JP2009079559A - 蓄電システム併設型風力発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】
蓄電システムが併設された出力変動を緩和する風力発電システムにおいて、蓄電システムの充放電電力量を減らすことで、蓄電システムの充放電によるエネルギー損失を減らす。
【解決手段】
一定期間の過去における風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の最大値と最小値から、次の制御期間における出力可能範囲を決定する手段をもち、次の制御期間においては、前記出力可能範囲内に、前記風力発電装置群と前記蓄電システムの出力電力が収まるように、前記蓄電システムの充放電電力量、と前記風力発電装置群の電力制限指令のいずれか一方、あるいは両方を決定する手段をもつ。
【選択図】図１

Description

本発明は、蓄電システムと風車発電システムとを備える風力発電システムに関する。

自然界に存在する再生可能なエネルギーを電力エネルギーに変換する手段として、風力発電装置群が利用されている。

風力発電装置群のエネルギー源は、時間的に変動する風のエネルギーであるため、風力発電装置群の発電電力も時間的に変動する。

電力系統は、電力需要の大きさに応じて大型発電機の発電電力を調整することで、電力の需給のバランスを保っている。このため、非特許文献１にあるように、変動の大きな電源である風力発電装置群が大量に電力系統に連系した場合、調整力不足や、周波数変動の拡大が懸念される。

これを防止するため、例えば特許文献１に示されるように、風力発電装置群に蓄電システムを併設し、風力発電装置群の変動する発電電力を、蓄電システムが充放電することで、電力系統に流出する電力変動を緩和するなどの手段が必要となる。

特開２００７−１２４７８０号公報 「東北系統への風力発電の連系可能量の検討結果」東北電力株式会社 平成１６年９月３日

非特許文献１に示されているように、緩和対象となる電力変動はその変動周期によりいくつかの領域に分けられる。特に中周期領域と呼ばれる数分〜２０分程度の変動は、調整力不足による需給不均衡の拡大、周波数変動の拡大などに繋がる虞がある。このような中周期領域の電力変動による悪影響を回避するには、この周波数帯にある電力変動を緩和する必要がある。具体的には、任意の時間から始まる一定の期間（例えば２０分以内）、出力電力の出力変動幅を、所定の一定値（例えば風力発電システム定格値の１０％）以内に抑制することが望ましい。

中周期領域の電力変動を緩和する手段として、例えば特許文献１に示されるように、風力発電装置群の発電電力の平均値に対して所定の範囲を設け、この範囲を逸脱するときのみ蓄電池の充放電を行う手段がある。

しかしながら、特許文献１に示された制御方式を用いた場合、対象とすべき中周期領域の変動を緩和するために、発電電力の平均値という簡易な出力目標値を用いるため、中周期領域の変動緩和には寄与しない不必要な蓄電池の充放電が発生する虞がある。

蓄電池の充放電操作には、蓄電池内部での損失が必ず伴う。このため、変動緩和に寄与しない蓄電池の充放電は、損失を増大させることになり、自然エネルギーを最大限有効に利用できない虞がある。

本発明は、蓄電池を備える風力発電システムにおいて、所定周波数域の出力変動を抑制し、かつ蓄電池の充放電に伴う電力損失を低減することを目的とする。

本発明では、一定期間の過去における風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の最大値と最小値から、次の制御期間（制御周期）における出力可能範囲を決定する。次の制御期間においては、前記出力電力可能範囲内に、風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の和が収まるように、蓄電池の充放電電力、と電力制限指令のいずれか一方、あるいは両方を決定する。

また本発明では、風力発電システムが、気象予測による発電電力予測値を受信する手段を有しており、前記発電電力予測値に応じて、蓄電システムの充電率指令と電力制限指令のいずれか一方、あるいは両方を決定する。

抑制対象とする周波数域の出力電力変動を抑制でき、蓄電池の充放電に伴う損失を低減できる。

本発明の風力発電システムは、所定期間Ｔ１の過去における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Ｔ２の未来における出出力可能範囲Ｒを設定する。蓄電システムは、風力発電装置群の発電電力が、前記出力可能範囲Ｒ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。風力発電システムは、この制御周期Ｔ２ごとに前記出力可能範囲を更新する。

また本発明の風力発電システムは、所定期間Ｔ１の過去における風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の最小値と蓄電池の充電可能電力から、次の所定時間Ｔ３の未来における電力制限指令を演算し、一台以上の風力発電装置で構成される風力発電装置群は、所定時間の未来において、風力発電装置群の発電電力を前記制限指令以下に制限する。

本発明の第一の実施例について、図１から図１７を用いて説明する。

本発明の対象となる風力発電システムの構成について、図１を用いて説明する。本発明の風力発電システムは風力発電装置群１，蓄電システム２，上位コントローラ３，連系変圧器４で構成される。風力発電システムは、電力系統５に連系し、発電電力を電力系統５に送電する。風力発電装置群の連系点には、風力発電装置群の発電電力ＰＷを計測する電力計６が設置される。また、蓄電システムの連系点には、蓄電システムの充放電電力ＰＢを計測する電力計７が設置される。なお、風力発電システムの出力電力ＰＳと、ＰＷ，ＰＢには、数１の関係が成り立つ。

（数１） ＰＳ＝ＰＷ＋ＰＢ
風力発電システムを構成物する風力発電装置群１について、以下に説明する。風力発電装置群１は、１台以上の風力発電装置１−１−１，１−１−２，・・・，１−１−ｎと、ＳＣＡＤＡ１−１によって構成される。ＳＣＡＤＡ１−１は、風力発電装置群の運転状況や、発電電力等の運転情報を収集する役割を担う。同時に、ＳＣＡＤＡ１−１は、上位コントローラから、風力発電装置群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１−１−１，・，・，・，１−１−ｎ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１−１−１，・，・，・，１−１−ｎに、それぞれ電力制限指令ＰＬＣ１，ＰＬＣ２，・，・，・，ＰＬＣｎを与える。

風力発電装置１−１−１，・，・，・，１−１−ｎについて、図２，図３，図４，図５を用いて説明する。図２は、風力発電装置の一形態を示した図である。風力発電装置は、ブレード１−１−１−１により風を受け、風のエネルギーを回転エネルギーに変換する。回転エネルギーは、発電機１−１−１−４に伝達される。図１では発電機１−１−１−４として、直流励磁型同期発電機１−１−１−４を示している。直流励磁型同期発電機１−１−１−４のステータは、交直変換器１−１−１−５，変換器１−１−１−６を介して、系統に連系される。また、直流励磁型同期発電機１−１−１−４の回転子も、励磁装置１−１−１−９を介して系統に接続されており、励磁装置１−１−１−９を制御し直流励磁電流の強弱を調節することにより、可変速運転を実現している。図３は、発電機として、交流励磁型同期発電機１−１−１ａ−４を用いた風力発電装置の例である。また、図４は、発電機として、永久磁石型同期発電機１−１−１ｂ−３を用いた風力発電装置の例である。図２，図３，図４の風力発電装置群は、いずれも電力変換器とブレードのピッチ角を調整することにより、可変速運転を可能としている。またこれらの風力発電装置は、ピッチ角の制御と、電力変換器の制御を組み合わせることにより、その発電電力を所定値以下に制限することが可能である。また、図５は、発電機として、誘導発電機１−１−１ｃ−４を用いた風力発電装置の例である。図５に示した風力発電装置は、誘導発電機１−１−１ｃ−４の固定子が、電力変換器を介さず、直接電力系統に連系する。この、誘導発電機１−１−１ｃ−４を用いた風力発電装置も、ピッチ角を制御することにより、その発電電力を所定値以下に制限することが可能である。風力発電装置群１は、図２，図３，図４，図５に示した風力発電装置のいずれか一種類、あるいはこれらの組み合わせにより構成される。

次に風力発電システムを構成する蓄電システム２について説明する。蓄電システム２は、一台以上の蓄電装置２−２−１，２−２−２，・，・，・，２−２−ｍによって構成される。個々の蓄電装置について、図６を用いて説明する。蓄電装置２−１−１は、複数の二次電池２−１−１−１と、変換器２−１−１−２，連系変圧器２−１−１−３，遮断器２−１−１−４等で構成される。二次電池は、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。なお図６は、蓄電装置として、二次電池を使用した例を示したが、二次電池の代わりにキャパシタとして、電気二重層キャパシタや、コンデンサを用いる形態、あるいは、二次電池とキャパシタの組み合わせ、あるいは他の蓄電要素の組み合わせで構成しても、本発明の効果は同じである。また、蓄電装置として、フライホイールなどの電気エネルギーを運動エネルギーとして蓄積可能なシステムを用いても、本発明の効果は失われない。蓄電装置２−２−１，２−２−２，・，・，・，２−２−ｍ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、風力発電装置群の発電電力を充電、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２−２−１，２−２−２，・，・，・，・２−２−ｍは、それぞれ蓄電池の充電率ＳＯＣ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。

風力発電装置群１に蓄電システム２を併設した風力発電システムは、蓄電システムの充放電動作により、変動の大きな風力発電装置群の発電電力変動を緩和することが可能であり、系統に悪影響を与えにくい風力発電システムであると言える。

一方、蓄電池の充放電動作には、電力変換器による損失，蓄電池内部での損失などにより、必ず損失が伴う。自然エネルギーを最大限に活用するためには、蓄電池が充放電する電力量を、可能な限り少なくすることが望ましい。

よって、電力変動の緩和と自然エネルギーの有効利用を両立させるためには、変動緩和に寄与しない不必要な充放電動作を、可能な限り少なくする必要がある。

風力発電装置群が出力する発電電力変動は、広い周波数域に渡り存在する。中でも、中周期領域と呼ばれる数分〜２０分程度の変動は、電力系統の調整力不足による需給不均衡の拡大，周波数変動の拡大などに繋がる虞がある。このような中周期領域の電力変動による悪影響を回避するには、この周波数帯にある電力変動を緩和する必要がある。具体的には、任意の時間から始まる一定の期間（例えば２０分以内）の間の、発電電力の出力変動を、常に一定値（例えば風力発電システム定格の１０％以下）以内に収めることが有効である。風力発電システムの電力変動が定格値の１０％以下程度であれば、風力発電装置群が多く連系した場合でも、系統に与える影響を小さくすることが可能である。以下では、任意の時刻から始まる２０分間の電力変動を、風力発電システム定格の１０％以下に収める制御方式について説明する。

２０分間の電力変動を、風力発電システム定格の１０％以下に抑制しつつ、かつ蓄電池の充放電電力量を可能な限り少なくするためには、図７に示す制御を実現すれば良い。つまり、所定の期間（図７では１９分間）前から、現在の時刻ｔまでの、風力発電システムの出力電力ＰＳの出力変動幅から、次の制御期間（図７では１分間）におけるＰＳの出力可能範囲Ｒを設定する。具体的には、所定の期間の過去（図７では１９分間）におけるＰＳの最小値ＰＳminに１０％を加えたものを、範囲Ｒの上限に設定し、所定の期間の過去におけるＰＳの最大値ＰＳmaxから１０％を減算した値を、範囲Ｒの下限に設定する。

次の制御期間（図７では１分間）は、ＰＳがこの範囲内に収まるように、蓄電システムの充放電電力ＰＢを調整する。蓄電システム２が充放電を行うのは、風力発電装置群１の発電電力が、前記範囲を逸脱した場合か、あるいは蓄電システム２のＳＯＣが、充電率目標範囲を外れている場合のみである。このように蓄電システム２の充放電制御をおこなうことで、風力発電システムの出力電力ＰＳの２０分間における電力変動を、常時１０％以下に抑えつつ、かつ蓄電池の充放電電力量を少なくすることが可能となる。

なお、風力発電システムの電力変動を緩和する他の手段として、風力発電装置群の電力制限を利用することができる。つまり、風速が急激に増加している期間において、風力発電装置の電力制限機能を用いることで、風力発電装置群１の発電電力ＰＷの上昇を制限し、緩和することが可能である。しかしながら、電力制限機能は、本来利用可能であった風のエネルギーを、ピッチ角を調整し逃がすことで実現される。このため、自然エネルギーを有効に利用するには、可能な限り電力制限機能を使用しないことが望ましい。

このように、風力発電システムの出力電力ＰＳの急増を抑制する手段としては、できる限り蓄電システム２の充電を利用することが望ましい。蓄電システム２に充電された電力は、損失で一部が失われるものの、放電することで有効利用することができるためである。よって、自然エネルギーを有効に利用するには、蓄電池の充電機能により、可能な限り蓄電し、蓄電しきれなかった電力のみを、電力制限機能により抑制することが必要である。

以降では、蓄電池の充放電電力量を最小限に抑える制御方式、及び、蓄電システム２の充電機能を利用し、電力制限機能を可能な限り用いない制御方式を実現する風力発電システムについて、詳細に説明する。

図８は、本発明の風力発電システムを構成する上位コントローラ３の制御構成を示した図である。上位コントローラ３は、風力発電装置群の発電電力ＰＷ，蓄電システムの充放電電力ＰＢ，蓄電装置の充電率ＳＯＣ１，ＳＯＣ２，・，・，・，ＳＯＣｍから、蓄電池装置の充放電電力指令ＰＢＣ１，ＰＢＣ２，・，・，・，ＰＢＣｍと風力発電装置群１の電力制限指令ＰＬＣを決定する。上位コントローラ３は、ＳＯＣ目標値演算部３−１において、蓄電システム２の充電率目標値ＳＯＣＴを演算する。また、上位コントローラ３は、ＰＷとＰＢを加算することにより、風力発電システムの出力電力ＰＳを演算する。上位コントローラ３は、最大値・最小値演算部３−２において、過去１９分間におけるＰＳの最大値ＰＳＭａｘと最小値ＰＳＭｉｎを演算する。また上位コントローラ３は、充放電電力指令演算部３−３において、蓄電システムの充放電電力指令ＰＢＣを演算する。充放電電力指令ＰＢＣは、充放電電力指令分配部３−５において、個々の蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍへの充放電電力指令ＰＢＣ１，ＰＢＣ２，・，・，・，ＰＢＣｍに分配され、個々の蓄電装置へ伝達される。なお蓄電システムの充放電電力指令ＰＢＣと、個々の蓄電装置への充放電電力指令ＰＢＣ１，ＰＢＣ２，・，・，・，ＰＢＣｍには、数２に示される関係が成り立つ。
（数２） ＰＢＣ＝ＰＢＣ１＋ＰＢＣ２＋ＰＢＣ３＋・・・・・・＋ＰＢＣｍ
上位コントローラ３は、電力制限指令演算部３−４において、風力発電装置群の電力制限指令ＰＬＣを演算する。

次に、ＳＯＣ目標値演算部３−１の動作について、図９を用いて詳細に説明する。ＳＯＣ目標値演算部３−１は、風力発電装置群１の発電電力ＰＷから、蓄電システム２の充電率目標値ＳＯＣＴを演算する。蓄電システム２の充電率目標値としては、図９に示したように、ＰＷとＳＯＣＴが一対一に対応する値を内部に保持しており、この内部値を参照することで、ＳＯＣＴを決定する。なおＳＯＣＴの決定の仕方は、図９に示したように、必ずしもＰＷに依存する必要は無く、例えばＰＷに依存せず、一定値であっても本発明の効果は失われない。

次に最大値・最小値演算部３−２の動作について、図１０を用いて詳細に説明する。最大値・最小値演算部３−２は、現在の時刻から一定期間の過去のＰＳを内部メモリに保存する。また、最大値・最小値演算部３−２は、現在の時刻から一定期間の過去の間におけるＰＳの最大値ＰＳＭａｘとＰＳＭｉｎを演算する。

次に、充放電電力指令演算部３−３の動作について、図１１を用いて詳細に説明する。充放電電力指令演算部３−３は、ＳＯＣ管理制御部３−３−１において、ＳＯＣ管理のための充放電電力指令の中間値ＰＢＳＯＣを作成する。充放電電力指令演算部３−３は、ＰＢＳＯＣにＰＷを加えた値ＰＢＣ１を作成し、これにリミッター３−３−２とリミッター３−３−３を作用させることにより、充放電電力指令の中間値ＰＢＣ３を求める。充放電電力指令演算部３−３は、中間値ＰＢＣ３からＰＷを減算することにより、充放電電力指令ＰＢＣを求める。一つ目のリミッター３−３−２は、上限値をＰＳＭｉｎに風力発電システム定格の１０％を加算した値、下限値をＰＳＭａｘから風力発電システム定格の１０％を減算した値に設定する。このリミッター３−３−２の効果により、任意の２０分間断面において、風力発電システムの出力電力ＰＳの変動を１０％以下に抑制することができる。また、風力発電装置群の発電電力ＰＷが、リミッターの範囲内に収まっているときは、蓄電システムは充放電せず、不必要な充放電を避けることができる。２つ目のリミッター３−３−３は、上限値を風力発電システム定格１００％、下限値を０％に設定する。リミッター３−３−３の効果により、風力発電システムの出力電力ＰＳが、風力発電システムの定格を越える、あるいはＰＳが負値になり、風力発電システムが充電状態になることを防止できる。

次に、ＳＯＣ管理制御部３−３−１の動作について、図１２を用いて説明する。ＳＯＣ管理制御部３−３−１は、各蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍの充電率を目標充電率に近づけるような充放電電力指令を作成する。具体的には、ＳＯＣ管理制御部３−３−１−１に示したように、蓄電装置の充電率の測定値ＳＯＣ１を充電率の目標値ＳＯＣＴと比較する。この際ＳＯＣ１がＳＯＣＴ＋不感帯（例えば２％）より大きければ、充放電電力指令ＰＢＳＯＣＴ１として、風力発電システム定格の１０％の放電電力指令を作成する。同様に、ＳＯＣ１がＳＯＣＴ−不感帯（例えば２％）より小さければ、充放電電力指令ＰＢＳＯＣＴ１として、風力発電システム定格の１０％の充電電力指令を作成する。ＳＯＣ１がＳＯＣＴ±不感帯内に収まっていれば、ＰＢＳＯＣＴ１として０［ｋＷ］を作成する。ＳＯＣ管理制御部３−３−１は、この演算をすべての蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍに対して実施し、得られた充放電電力指令ＰＢＳＯＣＴ１，ＰＢＳＯＣＴ２，・，・，・，ＰＢＳＯＣＴｍを加算することにより、蓄電システムの充放電電力指令ＰＢＣＳＯＣを作成する。このような制御動作を行なうことで、蓄電池の不必要な充放電を防止することができる。

次に、電力制限指令演算部３−４の動作について、図１３を用いて説明する。電力制限指令演算部３−４は、充電可能電力演算部３−４−１におてい、蓄電システム２の充電率ＳＯＣから、蓄電システムが充電可能な電力値PBChargeMaxを演算する。電力制限指令演算部３−４は、過去１９分間における風力発電システムの出力電力の最小値ＰＳＭｉｎとPBChargeMax、Ｐ２（例えば風力発電システム定格の１０％）を加算した値を、風力発電装置群の電力制限指令ＰＬＣとする。このようにＰＬＣを決定することで、風力発電装置群１の発電電力ＰＳが急増した場合でも、可能な限り蓄電池が充電し、充電しきれなかった電力のみを電力制限機能で抑制する。同時に、任意の２０分間断面において、風力発電システムの出力電力ＰＳの変動を１０％以下に抑制することができる。

次に、充電可能電力演算部３−４−１の動作について、図１４を用いて説明する。充電可能電力演算部３−４−１は、各蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍの充電可能電力値から、蓄電システム２の充電可能電力PBChargeMaxを演算する。具体的には、充電可能電力演算部３−４−１−１において、蓄電装置２−１−１の充電率測定値ＳＯＣ１から、蓄電装置２−１−１の充電可能電力PBChargeMax１を演算する。二次電池などの蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍは、ＳＯＣにより充放電可能な範囲が変化する。充電可能電力演算部３−４−１−１は、蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍの特性に応じた充放電可能領域をメモリ内に蓄えており、充電池の測定値ＳＯＣに応じて、対応する充電可能電力値PBChargeMax１をメモリから読み出す。充電可能電力演算部３−４−１は、この演算を全ての蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍに対して実施し、得られた充電可能電力PBChargeMax１，PBChargeMax２，・，・，・，PBChargeMaxmを加算することで、蓄電システム２の充電可能電力PBChargeMaxを演算する。なお、図１４ではPBChargeMaxを蓄電装置の充電率ＳＯＣのみから決定しているが、蓄電装置の温度や、蓄電装置の使用年数，総充放電電力量などを考慮して、PBChargeMaxを補正しても良い。

次に、本発明の風力発電システムの動作例について、以下で説明する。図１５は、本発明の蓄電システム２による変動緩和動作を、シミュレーションにより求めた結果である。図１５の上段のグラフは、風力発電装置群１の発電電力ＰＷ，風力発電システムの出力電力ＰＳ，ＰＳの出力可能範囲Ｒを示している。図１５において出力可能範囲Ｒは２０分間の変動が、風力発電システムの１０％以下になるように設定されており、この範囲内であれば、任意の時刻から始まる２０分間において、風力発電システムの変動を１０％以下に抑制していることになる。図１５に示す風力発電システムの出力電力ＰＳは、常時この出力可能範囲Ｒに収まっており、出力変動２０分間１０％以内を実現している。図１５の下段のグラフは、蓄電システム２の充放電電力ＰＢと、蓄電システム２の充電率ＳＯＣを示している。なお、図１５のシミュレーションにおいては、蓄電システム２の充電率目標値範囲を（５０％±２％＝４８％〜５２％）に設定している。図１５の時刻３［hour］より前の時刻では、２０分間の変動幅が１０％以下であり、かつＳＯＣが充電率目標範囲に収まっていることから、蓄電システム２が充放電を行わない。よって、蓄電池の充放電を可能な限り行わない、本発明の課題が達成できている。また時刻４.５［hour］前後では、風力発電装置群１の発電電力ＰＷが出力可能範囲Ｒ内に収まっているにも関わらず、蓄電池が充電動作を行っている。これは、蓄電システム２の充電率ＳＯＣを充電率目標範囲内に収めるための動作であり、この充電動作により、ＳＯＣを充電率目標範囲内に収めることができている。また、このＳＯＣ管理のための充電操作の際も、ＰＳは２０分間の変動幅が１０％以内になるように動作している。

次に図１６を用いて、本発明の電力制限制御による、風力発電システムの動作例について説明する。図１６は、本発明の電力制限制御による変動緩和動作を、シミュレーションにより求めた結果である。図１６の上段のグラフは、風力発電装置群の発電電力ＰＷ，風力発電システムの出力電力ＰＳ，風力発電装置群１の電力制限指令ＰＬＣ，風車得制限を行わなかったときの風力発電装置群１の発電電力ＰＷ０を示している。風力発電装置群１の発電電力は、時刻１.０［hour］前後から上昇を始めており、上昇直後は蓄電システムの充電動作により、２０分間の変動幅を１０％以内に抑制している。時刻２.０［hour］前後で、蓄電システム２の充電率が１００［％］に達する。蓄電システム２は充電率が１００［％］以上では充電動作ができないため、時刻２.０［hour］では風力発電装置群１の電力制限機能により、発電電力ＰＷを抑制する。この蓄電システム２のＳＯＣに依存する電力制限機能により、蓄電システム２の充電動作を優先的に行うことで電力制限機能を可能な限り使用せず、自然エネルギーを有効利用するという、本発明の課題を満足している。

次に、本発明の効果について、図１７を用いて説明する。図１７は本発明を、実存する風力発電システムに適用した場合の効果を、シミュレーションによって求めたものである。具体的には、蓄電システムが併設されていない実存する風力発電システムの発電出力データ約１年分を元に、蓄電システムを併設した際の動作を、数値シミュレーションで求めた結果である。シミュレーションでは、蓄電システムのＭＷ容量を、風力発電システムの定格容量の９０％とし、ＭＷｈ容量は無限大としている。つまり、蓄電システムは、常時９０％の放電、９０％の充電が可能である。シミュレーションでは、比較対象のため、本発明の蓄電池制御の他に、公知技術である風力発電システムの出力電力ＰＳが、風力発電装置群１の発電電力ＰＷの一次遅れに追従するように蓄電池の充放電を行う制御方式と、ＰＷの一次遅れ追従＋固定幅を逸脱する場合のみ蓄電池を充放電する制御についても、評価を行った。

図１７はシミュレーション結果についてまとめたものであり、逸脱頻度，蓄電池の総充電電力量，総放電電力量，蓄電池充放電による損失を示している。なお、逸脱頻度とは、任意の時刻から始まる２０分間において、風力発電システムの出力電力ＰＳが１０％より大きく変動している事象の発生頻度である。また、損失は、蓄電池の総放電電力量から、蓄電池の充放電効率が７０％一定であると仮定して、求めた値である。一次遅れ追従、および一次遅れ追従＋固定幅制御では、一次遅れの時定数が１８０分以上で逸脱率０.０［％］を達成しているケースがある。これら逸脱率０.０［％］を達成するケースのうち、充放電損失が最も少ない場合でも、損失が５.８［％］発生している。一方、本発明を実施した場合、逸脱頻度が０.０［％］であり、かつ損失が２.１［％］と非常に少ない。よって、本発明の課題であった、蓄電システムの充放電電力量を少なくし、蓄電システムの充放電による損失を減少させるという課題を、満足することを確認できる。

なお、本発明の風力発電システムの構成は、図１に限定されるわけではなく、上位コントローラ３が蓄電システムの制御装置の機能を兼ねても、本発明の効果はおなじである。同様に、上位コントローラ３が風力発電装置群１のＳＣＡＤＡ１−１の機能を兼ねても、本発明の効果は失われない。また風力発電装置群がＳＣＡＤＡ１−１を持たず、上位コントローラ３が、個々の風力発電装置１−１−１，１−１−２，・・・，１−１−ｎに、直接電力制限指令を与える形態であっても、本発明の効果は失われない。

また、本発明の風力発電装置は、個々の風車全てが電力制限機能を持つ必要は無く、電力制限機能の代わりに、個々の風車の運転・停止状態を切り替えることにより、風力発電装置群全体として、発電電力を所定値以下に制限する機能がある構成をとれば、本発明は実施可能である。

また、本実施例では、変動緩和対象の電力変動を、数分〜２０分程度の周波数帯に限定したが、変動緩和すべき周波数帯は電力系統ごとに異なるため、電力系統に応じて制御定数を変えることにより、本発明の効果は同様に実現可能である。

本実施例では、発電電力ＰＷが出力可能範囲Ｒ内に収まっており、かつ充電率ＳＯＣが充電率目標範囲に収まっている間は、蓄電システム２が充放電を行わない。蓄電システムが充放電を行わない間は、蓄電システム２を構成する変換器２−１−１−２の補記電源を停止しても良い。具体的には、変換器２−１−１−２を構成する空冷用のファンの停止、制御電源の供給停止，半導体素子のスイッチング動作の停止を行う。この補機電源の停止動作により、蓄電システム２が定常的に発生する損失を低減させることが可能となり、自然エネルギーをより有効に利用できる。

以上で説明したように、本発明を用いることにより、風力発電システムの出力変動を抑制しながら、蓄電システム２の充放電による損失を低減させることができる。また、本発明を用いることにより、電力制限による損失を低減させることができる。また、本発明の効果により、蓄電システム２の充放電電力量が低減できることから、蓄電システム２に必要とされる蓄電池容量を低減させることが可能であり、本発明の形態である蓄電システム併設型風力発電システムの導入を容易にする。また、本発明の効果により、蓄電システム２の充放電電力量が低減できることから、蓄電装置の寿命を従来より延ばすことができる。よって、本発明を用いることで、従来技術より有効に自然エネルギーを利用できる。

本発明の第二の実施例について、図１８，図１９，図２０を用いて説明する。

本発明の実施例１との違いは、風力発電システムが所定の出力電力上限指令ＰＭａｘＣをもち、風力発電システムの出力値が常時、出力電力上限指令ＰＭａｘＣ以下になるよう、風力発電装置群の電力制限と蓄電システムの充電を組み合わせて動作することである。本発明の実施例１と構成が異なる部分を、図１８，図１９を用いて説明する。

図１８を用いて、本実施例における充放電指令演算部３ａ−３について説明する。本実施例の充放電指令演算部３ａ−３が、実施例１の充放電指令演算部３−３と異なる部分は、リミッター３ａ−３−３の上限値を、風力発電システムの定格ではなく、風力発電システムの定格以下の値である出力電力上限指令ＰＭａｘＣ（本実施例では風力発電システム定格の７０％）にする点である。本実施例の充放電指令演算部３ａ−３のその他の部分は、実施例１の充放電指令演算部３−３と同じであるため、説明を省略する。

図１９を用いて、本実施例における電力制限指令演算部３ａ−４について説明する。本実施例の電力制限指令演算部３ａ−４が、実施例１の電力制限指令演算部３−４と異なる部分は、最小値選択演算部３ａ−４−２が新たに加わった点である。最小値選択演算部３ａ−４−２は、（ＰＳＭｉｎ＋１０％）とＰＭａｘＣを比較し、いずれか小さいほうを選択する。本実施例の電力制限指令演算部３ａ−４のその他の部分は、実施例１の電力制限指令演算部３−４と同じであるため、説明を省略する。

図１８、および図１９の制御構成をとることにより、実施例２の風力発電システムは、その出力電力値が常にＰＭａｘＣ以下に抑制される。

本発明の実施例２の構成における制御動作と効果について、図２０を用いて説明する。蓄電システムを併設する風力発電装置群においては、風力発電システム全体のコストに占める、蓄電システム２のコストの割合が、一般的に高い。この蓄電池システム２のコストが、蓄電システム併設型風力発電装置群の導入を妨げている虞がある。

蓄電システム併設型風力発電装置群の導入を容易にするには、蓄電システム２の容量を可能な限り減らすことが望ましい。しかしながら、蓄電システム２の容量を減らすと、風力発電システムの出力電力ＰＳの変動が拡大する傾向にある。例えば、蓄電システムの定格充放電電力値（最大充放電電力値）を、風力発電システム定格値の６０％にした場合の動作例を、図２０に示す。なお、蓄電システムの定格充放電電力値は、一般的に、蓄電システムの変換器容量に等しい。

図２０（ａ），図２０（ｂ）では、風力発電システム付近の風速が緩やかに増加し、その後、時間的に急峻に減少した場合を想定している。図２０（ａ）は、実施例１で説明した方法によって電力を制御した場合の、電力と充電率ＳＯＣの時間変化を示した図である。風力発電装置群１の発電電力ＰＷは、風速に応じて緩やかに増加し、その後、時間的に急峻に減少する。発電電力ＰＷの増加時は、蓄電システム２の充電動作と、風力発電装置群１の電力制限動作により、変動率を一定値以下（本実施例では２０分間のＰＳの変動幅を１０％以下）に抑制することが可能である。しかしながら、風車出力ＰＷの急減時には、蓄電システム２の放電動作により、ＰＳの変動を緩和することが必要であるが、蓄電システムの定格容量が風力発電システムの６０％しかないため、ＰＳの変動率を一定値以下に抑制できず、大きな変動が発生する。

図２０（ｂ）は、本実施例の制御動作を行なった場合の、電力と充電率ＳＯＣの時間変化を示した図である。本実施例では、風力発電システムの出力電力上限指令ＰＭａｘＣを、蓄電システムの定格電力値（６０％）＋１０％と設定している。風力発電システムの出力電力ＰＳは、風力発電装置群１の電力制限動作と、蓄電システム２の充電動作により、常にＰＭａｘＣ以下に抑制される。このため、風速が急激に減少し、風力発電装置群１の発電電力ＰＷが急激に減少した場合においても、蓄電システム２の放電動作により、最大変動幅を１０％（＝ＰＭａｘＣ−蓄電システム定格値）以下に抑制できる。これにより、風力発電システムの出力電力の変動を、一定値以下（本実施例では２０分間のＰＳの変動幅を１０％以下）に抑制することができる。

本実施例に示したように、風力発電システムの出力電力ＰＳを、風力発電装置群１の電力制限機能、および蓄電システム２の充電機能で、常に所定値以下にすることにより、蓄電システム２の定格容量が、風力発電装置群１の定格容量よりも小さい場合においても、変動率を一定値以下に抑制することが可能である。この効果により、蓄電システム２の容量を減らすことができ、蓄電池併設型風力発電システムの導入を容易にでき、自然エネルギーを有効利用することができる。

本発明の第３の実施例について、図２１〜図２７を用いて説明する。

本実施例の、第一の実施例および第二の実施例との違いは、風力発電システムが、風力発電装置群１の電力制限制御、および蓄電システム２の充放電制御に、気象予測に基づく風力発電装置群１の発電電力予測値を利用する点である。

本発明の風力発電システムの構成について、図２１を用いて説明する。図２１に示した本実施例の風力発電システムの構成要素のうち、図１と番号が同じものは、同じ構成要素であるため、説明は省略する。本実施例の風力発電システムにおいては、上位コントローラ３ｂが、信号線８を介して、発電電力予測事業者９から風力発電システムの発電電力予測値ＰＰを受信する。発電電力予測事業者９は、過去の気象データ，地形データ，風力発電システムの現在の運転状況，風力発電システムの過去の運転データから、未来における発電電力ＰＰを予測する。

上位コントローラ３ｂの構成について、図２２，図２３，図２４，図２５を用いて説明する。本実施例の上位コントローラ３ｂの構成の中で、実施例１の上位コントローラ３（図８）と異なる点は、蓄電システムＳＯＣ目標値演算部３ｂ−１，蓄電システム充放電電力指令演算部３ｂ−３，風力発電装置群電力制限指令演算部３ｂ−４のみである。上位コントローラ３ｂの構成要素のうち、その他の部分については実施例１と同じであるため、説明は省略する。

本実施例のＳＯＣ目標値演算部３ｂ−１の動作について、図２２を用いて説明する。図２２の内、３ｂ−１−１の動作は、実施例１のＳＯＣ目標値演算部３−１と同様の動作をするので、説明は省略する。ＳＯＣ目標値演算部３ｂ−１は、内部の電力予測値変動率演算部３ｂ−１−２において、近い将来において、発電電力予測値ＰＰが大きく変動する事象を探す。発電電力予測値ＰＰが近い将来において急増する場合は、ＳＯＣ目標値を小さく設定する。また、発電電力予測値ＰＰが近い将来において急減する場合は、ＳＯＣ目標値を大きく設定する。近い将来において発電電力予測値ＰＰの急変が無ければ、ＳＯＣ目標値は、実施例１と同様に、風力発電装置群の発電電力ＰＷから決定する。本実施例では、風力発電システムは、このように蓄電システム２のＳＯＣ目標値演算部３ｂ−１の動作に従って、ＳＯＣの目標値ＳＯＣＴを発電電力予測値ＰＰに基づいて変化させる手段を持つ。

次に、本実施例の充放電電力指令演算部３ｂ−３の動作について、図２３を用いて説明する。図２３に示した充放電電力指令演算部３ｂ−３の中で、図１１に示した充放電電力指令演算部３−３と番号が同じ構成要素は、実施例１と同様の動作をするため、説明は省略する。本実施例の充放電電力指令演算部３ｂ−３は、リミッター３ｂ−３−３において、上限値を風力発電システム定格値ではなく、出力電力上限指令ＰＭａｘＣに設定する。ＰＭａｘＣは、発電システム上限値演算部３ｂ−３−４において、風力発電装置群出力電力予測値ＰＰから演算される。

次に、本実施例の電力制限指令演算部３ｂ−４の動作について、図２４を用いて説明する。図２４に示した風力発電装置群電力制限指令演算部３ｂ−４の中で、図１３に示した風力発電装置群電力制限指令演算部３−４と番号が同じ構成要素は、実施例１と同様の動作をするため、説明は省略する。本実施例の風力発電装置群電力制限指令演算部３ｂ−４は、最小値選択演算部３ｂ−４−２において、（ＰＳＭｉｎ＋１０％）とＰＭａｘＣを比較し、いずれか小さいほうを選択する。ＰＭａｘＣは、出力電力上限値指令演算部３ｂ−４−３において、風力発電装置群出力電力予測値ＰＰから演算される。

発電システム上限値演算部３ｂ−３−４および発電システム上限値演算部３ｂ−４−３の動作について、図２５を用いて説明する。発電システム上限値演算部３ｂ−３−４（３ｂ−４−３）は、発電電力予測値ＰＰから、未来において発電電力予測値ＰＰが急激に減少する事象を探し、これに応じて出力電力上限指令ＰＭａｘＣを作成する。具体的には、ＰＰが急激に減少する時刻まで、緩やかにＰＭａｘＣを減少させる。なお、ＰＭａｘＣの減少の早さは、例えば１０［％］／２０［分］の一定の割合で減少させ、かつＰＰが急激に減少する時刻において、ＰＭａｘＣが蓄電システム２の定格容量になるようにＰＭａｘＣを設定する。なお、ＰＰの急変が無い時間帯においては、ＰＭａｘＣは風力発電システム定格値に設定する。

本実施例では、風力発電装置群は、充放電電力指令演算部３ｂ−３，電力制限指令演算部３ｂ−４および上限値演算部３ｂ−３−４の動作により、風力発電装置群の出力電力上限指令ＰＭａｘＣを、気象予測に基づく風車発電電力予測値ＰＰによって変化させる手段と、風力発電システムの出力電力を、風力発電装置群１の電力制限機能と、蓄電システム２の充電動作により、前記ＰＭａｘＣ以下に抑える手段をもつ。

本発明の本実施例を行った場合の制御動作例と、効果について図２６，図２７を用いて説明する。図２６（ａ），図２６（ｂ）は風力発電システム近傍の風速が急速に増大した現象、図２７（ａ），図２７（ｂ）は風速が急速に減少した現象における動作例を示している。

図２６（ａ），図２６（ｂ）を用いて、風速が急速に増大した場合の動作について説明する。なお、本実施例では、蓄電システム２として、二次電池である鉛電池や、ナトリウム硫黄電池、リチウム電池を用いた場合を想定する。一般的に二次電池は、充電率ＳＯＣが高い状態においては、充電可能電力の大きさが減少する性質を持つ。このため、変動緩和のために蓄電システム２が充電動作を行う場合は、蓄電システム２の充電率ＳＯＣを低く制御することにより、充電可能電力の振幅値を大きな値にしておくことが望ましい。

図２６（ａ）は、本発明の実施例１に示した制御を行った場合の動作例である。図２６（ａ）では、風力発電システムは、ＳＯＣ目標値を、風力発電装置群の発電電力ＰＷに応じて変化させる。このため、発電電力ＰＷの増加に伴って、充電率ＳＯＣも増大する。充電率ＳＯＣが高い値になると、充電可能電力の振幅が小さくなるため、蓄電システム２の充電動作のみでは変動率を緩和できなくなる。風力発電システム出力電力ＰＳの変動率を一定値以下に抑制するため、風力発電システムは蓄電システム２で充電しきれない電力を、風力発電装置群１の電力制限機能により抑制する。このため、電力制限による自然エネルギーの損失が発生する。

図２６（ｂ）は、本発明の実施例３に示した制御を行った場合の動作例である。図２６（ｂ）は、図２２に示したＳＯＣ目標値演算部３ｂ−１の動作に従って、発電電力ＰＷが急増する前に、ＳＯＣの目標値ＳＯＣＴを０［％］に設定する。この効果により、ＰＷが急増する直前において、ＳＯＣが０［％］付近まで減少しており、ＰＷが急増後の期間においても、ＳＯＣを比較的低い値に保つことが可能となる。ＳＯＣが低く保たれることにより、蓄電システムの充電可能電力の振幅が増大し、電力制限をすることなく、蓄電システム２の充電動作のみで、ＰＳの変動率を一定値以下に抑制することが可能となる。蓄電システム２に充電された電力は、大部分を系統に放電することが可能であり、電力制限により変動を抑制する図２６（ａ）の場合に比べ、自然エネルギーを有効に活用できる。

次に、図２７を用いて、風速が急速に減少した場合の動作について説明する。図２７（ａ）、図２７（ｂ）では、蓄電システム２の変換器定格が、風力発電装置群１の５０［％］である場合を想定している。図２７（ａ）は、本発明の実施例１に示した制御を行った場合の動作例である。風速の急減に伴い、風力発電装置群１の発電電力ＰＷも急減する。ＰＷ急減の際、風力発電システムは出力電力ＰＳの変動を緩和するため、蓄電システム２より放電動作を行うが、蓄電システム２の定格容量が５０％しかないため、変動を緩和しきれず、大きな変動が発生する。

一方、図２７（ｂ）は、本発明の実施例３に示した制御を行った場合の動作例である。図２７（ｂ）では、風力発電システムは、図２２に示したように気象予測に基づく発電電力予測値ＰＰに応じてＳＯＣ目標値を変化させるとともに、図２３に示したようにＰＰに応じて風力発電システムの出力電力ＰＳの出力電力上限指令ＰＭａｘＣを変化させる。風力発電装置群の発電電力ＰＷの急減直前において、ＳＯＣ目標値を１００［％］に設定することで、発電電力ＰＷの急減後において、変動緩和に必要な放電電力エネルギーを、蓄電システム２に事前に確保しておくことが可能となる。また、ＰＷの急減までに、出力電力上限指令ＰＭａｘＣを蓄電システム２の変換器容量程度まで減少させておく動作により、発電電力ＰＷの急減直後において、蓄電システム２の放電動作により、出力電力ＰＳの変動率を一定値以下（本実施例では２０分間の変動幅を１０％以下）に緩和することが可能となる。この効果により、蓄電池併設型風力発電装置群の導入が容易になり、自然エネルギーを有効利用できる。

なお図２１に示した信号線８としては、ＬＡＮ、ＷＡＮ等のネットワークや、専用線などで構成される。また、本発明の効果は、信号線８を用いず、無線信号などにより発電電力予測値ＰＰを受信する形態であっても、本発明の効果は同じである。

以上で説明したように、本発明の風力発電システムは、風力発電装置群１の発電電力予測値ＰＰに基づいて、蓄電システム２の充電率目標値ＳＯＣＴを変化させる手段と、前記ＳＯＣＴに基づいて蓄電システム２の充電率ＳＯＣを変化させる手段を持つ。また、本発明の風力発電システムは、風力発電装置群１の発電電力予測値ＰＰに基づいて、風力発電システムの出力電力上限指令ＰＭａｘＣを変化させる手段と、前記ＰＭａｘＣに基づいて、出力電力ＰＳをＰＭａｘＣ以下に抑制する手段を持つ。本発明の効果により、風速が急増する条件においても、電力制限によるエネルギーの損失を回避でき、自然エネルギーを有効に利用できる。また、風速が急減する条件において、蓄電システム２の定格容量が小さい場合であっても、出力電力ＰＳの変動を緩和することが可能となる。これにより、蓄電池併設型風力発電システムの導入が容易となり、自然エネルギーを有効に利用することが可能となる。

本発明の第４の実施例について、図２８，図２９を用いて説明する。本実施例の風力発電システムの基本的な構成は、実施例１と同様であるため、詳細な説明は省略する。本実施例の最も大きな特徴は、風力発電装置群１の発電電力ＰＷの変動が比較的小さいときは、風力発電システムの出力電力ＰＳが発電電力ＰＷの一次遅れ指令に追従するように蓄電池が充放電を行い、風力発電装置群１の発電電力ＰＷの変動が、基準となる幅を超えるときは、一次遅れ指令に追従せず、ＰＳが基準となる幅の中に収まるように、蓄電池が充放電することである。

本実施例の制御系について、図２８を用いて説明する。図２８は、本実施例における上位コントローラ３の、充放電電力指令演算部３−３ｃの制御系を示した図である。本実施例における、上位コントローラ３の他の制御系は、実施例１と同じであるため、説明は省略する。

充放電電力指令演算部３−３ｃは、一次遅れ演算部３−３ｃ−５において、風力発電装置群１の発電電力ＰＷに一次遅れ演算を施した中間値ＰＷＬＰＦを作成する。充放電電力指令演算部３−３ｃは、ＳＯＣ管理制御部３−３−１において、ＳＯＣ管理のための充放電電力指令の中間値ＰＢＳＯＣを作成する。充放電電力指令演算部３−３は、ＰＢＳＯＣにＰＷＬＰＦを加えた値ＰＢＣ１を作成し、これにリミッター３−３−２とリミッター３−３−３を作用させることにより、充放電電力指令の中間値ＰＢＣ３を求める。充放電電力指令演算部３−３は、中間値ＰＢＣ３からＰＷを減算することにより、充放電電力指令ＰＢＣを求める。一つ目のリミッター３−３−２は、上限値をＰＳＭｉｎに風力発電システム定格の１０％を加算した値、下限値をＰＳＭａｘから風力発電システム定格の１０％を減算した値に設定する。このリミッター３−３−２の効果により、任意の２０分間断面において、風力発電システムの出力電力ＰＳの変動を１０％以下に抑制することができる。

本発明の効果について、図２９を用いて説明する。図２９は、本実施例に示した風力発電システムの動作例を示した図である。本実施例の風力発電システムは、風力発電システムの出力電力ＰＳの変動が、２０分間で１０％以内になるような出力可能範囲Ｒを作成する。ＰＷＬＰＦが、前記出力可能範囲Ｒ内に収まる場合は、風力発電システムの発電電力ＰＳがＰＷＬＰＦに追従するように、蓄電システム２の充放電電力を制御する。ＰＷＬＰＦが、前記出力可能範囲Ｒを逸脱する場合は、ＰＳが出力可能範囲Ｒの上限、あるいは下限に一致するように、蓄電システム２の充放電電力を制御する。

本実施例に示した制御を風力発電システムが行うことにより、一次遅れ追従の時定数が小さな値であっても、風力発電システムの発電電力ＰＳの変動を所定値以下に抑制することができる。この効果により、一次遅れ追従の動作のみを行った場合に比べて、蓄電システム２の充放電電力量を減少させることが可能となる。蓄電システム２の充放電電力量が減少するので、蓄電システム２で発生する損失を減少させることができ、自然エネルギーの有効に繋がる。

本発明の第５の実施例について、図３０，図３１，図３２，図３３，図３４を用いて説明する。本発明の実施例２との違いは、風力発電システムの出力電力上限指令ＰＭａｘＣを、蓄電システム２の蓄積エネルギーから決定することである。

本発明の実施例２と構成が異なる部分を、図３０，図３１，図３２，図３３を用いて説明する。図３０を用いて、本実施例における充放電指令演算部３ｄ−３について説明する。本実施例の充放電指令演算部３ｄ−３が、実施例１の充放電指令演算部３ａ−３と異なる部分は、リミッター３ｄ−３−３の上限値ＰＭａｘＣを、所定値ではなく、蓄電システム２の充電率ＳＯＣから決定する点である。本実施例の充放電指令演算部３ｄ−３のその他の部分は、実施例２の充放電指令演算部３ａ−３と同様であるため、詳細な説明は省略する。

次に図３１を用いて、本実施例における電力制限指令演算部３ｄ−４について説明する。本実施例の電力制限指令演算部３ｄ−４が、実施例１の電力制限指令演算部３ａ−４と異なる部分は、出力電力上限値ＰＭａｘＣを、所定値ではなく、蓄電システム２の充電率ＳＯＣから決定する点である。本実施例の電力制限指令演算部３ｄ−４のその他の部分は、実施例２の充放電指令演算部３ｄ−４と同様であるため、詳細な説明は省略する。

次に図３２を用いて、出力電力上限指令演算部３ｄ−３−４（３ｄ−４−３）の動作について説明する。出力電力上限指令演算部３ｄ−３−４（３ｄ−４−３）は、まず蓄積エネルギー演算部３ｄ−３−４−１において、蓄電システム２が放電可能な蓄積エネルギーＥを、蓄電システム２の充電率ＳＯＣから演算する。出力電力上限指令演算部３ｄ−３−４（３ｄ−４−３）は、蓄積エネルギーＥに対応する出力電力上限指令ＰＭａｘＣを内部に予め記憶しており、出力電力上限指令選択部３ｄ−３−４−２において、ＰＭａｘＣを選択する。

図３３は、蓄積エネルギーＥと出力電力上限指令ＰＭａｘＣの関係を示したものである。蓄電システムが、電力ＰＭａｘＣから、変動緩和の制約（１０％／２０分）の変化率によって放電を行った場合、必要になる総放電エネルギーをＥＰＭａｘＣとする。このとき、ＥＰＭａｘＣと、Ｅの間には、数３に示す関係を持たせる。

（数３） 総放電エネルギーＥＰＭａｘＣ＜蓄積エネルギーＥ
数３のような関係をもたせることにより、風力発電装置群１の発電電力が急減した場合においても、蓄電システム２の放電により、出力電力の変動を規定値（１０％／２０分）以下に抑制することが可能となる。

本発明の効果について、図３４を用いて説明する。図３４は、時刻ｔ０において、風力発電装置群の発電電力ＰＷが急減する事象を表している。図３４（ａ）は、実施例１に示した出力電力上限が無い場合の動作について示した図である。図３４（ａ）では、時刻ｔ０まで期間において、発電電力が増加するのに応じて、ＳＯＣ目標範囲も増加する。図３４（ａ）に示したように、ＳＯＣがＳＯＣ目標範囲に追従するには、時間的な遅れが発生する場合がある。このため、放電に必要な蓄積エネルギーが不足する事象が発生する場合がある。図３４（ａ）では、時刻ｔ０において風車出力が急減し、その後電力変動緩和のため、蓄電システム２が放電動作を行う。しかしながら時刻ｔ１において、ＳＯＣが０％に達する（蓄積エネルギーが不足する）ため、放電動作ができず、大きな電力変動が発生する。

一方、図３４（ｂ）に示した本実施例の制御方式では、蓄電システムの蓄積エネルギー（あるいはＳＯＣ）に応じて出力電力上限ＰＭａｘＣを変化させる。このＰＭａｘＣの効果により、時刻ｔ０においても出力電力ＰＳは小さな値であり、時刻ｔ０において風車出力が急減しても、蓄電システム２が放電するのに十分な蓄積エネルギーを確保しており、放電動作により電力変動を規定値以下に抑制できる。

なお、本実施例に示した風力発電システムの出力電力ＰＳの制限方法は、実施例１に示した蓄電池の充放電制御に限定されるものではなく、蓄電池の制御方式として、発電電力ＰＷの一次遅れ信号に追従するなどの、別の制御方法を用いてもよい。

本実施例に示したように、風力発電システムの出力電力ＰＳを、蓄電システム２の蓄積エネルギーに応じて制限することにより、風力発電装置群１の発電電力が急減する事象が発生しても、より確実に、電力の変動率を規定値以下に抑制することが可能である。この効果により、発電所の導入を容易にでき、自然エネルギーを有効利用することができる。

本発明の第６の実施例について、図３５，図３６を用いて説明する。本実施例の風力発電システムの構成を図３０に示す。図３５中の構成要素について、番号が実施例１と同じものは、同じ構成用を表す。本実施例の最も大きな特徴は、蓄電システム２を構成する、各蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍの充電率ＳＯＣを、それぞれ異なる値に制御することである。

本実施例では、蓄電装置を構成する蓄電池として二次電池である鉛電池や、ナトリウム硫黄電池、リチウム電池を用いた場合を想定している。二次電池は、その特性により、ＳＯＣに依存して充放電可能電力値が変化する。一般的に蓄電池のＳＯＣが高いときは、充電可能電力の振幅が減少し、逆にＳＯＣが低いときは、放電可能電力の振幅が減少する傾向がある。図３６は、図３５を構成する蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍの充電率ＳＯＣと、充放電可能電力について示した図である。蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−ｍの充電率ＳＯＣが、図３６のような特性を持つ場合、各蓄電装置の充電率を異なる値に制御することで、充放電可能電力の範囲を増大させることができる。

図３７（ａ）と図３７（ｂ）を用いて、本実施例の効果について説明する。本実施例では、蓄電システム２が、計１０個の蓄電装置２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−１−１０で構成されるものとする。また、各蓄電装置の容量は、定格で６００［ｋＷｈ］であるとする。図３７（ａ）は、蓄電装置のＳＯＣを全て同じ値（＝４０％）に制御した場合を示す。この場合、各蓄電装置のＳＯＣと充放電可能電力の関係（図３６）より、蓄電システム全体での充電可能電力は４０％、放電可能電力は４０％となる。一方、図３７（ｂ）は、蓄電装置のＳＯＣを蓄電装置ごとに変化させた場合である。具体的には、蓄電装置２−１−１〜２−１−６の６つの蓄電装置について、ＳＯＣを６０％に制御し、残りの４つをＳＯＣ１０％に制御した場合である。蓄電システム２が全体で蓄積しているエネルギー量は、２４００［ｋＷｈ］であり、ＳＯＣを統一した場合と同じである。この場合、蓄電システム全体での充電可能電力は４０％であるが、放電可能電力は６４％に拡大している。放電可能電力の増大により、蓄電システム２の充放電動作により、変動緩和できる範囲が拡大される。

図３５に示した上位コントローラ３ｄは、蓄電システム２の平均的なＳＯＣが一定である条件、あるいは蓄積エネルギーが一定である条件を満たしたまま、蓄電システム２全体での充放電可能電力が、最大になるように、各蓄電池２−１−１，・，・，２−１−１０のＳＯＣ目標値を決定する。

本実施例の効果により、蓄電システム２の充放電可能電力範囲が拡大され、充放電動作により変動緩和できる範囲が拡大される。このため、変動緩和のために、風力発電システムに必要な蓄電システム２の容量を削減することができる。蓄電システムの容量削減により、蓄電池併設型風力発電システムの導入が容易になり、自然エネルギーの有効利用に繋がる。

本発明は、風力発電装置群の代わりに、出力電力の変動が大きな他の発電システムにも適用可能である。具体的には、風力発電装置群の代わりに、太陽光発電システム、波力発電システム、あるいはこれらを組み合わせた発電システムなどに適用が可能である。

本発明の第一の実施形態における風力発電システムの構成を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電装置の一例を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電装置の一例を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電装置の一例を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電装置の一例を示した図。 本発明の第一の実施形態における蓄電装置の一例を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電システムの出力電力を示した図。 本発明の第一の実施形態における上位コントローラの制御系を説明する図。 本発明の第一の実施形態における充電率目標値作成手段を示した図。 本発明の第一の実施形態における最大値・最小値演算手段を示した図。 本発明の第一の実施形態における充放電電力指令作成手段を示した図。 本発明の第一の実施形態における充電率管理手段を示した図。 本発明の第一の実施形態における電力制限指令作成手段を示した図。 本発明の第一の実施形態における充電可能電力演算手段を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電システムの動作例を示した図。 本発明の第一の実施形態における風力発電システムの動作例を示した図。 本発明の第一の実施形態における本発明の効果を表した図。 本発明の第二の実施形態における充放電電力指令作成手段を示した図。 本発明の第二の実施形態における電力制限指令作成手段を示した図。 本発明の第二の実施形態におけるシステム出力上限を設定しなかった場合の風力発電システムの動作例を示した図。 本発明の第二の実施形態におけるシステム出力上限を設定した場合の風力発電システムの動作例を示した図。 本発明の第三の実施形態における風力発電システムの構成を示した図。 本発明の第三の実施形態における充電率目標値作成手段を示した図。 本発明の第三の実施形態における充放電電力指令作成手段を示した図。 本発明の第三の実施形態における電力制限指令作成手段を示した図。 本発明の第三の実施形態における出力電力上限値演算手段を示した図。 本発明の第三の実施形態における風力発電システムの、発電電力予測値を用いなかった場合の動作例を示した図。 本発明の第三の実施形態における風力発電システムの、発電電力予測値を用いた場合の動作例を示した図。 本発明の第三の実施形態における風力発電システムの、発電電力予測値を用いなかった場合の動作例を示した図。 本発明の第三の実施形態における風力発電システムの、発電電力予測値を用いた場合の動作例を示した図。 本発明の第四の実施形態における充放電電力指令作成手段を示した図。 本発明の第四の実施形態における風力発電システムの動作例を示した図。 本発明の第五の実施形態における充放電電力指令作成手段を示した図。 本発明の第五の実施形態における電力制限指令作成手段を示した図。 本発明の第五の実施形態における電力制限指令作成手段を示した図。 本発明の第五の実施形態における、蓄積エネルギーと電力制限指令の関係を説明する図。 本発明の実施形態における、実施例一の制御動作を示した図。 本発明の実施形態における、実施例五の制御動作を示した図。 本発明の第六の実施形態における風力発電システムの構成を示した図。 本発明の第六の実施形態における蓄電装置の充放電可能範囲を示した図。 本発明の第六の実施形態における、従来の充電率制御を示した図。 本発明の第六の実施形態における、本発明の充電率制御を示した図。

符号の説明

１ 風力発電装置群
１−１ ＳＣＡＤＡ
１−１−１，１−１−２，・，・，・，１−１−ｎ 風力発電装置
１−１−１−１，１−１−１ａ−１，１−１−１ｂ−１，１−１−１ｃ−１ ブレード
１−１−１−２，１−１−１ａ−２，１−１−１ｂ−２，１−１−１ｃ−２ 風速計
１−１−１−３，１−１−１ａ−３，１−１−１ｂ−３，１−１−１ｃ−３ 変速ギア
１−１−１−４ 直流励磁同期発電機
１−１−１ａ−４ 交流励磁同期発電機
１−１−１ｂ−４ 永久磁石発電機あるいは誘導発電機
１−１−１ｃ−４ 誘導発電機
１−１−１−５，１−１−１−６，１−１−１ａ−６，１−１−１ｂ−６，２−１−１−２ 電力変換器
１−１−１−７，１−１−１ａ−７，１−１−１ｂ−７，１−１−１ｃ−７ 連系トランス
１−１−１−８，１−１−１ａ−８，１−１−１ｂ−８，１−１−１ｃ−８，２−１−１−４ 遮断器
１−１−１−９ 励磁装置
２ 蓄電システム
２−１−１，２−１−２，・，・，・，２−２−ｍ 蓄電装置
２−１−１−１ 二次電池
２−１−１−３，４ 連系トランス
３，３ａ，３ｂ，３ｄ 上位コントローラ
３−１ ＳＯＣ目標値演算部
３ｂ−１−１ ＳＯＣ目標値演算部
３ｂ−１−２ 電力予測値変動率演算部
３ｂ−１−３ 切り替え器
３−２ 最大値・最小値演算部
３−３，３ａ−３，３ｂ−３，３ｃ−３，３ｄ−３ 充放電電力指令演算部
３−３−１ ＳＯＣ管理制御部
３−３−１−１，３−３−１−２，・，・，・，３−３−１−ｍ 充放電電力指令演算部
３−３−２，３−３−３，３ａ−３−３，３ｄ−３−３ リミッター
３ｂ−３−４，３ｄ−３−４ 出力電力上限指令演算部
３ｄ−３−４−１ 蓄積エネルギー演算部
３ｄ−３−４−２ 出力電力上限指令選択部
３−３ｃ−５ 一次遅れ演算部
３−４，３ａ−４，３ｂ−４，３ｄ−４ 電力制限指令演算部
３−４−１ 充電可能電力演算部
３ａ−４−２，３ｂ−４−２，３ｄ−４−２ 最小値選択演算部
３ｂ−４−３，３ｄ−４−３ 出力電力上限指令演算部
３−４−１−１，３−４−１−２，・，・，・，３−４−１−ｍ 充電可能電力演算部
３−５ 充放電電力指令分配部
５ 電力系統
６ 電力計
７ 電力系
８ 信号線
９ 発電電力予測業者

Claims (32)

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を有する前記風力発電システムにおいて、
   前記風力発電システムは前記風力発電装置群の発電電力と前記蓄電システムの充放電電力の和である出力電力を記録する出力電力記録手段と、
   前記風力発電装置群の発電電力を検出する発電電力検出部と、を備え、
   過去から現在までの所定期間を第一の期間、現在から未来までの他の所定期間を第二の期間とすると、
   前記出力電力記録手段に記録された前記第一の期間における前記出力電力の情報および現在の前記発電電力検出部の検出値の情報を用いて、前記第二の期間における前記蓄電池システムの充放電電力指令を演算する充放電電力指令演算手段と、
   前記蓄電システムが前記充放電電力指令に従って充放電電力を制御する充放電電力制御手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
2. 請求項１に記載の風力発電システムにおいて、
   前記風力発電システムは、前記第一の期間における前記出力電力の最大値と最小値を求める手段と、
   前記最大値と前記最小値から前記第二の期間における前記出力電力の出力範囲を求める手段と、
   前記第二の期間において前記風力発電装置群の発電電力が前記出力範囲を逸脱する場合には、前記出力範囲から逸脱した電力から前記蓄電システムの前記充放電電力指令を演算する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
3. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記風力発電システムは、前記蓄電システムの充電率の充電率目標範囲を演算する手段と、
   前記風力発電装置群の発電電力が前記出力範囲を逸脱している場合か、あるいは前記蓄電システムの前記充電率が前記充電率目標範囲を逸脱している場合に、前記蓄電システムが充放電する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
4. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の発電電力に一次遅れ演算を施した第一の値を演算する手段と、
   前記第一の値が前記出力範囲の中にある場合は、前記風力発電システムの出力電力を前記第一の値に追従するように前記蓄電システムの充放電制御を行う手段と、
   前記第一の値が前記出力範囲を逸脱した場合は、前記風力発電システムの出力電力を前記出力範囲の上限、あるいは下限に追従するように前記蓄電システムの充放電指令を作成する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
5. 請求項３または請求項４に記載の風力発電システムにおいて、
   前記蓄電システムの前記充電率目標範囲を、前記風力発電装置群の発電電力から決定する手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
6. 請求項１または請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記第一の期間は２０分以下の一定値であり、前記第二の期間は１分以下の一定値であることを特徴とする風力発電システム。
7. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記出力範囲の上限値は、前記最小値に第一の所定値を加算した値であり、前記出力範囲の下限値は、前記最大値から前記第一の所定値を減算した値であることを特徴とする風力発電システム。
8. 請求項１から請求項７のいずれかに記載の風力発電システムにおいて、
   前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の未来の発電電力を予測する発電電力予測値を受信する手段と、
   前記発電電力予測値に応じて前記充電率目標範囲を調節する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
9. 請求項８に記載の風力発電システムにおいて、
   前記発電電力予測値が減少する場合に、前記充電率目標範囲を高くする方向に調節する手段と、
   前記発電電力予測値が増大する場合に、前記充電率目標範囲を低くする方向に調節する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
10. 請求項９に記載の風力発電システムにおいて、
    前記発電電力予測値が、任意の時刻から始まる２０分間の間に、前記蓄電システムの変換器容量より大きく変化する場合に、前記充電率目標範囲を変化させる手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
11. 請求項１から請求項１０のいずれかに記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の電力制限指令を作成する手段と、
    前記風力発電装置群は、前記電力制限指令以下に発電電力を制限する発電制限手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
12. 請求項１１に記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記蓄電システムの充電可能電力を演算する手段と、
    前記電力制限指令を前記最小値と前記充電可能電力と第二の所定値の和にする前記風力発電システム。
13. 請求項１１に記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の前記発電電力予測値を受信する手段と、前記発電電力予測値に応じて前記電力制限指令を調節する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
14. 請求項１３に記載の風力発電システムにおいて、
    前記発電電力予測値が減少する場合は、前記電力制限指令を時間的に緩やかに減少させる手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
15. 請求項１４に記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記発電電力予測値が、任意の時刻から始まる２０分間の間に前記蓄電システムの変換器容量より減少する場合に、前記電力制限指令を調節する手段と、
    前記発電電力予測値が前記蓄電池システムの変換器容量と一致する時刻において、前記電力制限指令が前記蓄電池システムの変換器容量と一致するように、前記電力制限指令を一定のレートで減少させる手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
16. 請求項１から請求項１５のいずれかに記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記出力電力の出力電力上限指令を演算する手段と、
    前記蓄電システムの充電動作と前記風力発電装置群の電力制限動作により、前記出力電力を前記出力電力上限指令以下に制限する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
17. 請求項１６に記載の風力発電システムにおいて、
    前記出力電力上限指令は、一定値であり、かつ風力発電装置群の発電電力定格値以下であり、かつ前記蓄電システムを構成する変換器の定格容量以上であることを特徴とする風力発電システム。
18. 請求項１６に記載の風力発電システムにおいて、
    前記出力電力上限指令を前記発電電力予測値に応じて調節することを特徴とする風力発電システム。
19. 請求項１６に記載の風力発電システムにおいて、
    前記出力電力上限指令を前記蓄電システムの充電率、あるいは前記蓄電システムの蓄積エネルギーに応じて調節することを特徴とする風力発電システム。
20. 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有する前記風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の電力制限指令を作成する手段と、
    前記風力発電装置群は、前記電力制限指令以下に前記風力発電装置群の発電電力を制限する手段と、
    前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の発電電力と前記蓄電システムの充放電電力の和である出力電力を記録する出力電力記録手段と、を備え、
    過去から現在までの所定期間を第一の期間、現在から未来までの他の所定期間を第二の期間とすると、
    前記風力発電システムは、第一の期間における前記出力電力の最小値を求める手段と、
    前記蓄電システムの充電可能電力を演算する手段と、
    前記電力制限指令を前記最小値と前記充電可能電力と第一の所定値の和とすることを特徴とする風力発電システム。
21. 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有する前記風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記風力発電装置群の電力制限指令を演算する手段と、
    前記風力発電装置群は、前記電力制限指令以下に前記風力発電装置群の発電電力を制限する手段と、
    前記風力発電システムは、前記風力発電システムの発電電力予測値を受信する手段と、
    前記発電電力予測値に応じて前記電力制限指令を変化させる手段をもつ前記風力発電システム。
22. 請求項２１に記載の風力発電システムにおいて、
    前記発電電力予測値が減少する場合は、前記電力制限指令を時間的に緩やかに減少させる手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
23. 請求項２０から請求項２２のいずれかに記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記出力電力の出力電力上限指令を演算する手段と、
    前記蓄電システムの充電動作と前記風力発電装置群の電力制限動作により、前記出力電力を前記出力電力上限指令以下に制限する手段と、を備えることを特徴とする風力発電システム。
24. 請求項２３に記載の風力発電システムにおいて、
    前記出力電力上限指令は、一定値であり、かつ風力発電装置群の発電電力定格値以下であり、かつ前記蓄電システムを構成する変換器の定格容量以上であることを特徴とする風力発電システム。
25. 請求項２３に記載の風力発電システムにおいて、
    前記出力電力上限指令を前記発電電力予測値に応じて調節することを特徴とする風力発電システム。
26. 請求項２３に記載の風力発電システムにおいて、
    前記出力電力上限指令を前記蓄電システムの充電率、あるいは前記蓄電システムの蓄積エネルギーに応じて調節することを特徴とする風力発電システム。
27. 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、２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有する前記風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、個々の蓄電装置の充電率を、それぞれ異なる値に制御する手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
28. 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、３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有する前記風力発電システムにおいて、
    前記複数の蓄電装置を複数のグループに分け、同じグループに属する蓄電装置の充電率を同じ値に制御し、各グループの蓄電装置の充電率を異なる値に制御する手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
29. 請求項２７または請求項２８に記載の風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは、前記蓄電システムを構成する各蓄電装置の平均充電率が、前記風力発電システム全体の充電率目標値に一致するように、あるいは前記蓄電システムの総蓄積エネルギーを、前記風力発電システム全体の充電率目標値から演算される総蓄積エネルギー目標値に一致するように、前記各蓄電装置あるいは前記各蓄電装置グループの充電率を制御する手段を備えることを特徴とする風力発電システム。
30. 請求項２９に記載の風力発電システムにおいて、
    前記蓄電システムの一部の蓄電装置あるいは一部の蓄電装置グループの充電率を、前記風力発電システム全体の充電率目標値より低く設定する制御手段と、
    同時に前記蓄電システムの一部の蓄電装置あるいは一部の蓄電装置グループの充電率を、前記風力発電システム全体の充電率目標値より高く設定する制御手段とを備えることを特徴とする風力発電システム。
31. 請求項７または請求項１２または請求項２０に記載の風力発電システムにおいて、
    前記第一の所定値および前記第二の所定値は、前記風力発電システムの定格出力電力の１０％以下である前記風力発電システム。
32. 請求項１〜請求項３１に記載の風力発電システムにおいて、
    前記蓄電システムは、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，電気二重層キャパシタ，コンデンサ，フライホイールのいずれか一つ、あるいはこれらの組み合わせにより構成される前記風力発電システム。

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