JP2020129949A - 電力システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力変動制限時間帯に備えるための予備電力の低減が図れるように改良された電力システムを提供する。【解決手段】電力システムは、発電設備と蓄電池設備とを含み、発電設備と蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、蓄電池設備を制御する制御手段と、を備える。制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、現在時刻における合成電力とに基づいて、電力変動制限開始時刻から電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が必要電力量に近づくように蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築されている。【選択図】図６

Description

本発明は、電力システムに関し、特に系統連系を行う電力システムに関する。

従来、例えば特許第６３０４３９２号公報に記載されているように、自然エネルギーで発電する発電設備と、蓄電池設備とを組み合わせた電力システムが知られている。自然エネルギーを利用した発電設備は、季節や天候等の自然的要因によって発電電力が左右されやすいために安定した電力供給を行えないという短所がある。この短所を補うために、蓄電池設備を組み合わせた電力システムが提供されている。

特許第６３０４３９２号公報 特許第５８９６０９６号公報 特許第５８８７２６０号公報

上述した電力システムが、電力系統との系統連系に用いられている。以下、自然エネルギーを用いた発電設備の発電電力と蓄電池設備の入出力電力とを合成したものを、「合成電力」とも称する。合成電力は、電力システム全体としてみた合計の出力電力に相当している。

系統連系型の電力システムには、系統連系を行うための一定の要件が課されている。例えば第一要件として、前述した合成出力の変化率が予め指定された指定変化率範囲内に収まらなければならないという制約がある。この第一の要件を満たすために、発電設備の発電量および蓄電池設備の充放電を制御することで、合成電力の変化率を調整するという方法がある。この方法はいわば「短周期対策」と呼べるものである。

例えば第二要件として、電力変動制限時間帯が定められている。電力変動制限時間帯は、電力システムから出力される合成電力の変化に制限が設けられる時間帯である。電力変動制限時間帯として、例えば、朝７時から朝１０時までの間は電力システムから出力される合成出力が減少しないように発電を行わなければならない、などの制限が課される。電力変動制限時間帯は、合成電力の「増加」のみを禁止するものと、合成電力の「減少」のみを禁止するものと、合成電力の増加と減少の両方つまり一切の「変動」を禁止するものとがある。

自然エネルギーを用いた発電設備は、天候に応じて発電電力が変動する。合成電力の減少あるいは変動が禁止された電力変動制限時間帯に、発電設備の発電量が低下すると、そのまま何らの対策もされなければ合成電力が低下してしまう。そこで、この発電量低下を蓄電池設備からの電力の出力つまり蓄電池の放電により補うことで、合成電力の変化を抑制し電力変動制限時間帯の要求を満たす方法がある。この方法はいわば「長周期対策」と呼べるものである。

前述した第一要件と第二要件とを満たす観点からは、予備電力を蓄電池に蓄えさせて置く必要がある。蓄えるべき予備電力は、発電量低下の際にその発電量低下を補うだけの電力出力を可能とするほどの電力量である。具体的には、蓄えるべき予備電力は、上述した短周期対策用の予備電力と長周期対策用の予備電力との合計となる。蓄電池に蓄えるべき予備電力が多くなりすぎないようにしたいという要求があった。

本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、電力変動制限時間帯に備えるために蓄電池に蓄えるべき予備電力の低減が図れるように改良された電力システムを提供することを目的とする。

本出願にかかる電力システムは、
発電設備と蓄電池設備とを含み、前記発電設備と前記蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、
前記蓄電池設備を制御する制御手段と、
を備え、
前記制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、前記電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、前記現在時刻における前記合成電力とに基づいて、前記電力変動制限開始時刻から前記電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に前記合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために前記蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、前記蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が前記必要電力量に近づくように前記蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築されている。

上記電力システムによれば、現在の合成電力と現在の時間帯とに応じて、電力変動制限に備えて蓄電池に蓄えるべき現実的な予備電力を演算することができる。演算した予備電力によれば、定格電力と制限時間帯の長さとから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことが求められないので、電力変動制限時間帯に備えるために蓄電池に蓄えるべき予備電力の低減が図れるという利点がある。

系統連系における短周期対策を説明するための図である。 系統連系における長周期対策を説明するための図である。 系統連系における長周期対策を説明するための図である。 系統連系における長周期対策における蓄電池設備の充電動作を説明するための図である。 系統連系における長周期対策における蓄電池設備の放電動作を説明するための図である。 実施の形態にかかる電力システムを示す構成図である。 比較例にかかる予備電力の大きさを説明するための図である。 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。

図６は、実施の形態にかかる電力システム１を示す構成図である。電力システム１は、自然エネルギーで発電する発電設備の一例である風力発電設備１０と蓄電池設備２０とを含む電力設備３と、風力発電設備１０と蓄電池設備２０とを制御するメインサイトコントローラ５０（以下、「ＭＳＣ５０」とも称す）と、を備える。電力設備３は、合成電力Ｐ_ｓｕｍを電力系統２との連系点に出力するように構築されている。合成電力Ｐ_ｓｕｍは、風力発電設備１０が出力する発電電力Ｐ_ｇｅｎと、蓄電池設備２０で入出力される蓄電池充放電電力Ｐ_ｂａｔの出力を合成したものである。

図１は、系統連系における短周期対策を説明するための図である。図２および図３は、系統連系における長周期対策を説明するための図である。風力発電設備１０の連系量が限界に達すると、風力発電設備１０の短周期および長周期での出力変動に対して出力調整が追いつかなくなるため、以下に示す出力変動緩和対策が実施される。

まず、短周期の出力変動緩和対策の一例は、全ての時間において、発電所合成出力の変化速度を「発電所定格出力の１％以下／分」とするものである。

一方、長周期の出力変動緩和対策は例えば下記のように定められる。以下の指定時間帯において、発電所合成出力（合成電力Ｐ_ｓｕｍ）の変動方向が制御される。第一制限時間帯Ｔ_ｚ１は７：００〜１０：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を減少させてはならない。第二制限時間帯Ｔ_ｚ２は１１：３０〜１３：３０の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を増減させてはならない。

第三制限時間帯Ｔ_ｚ３は１６：００〜１９：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を減少させてはならない。第四制限時間帯Ｔ_ｚ４は２０：００〜２３：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を増加させてはならない。

図３において、符号Ｐ１〜Ｐ５は、複数の制限時間帯（Ｔ_ｚ１，Ｔ_ｚ２，Ｔ_ｚ４）との関係で発電電力Ｐ_ｇｅｎと合成電力Ｐ_ｓｕｍとの差分を埋めるために電力設備３で実施される電力制御動作を説明している。Ｐ２に示すように発電量の減少分が蓄電池設備２０からの放電で賄われる。Ｐ３に示すように出力抑制値以上の発電があった場合には、Ｐ３ａのようにオーバー分が蓄電池設備２０に充電されたり、Ｐ３ｂのようにＳＯＣが規定値以上の場合は風力発電設備１０の発電が制限されたりする。

Ｐ１に示すように、電力増加があったときの余剰増加分が蓄電池設備２０に充電される。Ｐ４に示すように、蓄電池設備２０のＳＯＣが高すぎる場合には、風力発電設備１０の発電量が制限される。Ｐ５に示すように、ＳＯＣが高くならないように風力発電設備１０の発電量が制限される。

図４は、系統連系における長周期対策における蓄電池設備２０の充電動作を説明するための図である。合成電力目標値（上限）以上の発電があった場合には、合成電力Ｐ_ｓｕｍが合成電力目標値（上限）になるように余剰電力が蓄電池に充電される。

図５は、系統連系における長周期対策における蓄電池設備２０の放電動作を説明するための図である。合成電力目標値（下限）以下の発電があった場合には、合成電力Ｐ_ｓｕｍが合成電力目標値（下限）になるように不足電力が蓄電池の放電によって賄われる。

引き続き、図６を用いて実施の形態にかかる電力システム１の構成及び動作を説明する。電力設備３は、主変圧器４０と、第一計器用変成器４１と、変流器４２と、発電所合成電力計測器４３と、を備えている。

風力発電設備１０は、複数の発電設備１１と、風車コントローラ１２と、第一合成変流器１３と、発電計測器１４と、第二計器用変成器３０と、を備えている。複数の発電設備１１それぞれは、風力発電機と、風力発電機に接続された第一電力変換装置と、を備えている。第一電力変換装置は、風力発電機からの交流を直流に変換する第一変換回路と、変換された直流からさらに交流をつくりだす第二変換回路と、を含んでいる。

蓄電池設備２０は、複数の蓄電池電力システム２１と、バッテリマネジメントユニット（ＢＭＵ）２４と、蓄電池システムコントローラ２５と、第二合成変流器２２と、蓄電池充放電電力計測器２３と、を備えている。第二計器用変成器３０は、風力発電設備１０と蓄電池設備２０とで兼用されている。

複数の蓄電池電力システム２１それぞれは、蓄電池と、この蓄電池に接続された第二電力変換装置と、を含んでいる。第二電力変換装置は、交直電力変換を行うことで蓄電池に対して充電（つまり電力入力）または放電（つまり電力出力）を行う。

ＭＳＣ５０は、充放電制御部５１と、発電抑制制御部５５と、を備えている。ＭＳＣ５０には、中央給電指令所から伝達されるオンライン発電抑制設定値Ｓ_ｃｔｒと、発電所合成電力計測器４３で計測された合成電力Ｐ_ｓｕｍの計測値と、発電計測器１４で計測された発電電力Ｐ_ｇｅｎの計測値と、蓄電池充放電電力計測器２３で計測された充放電電力Ｐ_ｂａｔの計測値と、が入力されている。

充放電制御部５１は、充放電指令値演算部５２を備えている。発電抑制制御部５５は、発電抑制指令値演算部５６と、リミット指令値演算部５７とを備えている。発電抑制指令値演算部５６は、オンライン発電抑制設定値Ｓ_ｃｔｒに基づいて発電抑制指令値Ｓ_ｌｉｍ０を演算する。

リミット指令値演算部５７は、発電抑制指令値Ｓ_ｌｉｍ０に基づいて第一リミット指令値Ｓ_ｌｉｍ１を演算する。風車コントローラ１２は、第一リミット指令値Ｓ_ｌｉｍ１に基づいて第二リミット指令値Ｓ_ｌｉｍ２を演算する。それぞれの発電設備１１は、第二リミット指令値Ｓ_ｌｉｍ２に従って発電量を抑制する。

ＢＭＵ２４は、それぞれの蓄電池電力システム２１に含まれる蓄電池のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ：蓄電池残量）を取得して、蓄電池システムコントローラ２５に伝達する。蓄電池システムコントローラ２５は、ＢＭＵ２４から伝達されたＳＯＣを、ＭＳＣ５０の充放電制御部５１に伝達する。

充放電制御部５１は、上記伝達されたＳＯＣに基づいて、充放電指令値Ｓ_ｃｄ０を演算して蓄電池システムコントローラ２５に伝達する。蓄電池システムコントローラ２５は、充放電指令値Ｓ_ｃｄ０に基づいて、複数の蓄電池電力システム２１それぞれに対する個別充放電指令値Ｓ_ｃｄｐを算出する。個別充放電指令値Ｓ_ｃｄｐは蓄電池電力システム２１に含まれる第二電力変換装置に伝達され、第二電力変換装置は個別充放電指令値Ｓ_ｃｄｐに従って蓄電池の充電または放電を実施するように作動する。

ＭＳＣ５０は、現在時刻Ｔと、予め定められた電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}と、電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻Ｔ_ｅｎｄと、現在時刻Ｔにおける合成電力Ｐ_ｓｕｍとに基づいて、演算処理を行う。電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}と電力変動制限終了時刻Ｔ_ｅｎｄとの組は、図２および図３で説明したように制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４で決定される。

ＭＳＣ５０は、演算処理を行うことで、必要電力量Ｓを算出する。必要電力量Ｓは、制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４内に合成電力Ｐ_ｓｕｍの変動抑制（Ｔ_ｚ２）または減少抑制（Ｔ_ｚ１、Ｔ_ｚ３）を行うために蓄電池設備２０が予備電力として保持すべき電力量である。

制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４は、前述の図２および図３で例示したように、予め定められた電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}から予め定められた電力変動制限終了時刻Ｔ_ｅｎｄまでの期間である。ＭＳＣ５０は、蓄電池設備２０に含まれる蓄電池の電力が必要電力量Ｓに近づくように、蓄電池設備２０に対して、制御目標値である充放電指令値Ｓ_ｃｄ０を伝達する。

図８〜図１２は、実施の形態にかかる電力システム１の動作を説明するための図である。ＭＳＣ５０は、図８に示す第一電力量Ｓ_１と、図９〜図１２に第一電力量Ｓ_１とともに示す第二電力量Ｓ_２と、をそれぞれ算出する。実施の形態では、必要電力量Ｓが原則として下記の式（１）で求められる。
Ｓ＝Ｓ_１＋Ｓ_２ ・・・（１）

上記の説明と重複するが、下記の説明において、現在時刻をＴとし、電力変動制限開始時刻をＴ_{ｓｔａｒｔ}とし、電力変動制限終了時刻をＴ_ｅｎｄとし、現在時刻の合成電力をＰ_ｓｕｍとし、発電所定格出力をＰ_０とし、第一電力量をＳ_１とし、第二電力量をＳ_２とする。また、指定変化率ｎは、出力変動時に合成電力Ｐ_ｓｕｍの変化率の目標とされるべき予め定められたパラメータである。

（第一電力量Ｓ_１の算出方法）
図８は、実施の形態にかかる第一電力量Ｓ_１の算出方法を示している。第一電力量Ｓ_１は、現在時刻Ｔにおける合成電力Ｐ_ｓｕｍから指定変化率ｎに従って合成電力Ｐ_ｓｕｍをゼロまで低下させるために必要な電力量である。

すなわち、電力システム１における発電所定格出力Ｐ_０［ｋＷ］と、発電所定格出力の指定変化率ｎ［％／分］とが予め与えられる。前述した「短周期対策」を実施させるためには、１００／（ｎ×６０）［時間］でＰ_０［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで電力を減少させるための傾きθに従って電力を減少させることが必須となる。この変化率の傾きθは下記の式（１ａ）で与えられる。
ｔａｎθ＝ １００／（ｎ×６０×Ｐ_０） ・・・（１ａ）

合成電力Ｐ_ｓｕｍ［ｋＷ］、第一電力量Ｓ_１［ｋＷｈ］とすると、下記の式（１ｂ）となる。実施の形態にかかる第一電力量Ｓ_１は、この式（１ｂ）で求められる。
Ｓ_１［ｋＷｈ］＝（Ｐ_ｓｕｍ×Ｐ_ｓｕｍ×ｔａｎθ）／２ ・・・（１ｂ）

式（１ａ）に式（１ｂ）を代入することで、下記の式（１ｃ）が得られる。
Ｓ_１［ｋＷｈ］＝ Ｐ_ｓｕｍ×Ｐ_ｓｕｍ×１００／（ｎ×６０×Ｐ_０×２） ・・・（１ｃ）

蓄電池搭載容量をＢＴ［ｋＷｈ］とすると、合成電力Ｐ_ｓｕｍ［ｋＷ］時には、次式（１ｄ）で示すＳＯＣ_ｒｑ［％］を電力変化率制御時に必要なＳＯＣとして常時演算することになる。
ＳＯＣ_ｒｑ［％］ ＝ Ｓ_１×１００／ＢＴ ・・・（１ｄ）

図９〜図１１は、実施の形態にかかる第二電力量Ｓ_２の算出方法を示している。第二電力量Ｓ_２は、現在時刻における合成電力Ｐ_ｓｕｍの大きさと制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４それぞれの長さとの積に基づく電力量である。

なお、実施の形態では、基準事前時刻Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}も予め設定される。基準事前時刻Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}は、電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}よりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた時刻である。たとえば電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}の一時間前に、基準事前時刻Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}が設定されても良い。基準事前時刻Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}から電力変動制限終了時刻Ｔ_ｅｎｄまでの所定期間Ｔ_ｄの内側では、第一電力量Ｓ_１と第二電力量Ｓ_２との合計が必要電力量Ｓとされる。

実施の形態にかかる第二電力量Ｓ_２は、基準時刻をＴ_ｑとした場合に、下記の式（２ａ）で求められる。
Ｓ_２＝（Ｔ_ｅｎｄ−Ｔ_ｑ）×Ｐ_ｓｕｍ ・・・（２ａ）

図９は、現在時刻Ｔが、Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}≦Ｔ＜Ｔ_{ｓｔａｒｔ}を満たすときの必要電力量Ｓを示している。図９に示す状況では現在時刻Ｔが開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}に達する前における予め定めた期間内に収まっているので、上記式（２ａ）における開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}が基準時刻Ｔ_ｑとされる。

その結果、Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}≦Ｔ＜Ｔ_{ｓｔａｒｔ}の場合には、下記の式（２ｂ）で第二電力量Ｓ_２が求められる。
Ｓ_２［ｋＷｈ］ ＝ （Ｔ_ｅｎｄ−Ｔ_{ｓｔａｒｔ}）×Ｐ_ｓｕｍ ・・・（２ｂ）

図１０および図１１は、現在時刻Ｔが、Ｔ_{ｓｔａｒｔ}≦Ｔ＜Ｔ_ｅｎｄを満たすときの必要電力量Ｓを示している。図１０および図１１に示す状況では現在時刻Ｔが開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}を超えているので、上記式（２ａ）における現在時刻Ｔが基準時刻Ｔ_ｑとされる。

その結果、Ｔ_{ｓｔａｒｔ}≦Ｔ＜Ｔ_ｅｎｄの場合には、下記の式（２ｃ）で第二電力量Ｓ_２が求められる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝（Ｔ_ｅｎｄ−Ｔ）×Ｐ_ｓｕｍ ・・・（２ｃ）

図１０と図１１とを比較するとわかるように、現在時刻Ｔが経過して電力変動制限終了時刻Ｔ_ｅｎｄに近づけば近づくほど、第二電力量Ｓ_２がより小さな値に算出される。

図１２には実施の形態の変形例が図示されている。図１２に示すように、基準事前時刻Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}から電力変動制限終了時刻Ｔ_ｅｎｄまでの期間が所定期間Ｔ_ｄとして予め定められてもよい。現在時刻Ｔが基準事前時刻Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ}よりも前であれば、電力変動制限時間帯の到来時刻までにはまだ時間的余裕がある。

そこで、図１２に示すように現在時刻Ｔが所定期間Ｔ_ｄの外側にある場合には、第二電力量Ｓ_２がゼロに設定され、第一電力量Ｓ_１が必要電力量Ｓに設定されても良い。これにより蓄電池設備２０に蓄えるべき予備電力を抑制できる。なお変形例として、所定期間Ｔ_ｄの外側では、第二電力量Ｓ_２をゼロにする代わりに、第二電力量Ｓ_２をゼロよりも大きい予め定めた値としてもよく、あるいは第二電力量Ｓ_２をゼロよりも大きく且つ上記数式（２ｂ）にかかる第二電力量Ｓ_２よりも小さい予め定めた値としてもよい。

変形例として、ＭＳＣ５０は、必要電力量が予め定めた電力範囲に収まるように電力範囲の上限と下限とで必要電力量の値をリミットしてもよい。

図７は、比較例にかかる予備電力の大きさを説明するための図である。一例として、最大３時間、発電所合成出力を減少させない時間帯があり、発電電力が急にゼロになった場合を想定する。この場合においても、堪え得る蓄電池容量を確保するためには、以下に説明する容量が予備電力として必要になる。

発電所定格出力をＰ_０［ｋＷ］とする。発電所定格出力の指定変化率ｎ［％／分］を守ることを条件とする。上述したように発電電力が急にゼロになった場合には、１００／（ｎ×６０）［時間］で、Ｐ_０［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで変化させる傾きで電力を減少させることになる。

すなわち、変化率の傾きをθとすると下記式（３ａ）となる。
ｔａｎ（θ）＝ １００／（ｎ×６０×Ｐ_０） ・・・（３ａ）

必要電力量Ｓ［ｋＷｈ］は下記式（３ｂ）で得られる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝Ｐ_０×３［ｈｒ］＋Ｐ_０×Ｐ_０×ｔａｎ（θ）／２ ・・・（３ｂ）

上記式（３ｂ）に上記式（３ａ）を代入すると、下記式（３ｃ）が得られる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝ Ｐ_０×３［ｈｒ］＋ Ｐ_０×Ｐ_０×１００／（ｎ×６０×Ｐ_０×２） ・・・（３ｃ）

上記比較例では、長周期対策用の予備電力が、電力システム１の発電所定格出力Ｐ_０と電力変動制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４それぞれの長さとを積算して得られた値である。比較例の算出方法では、定格電力と制限時間とから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことになり、予備電力が常に大きいという問題があった。

他の比較例として、「ＳＯＣ管理制御を行わない場合」についても説明する。以下の説明において発電電力の変化率は、「風力発電＋蓄電池の充放電量」の変化率を示すものとする。ここで述べる他の比較例では、発電電力の変化率のみを満足する様に蓄電池の充放電制御が行われ、発電電力による成り行きで充放電が行われることになる。

具体的には、ここで述べる他の比較例では、下記のような充放電制御が実施される。
（Ａ１） 発電電力の変化率：ｎ％／分（増加）以上の場合、ｎ％／分になるように充電を行う（電池が満状態であれば、ＰＶ出力抑制）。
（Ａ２） 発電電力の変化率：ｎ％／分（減少）以上の場合、ｎ％／分になるように放電を行う。
（Ａ３） 上記（Ａ１）、（Ａ２）以外の場合、何もしない。
なお、発電電力を減少させない時間帯は、０％〜＋ｎ％の変化率制御となる。発電電力を増加減させない時間帯は、０％の変化率制御となる。発電電力を増加させない時間帯は、−ｎ％〜０％の変化率制御となる。

ここで述べた他の比較例では、蓄電池容量が多くなる問題があった。できるだけ少ない蓄電池容量で、「短周期対策」および「長周期対策」を満足させるように、蓄電池の容量管理および風力発電出力の管理を行うことが求められていた。

この点、実施の形態によれば、これらの比較例よりも予備電力を低減できる機会を作り出せるという利点がある。実施の形態にかかる電力システム１によれば、現在の合成電力Ｐ_ｓｕｍと現在の時間帯とに応じて、電力変動制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４に備えて蓄電池設備２０に蓄えるべき現実的な予備電力を演算することができる。

実施の形態で演算された予備電力によれば、図７の比較例のように定格電力Ｐ_０と電力変動制限時間帯（Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４）それぞれの長さとから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことが求められない。よって、電力変動制限時間帯Ｔ_ｚ１〜Ｔ_ｚ４に備えるための予備電力の低減が図れるという利点がある。

１ 電力システム、２ 電力系統、３ 電力設備、１０ 風力発電設備、１１ 発電設備、１２ 風車コントローラ、１３ 第一合成変流器、１４ 発電計測器、２０ 蓄電池設備、２１ 蓄電池電力システム、２２ 第二合成変流器、２３ 蓄電池充放電電力計測器、２４ ＢＭＵ（バッテリマネジメントユニット）、２５ 蓄電池システムコントローラ、３０ 第二計器用変成器、４０ 主変圧器、４１ 第一計器用変成器、４２ 変流器、４３ 発電所合成電力計測器、５０ メインサイトコントローラ（ＭＳＣ）、５１ 充放電制御部、５２ 充放電指令値演算部、５５ 発電抑制制御部、５６ 発電抑制指令値演算部、５７ リミット指令値演算部、ｎ 指定変化率、Ｐ_０ 発電所定格出力、Ｐ_ｂａｔ 蓄電池充放電電力、Ｐ_ｇｅｎ 発電電力、Ｐ_ｓｕｍ 合成電力、Ｓ 必要電力量、Ｓ_１ 第一電力量、Ｓ_２ 第二電力量、Ｓ_ｃｄ０ 充放電指令値、Ｓ_ｃｄｐ 個別充放電指令値、Ｓ_ｃｔｒ オンライン発電抑制設定値、Ｓ_ｌｉｍ０ 発電抑制指令値、Ｓ_ｌｉｍ１ 第一リミット指令値、Ｓ_ｌｉｍ２ 第二リミット指令値、Ｔ 現在時刻、Ｔ_ｄ 所定期間、Ｔ_ｅｎｄ 電力変動制限終了時刻、Ｔ_{ｐｒｅｓｔａｒｔ} 基準事前時刻、Ｔ_ｑ 基準時刻、Ｔ_{ｓｔａｒｔ} 開始時刻（電力変動制限開始時刻）、Ｔ_ｚ１ 第一制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔ_ｚ２ 第二制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔ_ｚ３ 第三制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔ_ｚ４ 第四制限時間帯（電力変動制限時間帯）

Claims (4)

1. 発電設備と蓄電池設備とを含み、前記発電設備と前記蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、
   前記蓄電池設備を制御する制御手段と、
   を備え、
   前記制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、前記電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、前記現在時刻における前記合成電力とに基づいて、前記電力変動制限開始時刻から前記電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に前記合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために前記蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、前記蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が前記必要電力量に近づくように前記蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築された電力システム。
2. 前記制御手段は、前記必要電力量が予め定めた電力範囲に収まるように前記電力範囲の上限と下限とで前記必要電力量の値をリミットする請求項１に記載の電力システム。
3. 前記制御手段は、
   出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率が設定され、前記現在時刻における前記合成電力から前記指定変化率に従って前記合成電力をゼロまで低下させるために必要な電力量である第一電力量と、
   前記現在時刻における前記合成電力の大きさと前記制限時間帯の長さとの積に基づく電力量である第二電力量と、
   をそれぞれ算出し、
   前記電力変動制限開始時刻よりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた基準事前時刻が設定され、前記基準事前時刻から前記電力変動制限終了時刻までの所定期間の内側では、前記第一電力量と前記第二電力量との合計が前記必要電力量とされ、
   前記所定期間の外側では、前記第一電力量が前記必要電力量とされるように構築された請求項１に記載の電力システム。
4. 前記現在時刻をＴとし、前記電力変動制限開始時刻をＴ_{ｓｔａｒｔ}とし、前記電力変動制限終了時刻をＴ_ｅｎｄとし、前記現在時刻の前記合成電力をＰ_ｓｕｍとし、第一電力量をＳ_１とし、第二電力量をＳ_２とした場合において、前記必要電力量であるＳは下記の式で求められ、
   Ｓ＝Ｓ_１＋Ｓ_２
   前記第一電力量Ｓ_１は、下記の式で求められ、
   Ｓ_１＝（Ｐ_ｓｕｍ×Ｐ_ｓｕｍ×ｔａｎθ）／２
   ただし、
   ｔａｎθ＝１００／（ｎ×６０×Ｐ_０）
   であり、ｎは、出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率であり、Ｐ_０は、電力システムにおける発電所定格出力であり、
   前記第二電力量Ｓ_２は、基準時刻をＴ_ｑとした場合に、下記の式で求められ、
   Ｓ_２＝（Ｔ_ｅｎｄ−Ｔ_ｑ）×Ｐ_ｓｕｍ
   前記現在時刻Ｔが前記電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}に達する前における予め定めた期間内であれば前記電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}が前記基準時刻Ｔ_ｑとされ、前記現在時刻Ｔが前記電力変動制限開始時刻Ｔ_{ｓｔａｒｔ}を超えていれば前記現在時刻Ｔが前記基準時刻Ｔ_ｑとされるように前記制御手段が構築された請求項１に記載の電力システム。

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