JP5373338B2 - 風力発電システム - Google Patents

Description

本発明は、風力発電システムに関し、特に蓄電池併用型風力発電システムに適用して好適なものである。

風力発電は、自然風力を原動力として発電するため、図２３に示すように、風速変動に比例してその出力電力が変動する。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系統にそのまま連系送電することが容易には許されなくなってきた。

この対策として、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、風速によって変動する発電力を蓄電池の充放電により出力一定型に整形制御したり、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売電する事例が多くなりつつある（例えば特許文献１参照）。

ただし、図２４に示すように、通常、初夏から初秋までの期間は風が弱く風力発電量が極端に少ないため、上述のように蓄電池を併設したとしても蓄電池の稼動率が非常に低く、蓄電地の併設費用の回収上問題がある。

また蓄電池としてＮＡＳ（ナトリウム硫黄）電池を採用した場合、当該ＮＡＳ電池は300度程度の温度で充放電を行なう特性を有するため、通常は、設置したヒータによる保温と自らの充放電によるジュール熱とによって必要な温度を維持している。

しかしながら、ＮＡＳ電池の場合、ジュール熱が電力の充放電量に比例するため、風速の弱い季節には風力発電の発電量が少なく、保温熱源がほとんどヒータになることから、発電所内の消費電力が増加する問題がある。
特許第３７５８３５９号

以上のような問題を解決するための手法として、以下の３案が考えられる。

（ａ）風力発電を停止して他発電事業者からの購入電力のみを蓄電池に充放電して売電する方法
風況が弱い時期には、電力需要の少ない時間帯に風力発電を停止して他の発電事業者（以下、これを他発電事業者と呼ぶ）から安価な電力を購入して蓄電池に蓄え、電力需要が多く、電力が高価格で取引される時間帯に購入電力量に見合う電力量を売電する。ここで、「風況」とは、風の状態や性質のことをいう。具体的には平均風速の状況や、瞬間風速の状況、風向の出現状況及び又は風速の出現状況などを指す。

（ｂ）購入電力のみを蓄電池に充電して、昼間帯にその放電電力と風力発電による発電電力とを合成して売電する方法
風況が弱い時期には、電力需要の少ない時間帯に風力発電を停止して他発電事業者から安価な電力を購入して蓄電池に蓄え、電力需要が多く、高価格時間帯に自らの風力発電による発電電力と合成して出力一定波形に整形した電力を売電する。なお、蓄電池への充電は、他発電事業者からの購入電力のみとして区分制御する。

（ｃ）購入電力及び風力発電による発電電力を蓄電池に蓄えて、昼間帯にその放電電力と風力実況発電による発電電力と合成して売電する方法
風況が弱い時期で電力需要の少ない時間帯に他発電事業者から安価に購入する電力と自らの風力発電による発電電力とを合成して蓄電池に蓄え、電力需要が多く、高価格時間帯に出力一定波形に整形した電力を売電する。なお、蓄電池への充放電は、合成した電力にて行なう。

以上の３案のうち、（ｂ）案及び（ｃ）案を実際に行なうに際しては、ＲＰＳ法（Renewable Portfolio Standard：新エネルギー利用等の促進に関する特別措置法）との関係で、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを計量区分しなければならない。

しかしながら、現状では、このような計量区分の方法は存在せず、上記（ｂ）案及び（ｃ）案を実行することが困難な問題がある。

本発明は以上の点を考慮してなされたもので、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを精度良く計量区分し得る風力発電システムを提案しようとするものである。

かかる課題を解決するため本発明においては、風力発電機から出力される風力発電により得られた発電電力を蓄電池に充放電することにより一定電力を電力系統に出力する風力発電システムにおいて、前記風力発電機及び前記電力系統を接続する第１の電送線と、前記第１の電送線及び前記蓄電池間を接続する第２の電送線と、前記第１の電送線の前記第１及び第２の電送線の接続点よりも前記電力系統側と、前記第１の電送線の前記第１及び第２の電送線の接続点よりも前記風力発電機側と、前記第２の電送線の前記第１及び第２の電送線の接続点よりも前記蓄電池側とにおける潮流別の潮流電力量を計測する電力量計測手段と、前記電力量計測手段の計測結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを区分する電力区分手段とを設けるようにした。

本発明によれば、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを精度良く計量区分し得る風力発電システムを実現できる。

以下図面について、本発明の一実施の形態を詳述する。

（１）第１の実施の形態
（１−１）本実施の形態による風力発電システムの構成
図１において、１は全体として本実施の形態による風力発電システムを示す。この風力発電システム１は、複数の風力発電所２を備えて構成される。

各風力発電所２は、それぞれ風力発電機３、変圧器４及び開閉器５を備えており、風力発電機３から出力される発電電力を、変換器４において所定電圧に変圧した後、開閉器５を介して第１の電送線６に出力する。そして各風力発電所２からそれ出力された発電電力は、合成されて合成発電電力として第１の電送線６上の開閉器７及び当該第１の電送線６と接続された第２の電送線８上の開閉器９を介して交直変換装置１０に与えられると共に、第１の電送線６上の開閉器１１を介して連系用変圧器１２に与えられる。

交直変換装置１０は、蓄電池制御装置１５の制御のもとに、蓄電池１３の充電時には、各風力発電所２からの合成発電電力や、後述のように連系電力会社の電力系統１４を介して購入した他発電事業者からの購入電力を直流波形の充電電力に変換して蓄電池１３に与える。これにより、この充電電力に基づいて蓄電池１３の充電が行なわれる。

また直交変換装置１０は、蓄電池制御装置１５の制御のもとに、蓄電池１３の放電時には、蓄電池１３からの放電電力を交流波形の放電電力に変換して第２の電送線８に出力する。これによりこの放電電力が後述のように本風力発電システム１において消費されたり、開閉器１１を介して連系用変圧器１２に与えられる。

変電所連系用変圧器１２は、後述する電力監視制御装置１６の制御のもとに、連系電力会社などへの売電時には、第１の電送線６を介して与えられる合成発電電力、蓄電池１３の放電電力又は合成発電電力及び蓄電池１３の放電電力の合成電力を所定電圧にまで昇圧して連系電力会社の電力系統１４に出力し、他発電事業者などからの電力購入時には、かかる電力系統１４を介して取り込んだ購入電力を所定電圧にまで降圧して第１の電送線６に出力する。

蓄電池１３は、例えば並列接続された複数（例えば１７ユニット）のＮＡＳ蓄電池から構成される。各ＮＡＳ蓄電池は、それぞれ２ＭＷの蓄電容量を有しており、これら複数のＮＡＳ蓄電池のうちの所定数分（例えば１５ユニット分）のＮＡＳ蓄電池が使用される。

蓄電池制御装置１５は、例えばパーソナルコンピュータなどから構成され、電力監視制御装置１６の制御のもとに、交直変換装置１０を介して蓄電池１３の充放電を制御する。また蓄電池制御装置１５は、蓄電池１３に蓄積されている電力量を管理し、この電力量を周期的に電力監視制御装置１６に通知する。

電力監視制御装置１６は、例えばパーソナルコンピュータやワークステーションなどから構成され、インターネット等の通信網１７を介して気象業務支援センタ１８の気象データ配信サーバや、日本卸電力取引所１９の入札サーバ及び中央給電指令所２０の中央給電指令サーバなどと接続されている。

そして電力監視制御装置１６は、後述する発電計画装置２１により作成された「翌日風力発電計画」に基づいて、翌日に売電可能な電力量を日本卸電力取引所１９の取引単位時間である３０分ごとの商品として日本卸電力取引所１９の入札サーバに入札する。また電力監視制御装置１６は、取引が成立した一定量の電力を対応する時間帯に連系電力会社の電力系統１４に安定して出力できるように、蓄電池制御装置１５を介して蓄電池１３の充放電を制御したり、風力発電所制御装置２２を介して各風力発電所２における発電量を制御する。

発電計画装置２１は、例えば所定のアプリケーションソフトウェアである「発電計画ツール」が実装されたパーソナルコンピュータから構成される。発電計画装置２１には、気象業務支援センタ１８の気象データ配信サーバから配信される気象予測データに基づいて時間毎及び風力発電所毎の風況（風速及び風向など）を予測し、この予測結果と、予め管理している風力発電所２ごとの風速別出力曲線（パワーカーブ）とに基づいて風力発電所２毎の発電予測量を算出する。

また発電計画装置２１は、すべての風力発電所２の発電予測量を集計した風力発電可能電量を算出し、この風力発電可能電量と、風力発電所２の保守計画情報及び故障停止情報などとに基づいて１週間分の発電計画でなる「週間風力発電計画」及び翌日分の発電計画でなる上述の「翌日風力発電計画」を作成する。なお発電計画装置２１は、毎日変化する気象予測データに基づいて「週間風力発電計画」を修正する。そして翌日の気象予測データに基づいて修正された「翌日風力発電計画」が蓄電池１３の放充電計画及び風力発電の抑制計画の根拠となる。

風力発電所制御装置２２は、各風力発電所２の計測データ制御及び監視のための制御ソフトウェアであるＳＣＡＤＡ（Supervisory Control and Data Acquisition System）ソフトと、各風力発電所２の出力電力及び力率調整のための制御ソフトウェアであるＷＦＭＳ（Windfarm Management System）ソフトウェアが実装されたパーソナルコンピュータ又はワークステーションなどから構成される。

この風力発電所制御装置２２は、第１のネットワーク２３を介して各風力発電所２の風力発電機３とそれぞれ接続されると共に、第２のネットワーク２４を介して各風力発電所２の変圧器４とそれぞれ接続されており、電力監視制御装置１６の制御のもとに、各風力発電所２における風力発電機の制御及び管理や、各風力発電所２における発電量の抑制及び管理などを行う。

（１−２）風力発電システムにおける蓄電池の充放電制御方式
ところで、一般的に風力発電システムに併設される蓄電池の容量は、風力発電所の定格容量に対して２５〜６０％程度に選定されており、このため蓄積可能な電力量には制約がある。従って、風況の確実な予測を基に、蓄電池容量を勘案して風力発電の制限を局限化して風力発電所の総合効率を低下させないような運用が必要となる。

そこで、本実施の形態による風力発電システム１では、以下のようにして蓄電池１３を有効活用することにより、風力発電所２の総合効率の向上を図っている。

（ａ）電力系統からの電力のみの充放電しか連系電力会社から許可されない場合
弱風時期となる初夏から初秋までの期間は、風況が悪く、蓄電池１３に充電できる風力発電電力が僅少で蓄電池１３を十分に活用できない。そこで、この期間は風力発電所２の風力発電機３を停止し、電力需要が少ない時間帯に他発電事業者の安価な電力を購入して蓄電池１３に充電し、この購入電力を電力需要が多い時間帯に売電する。

（ｂ）購入電力と自らの風力発電電力との合成が売電時のみ連系電力会社から許可される場合
風況が弱い時間帯に風力発電を停止し、他発電事業者から安価な電力を購入して蓄電池１３に蓄え、この購入電量を電力需要が多く、電力が高価格で取引される時間帯に購入電力と自らの風力発電電力と合成して出力一定に整形した電力を売電する。

図２（Ａ）〜（Ｄ）に示すように、弱風時期（６月〜９月（図２４参照））の前後２ヶ月間を見ると、数日間風況が弱く風力発電による蓄電池１３への充電ができない場合がある。なお、図２において、（Ａ）は４月、（Ｂ）は５月、（Ｃ）は１０月、（Ｄ）は１１月の風況事例をそれぞれ示している。よって、この風況を的確に予測して他発電事業者からの購入電力を蓄電池１３に充電し、この購入電力を電力が高価格で取引される時間帯に売電することによって、購入電力料と売電電力料との差益を得ることができる。

（ｃ）購入電力及び自らの風力発電電力の合成が連系電力会社から許可されている場合
風況予測を正確に行い、風力発電電力が僅少で蓄電池１３に充電余裕があるときに、電力料金が安価な時間帯に他発電事業者から購入した電力と、自らの風力発電電力とを合成して蓄電池１３に蓄え、電力が高価格で取引される時間帯に蓄電池１３の放電と、そのとき得られた自らの風力発電電力とを合成して売電する。

ただし、以上のような運用を図るためには、上述のようにＲＰＳ法との関係で、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを計量区分しなければならない。

そこで、本実施の形態による風力発電システム１には、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを計量区分する手段として、図１に示すように、第１の電送線６上の連系電力会社の電力系統１４及び連系用変圧器１２間に設定された連系点側電力量計測点Ｐ１と、第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣと風力発電所２との間に設定された発電機側電力量計測点Ｐ２と、第１及び第２の電送線６，８と蓄電池１３との間に設定された蓄電池側電力量計測点Ｐ３とにおける送受電力量を潮流方向別に計測する電力量計測部２５が設けられている。

実際上、電力量計測部２５は、図３に示すように、連系点側電力量計測点Ｐ１に接続された連系点受電電力量計３０及び連系点送電電力量計３１と、発電機側電力量計測点Ｐ２に接続された発電機受電電力量計３２及び発電機送電電力量計３３と、蓄電池側電力量計測点Ｐ３に接続された蓄電池充電電力量計３４及び蓄電池放電電力計３５とから構成される。

そして連系点受電電力量計３０は、連系点側電力量計測点Ｐ１における電力系統１４側からの受電電力量を計測し、一定電力量（例えば１ｋＷ）を計測するごとに１つのパルスを連系点受電パルスとして電力監視制御装置１６に送出する。また連系点送電電力量計３１は、連系点側電力量計測点Ｐ１における電力系統１４側への送電電力量を計測し、一定電力量を計測するごとに１つのパルスを連系点送電パルスとして電力監視制御装置１６に送出する。

同様に、発電機受電電力量計３２は、発電機側電力量計測点Ｐ２における電力系統１４側からの受電電力量を計測し、一定電力量を計測するごとに１つのパルスを発電機側受電パルスとして電力監視制御装置１６に送信する。また発電機送電電力量計３３は、発電機側電力量計測点Ｐ２における電力系統１４側への送電電力量（つまり合成発電電力量）を計測し、一定電力量（例えば１ｋＷ）を計測するごとに１つのパルスを発電機側送電パルスとして電力監視制御装置１６に送信する。

さらに蓄電池充電電力量計３４は、蓄電池側電力量計測点Ｐ３における蓄電池１３に対する充電電力量を計測し、一定電力量（例えば１ｋＷ）を計測するごとに１つのパルスを充電電力パルスとして電力監視制御装置１６に送信する。また蓄電池放電電力量計３５は、蓄電池側電力量計測点Ｐ３における蓄電池１３からの放電電力量を計測し、一定電力量（例えば１ｋＷ）を計測するごとに１つのパルスを放電電力パルスとして電力監視制御装置１６に送信する。

電力監視制御装置１６は、連系点受電電力量計３０及び連系点送電電力量計３１からそれぞれ送信される連系点受電パルス及び連系点送電パルスと、発電機受電電力量計３２及び発電機送電電力量計３３からそれぞれ送信される発電機側受電パルス及び発電機側送電パルスと、蓄電池充電電力量計３４及び蓄電池放電電力量計３５からそれぞれ送信される充電電力パルス及び放電電力パルスとについて、それぞれパルス数を例えば月単位で累積的にカウントする。

また電力監視制御装置１６は、連系点受電パルス、連系点送電パルス、発電機側受電パルス、発電機側送電パルス、充電電力パルス及び放電電力パルスの各累積結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを例えば月ごとに計量区分する。

そして電力監視制御装置１６は、このようにして計量区分した電力量に基づいて、売電電力量に応じた電力料金を電力会社に請求するための電力料金請求書３５Ａと、購入電力量に応じて他発電事業者の口座に振り込んだ電力料金を当該発電事業者に通知するための電力料金振込通知書３５Ｂと、ＲＰＳ法に基づく売電電力量に応じた電力料金を電力会社に請求するためのＲＰＳ電力料金請求書３５Ｃとなどの各種請求書・通知書３５を月ごとに作成する。なお、電力料金請求書３５Ａ、電力料金振込通知書３５Ｂ及びＲＰＳ電力料金請求書３５Ｃのフォーマット例を図４〜図６に示す。

また電力監視制御装置１６は、上述のようにして計量仕分けした電力量に基づいて、検針通知書３６を作成する。このとき作成される検針通知書３６としては、検針通知書（内訳）３６Ａ、検針通知書（連系点送電電力算定書）３６Ｂ、検針通知書３６Ｃ、検針通知書（ＲＰＳ対象算定書）３６Ｄ及び検針通知書（連系点受電電力算定書）３６Ｅの５種類が存在する。

このうち検針通知書（内訳）３６Ａは、連系点側電力量計測点Ｐ１、発電機側電力量計測点Ｐ２及び蓄電池側電力量計測点Ｐ３における送電電力量及び受電電力量の内訳を買電者に通知するための通知書であり、例えば図７のようなフォーマットで作成される。また検針通知書（連系点送電電力算定書）３６Ｂは、連系点側電力量計測点Ｐ１、発電機側電力量計測点Ｐ２及び蓄電池側電力量計測点Ｐ３における送電電力量を買電者に通知するための通知書であり、例えば図８のようなフォーマットで作成される。

一方、検針通知書３６Ｃは、連系点側電力量計測点Ｐ１、発電機側電力量計測点Ｐ２及び蓄電池側電力量計測点Ｐ３における送受電電力量の内訳を連系電力会社や他発電事業者に通知するための通知書であり、例えば図９のようなフォーマットで作成される。また検針通知書（ＲＰＳ対象算定書）３６Ｄは、ＲＰＳ法の対象となる電力量及びこれを計測する電力量計の指針等を買電者に通知するための通知書であり、例えば図１０のようなフォーマットで作成される。

さらに検針通知書（連系点受電電力算定書）３６Ｅは、連系点側電力量計測点Ｐ１、発電機側電力量計測点Ｐ２及び蓄電池側電力量計測点Ｐ３における受電電力量を売電者に通知するための通知書であり、例えば図１１のようなフォーマットで作成される。

さらに電力監視制御装置１６は、上述のようにして計量仕分けした電力量に基づいて、例えば図１２に示すような日報や、図１３に示すような月報を作成する。

そして電力監視制御装置１６は、このようにして作成した各種請求書・通知書３５、各検針通知書３６、日報及び月報などを、必要に応じてプリンタ２６にプリントさせる。

（１−３）蓄電池の充放電制御に関する電力監視制御装置の具体的な処理
図１４は、上述のような蓄電池１３の充放電制御に関する電力監視制御装置１６の具体的な処理内容を示す。電力監視制御装置１６は、図示しない内部メモリに格納された対応する制御プログラムに従って、この図１４に示す蓄電池充放電制御処理を実行する。

すなわち電力監視制御装置１６は、かかる蓄電池充放電制御処理の実行命令が入力されると、この蓄電池充放電制御処理を開始し、まず、連系点受電電力量計３１から与えられる連系点受電パルス、発電機受電電力量計３３から与えられる発電機側受電パルス及び蓄電池充電電力量計３５から与えられる充電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＲ（ＫＲ１，ＫＲ２，ＫＲＢ）と、連系点送電電力量計３０から与えられる連系点送電パルス、発電機送電電力量計３２から与えられる発電機側送電パルス及び蓄電池放電電力量計３４から与えられる放電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＳ（ＫＳ１，ＫＳ２，ＫＳＢ）とをそれぞれ予め設定された所定値に設定する。また電力監視制御装置１６は、ステップＳＰ５、ステップＳＰ７、ステップＳＰ８、ステップＳＰ１１、ステップＳＰ１３及びステップＳＰ１４において説明する各カウンタのカウント値をそれぞれ初期値「０」に設定すると共に、計器読取り日時を表すパラメータｎを初期値「１」に設定する（ＳＰ１）。

続いて電力監視制御装置１６は、連系点送電電力量計３０からの連系点送電パルス、連系点受電電力量計３１からの連系点受電パルス、発電機送電電力量計３２からの発電機側送電パルス、発電機受電電力量計３３からの発電機側受電パルス、蓄電池充電電力量計３４からの放電電力パルス及び蓄電池充電電力量計３５からの充電電力パルスのいずれかが入力するのを待ち受ける（ＳＰ２）。

そして電力監視制御装置１６は、かかる連系点送電パルス、連系点受電パルス、発電機側送電パルス、発電機側受電パルス、放電電力パルス及び充電電力パルスのうちのいずれかのパルスが入力すると、そのパルスの送信元が連系点送電電力量計３０、発電機送電電力量計３２及び蓄電池放電電力量計３４のいずれかであるか否かを判断する（ＳＰ３）。

電力監視制御装置１６は、この判断において肯定結果を得ると、ステップＳＰ２において受信したパルスの送信元が連系点送電電力量計であるか否かを判断する（ＳＰ４）。そして電力監視制御装置は、この判断において肯定結果を得ると、連系点送電電力量計３０に対応するカウンタのカウント値を１増加させる（ＳＰ５）。

また電力監視制御装置１６は、ステップＳＰ４の判断において否定結果を得ると、ステップＳＰ２において受信したパルスの送信元が発電機送電電力量計３２であるか否かを判断する（ＳＰ６）。そして電力監視制御装置１６は、この判断において肯定結果を得ると、発電機送電電力量計３２に対応するカウンタのカウント値を１増加させ（ＳＰ７）、これに対して否定結果を得ると、蓄電池放電電力量計３４に対応するカウンタのカウント値を１増加させる（ＳＰ８）。

この後、電力監視制御装置１６は、必要に応じてパラメータｎの値を増加させると共に、当該パラメータｎの値が予め定められたカウンタ読取期限日を表す値になったか否かを判断し（ＳＰ９）、否定結果を得るとステップＳＰ２に戻る。

これに対して電力監視制御装置１６は、ステップＳＰ３の判断において否定結果を得ると、ステップＳＰ２において受信したパルスの送信元が連系点受電電力量計３１であるか否かを判断する（ＳＰ１０）。そして電力監視制御装置１６は、この判断において肯定結果を得ると、連系点受電電力量計３１に対応するカウンタのカウント値を１増加させる（ＳＰ１１）。

また電力監視制御装置１６は、ステップＳＰ１０の判断において否定結果を得ると、ステップＳＰ２において受信したパルスの送信元が発電機受電電力量計３３であるか否かを判断する（ＳＰ１２）。そして電力監視制御装置１６は、この判断において肯定結果を得ると、発電機受電電力量計３３に対応するカウンタのカウント値を１増加させ（ＳＰ１３）、これに対して否定結果を得ると、蓄電池充電電力量計３５に対応するカウンタのカウント値を１増加させる（ＳＰ１４）。

この後、電力監視制御装置１６は、必要に応じてパラメータｎの値を増加させると共に、当該パラメータｎの値が予め定められたカウンタ読取期限日を表す値になったか否かを判断し（ＳＰ１５）、否定結果を得るとステップＳＰ２に戻る。

一方、電力監視制御装置１６は、やがて上述のステップＳＰ９又はステップＳＰ１５の判断において肯定結果を得ると、連系点送電電力量計３０に対応するカウンタのカウント値、発電機送電電力量計３２に対応するカウンタのカウント値及び蓄電池放電電力量計３４に対応するカウンタのカウント値にそれぞれステップＳＰ１において設定した対応する定数ＫＳ１、定数ＫＳ２又は定数ＫＳＢを乗算することにより、連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電電力量ＰＳＢをそれぞれ算出する（ＳＰ１６）。

また電力監視制御装置１６は、連系点受電電力量計３１に対応するカウンタのカウント値、発電機受電電力量計３３に対応するカウンタのカウント値及び蓄電池充電電力量計３５に対応するカウンタのカウント値にそれぞれステップＳＰ１において設定した対応する定数ＫＲ１、定数ＫＲ２又は定数ＫＲＢを乗算することにより、連系点送電電力量ＰＲ１、発電機送電電力量ＰＲ２及び蓄電池放電電力量ＰＲＢをそれぞれ算出する（ＳＰ１６）。

続いて電力監視制御装置１６は、次式

により、変電所連系用変圧器１２（図１）における電力ロスTrlossＲを算出する（ＳＰ１７）。なお、（１）式において、Trcloss及びTrflossはそれぞれ変電所連系用変圧器１２の銅損失及び鉄損失、Ｐ０は変電所連系用変圧器１２の定格であり、これらは予め電力監視制御装置１６に与えられる。

次いで電力監視制御装置１６は、上述のようにして得られた連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電電力量ＰＳＢと、連系点受電電力量ＰＲ１、発電機受電電力量ＰＲ２及び蓄電池充電電力量ＰＲＢと、変電所連系用変圧器１２における電力ロスTrlossＲとに基づいて、必要な演算処理を実行する（ＳＰ１８）。

具体的に、電力監視制御装置１６は、蓄電池１３に充電された電力量のうち、電力系統１４（図１）から与えられた電力量（以下、これを蓄電池充電電力量（系統）と呼ぶ）ＬＰＣを次式

により算出すると共に、蓄電池１３に充電された電力量のうち、合成発電電力の電力量（以下、これを蓄電池充電電力量（発電所）と呼ぶ）ＧＰＣを次式

により算出する。

また電力監視制御装置１６は、合成発電電力のうちの連系電力会社の電力系統１４に直接送電された電力量（以下、これを発電機直送電電力量と呼ぶ）ＧＰＳ２を、次式

により算出する。

さらに電力監視制御装置１６は、蓄電池１３から放電された電力量のうち、電力系統１４からの充電分に相当する電力量（以下、これを蓄電池放電電力量（系統充電分）と呼ぶ）ＬＣＰＳ１０を次式

により算出し、蓄電池１３から放電された電力量のうち、合成発電電力に基づく充電分に相当する電力量（以下、これを蓄電池放電電力（発電機充電分）と呼ぶ）ＧＣＰＳ２０を次式

により算出する。

さらに電力監視制御装置１６は、次式合成発電電力による蓄電池１３への充電量分及び電力系統１４への直送分の合計電力量（以下、これを発電所合成送電電力量（発電＋蓄電）と呼ぶ）ＧＰＳ２２を、次式

により算出する。また電力監視制御装置１６は、この発電所合成送電電力量（発電＋蓄電）を用いて、連系電力会社の電力系統１４に送電した電力量のうち、電力系統１４から得られた按分電力量（以下、これを連系点送電按分電力量（系統）と呼ぶ）ＬＣＰＳＢ１３を、次式

により算出し、連系電力会社の電力系統に送電した電力量のうち、合成発電電力の電力量（以下、これを連系点送電按分電力量（発電所）と呼ぶ）ＧＣＰＳＢ２３を次式

により算出する（ＳＰ）。

続いて電力監視制御装置１６は、ステップＳＰ１６において得られた連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電電力量ＰＳＢと、ステップＳＰ１６において得られた連系点受電電力量ＰＲ１、発電機受電電力量ＰＲ２及び蓄電池充電電力量ＰＲＢと、上述のようにして算出した蓄電池充電電力量（系統）ＬＰＣ、蓄電池充電電力量（発電所）ＧＰＣ、発電機直送電電力量ＧＰＳ２、蓄電池放電電力量（系統充電分）ＬＣＰＳ１０、蓄電池放電電力量（発電機充電分）ＧＣＰＳ２０、連系点送電按分電力量（系統）ＬＣＰＳＢ１３及び連系点送電按分電力量（発電所）ＧＣＰＳＢ２３とに基づいて、必要に応じて季報及び年報を作成し（ＳＰ１９）、これを図示しない記録装置に記録して保管する。

次いで電力監視制御装置１６は、ステップＳＰ１８において得られた各数値に基づいて、図４〜図６について上述した電力料金請求書３５Ａ、電力料金振込通知書３５Ｂ及びＲＰＳ電力料金請求書３５Ｃと、各検針通知書３６（３６Ａ〜６Ｅ）とを作成し、これらをそれぞれプリンタ２４（図１）にプリントさせた後、この蓄電池充放電制御処理を終了する。

（１−４）本実施の形態の効果
以上の構成のように、本実施の形態による風力発電システム１では、連系点側電力量計測点Ｐ１に連系点送電電力量計３０及び連結点受電電力量計３１、発電機側電力量計測点Ｐ２に発電機送電電力量計３２及び発電機受電電力量計３３、蓄電池側電力量計測点Ｐ３に蓄電池放電電力量計３４及び蓄電池充電電力量計３５をそれぞれ設け、これらの電力量計によって連系点側電力量計測点Ｐ１、発電機側電力量計測点Ｐ２及び蓄電池側電力量計測点Ｐ３における送受電力量を潮流方向別に計測するようにしたことにより、これらの計測結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電電力とを精度良く計量区分することができる。

（２）第２の実施の形態
図１において、４０は全体として第２の実施の形態による風力発電システムを示す。この風力発電システム４０は、電力監視制御装置４１による蓄電池１３の充放電制御処理が異なる点を除いて、第１の実施の形態による風力発電システム１と同様に構成されている。

すなわち、図１４について上述した第１の実施の形態による蓄電池充放電制御処理は、蓄電池１３に充電する電力系統１４からの購入電力が常に同一の他発電事業者からのものであることを前提としている。しかしながら現在では、各発電事業者が電力会社の電力系統を利用して他発電事業者に対して売電することも可能であり、このため複数の他発電事業者（電力会社を含む）から電力を購入して購入電力を蓄電池１３に充電することも考えられる。

そこで、本実施の形態による風力発電システム４０（図１）では、他発電事業者から電力を購入して蓄電池１３に充電する際には、当該他発電事業者の名称（発電事業者名）及び購入時刻を記録しておき、この情報に基づいて他発電事業者からの購入電力を他発電事業者ごとに計量区分する。

なお、蓄電池１３への充電電力の売電元の他発電事業者の区分については、連系電力会社以外の他発電事業者から電力を購入する場合には、何時から何時までどの他発電事業者からいくらの電力量を購入するかという売買契約が例えば日本卸電力取引所１９（図１）において事前に行なわれるため、これを参照して行なう。

図１５は、このような本実施の形態による蓄電池充放電制御処理に関する電力監視制御装置４１の具体的な処理内容を示している。電力監視制御装置４１は、図示しない内部メモリに格納された対応する制御プログラムに従って、この図１５に示す蓄電池充放電制御処理を実行する。

すなわち電力監視制御装置４１は、かかる蓄電池充放電制御処理の実行命令が入力されると、この蓄電池充放電制御処理を開始し、まず、例えば日本卸電力取引所１９において何時から何時までどの発電事業者からいくらの電力量を購入するかといった電力購入のスケジュールを内部設定する（ＳＰ３０）。この電力購入スケジュールは、ユーザ操作により入力したものであっても、また日本卸電力取引所１９の入札サーバとのやり取り時に取得したデータに基づき電力監視制御装置４１が作成したものであっても良い。

また電力監視制御装置４１は、これと併せて、図１４のステップＳＰ１において上述した連系点受電パルス、発電機側受電パルス及び充電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＲ（ＫＲ１，ＫＲ２，ＫＲＢ）と、連系点送電パルス、発電機側送電パルス及び放電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＳ（ＫＳ１，ＫＳ２，ＫＳＢ）とをそれぞれ予め設定された所定値に設定する。また電力監視制御装置４１は、図１４のステップＳＰ５、ステップＳＰ７、ステップＳＰ８、ステップＳＰ１１、ステップＳＰ１３及びステップＳＰ１４についてそれぞれ上述した各カウンタと、ステップＳＰ１０７について後述するカウンタの各カウント値を初期値「０」に設定すると共に、計器読取り日時を表すパラメータｎを初期値「１」に設定する（ＳＰ３０）。

続いて電力監視制御装置４１は、ステップＳＰ３１、ステップＳＰ３３〜ステップＳＰ４５を図１４について上述した第１の実施の形態による蓄電池充放電制御処理のステップＳＰ３〜ステップＳＰ１５と同様に処理することにより、連系点送電電力量計３０からの連系点受電パルス、連系点受電電力量計３１からの連系点送電パルス、発電機送電電力量計３２からの発電機側受電パルス、発電機受電電力量計３３からの発電機側送電パルス、蓄電池放電電力量計３４からの充電電力パルス又は蓄電池充電電力量計３５からの放電電力パルスが入力するごとに、対応するカウンタを１ずつ増加させる。

この際、電力監視制御装置４１は、蓄電池充電電力量計３５から充電電力パルスが与えられたときには、ステップＳＰ１において設定した電力購入スケジュールに従って、そのとき購入している電力の売電元の発電事業者名と、そのときの時刻とを記録する（ＳＰ３２）。

そして電力監視制御装置４１は、やがて各カウンタのカウント値を読み取るカウンタ読取期限日（その月の締め日）になると、上述の連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電力量ＰＳＢと、連系点受電電力量ＰＲ２、発電機受電電力量ＰＲ２及び蓄電池充電電力量ＰＲＢと、変電所連系用変圧器における電力ロスTrlossＲとをそれぞれ算出する（ＳＰ４６，ＳＰ４７）。

次いで電力監視制御装置４１は、ステップＳＰ３０において設定した電力購入スケジュールと、ステップＳＰ３２において記録した発電事業者名及び時刻とに基づいて、蓄電池１３の充電用に購入した他発電事業者ごとの蓄電池充電電力量ＰＲＢを区分する（ＳＰ４８）。

続いて電力監視制御装置４１は、図１４について上述した第１の実施の形態による蓄電池充放電制御処理のステップＳＰ１８と同様にして、ステップＳＰ４８において区分した他発電事業者ごとに、蓄電池充電電力量（系統）ＬＰＣ、蓄電池充電電力量（発電所）ＧＰＣ、発電機直送電電力量ＧＰＳ２、蓄電池放電電力量（系統充電分）ＬＣＰＳ１０、蓄電池放電電力量（発電機充電分）ＧＣＰＳ２０、連系点送電按分電力量（系統）ＬＣＰＳＢ１３及び連系点送電按分電力量（発電所）ＧＣＰＳＢ２３をそれぞれ算出する（ＳＰ４９）。

次いで電力監視制御装置４１は、ステップＳＰ５０及びステップＳＰ５１を図１４のステップＳＰ１９及びステップＳＰ２０と同様に処理し、やがてこの蓄電池充放電制御処理を終了する。

以上のように本実施の形態による風力発電システム４０では、蓄電池１３の充電時に購入した電力の売電元の発電事業者名及びその時刻を記録し、蓄電池１３への充電電力の売電元の発電事業者を区分するため、複数の発電事業者から蓄電池１３への充電用に電力を購入した場合においても、蓄電池１３への充電電力としてどの発電事業者からどの程度の電力を購入したかを精度良く区分することができる。

（３）第３の実施の形態
図１との対応部分に同一符号を付して示す図１６は、第３の実施の形態による風力発電システム５０を示す。この風力発電システム５０では、蓄電池１３に蓄えた電力を風力発電システム５０内で使用することを想定しており、これに伴い電力量計測部５１の構成と、電力監視制御装置５８による蓄電池１３の充放電制御処理の内容とが第１の実施の形態による風力発電システム１と異なる。

すなわち本実施の形態の場合、図３との対応部分に同一符号を付した図１７に示すように、電力監視制御装置５８は、連系点側電力量計測点Ｐ１における送受電力量を計測する連系点送電電力量計３０及び連結点受電電力量計３１と、発電機側電力量計測点Ｐ２における送受電力量を計測する発電機送電電力量計３２及び発電機受電電力量計３３と、蓄電池側電力量計測点Ｐ３における送受電力量を計測する蓄電池放電電力量計３４及び蓄電池充電電力量計３５とに加えて、電力系統１４から入力した購入電力のうち、第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣを越えて第１の電送線６の風力発電機３側に流れ込む電力量（以下、これを発電機系統側受電電力量と呼ぶ）を計測するための発電機系統側受電電力量計５２が設けられている。

この場合発電機系統側受電電力量計５２は、図１８に示すように、第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣと連系用変圧器１２との間に設定された発電機系統側受電電力量計測点Ｐ４と、蓄電池側電力量計測点Ｐ３との間を和接続する和接続回路５３のうち、蓄電池側電力量計測点Ｐ３側の変流器５４と、かかる和接続回路５３の発電機系統側受電電力量計測点Ｐ４の変流器５５の端子間に配置された補助変流器５６との間を差接続する差接続回路５７に接続されている。なお、図１８では、Ｒφについてのみ図示しているが、ｔφについても同様の回路構成を有することはいうまでもない。

このように構成された和接続回路５３では、電力系統１４から連系用変圧器１２を介して第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣに流れ込む電力量ＩＲ２の変流電流のベクトルをベクトルir2、蓄電池１３からかかる接続点ＰＣに流れ込む蓄電池１３の放電電力量ＩＳＢのベクトルをベクトルisbとすると、かかる接続点ＰＣから風力発電所２側に流れる電力量IADDのベクトルiaddは、次式

のように算出することができる。ただし、ベクトルiadd及びベクトルisbは図１８の矢印方向を正とし、負のときには「０」とする。

この場合において、かかる電力量IADDには、蓄電池１３の放電電力量ＩＳＢも含まれているため、次式

のように、当該電力量Iaddのベクトルiaddから蓄電池１３の放電電力量ＩＳＢのベクトルisbを差し引いたものが、電力系統１４から第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣを越えて第１の電送線６の風力発電所２側に流れ込む発電機系統側受電電力量ＩＲＥＭのベクトル量となる。ただし、ベクトルiremも図１８の矢印方向を正とする。

以上の検証例を図１９及び図２０に示す。図１９及び図２０では、説明を簡素化するため、各変流器の変流比を１対１としている。

そして発電機系統側受電電力量計５２は、上述のようにして発電機系統側受電電力量ＩＲＥＭを計測し、一定電力量（例えば１ｋＷ）を計測するごとに１つのパルスを発電機系統側受電パルスとして電力監視制御装置５８に送信する。

電力監視制御装置５８は、連系点受電電力量計３０及び連系点送電電力量計３１からそれぞれ送信される連系点受電パルス及び連系点送電パルスと、発電機受電電力量計３２及び発電機送電電力量計３３からそれぞれ送信される発電機側受電パルス及び発電機側送電パルスと、蓄電池充電電力量計３４及び蓄電池放電電力量計３５からそれぞれ送信される充電電力パルス及び放電電力パルスと、発電機系統側受電電力量計５２から送信される発電機系統側受電パルスとについて、それぞれパルス数を例えば月単位で累積的にカウントする。

また電力監視制御装置５８は、連系点受電パルス、連系点送電パルス、発電機側受電パルス、発電機側送電パルス、充電電力パルス、放電電力パルス及び発電機系統側受電パルスの各累積結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを例えば月ごとに計量区分し、計量区分した電力量に基づいて、各種請求書・通知書３５（図３）と、各種検針通知書３６（図３）とを作成する。

図２１は、このような第３の実施の形態による蓄電池１３の充放電制御に関する電力監視制御装置５８の具体的な処理内容を示している。電力監視制御装置５８は、図示しない内部メモリに格納された対応する制御プログラムに従って、この図２１に示す蓄電池充放電制御処理を実行する。

すなわち電力監視制御装置５８は、かかる蓄電池充放電制御処理の実行命令が入力されると、この蓄電池充放電制御処理を開始し、まず、必要な設定処理を実行する（ＳＰ６０）。

具体的に、電力監視制御装置５８は、図１４のステップＳＰ１と同様にして、連系点受電パルス、発電機側受電パルス及び充電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＲ（ＫＲ１，ＫＲ２，ＫＲＢ）と、連系点送電パルス、発電機側送電パルス及び放電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＳ（ＫＳ１，ＫＳ２，ＫＳＢ）とをそれぞれ予め設定された所定値に設定する。また電力監視制御装置５８は、図１のステップＳＰ５、ステップＳＰ７、ステップＳＰ８、ステップＳＰ１１，ステップＳＰ１３及びステップＳＰ１４についてそれぞれ上述した各カウンタと、ステップＳＰ７６について後述するカウンタとの各カウント値をそれぞれ初期値「０」に設定すると共に、計器読取り日時を表すパラメータｎを初期値「１」に設定する。さらに電力監視制御装置５８は、発電機系統側受電電力量計５２から与えられる発電機系統側受電パルスの１パルス分の電力量ＫＤＧを予め設定された所定値に設定する。

続いて電力監視制御装置５８は、連系点送電電力量計３０からの連系点送電パルス、連系点受電電力量計３１からの連系点受電パルス、発電機送電電力量計３２からの発電機側送電パルス、発電機受電電力量計３３からの発電機側受電パルス、蓄電池放電電力量計３４からの放電電力パルス、蓄電池充電電力量計３５からの充電電力パルス及び発電機系統側受電電力量計５２からの発電機系統側受電パルスのいずれかが入力するのを待ち受ける（ＳＰ６１）。

そして電力監視制御装置５８は、かかる連系点送電パルス、連系点受電パルス、発電機側送電パルス、発電機側受電パルス、放電電力パルス、充電電力パルス及び発電機系統側受電パルスのうちのいずれかのパルスが入力すると、そのパルスの送信元が連系点送電電力量計３０、発電機送電電力量計３２及び蓄電池放電電力量計３４のいずれかであるか否かを判断する（ＳＰ６２）。

電力監視制御装置５８は、この判断において肯定結果を得ると、ステップＳＰ６３〜ステップＳＰ６７を図１４のステップＳＰ４〜ステップＳＰ８と同様に処理する。また電力監視制御装置５８は、必要に応じてパラメータｎの値を増加させると共に、当該パラメータｎの値が予め定められたカウンタ読取期限日を表す値になったか否かを判断し（ＳＰ６８）、否定結果を得ると、ステップＳＰ６１に戻る。

これに対して電力監視制御装置５８は、ステップＳＰ６２の判断において否定結果を得ると、ステップＳＰ６９〜ステップＳＰ７２を図１４のステップＳＰ１０〜ステップＳＰ１３と同様に処理する。また電力監視制御装置５８は、ステップＳＰ７１の判断において否定結果を得ると、ステップＳＰ６１において受信したパルスの送信元が蓄電池充電電力量計３５であるか否かを判断する（ＳＰ７３）。

そして電力監視制御装置５８は、この判断において肯定結果を得ると、蓄電池充電電力量計３５に対応するカウンタのカウント値を１増加させる。そして電力監視制御装置５８は、この後、必要に応じてパラメータｎの値を増加させると共に、当該パラメータｎの値が予め定められたカウンタ読取期限日を表す値になったか否かを判断し（ＳＰ７５）、否定結果を得ると、ステップＳＰ６１に戻る。

また電力監視制御装置５８は、ステップＳＰ７３の判断において否定結果を得ると、発電機系統側受電電力量計５２に対応するカウンタのカウント値を１増加させる（ＳＰ７６）。そして電力監視制御装置５８は、この後、必要に応じてパラメータｎの値を増加させると共に、当該パラメータｎの値が予め定められたカウンタ読取期限日を表す値になったか否かを判断し（ＳＰ７７）、否定結果を得ると、ステップＳＰ６１に戻る。

一方、電力監視制御装置５８は、やがて上述のステップＳＰ６８、ステップＳＰ７５又はステップＳＰ７７の判断において肯定結果を得ると、連系点送電電力量計３０に対応するカウンタのカウント値、発電機送電電力量計３２に対応するカウンタのカウント値及び蓄電池放電電力量計３４に対応するカウンタのカウント値に対して、それぞれステップＳＰ６０において設定した対応する定数ＫＳ１、定数ＫＳ２又は定数ＫＳＢを乗算することにより、連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電電力量ＰＳＢをそれぞれ算出する。

また電力監視制御装置５８は、連系点受電電力量計３１に対応するカウンタのカウント値、発電機受電電力量計３３に対応するカウンタのカウント値及び蓄電池充電電力量計３５に対応するカウンタのカウント値にそれぞれステップＳＰ６０において設定した対応する定数ＫＲ１、定数ＫＲ２又は定数ＫＲＢを乗算することにより、連系点送電電力量ＰＲ１、発電機送電電力量ＰＲ２及び蓄電池放電電力量ＰＲＢをそれぞれ算出する。

さらに電力監視制御装置５８は、発電機系統側受電電力量計５２に対応するカウンタのカウント値にステップＳＰ６０において設定した対応する定数ＫＤＧを乗算することにより、発電機系統側受電電力量ＰＬＲＧを算出する（ＳＰ７８）。

続いて電力監視制御装置５８は、上述の（１）式により連系用変圧器１２における電力ロスTrlossＲを算出し（ＳＰ７９）、この後、上述のようにして得られた連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電電力量ＰＳＢと、連系点受電電力量ＰＲ１、発電機受電電力量ＰＲ２、蓄電池充電電力量ＰＲＢ及び発電機系統側受電電力量ＰＬＲＧと、連系用変圧器１２における電力ロスTrlossＲとに基づいて、必要な演算処理を実行する（ＳＰ８０）。

具体的に、電力監視制御装置５８は、蓄電池１３に充電された電力量のうち、電力系統１４から与えられた電力量（蓄電池充電電力量（系統））ＬＰＣを次式

により算出し、蓄電池１３に充電された電力量のうち、合成発電電力の電力量（蓄電池充電電力量（発電所））ＧＰＣを上述の（３）式により算出する。

また電力監視制御装置５８は、蓄電池１３から放電された電力量のうち、風力発電システム５０内で消費された電力量（以下、これを蓄電池放電電力量（発電所内消費）と呼ぶ）ＰＳＢＧを、次式

により計算すると共に、蓄電池１３から放電された電力量のうち、連系点側電力量計測点Ｐ１を介して電力系統１４側に送電された電力量（以下、これを蓄電池放電電力量（連系点送電）と呼ぶ）ＰＳＢＳを、次式

により計算する。

さらに電力監視制御装置５８は、合成発電電力のうちの連系電力会社の電力系統１４に直接送電された電力量（発電機直送電電力量と呼ぶ）ＧＰＳ２を、上述の（４）式により計算する。

さらに電力監視制御装置５８は、蓄電池１３から放電された電力量のうち、電力系統１４からの充電分に相当する電力量（蓄電池放電電力量（系統充電分））ＬＣＰＳ１０を次式

により算出し、蓄電池１３から放電された電力量のうち、合成発電電力に基づく充電分に相当する電力量（以下、これを蓄電池放電電力（発電機充電分）と呼ぶ）ＧＣＰＳ２０を次式

により算出する。

さらに電力監視制御装置５８は、次式合成発電電力による蓄電池１３への充電量分及び電力系統１４への直送分の合計電力量（発電所合成送電電力量（発電＋蓄電））ＧＰＳ２２と、連系電力会社の電力系統１４に送電した電力量のうち、電力系統１４から得られた按分電力量（連系点送電按分電力量（系統））ＬＣＰＳＢ１３と、連系電力会社の電力系統１４に送電した電力量のうち、合成発電電力の電力量（連系点送電按分電力量（発電所））ＧＣＰＳＢ２３とをそれぞれ上述の（７）式〜（９）式によりそれぞれ算出する。

次いで電力監視制御装置５８は、ステップＳＰ８１及びステップＳＰ８２を図１４のステップＳＰ１９及びステップＳＰ２０と同様に処理し、やがてこの蓄電池充放電制御処理を終了する。

以上のように本実施の形態による風力発電システム５０では、電力系統１４から入力した購入電力のうち、第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣを越えて第１の電送線６の風力発電所２側に流れ込む発電機系統側受電電力量を計測するための発電機系統側受電電力量計５２を電力量計測部５１に設けるようにしているため、蓄電池１３に蓄えた電力を風力発電システム５０内で使用する場合においても他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電電力とを精度良く計量区分することができる。

（４）第４の実施の形態
図１６において、６０は全体として第４の実施の形態による風力発電システムを示す。この風力発電システム６０では、複数の他発電事業者（電力会社を含む）から電力を購入して購入電力を蓄電池１３に充電すると共に、蓄電池１３に蓄えた電力を風力発電システム５０内で使用することを想定しており、これに伴い電力監視制御装置６１による蓄電池１３の充放電制御処理の内容とが第３の実施の形態による風力発電システム５０と異なる。

すなわち本実施の形態による風力発電システム６０では、他発電事業者から電力を購入して蓄電池１３に充電する際には、当該他発電事業者の名称（発電事業者名）及びその時刻を記録しておき、この情報に基づいて他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電電力とを計量区分する。

図２２は、このような本実施の形態による蓄電池１３の充放電制御処理に関する電力監視制御装置６１の具体的な処理内容を示している。電力監視制御装置６１は、図示しない内部メモリに格納された対応する制御プログラムに従って、この図２２に示す蓄電池充放電制御処理を実行する。

すなわち電力監視制御装置６１は、かかる蓄電池充放電制御処理の実行命令が入力されると、この蓄電池充放電制御処理を開始し、まず、例えば日本卸電力取引所１９（図１）において何時から何時までどの発電事業者からいくらの電力量を購入するかといった電力購入スケジュールを内部設定する（ＳＰ９０）。

また電力監視制御装置６１は、図１４のステップＳＰ１と同様にして、連系点受電パルス、発電機側受電パルス及び充電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＲ（ＫＲ１，ＫＲ２，ＫＲＢ）と、連系点送電パルス、発電機側送電パルス及び放電電力パルスの各１パルス分の電力量ＫＳ（ＫＳ１，ＫＳ２，ＫＳＢ）と、発電機系統側受電パルスの１パルス分の電力量ＫＤＧとをそれぞれ予め設定された所定値に設定する。さらに電力監視制御装置６１は、図１４のステップＳＰ５、ステップＳＰ７、ステップＳＰ８、ステップＳＰ１１、ステップＳＰ１３及びステップＳＰ１４についてそれぞれ上述した各カウンタと、図２２のステップＳＰ７７について上述したカウンタとの各カウント値をそれぞれ初期値「０」に設定すると共に、計器読取り日時を表すパラメータｎを初期値「１」に設定する。（ＳＰ９０）。

続いて電力監視制御装置６１は、連系点送電電力量計３０からの連系点送電パルス、連系点受電電力量計３１からの連系点受電パルス、発電機送電電力量計３２からの発電機側送電パルス、発電機受電電力量計３３からの発電機側受電パルス、蓄電池放電電力量計３４からの放電電力パルス、蓄電池充電電力量計３５からの充電電力パルス及び発電機系統側受電電力量計５２からの発電機系統側受電パルスのいずれかが入力するのを待ち受ける（ＳＰ９１）。

この後、電力監視制御装置６１は、ステップＳＰ９３〜ステップＳＰ１０８を図２１について上述した第１の実施の形態による蓄電池充放電制御処理のステップＳＰ６２〜ステップＳＰ７７と同様に処理することにより、連系点受電パルス、連系点送電パルス、発電機側受電パルス、発電機側送電パルス、充電電力パルス、放電電力パルス又は発電所系統受電パルスが入力するごとに、対応するカウンタを１ずつ増加させる。

この際、電力監視制御装置６１は、蓄電池充電電力量計３５から充電電力パルスが与えられたときには、ステップＳＰ９０において設定した電力購入スケジュールに従って、そのとき購入している電力の売電元の発電事業者名と、そのときの時刻とを記録する（ＳＰ９２）。

そして電力監視制御装置は、やがて各カウンタのカウント値を読み取るカウンタ読取期限日（その月の締め日）になると、上述の連系点送電電力量ＰＳ１、発電機送電電力量ＰＳ２及び蓄電池放電力量ＰＳＢと、連系点受電電力量ＰＲ２、発電機受電電力量ＰＲ２、蓄電池充電電力量ＰＲＢと、発電機系統側受電電力量ＰＬＲＧと、連系用変圧器１２における電力ロスTrlossＲとをそれぞれ算出する（ＳＰ１０９，ＳＰ１１０）。

次いで電力監視制御装置６１は、ステップＳＰ９０において設定した電力購入スケジュールと、ステップＳＰ９２において記録した発電事業者名及び時刻とに基づいて、蓄電池１３の充電時に購入した他発電事業者ごとの蓄電池充電電力量ＰＲＢを区分する（ＳＰ１１１）。

続いて電力監視制御装置６１は、図２１のステップＳＰ８０と同様にして、ステップＳＰ１１１において区分した発電事業者ごとの蓄電池充電電力量（系統）ＬＰＣ、蓄電池充電電力量（発電所）ＧＰＣ、蓄電池放電電力量（発電所内消費）ＰＳＢＧ、蓄電池放電電力量（連系点送電）ＰＳＢＳ、発電機直送電電力量ＧＰＳ２、蓄電池放電電力量（系統充電分）ＬＣＰＳ１０、蓄電池放電電力量（発電機充電分）ＧＣＰＳ２０、連系点送電按分電力量（系統）ＬＣＰＳＢ１３及び連系点送電按分電力量（発電所）ＧＣＰＳＢ２３をそれぞれ算出する（ＳＰ１１２）。

次いで電力監視制御装置６１は、ステップＳＰ１１３及びステップＳＰ１１４を図２１のステップＳＰ８１及びステップＳＰ８２と同様に処理し、やがてこの蓄電池充放電制御処理を終了する。

以上のように本実施の形態による風力発電システム６０では、購入している電力の売電元の発電事業者名及びその時刻を記録し、蓄電池１３への充電電力の売電元の発電事業者を区分するため、複数の発電事業者から電力を購入し、その購入電力を蓄電池に充電する際にも他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電電力とを精度良く計量区分することができる。

（５）他の実施の形態
なお上述の第１〜第４の実施の形態においては、第１の電送線６における第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣよりも電力系統１４側と、第１の電送線６における第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣよりも風力発電機３側と、第２の電送線８における第１及び第２の電送線６，８の接続点ＰＣよりも蓄電池１３側とにおける潮流別の潮流電力量を計測する電力量計測手段としての電力量計測部２５，５１を図３又は図１７のように構成するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、この他種々の構成を広く適用することができる。

また上述の第１〜第４の実施の形態においては、電力量計測部２５，５１の計測結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを区分する電力区分手段として、風力発電システム１，４０，５０，６０全体の動作制御を司る電力監視制御装置１６，４１，５８，６１を適用するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、例えばかかる電力区分手段をかかる電力監視制御装置１６，４１，５８，６１と別個に設けるようにしても良い。

本発明は、風力発電システムに関し、種々の構成の蓄電池併用型風力発電システムに広く適用することができる。

第１及び第２の実施の形態による風力発電システムの構成を示すブロック図である。 （Ａ）〜（Ｂ）は、強風季節の前後２ヶ月間における風況事例を示す特性曲線図である。 第１及び第２の実施の形態における電力量計測部の詳細構成を示すブロック図である。 電力料金請求書のフォーマット例を示す図である。 電力料金振込通知書のフォーマット例を示す図である。 ＲＰＳ電力料金請求書のフォーマット例を示す図である。 検針通知書（内訳書）のフォーマット例を示す図である。 検針通知書（連系点送電電力算定書）のフォーマット例を示す図である。 検針通知書のフォーマット例を示す図である。 検針通知書（ＲＰＳ対象算定書）のフォーマット例を示す図である。 検針通知書（連系点受電電力算定書）のフォーマット例を示す図である。 日報のフォーマット例を示す図である。 月報のフォーマット例を示す図である。 第１の実施の形態による蓄電池充放電制御処理に関する電力監視制御装置の具体的な処理内容を示すフローチャートである。 第２の実施の形態による蓄電池充放電制御処理に関する電力監視制御装置の具体的な処理内容を示すフローチャートである。 第３及び第４の実施の形態による風力発電システムの構成を示すブロック図である。 第３及び第４の実施の形態における電力量計測部の詳細構成を示すブロック図である。 第３及び第４の実施の形態における電力量計測部の詳細構成を示すブロック図である。 （Ａ）〜（Ｃ）は、第３及び第４の実施の形態における電力量計測部の動作説明に供する概念図である。 （Ａ）〜（Ｃ）は、第３及び第４の実施の形態における電力量計測部の動作説明に供する概念図である。 第３の実施の形態による蓄電池充放電制御処理に関する電力監視制御装置の具体的な処理内容を示すフローチャートである。 第４の実施の形態による蓄電池充放電制御処理に関する電力監視制御装置の具体的な処理内容を示すフローチャートである。 風力発電における風速変動と出力変動との関係の説明に供する図である。 季節ごとの風況事例を示す図である。

符号の説明

１，４０，５０，６０……風力発電システム、２……風力発電所、３……風力発電機、６，８……電送線、１０……交直変換装置、１２……連系用変圧器、１３……蓄電池、１４……電力系統、１６，４１，５８，６１……電力監視制御装置、２５，５１……電力計側部、３０……連系点送電電力量計、３１……連結点受電電力量計、３２……発電機送電電力量計、３３……発電機受電電力量計、３４……蓄電池放電電力量計、３５……蓄電池充電電力量計、５２……発電機系統側受電電力量計、Ｐ１……連系点側電力量計測点、Ｐ２……発電機側電力量計測点、Ｐ３……蓄電池側電力量計測点、Ｐ４……発電機系統側受電電力量計測点、ＰＣ……接続点。

Claims (2)

1. 風力発電機から出力される風力発電により得られた発電電力を蓄電池に充放電することにより一定電力を電力系統に出力する風力発電システムにおいて、
   前記風力発電機及び前記電力系統を接続する第１の電送線と、
   前記第１の電送線及び前記蓄電池間を接続する第２の電送線と、
   前記第１の電送線における前記第１及び第２の電送線の接続点よりも前記電力系統側と、前記第１の電送線における前記第１及び第２の電送線の接続点よりも前記風力発電機側と、前記第２の電送線における前記第１及び第２の電送線の接続点よりも前記蓄電池側とにおける潮流別の潮流電力量を計測する電力量計測手段と、
   前記電力量計測手段の計測結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを区分する電力区分手段と
   を備え、
   前記電力区分手段は、
   他発電事業者から電力を購入して前記蓄電池に充電する際に、当該他発電事業者の識別情報及び購入時刻を記録し、当該他発電事業者の識別情報及び購入時刻に基づいて前記他発電事業者からの購入電力を前記他発電事業者ごとに計量区分する
   ことを特徴とする風力発電システム。
2. 前記電力量計測手段は、
   前記他発電事業者からの購入電力のうち、前記第１及び第２の電送線の接続点を越えて前記第１の電送線の前記風力発電機側に流れ込む電力量を計測し、
   前記電力区分手段は、
   前記電力量計測手段の計測結果に基づいて、他発電事業者からの購入電力と自らの風力発電による発電電力とを区分する
   ことを特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。

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