JP5198386B2 - Natural energy power generation control system, control device and control method - Google Patents

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Description

本発明は、自然エネルギー発電制御システム、制御装置および制御方法に関する。   The present invention relates to a natural energy power generation control system, a control device, and a control method.

近年、二酸化炭素排出量削減の観点から、風力発電や太陽光発電などの自然エネルギー電源の導入が盛んになってきている。しかしながら、これらの自然エネルギー電源は、風速や日射量の変動により発電出力が変動するため、連系している系統の電圧や、周波数に影響を及ぼすことが懸念されている。よって、電力品質を維持しつつ、自然エネルギー発電の導入量を増加させるためには、電力系統側の調整能力をさらに増強するか、出力変動を抑制する必要がある。   In recent years, the introduction of natural energy power sources such as wind power generation and solar power generation has become popular from the viewpoint of reducing carbon dioxide emissions. However, these natural energy power sources vary in power generation output due to fluctuations in wind speed and solar radiation, and there is concern that they may affect the voltage and frequency of the interconnected system. Therefore, in order to increase the amount of introduction of natural energy power generation while maintaining the power quality, it is necessary to further enhance the adjustment capability on the power system side or suppress the output fluctuation.

例えば、特許文献1には、気象庁が提供する数値予報から狭領域の風速予測データを算出し、過去の予測データと実測データに基づく風速修正を用いて発電出力を予測する方法が開示されている。   For example, Patent Document 1 discloses a method of calculating wind speed prediction data in a narrow region from a numerical forecast provided by the Japan Meteorological Agency and predicting power generation output using wind speed correction based on past prediction data and actual measurement data. .

特開2004−19583号公報JP 2004-19583 A

しかしながら、特許文献1のように、気象庁の提供する数値予報によって予測を行う方法では、予測周期や内容を提供される数値予報に合わせねばならず、短時間周期での予測や、日射強度等に関する予測をすることは困難であった。   However, as disclosed in Patent Document 1, in the method of performing prediction using the numerical forecast provided by the Japan Meteorological Agency, the prediction cycle and contents must be matched with the provided numerical forecast, and the prediction in a short cycle, the solar radiation intensity, etc. It was difficult to make a prediction.

本発明は、上記課題を解決すべくなされたものであり、自然エネルギー発電サイトにおける出力変動を高精度で予測し、安定して電力を供給する技術を提供することを目的とする。   The present invention has been made to solve the above problems, and an object of the present invention is to provide a technique for predicting output fluctuation at a natural energy power generation site with high accuracy and supplying power stably.

上記課題を解決すべく、本発明の自然エネルギー発電制御システムは、自然エネルギー発電サイトにおける出力変動を高精度に予測し、安定して電力を供給する技術を提供する。   In order to solve the above problems, the natural energy power generation control system of the present invention provides a technique for predicting output fluctuation at a natural energy power generation site with high accuracy and supplying power stably.

例えば、複数の自然エネルギー発電装置と、前記発電装置の出力を計測する電力計測装置と、気象状況を計測する気象状況計測装置と、前記発電装置からの出力を調整する監視装置と、を備える複数のサイトと、気象予報機関から提供される各サイト相当位置における気象予報を取得する処理と、前記気象予報に基づいて、各サイトおよび全サイトにおける出力計画値を算出する処理と、前記各サイトから、過去の気象状況を取得する処理と、各サイトに応じて定まる比較対象となるサイトの過去の気象状況と、当該過去の気象状況が前記各サイトへと到達する到達時刻の時間差と、季節の影響と、から、未来の所定の時刻における前記各サイトの気象状況を予測する処理と、予測された前記気象状況に基づいて、全サイトおよび各サイトにおける前記未来の所定の時刻における出力予測値を算出する処理と、前記未来の所定の時刻に応じた前記全サイトの出力計画値に対する、前記未来の所定の時刻における前記全サイトの出力予測値の偏差が、所定の値より小さい場合には前記出力予測値を、小さくない場合には前記偏差が所定の値以下となるよう補正した値を、全サイトの出力上限値として設定する処理と、前記全サイトの出力上限値を、各サイトの出力上限値として割り振る処理と、前記各サイトの出力上限値を、対応する監視装置に送信する処理と、を実行する集中制御装置と、を備え、前記管理装置は、サイト内の発電装置の出力の合計が、前記各サイトの出力上限値以下となるよう調整することを特徴とする。   For example, a plurality of natural energy power generation devices, a power measurement device that measures the output of the power generation device, a weather condition measurement device that measures weather conditions, and a monitoring device that adjusts the output from the power generation device Each site, a process for obtaining a weather forecast at each site-equivalent position provided by a weather forecast agency, a process for calculating an output plan value for each site and all sites based on the weather forecast, and , The process of obtaining past weather conditions, the past weather conditions of the comparison target sites determined according to each site, the time difference between the arrival times when the past weather conditions reach each site, and the seasonal The process of predicting the weather condition of each site at a predetermined time in the future from the influence, and all sites and each site based on the predicted weather condition A process for calculating an output predicted value at the future predetermined time, and an output predicted value of the all sites at the future predetermined time with respect to the output planned value of the all sites according to the future predetermined time. A process for setting the output predicted value when the deviation is smaller than a predetermined value, and a value corrected so that the deviation is equal to or smaller than the predetermined value when the deviation is not smaller as an output upper limit value for all sites; A centralized control device that executes a process of allocating the output upper limit value of all sites as the output upper limit value of each site, and a process of transmitting the output upper limit value of each site to a corresponding monitoring device, The management device is characterized in that the total output of the power generation devices in the site is adjusted to be equal to or less than the output upper limit value of each site.

本発明によれば、自然エネルギー発電サイトにおける出力変動を高精度で予測し、安定して電力を供給する技術を提供することのできる技術が提供される。   ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the technique which can estimate the output fluctuation | variation in a natural energy power generation site with high precision, and can provide the technique which supplies electric power stably is provided.

(a)本発明の第1の実施形態にかかる自然エネルギー発電制御システム1のブロック図、(b)自然エネルギー発電制御システム1の模式図。(A) The block diagram of the natural energy power generation control system 1 concerning the 1st Embodiment of this invention, (b) The schematic diagram of the natural energy power generation control system 1. FIG. 監視装置800の構成の一例を表すブロック図。4 is a block diagram illustrating an example of a configuration of a monitoring device 800. FIG. 集中制御装置300の構成の一例を表すブロック図。FIG. 3 is a block diagram illustrating an example of a configuration of a centralized control device 300. 運転条件データ3210の概略図。Schematic of operating condition data 3210. 気象予報データ3220の概略図。Schematic of weather forecast data 3220. 発電計画データ3230の概略図。Schematic of power generation plan data 3230. 気象計測データ3240の概略図。Schematic of weather measurement data 3240. 気象予測記憶データ3250の概略図。Schematic of weather forecast storage data 3250. 発電予測データ3260の概略図。Schematic of power generation prediction data 3260. FIG. 運転指令データ3270の概略図。Schematic of operation command data 3270. FIG. 発電実績データ3280の概略図。Schematic of power generation result data 3280. FIG. 集中制御装置300の実行する指令値算出処理の流れを示すフローチャート。7 is a flowchart showing a flow of command value calculation processing executed by the centralized control device 300. 各サイトの位置関係を示す概念図。The conceptual diagram which shows the positional relationship of each site. 各サイトでの気象の推移を説明するための説明図。Explanatory drawing for demonstrating the change of the weather in each site. サイト500bとサイト500aとにおける気圧の変動を表すグラフ。The graph showing the fluctuation | variation of the atmospheric pressure in the site 500b and the site 500a. 処理用データ3290の概略図。Schematic of processing data 3290. FIG. 予測対象サイトの風速予測値と、実測値と、を比較したグラフ。The graph which compared the wind speed prediction value of the prediction object site, and the actual measurement value. 自然エネルギー発電制御サイト2の模式図。The schematic diagram of the natural energy power generation control site 2. FIG. 制御システム2の備える集中制御装置400の構成を表すブロック図。FIG. 3 is a block diagram illustrating a configuration of a centralized control device 400 included in the control system 2. 運転条件データ4210の概略図。Schematic of operating condition data 4210. FIG. 太陽光発電電力理想関数の概略図。Schematic of an ideal function of photovoltaic power generation. 気象予測記憶データ4250の概略図。Schematic of weather forecast storage data 4250. 処理用データ4290の概略図。Schematic of processing data 4290. FIG. 集中制御装置300の電気的な構成を示すブロック図。FIG. 3 is a block diagram showing an electrical configuration of the centralized control device 300.

以下、本発明の実施形態について図面を参照ながら説明する。
<第1の実施形態>
まず、本発明の第1の実施形態について説明する。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
<First Embodiment>
First, a first embodiment of the present invention will be described.

図1(a)に、本発明の第1の実施形態にかかる自然エネルギー発電制御システム1のブロック図を、図1(b)に、自然エネルギー発電制御システム1の模式図を示す。   FIG. 1A shows a block diagram of the natural energy power generation control system 1 according to the first embodiment of the present invention, and FIG. 1B shows a schematic diagram of the natural energy power generation control system 1.

図1(a)および図1(b)に示すように、本実施形態にかかる自然エネルギー発電制御システム1(以下、単に制御システム1と称する)は、気象状況に応じて発電出力が変動する自然エネルギー発電装置510を複数備える自然エネルギー発電サイト500a、500b、500c、500d(以下、単にサイト500と称する)と、各サイトを集中的に管理する集中制御装置300と、各サイトおよび集中制御装置300を結び、図示しない電力系統へと電力を送配する送配電線100と、制御システム1内の各装置間を情報の送受信可能に接続する通信線200と、を備えている。
[自然エネルギー発電サイト]
サイト500a〜dは、互いに数10kmから100km程度の離れたサイト(ファーム)群であり、地域的に分散配置されている。また、各サイトはそれぞれ、複数の自然エネルギー発電装置510と、変圧器530と、電力計測装置560と、気象状況計測装置570と、監視装置800と、を備えている。
As shown in FIGS. 1 (a) and 1 (b), the natural energy power generation control system 1 (hereinafter simply referred to as the control system 1) according to the present embodiment has a natural power generation output that varies depending on weather conditions. Natural energy power generation sites 500a, 500b, 500c, and 500d (hereinafter simply referred to as sites 500) including a plurality of energy power generation devices 510, a central control device 300 that centrally manages each site, and each site and central control device 300 , And a power transmission / distribution line 100 that transmits and receives power to a power system (not shown), and a communication line 200 that connects each device in the control system 1 so that information can be transmitted and received.
[Natural energy power generation site]
The sites 500a to 500d are a group of sites (farms) separated from each other by several tens to about 100 km, and are distributed in regions. Each site includes a plurality of natural energy power generation devices 510, a transformer 530, a power measurement device 560, a weather condition measurement device 570, and a monitoring device 800.

自然エネルギー発電装置510は、ここでは、自然エネルギーが風力である風力発電装置である(以下、単に発電装置510と称する)。   Here, the natural energy power generation device 510 is a wind power generation device whose natural energy is wind power (hereinafter simply referred to as the power generation device 510).

変圧器530は、発電装置510で発電された電力を昇圧して、送配電線100に送電する。   The transformer 530 boosts the power generated by the power generation device 510 and transmits the boosted power to the transmission and distribution line 100.

電力計測装置560は、所定のタイミングごと(ここでは、1分ごと)に各発電装置510で発電される電力を計測して、各計測値を計測時間と関連付けた出力データを、監視装置800へと出力する。   The power measurement device 560 measures the power generated by each power generation device 510 at every predetermined timing (here, every minute), and outputs output data in which each measurement value is associated with the measurement time to the monitoring device 800. Is output.

気象状況計測装置570は、気温計、湿度計、気圧計、風速計、日射計等を備え、所定のタイミングごと(ここでは、1分ごと)に、サイトにおける気象状況(具体的には、気温、湿度、気圧、風速、風向、日射量等)を計測して、各計測値を計測時間と関連付けた気象データを、監視装置800へと出力する。   The weather condition measuring device 570 includes a thermometer, a hygrometer, a barometer, an anemometer, a pyranometer, etc., and the weather condition (specifically, temperature) at the site at every predetermined timing (here, every minute). , Humidity, atmospheric pressure, wind speed, wind direction, solar radiation amount, etc.) are measured, and meteorological data in which each measured value is associated with the measurement time is output to the monitoring device 800.

図2に、監視装置800の構成の一例を表すブロック図を示す。   FIG. 2 is a block diagram illustrating an example of the configuration of the monitoring device 800.

監視装置800は、制御部810と、記憶部820と、入出力インターフェース部(以下、I/F部と称する)830と、入力部840と、表示部850と、からなる。   The monitoring device 800 includes a control unit 810, a storage unit 820, an input / output interface unit (hereinafter referred to as I / F unit) 830, an input unit 840, and a display unit 850.

制御部810は、データ蓄積部811と、データ提供部812と、出力調整部813と、からなる。   The control unit 810 includes a data storage unit 811, a data providing unit 812, and an output adjustment unit 813.

データ蓄積部811は、I/F部830を介して、電力計測装置560から出力される出力データを受け付けると、記憶部820の出力データ記憶領域821に時系列に対応させて記憶させる。   When the data storage unit 811 receives the output data output from the power measurement device 560 via the I / F unit 830, the data storage unit 811 stores the output data in the output data storage area 821 of the storage unit 820 in time series.

同様に、データ蓄積部811は、気象状況計測装置570から出力される気象データを受け付けると、記憶部820の気象データ記憶領域822に時系列に対応させて記憶させる。   Similarly, when the data storage unit 811 receives the weather data output from the weather condition measurement device 570, the data storage unit 811 stores the data in the weather data storage area 822 of the storage unit 820 corresponding to the time series.

データ提供部812は、各データの送信要求に応じて、出力データ及び気象データを、予め定められた評価期間分(ここでは、10分間分;q1−10)だけ、I/F部を介して集中制御装置300に送信する。   In response to the transmission request for each data, the data providing unit 812 outputs the output data and weather data for a predetermined evaluation period (here, 10 minutes; q1-10) via the I / F unit. It transmits to the centralized control apparatus 300.

出力調整部813は、集中制御装置300から送信される各サイトの出力上限の値(運転指令値)に応じて出力を調整し、サイト内の出力合計を運転指令値以内に制御する。なお、出力の制御は、例えば、発電装置510の備えるプロペラの回転数やピッチ等を調節することで実現できる。   The output adjustment unit 813 adjusts the output according to the output upper limit value (operation command value) of each site transmitted from the central control apparatus 300, and controls the total output in the site within the operation command value. The output control can be realized, for example, by adjusting the rotation speed, pitch, and the like of the propeller included in the power generation device 510.

記憶部820は、出力データ記憶領域821と、気象データ記憶領域822と、を備えている。   The storage unit 820 includes an output data storage area 821 and a weather data storage area 822.

出力データ記憶領域821には、各発電装置510で発電される電力と計測時間とを関連付けた出力データが、気象変動記憶領域822には、各サイトにおける気象状況と計測時間とを関連付けた気象データが、時系列に対応させて記憶されている。   The output data storage area 821 has output data that associates the power generated by each power generation device 510 with the measurement time, and the weather fluctuation storage area 822 has weather data that associates the weather condition and measurement time at each site. Are stored in correspondence with the time series.

入出力インターフェース部830は、監視装置800を、他の装置及びネットワークと、データの送受信可能に接続する。   The input / output interface unit 830 connects the monitoring apparatus 800 to other apparatuses and networks so as to be able to transmit and receive data.

入力部840は、利用者からの入力を受け付ける。   The input unit 840 receives input from the user.

表示部850は、少なくとも生成した各画像等を表示する。
[集中制御装置]
次に、本実施形態にかかる制御システム1の集中制御装置300について説明する。
The display unit 850 displays at least each generated image and the like.
[Centralized control device]
Next, the centralized control device 300 of the control system 1 according to the present embodiment will be described.

図3に、集中制御装置300の構成の一例を表すブロック図を示す。   FIG. 3 is a block diagram illustrating an example of the configuration of the central control device 300.

集中制御装置300は、制御部310と、記憶部320と、I/F部330と、入力部340と、表示部350と、を備えている。   The centralized control device 300 includes a control unit 310, a storage unit 320, an I / F unit 330, an input unit 340, and a display unit 350.

制御部310は、サイト500の運転条件を管理する運転管理部311と、発電計画を生成する発電計画部312と、気象状況を予測する気象予測部313と、予測された気象状況から発電量を予測する発電予測部314と、予測された発電量からサイトの出力上限の値である運転指令値を算出する指令値算出部315と、を有する。   The control unit 310 includes an operation management unit 311 that manages the operation conditions of the site 500, a power generation plan unit 312 that generates a power generation plan, a weather prediction unit 313 that predicts weather conditions, and a power generation amount based on the predicted weather conditions. A power generation prediction unit 314 that predicts and a command value calculation unit 315 that calculates an operation command value that is a value of the site output upper limit from the predicted power generation amount.

記憶部320は、制御システム1の運転条件に関する情報を記憶する運転条件記憶領域321と、各サイト相当位置における気象予報機関が予測した情報を記憶する気象予報記憶領域322と、全サイトおよび各サイトにおける発電電力の計画に関する情報を記憶する発電計画記憶領域323と、各サイトにおける気象状況の実測値を記憶する気象状況記憶領域324と、各サイトにおける気象状況の予測値を記憶する気象予測記憶領域325と、全サイトおよび各サイトにおける発電電力の予測値を記憶する発電計画記憶領域326と、全サイトの出力上限の値である運転指令値に関する情報を記憶する運転指令値記憶領域327と、全サイトおよび各サイトにおける発電実績を記憶する発電実績記憶領域328と、気象予測に用いるための情報を記憶する処理用情報記憶領域329と、を備えている。   The storage unit 320 includes an operation condition storage area 321 that stores information related to the operation conditions of the control system 1, a weather forecast storage area 322 that stores information predicted by a weather forecasting organization at each site-corresponding position, all sites, and each site A power generation plan storage area 323 for storing information relating to a plan for generated power in the country, a weather situation storage area 324 for storing actual measurement values of weather conditions at each site, and a weather prediction storage area for storing predicted values of weather conditions at each site 325, a power generation plan storage area 326 that stores the predicted values of the generated power at all sites and at each site, an operation command value storage area 327 that stores information related to the operation command value that is the output upper limit value of all sites, Power generation result storage area 328 for storing the power generation results at each site and each site, and for use in weather prediction A processing information storage area 329 for storing information, and a.

以下、内容について詳細に説明する。   The contents will be described in detail below.

運転条件記憶領域321は、サイト500の運転条件に関する情報である運転条件データ3210を記憶している。   The operation condition storage area 321 stores operation condition data 3210 that is information related to the operation condition of the site 500.

図4は、運転条件データ3210の概略図である。   FIG. 4 is a schematic diagram of the operating condition data 3210.

運転条件データ3210は、制御システム1に含まれるサイトに関する情報が格納される全サイトデータ3210Aと、各サイト500に関する情報が格納されるサイトデータ3210Bと、各サイトに含まれる各発電装置510の特性に関する情報が格納される発電装置データ3210Cと、からなる。   The operating condition data 3210 includes all site data 3210A in which information related to sites included in the control system 1 is stored, site data 3210B in which information related to each site 500 is stored, and characteristics of each power generator 510 included in each site. Power generation device data 3210C in which information relating to this is stored.

全サイトデータ3210Aは、制御システム1に含まれるサイトの数が種類別(図4では、風力発電サイトおよび太陽光発電サイトの2種類のみ示す)に格納されるサイト数格納領域3211Aおよび3212Aと、各サイト間の通信周期が格納される通信周期格納領域3213Aと、を有する。   The total site data 3210A includes site number storage areas 3211A and 3212A in which the number of sites included in the control system 1 is stored by type (only two types of wind power generation sites and solar power generation sites are shown in FIG. 4), A communication cycle storage area 3213A in which a communication cycle between the sites is stored.

サイトデータ3210Bは、制御システム1に含まれる風力発電サイト500に対応付けて生成され、サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、サイトの存在する位置の緯度が格納される緯度格納領域3211Bと、サイトの経度が格納される経度格納領域3212Bと、サイトの備えている発電装置510ごとの機種(図4では、発電装置アおよびイの2種)が格納される機種格納領域5100と、当該機種ごとに、その定格出力が格納される定格出力格納領域3213Bと、その数が格納される台数格納領域3214Bと、サイト500の定期点検や故障情報等のメンテナンスに関する情報が格納されるメンテナンス情報格納領域3215Bと、を有する。   The site data 3210B is generated in association with the wind power generation site 500 included in the control system 1, and a site name storage area 5000 for identifying the site and a latitude storage area 3211B in which the latitude of the position where the site exists is stored. A longitude storage area 3212B in which the longitude of the site is stored, a model storage area 5100 in which models for each power generation device 510 provided in the site (in FIG. 4, two types of power generation devices A and A) are stored, For each model, a rated output storage area 3213B in which the rated output is stored, a number storage area 3214B in which the number is stored, and maintenance information in which information related to maintenance of the site 500 such as periodic inspection and failure information is stored. Storage area 3215B.

発電装置特性データ3210Cは、制御システム1に含まれる風力発電装置510の種類に対応付けて生成され、発電装置の機種を識別するための発電装置(機種)格納領域5100と、当該発電装置で発電が可能な最低限の風速であるカットイン風速格納領域3211Cと、安全に動作ができる最大の風速であるカットアウト風速格納領域3212Cと、風速と出力を示す出力/風速格納領域3213Cと、を有する。   The power generation device characteristic data 3210C is generated in association with the type of the wind power generation device 510 included in the control system 1. The power generation device (model) storage area 5100 for identifying the model of the power generation device, and the power generation device generates power. A cut-in wind speed storage area 3211C that is the minimum possible wind speed, a cut-out wind speed storage area 3212C that is the maximum wind speed that can be operated safely, and an output / wind speed storage area 3213C that indicates the wind speed and output. .

気象予報記憶領域322は、気象予報機関が予測した気象予報に関する情報である、気象予報データ3220を記憶している。   The weather forecast storage area 322 stores weather forecast data 3220 that is information related to the weather forecast predicted by the weather forecast agency.

図5は、気象予報データ3220の概略図である。   FIG. 5 is a schematic diagram of the weather forecast data 3220.

気象予報データ3220は、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、当該サイトの相当位置における気象予報の所定の予報時刻(図5では、1時間ごと)を格納する予報時刻格納領域3221と、当該予報時刻における、気温の予報値を格納する気温格納領域3222、気圧の予報値を格納する気圧格納領域3223、湿度の予報値を格納する湿度格納領域3224、風向の予報値を格納する風向格納領域3225、風速の予報値を格納する風速格納領域3226、日射量の予報値を格納する日射量格納領域3227と、を有する。   The weather forecast data 3220 is generated in association with each site, a site name storage area 5000 for identifying each site, and a predetermined forecast time of the weather forecast at the corresponding position of the site (in FIG. 5, every hour) ), A temperature storage area 3222 for storing a predicted temperature value, a pressure storage area 3223 for storing a predicted pressure value, and a humidity storage area for storing a predicted humidity value. 3224, a wind direction storage area 3225 for storing the wind direction forecast value, a wind speed storage area 3226 for storing the wind speed forecast value, and a solar radiation amount storage area 3227 for storing the solar radiation forecast value.

発電計画記憶領域323は、上述の気象予報から算出された、各サイトにおける発電電力の計画に関する情報である、発電計画データ3230を記憶する。   The power generation plan storage area 323 stores power generation plan data 3230, which is information related to the plan of generated power at each site, calculated from the above weather forecast.

図6は、発電計画データ3230の概略図である。   FIG. 6 is a schematic diagram of the power generation plan data 3230.

発電計画データ3230は、制御システム1に含まれる全サイトの発電電力に関する計画情報が格納される全サイト発電計画データ3230Aと、各サイトの発電電力に関する計画情報が格納されるサイト発電計画データ3230Bと、からなる。   The power generation plan data 3230 includes all-site power generation plan data 3230A in which plan information related to the generated power in all sites included in the control system 1 is stored, and site power generation plan data 3230B in which plan information about the generated power in each site is stored. It consists of

全サイト発電計画データ3230Aは、所定の時刻を格納する時刻格納領域3231Aと、当該時刻における全サイトの合計出力計画値を格納する出力計画値格納領域3232Aと、を有する。   The all-site power generation plan data 3230A has a time storage area 3231A for storing a predetermined time, and an output plan value storage area 3232A for storing the total output plan value of all sites at that time.

サイト発電計画データ3230Bは、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、所定の時刻を格納する時刻格納領域3231Bと、当該時刻における各サイトの出力計画値を格納する出力計画値格納領域3232Bと、を有する。   Site power generation plan data 3230B is generated in association with each site, a site name storage area 5000 for identifying each site, a time storage area 3231B for storing a predetermined time, and an output plan for each site at that time Output plan value storage area 3232B for storing values.

気象状況記憶領域324は、各サイトにおける気象状況の実測値に関する情報である、気象計測データ3240を記憶する。   The meteorological situation storage area 324 stores meteorological measurement data 3240, which is information related to actual measured values of the meteorological situation at each site.

図7は、気象計測データ3240の概略図である。   FIG. 7 is a schematic diagram of the meteorological measurement data 3240.

気象計測データ3240は、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、サイトの相当位置における気象状況の計測時刻(図7では、1分間ごと)を格納する計測時刻格納領域3241と、当該計測時刻における、気温の計測値を格納する気温格納領域3242、気圧の計測値を格納する気圧格納領域3243、湿度の計測値を格納する湿度格納領域3244、風向の計測値を格納する風向格納領域3245、風速の計測値を格納する風速格納領域3246、日射量の計測値を格納する日射量格納領域3247と、を有する。   The meteorological measurement data 3240 is generated in association with each site, and stores the site name storage area 5000 for identifying each site and the measurement time of the weather condition at the corresponding position of the site (in FIG. 7, every minute). A measurement time storage area 3241 to store, an air temperature storage area 3242 to store the measurement value of the air temperature at that measurement time, an atmospheric pressure storage area 3243 to store the measurement value of atmospheric pressure, a humidity storage area 3244 to store the measurement value of humidity, and the wind direction A wind direction storage area 3245 for storing the measured value of the wind, a wind speed storage area 3246 for storing the measured value of the wind speed, and a solar radiation amount storage area 3247 for storing the measured value of the solar radiation amount.

気象予測記憶領域325は、各サイトにおける気象状況の予測値に関する情報を記憶する気象予測記憶データ3250を記憶する。   The weather prediction storage area 325 stores weather prediction storage data 3250 that stores information related to predicted values of weather conditions at each site.

図8は、気象予測記憶データ3250の概略図である。   FIG. 8 is a schematic diagram of the weather forecast storage data 3250.

気象予測データ3250は、各風力発電サイトごとに生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、サイトの相当位置における気象状況の予測時刻(図7では、1分間ごと)を格納する予測時刻格納領域3251と、当該予測時刻における、風向の予測を格納する風向格納領域3252、および、風速の予測値を格納する風速予測値格納領域3253と、を有する。   The weather forecast data 3250 is generated for each wind power generation site, and stores a site name storage area 5000 for identifying each site, and a forecast time of a weather situation at a corresponding position of the site (every minute in FIG. 7). A predicted time storage area 3251, a wind direction storage area 3252 for storing a wind direction prediction at the predicted time, and a predicted wind speed storage area 3253 for storing a predicted wind speed value.

発電予測記憶領域326は、全サイトおよび各サイトにおける発電電力の予測値に関する発電予測データ3260を記憶する。   The power generation prediction storage area 326 stores power generation prediction data 3260 regarding the predicted values of the generated power at all sites and at each site.

図9は、発電予測データ3260の概略図である。   FIG. 9 is a schematic diagram of the power generation prediction data 3260.

発電予測データ3260は、制御システム1に含まれる全サイトの発電電力の予測値に関する全サイト発電予測データ3260Aと、各サイトの発電電力の予測値に関するサイト発電予測データ3260Bと、からなる。   The power generation prediction data 3260 includes all site power generation prediction data 3260A related to the predicted value of generated power of all sites included in the control system 1, and site power generation prediction data 3260B related to the predicted value of power generated at each site.

全サイト発電予測データ3260Aは、所定の予測時刻を格納する予測時刻格納領域3261Aと、当該予測時刻における全サイトの合計出力の予測値を格納する出力予測値格納領域3262Aと、を有する。   The all-site power generation prediction data 3260A has a prediction time storage area 3261A that stores a predetermined prediction time, and an output prediction value storage area 3262A that stores a prediction value of the total output of all sites at the prediction time.

サイト発電予測データ3260Bは、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、所定の予測時刻を格納する予測時刻格納領域3261Bと、当該予測時刻における各サイトの出力の予測値を格納する出力予測値格納領域3262Bと、を有する。   Site power generation prediction data 3260B is generated in association with each site, a site name storage area 5000 for identifying each site, a prediction time storage area 3261B for storing a predetermined prediction time, and each site at the prediction time Output predicted value storage area 3262B for storing the predicted output value.

運転指令記憶領域327は、全サイト出力の上限値である運転指令値に関する運転指令データ3270を記憶する。   The operation command storage area 327 stores operation command data 3270 related to an operation command value that is an upper limit value of all site outputs.

図10は、運転指令データ3270の概略図である。   FIG. 10 is a schematic diagram of the operation command data 3270.

運転指令データ3270は、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、所定の時刻を格納する時刻格納領域3271と、当該時刻における各サイトの運転指令値を格納する運転指令値格納領域3272と、を有する。   The operation command data 3270 is generated in association with each site, a site name storage area 5000 for identifying each site, a time storage area 3271 for storing a predetermined time, and an operation command value for each site at that time. Operation command value storage area 3272 for storing.

発電実績記憶領域328は、全サイトおよび各サイトにおける発電実績に関する発電実績データ3280を記憶する。   The power generation result storage area 328 stores power generation result data 3280 related to the power generation results at all sites and at each site.

図11は、発電実績データ3280の概略図である。   FIG. 11 is a schematic diagram of the power generation result data 3280.

発電実績データ3280は、制御システム1に含まれる全サイトの発電電力の実績値に関する全サイト発電実績データ3280Aと、各サイトの発電電力の実績値に関するサイト発電実績データ3280Bと、からなる。   The power generation result data 3280 includes all site power generation result data 3280A related to the actual power generation value of all sites included in the control system 1, and site power generation result data 3280B related to the actual power generation value of each site.

全サイト発電実績データ3280Aは、所定の時刻を格納する時刻格納領域3281Aと、当該時刻における全サイトの合計出力値を格納する出力実績値格納領域3282Aと、を有する。   The all-site power generation result data 3280A has a time storage area 3281A for storing a predetermined time, and an output result value storage area 3282A for storing the total output value of all the sites at that time.

サイト発電実績データ3280Bは、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域5000と、所定の時刻を格納する時刻格納領域3281Bと、当該時刻における各サイトの出力の実績値を格納する出力実績値格納領域3282Bと、を有する。   Site power generation result data 3280B is generated in association with each site, a site name storage area 5000 for identifying each site, a time storage area 3281B for storing a predetermined time, and an output of each site at that time. An output result value storage area 3282B for storing the result value.

入力部340は、利用者からの入力を受け付ける。   The input unit 340 receives input from the user.

表示部350は、少なくとも生成した各画像等を表示する。   The display unit 350 displays at least each generated image and the like.

ここで、制御部310の実行する処理について、詳細に説明する。   Here, processing executed by the control unit 310 will be described in detail.

まず、運転管理部311と、発電計画部312が随時実行する処理について説明する。   First, the process which the operation management part 311 and the power generation plan part 312 perform as needed is demonstrated.

運転管理部311は、入力部340を介して、利用者から運転条件に関する情報を受け付け、運転条件データ3210へと格納する。   The operation management unit 311 receives information related to the operation condition from the user via the input unit 340 and stores it in the operation condition data 3210.

具体的に運転管理部311は、利用者から上記に示す、全サイトデータ3210A、サイトデータ3210B、および、発電装置特性データ3210Cの各項目(図4参照)に関する情報の入力があると、当該情報を対応する格納領域へと格納する。   Specifically, when the operation management unit 311 inputs information on each item (see FIG. 4) of all site data 3210A, site data 3210B, and power generation device characteristic data 3210C shown above from the user, the information Are stored in the corresponding storage area.

なお、過去に登録のない新規のサイトおよび機種の発電装置に関する入力を受けた場合には、新たなサイトデータ3210Bおよび発電装置特性データ3210Cデータを生成し、登録する。   In addition, when the input regarding the new site and model power generator which has not been registered in the past is received, new site data 3210B and power generator characteristic data 3210C data are generated and registered.

ここでは、このような運転条件の受け付け処理は、利用者による入力があった場合に随時実行されるものとするが、後述する指令値算出処理が開始される際に入力を受け付けるような構成としても良い。   Here, the operation condition accepting process is executed at any time when there is an input by the user, but the configuration is such that the input is accepted when a command value calculating process to be described later is started. Also good.

さらに、運転管理部311は、所定のタイミングごとに、I/F部を介して図示しないネットワークを利用し、気象予報機関の作成する気象予報に関する情報を取得し、気象予報データ3220(図5参照)として時系列に対応させて気象予報記憶領域322へと記憶させる。なお、ここでは、気象予報データの取得周期は1時間としているが、どのような周期を設定することも可能である。なお、予報項目は、風力発電の場合、風速および風向に関する予報値を、太陽光発電の場合は、日射量に関する予報値を少なくとも取得すれば良い。   Further, the operation management unit 311 obtains information on the weather forecast created by the weather forecasting organization using a network (not shown) via the I / F unit at every predetermined timing, and the weather forecast data 3220 (see FIG. 5). ) To be stored in the weather forecast storage area 322 in time series. Here, the weather forecast data acquisition cycle is 1 hour, but any cycle can be set. The forecast item may be at least a forecast value related to wind speed and direction in the case of wind power generation, and at least a forecast value related to solar radiation in the case of solar power generation.

発電計画部312は、所定のタイミングごとに、上述のような予報値から未来の所定の時刻の発電電力について、全サイトの合計出力値と、各サイトごとの出力値と、を予測し、発電計画データ3230(図6参照)へと記憶させる。   The power generation planning unit 312 predicts the total output value of all sites and the output value for each site for the generated power at a predetermined time in the future from the forecast value as described above at each predetermined timing. The plan data 3230 (see FIG. 6) is stored.

なお、発電計画は、図4に示す全サイトのサイト数、各サイトの備える発電装置の数とその特性(風速と出力の関係)、風速の予報値から算出することが可能である。   Note that the power generation plan can be calculated from the number of sites at all sites, the number of power generation devices provided at each site and their characteristics (relationship between wind speed and output), and the predicted wind speed value shown in FIG.

また、ここでは発電計画は、6時間ごとに30分単位の発電電力が予測される構成としているが、これに限らず、気象予報機関からの気象予報が更新されれば、どのような周期および時間単位で予測を実行しても良い。   In addition, here, the power generation plan is configured such that the generated power is predicted every 30 minutes, but not limited to this, if the weather forecast from the weather forecasting organization is updated, what period and The prediction may be executed in units of time.

次に、指令値の算出処理について説明する。なお、ここでは指令値は、10分ごとに1分単位で算出・設定されるものとする。   Next, the command value calculation process will be described. Here, it is assumed that the command value is calculated and set in units of 1 minute every 10 minutes.

気象予測部313は、まず、各サイトにおける気象状況の変動を予測する。   The weather prediction unit 313 first predicts a change in weather conditions at each site.

まず、気象予測部313は、制御システム1の備える所定のサイトの擁する管理装置800に、各発電装置510の発電電力の実測値を記録した出力データと、各サイト500の気象状況の実測値を記録した気象データとを、所定の評価期間q1−10ぶんだけ送信するよう要求する。 First, the weather prediction unit 313 outputs the output data in which the measured value of the generated power of each power generation device 510 is recorded in the management device 800 of a predetermined site included in the control system 1 and the measured value of the weather condition of each site 500. The recorded weather data is requested to be transmitted for a predetermined evaluation period q 1-10 .

なお、ここでは、出力データおよび気象データは、1分単位での実測値を時系列順に記録したものとする。また、評価期間q1−10は、最新の10分間とする。 Here, it is assumed that the output data and the weather data are recorded in one-minute unit as measured values in chronological order. The evaluation period q 1-10 is the latest 10 minutes.

管理装置800は、記憶部820に格納される出力データおよび気象データを、評価期間に応じて抽出し、I/F部830を介して集中制御装置300へと送信する。   The management device 800 extracts the output data and weather data stored in the storage unit 820 according to the evaluation period, and transmits them to the central control device 300 via the I / F unit 830.

気象予測部313は、出力データおよび気象データを受信すると、出力データの示す各サイトの出力値を、当該サイトに応じた出力実績値格納領域3282B(図11参照)に格納する。なお、各サイトの同時刻における出力値を全て取得し終えると、気象予測部313は、その合計値を、出力実績値格納領域3282Aへと格納する。   When the weather prediction unit 313 receives the output data and the weather data, the weather prediction unit 313 stores the output value of each site indicated by the output data in the output result value storage area 3282B (see FIG. 11) corresponding to the site. When all the output values at the same time for each site have been acquired, the weather prediction unit 313 stores the total value in the output actual value storage area 3282A.

次に、気象予測部313は、基準となる予測対象サイトにおける評価期間q1−10に対応する予測期間t1−10における風向および風速の変動を、比較対象サイトの気象状況に基づいて予測する。なお、各サイトに対応する比較対象サイトは、予め記憶部320に記憶されているものとする。以下、予測方法について説明する。 Next, the weather prediction unit 313 predicts the variation in the wind direction and the wind speed in the prediction period t 1-10 corresponding to the evaluation period q 1-10 in the reference prediction target site based on the weather condition of the comparison target site. . In addition, the comparison object site corresponding to each site shall be memorize | stored in the memory | storage part 320 previously. Hereinafter, the prediction method will be described.

図13は各サイトの位置関係を示す概念図、図14は各サイトでの気象の推移を説明するための説明図、図15はサイト500bとサイト500aとにおける気圧の変動を表すグラフである。図中、サイト500a〜500dの風速をv0〜v3、気圧をp0〜p3として表した。   FIG. 13 is a conceptual diagram showing the positional relationship between the sites, FIG. 14 is an explanatory diagram for explaining the transition of the weather at each site, and FIG. 15 is a graph showing the variation in atmospheric pressure at the sites 500b and 500a. In the figure, the wind speeds of the sites 500a to 500d are represented as v0 to v3, and the atmospheric pressure is represented as p0 to p3.

図13に示すように、予測対象サイト500aは他の比較対象サイト500b〜500cに比べ、最も北東に位置している。なお、気象の状態は北東方向に推移しているものとする。   As shown in FIG. 13, the prediction target site 500a is located most northeast compared to the other comparison target sites 500b to 500c. It is assumed that the weather conditions are moving in the northeast direction.

このような場合、評価時刻q(t−τ)に応じた予測時刻tにおける予測対象サイト500aでの風速v0(t)は、以下の数式1から求めることが可能である。
In such a case, the wind speed v0 (t) at the prediction target site 500a at the prediction time t according to the evaluation time q (t−τ) can be obtained from Equation 1 below.

<数式1>
v0(t) ≒ V0(t) + W0(t) ・sin(ω・t) (1)

V0(t):風速の時間的にほぼ一定の成分
W0(t):風速の変動成分の大きさ
ω:風速の変動成分の周波数

ここで、図14に示すように、予測時刻tにおけるサイト500aの風速v0(t)は、時刻(t−τ1)におけるサイト500bの風速v1(t−τ1)、あるいは、時刻(t−τ2)におけるサイト500cの風速v1(t−τ2)、あるいは、時刻(t−τ3)におけるサイト500dの風速v3(t−τ3)と、時間差τ1、τ2、τ3だけ遅れて、同様の変化をたどることが多い。
<Formula 1>
v0 (t) ≈V0 (t) + W0 (t) · sin (ω · t) (1)

V0 (t): component of wind speed that is almost constant over time
W0 (t): Size of fluctuation component of wind speed
ω: Frequency of fluctuation component of wind speed

Here, as shown in FIG. 14, the wind speed v0 (t) of the site 500a at the predicted time t is the wind speed v1 (t−τ1) of the site 500b at the time (t−τ1) or the time (t−τ2). The wind speed v1 (t−τ2) at the site 500c at time t or the wind speed v3 (t−τ3) at the site 500d at time (t−τ3) and the time differences τ1, τ2, and τ3 may be delayed to follow the same change. Many.

そこで、サイト500aの時刻(t+Δt)における、V0(t+Δt)、W0(t+Δt)は、近似的に、以下の数式2、および、数式3で表すことができる。
Therefore, V0 (t + Δt) and W0 (t + Δt) at the time (t + Δt) of the site 500a can be approximately expressed by the following formulas 2 and 3.

<数式2>
V0(t+Δt)≒a1・V1(t−τ1+Δt)
+a2・V2(t−τ2+Δt)
+a3・V3(t−τ3+Δt) (2)

<数式3>
W0(t+Δt)≒b1・W1(t−τ1+Δt)
+b2・W2(t−τ2+Δt)
+b3・W3(t−τ3+Δt) (3)

τ1〜τ3:サイト500b〜500dと500aとの時間差
a1〜a3、b1〜b3:各季節区分における各サイトの影響を示す係数

なお、気象予測部313は、図7に示す気象予測データ3240から各サイトごとの気圧の計測値から、図15に示す500b〜500dのから500aへの気圧変動の到達時間遅れ(時間差τ1〜τ3)を算出することができる。もちろん、気圧以外の気象変動、例えば、気温、湿度等を気圧に代えて、あるいは、共に用いて時間差τ1〜τ3を求めることも可能である。
<Formula 2>
V0 (t + Δt) ≈a1 · V1 (t−τ1 + Δt)
+ A2 · V2 (t−τ2 + Δt)
+ A3 · V3 (t−τ3 + Δt) (2)

<Formula 3>
W0 (t + Δt) ≈b1 · W1 (t−τ1 + Δt)
+ B2 · W2 (t−τ2 + Δt)
+ B3 · W3 (t−τ3 + Δt) (3)

τ1 to τ3: time differences a1 to a3 between the sites 500b to 500d and 500a, b1 to b3: coefficients indicating the influence of each site in each season division

Note that the weather prediction unit 313 determines the arrival time delay (time differences τ1 to τ3) of the pressure fluctuation from 500b to 500d shown in FIG. ) Can be calculated. Of course, it is also possible to obtain the time differences τ1 to τ3 by using meteorological fluctuations other than atmospheric pressure, for example, temperature or humidity instead of or together with atmospheric pressure.

また、各サイトの影響を示す係数a1〜a3、b1〜b3は、予め記憶部320の処理用情報記憶領域329に、処理用データ3290として記憶されているものとする。これらの値は、過去の実績値から統計処理により予め決定されている。   Also, it is assumed that the coefficients a1 to a3 and b1 to b3 indicating the influence of each site are stored in advance as processing data 3290 in the processing information storage area 329 of the storage unit 320. These values are determined in advance by statistical processing from past performance values.

図16は、処理用データ3290の概略図である。   FIG. 16 is a schematic diagram of the processing data 3290.

処理用データ3290は、各サイトに対応付けて生成され、各サイトを識別するための予測対象サイト名格納領域3291と、季節等の区分が格納される季節区分格納領域3292と、予測対象サイトと比較される比較対象サイトに応じた各風向時の係数aおよび係数bの値が格納される係数格納領域3293〜3296と、を有する。   The processing data 3290 is generated in association with each site, and includes a prediction target site name storage area 3291 for identifying each site, a season classification storage area 3292 for storing classifications such as seasons, a prediction target site, And coefficient storage areas 3293 to 3296 in which the values of the coefficient a and the coefficient b at each wind direction corresponding to the comparison target sites to be compared are stored.

気象予測部313は、該当する季節区分と、予測時刻tで比較対象サイトで計測された風向とから、利用する係数aおよび係数bの値を選択して、上記数式2および数式3に用いる。   The weather prediction unit 313 selects the values of the coefficient a and the coefficient b to be used from the corresponding season division and the wind direction measured at the comparison target site at the predicted time t, and uses them in the above formulas 2 and 3.

このようにして、気象予測部313は、予測対象サイトにおける予測時刻tの風速予測値および風向を予測することができる。図17に、実際に3つの比較対象サイトの計測値から予測した予測対象サイトの風速予測値(1時間平均)と、実測値と、を比較したグラフを示す。図に示すように、予測対象サイトの予測値と実測値とでは、ほぼ同様の風速変動が見られた。   In this way, the weather prediction unit 313 can predict the wind speed prediction value and the wind direction at the prediction time t at the prediction target site. FIG. 17 shows a graph comparing the predicted wind speed (average for one hour) of the prediction target sites actually predicted from the measurement values of the three comparison target sites with the actual measurement values. As shown in the figure, almost the same wind speed fluctuation was observed between the predicted value and the actual measurement value of the prediction target site.

なお、気象予測部313は、このような予測対象サイトの予測時刻tにおける風速および風向を、気象予測データ3250として、気象予測記憶領域325へと格納する。   The weather prediction unit 313 stores the wind speed and the wind direction at the prediction time t of the prediction target site in the weather prediction storage area 325 as the weather prediction data 3250.

発電予測部3134は、気象予測データ3250に基づき、予測時刻tにおける各サイトの発電電力を予測する。   The power generation prediction unit 3134 predicts the generated power at each site at the prediction time t based on the weather prediction data 3250.

具体的に、発電予測部314は、予測時刻tにおける予測対象サイトの風速予測値と、図4に示す全サイトのサイト数と、各サイトの備える発電装置の数および特性(風速と出力の関係)と、を用いて、予測対象サイトの出力予測値を算出する。   Specifically, the power generation prediction unit 314 calculates the predicted wind speed at the prediction target site at the predicted time t, the number of sites at all sites shown in FIG. 4, and the number and characteristics of the power generation devices provided at each site (relationship between wind speed and output). ) And the output predicted value of the prediction target site is calculated.

そして、発電予測部314は、予測対象サイトの出力予測値を、サイトごとの出力予測値格納領域3262B(図9参照)に格納する。なお、全てのサイトに対し同予測時刻における出力予測値を算出し終えると、発電予測部314は、その合計値を、出力予測値格納領域3262Aへと格納する。   Then, the power generation prediction unit 314 stores the predicted output value of the prediction target site in the predicted output value storage area 3262B (see FIG. 9) for each site. When calculation of the predicted output value at the predicted time is completed for all the sites, the power generation prediction unit 314 stores the total value in the predicted output value storage area 3262A.

指令値算出部315は、予測時刻tにおける、全サイトおよび各サイトの出力上限を規定する運転指令値を算出する。   The command value calculation unit 315 calculates an operation command value that defines the output upper limit of all sites and each site at the predicted time t.

指令値算出部315は、まず、全サイト発電予測データ3260Aから予測時刻tにおける全サイトの出力予測値と、全サイト発電計画データ3230Aから予測時刻tに最も近い時刻における全サイトの出力計画値と、を取得する。そして、全サイトの出力計画値に対する全サイトの出力予測値の偏差を求め、当該偏差が予め定められた値より小さいか否かを判断する。偏差が所定の値よりも小さい場合には、出力予測値を全サイトの運転指令値として設定する。また、偏差が所定の値より小さくない場合には、偏差が所定の値よりも小さくなる値に出力予測値を補正する。例えば、偏差が所定の値よりも任意の値だけ小さくなる値とする。そして、この値を全サイトの運転指令値として設定する。   The command value calculation unit 315 first outputs the predicted output value of all sites at the predicted time t from the all-site power generation prediction data 3260A, and the planned output value of all sites at the time closest to the predicted time t from the all-site power generation plan data 3230A. , Get. Then, the deviation of the predicted output value of all sites with respect to the planned output value of all sites is obtained, and it is determined whether or not the deviation is smaller than a predetermined value. When the deviation is smaller than a predetermined value, the predicted output value is set as the operation command value for all sites. When the deviation is not smaller than the predetermined value, the output predicted value is corrected to a value where the deviation is smaller than the predetermined value. For example, the deviation is set to a value that is smaller than a predetermined value by an arbitrary value. This value is set as the operation command value for all sites.

次に、指令値算出部315は、当該全サイトの運転指令値を各サイト出力に割り振って、各サイトの運転指令値を算出する。例えば、図9に示すサイト発電予測データ3260Bに格納される各サイトの出力予測値から、予測時刻tにおける各サイトの出力割合を算出し、当該出力割合に比例するよう、各サイトに運転指令値を割り当てればよい。もちろん、予め定められた所定の割合で割り当てる構成としてもよい。   Next, the command value calculation unit 315 allocates the operation command values of all the sites to the output of each site, and calculates the operation command values of each site. For example, the output command value of each site at the predicted time t is calculated from the predicted output value of each site stored in the site power generation prediction data 3260B shown in FIG. 9, and the operation command value is sent to each site so as to be proportional to the output rate. Can be assigned. Of course, it is good also as a structure allocated by the predetermined ratio defined beforehand.

指令値算出部315は、このようにして算出した各サイトの運転指令値を、図10に示すような運転指令データ3260へと格納する。   The command value calculation unit 315 stores the operation command value of each site calculated in this way into the operation command data 3260 as shown in FIG.

そして、指令値算出部315は、評価期間q1−10に対して上記処理を繰り返し、評価期間q1−10に基づいて算出された、予測時刻tと、各予測時刻tにおける各サイトの運転指令値と、を対応付けた予測期間t1−10の時系列データを、監視装置800の出力調整部813へと送信する。出力調整部813は運転指令値を受信すると、予測時刻tにおけるサイト内の各発電装置の出力合計が運転指令値以下となるよう調整する。 The command value calculating section 315 repeats the above processing for the evaluation period q 1-10, calculated on the basis of the evaluation period q 1-10, and prediction time t, the operation of each site at each predicted time t The time series data of the prediction period t 1-10 in which the command value is associated is transmitted to the output adjustment unit 813 of the monitoring device 800. When the output adjustment unit 813 receives the operation command value, the output adjustment unit 813 adjusts the total output of each power generation device in the site at the predicted time t to be equal to or less than the operation command value.

次に、このような集中制御装置300のハードウエア構成について説明する。図24は、集中制御装置300の電気的な構成を示すブロック図である。   Next, the hardware configuration of such a centralized control device 300 will be described. FIG. 24 is a block diagram illustrating an electrical configuration of the centralized control device 300.

図24に示すように、集中制御装置300は、各部を集中的に制御するCPU(Central Processing Unit)901と、各種データを書換え可能に記憶するメモリ902と、各種のプログラム、プログラムの生成するデータ等を格納する外部記憶装置903と、入力装置904と、出力装置905と、これらを接続するバス906と、を備える。   As shown in FIG. 24, the centralized control device 300 includes a CPU (Central Processing Unit) 901 that centrally controls each unit, a memory 902 that stores various data in a rewritable manner, various programs, and data generated by the programs. , An input device 904, an output device 905, and a bus 906 for connecting them.

集中制御装置300は、例えば、外部記憶装置903に記憶されている所定のプログラムを、メモリ902に読み込み、CPU901で実行することにより実現可能である。   The centralized control device 300 can be realized, for example, by reading a predetermined program stored in the external storage device 903 into the memory 902 and executing it by the CPU 901.

なお、上記した各構成要素は、集中制御装置300の構成を理解容易にするために、主な処理内容に応じて分類したものである。処理ステップの分類の仕方やその名称によって、本願発明が制限されることはない。集中制御装置300が行う処理は、処理内容に応じて、さらに多くの構成要素に分類することもできる。さらに、1つの構成要素がさらに多くの処理を実行するように分類することもできる。   In addition, in order to make an understanding of the structure of the centralized control apparatus 300 easy, each component mentioned above is classified according to the main processing content. The invention of the present application is not limited by the method of classification of the processing steps and the names thereof. The processing performed by the centralized control device 300 can be classified into more components according to the processing content. Further, it can be classified so that one component performs more processing.

また、各機能部は、ハードウエア(ASICなど)により構築されてもよく、各機能部の処理が一つのハードウエアで実行されてもよいし、複数のハードウエアで実行されてもよい。   Each functional unit may be constructed by hardware (such as an ASIC), and the processing of each functional unit may be executed by one hardware, or may be executed by a plurality of hardware.

以上のように構成される本実施形態にかかる集中制御装置300、および、各サイトの監視装置800での処理を、図12に示すフローチャートを用いて説明する。   Processing in the central control apparatus 300 according to the present embodiment configured as described above and the monitoring apparatus 800 at each site will be described using the flowchart shown in FIG.

図12は、本実施形態に係る集中制御装置300の実行する指令値算出処理の流れを示すフローチャートである。   FIG. 12 is a flowchart illustrating a flow of command value calculation processing executed by the centralized control device 300 according to the present embodiment.

まず、気象予測部313は、制御システム1の備える所定のサイトの擁する管理装置800に、各発電装置510の発電電力の実測値を記録した出力データと、各サイト500の気象状況の実測値を記録した気象データとを、所定の評価期間q1−10だけ送信するよう要求し、両データを取得する(ステップS001)。 First, the weather prediction unit 313 outputs the output data in which the measured value of the generated power of each power generation device 510 is recorded in the management device 800 of a predetermined site included in the control system 1 and the measured value of the weather condition of each site 500. The recorded weather data is requested to be transmitted for a predetermined evaluation period q 1-10 and both data are acquired (step S001).

次に、気象予測部313は、評価時刻qに応じた予測時刻tにおける、各サイトの風向および風速予測値を予測して、気象予測データ3250を生成し、発電予測部314へ発電予測要求を出力する(ステップS002)。   Next, the weather prediction unit 313 predicts the wind direction and wind speed prediction value of each site at the prediction time t according to the evaluation time q, generates weather prediction data 3250, and sends a power generation prediction request to the power generation prediction unit 314. Output (step S002).

発電予測部314は、発電予測要求を受け付けると、気象予測データ3250に基づき、予測時刻tにおける各サイトの発電電力を予測する(ステップS003)。そして、指令値算出部315に、運転指令値算出要求を出力する。   When receiving the power generation prediction request, the power generation prediction unit 314 predicts the generated power at each site at the prediction time t based on the weather prediction data 3250 (step S003). Then, an operation command value calculation request is output to the command value calculation unit 315.

指令値算出部315は、指令値算出要求を受け付けると、予測時刻tにおける全サイトの出力予測値と、予測時刻tに最も近い時刻における全サイトの出力計画値と、を取得する。そして、全サイトの出力計画値に対する全サイトの出力予測値の偏差を求め、全サイトの運転指令値に設定する(ステップS004)。   When receiving the command value calculation request, the command value calculation unit 315 acquires the predicted output value of all sites at the predicted time t and the planned output value of all sites at the time closest to the predicted time t. Then, the deviation of the predicted output value of all sites with respect to the planned output value of all sites is obtained and set to the operation command value of all sites (step S004).

具体的に、指令値算出部315は、全サイトの出力計画値に対する出力予測値の偏差が、予め定められた値より小さいか否かを判断する。偏差が所定の値よりも小さい場合には、出力予測値を全サイトの運転指令値として設定する。また、偏差が所定の値より小さくない場合には、偏差が所定の値よりも任意の値だけ小さな値に補正し、この値を全サイトの運転指令値として設定する。   Specifically, the command value calculation unit 315 determines whether or not the deviation of the output predicted value with respect to the output planned value of all sites is smaller than a predetermined value. When the deviation is smaller than a predetermined value, the predicted output value is set as the operation command value for all sites. When the deviation is not smaller than a predetermined value, the deviation is corrected to a value smaller than the predetermined value by an arbitrary value, and this value is set as the operation command value for all sites.

そして、指令値算出部315は、算出した全サイトの運転指令値を各サイトに割り振って、各サイトの運転指令値を算出、設定する(ステップS005)。   Then, the command value calculation unit 315 allocates the calculated operation command values for all sites to each site, and calculates and sets the operation command values for each site (step S005).

次に、指令値算出部315は、評価期間q1−10に応じた予測期間t1−10における各サイトの運転指令値が設定されたか否かを判断する(ステップS006)。設定されていない場合には(NO)、ステップS002に戻って処理を繰り返す。設定されている場合には(YES)、ステップS007へと進む。 Next, the command value calculation unit 315 determines whether or not the operation command value for each site in the prediction period t 1-10 corresponding to the evaluation period q 1-10 has been set (step S006). If not set (NO), the process returns to step S002 to repeat the process. If it is set (YES), the process proceeds to step S007.

予測期間t1−10における各サイトの運転指令値が設定されると、指令値算出部315は、対応する各監視装置800の出力調整部813へと各サイトの運転指令値を送信し(ステップS007)、処理を終了する。 When the operation command value of each site in the prediction period t 1-10 is set, the command value calculation unit 315 transmits the operation command value of each site to the corresponding output adjustment unit 813 of each monitoring device 800 (step S007), the process is terminated.

なお、出力調整部813は、運転指令値を受信すると、サイト内の各発電装置の出力合計が各サイトの運転指令値以下となるよう調整する。   In addition, the output adjustment part 813 will adjust so that the output total of each power generator in a site may become below the operation command value of each site, if an operation command value is received.

以上、本発明の第一の実施形態について説明した。   The first embodiment of the present invention has been described above.

以上のような構成により、本発明の第一の実施形態にかかるウィンドファーム制御システム1によれば、予測対象サイトにおける気象の変動を、比較対象サイトを用いて予測することにより、より正確に発電電力を予測することが可能である。また、運転指令値を設定することで出力を平滑化し、一定に維持することができる。   With the configuration as described above, according to the wind farm control system 1 according to the first embodiment of the present invention, it is possible to generate power more accurately by predicting the change in weather at the prediction target site using the comparison target site. It is possible to predict power. Moreover, the output can be smoothed and maintained constant by setting the operation command value.

さらに、全サイトの出力合計から各サイトの出力を設定して調整するため、各サイト間の出力差から生じる自然エネルギーのロスを削減し、高効率な発電が可能である。
<第2の実施形態>
次に、本発明の第2実施形態について説明する。本実施形態にかかる自然エネルギー発電制御システム2は、太陽光を自然エネルギーとする点で、第一の実施形態とは異なる。以下、異なる点に関する事項について、主に説明する。
Furthermore, since the output of each site is set and adjusted from the total output of all sites, loss of natural energy caused by the output difference between the sites is reduced, and highly efficient power generation is possible.
<Second Embodiment>
Next, a second embodiment of the present invention will be described. The natural energy power generation control system 2 according to this embodiment is different from the first embodiment in that sunlight is natural energy. In the following, items related to different points will be mainly described.

図18に、自然エネルギー発電制御サイト2の模式図を示す。   FIG. 18 shows a schematic diagram of the natural energy power generation control site 2.

本実施形態にかかる自然エネルギー発電制御システム2(以下、単に制御システム2と称する)は、風力を用いた発電装置510を擁する風力発電のサイト500に加え、複数の太陽光発電装置610(以下、単に発電装置610と称する)を擁する太陽光発電サイト600が、複数設置されている。   The natural energy power generation control system 2 (hereinafter simply referred to as the control system 2) according to the present embodiment includes a plurality of solar power generation apparatuses 610 (hereinafter, referred to as a wind power generation site 500 including a power generation apparatus 510 using wind power). A plurality of photovoltaic power generation sites 600 having a power generation device 610) are installed.

図19に、制御システム2の備える集中制御装置400の構成を表すブロック図を示す。   FIG. 19 is a block diagram illustrating the configuration of the centralized control device 400 included in the control system 2.

集中制御装置400は、第1の実施形態にかかる集中制御装置300とほぼ同様の構成であるが、以下の点で異なる。   The central control device 400 has substantially the same configuration as the central control device 300 according to the first embodiment, but differs in the following points.

記憶部420の運転条件記憶領域421は、図20に示すような運転条件データ4210を記憶する。   The operation condition storage area 421 of the storage unit 420 stores operation condition data 4210 as shown in FIG.

運転条件データ4210は、図4に示す上記実施形態の運転条件データ3210に加えて、太陽光発電サイト600に関する情報が格納されるサイトデータ3210Dと、サイト600に含まれる各太陽光発電装置610の特性に関する情報が格納される発電装置データ3210Eと、をさらに有する。なお、図20では、図4に示される運転条件データ3210は省略した。また、図4の全サイトデータ3210Aの太陽光発電サイト数格納領域3212Aには、制御システム2に含まれるサイト600の数がそれぞれ格納される。   The operation condition data 4210 includes site data 3210D in which information related to the solar power generation site 600 is stored, and the solar power generation apparatuses 610 included in the site 600 in addition to the operation condition data 3210 of the above-described embodiment illustrated in FIG. Power generation device data 3210E in which information on characteristics is stored. In FIG. 20, the operating condition data 3210 shown in FIG. 4 is omitted. Further, the number of sites 600 included in the control system 2 is stored in the photovoltaic power generation site number storage area 3212A of the entire site data 3210A in FIG.

図20に示すように、サイトデータ3210Dには、サイト600に関する情報が格納される。   As shown in FIG. 20, the site data 3210D stores information related to the site 600.

具体的に、サイトデータ3210Dは、制御システム2に含まれる各太陽光発電サイト600に対応付けて生成され、各サイトを識別するためのサイト名格納領域6000と、サイトの存在する位置の緯度が格納される緯度格納領域3211Dと、サイトの経度が格納される経度格納領域3212Dと、サイトの備えている太陽光発電装置610の機種(図20では、発電装置アおよびイの2種類)が格納される機種格納領域6100と、発電装置610の太陽光パネル面積が格納されるパネル面積格納領域3214Dと、パネルの設置角が格納される設置角格納領域3215Dと、設置方位が格納される設置方位格納領域3216Dと、メンテナンス情報が格納されるメンテナンス情報格納領域3217Dと、を有する。   Specifically, the site data 3210D is generated in association with each photovoltaic power generation site 600 included in the control system 2, and the site name storage area 6000 for identifying each site and the latitude of the position where the site exists are stored. Stored latitude storage area 3211D to be stored, longitude storage area 3212D to store the longitude of the site, and models of the solar power generation apparatus 610 provided in the site (in FIG. 20, two types of power generation apparatus A and A). Model storage area 6100, a panel area storage area 3214D for storing the solar panel area of the power generation device 610, an installation angle storage area 3215D for storing the installation angle of the panel, and an installation direction for storing the installation direction It has a storage area 3216D and a maintenance information storage area 3217D in which maintenance information is stored.

発電装置特性データ3210Eは、制御システム2に含まれるサイト600および太陽光発電装置600の機種ごとに定義される。太陽光発電装置600では、機種のみではなく、設置されるサイトで変化する要素があるためである。   The power generation device characteristic data 3210E is defined for each model of the site 600 and the solar power generation device 600 included in the control system 2. This is because the solar power generation device 600 has elements that change not only in the model but also in the installed site.

発電装置特性データ3210Eは、発電装置610の機種を識別するための発電装置(機種)格納領域6100と、当該発電装置が設置されているサイトを識別するためのサイト名格納領域6000と、所定の日射数値ごとの出力を示す情報が格納される出力/日射格納領域3211Eと、パネル温度と温度係数の関係を示す情報が格納される温度係数/温度格納領域3212Eと、パネルの汚れ係数が格納される汚れ係数格納領域3213Eと、パネルからの集電時の損失に対応するケーブル効率が格納されるケーブル効率格納領域3214Eと、パネルで発生した直流電力を交流電力に変換する電力変換器の効率が格納される電力変換効率格納領域3215Eと、出力と時刻の関係を太陽光が雲等で吸収されたり散乱されたりせず、全てパネルに届くとした場合の理想値で表した図21に示すような太陽光発電電力理想関数が格納される理想関数格納領域3216Eと、を有する。なお、図21では、1月、4月、7月における、代表日の理想関数を示したが、もちろん、さらに詳細な月日についての関数を記憶させておいてもよい。   The power generator characteristic data 3210E includes a power generator (model) storage area 6100 for identifying the model of the power generator 610, a site name storage area 6000 for identifying the site where the power generator is installed, An output / insolation storage area 3211E for storing information indicating the output for each solar radiation value, a temperature coefficient / temperature storage area 3212E for storing information indicating the relationship between the panel temperature and the temperature coefficient, and a panel contamination coefficient are stored. The efficiency of the power converter that converts the DC power generated in the panel into AC power and the cable efficiency storage area 3214E that stores the cable efficiency corresponding to the loss at the time of current collection from the panel The power conversion efficiency storage area 3215E to be stored and the relationship between the output and time are not absorbed or scattered by clouds or the like. With the ideal function storage area 3216E of photovoltaic power ideal function as shown in FIG. 21 showing the ideal value when the reach the channel is stored, the. 21 shows the ideal function of the representative day in January, April, and July. Of course, a more detailed function for the date may be stored.

気象予測記憶領域425は、図8に示す気象予測データ3250に加えて、太陽光発電サイト600に関する気象予測に関する情報が格納される気象予測データ4250を、さらに記憶する。   The weather prediction storage area 425 further stores weather prediction data 4250 in which information related to weather prediction regarding the photovoltaic power generation site 600 is stored in addition to the weather prediction data 3250 shown in FIG.

図22は、気象予測記憶データ4250の概略図である。   FIG. 22 is a schematic diagram of the weather forecast storage data 4250.

気象予測データ4250は、サイト600ごとに、サイトを識別するためのサイト名格納領域6000と、サイトの相当位置における気象状況の予測時刻(図22では、1分間ごと)格納領域4251と、当該予測時刻における、理想日射強度の値を格納する理想日射強度格納領域4252と、理想日射強度に対する日射強度の比で定義される日射透過率の値を格納する日射透過率格納領域4253と、予測される日射強度の値を格納する日射強度格納領域4254と、を有する。   The weather forecast data 4250 includes, for each site 600, a site name storage area 6000 for identifying a site, a forecast time (1 minute in FIG. 22) of a weather situation at a corresponding position of the site, and a forecast area 4251. An ideal solar radiation intensity storage area 4252 for storing the value of the ideal solar radiation intensity at the time, and a solar radiation transmittance storage area 4253 for storing the value of the solar radiation intensity defined by the ratio of the solar radiation intensity to the ideal solar radiation intensity are predicted. A solar radiation intensity storage area 4254 for storing a value of solar radiation intensity.

処理用情報記憶領域429は、図16に示す上記実施形態の処理用データ3290に加えて、サイト600に関する情報が格納される処理用データ4290を、さらに有する。   The processing information storage area 429 further includes processing data 4290 in which information related to the site 600 is stored in addition to the processing data 3290 of the above-described embodiment shown in FIG.

処理用データ4290は、図23に示すように、サイトごとに、各サイトを識別するための予測対象サイト名格納領域4291と、季節等の区分が格納される季節区分格納領域4292と、予測対象サイトと比較される比較対象サイトに応じた各風向時の係数cの値が格納される係数格納領域4293〜4296と、を有する。なお、このような処理用データ4290は、予め記憶部420に記憶されているものとする。また、係数cは、過去の実績値から、統計処理により予め設定される。   As shown in FIG. 23, the processing data 4290 includes, for each site, a prediction target site name storage area 4291 for identifying each site, a season classification storage area 4292 in which a classification such as season is stored, and a prediction target And coefficient storage areas 4293 to 4296 in which the value of the coefficient c at each wind direction corresponding to the comparison target site to be compared with the site is stored. It is assumed that such processing data 4290 is stored in the storage unit 420 in advance. The coefficient c is set in advance by statistical processing based on past performance values.

次に、本実施形態にかかる集中制御装置400の動作について説明する。制御部410は、気象状況および発電電力の予測の方法が、第1の実施形態とは異なる。   Next, the operation of the centralized control device 400 according to the present embodiment will be described. The control unit 410 differs from the first embodiment in the weather condition and the method of predicting the generated power.

以下、図14を参照しながら、風力発電装置500a〜500dに代わり、太陽光発電装置600a〜600dが設置されているものとして、気象予測部413の実行する気象状況の予測の方法について、第1の実施形態とは異なる点を説明する。   Hereinafter, with reference to FIG. 14, it is assumed that the solar power generation devices 600a to 600d are installed instead of the wind power generation devices 500a to 500d. Differences from the embodiment will be described.

気象予測部413は、各サイトにおける気象変動を、以下のように予測する。   The weather prediction unit 413 predicts the weather fluctuation at each site as follows.

サイト600aでの予測時刻tにおける、日射強度S0(t)は、理想日射強度Si0(t)と日射透過率T0(t)を用いて、次のような数式4で表される。

<数式4>
S0(t)=T0(t)・Si0(t) (4)

なお、理想日射強度Si0(t)は、時間および季節ごとに予め定めた太陽定数を、記憶部420に格納しておくことで算出できる。
The solar radiation intensity S0 (t) at the predicted time t at the site 600a is expressed by the following Equation 4 using the ideal solar radiation intensity Si0 (t) and the solar radiation transmittance T0 (t).

<Formula 4>
S0 (t) = T0 (t) · Si0 (t) (4)

The ideal solar radiation intensity Si0 (t) can be calculated by storing in the storage unit 420 a solar constant determined in advance for each time and season.

また、太陽光発電装置において、日射強度S0(t)の時の発電電力をP0(t)、理想日射強度Si0(t)の時の発電電力をPi0(t)とすれば、次のような数式5が成立つ。

<数式5>
P0(t)=T0(t)・Pi0(t) (5)

ここで、数式5の発電電力Pi0(t)は、上記の太陽定数で定まる理想日射強度Si0(t)と、理想関数格納領域3216Eに格納される理想関数により求めることが可能である。
Further, in the photovoltaic power generation apparatus, if the generated power at the solar radiation intensity S0 (t) is P0 (t) and the generated power at the ideal solar radiation intensity Si0 (t) is Pi0 (t), the following Formula 5 is established.

<Formula 5>
P0 (t) = T0 (t) · Pi0 (t) (5)

Here, the generated power Pi0 (t) in Expression 5 can be obtained from the ideal solar radiation intensity Si0 (t) determined by the solar constant and the ideal function stored in the ideal function storage area 3216E.

日射透過率T0(t)は、雲の状態(薄い雲か、厚い雲か)などの気象の状態により定まる値である。   The solar radiation transmittance T0 (t) is a value determined by the weather condition such as the cloud condition (whether it is a thin cloud or a thick cloud).

風速を予測した第1実施形態の場合と同様に、サイト600aにおけるサイト600b〜600dの気象変動は、おおよそ時間差τ1〜τ3の経過時に現れるものと考えられるから、600aの時刻(t+Δt)における日射透過率T0(t+Δt)は、近似的に、以下の数式6で表すことができる。

<数式6>
T0(t+Δt)≒c1・T1(t−τ1+Δt)
+c2・T2(t−τ2+Δt)
+c3・T3(t−τ3+Δt) (6)
c1〜c3:各サイトの影響を示す係数

なお、各サイトにおける日射透過率T1〜T3は、気象計測データ3240の日射量格納領域3247に格納される日射量の値から、太陽定数で定まる理想日射強度に対する日射強度の比で求めることが可能である。
As in the case of the first embodiment in which the wind speed is predicted, the weather fluctuations at the sites 600b to 600d at the site 600a are considered to appear when the time differences τ1 to τ3 have elapsed. The rate T0 (t + Δt) can be approximately expressed by the following Equation 6.

<Formula 6>
T0 (t + Δt) ≈c1 · T1 (t−τ1 + Δt)
+ C2 · T2 (t−τ2 + Δt)
+ C3 · T3 (t−τ3 + Δt) (6)
c1 to c3: coefficients indicating the influence of each site

The solar radiation transmittances T1 to T3 at each site can be obtained from the value of the solar radiation amount stored in the solar radiation amount storage area 3247 of the meteorological measurement data 3240, by the ratio of the solar radiation intensity to the ideal solar radiation intensity determined by the solar constant. It is.

気象予測部413は、このようにして各サイトの予測時刻tにおける、理想日射強度Si、日射透過率T、および、日射強度Siを求め、気象予測データ4250に格納する。   In this way, the weather prediction unit 413 obtains the ideal solar radiation intensity Si, the solar radiation transmittance T, and the solar radiation intensity Si at the predicted time t of each site, and stores them in the weather prediction data 4250.

発電予測部414は、気象予測データ4250に基づき、予測時刻tにおける各サイトの発電電力を予測する。   The power generation prediction unit 414 predicts the generated power at each site at the prediction time t based on the weather prediction data 4250.

具体的に、発電予測部414は、予測時刻tにおける予測対象サイトの日照強度の値と、太陽光発電サイトのサイト数、各サイトの備える発電装置の数および特性と、を用いて、予測対象サイトの出力予測値を算出する。   Specifically, the power generation prediction unit 414 uses the value of the sunshine intensity of the prediction target site at the prediction time t, the number of sites of the solar power generation site, the number and characteristics of the power generation devices included in each site, and the prediction target Calculate the predicted output of the site.

以上のような構成により、本発明の第二の実施形態にかかる制御システム2によれば、予測対象のサイトにおける気象状況を、比較対象のサイトにおける気象状況から予測することによって、太陽光発電を含むサイトに対しても、より短い周期で現実の気象状況に則した指令値を得る事が可能である。   With the configuration as described above, according to the control system 2 according to the second embodiment of the present invention, the solar power generation is performed by predicting the weather condition at the prediction target site from the weather condition at the comparison target site. It is possible to obtain a command value that conforms to the actual weather conditions in a shorter cycle even for the site that contains it.

また、本発明の適用は、上記のような実施形態には制限されない。上記の実施形態は、本発明の技術的思想の範囲内で様々な変形が可能である。   Further, the application of the present invention is not limited to the embodiment as described above. The above embodiment can be variously modified within the scope of the technical idea of the present invention.

例えば、風力発電サイトに日射計を設置することにより、太陽光発電サイトの気象状況を予測する際、比較対象に風力発電サイトを選択した場合でも日射透過率を求めることもできる。   For example, by installing a solar radiation meter at the wind power generation site, the solar transmittance can be obtained even when the wind power generation site is selected as a comparison target when the weather condition of the solar power generation site is predicted.

また、風力発電サイトに小型の太陽光パネルを設置して、太陽光発電サイトと同様の方法で風力発電サイトの日射透過率を求めても良い。   Alternatively, a small solar panel may be installed at the wind power generation site, and the solar radiation transmittance of the wind power generation site may be obtained in the same manner as the solar power generation site.

さらに、サイト群が太陽光発電サイトのみから形成される場合でも、本発明を適用することが可能である。   Furthermore, even when a site group is formed only from a photovoltaic power generation site, the present invention can be applied.

100:送配電線、200:通信線、300:集中制御装置、500:風力発電サイト、600:太陽光発電サイト、510:風力発電装置、610:太陽光発電装置、560…電力計測装置、570…気象状況計測装置、800…監視装置。 100: power transmission and distribution line, 200: communication line, 300: centralized control device, 500: wind power generation site, 600: solar power generation site, 510: wind power generation device, 610: solar power generation device, 560 ... power measurement device, 570 ... meteorological situation measuring device, 800 ... monitoring device.

Claims (9)

複数の自然エネルギー発電装置と、
前記発電装置の出力を計測する電力計測装置と、
気象状況を計測する気象状況計測装置と、
前記発電装置からの出力を調整する監視装置と、
を備える複数のサイトと、
気象予報機関から提供される各サイト相当位置における気象予報を取得する処理と、
前記気象予報に基づいて、各サイトおよび全サイトにおける出力計画値を算出する処理と、
前記各サイトから、過去の気象状況を取得する処理と、
各サイトに応じて定まる比較対象となるサイトの過去の気象状況と、当該過去の気象状況が前記各サイトへと到達する到達時刻の時間差と、季節の影響と、から、未来の所定の時刻における前記各サイトの気象状況を予測する処理と、
予測された前記気象状況に基づいて、全サイトおよび各サイトにおける前記未来の所定の時刻における出力予測値を算出する処理と、
前記未来の所定の時刻に応じた前記全サイトの出力計画値に対する、前記未来の所定の時刻における前記全サイトの出力予測値の偏差が、所定の値より小さい場合には前記出力予測値を、小さくない場合には前記偏差が所定の値以下となるよう補正した値を、全サイトの出力上限値として設定する処理と、
前記全サイトの出力上限値を、各サイトの出力上限値として割り振る処理と、
前記各サイトの出力上限値を、対応する監視装置に送信する処理と、
を実行する集中制御装置と、を備え、
前記管理装置は、サイト内の発電装置の出力の合計が、前記各サイトの出力上限値以下となるよう調整すること
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
A plurality of renewable energy generators,
A power measurement device for measuring the output of the power generation device;
A weather condition measuring device for measuring the weather condition;
A monitoring device for adjusting the output from the power generation device;
Multiple sites with
A process for obtaining a weather forecast at each site equivalent position provided by a weather forecasting agency;
Based on the weather forecast, a process for calculating an output plan value at each site and all sites;
A process of obtaining past weather conditions from each of the sites;
From the past weather situation of the comparison target site determined according to each site, the time difference between the arrival times when the past weather situation reaches each site, and the influence of the season, at a predetermined time in the future A process for predicting the weather condition of each site;
Based on the predicted weather condition, a process of calculating an output predicted value at a predetermined time in the future at all sites and each site;
If the deviation of the predicted output value of all sites at the future predetermined time relative to the planned output value of all sites according to the future predetermined time is smaller than a predetermined value, the output predicted value is If not small, the process of setting the value corrected so that the deviation is below a predetermined value as the output upper limit value of all sites,
A process of allocating the output upper limit value of all the sites as the output upper limit value of each site;
A process of transmitting the output upper limit value of each site to a corresponding monitoring device;
A centralized control device for executing
The natural energy power generation control system, wherein the management device adjusts so that a total output of the power generation devices in the site is equal to or less than an output upper limit value of each site.
請求項1に記載の自然エネルギー発電制御システムであって、
前記自然エネルギーが、風力であること、
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
The natural energy power generation control system according to claim 1,
The natural energy is wind power;
A natural energy power generation control system.
請求項2に記載の自然エネルギー発電制御システムであって、
前記自然エネルギーが、太陽光であること
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
The natural energy power generation control system according to claim 2,
The natural energy power generation control system, wherein the natural energy is sunlight.
請求項1から3のいずれか一項に記載の自然エネルギー発電制御システムであって、
前記到達時刻の時間差は、前記各サイトにおける過去の気圧変動から算出されること
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
A natural energy power generation control system according to any one of claims 1 to 3,
The time difference between the arrival times is calculated from past atmospheric pressure fluctuations at the respective sites.
請求項1から4のいずれか一項に記載の自然エネルギー発電制御システムであって、
前記各サイトの出力上限値は、前記各サイトの出力予測値の割合に比例させて、前記全サイトの出力上限値を割り振ることで算出されること
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
The natural energy power generation control system according to any one of claims 1 to 4,
The output upper limit value of each site is calculated by assigning the output upper limit value of all the sites in proportion to the ratio of the predicted output value of each site.
請求項2から5のいずれか一項に記載の自然エネルギー発電制御システムであって、
前記季節の影響は、所定の季節区分における影響を示す所定の係数を、風速に掛けることで考慮されること
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
A natural energy power generation control system according to any one of claims 2 to 5,
The natural energy power generation control system is characterized in that the influence of the season is taken into account by multiplying the wind speed by a predetermined coefficient indicating the influence in a predetermined season section.
請求項3から5のいずれか一項に記載の自然エネルギー発電制御システムであって、
前記季節の影響は、所定の季節区分における影響を示す係数を、日射透過率に掛けることでこと
を特徴とする自然エネルギー発電制御システム。
A natural energy power generation control system according to any one of claims 3 to 5,
The natural energy power generation control system is characterized in that the seasonal influence is obtained by multiplying the solar radiation transmittance by a coefficient indicating the influence in a predetermined seasonal division.
複数の自然エネルギー発電装置と、気象状況を計測する気象状況計測装置と、前記発電装置からの出力を調整する監視装置と、を備える複数のサイトを制御する制御装置であって、
気象予報機関から提供される各サイト相当位置における気象予報を取得する処理と、
前記気象予報に基づいて、各サイトおよび全サイトにおける出力計画値を算出する処理と、
前記各サイトから、過去の気象状況を取得する処理と、
各サイトに応じて定まる比較対象となるサイトの過去の気象状況と、当該過去の気象状況が前記各サイトへと到達する到達時刻の時間差と、季節の影響と、から、未来の所定の時刻における前記各サイトの気象状況を予測する処理と、
予測された前記気象状況に基づいて、全サイトおよび各サイトにおける前記未来の所定の時刻における出力予測値を算出する処理と、
前記未来の所定の時刻に応じた前記全サイトの出力計画値に対する、前記未来の所定の時刻における前記全サイトの出力予測値の偏差が、所定の値より小さい場合には前記出力予測値を、小さくない場合には前記偏差が所定の値以下となるよう補正した値を、全サイトの出力上限値として設定する処理と、
前記全サイトの出力上限値を、各サイトの出力上限値として割り振る処理と、
前記各サイトの出力上限値を、対応する監視装置に送信する処理と、を実行すること
を特徴とする制御装置。
A control device for controlling a plurality of sites comprising a plurality of natural energy power generation devices, a weather condition measurement device that measures weather conditions, and a monitoring device that adjusts the output from the power generation device,
A process for obtaining a weather forecast at each site equivalent position provided by a weather forecasting agency;
Based on the weather forecast, a process for calculating an output plan value at each site and all sites;
A process of obtaining past weather conditions from each of the sites;
From the past weather situation of the comparison target site determined according to each site, the time difference between the arrival times when the past weather situation reaches each site, and the influence of the season, at a predetermined time in the future A process for predicting the weather condition of each site;
Based on the predicted weather condition, a process of calculating an output predicted value at a predetermined time in the future at all sites and each site;
If the deviation of the predicted output value of all sites at the future predetermined time relative to the planned output value of all sites according to the future predetermined time is smaller than a predetermined value, the output predicted value is If not small, the process of setting the value corrected so that the deviation is below a predetermined value as the output upper limit value of all sites,
A process of allocating the output upper limit value of all the sites as the output upper limit value of each site;
And a process of transmitting the output upper limit value of each site to a corresponding monitoring device.
複数の自然エネルギー発電装置を備えるサイト群の制御方法であって、
気象予報機関から提供される各サイト相当位置における気象予報を取得するステップと、
前記気象予報に基づいて、各サイトおよび全サイトにおける出力計画値を算出する処理と、
各サイトにおける気象状況を観測するステップと、
各サイトに応じて定まる比較対象となるサイトの過去の気象状況と、当該過去の気象状況が前記各サイトへと到達する到達時刻の時間差と、季節の影響と、から、未来の所定の時刻における前記各サイトの気象状況を予測するステップと、
予測された前記気象状況に基づいて、全サイトおよび各サイトにおける前記未来の所定の時刻における出力予測値を算出するステップと、
前記未来の所定の時刻に応じた前記全サイトの出力計画値に対する、前記未来の所定の時刻における前記全サイトの出力予測値の偏差が、所定の値より小さい場合には前記出力予測値を、小さくない場合には前記偏差が所定の値以下となるよう補正した値を、全サイトの出力上限値として設定するステップと、
前記全サイトの出力上限値を、各サイトの出力上限値として割り振るステップと、
各サイトの出力を、前記各サイトの出力上限値以下となるよう調整するステップと
を実行すること
を特徴とする制御方法。
A method for controlling a site group including a plurality of natural energy power generation devices,
Obtaining a weather forecast at each site equivalent location provided by a weather forecasting agency;
Based on the weather forecast, a process for calculating an output plan value at each site and all sites;
Observing the weather conditions at each site;
From the past weather situation of the comparison target site determined according to each site, the time difference between the arrival times when the past weather situation reaches each site, and the influence of the season, at a predetermined time in the future Predicting the weather conditions at each site;
Based on the predicted weather conditions, calculating an output predicted value at a predetermined time in the future at all sites and at each site;
If the deviation of the predicted output value of all sites at the future predetermined time relative to the planned output value of all sites according to the future predetermined time is smaller than a predetermined value, the output predicted value is A value that is corrected so that the deviation is less than or equal to a predetermined value if not smaller, and setting as an output upper limit value for all sites;
Allocating the output upper limit value of all the sites as the output upper limit value of each site;
Adjusting the output of each site to be equal to or lower than the output upper limit value of each site.
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