JP2010148336A - 風力発電所とその発電制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】ガスエンジン発電機を備える風力発電所において、ガスエンジンの寿命を延ばすことのできる風力発電所および発電制御方法を提供する。
【解決手段】風力発電所は、風力発電システム、蓄電システム、およびガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成され、統括コントローラ６Ａによって制御され、風力発電システムの発電電力の変動を蓄電システムの充放電電力とガスエンジン発電システムの発電電力で緩和する。統括コントローラ６Ａは、ガスエンジン温度ＴＥを予め設定された第１の温度閾値ＴＥＬと比較し、第１の温度閾値ＴＥＬを下回ったとき、ガスエンジン発電システムのガスエンジン発電機を発電運転させ、その後、ガスエンジン温度ＴＥが予め設定された第２の温度閾値ＴＥＨを上回ったとき、前記ガスエンジン発電機が風力発電システムの発電電力の変動を緩和するように発電運転モードを切替える。
【選択図】図５

Description

本発明は、電力系統に接続された風力発電システム、ガスエンジン発電システム、および蓄電システムを含んで構成される風力発電所とその発電制御方法に関する。

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、風力発電システムや太陽光発電システムなどが利用されている。風力発電システムのエネルギー源は、時間的に変動する風のエネルギーであるため、風力発電システムの発電電力も時間的に変動する。風力発電システムの発電電力変動を緩和するため、風力発電システムにエンジン発電機などの分散電源を併設し、さらに蓄電システムを併設することで、風力発電システムの発電電力の変動を緩和する場合がある。
例えば特許文献１には、風力発電、太陽光発電、エンジン発電機などの複数のタイプの分散電源で構成された発電システムにおいて、分散電源の発電電力変動を周波数成分に分離し、周波数に応じて変動成分を複数の分散電源に負担させる運転制御方法の技術が開示されている。
特開２００６−３３３５６３号公報

ところで、風力発電システムなどの発電電力が時間的に不安定な分散電源を用いた発電所において、ガスエンジン発電機を併設し、風力発電システムなど発電電力変動を緩和するように運転を行った場合、ガスエンジン発電機の運転・停止のサイクルが頻繁に発生する。このようなガスエンジン発電機の運転・停止サイクルにおいては、ガスエンジンの温度が大きく変動するため、ガスエンジンに熱サイクルによる負担が掛かり、ガスエンジンの寿命が短くなる虞がある。

そこで、本発明の目的は、風力発電システムなどの発電電力変動を緩和するように発電運転するガスエンジン発電機を備える風力発電所において、ガスエンジンの寿命を延ばすことのできる風力発電所および発電制御方法を提供することを目的とする。

前記した目的を達成するため、本願の第１の発明の風力発電所は、風力発電システム、蓄電システム、およびガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成される風力発電所の発電制御をする統括制御手段と、ガスエンジン発電機を構成するガスエンジンの温度を検出する温度検出手段と、を備え、統括制御手段が、ガスエンジンの温度を予め設定された第１の温度閾値と比較する第１の温度比較手段を有し、ガスエンジンの温度が第１の温度閾値を下回ったとき、第１の温度閾値を上回るようにガスエンジン発電機を予め設定した電力指令に従って発電運転させることを特徴とする。
そして、統括制御手段は、さらに、ガスエンジンの温度を予め設定された第２の温度閾値と比較する第２の温度比較手段を有し、ガスエンジンの温度が第２の温度閾値を上回ったとき、ガスエンジン発電機が風力発電システムの発電電力の変動を緩和するように発電運転モードを切替える構成とすることが好適である。

第１の発明によれば、ガスエンジン発電機が温度に応じて暖機のために発電するので、ガスエンジン発電機の熱サイクルによる劣化を防止し、かつ、暖機のためのガスエンジン発電機の発電運転時の発電電力の変動を蓄電システムが変動緩和するように充放電することで、風力発電所から電力系統への出力電力変動を抑制することができる。

本願の第２の発明の風力発電所は、風力発電システム、蓄電システム、ガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成された風力発電所の発電制御をする統括制御手段と、ガスエンジン発電機を構成するガスエンジンの温度を検出する温度検出手段と、ガスエンジンが停止しているとき、記蓄電システムからの電力によりガスエンジンを所定温度に保温する加熱ヒータと、蓄電装置の充電率を検出する充電率検出手段と、を備え、統括制御手段が、蓄電装置の充電率が予め設定された所定の充電率範囲内に収まるように、検出された充電率に応じてガスエンジン発電機を発電制御することを特徴とする。

そして、検出された蓄電装置の充電率を取りまとめて蓄電システムのシステム充電率に換算するシステム充電率演算手段と、演算されたシステム充電率と、予め設定された第１のシステム充電率閾値および第２のシステム充電率閾値と比較するシステム充電率比較手段と、を備え、統括制御手段は、システム充電率比較手段において蓄電システムの充電率が第１のシステム充電率閾値を下回ったと判定されたときは、ガスエンジン発電システムを予め設定した電力指令に従って発電運転させ、システム充電率比較手段において蓄電システムの充電率が第２のシステム充電率閾値を上回ったと判定されたときは、ガスエンジン発電システムが風力発電システムの発電電力変動を緩和するように制御することが好適である。

第２の発明によれば、ガスエンジン発電機がヒータによって加熱保温されるので、ガスエンジン発電機の熱サイクルによる劣化を防止し、かつ、蓄電システムの充電率が予め設定された所定の充電率範囲内に収まるように、検出された充電率に応じてガスエンジン発電機が発電制御されるので、風力発電システムによる発電量の変動が蓄電システムおよびガスエンジン発電システムで効果的に緩和でき、ガスエンジン発電機の熱サイクルによる劣化を防止できる。
なお、本発明は、風力発電所における発電制御方法を含む。

本発明によれば、風力発電システムなどの発電電力変動を緩和するように発電運転するガスエンジン発電機を備える風力発電所において、ガスエンジンの寿命を延ばすことのできる風力発電所および発電制御方法を提供することができる。

《第１の実施形態》
次に、本発明の好適な第１の実施形態である風力発電所を、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。

（風力発電所の概要）
図１は、第１の実施形態の風力発電所の構成図である。本実施形態の風力発電所１００は、１台以上の風力発電装置１２（図１では、１２Ａ，１２Ｂ，…，１２Ｘと表示）と、個々の風力発電装置１２に対して出力制限指令ＰＬＣｉ（図１では、ＰＬＣ１、ＰＬＣ２、…、ＰＬＣｉと表示）を出力して発電制御する風力発電システム用の統括コントローラ・データ収集装置（以下、ＷＴ＿ＳＣＡＤＡ（ＳＣＡＤＡ：Supervisory Control And Data Acquisition System）と称する）１１から構成された風力発電システム１、１台以上の蓄電装置３２（図１では、３２Ａ，３２Ｂ，…，３２Ｘと表示）と、個々の蓄電装置３２に対して充放電電力指令値ＰＢＣｊ（図１では、ＰＢＣ１、ＰＢＣ２、…、ＰＢＣｊと表示してあるのをＰＢＣｊで代表）を割り振り出力して充放電制御する蓄電システム用の統括コントローラ・データ収集装置（以下、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡと称する）３１から構成された蓄電システム３、および１台以上のガスエンジン発電機５２（図１では、５２Ａ，５２Ｂ，…，５２Ｘと表示）と、個々のガスエンジン発電機５２に対してガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣｋ（図１では、ＰＥＣ１、ＰＥＣ２、…、ＰＥＣｋと表示）を出力して発電制御するガス発電システム用の統括コントローラ・データ収集装置（以下、ＧＥ＿ＳＣＡＤＡと称する）５１から構成されたガスエンジン発電システム５を少なくとも含んで構成されている。
ここで、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１は、請求項に記載の「システム充電率演算手段」に対応する。

ＷＴ＿ＳＣＡＤＡ１１は、複数の風力発電装置１２を統括して制御する機能と、風力発電システム１全体の発電電力データを収集して記憶する機能を有する。ＷＴ＿ＳＣＡＤＡ１１は、上位の統括コントローラ（統括制御手段）６の出力制限指令値ＰＬＣを、各風力発電装置１２への出力制限指令値ＰＬＣｉ（ここでは、各風力発電装置１２Ａ，１２Ｂ，…，１２Ｘのコントローラ２１（図２参照）へ送信される出力制限指令値ＰＬＣ１，ＰＬＣ２，…，ＰＬＣｉを代表的にＰＬＣｉと表示）に振り分けることで、風力発電システム１全体の発電電力をＰＬＣ以下に抑制することが可能である。

なお、図１では代表的に表示した統括コントローラ６は、図１中（ ）内に６Ａ，６Ｂと符号表示してあるように、本第１の実施形態では後記する図５に示すような統括コントローラ６Ａの構成であり、後記する第２の実施形態では図１１に示すような統括コントローラ６Ｂの構成である。
本実施形態において特別に区別する必要が無いときは、統括コントローラ６Ａを単に統括コントローラ６と称する。

ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１は、蓄電システム３全体を制御・監視する機能を有する。具体的には、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１は、統括コントローラ６と通信する手段をもち、統括コントローラ６から受信した充放電電力指令値ＰＢＣを各蓄電装置３２の充放電電力指令値ＰＢＣｊに振り分ける機能を有する。また、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１は、各蓄電装置３２の充電率ＳＯＣｊ（ここでは、各蓄電装置３２Ａ，３２Ｂ，…，３２Ｘのコントローラ３７（図３参照）から送信される各充電率ＳＯＣ１，ＳＯＣ２，…，ＳＯＣｊを代表的にＳＯＣｊと表示）を蓄電システム３全体の蓄電システム充電率ＳＯＣに換算し、統括コントローラ６に送信する機能を有する。
ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１は、複数のガスエンジン発電機５２を統括・制御する機能を有する。ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１は、統括コントローラ６からガスエンジン発電システム５へのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣを受信し、各ガスエンジン発電機５２にガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣｋ（ここでは、各ガスエンジン発電機５２Ａ，５２Ｂ，…，５２Ｘのコントローラ５７（図４参照）へ送信される各発電電力指令値ＰＥＣ１，ＰＥＣ２，…，ＰＥＣｋを代表的にＰＥＣｋと表示）を振り分ける。ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１は、各ガスエンジン発電機５２のガスエンジンの温度ＴＥｋ（ここでは、各ガスエンジン発電機５２Ａ，５２Ｂ，…，５２Ｘのコントローラ５７（図４参照）から送信される各ガスエンジンの温度ＴＥ１，ＴＥ２，…，ＴＥｋを代表的にＴＥｋと表示）を集計し、統括コントローラ６に伝達する。
風力発電所１００は、電力系統８に接続しており、統括コントローラ６において前記したＷＴ＿ＳＣＡＤＡ１１、ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１にそれぞれ前記した出力制限指令値ＰＬＣ、ガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣ、充放電電力指令値ＰＢＣを出力し、風力発電システム１やガスエンジン発電システム５を発電制御し、蓄電システム３の充放電を制御し、発電電力を電力系統８に送電する。

風力発電システム１の出力端には、電力計７Ａが設けられ、出力電力が計測され、その風力発電電力ＰＷはＷＴ＿ＳＣＡＤＡ１１を介して統括コントローラ６に入力される。蓄電システム３の出力端には、電力計７Ｂが設けられ、出力電力が計測され、その充放電電力ＰＢはＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１を介して、蓄電システム充電率ＳＯＣとともに統括コントローラ６に入力される。ガスエンジン発電システム５の出力端には、電力計７Ｃが設けられ、ガスエンジン発電電力ＰＥが計測され、そのガスエンジン発電電力ＰＥはＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１を介して、個々のガスエンジン発電機５２のガスエンジン温度ＴＥ（図１では代表的にガスエンジン温度ＴＥと表示し、図４では個々のガスエンジン発電機５２の温度を温度ＴＥｋと表示）とともに統括コントローラ６に入力される。
そして、さらに、風力発電所１００全体から電力系統８への発電所出力電力ＰＳが電力計７Ｄで計測され、その発電所出力電力ＰＳは統括コントローラ６に入力される。

（風力発電システム）
次に、図２を参照しながら風力発電システム１を構成する風力発電装置１２について詳細に説明する。
図２は、風力発電装置の１例を示す構成図である。風力発電装置１２は、外形的に、支持部の上部に設けられたナセル１５とナセル１５に回転軸を支承されたブレード１３より構成される。ナセル１５内には図示省略の増速ギア、発電機１６などが収容されている。ブレード１３により風を受け、風のエネルギーは前記した増速ギアを介して回転エネルギーに変換され、さらに、発電機１６に伝達される。図２では発電機１６として、直流励磁型同期発電機を示している。発電機１６の固定子端子は、交流から直流に変換する電力変換器１７、直流から交流に変換する電力変換器１８、変圧器１９、遮断器２０を介して、風力発電システム１の他の風力発電装置１２に並列連結され、そして電力系統８に連系される。

また、直流励磁型同期発電機である発電機１６の回転子も、励磁装置２２を介して風力発電装置１２の電力系統に接続されており、励磁装置２２がコントローラ２１に制御されて直流励磁電流の強弱を調節されることにより、可変速運転を実現している。
コントローラ２１は、風速計２３からの風速信号と、統括コントローラ６（図１参照）からＷＴ＿ＳＣＡＤＡ１１を介して受信する各風力発電装置１２への出力制限指令値ＰＬＣｉに応じて、電力変換器１７，１８の制御とブレードのピッチ角の調整により、その発電電力を所定値以下に制限する。

ちなみに、ブレードのピッチ角の調整は、コントローラ２１において、風速信号に応じた出力制限指令値ＰＬＣｉにもとづいて、目標ピッチ角を算出し、ピッチ角センサＳ１からのピッチ角信号が目標ピッチ角に一致するように、ブレード１３の付け根部に設けられたピッチ角変更モータ１４を回転制御することにより行われる。ピッチ角変更モータ１４に供給される電力は、電力変換器１８と変圧器１９との中間から分岐して供給される。
なお、遮断器２０のオフの動作もコントローラ２１によって制御される。

本実施形態に適用される風力発電装置１２としては、図２に示した直流励磁型同期発電機タイプの発電機を用いた風力発電装置１２に限定されるものではなく、永久磁石発電機を用いた風力発電装置１２、三相交流誘導機を用いた風力発電装置などでも良い。また、風力発電装置１２がこれらの風力発電装置の組み合わせによって構成されても良い。

（蓄電システム）
次に、図３を参照しながら蓄電システム３を構成する蓄電装置３２について詳細に説明する。図３は、蓄電装置の構成図である。蓄電装置３２は、複数の二次電池３３と、放電時に直流電力を交流に変換し、充電時に交流を直流に変換する電力変換器（充電率検出手段）３４、変圧器３５、遮断器３６、コントローラ（充電率検出手段）３７などで構成されている。二次電池３３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。

コントローラ３７は、電力変換器３４内に設けられた図示省略の電流センサからの充放電電流値にもとづいて蓄電装置３２の充電率ＳＯＣｊを算出し、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１に出力する。この蓄電装置３２の充電率ＳＯＣｊは、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１において、刻々記憶されるとともに、蓄電システム３全体の蓄電システム充電率ＳＯＣに換算され、統括コントローラ６（図１参照）に送信される。ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１は、統括コントローラ６からの充放電電力指令値ＰＢＣを受けて、各蓄電装置３２の充放電電力指令値ＰＢＣｊとして割り振り、電力変換器３４を制御して充電電力あるいは放電電力を制御する。ちなみに、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１は、充電の場合は、ＳＯＣｊが低い蓄電装置３２を優先して充電するように充放電電力指令値ＰＢＣｊを割り振り、放電の場合は、ＳＯＣｊが高い蓄電装置３２を優先して放電するように充放電電力指令値ＰＢＣｊを割り振り、各蓄電装置３２の充電率ＳＯＣｊの値のばらつきが平準化されるようにする。
ちなみに、遮断器３６のオフの動作もコントローラ３７によって制御される。

なお、図３では、蓄電装置３２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、コンデンサを用いても良いし、二次電池とキャパシタの組み合わせ、または他の蓄電要素の組み合わせで構成しても良い。例えば、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良い。

（ガスエンジン発電システム）
次に、図４を参照しながらガスエンジン発電システム５を構成するガスエンジン発電機５２について詳細に説明する。図４は、ガスエンジン発電機の構成図である。ガスエンジン発電機５２は、例えば、天然ガス、プロパンガス、または水素ガスなどの気体燃料を動力源とするデーゼル方式のガスエンジン５３と、ガスエンジン５３によって駆動される同期発電機である発電機５４、変圧器５５、遮断器５６、コントローラ５７などを有する。
発電機５４は、ガスエンジン５３によって駆動され、発電電力を変圧器５５、遮断器５６を介して電力系統８に送電する。
また、ガスエンジン５３は、冷却用ファン、冷却水ポンプ、燃料ポンプ、ガバナ、セルモータなどの補機５３ａが接続されている。ガスエンジン５３は、例えば、冷却水の温度ＴＥｋを検出する温度センサ（温度検出手段）Ｓ_Tを備えており、ガスエンジン５３の温度ＴＥｋを検出し、コントローラ５７を介してＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１に温度ＴＥｋのデータを伝達する。
なお、コントローラ５７でオン・オフ制御される破線で示したスイッチ５３ｃと、それによって通電される破線で示したガスエンジン５３に設けられた加熱ヒータ５３ｂは、第２の実施形態において適用されるものであり、第２の実施形態の中でその機能の説明をする。

コントローラ５７は、ガスエンジン発電機５２の制御装置であり、ガスエンジン５３の温度ＴＥｋが所定の第１の温度閾値を下回ったとき、統括コントローラ６（図１参照）からの暖機運転開始指令を、ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１を介して受信し、セルモータによりガスエンジン５３を起動して所定の暖機運転を開始する。
なお、コントローラ５７は、発電機５４の図示しない回路スイッチを制御して、暖機運転開始直後から所定の時間は、無負荷運転の待機状態とさせ、その後負荷を掛ける。ガスエンジン５３が暖機運転を開始して、温度ＴＥｋが所定の第２の温度閾値を上回ったとき、コントローラ５７は、暖機運転が完了したことを、ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１を介して統括コントローラ６に送信する。

統括コントローラ６が、風力発電電力ＰＷの分オーダーの変動成分を緩和するため発電出力変動するガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣを出したとき、ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１は、暖機運転が完了してガスエンジン５３の温度ＴＥｋが第２の温度閾値を超えているガスエンジン発電機５２に対して、ガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣを割り振り、当該のガスエンジン発電機５２のコントローラ５７にガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣｋを出力する。すると、コントローラ５７はそのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣｋに応じて、図示省略の燃料供給弁（ガバナ）を調整して、ガスエンジン発電機５２の発電電力が調整される。
ちなみに、ガスエンジン５３には遮断器５６のオフの動作もコントローラ５７によって制御される。

（統括コントローラ）
次に、図５から図７を参照しながら適宜図１、図４を参照して、本実施形態の風力発電所の発電制御をつかさどる統括コントローラ６について説明する。図５は、統括コントローラの機能構成ブロック図である。図６は、図５における発電出力目標値演算部の機能説明図であり、（ａ）は、一次遅れ制御の説明図、（ｂ）は、入力された風力発電電力とガスエンジン発電電力の合計発電電力（ＰＷ＋ＰＥ）に対する発電出力目標値演算部から出力される発電目標値の説明図である。ちなみに、図６の（ｃ）は、第２の実施形態における発電出力目標値演算部の一次遅れ制御の説明図である。
図７は、図５におけるＳＯＣ管理＿充放電指令演算部の機構構成ブロック図である。図８は、第１の実施形態における風力発電の発電制御方法の説明図であり、（ａ）は、風力発電電力の時間推移の説明図、（ｂ）は、ガスエンジンの温度の時間推移の説明図、（ｃ）は、ガスエンジン発電機によるガスエンジン発電電力の時間推移の説明図、（ｄ）は、蓄電システムの充放電電力の時間推移の説明図、（ｅ）は、蓄電システム充電率ＳＯＣの時間推移の説明図、（ｆ）は、風力発電所全体の出力電力の時間推移の説明図である。

図５に示すように本実施形態の統括コントローラ６Ａは、電力計７Ａ（図１参照）が計測した風力発電電力ＰＷ、電力計７Ｂ（図１参照）が計測した蓄電システム３の充放電電力ＰＢ、電力計７Ｃ（図１参照）が計測したガスエンジン発電電力ＰＥ、電力計７Ｄ（図１参照）が計測した発電所出力電力ＰＳ、および個々のガスエンジン発電機５２の温度センサＳ_T（図４参照）が検出したガスエンジン５３の温度ＴＥｋ（図５では、ガスエンジン発電システム５に含まれる個々のガスエンジン発電機５２の複数の温度ＴＥｋのデータを代表して、単に温度ＴＥと表示）、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１（図１参照）で算出された蓄電システム３の蓄電システム充電率ＳＯＣにもとづいて、ガスエンジン発電システム５へのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣ、および蓄電システム３への充放電電力指令値ＰＢＣを演算する。

統括コントローラ６Ａは、暖機運転要否判断部（第１の温度比較手段、第２の温度比較手段）６１、選択部６２，６７，６８、加算部６３，７３，７４、発電所出力目標値演算部６４（図５では、発電所出力目標値演算部６４Ａ，６４Ｂ，６４Ｃを代表して発電所出力目標値演算部６４と表示）、減算部６５，６９，７１、平滑化フィルタ６６、ＳＯＣ管理＿充放電指令演算部７０、フィルタ７２を含んで構成されている。

暖機運転要否判断部６１は、ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１から個々のガスエンジン５３の温度ＴＥｋのデータ（図５中、個々のガスエンジン５３の温度ＴＥｋのデータを単に「ガスエンジン温度ＴＥ」と表示）を受信して、第１の温度閾値ＴＥＬを下回ったものがあるかチェック、また、全てのガスエンジン５３の温度ＴＥｋが第２の温度閾値ＴＥＨを上回ったかをチェックする。

第１の温度閾値ＴＥＬを下回ったガスエンジン５３があった場合には、ガスエンジン発電システム５を暖機運転のための発電運転オン（ＯＮ）とし、暖機運転フラグ＝１とし、第１の温度閾値ＴＥＬを下回ったものがない場合は、その前の状態のままとする。そして、暖機運転フラグ＝１は、選択部６２，６７，６８へ出力される。

第２の温度閾値ＴＥＨを全てのガスエンジン５３が上回った場合には、ガスエンジン発電システム５を暖機運転のための発電運転オフ（ＯＦＦ）とし、暖機運転フラグ＝０とし、第２の温度閾値ＴＥＨを全てのガスエンジン５３が上回らない場合は、その前の状態のままとする。そして、暖機運転フラグ＝０は、選択部６２，６７，６８へ出力される。

選択部６２では、暖機運転フラグ＝０の場合、加算部６３にガスエンジン発電電力ＰＥとしてゼロを入力し、暖機運転フラグ＝１の場合、加算部６３に電力計７Ｃから入力されたガスエンジン発電電力ＰＥを入力する。
加算部６３では、電力計７Ａから入力された風力発電電力ＰＷと選択部６２から入力されたガスエンジン発電電力ＰＥを加算して、発電所出力目標値演算部６４Ａに入力する。

発電所出力目標値演算部６４Ａは、例えば、図６の（ａ）に示すように風力発電電力ＰＷと、ガスエンジン発電電力ＰＥの合計値（ＰＷ＋ＰＥ）に一時遅れ時定数Ｔｍを用いた一時遅れ演算を施して、発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇを決定する。一時遅れ時定数Ｔｍとしては、数分〜数十分の値とする。図６の（ｂ）に示すように、破線で示した前記合計値（ＰＷ＋ＰＥ）を一時遅れ演算すると、実線で示すような滑らかな発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇとなる。演算された発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇは、減算部６５に入力される。

図５に戻って、減算部６５は、発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇから前記した合計値（ＰＷ＋ＰＥ）を減算して、合計値（ＰＷ＋ＰＥ）の変動を緩和すべき発電電力である変動緩和電力ＰＭｉｔｉを算出し、平滑化フィルタ６６および減算部６９に入力する。変動緩和電力ＰＭｉｔｉの内、周波数の低い成分をガスエンジン発電システム５が分担し、残りの周波数の高い成分を蓄電システム３が分担する。このためガスエンジン発電システム５へのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣは、変動緩和電力ＰＭｉｔｉに平滑化フィルタ６６で平滑フィルタリング処理を施して演算され、選択部６７へ入力される。平滑化フィルタ６６は、例えば、時定数が数十分程度の一時遅れ演算器で構成する。

選択部６７は、暖機運転フラグ＝０の場合、平滑化フィルタ６６から入力された値をガスエンジン発電電力ＰＥとしてＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１に出力し、暖機運転フラグ＝１の場合、所定値ＰＥＮｏｍをガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣとしてＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１に出力する。また、選択部６８は、暖機運転フラグ＝０の場合、電力計７Ｃから入力されたガスエンジン発電電力ＰＥをそのまま減算部６９に入力し、暖機運転フラグ＝１の場合、ゼロをガスエンジン発電電力ＰＥとして減算部６９に入力する。

蓄電システム３の充放電電力指令値ＰＢＣは、変動緩和電力ＰＭｉｔｉから、実際にガスエンジン発電システム５が発電したガスエンジン発電電力ＰＥを減算することで得られる。
なお、蓄電システム３の充放電電力指令値ＰＢＣは、さらに、蓄電システム充電率ＳＯＣ管理のために、ＳＯＣ管理＿充放電指令演算部７０によって演算されるＳＯＣ管理＿充放電電力指令値ＰＢＦを加算部７３において加算させ、補正のための補正電力指令値Ｐ_Cを加算部７４において加算させて、最終的な充放電電力指令値ＰＢＣとされる。

図７に示すようにＳＯＣ管理＿充放電指令演算部７０は、減算部７０ａ、比例演算部７０ｂ、リミッタ７０ｃを含んで構成されている。ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１からの蓄電システム充電率ＳＯＣと、予め設定されたＳＯＣ目標値、例えば、７０％との差分ΔＳＯＣを減算部７０ａにおいて算出し、比例演算部７０ｂにおいて差分ΔＳＯＣに比例演算処理を施しＳＯＣ管理＿充放電電力指令値ＰＢＦが算出され、さらに、リミッタ７０ｃにおいてリミッタ処理することで最終的なＳＯＣ管理＿充放電電力指令値ＰＢＦが加算部７３に出力される。
リミッタ７０ｃの設定値は、風力発電所１００の定格の１％程度にすることで、電力系統８に影響が無い程度に小さな充放電電力で、蓄電システム３の充電率管理を実現できる。

また、補正電力指令値Ｐ_Cは、風力発電所１００を構成する送電線、送電機器などによる損失を表しており、減算部７１において風力発電電力ＰＷ、ガスエンジン発電電力ＰＥ、充放電電力ＰＢを加算し、発電所出力電力ＰＳを減算した差分ΔＰＳにフィルタ７２においてフィルタリング処理を施して演算される。フィルタ７２は、例えば、時定数１分程度の一時遅れ演算器で構成する。

（風力発電所の発電制御方法）
次に、風力発電所１００の発電制御方法について説明する。
風力発電システム１の発電電力は、風のエネルギーを動力源とするため、風速の大きさに応じて風力発電電力ＰＷが変動する。風速の大きさは時間的に一定ではないため、風力発電システム１の風力発電電力ＰＷも時間的に変動する。このような不安定な電源を、電力系統８に大量に接続した場合、電力系統８の周波数や電圧を時間的に変動させる虞があり、最悪の場合、電力系統８の電力需給バランスが崩れ、電力系統８が停電する虞がある。
風力発電システム１の電力系統８に与える影響を緩和するため、本実施形態の風力発電所１００では、風力発電システム１と並列して蓄電システム３およびガスエンジン発電システム５を電力系統８に連系する。

蓄電システム３およびガスエンジン発電システム５は、風力発電電力ＰＷの変動を緩和するように、それぞれガスエンジン発電電力ＰＥと充放電電力ＰＢを調整することで、風力発電所１００全体の発電電力変動を緩和する。蓄電システム３の特徴としては、充放電電力を比較的速く変化させることができるため、風力発電システム１の急峻（数十秒程度）な発電電力変動に対応できる。ただし、蓄電システム３の充放電動作に伴って、電力損失が発生する。

一方、ガスエンジン発電システム５の電力応答は数分程度であり、風力発電システム１の急峻な（数十秒程度）発電電力の変動を緩和することは困難であるが、それ自身が動力源を持つ発電システムであることから、蓄電システム３のような充放電に伴う損失が発生しない。風力発電所１００においては、蓄電システム３とガスエンジン発電システム５がその応答性により、風力発電電力ＰＷの変動緩和のためのガスエンジン発電電力ＰＥ、充放電電力ＰＢを分担する。つまり時間的に速い発電電力変動（秒オーダーから数分まで）は蓄電システム３が充放電することで緩和し、比較的時間的にゆっくり（数分以上のオーダー）とした発電電力の変動は、ガスエンジン発電システム５のガスエンジン発電電力ＰＥを調節することで緩和する。

一般に、ガスエンジン発電機は、コージェネレーションシステムの発電電源や非常時用の補助電源として使用される場合が多い。コージェネレーションシステムや補助電源として利用される場合、ガスエンジン発電機はほぼ定格出力近傍で、連続運転するのが一般的である。一方、本実施形態におけるガスエンジン発電システム５は、風力発電システム１の発電電力の変動緩和を目的として運転されるので、発電と停止を頻繁に繰り返すことになる。これは風力発電システム１が風速に応じて頻繁に発電・停止を繰り返し、これに応じてガスエンジン発電システム５が風力発電電力ＰＷの変動を緩和すべき発電電力変動も時間的に散発して発生するためである。ガスエンジン発電システム５の頻繁な運転・停止の繰り返しサイクルに伴って、ガスエンジン５３の冷却水温度も頻繁に変動することになる。これはガスエンジン５３の温度が、ガスエンジン発電機５２の運転中は燃料燃焼の発熱によって上昇し、停止状態では自然放熱によって低下するためである。ガスエンジン５３はこのような頻繁な熱サイクルによって劣化が早まる虞がある。

本実施形態の風力発電所１００は、ガスエンジン発電機５２のガスエンジン５３の熱サイクルによる劣化を回避するため、ガスエンジン５３の冷却水の温度ＴＥｋを第１の温度閾値以上に保つ暖機のための発電運転を温度ＴＥｋに応じて間歇的に行わせる。
風力発電所１００は、図５に示すように統括コントローラ６Ａの暖機運転要否判断部６１において、ガスエンジン温度ＴＥ（図５では、各ガスエンジン５３の温度ＴＥｋを代表してガスエンジン温度ＴＥと表示）用いて、暖機のための発電運転をする運転状態を選択する。具体的には、暖機運転要否判断部６１が、ガスエンジン温度ＴＥを予め定めた第１の温度閾値ＴＥＬ、第２の温度閾値ＴＥＨと比較する。

ガスエンジン温度ＴＥが第１の温度閾値ＴＥＬより低下したときは（複数のガスエンジン発電機５２が設置されている場合は、１台でもガスエンジン５３の温度ＴＥｋが第１の温度閾値ＴＥＬより低下したときは）、暖機運転要否判断部６１は暖機のための発電運転モードを選択し、暖機運転フラグ＝１とする。一方、ガスエンジン温度ＴＥが第２の温度閾値ＴＥＨを上回ったときは（複数のガスエンジン発電機５２が設置されている場合は、全てのガスエンジン５３の温度ＴＥｋが第１の温度閾値ＴＥＨを上回ったときは）、暖機運転要否判断部６１は暖機のための発電運転を停止し、通常の変動緩和運転モードに移行する。暖機のための発電運転モードにおいては、図５の選択部６７が示すように、ガスエンジン発電システム５へのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣは、所定値ＰＥＮｏｍに固定される。

なお、所定値ＰＥＮｏｍは、蓄電システム３が充電可能な値に設定する。また、図５の選択部６２が示すように、暖機のための発電運転モードにおいては、ガスエンジン発電電力ＰＥは、風力発電電力ＰＷと加算されることにより、ガスエンジン発電電力ＰＥは、変動緩和の対象の電力として扱われる。このように暖機のための発電運転モードにおいては、暖機のための発電運転時によるガスエンジン発電電力ＰＥを、蓄電システム３の充放電によって緩和する。

図８を参照しながら本実施形態の風力発電所１００の発電運転例を説明する。図８に示した風力発電所１００は、２ＭＷ出力の風力発電装置１２を５台まとめて構成された風力発電システム１（計１０ＭＷ出力）に対し、充放電容量１ＭＷの蓄電装置３２を２台まとめて構成された蓄電システム３（計２ＭＷ）、１ＭＷ出力のガスエンジン発電機５２を５台まとめて構成されたガスエンジン発電システム５（計５ＭＷ出力）を併設した条件の場合である。

図８の（ａ）に示すように、風力発電システム１周辺の風速が小さく（５ｍ／ｓ以下程度）、風力発電システム１が発電していない状態を示している。時刻０〜Ｔａにおいては、風力発電力ＰＷが０であり、風力発電電力の変動緩和電力ＰＭｉｔｉも０となり、蓄電システム３、ガスエンジン発電システム５とも充放電運転・発電運転を行っていない。この間、図８の（ｂ）に示すようにガスエンジン温度ＴＥが低下を続ける。
時刻Ｔａにおいて、ガスエンジン温度ＴＥが、第１の温度閾値ＴＥＬを下回るため、図８の（ｃ）に示すようにガスエンジン発電システム５は、暖機のための発電運転のためのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣ（＝ＰＥＮｏｍ）を受信する。ガスエンジン発電システム５は、待機状態から発電運転を行うまで一定の時間が必要なため、ガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣを受信した時刻Ｔａから時刻Ｔｂまでの間、無負荷運転を実施し、その後、時刻Ｔｂから発電運転を開始する。発電の開始とともにガスエンジン温度ＴＥは上昇し、時刻Ｔｃにおいて第２の温度閾値ＴＥＨを上回るため、ガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣを０にする。
なお、ガスエンジン発電システム５は発電電力の急峻な応答ができないため、所定時間後に発電電力を０にし、待機状態に移行する。

蓄電システム３は、図８の（ｄ）に示すように時刻Ｔａから時刻Ｔｂ間の暖機のための発電運転の間、ガスエンジン発電電力ＰＥによる変動を緩和するように充電動作を行う。また、蓄電システム３は、図８の（ｄ）に示すように時刻Ｔｂ以降は、充電率管理のための放電動作を実施する。
図８の（ｄ）において破線が風力発電所１００の発電所出力電力ＰＳに対応する放電成分であり、二点鎖線がガスエンジン発電電力ＰＥに対応する充電成分であり、この両者を合成したものが実線で示された正味の充放電電力ＰＢとなる。
また、図８の（ｅ）に示すように、蓄電システム３の蓄電システム充電率は、ＳＯＣ目標値である、例えば、７０％以上に維持される。
この結果、図８の（ｆ）に示すように蓄電システム３の充放電動作により、風力発電所１００の発電所出力電力ＰＳの変動を抑制できる。

以上記載したように、本実施形態によれば、風力発電所１００はガスエンジン５３の温度ＴＥｋ（ガスエンジン温度ＴＥ）に応じてガスエンジン発電システム５が発電運転する暖機のための発電運転モードをもち、暖機のための発電運転により発生するガスエンジン発電システム５の発電電力変動を、蓄電システム３が充放電動作により緩和する。このような運転方法を用いることで、電力系統８への出力電力変動を抑制したままガスエンジン５３の急激な温度変化を緩和することができ、ガスエンジン５３の熱サイクルによる劣化を防止できる。

（第１の実施形態の第１の変形例）
次に、第１の実施形態の第１の変形例について説明する。これは、図５における発電所出力目標値演算部６４として、第１の実施形態における発電所出力目標値演算部６４Ａの代わりに発電所出力目標値演算部６４Ｂに置き換えたものである。
図９は、発電所出力目標値演算部の第１の変形例の機能説明図であり、（ａ）は、リミッタ制御の説明図、（ｂ）は、風力発電とガスエンジン発電の入力された合計発電電力（ＰＷ＋ＰＥ）に対する発電出力目標値演算部から出力される合計発電目標値の説明図である。
本変形例の発電所出力目標値演算部６４Ｂは、加算部６３から入力された風力発電電力ＰＷとガスエンジン発電電力ＰＥの合計値に変化率リミッタ演算（ｄＰ／ｄｔ）を施して、発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇを演算する。変化率リミッタ演算とは、入力の単位時間当たりの変化率を設定値以下に抑制する演算であり、変化率の設定値としては、例えば、風力発電所定格出力の０．５％／分程度に設定する。
このようにしても、風力発電電力ＰＷとガスエンジン発電電力ＰＥの合計値（ＰＷ＋ＰＥ）にもとづく発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇを合計値（ＰＷ＋ＰＥ）よりも変化の小さいものにすることができる。

（第１の実施形態の第２の変形例）
次に、第１の実施形態の第２の変形例について説明する。これは、図５における発電所出力目標値演算部６４として、第１の実施形態における発電所出力目標値演算部６４Ａの代わりに発電所出力目標値演算部６４Ｃに置き換えたものである。
図１０は、発電所出力目標値演算部の第２の変形例の機能説明図である。発電所出力目標値演算部６４Ｃは、図１０に示すように実細線で表示した出力可能な発電所出力電力ＰＳの上限と、一点鎖線で表示した出力可能な発電所出力電力ＰＳの下限を設定し、この範囲内に収まるように発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇを演算する。発電所出力目標値演算部６４Ｃの設定する前記上限値および下限値は、単位時間当たりの変動率が所定値以下になるように、随時更新する。例えば、発電所出力目標値演算部６４Ｃは、２０分間の変動率が風力発電所出力定格の１０％以下になるように、上限値および下限値を設定する。
このようにしても、風力発電電力ＰＷとガスエンジン発電電力ＰＥの合計値（ＰＷ＋ＰＥ）にもとづく発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇを合計値（ＰＷ＋ＰＥ）よりも変化の小さいものにすることができる。

《第２の実施形態》
次に、図１、図４、図１１、図１２を参照しながら本発明の第２の実施形態における風力発電所１００について説明する。本実施形態の風力発電所１００の構成は、図１に示した第１の実施形態の風力発電所１００において統括コントローラ６Ａの代わりに統括コントローラ６Ｂとしたものであり、第１の実施形態と同じ構成については、重複する説明を省略する。
本発明の第１の実施形態との大きな違いは、風力発電所１００を構成するガスエンジン発電システム５を構成するガスエンジン発電機５２’が、図４に示すように発電停止時にガスエンジン温度ＴＥに応じてガスエンジン５３を暖機運転する代わりに、前記した第２の温度閾値ＴＥＨ以上に保持するように、蓄電システム３から供給される電力を用いて加熱ヒータ５３ｂを、コントローラ５７でスイッチ５３ｃをオン・オフ制御する点である。

本実施形態では、ガスエンジン５３の冷却水の温度ＴＥｋ、つまり、ガスエンジン温度ＴＥを第２の温度閾値以上に維持することで、ガスエンジン５３の熱サイクルによる劣化を防止できる。またガスエンジン５３の温度を常に発電可能な値以上に維持しておくことで、発電運転までの起動時間が短縮され、風力発電システム１の発電電力変動をより容易に緩和できるようになる。
しかしながら、加熱ヒータ５３ｂによるガスエンジン５３の暖機を行うためには、ヒータ動作のための電力を供給する必要がある。例えば、風力発電システム１周辺の風速が小さく（５ｍ／ｓ以下程度）、風力発電システム１の発電電力が０ＭＷの状態が長期に亘って継続した場合、従来の制御方法では加熱ヒータ５３ｂのための電力を電力系統８から受電することになる。このため風力発電所１００の発電所出力電力ＰＳが負（電力系統からの受電）になる場合がある。

風力発電所１００が電力系統８から電力を受電した場合、風力発電所１００を運営する事業者は電力系統８を運営する電力会社に対して、受電電力量に対する料金を支払う必要があり、風力発電所１００の事業性を悪化させ、結果的に風力発電システム１の導入の妨げになる虞がある。また、本来電源として動作すべき風力発電所１００が電力系統８から受電することは、電力系統８への擾乱となり、電力系統８に影響を与える可能性がある。
そこで、本実施形態の風力発電所１００は、ガスエンジン発電機５２の補機５３ａの消費電力に加え、加熱ヒータ５３ｂによる消費電力を蓄電システム３が供給することで、電力系統からの受電を回避する。また、蓄電システム充電率ＳＯＣに応じてガスエンジン発電システム５を発電運転させることで、蓄電システム充電率ＳＯＣを所定の範囲内に維持する。

（風力発電所の発電制御方法）
次に、図６の（ｂ），（ｃ）、図７、および図９から図１２を参照しながら適宜図１を参照して、本実施形態の風力発電所の発電制御方法について説明する。図１１は、第２の実施形態における統括コントローラの機能構成ブロック図である。図１２は、第２の実施形態における風力発電の発電制御方法の説明図であり、（ａ）は、風力発電電力の時間推移の説明図、（ｂ）は、ガスエンジン発電機によるガスエンジン発電電力の時間推移の説明図、（ｃ）は、蓄電システムの充放電電力の時間推移の説明図、（ｄ）は、蓄電システム充電率ＳＯＣの時間推移の説明図、（ｅ）は、風力発電所全体の発電所出力電力の時間推移の説明図である。

図１１に示すように本実施形態の統括コントローラ６Ｂは、電力計７Ａ（図１参照）が計測した風力発電電力ＰＷ、電力計７Ｂ（図１参照）が計測した蓄電システム３の充放電電力ＰＢ、電力計７Ｃ（図１参照）が計測したガスエンジン発電電力ＰＥ、電力計７Ｄ（図１参照）が計測した発電所出力電力ＰＳ、ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１（図１参照）で算出された蓄電システム充電率ＳＯＣにもとづいて、ガスエンジン発電システム５へのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣおよび、蓄電システム３への充放電電力指令値ＰＢＣを演算する。

本実施形態にける統括コントローラ６Ｂは、ＳＯＣ管理運転要否判断部（システム充電率比較手段）８１、風力発電システム発電電力比較演算部８２、乗算部８３、選択部８４、加算部７３，７４、発電所出力目標値演算部６４’（図１１では、発電所出力目標値演算部６４Ａ’，６４Ｂ’，６４Ｃ’を代表して発電所出力目標値演算部６４’と表示）、減算部６５，６９，７１、平滑化フィルタ６６、ＳＯＣ管理＿充放電指令演算部７０、フィルタ７２を含んで構成されている。
図１１に示す統括コントローラ６Ｂにおいて、第１の実施形態における統括コントローラ６Ａ（図５参照）の構成要素と同じ構成要素については同じ符号を付し、重複する説明を省略する。

発電所出力目標値演算部６４’は、例えば、図６の（ｃ）に示すように風力発電電力ＰＷに一時遅れ時定数Ｔｍを用いた一時遅れ演算を施して、発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇを決定する。一時遅れ時定数Ｔｍとしては、数分〜数十分の値とする。図６の（ｂ）に示すように、破線で示した前記合計値ＰＷを一時遅れ演算すると、実線で示すような滑らかな発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇとなる。演算された発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇは、減算部６５に入力される。
なお、発電所出力目標値演算部６４’は、第１の実施形態における変形例のように、図９に示した発電所出力目標値演算部６４Ｂ’や、図１０に示した発電所出力目標値演算部６４Ｃ’でも良い。ただし、発電所出力目標値演算部６４Ｂ’，６４Ｃ’では、風力発電電力ＰＷとガスエンジン発電電力ＰＥの合計値（ＰＷ＋ＰＥ）の代わりに、（ ）に示したように風力発電電力ＰＷを入力とする。

図１１に戻って、減算部６５は、発電所出力電力目標値ＰＳＴｒｇから減算して、風力発電電力ＰＷの変動を緩和すべき発電電力である変動緩和電力ＰＭｉｔｉを算出し、平滑化フィルタ６６および減算部６９に入力する。変動緩和電力ＰＭｉｔｉの内、周波数の低い成分をガスエンジン発電システム５が分担し、残りの周波数の高い成分を蓄電システム３が分担する。このためガスエンジン発電システム５へのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣは、変動緩和電力ＰＭｉｔｉに平滑化フィルタ６６で平滑フィルタリング処理を施して演算され、選択部８４へ入力される。

ＳＯＣ管理運転要否判断部８１は、蓄電システム充電率ＳＯＣを、予め設定された第１のシステム充電率閾値ＳＯＣＬおよび予め設定された第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨと比較する。第１のシステム充電率閾値ＳＯＣＬは、第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨと同一値、または、第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨより小さい値であり、例えば、第１のシステム充電率閾値ＳＯＣＬが６０％、第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨが８０％程度の値である。

そして、ＳＯＣ管理運転要否判断部８１は、蓄電システム充電率ＳＯＣが第１のシステム充電率閾値ＳＯＣＬを下回った場合は、充電が必要であると判断し、ＳＯＣ管理運転モードを選択し、ＳＯＣ管理運転フラグ＝１とする。そうではない場合は、その前の状態のままとする。
また、ＳＯＣ管理運転要否判断部８１は、蓄電システム充電率ＳＯＣが第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨを上回った場合は、充電が不要であると判断し、ＳＯＣ管理運転モードを選択していた場合は、ＳＯＣ管理運転モードを止め、ＳＯＣ管理運転フラグ＝０とする。そうではない場合は、その前の状態のままとする。そして、ＳＯＣ管理運転フラグの０または１の値は乗算部８３に入力される。

風力発電システム発電電力比較演算部８２は、風力発電システム１の風力発電電力ＰＷを予め設定された閾値ＰＷｍｉｎと比較し、風力発電電力ＰＷが閾値ＰＷｍｉｎ以下の場合は、ＳＯＣ管理ガスエンジン発電フラグ＝１とし、風力発電電力ＰＷが閾値ＰＷｍｉｎより大きい場合は、ＳＯＣ管理ガスエンジン発電フラグ＝０とし、ＳＯＣ管理ガスエンジン発電フラグの０または１の値を乗算部８３に入力する。

乗算部８３は、ＳＯＣ管理運転要否判断部８１からのＳＯＣ管理運転フラグの値と、風力発電システム発電電力比較演算部８２からのＳＯＣ管理ガスエンジン発電フラグの値を乗算して、乗算結果の値を選択部８４に入力する。
選択部８４では、乗算結果の値が１の場合、予め設定された所定値ＰＥＣｏｎｓｔをガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣとしてＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１に出力し、乗算結果が０の場合、平滑化フィルタ６６から入力された値をガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣとしてＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１に出力する。

蓄電システム３の充放電電力指令値ＰＢＣは、変動緩和電力ＰＭｉｔｉから、実際にガスエンジン発電システム５が発電したガスエンジン発電電力ＰＥを減算することで得られる。
なお、蓄電システム３の充放電電力指令ＰＢＣは、さらに、蓄電システム充電率ＳＯＣ管理のために、ＳＯＣ管理＿充放電指令演算部７０によって演算されるＳＯＣ管理＿充放電電力指令値ＰＢＦを加算部７３において加算させ、補正のための補正電力指令値Ｐ_Cを加算部７４において加算させて、最終的な充放電電力指令値ＰＢＣとされる。

本実施形態では、ガスエンジン発電システム５の補機消費電力を蓄電システム３から供給する。ところで、風力発電システム１の風力発電電力ＰＷがその補機消費電力を賄うだけの量より少ない場合は、蓄電システム３の蓄電システム充電率ＳＯＣがどんどん低下していくことになる。しかしながら、蓄電システム３の蓄電システム充電率ＳＯＣは、風力発電電力ＰＷの変動緩和のために充放電制御を行うためには、目標ＳＯＣ近傍の蓄電システム充電率ＳＯＣを維持しておく必要がある。そこで、ＳＯＣ管理運転要否判断部８１の出力するＳＯＣ管理運転フラグ＝１と、風力発電システム発電電力比較演算部８２の出力するＳＯＣ管理ガスエンジン発電フラグ＝１との論理積条件（ＡＮＤ条件）で、蓄電システム充電率ＳＯＣを維持するためガスエンジン発電システム５のＳＯＣ管理運転モードが成立する。

ガスエンジン発電システム５のＳＯＣ管理運転では、ガスエンジン発電システム５は、所定値ＰＥＣｏｎｓｔのガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣに従って発電運転される。ＳＯＣ管理運転中のガスエンジン発電電力ＰＥの一部は、蓄電システム３によって充電されるため、蓄電システム３の蓄電システム充電率ＳＯＣは上昇する。蓄電システム充電率ＳＯＣが第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨを上回ると、ＳＯＣ管理運転要否判断部８１はガスエンジン発電システム５のＳＯＣ管理運転を停止する。

本実施形態の風力発電所１００の動作例を、図１２に示すが、風力発電システム１を構成する風力発電装置１２の台数および発電出力（２ＭＷ機５台、合計出力１０ＭＷ）、蓄電システム３を構成する蓄電装置３２の台数および充放電容量（１ＭＷ機２台、合計２ＭＷ）、ガスエンジン発電システム５を構成するガスエンジン発電機５２の台数および発電出力（１ＭＷ機５台、合計５ＭＷ）は、第１の実施形態と同一条件を想定している。

図１２の（ａ）に示すように、風力発電システム１周辺の風速が小さく（５ｍ／ｓ以下程度）、風力発電システム１が発電していない状態を示している。ガスエンジン発電システム５は、補機電力による電力消費のため、図１２の（ｂ）に示すように、非発電運転状態において約０．２ＭＷの受電状態となる。風力発電所１００の電力系統８（図１参照）からの受電を防止するため、図１２の（ｃ）に示すように蓄電システム３はガスエンジン発電システム５の補機消費電力を放電動作によって補う。蓄電システム３の放電動作により、風力発電所１００の発電所出力電力ＰＳは０ＭＷを維持でき、受電状態を回避できる。

しかしながら、図１２の（ｄ）に示すように蓄電システム３の放電動作により、蓄電システム充電率ＳＯＣが低下を続け、第１のシステム充電率閾値ＳＯＣＬを下回ったとき（時刻Ｔａ）、ガスエンジン発電システム５がＳＯＣ管理運転を実施（時刻Ｔａ〜時刻Ｔｃ）し、蓄電システム３が充電されることにより、蓄電システム充電率ＳＯＣが上昇する。蓄電システム充電率ＳＯＣが、第２のシステム充電率閾値ＳＯＣＨを上回ったとき（時刻Ｔｃ）、ガスエンジン発電システム５はＳＯＣ管理運転を停止し、待機モードに以降する。
ガスエンジン発電システム５は、待機状態から発電運転を行うまで一定の時間が必要なため、ガスエンジン発電電力指令値ＰＥＣを受信した時刻Ｔａから時刻Ｔｂまでの間、無負荷運転を実施し、その後、時刻Ｔｂから発電運転を開始する。
なお、ガスエンジン発電システム５は発電電力の急峻な応答ができないため、所定時間後に発電電力を０にし、待機状態に移行する。

以上記載したように、本実施形態によれば、風力発電所１００は、ガスエンジン発電システム５が停止している場合でも、ガスエンジン発電システム５のガスエンジン５３を補機に含まれる加熱ヒータ５３ｂで第２の温度閾値ＴＥＨ以上に蓄電システム３からの電力で維持しているので、風力発電電力ＰＷの発電電力変動緩和のために何時ガスエンジン発電システム５の変動発電が必要になっても、直ちに起動して、発電運転状態に入った直後から変動発電が可能となり、即応性が向上する。
また、蓄電システム充電率ＳＯＣに応じて、ガスエンジン発電システム５がＳＯＣ管理運転をして蓄電システム３に充電するので、ガスエンジン発電システム５の補機消費電力による風力発電所１００の電力系統８からの受電を防止でき、風力発電所１００の運営事業者に課せられる受電電力料金を低減することができ、結果的に風力発電所１００の導入を容易にする。

なお、統括コントローラ６の機能を、風力発電システム１、蓄電システム３、ガスエンジン発電システム５それぞれを制御するＷＴ＿ＳＣＡＤＡ１１，ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ３１，ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ５１のいずれかに組み込むことで、第１の実施形態およびその変形例、ならびに第２の実施形態と同様の効果を実現することができる。

本発明の風力発電所１００の運転方法は、ガスエンジン発電機の代わりに通常のディーゼルエンジン発電機、ガスタービン発電機を用いた風力発電所１００にも適用可能である。また風力発電システム１の変わりに、太陽光発電システム、波力発電システムなどの発電電力が変動する電力源を構成要素にもつ発電所にも適用できる。

第１の実施形態の風力発電所の構成図である。 風力発電装置の１例を示す構成図である。 蓄電装置の構成図である。 ガスエンジン発電機の構成図である。 統括コントローラの機能構成ブロック図である。 図５における発電出力目標値演算部の機能説明図であり、（ａ）は、一次遅れ制御の説明図、（ｂ）は、風力発電とガスエンジン発電の入力された合計発電電力（ＰＷ＋ＰＥ）に対する発電出力目標値演算部から出力される合計発電目標値の説明図、（ｃ）は、第２の実施形態における発電出力目標値演算部の一次遅れ制御の説明図である。 図５におけるＳＯＣ管理＿充放電指令演算部の機構構成ブロック図である。 第１の実施形態における風力発電の発電制御方法の説明図であり、（ａ）は、風力発電電力の時間推移の説明図、（ｂ）は、ガスエンジンの温度の時間推移の説明図、（ｃ）は、ガスエンジン発電機によるガスエンジン発電電力の時間推移の説明図、（ｄ）は、蓄電システムの充放電電力の時間推移の説明図、（ｅ）は、蓄電システム充電率ＳＯＣの時間推移の説明図、（ｆ）は、風力発電所全体の発電所出力電力の時間推移の説明図である。 発電所出力目標値演算部の第１の変形例の機能説明図であり、（ａ）は、リミッタ制御の説明図、（ｂ）は、風力発電とガスエンジン発電の入力された合計発電電力（ＰＷ＋ＰＥ）に対する発電出力目標値演算部から出力される合計発電目標値の説明図である。 発電所出力目標値演算部の第２の変形例の機能説明図である。 第２の実施形態における統括コントローラの機能構成ブロック図である。 第２の実施形態における風力発電の発電制御方法の説明図であり、（ａ）は、風力発電電力の時間推移の説明図、（ｂ）は、ガスエンジン発電機によるガスエンジン発電電力の時間推移の説明図、（ｃ）は、蓄電システムの充放電電力の時間推移の説明図、（ｄ）は、蓄電システム充電率ＳＯＣの時間推移の説明図、（ｅ）は、風力発電所全体の発電所出力電力の時間推移の説明図である。

符号の説明

１ 風力発電システム
３ 蓄電システム
５ ガスエンジン発電システム
６，６Ａ，６Ｂ 統括コントローラ（統括制御手段）
７Ａ，７Ｂ，７Ｃ，７Ｄ 電力計
８ 電力系統
１１ ＷＴ＿ＳＣＡＤＡ
１２ 風力発電装置
１３ ブレード
１４ ピッチ角変更モータ
１５ ナセル
１６，５４ 発電機
１７，１８ 電力変換器
１９，３５，５５ 変圧器
２０，３６，５６ 遮断器
２１，５７ コントローラ
２２ 励磁装置
２３ 風速計
３１ ＢＴ＿ＳＣＡＤＡ（システム充電率演算手段）
３２ 蓄電装置
３３ 二次電池
３４ 電力変換器（充電率検出手段）
３７ コントローラ（充電率検出手段）
５１ ＧＥ＿ＳＣＡＤＡ
５２，５２’ ガスエンジン発電機
５３ ガスエンジン
５３ａ 補機
５３ｂ 加熱ヒータ
５３ｃ スイッチ
６１ 暖機運転要否判断部（第１の温度比較手段、第２の温度比較手段）
６２ 選択部
６４，６４Ａ，６４Ｂ、６４Ｃ，６４’，６４Ａ’，６４Ｂ’，６４Ｃ’ 発電所出力目標値演算部
６５，６９，７０ａ，７１ 減算部
６６ 平滑化フィルタ
６７，６８，８４ 選択部
７０ ＳＯＣ管理＿充放電指令演算部
７０ｂ 比例演算部
７０ｃ リミッタ
６３，７３，７４ 加算部
７２ フィルタ
８１ ＳＯＣ管理運転要否判断部（システム充電率比較手段）
８２ 風力発電システム発電電力比較演算部
８３ 乗算部
１００ 風力発電所
ＰＢ 充放電電力
ＰＥ ガスエンジン発電電力
ＰＳ 発電所出力電力
Ｐ_C 補正電力指令値
ＰＷ 風力発電力
ＰＬＣ 出力制限指令値
ＰＢＣ 充放電電力指令値
ＰＢＦ ＳＯＣ管理＿充放電電力指令値
ＰＥＣ ガスエンジン発電電力指令値
ＰＢＣｊ 充放電電力指令値
ＰＥＣｋ ガスエンジン発電電力指令値
ＰＬＣｉ 出力制限指令値
ＰＳＴｒｇ 発電所出力電力目標値
ＰＭｉｔｉ 変動緩和電力
ＰＷｍｉｎ 閾値
Ｓ１ ピッチ角センサ
Ｓ_T 温度センサ（温度検出手段）
ＳＯＣ 蓄電システム充電率
ＳＯＣｊ 充電率
ＳＯＣＬ 第１のシステム充電率閾値
ＳＯＣＨ 第２のシステム充電率閾値
ＴＥ ガスエンジン温度
ＴＥｋ 温度
ＴＥＬ 第１の温度閾値
ＴＥＨ 第２の温度閾値

Claims (8)

1. １台以上の風力発電装置から構成された風力発電システム、１台以上の蓄電装置から構成された蓄電システム、および１台以上のガスエンジン発電機から構成されたガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成され、前記風力発電システムの発電電力の変動を前記蓄電システムの充放電電力と前記ガスエンジン発電システムの発電電力で緩和する風力発電所において、
   前記風力発電システム、前記蓄電システムおよび前記ガスエンジン発電システムの発電制御をする統括制御手段と、
   前記ガスエンジン発電機を構成するガスエンジンの温度を検出する温度検出手段と、を備え、
   前記統括制御手段は、
   前記ガスエンジンの温度を予め設定された第１の温度閾値と比較する第１の温度比較手段を有し、
   前記ガスエンジンの温度が前記第１の温度閾値を下回ったとき、当該第１の温度閾値を上回るように前記ガスエンジン発電機を予め設定した電力指令に従って発電運転させることを特徴とする風力発電所。
2. 前記第１の温度閾値は、前記ガスエンジン発電機が発電運転するのに充分な温度であることを特徴とする請求項１に記載の風力発電所。
3. 前記統括制御手段は、
   さらに、前記第１の温度閾値以上の値である、前記ガスエンジンの温度を予め設定された第２の温度閾値と比較する第２の温度比較手段を有し、
   前記ガスエンジンの温度が前記第２の温度閾値を上回ったとき、前記ガスエンジン発電機が前記風力発電システムの発電電力の変動を緩和するように発電運転モードを切替えることを特徴とする請求項２に記載の風力発電所。
4. 前記統括制御手段が、前記風力発電システムの発電電力の変動と、前記ガスエンジン発電システムの発電電力の変動とを、前記蓄電システムにおける充放電により緩和制御することを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の風力発電所。
5. １台以上の風力発電装置から構成された風力発電システム、１台以上の蓄電装置から構成された蓄電システム、および１台以上のガスエンジン発電機から構成されたガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成され、前記風力発電システムの発電電力の変動を前記蓄電システムの充放電電力と前記ガスエンジン発電システムの発電電力で緩和する風力発電所において、
   前記風力発電システム、前記蓄電システムおよび前記ガスエンジン発電システムの発電制御をする統括制御手段と、
   前記ガスエンジン発電機を構成するガスエンジンの温度を検出する温度検出手段と、
   前記ガスエンジンが停止しているとき、前記蓄電システムからの電力により前記ガスエンジンを所定温度に保温する加熱ヒータと、
   前記蓄電装置の充電率を検出する充電率検出手段と、を備え、
   前記統括制御手段は、前記蓄電装置の充電率が予め設定された所定の充電率範囲内に収まるように、前記検出された充電率に応じて前記ガスエンジン発電機を発電制御することを特徴とする風力発電所。
6. 前記検出された蓄電装置の充電率を取りまとめて前記蓄電システムのシステム充電率に換算するシステム充電率演算手段と、
   前記演算されたシステム充電率と、予め設定された第１のシステム充電率閾値および第２のシステム充電率閾値と比較するシステム充電率比較手段と、を備え、
   前記統括制御手段は、
   前記システム充電率比較手段において前記蓄電システムの充電率が前記第１のシステム充電率閾値を下回ったと判定されたときは、前記ガスエンジン発電システムを予め設定した電力指令に従って発電運転させ、
   前記システム充電率比較手段において前記蓄電システムの充電率が前記第２のシステム充電率閾値を上回ったと判定されたときは、前記ガスエンジン発電システムが前記風力発電システムの発電電力変動を緩和するように制御することを特徴とする請求項５に記載の風力発電所。
7. １台以上の風力発電装置から構成された風力発電システム、１台以上の蓄電装置から構成された蓄電システム、および１台以上のガスエンジン発電機から構成されたガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成され、前記風力発電システム、前記蓄電システムおよび前記ガスエンジン発電システムの発電制御をする統括制御手段によって、前記風力発電システムの発電電力の変動を前記蓄電システムの充放電電力と前記ガスエンジン発電システムの発電電力で緩和する風力発電所における発電制御方法であって、
   前記統括制御手段において、
   前記ガスエンジン発電機を構成するガスエンジンの温度を検出する温度検出手段によって検出されたガスエンジンの温度を予め設定された第１の温度閾値と比較し、前記ガスエンジンの温度が前記第１の温度閾値を下回ったとき、前記ガスエンジン発電機を予め設定した電力指令に従って発電運転させ、
   その後、前記ガスエンジンの温度を予め設定された第２の温度閾値と比較し、前記ガスエンジンの温度が前記第２の温度閾値を上回ったとき、前記ガスエンジン発電機が前記風力発電システムの発電電力の変動を緩和するように発電運転モードを切替えることを特徴とする風力発電所における発電制御方法。
8. １台以上の風力発電装置から構成された風力発電システム、１台以上の蓄電装置から構成された蓄電システム、および１台以上のガスエンジン発電機から構成されたガスエンジン発電システムを少なくとも含んで構成され、前記風力発電システム、前記蓄電システムおよび前記ガスエンジン発電システムの発電制御をする統括制御手段によって、前記風力発電システムの発電電力の変動を前記蓄電システムの充放電電力と前記ガスエンジン発電システムの発電電力で緩和する風力発電所における発電制御方法であって、
   前記統括制御手段において、
   前記ガスエンジンが停止しているとき、前記ガスエンジンの温度を検出する温度検出手段により検知された温度にもとづいて、前記蓄電システムからの電力により加熱ヒータで前記ガスエンジンを所定温度に保温するとともに、
   前記蓄電装置の充電率を検出する充電率検出手段により検出された蓄電装置の充電率を取りまとめて前記蓄電システムのシステム充電率に換算し、
   前記演算されたシステム充電率と、予め設定された第１のシステム充電率閾値および第２のシステム充電率閾値と比較し、前記蓄電システムの充電率が前記第１のシステム充電率閾値を下回ったと判定されたときは、前記ガスエンジン発電システムを予め設定した電力指令に従って発電運転させ、
   前記蓄電システムの充電率が前記第２のシステム充電率閾値を上回ったと判定されたときは、前記ガスエンジン発電システムが前記風力発電システムの発電電力変動を緩和するように制御することを特徴とする風力発電所における発電制御方法。

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