JP2020072552A - 発電システム、制御装置及び発電目標値の設定方法 - Google Patents

Abstract

【課題】風力発電設備の有効活用を図るため、地域内での自家消費型への電力供給に切り替えて運用することができる発電システムを提供する。【解決手段】発電システム１００は、第１発電設備１０と、第２発電設備２０と、管理装置４０と、を備え、管理装置４０は、管理エリアにおける需要実績値、第１発電設備１０における発電実績値に基づいて、第２発電設備２０における第１目標値を算出する第１発電モードと、管理エリアの所定時間後の風況情報を所定の演算方法に適用することにより決定する第１発電設備の予測値と第１発電設備の現在の第１出力値との差分を第２発電設備の現在の第２出力値に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を、所定時間後の第２発電設備の目標値として設定する第２モードを有する。【選択図】図１

Description

本発明は、発電システム、制御装置及び発電目標値の設定方法に関する。

ある地域の既設の風力発電設備については、ＦＩＴ（再生可能エネルギーの固定価格買取制度）の契約で定められた２０年間の電力系統への売電期間がまもなく終了する。売電期間終了後の風力発電設備の運用が望まれていた。

一方、風力発電の特徴として、季節ごと又はその当日の風況により発電量が大きく変動し、地域内に安定的に電力を供給することが困難となる場合もある。このため、特許文献１には、風力発電装置に接続された蓄電池と、風力発電装置の発電電力を検出し、前回の周期の発電電力から決定した基準値と検出した発電電力とから蓄電池の充放電制御を行う蓄電池制御器と、を有し、風速変動による風力発電機の発電出力変動を抑制する風力発電制御装置が開示されている。

特許第３９０５６９２号公報

しかしながら、特許文献１に示すように蓄電池を併設して、風が吹かないときには蓄電池から電力を放出して発電電力を平準化して需要先に供給する方法には、新たな設備投資が必要となり、コストアップを招いてしまう。また、既存の風力発電設備の有効活用を図るため、地域内での自家消費型への電力供給に切り替えて運用することが望まれていた。

本発明は、前記した課題を解決するためになされたものであり、風力発電設備の有効活用を図るため、地域内での自家消費型への電力供給に切り替えて運用することができる発電システム、制御装置及び発電目標値の設定方法を提供することを目的とする。

前記目的を達成するため、本発明の発電システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する第１発電設備と、熱機関を動作させて発電する第２発電設備と、第１発電設備の発電出力である第１出力値と第２発電設備を稼働して得られる第２出力値とを合計した合計出力値に基づいて、管理されたエリアに電力を供給する制御をする制御装置とを備える発電システムであって、制御装置は、第１発電モードと、第２発電モードとを有し、第１発電モードにおいて、エリアの所定期間の電力需要量実績から求める第１実績値と第１発電設備の所定期間の出力実績から求める第２実績値との差分により決定する第１目標値を第２発電設備の目標値として設定して、第２発電設備による発電を行い、第２発電モードにおいて、エリアの所定時間後の風況情報を所定の演算方法に適用することにより決定する第１発電設備の予測値と第１発電設備の現在の第１出力値との差分を第２発電設備の現在の第２出力値に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を、所定時間後の第２発電設備の目標値として設定して、第２発電設備による発電を行うことを特徴とする。本発明のその他の態様については、後記する実施形態において説明する。

本発明によれば、風力発電設備の有効活用を図るため、地域内での自家消費型への電力供給に切り替えて運用することができる。

本実施形態に係る発電システムの構成を示す図である。 本実施形態に係る管理装置の構成を示す図である。 管理エリアの電力需要量及び第１発電設備の発電出力の実績値情報を示す図である。 管理装置の制御処理を示すフローチャートである。 第１発電モード及び第２発電モードの制御処理を示す説明図である。

本発明を実施するための実施形態について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。
図１は、本実施形態に係る発電システム１００の構成を示す図である。発電システム１００は、特定の管理エリア（所定のエリア）に電力を供給する１以上の再生可能エネルギーである第１発電設備１０と、熱機関を動作させて発電する１以上の第２発電設備２０と、管理エリアへの電力供給量を制御する管理装置４０（制御装置）とを含んで構成されている。管理エリアには、電力を消費する１以上の需要家３０を有する。管理エリアの配電系統には、商用電力系統６０も連系されている。気象情報提供機関５０は、インターネット等の通信回線を介して、管理装置４０に接続され、例えば、風況に関する情報等を管理装置４０へと提供する。

管理エリアは、例えば、農業ハウス、工場、ホテル、病院等の比較的要求負荷が高い需要家、或いは、例えば、公共施設、学校、自治体等の比較的要求負荷が低い需要家等を備えている。

第１発電設備１０は、例えば、風力発電機である。風力発電機は、管理装置４０からの発電指示に基づいて、例えば、風車の羽根の角度等が制御されて、発電電力が調整される。

第２発電設備２０は、例えば、木質ガス化発電機、液化天然ガス発電機、バイオガス発電機である。木質ガス化発電機は、廃棄する予定の間伐材等を利用して発電するため、発電システム１００において低コスト化が図れるというメリットがある。

第１発電設備１０及び第２発電設備２０の構成は、特に限定されるものではないが、第１発電設備１０は、再生可能エネルギーを利用した発電機であることが好ましく、第２発電設備２０は、発電コストが安い自家発電機であることが好ましい。

本実施形態では、管理エリア（地域）の既設の風力発電設備がＦＩＴ（再生可能エネルギーの固定価格買取制度）の契約で定められた２０年間の電力系統への売電期間がまもなく終了するため、売電期間終了後の風力発電設備を運用することを図った。風力発電設備の運用を行うことにより、燃料コストを掛けずに地域内へ電力を供給することが可能となる。

また、風力発電設備における発電量が需要先の要求負荷に対して足りなくなった場合に木質ガス化発電機において追炊き運転を行って発電出力を上げると共に、地域内に供給している電力系統の供給先を切り替え、風力発電設備だけでは発電量が足りなくなっている需要先に対し、電力を追加で供給することができる。

具体的には、ある特定地域の過去の当該地域（管理エリア）における需要先の電力需要量の実績に応じた値を第１実績値とし、また、過去の季節毎の風力発電による発電量を第２実績値とする。第１実績値と第２実績値との差分を、木質ガス化発電機が発電すべき出力目標値として設定する。すなわち、当日の地域内において発電すべきトータル目標値は、第１発電設備１０の発電出力である第１出力値と第２発電設備２０を稼働して得られる第２出力値とを合計した合計出力値に基づいて管理エリアに電力を供給する。これを、第１発電モードＭ１（図４参照）という。

次に、地域内への当日の電力供給開始後に、当日の風況により風力発電による発電量が変動し、トータル目標値との差分が生じることが予測される場合、木質ガス化発電機による出力目標値を差分に応じた調整を行い、トータル目標値と等しくなるように安定した電力の供給を行う。これを、第２発電モードＭ２（図４参照）という。

本実施形態において、発電システム１００は、運転開始時に、過去の需要電力と、風力発電による発電量との差分を求めることにより、容易に木質ガス化発電機の追加発電量を決定することができ、地域内の自家消費型の電力供給においても、需要側へ安定した電力供給を行うことができる。

また、発電システム１００は、地域内の自家消費型の電力供給においては、燃料コストが不要となる風力発電による電力を需要先へ優先して供給し、電力が不足する場合は木質ガス化発電機により発電した電力を追加で供給する。これにより、最小限のコストで地域内への電力供給を安定して行うことができる。

また、輸入品である天然ガスや石油を燃料とする発電機に比べ、元々廃棄することとなる地域内の間伐材等を利用した木質ガス化発電機であれば、輸送コスト等を考慮すればコストパフォーマンスにすぐれたものであることはいうまでもない。
発電システム１００の詳細については、図２〜図５を参照して説明する。

図２は、本実施形態に係る管理装置４０の構成を示す図である。管理装置４０は、処理部４１、記憶部４２、入力部４３、表示部４４、通信部４５を有する。処理部４１は、中央演算処理装置（ＣＰＵ）であり、需要家３０の電力需要量を取得する電力需要量取得部４１１、第１発電設備１０の発電出力量を取得する第１発電設備出力取得部４１２、第２発電設備２０の発電出力量を取得する第２発電設備出力取得部４１３、過去の電力需要量の実績値及び過去の第１発電設備１０の発電量の実績値を算出する実績値算出部４１４、現在から所定時間ΔＴ後の風況情報を所定の演算方法に適用することにより決定する第１発電設備１０の予測値を算出する第１発電設備出力予測部４１５、第１発電モードＭ１（図４参照）における第２発電設備２０の出力目標値である第１目標値を算出する第１目標値算出部４１６、第２発電モードＭ２（図４参照）における第２発電設備２０の出力目標値である第２目標値を算出する第２目標値算出部４１７を有する。

記憶部４２には、電力需要量取得部４１１で取得した電力需要量情報４２１、第１発電設備出力取得部４１２で取得した第１発電設備出力情報４２２、実績値算出部４１４で算出した実績値情報４２４（図３参照）、第１発電設備出力予測部４１５で算出した第１発電設備予測情報４２５、第１目標値算出部４１６で算出した第２発電設備２０の第１目標値情報４２６、第２目標値算出部４１７で算出した第２発電設備２０の第２目標値情報４２７等が記憶されている。

入力部４３は、キーボードやマウス等のコンピュータに指示を入力するための装置であり、プログラム起動等の指示を入力する。表示部４４は、ディスプレイ等であり、管理装置４０による処理の実行状況や実行結果等を表示する。通信部４５は、ネットワーク等を介して、他の装置と各種データやコマンドを交換する。

例えば、管理装置４０は、インターネット等の通信回線を介して、気象情報提供機関５０から、気象情報を受信する。気象情報としては、平均風速、平均風向、最大瞬間風速、風速の標準偏差等を含む風況に関する情報等が挙げられる。

図３は、管理エリアの電力需要量及び第１発電設備１０の発電出力の実績値情報４２４を示す図である。適宜図２を参照する。ここでは、管理エリアの電力需要量を第１実績値といい、第１発電設備１０の発電出力の実績値を第２実績値という。

第１実績値は、エリアの所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し（例えば、１カ月毎、３カ月毎）、それぞれの同じ分割期間ごとの管理エリアの電力需要量実績の総和から求める単位時間当たりの平均値であり、第２実績値は、第１発電設備の所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの、第１発電設備１０の出力実績の総和から求める単位時間当たりの平均値である。実績値算出部４１４は、第１実績値および第２実績値を算出する。

図３には、具体例として、１年を１カ月毎に分割し、過去の実績値として２０年間（１９９８年〜２０１７年）の第１平均値（第１実績値）、第２平均値（第２実績値）を示している。

図４は、管理装置４０の制御処理を示すフローチャートである。適宜図２、図３を参照する。前記した第１発電モードＭ１は、ステップＳ４１〜ステップＳ４４に相当し、第２発電モードＭ２は、ステップＳ４６〜ステップＳ４９に相当する。

実績値算出部４１４は、図３で示したように、管理エリアの所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの、電力需要量実績の総和から単位時間当たりの第１平均値を求める（ステップＳ４１）。そして、実績値算出部４１４は、第１発電設備１０の所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの、第１発電設備１０の出力実績の総和から単位時間当たりの第２平均値を求める（ステップＳ４２）。第１目標値算出部４１６は、第１平均値と第２平均値との差分により決定する第１目標値を求め、第２発電設備の発電目標値の初期値に設定する（ステップＳ４３）。第１目標値算出部４１６は、所定時間ΔＴを経過したか判定し（ステップＳ４４）、所定時間ΔＴ経過しなければ（ステップＳ４４，Ｎｏ）、ステップＳ４４に戻り、所定時間ΔＴ経過したならば（ステップＳ４４，Ｙｅｓ）、ステップＳ４６に進む。

ステップＳ４６において、第１発電設備出力予測部４１５は、管理エリアの所定時間ΔＴ後の風況情報を所定の演算方法を適用して第１発電設備１０の出力予測値を決定する。

第２目標値算出部４１７は、第１発電設備１０の予測値と第１発電設備１０の現在の第１出力値との差分を第２発電設備の現在の第２出力値に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を求め、所定時間後の前記第２発電設備の目標値として設定する（ステップＳ４７）。

第２目標値算出部４１７は、第２発電設備２０の発電の終了指令があるか否かを判定し（ステップＳ４８）、終了指令がある場合（ステップＳ４８，Ｙｅｓ）、処理を終了し、終了指令がない場合（ステップＳ４８，Ｎｏ）、ステップＳ４９に進む。

ステップＳ４９において、第２目標値算出部４１７は、所定時間ΔＴを経過したか判定し、所定時間ΔＴ経過しなければ（ステップＳ４９，Ｎｏ）、ステップＳ４９に戻り、所定時間ΔＴ経過したならば（ステップＳ４９，Ｙｅｓ）、ステップＳ４６に進む。

図５は、第１発電モードＭ１及び第２発電モードＭ２の制御処理を示す説明図である。第１発電モードＭ１は起動時のモードであり、第２発電モードＭ２は、起動時以降のモードである。横軸は、経過時間であり、縦軸は第１発電設備１０の発電出力を示す。時刻ｔ１，ｔ２，ｔ３，・・・は、時刻ｔ０を基準として所定時間ΔＴ毎の「相対時刻」である。原則として時刻ｔ０で時刻ｔ１の第１発電設備１０の発電出力を予測し、時刻ｔ１で時刻ｔ２の第１発電設備１０の発電出力を予測し、時刻ｔ２で時刻ｔ３の第１発電設備１０の発電出力を予測する。

なお、起動時だけの問題であるが、理想的には、時刻ｔ０において次の所定時間ΔＴ後の風況条件等から第１発電設備１０の出力予測を行うべきであるが、第１発電設備１０が起動してから出力目標値に到達するまでのタイムラグがあるために、時刻ｔ０の第１発電設備の発電出力値に基づいた時刻ｔ１の発電出力の予測ができない状況となる。よって、図４において、ステップＳ４４において、所定時間ΔＴを判定している。

ここで、第２発電設備２０の出力目標値の設定の考え方を説明する。
（１）第１発電モードＭ１の立ち上げ時（毎日（Daily）、毎月（Monthly）等運用により異なる）
・Daily ・・・ 起動定刻に起動
・Monthly ・・・ 月初めの起動定刻に起動等
基本的に、第１発電設備１０（風力発電設備）は、出力値０から定格までの範囲内で風況状況に基づいて自由に発電し、起動後は連続運転で運用する。
管理されたエリアにおける 過去の所定期間の同時期の電力需要量の平均値と、第１発電設備の発電出力の平均値の差分を第２発電設備の出力目標値として設定する。

（２）第２発電モードＭ２では、立ち上げてから所定時間経過後、
現在において、風況等の条件から、次の時間経過後の第１発電設備の出力予測値を算出し、この予測値と 現在の第１発電設備の出力値との差分を現在の第２発電設備の出力に加減した値を次の経過時間のときの第２発電設備の出力目標値として設定する。

式を用いて、さらに詳細に説明する。
Ｓ１ ：第１発電設備１０（再生可能エネルギー）
Ｓ２ ：第２発電設備２０（熱機関）
ＰＳ１(t) ：各時刻の第１出力値（第１発電設備の発電出力）
ＰＳ２(t) ：各時刻の第２出力目標値（第２発電設備の発電出力目標値）
ＰＳ２現在(t)：現時点における第２発電設備の発電出力
ＰＤa(t) ：各時刻の第１実績値（エリアの所定期間の電力需要量実績）
ＰＳ１a(t) ：各時刻の第２実績値（第１発電設備の所定期間の出力実績）
ＰＳ１p(t) ：各時刻の第１発電設備の予測値（稼働当日の予測値）
とすると、

（１）第１発電モードＭ１（電力供給開始時：第２発電設備を起動する際）
第１出力値は、ＰＳ１(t0)
第２出力目標値は、ＰＳ２(t0)＝第１目標値(t0)
＝ＰＤa(t0)−ＰＳ１a（t0) ・・・式１

（２）第２発電モードＭ２（時刻ｔ１を現時点として、ΔＴ後の時刻ｔ２における第２発電設備の出力目標値を設定）
第１出力値は、ＰＳ１(t1)
第２出力目標値は、ＰＳ２(t2)＝ＰＳ２現在(t1)＋差分 ・・・式２

ここで、差分は、稼働当日の時刻ｔ２における第１発電設備の発電出力の予測値ＰＳ１p(t2)と、現時点の時刻t1における第１発電設備の発電出力ＰＳ１(t1)との差である。
差分＝ＰＳ１p(t2)−ＰＳ１(t1) ・・・式３
である。

（２−１）差分がプラス(＋)になる場合（式３が＋）
すなわち、〔ＰＳ１p(t2)＞ＰＳ１(t1)〕の場合、時刻ｔ２における第１発電設備の稼働当日の発電出力の予測値が、現時点の時刻ｔ１の出力より大きい場合である。
この場合、第２発電設備２０の発電出力を減らす必要がある。
これをＰＳ２現在(t1)に逆符号で加算して、第２出力目標値ＰＳ２(t2)を決定するのだから、逆符号にするために式３に−１を乗算して、
差分＝−（ＰＳ１p(t2)−ＰＳ１(t1)） ・・・式４
この際、式４の値は、マイナス（−）となる。
式４を式２に代入すると、第２出力目標値 ＰＳ２(t2)は、
ＰＳ２(t2)＝ＰＳ２現在(t1)＋差分
ＰＳ２(t2)＝ＰＳ２現在(t1)−（ＰＳ１p(t2)−ＰＳ１(t1)） ・・・式５

（２-２）差分がマイナス(−)になる場合（式３が−）
すなわち、〔ＰＳ１p(t2)＜ ＰＳ１(t1)〕の場合、時刻ｔ２における第１発電設備の稼働当日の発電出力の予測値が、現時点の時刻ｔ１の出力より小さい場合である。
この場合、第２発電設備２０の発電出力を増やす必要がある。
これをＰＳ２現在(t1)に逆符号で加算して、第２出力目標値ＰＳ２(t2)を決定するのだから、逆符号にするために式３に−１を乗算して、
差分＝−（ＰＳ１p(t2)−ＰＳ１(t1)） ・・・式４
この際、式４の値は、プラス（＋）となる。
式４を式２に代入すると、第２出力目標値 ＰＳ２(t2)は、
ＰＳ２(t2) ＝ＰＳ２現在(t1)＋差分
ＰＳ２(t2) ＝ＰＳ２現在(t1)−（ＰＳ１p(t2)−ＰＳ１(t1)） ・・・式５

最終的に、式３が＋であっても、−であっても、上記の式５となる。
すなわち、第２発電モードＭ２における第２出力目標値は、式５に基づいて運用されることになる。

ここで、前記の式５において、極端な場合を想定する。すなわち、時刻ｔ２における第１発電設備１０の発電出力の予測値が０となる場合、
ＰＳ１p(t2)＝０（t2で風が吹かない状況を想定）とすると、式５は、
第２出力目標値ＰＳ２(t2)＝ＰＳ２現在(t1)−（０−ＰＳ１(t1)）
＝ＰＳ２現在(t1)＋ＰＳ１(t1) ・・・式５−１
式５−１により、第２発電設備２０において、第１発電設備１０の分も含めた過大な発電出力目標を、第２発電設備の出力目標値として設定することになる。しかし、第２発電設備の発電出力には限界（上限）があるので、
第２発電設備２０の限界出力≧ＰＳ２現在(t1)＋ＰＳ１(t1)
の条件を満たす場合のみ、第２発電設備に対して、第２出力目標値が設定される。
したがって、前記の期間は、需要側へ安定した電力供給を行うことはできない。その場合、第２目標値が第２発電設備２０の最大出力を上回る時は、第２発電設備２０を最大出力で運転する運用となる。

以上まとめると、発電システム１００は、再生可能エネルギーを利用して発電する第１発電設備１０(例えば、Ｓ１)と、熱機関を動作させて発電する第２発電設備２０（例えば、Ｓ２）と、第１発電設備１０の発電出力である第１出力値（例えば、ＰＳ１(t)）と第２発電設備２０を稼働して得られる第２出力値（例えば、ＰＳ２(t)）とを合計した合計出力値に基づいて、管理エリアに電力を供給する制御をする制御装置（例えば、管理装置４０）とを備える。

制御装置は、第１発電モードＭ１と、第２発電モードＭ２とを有する。第１発電モードＭ１において、管理エリアの所定期間の電力需要量実績から求める第１実績値（例えば、ＰＤａ(t0)）と第１発電設備１０の所定期間の出力実績から求める第２実績値（例えば、ＰＳ１ａ(t0)）との差分により決定する第１目標値を第２発電設備２０の目標値として設定して、第２発電設備２０による発電を行う。第２発電モードＭ２において、管理エリアの所定時間後（例えば、時刻ｔ２）の風況情報を所定の演算方法に適用することにより決定する第１発電設備１０の予測値（例えば、ＰＳ１ｐ(t2)）と第１発電設備１０の現在の第１出力値（例えば、ＰＳ１(t1)）との差分を第２発電設備２０の現在の第２出力値（例えば、ＰＳ２現在(t1)）に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を、所定時間後の第２発電設備１０の目標値として設定して、第２発電設備２０による発電を行う。

本実施形態に係る発電システム１００によれば、燃料コストが不要となる既設の再生可能エネルギー発電機（例えば、風力発電機）によって、優先的に管理エリアへと電力を供給し、電力が不足する場合に、燃料を要する他の発電機（例えば、木質ガス化発電機）によって、追加的に管理エリアへと電力を供給することができる。これにより、コストを抑えつつ、需要家３０等に安定した電力を供給することが可能な発電システム１００を実現できる。

第２発電設備２０は、第２目標値に基づき発電を行うとともに、管理エリアからの要求に基づいて熱量を管理エリアに供給してもよい。これにより、コストを抑えつつ、需要家３０等に熱量を供給することができる。

１０ 第１発電設備
２０ 第２発電設備
３０ 需要家
４０ 管理装置（制御装置）
４１ 処理部
４１１ 電力需要量取得部
４１２ 第１発電設備出力取得部
４１３ 第２発電設備出力取得部
４１４ 実績値算出部
４１５ 第１発電設備出力予測部
４１６ 第１目標値算出部
４１７ 第２目標値算出部
４２ 記憶部
４２１ 電力需要量情報
４２２ 第１発電設備出力情報
４２４ 実績値情報
４２５ 第１発電設備予測情報
４２６ 第１目標値情報
４２７ 第２目標値情報
４３ 入力部
４４ 表示部
４５ 通信部
５０ 気象情報提供機関
６０ 商用電力系統
１００ 発電システム
Ｍ１ 第１発電モード
Ｍ２ 第２発電モード
ＮＷ ネットワーク

Claims (9)

1. 再生可能エネルギーを利用して発電する第１発電設備と、熱機関を動作させて発電する第２発電設備と、前記第１発電設備の発電出力である第１出力値と前記第２発電設備を稼働して得られる第２出力値とを合計した合計出力値に基づいて、管理されたエリアに電力を供給する制御をする制御装置とを備える発電システムであって、
   前記制御装置は、第１発電モードと、第２発電モードとを有し、
   前記第１発電モードにおいて、前記エリアの所定期間の電力需要量実績から求める第１実績値と前記第１発電設備の所定期間の出力実績から求める第２実績値との差分により決定する第１目標値を前記第２発電設備の目標値として設定して、前記第２発電設備による発電を行い、
   前記第２発電モードにおいて、前記エリアの所定時間後の風況情報を所定の演算方法に適用することにより決定する前記第１発電設備の予測値と前記第１発電設備の現在の第１出力値との差分を前記第２発電設備の現在の第２出力値に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を、所定時間後の前記第２発電設備の目標値として設定して、前記第２発電設備による発電を行う
   ことを特徴とする発電システム。
2. 前記制御装置は、前記第１発電モードで前記エリアに電力の供給を開始し、所定の時間経過後に前記第２発電モードに移行して前記エリアに電力を供給する
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
3. 前記第１実績値は、前記エリアの所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの前記エリアの電力需要量実績の総和から求める単位時間当たりの平均値であり、
   前記第２実績値は、前記第１発電設備の所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの、前記第１発電設備の出力実績の総和から求める単位時間当たりの平均値である
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
4. 前記第２目標値が前記第２発電設備の最大出力を上回る時は、前記第２発電設備を最大出力で運転する
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
5. 前記第２発電設備は、前記第２目標値に基づき発電を行うとともに、前記エリアからの要求に基づいて熱量を前記エリアに供給する
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
6. 再生可能エネルギーを利用して発電する第１発電設備の現在の発電出力である第１出力値と、前記第１発電設備の所定期間の出力実績値と、管理されたエリアの所定期間の電力需要量実績値と、を取得する入力部と、
   熱機関を動作させて発電する第２発電設備に発電目標を出力する出力部と、
   前記入力部から入力された前記第１出力値と、前記出力実績値と、前記電力需要量実績値と、を記憶する記憶部と、
   前記第２発電設備の発電目標の初期値である第１目標値と、その後の所定時間毎の発電目標である第２目標値と、を決定する演算部と、を備え、
   前記演算部は、前記エリアの所定期間の電力需要量実績値から求める第１実績値と前記第１発電設備の所定期間の出力実績から求める第２実績値との差分により前記第１目標値を決定する
   ことを特徴とする制御装置。
7. 前記演算部は、所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの電力需要量実績の総和から求める単位時間当たりの第１平均値と、前記第１発電設備の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの前記第１発電設備の出力実績の総和から求める単位時間当たりの第２平均値と、の差分を算出して第１目標値を求める
   ことを特徴とする請求項６に記載の制御装置。
8. 前記演算部は、前記エリアの所定時間毎の風況情報を所定の演算方法に適用することにより決定する前記第１発電設備の予測値と前記第１発電設備の現在の第１出力値との差分を算出し、該差分を前記第２発電設備の現在の第２出力値に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を、所定時間後の前記第２発電設備の目標値として設定する
   ことを特徴とする請求項６に記載の制御装置。
9. 再生可能エネルギーを利用して発電する第１発電設備と、熱機関を動作させて発電する第２発電設備と、制御装置とを備え、管理されたエリアに電力を供給する発電システムであって、
   前記制御装置は、
   前記エリアの所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの、電力需要量実績の総和から単位時間当たりの第１平均値を求めるステップと、
   前記第１発電設備の所定期間の各１年を所定の方法により二つ以上の期間で分割し、それぞれの同じ分割期間ごとの、前記第１発電設備の出力実績の総和から単位時間当たりの第２平均値を求めるステップと、
   前記第１平均値と前記第２平均値との差分により決定する第１目標値を求め、前記第２発電設備の発電目標値の初期値に設定するステップと、
   前記エリアの所定時間後の風況情報を所定の演算方法を適用して前記第１発電設備の予測値を決定するステップと、
   前記第１発電設備の予測値と前記第１発電設備の現在の第１出力値との差分を前記第２発電設備の現在の第２出力値に逆符号で加算して決定する値である第２目標値を求め、所定時間後の前記第２発電設備の目標値として設定するステップと、を有する
   ことを特徴とする発電目標値の設定方法。

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