JP5800771B2 - 風力発電システム、風力発電制御装置および風力発電制御方法 - Google Patents

風力発電システム、風力発電制御装置および風力発電制御方法 Download PDF

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Description

本発明は、蓄電池併設型の風力発電所で用いるのに好適な風力発電システム、風力発電制御装置および風力発電制御方法に関する。
石油など化石燃料の枯渇が懸念されるようになって久しく、また、地球環境の温暖化対策のために、ＣＯ２の排出削減が全世界で解決すべき急務の課題となっている。これらの課題の解決を図るために、化石燃料も使用せず、また、ＣＯ２も排出しない発電の方法として、太陽光発電や風力発電など自然エネルギーを用いた発電の導入が世界中で急速に進行している。
しかしながら、とくに風力発電は、時々刻々変化する風を利用して発電するため、発電電力が時間とともに大きく変動するといった特徴がある。そのため、風力発電された電力を商用の電力系統に連系させる場合には、風力発電電力の変動により、商用の電力系統における電力需給のバランスが取れなくなり、周波数変動などの問題が発生し、電力品質の低下を招く恐れがある。
現在、風力発電電力が商用の電力系統に連系されるときには、商用の電力系統では電力需要の大きさに応じて、その電力系統内にある火力発電所などの大型発電機の発電出力を調整力とし、電力需給のバランスを保っている。しかしながら、日本国内には、すでに多くの風力発電事業者が風力発電装置を系統連系しており、その事業者数も、さらに増加傾向にあることから、電力系統内での調整力不足が懸念されている。
そこで、１台以上の風力発電装置からなる風力発電装置群に、１台以上の蓄電池とその蓄電池の充放電を制御する制御装置とからなる蓄電池システムを併設した蓄電池併設型の風力発電所が開発されている（例えば、特許文献１、特許文献２など参照）。蓄電池併設型の風力発電所では、風力発電装置群による発電電力の変動を、蓄電池システムを用いた充放電により抑制することができるので、安定した電力を商用の電力系統に送電することができる。
蓄電池併設型の風力発電所の１つ形態に出力一定制御型風力発電所がある。出力一定制御型風力発電所に対しては、発電した電力の売電先の電力会社から、系統連系するための技術要件として（１）単位時間ごとの発電計画値を事前に売電先に申請すること、（２）単位時間における風力発電所の発電電力変動を事前に申請した発電計画値に基づく発電定格の±２％以内に収めること、などが要求されている。さらに、これらの技術要件を達成できない場合は、ペナルティ料金を支払うことなども求められている（例えば、非特許文献１参照）。
特開２０１０−５１１１７号公報 特開２０１１−２２９２０５号公報
"新エネルギー等に対する取組み：３．風力発電をご計画のみなさまへ：「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」"、［online］、［平成１２年７月９日検索］、インターネット＜URL：http://www.tohoku-epco.co.jp/oshirase/newene/ 04/index.html＞
しかしながら、買電先の電力会社が系統連系のために求める技術要件のハードルは、風力発電業者にとって相当に高いものであり、場合によっては、売電収益が得られず、風力発電事業の事業性が成り立たないこともあり得る。ちなみに、出力一定制御型風力発電所を実現するためには、風力発電装置群の総発電出力の約８５％の蓄電池システムが必要とされており、これは、例えば、４０ＭＷの風力発電装置群に対して、３４ＭＷの蓄電池システムが必要なことを意味する。そのため、出力一定制御型風力発電所の設置コストは、従来の風力発電所の設置コストと比べ約１．８〜１．９倍にもなり、大幅に割高なものになっている。
以上のような従来技術の問題点に鑑み、本発明の目的は、出力一定制御型風力発電所の蓄電池システムの蓄電容量を低減することができ、その設置コストを低減することが可能な風力発電システム、風力発電制御装置および風力発電制御方法を提供することにある。
本発明に係る風力発電システムは、複数の風力発電装置からなる風力発電装置群と、複数の蓄電池からなる蓄電池システムと、前記風力発電装置群が発電する風力発電電力と前記蓄電池システムが充放電する充放電電力とを足し合わせたシステム発電電力が、事前に設定された発電計画値の範囲内に収まるように前記充放電電力を制御する風力発電制御装置と、を含んで構成される。
そして、前記風力発電制御装置が、現在時点以前の第１の制御期間内に、前記風力発電装置群により発電される前記風力発電電力の平均値を演算する平均値演算部と、前記蓄電池システムの蓄電池充電率目標範囲を演算するＳＯＣ目標範囲演算部と、前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値に基づき、現在時点より後に設定される第２の制御期間に対する発電計画値を演算する発電計画値演算部と、現在以降の風況を予測する風況予測装置から提供される前記第２の制御期間についての風況予測情報に基づき、前記第２の制御期間における予測風力発電電力を演算する予測発電電力演算部と、を備え、前記発電計画値演算部の処理として、前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値と前記予測発電電力演算部で演算される前記予測風力発電電力とを比較し、前記風力発電電力の平均値が前記予測風力発電電力よりも大きい場合には、前記風力発電電力の平均値を前記予測風力発電電力で置き換える補正を施し、その後、前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値と下限値の範囲内にある場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値を設定し、前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値を上回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より大きい正の定数を乗じた値を設定し、前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の下限値を下回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より小さい正の定数を乗じた値を設定することを特徴とする。
本発明によれば、出力一定制御型風力発電所の蓄電池システムの蓄電容量を低減することができ、その設置コストを低減することができる。
本発明の第１の実施形態に係る風力発電システムの構成の例を示した図。 蓄電池の詳細な構成の例を示した図。 風力発電制御装置のブロック構成の例を示した図。 発電計画値演算部における発電計画値演算処理フローの例を示した図。 現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内である場合の、発電電力平均値ＰＡと発電計画値ＰＴとの関係を示した図。 現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値未満である場合の、発電電力平均値ＰＡと発電計画値ＰＴとの関係を示した図。 現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値を超える場合の、発電電力平均値ＰＡと発電計画値ＰＴとの関係を示した図。 充放電電力指令演算部および発電電力制限指令演算部における発電計画値追従制御処理フローの例を示した図。 本発明の第１の実施形態に係る風力発電システムにおける発電制御シミュレーションの例を示した図。 一般的な出力一定制御型風力発電所における発電制御シミュレーションの例を比較例として示した図。 本発明の第２の実施形態に係る風力発電システムの構成の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る風力発電制御装置のブロック構成の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る発電計画値演算部における発電計画値演算処理フローの例を示した図。
以下、本発明の実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る風力発電システム１００の構成の例を示した図である。図１に示すように、風力発電システム１００は、風力発電装置群１、蓄電池システム２、風力発電制御装置３、連系変圧器４を含んで構成され、連系変圧器４を介して売電先の電力系統５に連系し、システム発電電力ＰＳをその電力系統５に送電する。
このとき、風力発電装置群１の連系点には、風力発電装置群１が発電する風力発電電力ＰＷを計測する電力計６が設置され、蓄電池システム２の連系点には、蓄電池システム２の充放電電力ＰＢを計測する電力計７が設置されている。また、風力発電制御装置３は、通信ネットワーク８を介して売電先装置９に接続されている。
ここで、風力発電システム１００が発電するシステム発電電力ＰＳは、風力発電装置群１が発電する風力発電電力ＰＷに、蓄電池システム２が充放電する充放電電力ＰＢが足し合わせられたものである。従って、これら三者の間には、ＰＳ＝ＰＷ＋ＰＢという関係が成り立つ。
なお、充放電電力ＰＢは、蓄電池システム２から電力が放電されるとき、正の値、蓄電池システム２へ充電されるとき、負の値になるものとする。
また、図１に示すように、風力発電装置群１は、１台以上の風力発電装置１１（＃１，＃２，・・・，＃ｎ）と、ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition：監視制御データ収集装置）１２と、を含んで構成される。
風力発電装置１１（＃１，＃２，・・・，＃ｎ）は、直流励磁型同期発電装置、交流励磁型同期発電装置、永久磁石型同期発電装置などにより構成され、そのいずれもが電力変換器を備えるとともに、ブレードのピッチ角の制御機構を有し、可変速運転可能であるものとする。そして、それぞれの風力発電装置１１（＃１，＃２，・・・，＃ｎ）に発電電力制限指令ＰＬＣ＃１，ＰＬＣ＃２，・・・，ＰＬＣ＃ｎが入力された場合には、それぞれの風力発電装置１１（＃１，＃２，・・・，＃ｎ）は、そのピッチ角の制御機構などを利用して、発電する電力を、それぞれ発電電力制限指令ＰＬＣ＃１，ＰＬＣ＃２，・・・，ＰＬＣ＃ｎ以下に制限する。
また、ＳＣＡＤＡ１２は、風力発電制御装置３から風力発電装置群１全体に対する発電電力制限指令ＰＬＣを受信し、その受信した発電電力制限指令ＰＬＣを、各風力発電装置１１（＃１，＃２，・・・，＃ｎ）に対する発電電力制限指令ＰＬＣ＃１，ＰＬＣ＃２，・・・，ＰＬＣ＃ｎに分割し、分割した発電電力制限指令ＰＬＣ＃１，ＰＬＣ＃２，・・・，ＰＬＣ＃ｎを、各風力発電装置１１（＃１，＃２，・・・，＃ｎ）に分配する。
なお、このときの分割および分配に際しては、
ＰＬＣ＃１＋ＰＬＣ＃２＋・・・＋ＰＬＣ＃ｎ≦ＰＬＣ
の関係が満たされるようにする。
よって、風力発電装置群１は、風力発電電力ＰＷを風力発電制御装置３から送信される発電電力制限指令ＰＬＣ以下に制限することができる。つまり、風力発電装置群１は、風力発電電力ＰＷの過大な出力上昇を制限することができるので、蓄電池システム２に対する過大な電力の充電要求が抑制される。そのため、蓄電池システム２の定格を小さくすることが可能になる。
続いて、蓄電池システム２の構成について説明する。蓄電池システム２は、図１に示すように、１つ以上の蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）によって構成される。この蓄電池２１の詳細な構成については、以下、図２を参照して説明する。
図２は、蓄電池２１の詳細な構成の例を示した図である。図１の蓄電池システム２における第ｉ番目の蓄電池２１（＃ｉ）は、図２に示すように、充放電可能な二次電池２１１と、直交流変換器２１２と、連系変圧器２１３と、遮断機２１４と、ＳＯＣ計測部２１５と、充放電電力制御部２１６と、を含んで構成される。ここで、ｉ＝１，２，・・・，ｍである（以下同様）。なお、ＳＯＣ（State of Charge）は、蓄電池充電率を意味する。
充放電電力制御部２１６は、風力発電制御装置３からの充放電電力指令ＰＢＣ＃ｉに従って、直交流変換器２１２を制御することにより、風力発電装置群１で発電された風力発電電力ＰＷの一部を用いて、二次電池２１１を充電し、または、二次電池２１１に蓄えられている電力を放電する。なお、図２では、このとき充放電される電力をＰＢ＃ｉで表している。また、これと同時に、ＳＯＣ計測部２１５は、二次電池２１１の蓄電池充電率ＳＯＣ＃ｉを計測し、計測した蓄電池充電率ＳＯＣ＃ｉを風力発電制御装置３に送信する。
ここで、二次電池２１１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。なお、蓄電池２１で用いる蓄電装置は、二次電池２１１に限定されるものではなく、二次電池２１１の代わりに、電気二重層キャパシタを用いる形態、二次電池２１１と電気二重層キャパシタとを組み合わせる形態、あるいは、他の蓄電要素を組み合わせる形態などであってもよい。さらに、二次電池２１１に代わる蓄電装置として、フライホイールなど電気エネルギーを運動エネルギーとして蓄積するものであってもよい。
図３は、風力発電制御装置３のブロック構成の例を示した図である。図３に示すように、風力発電制御装置３は、平均値演算部３０、蓄電池充電率演算部３１、ＳＯＣ目標範囲演算部３２、発電計画値演算部３３、充放電電力指令演算部３４、発電電力制限指令演算部３５、充放電電力指令分配部３６などのブロックを含んで構成される。
風力発電制御装置３は、電力計６を介して、風力発電装置群１が発電する風力発電電力ＰＷを取得するとともに、蓄電池システム２を構成する個々の蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）から、それぞれの蓄電池充電率ＳＯＣ＃１，ＳＯＣ＃２，・・・，ＳＯＣ＃ｍを取得する。そして、その取得した風力発電電力ＰＷ、および、蓄電池充電率ＳＯＣ＃１，ＳＯＣ＃２，・・・，ＳＯＣ＃ｍに基づき、発電計画値ＰＴを演算するとともに、蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）それぞれに対する充放電電力指令ＰＢＣ＃１、ＰＢＣ＃２、・・・、ＰＢＣ＃ｍ、および、風力発電装置群１に対する発電電力制限指令ＰＬＣを演算する。
このとき、風力発電制御装置３から出力される充放電電力指令ＰＢＣ＃１、ＰＢＣ＃２、・・・、ＰＢＣ＃ｍは、それぞれ対応する蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）へ入力され、発電電力制限指令ＰＬＣは、風力発電装置群１のＳＣＡＤＡ１１へ入力され、また、発電計画値ＰＴは、通信ネットワーク８を介して売電先装置９へ送信される。
以下、図３を参照しながら（適宜、図１、図２も参照）風力発電制御装置３を構成する各機能ブロックの機能について、順を追って説明する。なお、以下に説明するような機能を有する風力発電制御装置３は、それぞれのブロックを専用のハードウェア制御回路で構成することにより実現することもできるし、その一部のブロックを１つまたは複数のマイクロプロセッサで構成して実現することもできるし、あるいは、全体を１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。
（１）平均値演算部３０は、現在以前のある時刻から現在に到るまでの期間について、風力発電装置群１によって時々刻々発電される風力発電電力ＰＷを、電力計６を介して取得し、その取得した風力発電電力ＰＷを時間平均することにより、発電電力平均値ＰＡを演算し、演算した発電電力平均値ＰＡを発電計画値演算部３３へ送信する。
なお、以下の説明では、風力発電電力ＰＷを取得し、発電電力平均値ＰＡを演算する風力発電制御の単位となる時間（期間）を演算期間と呼ぶ。
（２）蓄電池充電率演算部３１は、蓄電池システム２を構成するそれぞれの蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）から取得したそれぞれの蓄電池充電率ＳＯＣ＃１，ＳＯＣ＃２，・・・，ＳＯＣ＃ｍに基づき、蓄電池システム２全体としての蓄電池充電率ＳＯＣを演算する。
（３）ＳＯＣ目標範囲演算部３２は、平均値演算部３０により演算された発電電力平均値ＰＡに基づき、蓄電池システム２に対する充電率目標値を設定し、さらに、その設定した充電率目標値に、例えば、蓄電池充電率ＳＯＣ±２％に相当する値を不感帯として付加した範囲を充電率目標範囲ＳＯＣＴとして演算する。従って、充電率目標範囲ＳＯＣＴは、充電率目標値＋不感帯を上限値、充電率目標値−不感帯を下限値とする範囲を表す情報である。
ここで、蓄電池システム２の充電率目標値は、発電電力平均値ＰＡ（風力発電電力ＰＷの平均値）に依存する値として、関数式やテーブルなどにより演算されるものとする。その場合、充電率目標値は、発電電力平均値ＰＡが大きいとき、高めの値に演算され、発電電力平均値ＰＡが小さいとき、低めの値に演算される。
ちなみに、風力発電電力ＰＷが大きい場合、例えば、風力発電装置群１がその発電電力定格付近の風力発電電力ＰＷを継続して発電している場合には、その風力発電電力ＰＷは、増加することはなく、減少する可能性のほうが大きい。そこで、そのような場合には、充電率目標値を高めに設定しておくことで、蓄電池システム２からの放電電力を多めに確保することができるので、風力発電電力ＰＷが減少する場合に備えることができる。
また、風力発電電力ＰＷが小さい場合、例えば、無風状態のため、風力発電装置群１の風力発電電力ＰＷが継続してほとんど０であるような場合には、その風力発電電力ＰＷは、減少することはなく、増加する可能性のほうが大きい。そこで、そのような場合には、充電率目標値を低めに設定しておくことで、蓄電池システム２からの充電電力を多めに確保することができるので、風力発電電力ＰＷが増加する場合に備えることができる。
以上のように、蓄電池システム２の充電率目標値は、通常、風力発電電力ＰＷ（つまり、発電電力平均値ＰＡ）に依存する値として定められるが、風力発電電力ＰＷに依存しない固定値であるとしてもよい。
なお、本実施形態では、前記したように、蓄電池システム２の充電率目標値に対し、例えば、蓄電池充電率ＳＯＣ±２％に相当する値を不感帯として付加した範囲を充電率目標範囲ＳＯＣＴとしている。この不感帯を含めた範囲を充電率目標範囲ＳＯＣＴとする目的は、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣのチャタリング防止にある。
すなわち、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴ内にある場合には、蓄電池充電率ＳＯＣを管理する必要がなくなるので、蓄電池システム２を小刻みに充放電させて、蓄電池充電率ＳＯＣを充電率目標値に小刻みに追従させなくても済むようになる。つまり、蓄電池充電率ＳＯＣのチャタリングが防止される。
なお、充電率目標範囲ＳＯＣＴの不感帯の幅が小さい場合は、その上限値または下限値付近で蓄電池充電率ＳＯＣがチャタリングする頻度が増加する。また、不感帯の幅が大きい場合は、蓄電池システム２が充放電する頻度が減少するため、蓄電池システム２の充放電電力ＰＢにより風力発電電力ＰＷの変動を吸収できなくなる恐れが生じる。従って、蓄電池充電率ＳＯＣにおける不感帯の幅は、風力発電システム１００の発電電力定格の±１〜２％程度にするのが望ましい。
（４）発電計画値演算部３３は、平均値演算部３０によって演算された発電電力平均値ＰＡと、ＳＯＣ目標範囲演算部３２によって演算された充電率目標範囲ＳＯＣＴと、蓄電池充電率演算部３１で演算された蓄電池充電率ＳＯＣと、に基づき、現在以降のある制御追従期間が経過した後の約束期間に当該風力発電システム１００が発電すべき電力（システム発電電力ＰＳ）の発電計画値ＰＴを演算する。
ここで、制御追従期間とは、売電先の電力系統５における電力の調整力である火力発電所などの大型発電機が起動、停止、または、発電出力の制御に要する時間を確保するためにあらかじめ設定された期間をいう。従って、この制御追従期間としては、電力系統５側の調整力の応答時間よりも長い時間を設定する必要がある。ただし、制御追従期間を長くし過ぎると、発電計画値ＰＴと実際に発電される風力発電電力ＰＷとの差が大きくなるため、制御追従期間は、１〜２時間程度が望ましい。
また、約束期間とは、当該風力発電システム１００が、売電先装置９を介して売電先に通知した発電計画値ＰＴに追従制御したシステム発電電力ＰＳを発電し、売電先の電力系統５に送電することを、売電先に約束した期間をいう。ここで、約束期間が長い場合には、売電先の電力系統５側では、火力発電所などの出力調整をする間隔を長くすることが可能になるので、電力需給のバランスをより安定して保つことができる。
一方、風力発電システム１００側では、約束期間が長い場合には、より長い期間、同じ発電計画値ＰＴに追従してシステム発電電力ＰＳを発電する必要があるので、風力の変動を考慮すれば、蓄電池システム２には、より大きな充放電能力が求められることになる。これは、蓄電池システム２の規模を大きくする必要があることを意味するので、約束期間を長くすることは、風力発電システム１００の設置コストの増大につながる。従って、約束期間は３０分〜６０分程度が望ましい。
なお、発電計画値演算部３３における演算処理の詳細については、別途、図４〜図７を参照して説明する。また、以上の説明における演算期間、制御追従期間、約束期間などの用語の意味は、図５〜図７を参照すると分かり易い。
（５）充放電電力指令演算部３４は、風力発電装置群１で発電される風力発電電力ＰＷと、ＳＯＣ目標範囲演算部３２によって演算された充電率目標範囲ＳＯＣＴと、発電計画値演算部３３によって演算された発電計画値ＰＴと、蓄電池充電率演算部３１によって演算された蓄電池充電率ＳＯＣと、に基づき、蓄電池システム２全体に対する充放電電力指令ＰＢＣを演算し、その演算した充放電電力指令ＰＢＣを充放電電力指令分配部３６へ送信する。
なお、このときの充放電電力指令ＰＢＣは、その充放電電力指令ＰＢＣに基づいて、蓄電池システム２全体によって充放電される充放電電力ＰＢが、風力発電電力ＰＷの時間変動を補償し、風力発電電力ＰＷと充放電電力ＰＢとを足し合わせたシステム発電電力ＰＳが、発電計画値ＰＴとほぼ等しくなるように演算される。
（６）発電電力制限指令演算部３５は、発電計画値演算部３３によって演算された発電計画値ＰＴと、蓄電池充電率演算部３１によって演算された蓄電池充電率ＳＯＣと、蓄電池充電率ＳＯＣにより演算される充電可能電力と、に基づき、風力発電装置群１に対する発電電力制限指令ＰＬＣを演算し、演算した発電電力制限指令ＰＬＣをＳＣＡＤＡ１２へ送信する。
なお、充放電電力指令演算部３４および発電電力制限指令演算部３５における演算処理の詳細については、別途、図８を参照して説明する。
（７）充放電電力指令分配部３６は、充放電電力指令演算部３４により演算された充放電電力指令ＰＢＣを、それぞれの蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）に対する充放電電力指令ＰＢＣ＃１，ＰＢＣ＃２，・・・，ＰＢＣ＃ｍに分配し、分配された充放電電力指令ＰＢＣ＃１，ＰＢＣ＃２，・・・，ＰＢＣ＃ｍをそれぞれの蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）へ出力する。この充放電電力指令ＰＢＣの分配に際して、充放電電力指令分配部３６は、例えば、蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）を１つ以上のグループに分類し、その分類したグループごとに、個々の蓄電池２１の蓄電池充電率を制御する。そのとき、同じグループに属する個々の蓄電池２１の蓄電池充電率をすべて同じなるよう制御してもよく、個別に管理、制御してもよい。
なお、このときの充放電電力指令ＰＢＣの分配の処理においては、分配後の蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）のそれぞれの蓄電池充電率ＳＯＣ＃１，ＳＯＣ＃２，・・・，ＳＯＣ＃ｍがほぼ同じ値になるように、充放電電力指令ＰＢＣ＃１，ＰＢＣ＃２，・・・，ＰＢＣｍの値が演算される。また、分配の処理では、ＰＢＣ＝ＰＢＣ＃１＋ＰＢＣ＃２＋・・・＋ＰＢＣ＃ｍの関係が満たされるものとする。
図４は、発電計画値演算部３３における発電計画値演算処理フローの例を示した図である。図４に示すように、発電計画値演算部３３は、まず、蓄電池充電率演算部３１により演算された蓄電池システム２の現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣを、ＳＯＣ目標範囲演算部３２により演算された充電率目標範囲ＳＯＣＴと比較する（ステップＳ１０）。
その比較の結果、蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内である場合には（ステップＳ１１でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３は、発電計画値ＰＴとして、発電電力平均値ＰＡを設定する（ステップＳ１２）。
また、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値未満である場合には（ステップＳ１３でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３は、発電計画値ＰＴとして、発電電力平均値ＰＡに、１より小さい正の定数Ｒａを乗じた値を設定する（ステップＳ１４）。なお、Ｒａの値は、後記するように、０．６〜０．７程度が望ましい。
また、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内でなく（ステップＳ１１でＮｏ）、しかも、充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値未満でもない場合（ステップＳ１３でＮｏ）、すなわち、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値を超える場合には、発電計画値演算部３３は、発電計画値ＰＴとして、発電電力平均値ＰＡに、１より大きい正の定数Ｒｂを乗じた値を設定する（ステップＳ１５）。なお、Ｒｂの値は、後記するように、１．１〜１．２程度が望ましい。
発電計画値演算部３３は、以上のようにして発電計画値ＰＴを演算した後、その演算した発電計画値ＰＴが当該風力発電システム１００の発電電力定格値以下であるか否かを判定する（ステップＳ１６）。そして、その発電計画値ＰＴが当該風力発電システム１００の発電電力定格値以下である場合には（ステップＳ１６でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３は、そのまま当該発電計画値演算処理を終了する。また、発電計画値ＰＴが当該風力発電システム１００の発電電力定格値を超えている場合には（ステップＳ１６でＮｏ）、発電計画値演算部３３は、発電計画値ＰＴを、その発電電力定格値で設定し直し（再設定）（ステップＳ１７）、当該発電計画値演算処理を終了する。
続いて、図５〜図７を参照して、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣに基づき場合分けをすることにより、発電計画値ＰＴを演算する意義について説明する。ここで、図５は、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内である場合の、発電電力平均値ＰＡと発電計画値ＰＴとの関係を示した図である。また、図６は、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値未満である場合の、発電電力平均値ＰＡと発電計画値ＰＴとの関係を示した図である。また、図７は、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値を超える場合の、発電電力平均値ＰＡと発電計画値ＰＴとの関係を示した図である。
図５〜図７では、共通に、現在時刻をｔ、演算期間を時間ｔｏの期間、制御追従期間を時間ｔｃの期間、約束期間を時間ｔｐの期間で表している。
図５〜図７に示すように、演算期間は、現在以前の時刻ｔ−ｔｏ〜時刻ｔ（現在）までの期間を指す。風力発電制御装置３は、この演算期間に、時々刻々変化する風力発電電力ＰＷを取得し、発電電力平均値ＰＡを演算する。また、蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）のそれぞれから蓄電池充電率ＳＯＣ＃１，ＳＯＣ＃２，・・・，ＳＯＣ＃ｍを取得して、蓄電池充電率ＳＯＣ、充電率目標範囲ＳＯＣＴなどを演算する。
また、約束期間（時刻ｔ＋ｔｃ〜時刻ｔ＋ｔｃ＋ｔｐの期間）の発電計画値ＰＴは、図４を用いて説明し、さらに、以下にも説明するように、蓄電池充電率ＳＯＣと充電率目標範囲ＳＯＣＴとの大小関係によって場合分けされた後、その場合に応じて演算される。
図５の場合、現在（時刻ｔ）の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値と下限値の間の範囲に入っている（図４のステップＳ１１でＹｅｓの場合に相当）。この場合には、蓄電池充電率ＳＯＣが適正と判断されるので、今後も蓄電池充電率ＳＯＣを上げたりまたは下げたりする必要がない。
ここで、約束期間も演算期間と同様の風況が継続すると仮定すれば、約束期間の風力発電電力ＰＷの平均値は、演算期間の発電電力平均値ＰＡと同程度になると予測される。そこで、風力発電制御装置３は、その約束期間の発電計画値ＰＴとして演算期間の発電電力平均値ＰＡを設定する（図４のステップＳ１２に相当）。そうすれば、約束期間でも、蓄電池充電率ＳＯＣは、充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内に収まるものと予測される。
図６の場合、現在（時刻ｔ）の蓄電池充電率ＳＯＣは、充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値を下回っている（図４のステップＳ１３でＹｅｓの場合に相当）。この場合には、蓄電池充電率ＳＯＣが適正範囲を下回っていると判断されるので、今後は、蓄電池システム２への充電電力を増加させ、蓄電池充電率ＳＯＣを適正範囲まで引き上げる必要がある。
ここで、約束期間も演算期間と同様の風況が継続すると仮定すれば、約束期間の風力発電電力ＰＷの平均値は、演算期間の発電電力平均値ＰＡと同程度になると予測される。そこで、風力発電制御装置３は、その約束期間の発電計画値ＰＴとして、演算期間で得られた発電電力平均値ＰＡに１よりも小さな正の定数Ｒａを乗じた値を設定する（図４のステップＳ１４に相当）。
この場合、約束期間の発電計画値ＰＴは、演算期間の発電電力平均値ＰＡよりも小さくなるので、売電先の電力系統５へ送電するシステム発電電力ＰＳ（発電計画値ＰＴに追従するため）も減ずることになる。従って、この約束期間には、風力発電装置群１の風力発電電力ＰＷは、売電先の電力系統５へ送電するシステム発電電力ＰＳを上回るので、その余剰な電力により蓄電池システム２を充電し、蓄電池充電率ＳＯＣを引き上げることができる。
ただし、定数Ｒａが小さすぎる場合には、発電計画値ＰＴが過度に小さくなる。その場合には、風力発電装置群１は、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣを充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内まで引き上げるのに必要な充電電力以上の余剰電力を発生するが、その余剰電力は、風力発電装置１１の発電制御（ピッチ角制御など）により捨てられる。これは、逸失発電電力が増加すること、換言すれば、売電収益の低下を招き、発電事業の存立が危うくなることを意味する。そこで、定数Ｒａは、あまり小さくなく、０．６〜０．７程度が望ましい。
図７の場合、現在（時刻ｔ）における蓄電池充電率ＳＯＣは、充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値を上回っている（図４のステップＳ１３でＮｏの場合に相当）。この場合には、蓄電池充電率ＳＯＣが適正範囲を上回っていると判断されるので、今後は、蓄電池システム２からの放電電力を増加させ、蓄電池充電率ＳＯＣを適正範囲まで引き下げる必要がある。
ここで、約束期間も演算期間と同様の風況が継続すると仮定すれば、約束期間の風力発電電力ＰＷの平均値は、演算期間の発電電力平均値ＰＡと同程度になると予測される。そこで、風力発電制御装置３は、その約束期間の発電計画値ＰＴとして、演算期間で得られた発電電力平均値ＰＡに１よりも大きな正の定数Ｒａを乗じた値を設定する（図４のステップＳ１５に相当）。
この場合、約束期間の発電計画値ＰＴは、演算期間の発電電力平均値ＰＡよりも大きくなるので、売電先の電力系統５へ送電するシステム発電電力ＰＳ（発電計画値ＰＴに追従するため）は、増加することになる。従って、この約束期間には、風力発電装置群１の風力発電電力ＰＷは、売電先の電力系統５へ送電するシステム発電電力ＰＳを下回るので、その不足する電力は、蓄電池システム２からの放電電力で補充される。従って、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣを引き下げることができる。
ただし、定数Ｒｂが大きすぎる場合には、発電計画値ＰＴが過度に大きくなる。その場合には、蓄電池システム２からの放電電力が増加するため、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣが早期に枯渇し、蓄電池システム２が使用できなくなる事態に至る。そこで、定数Ｒｂは、あまり大きくなく、１．１〜１．２程度が望ましい。
なお、以上の説明では、Ｒａ，Ｒｂを定数としたが、Ｒａ，Ｒｂを定数に限定する必要はない。Ｒａ，Ｒｂは、例えば、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣの充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値からの差分量、または、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣの充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値からの差分量に依存して定められる値などであってもよい。
以上のように、本実施形態では、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内、つまり、蓄電池充電率ＳＯＣの適正範囲に入っているか否かを判定し、その適正範囲に入っていない場合には、蓄電池充電率ＳＯＣの適正範囲との大小関係に基づき、約束期間での発電計画値ＰＴを決定し、蓄電池充電率ＳＯＣを適正範囲内に引き戻すようにする。従って、本実施形態に係る風力発電システム１００では、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣを適正範囲（充電率目標範囲ＳＯＣＴ）から大きく離れない範囲内に安定して収めることが可能になる。
風力発電制御装置３は、以上のようにして約束期間の発電計画値ＰＴを演算すると、次には、その約束期間におけるシステム発電電力ＰＳを発電計画値ＰＴに追従させる制御を行う。その基本的な追従制御によれば、風力発電制御装置３は、風力発電装置群１で発電される風力発電電力ＰＷが発電計画値ＰＴよりも大きい場合には、余分に発電された電力で蓄電池システム２を充電し、風力発電電力ＰＷが発電計画値ＰＴよりも小さい場合には、不足する電力を蓄電池システム２からの放電電力によって補充する。なお、その詳細な制御については、図８を参照して説明する。
ところで、システム発電電力ＰＳを発電計画値ＰＴに追従させる制御では、システム発電電力ＰＳは、発電計画値ＰＴに対し、例えば、±２％の変動が許容されている。すなわち、風力発電システム１００は、図５〜図７に示すように、発電計画値ＰＴに対して設けられた発電上限値ＵＬ（例えば、発電計画値ＰＴ×１．０２）と発電下限値ＬＬ（例えば、発電計画値ＰＴ×０．９８）の範囲内の電力を発電し、売電先の電力系統５に送電すればよい。
なお、発電上限値ＵＬおよび発電下限値ＬＬを定めるシステム発電電力ＰＳの変動許容範囲は、売電先との契約などによって決定されるものであり、発電計画値ＰＴの±２％に限定されるものではない。
図８は、充放電電力指令演算部３４および発電電力制限指令演算部３５における発電計画値追従制御処理フローの例を示した図である。図８に示すように、発電計画値追従制御処理は、実質的には、充放電電力指令ＰＢＣおよび発電電力制限指令ＰＬＣを演算することにほかならない。
まず、充放電電力指令演算部３４は、風力発電電力ＰＷが発電許容範囲Ｒ内であるか否かを判定する（ステップＳ２０）。ここで、発電許容範囲Ｒは、発電計画値ＰＴを含み、発電下限値ＬＬ以上、発電上限値ＵＬ以下の範囲をいう。
ステップＳ２０における判定の結果、風力発電電力ＰＷが発電許容範囲Ｒ内であった場合には（ステップＳ２０でＹｅｓ）、風力発電電力ＰＷをそのままシステム発電電力ＰＳとして送電することができるので、充放電電力指令演算部３４は、発電計画値追従制御のための処理をとくにする必要がない。
また、風力発電電力ＰＷが発電許容範囲Ｒに含まれず（ステップＳ２０でＮｏ）、発電上限値ＵＬより大きい場合には（ステップＳ２１でＹｅｓ）、充放電電力指令演算部３４は、発電計画値追従制御のために必要な充放電電力ＰＢを、ＰＢ＝ＵＬ−ＰＷという式に従って演算する（ステップＳ２２）。なお、このとき演算される充放電電力ＰＢは、負の値となり、蓄電池システム２に充電すべき電力となる。
そこで、充放電電力指令演算部３４は、演算した充放電電力ＰＢの絶対値（演算した充放電電力ＰＢが負の数なので）が、蓄電池システム２のそのときの充電可能電力以下であるか否かを判定する（ステップＳ２３）。なお、充電可能電力は、蓄電池システム２のそのときの蓄電池充電率ＳＯＣなどにより演算される値である。
ステップＳ２３における判定の結果、充放電電力ＰＢの絶対値が蓄電池システム２のそのときの充電可能電力以下である場合には（ステップＳ２３でＹｅｓ）、充電すべき電力として演算された充放電電力ＰＢを蓄電池システム２へ充電することができるので、充放電電力指令演算部３４は、充放電電力指令ＰＢＣとして、ステップＳ２２で演算された充放電電力ＰＢを設定する（ステップＳ２４）。
一方、ステップＳ２３における判定の結果、充放電電力ＰＢの絶対値が蓄電池システム２のそのときの充電可能電力を超える場合には（ステップＳ２３でＮｏ）、充電すべき電力として演算された充放電電力ＰＢ全部を蓄電池システム２へ充電することはできない。そこで、この場合には、充放電電力指令演算部３４は、充放電電力指令ＰＢＣとして、そのときの充電可能電力を設定する（ステップＳ２５）。また、発電電力制限指令演算部３５は、発電電力制限指令ＰＬＣとして、発電上限値ＵＬに充電可能電力を足し合わせた値を設定する（ステップＳ２６）。
なお、このステップＳ２５およびステップＳ２６の処理は、蓄電池システム２の充電能力を超える風力発電電力ＰＷが発電されるときには、その充電能力を超える余剰の電力を発電させないように発電電力制限指令ＰＬＣを演算し、その演算した発電電力制限指令ＰＬＣを風力発電装置群１に与えることにより、風力発電装置群１に余剰の電力を発電させないようにすることを意図したものである。
また、風力発電電力ＰＷが発電許容範囲Ｒに含まれず（ステップＳ２０でＮｏ）、発電上限値ＵＬより小さい場合（ステップＳ２１でＮｏ）、すなわち、風力発電電力ＰＷが発電下限値ＬＬより小さい場合には、充放電電力指令演算部３４は、発電計画値追従制御のために必要な充放電電力ＰＢを、ＰＢ＝ＬＬ−ＰＷという式に従って演算する（ステップＳ２７）。なお、このとき演算される充放電電力ＰＢは、正の値となり、蓄電池システム２から放電すべき電力となる。そこで、充放電電力指令演算部３４は、蓄電池システム２に対する充放電電力指令ＰＢＣとして、充放電電力ＰＢを設定する（ステップＳ２８）。
なお、以上の処理により演算された充放電電力指令ＰＢＣ（実際には、充放電電力指令分配部３６で、さらに、蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ）それぞれに分配された充放電電力指令ＰＢＣ＃１，ＰＢＣ＃２，・・・，ＰＢＣ＃ｍ）、および、発電電力制限指令ＰＬＣは、それぞれ蓄電池システム２（蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ））および風力発電装置群１へ送信される。
そこで、蓄電池システム２（蓄電池２１（＃１，＃２，・・・，＃ｍ））は、受信した充放電電力指令ＰＢＣ（ＰＢＣ＃１，ＰＢＣ＃２，・・・，ＰＢＣ＃ｍ）に従って、電力を充放電し、風力発電装置群１は、受信した発電電力制限指令ＰＬＣに従って、風力発電電力ＰＷを必要以上発電しないように制限する。こうして、約束期間におけるシステム発電電力ＰＳを発電計画値ＰＴに追従させる制御が実現される。
以上、図８に示した発電計画値追従制御処理では、風力発電電力ＰＷが発電許容範囲Ｒ内であった場合には（ステップＳ２０でＹｅｓ）、充放電電力指令演算部３４は、発電計画値追従制御のための処理をとくにする必要がないとしたが、その時点での蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴから逸脱しているときには、蓄電池充電率ＳＯＣを充電率目標範囲ＳＯＣＴ内に戻すために、さらに、次のような制御処理を追加してもよい。
例えば、蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値よりも大きいほうに逸脱している場合には、蓄電池充電率ＳＯＣを低下させるために、蓄電池システム２からの放電電力を増加させるようにする。そのためには、図８のステップＳ２２の処理と同様に、発電計画値追従制御のために必要な充放電電力ＰＢを、ＰＢ＝ＵＬ−ＰＷという式に従って演算する。これは、システム発電電力ＰＳを発電上限値ＵＬに追従させることを意味する。すなわち、システム発電電力ＰＳが発電許容範囲Ｒの最大値に設定されるので、その分、蓄電池システム２からの充放電電力ＰＢが増加し、蓄電池充電率ＳＯＣが低下することになる。
あるいは、蓄電池充電率ＳＯＣを低下させるために、風力発電電力ＰＷを意図的に低下させるようにしてもよい。そのためには、発電電力制限指令演算部３５が風力発電装置群１に対して、発電電力制限指令ＰＬＣを出力し、風力発電電力ＰＷを低下させる。その場合には、その低下した分の電力を補うために、蓄電池システム２からの充放電電力ＰＢが増加し、蓄電池充電率ＳＯＣが低下することになる。
また、蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値よりも小さいほうに逸脱している場合には、蓄電池充電率ＳＯＣを増加させるために、蓄電池システム２からの充電電力を増加させるようにする。そのためには、図８のステップＳ２７の処理と同様に、発電計画値追従制御のために必要な充放電電力ＰＢを、ＰＢ＝ＬＬ−ＰＷという式に従って演算する。これは、システム発電電力ＰＳを発電下限値ＬＬに追従させることを意味する。すなわち、システム発電電力ＰＳが発電許容範囲Ｒの最小値に設定されるので、その分、蓄電池システム２に対する充電電力が増加し、蓄電池充電率ＳＯＣが増加することになる。
ところで、風が弱い状態が継続して、十分な風力発電電力ＰＷが得られず、また、蓄電池システム２の蓄電容量が小さく、しかも、そのときの蓄電池充電率ＳＯＣが低下している場合を想定する。このような場合には、風力発電電力ＰＷを補う蓄電池システム２の放電可能な電力が不足するため、風力発電システム１００によるシステム発電電力ＰＳが発電計画値ＰＴの発電下限値ＬＬを下回る事態に至ることがある。
システム発電電力ＰＳが発電計画値ＰＴの発電下限値ＬＬを下回ることは、発電下限値ＬＬ以上で発電上限値以下の範囲内のシステム発電電力ＰＳを供給するという売電先との契約条件を遵守できないことを意味するので、売電価格には、ペナルティが課せられる。従って、風力発電システム１００には、売電先との契約条件の遵守率を向上させることが求められる。
図９は、本発明の第１の実施形態に係る風力発電システム１００における発電制御シミュレーションの例を示した図である。また、図１０は、一般的な出力一定制御型風力発電所における発電制御シミュレーションの例を比較例として示した図である。
これらの発電制御シミュレーションでは、演算時期間を３０分、制御追従時間を６０分、約束期間を６０分とし、風力実測値が与えたときの全６時間分の風力発電電力ＰＷ、充放電電力ＰＢ、システム発電電力ＰＳ、発電計画値ＰＴ、蓄電池充電率ＳＯＣなどの時間推移を計算した。
また、これらの発電制御シミュレーションでは、蓄電池システム２の充放電電力定格を風力発電装置群１の風力発電定格の３０％に設定している。この３０％という設定値は、従来の蓄電池併設型風力発電所において設定される蓄電池システム２の充放電電力定格が風力発電電力定格の８５％程度であることを考慮すれば、極めて低い設定値である。
なお、本発明の第１の実施形態の風力発電システム１００の発電制御シミュレーションと、比較例の発電制御シミュレーションとでは、発電計画値ＰＴの設定の仕方に大きな違いがある。すなわち、本発明の第１の実施形態では、約束期間の発電計画値ＰＴとしては、図４に示したように、蓄電池充電率ＳＯＣが、充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内にあるか、その上限値を上回っているか、または、下限値を下回っているかによって、それぞれ、発電電力平均値ＰＡ、発電電力平均値ＰＡより大きい値、または、発電電力平均値ＰＡより小さい値が設定される。それに対し、比較例の発電制御シミュレーションでは、約束期間の発電計画値ＰＴとしては、演算期間の発電電力平均値ＰＡそのものが設定される。
以上の発電制御シミュレーションの結果は、図９および図１０に示す通りであるが、図９および図１０に示す時間推移のグラフでは、グラフが煩雑になるのを避けるために、風力発電電力ＰＷ、発電計画値ＰＴ、蓄電池充電率ＳＯＣおよび発電差分ΔＰの時間推移のみを表示している。ここで、発電差分ΔＰは、システム発電電力ＰＳと発電計画値ＰＴとの差分量の発電計画値ＰＴに対する比であり、ΔＰ＝｜ＰＳ−ＰＴ｜／ＰＴの式で表される。従って、発電差分ΔＰが、例えば、２％の超えた場合には、売電先との契約条件が遵守されていないことになる。
図９および図１０によれば、本発明の第１の実施形態の風力発電システム１００では、発電差分ΔＰが発電計画値ＰＴの２％の超えるのは、全６時間中４０分程度であるが、比較例の場合には、発電差分ΔＰが発電計画値ＰＴの２％の超えるのは、全６時間中１２０分程度である。従って、本発明の第１の実施形態の風力発電システム１００には、システム発電電力ＰＳを発電計画値ＰＴの±２％以内に収めるという売電先との契約条件を遵守する遵守率を、比較例（従来技術）に比べ大幅に向上させるという効果があることが分かる。
なお、以上の発電制御シミュレーションでは、蓄電池システム２の充放電電力定格を風力発電装置群１の風力発電定格の３０％に設定しているが、その設定値を大きくすれば、売電先との契約条件の遵守率は向上し、その設定値を小さくすれば、売電先との契約条件の遵守率は低下するのは明らかである。従って、本発明の第１の実施形態の風力発電システム１００では、比較例（従来技術）と同程度の遵守率を、風力発電装置群１の風力発電定格に比べより小さい充放電電力定格を有する蓄電池システム２で実現することができることが分かる。
以上、本発明の第１の実施形態によれば、風力発電システム１００の蓄電池システム２の全蓄電容量（例えば、蓄電池２１の数）を低減することができるので、風力発電システム１００の設置コストを低減することができる。よって、風力発電システム１００による発電事業の安定化を図ることができる。
（第２の実施形態）
図１１は、本発明の第２の実施形態に係る風力発電システム１００ａの構成の例を示した図である。また、図１２は、本発明の第２の実施形態に係る風力発電制御装置３ａのブロック構成の例を示した図である。第１の実施形態と第２の実施形態とでは、多くの構成要素が同じなので、同じ構成要素には同じ符号を付し、その説明を省略し、第１の実施形態と相違する構成要素についてのみ説明する。
図１１に示すように、第２の実施形態に係る風力発電システム１００ａは、通信ネットワーク８を介して風況予測装置１０に接続されている点において、第１の実施形態に係る風力発電システム１００（図１参照）と相違している。風況予測装置１０は、風力発電所地点での、風速、風向、気温、湿度、気圧のうちいずれか一種類、または、複数の予測情報（以下、風況予測値という）を、通信ネットワーク８を介して、逐次、または、一定の時間保存したものをまとめて、風力発電制御装置３に送信する。
また、図１２に示すように、第２の実施形態に係る風力発電制御装置３ａは、風況予測装置１０から送信される風況予測値ＰＶを受信、処理して、予測発電電力ＰＰを演算する予測発電電力演算部３７を備える点で、第１の実施形態に係る風力発電制御装置３（図３参照）と相違している。この予測発電電力演算部３７で演算された予測発電電力ＰＰは、発電計画値演算部３３ａに入力される。
従って、発電計画値演算部３３ａは、発電計画値ＰＴを演算する場合には、平均値演算部３０によって演算される発電電力平均値ＰＡ、ＳＯＣ目標範囲演算部３２によって演算される充電率目標範囲ＳＯＣＴ、および、個々の蓄電池２１から得られる蓄電池充電率ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、・・・、ＳＯＣｍを用いるのに加え、予測発電電力演算部３７によって演算される予測発電電力ＰＰを用いる。
なお、発電計画値演算部３３ａのうち、予測発電電力演算部３７および発電計画値演算部３３ａを除く他のブロックの制御動作は、第１の実施形態の場合と同じである。
図１３は、本発明の第２の実施形態に係る発電計画値演算部３３ａにおける発電計画値演算処理フローの例を示した図である。図１３に示すように、発電計画値演算部３３ａは、まず、平均値演算部３０によって演算された発電電力平均値ＰＡが予測発電電力演算部３７で演算された予測発電電力ＰＰより大きいか否かを判定する（ステップＳ３５）。
その判定の結果、発電電力平均値ＰＡが予測発電電力ＰＰより大きい場合には（ステップＳ３５でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３ａは、暫定発電計画値ＰＰＴとして予測発電電力ＰＰを設定する（ステップＳ３６）。一方、発電電力平均値ＰＡが予測発電電力ＰＰより大きくない場合には（ステップＳ３５でＮｏ）、暫定発電計画値ＰＰＴとして発電電力平均値ＰＡを設定する（ステップＳ３７）。
以下、ステップＳ４０からステップＳ４７までの処理は、第１の実施形態の場合の演算処理フロー（図４参照）のステップＳ１０からステップＳ１７までの処理に準じている。すなわち、ステップＳ４０からステップＳ４７までの処理は、図４のステップＳ１０からステップＳ１７までの処理における発電電力平均値ＰＡという用語を、暫定発電計画値ＰＰＴで置き換えたものに相当する。
従って、ステップＳ３６またはステップＳ３７に引き続いて、発電計画値演算部３３ａは、蓄電池システム２の現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣを、ＳＯＣ目標範囲演算部３２により演算された充電率目標範囲ＳＯＣＴと比較する（ステップＳ４０）。
そして、その比較の結果、蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内である場合には（ステップＳ４１でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３ａは、発電計画値ＰＴとして、暫定発電計画値ＰＰＴを設定する（ステップＳ４２）。
また、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの下限値未満である場合には（ステップＳ４３でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３ａは、発電計画値ＰＴとして、暫定発電計画値ＰＰＴに、１より小さい正の定数Ｒａを乗じた値を設定する（ステップＳ４４）。なお、Ｒａの値は、第１の実施形態の場合と同様に、０．６〜０．７程度が望ましい。
また、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの範囲内でもなく、下限値未満でもない場合（ステップＳ４３でＮｏ）、すなわち、現在時点の蓄電池充電率ＳＯＣが充電率目標範囲ＳＯＣＴの上限値を超える場合には、発電計画値演算部３３ａは、発電計画値ＰＴとして、暫定発電計画値ＰＰＴに、１より大きい正の定数Ｒｂを乗じた値を設定する（ステップＳ４５）。なお、Ｒｂの値は、第１の実施形態の場合と同様に、１．１〜１．２程度が望ましい。
発電計画値演算部３３ａは、以上のようにして発電計画値ＰＴを演算した後、その演算した発電計画値ＰＴが当該風力発電システム１００の発電電力定格値以下であるか否かを判定する（ステップＳ４６）。そして、その発電計画値ＰＴが当該風力発電システム１００の発電電力定格値以下である場合には（ステップＳ４６でＹｅｓ）、発電計画値演算部３３は、そのまま当該発電計画値演算処理を終了する。また、発電計画値ＰＴが当該風力発電システム１００の発電電力定格値を超えている場合には（ステップＳ４６でＮｏ）、発電計画値演算部３３は、発電計画値ＰＴとして、その発電電力定格値を設定し直し（ステップＳ４７）、当該発電計画値演算処理を終了する。
以上の発電計画値演算処理によれば、約束期間の風況が演算期間よりも弱まると予測され、約束期間の予測発電電力ＰＰが演算期間の発電電力平均値ＰＡよりも小さくなると予測されるときには（ステップＳ３５でＹｅｓの場合に対応）、発電計画値ＰＴは、予測発電電力ＰＰに基づき演算される。また、約束期間の風況が演算期間よりも強まると予測され、約束期間の予測発電電力ＰＰが演算期間の発電電力平均値ＰＡよりも大きくなると予測されるときには（ステップＳ３５でＮｏの場合に対応）、発電計画値ＰＴは、発電電力平均値ＰＡに基づき演算される。
なお、以上の演算処理では、風が予測したように吹かず、十分な風力発電電力ＰＷが得られなかった場合に備えて、発電計画値ＰＴは、低めに設定されるので、蓄電池システム２の蓄電池充電率ＳＯＣが低下し過ぎるのを防止することができる。また、風が予測以上に吹いて、過大な風力発電電力ＰＷが得られる場合には、その過大な風力発電電力ＰＷの一部を発電電力制限指令演算部３５からの発電電力制限指令ＰＬＣにより捨てることができるので、この場合も、発電計画値ＰＴは、低めに設定される。
従って、第２の実施形態に係る風力発電システム１００ａでは、蓄電池システム２の全蓄電容量（例えば、蓄電池２１の数）を少なくした場合であっても、第１の実施形態の場合同様、または、それ以上に、システム発電電力ＰＳの変動を、約束した変動範囲（例えば、発電計画値ＰＴの±２％以内）に収めるという契約の遵守率を向上させることができる。
以上、本発明の第２の実施形態によれば、風力発電システム１００ａの蓄電池システム２の全蓄電容量（例えば、蓄電池２１の数）を低減することができるので、風力発電システム１００ａの設置コストを低減することができる。よって、風力発電システム１００ａによる発電事業の安定化を図ることができる。
なお、本発明は、以上に説明した実施形態に限定されるものでなく、さらに様々な変形例が含まれる。例えば、前記の実施形態は、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、必ずしも説明したすべ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に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。
１ 風力発電装置群
２ 蓄電池システム
３，３ａ 風力発電制御装置、
４ 連系変圧器
５ 電力系統
６，７ 電力計
８ 通信ネットワーク
９ 売電先装置
１０ 風況予測装置
１１ 風力発電装置
１２ ＳＣＡＤＡ（監視制御データ収集装置）
２１ 蓄電池
３０ 平均値演算部
３１ 蓄電池充電率演算部
３２ ＳＯＣ目標範囲演算部
３３，３３ａ 発電計画値演算部
３４ 充放電電力指令演算部
３５ 発電電力制限指令演算部
３６ 充放電電力指令分配部
３７ 予測発電力演算部
１００，１００ａ 風力発電システム
２１１ 二次電池
２１２ 直交流変換器
２１３ 連系変圧器
２１４ 遮断機
２１５ ＳＯＣ計測部
２１６ 充放電力制御部
ＰＳ システム発電電力
ＰＷ 風力発電電力
ＰＢ 充放電電力
ＰＡ 発電電力平均値
ＰＴ 発電計画値
ＰＶ 風況予測値
ＳＯＣ 蓄電池充電率
ＳＯＣＴ 充電率目標範囲
ＰＢＣ 充放電電力指令
ＰＬＣ 発電電力制限指令

Claims (9)

  1. 複数の風力発電装置からなる風力発電装置群と、
    複数の蓄電池からなる蓄電池システムと、
    前記風力発電装置群が発電する風力発電電力と前記蓄電池システムが充放電する充放電電力とを足し合わせた電力であるシステム発電電力が、事前に設定された発電計画値の許容内範囲に収まるように前記充放電電力を制御する風力発電制御装置と、
    を含んで構成され、
    前記風力発電制御装置が、
    現在時点以前の第１の制御期間内に、前記風力発電装置群により発電される前記風力発電電力の平均値を演算する平均値演算部と、
    前記蓄電池システムの蓄電池充電率目標範囲を演算するＳＯＣ目標範囲演算部と、
    前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値に基づき、現在時点より後に設定される第２の制御期間に対する発電計画値を演算する発電計画値演算部と、
    現在以降の風況を予測する風況予測装置から提供される前記第２の制御期間についての風況予測情報に基づき、前記第２の制御期間における予測風力発電電力を演算する予測発電電力演算部と、
    を備え、
    前記発電計画値演算部の処理として、
    前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値と前記予測発電電力演算部で演算される前記予測風力発電電力とを比較し、前記風力発電電力の平均値が前記予測風力発電電力よりも大きい場合には、前記風力発電電力の平均値を前記予測風力発電電力で置き換える補正を施し、その後、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値と下限値の範囲内にある場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値を設定し、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値を上回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より大きい正の定数を乗じた値を設定し、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の下限値を下回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より小さい正の定数を乗じた値を設定すること
    を特徴とする風力発電システム。
  2. 前記風力発電制御装置は、
    前記風力発電電力が前記発電計画値の許容範囲の上限値よりも大きいときには、前記システム発電電力が前記発電計画値の許容範囲の上限値と等しくなるように、前記充放電電力を演算し、
    前記風力発電電力が前記発電計画値の許容範囲の下限値よりも小さいときには、前記システム発電電力が前記発電計画値の許容範囲の下限値と等しくなるように、前記充放電電力を演算し、
    前記演算した充放電電力を充放電するように、前記蓄電池システムを制御すること
    を特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。
  3. 前記風力発電制御装置は、
    前記風力発電装置群によって発電される前記風力発電電力が、前記発電計画値と前記蓄電池システムのその時点での充電可能電力とを足し合わせた電力を超過する場合には、その超過する電力に相当する電力の発電を制限する指令を、前記風力発電装置群に出力すること
    を特徴とする請求項１または請求項２に記載の風力発電システム。
  4. 複数の風力発電装置からなる風力発電装置群と、
    複数の蓄電池からなる蓄電池システムと、
    前記風力発電装置群が発電する風力発電電力と前記蓄電池システムが充放電する充放電電力とを足し合わせた電力であるシステム発電電力が、事前に設定された発電計画値の許容範囲内に収まるように前記充放電電力を制御する風力発電制御装置と、
    を含んで構成された風力発電システムに適用され、
    前記風力発電制御装置が、
    現在時点以前の第１の制御期間内に、前記風力発電装置群により発電される前記風力発電電力の平均値を演算する平均値演算部と、
    前記蓄電池システムの蓄電池充電率目標範囲を演算するＳＯＣ目標範囲演算部と、
    前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値に基づき、現在時点より後に設定される第２の制御期間に対する発電計画値を演算する発電計画値演算部と、
    現在以降の風況を予測する風況予測装置から提供される前記第２の制御期間についての風況予測情報に基づき、前記第２の制御期間における予測風力発電電力を演算する予測発電電力演算部と、
    を備え、
    前記発電計画値演算部の処理として、
    前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値と前記予測発電電力演算部で演算される前記予測風力発電電力とを比較し、前記風力発電電力の平均値が前記予測風力発電電力よりも大きい場合には、前記風力発電電力の平均値を前記予測風力発電電力で置き換える補正を施し、その後、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値と下限値の範囲内にある場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値を設定し、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値を上回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より大きい正の定数を乗じた値を設定し、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の下限値を下回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より小さい正の定数を乗じた値を設定すること
    を特徴とする風力発電制御方法。
  5. 前記風力発電制御装置は、
    前記風力発電電力が前記発電計画値の許容範囲の上限値よりも大きいときには、前記システム発電電力が前記発電計画値の許容範囲の上限値と等しくなるように、前記充放電電力を演算し、
    前記風力発電電力が前記発電計画値の許容範囲の下限値よりも小さいときには、前記システム発電電力が前記発電計画値の許容範囲の下限値と等しくなるように、前記充放電電力を演算し、
    前記演算した充放電電力を充放電するように、前記蓄電池システムを制御すること
    を特徴とする請求項４に記載の風力発電制御方法。
  6. 前記風力発電制御装置は、
    前記風力発電装置群によって発電される前記風力発電電力が、前記発電計画値と前記蓄電池システムのその時点での充電可能電力とを足し合わせた電力を超過する場合には、その超過する電力に相当する電力の発電を制限する指令を、前記風力発電装置群に出力すること
    を特徴とする請求項４または請求項５に記載の風力発電制御方法。
  7. 複数の風力発電装置からなる風力発電装置群と、複数の蓄電池からなる蓄電池システムと、に接続され、
    前記風力発電装置群が発電する風力発電電力と前記蓄電池システムが充放電する充放電電力とを足し合わせた電力であるシステム発電電力が、事前に設定された発電計画値の許容範囲内に収まるように前記充放電電力を演算して、前記演算した充放電電力を前記蓄電池システムに出力する充放電電力指令演算部と、
    現在時点以前の第１の制御期間内に、前記風力発電装置群により発電される前記風力発電電力の平均値を演算する平均値演算部と、
    前記蓄電池システムの蓄電池充電率目標範囲を演算するＳＯＣ目標範囲演算部と、
    前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値に基づき、現在時点より後に設定される第２の制御期間に対する発電計画値を演算する発電計画値演算部と、
    現在以降の風況を予測する風況予測装置から提供される前記第２の制御期間についての風況予測情報に基づき、前記第２の制御期間における予測風力発電電力を演算する予測発電電力演算部と、
    を備え、
    前記発電計画値演算部の処理として、
    前記平均値演算部で演算される前記風力発電電力の平均値と前記予測発電電力演算部で演算される前記予測風力発電電力とを比較し、前記風力発電電力の平均値が前記予測風力発電電力よりも大きい場合には、前記風力発電電力の平均値を前記予測風力発電電力で置き換える補正を施し、その後、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値と下限値の範囲内にある場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値を設定し、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の上限値を上回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より大きい正の定数を乗じた値を設定し、
    前記蓄電池システムの現在時点の蓄電池充電率が、前記蓄電池充電率目標範囲の下限値を下回っている場合には、前記発電計画値として、前記風力発電電力の平均値に１より小さい正の定数を乗じた値を設定すること
    を特徴とする風力発電制御装置。
  8. 前記風力発電制御装置は、
    前記風力発電電力が前記発電計画値の許容範囲の上限値よりも大きいときには、前記システム発電電力が前記発電計画値の許容範囲の上限値と等しくなるように、前記充放電電力を演算し、
    前記風力発電電力が前記発電計画値の許容範囲の下限値よりも小さいときには、前記システム発電電力が前記発電計画値の許容範囲の下限値と等しくなるように、前記充放電電力を演算し、
    前記演算した充放電電力を充放電するように、前記蓄電池システムを制御すること
    を特徴とする請求項７に記載の風力発電制御装置。
  9. 前記風力発電制御装置は、
    前記風力発電装置群によって発電される前記風力発電電力が、前記発電計画値と前記蓄電池システムのその時点での充電可能電力とを足し合わせた電力を超過する場合には、その超過する電力に相当する電力の発電を制限する指令を、前記風力発電装置群に出力すること
    を特徴とする請求項７または請求項８に記載の風力発電制御装置。
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