態に係る蓄電池充電可能値の算出方法の説明図である。 第３の実施形態に係る指令センタの構成の例を示した図である。 第３の実施形態の充放電必要量に係る説明のグラフである。 第３の実施形態に係る指令センタの処理を示すフローチャートである。

以降、本発明を実施するための形態を、各図と数式を参照して詳細に説明する。
《第１実施形態》
図１は、第１と第２の実施形態に係る指令センタの構成の例を示す図である。
ここでは、第１の第２の実施形態に係る蓄電池併設再生可能エネルギ発電の指令センタ２００（以下、指令センタ２００と称する）と、グループをなして需給調整力を提供する１つ以上の風力発電サイト１０００ａ～１０００ｃの例を示す。ここでは、再生可能エネルギの例として、風力発電を用いて説明する。また、系統安定のための調整力は需給調整力用の電力取引にて提供するものとする。以下、各風力発電サイト１０００ａ～１０００ｃを区別しないときには、風力発電サイト１０００と記載する。

指令センタ２００は、需給調整力提供の開始時刻ｔｓ、終了時刻ｔｅと、この期間中に番号ＩＤ_ＷＦの風力発電サイト１０００が提供可能な需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）と、各風力発電サイト１０００の蓄電池容量Ｃｃ（ＩＤ_ＷＦ）の設定を受ける。更に指令センタ２００は、時刻ｔにおける、開始時刻ｔｓ以降の各風力発電サイト１０００の需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を各風力発電サイト１０００より受ける。更に指令センタ２００は、各風力発電サイト１０００の気象情報Ｗｉ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）を受け、これらの値を用いて各風力発電サイト１０００への需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算して、各風力発電サイト１０００に送信する。

需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）を用いるのは、各風力発電サイト１０００に設置された変動緩和用蓄電池の寿命を想定期間確保するためである。蓄電池の寿命は、サイクル数で決定され、サイクル数は需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が蓄電池容量の何倍に相当するかで換算できる。各風力発電サイト１０００に設置された変動緩和用の蓄電池は、単時間断面において必要な需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）や、需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）のみならず、２０年などの設備利用期間を通して蓄電池寿命を確保するために必要な需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の容量となっている。したがって、単時間断面において必要な需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）や、需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）のみに着目して需給調整力を提供すると、主目的である変動緩和に利用できる期間を短縮してしまう。そこで、需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）を与えて、この範囲内で需給調整力Ｗを提供することで、変動緩和用蓄電池の寿命を想定期間確保する。

図１に示すように、各風力発電サイト１０００ａ～１０００ｃは、指令センタ２００より需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受けて、指令値に応じた風車および蓄電池の制御後の実際の風力変動緩和結果と充放電量から蓄電池の充電率ＳＯＣ（ｔ＋１）と需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ＋１）を計算して指令センタ２００に送る。また、風力発電サイト１０００ａは、需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）に従って、電力線１１００ａに風力発電として売る電力を、電力線１２００ａに需給調整力Ｗとして売る電力を送る。風力発電サイト１０００ｂ，１０００ｃも同様である。需給調整力Ｗとして売る電力線１２００ａ～１２００ｃの電力は合計して、指令センタ２００が受けた需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）に対して発電する需給調整力Ｗとなる。需給調整力Ｗは、上げ取引の時にはプラスのＷ値であるが、下げ取引の時にはマイナスのＷ値である。各風力発電サイト１０００ａ～１０００ｃの構成は、図２～３により後述する。

以下、指令センタ２００の構成について説明する。進捗指標算出部２０１は、需給調整力提供の開始時刻ｔｓ、終了時刻ｔｅと、この期間中に番号ＩＤ_ＷＦの風力発電サイト１０００が提供可能な需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）と、開始時刻ｔｓ以降の各風力発電サイトの需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）から、Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）に対し、需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の進捗に応じて、どの程度、需給調整力Ｗを提供する余力があるか調整力提供積算の指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出する。

Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＝（Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）－Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ））
／Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）…（１）

但し、Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）：指標
Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）：需給調整力積算上限値
Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）：需給調整力積算

ここでは、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を式（１）で定義しているが、需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と、需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）との差によって定義してもよい。指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が１に近いほど需給調整力を提供する余力があり、０に近いほど余力がない。進捗指標算出部２０１は、需給調整力指令算出部２０４に指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を送る。

変動緩和算出部２０３は、各風力発電サイト１０００の気象情報Ｗｉ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受けて、時刻ｔにおける各風力発電サイト１０００の風力発電予測値Ｗｆ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を予測する。更に変動緩和算出部２０３は、蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と蓄電池容量Ｃｃ（ＩＤ_ＷＦ）から、蓄電池の充放電可能量Ｃａを算出し、蓄電池の充放電可能量Ｃａの範囲で、変動緩和要件に従うために必要な蓄電池の充放電量Ｃｉｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と風力発電出力の上限値Ｗ１ｔ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算する。変動緩和要件とは、ここでは、一定時間枠内の発電値の最大値と最小値の差が所定の範囲内になるよう各機器を制御する構成を備える。所定の範囲内とは、例えば、風力発電設備容量の１０％などである。蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が１００％に近ければ充電可能量は小さくなり、逆に０％に近ければ放電可能量は小さくなり、変動緩和や調整力提供に使える充放電量Ｃｉｏは乏しくなる。変動緩和算出部２０３は、需給調整力可能量算出部２０２に蓄電池の充放電量Ｃｉｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を、需給調整力指令算出部２０４に風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を送る。

変動緩和要件について説明する。図１の図示しないデータ格納部には、各風力発電サイト１０００の過去の風力発電値の履歴が保存されている。変動緩和算出部２０３は、この値を用いて各風力発電サイト１０００の変動緩和後の上限値Ｗ１ｔ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）および下限値Ｗ１ｂ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出する。
需給調整力可能量算出部２０２は、蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と蓄電池容量Ｃｃ（ＩＤ_ＷＦ）から、蓄電池の充放電可能量Ｃａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出し、変動緩和算出部２０３から受けた蓄電池の充放電量Ｃｉｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を用いて、各風力発電サイト１０００の需給の調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出する。需給調整力可能量算出部２０２は、需給調整力指令算出部２０４に調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を送る。

需給調整力指令算出部２０４は、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と、調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を用いて、需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）を満足する各風力発電サイト１０００の需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算し、変動緩和算出部２０３より受けた風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）とともに、ＳＯＣ調整充放電算出部２０５に送る。これら需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）は、各風力発電サイト１０００の蓄電池の調整力提供指令値である。

需給調整力指令算出部２０４は、ＩＤソート部２０４－１とソート順割当部２０４－２からなる。ＩＤソート部２０４－１は、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受けて、指標が大きい順すなわち需給調整力を提供する余力がある順に風力発電サイトの優先順位を決定する。ＩＤソート部２０４－１は、ソート順割当部２０４－２に、風力発電サイト１０００の優先順位を送る。ソート順割当部２０４－２は、風力発電サイト１０００の優先順位の順に、割り当てた調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の総和が需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）となるように、調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）以下の値を、番号ＩＤ_ＷＦの風力発電サイト１０００に割り当て、それに必要な蓄電池の充放電量Ｃｉｏを計算する。ソート順割当部２０４－２は、計算した需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と、変動緩和算出部２０３より受けた風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）をＳＯＣ調整充放電算出部２０５に送る。もし割り当て前の調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の総和が需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）より小さければ、割り当て前の調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の総和の上限まで割り当てて処理を終える。風力発電サイト１０００が1箇所のみであっても同様に需給調整力の割り当てを行うことができ,もしそのひとつの風力発電サイト１０００の指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が０以下であれば需給調整力を提供しない。これにより、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が０以下の風力発電サイト１０００の需給調整力の割り当ては０となり、その風力発電サイト１０００の蓄電池の寿命を計画通りとすることができる。

需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を提供すれば、蓄電池充放電によって蓄電池は劣化するが、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を用いて需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算することで、需給調整力による劣化を想定内にとどめることができ、各風力発電サイト１０００の事業計画に沿った蓄電池の想定寿命を確保できる。

ＳＯＣ調整充放電算出部２０５は、蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受けて、これがあらかじめ定めたＳＯＣ上限（ＩＤ_ＷＦ）とＳＯＣ下限（ＩＤ_ＷＦ）の範囲にあるかをチェックし、範囲を外れていれば範囲内に近づけるよう蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と、変動緩和Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を修正、外れていなければそのままとする。ＳＯＣ調整充放電算出部２０５は、計算した需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を各風力発電サイト１０００に送る。修正は次のように行う。この時、各風力発電サイト１０００の変動緩和の上下限値と需給調整力可能量算出部２０２で計算した充放電可能量Ｃａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を用いて、次のように行う。

蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＜ＳＯＣ下限（ＩＤ_ＷＦ）：ＳＯＣを上げるため、充電できる条件にあれば充電する。充電できる条件を、式（２）に示す。

Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＞Ｗｍｂ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）…（２）

但し、Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ） ：変動緩和
Ｗｍｂ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）：変動緩和下限値

充電すると変動緩和Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）は低下するため、低下しても変動緩和要件を満足できる必要がある
蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が充電であれば、式（３）のようになる。

Ｃａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＞Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）…（３）

但し、Ｃａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）：充放電可能量
Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）：蓄電池充放電指令値

蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が充電であれば、式（２）の右辺と式（３）の右辺の小さいほうの値、充電でなければ式（２）の右辺の充電が可能なので、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）にその値を加算し、変動緩和Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）からその値を減算して修正する。

蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＞ＳＯＣ上限（ＩＤ_ＷＦ）：ＳＯＣを下げるため、放電できる条件にあれば放電する。放電できる条件と、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と変動緩和Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の修正方法は、充電と同様の考え方で行う。
ＳＯＣ調整充放電算出部２０５を備えることで、調整力要求量が長い時間にわたり、上げ取引または下げ取引に偏っていた場合に、風力発電から蓄電池に電力を補うため調整力を提供し続けることができる。

以下、図２～３を用いて、風力発電サイト１０００ａの構成と動作について説明する。ほかの風力発電サイト１０００ｂ，１０００ｃの構成も同様である。図２は、第１実施形態に係る再生可能エネルギ発電機システムの構成の例を示す図である。図３は、第１実施形態に係る蓄電池充電可能値の算出方法の説明図である。
本実施形遺体では、需給調整力は変動緩和要件とは無関係に提供できる契約とする。この契約は、風力発電サイト１０００が連系する連系線容量に余裕がある場合には、変動緩和要件の枠を外れたとしても調整力提供が優先される場合に用いられると考えられる。一方、風力発電サイト１０００が連系する連系線容量に余裕がない場合には、需給調整力は変動緩和要件の範囲で提供されると考えられ、これについては別の実施形態にて後述する。

図２に、風力発電サイト１０００の例を示す。
風力発電サイト１０００は、指令センタ２００より受けた需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）に従って、電力系統２０００に発電電力を出力する。その結果、風力発電として売る電力Ｗ１は、課された変動緩和要件を満足するものである。風力発電サイト１０００は、電力線１１００を介して風力発電として売る電力Ｗ１を送り、電力線１２００を介して需給調整力として売る電力Ｗ２を送る。

風力発電サイト１０００は、電力メータ９，１０，１１と、電力変換器（ＢＴＢ：Back-to-back）８と、制御部３００と、蓄電池システム３と、風力発電設備２と、受給調整力積算部４とを備える。風力発電サイト１０００は、電力変換器１２を介して電力系統２０００に接続される。
電力メータ１０は、電力線１１００と電力線１２００の合流点より風力発電サイト１０００側に設置され、風力発電として売る電力Ｗ１を測定する。電力メータ１０は、電力線１０１，１０３と電力変換器１３を介して風力発電設備２に接続される。更に電力メータ１０は、電力線１０１，１０４と電力変換器１４を介して蓄電池システム３に接続される。

電力メータ１１は、電力線１１００と電力線１２００の合流点より電力変換器８側に設置され、需給調整力として売る電力Ｗ２を測定する。この電力メータ１１は、電力線１０２を介して電力変換器８に接続される。この電力メータ１１が必要な理由は、風力発電として売る電力Ｗ１と、需給調整力として売る電力Ｗ２を区別するためである。特に、需給調整力要求量が下げ取引の場合でも対価が生じるが、合算後のみの電力測定では、需給調整力として売る電力Ｗ２と風力発電として売る電力Ｗ１の量がわからなくなるのを防ぐためである。

電力変換器８は、潮流を分ける働きをもち、変圧器１５，１６と、ＡＣ／ＤＣコンバータ１７とＤＣ／ＡＣコンバータ１８とを備える。電力変換器８の一方は、電力線１０２，１２００を介して電力変換器１２に接続され、他方は電力線１０１，１０３，１０４に接続される。ＤＣ／ＡＣコンバータ１８は、制御部３００より受給調整力Ｗを受けて動作する。

風力発電設備２は、風を受け、かつ風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）に従って発電する設備であり、電力変換器１３と電力線１０３，１０１，１１００を介して電力変換器１２に接続される。風力発電設備２の風なり発電とは、出力抑制を受けずに風力発電する場合の発電のことである。風力発電設備２は、制御部３００より風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受ける。風なり発電値が風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）より大きい場合、風力発電設備２は、発電電力が風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）になるように発電電力を抑制する。風が弱く風なりの発電値が風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）より小さい場合は、風なり発電値で発電する。電力メータ９は、風力発電設備２の発電電力を測定する。風なり発電は、指令センタ２００にて風力発電予測値Ｗｆ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）として予測される値である。

蓄電池システム３は、いずれも図示されない一または複数の蓄電池と、その充放電を交流に変換するための電力交換器と、蓄電池の充電率ＳＯＣ（State of charge）を測定または推定し出力するＳＯＣ検出部からなる。なお、ＳＯＣ検出部は、蓄電池システム３ではなく制御部３００に設けてもよい。蓄電池システム３は、指令センタ２００より受けた蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受けて充放電する。ＳＯＣ状態に応じて指令どおりの充放電ができない場合がある。充電率ＳＯＣが１００％の状態であれば、充電はできないし、充電率ＳＯＣが０％の状態であれば、放電はできない。そのため、蓄電池システム３は、電圧値やそれまでの充放電履歴から蓄電池の充電率ＳＯＣを測定または推定し、指令センタ２００にその値を出力する。

風力発電サイト１０００は、風力発電として売る電力Ｗ１は課された変動緩和要件を満足しつつ、電力線１２００に需給調整力を電力系統に出力もしくは電力系統から受け取る。指令センタ２００では、変動緩和要件と需給調整力提供を両立するため、需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算して送ってくるので、制御部３００は、情報受信部５にて指令値を受け取って、電力変換器８や蓄電池システム３や風力発電設備２に指令値を送る。制御部３００は、需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を潮流を分ける電力変換器８に送り、蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を蓄電池システム３に送り、風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を風力発電設備２に送る。

潮流を分ける電力変換器８は、電力線１０３と電力線１０４を介して出力される風力発電設備２と蓄電池システム３の電力から需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）として指定された電力を電力線１０２に分流する。電力変換器８は、電力線１０２への接続側に変圧器１５および電力線１０４への接続側に変圧器１６を備える。変圧器１５または変圧器１６は、どちらか一方には必ず備える必要がある。電力線１０１，１０２，１０５は、ループを構成しているため、変圧器１５または変圧器１６によって零相経路を断っている。これにより、安定した動作をさせ、かつノイズ拡散を防止させることができる。

図３は、第１実施形態に係る蓄電池充電可能値の算出方法の説明図である。
図３を用いて、指令センタ２００の変動緩和算出部２０３と需給調整力可能量算出部２０２で計算する需給調整力可能量Ｗ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）算出方法を説明する。以下、風力発電サイト１０００の番号ＩＤ_ＷＦを省略して以下説明する。図３は、風力発電サイト１０００の発電値の例を示している。

図３の第１グラフの横軸は、時刻である。第１グラフの縦軸は発電出力であり、電力メータ１０で計測される出力値Ｗ１ｏを示している。説明を簡単にするため、この図では、電力取引用の電力メータ１１で計測される電力値は０とする。図３の第２グラフの横軸は時刻、縦軸は蓄電池システム３の出力値であり、放電は正の値を、充電は負の値をとる。図３の第２グラフの横軸は時刻、縦軸は蓄電池システム３の備える蓄電池の充電率である。図３の各グラフの横軸の時刻は、同一の時刻である。

図３の第１グラフに示す電力メータ１０で計測される出力値Ｗ１ｏは、電力系統に連系するための変動緩和要件が課されており、変動緩和要件はｎ分間の最大値と最小値の差がＬ以下とする。第１グラフには、各時刻における、上記変動緩和要件を満足するための出力値Ｗ１ｏの許容範囲である上限値Ｗ１ｔと下限値Ｗ１ｂを示している。

風なり発電値は、変動緩和算出部２０３で予測した風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）である。蓄電池の充放電可能量Ｃａの範囲で、変動緩和要件に従うために必要な蓄電池の充放電量Ｃｉｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と風力発電出力の上限値Ｗ１ｔ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算する。上限値Ｗ１ｔ≧出力値Ｗ１ｏ≧下限値Ｗ１ｂとなるよう、風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）から、充放電値、出力上限指令値、Ｗ２出力の指令値を算出する。風なりの発電値およびその予測値として風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）を示している。時刻ｔ１においては、出力値Ｗ１ｏ（ｔ１）＝風なり発電値Ｗｆ（ｔ１）であり、蓄電池からの充放電がなくても風なりの発電値Ｗｆで上限値Ｗ１ｔ以下かつ下限値Ｗ１ｂ以上である。時刻ｔ２においては、風なり発電値Ｗｆが下限値Ｗ１ｂを下回ってしまうため、蓄電池より放電することで出力値Ｗ１ｏが下限値Ｗ１ｂと同じくなるようにし、要件を満足させる。時刻ｔ３においては、風なり発電値が上限値Ｗ１ｔを上回るため、蓄電池が充電することで出力値Ｗ１ｏが上限値Ｗ１ｔと同じくなるようにし、要件を満足させる。

蓄電池の放電を行うと、第３グラフに示すように蓄電池の充電率ＳＯＣは低下し、充電を行えば蓄電池の充電率ＳＯＣは上昇する。また、蓄電池の端子電圧制約により、ＳＯＣに応じて、蓄電池充電可能値Ｘｃと蓄電池放電可能値Ｘｄが変化する。需給調整力指令算出部２０４は、ＳＯＣから蓄電池充電可能値Ｘｃと蓄電池放電可能値Ｘｄを算出する。

図３の第１グラフには、各時刻のＳＯＣ値に応じた蓄電池充電可能値Ｘｃと蓄電池放電可能値Ｘｄを示している。

需給調整力指令算出部２０４は、各時刻における、電力取引に供給可能な電力を次のように算出する。
時刻ｔ１においては、風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）は上限値Ｗ１ｔと下限値Ｗ１ｂの範囲に収まっている。この場合、変動緩和に蓄電池の充放電は使われないため、蓄電池のＳＯＣに応じた充放電可能量Ｃａをすべて調整力に提供できる。

Ｔｄ（ｔ）＝Ｘｃ（ｔ）…（４）
但し、Ｔｄ（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池充電可能値

Ｔｉ（ｔ）＝Ｘｄ（ｔ）…（５）
但し：Ｔｉ（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｘｄ（ｔ）：蓄電池放電可能値

Ｚｄ（ｔ）＝０…（６）
但し：Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値

Ｚｃ（ｔ）＝０…（７）
但し：Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値

時刻ｔ２においては、風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）が下限値Ｗ１ｂを下回ってしまうため、変動緩和用に蓄電池より放電する。そこで、電力取引に向けられる量は、変動緩和用の放電を差し引き、次のように計算できる。

Ｔｄ（ｔ）＝Ｘｃ（ｔ）…（４）

但し、Ｔｄ（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池充電可能値

Ｔｉ（ｔ）＝Ｘｄ（ｔ）－Ｚｄ（ｔ）…（８）

但し：Ｔｉ（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｘｄ（ｔ）：蓄電池放電可能値
Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値

Ｚｄ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｗ１ｂ（ｔ）－Ｗｆ（ｔ），Ｘｄ（ｔ））…（９）

但し：Ｚｄ（ｔ） ：変動緩和用放電値
Ｗ１ｂ（ｔ）：下限値
Ｗｆ（ｔ） ：風力発電予測値
Ｘｄ（ｔ） ：蓄電池放電可能値

Ｚｃ（ｔ）＝０…（１０）
但し：Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値

時刻ｔ３においては、風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）が上限値Ｗ１ｔを上回るため、変動緩和用に蓄電池が充電する。そこで、電力取引に向けられる充電量は、変動緩和用の充電を差し引き、次のように計算する。

Ｔｉ（ｔ）＝Ｘｄ（ｔ）…（５）

但し、Ｔｉ（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｘｄ（ｔ）：蓄電池放電可能値

Ｔｄ（ｔ）＝Ｘｃ（ｔ）－Ｚｃ（ｔ）…（１１）
但し、Ｔｄ（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池充電可能値
Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値

Ｚｄ（ｔ）＝０…（６）
但し：Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値

Ｚｃ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｗｆ（ｔ）－Ｗ１ｔ（ｔ），Ｘｃ（ｔ））…（１２）
但し、Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値
Ｗｆ（ｔ）：風力発電予測値
Ｗ１ｔ（ｔ）：上限値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池充電可能値

以上の考え方により、時刻ｔ１、ｔ２、ｔ３の各場合について、Ｗ２上げ取引可能値ＴｉとＷ２下げ取引可能値Ｔｄを算出できる。

図４は、蓄電池システム３のＳＯＣと蓄電池充電可能値Ｘｃと蓄電池放電可能値Ｘｄを説明するグラフである。
蓄電池充電可能値Ｘｃは、ＳＯＣ充電下限値以上かつＳＯＣ充電上限値以下で単調増加する。なお、ＳＯＣ充電下限値は、０％である。
蓄電池放電可能値Ｘｄは、ＳＯＣ放電下限値以上かつＳＯＣ放電上限値以下で単調増加する。なお、ＳＯＣ放電上限値は、１００％である。なお、蓄電池放電可能値Ｘｄは、負の値として示している。
つまり、蓄電池システム３から放電できるのは、ＳＯＣがＳＯＣ放電下限値以上、充電できるのは、ＳＯＣがＳＯＣ充電上限値以下の範囲である。蓄電池システム３は、ＳＯＣが１００％近くなれば充電はできない。

図５に、指令センタ２００の動作フローを示す。
まず、ステップＳ１００において、指令センタ２００は、初期化処理を行う。進捗指標算出部２０１は、需給調整力提供の開始時刻ｔｓ、終了時刻ｔｅ、需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）の設定を受ける。また、需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ）＝０に初期化する。需給調整力可能量算出部２０２は、蓄電池容量Ｃｃ（ＩＤ_ＷＦ）の設定を受ける。変動緩和算出部２０３は、各風力発電サイト１０００の風力発電設備容量の設定を受ける。変動緩和要件を計算するのに必要だからである。

ステップＳ１０１において、指令センタ２００は、現在時刻ｔが開始時刻ｔｓ以前ならば（Ｎｏ）、このステップＳ１０１の判定を繰り返し、現在時刻ｔが開始時刻ｔｓよりも後ならば（Ｙｅｓ）、ステップＳ１０２に進む。

ステップＳ１０２において、指令センタ２００は、現在時刻ｔが終了時刻ｔｅ以前ならば（Ｎｏ）、ステップＳ１０３に進み、現在時刻ｔが終了時刻ｔｅよりも後ならば（Ｙｅｓ）、図５の処理を終了する。
つまり、需給調整力提供の開始時刻ｔｓ以降の各時刻において、設定された開始時刻ｔｓから終了時刻ｔｅまで、指令センタ２００は、ステップＳ１０３～Ｓ１０９の処理を繰り返す。

ステップＳ１０３において、変動緩和算出部２０３は、各風力発電サイト１０００の気象情報Ｗｉを受けて変動緩和Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出する。
ステップＳ１０４において、進捗指標算出部２０１は、各風力発電サイト１０００より需給調整力積算Ｗｈ_ＳＵＭ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を受信し、進捗指標ＷｈＩ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出する。
ステップＳ１０５において、需給調整力可能量算出部２０２は、蓄電池の充電率ＳＯＣ（ｔ）を受信し、需給調整力可能量ＷＡ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出する。

ステップＳ１０６において、需給調整力指令算出部２０４は、需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）を受信し、需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）指令を算出する。
ステップＳ１０７において、ＳＯＣ調整充放電算出部２０５は、ＳＯＣ調整のための蓄電池充放電指令値Ｃｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出し、ステップＳ１０８において、計算結果を各風力発電サイト１０００に送付する。

ステップＳ１０９において、指令センタ２００は、次の時刻に更新する。ここでは、１秒ごとに計算と送受信ができるものとしているが、送受信に時間が掛かるのであれば、その時間以上の待ち時間を入れてステップＳ１０３～Ｓ１０９の処理を繰り返すことでもよい。

本実施形態では、需給調整力指令算出部２０４は、ＩＤソート部２０４－１とソート順割当部２０４－２からなると説明したが、それ以外の構成や方法で、需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）指令を算出することもできる。例えば、需給調整力指令算出部２０４は、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＞０である風力発電サイト１０００の中で、調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の割合にしたがって需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）を案分して需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を決定してもよい。例えば調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の割合にしたがって需給調整力要求値Ｗｒ（ｔ）を案分したのち、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＝０の風力発電サイト１０００に割り当てられた需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を、調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）より大きい風力発電サイト１０００に、前式左辺の大きい順や小さい順に割り当ててもよく、また、按分に割り当ててもよい。

以上に説明した方法により、需給調整力指令算出部２０４は、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）＞０である風力発電サイト１０００のみに調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を割り当てることになる。したがって、指令センタ２００は、需給調整力提供の開始時刻ｔｓから終了時刻ｔｅまでの期間中に、番号ＩＤ_ＷＦの風力発電サイト１０００に、需給調整力積算が需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）以下となるように、需給調整力Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）の指令を出すことができる。
なお、気象情報Ｗｉは、各風力発電サイト１０００の気象情報Ｗｉ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）のみならず、より広範囲の気象情報を用いてもよい。

本実施形態では、再生可能エネルギ発電機として風力発電機を用いる場合について説明したが、そのほかの太陽光発電や地熱発電も変動緩和のための蓄電池を備えていれば、同様に利用することができる。
本実実施形態では、需給調整力可能量算出部２０２は、指令センタ２００内にあるとして説明したが、各風力発電サイト１０００やその他のサイトで計算してその結果受け取る構成であってもよい。そのほかの構成要素も、指令センタ２００外で計算し、その結果を受け取ることでも同様の効果がある。
本実施形態では、風力発電サイト１０００やその他のサイトが複数あるものとして説明したが、単一のサイトの構成でも良い。その場合は、そのひとつのサイトの指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が０以下であれば需給調整力を提供しない。これにより、指標Ｉｓ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）が０以下の風力発電サイトの需給調整力の割り当ては０となるが、その風力発電サイト１０００の蓄電池の寿命を計画通りとすることができる。

《第２の実施形態》
第１の実施形態では、風力発電サイト１０００の例として、需給調整力は変動緩和要件とは無関係に提供できる契約であるとして図２の構成を示した。この契約は、風力発電サイト１０００が連系する連系線容量に余裕がある場合には、変動緩和要件の枠を外れたとしても調整力提供が優先される場合に用いられると考えられる。一方、風力発電サイト１０００が連系する連系線容量に余裕がない場合には、需給調整力は変動緩和要件の範囲で提供されると考えられ、これについて、第２の実施形態で説明する。各風力発電サイト１０００で、両方の場合が混在することもあるため、指令センタ２００では、各風力発電サイト１０００の調整力提供可能量Ｗｎ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を計算する際に、各風力発電サイト１０００がどちらの場合であるかを判断して計算する。

図６に、風力発電サイト１０００の例を示し、図２の構成と異なる部分を中心に説明する。風力発電サイト１０００は、電力線１１００に風力発電として売る電力Ｗ３を、電力線１２００に需給調整力として売る電力Ｗ２を送る。
第１の実施形態と異なる点は、変動緩和要件を満足するかを測定する電力メータ１０を電力線１１００と１２００の合流点より電力系統側に、設置する構成であることである。本実施形態では以降、電力メータ１０で計測する電力をＷ１と称する。需給調整力として売る電力Ｗ２を測定するための電力メータ１１は、第１の実施形態と同様に合流点より風力発電サイト１０００側に設置する。そのほかの構成は第１の実施形態と同様である。風力発電として売る電力Ｗ３を測定するために、電力メータ１７を設置しているが、これを設置せずに、電力メータ１０から電力メータ１１を差し引いて計算することもできる。

図７は、第２実施形態に係る蓄電池充電可能値の算出方法の説明図である。
また、この構成の場合、調整力提供可能量Ｗｎは、変動緩和の上下限と図７で示す方法で計算される。

時刻ｔ１においては、出力値Ｗ１ｏ（ｔ１）＝風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）であるが、出力値Ｗ１ｏ（ｔ１）を下限値Ｗ１ｂまで下げて、（風力発電予測値Ｗｆ（ｔ）－下限値Ｗ１ｂ）の電力量を下げ電力取引に融通することができる。これをＷ２下げ取引可能値Ｔｄ１（ｔ１）とする。しかし、出力値Ｗ１ｏを下限値Ｗ１ｂまで下げるためには、風なり発電値と下限値Ｗ１ｂの差分を、蓄電池に充電する必要がある。すなわち、蓄電池充電可能値Ｘｃ（ｔ）までしか出力値Ｗ１ｏを下げられない。下げ電力取引に融通できるのは、Ｗ２下げ取引可能値Ｔｄ１（ｔ）と蓄電池充電可能値Ｘｃ（ｔ）のうち小さいほうの値である。また、下限値Ｗ１ｂは、直前のｎ分間の出力値Ｗ１ｏの最大値－Ｌにより算出し、上限値Ｗ１ｔは、直前のｎ分間の出力値Ｗ１ｏの最小値＋Ｌにより算出する。

Ｔｄ１（ｔ）＝Ｗｆ（ｔ）－Ｗ１ｂ（ｔ）…（１３）
但し、Ｔｄ１（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｗｆ（ｔ） ：風力発電予測値
Ｗ１ｂ（ｔ）：下限値

Ｔｄ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｔｄ１（ｔ），Ｘｃ（ｔ））…（１４）

但し、Ｔｄ（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｔｄ１（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池充電可能値

Ｚｄ（ｔ）＝０
但し、Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値
Ｚｃ（ｔ）＝０
但し、Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値

同様に、上限値Ｗ１ｔと風なり発電値との差の電力量を、上げ電力取引に融通することができ、これをＷ２上げ取引可能値Ｔｉ１（ｔ１）とする。上げ電力取引に融通できるのは、Ｗ２上げ取引可能値Ｔｉ１（ｔ）と蓄電池充電可能値Ｘｃ（ｔ）のうち小さいほうの値である。

Ｔｉ１（ｔ）＝Ｗ１ｔ（ｔ）－Ｗｆ（ｔ）…（１５）
但し、Ｔｉ１（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｗ１ｔ（ｔ）：上限値
Ｗｆ（ｔ）：風力発電予測値

Ｔｉ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｔｉ１（ｔ），Ｘｄ（ｔ））…（１６）
但し：Ｔｉ（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｔｉ１（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｘｄ（ｔ）：蓄電池放電可能値

Ｚｄ（ｔ）＝０…（１７）
但し、Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値

Ｚｃ（ｔ）＝０…（１８）
但し、Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値

時刻ｔ２においては、風なり発電値が下限値Ｗ１ｂを下回ってしまうため、変動緩和用に蓄電池より放電する。そこで、電力取引に向けられる量を次のように計算できる。下げ取引であれば式（１９）～（２１）により計算する。上げ取引であれば式（２２）～（２３）により計算し、出力値Ｗ１ｏは下限値Ｗ１ｂとなっているためＷ２下げ取引可能値Ｔｄ（ｔ２）は０である。また、電力取引がなくても変動緩和用に蓄電池より放電する必要がある。この変動緩和用放電値も、蓄電池放電可能値Ｘｄ以下である必要がある。変動緩和用放電値Ｚｄが蓄電池放電可能値Ｘｄより大きい場合は、出力値Ｗ１ｏが変動緩和要件を逸脱することになる。

Ｔｄ（ｔ）＝Ｔｄ１（ｔ）＝０…（１９）
但し、Ｔｄ（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｔｄ１（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値

Ｚｄ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｗ１ｂ（ｔ）－Ｗｆ（ｔ），Ｘｄ（ｔ）） …（２０）
但し：Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値
Ｗ１ｂ（ｔ）：下限値
Ｗｆ（ｔ）：風力発電予測値
Ｘｄ（ｔ）：蓄電池放電可能値

Ｚｃ（ｔ）＝０…（２１）
但し、Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値

Ｔｉ１（ｔ）＝Ｗ１ｔ（ｔ）－Ｗ１ｂ（ｔ）…（２２）
但し、Ｔｉ１（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｗ１ｔ（ｔ）：上限値
Ｗ１ｂ（ｔ）：下限値

Ｔｉ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｔｉ１（ｔ），Ｘｄ（ｔ）－Ｚｄ（ｔ））…（２３）
但し、Ｔｉ（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｔｉ１（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｘｄ（ｔ）：蓄電池放電可能値
Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値

時刻ｔ３においては、風なり発電値が上限値Ｗ１ｔを上回るため、変動緩和用に蓄電池が充電する。そこで電力取引に向けられるのは、下げ取引であれば式（２４）～（２６）により計算する。上げ取引であれば式（２７）～（２８）により計算し、Ｗ２上げ取引可能値Ｔｉ（ｔ３）は０である。

Ｔｉ（ｔ）＝Ｔｉ１（ｔ）＝０…（２４）
但し、Ｔｉ（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値
Ｔｉ１（ｔ）：Ｗ２上げ取引可能値

Ｚｄ（ｔ）＝０…（２５）
但し、Ｚｄ（ｔ）：変動緩和用放電値

Ｚｃ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｗｆ（ｔ）－Ｗ１ｔ（ｔ），Ｘｃ（ｔ））…（２６）
但し：Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用充電値
Ｗｆ（ｔ）：風力発電予測値
Ｗ１ｔ（ｔ）：上限値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池充電可能値

Ｔｄ１（ｔ）＝Ｗ１ｔ（ｔ）－Ｗ１ｂ（ｔ）…（２７）
但し、Ｔｄ１（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｗ１ｔ（ｔ）：上限値
Ｗ１ｂ（ｔ）：下限値

Ｔｄ（ｔ）＝ＭＩＮ（Ｔｄ１（ｔ），Ｘｃ（ｔ）－Ｚｃ（ｔ）） …（２８）
但し、Ｔｄ（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｔｄ１（ｔ）：Ｗ２下げ取引可能値
Ｘｃ（ｔ）：蓄電池放電可能値
Ｚｃ（ｔ）：変動緩和用放電値

第２の実施形態においても、変動緩和要件は、一定時間枠内の発電値の最大値と最小値の差が所定の範囲内とする内容を前提として説明した。それ以外の変動緩和要件として、太陽光発電と協調して風力発電するサイトにおいて、合成出力が所定の閾値Ｗｔｈ［ｋＷ］を超えないようにする内容もある。その場合に、例えば風力発電の出力が、所定の閾値［ｋＷ］と太陽光発電値Ｗｓ［ｋＷ］となるように蓄電池の充放電を行うとして、上記時刻ｔ１または時刻ｔ３の制御において、上限値Ｗ１ｔと下限値Ｗ１ｂを以下のように設定して計算できる。

Ｗ１ｔ（ｔ）＝Ｗｔｈ－Ｗｓ（ｔ）…（２９）
但し、Ｗ１ｔ（ｔ）：上限値
Ｗｔｈ：所定の閾値［ｋＷ］
Ｗｓ（ｔ）：太陽光発電値［ｋＷ］

Ｗ１ｂ（ｔ）＝－∞…（３０）
但し、Ｗ１ｂ（ｔ）：下限値

《第３の実施形態》
図８は、第３の実施形態に係る指令センタ２００Ｂの構成の例を示した図である。
第１、第２の実施形態では、変動緩和用蓄電池を対象とした調整力提供の方法を説明した。蓄電池は、変動緩和用途以外に停電時バックアップ用途など、需給調整力以外に用途を兼ねている蓄電池を用いることができる。図８にその指令センタ２００Ｂと風力発電サイト１０００ｂ，１０００ｃを含む各蓄電池サイトの構成例を示す。第１の実施形態との差異は、第１の実施形態の風力発電サイト１０００ａを、バックアップ用蓄電池システム１０００ｄとしている点、指令センタ２００Ｂに需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂを備える点である。なお、バックアップ用蓄電池システム１０００ｄは、風力発電設備２を備えていないほかは、風力発電サイト１０００ａと同様に構成されている。
バックアップ用蓄電池は、時刻ｔにおけるバックアップ用途に必要な電力量の計算が異なるため、需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂでこれを計算する。

図９は、第３の実施形態の充放電必要量に係る説明のグラフである。
時刻ｔにおけるバックアップ用途に必要な電力量の計算は次のように行う。バックアップ対象がオフィスであれば、平日日中は多くの電力を利用するが休日や夜間は必要な電力は少ない。そうした電力需要から、時刻ごとのバックアップに必要なＳＯＣを図９のように表せる。
具体的にいうと、前日の夜の１９時から午前５時までＳＯＣをａだけ低くして、午前５時から午前９時に掛けてＳＯＣを１００％に変化させる。午後の１６時になると、ＳＯＣを次第に低くして，夜の１９には再びＳＯＣをａだけ低くする。
したがって、蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）がバックアップに必要なＳＯＣ以上であれば、バックアップに必要な充放電量は０と計算し、すなわち需給調整力にすべて使うことが可能である。蓄電池の充電率ＳＯＣ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）がバックアップに必要なＳＯＣ以下であれば、バックアップに必要な放電量は無限大、充電量は０とする。すなわち放電の場合は需給調整力に使える電力は０であり充電の場合はすべて使うことが可能である。

図１０は、第３の実施形態に係る指令センタ２００Ｂの処理を示すフローチャートである。
第３の実施形態の指令センタ２００Ｂの動作フローは、図５に示した第１の実施形態の動作フローのうち、ステップＳ１０３の変動緩和Ｗｍ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）算出を、図１０に示す調整力用途外充放電算出処理に変えることで実現できる。図１０の処理は、需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂにて行う。
ステップＳ２００において、需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂは、すべての蓄電池サイトについて処理を実施したか判定する。需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂは、未処理の蓄電池サイトがあるならば（Ｎｏ）、ステップＳ２０１の処理に進み、すべての蓄電池サイトの処理を実施したならば（Ｙｅｓ）、図１０の処理を終了する。

ステップＳ２０１において、需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂは、次の番号ＩＤ_ＷＦをセットする。ステップＳ２０２において、需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂは、番号ＩＤ_ＷＦの蓄電池サイトはバックアップ用であるかどうかを判定する。この判定がＹｅｓであれば、ステップＳ２０３に進み、時刻ごとのバックアップに必要なＳＯＣから蓄電池の充放電量Ｃｉｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出すると、ステップＳ２００の処理に戻る。
ステップＳ２０２の判定がＮｏならば、ステップＳ２０４に進み、変動緩和Ｗ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）算出により風力出力上限指令値Ｗｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）と蓄電池の充放電量Ｃｉｏ（ＩＤ_ＷＦ，ｔ）を算出すると、ステップＳ２００の処理に戻る。

以上、第３の実施形態では、バックアップ用蓄電池と変動緩和用蓄電池を用いた需給調整力提供の方法を述べた。バックアップ用蓄電池においても、設置にあたっての想定寿命を確保することが必要であるため、調整力提供期間における需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）を用いて提供量を決定する必要がある。また、バックアップ用、変動緩和用以外の用途の蓄電池でも、同様に行うことができる。すなわち、需給調整力用途外充放電算出部２０３Ｂは、再生可能エネルギの変動緩和用途やバックアップ用途など、調整力提供と異なる用途に利用する蓄電池の充放電量Ｃｉｏを計算することができる。

図１の各風力発電サイトの蓄電池の用途が、第１の実施形態～第３の実施形態までに説明した以外であっても、調整力提供期間における需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）を適切に設定することで、指令センタ２００Ｂは、その範囲内の調整力提供指令値を算出できる。

また、一部のサイトの蓄電池の用途が調整力提供専用である場合も、需給調整力積算上限値Ｗｈ_Ａ（ＩＤ_ＷＦ，ｔｓ，ｔｅ）を無限大に設定し、指令センタ２００Ｂは同様に指令値計算することで実現できる。その場合は、調整力提供専用の蓄電池から優先して調整力を提供し、調整力提供専用の蓄電池で調整力提供できない場合のみ、ほかのサイトの蓄電池に充放電が割り当てられることになる。

（変形例）
本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば上記した実施形態は、本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることも可能である。

上記の各構成、機能、処理部、処理手段などは、それらの一部または全部を、例えば集積回路などのハードウェアで実現してもよい。上記の各構成、機能などは、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈して実行することにより、ソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイルなどの情報は、メモリ、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）などの記録装置、または、フラッシュメモリカード、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）などの記録媒体に置くことができる。

各実施形態に於いて、制御線や情報線は、説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には、殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。

２ 風力発電設備
３ 蓄電池システム
４ 需給調整力積算部
５ 情報受信部
８ 電力変換器
９，１０，１１ 電力メータ
１２，１３，１４ 電力変換器
１５，１６ 変圧器
１７ ＡＣ／ＤＣコンバータ
１８ ＤＣ／ＡＣコンバータ
１０１，１０２，１０３，１０４ 電力線
２００，２００Ｂ 指令センタ
２０１ 進捗指標算出部 （指標算出部）
２０２ 需給調整力可能量算出部
２０３ 変動緩和算出部
２０３Ｂ 需給調整力用途外充放電算出部
２０４ 需給調整力指令算出部
３００ 制御部
１０００ａ～１０００ｃ 風力発電サイト （サイトの一例）
１０００ｄ バックアップ用蓄電池システム （サイトの一例）
１１００ａ～１１００ｃ，１２００ａ～１２００ｃ 電力線
２０００ 電力系統

Claims (8)

1. １つ以上のサイトに設置した蓄電池の充放電の合算が調整力要求値となるように、各前記サイトの蓄電池の調整力提供指令値を計算して各前記サイトの蓄電池に指令する需給調整力提供システムにおいて、
   前記需給調整力提供システムは、
   各前記サイトの蓄電池が提供した調整力の各時刻における積算値である調整力提供積算値、および、前記調整力提供積算値の上限値を受け、各前記サイトの蓄電池の調整力提供積算指標を計算する指標算出部と、
   各前記サイトの蓄電池の容量、充放電量、および各時刻における充電率を受けて、各前記サイトの蓄電池の需給調整力可能量を計算する需給調整力可能量算出部と、
   前記調整力要求値と前記調整力提供積算指標と前記需給調整力可能量に基づいて、各前記サイトの蓄電池の調整力提供指令値を計算する需給調整力指令算出部と、
   を備えることを特徴とする需給調整力提供システム。
2. 各前記サイトの蓄電池は、再生可能エネルギ発電機サイトに併設され変動緩和に用いられ、
   気象情報から前記再生可能エネルギ発電機サイトの発電量を計算し、前記発電量の変動緩和に基づき各前記サイトの蓄電池の充放電量を計算する変動緩和算出部を更に備える、
   ことを特徴とする請求項１に記載の需給調整力提供システム。
3. 各前記サイトの蓄電池は、停電時バックアップ用の蓄電池であり、
   前記需給調整力可能量算出部は、バックアップ用に必要な蓄電池の充電率を保持し、前記蓄電池の充電率から、各時刻における需給調整力可能量を算出する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の需給調整力提供システム。
4. 前記需給調整力指令算出部は、
   前記調整力提供積算値が調整力提供積算上限値以上となる各前記サイトの蓄電池には、調整力提供指令値を割り当てない、
   ことを特徴とする請求項１に記載の需給調整力提供システム。
5. 各前記サイトの蓄電池の調整力提供と異なる用途に利用する充放電量を計算する需給調整力用途外充放電算出部、
   を更に備えることを特徴とする請求項１に記載の需給調整力提供システム。
6. 前記需給調整力用途外充放電算出部は、
   前記サイトごと蓄電池の用途に応じて、前記サイトごと蓄電池の需給調整力用途外の充放電量を計算する、
   ことを特徴とする請求項５に記載の需給調整力提供システム。
7. 指令センタより、出力上限指令値と、充放電指令値と、需給調整力指令値を受けて、前記出力上限指令値以下に発電電力を抑制する機能を備える再生可能エネルギ発電機と、
   前記充放電指令値に従って蓄電池を充放電して現在の充電率を出力する蓄電池システムと、
   前記出力上限指令値と前記充放電指令値の合算値を、前記需給調整力指令値を差し引いた第１の電力と前記需給調整力指令値に従う第２の電力に分配する電力変換器と、
   前記第１の電力を測定する第１の電力メータと、
   前記第２の電力を測定する第２の電力メータ、
   を備える需給調整力提供システム。
8. 前記指令センタは、前記第１の電力が満足すべき変動緩和要件を保持し、前記変動緩和要件に基づいて、前記出力上限指令値と、前記充放電指令値と、前記需給調整力指令値を算出する、
   ことを特徴とする請求項７に記載の需給調整力提供システム。

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