JP2007009804A - 風力発電施設の出力電力制御スケジュールシステム - Google Patents

Abstract

【課題】 電力系統の周波数変動が一定値以下になるように風力発電施設の出力電力を気象予測データに基づいてスケジュールする。
【解決手段】 風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステムは、電力系統（２０）に並列される少なくとも一つの風力発電機（２３１〜２３ｍ）を含む風力発電施設（１３）の電力系統への出力電力のスケジュールシステムであって、気象予測データに基づいて、風力発電施設から出力される電力を予測する発電出力予測手段（２１２）と、発電出力予測手段により予測された電力が電力系統の周波数変動に与える影響が許容範囲内となるように風力発電施設の出力電力を制御する制御信号を出力する風力発電施設制御手段（２１６）と、制御信号に応じて前記風力発電施設の出力電力を制御する電力制御手段（２４１）と、制御線（２４）を介して風力発電機（２３１〜２３ｍ）を運転・停止する手段とを備える。
【選択図】 図２

Description

本発明は電力を調整可能な発電を含む電力系統に並列（連系ともいう）された風力発電施設からの出力が電力系統に与える周波数変動を許容値以下にするように各風力発電施設の出力電力を制御する風力発電施設の出力電力スケジュールシステムに関する。

電気は貯蔵が困難なため、水道やガスといった他のライフライン事業とは異なり需要に合わせて同時同量の供給を行う必要がある。この需給のバランスが電力系統全体で崩れた場合には、電気の重要な品質の一つである周波数が変動することとなる。すなわち、発電が需要を上回る場合には、発電機が系統全体で余剰となったエネルギーをその回転エネルギーとして蓄えようとするため周波数が上昇する。逆に、発電が需要を下回った場合には、発電機がその回転エネルギーを放出しようとするため周波数は低下する。

各一般電気事業者においては基準周波数の維持に向けて、瞬時瞬時の系統周波数が基準周波数に一致するよう系統の制御を行っている。各一般電気事業者毎の基準周波数からの変動管理目標は、±０．１〜±０．３Hz以内となっている。電気事業者は需要変動に追従して発電量をコントロールすることにより周波数を制御している。需要変動としては、数分以内の短周期成分と数分から十数分の中周期成分と十数分以上の長周期成分がある。短周期成分については調整可能な発電機が自身で発電出力を制御することにより対応している。中周期成分については、各一般電気事業者が有する中央給電指令所において系統周波数と基準周波数の差を検出し、それに応じて系統全体としての発電機出力制御量を設定し、さらにこれを水力発電所及び火力発電所に配分することにより対応している。制御信号は中央給電指令所から各発電所に送信され、対象発電機はその信号に対応し自動的に発電機出力を制御する。

前述の方法では、長周期成分のように大きくかつ持続的な需要変動に対応できないため、長周期成分については中央給電指令所において需要予測を行い、これに応じて最適な運転出力を計算した上、水力発電所及び火力発電所に運転出力信号を送信する（非特許文献１を参照）。

内燃力発電所など電力を調整可能な発電機、地熱発電所など一定出力で運転する発電機及び電力の調整が困難な風力発電機で構成される電力系統、あるいは電力を調整可能な発電機と風力発電機で構成される電力系統においては、電力需要の変動及び風速の変動による風力発電機の出力変動に対して、従来は、電力を調整可能な発電機で出力調整を行い、電力の需要と供給のバランスを調整している。

しかし、風力発電は風速の変化により出力が変動するため、出力変動によっては系統周波数、電圧および他設備に悪影響を与える。例えば夜間など電力需要が減り、系統全体の発電能力に対する風力発電の発電比率が高まると、風力発電の出力変動を電力を調整可能な発電機で調整しきれなくなり、周波数、電圧の変動など電気の品質に影響を与える。したがって、風力発電の出力変動が電気の品質に影響を与えるような状況では、個々の風力発電機を停止するか、個々の風力発電機の最大出力に制限をかけて風力発電機の出力変動を抑制する必要がある場合がある。

特許文献１においては、この問題を解決するために、電力を調整可能な発電を含む系統に並列された風力発電の出力制限を行う風力発電出力制限システムが開示されている。その内容は並列中の調整可能発電機運転台数及び出力を算定して風力発電の出力制限値を決定する制限値決定手段を備え、前記制限値決定手段により決定した出力制限値で風力発電の出力制限を行うものである。

特許文献２においては、気象予測データと気象実測データについて逐次統計解析を行って、気象予測修正データを得て、発電出力予測データを算出する方法が開示されている。

電力系統影響評価検討小委員会 中間報告書 平成１２年７月１４日 総合エネルギー調査会 新エネルギー部会 電力系統影響評価小委員会 特開２００２−３２５４９６ 特開２００４−１９５８３

従来の技術では、電力系統の出力の実測値から出力制限値を決定し、出力制限を行うようにしていたので、風力発電機に対し風力発電制御装置によるリアルタイムの制御を行っており、したがって未来の出力制限値はわかっておらず、風力発電機の稼動に対し未来を見据えた計画的な需要と供給のバランス調整ができないという問題があった。

また、従来の技術（特許文献１）では、常時、風力発電機が存在する風力発電施設内の各風力発電機の出力を実測し、実測した風力発電機の出力値から風力発電施設に必要な風力発電出力の出力制限値を算出し、その出力制限値に基づいて個々の風力発電機の出力制限を行っていた。このため、風力発電の出力を制限するために個々の風力発電機の発電出力を制御する風力発電機制御装置が風力発電機毎に必要となり、この結果、設備規模が大きくなるとともに価格が膨大となるという問題がある。

さらに、従来の技術（特許文献１）では、電力系統に並列されている風力発電機の台数を知り得る手段が不明瞭であり、風力発電施設内の各風力発電機が運転状態にあるのが点検保守等のために停止状態にあるのか知り得ない場合で、実際は停止中の風力発電機に対して出力の制御信号を伝え続けるという問題がある。

さらに、従来の技術（特許文献２）において、風力発電施設内の各風力発電機が運転状態にあるのか点検保守等のために停止状態にあるのか知り得ない場合は、風力発電施設内の全風力発電機が運転しているものとして風力発電施設からの出力を予測せざるを得ず、風力発電施設内で停止している風力発電機が多くなるほど、予測誤差が助長されるという問題もある。

本発明の目的は、以上の課題を解決するために、電力系統の未来の出力値および風力発電の未来の出力変動を予測し、電力系統の周波数変動が一定値以下になるように風力発電施設の出力電力をスケジュールする風力発電施設の出力電力スケジュール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に、本発明により、電力系統に並列される少なくとも一つの風力発電機を含む風力発電施設の電力系統への出力電力のスケジュールシステムであって、気象予測データに基づいて、風力発電施設から出力される電力を予測する発電出力予測手段と、発電出力予測手段により予測された電力が電力系統の周波数変動に与える影響が許容範囲内となるように風力発電施設の出力電力を制御する制御信号を出力する風力発電施設制御手段と、制御信号に応じて風力発電施設の出力電力を制御する電力制御手段とを備えることを特徴とする、風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステムが提供される。

本発明によれば、電力系統の未来の出力値および風力発電施設の未来の出力変動を予測して風力発電施設の出力電力を制御するようにしたことにより、風力発電施設内の各風力発電機の稼動に対し、計画的な需要と供給のバランス調整が可能になるという効果がある。

以下に本発明の実施の形態を図面を参照しながら説明する。全図を通して同一参照番号は同一物を示す。
図１は本発明の実施の形態に適用される電力系統の一例の全体の構成図である。同図において、１１は火力発電所や水力発電所等の電力調整が可能な発電所、１２は原子力発電所等の一定出力で運転する発電所、１３，１４、…１ｎ（ｎは５以上の整数）は風力発電機を備える風力発電施設、２０は発電所１１、１２及び風力発電施設１３，１４、…１ｎが並列されている電力系統である。電力系統２０には工場や家庭の電力負荷が接続されている。風力発電施設１３，１４、…１ｎの各々には複数の風力発電機が存在していなくてもよく、少なくとも１台の風力発電機が存在していればよい。

電力系統全体としては、出力電力の周波数が５０Hzまたは６０Hzの前後の許容範囲内になければならない。しかし、風力発電は風力に応じて発電出力が変動するので、風力発電施設１３，１４、…１ｎの電力が大きすぎる場合には、なんらかの対策を施さないと電力系統２０の周波数が許容範囲を超えてしまうことがある。本発明の実施の形態では気象予測データから予測した風力発電施設の予測出力電力に基づいて、電力系統２０の周波数が許容範囲を超えると予測される場合に、風力発電施設１３，１４、…１ｎのいずれか、もしくはすべての出力電力が電気系統２０の周波数変動に与える影響が許容範囲内となるように風力発電施設１３，１４、…１ｎのいずれか、もしくはすべての出力電力を制御するようスケジューリングするものである。

図２は本発明に係わる風力発電施設の気象予測データに基づいて風力発電施設を電力系統に対して並列又は解列させる出力制御スケジュールシステムの実施の形態を示す図である。本実施の形態では、気象予測データに基づいて風力発電施設の電力系統に対する並列・解列をスケジュールする。図２において、風力発電施設１３は、周波数分解手段２１１と、発電出力予測手段２１２と、短周期出力変動幅予測手段２１３と、短周期出力変動幅制限値予測手段２１４と、並列・解列スケジュール作成手段２１５と、風力発電施設制御手段２１６と、磁気ディスク等の記憶装置２１７〜２２２と、風力発電機２３１〜２３ｍ（ｍは２以上の整数）と、系統連系用開閉器２４１とを備えている。風力発電機２３１〜２３ｍの出力は系統連系用開閉器２４１に接続されている。風力発電機２３１〜２３ｍは複数である必要はなく、風力発電施設１３内に１台だけ存在していてもよい。系統連系用開閉器２４１は電力系統２０に接続されている。風力発電施設制御手段２１６の出力は制御線２４を介して風力発電機２３１〜２３ｍに入力されているか又は、制御線２５を介して系統連系用開閉器２４１にも入力されている。風力発電機２３１〜２３ｍの出力は系統連系用開閉器２４１を介して、又は直接電力系統２０に接続されている。

図２において、２１１〜２２２は風力発電施設１３に含まれているが、２１１〜２２２が遠隔地に設置され、遠隔地から風力発電施設１３に制御信号を伝える何らかの手段（例えば通信回線）により制御線２４ならびに２５が代替される形態でも構わない。
他の風力発電施設１４〜１ｎも風力発電施設１３と同様の構成を有している。

風力発電施設１３の出力変動は需要変動とみなせるので、本発明の実施の形態ではこの需要変動のうち、短周期成分による電力系統の周波数変動を許容値以内に抑えるようにする。これ以降は中周期成分、長周期成分を一括して長周期成分と称する。

周波数分解手段２１１は、風力発電施設１３全体の出力の実測値を例えば１０秒間隔でサンプリングし、数分内の短周期成分と、それ以上の長周期成分を取得する。記憶装置２１７は、上記長周期成分を時系列データとして格納する。記憶装置２１８は上記短周期成分を時系列データとして格納する。

発電出力予測手段２１２は、記憶装置２１７に格納されている風力発電施設の出力の実測値の長周期成分と、気象実測データと、気象予測データと、風力発電機が運転状態にあるか停止状態にあるかを示す稼動状況データとに基づいて、統計的手法により発電出力を予測する（特許文献２参照）。気象実測データが変化すれば、それに応じて気象予測データを変化させる。その予測方法は、予測する毎に過去の気象予測データと過去の気象実測データを逐次統計解析して気象予測修正データを得るステップを有し、さらに気象実測データと発電出力実測データとの統計解析により求められた風速と発電出力との関係式に基づいて、気象予測修正データに応じて発電出力を予測する発電出力予測ステップを備える。発電出力実測データとは風力発電施設１３内で実際に稼動している風力発電機から出力される電力の長周期成分である。発電出力予測手段２１２の出力に得られた予測値は記憶装置２１９に時系列データとして格納される。

短周期出力変動幅予測手段２１３は、周波数分解手段２１１により得られた風力発電施設１３の出力の短周期成分と、発電出力予測手段２１２により得られた発電出力予測値と、風、気圧、気温、乱流エネルギーを含む気象予測値とを入力として、統計手法により短周期出力変動幅を予測する。予測値は記憶装置２２０に時系列データとして格納される。

短周期出力変動幅制限値予測手段２１４は、電力需要予測値と、電力系統の周波数特性と、周波数変動許容値とを入力として、短周期出力変動幅制限値の予測値を算出する。算出された予測値は記憶装置２２１に時系列データとして格納される。短周期出力変動幅制限値の算出方法は以下に記載する方法により行う。

すなわち、電力需要予測値をＰ（kW）、電力系統の周波数特性をＫ（％／Hz）、周波数変動許容値をΔｆ（Hz）、短周期出力変動幅制限値をΔＰ（kW）とすると、以下の関係式が成り立つ。
Δｆ（Hz）＝-{1/K(%/Hz)}*｛ΔP（ｋW）/P(kW)｝*100(%)
これから
ΔＰ（kW）＝−Δｆ（Hz）＊Ｋ（％／Hz）＊P(kW)/100
ΔＰ（kW）は短周期許容出力変動幅であり、周波数変動許容値Δｆ（Hz）及び電力系統の周波数特性をＫ（％／Hz）を一定とした場合、上記式の絶対値をとることにより、電力需要すなわち総発電電力P(kW)と短周期出力変動幅制限値ΔP(kW)すなわち短周期許容出力変動幅との関係は比例関係となる。

図３は図２に示した風力発電施設１３の並列・解列スケジュールシステムにより電力系統の周波数変動を許容値以下に抑えるように制御する動作を説明するフローチャートである。

図３において、ステップＳ１にて、１０秒間隔でサンプリングされる風力発電実測値に対し、周波数分解手段２１１により周波数分解を実施する。ステップＳ２では、ステップＳ１で得られた発電出力変動長周期成分を記憶装置２１７に格納する。ステップＳ３では、ステップＳ１で得られた発電出力変動短周期成分を記憶装置２１８に格納する。ステップＳ４では、気象予測データ、気象実測データ、ステップＳ２で得られた発電出力長周期成分及び風力発電施設１３内の風力発電機が運転状態にあるか停止状態にあるかを示す稼動状況データを入力として発電出力予測手段２１２により発電出力予測値を算出し記憶装置２１９に格納する。

ステップＳ５では、ステップＳ３で得られた発電出力変動短周期成分とステップＳ４で得られた発電出力予測値と風、気圧、気温、乱流エネルギーを含む気象予測値を入力として短周期出力変動幅予測手段２１３により、統計手法によって短周期出力変動幅予測値Ａを算出し記憶装置２２０に格納する。

ステップS６では、電力需要予測値、電力系統２０の周波数特性、周波数変動許容値を入力として短周期出力変動幅制限値予測手段２１４により短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂを算出し記憶装置２２１に格納する。

ステップS７では、ステップＳ５で得られた短周期出力変動幅予測値ＡとステップＳ６で得られた短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂを入力として並列・解列スケジュール作成手段２１５により並列される風力発電施設１３の短周期出力変動幅予測値Ａの合計が短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂを越えないように風力発電施設１３の並列・解列スケジュールを作成し記憶装置２２２に格納する。

ステップS８では、ステップＳ７で得られた風力発電施設１３の並列・解列スケジュールに従い、風力発電施設１３に接続される系統連系用開閉器２４１にオン・オフ信号を送信する。

他の風力発電施設の並列・解列スケジュールも上記と同様に作成される。

上記実施の形態では、風力発電施設の電力系統に対する並列・解列スケジュールを作成したが、本発明はこれに限定されるものではない。
たとえば、風力発電施設制御手段２１６の出力により制御線２４を介して風力発電施設１３内の風力発電機２３１〜２３ｍの運転・停止を制御するようにしてもよい。すなわち、電力系統２０の周波数変動が許容範囲内に収まるように必要数の風力発電機を停止させてもよい。また、風力発電機２３１から２３ｍをすべて稼動状態にしたままで、制御線２５を介して系統連系用開閉器２４１を制御して稼動中のすべての風力発電機の出力を電力系統２０に渡さないようにしてもよい。
図４は図３のステップＳ７の動作の詳細を説明するフローチャートである。同図において、ステップＳ４１にて短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂと短周期出力変動幅予測値Ａとの差が所定閾値ＴＨ１より大きいか否かが判定される。短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂと短周期出力変動幅予測値Ａとの差が所定閾値ＴＨ１より大きい場合、即ち、短周期出力変動幅制限値Ｂを過大予測した場合は、ステップＳ４２にて風力発電機の並列を増加させる。ステップＳ４１の判定で否であればステップＳ４３に進み、短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂと短周期出力変動幅予測値Ａとの差が所定閾値ＴＨ２より小さいか否かが判定される。短周期出力変動幅制限値の予測値Ｂと短周期出力変動幅予測値Ａとの差が所定閾値ＴＨ２より小さい場合、即ち、短周期出力変動幅制限値を過小予測した場合は、ステップ４４にて風力発電機の解列を増加させる。このような制御により、短周期出力変動予測値Ａが短周期出力変動制限値の予測値Ｂを超えないように風力発電機の並列・系列スケジューリングを作成する。

図５は電力需要すなわち総発電電力P(kW)と短周期出力変動幅制限値ΔP(kW)すなわち短周期許容出力変動幅との関係を示すグラフである。風力発電施設１３の電力系統２０への並列・解列スケジュールは、並列・解列スケジュール後の短周期出力変動幅が許容短周期出力変動幅以下になるようにすればよいので、電力需要予測値と短周期出力変動幅制限値と並列・解列スケジュール後の風力発電出力変動幅予測値の時間軸上の関係は図６に示すようになる。算出された短周期出力変動幅制限値は記憶装置２２１に時系列データとして格納される。

並列・解列スケジュール作成手段２１５は、短周期出力変動幅予測値と、短周期出力変動幅制限値の予測値とを入力として、短周期出力変動幅予測値が短周期出力変動幅制限値の予測値以下になるように風力発電施設１３の電力系統２０に対する並列・解列スケジュールを作成する。

図６は本発明に係わる風力発電施設の並列・解列スケジュールシステムの適用状態の例を説明するための図である。

ここでスケジュールの作成方法としては、短周期出力変動幅予測値は風力発電施設毎に算出されているため、並列する風力発電施設の短周期出力変動幅予測値の合計が短周期出力変動幅制限値の予測値以下になるように風力発電施設の並列・解列をスケジュールする。作成したスケジュールは記憶装置２２２に格納される。

風力発電施設制御手段２１６は、並列・解列スケジュール作成手段で作成された並列・解列スケジュールを入力として、各風力発電施設が並列・解列スケジュール通りに電力系統２０に連系されるように風力発電施設１３に接続される系統連系用開閉器２４１に制御線２４を介してオン・オフ信号を送信する。
他の風力発電施設１４〜１ｎの構成も風力発電施設１３と同様である。

図７は本発明に係わる風力発電施設の気象予測データに基づいて風力発電施設を電力系統に対して並列又は解列させる出力制御スケジュールシステムの第２の実施の形態を示す図である。

本実施の形態は第１の実施の形態と、ほぼ同様なものであるが、短周期出力変動幅を予測することはしない。このため、実施例１にある短周期出力変動幅予測手段２１３と短周期出力変動幅制限値予測手段２１４はなく、このかわりに発電出力制限値予測手段７１３を有する。

短周期出力変動幅は、風力発電出力に比例すると仮定する。すなわち、風力発電出力をＦ（kW）、短周期出力変動幅をΔＦ（kW）とすれば、以下の関係式が成り立つ。
ΔＦ（kW）＝Ａ・Ｆ（kW）（Ａは０＜Ａ＜１の定数）
このため図４により電力需要予測値から許容短周期出力変動幅予測値ΔＦ（kW）が求まれば、Ｆ（kW）＝（１／Ａ）・ΔＦ（kW）から発電出力制限値予測値が求まる。
並列・解列スケジュール作成手段７１４は発電出力予測値と発電出力制限値予測値とを入力として、発電出力予測値が発電出力制限値予測値以下になるように風力発電施設１３の電力系統２０に対する並列・解列スケジュールを作成する。

本発明による風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステムによれば、電力系統の未来の出力値および風力発電の未来の出力変動を予測し、電力系統の周波数変動が一定値以下になるように風力発電施設の電力系統へ出力をスケジュールすることが可能になる。

本発明に係わる風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステムが適用される電力系統の構成概要を示す図である。 本発明の実施の形態による係わる風力発電施設の並列・解列スケジュールシステムの構成を示すブロック図である。 図２に示した風力発電施設の並列・解列スケジュールシステムの動作を説明するフローチャートである。 図３のステップＳ７の動作の詳細を説明するフローチャートである。 電力系統の発電出力と風力発電施設の許容短周期出力変動幅の関係を示す図である。 本発明に係わる風力発電施設の並列・解列スケジュールシステムの適用状態の例を説明するための図である。 本発明に係わる風力発電施設の気象予測データに基づいて風力発電施設を電力系統に対して並列又は解列させる出力制御スケジュールシステムの第２の実施の形態を示す図である。

符号の説明

１１ 電力調整可能発電所
１３〜１ｎ 風力発電施設
２０ 電力系統
２１１ 周波数分解手段
２１２ 発電出力予測手段
２１３ 短周期出力変動幅予測手段
２１４ 短周期出力変動幅制限予測値
２１５ 並列・解列スケジュール作成手段
２１６ 風力発電施設制御手段
２３１〜２３ｍ 風力発電機
２４１ 系統連系用開閉器
７１３ 発電出力制限値予測手段

Claims (7)

1. 電力系統に並列される少なくとも一つの風力発電機を含む風力発電施設の前記電力系統への出力電力のスケジュールシステムであって、気象予測データに基づいて、前記風力発電施設から出力される電力を予測する発電出力予測手段と、前記発電出力予測手段により予測された電力が前記電力系統の周波数変動に与える影響が許容範囲内となるように前記風力発電施設の出力電力を制御する制御信号を出力する風力発電施設制御手段と、前記制御信号に応じて前記風力発電施設の出力電力を制御する電力制御手段とを備えることを特徴とする、風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステム。
2. 前記発電出力予測手段は、気象実測データと前記風力発電機が運転状態にあるか停止状態にあるかを示す稼動状況データをも入力として前記風力発電施設から出力される電力を予測するようにしたことを特徴とする請求項１に記載の風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステム。
3. 前記電力制御手段は、前記風力発電施設制御手段の出力に基づいて、前記風力発電施設を前記電力系統に並列または解列させる開閉手段、及び前記風力発電機の運転又は停止を制御する制御手段の少なくとも一つを含むことを特徴とする請求項１に記載の風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステム。
4. 前記風力発電施設内の前記風力発電機から出力された電力の実測値から発電出力変動の長周期成分と短周期成分を得る周波数分解手段を更に備え、前記発電出力予測手段は、前記周波数分解手段から出力される長周期成分を入力として使用することを特徴とする請求項１に記載の風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステム。
5. 前記周波数分解手段から出力される短周期成分と、前記発電出力予測手段の出力と、気象予測値とに基づいて短周期出力変動幅の予測値を算出する短周期出力変動幅予測手段と、
   前記電力系統の需要予測と前記電力系統の周波数特性と前記電力系統の周波数変動許容値に基づいて、前記電力系統の周波数変動が許容範囲となる短周期出力変動幅の制限値を算出する短周期出力変動幅制限値予測手段とを更に備え、
   前記短周期出力変動幅予測手段による出力変動幅予測値が前記短周期出力変動幅制限値予測手段による出力変動幅制限値の予測値以下になるように前記風力発電施設制御手段及び前記電力制御手段は前記風力発電施設の出力電力を制御するようにしたことを特徴とする請求項４に記載の風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステム。
6. 前記風力電力制御手段は、前記短周期出力変動幅制限値の予測値と前記短周期出力変動幅予測値との差が第１の所定閾値より大きい場合は、前記風力発電機の並列を増加させ、前記短周期出力変動幅制限値の予測値と前記短周期出力変動幅予測値との差が第２の所定閾値より小さい場合は、前記風力発電機の解列を増加させるようにしたことを特徴とする請求項５に記載の風力発電施設の気象予測データに基づき出力電力制御スケジュールシステム。
7. 前記電力系統の需要予測と前記電力系統の周波数特性と前記電力系統の周波数変動許容値に基づいて、風力発電の出力制限値を予測する発電出力制限値予測手段を備え、前記発電出力予測手段による発電出力予測値が前記発電出力制限値予測手段による発電出力制限値予測値以下になるように前記風力発電施設制御手段及び電力制御手段は前記風力発電施設の出力電力を制御するようにしたことを特徴とする請求項４に記載の風力発電施設の気象予測データに基づく出力電力制御スケジュールシステム。

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