JP6082811B2 - 再生可能エネルギー発電設備の制御システム及びその制御方法並びに再生可能エネルギー発電システム - Google Patents

Description

本発明は再生可能エネルギー発電設備の制御システム及びその制御方法並びに再生可能エネルギー発電システムに係り、特に、電力系統に接続して運転される風力や太陽光等の再生可能エネルギー源を利用した再生可能エネルギー発電設備における電力系統の周波数安定化に好適な再生可能エネルギー発電設備の制御システム及びその制御方法並びに再生可能エネルギー発電システムに関する。

近年、温暖化や酸性雨をはじめとする地球規模の環境問題の顕在化、化石資源の枯渇、エネルギーセキュリティー確保等への対応策として、風力発電や太陽光発電といった再生可能エネルギー源を利用した再生可能エネルギー発電設備の電力系統への導入が進んでいる。

一般に、電力系統では、図１に示すように、負荷変動の時間周期に応じて、発電機のガバナフリー運転、負荷周波数制御（LFC：Load Frequency Control）、経済性負荷配分制御（EDC：Economic Load Dispatching Control）といった制御分担で、周波数を適正範囲に維持するように制御、運用されている。

上述した再生可能エネルギー発電設備の導入増加に伴い、次の理由から電力系統の周波数安定性の低下が懸念されている。先ず、再生可能エネルギー発電設備が増加すると、全発電設備の容量に占める火力発電所や水力発電所等のいわゆるミドルロード電源、ピークロード電源の容量の比率が相対的に低下することにより、需要と供給の受給バランスが保てなくなる需給の調整力不足が挙げられる。また、風力発電や太陽光発電等を利用した再生可能エネルギー発電設備は、電力変換器を介して電力系統に連系する方式が多いため、前述のミドルロード電源の減少と相俟って、電力系統に連系される慣性を持った回転機型の電源の比率が低下するため、負荷の変動に対して周波数変動が発生しやすくなる点が挙げられる。

特に、周波数安定性の低下は、再生可能エネルギー発電設備の導入を拡大する際の障害となるが、これを電力系統側の設備だけで対策するのは困難であり、今後は、再生可能エネルギー発電設備が電力系統の周波数維持に貢献することが重要になると考えられる。

再生可能エネルギー発電設備における電力系統の周波数維持への貢献については、下記特許文献１に記載されたものがある。この特許文献１には、再生可能エネルギー発電設備において、電力系統の周波数の変化と風速の変化に応じて風力発電の出力を調整し、これにより、数秒程度の周波数変動の抑制に貢献する技術が開示されている。

特表２０１３−５０１４８４号公報

一般に、風力発電や太陽光発電等を利用した再生可能エネルギー発電設備による数秒周期程度の出力変動は、これらの発電設備が地理的に広範囲に分布して設置されることを考慮すれば、互いに変動分が均される平滑化効果が期待できるため、電力系統の周波数変動に対して大きな影響を及ぼさない。従って、再生可能エネルギー発電設備が電力系統の周波数維持に貢献するには、ＬＦＣが対象とする時間領域である数分から数十分の時間周期の周波数変動を抑制するのが最も効果的と考えられる。

しかしながら、特許文献１に開示されている技術では、風力発電システムの風車ブレードや発電機が有する慣性エネルギーを利用して出力調整を行うため、数秒周期程度の周波数変動の抑制に貢献することはできるが、利用できる慣性エネルギーが小さいため、上述したＬＦＣの領域の数分周期以上の周波数変動の抑制に貢献するための出力調整には対応できないという問題がある。

本発明は上述の点に鑑みなされたもので、その目的とするところは、蓄電池等の補助設備を用いることなく、ＬＦＣの制御領域である数分から数十分周期の周波数変動の抑制に貢献できる再生可能エネルギー発電設備の制御システム及びその制御方法並びに再生可能エネルギー発電システムを提供することにある。

上記目的を達成するため、本発明では風車ブレードや発電機の慣性エネルギーを利用せず、数分以上の出力調整に対応可能な風車ブレードのピッチ角制御等を用いた出力制限により、周波数変動の抑制に貢献するようにした。その際に、過剰な出力制限が発生することを防止するために、概ね以下の構成とした。

即ち、本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムは、上記目的を達成するために、再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の発電装置を備え、該複数の発電装置が電力系統に連系して運転される再生可能エネルギー発電設備を制御する再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、前記電力系統の周波数を計測する手段と、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段と、前記電力系統の周波数偏差を演算する手段と、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段で計測された気象特性に基づいて前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算する手段と、前記電力系統の周波数偏差と前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算する手段と、前記周波数偏差と期待発電出力の相関係数及び前記期待発電出力の増減状態値を用いて前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定する手段とを備えていることを特徴とする。

また、本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御方法は、上記目的を達成するために、再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の発電装置を備え、該複数の発電装置が電力系統に連系して運転される再生可能エネルギー発電設備を制御する再生可能エネルギー発電設備の制御方法において、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段で計測された気象特性に基づいて、前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算する手段で前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算し、かつ、前記電力系統の周波数偏差を演算する手段で演算された前記電力系統の周波数偏差と前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算する手段で前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算し、その演算された前記周波数偏差と期待発電出力の相関係数及び前記期待発電出力の増減状態値を用いて前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定することを特徴とする。

更に、本発明の再生可能エネルギー発電システムは、上記目的を達成するために、上記構成の再生可能エネルギー発電設備の制御システムを備えた複数の再生可能エネルギー発電設備が、電力系統に接続されて構成されることを特徴とする。

具体的には、前記複数の再生可能エネルギー発電設備が通信線を介して制御システムに接続され、前記制御システムは、前記電力系統の周波数を計測する手段と、それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段と、前記電力系統の周波数偏差を演算する手段と、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段で計測された気象特性に基づいてそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算する手段と、前記電力系統の周波数偏差とそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算する手段と、前記周波数偏差と期待発電出力の相関係数及び前記期待発電出力の増減状態値を用いてそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定する手段とを備えていることを特徴とする。

本発明によれば、蓄電池等の補助設備を用いることなく、ＬＦＣの制御領域である数分から数十分周期の周波数変動の抑制に貢献できる効果がある。

一般的な電力系統の負荷変動の時間周期における変動の大きさを示す特性図である。 本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムの実施例１を示す概略構成図である。 本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムの実施例１における制御装置の詳細構成を示す図である。 本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムの実施例１における制御装置の制御フロー図である。 本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムの実施例１における出力制限の判定方法を説明する図である。 本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムの実施例１における制御動作例を説明する図である。 本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システムの実施例１における他の制御動作例を説明する図である。 本発明の実施例２である再生可能エネルギー発電システムを示す概略構成図である。 本発明の実施例２である再生可能エネルギー発電システムにおける制御システムの詳細構成を示す図である。 本発明の実施例２である再生可能エネルギー発電システムにおける制御システムの制御フロー図である。 本発明の実施例２である再生可能エネルギー発電システムにおける制御動作例を説明する図である。

以下、図示した実施例に基づいて本発明の再生可能エネルギー発電設備の制御システム及びその制御方法並びに再生可能エネルギー発電システムを説明する。なお、符号は、各図において、同一構成部品には同符号を使用する。

図２は、本発明の一実施形態による再生可能エネルギー発電設備（以下、ＲＥＳ発電設備という）の概略構成の例の例である。火力発電所或いは水力発電所等に相当する電力系統の大規模発電設備Ｇ１及びＧ２、変電所２１、２２、２３、２４、２５が送電線３で接続されてなる電力系統１に、気象条件に応じて発電出力が変動する風力発電設備４１、４２、４３並びに太陽光発電設備５１からなるＲＥＳ発電設備が接続されている。各ＲＥＳ発電設備の発電出力は、電力系統に接続されている需要家（図示せず）に送電線３を介して供給される。

これらのＲＥＳ発電設備は、特定のエリア内に集中して設置されている必要はなく、それぞれ風況或いは日射条件の良い所に分散して設置されている。また、ＲＥＳ発電設備として、図２では、簡単のため風力発電設備４１、４２、４３、太陽光発電設備５１のみを示しているが、実際には、更に多数のＲＥＳ発電設備が接続されることが想定される。また、ＲＥＳ発電設備及び電力系統１を構成する要素としては、本発明の説明に必要な最小限のものを記載している。

該図に示す風力発電設備４１、４２、４３は、複数の風車、発電機、連系用電力変換器等からなる風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａと、該風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａを電力系統１に接続するための連系用変圧器４１ｂ、４２ｂ、４３ｂと、前記風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａの総発電出力、電力系統１との接続点（以下、系統連系点という）の電圧及び電流を計測する電圧検出器４１ｃ、４２ｃ、４３ｃ及び電流検出器４１ｄ、４２ｄ、４３ｄで計測された電圧、電流と風車に設置されている風速計等で計測された気象特性（風速・風向、気温など）に基づいて、各風力発電設備４１、４２、４３の出力を調整するための制御指令を演算し伝送する機能を有する制御装置４０ａ、４０ｂ、４０ｃとで構成されている。

同様に、太陽光発電設備５１は、複数の太陽光パネル５１ａ及び連系用電力変換器５１ｅ等からなる太陽光発電システムと、複数の太陽光パネル５１ａを電力系統１に接続するための連系用変圧器５１ｂと、太陽光発電システムの発電出力、電力系統１との接続点の電圧及び電流を計測する電圧検出器５１ｃ及び電流検出器５１ｄで計測された電圧、電流と太陽光パネル５１ａに設置されている日射量計及び温度計で計測された気象特性（日射量、気温など）に基づいて、太陽光発電設備５１の出力を調整するための制御指令を演算し、伝送する機能を有する制御装置５０とで構成されている。

図３に、風力発電設備４１の制御装置４０ａの機能構成図を示す。風力発電設備４２、４３の制御装置４０ｂ、４０ｃ及び太陽光発電設備５１の制御装置５０の機能構成も同様であり、ここでは風力発電設備４１を中心に説明する。

該図に示す如く、上述した風力発電設備４１の制御装置４０ａは、風力発電システム群４１ａに伝送する制御指令を演算する制御演算装置４０１と、前記風力発電所４１の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置４０５と、オペレータが操作指令を入力するための入力装置４０２と、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置４０３と、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置４０４とから概略構成され、通信装置４０４は、通信線を介して風力発電システム群４１ａと情報通信を行っている。

また、制御演算装置４０１は、計測データ処理部４０１ａ、電圧検出器４１ｃで計測された電圧波形から検出された電力系統１の周波数ｆから周波数偏差Δｆを算出するための周波数偏差演算部４０１ｂ、計測された風速から風力発電設備４１の期待発電出力Ｐ_１*と、その増減状態値を算出する期待発電出力・増減演算部４０１ｃ、周波数偏差Δｆと期待発電出力Ｐ_１*の相関係数Ｃ_１を算出する相関係数演算部４０１ｄ、前記相関係数と期待発電出力の増減状態値により、風力発電設備４１の出力調整を行うか否かの判定を行う出力調整判定部４０１ｅ、その出力調整指令値を算出する出力調整指令演算部４０１ｆで構成されている。

次に、図４を用いて風力発電設備４１、４２、４３の制御装置４０ａ、４０ｂ、４０ｃの処理の流れについて説明する。

図４に示す如く、先ず、ステップＳ１では風力発電設備４１、４２、４３で定期的に計測、伝送された電力系統１の周波数、連系点の電圧及び電流等の電気特性データと風速等の気象特性データをデータ格納装置４０５から読み込む。太陽光発電設備５１の場合には、風速の代わりに日射量と気温を読み込む。

ステップＳ２では、計測された電力系統１の周波数fを用いて、定格周波数ｆoとの差として周波数偏差Δｆを数式（１）で計算する。

ここで、f：周波数の計測値（Ｈｚ）
ｆo：電力系統の定格周波数（Ｈｚ）
ステップＳ３では、風力発電設備４１、４２、４３でそれぞれ計測された風速データを用いて、各風力発電設備４１、４２、４３における期待発電出力Ｐ_１*、Ｐ_２*、Ｐ_３*を、数式（２）により計算する。

ここで、Ｐ_ｉ*：ｉ番目の風力発電設備の期待発電出力（ＭＷ）
ρ：空気密度（ｋｇ/ｍ^３）
Ａ_ｉ：ｉ番目の風力発電設備の風車ブレードの受風面積（ｍ^２）
Ｖ_ｉ：ｉ番目の風力発電設備で計測された風速（ｍ/ｓ）
Η_ｉ：ｉ番目の風力発電設備の風力発電システムの発電効率（％）
また、数式（２）で求めた期待発電出力Ｐ_ｉ*とその移動平均値Ｐ_ｉ*_ａｖｅを用いて、数式（３）により期待発電出力の増減状態値ΔＰ_ｉ*を計算する。

ここで、φ（ｘ）は数式（４）で定義する符号関数である。

ただし、ε^＋：期待発電出力の変化量の不感帯の上限値
ε⁻：期待発電出力の変化量の不感帯の下限値
太陽光発電設備５１の期待発電出力Ｐｉ*は、日射量計測値Ｓｒ（Ｗ/ｍ^２）と外気温Ｔｏ（℃）を用いて数式（５）により計算する。

ただし、Ｋｓ：日射量補正係数
Ｋｐｖ：パネル容量換算係数
Ｋｔ（Ｔｏ）：温度補正係数
Ｋｂ：汚れ係数
Ｋｃ：ケーブル効率係数
Ｋｐｃｓ：ＰＣＳ変換効率係数
ステップＳ４では、電力系統１の周波数変動に及ぼす風力発電設備４１、４２、４３の出力の影響を評価するために、電力系統１の周波数偏差Δｆと風力発電設備４１、４２、４３の期待発電出力Ｐ_ｉ*の相関係数Ｃ_ｉを数式（６）により計算する。

ここで、Δｆ及びＰ_ｉ*は、現在時刻から遡って過去ｎ点分のデータを用いる。

ステップＳ５では、風力発電設備４１、４２、４３で出力制限を行うか否か、或いは出力制限を解除する否かを判定する。先ず、出力制限については、次に示す３つの条件が成立した場合にのみ行う。

図５を用いて上述の出力制限の判定方法について説明する。同図（ａ）は、周波数偏差Δｆと期待発電出力の偏差ΔＰ_ｉ*に正の相関がある場合、同図（ｂ）は、両者が無相関の場合、同図（ｃ）は、両者に負の相関がある場合をそれぞれ示す。

図５（ａ）の正の相関がある場合には、数式（７）、（８）、（９）をいずれも満足するので、数式（９）が成立した時点で出力制限を開始する。図５（ｂ）のように、周波数偏差Δｆと期待発電出力の偏差ΔＰ_ｉ*に相関が無い場合、数式（７）は満足するものの、周波数の変化に対してＰ_ｉ* がほとんど変化せず、ΔＰ_ｉ* がほぼ零となるため、数式（８）及び数式（９）を満たさず出力制限は行われない。更に、図５（ｃ）のように、周波数偏差ΔＰ_ｉと期待発電出力の偏差ΔＰ_ｉ*に負の相関がある場合、数式（７）は満足するものの、周波数の増加に対してＰ_ｉ* が逆に減少し、ΔＰ_ｉ*が負値となるため、数式（８）及び数式（９）を満たさず出力制限は行われない。

また、出力制限の解除については図示していないが、数式（１０）に示すように周波数偏差Δｆが負の閾値ηΔ_fnを下回ったときに解除する。

ステップＳ６では、当該風力発電設備４１、４２、４３で行う出力制限の目標値Ｐｉ_ｔｇを計算する。例えば、数式（１１）のように、現在の風力発電設備４１、４２、４３の出力Ｐｉに対して所定の割合に制限するか、或いは予め定めた最低出力値Ｐｉ_ｍｉｎを出力制限の目標値としてもよい。

ただし、ξ：比率（０＜ξ＜１）
ｍ：風力発電設備４１における風力発電システムの台数
最後にステップＳ７で、各風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａの各風車に目標値を伝送する。その際に、単位時間当たりの出力変化量で定義される出力変化率の上限値も合わせて伝送する。これは当該風力発電設備の連系条件を満足するために必要な処理で、出力変化率としては、例えば、定格出力の１０％／２０分とする。

図６に、本発明の実施例１における再生可能エネルギー発電設備の制御システムの制御動作例を示す。ここでは、理解を容易にするために、電力系統１に２つの風力発電設備４１、４２が連系している場合を想定して説明する。

同図は、風力発電設備４１で風速から求められる期待発電出力Ｐ_１*が一定から単調に増加し、風力発電設備４２で期待発電出力Ｐ_２*がほぼ一定になっている場合の例である。風力発電設備４１において、期待発電出力Ｐ_１*の増加に伴って、電力系統１の周波数が上昇した場合の制御動作を説明する。

図６に示す時刻（イ）において、周波数偏差Δｆが正の閾値ηΔ_fpを超過したことを検出する。この時、相関係数Ｃ_１は０から増加に転じているが、数式（６）で述べたように、現在時刻から過去ｎ点分のデータを用いて計算しているためΔｆ、Ｐ_１*の変化から若干遅れる特性となり、この時点では閾値η_Cを下回っている。

次に、時刻（ロ）において、相関係数Ｃ_１が正の閾値η_Cを超過したことを検出した。この時、期待発電出力Ｐ_１*は増加傾向にあり、数式（３）の偏差ΔＰ_１*が正であるため、風力発電設備４１を構成する風力発電システムが目標値を目指して出力制限を開始した。この影響により、時刻（ハ）から電力系統１の周波数が低下し始めた。風力発電システムでは、目標値を目指してさらに出力を低下させた。

時刻（ニ）において、電力系統１の周波数偏差Δｆが負の閾値ηΔ_fnを下回ったことを検出したため、風力発電システムに出力制限の解除指令を伝送された結果、風力発電設備４１の出力Ｐ_１は風速に従って出力を増加させた。この時、出力がほぼ一定の風力発電設備４２では、数式（８）、（９）が成立しないため、出力制限はかけられなかった。

このように、本実施例によれば電力系統の周波数が上昇した時に、全ての風力発電設備で出力制限を行わず、周波数の上昇に影響を与えている風力発電設備のみが出力制限を行うことができるため、必要最低限の効果的な出力調整により、ＬＦＣ領域の周波数変動の抑制に貢献することが可能となる。

図７を用いて、本発明の実施例１における再生可能エネルギー発電設備の制御システムの他の制御動作例を説明する。図６と同様に、電力系統に２つの風力発電設備４１、４２が連系している場合を想定して説明する。同図は、風力発電設備４１では、風速から求められる期待発電出力Ｐ_１*が一定から単調に増加し、風力発電設備４２では、期待発電出力Ｐ_２*がほぼ一定から単調に減少した後、増加に転じた場合の例である。

先ず、風力発電設備４１の期待発電出力Ｐ_１*の増加にともなって、電力系統１の周波数が上昇したとして、その時の制御動作を説明する。

図７に示す時刻（イ）において、周波数偏差Δｆが正の閾値ηΔ_fpを超過したことを検出する。相関係数Ｃ_１は０から増加に転じているが、数式（６）で述べたように、現在時刻から過去ｎ点分のデータを用いて計算しているためΔｆ、Ｐ_１*の変化から若干遅れる特性となり、この時点では閾値よりも小さい。

次に、時刻（ロ）では、相関係数Ｃ_１が正の閾値η_Cを超過したことを検出した。この時、期待発電出力Ｐ_１*は増加傾向にあり、数式（３）の偏差ΔＰ_１*が正であるため、風力発電設備４１を構成する風力発電システムが目標値を目指して出力制限を開始した。この影響により、時刻（ハ）から電力系統１の周波数が低下し始めた。風力発電システムでは、目標値を目指してさらに出力を低下させた。一方、風力発電設備４２では、数式（８）、（９）が成立しないため、出力制限はかけられなかった。

次に、時刻（ニ）は、風力発電設備４２の出力が増加に転じたため、周波数が増加し始めた。時刻（ホ）では、風力発電設備４２において、相関係数Ｃ_２が正の閾値η_Cを超過し、期待発電出力が増加傾向にあるため、出力制限が開始された。その結果、上昇していた周波数が再び減少傾向となり、時刻（ニ）おいて、電力系統１の周波数偏差Δｆが負の閾値ηΔ_fnを下回ったことを検出したため、風力発電設備４１及び４２の風力発電システムに出力制限の解除指令が伝送された結果、風力発電設備４１及び４２の出力Ｐ_１及びＰ_２は風速に従って出力を増加させた。

このように、本実施例によれば、風速による期待発電量が電力系統の周波数上昇に及ぼす影響の度合いに応じて、随時、風力発電所が出力制限したり、それを解除したりしながら出力を調整するため、図６と同様に、必要最低限の効果的な出力調整により、ＬＦＣ領域の周波数変動の抑制に貢献することが可能となる。

以上説明した本実施例によれば、電力系統の周波数維持に最も効果が大きく、かつ、従来技術である風力発電システム単体の数秒周期程度の出力調整では対応できない数分以上のＬＦＣ領域の周波数変動に対して、蓄電池等の補助設備を用いることなく、再生可能エネルギー発電設備の過剰な出力制限を防止しながら抑制することで系統の周波数維持に貢献できる効果がある。

次に、本発明の実施例２である複数のＲＥＳ発電設備群を備えた再生可能エネルギー発電システムについて、図８及び図９を用いて詳細に説明する。

図８は、ＲＥＳ発電設備群を備えた再生可能エネルギー発電システムの概略構成の例である。

該図に示す如く、火力発電所或いは水力発電所等に相当する大規模発電設備Ｇ１及びＧ２と変電所２１、２２、２３、２４、２５が送電線３で接続されてなる電力系統１に、気象条件に応じて発電出力が変動する風力発電設備４１、４２、４３並びに太陽光発電設備５１のＲＥＳ発電設備が接続されている。各ＲＥＳ発電設備の発電出力は、電力系統１に接続されている需要家（図示せず）に送電線３を介して供給される。これらのＲＥＳ発電設備は、特定のエリア内に集中して設置されている必要はなく、それぞれ、風況或いは日射条件の良い所に分散して設置されている。

また、ＲＥＳ発電設備として、図８では、風力発電設備４１、４２、４３及び太陽光発電設備５１のみを示しているが、実際には、更に多数の発電設備が接続されることが想定される。なお、再生可能エネルギー発電システム及び電力系統１を構成する要素としては、本発明の説明に必要な最小限のものを記載している。

該図に示す風力発電設備４１、４２、４３は、複数の風車、発電機、連系用電力変換器等からなる風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａと、該風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａを電力系統１に接続するための連系用変圧器４１ｂ、４２ｂ、４３ｂと、前記風力発電システム群４１ａ、４２ａ、４３ａの総発電出力、電力系統１との接続点（以下、系統連系点と呼ぶ）の電圧及び電流を計測する電圧検出器４１ｃ、４２ｃ、４３ｃ及び電流検出器４１ｄ、４２ｄ、４３ｄ、計測された電圧・電流と気象特性（風速・風向、気温など）に基づいて、各風力発電設備４１、４２、４３の出力を調整するための制御指令を演算し、伝送する機能を有する制御装置４０ａ、４０ｂ、４０ｃとで構成されている。

同様に、太陽光発電設備５１は、複数の太陽光パネル５１ａと、該複数の太陽光パネル５１ａを電力系統１に接続するための連系用電力変換器５１ｂと、複数の太陽光パネル５１ａの総発電出力、電力系統１との接続点の電圧及び電流を計測する電圧検出器５１ｃ及び電流検出器５１ｄ、連係用電力変換器５１ｅ等からなる太陽光発電システムと、太陽光発電システムの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性（日射量、気温など）に基づいて、太陽光発電設備５１の出力を調整するための制御指令を演算し、伝送する機能を有する制御装置５０とで構成されている。

なお、本実施例の制御装置４０ａ、４０ｂ、４０ｃ、５０は、実施例１で説明した制御装置と同様な構成となっている。

ＲＥＳ発電設備群を構成する風力発電設備４１、４２、４３及び太陽光発電設備５１は、ＲＥＳ発電設備群の制御ステム６と通信回線７を介して接続されており、各発電設備４１、４２、４３、５１と制御システム６の間の情報の入出力は通信回線７を介して行われる。

図９に、ＲＥＳ発電設備群の制御システム６の機能構成図を示す。該図に示す如く、本実施例のＲＥＳ発電設備群の制御システム６は、ＲＥＳ発電設備群の制御装置４０ａ、４０ｂ、４０ｃ及び５０に伝送する制御指令を演算する制御演算装置６１と、ＲＥＳ発電設備群の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置６５と、オペレータが操作指令を入力するための入力装置６２と、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置６３と、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置６４とで構成され、通信装置６４は、通信回線７を介してＲＥＳ発電設備群と情報通信を行っている。

また、制御演算装置６１は、計測データ処理部６１ａ、電力系統１の周波数ｆから周波数偏差Δｆを算出するための周波数偏差演算部６１ｂ、計測された風速から風力発電設備４１の期待発電出力Ｐ_１*と、その増減状態を算出する期待発電出力・増減演算部６１ｃ、周波数偏差Δｆと期待発電出力Ｐ_１*の相関係数Ｃ_１を算出する相関係数演算部６１ｄ、前記相関係数と期待発電出力の増減状態により、風力発電設備４１の出力調整を行うか否かの判定を行う出力調整判定部６１ｅ、その出力調整指令値を算出する出力調整指令演算部６１ｆ、各ＲＥＳ発電設備の出力制限した電力量の累積値を算出する累積出力制限量演算部６１ｇで構成されている。

次に、図１０を用いてＲＥＳ発電設備群の制御システム６における処理の流れについて説明する。

図１０に示す如く、まず、ステップＳ１では、各ＲＥＳ発電設備で定期的に計測、伝送された電力系統１の周波数、連系点の電圧及び電流等の電気特性データと、風力発電設備４１、４２、４３からの風速、太陽光発電設備５１からの日射量と気温等の気象特性データをデータ格納装置６５から読み込む。

ステップＳ２では、計測された電力系統１の周波数ｆを用いて、定格周波数ｆｏとの差として周波数偏差Δｆを上述した数式（１）で計算する。

ステップＳ３では、各ＲＥＳ発電設備の期待発電出力Ｐ_ｉ*を計算する。各風力発電設備４１、４２、４３では、それぞれ計測された風速データを用いて、上述した数式（２）により計算する。太陽光発電設備５１では、日射量計測値Ｓｒ（Ｗ/ｍ^２）と外気温Ｔｏ（℃）を用いて上述した数式（５）により計算する。また、数式（２）で求めた期待発電出力Ｐ_ｉ*と、その移動平均値Ｐ_ｉ*_ａｖｅを用いて、上述した数式（３）により、期待発電出力の増減状態を表す偏差ΔＰ_ｉ*を計算する。

ステップＳ４では、電力系統１の周波数変動に及ぼす風力発電設備４１、４２、４３の出力の影響を評価するために、電力系統１の周波数偏差Δｆと各ＲＥＳ発電設備の期待発電出力Ｐ_ｉ*の相関係数Ｃ_ｉを上述した数式（６）により計算する。

ステップＳ５では、各ＲＥＳ発電設備で出力制限を行ったことにより、出力できなかった電力量の積算値Ｐ_ｉ_ｌｏｓｓを数式（１２）により計算する。即ち、Ｐ_ｉ_ｌｏｓｓの値が大きいＲＥＳ発電設備ほど、周波数変動の抑制に貢献したことを表す。

ステップＳ６では、各ＲＥＳ発電設備で出力制限を行うか否か、或いは出力制限を解除する否かを判定する。まず、出力制限については、図４と同様に、上述した数式（７）、（８）、（９）に示した３つの条件が成立した場合にのみ行う。

ステップＳ７では、当該ＲＥＳ発電設備で行う出力制限の目標値Ｐ_ｉ_ｔｇを計算する。例えば、上述した数式（１１）のように、現在の風力発電設備の出力Ｐ_ｉに対して所定の割合に制限する。或いは、予め定めた最低出力Ｐ_ｉ_ｍｉｎを出力制限の目標値としてもよい。その際、数式（１１）により、現在の風力発電設備の出力Ｐ_ｉに対して所定の割合に制限する場合には、数式（１２）で計算した各ＲＥＳ発電設備の出力制限電力量の積算値Ｐ_ｉ_ｌｏｓｓの小さいＲＥＳ発電設備ほど出力制限量が大きくなるように、数式（１１）の比率ξ（０＜ξ＜１）を大きくする。同様に、予め定めた最低出力Ｐ_ｉ_ｍｉｎを出力制限の目標値とする場合には、出力制限電力量の積算値Ｐ_ｉ_ｌｏｓｓが小さいＲＥＳ発電設備ほど出力制限量が大きくなるように、Ｐ_ｉ_ｌｏｓｓの値を小さくする。

最後にステップＳ８で、各ＲＥＳ発電設備に目標値を伝送する。その際に、単位時間当たりの出力変化量で定義される出力変化率の上限値も合わせて伝送する。これは、当該風力発電設備の連系条件を満足するために必要で、出力変化率としては、例えば、定格出力の１０％/２０分とする。

図１１を用いて、本発明の実施例２におけるＲＥＳ発電設備群の制御システム６の制御動作例を説明する。ここでは理解を容易にするために、電力系統１に２つの風力発電設備４１、４２が連系している場合を想定して説明する。

図１１（ａ）は、電力系統１の周波数が上昇している時に、ＲＥＳ発電設備群の総期待発電出力ΣＰ_ｉ*が一定から単調に増加した場合の例である。

先ず、時刻（イ）おいて、周波数偏差Δｆが正の閾値ηΔ_fpを超過したことを検出する。周波数偏差とＲＥＳ発電所群の総期待発電出力ΣＰ_ｉ*の相関係数Ｃ_ｉは、０から増加に転じているが、上述した数式（６）で述べたように、現在時刻から過去ｎ点分のデータを用いて計算しているためΔｆ、ΣＰｉ＊の変化から若干遅れる特性となり、この時点では閾値η_Cよりも小さい。

次に、時刻（ロ）では、相関係数Ｃ_ｉが正の閾値η_Cを超過したことを検出した。この時、総期待発電出力ΣＰ_ｉ*は増加傾向にあり、上述した数式（３）の偏差ΔＰ_ｉ*が正であるため、出力が増加傾向にあった風力発電設備４１及び風力発電設備４２が目標値を目指して出力制限を開始した。この影響により、時刻（ハ）から電力系統の周波数が低下し始め、風力発電システムでは目標値を目指してさらに出力を低下させた。

時刻（ニ）において、電力系統１の周波数偏差Δｆが負の閾値ηΔ_fnを下回ったことを検出したため、ＲＥＳ発電設備群を構成する風力発電設備４１及び風力発電設備４２に出力制限の解除指令を伝送された結果、各風力発電設備４１、４２の出力Ｐ_１及びＰ_２は風速に従って出力を増加させた。

図１１（ｂ）は、ＲＥＳ発電設備群を構成する風力発電設備４１と風力発電設備４２で出力変化の様相が異なる場合の例である。具体的には、風力発電設備４１が単調に増加し、風力発電設備４２が単調に減少している場合である。この時、両者の出力変化が互いに相殺されてＲＥＳ発電設備群の総期待発電出力ΣＰ_ｉ*としてはほぼ一定になっている。この場合、電力系統１の周波数と総期待発電出力は無相関となるため、出力制限は発生しない。これは、ＲＥＳ発電設備群としては、電力系統１の周波数上昇に影響を及ぼしていないため適切な制御と言える。

以上説明した本実施例によれば、実施例１と同様な効果が得られることは勿論、図６及び図７で説明した個々のＲＥＳ発電設備で出力制限の要否を判定する場合に比べて、全体の出力制限量を抑えて周波数の維持に貢献することが可能となる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かり易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、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

１…電力系統、３…送電線、６…再生可能エネルギー発電設備群の制御システム、７…通信回線、２１、２２、２３、２４、２５…変電所、４０ａ、４０ｂ、４０ｃ…風力発電設備の制御装置、４１、４２、４３…風力発電設備、４１ａ、４２ａ、４３ａ…風力発電システム群、４１ｂ、４２ｂ、４３ｂ…連系用変圧器、４１ｃ、４２ｃ、４３ｃ…電圧検出器、４１ｄ、４２ｄ、４３ｄ…電流検出器、５０…太陽光発電設備の制御装置、５１…太陽光発電設備、５１ａ…太陽光パネル、５１ｂ…連系用変圧器、５１ｃ…電圧検出器、５１ｄ…電流検出器、５１ｅ…連系用電力変換器、６１、４０１…制御演算装置、６１ａ、４０１ａ…計測データ処理部、６１ｂ、４０１ｂ…周波数偏差演算部、６１ｃ、４０１ｃ…期待発電出力・増減演算部、６１ｄ、４０１ｄ…相関係数演算部、６１ｅ、４０１ｅ…出力調整判定部、６１ｆ、４０１ｆ…出力調整指令演算部、６１ｇ…累積出力制限量演算部、６２、４０２…入力装置、６３、４０３…表示装置、６４、４０４…通信装置、６５、４０５…データ格納装置。

Claims (14)

1. 再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の発電装置を備え、該複数の発電装置が電力系統に連系して運転される再生可能エネルギー発電設備を制御する再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、
   前記電力系統の周波数を計測する手段と、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段と、前記電力系統の周波数偏差を演算する手段と、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段で計測された気象特性に基づいて前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算する手段と、前記電力系統の周波数偏差と前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算する手段と、前記周波数偏差と期待発電出力の相関係数及び前記期待発電出力の増減状態値を用いて前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定する手段とを備えていることを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御システム。
2. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、
   前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定する手段では、前記周波数偏差が所定の正の閾値を超過すると共に、前記相関係数が正の閾値を超過し、かつ、前記期待発電出力が増加状態にある時に再生可能エネルギー発電所の出力を制限し、前記周波数偏差が所定の負の閾値を下回った時に前記再生可能エネルギー発電設備の出力制限を解除することを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御システム。
3. 請求項１又は２に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、
   前記再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の発電装置は風力発電設備であり、該風力発電設備は、少なくとも複数の風車、発電機、連系用電力変換器からなる風力発電システムと、該風力発電システムを電力系統に接続するための連系用変圧器と、前記電力系統との接続点の電圧及び電流を計測する電圧検出器及び電流検出器と、該電圧検出器及び電流検出器で計測された電圧及び電流、前記風力発電システムの発電出力と少なくとも風速に基づいて前記風力発電設備の出力を調整するための制御指令を演算し、伝送する機能を有する制御装置とを備えていることを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御システム。
4. 請求項１又は２に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、
   前記再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の発電装置は太陽光発電設備であり、該太陽光発電設備は、複数の太陽光パネルと、該太陽光パネルを電力系統に接続するための連系用変圧器と、前記電力系統との接続点の電圧及び電流を計測する電圧検出器及び電流検出器と、該電圧検出器及び電流検出器で計測された電圧及び電流、前記太陽光パネルの発電出力と日射量、気温に基づいて前記太陽光発電設備の出力を調整するための制御指令を演算し、伝送する機能を有する制御装置とを備えていることを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御システム。
5. 請求項３又は４に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、
   前記制御装置は、前記風力発電設備又は太陽光発電設備に伝送する制御指令を演算する制御演算装置と、前記風力発電設備又は太陽光発電設備の計測情報及び/又は制御指令の履歴を保存するデータ格納装置と、オペレータが操作指令を入力するための入力装置と、オペレータが運転状況を確認するための表示装置と、前記風力発電設備又は太陽光発電設備の計測情報及び/又は制御指令の送受信を制御するための通信装置とから成ることを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御システム。
6. 請求項５に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御システムにおいて、
   前記制御演算装置は、前記データ格納装置からのデータを処理する計測データ処理部と、該計測データ処理部で処理された前記電力系統の周波数から周波数偏差を算出するための周波数偏差演算部と、前記計測データ処理部で処理された前記風速又は日射量、気温から前記風力発電設備又は太陽光発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を算出する期待発電出力・増減演算部と、前記周波数偏差演算部で算出された周波数偏差と前記期待発電出力・増減演算部で算出された期待発電出力の相関係数を算出する相関係数演算部と、該相関係数演算部で算出された相関係数と前記期待発電出力・増減演算部で算出された増減状態値により前記風力発電設備又は太陽光発電設備の出力調整を行うか否かの判定を行う出力調整判定部と、該出力調整判定部の出力調整指令値を算出する出力調整指令演算部とから成ることを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御システム。
7. 再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の発電装置を備え、該複数の発電装置が電力系統に連系して運転される再生可能エネルギー発電設備を制御する再生可能エネルギー発電設備の制御方法において、
   前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段で計測された気象特性に基づいて、前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算する手段で前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算し、かつ、前記電力系統の周波数偏差を演算する手段で演算された前記電力系統の周波数偏差と前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算する手段で前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算し、その演算された前記周波数偏差と期待発電出力の相関係数及び前記期待発電出力の増減状態値を用いて前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定することを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御方法。
8. 請求項７に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御方法において、
   前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否の判定では、前記周波数偏差が所定の正の閾値を超過すると共に、前記相関係数が正の閾値を超過し、かつ、前記期待発電出力が増加状態にある時に再生可能エネルギー発電所の出力を制限し、前記周波数偏差が所定の負の閾値を下回った時に前記再生可能エネルギー発電設備の出力制限を解除することを特徴とする再生可能エネルギー発電設備の制御方法。
9. 請求項１乃至６のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電設備の制御システムを備えた複数の再生可能エネルギー発電設備が、電力系統に接続されて構成されることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
10. 請求項９に記載の再生可能エネルギー発電システムにおいて、
    前記複数の再生可能エネルギー発電設備が通信回線を介して制御システムに接続され、前記制御システムは、前記電力系統の周波数を計測する手段と、それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段と、前記電力系統の周波数偏差を演算する手段と、前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性を計測する手段で計測された気象特性に基づいてそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を演算する手段と、前記電力系統の周波数偏差とそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力との相関係数を演算する手段と、前記周波数偏差と期待発電出力の相関係数及び前記期待発電出力の増減状態値を用いてそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定する手段とを備えていることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
11. 請求項１０に記載の再生可能エネルギー発電システムにおいて、
    それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整の要否を判定する手段では、前記周波数偏差が所定の正の閾値を超過すると共に、前記相関係数が正の閾値を超過し、かつ、前記期待発電出力が増加状態にある時に再生可能エネルギー発電所の出力を制限し、前記周波数偏差が所定の負の閾値を下回った時に前記再生可能エネルギー発電設備の出力制限を解除することを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
12. 請求項１０又は１１に記載の再生可能エネルギー発電システムにおいて、
    それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の出力制限量の積算値を用いて出力制限を行う前記再生可能エネルギー発電設備の優先順位を決めることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
13. 請求項９に記載の再生可能エネルギー発電システムにおいて、
    前記複数の再生可能エネルギー発電設備が通信回線を介して制御システムに接続され、前記制御システムは、それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備に伝送する制御指令を演算する制御演算装置と、それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の計測情報及び/又は制御指令の履歴を保存するデータ格納装置と、オペレータが操作指令を入力するための入力装置と、オペレータが運転状況を確認するための表示装置と、それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の計測情報及び/又は制御指令の送受信を制御するための通信装置とから成ることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
14. 請求項１３に記載の再生可能エネルギー発電システムにおいて、
    前記制御演算装置は、前記データ格納装置からのデータを処理する計測データ処理部と、該計測データ処理部で処理された前記電力系統の周波数から周波数偏差を算出するための周波数偏差演算部と、前記計測データ処理部で処理されたそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の気象特性からそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の期待発電出力及びその増減状態値を算出する期待発電出力・増減演算部と、前記周波数偏差演算部で算出された周波数偏差と前記期待発電出力・増減演算部で算出された期待発電出力の相関係数を算出する相関係数演算部と、該相関係数演算部で算出された相関係数と前記期待発電出力・増減演算部で算出された増減状態値によりそれぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の出力調整を行うか否かの判定を行う出力調整判定部と、該出力調整判定部の出力調整指令値を算出する出力調整指令演算部と、それぞれの前記再生可能エネルギー発電設備の出力制限した電力量の累積値を算出する累積出力制限量演算部とから成ることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。

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