JP2018042295A - 再生可能エネルギーを用いた発電システムとその制御方法、及び再生可能エネルギーを用いた発電システムの連系発電電力の拡大方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 連系線に既に接続されている太陽光発電設備に、設備の連系容量枠内での電気的な連系量拡大を実現する。【解決手段】再生可能エネルギーを利用する発電システムは、太陽光をエネルギー源として発電する太陽光発電設備と、風力をエネルギー源として発電する風力発電設備と、前記風力発電設備が出力する発電電力を制御する風力発電設備制御装置と、前記太陽光発電設備が出力する発電電力と前記風力発電設備が出力する発電電力とを合計した出力が連系容量を超過しないように制御して連系点から商用電力系統へ供給する発電制御装置と、を備えてなる。具体的には、発電制御装置は、太陽光発電設備が出力する発電電力と、風力発電設備が出力する発電電力を測定し、合計の連系発電電力が、連系容量未満に設定された上限値を超えるか否かを判定し、上限値を超える場合に、風力発電設備制御装置または風力発電設備に出力制限値を設定する。【選択図】図１

Description

本発明は、複数種の再生可能エネルギーを用いた発電設備を備える発電システムとその制御方法、及び自然エネルギーを用いた発電システムの連系発電電力の拡大方法に関する。

枯渇の可能性がある化石エネルギーを用いずに、自然界に存在する再生可能エネルギー(自然エネルギー)を電力エネルギーに変換する代表的な発電方法として太陽光発電と風力発電を挙げることができる。これら再生可能エネルギーを利用した発電は、地球温暖化の主因となる二酸化炭素をほとんど発生させないことから、地球規模の温暖化という環境問題を解決する手段として全世界で普及が進行しつつある。

再生可能エネルギーを利用した発電装置で発電された電力は、多くの場合、商用の電力系統に連系される。日本国内では、現在、太陽光発電設備に対してより多くの連系出力枠が確保されている。太陽光発電設備は、日中に日射がありさえすれば発電できるため、設置場所を制限されることが少なく、最近では市街地だけでなく農地も含めて至る所に設置されている。

発電事業者が再生可能エネルギーを利用する発電装置を商用の電力系統と連系させる場合には、事前に発電装置が供給する最大出力電力（以下、連系容量という）が定められる。連系容量は発電所の定格出力をもとに確保されているが、太陽光発電設備の場合、気象状況等により発電量が低下するため、常時最大出力電力を発電し、連系容量を使いきることはできない。実際には太陽光のみでは、大きなｋＷの連系線を確保しているにも関わらず、その設備利用率が低く、再生可能エネルギーの中で最も設備利用率が低いという問題があった。

上記、設備利用率は次の式で求められる。例えば、１年間の設備利用率を求める場合、
１年間の設備利用率（％）
＝年間発電電力÷｛発電設備容量×３６５（日）×２４（時間）｝×１００
となる。

この問題を解決する方法の一つとして、太陽光発電と風力発電を一体化することで、お互いの発電効率を補完する発電装置が提案されている。例えば、特許文献１には、太陽光により発電する素子を風力発電機の羽や支柱の表面に組み込んだ発電装置の例が開示されている。また、特許文献２には、風力発電装置とバッテリとからなり商用の電力系統に連系された発電システムにおいて、近い未来の風力発電電力を予測し、その予測値に基づいてバッテリの充放電電力量を制御する例が開示されている。

特開２０１４−１０５７０１号公報 特開２０１３−２１９９４１号公報

上述のように、各発電装置の連系容量は発電所の定格出力をもとに確保されている。発電装置は、この連系容量を超える電力を商用の電力系統へ供給することはできない。発電設備容量を大きくすれば、連系容量に近い電力の供給が容易になるが、これは、設備利用率が低下することを意味する。

特許文献１に開示された発電装置は、風力発電電力と太陽光発電電力を足し合わせた電力を供給することが可能な装置であるものの、とくに商用の電力系統との連系は想定されていない。これは、連系発電電力の拡大という視点では考えられていないことと等価である。また、特許文献１に開示された発電装置の発電電力は、気象条件により変化するので、いかにして連系容量を超えない電力を商用の電力系統に供給するかは記載されていない。

特許文献２に開示されたバッテリを備えた風力発電システムでは、連系容量を超えた電力が発電されても、その超過した電力をバッテリに蓄えることが可能になる。しかしながら、特許文献２に開示された発明では、風力発電と太陽光発電とを組み合わせることについては、何ら考慮されておらず、連系発電電力の拡大という視点では考えられていない。

以上の従来技術の問題点に鑑み、本発明は、既接続の連系容量枠内での電気的な連系発電電力拡大を目的に、再生可能エネルギーを組合せて同一の系統連系点につなぐことで、空き容量がゼロ又はごく少量であった地点でも発電所の新規導入を可能とし、かつ連系容量を超過せずに連系線を最大限有効に使用できる再生可能エネルギーを用いた発電システム、制御方法及び再生可能エネルギーを用いた発電システムの連系発電電力の拡大方法を提供することにある。

前記目的を達成するために、本発明に係る再生可能エネルギーを利用する発電システムとその制御方法は、太陽光をエネルギー源として発電する太陽光発電設備と、風力をエネルギー源として発電する風力発電設備と、前記風力発電設備が出力する発電電力を制御する風力発電設備制御装置と、前記太陽光発電設備が出力する発電電力と前記風力発電設備が出力する発電電力とを合計した出力が連系容量を超過しないように制御して連系点から商用電力系統へ供給する発電制御装置と、を備えてなる。また、前記の制御は、（太陽光＋風力）合計出力制御部にて行う。これにより、連系容量を超過しない出力を、常に連系点に供給できるようになる。

また、別の本発明は、再生可能エネルギーを利用する発電システムの連系発電電力の拡大方法であって、太陽光をエネルギー源とする太陽光発電設備と、変電所とを接続する連系線に、風力発電設備と、前記太陽光発電設備の発電電力に基づき風力発電設備の出力を制限する風力発電制御装置とを接続し、連系容量を超過しない出力を連系点に供給することで、既接続の連系容量枠内での電気的な連系発電電力の拡大を可能とする。

本発明によれば、太陽光発電設備に対する風力発電設備の導入量の比率を適切にすることで、風車の出力制限損失を低減でき、加えて、本発系の制御方法を適用することで連系容量を超過しない出力を商用電力系統に供給することができる。商用電力系統に対する連系発電電力の拡大方法が提供される。また、これらを実現することで、経済性をも圧迫しない発電所にすることができる。さらに、現時点で空き容量がゼロ又はごく少量であった地点でも発電所の新規導入を可能にすることができる。

本発明の第１の実施形態に係る発電システムの構成の例を示した図。 （Ａ）第１の実施形態に係る発電システムにより（太陽光＋風力）の出力を制御した場合の連系容量に対する超過分を示す図。（Ｂ）従来の発電システムにより（太陽光＋風力）の出力を制御した場合の連系容量に対する超過分を比較した図。 本発明の第２の実施形態に係る発電システムの構成の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る発電システムの太陽光発電設備の定格出力に対する風力発電設備の定格出力と、風車の出力制限量の関係を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る発電システムによって発電される３日間の発電電力の時間推移の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る発電システムが太陽光発電電力と風力発電電力の合計値（連系発電電力）を連系容量以下に調整する機能を備えていない場合の発電電力の時間推移の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る発電システムにおいて、発電制御装置および風力発電制御装置が実行する制御手順の例を示した図。 太陽光発電電力の予測値に応じて発電される風力発電電力および連系発電電力の時間推移の例を示した図。 本発明の既存太陽光発電設備と、新規に設置する風力発電設備を追加する場合のステップの例を示した図。

現状、連系点に供給可能な最大の出力（連系容量）に応じ発電設備の定格容量は設定される。例えば、既に稼働している状態の太陽光発電設備のみ、１０００ｋＷの定格出力のシステムにおいて、連系容量は１０００ｋＷで設定されている。連系容量に対する実際の発電電力は、年間平均とすると太陽光発電では７〜３０％程度、風力発電設備では２０〜３５％とされている。

しかしながら、再生可能エネルギーの利用を促進するためには、連系発電電力を拡大し、連系容量に対する実際の発電電力（設備利用率）を向上させることが望ましい。例えば定格出力が太陽光発電設備の５０％（５００ｋＷ分）の風力発電設備と、風力発電制御装置を追加することで、発電電力を増加させ、連系容量に対する発電電力の設備利用率を例えば４０％以上に増大することができる。

本発明における発電システムの場合、太陽光発電設備の出力と、風力発電設備の出力の合計である連系発電電力が、連系容量を超過することができないという制約条件がある。このため、超過を防止するための何らかの制御機能を設け、適切な方法で制御する必要がある。本発明の場合、太陽光発電設備の出力は制御をかけずにフリーな運転を行うため、風力発電設備のほうで出力を制御する。実際に、太陽光発電設備に対して、風力発電設備の導入量を増加していくと、それらの連系発電電力が連系容量を超過する時間が存在し、かつ風力発電設備の導入量が増加するにしたがい、連系容量を超過する回数も増加することがわかった。

分析した結果、超過の原因は以下の２つに大別されることを明らかにした。一つは、太陽光発電設備や風力発電設備の出力が急激に変化する場合である。具体的には、雲の切れ間から太陽が現れる場合や、低風速から高風速へ一気に転じる場合などである。もう一つは、風車の出力制限を繰り返し行うような場合にも、超過が多いことがわかった。本発明は、このような事象が生じても、連系容量を超過しないことが重要である。これを実現するには、太陽光発電設備に対する風力発電設備の比率を適切にすること、ならびに太陽光発電設備と風力発電設備の合計となる連系発電電力を連系容量以下に設定しておくなどの制御方法を用いることが望ましい。

また、風力発電設備の出力制限指令を出してから、実際に風力発電設備の出力が設定値になるまでの時間が３０〜６０秒を要する。このため、太陽光発電設備に対する風力発電設備の比率を適切にしておいても瞬間的に連系容量を超過する場合がある。この点も考慮して、太陽光発電設備に対する風力発電設備の比率にしておくことが重要である。

以上の結果から、太陽光発電設備と風力発電設備の合計出力である連系発電電力の上限値を連系容量と同じに設定しておくのではなく、例えば、上限値を連系容量の９８％となる出力に設定しておくことで、連系容量を超過することがなくなった。

ただし、風力発電設備に存在する風車が１基か複数基かにより、適切な設定値は変化する。具体的には、基数が多ければ多いほど、追従性が悪くなるため、上記タイムラグが長時間化する。このため、基数が多い場合等、風力発電設備の出力が安定するまでの時間が長い場合には、基数が少ない場合よりも、連系容量に対する連系発電電力の比率の上限値（設定値）を下げ、９８％以下で設定することが好ましい。

また、太陽光発電設備と風力発電設備の連系発電電力の絶対値が少ない場合と多い場合とでも、連系容量に対する好適な比率は変わってくる。上記では、連系発電電力の上限値を連系容量の９８％に設定したが、連系容量に対する好適な比率（設定値）は、全体システム構成、風車性能や追従性により変わる。したがって、その数値を限定するものではない。

風力発電設備の出力を制御する方法としては、太陽光発電設備の出力を常時読み取りながら、１基あるいは複数基の風車に出力制限指令を送り、この指令に基づいて出力制限を行うというものである。風力発電設備が複数の風車より構成されている場合には、発電電力の多い風車の出力を制限することが効率的である。

風車の出力制限は、出力制限指定値に応じて、風車の羽根（以下、ブレードという）の角度を調整するピッチコントロール制御（以下、ピッチ制御）、風車の励磁電圧制御およびパワーコンディショナー制御により、個々の風車出力を調整する。また、指令を送った風車の出力を監視しながら、その風車指令値と実際の風車出力を比較し、個々の風車指令値を決定するフィードバック制御を１０秒程度の周期で行うことも効果的である。

太陽光発電設備の定格出力に対し、どの程度の定格出力の風力発電設備を追加するかは、これまでの連系容量に対する設備利用率や稼働率の他、地域の太陽光データ、風況、設備性能等により異なる。例えば、再生可能エネルギーを用いた発電システムは時期により設備利用率が変動する。太陽光発電設備の設備利用率の高い時期（５月）を基準として風力発電設備の定格出力を定めることで、風力発電設備の出力制限量の低い設備を構築することが可能である。一方、太陽光発電設備の設備利用率の低い時期（１月）を基準として風力発電設備の定格出力を定めると、設備利用率の高い発電システムを提供可能となる。また、８月等、電力使用量が多いとされている時期に商用電力系統に多く電力を供給するシステムは公共の利益にかなう。

設備利用率は地域によっても異なる。特に、太陽光発電設備の設備利用率と風力発電設備の設備利用率が時期により相反する地域で適用すると、発電設備を併用することで風車の出力制限量が少なく、発電電力が安定するため好ましい。シミュレーション等により、設備利用率、制限量、発電電力等を考慮することが可能である。

適用する太陽光発電設備は、定格出力が１０００ｋＷ以上のものが望ましい。連系容量に達するための発電量が多く、連系発電電力の拡大の効果を奏しやすいためである。また、適用する風力発電設備は、太陽光発電設備の定格出力の６０％以下であることが好ましい。発電電力を増加させつつ、風力発電設備の出力制限を最小限に抑えることが可能である。また、この比率は太陽光発電設備と風力発電設備の連系発電電力が連系容量を超過しないための適した比率ということもできる

本発明は、太陽光発電設備と風力発電設備の定格出力を合算した出力（発電システムの設備容量）が、連系点に供給可能な発電電力（連系容量）を超える発電システムであって、太陽光発電設備の発電電力の予測値に基づき風力発電設備の出力を制限する風力発電設備制御装置を備えるものである。

以下、本発明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、各図面において、共通する構成要素には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。

≪第一の実施形態≫
図１は、本発明の第１の実施形態に係る発電システム１０の構成の例を示した図である。図１に示すように、第１の実施形態に係る発電システム１０は、太陽光発電設備１１と、風力発電設備１３と、風力発電出力指令部を備える風力発電制御装置１５と、発電制御装置１６と、連系点１８と、を含んで構成される。そして、太陽光発電設備１１および風力発電設備１３のそれぞれから出力される電力線には、それぞれの発電電力を計測する電力計１２，１４が設けられている。

太陽光発電設備１１と、風力発電設備１３により発電された出力は、連系点１８を介し変電所１９に供給される。太陽光発電設備１１からの送電線と、風力発電設備１３からの送電線は、同一の連系点１８に接続されている。同一の連系点１８につながる特徴上、太陽光発電設備１１と風力発電設備１３は、近隣（数ｋｍ程度以内）の距離に配しておくことが望ましい。

なお、太陽光発電設備と風力発電設備との割合は、太陽光発電設備のみの場合の設備利用率、地域の風況等により適宜設定できる。詳細なシミュレーション結果は後報するが、発明者らがシミュレーションした一例では、太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を６０以下、特に４０〜６０とすることが好ましいことがわかった。この範囲であれば、電気的な連系発電電力を拡大させ、太陽光発電の場合と比べて、発電電力を少なくとも５０％増加させるとともに、風力発電設備の風車の出力制限量を１．５％以下と低く抑えることができる。

この風車の出力制限量は、発電して売電できる分を捨てる損失であるため、その損失は事業性に大きく影響する。逆に言えば、事業性に問題がなければ、上記のように太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を６０以下とする必要はなく、風力発電設備の定格出力をさらに大きくしても問題はない。実際に、台数（容量）効果で、太陽光発電設備の定格出力を増加させるほうが、諸々の機器単価等が安価となる傾向があるため、元々の太陽光発電設備の定格出力が大きいほど、風力発電設備の定格出力の閾値は大きくなる。すなわち、太陽光発電設備の容量によっては、太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を６０以下ではなく、１００程度まで増加してもなんら問題はない。ただし、風力発電の出力制限により発電電力を制限する動作が多いと、それに応じて故障率も増加する傾向がある。

再生可能エネルギーによる発電電力は時期、地域により変動する。従って、風力発電設備の出力制御の閾値を、リスクを元に変更することが好ましい。特に、本実施例は、太陽光量（太陽光発電による発電電力）が低下した時に風力発電電力が増加する傾向（負の相関）のある地域に好適である。

なお、図１において、矢印付きの太実線は、電力線および電力が流れる方向を表し、矢印付きの細実線は、制御または情報の伝送線およびその伝送方向を表している。また、この電力線（矢印付きの太実線）の途中には、直流電力を交流電力に変換するインバータや変圧器などが適宜設けられているが、ここでは、その図示を省略している。また、太陽光発電設備１１に用いられる太陽光発電パネルは、多結晶シリコン型発電素子、単結晶シリコン型発電素子、薄膜型発電素子などで構成されるものとするが、素子の種類をとくに限定するものではない。

本実施形態に係る（太陽光＋風力）合計出力制御部１７は、太陽光発電設備１１および風力発電設備１３で発電された電力を、予め設定された商用電力系統２０に対する連系容量を超えないように調整して、商用電力系統２０へ供給する役割を果たす。また、風力発電設備１３には、風力発電制御装置１５の指示に従ってブレードの角度を制御（ピッチ制御）し、発電電力を調整する機能が備えられている。

複数の風車を備える風力発電設備１３では、発電電力の調整は全ての風車に対して同様に実施してもよいし、いずれかの、もしくは一部の風車にのみ発電電力の調整を行ってもよい。例えば複数の風車を備える風力発電設備１３では、各風車の発電電力は設置条件等により異なるため、発電量の多い風車にのみピッチ制御を行って発電電力を制限し、風力発電設備１３全体の発電電力を調整することができる。

図２（Ａ）は、図１に示す発電システムによる太陽光発電設備１１と風力発電設備１３の連系発電電力の上限値を、（太陽光＋風力）合計出力制御部１７にて設定する際、連系容量を１００％とした場合に上限値を９８％に設定した場合の、連系容量に対する超過分を算出した結果を示す図である。また、図２（Ｂ）は、従来の通り、連系容量を１００％とした場合に上限値を１００％（連系容量と同じ）と設定した場合の、連系容量に対する連系発電電力の超過分を比較したものである。
ここでは、太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を６５に設定した。図２（Ａ）においては、一部で上限値を超える時間帯があったが、連系容量を超過することはなく、最大でも連系容量の９９％までで収まることがわかった。一方、図２（Ｂ）においては、急激に出力が変化する場合や、風車の出力制限を頻繁に行う時間帯で連系容量を超過することがわかった。以上の結果から、（太陽光＋風力）合計出力制御部１７の上限値を、連系容量を１００％とした場合に、１００％と設定するのではなく、数％程度のマージンを考慮して設定することが望ましい。

表１は、太陽光発電設備の定格出力に対する風力発電設備の定格出力比率を４０％〜８０％で変化させた場合に、太陽光発電設備と風力発電設備の合計である連系発電電力が連系容量を何回超過したかを比較したものである。測定期間は１年間とした。また、図２における上限値の設定は連系容量に対して１００％としている。さらに、計測はミリ秒単位で行っており、一瞬でも超過したことを確認した場合にはカウントしている。

結果、太陽光発電設備を１００％としたときに、風力発電設備の導入比率が４０％〜６０％の場合では連系容量を一度も超えることがなかった。従って、第一の実施形態おいては、太陽光発電設備を１００％としたときに、風力発電設備の導入比率が６０％以下であれば、連系容量を一度も超過しないことを明らかにした。

ただし、上記のように、この数値は種々の条件で前後することから、必ずしも限定されるものではない。重要なのは、連系容量を超過する原因となる、太陽光発電設備や風力発電設備で生じる出力の急変や、風車の出力制限が生じても連系容量を超過させないため、最適な比率の発電設備を組み合わせること、ならびに発電制御装置で設定する上限値を連系容量未満にしておくことである。

≪第二の実施形態≫
図３は、本発明の第２の実施形態に係る発電システム１０の構成の例を示した図において、発電制御装置１６部分に、太陽光発電電力予測部１６１が設けられている。本実施形態に係る太陽光発電電力予測部１６１は、所定の時間（例えば３０分）ごとに気象観測所３０から取得される情報に基づき、現時点から前記所定の時間の間の日射量などを予測し、その予測結果に基づき太陽光発電設備１１の発電電力を予測する。

次に、太陽光発電電力予測部１６１は、連系容量から前記予測した太陽光発電設備１１の発電電力を差し引いた出力値を、風力発電電力制限値として風力発電制御装置１５へ送信する。風力発電制御装置１５は、この風力発電電力制限値を受信すると、次の風力発電電力制限値を受信までの間、風力発電設備１３の発電電力がこの風力発電電力制限値を超えないように指示する。

その結果、風力発電設備１３は、その発電電力がこの風力発電電力制限値を超えるような場合があっても、ブレードのピッチ制御などにより、発電電力を前記風力発電電力制限値以内に抑えることができる。したがって、発電制御装置１６は、連系容量を超えない出力を商用電力系統２０へ供給することができる。

太陽光発電電力予測部１６１における太陽光発電電力を予測する方法としては、様々な方法を用いることができる。例えば、気象衛星による雲画像を利用した日射量予測、気象予報に基づく日射量予測、当該太陽光発電設備１１による過去の発電データを利用した日射量予測、さらには、これらを組み合わせた予測、パターンマッチングの予測など、そのいずれを用いてもよい。また、これらの太陽光発電電力の予測において、日射量の他に、気圧、気温、降水量、相対湿度、風速、および、これらの時間的な変化量から選ばれた１つまたは複数のデータを組み合わせて用いることは、予測の精度向上を図る上で有効である。

本実施形態では、以上のような太陽光発電電力の予測をする基礎となる日射量などのデータは、気象観測所３０から得られるものとしている。したがって、ここでいう気象観測所３０とは、気象衛星、気象台、測候所、その他の気象観測ポイントで観測された気象データを提供する観測地のことを指す。

さらに、気象観測所３０は、太陽光発電設備１１の近傍に独自に設けられたものであってもよい。この場合には、太陽光発電設備１１の近傍で観測された日射量、気圧、気温、降水量、相対湿度、風速などのデータを用いることができるため、太陽光発電電力予測部１６１は、太陽光発電電力の予測精度を向上させることができる。また、独自の気象観測所３０の設置時に、その設置場所を予め最適化しておくことは、太陽光発電電力の予測精度向上を図る上で効果があることは言うまでもない。

また、ここでいう独自の気象観測所３０は、気象観測機器に加えて、気象衛星データを入手するシステムや、全天空写真を撮影するための魚眼カメラなどを備えていてもよい。あるいは、気象観測機器を備えず、その他の機器だけで構成されていてもよい。魚眼カメラでは、全天空における太陽の位置と雲の位置関係を直接に表した画像を得ることができることから、その画像の解析により数秒あるいは数分先の日射量を高精度に予測することができる。

本実施形態に係る発電制御装置１６は、気象観測所３０から得られた様々なデータとくに太陽光発電電力予測部１６１での予測に利用されたデータを、日時、予測結果、実績発電電力などに関連付けて蓄積するための記憶部１６２を備えている。このようなデータが記憶部１６２に蓄積されると、太陽光発電電力予測部１６１は、その後の太陽光発電電力の予測時に、過去の類似した日時における同様の気象条件下での予測結果および実績発電電力を利用することができる。その結果、太陽光発電電力予測部１６１は、そのとき予測した太陽光発電電力の予測値を過去の実績値やその統計値に照らして補正したりすることが可能になるので、予測精度の向上が図られる。

なお、以上に説明したいずれの予測方法においても、気象観測データや太陽光発電電力の予測データには必ず誤差が伴うことを考慮しておく必要がある。そして、それらのデータの誤差の傾向や相関関係がわかっている場合には、バイアス補正などの手法を適用するなど、誤差を予測し加味した補正をすることが可能となる。このような誤差を考慮した予測値の補正は、太陽光発電電力の予測値の精度が向上するだけでなく、より適切な風力発電電力制限値を設定することが可能になる。

また、上記のような発電電力予測手段のほか、同様の情報を外部より取得してもよい。太陽光発電設備の発電電力の予測をシステム外で行い、発電制御装置１６には、情報を取得する情報受信手段及び記憶部を備える。

風力発電制御装置１５は、太陽光発電設備の発電電力予測情報のほか、連系点等に設けられる電力計で測定される実際の発電電力に基づき出力制御を行うことも可能である。特に、気象観測データに誤差がある場合や、実際の太陽光発電電力が予測を超える状況が想定される。

太陽光発電電力や連系点で供給される出力で、予測を超えた、もしくは連系容量に近接して設定される閾値を超える発電電力を検知した場合には、風力発電制御装置１５で風力発電設備１３の出力を制限する機能を備えることが好ましい。

以上、本実施形態に係る発電制御装置１６においては、太陽光発電電力予測部１６１により精度の高い太陽光発電電力の予測が可能となり、風力発電制御装置１５には、精度の高い風力発電電力制限値が送信される。したがって、風力発電設備１３からは、風力発電電力制限値より大きな出力は発電されなくなる。よって、商用電力系統２０へは、予め設定された連系容量を超える出力が供給されないので、発電システム１０の電気的な連系発電電力の拡大を実現する。

図４は、太陽光発電設備の定格出力に対する風力発電設備の定格出力と、風車の出力制限量の関係を示したものである。今回シミュレーションに用いたのは、Ａ県Ｂ市にある数１０ＭＷ級の太陽光発電設備と、Ａ県Ｂ市に近隣に位置するＣ市に設置される風力発電設備であり、風力発電設備を様々な比率で変化させたときにどのくらいの風車の出力制限量を行う必要があるかをまとめたものである。これまでに述べてきた通り、風車出力制御は、太陽光発電設備として確保されている定格出力を、既存太陽光発電設備と新規風力発電設備の連系発電電力が超える場合に実施するものである。なお、データサンプリングは１秒間隔とした。

結果、風車の出力制限量の許容値を仮に１．５％以下にする場合には、太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を６０以下とすることができる。同様に、風車の出力制限量の許容値を仮に３％以下にする場合には、風力発電設備を９０まで増大させることができる。上述のＡ県Ｂ市およびＣ市の場合、事業性まで考えると、太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を４０〜６０にすれば、問題ないことを明らかにしている。なお、図から明らかなように、太陽光発電設備の定格出力を、風力発電設備の定格出力を超えると、風車の出力制限量が急激に増加する。また、この傾向は、太陽光発電設備の定格出力が１,０００ｋＷ以上である場合には概ね成り立つ。

表２は、第２の実施形態に係る発電システム１０の効果の例を示した表である。表２には、太陽光発電設備１１のみの設備利用率、風力発電設備１３のみの設備利用率および太陽光発電と風力発電とを組み合わせた発電システム１０の設備利用率を、１年間にわたって月別に評価した例が示されている。

この評価では、日射計で測定した強度を換算して太陽光発電電力を求め、また、風況測定器で測定した風速を風車の高さ補正しパワーカーブで補正し、その補正した風速を換算して風力発電電力を求めた。これら日射および風速の測定地点は、事前検討において、太陽光発電と風力発電の補完関係が大きくなる国内地域をあらかじめ選択した。

表２に示すように、太陽光発電のみの発電設備の設備利用率は、５月〜９月頃にやっと２０〜２４％に達する程度であり、また、風力発電のみの発電設備の設備利用率は、１０月〜２月頃に３０〜３５に達する程度である。これに対し、太陽光発電と風力発電とを組み合わせた発電システム１０では、その設備利用率は、年間を通して３９％を超えることがわかった。

なお、この発電システム１０の設備利用率は、太陽光発電のみの発電設備の設備利用率と風力発電のみの発電設備の設備利用率とを合わせた合計値よりも小さい。これは、発電システム１０では、前記連系発電電力が予め設定された連系容量を超えることがあることを示すものに他ならない。

本発明のように、太陽光発電設備と風力発電設備を用いて、電気的な連系発電電力の拡大を目的とするなら、特に夏季や冬季に、それぞれの設備の設備利用率が負の相関となる地点が有効である。

図５は、本発明の第１の実施形態に係る発電システム１０によって発電される３日間の発電電力の時間推移の例を示した図である。図５において、グラフの横軸は時間（時）を表し、縦軸は発電電力（ＭＷ）を表す。また、小さいドットが付された領域２１は、太陽光発電電力を表し、斜線が付された領域２２は、風力発電電力を表す。さらに、この発電システム１０では、連系容量として太陽光発電設備１１の定格出力である２０ＭＷが設定されているものとしている。

また、図５では、１日目、２日目は晴天だったが、３日目は厚い雲に覆われていたため、太陽光発電電力（領域２１）が非常に小さくなっているとしている。そして、この発電システム１０では、発電制御装置１６によって太陽光発電電力（領域２１）と風力発電電力（領域２２）の連系発電電力が２０ＭＷの連系容量を超えないように調整されるものとしている。

図６は、本発明の第１の実施形態に係る発電システム１０が太陽光発電電力と風力発電電力の連系発電電力を連系容量以下に調整する機能を備えていないとした場合の発電電力の時間推移の例を示した図である。この場合には、例えば、１日目と２日目の正午前後に網目が付された出力制限領域３１が現れている。この領域３１は、発電システム１０が２０ＭＷの連系容量を超えた出力を発電したものである。仮に、連系容量を超える出力が商用電力系統２０に送電されてしまうと、送電線の発熱などに影響が生じ、ヒューズや送電線の劣化の恐れがある。

図５に示したように、本実施形態に係る発電システム１０では、風車のピッチ制御により発電電力が２０ＭＷの連系容量を超えないように制御されるので領域３１は現れない。ただし、この領域３１が表す電力は捨てられることを意味する。したがって、領域３１に相当する部分を極力小さくすることが望ましい。これを実現するには、第一の実施形態に記載したようなシステムにして、制御を行うとよい。

図７は、本発明の第１の実施形態に係る発電システム１０において、発電制御装置１６および風力発電制御装置１５が実行する制御手順の例を示した図である。図５に示すように、発電制御装置１６は、まず、電力計１２を介して太陽光発電設備１１により発電される太陽光発電電力値Ｐｓを計測する（ステップＳ１１）。次に、発電制御装置１６は、太陽光発電電力予測部１６１を介して太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを算出し（ステップＳ１２）、さらに、風力発電電力制限値Ｐｗｒを算出する（ステップＳ１３）。ここで、風力発電電力制限値Ｐｗｒは、当該発電システム１０に予め設定されている連系容量Ｐｃから、ステップＳ１２で算出した太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを差し引いた値をいう。続いて、発電制御装置１６は、ステップＳ１３で算出した風力発電電力制限値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する（ステップＳ１４）。

発電制御装置１６は、以上の制御手順を実行しつつ、太陽光発電設備１１が出力する太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電設備１３が出力する風力発電電力値Ｐｗとを合わせた電力を商用電力系統２０に供給する。このとき、商用電力系統２０に供給される出力が連系容量Ｐｃを超えることが防止されるのは、風力発電制御装置１５により、次のような制御が行われるからである。

風力発電制御装置１５は、発電制御装置１６から送信された風力発電電力制限値Ｐｗｒを受信すると（ステップＳ２１）、その風力発電電力制限値Ｐｗｒを風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘに設定する（ステップＳ２２）。続いて、風力発電制御装置１５は、電力計１４を介して風力発電設備１３が出力する風力発電電力値Ｐｗを計測し（ステップＳ２３）、その風力発電電力値Ｐｗが風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘより大きいか否かを判定する（ステップＳ２４）。

その判定の結果、風力発電電力値Ｐｗが風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘより大きい場合（ステップＳ２４でＹｅｓ）、風力発電制御装置１５は、風力発電電力値Ｐｗが出力最大値Ｐｗｘを超えないよう、ブレードのピッチを制御を実行する（ステップＳ２５）。逆に、風力発電電力値Ｐｗが風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘより大きくない場合には（ステップＳ２４でＮｏ）、ブレードのピッチ制御を停止する（ステップＳ２６）。

なお、以上の制御手順において、発電制御装置１６によるステップＳ１１〜ステップＳ１４の手順は、太陽光発電電力を予測する所定の時間周期で（例えば、１０分ごとに）実行される。一方、風力発電制御装置１５によるステップＳ２１およびステップＳ２２の手順は、風力発電電力制限値が受信されるたびに実行される。また、ステップＳ２３〜ステップＳ２６の手順は、常に実行されることになるが、その実行の周期は、実際にはブレードのピッチ制御の応答速度などによって制限される。

以上のように、本実施形態では、ブレードのピッチ制御により、風力発電設備１３の風力発電電力値をステップＳ２２で設定された出力最大値Ｐｗｘ、つまり、風力発電電力制限値Ｐｗｒを超えないこととなる。また、風力発電電力制限値Ｐｗｒは、ステップＳ１３において連系容量Ｐｃから太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを差し引いた値として算出されているので、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓと風力発電電力値Ｐｗの合計は、連系容量Ｐｃ以下の値となる。したがって、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓに予測誤差のマージンを見込んでおけば、本実施形態に係る発電システム１０では、連系容量Ｐｃを超える出力が商用電力系統２０へ供給されるのを防止することができる。

図８は、太陽光発電電力の予測値に応じて発電される風力発電電力および連系発電電力の時間推移の例を示した図である。図８において、上段のグラフは、太陽光発電電力の時間推移を表し、中段のグラフは、風力発電電力の時間推移を表し、下段のグラフは、太陽光発電電力と風力発電電力とを合計した連系発電電力の時間推移を表している。

図８の例における発電システム１０に設定された連系容量Ｐｃは、太陽光発電設備１１の定格出力の２０ＭＷであるとし、各段のグラフにおいて、連系容量Ｐｃは、実線５２で表わされている。また、図６の上段のグラフにおいて、現在以降未来の丸く囲まれた領域５１に含まれる折れ線５３は、太陽光発電電力予測部１６１によって予測された太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを表している。このような太陽光発電電力予測値Ｐｓｓは、太陽光発電電力予測部１６１により、例えば１時間先までの値が算出され、適宜、例えば１０分ごとに修正されるものとしている。

風力発電電力制限値Ｐｗｒは、１０分ごとに修正された太陽光発電電力予測値Ｐｓｓの１０分間の最大値に予測誤差のマージンを見込んで求められる。したがって、図８では、風力発電電力制限値Ｐｗｒは、実線５２の値から破線の階段状の折れ線５４の値を差し引いた差分値５５で表される。こうして求められた風力発電電力制限値Ｐｗｒは、例えば、１０分ごとに風力発電制御装置１５に送信される。

本実施形態では、風力発電電力値Ｐｗは、この風力発電電力制限値Ｐｗｒを超えることはできない。もし、超える場合には、その超過分は、ブレードのピッチ制御により捨てられる。したがって、図８の中段のグラフの現在以降未来の丸く囲まれた領域５６において折れ線５７で表わされる風力発電電力値Ｐｗ（現在以降の実績値）は、風力発電電力制限値Ｐｗｒに応ずるように小さくなっている。その結果、本実施形態では、図８の下段のグラフの折れ線５８に示すように、太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電電力値Ｐｗとを合わせた連系発電電力が連系容量Ｐｃを超えることはなくなる。

以上の図８の説明からも容易に分かるように、太陽光発電電力予測部１６１が太陽光発電電力の予測をする時間間隔は短いほどその予測精度は向上し、ブレードのピッチ制御により捨てられる電力も小さくなる。例えば、５分先の太陽光発電電力を予測するとした場合、１時間先の予測に比べて予測誤差（予測値と実測値の差）が平均で１０％以上も小さくなり、予測精度が向上することが確認されている。

さらに、太陽光発電電力予測部１６１で予測された太陽光発電電力予測値Ｐｓｓに沿って風力発電電力制限値Ｐｗｒ（図８では符号５５）を求め、その求めた風力発電電力制限値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する時間間隔も短いほどよい。すなわち、この時間間隔が短いほど、図８に示された階段状の破線５４は、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを表す折れ線５３により近似したものとなる。その結果、ブレードのピッチ制御により捨てられる電力は小さくなる。

なお、近年、風車のブレード制御の応答時間の短縮化が進み、現状では、その応答時間は、分単位、さらには秒単位で表されるものとなっている。したがって、風力発電電力制限値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する時間間隔は、風車のブレード制御のこの応答時間までは短縮化することができる。

以上の通り、本実施形態では、太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電電力値Ｐｗとの合計出力、すなわち商用電力系統２０へ供給する連系発電電力が連系容量Ｐｃを超えることはなくなる。また、本実施形態では、連系容量Ｐｃとして太陽光発電設備１１の定格出力が定められているため、太陽光発電設備１１を最大限に利用することができる。したがって、発電システム１０としての設備利用率が向上する。

図９は本発明における既存太陽光発電設備と、新規に設置する風力発電設備を追加する場合のステップの例を示した図である。１０００ｋＷを超える容量を持つ既存太陽光発電設備の近隣に、新規に風力発電設備を建設する。次に、既存太陽光発電設備につながれている送電線と、新規風力発電設備につながれている送電線を、同一の連系点に接続する。その連系点から変電所１８を介して、商用電力系統２０に電力を供給する。

≪第三の実施形態≫
通常、商用の電力系統に連系される再生可能エネルギーを利用した発電設備では、連系容量は発電所の定格出力を元に確保されているため、設備利用率を考慮すると過剰な連系線が設置されている。特に、太陽光発電では、１０００ｋＷ以上の発電設備（メガソーラー）が大量導入されており、大きな連系容量を占める一方、設備利用率が低い。本実施例は、この既接続の枠内での連系発電電力拡大により、設備利用率を向上させ、再生可能エネルギーの利用を促進するものである。新設で設置する他、既連系の設備利用率が低い太陽光発電などの連系線に適切な比率で風力発電設備を割り込ませ、設備利用率を向上させる。

また、風力発電設備は環境影響評価等に数年かかり、太陽光発電設備に比して事業化に時間がかかることが多い。従って、太陽光発電設備を先行して導入・運用し、連系点の枠内に追加する形で順次風力発電設備を導入し、連系点を増やさず、現状の定格容量の枠内での設備利用率を向上させることが可能となる。

連系発電電力を拡大する時は、現在稼働している発電設備の定格容量・設備利用率等を勘案し、追加する発電設備の定格容量を決定する。追加する発電設備は、連系点と既存の発電設備との間の連系線上に接続する。その場合、連系容量を超えない出力を達成するため、出力を制限する制御が必要となる。上述の理由により、太陽光発電設備を備える発電システムに、風力発電設備のように出力の制御の容易な発電設備を追加することが好ましい。

太陽光発電設備を備える発電システムに、風力発電設備を接続して連系発電電力を拡大する場合、所定の時間間隔で入手または算出される太陽光発電設備の発電電力の予測値に基づき、風力発電設備の発電電力の制限値を算出し、風力発電設備制御装置に設定する。

また、太陽光発電設備が出力する発電電力と風力発電設備が出力する発電電力とを合わせた出力が連系点を介し変電所に供給されるが、連系容量以下の出力であることを電力計を用いて監視することが好ましい。連系容量を超える出力が供給された場合、もしくは予測値を超える出力が供給された場合には、発電量を制限する制御を実施する。

その結果、設備利用率を向上させ、連系容量の枠内で連系発電電力を拡大し、再生可能エネルギーの利用を促進することが可能となる。

≪その他の実施形態≫
以上に説明した実施形態における発電システム１０および発電システム６０においては、発電に用いられるエネルギーは、太陽光と風力の組み合わせであったが、その組み合わせは、太陽光および風力に限定されない。例えば、太陽光と河川の水力の組み合わせや太陽光と海洋の波力の組み合わせなどであってもよい。ただし、本発明の特徴を考慮すると、その組み合わせは、発電電力の出力制御がしにくいエネルギーと発電電力の出力制御がしやすいエネルギーの組み合わせが好ましい。

本発明は、以上に説明した実施形態および変形例に限定されるものではなく、さらに、様々な変形例が含まれる。例えば、前記した実施形態および変形例は、本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態や変形例の構成の一部を、他の実施形態や変形例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態や変形例の構成に他の実施形態や変形例の構成を加えることも可能である。また、各実施形態や変形例の構成の一部について、他の実施形態や変形例に含まれる構成を追加・削除・置換することも可能である

１０ 発電システム
１１ 太陽光発電設備
１２，１４ 電力計
１３ 風力発電設備
１５ 風力発電制御装置
１６ 発電制御装置
１７ （太陽光＋風力）合計出力制御部
１８ 連系点
１９ 変電所
２０ 商用電力系統
２１ 太陽光発電電力
２２ 風力発電連力
３０ 気象観測所
３１ 出力制限領域
５２ 連系容量（Ｐｃ）
５３ 太陽光発電電力予測値（Ｐｓｓ）
５５ 風力発電電力制限値Ｐｗｒ
５７ 風力発電電力値（Ｐｗ）
５８ 連系発電電力（Ｐｓ+Ｐｗ）
１６１ 太陽光発電電力予測部
１６２ 記憶部
Ｐｓ 太陽光発電電力値
Ｐｗ 風力発電電力値
Ｐｐ 計画値
Ｐｓｓ 太陽光発電電力予測値
Ｐｗｒ 風力発電電力制限値
Ｐｗｘ 出力最大値
Ｐｗｗ 風力発電電力予測値

以上の従来技術の問題点に鑑み、本発明は、既接続の連系容量枠内での連系発電電力拡大を目的に、再生可能エネルギーを組合せて同一の系統連系点につなぐことで、空き容量がゼロ又はごく少量であった地点でも発電所の新規導入を可能とし、かつ連系容量を超過せずに連系線を最大限有効に使用できる再生可能エネルギーを用いた発電システム、制御方法及び再生可能エネルギーを用いた発電システムの連系発電電力の拡大方法を提供することにある。

また、別の本発明は、再生可能エネルギーを利用する発電システムの連系発電電力の拡大方法であって、太陽光をエネルギー源とする太陽光発電設備と、変電所とを接続する連系線に、風力発電設備と、前記太陽光発電設備の発電電力に基づき風力発電設備の出力を制限する風力発電制御装置とを接続し、連系容量を超過しない出力を連系点に供給することで、既接続の連系容量枠内での連系発電電力の拡大を可能とする。

本発明によれば、太陽光発電設備に対する風力発電設備の導入量の比率を適切にすることで、風車の出力制限損失を低減でき、加えて、本発明の制御方法を適用することで連系容量を超過しない出力を商用電力系統に供給することができる。商用電力系統に対する連系発電電力の拡大方法が提供される。また、これらを実現することで、経済性をも圧迫しない発電所にすることができる。さらに、現時点で空き容量がゼロ又はごく少量であった地点でも発電所の新規導入を可能にすることができる。

なお、太陽光発電設備と風力発電設備との割合は、太陽光発電設備のみの場合の設備利用率、地域の風況等により適宜設定できる。詳細なシミュレーション結果は後報するが、発明者らがシミュレーションした一例では、太陽光発電設備の定格出力を１００とした場合に、風力発電設備の定格出力を６０以下、特に４０〜６０とすることが好ましいことがわかった。この範囲であれば、連系発電電力を拡大させ、太陽光発電の場合と比べて、発電電力を少なくとも５０％増加させるとともに、風力発電設備の風車の出力制限量を１．５％以下と低く抑えることができる。

以上、本実施形態に係る発電制御装置１６においては、太陽光発電電力予測部１６１により精度の高い太陽光発電電力の予測が可能となり、風力発電制御装置１５には、精度の高い風力発電電力制限値が送信される。したがって、風力発電設備１３からは、風力発電電力制限値より大きな出力は発電されなくなる。よって、商用電力系統２０へは、予め設定された連系容量を超える出力が供給されないので、発電システム１０の連系発電電力の拡大を実現する。

本発明のように、太陽光発電設備と風力発電設備を用いて、連系発電電力の拡大を目的とするなら、特に夏季や冬季に、それぞれの設備の設備利用率が負の相関となる地点が有効である。

Claims (13)

1. 変電所を介し商用の電力系統に電力を供給する発電システムであって、
   太陽光をエネルギー源として発電する太陽光発電設備と、
   風力をエネルギー源として発電する風力発電設備と、
   前記風力発電設備の出力を制限する風力発電設備制御装置と、
   前記太陽光発電設備が出力する発電電力と、風力発電設備が出力する発電電力を合計し、電力系統へ供給する発電制御装置とを備え、
   前記発電制御装置は、太陽光発電設備が出力する発電電力と、風力発電設備が出力する発電電力を測定し、合計の連系発電電力が、連系容量未満に設定された上限値を超えるか否かを判定し、前記上限値を超える場合に、前記風力発電設備制御装置または前記風力発電設備に出力制限信号を送信することを特徴とする発電システム。
2. 前記風力発電設備制御装置は、
   前記風力発電設備の風車のブレードのピッチ制御をすることにより、前記風力発電設備の出力を制御すること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
3. 前記太陽光発電設備の定格出力に対する設備利用率が７〜３０％であって、前記風力発電設備の定格出力は、前記太陽光発電設備の定格出力の１００％以下であること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
4. 前記太陽光発電設備の定格出力は、１０００ｋＷ以上であること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
5. 前記風力発電設備の定格出力は、前記太陽光発電設備の定格出力の４０％以上６０％以下であること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
6. 前記発電制御装置は、前記太陽光発電設備の発電電力の予測値に基づき、前記風力発電設備の発電電力の制限値を算出し、前記算出した制限値を前記風力発電設備制御装置に設定する制限値設定手段と、
   を有すること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
7. 前記制限値設定手段は、前記商用電力系統に対して予め設定された上限の電力である連系容量から前記太陽光発電設備の発電電力の予測値を差し引いた電力値に基づき、前記風力発電設備の発電電力の制限値を算出すること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
8. 前記発電制御装置は、前記太陽光発電設備の発電電力の予測値を含む発電電力予測情報を取得する情報受信手段を備えること
   を特徴とする請求項１に記載の発電システム。
9. 太陽光発電設備と風力発電設備とを備え、変電所を介し商用の電力系統に電力を供給する発電システムの制御方法であって、
   前記太陽光発電設備の発電電力と、前記風力発電設備の発電電力を測定し、
   測定した発電電力値より、前記太陽光発電設備と前記風力発電設備の合計の連系発電電力を算出し、
   算出した連系発電電力を予め設定された連系容量未満の上限値と比較し、
   前記算出した連系発電電力が前記上限値を超えたと判断されたときに、前記風力発電設備の出力を制限することを特徴とする発電システムの制御方法。
10. 前記風力発電設備の出力の制限は、
    前記風力発電設備制御装置は、
    前記風力発電設備の風車のブレードのピッチ制御をすることにより、前記風力発電設備の出力を制限すること
    を特徴とする請求項９に記載の発電システムの制御方法。
11. 前記太陽光発電設備の発電電力の予測値を取得し、
    前記上限値と、前記予測値とに基づき前記風力発電設備の発電電力の制限値を算出し、
    前記算出した制限値に基づき前記風力発電設備の発電電力の制限すること
    を特徴とする請求項９に記載の発電システムの制御方法。
12. 太陽光をエネルギー源として電力を発電する太陽光発電設備と、発電した電力を商用電力系統へ供給する制御を行う発電制御装置とを備え、変電所との間に配置される連系点を介し、商用の電力系統に電力を供給する発電システムの連系発電電力の拡大方法であって、
    連系点と、前記太陽光発電設備とを接続する連系線に、風力をエネルギー源として電力を発電する風力発電設備を接続し、
    前記風力発電設備に、前記風力発電設備の出力を制限する風力発電制御装置を接続し、
    前記発電システムの連系容量未満の連系発電電力の上限値を設定し、
    前記太陽光発電設備が出力する発電電力と、前記風力発電設備が出力する発電電力とを合計した連系発電電力を測定し、
    前記連系発電電力が前記上限値を超えるか否かを判定し、
    前記上限値を前記連系発電電力が超えた場合に、前記風力発電制御装置は、前記風力発電設備の出力制限信号を送信すること、
    を特徴とする発電システムの連系発電電力の拡大方法。
13. 前記発電制御装置は、前記太陽光発電設備が出力する発電電力の予測値を算出し、
    前記上限値に基づき、前記風力発電設備の発電電力を算出し、算出された発電電力に基づき、前記風力発電設備の制限値を算出し、
    前記風力発電設備制御装置は、前記制限値に基づき風力発電設備の出力を制限すること、
    を特徴とする請求項１２に記載の発電システムの連系量の拡大方法。

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