JP4896233B2 - 蓄電池併設型自然エネルギー発電システムの電力管理制御システム - Google Patents

Description

本発明は、蓄電池併設型自然エネルギー発電システムに関し、特に、蓄電池併設型自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御技術に関する。

自然エネルギー発電は、その自然エネルギーを原動力として発電するため、気象条件により出力が大きく変動し、電力ネットワークに連系して送電するには限界がある。

例えば風力発電の場合、自然風力を原動力として発電するため、風速などの変動に応じてその出力が変動する。このため、近年では風力発電により得られた電力を電力会社の電力ネットワークにそのまま連系送電することが難しくなっている。

そこで、風力発電所に複数の蓄電池からなる蓄電設備を併設することによって、風速などの自然条件によって随時変動する発電電力を蓄電池に充電したり放電させたりすることにより出力を安定化して電力ネットワークへ送電したり（例えば特許文献１参照）、風力発電により得られた電力を電力需要の少ない夜間に蓄えて電力需要の多い昼間帯に電力系統に連系送電する事例が多くなりつつある。前記特許文献１では、風力発電機から電力ネットワークへ給電すべき発生電力の変動を微小単位時間ごとに計測して微小単位時間内における風力発電機の発生電力の平均値を求め、当該平均値と現時点での発生電力とを対比し、現時点での風力発電機の発生電力が微小単位時間内における平均値を上回った際に、当該発生電力の平均値に等しい分を電力ネットワークへ給電し且つ発生電力の平均値を上回った分を電力貯蔵手段（蓄電池など）に蓄え、現時点での風力発電機の発生電力が微小単位時間内における平均値を下回った際に、発生電力の全てを電力線へ給電し且つ発生電力の平均値を下回った分を電力貯蔵手段から電力ネットワークへ給電することにより風力発電出力を安定化している。その他、関連する文献として特許文献２（送電系統と配電系統を制御する給電指令装置と連動する点を開示）、特許文献３（時刻別に予測する予測データを用いることで給電量を一定に維持することができる点を開示）、特許文献４（風力発電装置のような不安定な電源と送電線との間に電力制御インターフェースを設け、電気エネルギー貯蔵部、制御システム、及び電子補償モジュールを用い、これらは協働して発電増加時に過剰な電気出力を貯蔵し、風力の変動による発電減少時に貯蔵されたエネルギーを放出するための「電子緩衝装置」のように働かせる点を開示）、特許文献５（風車出力予想値に基づいて充放電スケジュールと平準化設定を行う点を開示）が知られている。
特許第３７５８３５９号 特許第３９８１６９０号 特許第３７４００９９号 特表２００６−５１１１９０号 特表３９０５６９２号

ところで、日本国内における電力取引は、受渡の前日およびそれ以前に計画を確定する必要がある場合が多く（例えば、日本卸電力取引所など）、事前に供給計画が確定しない電力は、余剰電力として安価に取引され、計画に対し不足が発生した場合には、高価な補給電力を受ける仕組みとなっている。

前述の蓄電池併設型自然エネルギー発電システムであれば、自然条件により変動する自然エネルギー発電であっても充放電制御により予め定めた供給計画に従い送電することが可能となっている。

自然エネルギー発電においては、一般的に発電量を予測し、予測発電量を参照して供給計画を策定する。現行の電力取引においては受渡時と計画策定時の時間差が大きいため、発電量予測の精度向上が模索されているが（例えばNEDOにおいて研究がなされている。）、発電量の予測精度に限界がある。そのため、供給計画通りに確実に供給するためには、発電量が事前に予測した発電量に対し大幅に過剰または不足する場合に備える必要があり、蓄電池の大容量化もしくは予備となる補給用の待機電源を設置するなど、蓄電池併設型の発電所建設にあたっての問題点となっている。

前記補給用の待機電源としては、供給量不足を補うために出力を制御できる別の電源（ディーゼル発電機など）を発電所内に併設する、もしくは、同系統内エリアに設置する方法があるが、設備コストの増大が問題点である。

補給用の待機電源がない場合、発電量が予測を大幅に下回り、蓄電池からの放電によっても供給計画通りに送電することができない場合は、計画を変更することで対処せざるを得ないが、不足した電力量に対して割高な料金の補給を受ける必要がある。対して、発電量が予測を大幅に上回る場合は、電力ネットワークから解列して電力の流出を防止する運用を強いられる、もしくは計画外の電力量を割安な単価で引き受けてもらう必要があり、供給量、および供給単価が限定されるなど、採算性の悪化につながる問題がある。

従って、発電量が予測と異なる場合に備えて、すなわち発電量過剰の場合に備えて常に蓄電池の空き容量を確保しておくか、発電量不足に備えて蓄電池の蓄電量を確保しておくという運用を強いられ、予測誤差を補うために蓄電池容量を大きくする必要がある。蓄電池自体の価格が高いこともあって、蓄電池設置に要する費用が過大となってしまうこと、蓄電池および交直変換装置を設置する設備が大がかりになってコストの観点から不利であるという問題がある。

本発明は、蓄電池併設型の自然エネルギー発電装置において、蓄電池を小容量化することを目的とする。

本発明の一観点によれば、自然エネルギー発電装置と前記自然エネルギー発電装置で発電した電力の一部を充放電する蓄電池とを備え、前記自然エネルギー発電装置からの総発電電力と前記蓄電池から供給すべき電力とを合わせて電力ネットワークへ電力供給する蓄電池併設型の自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御システムであって、前記蓄電池の充電可能電力の大小に基づいて前記自然エネルギー発電装置の発電電力を制御する発電制御システムを備えたことを特徴とする電力管理制御システムが提供される。

充電可能電力の大小に基づいて前記自然エネルギー発電装置の発電電力を制御することにより、蓄電池を小容量化しても制御が可能となる。

さらに、前記蓄電池の充放電可能電力に依存する発電出力上限目標候補値と、前記自然エネルギー発電装置の定格出力値とを比較し、前記定格出力値が大きい場合に、前記発電出力上限目標候補値を発電出力上限目標値として前記発電制御システムを制御する電力監視制御部と、を有することが好ましい。発電出力上限目標候補値と比較して定格出力値が大きい場合に、発電出力上限目標値に近づくように発電量を抑制することで、蓄電池を小容量化しても制御が可能となる。

尚、前記発電出力上限目標候補値は、（送電計画電力＋所内消費電力＋充電可能電力）×係数（１以下の値）により求められるようにしても良い。１以下の係数、例えば、０．９などの係数を乗算することで、余裕をみて自動運転をすることができる。

本発明の他の観点によれば、自然エネルギー発電装置と前記自然エネルギー発電装置で発電した電力の一部を充放電する蓄電池とを備え、前記自然エネルギー発電装置からの総発電電力と前記蓄電池から供給すべき電力とを合わせて電力ネットワークへ電力供給する蓄電池併設型の自然エネルギー発電システムであって、前記自然エネルギー発電装置におけるそれぞれの単位時間ごとの発電量を予測する発電量予測データを受け取り、前記発電量予測データに基づいて前記蓄電池の蓄電量を指定された範囲内に維持する前記電力ネットワークへの送電計画を演算する送電計画演算手段を有し、前記送電計画演算手段による送電計画演算結果を参照して確定した確定送電計画に基づいて前記蓄電池の充放電量を制御し、前記確定送電計画に沿って前記電力ネットワークへ電力供給を行う蓄電池併設型自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御システムであって、前記蓄電池の充電可能電力の大小に基づいて前記自然エネルギー発電装置の発電電力を制御する発電制御システムと、（送電計画電力＋所内消費電力＋充電可能電力）×係数（１以下の値）の演算により求められる発電出力上限目標候補値と、前記自然エネルギー発電装置の定格出力電力とのうちいずれか小さい方を、発電出力上限目標値として前記発電制御システムを制御する電力監視制御部と、を有することを特徴とする電力管理制御システムが提供される。この発明は、発電出力上限目標候補値を演算することを特徴とする。

また、自然エネルギー発電装置と前記自然エネルギー発電装置で発電した電力の一部を充放電する蓄電池とを備え、前記自然エネルギー発電装置からの総発電電力と前記蓄電池から供給すべき電力とを合わせて電力ネットワークへ電力供給する蓄電池併設型の自然エネルギー発電システムであって、前記自然エネルギー発電装置におけるそれぞれの単位時間ごとの発電量を予測する発電量予測データを受け取り、前記発電量予測データに基づいて前記蓄電池の蓄電量を指定された範囲内に維持する前記電力ネットワークへの送電計画を演算する送電計画演算手段を有し、前記送電計画演算手段による送電計画演算結果を参照して確定した確定送電計画に基づいて前記蓄電池の充放電量を制御し、前記確定送電計画に沿って前記電力ネットワークへ電力供給を行う蓄電池併設型自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御システムであって、前記蓄電池の充電可能電力の大小に基づいて前記自然エネルギー発電装置の発電電力を制御する発電制御システムと、
前記送電計画電力、前記蓄電池の充電可能電力、および所内消費電力から予測される前記自然エネルギー発電装置の発電出力上限目標候補値の入力を受け付ける電力監視制御部と、入力された前記発電出力上限目標候補値と前記自然エネルギー発電装置の定格出力電力とのうちいずれか小さい方を発電出力上限目標値として前記発電制御システムを制御する電力監視制御部と、を有することを特徴とする電力管理制御システムが提供される。この発明は、発電出力上限目標候補値を入力することを特徴とする。

前記自然エネルギー発電装置は風力発電装置であっても良く、風力発電装置の場合は、前記発電量を風車のブレード角度を調整することにより制御することができる。これにより、簡単に発電量を制御可能である。

尚、本発明は、上記に記載の電力管理制御システムに用いられる自然エネルギー発電装置の制御装置であっても良い。

尚、本発明は、上記電力管理制御方法、該方法をコンピュータに実行させるためのプログラム、該プログラムを記録するコンピュータ読みとり可能な記録媒体であっても良い。

本発明による電力管理制御システムによれば、発電予測機能と発電制御機能を併せて組み込むことで、自然エネルギー発電装置の発電電力が予測を上回る場合に備えて確保すべき蓄電池の調整範囲を縮小でき、それによって蓄電池容量の小容量化を実現し、蓄電池併設型の自然エネルギー発電所の建設促進に貢献することができる。

本発明の一実施の形態による蓄電池併設型自然エネルギー発電システムの一構成例を示す機能ブロック図である。 図２（Ａ）は、風力発電機（風車）を側方から観察した断面図である。図２（Ｂ）は、風車の簡単な構成を示す機能ブロック図である。 本実施の形態による電力管理処理の主要な流れを示すフローチャート図である。 蓄電池への充電ができない満充電状態に近い場合における電力の入出力の関係を示す図である。 風車の発電電力と、蓄電池における充放電電力と、送電電力との時間変化の一例を示した図である。 図６は、蓄電池が充電できない状態、すなわち、満充電に近い状態における電気の流れ（図６（ａ））と、発電および送電と時間との関係の例（図６（ｂ）〜（ｅ））を示した図である。 蓄電池が放電できない状態、すなわち、放電末に近い状態における電気の流れ（図７（ａ））と、送電と時間との関係の例（図７（ｂ）〜（ｄ））を示した図である。

符号の説明

Ａ…風力発電システム、Ｂ…風車群、１…風車発電装置、３…光ネットワークケーブル、５…風車群制御装置、１１…電力監視制御装置、１５…蓄電池制御装置、１７…蓄電池、２１…交直変換装置、２３…変圧器、２７…電力ネットワーク、３７…発電予測システム、４１…発電計画作成装置。

以下、本発明の一実施の形態による蓄電池併設型自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御システムについて図面を参照しながら説明を行う。図１は、本実施の形態による蓄電池併設型自然エネルギー発電システムの一構成例を示す機能ブロック図である。図１に示す風力発電システムＡは、風車群Ｂにより発電された電力を、電力ネットワーク２７に対して供給する際の電力管理制御部を含む。

図１に示すように、風車群Ｂは、複数の風車発電装置（風車）１と、この風車発電装置１で発電した電力の一部を充放電する蓄電池１７と、を備えている。例えば気象データ、地形情報、発電機の立地条件、発電機の性能曲線、入力部から発電機の稼動情報データＳ２などを用いて発電量予測を行う発電予測システム３７は、変動する自然条件に基づいて複数の風力発電装置１におけるそれぞれの単位時間ごとの発電量を予測する。この発電予測データＳ１を電力監視制御装置１１に対して送信する。

電力監視制御装置１１は、本システムの主制御部であって、外部の発電計画作成装置４１とも連携し、発電計画作成装置４１に対してＳ３（発電予測データ量Ｓ１および蓄電量データＳ１４）を送り、送電計画Ｓ５を受け取る。また、電力監視制御装置１１は、蓄電池の制御を行う蓄電池制御装置１５を介して、蓄電池１７から蓄電池データ（蓄電量、稼動情報、充電可能電力）Ｓ１４・Ｓ１６をリアルタイムに受け取り、蓄電池１７へ、充放電指令Ｓ１３・Ｓ１５を送信する。蓄電池１７では、充放電電力量を計測しており、これにより、蓄電池の稼動情報とあわせて現在の充電可能電力を演算することができる。

さらに、蓄電池１７は、交直変換装置２１に接続されており、さらに変圧器２３と配線３３とを介して電力ネットワーク２７に電力を供給するように構成されている。この配線３３には、電力を計測するメータ２５も接続されており、このメータ２５から電力監視制御装置１１に対して、送電量Ｓ１８が送られる。また、メータ２６から電力監視装置１１に対して充放電量Ｓ１７が送られ、メータ２８からは電力監視制御装置１１に送電量Ｓ１９が送られる。

このシステムのオペレータは、入力部７から、変動する自然条件に基づいて予測される風車群Bの発電出力上限目標値Ｓ６を入力することもできる。

また、風車の制御を行う風車群制御装置５は、電力監視制御装置１１との間で、風車群Ｂの発電上限目標候補値Ｓ１１と、発電出力、風向、風速、力率、無効電力などの詳細なデータＳ１２と、をやり取りする。

風車群Ｂと風車群制御装置５とは、光ケーブルネットワーク３を介して接続されており、風車群制御装置５からは、各風車毎の発電出力上限目標候補値、制限解除指令Ｓ７・Ｓ８が、風車群Ｂからは各風車の発電出力Ｓ９・Ｓ１０が送られる。風車群Ｂにおいて発電された電力は、一部が負荷３５によって消費されるが、大部分が配線を介して蓄電池１７と、電力ネットワーク２７とに送電されるようになっている。

次に、風力発電装置の構成について図２を参照しながら説明する。図２（Ａ）は、風力発電機（風車）を側方から観察した断面図である。図２（Ａ）に示すように、台座１０１上にタワー部が築かれ、タワー部の上部にはヨー角制御駆動装置１５０が設けられている。さらにその上部には、ヨー角制御駆動装置１５０の駆動によって水平面内で回転制御されるナセル１２０が配置される。風車の制御においては、風の向きが変わった場合、風車のプロペラ回転面が常に風を真正面に受けるように制御することが望ましく、この時に変化させるのがヨー角であり、ヨー角の制御をヨー制御という。ヨー角はナセル１２０を水平面内で回転させることで変化させることができる。

プロペラ型風車の羽根（翼）部分であるブレード１００が、ハブ（ブレード１００の取り付け部分）を介して回転軸１１２に取り付けられ、ブレード１００の角度がピッチ角制御駆動装置１６０の駆動によって制御される。風のエネルギーを有効に活用するためには、風を受けるブレード１００の角度を最適な状態にする必要があり、この時のブレード１００の角度をピッチ角（ブレードアングル）という。また、回転軸１１２に繋がれる発電機１３０、増幅器（図示せず。）などがナセル１２０内に格納されている。プロペラ回転面は、ブレード１００が配置された、回転軸１１２に対して垂直な面である。

ナセル１２０上部には、風向風速検出用光学系部２００が配置されている。本体部２００において、風向風速を算出するためのデータを取り出して加工する。

本体部２００で得られた風向風速データは、通信系を介して風向風速計信号処理部（以下、信号処理部とする。）に送られる。信号処理部において、風向風速データに基づいて、風力発電機に向ってくる風、すなわち近未来（数秒から数十秒後。）に発電に利用する風の風況（風向風速および風の到達時間など。）を予測することができる。主に本体部２００と光学系部と信号処理部によってレーザ式風向風速計が構成される。

この信号処理部が算出した風況予測データを、通信系部を介してコントローラ１４０に送信し、コントローラ１４０は与えられた風況データを基に、ヨー角制御駆動装置１５０やピッチ角駆動制御装置１６０に通信系部１７０、１７５を介して指令を与え、ヨー角駆動制御装置１５０がヨー角を変化させ、ピッチ角駆動制御装置１６０がピッチ角を変化させることにより、風力発電機の高効率運転、すなわち風力エネルギーの高効率利用を可能にする。また、コントローラ１４０は、現在のヨー角、ピッチ角、風車軸回転数（回転数、または回転速度。）を常にスキャニングして把握している。

さらに、発電機１３０に繋がれる電力ケーブル８２は、出力端となる電力ネットワーク８４に接続され、発電機１３０と電力ネットワーク８４の間には、蓄電池１７（８０）が、必要により交直変換装置２１（８１）を介して接続配置され、電力ネットワーク２７（８４）と電力変換装置８１との間には変圧器２３（８３）が配置されている。

風車の回転数は、固定若しくは段階的にのみ変化可能なものか、あるいは定められた範囲内で連続的に変化可能なものとする。なお、ブレード１００は風を受け風力エネルギーを回転力に変換するもので、このブレード１００の回転エネルギーを電力に変換するのが発電機１３０である。また、コントローラ１４０若しくは他の制御機構によって、ヨー角、風車回転数や現在の風向風速等の風力発電機制御に必要な諸量を取り込んで解析し、風力発電機の各制御駆動装置（例えば、ブレーキ設備など。）にも制御指令を出している。より簡単に構成を示すと、図２（Ｂ）に示すように、風車１は、風車内コントローラ１４０と、ヨー角制御駆動装置１５０、風車ハブ（ブレード角度調整機構）１６０により構成されているのである。

このような風車を用いることで、ブレード１００の角度を変更することができ、それにより、同じ風向・風力であっても、発電量を有る程度制御することができるようになっている。

図３は、本実施の形態による電力管理処理の主要な流れを示すフローチャート図である。図３に示すように、電力管理処理が開始されると（ステップＳ１０１：ＳＴＡＲＴ）、ステップＳ１０２において、発電出力上限目標候補値の演算の自動・手動の設定を判定する（自動演算であるか否かを判定する）。自動演算でない場合には（ＮＯ）、ステップＳ１０３に進み、電力監視制御装置１１に発電出力上限目標候補値が入力されると、ステップＳ１０５に進む。

自動演算の場合には（ＹＥＳ）、ステップＳ１０４に進み、電力監視制御装置１１において、発電出力上限目標候補値を以下の演算式により演算する。

発電出力上限目標候補値＝（送電計画電力＋所内消費電力＋蓄電池充電可能電力）×係数
次いで、ステップＳ１０５において、手動演算の場合のステップＳ１０３における入力された発電出力上限目標候補値（入力値）又は自動演算におけるステップＳ１０４における発電出力上限目標候補値（演算値）と、発電機定格出力とを比較する。すなわち、ステップＳ１０５において、発電出力上限目標候補値＜発電機定格出力であるかどうかを判断する。

例えば、送電計画電力＋所内消費電力＝２０，０００ｋＷ＜風車発電機出力電力３０，０００ｋＷであれば、蓄電池出力電力＝−１０，０００ｋＷであり、充電とする必要があるが、蓄電池が満充電の場合には、蓄電池の充電可能電力＝０ｋＷであるため、発電出力上限目標値＝２０，０００ｋＷ以下に出力抑制するというように、発電電力上限目標候補値を演算することができる。但し、上述のように、制御を自動化する場合には、安全性を考慮して、１以下の係数を乗算するにより（送電計画電力＋所内消費電力＋充電可能電力）よりも若干低い値に設定される。例えば、係数が０．９５であれば、１９，０００ｋＷである。

次いで、ステップＳ１０５の比較結果がＹＥＳであれば、発電機の出力が発電出力上限目標候補値を越えているため、ステップＳ１０６において、以下の式のように、発電出力上限目標を設定する。

発電出力上限目標値＝発電出力上限目標候補値
次いで、ステップＳ１０７において、設定された発電出力上限目標値に発電出力値が近づくように、風車のブレード角度を調整する制御を行い、次いで、ステップＳ１０８に進み処理を終了する（ＥＮＤ）。

一方、ステップＳ１０５における判断結果がＮＯの場合には、直接ステップＳ１０８に進み処理を終了する（ＥＮＤ）。この場合には、蓄電池１７に充放電に関する余裕があるため、風車の発電制御処理を行う必要がないためである。

尚、風車における発電電力値を電力監視制御装置に送り続けることで、常時変化する風力などに対応して、送電電力管理を継続して行うようにすることもできる。

図４に示すように、蓄電池１７への充電ができない満充電状態に近い場合であれば、風車群Ｂにおける発電電力を抑制することで、電力ネットワーク２７への電力供給量を維持しながら、蓄電池１７への充電を行わないようにして、充電池１７における充放電のマージンを確保しやすくすることができるようにすることができる。このマージンが少ない状態になると、風力の大きな変動に対応できなくなるからである。

以上のように、発電出力上限目標候補値（入力値又は演算値）＝（送電計画電力＋所内消費電力＋蓄電池充電可能電力）×係数＜発電機定格出力であるかどうかの判断に基づいて、風車の発電量について制御を行う必要があるかどうかを決定し、制御を行う必要有りと判断された場合のみ風車の発電量を制御する構成としたことにより、蓄電池１７の状態に依存せずに、所定の送電電力を電力ネットワークに安定して供給することができる。

図５は、上記構成及び制御に基づいて得られる風車の発電電力と、蓄電池における充放電電力と、送電電力との時間変化の一例を示した図である。図５に示すように、風車の発電電力は、１日のうちで風力及び風向により大きく変化することがわかる。この変動分を、蓄電池の充放電により吸収し、電力の需要の高い時間帯など自由に供給時間帯を設定し、電力を集中して供給することができる。上記の制御を行わない場合には、蓄電池数を多くするか大容量化して、大きな変動分であっても蓄電池の充放電により吸収できるようにする必要がある。一方、本実施の形態による制御を行うことで、大きな変動があっても、その分を蓄電池のみでなく風車の発電電力の制御により吸収するようにしたことにより、小容量の蓄電池を用いたり蓄電池の数を減らすようにしたとしても、図５に示すように、所望の送電電力を得ることができるようになることがわかる。

以下に、本発明により具体的な実施例について説明する。図６は、蓄電池が充電できない状態、すなわち、満充電に近い状態における電力の流れ（図６（ａ））と、送電・発電と時間との関係の例（図６（ｂ）〜（ｅ））を示した図である。図６に示すように、蓄電池への充電ができない場合には、風車群Ｂから電力ネットワーク２７への送電のみになる。図６（ｂ）に示すように、送電計画値に対して、図６（ｃ）に示す発電可能量が送電計画を上回っている時間帯がある。この時間帯では、風車の発電量を制御しない場合、図６（ｄ）に示すように充電が可能な時間だけ蓄電池１７への充電が行われ、その後は蓄電池１７への充電ができず、計画外の電気が電力ネットワークに流れてしまう。本発明によれば、図６（ｃ）に示すように、風車群Ｂにおける風車の発電量を抑制する発電抑制の制御を行い、図６（e）に示すように、計画通りの送電ができる。

図７は、蓄電池が放電できない状態、すなわち、放電末に近い状態における電力の流れ（図７（ａ））と、送電・発電と時間との関係の例（図７（ｂ）から図７（ｄ）まで）を示した図である。図７（ａ）に示すように、蓄電池１７からの放電ができない場合には、風車群Ｂから電力ネットワーク２７への送電のみになるが、図７（ｂ）に示す時間に依存しない送電計画に対して、図７（ｃ）に示すよう点線で示す送電計画値に対して、発電実績が下回っている場合には、その時間帯は蓄電池からの放電ができないため（蓄電池への充電もできないため）、発電量＜予測発電量となり、図７（ｄ）に示すように放電可能な時間だけ放電を行い、その後の時間帯は、放電ができないことになる。但し、この場合には、風車群Ｂにおける風車の発電量を抑制する制御を行う必要がない。或いは、抑制する制御を行っていた場合には、抑制を解除する方向に制御を行うことになる。

以上に説明したように、本実施の形態による電力管理制御システムによって、発電予測機能と発電制御機能を併せて組み込むことで、送電量を事前に確定する取引において、供給計画電力を超過して発電し、さらに蓄電池の貯蔵余力がない場合であっても、発電機の発電電力を制御して供給計画通りに送電することができ、発電電力が予測を上回る場合に備えて確保すべき蓄電池の調整範囲を縮小でき、それによって蓄電池容量の小容量化を実現し、蓄電池併設型の自然エネルギー発電所の建設促進に貢献することができる。

また、上記の実施の形態において、添付図面に図示されている構成等については、これらに限定されるものではなく、本発明の効果を発揮する範囲内で適宜変更することが可能である。その他、本発明の目的の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜変更して実施することが可能である。

また、本実施の形態で説明した機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより各部の処理を行ってもよい。尚、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。

また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。

また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また前記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであっても良い。

本発明は、自然エネルギー発電システムに利用することができる。

Claims (10)

1. １または複数の自然エネルギー発電装置（以下、「自然エネルギー発電装置」と称する。）と前記自然エネルギー発電装置で発電した電力の一部を充放電する蓄電池とを備え、前記自然エネルギー発電装置からの総発電電力と前記蓄電池から供給すべき電力とを合成して電力ネットワークへ出力一定電力を供給する蓄電池併設型の自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御システムであって、
   前記蓄電池からリアルタイムに受け取る現在の充電可能電力の大小に基づいて前記自然エネルギー発電装置の発電電力を制御する発電制御システムを備えたことを特徴とする電力管理制御システム。
2. さらに、前記蓄電池の充電可能電力に依存する発電出力上限目標候補値と、前記自然エネルギー発電装置の定格出力値とを比較し、前記自然エネルギー発電装置の定格出力値が大きい場合に、前記発電出力上限目標候補値を発電出力上限目標値として前記発電制御システムを制御する電力監視制御部と、を有することを特徴とする請求項１に記載の電力管理制御システム。
3. 前記発電出力上限目標候補値は、（送電計画電力＋所内消費電力＋充電可能電力）×係数（１以下の値）により求められることを特徴とする請求項２に記載の電力管理制御システム。
4. 自然エネルギー発電装置と前記自然エネルギー発電装置で発電した電力の一部を充放電する蓄電池とを備え、前記自然エネルギー発電装置からの総発電電力と前記蓄電池から供給すべき電力とを合成して電力ネットワークへ出力一定電力を供給する蓄電池併設型の自然エネルギー発電システムであって、
   前記自然エネルギー発電装置におけるそれぞれの単位時間ごとの発電量を予測する発電量予測データを受け取り、前記発電量予測データに基づいて前記蓄電池の蓄電量を指定された範囲内に維持するように前記電力ネットワークへの送電計画を演算する送電計画演算手段を有し、前記送電計画演算手段による送電計画演算結果を参照して確定した確定送電計画に基づいて発電出力が変動する実況発電量に応じて前記蓄電池の充放電量を制御し、前記確定送電計画に沿って前記電力ネットワークへ出力一定電力の供給を行う蓄電池併設型自然エネルギー発電システムにおける電力管理制御システムであって、
   前記蓄電池からリアルタイムに受け取る現在の充電可能電力の大小に基づいて前記自然エネルギー発電装置の発電電力を制御する発電制御システムを備えたことを特徴とする電力管理制御システム。
5. さらに、前記蓄電池の充放電可能電力に依存する発電出力上限目標候補値と、前記自然エネルギー発電装置の定格出力値とを比較し、前記自然エネルギー発電装置の定格出力値が大きい場合に、前記発電出力上限目標候補値を発電出力上限目標値として前記発電制御システムを制御する電力監視制御部と、を有することを特徴とする請求項４に記載の電力管理制御システム。
6. 前記発電出力上限目標候補値は、（送電計画電力＋所内消費電力＋充電可能電力）×係数（１以下の値）により求められることを特徴とする請求項５に記載の電力管理制御システム。
7. 前記送電計画電力、前記蓄電池の充電可能電力、および所内消費電力から予測される前記自然エネルギー発電装置の発電出力上限目標候補値の入力を受け付け、入力された前記発電出力上限目標候補値と前記自然エネルギー発電装置の定格出力電力とのうちいずれか小さい方を発電出力上限目標値として前記発電制御システムを制御する電力監視制御部を有することを特徴とする請求項１又は４に記載の電力管理制御システム。
8. 前記自然エネルギー発電装置は風力発電装置であり、前記発電電力を風車のブレード角度を調整することにより制御することを特徴とする請求項１から７までのいずれか１項に記載の電力管理制御システム。
9. 前記自然エネルギー発電装置からの総発電電力が前記発電出力上限目標値より大きい場合に、前記自然エネルギー発電装置の発電電力を抑制するように制御することを特徴とする請求項１から８までのいずれか１項に記載の電力管理制御システム。
10. 請求項１から９までのいずれか１項に記載の電力管理制御システムに用いられる自然エネルギー発電装置の制御装置。

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