JP2012005310A - 新エネルギー発電所群の制御システム、およびその制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等の影響によらず、新エネルギー発電所群の発電出力および系統連系点の電圧を所定の値に制御する。
【解決手段】制御システム８は、図示しない新エネルギー発電所群、出力調整装置、給電指令所、および変電所と接続され、出力急変予測部８１１１が、新エネルギー発電所群で計測された電気特性と気象特性とを用いて新エネルギー発電所群の発電出力の急変を予測すると、出力制御演算部８１１２が、その予測結果に基づいて新エネルギー発電所群と出力調整装置の発電出力を調整する。また、無効電力指令演算部８１２３が、電力系統の変電所から伝送された電圧管理目標値と、複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報と、逐次計算される新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度とを用いて無効電力指令を演算することにより、系統連系点における電圧調整が行われる。
【選択図】図２

Description

本発明は、電力系統に接続される複数の風力発電所や太陽光発電所で構成される新エネルギー発電所群の出力電力調整および電圧調整を行う技術に関する。

近年、地球温暖化や酸性雨をはじめとする地球規模での環境問題の顕在化、石油や石炭などの化石資源の枯渇、およびエネルギーセキュリティーの確保等への対応策として、風力や太陽光といった自然エネルギーを利用した風力発電や太陽光発電などの発電設備の導入が進んでいる。このうち、風力発電は技術的に実用段階に達しており、すでに国内外で商業運転が行われている状況にあるが、今後、設置コストの削減や発電効率の向上のために、発電設備における単機容量の増加やウィンドファーム化などにより、自然エネルギーによる発電設備のさらなる大規模化が進展すると予想される。

また、太陽光発電については、導入量を拡大させるための有効な手段の一つとして、出力電力が数ＭＷ以上の大規模発電所（いわゆるメガソーラ）への期待が高まっている。すでに欧州を中心にメガソーラの導入事例があるなか、国内も含めて多くの建設計画が発表されており、今後はより一層メガソーラの導入が進展すると予想される。さらには、政府の主導によって、電力会社が買い取る太陽光発電の買取価格を高めに設定するなどして、各家庭への太陽光発電の普及を促進させている。

このような風力発電や太陽光発電は、風速あるいは日射の強弱によって発電出力が変動するため、商用電力系統や自家発電電力系統などを含めた総合的な電力系統の安定運用の面から、これらの多数の自然エネルギー発電所における発電出力の変動が、電力系統の電力品質（電圧、周波数）に与える影響を軽減させることが必要となる。例えば、風力発電電力量の比率が１０％以上と極めて高いスペインにおいて、１０ＭＷ以上の複数の風力発電所を遠隔地で監視しながら発電出力を適正に制御する電力系統制御が行われており、このような風力発電と電力系統制御に関する技術が報告されている（例えば、非特許文献１参照）。また、複数の自然エネルギー電源に対して、出力電力が可変な調整用電源や蓄電池を組合せることにより、電力会社側の商用電力系統の需給調整力に依存することなく、自然エネルギー電源側において需給調整を行う技術も開示されている（例えば、特許文献１参照）。

なお、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した風力発電や太陽光発電は、ＮＥＤＯ（New Energy and Industrial Technology Development Organization：新エネルギー・産業技術総合開発機構）によって新エネルギー発電と称されているので、この発明においては、風力発電や太陽光発電などの自然エネルギー発電を新エネルギー発電と呼ぶことにする。

特開２００６−２０４０８１号公報

日本風力発電協会：「スペインにおける風力発電と電力系統制御」２００９年１月３０日付レポート、http://jwpa.jp/pdf/50-05spain090130.pdf

しかしながら、上記の先行技術文献で開示されている技術は、定常的な気象条件の変化、すなわち風速の定常的な変化や日射条件の定常的な変化によって生じる新エネルギー発電所の発電出力の変動（例えば、定格出力の数１０％程度の比較的緩やかな発電出力の変動）に対して、特定のエリア内における電力の需給バランスを保つように制御するものである。一方、新エネルギー発電所では、上述の定常的な出力変動に加えて、気象条件の急激な変化や系統擾乱の影響によって発電所自体が運転を停止し、発電出力が大きくかつ急激に変化することがある。

例えば、風力発電所では、風速があらかじめ設定した最大風速を超えてさらに増加すると、機器を保護するために風力発電所の運転を停止させる。このようなエマージェンシー（危急）な運転停止はカットアウト制御と呼ばれ、風力発電所を運転停止する風速の閾値は、一般的には、風車の羽根部分にあたるブレードに作用する機械的負荷によって構成要素が疲労限界に達しないようなレベルに設定されている。このようなカットアウト制御によって風力発電所の運転停止が発生すると、発電出力は定格出力から急激にゼロに絞り込まれるため、大きな出力急変が発生する。また、瞬時電圧低下などの系統擾乱によっても新エネルギー発電所は出力停止の状態となることがある。

このような現象が一つの風力発電所だけでなく、複数の風力発電所で連鎖的に発生すると、エリア全体では大きな出力急変が発生するおそれがある。特許文献１および非特許文献１の技術では、電力系統側の周波数を維持するために電力の調整予備力の増加を引き起こすか、あるいは、定格の１００％相当の出力変化を吸収するために、風力発電所の発電出力と同容量の蓄電池等の電力調整装置が必要となる。

すなわち、第１の課題として、気象条件の急激な変化や系統擾乱の影響によって新エネルギー発電所自体が運転を停止したときには、別途用意した電力調整装置などによって電力系統側の電力の需給バランスを行わなければならない。そのため、運転停止を引き起こす新エネルギー発電所が多くなれば、必然的に電力調整装置のトータル発電電力を多くしなければならないので、結果的に、発電出力の調整を行うための電力調整装置にかかる設備コストが高騰化してしまう。

また、電力系統の電圧変動の問題については、エリア全体ではなくローカルな系統単位で電圧変動が発生する現象であるため、エリア全体で出力変動が抑制されるとしても、個々の新エネルギー発電所の系統連系点においては電圧変動が発生する。このような電圧変動の現象に対し、上記の特許文献１および非特許文献１には解決策が記載されておらず、結局のところ、電力系統側の電圧調整機能に依存しないと、安定運転を継続するための適正電圧を維持することができなくなる。すなわち、第２の課題として、気象条件の急激な変化や系統擾乱の影響によって新エネルギー発電所自体が運転を停止したときには、電力系統側の電圧調整機能に依存しないと電力系統の電圧変動を吸収することができない。

本発明はこのような問題点に鑑みてなされたものであり、気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等による新エネルギー発電所の出力急変時においても、電力系統を適切に制御できる新エネルギー発電所群の制御システムおよびその制御方法を提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、本発明に係る新エネルギー発電所群の制御システムは、電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、新エネルギー発電所群および出力調整装置の発電出力の調整を行う新エネルギー発電所群の制御システムであって、新エネルギー発電所群で計測された電気特性および気象特性を用いて、新エネルギー発電所群の発電出力の急変を予測する出力急変予測手段と、出力急変予測手段が予測した予測結果に基づいて、新エネルギー発電所群と出力調整装置の発電出力を調整する発電出力調整手段とを備えることを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システムを提供する。

さらに、上記の新エネルギー発電所群の制御システムにおいて、電力系統の変電所から伝送される電圧管理目標値と、複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報と、逐次計算される新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度とを用いて、無効電力指令を演算する無効電力指令演算手段を備えることを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システムを提供する。

本発明に係る新エネルギー発電所群の制御システムによれば、気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等による新エネルギー発電所の出力急変時においても、電力系統を適切に制御できる新エネルギー発電所群の制御システムおよびその制御方法を提供することができる。

本発明の一実施形態に係る新エネルギー発電所群の概略的な構成を示す構成図である。 図１に示す制御システムの機能を示す構成図である。 図２に示す制御システムが行う処理の流れを示すフローチャートである。 一般的な風力発電装置の風速と発電出力との関係を表す特性図である。 風力発電装置にカットアウト停止が断続的に発生した場合の発電出力特性の一例を示す特性図である。 本発明の実施形態に係る制御システムが行う風力発電所の出力急変の予測処理に関するフローチャートである。 本実施形態の出力調整機能における出力急変予測の動作を説明するための風速と発電出力との関係を示す特性図である。 ２つの風力発電所の相互間の発電出力の相関係数を示す特性図である。 本発明の実施形態に係る制御システムが行う出力制御処理に関するフローチャートである。 出力調整機能の出力制御動作を説明するための発電出力の模式的なグラフである。 本発明の実施形態に係る制御システムの電圧調整機能が行う無効電力と電圧の調整感度算出処理に関するフローチャートである。 本発明の実施形態に係る電圧調整機能の無効電力の調整感度算出動作を説明するための模式的なグラフである。 本発明の実施形態に係る電圧調整動作の優位性を説明するための連系点電圧の模式的なグラフである。

以下、本発明に係る新エネルギー発電所群の制御システムの実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。なお、本実施形態を説明するための全図において、同一要素は原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。

図１は、本発明の一実施形態に係る新エネルギー発電所群の概略的な構成を示す構成図である。図１において、気象条件に応じて発電出力が変動する風力発電所５Ａ、５Ｂ、５Ｃ、および太陽光発電所６Ａ、６Ｂからなる新エネルギー発電所群Ｇ、当該新エネルギー発電群Ｇに属する各新エネルギー発電所５Ａ、５Ｂ、５Ｃ、６Ａ、６Ｂ（５Ａ〜６Ｂ）の発電出力を調整するための出力調整センタ７とが、それぞれ、受電設備５３Ａ、５３Ｂ、５３Ｃ、６３Ａ、６３Ｂ、７３を介して電力系統１の送電線２に接続されている。なお、電力系統１は、電力会社の商用電力系統でもよいし、自家発電による固有の電力系統でもよいが、以下の説明では商用電力系統を想定している。

各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの発電出力は、送電線２を介して、電力系統１に接続されている需要家（図示せず）に供給される。これらの新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂは、特定のエリア内に集中して設置されている必要はなく、それぞれ風況あるいは日射条件の良い場所に分散して設置されていてもよい。

また、新エネルギー発電所群Ｇとして、図１では簡単のため風力発電所５Ａ、５Ｂ、５Ｃ、太陽光発電所６Ａ、６Ｂのみであるとしているが、実際にはさらに多数の発電所が接続されることが想定される。また、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂおよび電力系統１を構成する要素としては、本実施形態の説明に必要な最小限の要素のみを記載している。

新エネルギー発電所群Ｇを構成する風力発電所５Ａ、５Ｂ、５Ｃ（５Ａ〜５Ｃ）、および太陽光発電所６Ａ、６Ｂは、新エネルギー発電所群Ｇを制御する制御システム８と通信線（通信網）９２を介して接続されており、各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂと制御システム８との間の情報の入出力は通信線９２を介して行われる。また、制御システム８は、電力系統１において需要電力と火力発電や原子力発電といった大規模集中発電所（図示せず）の発電電力との需給バランスを制御するための給電指令所４、電力系統１の電圧および無効電力の適正維持を行う機能を有する変電所３１、３２、３３、３４（３１〜３４）、および気象情報サーバ１０との間で通信線９１、９２を介して接続されている。

新エネルギー発電所群Ｇを構成する風力発電所５Ａ〜５Ｃは、それぞれ、複数の風車、発電機、および連系用電力変換器等からなる風力発電システム群５１Ａ、５１Ｂ、５１Ｃ（５１Ａ〜５１Ｃ）と、それらの風力発電システム群５１Ａ〜５１Ｃの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性（風速・風向、気温など）の計測、および制御システム８から伝送される出力調整指令と無効電力調整指令とを個々の風力発電システムに伝送する機能を有する計測・制御端末５２Ａ、５２Ｂ、５２Ｃとによって構成されている。

同様にして、太陽光発電所６Ａ、６Ｂは、それぞれ、複数の太陽光パネル、および連系用電力変換器等からなる太陽光発電システム群６１Ａ、６１Ｂと、それらの太陽光発電システム群６１Ａ、６１Ｂの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性（風速・風向、気温、日射量など）の計測、および制御システム８から伝送される無効電力調整指令を個々の太陽光発電システムに伝送する機能を有する計測・制御端末６２Ａ、６２Ｂとによって構成されている。

出力調整センタ７は、発電出力を制御可能なガスタービン発電機やディーゼル発電機等の発電装置、あるいは蓄電池等の電力貯蔵装置からなる出力調整装置７１と、前記出力調整装置７１の発電出力等の電気特性の計測、および制御システム８から伝送される出力調整指令および無効電力調整指令を前記出力調整装置７１へ伝送する機能を有する計測・制御端末７２と、制御システム８とによって構成されている。なお、図１では、制御システム８は、出力調整センタ７の中に設けられているが、新エネルギー発電所群Ｇを構成するシステムの中に独立して存在させてもよい。

制御システム８は、給電指令所４からの出力調整指令と、変電所３１〜３４からの目標電圧指令と、風力発電所５Ａ〜５Ｃ、太陽光発電所６Ａ、６Ｂ、および出力調整装置７１の各計測・制御端末５２Ａ、５２Ｂ、５２Ｃ、６２Ａ、６２Ｂ、７２（５２Ａ〜７２）を介して収集した計測情報とに基づいて、出力調整および電圧調整を行うための制御指令を演算し、演算した制御指令を新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂおよび出力調整センタ７の出力調整装置７１へ伝送する機能を有する。

図２は、図１に示す制御システム８の機能を示す構成図である。図２において、制御システム８は、前記新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂおよび出力調整センタ７の出力調整装置７１へ伝送する制御指令を演算する制御演算装置８１、オペレータが操作指令を入力するための入力装置８２、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置８３、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置８４、および前記新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂと出力調整装置７１の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置８５によって構成されている。

通信装置８４は、通信線９１、９２を介して、前記新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ、出力調整センタ７、給電指令所４、および変電所３１〜３４との間で情報通信を行う。制御演算装置８１は、出力調整機能８１１と電圧調整機能８１２とによって構成されている。

制御演算装置８１における出力調整機能８１１は、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち出力が急変する発電所とその発生時刻を予測するための出力急変予測部（出力急変予測手段）８１１１と、前記出力急変予測部８１１１の予測結果に基づいて、出力急変しない発電所および出力調整装置７１の出力調整指令値を演算する出力制御演算部（発電出力調整手段）８１１２とによって構成されている。

また、制御演算装置８１における電圧調整機能８１２は、個々の新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂにおける無効電力と電圧との相関関係を評価するための相関係数演算部（相関係数演算手段）８１２１と、無効電力による電圧の調整感度を算出するための電圧調整感度演算部（電圧調整感度演算手段）８１２２と、前記電圧調整感度演算部８１２２が演算した調整感度を用いて各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの無効電力指令値を算出するための無効電力指令演算部（無効電力指令演算手段）８１２３とによって構成されている。

次に、制御システム８の処理の流れについて説明する。図３は、図２に示す制御システム８が行う処理の流れを示すフローチャートである。したがって、図１および図２を参照しながら、図３のフローチャートの流れに沿って制御システム８の処理の流れを説明する。

まず、処理Ｓ１では、（１）新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂおよび出力調整装置７１の計測情報の読み込みを行うと共に、（２）給電指令所４および変電所３１〜３４の系統指令情報の読み込みを行う。すなわち、（１）風力発電所５Ａ〜５Ｃ、太陽光発電所６Ａ、６Ｂ、および出力調整装置７１に設置されるそれぞれの計測・制御端末５２Ａ〜７２によって定期的に計測されて伝送される電気特性データおよび気象情報サーバ１０から伝送される気象特性データをデータ格納装置８５から読み込むと共に、（２）給電指令所４から定期的に伝送される出力目標指令値、および変電所３１〜３４から定期的に伝送される電圧目標指令値をデータ格納装置８５から読み込む。

次に、処理Ｓ２では、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの運転／停止情報に対して割り込み出力をかける。すなわち、新エネルギー発電所群Ｇで定期的に実施される計測・伝送周期に関係なく、各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの運転／停止状態が変化した時に、それぞれの計測・制御端末５２Ａ〜６２Ｂから非定期に伝送される運転／停止状態の情報を読み込み、出力調整処理Ｓ３および電圧調整処理Ｓ４へ割り込み信号として出力する。

ここで、出力調整処理Ｓ３では、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの運転／停止状態情報に基づいて、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち次に出力が急変する新エネルギー発電所を予測し（処理Ｓ３１）、前記出力急変予測の結果に基づいて各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂおよび出力調整装置７１へ伝送する出力調整指令値を計算する（処理Ｓ３２）。さらに、通信装置８４を介して、処理Ｓ３２で計算した出力調整指令値を新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ、および出力調整装置７１へ伝送する（処理Ｓ３３）。

また、電圧調整処理Ｓ４では、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂにおける系統連系点の電圧と無効電力との相関関係を利用して電圧調整感度ΔＶ／ΔＱを算出する（処理Ｓ４１）。なお、ΔＶは電圧の変化分、ΔＱは無効電力の変化分である。さらに、各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの電圧計測値と、変電所３１〜３４から伝送される各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの電圧目標値との電圧偏差を計算し（処理Ｓ４２）、両者（すなわち、電圧調整感度と電圧偏差）を用いて各発電所の無効電力調整指令値を計算し（処理Ｓ４３）、通信装置８４を介して、計算された無効電力調整指令値を前記新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ、および出力調整装置７１へ伝送する（処理Ｓ４４）。

なお、ここで言う新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力急変とは、前述したように、気象条件の急変や系統擾乱時に新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの運転停止により短時間に定格出力相当の大きな出力変動が発生する現象を指しており、複数の新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂで連鎖的に運転停止状態が発生するような場合を想定している。このような出力急変の要因として、風力発電では風速の増加に伴うカットアウト停止が挙げられる。

図４は、一般的な風力発電装置の風速と発電出力との関係を表す特性図であり、横軸に風速（ｍ／ｓ）を示し、縦軸に発電出力（％）を示している。また、図５は、風力発電装置にカットアウト停止が断続的に発生した場合の発電出力特性の一例を示す特性図であり、横軸に時刻（時）、左縦軸に風速（ｍ／ｓ）、右縦軸に発電出力（％）を示している。

図４に示すように、一般的に、風力発電システムは風速が３ｍ／ｓ（カットイン風速）を超えると風力発電を開始する。なお、風力発電システムの発電出力Ｐは次の式（１）を用いて求められる。

Ｐ＝（１／２）・ρ・Ａ・ｖ^３・η （１）
ここで、Ｐは発電出力（Ｗ）、ρは空気密度（ｋｇ／ｍ^３）、Ａは受風面積（ｍ^２）、
ｖは風速（ｍ／ｓ）、ηは発電効率（％）である。

したがって、図４に示すように、風力発電システムでは、風速ｖが定格値１２ｍ／ｓに到達するまでは、風速ｖの３乗に比例して発電出力Ｐが増加する。さらに風速ｖが１２ｍ／ｓ以上に増加すると、風力発電システムでは、回転周波数を制御することにより定格出力を維持するように定格運転が行われる。ところが、風速ｖが２５ｍ／ｓ（カットアウト風速）を超えると、風力発電システムの機器を保護するために運転を停止するようになっている。

このようにして、瞬間的に風速ｖが２５ｍ／ｓ以上になって風力発電システムにカットアウト停止が発生すると、図５に示すように、定格相当の発電出力が短時間でゼロになる。このとき、風況にもよるが、一旦風力発電システムの運転が停止すると、数１０分程度以上は停止状態が継続される。このようなカットアウト現象が風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち複数で連鎖的に発生すると、電力系統の調整予備力に影響する大きな出力変化になるため、電力系統１としては、このような出力変化にも対応できるように調整予備力を確保しておく必要がある。

一方、太陽光発電においても、雲の動きによって日射量が急変し、定格相当の発電出力からゼロ付近にまで発電出力が変化することがある。しかし、太陽光発電の場合は、一般には数分で発電出力が復帰する場合が多いため、複数の太陽光発電所で同時あるいは連鎖的に大きな出力低下が継続して発生する可能性は低いと考えられる。

そこで、気象条件の急変による出力変化の予測は、風力発電所５Ａ〜５Ｃのカットアウト停止を対象に行うことが効果的と考えられる。また、瞬時電圧低下などの系統擾乱によって、風力発電、太陽光発電にかかわらず新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの単位で運転停止となる可能性があり、この場合も大きな出力変化が発生する。

次に、図６のフローチャートを参照しながら、図３に示した制御システムの全体処理フローについて各部の具体的な処理内容を説明する。図６は、本発明の実施形態に係る制御システムが行う風力発電所の出力急変の予測処理に関するフローチャートである。なお、この処理では運転停止が予想される新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂとその発生時刻を予測する処理の流れを示している。

図６において、制御システム８が新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの計測情報を取得したら、まず、処理Ｓ１１で、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち運転を停止している発電所の有無を判定する。ここで、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち運転を停止している発電所がなければ（Ｓ１１→無）、通常の出力調整制御を行うために出力急変予測処理を終了する（ＥＮＤ）。すなわち、図３のフローチャートの出力調整処理（処理Ｓ３）における処理Ｓ３２、Ｓ３３を実行する。

一方、処理Ｓ１１において、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち運転を停止している発電所があれば処理Ｓ１２を実行する。処理Ｓ１２では、停止している発電所の保護リレーの動作履歴および気象特性データから、瞬時電圧低下の発生（系統擾乱発生）の有無を判定する。ここで、停止している発電所が、瞬時電圧低下の発生（系統擾乱発生）による停止と判定された場合は（処理Ｓ１２で系統擾乱発生「有」の場合は）、処理Ｓ１３において、停止している発電所から例えば半径Ｒ（ｋｍ）以内に位置する運転中の発電所を、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち停止する可能性がある発電所として設定すると共に、それらの予測発生時刻を瞬時に設定し、出力急変予測処理を終了する（ＥＮＤ）。すなわち、図３のフローチャートの出力調整処理（処理Ｓ３）における処理Ｓ３２、Ｓ３３を実行する。

一方、処理Ｓ１２の判定において、瞬時電圧低下の発生（系統擾乱発生）による発電所の停止ではないと判定された場合は（処理Ｓ１２で系統擾乱発生「無」の場合は）、処理Ｓ１４へ進む。

処理Ｓ１４以降の処理は、風力発電所５Ａ〜５Ｃのカットアウト停止を想定したものであり、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち現在停止している発電所の情報から次に停止する可能性のある発電所を予測する処理を行うものである。すなわち、本実施形態の基本的な考え方は、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち現在停止中の発電所の過去数時間分の発電出力と現在運転中の発電所の発電出力の相関関係に着目したものであり、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち現在停止中および現在運転中の発電所の発電出力の時間軸を移動させながら相関係数を計算し、その相関係数が閾値以上であれば相関ありと判定して相関係数が最大となる移動時間を用いて停止発生時刻を予測するというものである。

すなわち、処理Ｓ１４以降の具体的な処理は次のようになる。風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち停止中の発電所の現在時刻Ｔpから過去Ｔ時間前の過去時刻Ｔoまでの発電出力をＰｓ（ｔ）に代入する（処理Ｓ１４）。なお、Ｐｓ（ｔ）は、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち現在停止している発電所の過去Ｔ時間前までの合計発電出力である。

同様にして、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち運転中の発電所の現在時刻（Ｔｐ−δＴ・ｊ）から過去Ｔ時間前の過去時刻（Ｔo−δＴ・ｊ）までの発電出力をＰｏ（ｔａ）に代入する（処理Ｓ１５）。なお、Ｐｏ（ｔａ）は、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち現在運転している発電所の過去Ｔ時間前までの合計発電出力である。また、δＴ・ｊは、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち運転中の発電所の現在時刻Ｔp（または過去時刻Ｔo）をδＴ時間刻み（例えば、５分刻み）でｊ回だけ過去にずらすときの『シフト時間』である。そして、停止中の風量発電所の発電出力Ｐｓ（ｔ）と、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち運転中の発電所の発電出力Ｐｏ（ｔａ）との相関係数ＣＲso_jを計算する（処理Ｓ１６）。

次に、処理Ｓ１６で計算した相関係数ＣＲso_jの最大値ＣＲmaxとそのときの時間シフト量（シフト時間）ΔＴを求める（処理Ｓ１７）。ここで、処理Ｓ１５から処理Ｓ１７までの処理を、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち運転中の発電所の発電出力を刻み時間δＴずつ過去にずらしながら繰り返し行う。すなわち、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち運転中の全ての発電所について、刻み時間δＴをｊ＝１〜ｎまで繰り返して処理Ｓ１５から処理Ｓ１７を実行する（処理Ｓ１７ａ）。

すなわち、ｎは刻み時間δＴをずらす回数であって、次の式（２）で表される自然数である。
ｎ＝Ｔ／δＴ （２）
ただし、Ｔは過去時刻Ｔoと現在時刻Ｔｐとの間の時間、δＴは刻み時間である。

次に、相関係数ＣＲso_jの最大値ＣＲmaxが所定の閾値εよりも大きいか否かを判定し（処理Ｓ１８）、ＣＲmaxが所定の閾値εより大きい（ＣＲmax＞εの）場合には（処理Ｓ１８でＹｅｓのときは）、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち停止中の発電所の発電出力Ｐｓ（ｔ）と運転中の発電所の発電出力Ｐｏ（ｔａ）との間には相関ありと判断する。すなわち、風力発電所５Ａ〜５Ｃのうち該当する運転中の発電所は発電出力が急変する可能性がある発電所であると判断して、現在時刻Ｔｐにシフト時間ΔＴを加えて（Ｔｐ＋ΔＴ）を、発電出力が急変する可能性がある発電所の予測発生時刻とする（処理Ｓ１９）。以上のような処理を運転中のすべての風力発電所５Ａ〜５Ｃについて行うことにより、発電出力が急変する可能性のある新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ（風力発電所５Ａ〜５Ｃ）とその発生時刻を予測することが可能となる。

次に、図６の処理Ｓ１４〜Ｓ１７の動作例について、図７および図８を用いて詳細に説明する。図７は、本実施形態の出力調整機能における出力急変予測の動作を説明するための風速と発電出力との関係を示す特性図であり、（ａ）は風力発電所５Ａの風速と発電出力との関係、（ｂ）は風力発電所５Ｂの風速と発電出力との関係、（ｃ）は風力発電所５Ｃの風速と発電出力との関係を示し、いずれも横軸に時間、縦軸にそれぞれ風速と発電出力を表わしている。ただし、単位は基準の風速と発電出力でそれぞれ正規化した単位法の（ｐｕ）でともに表している。
また、図８は、２つの風力発電所の相互間の相関係数を示す特性図であり、横軸にシフト時間、縦軸に相関係数を表わしている。

図７（ａ）、（ｂ）に示すように、風力発電所５Ａおよび風力発電所５Ｂでは比較的風が強く、いずれの発電所も風速が定格を超過してカットアウト風速を超えたり戻ったりしており、それに応じて発電出力が定格相当からゼロに低下する現象が発生している。

すなわち、風力発電所５Ｂは、時間差ΔＴだけ遅れて風力発電所５Ａと同様の風速現象が発生している。また、現在時刻Ｔｐでは、風力発電所５Ａはカットアウト風速を超えたために発電を停止している。一方、現在時刻Ｔｐでは、風力発電所５Ｂはカットアウト風速を超えていないために発電運転を行っている。ところが、風力発電所５Ｂは時間差ΔＴの後にカットアウト風速を超えて発電を停止することが予測される。言い換えると、風力発電所５Ｂは、時間差ΔＴだけ時間をシフトさせたときに、風力発電所５Ａと相関関係をもって風力発電所５Ａと同様の現象が発生すると予測される。

また、図７（ｃ）に示すように、風力発電所５Ｃは、風速が定格風速より高いけれどもカットアウト風速に達していないので、定格の発電出力を過去時刻Ｔoから現在時刻Ｔｐまで継続して送出している。すなわち、風力発電所５Ｃは、時間をシフトさせても風力発電所５Ａとは何の相関関係も存在ない。

このとき、図６のフローチャートで説明した処理内容にしたがって、風力発電所５Ａの発電出力に対して風力発電所５Ｂおよび風力発電所５Ｃの発電出力の時間をずらしながら相関係数を計算すると、図８に示すような時間差と相関係数との関係を示す特性図になる。

すなわち、図８に示すように、風力発電所５Ａと風力発電所５Ｃについては無相関であるため相関係数は閾値εを大きく下回る結果となるのに対し、風力発電所５Ａと風力発電所５Ｂの相関係数については閾値ε（例えば０．７）を超える時間差が存在し、相関係数が最大となるシフト時間を風力発電所５Ａと風力発電所５Ｂの発電出力の時間差ΔＴと定義する。すなわち、時間差ΔＴとしたところで５Ａと５Ｂ間の相関係数が最大になる。
なお、風力発電所５Ａ〜５Ｃを図８においてはそれぞれ風力発電所Ａ、Ｂ、Ｃと表記している。

図９は、本発明の実施形態に係る制御システムが行う出力制御処理に関するフローチャートである。従って、図９に示す制御システム８が行う出力制御処理のフローチャートを用いて、出力制御演算の処理内容について説明する。図９において、まず、図６のフローチャートで説明した出力急変発電所および発生時刻の予測結果を用いて、出力急変に対する出力調整の要否を判定する（処理Ｓ２１）。

ここで、出力急変に対する出力調整が不要の場合には（処理Ｓ２１で否）、通常の出力目標値制御により出力指令値を計算する（処理Ｓ２２）。なお、通常の出力目標値制御とは、新エネルギー発電所群Ｇの合成出力を給電指令所４から指令された目標値にするために偏差を最小化するように、新エネルギー発電所群Ｇの出力制限値と出力調整装置７１の出力とを調整するものである。

一方、処理Ｓ２１の判定において出力急変に対する出力調整の処理が必要な場合には（処理Ｓ２１で要）、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち出力急変の可能性ありと予測された発電所について、出力急変の発生予測時刻を用いて出力制限パターン、すなわち時刻ｔにおける出力制限値を生成する（処理Ｓ２３）。具体的には、次の式（３）により時刻ｔにおける出力制限値を設定する。

Ｐｉ（ｔ）＝（ｔｓ−ｔ）（Ｐｉ（ｔｐ）／（ｔｓ−ｔｐ）） （３）
但し、ｉは新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち出力急変の可能性ありと予測された発電所の番号、ｔｓは出力急変発生予測時刻、ｔｐは現在時刻、Ｐｉ（ｔ）は任意の時刻ｔにおいて出力急変が予測されるｉ番目の発電所の発電出力、Ｐｉ（ｔｐ）は現在時刻におけるｉ番目の発電所の発電出力である。

次に、エリア全体の新エネルギー発電所群Ｇにおける合成出力の制限パターンを次の式（４）により生成する（処理Ｓ２４）。
Ｐ（ｔ）＝ΣＰｉ（ｔ） （４）

ここで、式（４）で求めた出力制限値Ｐ（ｔ）の分だけエリア全体の合成出力が減少することになるため、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうちこの不足出力を補うように出力増加が可能な発電所（停止中および出力急変発生が予測された発電所以外の発電所）と出力調整装置７１の発電出力を増加させる。すなわち、エリア全体における合成出力の増加パターンを生成し（処理Ｓ２５）、エリア全体の中から出力増加が可能な発電所と出力調整装置７１を抽出する（処理Ｓ２６）。そして、抽出した発電所と出力調整装置７１とに基づいて出力増加パターンを生成する（処理Ｓ２７）。

言い換えると、処理Ｓ２５〜Ｓ２７では、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち出力増加可能な発電所を抽出し、出力制限値Ｐ（ｔ）をこれらに配分して、出力調整指令とする。出力増加可能な発電所は、出力急変の可能性なしと判定されている発電所のうち、現在時刻の出力が定格出力よりも小さい発電所を抽出する。出力増加量の配分の方法としては、例えば、出力増加量が大きい発電所から順次割り当てて行くなどの方法を採り、出力調整装置７１の発電出力を不足出力分に割り当てる優先順位は最後とする。

次に、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂのうち停止中の発電所について、処理Ｓ２１〜Ｓ２７までの間に風況などによって出力を再開した発電所の有無を判定し（処理Ｓ２８）、運転を再開した発電所がある場合には（処理Ｓ２８で有）、再度、処理Ｓ２１〜Ｓ２７の処理を行い、運転を再開した発電所がない場合には（処理Ｓ２８で無）、前述の処理Ｓ２３及びＳ２７で求めた出力調整指令（出力制限指令と出力増加指令）を各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂへ伝送する（処理Ｓ２９）。そして、処理Ｓ２１に戻って、前述の各処理を繰り返す。

図１０は、出力調整機能の出力制御動作を説明するための発電出力の模式的なグラフである。すなわち、図１０（ａ）は、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力急変を考慮しない従来技術による出力調整動作時の発電出力を示し、同図（ｂ）は、本発明の実施形態に係る新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力急変を考慮したときの出力調整動作時の発電出力を示している。

図１０（ａ）に示すように、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力急変を考慮しない従来技術では、ある発電所で発電出力の急変（急激な低下）が発生した瞬間に、エリア全体の発電出力が急激に低下している。一方、同図（ｂ）に示すように、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力急変を予測した本発明の実施形態によれば、出力急変が発生する前の現在時刻Ｔｐにおいて出力急変を予測しているので、出力急変の発生が予測される発生予測時刻Ｔｓまでには、出力急変しない発電所および出力調整装置７１によって発電出力の持ち換えを行うことができる。そのため、出力急変の影響を軽減させてエリア全体の合成発電出力を目標値に維持することができる。

すなわち、図１０（ｂ）に示すように、出力急変を予測した現在時刻Ｔｐ以降において出力が急変する発電所ｉの発電出力Ｐｉ（ｔ）が減少するのに伴って、出力が急変しない発電所および出力調整装置７１の発電出力Ｐ（ｔ）が上昇して行くので、エリア全体の合成発電出力は出力急変の発生予測時刻Ｔｓ以降においても継続して目標値を維持している。

次に、図３のフローチャートにおける処理Ｓ４１〜Ｓ４３に示した電圧調整機能の処理内容について図１１のフローチャートを用いて具体的に説明する。図１１は、本発明の実施形態に係る制御システムの電圧調整機能が行う無効電力と電圧の調整感度算出処理に関するフローチャートである。

図１１のフローチャートの処理では、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ自体の出力変動により発生する系統連系点の電圧変動を抑制するのに加えて、電力系統の電圧プロファイルを適正に維持するために、平均電圧を変電所３１〜３４から伝送された目標電圧に維持する処理を行う。

すなわち、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力変動により発生する電圧変動は、有効電力に対する無効電力の比率を系統インピーダンスから求まる最適な比率に設定しておくことで抑制することができる。なお、有効電力に対する無効電力の比率は、インバータによって電圧と電流の位相を可変したり、調相器によってコンデンサ（Ｃ）やインダクタンス（Ｌ）の比率を変えてインピーダンスを可変したりすることにより、所望の値に設定することができる。

また、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの平均電圧を目標値にするためには発電出力以外の要因による電圧変化の影響を抑制する必要があるが、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂから出力される無効電力の平均値のレベルを調整することで、系統連系点の平均電圧を調整することができる。したがって、本実施形態では新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂで調整する無効電力Ｑは次の式（５）によって求めるものとする。

Ｑ＝ａ・Ｐ＋Ｑ_Ａ （５）
但し、Ｐは新エネルギー発電所の発電出力、Ｑは新エネルギー発電所の発電出力の無効電力、Ｑ_Ａは新エネルギー発電所の発電出力の無効電力の平均レベル、ａは有効電力と無効電力の比例定数（＝ｒ／ｘ）、ｒは系統インピーダンスの抵抗分、ｘは系統インピーダンスのリアクタンス分である。
なお、ここでは、無効電力の位相は電力系統から見て遅れ方向を正（プラス）とする。

次に、制御システム８において、各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂに対する無効電力の平均レベルＱ_Ａを適切に決めるためには、各発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度が必要となる。この電圧調整感度は系統の構成や潮流状態によって変わるため、逐次評価しながら制御する必要がある。具体的には、各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの無効電力だけが変化したときの電圧変化を捉えて電圧調整感度を評価する。

そこで、図１１のフローチャートでは、制御システム８は、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの計測情報および目標電圧値を変電所３１〜３４から取得する処理を行う（処理Ｓ５０）。次に、所定時間分の電圧Ｖおよび無効電力Ｑから、ローパスフィルタを介した後の無効電力Ｑ_Ｆと電圧変動分Ｖ_Ｆを抽出する（処理Ｓ５１）。次に、式（６）により、無効電力Ｑ_Ｆと電圧変動分Ｖ_Ｆの相関係数ＣＲqvを計算する（処理Ｓ５２）。

次に、式（６）で算出した相関係数ＣＲqvが負値をとること、および、その絶対値が閾値ξよりも大きいか否かを判定する（処理Ｓ５３）。相関係数ＣＲqvが負値であって、かつその絶対値が閾値ξよりも大きい場合のみ（処理Ｓ５３でＹｅｓ）、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの電圧調整感度を計算し、更新する（処理Ｓ５４）。

ここで、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの電圧調整感度を計算する処理Ｓ５４について、図１２に示す本発明の実施形態に係る電圧調整機能の無効電力の調整感度算出動作を説明するための模式的なグラフを用いて説明する。なお、図１２のグラフは、いずれも、横軸は時間ｔ、縦軸は無効電力Ｑ_Ｆおよび電圧変動分Ｖ_Ｆを表わしている。

すなわち、図１２（ａ）に示すように、無効電力Ｑ_Ｆの増加に伴って電圧変動分Ｖ_Ｆが減少し、無効電力Ｑ_Ｆの減少とともに電圧変動分Ｖ_Ｆが増加するような負の相関を持つ場合には、外乱が影響していないと考えられるため、正しく電圧調整感度を計算することができる。なお、電力系統から見て無効電力が遅れ位相の場合をプラスとした場合は、遅れの無効電力が増加すると電圧が低下する傾向にある。

しかし、図１２（ｂ）に示すように、無効電力Ｑ_Ｆと電圧変動分Ｖ_Ｆに相関関係がない場合や正の相関を持つ場合には、負荷等の影響によって電圧が変化していると考えられるため、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの無効電力による電圧調整感度は正しく計算することができない。

ここで、電圧調整感度ＶＱscは、所定時間内の無効電力の最大値と最小値の差として求めた無効電力の変化分ΔＱ_Ｆと、同じく電圧変動分の最大値と最小値の差として求めた電圧変動分の変化分ΔＶ_Ｆを用いて、次の式（７）を用いて計算する。
ＶＱsc＝ΔＶ_Ｆ／ΔＱ_Ｆ （７）
このような式（７）の計算を全ての新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂを対象にして行い、電圧調整感度ＶＱscを求める。

再び、図１１のフローチャートに戻る。変電所３１〜３４から伝送された連系点の目標電圧値Ｖｏと現在時刻Ｔｐにおける電圧平均値Ｖaveの電圧偏差を計算する（処理Ｓ５５）。この処理Ｓ５５で計算した電圧偏差（Ｖave−Ｖo）と、処理Ｓ５４で計算した電圧調整感度ＶＱsc、を用いて、無効電力のレベル調整値の修正量Ｑ_Ｌを次の式（８）によって計算する（処理Ｓ５６）。
Ｑ_Ｌ＝（Ｖave−Ｖo）／ＶＱsc （８）

なお、相関係数ＣＲqvが負値でない場合、あるいは負値であっても相関係数ＣＲqvの絶対値が閾値ξ以下の場合は（処理Ｓ５３でＮｏ）、現在値の電圧調整感度を使用し、式（８）によって無効電力のレベル調整値の修正量Ｑ_Ｌを計算する（処理Ｓ５６）。

すなわち、電圧平均値Ｖaveが目標電圧値Ｖoよりも高い場合には、電力系統から見て遅れの無効電力を増加させ、逆に電圧平均値Ｖaveが目標電圧値Ｖoよりも低い場合には、電力系統から見て遅れの無効電力を減少させる。そして、この無効電力のレベル調整値の修正量Ｑ_Ｌを各新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂに伝送し（処理Ｓ５７）、それぞれの新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ側で現在の無効電力平均レベルＱ_Ａに加算する。

図１３は、本発明の実施形態に係る電圧調整動作の優位性を説明するための連系点電圧の模式的なグラフである。すなわち、図１３は、本実施形態による電圧調整の動作を従来技術と比較したグラフを示している。図１３に示すように、従来技術では、特に新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂ側に電圧調整装置を設置していない場合には出力変動によって電圧変動がダイレクトに生じ、かつ平均電圧も目標値に調整することはできない。一方、本実施形態によれば、出力変動による電圧変動を抑制し、かつ平均電圧を目標値に制御することができるため、電力系統の電圧管理に貢献することが可能となる。

以上、本実施形態によれば、気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等による新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力急変時においても、電力系統の電力調整予備力を増加させることなく、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの出力を目標値に維持することができるため、電力系統の安定した周波数維持に貢献することが可能となる。また、電力系統側の電圧調整設備に負担をかけることなく、新エネルギー発電所５Ａ〜６Ｂの系統連系点の電圧を適正な範囲に維持することができるため、電力系統の電圧管理に貢献することが可能となる。

また、以上において、本発明に係る新エネルギー発電所群Ｇの制御システムを具体的な実施形態に基づいて詳細に説明したが、本発明は前記の実施形態の内容に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。

本発明によれば、各電力会社と新エネルギー発電所群Ｇを運営する電力供給会社との系統連系に有効に利用することができるのはもちろんであるが、各電力会社と各家庭の太陽光発電との連系にも利用することが可能である。

Ｇ 新エネルギー発電所群
１ 電力系統
２ 送電線
３（３１〜３４） 変電所
４ 給電指令所
５（５Ａ、５Ｂ、５Ｃ） 風力発電所、新エネルギー発電所
５１Ａ、５１Ｂ、５１Ｃ 風力発電システム
５２Ａ、５２Ｂ、５２Ｃ 計測制御端末
５３Ａ、５３Ｂ、５３Ｃ、６３Ａ、６３Ｂ、７３ 受電設備
６（６Ａ、６Ｂ） 太陽光発電所、新エネルギー発電所
６１Ａ，６１Ｂ 太陽光発電システム
６２Ａ、６２Ｂ 計測制御端末
７ 出力調整センタ
７１ 出力調整装置
７２ 計測制御端末
８ 制御システム
８１ 制御演算装置
８１１ 出力調整機能
８１１１ 出力急変予測部（出力急変予測手段）
８１１２ 出力制御演算部（発電出力調整手段）
８１２ 電圧調整機能
８１２１ 相関係数演算部（相関係数演算手段）
８１２２ 電圧調整感度演算部（電圧調整感度演算手段）
８１２３ 無効電力指令演算部（無効電力指令演算手段）
８２ 入力装置
８３ 表示装置
８４ 通信装置
８５ データ格納装置
９（９１、９２） 通信線、通信網
１０ 気象情報サーバ

Claims (13)

1. 電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、前記電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、前記新エネルギー発電所群および前記出力調整装置の発電出力の調整を行う新エネルギー発電所群の制御システムであって、
   前記新エネルギー発電所群で計測された電気特性および気象特性を用いて、該新エネルギー発電所群の発電出力の急変を予測する出力急変予測手段と、
   前記出力急変予測手段が予測した予測結果に基づいて、前記新エネルギー発電所群と前記出力調整装置の発電出力を調整する発電出力調整手段と
   を備えることを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
2. 請求項１に記載の新エネルギー発電所群の制御システムにおいて、
   前記出力急変予測手段は、前記新エネルギー発電所群の運転／停止状態の情報と、複数の新エネルギー発電所間の発電出力の相関関係とを用いて、発電出力が急変する新エネルギー発電所とその発生時刻を予測することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
3. 請求項１または２に記載の新エネルギー発電所群の制御システムにおいて、
   前記発電出力調整手段は、前記新エネルギー発電所の発電出力の情報と前記出力急変予測手段が予測した出力急変予測結果とを用いて、前記新エネルギー発電所群の発電出力を所定の目標値に保つように、出力調整が可能な新エネルギー発電所および前記出力調整装置の発電出力を調整することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
4. 電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、前記電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、前記新エネルギー発電所群および前記出力調整装置の発電出力の調整を行う新エネルギー発電所群の制御システムであって、
   さらに、
   無効電力指令演算手段を備え、
   該無効電力指令演算手段が、前記変電所から伝送された電圧管理目標値と、複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報と、逐次計算される複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度とを用いて、無効電力指令を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
5. 請求項４に記載の新エネルギー発電所群の制御システムにおいて、
   さらに、
   前記電圧管理目標値と前記電圧計測情報とに基づいて、複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力とその無効電力による電圧変化分との相関係数を演算する相関係数演算手段と、
   前記相関係数演算手段が演算した相関係数に基づいて、前記電圧調整感度を演算する電圧調整感度演算手段と、を備え、
   前記無効電力指令演算手段は、前記電圧調整感度演算手段が演算した前記電圧調整感度を用いて無効電力指令を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
6. 請求項５に記載の新エネルギー発電所群の制御システムにおいて、
   前記電圧調整感度演算手段は、前記相関係数演算手段が演算した電圧変化分と無効電力の計測情報との相関関係に基づいて、前記新エネルギー発電所の無効電力による電圧調整感度の演算の可否を判定することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
7. 請求項６に記載の新エネルギー発電所群の制御システムにおいて、
   前記電圧調整感度演算手段は、前記相関係数演算手段が演算した相関係数が負値であって、かつ前記相関係数の絶対値が閾値より大きい場合に、前記電圧調整感度を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。
8. 電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、前記電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、前記新エネルギー発電所群および前記出力調整装置の発電出力の調整を行う新エネルギー発電所群の制御方法であって、
   前記新エネルギー発電所群で計測された電気特性および気象特性を用いて、該新エネルギー発電所群の発電出力の急変を予測する第１のステップと、
   前記第１のステップで予測された予測結果に基づいて、前記新エネルギー発電所群と前記出力調整装置の発電出力を調整する第２のステップと
   を含むことを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。
9. 請求項８に記載の新エネルギー発電所群の制御方法において、
   前記第１のステップにおいて、前記新エネルギー発電所群の運転／停止状態の情報と、複数の新エネルギー発電所間の発電出力の相関関係とを用いて、発電出力が急変する新エネルギー発電所とその発生時刻を予測することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。
10. 請求項８に記載の新エネルギー発電所群の制御方法において、
    前記第２のステップにおいて、前記新エネルギー発電所の出力情報と前記第１のステップで予測された出力急変予測結果とを用いて、前記新エネルギー発電所群の発電出力を所定の目標値に保つように、出力調整が可能な新エネルギー発電所および前記出力調整装置の発電出力を調整することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。
11. 電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、前記電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、前記新エネルギー発電所群および前記出力調整装置の発電出力の調整を行う新エネルギー発電所群の制御方法であって、
    前記変電所から伝送された電圧管理目標値と複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報とに基づいて、複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力とその無効電力による電圧変化分との相関係数を演算する第１のステップと、
    前記第１のステップで演算された相関係数に基づいて前記無効電力による電圧調整感度を演算する第２のステップと、
    前記第２のステップで演算された前記無効電力による電圧調整感度を用いて無効電力指令を演算する第３のステップと
    を含むことを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。
12. 請求項１１に記載の新エネルギー発電所群の制御方法において、
    前記第２のステップにおいては、前記第１のステップで演算された電圧変化分と無効電力の計測情報との相関関係に基づいて、前記新エネルギー発電所の無効電力による電圧調整感度の演算の可否を判定することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。
13. 請求項１２に記載の新エネルギー発電所群の制御方法において、
    前記第２のステップにおいては、前記第１のステップで演算された相関係数が負値であって、かつ前記相関係数の絶対値が閾値より大きい場合に、前記無効電力による電圧調整感度を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。

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