JP6010485B2 - 風力発電制御装置及び風力発電制御方法 - Google Patents

Description

本発明は風力発電における出力の制御を行う風力発電制御装置及び風力発電制御方法に関する。

近年、地球温暖化対策の一つとして、風力発電の導入が世界的に盛んになってきている。風力発電の大量導入にあたっては、費用対効果の観点から一定の地域に複数台の風力発電装置を設け、それらの風力発電装置群を統括して制御し運用するウィンドファームとして設置されることが多くなっている。

これまで、ウィンドファーム及び個々の風力発電装置に関して特許文献１のような提案がなされている。特許文献１では、ウィンドファームに併設した蓄電装置の充電及び放電により、風速の変動による風力発電装置の出力電力の変動を緩和する技術が開示されている。

特開２００９−７９５５９号公報

ところで、風力発電システムの電力系統への導入が多くなりつつある。しかしながら、風力発電システムは気象状況により出力電力が異なるため、その導入が将来さらに増えた場合の電力系統の電圧や周波数の維持に関する影響が懸念されている。

周波数の維持について言えば、これまでも各地域の電力会社が、主として需要の変動に対して種々の電源を組み合わせて需要と供給をバランスさせてきた。しかし、風力発電システムが電力系統に大量に連系された場合、従来の需要にいわばマイナスの負荷が重畳されることになる。需要の変動と風力発電の出力電力の組み合わせによっては、これまで以上に高い需給調整能力が必要になることも予想される。

需要変動は、変化幅の小さい種々の振幅と周期を持った脈動成分や不規則な変動が重畳したものと考えられ、その成分は周期が数分までの微小変動、数分から１０数分程度までの短周期変動、１０数分以上の長周期変動の主要な３成分に分けられる。風力発電の出力電力においても同様に上述の３成分が含まれる。

上記の需要変動に対して、周期数分程度までの微小変動は発電所の調速機を利用したガバナフリー運転により調整が可能である。周期が数分から１０数分程度までの短周期変動に対しては、周波数偏差等を検出して周波数調整発電装置の出力電力を変化させており、これを負荷周波数制御（ＬＦＣ:Load Frequency Control）と呼んでいる。周期がそれ以上長い長周期変動に対しては、経済性を考慮して各発電所に発電指令を送ることにより調整を行っており、これを経済負荷配分制御（ＥＬＤ:Economic load Dispatching Control）と呼んでいる。

風力発電を大量に導入した場合、特に問題になるのは上記第２の負荷周波数制御（ＬＦＣ）である。風力発電による出力電力の変動が需要（負荷）変動に重畳された場合、周波数調整発電所の設備容量が不足することが考えられる。しかし、単純に周波数調整発電所の設備容量を大きくすることは経済的負担が大きく、何らかの代替手段が必要である。

特許文献１に記載されているように、ウィンドファームに蓄電装置を併設し、その充放電を所定時間過去の風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の和の最大値と最小値から、次の制御周期の未来における出力電力の可能範囲を設定する技術がある。この技術において、蓄電システムは、風力発電装置群の発電電力が、前記出力電力の可能範囲を逸脱する場合、あるいは蓄電池の充電率が充電率の目標範囲から逸脱している場合のみ、充放電動作を行う。これにより、風力発電装置群の出力電力のうち、ＬＦＣ領域の変動を緩和するとともに、蓄電装置の充放電に伴う損失を低減することが可能である。

しかしながら、風速の急激な変化、特に風速が急激に弱まる場合や、強風により風力発電装置が保護機能により停止することによる急激で大きな出力電力の減少が、出力電力の可能範囲を大きく逸脱し、併設されている蓄電設備容量を上回る場合がある。この場合、前記したような急激な変動を緩和しきれずに、所定の出力電力の変動緩和性能を発揮することができない可能性がある。

このような背景に鑑みて本発明がなされたのであり、本発明は出力電力変動の急変が発生した場合における出力電力の変動緩和性能を有する風力発電制御装置及び風力発電制御方法を提供することにある。

前記した課題を解決するため、本発明の一の手段は、外部装置から送信される気象情報に含まれている風速予測値の時間に対する傾きである予測傾きを算出する予測値変化量算出部と、ウィンドファームで計測される風速計測値の時間に対する傾きである計測傾きを算出する計測値変化量算出部と、前記予測値変化量算出部で算出された予測傾きの符号と、前記計測値変化量算出部で算出された計測傾きの符号とが異なる場合、将来において風速の急変が生じると判定する比較判定部と、前記比較判定部により、将来において風速の急変が生じると判定された場合、前記急変に対応するように、前記ウィンドファームの出力電力を制御する制御指令部と、を有することを特徴とする。

さらに、本発明の他の手段は、ウィンドファームよりも風上に設置されている風況観測装置で計測された風速を基に、前記風況観測装置で観測された風速から前記ウィンドファームにおける風速を予測する際において、前記計測された風速と、前記計測された風速を基に予測される前記ウィンドファームの出力電力との関係が、前記ウィンドファームに設置されている風力発電装置における風速と、前記ウィンドファームの出力電力との関係であるパワーカーブに近づくよう、前記計測された風速を補正するためのフィッティングパラメータを算出するパラメータ調整部と、前記風況観測装置で計測された風速と、前記フィッティングパラメータとに基づいて、将来における前記ウィンドファームの風速の予測値である風速予測値を算出する風速予測値算出部と、前記風速予測値算出部で算出される前記ウィンドファームにおける風速予測値を基に、前記ウィンドファームの出力電力を予測する出力予測値算出部と、前記予測された出力電力の変化量が、所定時間内において所定値以上となるか否かを判定する急変判定部と、前記急変判定部によって、前記予測された出力電力の変化量が、前記所定時間内において前記所定値以上となると判定された場合、将来において、前記出力電力に急変が生じると判定し、前記急変に対応するように、前記ウィンドファームの出力電力を制御する制御指令部と、を有することを特徴する。
その他の解決手段については、実施形態中に適宜記載する。

本発明によれば、本発明は出力電力変動の急変が発生した場合における出力電力の変動緩和性能を有する風力発電制御装置及び風力発電制御方法を提供することができる。

第１実施形態に係る風力発電制御システムの構成例を示す図である。 第１実施形態に係る制御装置の構成例を示す図である。 第１実施形態における気象情報と風力発電装置の計測情報を利用した出力電力の急変予測の動作を示す特性図である。 第１実施形態における風向の変化量を説明するための図である。 第１実施形態に係る風力発電制御処理の手順を示すフローチャートである。 第２実施形態に係る風力発電制御システムの構成例を示す図である。 第２実施形態に係る制御装置の構成例を示す図である。 第２実施形態における風況風速からウィンドファームにおける風速を予測する手法を説明する図である。 第２実施形態における風況風速と風力発電システムの出力レベルとの関係を示す特性図である（フィッティング処理前）。 第２実施形態における風況風速と風力発電システムの出力レベルとの関係を示す特性図である（フィッティング処理後）。 第２実施形態に係るフィッティングパラメータ決定処理の手順を示すフローチャートである。 第２実施形態に係る風力発電制御処理の手順を示すフローチャートである。 第３実施形態に係る風力発電制御システムの構成例を示す図である。

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

《第１実施形態》
まず、図１〜図４を参照して、本発明の第１実施形態について説明する。
（システム構成）
図１は、第１実施形態に係る風力発電制御システムの構成例を示す図である。
風力発電制御システムＺは、制御装置１、複数の風力発電装置４、ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）５、データベース３、表示装置６を有している。
これらのうち、風力発電装置４とＳＣＡＤＡ５とで風力発電システム７が構成され、風力発電装置４（４ａ，４ｂ，・・・，４ｎ）、ＳＣＡＤＡ５、制御装置１からウィンドファーム８が構成されている。
ウィンドファーム８は、送電線を介して電力系統Ｐと一箇所で接続されており、電力系統Ｐに対して電力を供給している。
風力発電装置４は、回転数及びピッチが可変、かつ、制御可能な風力発電装置４である。
個々の風力発電装置４は風速の計測を行い、計測した風速値を風速計測値として出力することが可能である。
ＳＣＡＤＡ５は、風力発電システム７の運転状況や、発電電力等の運転情報を収集し、ＳＣＡＤＡ情報として制御装置１へ送信する。同時に、ＳＣＡＤＡ５は、制御装置１から、風力発電システム７の発電電力の制限指令ＰＬＣ＊を受信し、個々の風力発電装置４の発電電力の和が、ＰＬＣ＊以下になるように、個々の風力発電装置４ａ，４ｂ，・・・，４ｎに、それぞれ電力制限指令ＰＬＣ１＊、ＰＬＣ２＊、・・・、ＰＬＣｎ＊を与える。

また、ＳＣＡＤＡ５は、個々の風力発電装置４で計測された風速計測値に対し、平均処理等を行う。以降、風速計測値は、ＳＣＡＤＡ５で平均処理された風速計測値を指すものとする。

気象情報配信装置２は、ウィンドファーム８を含む地域の、風速予測値、風向予測値を含む気象情報を通信等の手段により定期的に配信する。

制御装置１は、気象情報配信装置２から配信される気象情報と、ＳＣＡＤＡ５から送信される風速計測値とを基に、将来において風速の急変（急減）が生じるか否かを判定し、その判定結果に応じた制限指令ＰＬＣ＊をＳＣＡＤＡ５へ送信する。

データベース３は、制御装置１で集めた情報、制御指令値等を保存し、必要に応じて提供する。
表示装置６は、ウィンドファーム８の監視室（不図示）あるいはウィンドファーム８の外部のウィンドファーム監視のための施設（不図示）等に設置されている。表示装置６は、制御装置１で処理した風力発電システム７の運転状態、出力電力等を表示する。また、表示装置６は、風力発電システム７への制限指令、ウィンドファーム８の出力電力の変動実績、所定の出力電力の変動に対する遵守率、等の情報のいずれか、あるいは複数を組み合わせた情報を表示する。

（制御装置の構成）
図２は、第１実施形態に係る制御装置の構成例を示す図である。
制御装置１は、メモリ１０、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２０を備えており、表示装置６、データベース３が接続されている。なお、表示装置６、データベース３は制御装置１と一体となってもよい。
メモリ１０には、処理部１００及び処理部１００内の予測値変化量算出部１０１、平均化処理部１０２、計測値変化量算出部１０３と、比較判定部１０４と、制御指令部１０５とが具現化している。これらの各部１００〜１０５は、図示しない記憶装置に格納されているプログラムをＣＰＵ２０が実行することで具現化している。

予測値変化量算出部１０１は、気象情報配信装置２から送信された気象情報に含まれる風速予測値の時間に対する傾きや、風向予測値の変化量を算出する。風向の変化量については後記する。
平均化処理部１０２は、ＳＣＡＤＡ５から送信された、ＳＣＡＤＡ情報に含まれる風速計測値に対して移動平均を算出する。
計測値変化量算出部１０３は、平均化処理部１０２で移動平均を算出された風速計測値の時系列変化から、風速計測値の時間に対する傾きを算出する。
比較判定部１０４は、予測値変化量算出部１０１で算出された風速予測値の傾きや、風向予測値の変化量や、計測値変化量算出部１９３で算出された風速計測値の傾きを比較して、急減発生確率を決定し、比較判定結果として急減発生確率を出力する。
制御指令部１０５は、比較判定部１０４による比較判定結果（急減発生確率）に従い、ＳＣＡＤＡ５に対して制御指令を送り、同時に表示装置６に対して気象情報や、ＳＣＡＤＡ情報や制御指令の結果を送信し、データベース３に書き出す。
なお、平均化処理部１０２は省略可能である。

（概念）
図３は、第１実施形態における気象情報と風力発電装置の計測情報を利用した出力電力の急変予測の動作を示す特性図である（適宜図１参照）。
気象情報配信装置２から配信される気象情報から得られる風速予測値及び風向予測値（合わせて気象予測値とも称する）は、通常時間分解能が低く、例えば１時間程度の分解能である。なお、風速予測値及び風向予測値は、図３に示すように未来の予測値のみならず、過去に配信された予測値も含まれている。
本実施形態で対象とする気象条件の急激な変動は、１時間程度の平均値では現れない場合もあるため、気象情報だけでは急激な変動を予測するには不十分である。そこで、本実施形態では風力発電システム７にて短周期で計測することが可能な、ウィンドファーム８内で実測される風速（風速計測値）が併用される。このように、制御装置１は過去の風速条件であるが時間分解能の高い風速計測値と、時間分解能は低いが未来の風速予測値を含む気象情報を併用することにより、気象条件の急激な変動を予測する。

なお、ここで風速の「急激な変動」は「急減」、「急増」を含む。このうち、風速の急増により、出力電力が急増するケースは、風力発電システム７に対し、出力電力を徐々に増加させるように指令を出すことにより、所定の変動緩和性能を得ることが可能であり、大きな問題を生じない。このため、以下では「急減」についての対策を中心に記載する。出力電力の「急減」予測を対象とすることで、第１実施形態に係る風力発電制御システムＺは、「急増」も対象とするよりも制御負荷を軽減しつつ、適切な風力発電システム７の制御を行うことができる。

図３（ａ）について説明する。
気象情報における１時間ごとの風速予測値（気象情報に含まれる）３０１は、近い将来の風速減少を含んだ平均風速を示している。このため、近い将来において気象条件の急激な変動、ここでは風速の急減が発生する場合、過去からの一定あるいは上昇してきた風速計測値の時間に対する傾き（ＴＧ：以下、予測傾きと称する）が、減少に転じる。

一方、風速の急減は、風力発電システム７の定格出力電力を出力する風速か、それ以上の風速のときに発生すると、風力発電システム７の出力電力の変動への影響が大きい。そして、風速計測値３０２は、近い将来における急減の直前には高い風速値に向けて上昇すると考えられる。すなわち、風速計測値の時間に対する傾き（ＴＭ：以下、計測傾きと称する）は上昇となる。
ちなみに、また、風速の急減は、風向予測値３０３の大きな変化に伴うことが多く、気象情報に、近い将来の風向予測値の変化量（ＴＤ：以下、風向変化量と称する）の増大が現れる場合がある。

図３（ｂ）に示す表は、図３（ａ）で説明した内容をまとめたものである。
ここで、風向変化量ＴＤにおける「あり」、「なし」とは、風向変化量ＴＤが所定値（所定の大きさ）より大きいか否かを示すものである。
図３（ｂ）の実線で囲んだ部分のように、予測傾きＴＧが負（「−」）であり、計測傾きＴＭが正（「＋」）であるとき、制御装置１は将来において急速の「急減」が生じると判定する。さらに、将来において、所定値より大きい風向変化量ＴＤがある場合、制御装置１は将来において急速の「急減」が生じる可能性はさらに高くなると判定する。

以上のように、制御装置１は予測傾きＴＧ、計測傾きＴＭ、風向変化量ＴＤが特定の組み合わせを取った場合に、風速の急変が発生すると予測する。
さらに、制御装置１は、予測傾きＴＧ、計測傾きＴＭ、風向変化量ＴＤの組み合わせに応じて風速の急減が将来生じる確率である急減発生確率を後記する手法で算出する。
風速の急減を予測した制御装置１は、風力発電システム７（ＳＣＡＤＡ５）に対し、出力電力が徐々に小さくなるよう制限する指令を与える。このようにすることにより、実際に風速の急減が発生した時点において、風力発電システム７の出力電力の急減が発生しないように制御することが可能となる。

ここで、風向予測値の変化量について図４を参照して説明する。
通常、風向は北を基準に全周囲を１６又は３６に分割して、１６方位、３６方位で表されることが多い。ここでは、１６方位の場合について説明する。なお、図４において「Ｎ」は北、「Ｅ」は東、「Ｓ」は南、「Ｗ」は西を示している。
図４に示すように、北を「０」として、北北東を「１」、北東を「２」、・・・と番号（以下、方位番号と称する）が振られているものとする。
ここで、風向の変化量は風向が示す方位番号の変化量の絶対値と定義される。
例えば、風向が北北東から北東に変化した場合（符号４０１）、方位番号では「１」の方向から「２」の方向へ変化している。従って、この場合における風向変化量は|２−１|＝１である。
また、風向が南から東南東に変化した場合（符号４０２）、方位番号では「８」の方向から「５」の方向へ変化している。従って、この場合における風向変化量は|５−８|＝３である。

このように風速予測値、風速計測値に加えて風向変化量も考慮することで、風力発電システム７の出力電力の変動予測の制度を向上させることができる。

また、本実施形態における出力電力の急減は、ウィンドファーム８の合計出力電力が、所定時間内に所定の大きさ以上の変化をすることを示している。ここで、所定時間は例えば２０分間、所定の大きさは例えばウィンドファーム８の定格出力電力値の１０％の場合等である。

（風力発電制御処理）
図５は、第１実施形態に係る風力発電制御処理の手順を示すフローチャートである（適宜、図１、図２参照）。
図５の処理は、制御装置１における処理である。
まず、予測値変化量算出部１０１が、気象情報配信装置２から受信した風速予測値・風向予測値を含む気象情報を読み込む（Ｓ１０１）。
次に、平均化処理部１０２が、風力発電システム７で計測されたＳＣＡＤＡ情報を読み込み、風速計測値の時系列に対し移動平均を算出する（Ｓ１０２）。なお、前記したように、ＳＣＡＤＡ情報に含まれる風速計測値は、ＳＣＡＤＡ５による平均処理・ならし処理が終了しているものである。
なお、この移動平均の算出処理は省略可能である。

そして、予測値変化量算出部１０１は、気象情報に含まれる風速予測値を基に、所定時間における予測傾きＴＧを算出する（Ｓ１０３）。
また、予測値変化量算出部１０１は、気象情報に含まれる予測風向を基に、将来の各時間における風向変化量ＴＤを算出する（Ｓ１０４）。
さらに、計測値変化量算出部１０３は、ＳＣＡＤＡ情報に含まれる風速計測値の時系列から計測傾きＴＭを算出する（Ｓ１０５）。

次に、比較判定部１０４は現在における予測傾きＴＧが「０」より小さい（ＴＧ＜０）か否かを判定する（Ｓ１０６）。すなわち、比較判定部１０４は予測傾きの符号が「−」であるか否かを判定する。
ステップＳ１０６の結果、予測傾きＴＧが「０」より小さい場合（Ｓ１０６→Ｙ）、比較判定部１０４は現在における計測傾きＴＭが０より大きい（ＴＭ＞０）か否かを判定する（Ｓ１０７）。すなわち、比較判定部１０４は予測傾きの符号が「＋」であるか否かを判定する。
ステップＳ１０７の結果、計測傾きＴＭが０より大きい場合（Ｓ１０７→Ｙ）、比較判定部１０４は、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する（ＴＤ＞所定値）か否かを判定する（Ｓ１０８）。
ステップＳ１０８の結果、所定値より大きい風向変化量が存在する場合（Ｓ１０８→Ｙ）、現在における予測傾きの符号が「−」であり、計測傾きの符号が「＋」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する。これにより、比較判定部１０４は、風速急減の生じる確率が非常に高いと判定し、例えば、急減発生確率を「１．０」とする（Ｓ１０９）。
なお、急減発生確率「１．０」は、風速の急減が１００％発生すると予測していることを意味しているとは限らず、風力発電システム７の制限を１００％行うことを意味してる。

一方、ステップＳ１０８の結果、所定値より大きい風向変化量が存在しない場合（Ｓ１０８→Ｎ）、現在における予測傾きの符号が「−」であり、計測傾きの符号が「＋」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在しない。これにより、風速急減の生じる確率がやや高いと比較判定部１０４が判定し、例えば、急減発生確率を「０．７」とする（Ｓ１１０）。

また、ステップＳ１０７の結果、計測傾きＴＭが０以下である場合（Ｓ１０７→Ｎ）、比較判定部１０４は、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する（ＴＤ＞所定値）か否かを判定する（Ｓ１１１）。
ステップＳ１１１の結果、所定値より大きい風向変化量が存在する場合（Ｓ１１１→Ｙ）、現在における予測傾きと計測傾きの符号が共に「−」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する。これにより、比較判定部１０４は、風速の急減の生じる確率がやや高いと判定し、例えば、急減発生確率を「０．７」とする（Ｓ１１０）。
一方、ステップＳ１１１の結果、所定値より大きい風向変化量が存在しない場合（Ｓ１１１→Ｎ）、現在における予測傾きと計測傾きの符号が「−」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在しない。これにより、風速の急減が起きる確率は中くらいと比較判定部１０４が判定し、例えば、急減発生確率を「０．５」とする（Ｓ１１２）。

また、ステップＳ１０６の結果、予測傾きＴＧが「０」以上である場合（Ｓ１０６→Ｎ）、比較判定部１０４は現在における計測傾きＴＭが０より大きい（ＴＭ＞０）か否かを判定する（Ｓ１１３）。
ステップＳ１１３の結果、計測傾きＴＭが０より大きい場合（Ｓ１１３→Ｙ）、比較判定部１０４は、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する（ＴＤ＞所定値）か否かを判定する（Ｓ１１４）。
ステップＳ１１４の結果、所定値より大きい風向変化量が存在する場合（Ｓ１１４→Ｙ）、現在における予測傾きが「＋」又は「０」であるとともに計測傾きが「＋」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する。これにより、比較判定部１０４は、風速急減の生じる確率は中くらいと判定し、例えば、急減発生確率を「０．５」とする（Ｓ１１２）。

一方、ステップＳ１１４の結果、所定値より大きい風向変化量が存在しない場合（Ｓ１１４→Ｎ）、現在における予測傾きが「＋」又は「０」であるとともに計測傾きとの符号が「＋」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在しない。これにより、風速急減の生じる確率がやや低いと比較判定部１０４が判定し、例えば、急減発生確率を「０．３」とする（Ｓ１１５）。

また、ステップＳ１１３の結果、計測傾きＴＭが０以下である場合（Ｓ１１３→Ｎ）、比較判定部１０４は、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する（ＴＤ＞所定値）か否かを判定する（Ｓ１１６）。
ステップＳ１１６の結果、所定値より大きい風向変化量が存在する場合（Ｓ１１６→Ｙ）、現在における予測傾きの符号が「＋」又は「０」であり、計測傾きの符号が「−」又は「０」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在する。これにより、比較判定部１０４は、風速の急減の生じる確率がやや低いと判定し、例えば、急減発生確率を「０．３」とする（Ｓ１１５）。
一方、ステップＳ１１６の結果、所定値より大きい風向変化量が存在しない場合（Ｓ１１６→Ｎ）、現在における予測傾きの符号が「＋」又は「０」であり、計測傾きの符号が「−」又は「０」であり、かつ、将来において所定値より大きい風向変化量が存在しない。これにより、風速の急減が起きる確率は非常に低いと比較判定部１０４が判定し、例えば、急減発生確率を「０．１」とする（Ｓ１１７）。

なお、ステップＳ１０６で「Ｎ」が判定された場合、予測傾きの符号と、計測傾きの符号が異なっている方が急減発生確率が減少しているのは、風速が「急増」する確率は上がるが、「急減」する確率は下がるためである。

ステップＳ１０９，Ｓ１１０，Ｓ１１２，Ｓ１１５，Ｓ１１７の処理の後、比較判定部１０４は、決定された急減発生確率が予め設定してある所定値より大きい（急減発生確率＞所定値）か否かを判定する（Ｓ１１８）。
ステップＳ１１８の結果、急減発生確率が所定値以下である場合（Ｓ１１８→Ｎ）、処理部１００はステップＳ１２０へ処理を進める。
ステップＳ１１８の結果、急減発生確率が所定値より大きい場合（Ｓ１１８→Ｙ）、制御指令部１０５は、ＳＣＡＤＡ５に対し風力発電システム７における出力電力を徐々に制限する制御指令（図１のＰＬＣ＊）を送信することで、急減発生時制御を行う（Ｓ１１９）。つまり、制御指令部１０５は、急変（急減）に対応するように、ウィンドファーム８（風力発電システム７）の出力電力を制御する。

このとき、制御指令部１０５は決定された急減発生確率に応じて制御指令を制御させることが望ましい。例えば、急減発生確率が「１．０」である場合、制御指令部１０５は風力発電システム７の出力電力を最小まで制限する。急減発生確率が「０．７」である場合、制御指令部１０５は風力発電システム７の出力電力を急減発生確率が「１．０」である場合よりもやや大きな値となるよう制限（制御）する。
このように、制御装置１は、予測傾きＴＧの正負、計測傾きＴＭの正負、所定の大きさ以上の風向変化量ＴＤの有無によって急減発生確率を変え、この急減発生確率に応じて制限の大きさを変えている。このようにすることで、風力発電制御システムＺは、急減の発生確率が低いのに大幅な出力の制限をしてしまうことを回避することができ、風力発電システム７の適切な制御を行うことができる。

そして、制御指令部１０５は、算出したＴＧ、ＴＭ、ＴＤの値と、２時間程度後までの風速計測値、ＴＧ，ＴＭ，ＴＤの出力電力変化の値を判定情報として、例えば現在時刻と対応付けてデータベース３に格納する（Ｓ１２０）。

第１実施形態に係る風力発電システム７によれば通信等で配信される気象情報に基づいて、風力発電システム７における出力電力の変動を所定の範囲に抑制することができる。また、風速計測値をしようすることで、第１実施形態に係る風力発電システム７は電力系統制御の観点から有効な数分から１０数分程度の短周期の出力電力変動を抑制できる。
第１実施形態によれば、気象情報配信装置２から配信される気象情報を利用することで、新たに気象予測値を得るための装置を設置しなくても、風速の急変による風力発電システム７の出力電力の急変（急減）を予測することができる。

《第２実施形態》
次に図６〜図１２を参照して本発明の第２実施形態について説明する。
（システム構成）
図６は、第２実施形態に係る風力発電制御システムの構成例を示す図である。ここでは、図１との差異について説明する。
図６に示す風力発電制御システムＺａが、図１に示す風力発電制御システムＺと異なる点は、図１における制御装置１が制御装置１ａとなり、さらに風況観測装置９が少なくとも１台（図６では２台）追加されている点である。なお、図６において、気象情報配信装置２が設置されているが、気象情報配信装置２が省略されてもよい。
ここで、風況観測装置９は、計測される風速がウィンドファーム８で計測される風速と時間的相関を有する位置に設置される。例えば、風況観測装置９は、ウィンドファーム８に対し、季節風等といった卓越風の概ね風上の方位にウィンドファーム８から離れた位置に設置されるのが好ましい。

風況観測装置９は、風速等を計測し、計測した風速計測値を逐次あるいは一定の時間保存したものをまとめ、風況情報として通信ネットワーク等を介して制御装置１ａに送信する。以下、風況観測装置９が風況情報を観測する地点を風況観測点と称する。
ここで、風況情報は、風速を少なくとも含むものである。風況情報は、さらに風向、気温、湿度、気圧等といった気象情報のいずれか一種類、あるいは複数の計測値を含むものとしてもよい。さらに、風況情報は、これらの気象情報を計測した時刻、風況観測装置９が設置されている地点の緯度、経度、標高等の位置情報を含んでいてもよい。また、風況観測点はウィンドファーム８における風車と同程度の高さであることが望ましい。
以下、風況観測装置９にて計測された風速を風況風速と称することとする。

また、風況観測装置９は、処理対象となっているウィンドファーム８とは別の場所における気象情報を計測し、ウィンドファーム８に対して送信する機能を有していれば、他のウィンドファーム８あるいは太陽光発電所等に設置されている装置でもよい。

風況観測装置９が設置される位置は、ウィンドファーム８で発生する風速の変動と時間的相関があり、かつ風況観測装置９で計測された風速の変動が、ウィンドファーム８に到達するまでの時間が、制御を実施するまでに必要な時間よりも長くなるように設定する。
一例を挙げると、ウィンドファーム８と風況観測装置９との間の距離Ｌａは、式（１）で表される。

Ｌａ≧Ｖａ×ＰＦｍａｘ×Ｂ／Ａ×（１／ＰＷｍａｘ）（ｍ）・・・（１）

式（１）において、Ｖａ（ｍ／ｓｅｃ）はウィンドファーム８で計測される風速である。また、ＰＦｍａｘは風力発電システム７で発生し得る可能性のある出力電力の変動レベルである。Ａは風力発電システム７で要求される出力電力の変動緩和要件の変動レベルである。Ｂ（ｓｅｃ）は出力電力の変動緩和要件の評価時間である。ＰＷｍａｘは風力発電システム７の定格出力電力である。
ここで、変動レベルとは、最大出力電力を１．０と規格化したとき、所定時間（出力電力の変動緩和要件の評価時間）内における時間内最大出力電力と時間内最小出力電力との差分値である。

（制御装置の構成）
図７は、第２実施形態に係る制御装置の構成例を示す図である。
制御装置１ａは、メモリ１０及びＣＰＵ２０（Central Processing Unit）を備えており、表示装置６、データベース３が接続されている。なお、表示装置６、データベース３は制御装置１ａと一体となってもよい。
メモリ１０には、処理部１００ａ及び処理部１００ａ内のパラメータ調整部１１１と、誤差判定部１１２と、風速予測値算出部１１３と、出力予測値算出部１１４と、急変判定部１１５と、制御指令部１１６とが具現化している。これらの各部１００ａ，１１１〜１１６は、図示しない記憶装置に格納されているプログラムをＣＰＵ２０が実行することで具現化している。

パラメータ調整部１１１は、後記するパワーカーブや、風況風速、ＳＣＡＤＡ５から送信された風力発電システム７における出力電力の計測値（以下、出力計測値と称する）等を読み込み、風況風速からウィンドファーム８における風速を予測するためのフィッティングパラメータを算出する。フィッティングパラメータについては後記する。
誤差判定部１１２は、パラメータ調整部１１１で調整されたフィッティングパラメータで補正した風況観測点の風況風速が、パワーカーブに対してどの程度の誤差があるか判定する。そして、誤差判定部１１２は、この誤差が所定値以下となるフィッティングパラメータをデータベース３に書き出す。

風速予測値算出部１１３は、データベース３からフィッティングパラメータを読み込み、風況観測装置９における風況風速を基にウィンドファーム８における風速予測値を算出する。なお、第２実施形態における風速予測値は、第１実施形態における風速予測値とは異なり、風況観測装置９が計測した風況風速からウィンドファーム８における風速を予測したものである。
出力予測値算出部１１４は、風速予測値算出部１１３で算出された風速予測値からパワーカーブに基づいて、風力発電システム７において予測される出力電力である予測出力（以下、出力予測値と称する）を算出する。
急変判定部１１５は、出力予測値算出部１１４が演算した予測出力において、所定時間内に所定以上の変動（減少）が存在するか否かを判定し、風力発電システム７における出力電力に急変（急減）が予測されるか否かを判定する。
制御指令部１１６は、急変判定部１１５において急変（急減）が予測される場合にＳＣＡＤＡ５に対して風力発電システム７における出力電力を制限するための制御指令を送信し、表示装置６に対して予測出力や制御結果を出力する。
なお、制御装置１ａは、図２の各部１０１〜１０５を有する構成としてもよい。つまり、第１実施形態と第２実施形態の手法が併用されてもよい。

ここで、一例として、風況観測装置９で計測した風況風速のみを用いて、ウィンドファーム８で発生する風速の変動を予測する手法を図８を参照して示す。
風況観測点８０１で現在計測された風況風速を示すベクトルがｖのとき、ベクトルｖと直角方向に仮想的な風速波面８０２を定義する。この風速波面８０２上では、ベクトルｖの風速が観測されるものと仮定する。
そして、仮想的な風速波面８０２上においてウィンドファーム８の設置位置８０３と直角を成すａ点が定義される。仮想的な風速波面８０２の定義より、ａ点で現在時刻Ｔ０に吹いている風速は風況観測装置９で現在吹いている風速ｖに等しい。従って、ａ点で現在時刻Ｔ０に吹いている風ｖがウィンドファーム８に到達する時刻Ｔは、以下の式（２）で示される。

Ｔ＝Ｔ０＋Ｌｃｏｓθ／ｖｓ・・・（２）

式（２）において、Ｌは風況観測点８０１とウィンドファーム８の設置位置８０３間の距離である。θはａ点とウィンドファーム８の設置位置８０３とを結ぶ辺と、ウィンドファーム８の設置位置８０３と、風況観測点８０１とを結ぶ辺との成す角である。

式（２）より、ウィンドファーム８において時刻Ｔで発生する風速の変動を予測することが可能となる。

図９は、フィッティング処理前における第２実施形態における風況風速と風力発電システムの出力レベルとの関係を示す特性図である。
図９（ａ）は風況風速の一例を示すグラフであり、図９（ｂ）は風力発電システム７の出力レベルの例を示すグラフである。ここで、図９（ａ）において横軸は時間、縦軸は風況風速（ｍ／ｓ）である。また、図９（ｂ）において横軸は時間、縦軸は風力発電システム７の出力レベルである。なお、出力レベルは風力発電システム７が出力し得る最大出力電力を１．０としたときの出力レベルを示している。
そして、図９（ｃ）は、横軸に風況観測装置９で計測された風況風速（ｍ／ｓ）をとり、縦軸に風力発電システム７で計測された出力レベルをとり、それぞれの実測値をプロットしたものである。なお、図９（ｃ）では、同時刻における風況風速と、出力レベルとがプロットされている。

図８で説明した予測が理想的に機能した場合、風況風速と風力発電システム７の出力レベルとの関係は、図９（ｃ）に示す風車発電装置単体のパワーカーブ９１１に一致するはずである。
つまり、風況風速を、式（２）に従い、ウィンドファーム８に到達する時刻Ｔだけ遅らせて、風況風速と風力発電システム７における出力レベルとの関係をプロットすると、図９（ｃ）に示すパワーカーブ９１１となるはずである。しかしながら、実際には地形等様々な影響により誤差が発生し、図９（ｃ）のプロット点９１２に示すように、パワーカーブ９１１に対して大きくばらついた結果が現れる場合がある。このような場合には、式（２）による風速の変動予測は有効に機能しないことになる。

そこで、第２実施形態ではフィッティングパラメータによるフィッティング処理を行うことによって、図９（ｃ）に示されるような地形等による誤差を小さくする。
図１０は、フィッティング処理後における風況観測装置の風況風速と風力発電システムの出力レベルとの関係を示す特性図である。
図１０（ａ）における破線は風況風速の計測値（実測値）を示すグラフ（図９（ａ）と同じグラフ）であり、実線はフィッティングパラメータを適用した場合における風況風速を示すグラフである。ここで、図１０（ａ）において横軸は時間、縦軸は風況風速（ｍ／ｓ）である。また、図１０（ｂ）において横軸は時間、縦軸は風力発電システム７の出力レベルである。
また、図１０（ｂ）に示すグラフは、風力発電システム７における出力レベルを示すものであり、図９（ｂ）と同じものである。

そして、図１０（ｃ）におけるプロット点１０１１はフィッティングパラメータによる補正が行われた風況風速（ｍ／ｓ）と、風力発電システム７における出力レベルとをプロットしたものである。なお、パワーカーブ９１１は図９（ｃ）と同じものである。なお、フィッティングパラメータは後記するフィッティングパラメータ決定処理により決定したものである。
フィッティングパラメータを風況風速に適用した場合における風況風速と風力発電システム７における出力レベルの関係をプロットすると、図１０（ｃ）に示すように、プロット点１０１１がパワーカーブ９１１に近づく。つまり、パワーカーブ９１１に対するプロット点１０１１の誤差が小さくなる。このように、フィッティングパラメータによる補正を適用することで、式（２）による風速の変動予測の精度を向上させることが可能となる。

＜フローチャート＞
（フィッティングパラメータ決定処理）
図１１は、第２実施形態に係るフィッティングパラメータ決定処理の手順を示すフローチャートである。なお、図１１の処理は、例えば、季節毎等に行われる処理である（適宜図６、図７参照）。
図１１は、図１０（ｃ）で示すように地形等による誤差を補正するためのフィッティングパラメータを決定するための処理である。
まず、パラメータ調整部１１１は、気象情報、出力情報を読み込む（Ｓ２０１）。ここで、気象情報は、第１実施形態における気象情報とは異なり、風況観測装置９及びウィンドファーム８それぞれにおける観測点の緯度・経度等の位置情報、風況観測装置９及びウィンドファーム８それぞれにおける風向・風速の計測値等である。また、出力情報は、風力発電システム７から出力される出力レベルや、図９（ｃ）や、図１０（ｃ）に示されるパワーカーブ９１１に関する情報である。

次に、パラメータ調整部１１１は到達時間の調整を行う（Ｓ２０２）。到達時間の調整は、式（２）で求めた到達時間の誤差を考慮し、この誤差を前後に変化させることで行われる。具体的には、パラメータ調整部１１１は、到達時間の値を少しずらして風況風速を全体的に補正する。つまり、式（２）に誤差αを考慮したＴ＝Ｔ０＋Ｌｃｏｓθ／ｖｓ＋αの「α」を＋方向あるいは−方向に変化させる。

続いて、パラメータ調整部１１１は、風速レベルの調整を行う（Ｓ２０３）。ここで、風速レベルの調整とは、風速の大きさの調整のことである。風速レベルの調整は、風況観測点とウィンドファーム８で平均風速が異なる場合を考慮して、風況風速を高風速側、低風速側に変化させることで行われる。つまり、ステップＳ２０３の処理において、パラメータ調整部１１１は風況観測点の風速全体を大きくしたり、小さくしたりする。

そして、パラメータ調整部１１１は、ならし効果の調整を行う（Ｓ２０４）。ならし効果の調整とは、風況風速の変動を平均化することである。以下、このことを説明する。
ウィンドファーム８では多数の風力発電装置４が設置されている。そして、個々の風力発電装置４において、例えば、設置位置によって受ける風の状況が異なることから、その出力電力は風力発電装置４毎に異なる出力電力となる。つまり、個々の風力発電装置４の出力電力には変動がある。従って、風力発電システム７の出力電力は個々の風力発電装置４の出力電力の重ね合わせとなる。この結果、個々の風力発電装置４の出力電力の変動が平均される。つまり、個々の風力発電装置４の出力電力の変動がならされる。

これに対し、風況観測装置９で計測される風況風速は１点もしくは、多くてもせいぜい３〜５点で計測されるであるため、変動を平均化することができず、変動を解消することができない。すると、予測されるウィンドファーム８での風速の変動も大きくなり、予測される風力発電システム７の出力電力の変動も大きなものとなってしまう可能性がある。

このような状態を回避するため、パラメータ調整部１１１は時間をずらして、コピー等した風況風速を複数重ね合わせることで、風況風速の変動を平均化するならし効果の調整を行う。このとき、パラメータ調整部１１１はずらす時間や、重ね合わせる数を少し変化させることを行う。

誤差判定部１１２は、現在のフィッティングパラメータで調整した風況風速と、風力発電システム７における出力レベルの関係をプロットした各点と、パワーカーブ９１１（図９、図１０）との誤差が所定値以下となったか否かを判定する（Ｓ２０５）。ここで誤差とは、各プロット点と、パワーカーブ９１１との誤差の平均等である。また、現在のフィッティングパラメータとはステップＳ２０２における到達時間の遅れ値、ステップＳ２０３における風速レベルの増減値、ステップＳ２０４におけるならし効果におけるずらし時間や、重ねあわせ数である。

ステップＳ２０５の結果、誤差が所定値より大きい場合（Ｓ２０５→Ｎ）、パラメータ調整部１１１は、誤差が所定値以下となるまでステップＳ２０２〜Ｓ２０４の処理を繰り返す。
ステップＳ２０５の結果、誤差が所定値以下の場合（Ｓ２０５→Ｙ）、誤差判定部１１２は決定したフィッティングパラメータをデータベース３に記憶する（Ｓ２０６）。

なお、図１１に示す処理は、風況風速が低風速から高風速までの状態を含む長期間のデータ（例えば２週間）について実施されることが望ましい。また、風況風速の平均値や変動様相が、例えば季節により変化する場合には、季節毎にフィッティングパラメータを決定することで、より精度を高めることが可能となる。

（風力発電制御処理）
図１２は、第２実施形態に係る風力発電制御処理の手順を示すフローチャートである（適宜図６、図７参照）。
風速予測値算出部１１３は、データベース３からパワーカーブ９１１（図９、図１０）と、図１１の処理で決定したフィッティングパラメータをデータベース３から読み込む（Ｓ３０１）。
続いて風速予測値算出部１１３は、例えば、風況風速装置からデータベース３に格納されている風況風速を読み込む（Ｓ３０２）。
次に、風速予測値算出部１１３は、ステップＳ３０２で読み込んだ風況風速から、フィッティングパラメータと、式（２）とに基づいてウィンドファーム８における風速予測値を算出する（Ｓ３０３）。

次に、出力予測値算出部１１４が、ステップＳ３０３で算出された風速予測値をパワーカーブ９１１にあてはめることにより風力発電システム７の出力予測値を算出する（Ｓ３０４）。
続いて、急変判定部１１５が算出された出力予測値において、所定時間内に所定の大きさ以上の急減があるか否かを判定する（Ｓ３０５）。
ステップＳ３０５の結果、所定時間内に所定の大きさ以上の急減が存在する場合（Ｓ３０５→Ｙ）、制御指令部１１６がＳＣＡＤＡ５に対し風力発電システム７における出力電力を徐々に制限する制御指令（図６のＰＬＣ＊）を送信する。つまり、制御指令部１１６は、急変（急減）に対応するように、ウィンドファーム８（風力発電システム７）の出力電力を制御する。このようにして、制御指令部１１６は、急減発生時制御を行い（Ｓ３０６）、処理部１００ａはステップＳ３０１へ処理を戻す。
ステップＳ３０５の結果、所定時間内に所定の大きさ以上の急減が存在しない場合（Ｓ３０５→Ｎ）、処理部１００ａはステップＳ３０１へ処理を戻す。

第２実施形態によれば、精度の高い風力発電システム７の出力電力予測が可能となる。
なお、第１実施形態に記載の技術と、第２実施形態に記載の技術とを組み合わせることで、より精度の高い風力発電システム７の出力電力予測が可能となる。

《第３実施形態》
図１３は、第３実施形態に係る風力発電制御システムの構成例を示す図である。ここでは、図６との差異について説明する。
図１３に示す風力発電制御システムＺｂが、図６に示す風力発電制御システムＺａと異なる点は、蓄電システム２００が追加されている点である。
蓄電システム２００は、一台以上の蓄電装置２０１（２０１ａ，２０１ｂ，・・・，２０１ｍ）を有している。そして、制御装置１ｂでは、各蓄電装置２０１の充放電を制御する機能が、図示しない記憶装置に格納されているプログラムをＣＰＵ２０（図２）が実行することで具現化している。蓄電装置２０１は、それぞれ制御装置１ｂからの充放電電力指令に従って、風力発電システム７の出力電力を充電、あるいは蓄えた電力を放電することができる。また、蓄電装置２０１は、それぞれ蓄電池の充電率ＳＯＣ（State Of Charge）を計測しており、ＳＯＣの値を制御装置１ｂに通知する。蓄電装置２０１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。蓄電装置２０１を含む風力発電制御システムＺｂの場合、急減発生時において、制御装置１ｂは、風力発電システム７（ＳＣＡＤＡ５）に対し、出力電力を徐々に制限する制限指令（ＰＬＣ＊）を与える。また、制御装置１ｂは、蓄電装置２０１ａ，２０１ｂ，・・・，２０１ｍに対しては急減時に必要な放電量を確保するために、充電率（ＳＯＣ）の目標値（ＳＯＣ１＊、・・・、ＳＯＣm＊）を平常時よりも高くする指令を制限指令（ＰＬＣ＊）とともに与える。

このようにすることで、出力電力を制限したときの電力不足分を蓄電装置２０１で補うことができるため、安定した電力の供給が可能となる。

なお、図１３は、図６に示す構成に蓄電システム２００を追加した構成となっているが、図１に示す構成に蓄電システム２００を追加した構成としてもよい。

第１実施形態による風力発電制御システムＺと、第２実施形態の風力発電制御システムＺａは、気象情報を入手する通信インフラの整備状況、あるいは風況観測点の用地や装置の確保の容易さ等から、どちらか一方の手法を適用することも可能である。このようにデータベース３を利用した両手法を併用することによって、急減が生じた際における風力発電システム７の出力電力をさらに安定化させることができる。

つまり、制御装置１ｂは、第１実施形態や、第２実施形態に記載の技術によって風力発電システム７における出力電力の急減の有無を予測した結果と、実際に急減が発生したかどうか、といった情報や、急減が実際に発生した時の気象情報等をデータベース３に記録しておく。そして、制御装置１ｂは、データベース３に記録が十分に蓄積された時点で、第１実施形態の技術及び第２実施形態の手法どちらか高精度な方に切り換える。あるいは季節ごとに精度が変わるとすれば、制御装置１ｂは、季節ごとに適用する手法を変えるようにしてもよい。

さらに、第１実施形態の技術及び第２実施形態の技術の両手法でそれぞれ出力電力の急減発生の予測が異なった場合に、制御装置１ｂはデータベース３に記録されている両手法の的中精度に基づいて、出力電力を制限する値を変更してもよい。あるいは、両手法の的中精度に基づいて、制御装置１ｂは蓄電装置２０１の充電率の指令値を変更するようにしてもよい。具体的には、急減発生の的中精度が高い場合には、制御装置１ｂは出力電力の制限値をより低い値とし、蓄電装置２０１の充電率をより高めに設定する。これは、出力電力の急減が発生する可能性が高いため、制限値を低くして出力電力の急減に対処するとともに、制限値を低くしたことに伴う出力電力の不足を補うため蓄電装置２０１の充電率を上げるものである。

さらに、急減発生の的中精度が低い場合、制御装置１ｂは、逆に、出力電力の制限をより高い値とし、蓄電装置２０１の充電率はより低めに設定する。このようにすることで、予測実際には急減が発生しなかった場合、不要な出力電力の制限をできるだけ回避するとともに、蓄電装置２０１の充電率を高めに維持することによる蓄電装置２０１の劣化を防止できる。

前記したように本実施形態では風速の急減について判定しているが、急増に対して判定してもよい。この場合、図５の処理において急減発生確率と、急増発生確率とは逆の関係となる。つまり、急減発生確率が下がれば、急増発生確率は上がることになる。
また、本実施形態では風速、風向を個別に数値で示しているが、例えば、ベクトル等としてもよい。
また、第１実施形態における制御装置１は、現在における予測傾きＴＧと計測傾きＴＭの符号を判定しているが、現在から過去所定時間以内における予測傾きＴＧと計測傾きＴＭの符号を判定するようにしてもよい。あるいは、第１実施形態における制御装置１は、現在から過去所定時間以内における計測傾きＴＭと、現在から所定時間以内の過去あるいは未来の予測傾きＴＧとの符号を判定するようにしてもよい。

なお、本発明は前記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、前記した実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明したすべての構成を有するものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、前記した各構成、機能、各部１００，１００ａ，１０１〜１０５，１１１〜１１６等は、それらの一部又はすべてを、例えば集積回路で設計すること等によりハードウェアで実現してもよい。また、図２，７で示すように、前記した各構成、機能等は、ＣＰＵ２０等のプロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、図示していないＨＤ（Hard Disk）等の記憶装置に格納すること以外に、メモリ１０や、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、又は、ＩＣ（Integrated Circuit）カードや、ＳＤ（Secure Digital）カード、ＤＶＤ（Digital Versatile Disc）等の記録媒体に格納することができる。
また、各実施形態において、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしもすべての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には、ほとんどすべての構成が相互に接続されていると考えてよい。

１，１ａ，１ｂ 制御装置（風力発電制御装置）
２ 気象情報配信装置
３ データベース
４ 風力発電装置
５ ＳＣＡＤＡ
６ 表示装置
７ 風力発電システム
８ ウィンドファーム
９ 風況観測装置
１００，１００ａ 処理部
１０１ 予測値変化量算出部
１０２ 平均化処理部
１０３ 計測値変化量算出部
１０４ 比較判定部
１０５，１１６ 制御指令部
１１１ パラメータ調整部
１１２ 誤差判定部
１１３ 風速予測値算出部
１１４ 出力予測値算出部
１１５ 急変判定部
２００ 蓄電システム
２０１ 蓄電装置
ＴＧ 予測傾き
ＴＭ 計測傾き
ＴＤ 風向変化量
Ｚ，Ｚａ，Ｚｂ 風力発電制御システム

Claims (11)

1. 外部装置から送信される気象情報に含まれている風速予測値の時間に対する傾きである予測傾きを算出する予測値変化量算出部と、
   ウィンドファームで計測される風速計測値の時間に対する傾きである計測傾きを算出する計測値変化量算出部と、
   前記予測値変化量算出部で算出された予測傾きの符号と、前記計測値変化量算出部で算出された計測傾きの符号とが異なる場合、将来において風速の急変が生じると判定する比較判定部と、
   前記比較判定部により、将来において風速の急変が生じると判定された場合、前記急変に対応するように、前記ウィンドファームの出力電力を制御する制御指令部と、
   を有することを特徴とする風力発電制御装置。
2. 前記気象情報には、風向の予測値が含まれており、
   前記予測値変化量算出部は、
   前記風向の予測値の変化量である風向変化量を算出し、
   前記比較判定部は、
   将来において、所定時間内に所定の大きさより大きい前記風向変化量が存在する場合、将来において風速の急変が生じると判定する
   ことを特徴とする請求項１に記載の風力発電制御装置。
3. 前記風速の急変とは、風速の急減であり、
   前記制御指令部は、
   前記比較判定部によって将来において風速の急減が生じると判定された場合、前記ウィンドファームの出力電力が小さくなるよう制御する
   ことを特徴とする請求項１に記載の風力発電制御装置。
4. 前記比較判定部は、
   前記予測傾きが負である場合は、前記予測傾きが正である場合よりも風速が急減する確率が大きいと判定し、
   前記制御指令部は、
   前記風速が急減する確率に応じて、前記出力電力の制御量を変化させる
   ことを特徴とする請求項３に記載の風力発電制御装置。
5. 前記比較判定部は、
   前記計測傾きが正である場合は、前記計測傾きが負である場合よりも風速が急減する確率が大きいと判定し、
   前記制御指令部は、
   前記風速が急減する確率に応じて、前記出力電力の制御量を変化させる
   ことを特徴とする請求項３に記載の風力発電制御装置。
6. 前記比較判定部は、
   前記風向変化量が所定値より大きい場合は、前記風向変化量が前記所定値以下の場合よりも風速が急減する確率が大きいと判定し、
   前記制御指令部は、
   前記風速が急減する確率に応じて、前記出力電力の制御量を変化させる
   ことを特徴とする請求項２に記載の風力発電制御装置。
7. ウィンドファームよりも風上に設置されている風況観測装置で計測された風速を基に、前記風況観測装置で観測された風速から前記ウィンドファームにおける風速を予測する際において、前記計測された風速と、前記計測された風速を基に予測される前記ウィンドファームの出力電力との関係が、前記ウィンドファームに設置されている風力発電装置における風速と、前記ウィンドファームの出力電力との関係であるパワーカーブに近づくよう、前記計測された風速を補正するためのフィッティングパラメータを算出するパラメータ調整部と、
   前記風況観測装置で計測された風速と、前記フィッティングパラメータとに基づいて、将来における前記ウィンドファームの風速の予測値である風速予測値を算出する風速予測値算出部と、
   前記風速予測値算出部で算出される前記ウィンドファームにおける風速予測値を基に、前記ウィンドファームの出力電力を予測する出力予測値算出部と、
   前記予測された出力電力の変化量が、所定時間内において所定値以上となるか否かを判定する急変判定部と、
   前記急変判定部によって、前記予測された出力電力の変化量が、前記所定時間内において前記所定値以上となると判定された場合、将来において、前記出力電力に急変が生じると判定し、前記急変に対応するように、前記ウィンドファームの出力電力を制御する制御指令部と、
   を有することを特徴する風力発電制御装置。
8. 前記急変判定部は、
   前記予測された出力電力が、前記所定時間内において前記所定値以上減少するか否かを判定し、
   前記制御指令部は、
   前記急変判定部によって、前記予測された出力電力が、前記所定時間内において前記所定値以上減少すると判定された場合、前記ウィンドファームの出力電力が小さくなるよう制御する
   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. 前記出力電力の制御を行うための制御量に応じて蓄電装置に放電又は蓄電を行わせる
   ことを特徴とする請求項１又は請求項７に記載の風力発電制御装置。
10. 風力発電システムの出力制御を行う風力発電制御装置が、
    外部装置から送信される気象情報に含まれている風速予測値の時間に対する傾きである予測傾きを算出し、
    ウィンドファームで計測される風速計測値の時間に対する傾きである計測傾きを算出し、
    前記算出された予測傾きの符号と、前記算出された計測傾きの符号とが異なる場合、将来において風速の急変が生じると判定し、
    将来において風速の急変が生じると判定された場合、前記急変に対応するように、前記ウィンドファームの出力電力を制御する
    ことを特徴とする風力発電制御方法。
11. 前記気象情報には、風向の予測値が含まれており、
    前記風力発電制御装置は、
    前記風向の予測値の変化量である風向変化量を算出し、
    将来において、所定時間内に所定の大きさより大きい前記風向変化量が存在する場合、将来において風速の急変が生じると判定する
    ことを特徴とする請求項１０に記載の風力発電制御方法。