JP2013126260A - 自然変動電源の運用装置及び方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の需給調整力を保持しつつ自然変動電源の電力系統への供給電力が最大となるように自然変動電源を運用することである。
【解決手段】総出力判定手段１８は、許容総出力算出手段１７で算出した現時点の許容総出力が総出力算出手段１６で算出した自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定し、最大出力指令値算出手段１９は、総出力判定手段１８での判定結果に基づき自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出し、出力処理手段２０を介して各々の自然変動電源に出力する。
【選択図】 図１

Description

本発明は、電力系統に接続された自然変動電源を運用する自然変動電源の運用装置及び方法に関する。

再生可能エネルギーを利用して発電する発電設備は、自然エネルギーの変化により出力が変化する発電設備であり、例えば、風力発電設備や太陽光発電設備などの自然変動電源がある。自然変動電源は、風や日照の変化により出力が変化する。自然変動電源が接続された電力系統では、自然変動電源の出力変化が電力系統の周波数変動に影響を与えるので、その系統運用者は系統の周波数が所定周波数になるように、電力系統に供給する供給電力を調整し、電力系統の需要電力と供給電力との均衡を図るようにしなければならない。

再生可能エネルギー発電設備の出力変動には、長周期変動成分と短周期変動成分とが含まれ、短周期変動成分の場合はなかなか予測が難しいので、電力系統側で負荷周波数制御ＬＦＣ（Load Frequency Control）を行ってその出力変動を調整している。そして、それより変動周期が早い負荷変動に対しては、主としてガバナーフリー運転ＧＦで調整し、それより変動周期が長期の負荷変動に対しては、主として経済負荷配分制御ＥＤＣ（Economic Dispatching Control）で調整する。

一般に、系統周波数の維持のための供給電力の調整は、調整用火力発電所を電力系統に並列して行われる。調整用火力発電所の系統への並列台数が多いほど、電力系統の需要電力と供給電力との均衡を図るための需給調整力は大きくなる。調整用火力発電所は、ある程度の電力を発電しなければ、電力系統への並列状態を維持できないので、調整用火力発電所の電力系統への並列台数を増加させると、電力系統への供給電力が増加してしまう。また、定格出力での運転はできないので運転効率が低下し、調整用火力発電所の電力系統への並列台数を増加させることには限度がある。

このように、自然変動電源が接続された電力系統では、自然変動電源の出力変化に応じて系統周波数を所定周波数にするための需給調整力が必要となるので、自然変動電源の電力系統への連系可能量は電力系統の需給調整力により決まることになる。

ここで、短周期変動が発生したときには分散電源設備（再生可能エネルギー発電設備）の出力変動を抑制して、電力系統の負荷周波数制御による調整容量の不足を補うことを可能としたものがある（例えば、特許文献１参照）。

また、周波数変動分に基づいて需要家負荷機器の消費電力を調整して電力系統の周波数が定格周波数になるように制御し、自然エネルギー利用の小容量発電装置が多数接続された電力系統の周波数を制御するようにしたものがある（例えば、特許文献２参照）。

特開２０１１−１０１４５４号公報 特開２００６−４２４５８号公報

しかし、特許文献１のものでは、系統に接続された分散電源設備が個別に出力変動を抑制して、電力系統の負荷周波数制御による調整容量の不足を補うものであり、電力系統全体の需給調整力を保持しつつ分散電源設備の全体の出力が最大となるように運用するものではない。

また、特許文献２のものでは、需要家負荷機器の消費電力を調整するものであり、同様に、電力系統全体の需給調整力を保持しつつ小容量発電装置の全体の出力が最大となるように運用するものではない。

自然変動電源による発電電力の有効活用を図るためには、電力系統内への自然変動電源の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統においても、さらなる自然変動電源の連系を可能とし、自然変動電源の出力を最大限に利用できるように電気事業者側でも対策を講じることが要請される。

本発明の目的は、電力系統の需給調整力を保持しつつ自然変動電源の電力系統への供給電力が最大となるように運用できる自然変動電源の運用装置及び方法を提供することである。

請求項１の発明に係る自然変動電源の運用装置は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出する総出力算出手段と；前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出する許容総出力算出手段と；前記許容総出力算出手段で算出した現時点の許容総出力が前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定する総出力判定手段と；前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増
加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項２の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項１において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項３の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項１において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項４の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項１において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項５の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項１乃至４のいずれか１項の発明において、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力を所定周期で入力し、各々の自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する出力変化速度判定手段と；前記出力変化速度判定手段で自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えているときは自然変動電源の出力の変動緩和指令値を算出する出力変動緩和指令値算出手段とを備え、前記出力処理手段は、前記出力変動緩和指令値算出手段で算出した変動緩和指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。

請求項６の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項１乃至５のいずれか１項の発明において、電力系統の系統周波数を所定の周期で測定し、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する周波数判定手段と；前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より低下したと判定されたときは、複数の自然変動電源のうち定格出力以下の自然変動電源に対し、出力増となる周波数制御指令値を算出し、前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より上昇したと判定されたときは、複数の自然変動電源のすべてに対し、出力減となる周波数制御指令値を算出する周波数制御指令値算出手段とを備え、前記出力処理手段は、前記周波数制御指令値算出手段で算出した周波数制御指令値を前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値に代えて各々の自然変動電源の最大出力指令値として各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。

請求項７の発明に係る自然変動電源の運用装置は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出する予測値算出手段と；前記予測値算出手段で入力した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出する許容総出力算出手段と；前記許容総出力算出手段で算出した許容総出力の短時間先予測値が前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定する総出力判定手段と；前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、前記総出力判定手段により許容総出力の
短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項８の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項７の発明において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項９の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項７の発明において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項１０の発明に係る自然変動電源の運用装置は、請求項７の発明において、前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする。

請求項１１の発明に係る自然変動電源の運用方法は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出し、入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出し、現時点の許容総出力が自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定し、現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。

請求項１２の発明に係る自然変動電源の運用方法は、電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出し、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出し、許容総出力の短時間先予測値が自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定し、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする。

請求項１、１１の発明によれば、現時点の自然変動電源の許容総出力が現時点の自然変動電源の総出力以上でないときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、現時点の自然変動電源の許容総出力が現時点の自然変動電源の総出力以上であり、各々の自然変動電源が出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、各々の自然変動電源が出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出するので、電力系統の需給調整力を保持しつつ、電力系統内への自然変動電源の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統においても、さらなる自然変動電源の連系が可能となり、また、自然変動電源の出力を最大限に利用できる。

請求項２の発明によれば、請求項１の発明の効果に加え、現時点の自然変動電源の許容総出力と現時点の自然変動電源の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出するので、各々の自然変動電源に対して出力抑制を定格出力を用いて比例配分することから、抑制量および抑制緩和量を公平に配分することができる。

請求項３の発明によれば請求項１の発明の効果に加え、現時点の許容総出力を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じることにより、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出するので、各々の自然変動電源で、制御後の出力と定格出力の比を等しくすることができる。

請求項４の発明によれば、請求項１の効果に加え、現時点の自然変動電源の許容総出力と現時点の自然変動電源の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出するので、自然エネルギーを多く取り込んで発電している自然変動電源ほど優先的に出力抑制量が緩和されるので、効率良く自然変動電源を運転でき、需給調整力不足への影響度に応じて配分ができる。

請求項５の発明によれば、請求項１乃至４のいずれか１項の発明の効果に加え、自然変動電源の出力の変化速度を予め定めた変化速度設定値以下になるように抑制するので、電力系統への供給電力の変動を抑制できる。

請求項６の発明によれば、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より低下したときは、複数の自然変動電源のうち定格出力以下の自然変動電源に対し出力増とし、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より上昇したときは、複数の自然変動電源のすべてに対し出力減とするので、自然変動電源により系統周波数を所定周波数の範囲に戻すことができる。

また、請求項７乃至１０、１２の発明によれば、現時点の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、需給調整力、自然変動電源の総出力、必要最低限需給調整力、許容総出力などの情報に代えて、短時間先のこれらの情報に基づいて最大出力指令値を算出するので、電力系統側の更なる調整力確保、例えば火力発電機の負荷帯切り替えの時間的余裕が生じ自然変動電源の出力を最大限に利用できる、また、自然変動電源側でも出力抑制を行うにあたり時間的余裕が得られる。

本発明の実施形態に係る実施例１の自然変動電源の運用装置のブロック構成図。 本発明の実施形態に係る実施例１の運用装置の動作を示すフローチャート。 風力発電設備の出力曲線の一例を示すグラフ。 風力発電設備の出力に対し最大出力指令値の出力抑制が掛けられた場合の一例を示すグラフ。 本発明の実施形態に係る実施例２の自然変動電源の運用装置のブロック構成図。 風力発電設備の出力の変化速度に対し出力変動緩和指令値の制限が掛けられた場合の一例を示すグラフ。 本発明の実施形態に係る実施例３の自然変動電源の運用装置のブロック構成図。 系統周波数の変動に対して周波数制御指令値により制御された風力発電設備の出力の一例を示すグラフ。 風力発電設備が接続された電力系統の需要電力Ｐｄ及び風力総出力ΣＢｎの一例を示すグラフ。 電力系統の需給調整力Ｐａの説明図。 需給調整力Ｐａを増加させる手法の一例の説明図。 電力系統の必要最低限需給調整力Ｐａ０及び風力発電設備の許容風力総出力Ａの説明図。 需要電力Ｐｄと風力発電設備の許容風力総出力Ａとの関係及び風力発電設備の許容風力総出力Ａと風力総出力ΣＢｎとの関係の説明図。

以下、本発明の実施形態を説明する。本発明の実施形態では自然変動電源は風力発電設備である場合について説明する。まず、自然変動電源である風力発電設備が接続された電力系統の需要電力Ｐｄ、風力総出力ΣＢｎ、需給調整力Ｐａについて説明する。

図９は、風力発電設備が接続された電力系統の需要電力Ｐｄ及び風力総出力ΣＢｎの一例を示すグラフである。図９では、１２：００時〜００：００時までの需要電力Ｐｄ及び風力総出力ΣＢｎの一例を示している。風力総出力ΣＢｎは、電力系統に接続されたｎ個の風力発電設備の各々の出力Ｂ１、Ｂ２…、〜Ｂｎの和である。

需要電力Ｐｄは時々刻々変動するので、需要電力Ｐｄの変動に対応して、調整用火力発電所の出力を変化させて電力系統への供給電力を調整する。風力発電設備が接続された電力系統では、需要電力Ｐｄの変動に加えて風力発電設備の風力総出力ΣＢｎも変動するので、調整用火力発電所は風力総出力ΣＢｎの変動も考慮して電力系統への供給電力を調整することになる。

例えば、１２：００時〜１８：００時では、需要電力Ｐｄの変動は少なく、風力総出力ΣＢｎが増加しているので、風力総出力ΣＢｎの増加分を調整用火力発電所の出力を減少させて、電力系統への供給電力が需要電力Ｐｄとなるように調整する。一方、１８：００時〜１９：００時においては、需要電力Ｐｄが増加しているにも拘わらず風力総出力ΣＢｎは減少しているので、調整用火力発電所はより多くの電力を出力するように調整しなければならない。このように、電力系統の需給調整力Ｐａは調整用火力発電所から供給される。

図１０は電力系統の需給調整力Ｐａの説明図である。図１０（ａ）は図９の１４：００時における需要電力Ｐｄ、図１０（ｂ）は図９の１８：００時における需要電力Ｐｄ、図１０（ｃ）は図９の１９：００時における需要電力Ｐｄを示している。

図１０（ａ）に示すように、需要電力Ｐｄに対し、ベース供給力Ｐｃ、火力最低出力Ｐｂ、需給調整力Ｐａ、風力総出力ΣＢｎで供給電力を賄っている。ベース供給力Ｐｃは、例えば、原子力発電所から供給される電力であり需要電力が変動しても変動しない供給電力である。火力最低出力Ｐｂは、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Ｐｄが変動しても変動しない供給電力分である。需給調整力Ｐａは、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Ｐｄが変動した場合にその変動に対応して調整するための供給電力分である。風力総出力ΣＢｎは、風力発電設備から供給される電力である。

図１０（ａ）に示す状態から、需要電力Ｐｄは同じで風力総出力ΣＢｎが増加した場合は、図１０（ｂ）に示すように、風力総出力ΣＢｎの増加分を需給調整力Ｐａで吸収する。つまり、需給調整力Ｐａが減少する。一方、図１０（ａ）に示す状態から、風力総出力ΣＢｎは同じで需要電力Ｐｄが増加した場合には、図１０（ｃ）に示すように、需要電力Ｐｄの増加分を需給調整力Ｐａで吸収する。つまり、需給調整力Ｐａが増加する。この場合、調整用火力発電所の電力系統への並列台数が少ない場合には、需給調整力Ｐａが不足する場合があるので、需給調整力Ｐａが不足しないようにする必要がある。

図１１は、需給調整力Ｐａを増加させる手法の一例の説明図である。図１１（ａ）は１台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力、図１１（ｂ）は２台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力、図１１（ｃ）は３台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力、図１１（ｄ）は４台の調整用火力発電所を電力系統に並列した場合の調整用火力発電所の出力である。

図１１（ａ）に示すように、１台の調整用火力発電所の出力は、需給調整力Ｐａと火力最低出力Ｐｂとからなり、各々の調整用火力発電所の発電機の容量により異なる。複数の調整用火力発電所が電力系統に並列されたときは、図１１（ｂ）〜図１１（ｄ）に示すように、各々の調整用火力発電所の需給調整力Ｐａの和と、各々の調整用火力発電所の火力最低出力Ｐｂの和との合計が、電力系統に接続された調整用火力発電所の出力となる。前述したように、各々の調整用火力発電所の出力は、発電機の容量により異なるが、図１１（ａ）〜図１１（ｄ）では、各々の調整用火力発電所の発電機容量が同じ（出力が同じ）である場合を示している。

図１１（ｂ）〜図１１（ｄ）に示すように、電力系統への調整用火力発電所の並列台数を増加させるほど、需給調整力Ｐａは増加するが、火力最低出力Ｐｂも増加する。火力最低出力Ｐｂは、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Ｐｄが変動しても変動しない供給電力分であるので、ベース供給力Ｐｃと同等であり、需要電力Ｐｄが小さい場合には、調整用火力発電所の並列台数を増加させることができない。

そこで、図１１（ｄ’）及び図１１（ｄ”）に示すように、図１１（ｄ）に示す４台の調整用火力発電所の出力のうち、４台の調整用火力発電所の需給調整力Ｐａと１台の調整用火力発電所の火力最低出力Ｐｂとの合計と、３台の調整用火力発電所の火力最低出力Ｐｂとに区分し、３台の調整用火力発電所の火力最低出力Ｐｂを別の系統運用者に融通する。

これにより、融通した系統運用者の電力系統への供給電力は、図１１（ｄ’）に示すように、４台の調整用火力発電所の需給調整力Ｐａと１台の調整用火力発電所の火力最低出力Ｐｂとの合計となり、需給調整力Ｐａが増加する。

次に、電力系統の必要最低限需給調整力Ｐａ０及び風力発電設備の許容風力総出力Ａについて説明する。電力系統の必要最低限需給調整力Ｐａ０とは、需要電力Ｐｄが変動しても周波数が所定周波数となるように調整できる最低限必要となる供給電力であり、例えば、需要電力Ｐｄの２％程度の電力値である。従って、必要最低限需給調整力Ｐａ０は、需要電力Ｐｄの変動に伴って変動する。また、風力発電設備の許容風力総出力Ａとは、需給調整力Ｐａが必要最低限需給調整力Ｐａ０であるときの風力総出力ΣＢｎをいう。

図１２は、電力系統の必要最低限需給調整力Ｐａ０及び風力発電設備の許容風力総出力Ａの説明図である。図１２（ａ）に示すように、需要電力Ｐｄに対して風力総出力ΣＢｎの比率が小さいときは、需給調整力Ｐａは十分に確保されている。この状態で、図１２（ｂ）に示すように、需要電力Ｐｄが減少し、しかも風力総出力ΣＢｎが増加したとすると、需要電力Ｐｄに対して風力総出力ΣＢｎの比率が大きくなり、需給調整力Ｐａが小さくなる。この場合、需給調整力Ｐａが必要最低限需給調整力Ｐａ０より小さい場合には、図１２（ｃ）に示すように、風力総出力ΣＢｎを許容風力総出力Ａに調整し、需給調整力Ｐａとして必要最低限需給調整力Ｐａ０を確保する。

図１３は、需要電力Ｐｄと風力発電設備の許容風力総出力Ａとの関係及び風力発電設備の許容風力総出力Ａと風力総出力ΣＢｎとの関係の説明図である。図１３（ａ）に示すように、需要電力Ｐｄが大きいときは風力発電設備の許容風力総出力Ａも大きくなる。従って、出力抑制を掛けることなくすべての風力発電設備を運転できる可能性が高くなる。

一方、図１３（ｂ）に示すように、需要電力Ｐｄが小さくなると、風力発電設備の許容風力総出力Ａは小さくなる。なお、必要最低限需給調整力Ｐａ０も小さくなるが、風力発電設備の許容風力総出力Ａの方が遙かに小さくなる。従って、風力総出力ΣＢｎは許容風力総出力Ａを超えない範囲としなければならないので、風力発電設備に出力抑制を掛けなければならない可能性が高くなる。

図１３（ｃ）に示すように、需要電力Ｐｄのときの風力総出力ΣＢｎが許容風力総出力Ａより小さいときは、出力抑制を掛けることなくすべての風力発電設備を運転できる。一方、風況が良くなり、風力総出力ΣＢｎが許容風力総出力Ａより大きくなると、風力総出力ΣＢｎは許容風力総出力Ａになるように出力抑制が掛けられる。

図１は本発明の実施形態に係る実施例１の自然変動電源の運用装置のブロック構成図である。前述したように、自然変動電源は風力発電設備である場合について説明する。電力系統１１には、各種の発電設備が接続されている。図１では、原子力発電所、非調整用火力発電所や水力発電所の図示は省略し、ｎ個の風力発電設備１２ａ〜１２ｎ及びｋ個の調整用火力発電所１３ａ〜１３ｋを図示している。また、別の運用者が運用する電力系統との連系線の図示も省略している。前述したように、別の運用者が運用する電力系統との連系線を介して、必要に応じて図１１（ｄ”）に示す電力を融通する。

運用装置１４は、入力装置、演算制御装置、記憶装置及び出力装置を有したコンピュータで構成される。図１では、コンピュータが演算実行し発揮する機能をブロックで図示している。運用装置１４の入力処理手段１５は、電力系統に接続されたｎ個の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの各々の出力Ｂ１〜Ｂｎを入力する。

風力発電設備１２ａ〜１２ｎは、１または複数の風力発電機からなる発電設備であり、各々の風力発電設備１２は、それぞれ制御装置を有している。すなわち、１または複数の風力発電機からなる風力発電設備１２の出力を単位としてそれぞれ一括して制御する。これは、風力発電設備１２が設置された領域の風況はほぼ同一であり、個々の風力発電機毎に制御する煩雑さを避けるためである。このように、１または複数の風力発電機からなる一つの風力発電設備１２を単位として制御する。

風力発電設備１２ａ〜１２ｎは、制御装置とともに伝送装置を有し、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎで発電した出力Ｂ１〜Ｂｎは、伝送装置を介して運用装置１４に伝送される。運用装置１４の入力処理手段１５は、これら各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎから伝送されてきた各々の出力Ｂ１〜Ｂｎを所定周期で入力する。

また、入力処理手段１５は、電力系統１１の需要電力Ｐｄ及び電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力Ｐａを所定周期で入力する。この需給調整力Ｐａは、前述したように、調整用火力発電所の出力のうち需要電力Ｐｄが変動した場合にその変動に対応して調整するための供給電力分であり、図１１で説明したように、電力系統に並列されている調整用火力発電所の台数や調整用火力発電所の出力（発電機の容量）などの情報により与えられる。

総出力算出手段１６は、入力処理手段１５で入力した複数の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の各々の出力Ｂ１〜Ｂｎを合計して、複数の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の風力総出力ΣＢｎを算出するものである。ここで、現時点とは最新周期の時点をいう。つまり、最新周期で入力した各々の出力Ｂ１〜Ｂｎの合計を現時点の風力総出力ΣＢｎとする。

次に、許容総出力算出手段１７は、複数の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の許容風力総出力Ａを算出するものである。前述したように、風力発電設備の許容風力総出力Ａとは、需給調整力Ｐａが必要最低限需給調整力Ｐａ０であるときの風力総出力ΣＢｎをいう。

風力発電設備の許容風力総出力Ａは、図１２（ｂ）、（ｃ）や図１３（ｃ）に示すように、（１）式で示される。

Ａ＋Ｐａ０＝ΣＢｎ＋Ｐａ
Ａ＝ΣＢｎ＋Ｐａ−Ｐａ０ …（１）
許容総出力算出手段１７は、（１）式にて許容風力総出力Ａを算出する。風力総出力ΣＢｎは総出力算出手段１６で算出された値を用い、需給調整力Ｐａは入力処理手段１５から入力された値を用いる。また、必要最低限需給調整力Ｐａ０は、入力処理手段１５から入力された需要電力Ｐｄに基づいて算出した値を用いる。例えば、必要最低限需給調整力Ｐａ０は、そのときに入力された需要電力Ｐｄに対し所定係数（例えば約２％）を乗算して求められる。

総出力判定手段１８は、許容総出力算出手段１７で算出した現時点の許容風力総出力Ａが総出力算出手段１６で算出した風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の風力総出力ΣＢｎ以上であるか否かを判定する。最大出力指令値算出手段１９は、総出力判定手段１８での判定結果に基づき風力発電設備１２ａ〜１２ｎの風力総出力ΣＢｎが現時点の許容風力総出力Ａを満たす範囲での各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎを算出するものであり、最大出力指令値算出手段１９で算出された各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎは、出力処理手段２０から伝送装置を介して、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力される。風力発電設備１２ａ〜１２ｎでは、運用装置１４からの最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎを各々の制御装置で入力し、制御装置は、それぞれ自己の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの風力発電機の出力を制御する。

次に、運用装置１４の動作について説明する。図２は本発明の実施形態に係る実施例１の運用装置１４の動作を示すフローチャートである。運用装置１４の入力処理手段１５は、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎ、需要電力Ｐｄ及び需給調整力Ｐａを所定周期で入力する（Ｓ１）。

総出力算出手段１６は、入力処理手段１５で入力した各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の各々の出力Ｂ１〜Ｂｎを合計して、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の風力総出力ΣＢｎを算出する（Ｓ２）。また、許容総出力算出手段１７は、前述の（１）式により、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの許容風力総出力Ａを算出する（Ｓ３）。

総出力判定手段１８は、許容総出力算出手段１７で算出した現時点の許容風力総出力Ａが総出力算出手段１６で算出した風力発電設備１２ａ〜１２ｎの現時点の風力総出力ΣＢｎ以上であるか否かを判定する（Ｓ４）。現時点の許容風力総出力Ａが現時点の風力総出力ΣＢｎ以上であるときは、最大出力指令値算出手段１９は、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに対して出力抑制中であるか否かを判定する（Ｓ５）。

各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎについて、出力抑制中であるときは、最大出力指令値算出手段１９は、現時点の許容風力総出力Ａと現時点の風力総出力ΣＢｎとの差分（Ａ−ΣＢｎ）を風力総出力ΣＢｎの抑制緩和量として求め（Ｓ６）、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの風力総出力ΣＢｎが抑制緩和量（Ａ−ΣＢｎ）だけ増加するように、抑制緩和量（Ａ−ΣＢｎ）を各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに対して配分して、出力抑制を掛けた最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎを算出する（Ｓ７）。そして、出力処理手段２０は、最大出力指令値算出手段１９で算出された各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎを伝送装置を介して、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力する（Ｓ８）。

一方、ステップＳ５の判定で、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎについて、出力抑制中でないと判定されたときは、最大出力指令値算出手段は１９は、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに対して定格出力を最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎとする（Ｓ９）。

また、ステップＳ４の判定で、現時点の許容風力総出力Ａが現時点の風力総出力ΣＢｎ以上でないと判定されたときは、最大出力指令値算出手段１９は、現時点の風力総出力ΣＢｎと現時点の許容風力総出力Ａとの差分（ΣＢｎ−Ａ）を風力総出力ΣＢｎの総抑制量として求める（Ｓ１０）。そして、現時点の出力Ｂが０ＭＷの風力発電設備１２に対しては最大出力指令値Ｃを０ＭＷとし対象から除外する（Ｓ１１）。

風力発電設備１２ａ〜１２ｎの風力総出力ΣＢｎが総抑制量（ΣＢｎ−Ａ）だけ減少するように、その総抑制量（ΣＢｎ−Ａ）を残りの風力発電設備１２に配分し、残りの風力発電設備に対する最大出力指令値Ｃを算出する（Ｓ１２）。

算出した残りの風力発電設備１２に対する出力指令値Ｃのうち、出力指令値Ｃが０ＭＷ未満（負の値）の風力発電設備１２があるか否かを判定する（Ｓ１３）。最大出力指令値Ｃが０ＭＷ未満（負の値）の風力発電設備１２がないときは、ステップＳ１１で除外した風力発電設備１２に対しては最大出力指令値Ｃを０ＭＷとし、ステップＳ１２で総抑制量（ΣＢｎ−Ａ）を配分した風力発電設備１２に対しては、最大出力指令値Ｃとして、配分された総抑制量（ΣＢｎ−Ａ）を加味した値とする。そして、出力処理手段２０は、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎを伝送装置を介して、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力する（Ｓ８）。

ステップＳ１３の判定で、最大出力指令値Ｃが０ＭＷ未満（負の値）の風力発電設備１２があるときは、最大出力指令値Ｃが負の値であるすべての風力発電設備の最大出力指令値Ｃを０ＭＷに補正し（Ｓ１４）、補正した最大出力指令値Ｃの補正量Ｃｍの合計ΣＣｍを、最大出力指令値Ｃが負の値でない風力発電設備に再配分し、再配分した最大出力指令値Ｃを算出し（Ｓ１５）、ステップＳ１３に戻る。そして、最大出力指令値Ｃが負の値の風力発電設備がなくなるまで、ステップＳ１３〜ステップＳ１５の処理を繰り返し行う。

そして、最大出力指令値Ｃが負の値の風力発電設備１２がなくなると、最大出力指令値Ｃを０ＭＷに補正した風力発電設備１２に対しては最大出力指令値Ｃを０ＭＷとし、ステップＳ１５で補正量の合計ΣＣｍを配分した風力発電設備１２に対しては、最大出力指令値Ｃとして、配分された補正量の合計ΣＣｍを加味した値とする。出力処理手段２０は、このようにして算出された各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎを伝送装置を介して、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力する（Ｓ８）。

ここで、最大出力指令値算出手段１９によるステップＳ７、ステップＳ１２、ステップ１５の最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎの算出処理において、現時点の許容総出力Ａと現時点の風力総出力ΣＢｎとの差分（Ａ−ΣＢｎ）、現時点の風力総出力ΣＢｎと現時点の許容総出力Ａとの差分（Ａ−ΣＢｎ）、または補正量の合計ΣＣｍを、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの定格出力で比例配分して求めるか、あるいは、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの可能増出力で比例配分して求める。

次に、比例配分の際に用いる風力発電設備１２の定格出力及び可能増出力について説明する。図３は、風力発電設備の出力曲線の一例を示すグラフである。前述したように、風力発電設備１２は１または複数の風力発電機からなるが、一つの風力発電設備１２を単位として制御するので、出力曲線も風力発電設備１２毎を対象とする。図３に示すように、風力発電設備１２ｉの可能出力は風速Ｆによって変化し、風速Ｆ０でカットイン、風速Ｆａでカットアウトとなる。

つまり、風力発電設備１２ｉは、風速Ｆ０から風速Ｆａの間で風況により出力変動することになり、風速Ｆｒから風速Ｆａでは、風力発電設備１２ｉは定格出力Ｂｉｒを出力する。

いま、風速Ｆ１であり出力抑制が掛かっていない場合には出力Ｂｉ１が可能であるが、風力発電設備１２ｉが出力抑制中であり、そのときの出力Ｂｉ２であるとすると、出力抑制が解除されると出力Ｂｉ１まで出力を増加させることができる。従って、風力発電設備１２ｉの可能増出力ΔＢｉ１は、出力抑制が解除されたときの出力Ｂｉ１と出力抑制中の風力発電設備１２ｉの出力Ｂｉ２との差分（Ｂｉ１−Ｂｉ２）である。

出力抑制量を増大する場合（各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの風力総出力ΣＢｎを絞り込む場合）、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの可能増出力に比例配分する方法では、風況の良い風力発電設備１２ほど大きな出力抑制されることとなり不公平感を生じる懸念があるが、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの定格出力に比例配分する方法であれば、風況によらず各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力が抑制されるため公平性が高い。

一方、出力抑制量を減少させる場合（各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの風力総出力ΣＢｎを増大させる場合）、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの定格出力に比例配分する方法では、風況の悪い風車にも平等に出力抑制量を緩和するため期待通りの出力増加が得られない可能性があるが、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの可能増出力に比例配分する方法では、風況の良い風力発電設備１２ほど優先的に出力抑制量が緩和されるため、効率よく出力を増大できる。

各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの制御装置は、このようにして、最大出力指令値算出手段１９で求められた最大出力指令値Ｃ１〜Ｃｎをを超過しないように各々の風力発電備１２ａ〜１２ｎの出力を制御する。図４は、風力発電設備１２ｉの出力Ｂｉに対し最大出力指令値Ｃｉの出力抑制が掛けられた場合の一例を示すグラフである。図４では、時点ｔ１〜時点ｔ２において、風力発電設備１２ｉの出力Ｂｉが最大出力指令値Ｃｉに抑制された場合を示している。

このように、本発明の実施例１では、電力系統の需給調整力を確保するように風力発電設備の出力を制御するので、電力系統内への自然変動電源（風力発電設備）の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統において、より多くの自然変動電源（風力発電設備）を導入しても、電力系統の周波数を所定周波数範囲に維持できる。

次に、本発明の実施形態に係る実施例２の自然変動電源の運用装置を説明する。図５は本発明の実施形態に係る実施例２の自然変動電源の運用装置のブロック構成図である。この実施例２は、図１に示した実施例１に対し、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する出力変化速度判定手段２１と、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えているときは変動緩和指令値を算出する出力変動緩和指令値算出手段２２とを追加して設け、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎの急激な変化を緩和するようにしたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

図５において、出力変化速度判定手段２１は、電力系統に接続された風力発電設備１２ａ〜１２ｎの各々の出力Ｂ１〜Ｂｎを所定周期で入力し、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する。これは、最新の周期で読み込んだ出力Ｂ１〜Ｂｎと１周期前に読み込んだ出力Ｂ１〜Ｂｎとの差分を周期で除算して出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度を求め、予め定めた変化速度設定値と比較することによって行う。

出力変動緩和指令値算出手段２２は、出力変化速度判定手段２１で出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えていると判定されたときは、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下になるような変動緩和指令値を算出する。出力処理手段２０は、出力変動緩和指令値算出手段２２で算出した変動緩和指令値を各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力する。これにより、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの制御装置は、自己の出力Ｂ１〜Ｂｎの変化速度が予め定めた変化速度設定値以下になるように、自己の出力Ｂ１〜Ｂｎを制御する。

図６は、風力発電設備１２ｉの出力の変化速度に対し出力変動緩和指令値の制限が掛けられた場合の一例を示すグラフである。図６では、時点ｔ１〜時点ｔ２、時点ｔ３〜時点ｔ４において、風力発電設備１２ｉの出力Ｂｉの変化速度に対して出力変動緩和指令値Ｅｉに抑制された場合を示している。

本発明の実施例２によれば、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力の変化速度を予め定めた変化速度設定値以下になるように抑制するので、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力変動による電力系統への供給電力の変動を抑制でき、風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力変動による電力系統の周波数変動を抑制できる。

次に、本発明の実施形態に係る実施例３の自然変動電源の運用装置を説明する。図７は本発明の実施形態に係る実施例３の自然変動電源の運用装置のブロック構成図である。この実施例３は、図１に示した実施例１に対し、系統周波数ｆが予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する周波数判定手段２３と、系統周波数ｆが予め定めた所定周波数の範囲になるように各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎの出力を増減させるための周波数制御指令値を算出する周波数制御指令値算出手段２４とを追加して設け、出力処理手段２０は、周波数制御指令値算出手段２４で算出した周波数制御指令値を各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力するようにしたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

図７において、周波数判定手段２３は、電力系統の系統周波数ｆを所定の周期で測定し、系統周波数ｆが予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する。周波数制御指令値算出手段２４は、周波数判定手段２３により、系統周波数ｆが予め定めた所定周波数の範囲より低下したと判定されたときは、各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎのうち定格出力以下の風力発電設備１２ｉに対し、出力増となる周波数制御指令値を算出する。一方、周波数判定手段２３により、系統周波数ｆが予め定めた所定周波数の範囲より上昇したと判定されたときは、風力発電設備１２ａ〜１２ｎのすべてに対し、出力減となる周波数制御指令値を算出する。そして、出力処理手段２０は、周波数制御指令値算出手段２４で算出した周波数制御指令値を各々の風力発電設備１２ａ〜１２ｎに出力する。

図８は、系統周波数ｆの変動に対して周波数制御指令値により制御された風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉの一例を示すグラフである。図８（ａ）は、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉが５０％で運転されているときに、系統周波数ｆが変動して周波数制御指令値により風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉが変化した場合のグラフである。図８（ｂ）は、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉが１００％（定格出力Ｐｒ）で運転されているときに、系統周波数ｆが変動して周波数制御指令値により風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉが変化した場合のグラフである。

図８（ａ）において、系統周波数ｆが基準周波数ｆ０を中心とした所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）内であるときは、系統周波数ｆが変動しても周波数制御指令値は出力されない不感帯領域である。従って、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉは５０％での運転が継続される。系統周波数ｆが上昇して、所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）の上側（ｆU2≦ｆ≦ｆU1）になったときは、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉを系統周波数ｆの上昇に比例して小さくし、ｆ＝ｆU1で風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉを零とする。一方、系統周波数ｆが低下して、所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）の下側(ｆL1≦ｆ≦ｆL2）になったとき）は、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉを系統周波数ｆの低下に比例して大きくし、ｆ＝ｆL1で風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉを定格出力Ｐｒ（１００％）とする。

図８（ｂ）において、系統周波数ｆが基準周波数ｆ０を中心とした所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）内であるときは、系統周波数ｆが変動しても周波数制御指令値は出力されない不感帯領域である。従って、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉは１００％（定格出力Ｐｒ）での運転が継続される。系統周波数ｆが上昇して、所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）の上側（ｆU2≦ｆ≦ｆU1）になったときは、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉを系統周波数ｆの上昇に比例して小さくし、ｆ＝ｆU1で風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉを零とする。一方、系統周波数ｆが低下して、所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）の下側(ｆL1≦ｆ≦ｆL2）になったとき）は、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉは既に定格出力Ｐｒ（１００％）であるので、風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉは１００％（定格出力Ｐｒ）で継続する。

いま、出力抑制なしの発電出力または最大出力指令値Ｃｉ｛図８（ａ）の５０％、図８（ｂ）の１００％｝がＰｉ０であるとする。周波数制御指令値により制御された風力発電設備１２ｉの出力Ｐｉは、周波数上昇時（ｆU2≦ｆ≦ｆU1）には（２）式で示され、周波数低下時（ｆL1≦ｆ≦ｆL2）には（３）式で示される。

Ｐｉ＝Ｐｉ０×｛１−（ｆ−ｆU2）｝／（ｆU1≦ｆ≦ｆU2）［％］ …（２）
Ｐｉ＝Ｐｒ×（ｆ−ｆL2）／（ｆL1≦ｆ≦ｆL2）
＋Ｐｉ０×（ｆL1−ｆ）／（ｆL1≦ｆ≦ｆL2）［％］ …（３）
本発明の実施例３によれば、系統周波数ｆが上昇した際に風力発電設備１２の出力を系統周波数ｆに応じて自動的に抑制し、また、最大出力指令値Ｃｉによって出力抑制を実施中に系統周波数ｆが低下した際には、風力発電設備１２の出力を系統周波数ｆに応じて自動的に増加させるので、系統周波数ｆを所定周波数の範囲(ｆL2≦ｆ≦ｆU2）に維持できる。

以上の説明では、現時点の自然変動電源の各々の出力、現時点の電力系統の需要電力、現時点の需給調整力、現時点の自然変動電源の総出力、現時点の必要最低限需給調整力、現時点の許容総出力などの情報に基づいて、最大出力指令値を算出するようにしたが、現時点のこれらの情報に代えて、短時間先のこれらの情報に基づいて最大出力指令値を算出するようにしてもよい。

その場合、総出力算出手段１６に代えて、複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出する予測値算出手段を設ける。

また、許容総出力算出手段１７は、この予測値算出手段により算出された電力系統の需要電力の短時間先予測値に基づき、必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出し、必要最低限需給調整力の短時間先予測値、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づき、許容総出力の短時間先予測値を算出する。

そして、総出力判定手段１８は、許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定し、最大出力指令値算出手段１９は、総出力の短時間先予測値が許容総出力の短時間先予測値を満たす範囲の自然変動電源の最大出力指令値を算出する。

現時点の情報に代えて、短時間先の情報に基づいて最大出力指令値を算出するので、電力系統側の更なる調整力確保、例えば火力発電機の負荷帯切り替えの時間的余裕が生じ自然変動電源の出力を最大限に利用できる、また、自然変動電源側でも出力抑制を行うにあたり時間的余裕が得られる。

短時間先とは、上記効果を得られるための例えば３０分〜６０分先であり、自然変動電源の予測値は、例えば、特開２００７−２３３６３９号に示される風力発電出力の予測方法を用いて算出する。

以上のように、本発明の実施形態によれば、自然変動電源を最大出力指令値による制御、出力変動緩和指令値による制御、周波数制御指令値による制御を行うので、系統運用者側で電力系統内の需給調整力を確保でき、電力系統内への自然変動電源の発電導入量が連系可能量に迫る電力系統において、より多くの自然変動電源を導入しても、自然変動電源の出力抑制を最小限にとどめ、電力系統の周波数を所定周波数範囲に維持できる。

１１…電力系統、１２…風力発電設備、１３…調整用火力発電所、１４…運用装置、１５…入力処理手段、１６…総出力算出手段、１７…許容総出力算出手段、１８…総出力判定手段、１９…最大出力指令値算出手段、２０…出力処理手段、２１…出力変化速度判定手段、２２…出力変動緩和指令値算出手段、２３…周波数判定手段、２４…周波数制御指令値算出手段

Claims (12)

1. 電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、
   前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出する総出力算出手段と；
   前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出する許容総出力算出手段と；
   前記許容総出力算出手段で算出した現時点の許容総出力が前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定する総出力判定手段と；
   前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、
   前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、
   前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、
   前記総出力判定手段により現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、
   出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする自然変動電源の運用装置。
2. 前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項１記載の自然変動電源の運用装置。
3. 前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項１記載の自然変動電源の運用装置。
4. 前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分、または現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項１記載の自然変動電源の運用装置。
5. 電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力を所定周期で入力し、各々の自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値以下であるか否かを判定する出力変化速度判定手段と；
   前記出力変化速度判定手段で自然変動電源の出力の変化速度が予め定めた変化速度設定値を超えているときは自然変動電源の出力の変動緩和指令値を算出する出力変動緩和指令値算出手段とを備え、
   前記出力処理手段は、前記出力変動緩和指令値算出手段で算出した変動緩和指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする請求項１乃至４のいずれか１項に記載の自然変動電源の運用装置。
6. 電力系統の系統周波数を所定の周期で測定し、系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲を逸脱したか否かを判定する周波数判定手段と；
   前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より低下したと判定されたときは、複数の自然変動電源のうち定格出力以下の自然変動電源に対し、出力増となる周波数制御指令値を算出し、前記周波数判定手段により系統周波数が予め定めた所定周波数の範囲より上昇したと判定されたときは、複数の自然変動電源のすべてに対し、出力減となる周波数制御指令値を算出する周波数制御指令値算出手段とを備え、
   前記出力処理手段は、前記周波数制御指令値算出手段で算出した周波数制御指令値を前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値に代えて各々の自然変動電源の最大出力指令値として各々の自然変動電源に出力することを特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項に記載の自然変動電源の運用装置。
7. 電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力する入力処理手段と、
   前記入力処理手段で入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出する予測値算出手段と；
   前記予測値算出手段で入力した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、前記予測値算出手段で算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出する許容総出力算出手段と；
   前記許容総出力算出手段で算出した許容総出力の短時間先予測値が前記予測値算出手段で算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定する総出力判定手段と；
   前記総出力判定手段での判定結果に基づき前記自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値を満たす範囲での各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出する最大出力指令値算出手段と、
   前記最大出力指令値算出手段で算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力する出力処理手段とを備え、
   前記最大出力指令値算出手段は、前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、
   前記総出力判定手段により許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、
   出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出することを特徴とする自然変動電源の運用装置。
8. 前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の定格出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項７記載の自然変動電源の運用装置。
9. 前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値を自然変動電源の総定格で除した値を、各々の自然変動電源の定格出力に乗じて、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項７記載の自然変動電源の運用装置。
10. 前記最大出力指令値算出手段は、各々の自然変動電源に対する最大出力指令値は、許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分、または総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分を各々の自然変動電源の可能増出力または可能出力で比例配分して、各々の自然変動電源の最大出力指令値を算出することを特徴とする請求項７記載の自然変動電源の運用装置。
11. 電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、
    入力した複数の自然変動電源の現時点の各々の出力に基づいて複数の自然変動電源の現時点の総出力を算出し、
    入力した現時点の電力系統の需要電力に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な現時点の必要最低限需給調整力を算出するとともに、算出した現時点の必要最低限需給調整力、前記総出力算出手段で算出した自然変動電源の現時点の総出力、前記入力処理手段で入力した現時点の電力系統の需要電力、前記入力処理手段で入力した電力系統周波数を所定周波数にするための現時点の需給調整力に基づいて、自然変動電源の現時点の許容総出力を算出し、
    現時点の許容総出力が自然変動電源の現時点の総出力以上であるか否かを判定し、
    現時点の許容総出力が現時点の総出力以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が現時点の総出力と現時点の許容総出力との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、
    現時点の許容総出力が現時点の総出力以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、
    出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、
    出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が現時点の許容総出力と現時点の総出力との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、
    算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする自然変動電源の運用方法。
12. 電力系統に接続された複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力を所定周期で入力し、
    入力した複数の自然変動電源の各々の出力、電力系統の需要電力、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力に基づいて、複数の自然変動電源の総出力の短時間先予測値、電力系統の需要電力の短時間先予測値、電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値を算出し、
    算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値に対し系統周波数を所定周波数にするために最低限必要な必要最低限需給調整力の短時間先予測値を算出するとともに、算出した必要最低限需給調整力の短時間先予測値、算出した自然変動電源の総出力の短時間先予測値、算出した電力系統の需要電力の短時間先予測値、算出した電力系統周波数を所定周波数にするための需給調整力の短時間先予測値に基づいて、自然変動電源の許容総出力の短時間先予測値を算出し、
    許容総出力の短時間先予測値が自然変動電源の総出力の短時間先予測値以上であるか否かを判定し、
    許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上でないと判定されたときは、自然変動電源の総出力が総出力の短時間先予測値と許容総出力の短時間先予測値との差分だけ減少するように、出力が零の自然変動電源は除外して、その差分を各々の自然変動電源に対して配分し、その差分を配分したときに出力が零以下となる自然変動電源は除外し、その差分を各々の自然変動電源に対して再配分して出力抑制を掛けた最大出力指令値を算出し、
    許容総出力の短時間先予測値が総出力の短時間先予測値以上であると判定されたときは、各々の自然変動電源に対して出力抑制中であるか否かを判定し、
    出力抑制中でないときは、各々の自然変動電源に対して定格出力を最大出力指令値として算出し、
    出力抑制中であるときは、自然変動電源の総出力が許容総出力の短時間先予測値と総出力の短時間先予測値との差分だけ増加するように、その差分を各々の自然変動電源に対して配分して出力抑制を緩和した最大出力指令値を算出し、
    算出した各々の自然変動電源の最大出力指令値を各々の自然変動電源に出力することを特徴とする自然変動電源の運用方法。

Images