JP6543167B2 - 再生可能エネルギー発電システム、再生可能エネルギー発電システムの制御装置、及び再生可能エネルギー発電システムの制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、風又は太陽光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風力発電装置又は太陽光発電装置と、風力発電装置又は太陽光発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置を有する再生可能エネルギー発電システムに関する。

近年、地球温暖化対策の一つとして、風力発電及び太陽光発電の導入が世界的に盛んになってきている。風力発電及び太陽光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又は太陽光発電装置を設け、それらの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（風力発電装置群）又はソーラーファーム（太陽光発電装置群）として設置されることが多くなっている。

例えば、ウィンドファームの系統連系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を事前に売電先に申告すること、
（２）単位時間における風力発電所の発電電力を事前に申告した発電計画に対して、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２％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、ウィンドファームの連系を取り消すことなども求められている。（例えば、非特許文献１参照）。

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、ウィンドファームの総出力電力の約６７％の蓄電装置が必要とされており、これは、例えば、５１ＭＷのウィンドファームに対して、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、従来のウィンドファームの設置コストと比べ約１．６７倍にもなり、大幅に割高なものになっている。（例えば、非特許文献２参照）。

ウィンドファームに併設する蓄電装置の容量を削減する技術として、例えば、特許文献１及び特許文献２のような技術がある。

特許文献１には、「蓄電システムの充電率を計測し、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、予測された充電率の推移が、蓄電システムの制御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、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、蓄電システムの制限範囲内に収まるように発電計画値を変更する制御方法」が開示されている。

また、特許文献２には、「風速予測値の信頼度を示す予測信頼度指標に基づいて、ＷＦ現在出力とＷＦ予測出力との充放電量の目標値への寄与率を変化させる」方法が開示されている。

また、特許文献３には、「一定期間の過去における風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の最大値と最小値から、次の制御期間（制御周期）における出力可能範囲を決定する」方法が開示されている。

特開２０１５-８０３５９号公報 特開２０１４-１２８１８４号公報 特開２００９-７９５５９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２７年８月２６日検索］、インターネット＜URL：http://www.tohoku-epco.co.jp/oshirase/newene/04/pdf/h23_12.pdf＞ NEDO、"再生可能エネルギー技術白書 9章 系統サポート技術"、p.32［平成２７年１０月８日検索］、インターネット＜http://www.nedo.go.jp/content/100544824.pdf＞ 東北電力、"周波数変動対策に関する技術要件"、［平成２７年１０月２０日検索］、インターネット＜https://www.tohoku-epco.co.jp/oshirase/newene/04/pdf/h27_01.pdf＞

特許文献１では、蓄電池の充電率の履歴データから計算する充電率の変化率に基づいて、発電計画の申告時刻の充電率計測値から数時間後の運用時刻の充電率を予測する。これは、充電率が時間に応じて線形に上昇又は低下することが前提の予測手法である。気象条件によっては、ウィンドファーム設置点の風速が大きく変動し、発電計画の申告時刻と運用時刻の間で充電率が非線形に変動することがある。そのため、特許文献１の予測手法では、充電率の予測誤差が大きくなり、充電率を制限範囲内に収めることができない可能性がある。

また、特許文献２及び特許文献３では、発電計画値を事前に申告する場合の対策が記載されていない。

本発明は、前記の課題を解決するための発明であって、発電計画の申告時刻と運用時刻の間で蓄電装置の充電率が非線形に変動する場合であっても、蓄電装置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再生可能エネルギー発電システム、再生可能エネルギー発電システムの制御装置、及び再生可能エネルギー発電システムの制御方法を提供することを目的とする。

前記目的を達成するため、本発明の再生可能エネルギー発電システムは、再生可能エネルギーを利用した発電装置と、発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、発電装置と蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、制御装置は、気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、気象情報の予測値に基づく発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、発電予測値、充電率、及び気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、発電計画決定部は、気象予測誤差指標が所定値を超える場合、発電予測部で算出された第１発電計画値よりも減少させるように補正した第２発電計画値を採用することを特徴とする。本発明のその他の態様については、後記する実施形態において説明する。

本発明によれば、発電計画の申告時刻と運用時刻の間で充電率が非線形に変動する場合であっても、発電所システムの蓄電装置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。

第１実施形態における風力発電システムの全体構成を示す図である。 第１実施形態における制御装置の構成を示す図である。 第１実施形態における気象予測誤差指標の計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は風速予測値の時間変化、（ｂ）は発電予測値の時間変化、（ｃ）は気象予測誤差指標の時間変化である。 第１実施形態における発電計画決定部の構成を示す図である。 第１実施形態における発電計画決定部の全体処理を示すフローチャートである。 第１実施形態における発電計画決定部の詳細処理を示すフローチャートである。 第１実施形態における気象予測誤差指標に基づいて発電計画値を変更した場合のグラフであり、（ａ）は気象予測誤差指標を示すグラフ、（ｂ）第２発電計画値の補正ゲインを示すグラフ、（ｃ）は第１発電計画値、第２発電計画値、及び風力発電装置１００の発電実績値を示すグラフ、（ｄ）は蓄電装置の充放電電力を示すグラフ、（ｅ）は蓄電装置の充電率を示すグラフ、（ｆ）は第２発電計画値に対する発電実績値と充放電電力の和の偏差を示すグラフである。 特許文献２の手法における気象予測誤差指標の計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は発電予測値を示すグラフ、（ｂ）は気象予測誤差指標を示すグラフ、（ｃ）は発電実績値を示すグラフである。 第１実施形態の変形例１における制御装置の構成を示す図である。 第１実施形態の変形例１における気象予測誤差指標の計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は風速予測値を示すグラフ、（ｂ）は発電予測値を示すグラフ、（ｃ）は気象予測誤差指標を示すグラフである。 第１実施形態の変形例２における制御装置の構成を示す図である。 第１実施形態の変形例２における気象予測誤差指標の計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は風向予測値ＷＤＦと発電予測誤差との関係を示すグラフ、（ｂ）は風向予測値ＷＤＦと気象予測誤差指標Ｒの関係を示すグラフである。 第２実施形態における風力発電システムの全体構成を示す図である。 第２実施形態における制御装置の構成を示す図である。 第２実施形態における発電計画決定部の構成を示す図である。 第２実施形態における起動停止決定部の処理を示すフローチャートである。 第２実施形態における気象予測誤差指標に基づいて発電計画値を変更した場合のグラフであり、（ａ）は気象予測誤差指標を示すグラフ、（ｂ）原動機付き発電装置出力を示すグラフ、（ｃ）は第２発電計画値、及び風力発電装置の発電実績値を示すグラフ、（ｄ）は蓄電装置の充放電電力を示すグラフ、（ｅ）は蓄電装置の充電率を示すグラフ、（ｆ）は第２発電計画値との発電実績値と充放電電力の和の偏差を示すグラフである。 第３実施形態における太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第３実施形態における原動機付き発電装置を備えた太陽光発電システムの全体構成を示す図である。

本発明を実施するための形態（以下、実施形態という）について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。

＜第１実施形態＞
図１は、第１実施形態における再生可能エネルギー発電システムである風力発電システムの全体構成を示す図である。図１は、風力発電システム１０００と、電力系統２０００と、電力会社３０００と、少なくとも２つの気象情報配信サービス４０００（４０００ａ、４０００ｂ）で構成される。気象情報配信サービス４０００は、総称するときに符号４０００、個別に指すときに符号４０００ａ，４０００ｂを用いる。この点については他についても同様である。

風力発電システム１０００は、少なくとも１つの風力発電装置１００（１００ａ、１００ｂ）と、少なくとも１つの蓄電装置２００と、系統連系変圧器３００と、監視制御装置４００で構成される。なお、風力発電装置１００と蓄電装置２００が接続される地点を連系点５００とした。

電力会社３０００は、電力系統２０００を運用しており、電力系統２０００における電力の需要と供給のバランスを取る責任を負う。

気象情報配信サービス４０００（４０００ａ、４０００ｂ）は、風力発電システム１０００を含む地域の、風速、風向等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。

次に、風力発電システム１０００を構成する各部について説明する。
風力発電装置１００（１００ａ、１００ｂ）は、風力発電機１１０（１１０ａ、１１０ｂ）と、風力発電装置用変圧器１２０（１２０ａ、１２０ｂ）と、風車制御部１３０（１３０ａ、１３０ｂ）で構成される。

風力発電機１１０は、風力を電力にエネルギー変換する。風力発電装置用変圧器１２０は、風力発電機１１０を電力系統２０００に接続するために、風力発電機１１０の端子電圧を昇圧して連系点５００の電圧に一致させる。風車制御部１３０は、風力発電機１１０のピッチ角又は回転数を制御して、風力発電機１１０の発電電力を減少させる機能を有する。

蓄電装置２００は、蓄電池２１０と、電力変換器２２０と、蓄電装置用変圧器２３０と、蓄電池制御部２４０で構成される。蓄電池２１０は、風力発電装置１００（１００ａ、１００ｂ）が発電した電力を充電し、また電力系統２０００に電力を放電する。なお、蓄電池２１０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２００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良い。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良い。

電力変換器２２０は、蓄電池２１０が充電するために風力発電装置１００が発電した交流電力を直流電力に変換し、また蓄電池２１０が放電する直流電力を電力系統２０００に送るために交流電力に変換する。さらに、蓄電池制御部２４０から指令される充放電出力目標値に追従するように、蓄電池２１０の充放電出力を制御する。

蓄電装置用変圧器２３０は、蓄電装置２００を電力系統２０００に接続するために、電力変換器２２０の電力系統側の端子電圧を昇圧して連系点５００の電圧に一致させる。
蓄電池制御部２４０は、電力変換器２２０に充放電出力目標値を送る。また、蓄電池２１０の充電率（ＳＯＣ：State Of Charge）を取得する。系統連系変圧器３００は、風力発電装置１００及び蓄電装置２００を電力系統２０００に連系するため、連系点５００の電圧を昇圧して電力系統２０００の電圧と一致させる。

監視制御装置４００は、制御装置４１０と、監視装置４２０で構成される。制御装置４１０は、気象情報配信サービス４０００から風速予測値と、風車制御部１３０から風力発電装置１００の発電出力と、蓄電池制御部２４０から蓄電装置２００の充電率を受信する。そして、受信したデータから風力発電システム１０００の発電計画値を演算し、発電計画値を電力会社３０００に送信する。また、発電計画に応じて風力発電装置１００及び蓄電装置２００の制御指令を演算し、風車制御部１３０・蓄電池制御部２４０に制御指令を送信する。監視装置４２０は、制御装置４１０の入出力データ及び演算処理の中間データをモニタに表示する。

次に、制御装置４１０の機能について説明する。
図２は、第１実施形態における制御装置の構成を示す図である。図２を用いて、制御装置４１０の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制御装置４１０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又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。

制御装置４１０は、気象予測取得部４１１と、充電率取得部４１２と、発電出力取得部４１３と、発電予測値演算部４１４（発電予測部）と、気象予測誤差指標演算部４１５と、発電計画決定部４１６と、制御指令決定部４１７で構成される。

気象予測取得部４１１は、気象情報配信サービス４０００から風速予測値ＷＳＦ（第１風速予測値ＷＳＦ１、第２風速予測値ＷＳＦ２）を取得する。充電率取得部４１２は、蓄電装置２００の蓄電池制御部２４０から充電率を取得する。発電出力取得部４１３は、風力発電装置の発電実績値ＰＧＡを取得する。発電予測値演算部４１４は、第１風速予測値ＷＳＦ１、第２風速予測値ＷＳＦ２に対応する風力発電装置１００の第１発電予測値ＰＧＦ１、第２発電予測値ＰＧＦ２を算出する。例えば、発電予測値演算部４１４は、風力発電装置１００に対して予め定まる風速と発電出力の相関関係に基づいて風力発電装置１００の発電出力を予測する。

図３は、第１実施形態における気象予測誤差指標Ｒの計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は風速予測値ＷＳＦの時間変化、（ｂ）は発電予測値ＰＧＦの時間変化、（ｃ）は気象予測誤差指標Ｒの時間変化である。気象予測誤差指標演算部４１５は、図３（ａ）に示す異なる方式の少なくとも２つの風速予測値ＷＳＦである第１風速予測値ＷＳＦ１、第２風速予測値ＷＳＦ２から、図３（ｂ）に示す第１風速予測値ＷＳＦ１、第２風速予測値ＷＳＦ２に対応する第１発電予測値ＰＧＦ１、第２発電予測値ＰＧＦ２を計算する。そして、第１発電予測値ＰＧＦ１、第２発電予測値ＰＧＦ２における相互の差分（｜ＰＧＦ１−ＰＧＦ２｜）を、図３（ｃ）に示す気象予測誤差指標Ｒとして算出するように構成される。

ここで、第１風速予測値ＷＳＦ１は、対象のウィンドファームを含む広域気象予報によって得られる。例えば、広域気象予報では、地球全体をカバーする全球モデルを用いて風速を予測する。全球モデルの格子間隔は２０ｋｍであり、１週間先までの風速予測が可能である。

一方、第２風速予測値ＷＳＦ２は、ウィンドファーム地点の局所気象予報によって得られる。例えば、局所気象予報では、地形データと、統計データと、広域気象予報に基づく第１風速予測値ＷＳＦ１等を入力とする気象予測システムを用いて風速を予測する。気象予測システムの格子間隔は２．５ｋｍであり、数日先までの風速予測が可能である。

一般的に、第１風速予測値ＷＳＦ１に対応する第１発電予測値ＰＧＦ１と第２風速予測値ＷＳＦ２に対応する第２発電予測値ＰＧＦ２の差分（｜ＰＧＦ１−ＰＧＦ２｜）が大きい時刻は、広域の２０ｋｍ格子間隔内の気象条件の変動が速く風速予測誤差が大きくなりやすい。

そこで、本実施形態では、第１発電予測値ＰＧＦ１と第２発電予測値ＰＧＦ２の乖離の大きさが予め設定した閾値より大きい時刻は、気象予測の信頼性が低いと判定する。なお、気象予測誤差指標Ｒ、発電予測値ＰＧＦ、及び発電実績値の過去データに基づいて、閾値を更新しても良い。例えば、気象予測誤差指標Ｒが閾値以下となった各時間断面の発電予測値ＰＧＦと発電実績値から予測誤差を計算し、予測誤差が蓄電装置２００の定格出力以下となる時間断面が全体の９５％となるように閾値を調整する。

図２に戻り、発電計画決定部４１６は、発電予測値演算部４１４で算出された風力発電装置１００の発電予測値ＰＧＦ（第１発電予測値ＰＧＦ１、第２発電予測値ＰＧＦ２）と、蓄電装置２００の充電率ＳＯＣと、気象予測誤差指標Ｒに応じて、蓄電装置の充電率が適正範囲内に収まるように第２発電計画値ＰＧＰ２を決定する。

ここで、風力発電装置１００の発電予測値ＰＧＦ（第１発電予測値ＰＧＦ１、第２発電予測値ＰＧＦ２）のみに依存して第２発電計画値ＰＧＰ２を決定すると、発電予測値ＰＧＦ（第１発電予測値ＰＧＦ１、第２発電予測値ＰＧＦ２）が発電実績値ＰＧＡから大きく外れた場合に、蓄電装置２００の充放電出力が大きくなり、充電率ＳＯＣの変動が大きくなってしまう。蓄電装置２００の蓄電容量は、充電率ＳＯＣの変動が蓄電装置２００に定められた適正範囲内に収まる容量とする必要があるので、充電率の変動が大きいと、その変動に対応可能な大容量の蓄電装置２００を設置する必要があり、設備コストを増大させてしまう。

制御指令決定部４１７は、発電計画決定部４１６で算出された第２発電計画値ＰＧＰ２と蓄電装置２００の充電率ＳＯＣと風力発電装置１００の発電実績値ＰＧＡに応じて、風力発電システム１０００から電力系統２０００に送られる電力が第２発電計画値ＰＧＰ２に追従するように蓄電装置２００の充放電出力を決定する。また、蓄電装置２００の充電率ＳＯＣ又は充電出力が定められた適正範囲の上限に達する場合は、風力発電装置１００の発電出力の抑制量を決定する。

一方、蓄電装置２００の充電率ＳＯＣ又は放電出力が定められた適正範囲の下限に達する場合は、風速に応じた最大出力で運転している風力発電装置１００の発電出力を増加させることはできないため、第２発電計画値ＰＧＰ２を達成することができなくなる。その場合は、電力会社３０００と事前に取り決めたペナルティが課される。

次に、発電計画決定部４１６の構成及び処理を説明する。
図４は、発電計画決定部４１６が第２発電計画値ＰＧＰ２を決定するための構成を示すブロック図である。発電計画決定部４１６は、最適発電予測値演算部１と、第１発電計画値演算部２と、発電計画補正部３と、ゲイン切替え信号決定部４と、ゲイン切替え部５と、充電率ゲイン決定部６で構成される。

図５及び図６を用いて、第２発電計画値ＰＧＰ２を決定する処理を説明する。まず、図５は、予め設定した周期で電力会社３０００に、第２発電計画値ＰＧＰ２を事前申告する処理を示すフローチャートである。

（処理Ｓ１０１及び処理Ｓ１０５）
発電計画決定部４１６は、第２発電計画値ＰＧＰ２の申告周期で処理Ｓ１０２〜処理Ｓ１０４を繰り返す。発電計画値の申告周期は、申告先の電力会社３０００と事前に取り決めた期間に設定するか、あるいは気象情報配信サービス４０００の風速予測値ＷＳＦの配信周期に設定しても良い。

（処理Ｓ１０２）
気象情報配信サービス４０００（４０００ａ、４０００ｂ）から風速予測値ＷＳＦ（第１風速予測値ＷＳＦ１、第２風速予測値ＷＳＦ２）を取得する。例えば、気象情報配信サービスは、１週間先までの風速予測値ＷＳＦを最新予測値に更新して１日に４回配信する。そのため、処理Ｓ１０２が実行される時点で最新の風速予測値ＷＳＦを取得することが望ましい。

（処理Ｓ１０３）
処理Ｓ１０２で取得した風速予測値ＷＳＦ（第１風速予測値ＷＳＦ１、第２風速予測値ＷＳＦ２）等に基づいて発電計画値を演算する。予め定められた申告期限までに、第２発電計画値ＰＧＰ２を電力会社３０００に申告する必要がある。申告期限は、電力会社３０００が風力発電の発電不足を補償するための発電機の起動時間を確保できる程度に設定することが望ましい。そこで、本実施形態では申告期限を６時間程とした。発電計画値の決定方法は、図６を用いて後述する。

（処理Ｓ１０４）
処理Ｓ１０３の第２発電計画値ＰＧＰ２を電力会社３０００に事前申告する。

図６は、発電計画決定部４１６が第２発電計画値ＰＧＰ２を決定するための処理を示すフローチャートである。各ステップの処理を以下に示す。

（処理Ｓ２０１）
発電計画決定部４１６は、第２発電計画値ＰＧＰ２の申告時刻の度に、処理Ｓ２０１〜処理Ｓ２０８を実行する。

（処理Ｓ２０２）
最適発電予測値演算部１は、第１発電予測値ＰＧＦ１と第２発電予測値ＰＧＦ２の各々に重み係数α，βを乗じた値の和を最適発電予測値ＯＰＧＦとして算出する。なお、重み係数α，βは、発電実績値ＰＧＡの過去データから、発電実績値ＰＧＡと最適発電予測値ＯＰＧＦの差が所定値以下になるように設定する。あるいは、地形、風向、風速、季節、曜日、時刻、気圧、気圧配置、気温、降水量、湿度、前線のいずれか一つ以上と、重み係数α，βとを対応づけたテーブルを持ち、地形、風向、風速、季節、曜日、時刻、気圧、気圧配置、気温、降水量、湿度、前線に応じて重み係数α，βを変更しても良い。

（処理Ｓ２０３）
第１発電計画値演算部２は、最適発電予測値ＯＰＧＦを蓄積し、予め定めた周期で平均値を計算し、その平均値を第１発電計画値ＰＧＰ１として算出する。平均値を計算する周期は、第２発電計画値ＰＧＰ２の申告周期としても良い。

（処理Ｓ２０４〜処理Ｓ２０６）
ゲイン切替え信号決定部４は、図７に示す発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３）において、気象予測誤差指標演算部４１５が算出する気象予測誤差指標Ｒが予め定めた閾値（所定値）以上のときは（処理Ｓ２０４，Ｙｅｓ）、補正ゲインＧに気象予測誤差ゲインＧ１を選択する信号をゲイン切替え部５に出力する（処理Ｓ２０５）。気象予測誤差ゲインＧ１は、発電計画値を減少させるように補正するため、１より小さい値（例えば、０．８）に設定する。一方、気象予測誤差指標Ｒが予め定めた閾値未満のときは（処理Ｓ２０４，Ｎｏ）、補正ゲインＧに充電率ゲインＧ２を選択する信号をゲイン切替え部５に出力する（処理Ｓ２０６）。ゲイン切替え部５は、ゲイン切替え信号決定部４から送られる信号に基づいて、気象予測誤差ゲインＧ１と充電率ゲインＧ２から補正ゲインＧに採用する方を選択する。

（処理Ｓ２０７）
充電率ゲイン決定部６は、蓄電装置２００の充電率ＳＯＣに基づいて充電率ゲインＧ２を決定する。なお、図４に示す様な充電率ゲインテーブルに基づいて、充電率ゲイン（Ｇ２）を決定する。

充電率ゲインテーブルとは、充電率ＳＯＣが予め定めた範囲内（例えば、４０％≦ＳＯＣ≦７０％）の場合は、充電率ゲインを１．０に設定したテーブルである。また、充電率ＳＯＣが予め定めた範囲の下側閾値ＳＯＣＬＴより小さい場合は（例えば、ＳＯＣ＜ＳＯＣＬＴ（４０％））、充電率ゲインを１より小さい値（例えば、０．５）に設定したテーブルである。また、充電率ＳＯＣが上側閾値ＳＯＣＵＬより大きい場合は（例えば、ＳＯＣ＞ＳＯＣＵＬ（７０％））、充電率ゲインを１より大きい値（例えば、１．５）に設定したテーブルである。

（処理Ｓ２０８）
発電計画補正部３は、第１発電計画値演算部２から送られる第１発電計画値ＰＧＰ１に、充電率ゲイン決定部６から送られる補正ゲインＧを乗じて、第２発電計画値ＰＧＰ２を算出する。あるいは、補正ゲインＧを乗じたときの補正量に相当する値を第１発電計画値ＰＧＰ１に加算又は減算しても良い。

上記構成を有する発電計画決定部４１６によれば、補正ゲインＧは、気象予測誤差指標Ｒに基づいて決定されるため、補正ゲインＧによって補正される第２発電計画値ＰＧＰ２にも気象予測誤差指標Ｒが反映される。そして、風力発電装置１００の発電実績値ＰＧＡと第２発電計画値ＰＧＰ２の差分が蓄電装置２００の充放電出力となるため、気象予測誤差指標Ｒを考慮した蓄電装置２００の充放電制御が可能になる。気象予測誤差指標Ｒによって気象予測の信頼性が低いと判定される場合は、蓄電装置２００の放電電力を減少させるように補正するため、蓄電装置２００の充電率ＳＯＣが適正範囲の下限閾値に達するのを回避でき、蓄電容量を削減することが可能となる。

図７は、第１実施形態における気象予測誤差指標Ｒに基づいて発電計画値を変更した場合のグラフである。図７に示すシミュレーション結果を参照して、発電計画決定部４１６により、気象予測誤差指標Ｒに基づいて第２発電計画値ＰＧＰ２を決定した場合の蓄電容量の削減効果を説明する。

図７において、（ａ）は気象予測誤差指標Ｒを示すグラフで、（ｂ）は気象予測誤差指標Ｒに応じて決まる第２発電計画値ＰＧＰ２の補正ゲインＧを示すグラフで、（ｃ）は第１発電計画値ＰＧＰ１、第２発電計画値ＰＧＰ２、及び風力発電装置１００の発電実績値ＰＧＡを示すグラフで、（ｄ）は蓄電装置２００の充放電電力を示すグラフで、（ｅ）は蓄電装置２００の充電率ＳＯＣを示すグラフで、（ｆ）は第２発電計画値ＰＧＰ２に対する発電実績値ＰＧＡと充放電電力ＣＤＰの和（ＰＧＡ＋ＣＤＰ）の偏差（ＰＧＰ２−（ＰＧＡ＋ＣＤＰ））を示すグラフである。

図７（ａ）に示すように、時刻Ｔ０に気象予測情報を取得し、発電計画値の申告期限の時刻Ｔ１までに、申告期限の時刻Ｔ１から例えば６時間先の発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）の気象予測誤差指標Ｒを計算する。図７（ａ）に示す例では、発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）で気象予測誤差指標Ｒは予め設定した閾値より大きいため、運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）における気象予測の誤差は大きくなる。

まず、比較例として、補正前の第１発電計画値ＰＧＰ１を申告した場合について述べる。図７（ｃ）に示すように発電実績値ＰＧＡが急減するときに発電実績値ＰＧＡと第１発電計画値ＰＧＰ１の乖離が大きくなり、図７（ｄ）に示す蓄電池の放電電力が大きくなった。そして、図７（ｅ）に示す蓄電装置２００の充電率ＳＯＣは徐々に低下し、下限値に達して放電が停止した。そのため、発電実績値ＰＧＡが第１発電計画値ＰＧＰ１（比較例）より小さい時に放電による補償ができなくなり、図７（ｆ）に示す発電計画値との偏差は許容範囲を逸脱した。

一方、本実施形態の手法では、図７（ａ）の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）のように気象予測誤差指標Ｒが閾値を超えた場合は、図７（ｂ）に示す第２発電計画値ＰＧＰ２の補正ゲインＧは１より小さい値（例えば、０．８）となり、補正ゲインＧによって発電計画値は減少補正される。発電計画値の補正によって、図７（ｃ）に示すように、補正前の第１発電計画値ＰＧＰ１（比較例）と比べて補正後の第２発電計画値ＰＧＰ２は、発電実績値ＰＧＡに近い値となる。これにより、第１発電計画値ＰＧＰ１（比較例）に対して第２発電計画値ＰＧＰ２の図７（ｄ）に示す蓄電装置の放電電力は抑制されたため、図７（ｅ）に示すＳＯＣは適正範囲内に収まり、そして図７（ｅ）に示す発電計画値との偏差を許容範囲に収めることができた。

次に、特許文献２の手法（該特許文献２の図９、段落００５１参照）との比較について述べる。特許文献２の手法は、第１風速予測値ＷＳＦ１に基づく第１発電予測値ＰＧＦ１と第２風速予測値ＷＳＦ２に基づく第２発電予測値ＰＧＦ２の差分（｜ＰＧＦ１−ＰＧＦ２｜）から気象予測誤差指標を計算することに関して、本実施形態と同様である。しかし、第１風速予測値ＷＳＦ１と第２風速予測値ＷＳＦ２に用いるものが違う。本実施形態では、第１風速予測値ＷＳＦ１は広域気象予測情報から得られる風速予測値ＷＳＦであり、第２風速予測値ＷＳＦ２は局所気象予測情報から得られる風速予測値ＷＳＦである。広域気象予測情報と局所気象予測情報は、いずれも数日から１週間先までの風速予測値ＷＳＦを配信する。

それに対し、特許文献２では、第１風速予測値ＷＳＦ１は広域又は局所の気象予測情報から得られる風速予測値ＷＳＦであり、第２風速予測値ＷＳＦ２は前方風速計の計測結果に基づく風速予測値ＷＳＦである。前方風速計は、各々の風力発電装置の前方位置の風速予測点における風速を計測可能な構成を有し、例えば、ライダー（ＬＩＤＡＲ：Light Detection And Ranging）と称される計測器が用いられる。前方風速計の計測結果に基づく風速予測値ＷＳＦは、数秒から数分後までの風力予測が可能である。なお、詳細については特許文献２に記載されている。

図８は、特許文献２の手法における気象予測誤差指標の計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は発電予測値ＰＧＦを示すグラフ、（ｂ）は気象予測誤差指標Ｒを示すグラフ、（ｃ）は発電実績値ＰＧＡを示すグラフである。特許文献２では、例えば発電計画値を６時間前に電力会社に申告する連系形態の場合、時刻Ｔ０において第１風速予測値ＷＳＦ１及び第２風速予測値ＷＳＦ２を取得し、図８（ａ）に示す第１発電予測値ＰＧＦ１及び第２発電予測値ＰＧＦ２を計算したとする。このとき、第２発電予測値ＰＧＦ２は時刻Ｔ０から数分後までしか予測できないため、図８（ｂ）に示す気象予測誤差指標ＲはＴ０から数分後までしか計算できない。そのため、発電の申告期限の時刻Ｔ１までに、６時間後の発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）の気象予測誤差指標Ｒを計算することができない。

さらに、発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）の気象予測誤差指標Ｒを、時刻Ｔ０から数分後の気象予測誤差指標Ｒで代用した場合について述べる。特許文献２の手法では、気象予測誤差指標Ｒが予め設定された閾値より大きい場合には、気象予測情報から得た第１風速予測値ＷＳＦ１に基づく第１発電予測値ＰＧＦ１に代えて、前方風速計の計測結果である第２風速予測値ＷＳＦ２に基づく第２発電予測値ＰＧＦ２から発電計画値を決定する。しかし、第２発電予測値ＰＧＦ２は数分後までしか予測できないため、発電計画値の申告時刻と運用開始時刻が数時間離れている場合には、第２発電予測値ＰＧＦ２の信頼性は低くなる。

図８（ｃ）は発電計画値の申告期限の時刻Ｔ１と運用開始の時刻Ｔ２が６時間離れていると想定し、発電実績値ＰＧＡを６時間ずらしたグラフである。図８（ｃ）に示すように、元の波形と６時間ずらした波形の乖離が大きい場合は第２発電予測値ＰＧＦ２の信頼性は低い。一般的に、発電出力が短期間で変動する場合には、風速予測の精度が低くなり気象予測誤差指標Ｒは閾値を超えやすい。そのため、気象予測誤差指標Ｒが閾値を超えるときは、第２発電予測値ＰＧＦ２の信頼性は低いといえる。

以上説明したように、気象予測誤差指標Ｒに基づいて第２発電計画値ＰＧＰ２を決定することにより、蓄電装置２００による無駄な充放電を回避できるので充電率ＳＯＣの変動を小さくでき、蓄電装置の容量を削減できる。

（変形例１）
第１実施形態では２つの風速予測値ＷＳＦ（第１風速予測値ＷＳＦ１及び第２風速予測値ＷＳＦ２）に基づく２つの発電予測値ＰＧＦ（第１発電予測値ＰＧＦ１及び第２発電予測値ＰＧＦ２）から気象予測誤差指標Ｒを計算したが、第１実施形態の変形例１では１つの風速予測値ＷＳＦ（第１風速予測値ＷＳＦ１又は第２風速予測値ＷＳＦ２）に基づく１つの発電予測値ＰＧＦ（第１発電予測値ＰＧＦ１又は第２発電予測値ＰＧＦ２）から気象予測誤差指標Ｒを計算することができる。

図９は、第１実施形態の変形例１における制御装置４１０ｂの構成を示す図である。制御装置４１０から気象予測誤差指標演算部４１５ｂを変更した。制御装置４１０ｂの要素のうち、制御装置４１０と同一の符号を付けた要素については、同一の機能を有するとして、その説明を省略する。

図１０は、気象予測誤差指標演算部４１５ｂが発電予測値ＰＧＦ（第１発電予測値ＰＧＦ１又は第２発電予測値ＰＧＦ２）から気象予測誤差指標Ｒを算出する方法を説明する図である。なお、図１０は、局所気象予測情報から得られる第２風速予測値ＷＳＦ２に基づく第２発電予測値ＰＧＦ２を用いた例であるが、広域気象予測情報から得られる第１風速予測値ＷＳＦ１に基づく第１発電予測値ＰＧＦ１を用いても良い。

気象予測誤差指標演算部４１５ｂは、発電計画値の運用期間ΔＴａを含み、かつ発電計画値の運用期間ΔＴａより広い期間の気象予測誤差の評価期間ΔＴｂを予め定める。そして、気象予測誤差の評価期間ΔＴｂにおいて、図１０（ａ）に示す第２風速予測値ＷＳＦ２に基づく図１０（ｂ）に示す第２発電予測値ＰＧＦ２から、その変動量を計算したものを図１０（ｃ）に示す気象予測誤差指標Ｒとする。すなわち、変形例１の場合、気象予測誤差指標演算部４１５ｂは、気象予報の予測値の所定時間（例えば、図１０（ａ）のΔＴｂ）の変動量を表す指標（例えば、図１０（ｂ）の極点数）から気象予測誤差指標Ｒを計算する。

図１０の例では、第２発電予測値ＰＧＦ２の変動量の計算方法として、第２発電予測値ＰＧＦ２の波形の極点数を用いた。図１０（ｂ）、（ｃ）に示すように、気象予測誤差の評価期間ΔＴｂの極点数は１０個であった。極点数が多いほど気象の変化が速く気象予測の難易度は高くなるため、気象予測の誤差は大きくなる。なお、極点数の他に、気象予測誤差の評価期間ΔＴｂの第２発電予測値ＰＧＦ２の最小値と最大値の差を気象予測誤差指標Ｒとしても良い。あるいは、極点間の第２発電予測値ＰＧＦ２の差（例えば、図１０（ｂ）に示す極点１と極点２の発電予測値ＰＧＦの差）が所定値より大きい極点の数を気象予測誤差指標Ｒとしても良い。

（変形例２）
第１実施形態の変形例２では発電予測値ＰＧＦと発電実績値の履歴データから気象予測誤差指標Ｒの決定するためのテーブルを作成する。履歴データを用いるため気象予測誤差指標Ｒの精度を向上できる。

図１１は、第１実施形態の変形例２における制御装置４１０ｃの構成を示す図である。図２に示す制御装置４１０の要素に加え、風向取得部４１８、気象予測誤差指標演算部４１５ｃを含む。制御装置４１０ｃの要素のうち、制御装置４１０と同一の符号を付けた要素については、同一の機能を有するとして、その説明を省略する。

気象予測誤差指標演算部４１５ｃは、風向取得部４１８が気象情報配信サービス４０００（４０００ａ、４０００ｂ）から取得した風向予測値ＷＤＦと、風向予測値ＷＤＦの履歴データから予め作成した風向予測値ＷＤＦと気象予測誤差指標Ｒを対応づけたテーブル（例えば、図１２（ｂ）から作成されたテーブル）に基づいて気象予測誤差指標Ｒを決定する。なお、例として風向予測値ＷＤＦを用いたが、発電予測誤差と相関のある他の要素（例えば、風向、風速、季節、曜日、時刻、気圧、気圧配置、気温、降水量、湿度、前線）を代わりに用いても良い。

図１２は、第１実施形態の変形例２における気象予測誤差指標Ｒの計算方法を説明するためのグラフであり、（ａ）は風向予測値ＷＤＦと発電予測誤差との関係を示すグラフ、（ｂ）は、風向予測値ＷＤＦと気象予測誤差指標Ｒの関係を示すグラフである。図１２を参照して、風向予測値ＷＤＦと気象予測誤差指標Ｒを対応づけたテーブルの作成方法を説明する。

発電実績値ＰＧＡ、第２発電予測値ＰＧＦ２、及び風向予測値ＷＤＦの履歴データを記憶しておき、図１２（ａ）に示すように風向予測値（ＷＤＦに対する発電予測誤差（ＰＧＦ２−ＰＧＡ）をプロットし、各プロットの発電予測誤差の絶対値（｜ＰＧＦ２−ＰＧＡ｜）を計算する。そして、所定の風向範囲（例えば、６０°）に対して、図１２（ｂ）に示すように発電予測誤差の絶対値（｜ＰＧＦ２−ＰＧＡ｜）の複数プロットの平均値を求め、その平均値を気象予測誤差指標Ｒとしたテーブルを作成する。

なお、例として発電予測誤差を絶対値として扱ったが、発電予測誤差の正負のどちらか片方を用いても良い。例えば、蓄電装置２００の充電率ＳＯＣが下限値に達するのを防止したい場合には、第２発電予測値ＰＧＦ２に対して発電実績値ＰＧＡが小さい時に蓄電池２１０が放電するため、発電予測誤差（ＰＧＦ２−ＰＧＡ）が正の値だけを用いて図１２（ｂ）のテーブルを作成すれば良い。また、例として発電予測誤差の絶対値（｜ＰＧＦ２−ＰＧＡ｜）の平均値を計算したが、最大値又は９５％信頼区の上限値を計算しても良い。

ここで、特許文献３の手法との比較について述べる。特許文献３の手法は、発電実績値ＰＧＡの履歴データを用いることに関して、変形例２と同様である。しかし、特許文献３の手法は、所定の期間（特許文献３では、１９分間）前から現在の時刻までの発電実績値（ＰＧＡ）の変動範囲内に、次の制御期間（特許文献３では、現在から１分後まで）における発電実績値ＰＧＡは存在すると仮定した予測手法である。特許文献３が対象とする連系要件（非特許文献３）と本発明が対象とする連系要件（非特許文献１）の違いは、発電計画値の申告時刻の時刻Ｔ１と運用開始の時刻Ｔ２が数時間離れていることである。例えば、前述の図８（ｃ）に示すように、現在の時刻と数時間後（例えば、６時間後）の発電実績値ＰＧＡの乖離は大きいため、特許文献３の仮定は成り立たなくなる。つまり、特許文献３の手法を本発明の連系要件（非特許文献１）に適用すると、発電予測誤差は大きくなり、蓄電装置による無駄な充放電が増えて必要な蓄電装置の容量が大きくなる。

＜第２実施形態＞
図１３は、第２実施形態における原動機付き発電装置を用いる場合の風力発電システム１０００ｂを示す構成図である。図１に対して原動機６２０により駆動される発電機６３０を追加した実施形態を示している。図１３において、図１に示した風力発電システム１０００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。

原動機付き発電装置６００は、燃料貯蔵装置６１０、原動機６２０、発電機６３０、発電機用変圧器６４０、発電機制御部６５０を有し、発電機６３０は、燃料貯蔵装置６１０が貯蔵した燃料を動力に変換する内燃機関である原動機６２０によって駆動する発電機６３０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、風力発電システム１０００ｂの自然環境負荷を低減することができる。なお、発電機制御部６５０は、発電機６３０の発電出力を制御する。

図１４は、第２実施形態における原動機付き発電機装置を用いる場合の制御装置４１０ｄの機能ブロック図である。制御装置４１０ｄは、図２の制御装置４１０に対して、発電計画決定部４１６ｂの出力に原動機付き発電装置６００の起動停止指令が追加されたものである。起動停止指令は制御指令決定部４１７ｂを介して、原動機付き発電装置６００に送られる。

図１５は、発電計画決定部４１６ｂの構成を示すブロック図である。発電計画決定部４１６ｂは、図４の発電計画決定部４１６に対して、原動機付き発電装置６００の起動及び停止の計画を決定する起動停止計画決定部７を追加したものである。なお、起動停止計画決定部７の追加に伴って、図４に示す発電計画決定部４１６のゲイン切替え信号決定部４とゲイン切替え部５は省略された。

図１６は、起動停止計画決定部７の処理を示すフローチャートである。各ステップの処理を以下に示す。
（処理Ｓ２０１）
起動停止計画決定部７は、気象予測誤差指標演算部４１５が気象予測誤差指標の演算結果を更新するたびに実行される。

（処理Ｓ２０２，Ｓ２０３，Ｓ２０４）
気象予測誤差指標演算部４１５から気象予測誤差指標の計算結果を読み込んで、気象予測誤差指標Ｒが予め定めた閾値を超過するかを判定する（処理Ｓ２０２）。気象予測誤差指標Ｒが閾値を超過した場合は（処理Ｓ２０２，Ｙｅｓ）、気象予測誤差指標Ｒが閾値以上となる各時刻において、原動機付き発電装置６００が発電可能状態となるように、起動指令を決定する（処理Ｓ２０３）。なお、原動機付き発電装置６００は、起動してから実際に発電可能となるまで所定の時間（例えば、３時間）を要する。気象予測誤差指標Ｒが閾値未満となった場合は（処理Ｓ２０２，Ｎｏ）、原動機付き発電装置６００の停止指令を決定する（処理Ｓ２０４）。

図１７は、第２実施形態における気象予測誤差指標に基づいて発電計画値を変更した場合のグラフである。図１７に示すシミュレーション結果を参照して、起動停止計画決定部７により、気象予測誤差指標に基づいて原動機付き発電装置６００の起動停止計画を決定した場合の蓄電容量の削減効果について説明する。

図１７において、（ａ）は気象予測誤差指標Ｒを示すグラフで、（ｂ）は原動機付き発電装置出力を示すグラフで、（ｃ）は風力発電装置１００の発電実績値ＰＧＡ及び第２発電計画値ＰＧＰ２を示すグラフで、（ｄ）は蓄電装置２００の充放電電力を示すグラフで、（ｅ）は蓄電装置２００の充電率ＳＯＣを示すグラフで、（ｆ）は第２発電計画値ＰＧＰ２との発電実績値ＰＧＡと充放電電力ＣＤＰの和（ＰＧＡ＋ＣＤＰ）の偏差（ＰＧＰ２−（ＰＧＡ＋ＣＤＰ））を示すグラフである。

図１７（ａ）に示すように、時刻Ｔ０に気象予測情報を取得し、発電計画値の申告期限の時刻Ｔ１までに、申告期限から６時間先の発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）の気象予測誤差指標Ｒを計算する。図１７（ａ）に示す例では、発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）で気象予測誤差指標Ｒは予め設定した閾値より大きいため、運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）における気象予測の誤差は大きくなる。

まず、比較例として、気象予測誤差指標Ｒに基づいて起動停止指令を決定しなかった場合について述べる。図１７（ｂ）に示すように、発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）において、原動機付き発電機出力は０であり、原動機付き発電装置６００は停止している。この時、図１７（ｃ）に示すように、発電実績値ＰＧＡと第２発電計画値ＰＧＰ２の乖離が大きい。この乖離を補償するために原動機付き発電装置６００は起動しているが、原動機付き発電装置６００は起動してから実際に発電可能となるまで所定の時間（例えば、３時間）を要するため、まだ発電できていない。原動機付き発電装置６００の発電が遅れていることで図１７（ｄ）に示す蓄電池の放電電力が大きくなり、図１７（ｅ）に示す蓄電装置２００の充電率ＳＯＣは徐々に低下し、下限値に達して放電が停止した。発電実績値ＰＧＡが第２発電計画値ＰＧＰ２より小さい時の放電による補償ができなくなり、図１７（ｆ）に示す発電計画値との偏差は許容範囲を逸脱した。

一方、本実施形態の手法では、図１７（ａ）の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）のように気象予測誤差指標Ｒが閾値を超えた時刻に原動機付き発電装置６００が発電可能状態となるように、事前に起動指令を送る。そのため、図１７（ｂ）に示すように、発電計画値の運用期間ΔＴ（時刻Ｔ２〜時刻Ｔ３の期間）において、原動機付き発電装置６００は発電できている。そして、図１７（ｃ）に示すように発電実績値ＰＧＡと第２発電計画値ＰＧＰ２の乖離が大きい時刻においても、原動機付き発電装置６００が発電していることで、比較例に対して図１７（ｄ）に示す蓄電池の放電電力は抑制された。蓄電池の放電電力が抑制されたことで、図１７（ｅ）に示すＳＯＣは適正範囲内に収まり、そして図１７（ｅ）に示す発電計画値との偏差を許容範囲に収めることができた。

以上説明したように、気象予測誤差指標Ｒに基づいて原動機付き発電装置６００の起動停止計画を決定することにより、蓄電装置による無駄な充放電を回避できるので充電率（ＳＯＣ）の変動を小さくでき、蓄電装置の容量を削減できる。

＜第３実施形態＞
第１実施形態及び第２実施形態として、再生可能エネルギー発電システムの風力発電システム１０００について説明したが、これに限定されるわけではない。図１８及び図１９を用いて、第３実施形態として、再生可能エネルギー発電システムの太陽光発電システム５０００について説明する。

図１８は、第３実施形態における太陽光発電システムの全体構成を示す図である。図１９は、第３実施形態における原動機付き発電装置を備えた太陽光発電システムの全体構成を示す図である。図１８は、図１（第１実施形態）に対応する太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。また、図１９は、図１３（第２実施形態）に対応する太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。

図１と図１８の差異は、再生可能エネルギー発電システム内に設置される発電装置が、風力発電装置１００（１００ａ、１００ｂ）であるか太陽光発電装置７００（７００ａ、７００ｂ）であるかの違いである。図１の風力発電機１１０（１１０ａ、１１０ｂは、図１８の太陽光電池７１０（７１０ａ、７１０ｂ）に相当する。図１の風力発電装置用変圧器１２０（１２０ａ、１２０ｂ）は、図１８の太陽光発電装置用変圧器７２０（７２０ａ、７２０ｂ）に相当する。図１の風車制御部１３０（１３０ａ、１３０ｂ）は、図１８のＰＶ制御部７３０（７３０ａ、７３０ｂ）に相当する。図１の監視制御装置４００が気象情報配信サービス４０００（４０００ａ、４０００ｂ）から受信していた第１風速予測値ＷＳＦ１及び第２風速予測値ＷＳＦ２は、図１８の第１日射量予測値及び第２日射量予測値に相当する。同様に、図１３と図１９の差異も風力発電装置１００（１００ａ、１００ｂ）であるか太陽光発電装置７００（７００ａ、７００ｂ）であるかの違いである。

図１８及び図１９の各図の構成及びそれらの作用効果は、第１実施形態及び第２実施形態において述べた内容と重複するため、詳細な説明は省略するが、第１実施形態及び第２実施形態において説明した風力発電システムでの作用効果は、本実施形態の太陽光発電システムにおいても同様である。

なお、本発明は上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、上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。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態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。

また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現しても良い。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現しても良い。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid-State-Drive）等の記録装置、又は、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。

本実施形態では、発電計画の申告時刻と運用時刻の間で蓄電装置２００の充電率ＳＯＣが非線形に変動する場合であっても、出力一定制御型の再生可能エネルギー発電システム（例えば、風力発電システム１０００、太陽光発電システム５０００）の蓄電装置２００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。

すなわち、本実施形態の再生可能エネルギー発電システムは、発電計画の申告時刻と運用時刻の間で蓄電装置２００の充電率ＳＯＣが非線形に変動する場合でも、気象予測誤差指標Ｒに基づいて発電計画の申告値を変更することによって、充電率ＳＯＣを蓄電装置２００の制限範囲内に収めることができる。これにより、出力一定制御型の再生可能エネルギー発電システムの技術要件に必要な蓄電装置２００の容量を削減することができ、その設置コストを低減することができる。

１ 最適発電予測値演算部
２ 第１発電計画値演算部
３ 発電計画補正部
４ ゲイン切替え信号決定部
５ ゲイン切替え部
６ 充電率ゲイン決定部
１００ 風力発電装置
１１０ 風力発電機
１２０ 風力発電装置用変圧器
１３０ 風車制御部
２００ 蓄電装置
２１０ 蓄電池
２２０ 電力変換器
２３０ 蓄電装置用変圧器
２４０ 蓄電池制御部
３００ 系統連系変圧器
４００ 監視制御装置
４１０ 制御装置
４１１ 気象予測取得部
４１２ 充電率取得部
４１３ 発電出力取得部
４１４ 発電予測値演算部（発電予測部）
４１５ 気象予測誤差指標演算部
４１６ 発電計画決定部
４１７ 制御指令決定部
４２０ 監視装置
５００ 連系点
６００ 原動機付き発電装置
６１０ 燃料貯蔵装置
６２０ 原動機
６３０ 発電機
６４０ 発電機用変圧器
６５０ 発電機制御部
７００ 太陽光発電装置
７１０ 太陽光電池
７２０ 太陽光発電装置用変圧器
７３０ ＰＶ制御部
１０００ 風力発電システム
２０００ 電力系統
３０００ 電力会社
４０００ 気象情報配信サービス
ＷＳＦ 風力予測値（Wind Speed Forecast）
ＰＧＦ 発電予測値（Power Generation Forecast）
ＷＤＦ 風力予測値（Wind Direction Forecast）
ＰＧＰ 発電計画値（Power Generation Plan）
ＰＧＡ 発電実績値（Power Generation Actual value）
ＳＯＣ 充電率（State Of Charge）
ＣＤＰ 充放電電力（Charge and Discharge Power）
ＰＶ 太陽光電池（Photovoltaic）

Claims (11)

1. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、前記発電装置と前記蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
   前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
   前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
   前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
   前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、
   前記発電計画決定部は、前記気象予測誤差指標が所定値を超える場合、前記発電予測部で算出された第１発電計画値よりも減少させるように補正した第２発電計画値を採用する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
2. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、前記発電装置と前記蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
   前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
   前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
   前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
   前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、
   前記発電予測部は、複数の前記気象情報の予測データに対応する複数の発電予測値を計算し、
   前記気象予測誤差指標演算部は、前記複数の発電予測値における相互の差分から前記気象予測誤差指標を計算する、
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
3. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、前記発電装置と前記蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
   前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
   前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
   前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
   前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、
   前記気象予測誤差指標演算部は、前記気象予報の予測値の所定時間の変動量を表す指標から前記気象予測誤差指標を計算する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
4. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、前記発電装置と前記蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
   前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
   前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
   前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
   前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、
   前記気象予測誤差指標演算部は、前記気象予報の予測誤差と風向、風速、季節、曜日、時刻、気圧、気圧配置、気温、降水量、湿度、前線のいずれかを対応づけたテーブルから前記気象予測誤差指標を計算する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
5. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、前記発電装置と前記蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
   前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
   前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
   前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
   前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有する再生可能エネルギー発電システムであって、
   前記再生可能エネルギー発電システムは、更に原動機付き発電装置を備え、
   前記制御装置は、更に前記原動機付き発電装置の起動停止計画を決定する起動停止計画決定部を有し、
   前記起動停止計画決定部は、前記気象予測誤差指標の表す前記気象予報の予測誤差が所定値を超える場合、前記原動機付き発電装置を起動させる計画を作成する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
6. 前記制御装置は、
   前記発電計画決定部が決定した発電計画値に基づいて、前記発電装置と前記蓄電装置の制御指令を決定する制御指令決定部を有する
   ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システム。
7. 前記発電装置は、風力発電装置であり、
   前記蓄電装置は、２次電池であり、
   前記気象情報は、風向及び風速を含む気象情報である
   ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システム。
8. 前記発電装置は、太陽光発電装置であり、
   前記蓄電装置は、２次電池であり、
   前記気象情報は、日射量を含む気象情報である
   ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システム。
9. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、前記発電装置と前記蓄電装置の発電出力を制御する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
   前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
   前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
   前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
   前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、
   前記発電装置は、太陽光発電装置であり、
   前記蓄電装置は、２次電池であり、
   前記気象情報は、日射量を含む気象情報である
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
10. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、を有する再生可能エネルギー発電システムの制御装置は、
    気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得部と、
    前記気象情報の予測値に基づく前記発電装置の発電予測値を算出する発電予測部と、
    前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得部と、
    前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演算部と、
    前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて、所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定部と、を有し、
    前記発電計画決定部は、前記気象予測誤差指標が所定値を超える場合、前記発電予測部で算出された第１発電計画値よりも減少させるように補正した第２発電計画値を採用する
    ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システムの制御装置。
11. 再生可能エネルギーを利用した発電装置と、前記発電装置の発電出力の変動を緩和するための蓄電装置と、制御装置とを備える再生可能エネルギー発電システムにおいて、
    前記制御装置は、
    気象予報である気象情報の予測値を取得するための気象予測取得処理と、
    前記気象情報の予測値に基づき、前記発電装置の発電予測値を算出するための発電出力予測処理と、
    前記蓄電装置の充電率を取得する充電率取得処理と、
    前記気象予報の予測誤差の程度を表す気象予測誤差指標を演算する気象予測誤差指標演処理と、
    前記発電予測値、前記充電率、及び前記気象予測誤差指標に基づいて所定時間後の発電計画値を決定する発電計画決定処理と、
    前記発電計画値に基づいて前記発電装置及び前記蓄電装置の制御指令する装置制御処理と、を行い、
    前記発電計画決定処理は、前記気象予測誤差指標が所定値を超える場合、前記発電出力予測処理で算出された第１発電計画値よりも減少させるように補正した第２発電計画値を採用する
    ことを特徴とする発電システムの制御方法。

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