JP6397688B2 - 蓄電池制御装置および蓄電池制御方法 - Google Patents

Description

本発明による実施形態は、蓄電池制御装置および蓄電池制御方法に関する。

電力系統に接続される風力発電設備には、風力発電設備を電力系統に連系して運転させるために、電力系統に送電される電力を電力系統の必要量に合わせて制御する制御装置が併設されることがある。この種の制御装置の一例として、風力発電設備の出力電力の変動を充放電によって吸収する蓄電池が知られている。

蓄電池が併設される風力発電設備においては、絶えず不規則に変動する風力発電出力に対して、電力系統に送電される風力発電出力と充放電出力との合成出力の変動幅を、電力系統との連系条件が定義する変動幅に収めるように、蓄電池を充放電させる。

蓄電蓄の充放電に際しては、蓄電池制御装置により、一次遅れや移動平均などの手法によって、風力発電出力の変動成分を演算し、演算した変動成分に基づいて、風力発電出力と充放電出力との合成出力値が平準化されるような合成出力値の目標値を求める。そして、蓄電池制御装置は、求められた合成出力値の目標値に応じた充放電指令を蓄電池に出力して、蓄電池の充放電量を制御する。

しかし、このような蓄電池の充放電制御を行う場合には、風速の不規則な変動によって合成出力値の軌道が蛇行することで、この軌道に対する合成出力値の目標値の偏差が、出力の上昇側または低下側に偏ることがある。これにより、蓄電池の充放電量が増大することがある。このため、従来は、蓄電池の充放電量の増大に対応し得るように、容量が大きい蓄電池が必要であった。

特許第４５５１９２１号

本発明は、発電装置から電力系統に送電される電力を蓄電池によって平準化する際における蓄電池の充放電出力の偏りを緩和し、ひいては、蓄電池の容量の低減を図ることができる蓄電池制御装置および蓄電池制御方法を提供することを課題とする。

本実施形態による蓄電池制御装置は、第１抽出部と、第２抽出部と、電池指令補償部とを備える。第１抽出部は、電力系統に連系する発電装置の出力電力の計測値に基づいて、第１周期変動を緩和した出力電力を示す第１変動緩和電力値を抽出する。第２抽出部は、発電装置の出力電力の計測値または発電装置の出力電力に影響する物理量の計測値に基づいて、第１周期変動よりも変動周期が長い第２周期変動を緩和した出力電力を示す第２変動緩和電力値を抽出する。電池指令補償部は、電力系統に接続された蓄電池に対する充放電指令値を補償する。電池指令補償部は、第１抽出部によって抽出された第１変動緩和電力値を、第２抽出部によって抽出された第２変動緩和電力値の変化量に基づく補償値によって補償することにより、充放電指令値を補償する。

第１の実施形態による蓄電池制御装置４の構成の一例を示すブロック図である。 第１の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示すフローチャートである。 第１の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示す第１のタイムチャートである。 第１の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示す第２のタイムチャートである。 第２の実施形態による蓄電池制御装置４の構成の一例を示すブロック図である。 第２の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示すタイムチャートである。 第３の実施形態による蓄電池制御装置４の構成の一例を示すブロック図である。 蓄電池制御装置４の変形例を示すブロック図である。

以下、図面を参照して本発明に係る実施形態を説明する。本実施形態は、本発明を限定するものではない。

（第１の実施形態）
（構成例）
図１は、第１の実施形態による蓄電池制御装置４の構成の一例を示すブロック図である。図１に示すように、蓄電池制御装置４は、蓄電池制御システム１の一構成部である。蓄電池制御システム１は、大別して、発電装置の一例としての風力発電設備２と、蓄電池３と、蓄電池制御装置４と、第１計測器５１と、第２計測器５２とを備える。

風力発電設備２は、風力を利用した発電方式によって電力を発生させる。風力発電設備２は、電力系統に連系し、風力発電設備２が発生させた電力すなわち風力発電出力を、電力系統に送電する。風力発電設備２は、例えば、発電機が内蔵された風車を１台以上備えている。

蓄電池３は、風力発電設備２に併設され、風力発電設備２とともに電力系統に接続されている。蓄電池３は、後述する充放電指令値に基づいて、電力系統に送電される風力発電出力と充放電出力との合成出力の変動幅が、電力系統との連系条件が定義する変動幅に収まるように、風力発電出力の変動を吸収する。例えば、蓄電池３は、放電出力を、風力発電出力との合成出力として電力系統に送電することによって、合成出力の変動幅が出力の低下側において大きくなることを抑制する。また、蓄電池３は、風力発電出力の一部を充電することによって、合成出力の変動幅が出力の上昇側において大きくなることを抑制する。

蓄電池３は、例えば、複数の蓄電池によって構成される蓄電池群およびこれら蓄電池群を電力系統に連系させる電力変換器などを備える。なお、蓄電池３は、蓄電池群を備えた構成に限定されず、単一の蓄電池を備えた構成であってもよい。また、蓄電池３に備えられる電池は充放電可能な二次電池であれば特定に限定されず、例えば、リチウムイオン二次電池などである。

第１計測器５１は、風力発電設備２の出力電力を計測する。第１計測器５１は、風力発電設備２の出力電力の計測値（以下、風力発電出力計測値ともいう）Ｐｗを、蓄電池制御装置４に出力する。風力発電出力計測値Ｐｗは、発電装置の出力電力の計測値の一例である。

第２計測器５２は、蓄電池３の充放電電力を計測し、当該計測の結果（以下、充放電電力計測値ともいう）Ｐｂｍを、後述する積分器４６に出力する。

蓄電池制御装置４は、風力発電出力の変動に応じて、充放電出力を調整する。図１に示すように、蓄電池制御装置４は、第１抽出部の一例としての第１の一次遅れ回路４１と、第２抽出部の一例としての第２の一次遅れ回路４２と、傾向判断部４３と、電池指令補償部４４と、加算器４５と、積分器４６とを備える。傾向判断部４３および電池指令補償部４４は、例えば、これらの構成部４３、４４の機能を有する演算器によって具現化することができる。

（第１の一次遅れ回路４１）
第１の一次遅れ回路４１は、第１の時定数Ｔ１を有する。第１の時定数Ｔ１は、例えば、２０分程度の時間に相当する時定数である。図１に示すように、第１の一次遅れ回路４１の伝達関数Ｇ（ｓ）は、例えば、１／（Ｔ１ｓ＋１）である。第１の一次遅れ回路４１は、風力発電出力計測値Ｐｗを入力とし、入力された風力発電出力計測値Ｐｗを、伝達関数すなわち第１の時定数Ｔ１に応じた出力値（以下、第１の一次遅れ出力値ともいう）Ｐｔ１ｓに変換する。

第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓは、第１周期変動を緩和した発電装置の出力電力を示す第１変動緩和電力値の一例である。なお、本実施形態では、第１周期変動として、例えば、２０分程度の時間を変動周期とした短周期変動を扱う。第１の一次遅れ回路４１は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを電池指令補償部４４に出力する。

（第２の一次遅れ回路４２）
第２の一次遅れ回路４２は、第１の時定数Ｔ１よりも大きい第２の時定数Ｔ２を有する。第２の時定数Ｔ２は、例えば、５時間程度あるいは６時間程度の時間に相当する時定数である。図１に示すように、第２の一次遅れ回路４２の伝達関数Ｇ（ｓ）は、例えば、１／（Ｔ２ｓ＋１）である。第２の一次遅れ回路４２は、風力発電出力計測値Ｐｗを入力とし、入力された風力発電出力計測値Ｐｗを、伝達関数すなわち第２の時定数Ｔ２に応じた出力値（以下、第２の一次遅れ出力値ともいう）Ｐｔ２ｓに変換する。

第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓは、第１周期変動よりも変動周期が長い第２周期変動を緩和した発電装置の出力電力を示す第２変動緩和電力値の一例である。なお、本実施形態では、第２周期変動として、例えば、６時間程度の時間を変動周期とした長周期変動を扱う。第２の一次遅れ回路４２は、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓを傾向判断部４３に出力する。

（傾向判断部４３）
傾向判断部４３は、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓを入力とする。傾向判断部４３は、入力された第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓの変化量に基づいて、長周期変動の傾向を判断する。そして、傾向判断部４３は、長周期変動の傾向を示す傾向判断値の一例として、フラグＶｆｌａｇを算出する。

ここで、Ｖｆｌａｇは、風力発電出力の長周期変動の変動方向を示す。傾向判断部４３は、長周期変動の変動方向が、低下方向であると判断したときは、Ｖｆｌａｇの算出値を“−１”にする。傾向判断部４３は、長周期変動の変動方向が、上昇方向であると判断したときは、Ｖｆｌａｇの算出値を“＋１”にする。傾向判断部４３は、長周期変動の変動方向が、低下方向とも上昇方向ともいえないと判断したときは、Ｖｆｌａｇの算出値を“０”にする。傾向判断部４３は、算出されたＶｆｌａｇを電池指令補償部４４に出力する。

（電池指令補償部４４）
電池指令補償部４４は、蓄電池制御装置４から蓄電池３に対して出力される充放電指令値を、充放電指令値の生成前に事前に補償する。電池指令補償部４４は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓの変化量に基づく補償値によって補償することで、充放電指令値を事前に補償する。

具体的には、電池指令補償部４４は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを、風力発電出力と充放電出力との合成出力値の仮目標値とする。また、電池指令補償部４４は、傾向判断部４３から入力されたＶｆｌａｇに基づいて、ゲインを算出する。ゲインは、補償値の一例である。電池指令補償部４４は、算出されたゲインを、仮目標値である第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓに対して加えたり減じたりすることで、風力発電出力と充放電出力との合成出力値の目標値（以下、合成出力目標値ともいう）Ｐｔを算出する。

合成出力目標値Ｐｔは、風力発電出力計測値Ｐｗの短周期変動成分を第１の一次遅れ回路４１によって鈍らせることで得られた仮目標値Ｐｔ１ｓを、長周期変動の変動方向に応じて修正した値である。このような合成出力目標値Ｐｔは、風力発電出力の短周期変動に加えて、長周期変動の変動方向をも考慮して、風力発電出力と充放電出力との合成出力値の軌道が、上昇側および低下側のいずれにも偏らないように調整した値である。蓄電池制御装置４は、このような合成出力目標値Ｐｔを達成するように後述の充放電指令値Ｐｂを蓄電池３に出力することで、充電方向および放電方向への偏りが少ない充放電出力を得ることができる。

電池指令補償部４４は、Ｖｆｌａｇおよび後述する積分器４６による充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値に応じて、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの補償方法を変更可能である。補償方法は、例えば、ゲインをどのような値にするのか、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓに対してゲインの加算および減算のいずれを実行するのか、または、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの補償の実行の有無などである。これにより、電池指令補償部４４は、蓄電池３の実際の充放電出力の状態を考慮した合成出力目標値Ｐｔを算出することができる。この結果、蓄電池制御装置４は、充電方向および放電方向への偏りが更に少ない充放電出力を得ることができる。

（加算器４５）
図１に示すように、加算器４５は、電池指令補償部４４が第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓに基づいて算出した合成出力目標値Ｐｔと、風力発電出力計測値Ｐｗとを入力とする。加算器４５は、入力された合成出力目標値Ｐｔから、入力された風力発電出力計測値Ｐｗを減じることで、充放電指令値Ｐｂを算出する。そして、加算器４５は、算出された充放電指令値Ｐｂを、蓄電池３に出力する。

（積分器４６）
図１に示すように、積分器４６は、第２計測器５２から出力された充放電電力計測値Ｐｂｍを入力とし、充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値Ｉｎｔｇを算出する。積分器４６は、算出された積分値Ｉｎｔｇを、電池指令補償部４４に出力する。積分器４６の１回の積分期間は、予め定められた一定の期間であってもよい。積分器４６の１回の積分期間は、電池指令補償部４４が合成出力目標値Ｐｔを算出する周期よりも短い期間であればよい。

（動作例）
次に、蓄電池制御装置４の動作例について説明する。以下に説明する動作例は、蓄電池制御方法の一実施形態でもある。なお、初期状態において、蓄電池制御装置４は、充放電指令値Ｐｂによる蓄電池３の充放電制御を開始しており、積分器４６は、充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値を算出していることとする。

先ず、第１の一次遅れ回路４１は、第１計測器５１から入力された風力発電出力計測値Ｐｗに基づいて、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを抽出し、抽出した第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを電池指令補償部４４に出力する。

このとき、第２の一次遅れ回路４２は、第１計測器５１から入力された風力発電出力計測値Ｐｗに基づいて、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓを抽出し、抽出した第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓを傾向判断部４３に出力する。

次に、傾向判断部４３は、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓに基づいて、Ｖｆｌａｇを算出する。ここで、図２は、第１の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示すフローチャートである。図２には、Ｖｆｌａｇの算出過程が例示されている。

図２に示すように、傾向判断部４３は、先ず、第１のステップ（Ｓ１）において、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓの瞬時値Ｐｔ２ｓ（ｔ）から、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓの初期値Ｐｔ２ｓ（０）を減じる。以下、第１のステップ（Ｓ１）において算出された瞬時値Ｐｔ２ｓ（ｔ）と初期値Ｐｔ２ｓ（０）との差分を、変化量Ｐｔ２ｓ（ｔ）−Ｐｔ２ｓ（０）ともいう。

次いで、傾向判断部４３は、第２のステップ（Ｓ２）において、第１のステップ（Ｓ１）で算出された変化量Ｐｔ２ｓ（ｔ）−Ｐｔ２ｓ（０）が、第１の閾値Ｔｈ１（例えば、正値）より大きいか否かを判定する。そして、第２のステップ（Ｓ２）において肯定的な判定結果が得られた場合には、第３のステップ（Ｓ３）に進み、否定的な判定結果が得られた場合には、第４のステップ（Ｓ４）に進む。

ここで、第３のステップ（Ｓ３）に進んだ場合には、傾向判断部４３は、Ｖｆｌａｇの算出値を“１”にする。この値は、風力発電出力の長周期変動の上昇傾向を示す。

一方、第４のステップ（Ｓ４）に進んだ場合には、傾向判断部４３は、変化量Ｐｔ２ｓ（ｔ）−Ｐｔ２ｓ（０）が、第２の閾値Ｔｈ２（例えば、負値）より小さいか否かを判定する。そして、第４のステップ（Ｓ４）において肯定的な判定結果が得られた場合には、第５のステップ（Ｓ５）に進み、否定的な判定結果が得られた場合には、第６のステップ（Ｓ６）に進む。

ここで、第５のステップ（Ｓ５）に進んだ場合には、傾向判断部４３は、Ｖｆｌａｇの算出値を“−１”にする。この値は、風力発電出力の長周期変動の低下傾向を示す。

一方、第６のステップ（Ｓ６）に進んだ場合には、傾向判断部４３は、Ｖｆｌａｇの算出値を“０”にする。この値は、風力発電出力の長周期変動に明らかな傾向がないことを示す。

傾向判断部４３は、以上のようにして算出したＶｆｌａｇを、電池指令補償部４４に出力する。

次に、電池指令補償部４４は、第１の一次遅れ回路４１から入力された第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓと、傾向判断部４３から入力されたＶｆｌａｇと、積分器４６から入力された積分値Ｉｎｔｇとに基づいて、合成出力目標値Ｐｔを算出する。

合成出力目標値Ｐｔの算出にあたり、電池指令補償部４４は、Ｖｆｌａｇおよび積分値Ｉｎｔｇに応じて、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの補償方法を変更する。

例えば、以下の数式（１）に示すように、Ｖｆｌａｇが、風力発電出力の長周期変動の低下傾向を示し、かつ、以下の数式（２）に示すように、積分値Ｉｎｔｇが、充放電出力の放電方向への偏りを示す場合がある。

Ｖｆｌａｇ＝−１ （１）
｜ｍａｘ（Ｉｎｔｇ）｜−｜ｍｉｎ（Ｉｎｔｇ）｜＜Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ１ （２）

但し、数式（２）において、｜ｍａｘ（Ｉｎｔｇ）｜は、積分値Ｉｎｔｇの最大値の絶対値であり、｜ｍｉｎ（Ｉｎｔｇ）｜は、積分値Ｉｎｔｇの最小値の絶対値である。また、Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ１は、積分値Ｉｎｔｇの第１の閾値であり、例えば、正値である。

このような数式（１）および（２）が満足される場合、電池指令補償部４４は、以下の数式（３）に示すように、合成出力目標値Ｐｔを小さい方向に調整する。

Ｐｔ＝Ｐｔ１ｓ−Ｇ１ （３）

但し、数式（３）において、Ｇ１は、第１のゲインである。第１のゲインＧ１は、例えば、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓと第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓとの差分に比例した値であってもよく、または、定数であってもよい。

一方、以下の数式（４）に示すように、Ｖｆｌａｇが、風力発電出力の長周期変動の上昇傾向を示し、かつ、以下の数式（５）に示すように、積分値Ｉｎｔｇが、充放電出力の充電方向への偏りを示す場合がある。

Ｖｆｌａｇ＝１ （４）
｜ｍａｘ（Ｉｎｔｇ）｜−｜ｍｉｎ（Ｉｎｔｇ）｜＞Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ２ （５）

但し、数式（５）において、Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ２は、積分値Ｉｎｔｇの第２の閾値であり、例えば、正値である。Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ２は、Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ１に一致してもよく、または、Ｔｈ＿Ｉｎｔｇ１と異なってもよい。

このような数式（４）および（５）が満足される場合、電池指令補償部４４は、以下の数式（６）に示すように、合成出力目標値Ｐｔを大きい方向に調整する。

Ｐｔ＝Ｐｔ１ｓ＋Ｇ２ （６）

但し、数式（６）において、Ｇ２は、第２のゲインである。第２のゲインＧ２は、例えば、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓと第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓとの差分に比例した値であってもよく、または、定数であってもよい。

また、数式（１）および（２）が満足されず、さらに、数式（４）および（５）も満足されない場合がある。この場合、電池指令補償部４４は、合成出力目標値Ｐｔを調整しない。すなわち、電池指令補償部４４は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを、そのまま合成出力目標値Ｐｔとする。

電池指令補償部４４は、以上のようにして算出された合成出力目標値Ｐｔを、加算器４５に出力する。

次に、加算器４５は、電池指令補償部４４から入力された合成出力目標値Ｐｔから、第１計測器５１から入力された風力発電出力計測値Ｐｗを減じて、充放電指令値Ｐｂを算出する。そして、加算器４５は、算出された充放電指令値Ｐｂを、蓄電池３に出力する。

そして、蓄電池３は、充放電指令値Ｐｂに基づいた充放電を行う。

図３は、第１の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示す第１のタイムチャートである。図３は、上述の数式（１）〜（３）が適用される場合のタイムチャートを示す。

具体的には、図３Ａは、風力発電出力計測値Ｐｗ、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓ、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓおよび合成出力目標値Ｐｔのタイムチャートである。なお、図３Ａの縦軸には“発電出力”がとられているが、これは、図３Ａの各パラメータＰｗ、Ｐｔ１ｓ、Ｐｔ２ｓ、Ｐｔが、風力発電出力を示す値Ｐｗまたは風力発電出力を基準とした出力を示す値Ｐｔ１ｓ、Ｐｔ２ｓ、Ｐｔであることを意味する。図３Ｂは、充放電指令値Ｐｂのタイムチャートである。なお、図３Ｂには、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓをそのまま合成出力目標値にする場合の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓのタイムチャートが併記されている。この充放電指令値Ｐｂｔ１ｓは、風力発電出力の長周期変動が低下傾向の状況下で短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓである。図３Ｂの縦軸には“充放電出力”がとられているが、これは、図３Ｂの各パラメータＰｂ、Ｐｂｔ１ｓが、蓄電池３の充放電出力を示す値であることを意味する。また、図３Ｃは、蓄電池３の充放電量Ｅｂのタイムチャートである。なお、図３Ｃには、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓをそのまま合成出力目標値にする場合の充放電量Ｅｂｔ１ｓのタイムチャートが併記されている。この充放電量Ｅｂｔ１ｓは、風力発電出力の長周期変動が低下傾向の状況下で短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の充放電量Ｅｂｔ１ｓである。

図３Ａに示すように、時刻ｔのときの第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓの瞬時値Ｐｔ２ｓ（ｔ）は、初期値Ｐｔ２ｓ（０）に対する変化が負となる。このため、Ｖｆｌａｇの値は、風力発電出力の長周期変動の低下傾向を示す値“−１”、すなわち、上述の数式（１）を満足する値となる。また、このとき、図示はしないが、充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値Ｉｎｔｇは、最大値が０で、最小値はＭｉｎＩｎｔｇ（ｔ）である。このため、積分値Ｉｎｔｇの最大値の絶対値から、積分値Ｉｎｔｇの最小値の絶対値を減じた値は、負値となり、上述の数式（２）を満足する。

したがって、図３Ａに示すように、ゲインは、第１のゲインＧ１となる。また、数式（３）に示したように、合成出力目標値Ｐｔは、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓから第１のゲインＧ１を減じた値になる。

ここで、図３Ａに示すように、風力発電出力計測値Ｐｗすなわち風力発電出力は、穏やかに低下する場合においても、不規則な風速変動の影響によって、周期的な上昇すなわち短周期変動を繰り返しながら低下する。第１の一次遅れ回路４１は、このような風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な上昇を鈍らせて第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを得る。図３Ａに示すように、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道は、風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な上昇の繰り返しにともなって、上昇側に近付く、即ち、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道の低下の傾きが小さくなっていく。

従って、仮に、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓをそのまま合成出力目標値とする場合には、合成出力目標値の軌道は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道をそのまま反映する。すなわち、合成出力目標値の軌道は、風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な上昇の繰り返しにともなって、上昇側に近付いていく。この場合には、図３Ｂに示すように、蓄電池３に出力される充放電指令値Ｐｂｔ１ｓは、上昇側に近付いていく合成出力目標値を達成するために、電力系統への送電を増加させるようにはたらく充放電指令値Ｐｂｔ１ｓとなる。すなわち、充放電指令値Ｐｂｔ１ｓは、放電側（図３Ｂにおける負側）に偏った充放電カーブを呈する。この結果、図３Ｃに示すように、蓄電池３の充放電量Ｅｂｔ１ｓは、放電側（図３Ｃにおける負側）において大きくなる。

これに対して、電池指令補償部４４が算出する合成出力目標値Ｐｔは、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道が風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な上昇の繰り返しにともなって上昇側に近付くことを考慮した合成出力目標値Ｐｔである。すなわち、合成出力目標値Ｐｔは、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓから第１のゲインＧ１を減じた値である。このような合成出力目標値Ｐｔに基づいて加算器４５が算出する充放電指令値Ｐｂは、図３Ｂに示すように、充放電出力値０を中心として、充電側および放電側にバランスよく変動する充放電カーブを呈する。蓄電池制御装置４は、このような放電側への偏りが少ない充放電指令値Ｐｂによって蓄電池３を充放電制御する。これにより、図３Ｃに示すように、蓄電池３の充放電量Ｅｂは、放電側において十分に小さく抑えられる。

以上のように、本実施形態によれば、風力発電出力の長周期変動が低下傾向にある場合、合成出力目標値Ｐｔを低下させることで、充放電出力の放電側への偏りを緩和することができる。また、充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値Ｉｎｔｇに基づいて、実際の充放電出力の状態が放電側への偏りを示すことを判断したうえで低めの合成出力目標値Ｐｔを算出するので、充放電出力の偏りを更に有効に緩和することができる。

図４は、第１の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示す第２のタイムチャートである。図４は、上述の数式（４）〜（６）が適用される場合のタイムチャートを示す。

より具体的には、図４Ａは、図３Ａと同様に、風力発電出力計測値Ｐｗ、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓ、第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓおよび合成出力目標値Ｐｔのタイムチャートを示す。図４Ｂは、充放電指令値Ｐｂのタイムチャートを示す。また、図４Ｂは、風力発電出力の長周期変動が上昇傾向の状況下で短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓのタイムチャートを示す。図４Ｃは、蓄電池３の充放電量Ｅｂのタイムチャートを示す。また、図４Ｃは、風力発電出力の長周期変動が上昇傾向の状況下で短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の充放電量Ｅｂｔ１ｓのタイムチャートを示す。

図４Ａに示すように、時刻ｔのときの第２の一次遅れ出力値Ｐｔ２ｓの瞬時値Ｐｔ２ｓ（ｔ）は、初期値Ｐｔ２ｓ（０）に対する変化が正となる。このため、Ｖｆｌａｇの値は、風力発電出力の長周期変動の上昇傾向を示す値“＋１”、すなわち、上述の数式（４）を満足する値となる。また、このとき、図示はしないが、充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値Ｉｎｔｇは、最大値がＭａｘＩｎｔｇ（ｔ）で、最小値は０である。これにより、積分値Ｉｎｔｇの最大値の絶対値から、積分値Ｉｎｔｇの最小値の絶対値を減じた値は、上述の数式（５）を満足する。

したがって、図４Ａに示すように、ゲインは、第２のゲインＧ２となる。また、数式（６）に示したように、合成出力目標値Ｐｔは、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓに、第２のゲインＧ２を加えた値になる。

ここで、図４Ａに示すように、風力発電出力計測値Ｐｗすなわち風力発電出力は、穏やかに上昇する場合においても、不規則な風速変動の影響によって、周期的な低下すなわち短周期変動を繰り返しながら上昇する。第１の一次遅れ回路４１は、このような風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な低下を鈍らせて第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓを得る。図４Ａに示すように、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道は、風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な低下の繰り返しにともなって、低下側に近付く、即ち、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道の上昇の傾きが小さくなっていく。

従って、仮に、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓをそのまま合成出力目標値とする場合には、合成出力目標値の軌道は、風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な低下の繰り返しにともなって低下側に近付いていく。この場合、図４Ｂに示すように、蓄電池３に出力される充放電指令値Ｐｂｔ１ｓは、低下側に近付いていく合成出力目標値を達成するために、電力系統への送電を減少させるようにはたらく充放電指令値Ｐｂｔ１ｓとなる。すなわち、充放電指令値Ｐｂｔ１ｓは、充電側（図４Ｂにおける正側）に偏った充放電カーブを呈する。この結果、図４Ｃに示すように、蓄電池３の充放電量Ｅｂｔ１ｓは、充電側（図４Ｃにおける正側）において大きくなる。

これに対して、電池指令補償部４４が算出する合成出力目標値Ｐｔは、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓの軌道が風力発電出力計測値Ｐｗの周期的な低下の繰り返しにともなって低下側に近付くことを考慮した合成出力目標値Ｐｔである。すなわち、合成出力目標値Ｐｔは、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓに第２のゲインＧ２を加えた値である。このような合成出力目標値Ｐｔに基づいて加算器４５が算出する充放電指令値Ｐｂは、図４Ｂに示すように、充放電出力０を中心として、充電側および放電側にバランスよく変動する充放電カーブを呈する。蓄電池制御装置４は、このような充電側への偏りが少ない充放電指令値Ｐｂによって蓄電池３を充放電制御する。これにより、図４Ｃに示すように、蓄電池３の充放電量Ｅｂは、充電側において十分に小さく抑えられる。

以上のように、本実施形態によれば、風力発電出力の長周期変動が上昇傾向にある場合、合成出力目標値Ｐｔを上昇させることで、充放電出力の充電側への偏りを緩和することができる。また、充放電電力計測値Ｐｂｍの積分値Ｉｎｔｇに基づいて、実際の充放電出力の状態が充電側への偏りを示すことを判断したうえで高めの合成出力目標値Ｐｔを算出するので、充放電出力の偏りを更に有効に緩和することができる。

また、充放電量の最大値は、合成出力値の平準化に要する必要蓄電池容量と考えることができる。図３Ｃおよび図４Ｃによれば、本実施形態における必要蓄電池容量Ｅｂｍａｘは、短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の必要蓄電池容量Ｅｂｔ１ｓｍａｘに比べて小さいことが分かる。したがって、本実施形態によれば、蓄電池３の容量を低減することができる。これにともなって、容量が小さい安価な蓄電池３を用いることができ、合成出力値の平準化に要するコストを削減することができる。

以上述べたように、本実施形態によれば、発電装置から電力系統に送電される電力を蓄電池によって平準化する際における蓄電池の充放電出力の偏りを緩和し、ひいては、蓄電池の容量の低減を図ることができる。

（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について説明する。本実施形態の説明にあたり、第１の実施形態に対応する構成部については同一の符号を付して重複した説明は省略する。

図５は、第２の実施形態による蓄電池制御装置４の構成の一例を示すブロック図である。図５に示すように、本実施形態において、第２抽出部は、発電予測部４７である。

（発電予測部４７）
発電予測部４７は、風力発電設備２における発電機の周辺に設置された風速計６の計測値Ｖｗを入力とする。風速計６の計測値Ｖｗは、発電装置の出力電力に影響する物理量の計測値の一例である。発電予測部４７は、入力された風速計６の計測値Ｖｗに基づいて、風力発電出力の予測値（以下、風力発電出力予測値ともいう）Ｐｗ＿ｆを算出する。風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆは、第２変動緩和電力値の一例である。発電予測部４７は、例えば、発電予測部４７の機能を有する演算器によって具現化することができる。

発電予測部４７は、統計モデルおよび数値気象モデルの少なくとも一方によって、風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆを算出する。統計モデルは、トレンドモデルやカルマンフィルタなどであってもよい。数値気象モデルは、風況モデルなどであってもよい。

発電予測部４７は、算出された風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆを、傾向判断部４３に出力する。傾向判断部４３は、風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆの変化量に基づいて、風力発電出力の長周期変動の傾向を判断し、判断結果に応じたＶｆｌａｇを出力する。

本実施形態において適用される第１のゲインＧ１または第２のゲインＧ２もしくはこれらの双方は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓと風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆとの差分に比例した値であってもよく、または、定数であってもよい。

第２の実施形態のその他の構成は、第１の実施形態の対応する構成と同様でよい。

図６は、第２の実施形態による蓄電池制御装置４の動作の一例を示すタイムチャートである。図６は、風力発電出力の長周期変動が低下傾向を示す場合のタイムチャートである。すなわち、図６Ａは、風力発電出力計測値Ｐｗ、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓ、風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆおよび合成出力目標値Ｐｔのタイムチャートを示す。図６Ｂは、充放電指令値Ｐｂのタイムチャートを示す。また、図６Ｂは、風力発電出力の長周期変動が低下傾向の状況下で短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓのタイムチャートを示す。図６Ｃは、蓄電池３の充放電量Ｅｂのタイムチャートを示す。また、図６Ｃは、風力発電出力の長周期変動が低下傾向の状況下で短周期変動の緩和に特化した充放電を行う場合の充放電量Ｅｂｔ１ｓのタイムチャートを示す。

図６Ａに示すように、蓄電池制御装置４は、風力発電出力の長周期変動が低下傾向であれば、風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆおよび積分値Ｉｎｔｇに基づいて算出された第１のゲインＧ１によって、合成出力目標値Ｐｔを低めにとる。また、図示はしないが、蓄電池制御装置４は、風力発電出力の長周期変動が上昇傾向であれば、風力発電出力予測値Ｐｗ＿ｆおよび積分値Ｉｎｔｇに基づいて算出された第２のゲインＧ２によって、合成出力目標値Ｐｔを高めにとる。したがって、第１実施形態と同様の作用効果を得ることができる。

（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態について説明する。本実施形態の説明にあたり、第１の実施形態に対応する構成部については同一の符号を付して重複した説明は省略する。

図７は、第３の実施形態による蓄電池制御装置４の構成の一例を示すブロック図である。図７に示すように、本実施形態において、第１抽出部は、第１移動平均部４８である。また、第２抽出部は、第２移動平均部４９である。第１移動平均部４８および第２移動平均部４９は、例えば、これらの構成部４８、４９の機能を有する演算器によって具現化することができる。

（第１移動平均部４８）
第１移動平均部４８は、風力発電出力計測値Ｐｗを入力とする。第１移動平均部４８は、入力された風力発電出力計測値Ｐｗについての第１期間にわたる第１移動平均値Ｐｍａ１を算出する。第１移動平均値Ｐｍａ１は、第１変動緩和電力値の一例である。第１期間は、例えば、風力発電出力の短周期変動の変動周期に相当する期間である。第１期間は、例えば、２０分程度であってもよい。第１移動平均部４８は、算出された第１移動平均値Ｐｍａ１を、電池指令補償部４４に出力する。

（第２移動平均部４９）
第２移動平均部４９は、風力発電出力計測値Ｐｗを入力とする。第２移動平均部４９は、入力された風力発電出力計測値Ｐｗについての第２期間にわたる第２移動平均値Ｐｍａ２を算出する。第２移動平均値Ｐｍａ２は、第２変動緩和電力値の一例である。第２期間は、例えば、風力発電出力の長周期変動の変動周期に相当する期間である。第２期間は、例えば、５〜６時間程度であってもよい。第２移動平均部４９は、算出された第２移動平均値Ｐｍａ２を、傾向判断部４３に出力する。

傾向判断部４３は、第２移動平均値Ｐｍａ２の変化量に基づいてフラグＶｆｌａｇを算出する。電池指令補償部４４は、第１移動平均値Ｐｍａ１を、第２移動平均値Ｐｍａ２に基づくＶｆｌａｇによって補償する。

本実施形態において適用される第１のゲインＧ１または第２のゲインＧ２もしくはこれらの双方は、第１移動平均値Ｐｍａ１ｓと第２移動平均値Ｐｍａ２との差分に比例した値であってもよく、または、定数であってもよい。

第３の実施形態のその他の構成は、第１の実施形態の対応する構成と同様でよい。本実施形態においても、第１実施形態と同様の作用効果を得ることができる。

上述した第１〜第３の実施形態は、これらを適宜組み合わせてもよい。例えば、第１抽出部を第１の一次遅れ回路４１とし、第２抽出部を第２移動平均部４９としてもよい。また、第１抽出部を第１移動平均値Ｐｍａ１とし、第２抽出部を発電予測部４７または第２の一次遅れ回路４２としてもよい。

また、蓄電池制御装置は、第１抽出部および第２抽出部に加えて、第３の抽出部を備えてもよい。第３の抽出部は、発電装置の出力電力の計測値または発電出力に関する計測値に基づいて、第１周期変動よりも変動周期が長く第２周期変動よりも変動期間が短い第３周期変動を緩和した出力電力を示す第３変動緩和電力値を抽出すればよい。この場合、電池指令補償部は、第１変動緩和電力値を、第２変動緩和電力値の変化量に基づく第１の補償値と、第３変動緩和電力値の変化量に基づく第２の補償値とによって補償することにより、充放電指令値を補償すればよい。抽出部の個数は、考慮すべき周期変動の数に応じた任意の個数とすることができる。

さらに、本実施形態は、風力発電以外の再生可能エネルギーに適用してもよい。

（変形例）
第１〜第３の実施形態においては、充放電指令値Ｐｂを充放電指令値Ｐｂの生成前に事前に補償しているが、図８に示すように、充放電指令値Ｐｂｔ１ｓを充放電指令値Ｐｂｔ１ｓの生成後に事後的に補償してもよい。図８に示される蓄電池制御装置４は、第１の実施形態に示した加算器４５の替わりに、第２加算器４５１を備えている。第２加算器４５１は、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓと風力発電出力計測値Ｐｗとを入力とし、第１の一次遅れ出力値Ｐｔ１ｓから風力発電出力計測値Ｐｗを減じることで、補償前の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓを算出する。第２加算器４５１は、算出された補償前の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓを電池指令補償部４４に出力する。電池指令補償部４４は、Ｖｆｌａｇおよび積分値Ｉｎｔｇに基づいて算出されたゲインを、補償前の充放電指令値Ｐｂｔ１ｓに対して加算または減算することで、補償後の充放電指令値Ｐｂを算出する。電池指令補償部４４は、算出した充放電指令値Ｐｂを、蓄電池３に出力する。図８の構成においても、長周期変動の変動方向および充放電出力の状態を考慮したゲインを用いるので、第１〜第３の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。なお、図８の構成は、第２および第３の実施形態との組み合わせも可能である。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

４ 蓄電池制御装置
４１ 第１の一次遅れ回路
４２ 第２の一次遅れ回路
４４ 電池指令補償部

Claims (9)

1. 電力系統に連系する発電装置の出力電力の計測値に基づいて、第１周期変動を緩和した前記出力電力を示す第１変動緩和電力値を抽出する第１抽出部と、
   前記発電装置の出力電力の計測値または前記発電装置の出力電力に影響する物理量の計測値に基づいて、前記第１周期変動よりも変動周期が長い第２周期変動を緩和した前記出力電力を示す第２変動緩和電力値を抽出する第２抽出部と、
   前記第２抽出部によって抽出された前記第２変動緩和電力値の変化量に基づいて、前記第２周期変動の傾向を示す傾向判断値を算出する傾向判断部と、
   前記蓄電池の充放電電力の計測値を入力とし、当該計測値の積分値を算出する積分器と、
   前記電力系統に接続された蓄電池に対する充放電指令値を補償する電池指令補償部と、を備え、
   前記電池指令補償部は、前記傾向判断部によって算出された前記傾向判断値と前記積分器によって算出された前記積分値とに応じて、前記第１変動緩和電力値を補償する、蓄電池制御装置。
2. 前記発電装置の出力電力の計測値と、前記電池指令補償部が前記第１変動緩和電力値および前記第２変動緩和電力値に基づいて算出した前記発電装置と前記蓄電池との合成出力の目標値とに基づき、前記充放電指令値を算出する加算器を更に備えた、請求項１に記載の蓄電池制御装置。
3. 前記第１抽出部は、第１の時定数を有する第１の一次遅れ回路であり、
   前記第１変動緩和電力値は、前記発電装置の出力電力の計測値を入力とした前記第１の一次遅れ回路の出力値である、請求項１に記載の蓄電池制御装置。
4. 前記第２抽出部は、前記第１の時定数よりも大きい第２の時定数を有する第２の一次遅れ回路であり、
   前記第２変動緩和電力値は、前記発電装置の出力電力の計測値を入力とした前記第２の一次遅れ回路の出力値である、請求項３に記載の蓄電池制御装置。
5. 前記第２抽出部は、前記発電装置の出力電力に影響する物理量の計測値を入力とし、前記発電装置の出力電力の予測値を前記第２変動緩和電力値として出力する発電予測部である、請求項１に記載の蓄電池制御装置。
6. 前記発電装置の出力電力に影響する物理量の計測値は、風速の計測値であり、
   前記発電予測部は、統計モデルおよび数値気象モデルの少なくとも一方によって前記予測値を算出する、請求項５に記載の蓄電池制御装置。
7. 前記第１抽出部は、前記発電装置の出力電力の計測値を入力とし、当該計測値についての第１期間にわたる第１移動平均値を前記第１変動緩和電力値として算出する第１移動平均部である、請求項１に記載の蓄電池制御装置。
8. 前記第２抽出部は、前記発電装置の出力電力の計測値を入力とし、当該計測値についての前記第１期間よりも長い第２期間にわたる第２移動平均値を前記第２変動緩和電力値として算出する第２移動平均部である、請求項７に記載の蓄電池制御装置。
9. 電力系統に連系する発電装置の出力電力の計測値に基づいて、第１周期変動を緩和した出力電力を示す第１変動緩和電力値を抽出し、
   前記発電装置の出力電力の計測値または前記発電装置の出力電力に影響する物理量の計測値に基づいて、前記第１周期変動よりも変動周期が長い第２周期変動を緩和した出力電力を示す第２変動緩和電力値を抽出し、
   前記抽出された第２変動緩和電力値の変化量に基づいて、前記第２周期変動の傾向を示す傾向判断値を算出し、
   前記蓄電池の充放電電力の計測値の積分値を算出し、
   前記電力系統に接続された蓄電池に対する充放電指令値を補償し、
   前記算出された傾向判断値と前記算出された積分値とに応じて、前記第１変動緩和電力値の補償方法を変更する、蓄電池制御方法。

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