JP6101188B2 - ウィンドファームの制御方法および制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、風のエネルギーを利用して発電した電力を電力系統に供給する複数の風力発電装置群を有するウィンドファームの制御方法および制御装置に関する。

近年、地球温暖化対策の一つとして、風力発電の導入が世界的に盛んになってきている。風力発電の大量導入にあたっては、費用対効果の観点から一定の地域に複数台の風力発電装置を設け、それらの風力発電装置群を統括して制御し運用するウィンドファームとして設置されることが多くなっている。

特許文献１では、ウィンドファームおよび個々の風力発電装置に関して、ウィンドファームに併設した蓄電装置の充電および放電により、風速の変動による風力発電装置の出力変動を緩和する技術が開示されている。

蓄電装置併設型の風力発電所の１つの形態に出力一定制御型風力発電所がある。出力一定制御型風力発電所に対しては、発電した電力の売電先の電力会社から、系統連系するための技術要件として、
（１）単位時間ごとの発電計画値を事前に売電先に申請すること、
（２）単位時間における風力発電所の発電電力を事前に申請した発電計画値に対して、ウィンドファームの合成出力を、ウィンドファームの定格出力電力の１％以内の偏差に収めること、などが要求されている。さらに、これらの技術要件を達成できない場合は、ペナルティ料金を支払うことなども求められている（例えば、非特許文献１参照）。

特開２０１１−２２９２０５号公報

東北電力、"出力一定制御型風力発電設備の周波数変動対策に関する技術要件"、［平成２５年８月１３日検索］、インターネット＜URL：http://www.tohoku-epco.co.jp/oshirase/newene/04/pdf/h23_12.pdf＞

しかしながら、売電先の電力会社が系統連系のために求める技術要件のハードルは、風力発電業者にとって相当に高いものであり、場合によっては、売電収益が得られず、風力発電事業の事業性が成り立たないこともあり得る。ちなみに、出力一定制御型風力発電所を実現するためには、風力発電装置群の総出力電力の約８５％の蓄電システムが必要とされており、これは、例えば、４０ＭＷの風力発電装置群に対して、３４ＭＷの蓄電システムが必要なことを意味する。そのため、出力一定制御型風力発電所の設置コストは、従来の風力発電所の設置コストと比べ約１．８〜１．９倍にもなり、大幅に割高なものになっている。

本発明は、前記の課題を解決するための発明であって、出力一定制御型風力発電所の蓄電システムの蓄電容量を低減することができ、その設置コストを低減することが可能なウィンドファームの制御方法および制御装置を提供することを目的とする。

前記目的を達成するため、本発明のウィンドファームの制御方法は、１台以上の風力発電装置を含んで構成される風力発電システムと、１台以上の蓄電装置を含んで構成される蓄電システムと、を有するウィンドファームにおける、風力発電システムの出力電力と蓄電システムの充放電電力とを合わせた出力電力（例えば、出力電力ＰＳ）が、発電計画値送信手段により送信される単位時間ごとの発電計画値に収まるように、少なくとも蓄電システムの充放電を制御する処理と、時々刻々に、蓄電システムの充電率を計測し（例えば、処理Ｓ１０２）、充電率が、所定の閾値範囲（例えば、図５のＳＯＣＬＴからＳＯＣＵＴの範囲）を逸脱していれば（例えば、処理Ｓ１０３，Ｙｅｓ）、過去の充電率の計測データから未来の充電率の推移を予測し（例えば、処理Ｓ１０４）、予測された充電率の推移が、蓄電システムの制御範囲（例えば、図５のＳＯＣＬＬからＳＯＣＵＬの範囲）を逸脱するかに基づいて発電計画値の変更要否を判定し（例えば、処理Ｓ１０５）、発電計画値の変更が必要である場合、予測された充電率が、蓄電システムの制御範囲内に収まるように発電計画値を変更する（例えば、処理Ｓ１０７）処理とを、制御装置（例えば、コントローラ３）が行うことを特徴とする。

本発明によれば、出力一定制御型風力発電所の蓄電システムの蓄電容量を低減することができ、その設置コストを低減することができる。

本発明の実施形態１におけるウィンドファームを示す構成図である。 本発明の実施形態１におけるコントローラの機能ブロック図である。 本発明の実施形態１における発電計画値の変更動作を示すフローチャートである。 本発明の実施形態１における発電計画値の変更をしなかった場合の蓄電システムの充電率と出力の関係を示す特性図である。 本発明の実施形態１における発電計画値の変更をした場合の蓄電システムの充電率と出力の関係を示す特性図である。 本発明の実施形態２におけるウィンドファームの外部に風況観測装置を設置する場合を示す構成図である。 本発明の実施形態２におけるウィンドファームの外部に風況観測装置を設置する場合のコントローラの機能ブロック図である。 本発明の実施形態２における風況観測装置とウィンドファームの位置関係と風の伝搬時間を示す特性図である。 本発明の実施形態２におけるウィンドファームの外部に風況観測装置を設置する場合の蓄電池充電率と出力の関係を示す特性図である。 本発明の実施形態３における原動機付き発電機を用いる場合のウィンドファームを示す構成図である。 本発明の実施形態３における原動機付き発電機を用いる場合のコントローラの発電計画変更演算部の機能ブロック図である。 本発明の実施形態３における原動機付き発電機を用いる場合の発電計画値の変更動作を示すフローチャートである。 本発明の実施形態３における発電計画値の最短変更許可時間よりも蓄電システムの充電率の下限値到達が早い場合の、蓄電システムの充電率と出力の関係を示す特性図である。 本発明の実施形態３における発電計画値の最短変更許可時間よりもＳＯＣの下限値到達が早い場合に原動機付き発電機を起動した場合の蓄電池ＳＯＣと出力の関係を示す特性図である。 本発明の実施形態４におけるコントローラの機能ブロック図である。

以下、本発明の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。
<<実施形態１>>
図１は、実施形態１におけるウィンドファームを示す構成図である。図１に示す如く、ウィンドファーム１００は、連系用変圧器４を介して電力系統５と一箇所で接続されており、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳを供給している。ウィンドファーム１００は、風力発電システム１と、蓄電システム２と、コントローラ３（制御装置）と、風力発電システム１の出力電力ＰＷを計測してコントローラ３に送信する電力計６と、蓄電システム２の充放電電力ＰＢを計測してコントローラ３に送信する電力計７と、から概略構成されている。

ここで、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳは、風力発電システム１が発電する出力電力ＰＷに、蓄電システム２が充放電する充放電電力ＰＢが足し合わせられたものである。従って、これら三者の間には、ＰＳ＝ＰＷ＋ＰＢという関係が成り立つ。

風力発電システム１は、複数の風力発電装置１１から構成され、風力発電装置１１は、回転数およびピッチが可変、かつ、制御可能な風力発電装置である。蓄電システム２は、複数の蓄電装置２１から構成され、蓄電装置２１は、鉛蓄電池、ナトリウム硫黄電池、レドックスフロー電池、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、リチウムイオンキャパシタのいずれか一種類、あるいはこれらの組み合わせにより構成される。また、蓄電装置１２は、電気二重層キャパシタを用いる形態、二次電池と電気二重層キャパシタとを組み合わせる形態、あるいは、他の蓄電要素を組み合わせる形態などであってもよい。さらに、フライホイールなど電気エネルギーを運動エネルギーとして蓄積するものであってもよい。

電力会社８は、電力系統５を運用しており、電力系統５内の電力需要と供給のバランスを取る責任を負う。

コントローラ３は、電力会社８に対して、ウィンドファーム１００の発電計画値を申告するとともに、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳを発電計画値に従い制御する。

気象情報配信サービス１４は、ウィンドファーム１００を含む地域の、風速、風向を含む気象情報を通信等の手段により定期的に配信する機能を有する。気象情報は、例えば気象庁の提供する時系列予報などを配信するサービスを用いることができる。また、気象情報には、ウィンドファーム１００の単位時間毎の発電計画値を含んでもよい。

図２は、実施形態１におけるコントローラの機能ブロック図である。コントローラ３を構成する各機能ブロックについて説明する。なお、以下に説明するような機能を有するコントローラ３は、それぞれのブロックを専用のハードウェア制御回路で構成することにより実現することもできる。また、その一部のブロックを一つまたは複数のマイクロプロセッサで構成して実現することもできるし、あるいは、全体を一つ以上のコンピュータで構成して実現することもできる。

コントローラ３は、少なくとも発電計画変更演算部３０を含み、発電計画変更演算部３０では、蓄電システム２の充電率が不足、または過剰による充放電停止に至らないように、発電計画値３９を適正な値に変更する機能を有する。本実施形態では、発電計画値３９は、気象情報配信サービス１４等で、例えば前日に決定されているものとして説明する。なお、コントローラ３内部で、気象情報配信サービス１４からの予測気象情報等に基づいて、例えば、前日に明日の発電計画値３９を算出し、電力会社８に申告してもよい。

発電計画変更演算部３０は、蓄電システム２の充電率（ＳＯＣ：State of Charge）を計測するＳＯＣ計測手段３１（充電率計測手段）と、充電率の時間変化を記憶するＳＯＣ記憶手段３２（充電率記憶手段）と、充電率の時間変化を予測するＳＯＣ推移予測手段３３（充電率推移予測手段）と、電力計６および電力計７（図１参照）の計測値と、ＳＯＣ推移予測手段３３によるＳＯＣ推移予測値と、予め決定されている現在時刻より未来の発電計画値３９とから、発電計画値の変更が必要かを判定する発電計画値変更判定手段３４と、発電計画値の変更が必要となった場合の変更後の発電計画値を演算する発電計画値演算手段３５と、発電計画値の変更時刻を演算する発電計画値変更時刻演算手段３６と、変更後の発電計画値および変更時刻を電力会社８に送信する発電計画値送信手段３７から構成される。

図３は、実施形態１における発電計画値の変更動作を示すフローチャートである。適宜図２を参照して説明する。発電計画変更演算部３０は、処理Ｓ１０２〜処理Ｓ１０８を、２４時間繰り返す（処理Ｓ１０１）。ＳＯＣ計測手段３１は、蓄電システム２の充電率（ＳＯＣ）を計測する（処理Ｓ１０２）。ＳＯＣ推移予測手段３３は、ＳＯＣが閾値（図５参照、例えば、閾値ＳＯＣＵＴ，ＳＯＣＬＴ）を超過していれば（処理Ｓ１０３，Ｙｅｓ）、過去のＳＯＣ計測データからＳＯＣの推移を予測する（処理Ｓ１０４）。

発電計画値変更判定手段３４は、発電計画値３９とＳＯＣの推移とから発電計画値の変更要否を判定し（処理Ｓ１０５）、発電計画値の変更が必要である場合（処理Ｓ１０６，Ｙｅｓ）、発電計画値変更時刻演算手段３６は、発電計画値の変更時間を計算し、発電計画値演算手段３５は発電計画値の変更量を計算し（処理Ｓ１０７）、発電計画値送信手段３７は、変更後の発電計画値を電力会社８に送信する。なお、処理Ｓ１０３において、ＳＯＣが閾値（図５参照）を超過していなければ（処理Ｓ１０３，Ｎｏ）、処理Ｓ１０８に進む。また、処理Ｓ１０６において、発電計画値の変更が必要でない場合（処理Ｓ１０６，Ｎｏ）、処理Ｓ１０８に進む。

図４は、実施形態１における発電計画値の変更をしなかった場合の蓄電システムの充電率（ＳＯＣ）と出力の関係を示す特性図である。ここで、蓄電システム２の充電を停止する上限の値ＳＯＣＵＬを９０％、蓄電システム２の放電を停止する下限の値ＳＯＣＬＬを３０％とする。現在時刻ｔ０よりも過去において、蓄電システム２のＳＯＣは３０％以上９０％以下の範囲内である。発電計画値ＰＰと風力発電システム１の出力電力ＰＷの差分を蓄電システム２の充放電電力ＰＢによって吸収し、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳと発電計画値ＰＰとの偏差は１％以内に保たれている。しかし、時刻ｔ０以降は発電計画値ＰＰに対して風力発電システム１の出力電力ＰＷが低い状態が継続し、時刻ｔ１においてＳＯＣが３０％に到達し、放電が停止する。ｔ１以降もＰＰ≧ＰＷの状態が継続すると、その間において蓄電システム２は充電されず、偏差が１％を超える状態が続く。

なお、本実施形態における、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳと発電計画値ＰＰとの偏差による制御とは、発電計画値ＰＰに対して、ウィンドファーム１００の合成出力を、ウィンドファーム１００の定格出力電力の１％以下の偏差で制御することを意味する。

図５は、実施形態１における発電計画値の変更をした場合の蓄電システムの充電率（ＳＯＣ）と出力の関係を示す特性図である。適宜図１、図２を参照する。図５において、実施形態１における発電計画値の変更をした場合の効果を示す。蓄電システム２の充電を停止する上限の値ＳＯＣＵＬと、蓄電システムの放電を停止する下限の値ＳＯＣＬＬの内側に、発電計画値変更判定基準となる閾値ＳＯＣＵＴ，ＳＯＣＬＴを設ける。

すなわち、コントローラ３は、風力発電システム１の出力電力ＰＷと、蓄電システム２の充放電電力ＰＢとの合成の出力電力である前記ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳが、事前に設定された発電計画値ＰＰの許容範囲に収まるように、蓄電システム２の充放電を制御している。コントローラ３には、予め蓄電システム２の充放電を制御する制御範囲（例えば、下限の値ＳＯＣＬＬから上限の値ＳＯＣＵＬの範囲）内に、発電計画値ＰＰを見直す際に用いる閾値範囲（例えば、閾値ＳＯＣＬＴから閾値ＳＯＣＵＴの範囲）が設定されている。

ＳＯＣ推移予測手段３３は、現在時刻ｔ０においてＳＯＣが下側の閾値ＳＯＣＬＴを下回った場合、ＳＯＣの変化率に基づいて、ｔ０＋ΔＴの時刻ｔ１に、ＳＯＣがＳＯＣＬＬに達すると予測する。そして、発電計画値変更判定手段３４は、時刻ｔ１以降の発電計画値を変更する。これによりｔ１以降は発電計画値ＰＰに対して風力発電システム１の出力電力ＰＷが上回るため、蓄電システム２が充電されることによってＳＯＣは上昇に転じ、発電計画値ＰＰとウィンドファーム１００の出力電力ＰＳとの偏差が１％以内で制御が可能となる。

発電計画値変更時刻演算手段３６は、蓄電システム２のＳＯＣが閾値ＳＯＣＬＴを下回ってから、発電計画値ＰＰを変更するまでの時間ΔＴは、式（１）により求める。
ΔＴ＝（ＳＯＣ−ＳＯＣＬＬ）／ＳＯＣｓｌ・・・（１）

ここで、ＳＯＣは現在時刻ｔ０の蓄電システムのＳＯＣ、ＳＯＣＬＬは蓄電システム２が放電を停止するＳＯＣの下限値、ＳＯＣｓｌはＳＯＣの変化率を示す。ＳＯＣｓｌは、例えば過去３０分間のＳＯＣの計測値を線形近似した近似直線の傾きとする。

発電計画値演算手段３５は、発電計画値を変更する場合の変更量ΔＰｒｅｆを、式（２）により求める。
ΔＰｒｅｆ＝Ｐｄｉｆｆ＋ＰＣＨＧｍａｘ ・・・（２）
なお、ＰＣＨＧｍａｘは蓄電システム２の最大充電可能電力を示す。

ここでＰｄｉｆｆは、発電計画値ＰＰと、風力発電システム１の出力電力ＰＷの過去３０分間の平均値ＰＷａｖｅから、式（３）により求める。
Ｐｄｉｆｆ＝ＰＰ−ＰＷａｖｅ ・・・（３）

具体的な例として、例えば現在時刻ｔ０のＳＯＣが４５（％）、ＳＯＣＬＬが３０（％）、ＳＯＣｓｌが０．１６７（％／分）のとき、式（１）より、ΔＴは８９．８（分）となる。また、過去３０分間の発電計画値ＰＰが、風力発電システム１の最大出力の８０（％）、ＰＷａｖｅが７５（％）のとき、式（３）より、Ｐｄｉｆｆは５（％）となる。このとき、蓄電システム２の最大充電可能電力であるＰＣＨＧｍａｘが、風力発電システム１の最大出力の３０（％）とすると、式（２）より、ΔＰｒｅｆは３５（％）と決定できる。つまり、現在から８９．８分後に、発電計画値を３５％低下させることにより、変更後の発電計画値ＰＰを維持し、かつ蓄電システム２の充電率の枯渇を防止する制御が可能となる。

蓄電システム２の充放電を停止する上限の値ＳＯＣＵＬと、下限の値ＳＯＣＬＬの内側に設ける、発電計画値変更判定基準となる閾値ＳＯＣＵＴ，ＳＯＣＬＴの値は、蓄電システム２の容量の風力発電システム１の最大出力との比率、または後述する発電計画値ＰＰの変更が許可される最短変更許可時間に応じて任意に設定することが可能である。閾値ＳＯＣＵＴ，ＳＯＣＬＴの値をそれぞれ上限の値ＳＯＣＵＬ、下限の値ＳＯＣＬＬに近く設定した場合には、発電計画値ＰＰの変更が必要となる頻度は低下するが、ΔＴが小さくなる。逆に、上限の値ＳＯＣＵＬ、下限の値ＳＯＣＬＬから離して設定した場合には、発電計画値ＰＰの変更が必要となる頻度は高くなるが、ΔＴは大きくなる。上限の値ＳＯＣＵＴ、下限の値ＳＯＣＬＴはそれぞれ７０％、４５％のように固定で設定しても構わないし、日々あるいは季節ごとに設定値を変更してもよい。または、蓄電システム２の充電率の枯渇の発生状況等を学習して、枯渇が発生せず、かつ前記発電計画値の変更頻度が最小となるような値を学習により自動的に設定してもよい。

発電計画値ＰＰよりも、風力発電システム１の出力が高く、蓄電システム２の充電率が上昇する場合には、既に説明した充電率が下降する場合と同様の制御となる。つまり、式（１）中のＳＯＣＬＬをＳＯＣＵＬに変更し、式（２）中の最大充電可能電力ＰＣＨＧｍａｘを、蓄電システム２の最大放電可能電力ＰＤＣＨＧｍａｘに変更すればよい。ただし、発電計画値ＰＰは、風力発電システム１の最大出力以上に設定することはできない。発電計画値ＰＰの変更後の値が、風力発電システム１の最大出力以上となるような場合には、変更後の発電計画値ＰＰは、風力発電システム１の最大出力に設定し、風力発電システム１に出力制限を指令することにより、蓄電システム２の充電率を回復させることが可能となる。

例えば、ＳＯＣＵＬが７５％のとき、蓄電システム２のＳＯＣが、ＳＯＣＵＬを上回った場合、式（２）により求めたΔＰｒｅｆにより変更後の発電計画値ＰＰを求めた場合に、ウィンドファーム１００の定格出力電力の１１０％になったとする。このとき、実際に指令する発電計画値は１００％とする。また、蓄電システム２の充電率を下げるために、風力発電システム１の出力を、定格出力から最大放電可能電力ＰＤＣＨＧｍａｘを減じた値に制限する。

なお、ウィンドファーム１００が連系される電力系統５の火力発電所等の起動に要する時間制約と、ウィンドファーム１００の規模により、発電計画値ＰＰの変更が可能となる時間に制約が設けられる可能性がある。ウィンドファーム１００が連系する電力系統を管理する電力会社８により設定された、発電計画値ＰＰの変更が許可される最短の時間を最短変更許可時間ΔＴｍｉｎと定義する。

ΔＴ≧ΔＴｍｉｎの場合には、時刻ｔ０＋ΔＴに発電計画値を変更できる。しかしながら、ΔＴ＜ΔＴｍｉｎの場合には、時刻ｔ０＋ΔＴで発電計画値を変更することは認められない。この場合、時刻ｔ０＋ΔＴｍｉｎに発電計画値を変更することになる。そのため発電計画値ＰＰの変更が、ＳＯＣの下限値に達するのに間に合わない可能性がある。このような場合は、発電計画値ＰＰの変更判定基準である、ＳＯＣＵＴ、ＳＯＣＬＴを、より内側に設定するか、後記する実施形態２のように他の電源を併設してΔＴｍｉｎの間に必要な発電量を供給することが考えられる。

実施形態１によれば、図５に示すように、蓄電システム２の充放電を停止する上限の値ＳＯＣＵＬと、下限の値ＳＯＣＬＬの内側に、発電計画値変更判定基準となる閾値ＳＯＣＵＴ、ＳＯＣＬＴが設けられている。コントローラ３は、現在時刻ｔ０において、蓄電システムの充電率（ＳＯＣ）が下側の閾値ＳＯＣＬＴを下回った場合、ＳＯＣの変化率に基づいて、ｔ０＋ΔＴの時刻ｔ１に、ＳＯＣが下側の値ＳＯＣＬＬに達すると予測する。そして時刻ｔ１以降の発電計画値ＰＰを変更する。これにより時刻ｔ１以降は発電計画値ＰＰに対して風力発電システム１の出力電力ＰＷが上回るため、ＳＯＣは上昇に転じ、発電計画値ＰＰとウィンドファーム１００の出力電力ＰＳの偏差が許容範囲内で制御が可能となる。

<<実施形態２>>
図６は、実施形態２におけるウィンドファームの外部に風況観測装置を設置する場合を示す構成図である。風況観測装置１３は、ウィンドファーム１００に対して、ウィンドファーム１００における季節風などの卓越風向の概ね風上の方位に離れた位置に少なくとも一台設置される。風況観測装置１３は、風速、風向、気温、湿度、気圧などの気象情報のいずれか一種類、あるいは複数の情報と、気象情報を計測した時刻、風況観測装置１３が設置されている地点の緯度、経度、標高などの位置情報を、逐次あるいは一定の時間保存したものをまとめて、通信ネットワーク等を介してウィンドファーム１００のコントローラ３に対して送信する。

図７は、実施形態２におけるウィンドファームの外部に風況観測装置を設置する場合のコントローラの機能ブロック図である。図１に示した実施の形態１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

コントローラ３の発電計画変更演算部３０には、風況観測装置１３からの風速値を含む風況観測情報を入力し、数十分から数時間先の風力発電システム１の至近出力を予測する、至近出力予測手段３８を備え、至近出力予測手段３８からの出力予測値は、ＳＯＣ推移予測手段３３に入力される。

風況観測装置１３がある場合には、発電計画値ＰＰを変更する場合の変更量ΔＰｒｅfを求める式（２）は、式（４）のように変更される。
ΔＰｒｅｆ＝Ｐｄｉｆｆ＋ＰＣＨＧｍａｘ−ΔＰｆｌ・・・（４）

ここで、ΔＰｆｌは、風況観測装置１３により計測された、ウィンドファーム１００から風上方向の風況から求めた、数分から数時間後までの至近出力予測値Ｐｆｌと、現在の風力発電システム１の出力電力ＰＷから、式（５）により求める。
ΔＰｆｌ＝ＰＷ−Σ（Ｐｆｌ）／ｔ ・・・（５）
ここで、Σ（Ｐｆｌ）／ｔは、時間ｔの区間のＰｆｌの平均値を示す。

図８は、実施形態２における風況観測装置とウィンドファームの位置関係と風の伝搬時間を示す特性図である。式（５）の至近出力予測値Ｐｆｌは、風況観測装置１３と、ウィンドファーム１００の位置関係から、風況観測装置１３で現在計測された風向風速を示すベクトルがｖのとき、ｖと直角方向に仮想的な風速波面を定義する。仮想的な風速波面はその直角方向に風速ｖｓで伝播すると仮定する。仮想的な風速波面を延長して、ウィンドファーム１００と直角を成すａ点を定義すると、仮想的な風速波面の定義より、ａ点で現在時刻ｔ０に吹いている風速は風況観測装置１３で現在吹いている風速ｖｓに等しい。従ってａ点で現在時刻ｔ０に吹いている風速ｖｓがウィンドファーム１００に到達する時刻Ｔは、風況観測装置１３とウィンドファーム１００間の距離をＬ、ａ点とウィンドファーム１００間と、ウィンドファーム１００と風況観測装置１３間の直線の成す角をθとすると、式（６）で表される。
Ｔ＝ｔ０＋Ｌｃｏｓθ／ｖｓ ・・・（６）

式（６）より、ウィンドファーム１００において時刻Ｔで発生する風速の変動を予測することが可能となり、風力発電システム１の風速−出力特性（パワーカーブ）を用いて、至近出力予測値Ｐｆｌを求めることができる。

図９は、実施形態２におけるウィンドファームの外部に風況観測装置を設置する場合の蓄電システムの充電率と出力の関係を示す特性図である。式（１）で用いたＳＯＣの変化率を示すＳＯＣｓｌは、例えば過去３０分間のＳＯＣの計測値を線形近似した近似直線の傾きとしている。

これに対し、風況観測装置１３を設置する場合には、前記で求めた現在時刻ｔ０から、至近未来のｔｆ１までの至近出力予測値Ｐｆｌと、発電計画値ＰＰとの偏差と、蓄電システム２の容量と、から、時刻ｔｆ１までの蓄電システム２のＳＯＣの推移を補正することが考えられる。例えば、ある時刻ｔにおける１分間の発電計画値ＰＰと至近出力予測値Ｐｆｌの偏差がΔＰｆ（ｋＷ）のとき、該１分間の蓄電システム２のＳＯＣ変化ΔＳＯＣｆ（ｔ）は式（７）で表わされる。
ΔＳＯＣｆ（ｔ）＝ＳＯＣ（ｔ−１）＋（ΔＰｆ／６０）／ＢＥＳＳｋＷｈ・・（７）
ここで、ＢＥＳＳｋＷｈは、蓄電システム２のｋＷｈ容量を示す。

このようにして、過去３０分間のＳＯＣの計測値に加えて、時刻ｔｆ１までのＳＯＣ推移の予測から、ＳＯＣの変化率を示すＳＯＣｓｌを線形近似して近似直線の傾きを求めることによって、ＳＯＣの枯渇予測時刻を補正することが可能となる。発電計画値ＰＰを変更するまでの時間ΔＴは、例えばＳＯＣ記憶手段３２に記憶されているＳＯＣ記憶値から求めたＳＯＣ予測推移と、至近出力予測とから求めたＳＯＣ予測推移とにより求めた値の平均値とすること、または、前記蓄電システムの充電率の枯渇の発生状況等を学習して、枯渇が発生せず、かつ前記発電計画値の変更頻度が最小となるような値を学習により自動的に設定すること、などが考えられる。

<<実施形態３>>
図１０は、実施形態３における原動機付き発電機を用いる場合のウィンドファームを示す構成図である。図１に対して原動機９２により駆動される発電機９３を追加した実施形態を示している。図１０において、図１に示した実施の形態１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

発電機システム９は、燃料貯蔵装置９１、原動機９２、発電機９３を有し、発電機９３は、貯蔵した燃料を動力に変換する内燃機関である原動機９２によって駆動する発電機であり、燃料にバイオディーゼル等の再生可能エネルギーを用いることによって、ウィンドファーム１００の自然環境負荷を低減することができる。

図１１は、実施形態３における原動機付き発電機を用いる場合のコントローラの発電計画変更演算部の機能ブロック図である。図２の発電計画変更演算部３０に対して、発電機システム９の運転要否を判定する発電機運転要否判定手段４１と、発電機出力を演算する発電機出力演算手段４２、発電機システム９に運転指令する発電機運転指令手段４３を追加したものである。

図１２は、実施形態３における原動機付き発電機を用いる場合の発電計画値の変更動作を示すフローチャートである。図１２は、図３に対して、発電計画値の変更時間、変更量の計算の後に（処理Ｓ１０７）、発電機システム９の運転要否を判定（処理Ｓ１１０）と、発電機出力の計算（処理Ｓ１１１）を追加している。図１２において、図３に示した同一処理には同一符号を付し重複する説明は省略する。また、適宜図１１を参照して説明する。

発電計画値変更時刻演算手段３６が演算した変更時間が最短変更許可時間ΔＴｍｉn内にある場合、発電計画値ＰＰの変更が許可されない。この場合、発電機運転要否判定手段４１が、発電計画値変更時刻演算手段３６が演算した変更時間が最短変更許可時間ΔＴｍｉn内にあるか否かを判定し（処理Ｓ１１０）、許可されない場合、すなわち発電機９３の運転が必要な場合（処理Ｓ１１０，Ｙｅｓ）、発電機出力演算手段４２が、必要な発電機出力を計算する（処理Ｓ１１１）。なお、許可される場合、すなわち発電機９３の運転が必要でない場合（処理１１０，Ｎｏ）、処理Ｓ１０８に進む。

図１３は、実施形態３における発電計画値の最短変更許可時間よりも蓄電システムの充電率の下限値到達が早い場合の、蓄電システムの充電率と出力の関係を示す特性図である。適宜図１１を参照して説明する。蓄電システム２の充放電を停止する上限の値ＳＯＣＵＬと、下限の値ＳＯＣＬＬの内側に、発電計画値変更判定基準となる閾値ＳＯＣＵＴ，ＳＯＣＬＴを設け、現在時刻ｔ０においてＳＯＣが下側の閾値ＳＯＣＬＴを下回った場合、ＳＯＣ推移予測手段３３は、図５と同様にｔ０＋ΔＴの時刻ｔ１に、ＳＯＣがＳＯＣＬＬに達すると予測する。

ここで、時刻ｔ１に発電計画ＰＰを変更する必要があるが、前記したように、最短変更許可時間ΔＴｍｉnに対してΔＴが短い場合、つまりΔＴ＜ΔＴｍｉnの場合には、時刻ｔ１では発電計画値の変更ができず、時刻ｔ２＝ｔ０＋ΔＴｍｉnまで待つ必要がある。このとき、推定通りにＳＯＣが減少すると、時刻ｔ１でＳＯＣは下限の値ＳＯＣＬＬに到達し、放電が停止する。その結果、時刻ｔ１から時刻ｔ２の期間は蓄電システム２による発電計画値ＰＰの維持ができず、発電計画値ＰＰとウィンドファーム１００の出力電力ＰＳの偏差が±１％を逸脱してしまう。

図１４は、実施形態３における発電計画値の最短変更許可時間よりも蓄電システムの充電率の下限値到達が早い場合に、原動機付き発電機を起動した場合の蓄電システムの充電率と出力の関係を示す特性図である。図１４に示すようにΔＴ＜ΔＴｍｉｎとなったケースで、時刻ｔ０から時刻ｔ２の期間に原動機９２により発電機９３を起動する。これにより、発電機９３が起動するまでの時間を蓄電システム２の放電で発電計画値を維持すれば、以降は時刻ｔ２で計画値を変更するまでは、発電機出力をＰＧとすると、ウィンドファーム１００の出力電力ＰＳは、ＰＳ＝ＰＷ＋ＰＢ＋ＰＧとなり、発電計画値ＰＰを維持するための蓄電システム２の負担が軽くなって、ＳＯＣが下限値になるのを防止することができる。

また、発電機９３がバイオディーゼル等の高額な燃料により駆動される場合、発電機９３の運転時間が長くなると燃料消費量が増大し、運転コストの増大につながる。本発明では発電機９３の運転時間を、発電計画値ＰＰの変更までの時間に限定することによって、最小限の燃料消費で発電計画値を維持することが可能となる。なお、発電機容量は蓄電システム容量と同等程度が望ましいが、小容量であっても蓄電システム２のＳＯＣ低下緩和の効果は得られる。また、発電機容量が大容量の場合には、出力が部分負荷となり効率が低下するが、ＳＯＣ低下緩和の効果に影響はない。

発電機出力ＰＧは、式（７）により求める。
ＰＧ＝ＰＰ−ＰＷａｖｅ ・・・（７）
なお、ＰＷａｖｅは風力発電システム１の出力電力ＰＷの過去３０分間の平均値である。

これにより、蓄電システム２の放電分を発電機９３で代替することになり、蓄電システム２のＳＯＣ低下を防止することができる。

実施形態３における原動機付き発電機の運転方法としては、式（８）の条件を満たす場合に発電機を起動することも考えられる。
ＰＰ＞ＰＷ＋ＰＤＣＨＧｍａｘ ・・・（８）
このときの発電機出力は、式（９）により求める。
ＰＧ＝ＰＰ−（ＰＷ＋ＰＤＣＨＧｍａｘ） ・・・（９）

具体的に説明すると、ＰＰ＝１００（％）、ＰＷ＝５０（％）、ＰＤＣＨＧｍａｘ＝３０（％）の条件のとき、式（８）を満たすので、発電機を起動し、発電機出力は式（９）により、ＰＰ＝２０（％）となる。すると、ＰＰ＝ＰＧ＋ＰＷ＋ＰＤＣＨＧｍａｘとなり、一定制御出力を維持することが可能となる。これにより、ＳＯＣ低下を伴わない蓄電池の最大放電可能電力の不足時にも、発電計画値ＰＰを維持することが可能となる。

<実施形態４>>
図１５は、実施形態４におけるコントローラの機能ブロック図である。図１５は、図２に示すコントローラ３に翌日発電計画演算部５０と、制御指令演算部６０を追加した構成の機能ブロック図である。翌日発電計画演算部５０の翌日発電計画演算手段５１は、気象情報配信サービス１４からの風速予測値等の情報から、翌日の風力発電システム１の時系列の出力を予測し、その出力に基づいて翌日のウィンドファーム１００の発電計画値ＰＰを演算する。演算された発電計画値ＰＰは、発電計画値記憶手段５２に記憶されるとともに、発電計画値送信手段３７を介して電力会社に送られる。電力会社８では、送られたウィンドファーム１００の発電計画値ＰＰに基づき、電力会社８が制御する火力発電所等の起動停止・出力などを計画する。ウィンドファーム１００の発電計画値ＰＰは、風力発電システム１の時系列の出力予測値の、例えば３０分毎の平均値とする。

制御指令演算部６０は、蓄電システム２の充放電電力を演算する充放電電力指令演算手段６１と、風力発電システム１の出力制限指令値を演算する発電電力制限指令演算手段６２により構成される。充放電電力指令演算手段６１は、風力発電システム１の出力計測値と、発電計画値ＰＰを比較し、発電計画値ＰＰと出力計測値の差分を蓄電システム２の充放電電力として充放電電力指令手段６３を介して指令する。また、発電電力制限指令演算手段６２では、発電計画値ＰＰに対して、出力計測値が大きく、その差分が蓄電システム２の充電可能電力を超える場合には、その超過分の発電電力を制限することにより、風力発電システム１と蓄電システム２の合計出力を発電計画値ＰＰに一致させるように、発電電力指令手段６４を介して制御する。

発電計画値ＰＰに対して、出力計測値が小さく、その差分が蓄電システム２の放電可能電力を超える場合には、風力発電システム１と蓄電システム２の合計出力が発電計画値ＰＰを下回り、発電計画値ＰＰを守ることができなくなる。また、蓄電システム２の充電率（ＳＯＣ）が、蓄電システム２の稼働条件の上限値または下限値に達すると、蓄電システム２を保護するために充放電が停止し、そのために発電計画値ＰＰを守ることができなくなる。このため、既に説明した発電計画変更演算部３０による発電計画値ＰＰを変更することが有効な方法となる。

なお、本発明は前記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば前記した実施形態は本発明を分かりやす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。

１ 風力発電システム
２ 蓄電システム
３ コントローラ（制御装置）
４ 連系変圧器
５ 電力系統
６，７ 電力計
８ 電力会社
９ 発電機システム
１１ 風力発電装置
１３ 風況観測装置
１４ 気象情報配信サービス
２１ 蓄電装置
３０ 発電計画変更演算部
３１ ＳＯＣ計測手段（充電率計測手段）
３２ ＳＯＣ記憶手段（充電率記憶手段）
３３ ＳＯＣ推移予測手段（充電率推移予測手段）
３４ 発電計画値変更判定手段
３５ 発電計画値演算手段
３６ 発電計画値変更時刻演算手段（発電計画値演算手段）
３７ 発電計画値送信手段
３８ 至近出力予測手段
４１ 発電機運転要否判定手段
４２ 発電機出力演算手段
４３ 発電機運転指令手段
５０ 翌日発電計画演算部
５１ 翌日発電計画値演算手段
５２ 発電計画値記憶手段
６０ 制御指令演算部
６１ 充放電電力指令演算手段
６２ 発電電力制限指令演算手段
６３ 充放電電力指令手段
６４ 発電電力指令手段
９１ 燃料貯蔵装置
９２ 原動機
９３ 発電機
１００ ウィンドファーム
ＰＢ 充放電電力
ＰＳ，ＰＷ 出力電力
ＰＰ 発電計画値
ＳＯＣＬＬ 下限の値
ＳＯＣＵＬ 上限の値
ＳＯＣＬＴ，ＳＯＣＵＴ 閾値

Claims (9)

1. １台以上の風力発電装置を含んで構成される風力発電システムと、１台以上の蓄電装置を含んで構成される蓄電システムと、を有するウィンドファームにおける、前記風力発電システムの出力電力と前記蓄電システムの充放電電力とを合わせた出力電力が、発電計画値送信手段により送信される単位時間ごとの発電計画値に収まるように、少なくとも前記蓄電システムの充放電を制御する処理と、
   時々刻々に、前記蓄電システムの充電率を計測し、前記充電率が、所定の閾値範囲を逸脱していれば、過去の充電率の計測データから未来の充電率の推移を予測し、前記予測された充電率の推移が、前記蓄電システムの制御範囲を逸脱するかに基づいて前記発電計画値の変更要否を判定し、前記発電計画値の変更が必要である場合、前記予測された充電率が、前記蓄電システムの制御範囲内に収まるように前記発電計画値を変更する処理とを、
   制御装置が行う
   ことを特徴とするウィンドファームの制御方法。
2. 前記発電計画値を変更する処理は、前記発電計画値を変更する時間および変更する量を計算し、前記発電計画値を変更する処理である
   ことを特徴とする請求項１に記載のウィンドファームの制御方法。
3. 前記制御装置は、前記未来の充電率の推移を予測する際に、前記ウィンドファームの外部に設けられた風況観測装置から得られる情報を用いて前記風力発電システムの至近出力を予測し、前記過去の充電率の計測データと、前記予測された至近出力に基づいて前記未来の充電率の推移を予測する処理を行う
   ことを特徴とする請求項１に記載のウィンドファームの制御方法。
4. 前記ウィンドファームは、さらに、発電機を有しており、
   前記制御装置は、
   前記充電率が、前記所定の閾値範囲を逸脱した際に、前記発電計画値の変更時間および前記発電計画値の変更量を算出し、前記算出された変更時間が、前記ウィンドファームが連系する電力系統を管理する電力会社により設定された許可時間を満たさない場合に、前記発電機に起動指令をするとともに、前記許可時間後に発電機の停止指令をする処理を行う
   ことを特徴とする請求項１に記載のウィンドファームの制御方法。
5. 前記制御装置は、
   前記ウィンドファームの外部から送信される風速予測値を含む気象情報から、翌日の前記風力発電システムの時系列の出力電力を予測し、該出力電力に基づいて翌日の前記ウィンドファームの発電計画値を算出する処理と、
   前記風力発電システムの出力電力の計測値と、前記発電計画値を比較し、発電計画値と出力計測値の差分を蓄電システムの充放電電力として指令する処理と、
   前記発電計画値に対して、前記出力電力の計測値が大きく、その差分が蓄電システムの充電可能電力を超える場合には、その超過分の発電電力を制限することにより、風力発電システムと蓄電システムの合計出力を発電計画値に一致させるように制御する処理と、を行う
   ことを特徴とする請求項１から請求項４のいずれか１項に記載のウィンドファームの制御方法。
6. １台以上の風力発電装置を含んで構成される風力発電システムと、１台以上の蓄電装置を含んで構成される蓄電システムと、を有するウィンドファームにおいて、
   前記風力発電システムの出力電力と前記蓄電システムの充放電電力とを合わせた出力電力が、発電計画値送信手段により送信される単位時間ごとの発電計画値に収まるように、少なくとも前記蓄電システムの充放電を制御するウィンドファームの制御装置であって、
   前記制御装置は、
   前記蓄電システムの充電率を計測する充電率計測手段と、
   前記充電率が所定の閾値範囲を逸脱していれば、過去の充電率の計測データから未来の充電率の推移を予測する充電率推移予測手段と、
   前記予測された充電率の推移が、前記蓄電システムの制御範囲を逸脱するか否かに基づいて前記発電計画値の変更要否を判定する発電計画値変更判定手段と、
   前記発電計画値の変更が必要である場合、前記予測された充電率が、前記蓄電システムの制御範囲内に収まるように前記発電計画値を変更する発電計画値演算手段と、を有する
   ことを特徴とするウィンドファームの制御装置。
7. 前記制御装置は、さらに、
   前記ウィンドファームの外部に設けられた風況観測装置から得られる情報を用いて前記風力発電システムの至近出力を予測する至近出力予測手段を有し、
   前記制御装置は、前記未来の充電率の推移を予測する際に、前記過去の充電率の計測データと、前記予測された至近出力に基づいて前記未来の充電率の推移を予測する
   ことを特徴とする請求項６に記載のウィンドファームの制御装置。
8. 前記ウィンドファームは、さらに、発電機を有しており、
   前記制御装置は、さらに、
   前記充電率が所定の閾値範囲を逸脱した際に、前記発電計画値の変更時間および前記発電計画値の変更量を算出し、前記算出された変更時間が、前記ウィンドファームが連系する電力系統を管理する電力会社により設定された許可時間を満たさない場合に、前記発電機に起動指令をするとともに、前記許可時間後に発電機の停止指令をする発電機運転指令手段を有する
   ことを特徴とする請求項６に記載のウィンドファームの制御装置。
9. 前記制御装置は、さらに、
   前記ウィンドファームの外部から送信される風速予測値を含む気象情報から、翌日の前記風力発電システムの時系列の出力電力を予測し、該出力電力に基づいて翌日の前記ウィンドファームの発電計画値を演算する翌日発電計画値演算手段と、
   前記風力発電システムの出力電力の計測値と、前記発電計画値を比較し、発電計画値と出力計測値の差分を蓄電システムの充放電電力として指令する充放電電力指令演算手段と、
   前記発電計画値に対して、前記出力電力の計測値が大きく、その差分が蓄電システムの充電可能電力を超える場合には、その超過分の発電電力を制限することにより、風力発電システムと蓄電システムの合計出力を発電計画値に一致させるように制御する発電電力制限指令演算手段と、を有する
   ことを特徴とする請求項６から請求項８のいずれか１項に記載のウィンドファームの制御装置。

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