風力発電装置群の制御システム及び制御方法
【課題】ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制する風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供する。
【解決手段】電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システム１と、少なくとも１台の蓄電システム２を備えて構成される風力発電装置群１００の制御システムであって、前記複数台のそれぞれの風力発電システム１及び蓄電システム２に設けられて通信ネットワーク６を介し前記複数台の風力発電システム１のそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置３１、３２と、前記通信ネットワーク６介して前記個別制御装置３１、３２からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システム１のそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置４０と、を備え、前記集中制御装置４０から前記複数台の風力発電システム１にそれぞれ送信される出力制限値に応じて前記風力発電装置群１００の運転を制御する。
【解決手段】電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システム１と、少なくとも１台の蓄電システム２を備えて構成される風力発電装置群１００の制御システムであって、前記複数台のそれぞれの風力発電システム１及び蓄電システム２に設けられて通信ネットワーク６を介し前記複数台の風力発電システム１のそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置３１、３２と、前記通信ネットワーク６介して前記個別制御装置３１、３２からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システム１のそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置４０と、を備え、前記集中制御装置４０から前記複数台の風力発電システム１にそれぞれ送信される出力制限値に応じて前記風力発電装置群１００の運転を制御する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、風のエネルギーを利用して発電した電力を、電力系統に供給する風力発電装置、および複数の風力発電装置から構成されるウィンドファームの風力発電装置群の制御システム及び制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
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、ウィンドファームに関して特許文献１などの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蓄電システムを併設し、ウィンドファームの変動する発電電力を、蓄電システムの充放電と、風力発電システムに対する電力制限を組み合わせて、電力系統に流出する電力変動を緩和する手段が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００９−７９５５９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
気象状況により発電出力が変動する風力発電装置（ウィンドファーム、風力発電装置群）の電力系統への導入が多くなるにつれて、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。
電力系統におけ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。風力発電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出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と予測される。
【０００５】
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。
風力発電の発電出力においても同様に前述の３成分が含まれる。
前記の需要変動に対して、周期が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ー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所の発電機出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。
【０００６】
風力発電を大量に導入した場合、特に問題になるのは前記負荷周波数制御（ＬＦＣ）である。風力発電出力の変動が需要（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となる問題がある。
これまで、特許文献１に開示されているように、ウィンドファームに蓄電システムを併設し、風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の和、つまりウィンドファームの合計出力の変動が所定の範囲内に収まるように、風力発電システムの電力制限指令と蓄電システムの充放電電力とを組み合わせて制御する手段がある。
しかしながら、蓄電システムを併設するための経済的負担は大きく、特許文献１で示されているように気象予報により未来の風力発電システム出力が急減することを予測し、出力急減の直前に蓄電システムの充電率ＳＯＣ（state of charge）を１００％とすることで、蓄電システムの容量を有効に使う制御を行うとしても、想定される出力急減に備えた容量の蓄電システムを設置する必要があるという問題がある。
【０００７】
そこで、本発明は前記の事情を考慮してなされたもので、その目的とするところは、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制する風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
前記の課題を解決するために、本発明を以下のように構成した。
すなわち、本発明の風力発電装置群の制御装置は、電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御システムであって、前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置と、を備え、前記集中制御装置から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする。
また、本発明の風力発電装置群の制御方法は、電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御方法であって、前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御手段と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御手段からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御手段と、を備え、前記集中制御手段から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
以上、本発明によれば、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制する風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供できる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明の風力発電装置群の制御システムの第１実施形態の装置構成を示すブロック図である。
【図２】本発明の第１実施形態に備えた集中制御装置の内部の構成を示すブロック図である。
【図３】本発明の第１実施形態に備えた集中制御装置の風車出力制御部の動作を説明する図であり、（ａ）は動作例を示すフローチャート、（ｂ）は風況分析手段で生成するテーブルのサンプル、（ｃ）は風力発電システムの出力特性カーブ、（ｄ）は平均風速と調整用風車台数の関係を示したテーブルのサンプルである。
【図４】従来技術である調整用風車グループ制御がない場合に、風車出力の急減が発生した場合の、風力発電システム及び蓄電システムの動作を模式的に表した図である。（ａ）は風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システムの合計充放電出力、（ｃ）は風力発電システムと蓄電システムを合わせたウィンドファームの合計出力を示している。
【図５】本発明の第１実施形態において、調整用風車グループ制御を適用した場合の効果を模式的に表した図である。（ａ）は通常風車グループに属する風力発電システムの合計出力、（ａ’）は調整用風車グループに属する風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システムの合計充放電出力、（ｃ）はウィンドファームの合計出力を示している。
【図６】本発明の風力発電装置群の制御装置の第２実施形態の装置構成を示すブロック図である。
【図７】本発明の第２実施形態を適用した際の効果を示す模式図である。（ａ）は通常風車出力合計（％）、（ａ’）は調整用風車出力合計（％）、（ｂ）はウィンドファーム出力合計（％）を示している。
【図８】本発明の風力発電装置群の制御システムの第３実施形態の装置構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
なお、以下においては、ウィンドファームの制御装置のみならず制御方法の説明も兼ねる。
【００１２】
（第１実施形態）
本発明の風力発電装置群の制御システムの第１実施形態について説明する。
【００１３】
≪風力発電装置群の制御システムの装置構成・第１実施形態≫
図１は、本発明の風力発電装置群の制御システムの第１実施形態の装置構成を示すブロック図である。
図１において、ウィンドファーム（風力発電装置群）１００は電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。
ウィンドファーム１００は、複数の風力発電システム１と、蓄電システム２と、風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３１と、蓄電池個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３２と、集中制御装置（集中制御手段）４０と、前記した個別制御装置３１、３２と集中制御装置４０とを相互に接続する通信ネットワーク６と、を備えて構成されている。
なお、複数ある風力発電システム１は、稼動時の風力に応じて発電する通常風車グループ１０と、風力が所定値よりある通常時は発電量を制限され、風力が弱くなったとき、通常風車グループ１０の発電量の低下を補うように、制限を緩和される調整用風車グループ２０とがある。
また、個別制御装置３１、３２と集中制御装置４０とを含んで風力発電装置群の制御システムが構成される。
【００１４】
風力発電システム１は、回転速度、及びピッチが可変、かつ、制御可能な風力発電装置であって、送電線９により電力系統７に接続されており、需要家８に対して電力を供給する。
蓄電システム２は、例えばリチウムイオン蓄電池や鉛蓄電池等の二次電池で構成され、送電線９により電力系統７に接続されており、複数ある風力発電システム１の電力供給量が需要家８の電力需要量を上回るときは蓄電し、複数ある風力発電システム１の電力供給量が需要家８の電力需要量を下回るときは、需要家８に対して電力を供給する。
また、蓄電システム２は、複数ある風力発電システム１の電力供給量が、例えば前記電力供給量の移動平均値で表される電力目標値を上回るときは蓄電し、前記目標値を下回るときは、放電する。
なお、前記二次電池の種類は、ナトリウム硫黄電池や、その他の種類の二次電池であっても本発明の効果は変わらない。また、二次電池以外の例えばキャパシタ、フライホイール等の蓄電可能な装置あるいはそれらの組み合わせであっても同様である。
また、図１において、風力発電システム１と同じ図形による記号がウィンドファーム１００に複数個が表記されているが、それらも風力発電システム１である。また、蓄電システム２についても同じ図形による記号がウィンドファーム１００に複数個が表記されているが、それらも蓄電システム２である。
【００１５】
風車個別制御装置３１は、所定のタイミング毎に、対応する風力発電装置の風速と発電出力を含むデータを、通信ネットワーク６を介して集中制御装置４０に送信する。さらに、集中制御装置４０からの出力制限指令に従って、対応する風力発電装置の出力上限値を制御する。
蓄電池個別制御装置３２は、所定のタイミング毎に、対応する蓄電システム２の充電率ＳＯＣと、充放電出力を含むデータを、通信ネットワーク６を介して集中制御装置４０に送信する。さらに、集中制御装置４０からの充放電指令に従って、対応する蓄電システム２の充放電電出力を制御する。
【００１６】
≪集中制御装置の構成≫
図２は、集中制御装置４０の内部の構成を示すブロック図である。
集中制御装置４０は、送受信手段７０と、風車出力制御部４１と、蓄電池充放電制御部４２と、を備えている。
送受信手段７０は、通信ネットワーク６を介して、ウィンドファーム１００（図１）内の複数台の風力発電システム１から送付される風速、発電出力等の運転情報を受信する。
【００１７】
風車出力制御部４１は、それぞれの風力発電システム１から取得したウィンドファーム１００内の各風車位置の風速分布を分析する風況分析手段４１１と、前記運転情報と風況分析手段４１１から取得した風速を所定時間平均するなどして、ウィンドファーム１００内の各風車位置の風速分布を分析した風況から出力の大きい少なくとも１台の風力発電システム１を調整用風車グループ２０として設定する調整用風車グループ決定手段４１２と、調整用風車グループ２０の発電出力の制限値を決定する出力制限値決定手段４１３と、出力制限値を前記調整用風車グループ２０に指令する出力制限値指令手段４１４と、前記運転情報に含まれる発電出力から風力発電システム１の出力の急減を検出する出力急減検出手段４１５と、前記出力の急減を検出すると、前記調整用風車グループ２０の出力制限値を緩和する出力制限値緩和手段４１６と、を備えている。
【００１８】
蓄電池充放電制御部４２は、前記運転情報に含まれる発電出力の変動を記録し、一定期間の発電出力の最大値、最小値から発電出力の変動を分析する風車出力変動分析手段４２１と、前記発電出力の変動から、前記風力発電装置群のウィンドファーム出力目標値を決定するウィンドファーム出力目標値決定手段４２２と、前記ウィンドファーム出力目標値と前記発電出力の偏差に応じて蓄電システム２（図１）の充放電量を決定する蓄電装置充放電量決定手段４２３と、を備えている。
なお、ウィンドファーム出力目標値決定手段（４２２）は図２において、「ＷＦ出力目標値決定手段」（４２２）と表記されている。
【００１９】
≪風車出力制御部の動作のフローチャート≫
図３は、風車出力制御部４１（図２）の動作を説明する図である。
図３（ａ）は、風車出力制御部４１の動作例を示すフローチャートである。
図３（ｂ）は、風況分析手段４１１で生成する各風車の風速計測値の過去１時間の平均から、風速順のテーブルＴ１を生成したサンプル例である。
図３（ｃ）は、過去に発生したことのある風力発電システムの出力急減と、その直前の合計出力との関係を記録した特性カーブＴ２の特性図である。
図３（ｄ）は、ウィンドファーム内の平均風速と、調整用風車台数の関係を示したテーブルＴ３のサンプル例である。
【００２０】
風況分析手段４１１によって、ステップＳ３０１、ステップＳ３０２を行う。
まず、風況分析手段４１１で、各風車で計測している風速計測値の過去１時間の平均から、ウィンドファーム１００内の風況分布のテーブルＴ１（図３（ｂ））を生成する（ステップＳ３０１）。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０１は「風速順のテーブルＴ１の生成」と簡略化して表記している。
【００２１】
さらに、風況分析手段４１１で、過去に発生したことのある風力発電システム１の出力急減と、その直前の合計出力との関係を記録した特性カーブＴ２（図３（ｃ））から、現在の風力発電システム１の合計出力で発生しうる最大の出力急減の値を推定する（ステップＳ３０２）。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０２は「発生しうる最大の出力急減の推定」と簡略化して表記している。
【００２２】
出力急減検出手段４１５によって、ステップＳ３０３を行う。
出力急減検出手段４１５で、複数の風力発電システム１の合計出力を計測し、例えば１分前の合計出力からの偏差ΔＰｍａｘが、複数の風力発電システム１の合計定格出力の１０％以上の減少となったか否かを検出し、判定する（ステップＳ３０３）。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０３は「出力急減発生、ΔＰｍａｘ＜−１０％？」と簡略化して表記している。
偏差ΔＰｍａｘが、風力発電システム合計定格出力の１０％以上の減少となった場合を出力急減発生（Ｙｅｓ）と判定し、１０％以上の減少とならない場合を出力急減が発生せず（Ｎｏ）と判定する。
【００２３】
出力急減が発生していない場合（ステップＳ３０３でＮｏ）は、調整用風車グループ決定手段４１２において、事前に設定しておいたウィンドファーム１００内の平均風速と、調整用風車台数の関係を示したテーブルＴ３（図３（ｄ））に基づいて、風速順のテーブルＴ１の風速の高い風車から、決められた台数の風車を、調整用風車として設定し、残りを通常風車として設定する（ステップＳ３０４）。
すなわち、調整用風車は時々刻々変化する風況に合わせて、位置と台数を動的に変化させる。
【００２４】
なお、地形的に定常的に風速の強い風車が決まっているウィンドファーム１００などでは、調整用風車グループ２０とする風車（風力発電システム１）の位置と台数を固定することも可能である。ただし、このような場合には、調整用風車と通常風車間で稼働率に大きな差が生じ、メンテナンス周期が偏る等の弊害が生じる可能性がある。そのため、例えば１ヶ月に１回など定期的に調整用風車の割り当てをローテーションする方法がある。この方法で稼働率の差を平準化することが可能となる。
【００２５】
また、頻繁に風況が変化するようなウィンドファーム１００の場合には、調整用風車の位置と台数を変える周期を例えば６時間に１回にするというような設定も可能である。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０４は「調整用風車の設定」と簡略化して表記している。
【００２６】
出力制限値決定手段４１３によって、ステップＳ３０５を行う。
出力制限値決定手段４１３で、調整用風車グループ２０に属するとして設定された１台以上の風力発電システム１に対して、ウィンドファーム１００のユーザがあらかじめ設定した出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを決定する（ステップＳ３０５）。
出力上限値Ｐｌｉｍｉｔの値は、通常の風況において、風力発電システム１の出力をほぼ一定値で出力可能な値、例えば定格出力の１０％程度に設定する。常時強風が見込めるウィンドファーム１００では、出力上限値Ｐｌｉｍｉｔをさらに高い値に設定することで、発電電力量の損失を抑えることも可能である。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０５は「調整用風車グループの出力上限値の設定」と簡略化して表記している。
【００２７】
ステップＳ３０５の「調整用風車グループの出力上限値の設定」である出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを決定するとステップＳ３０７に進む。
なお、ステップＳ３０７については、後記する。
【００２８】
ステップＳ３０３に戻って説明を続ける。
出力急減検出手段４１５によるステップＳ３０３で、出力急減発生と判定された場合（Ｙｅｓ）には、ステップＳ３０６に進む。
【００２９】
出力制限値緩和手段４１６によって、ステップＳ３０６を行う。
出力制限値緩和手段４１６で、調整用風車グループ２０（図１）の風力発電システム１（図１）の出力上限値を、段階的に緩和する（ステップＳ３０６）。
具体的には出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを、例えば、１０％⇒３０％と変化させる。変化させる速度は、出力急減の速度に依存し、出力急減に要する時間が短いほど、出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを早く変化させるように制御する。
【００３０】
ウィンドファーム１００（図１）で出力急減が発生した場合、調整用風車グループ２０に属する風力発電システム１も急減の影響を受けるが、元々１０％など低い値で出力を制限して運転しているため、例えば他の風力発電システム１の出力が１００％から４０％まで、６０％の急減をした場合でも、調整用風車グループ２０に属する風力発電システム１には１０％から４０％に出力を増大させられる余力があることになる。
調整用風車グループ２０の台数を適切に設定し、出力急減のタイミングに合わせて、出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを変化させることにより、ウィンドファーム１００（図１）の合計（通常風車グループ１０と調整用風車グループ２０の総和）出力変動を緩和することが可能となる。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０６は「調整用風車グループの出力上限値の緩和」と簡略化して表記している。
【００３１】
出力制限値指令手段４１４によって、ステップＳ３０７を行う。
出力制限値指令手段４１４で、ステップＳ３０５もしくはステップＳ３０６で設定された出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを、調整用風車グループ２０（図１）の各風力発電システム１（図１）に対して指令する。
なお、図３のフローチャートにおいて、ステップＳ３０７は「調整用風車グループに出力上限値を指令」と簡略化して表記している。
また、所定の時間が経過後、風況分析手段４１１によるステップＳ３０１からフローチャートの手順が繰り返される。
【００３２】
なお、図３（ｂ）、（ｃ）、（ｄ）について、補足する。
図３（ｂ）は、前記したように、風況分析手段４１１で生成する各風車の風速計測値の過去１時間の平均か風速順のテーブルＴ１のサンプル例である。
各風車（風力発電システム１）の番号（Ｎｏ）と、過去１時間の平均風速（ｍ／ｓ）と、この平均風速の順位と、このときの平均風速における発電出力可能量（％）とが、風況分析の項目として記録される。
図３（ｃ）は、前記したように、過去に発生したことのある風力発電システムの出力急減と、その直前の合計出力との関係を記録した特性カーブＴ２の特性図である。
図の横軸はウィンドファーム１００の出力の百分率である「ＷＦ出力（％）」であり、縦軸は過去に発生したことのある風力発電システム１の出力急減である「最大出力急減（％）」である。
図３（ｄ）は、前記したようにウィンドファーム１００内の平均風速と、調整用風車グループ２０の風力発電システム１の台数との関係を示したテーブルＴ３のサンプル例である。
ウィンドファーム１００内の平均風速（ｍ／ｓ）と、調整用風車グループ２０の風力発電システム１の台数が項目としてあり、各平均風速に対して、用いる調整用風車グループ２０の風力発電システム１の台数との関係が記録されている。
【００３３】
なお、前記したように複数の風車からなる調整用風車グループ２０の出力上限値を段階的に緩和したり、調整用風車グループ２０の調整用風車の台数や位置を風速によって変更したりすることによって、ウィンドファーム１００内の風速の急減が発生した場合においても、ウィンドファーム１００の発電出力の変動を緩和する制御を、適宜、「調整用風車グループ制御」と表記する。
【００３４】
＜比較例＞
次に、第１実施形態の効果を示すために、比較例として、第１実施形態の調整用風車グループ制御技術を用いない場合の特性を参考に示す
図４は、比較例として、調整用風車グループ制御がない場合に、風車出力の急減が発生したときの、風力発電システム及び蓄電システムの動作を模式的に表した図である。
図４（ａ）は風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システムの合計充放電出力、（ｃ）は風力発電システムと蓄電システムを合わせたウィンドファームの合計出力を示している。
図４（ａ）、（ｂ）、（ｃ）において、横軸はすべて時間であり、縦軸はそれぞれ「風車出力合計（％）」、「蓄電池出力合計（％）」、「ＷＦ出力合計（％）」である。なお、「ＷＦ」とはウィンドファームの略である。縦軸は（％）で表記しているので、（ａ）と（ｂ）の縦軸の値を単純に足しても（ｃ）にはならない。
【００３５】
図４において、出力急減（４４３）が発生した時刻Ｔｄ以前は、通常の出力変動（４４１）であり、風力発電システムの合計出力の変動に合わせて、蓄電池を充放電することにより、ウィンドファームの合計出力の変動を、例えば任意の２０分間で、出力の最大値と最小値の差を定格出力の１０％以内に緩和することができる。
【００３６】
このときの蓄電システム２（図１）の制御について次に説明する。
時刻Ｔｄで風力発電システム１（図１）の出力急減（４４３）が発生すると、蓄電システム２（図１）は出力変動を緩和するために、蓄電池の放電出力を最大放電出力（蓄電池最大放電出力４４５）まで増大させる。
その後は、出力変動の許容幅の範囲で、ウィンドファーム１００（図１）合計出力が変化するように、時間をかけて蓄電池の放電出力を減少させ、出力急減を緩和（４４８）する。
すなわち、出力急変に備えるためには、最大放電出力（蓄電池最大放電出力４４５）（ｋＷ）と、図４（ｂ）の三角形の面積（４４６）で表される蓄電池必要容量４４６（Ａｈ：アンペアアワー）との両方の条件を満たす蓄電池を設置する必要がある。
【００３７】
≪第１実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果≫
図５は、第１実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果を模式的に表した図である。（ａ）は通常風車グループ１０に属する風力発電システム１の合計出力、（ａ’）は調整用風車グループ２０に属する風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システム２の合計充放電出力、（ｃ）はウィンドファーム１００の合計出力を示している。
図５（ａ）、（ａ’）、（ｂ）、（ｃ）において、横軸はすべて時間であり、縦軸はそれぞれ「通常風車出力合計（％）」、「調整用風車出力合計（％）」、「蓄電池出力合計（％）」、「ＷＦ出力合計（％）」である。なお、「ＷＦ」とはウィンドファームの略である。縦軸は（％）で表記しているので、（ａ）と（ｂ）の縦軸の値を単純に足しても（ｃ）にはならない。
【００３８】
図５において、時刻Ｔｄ以前の通常の出力変動（５４１）の区間では、調整用風車グループ２０の風力発電システム１は、出力制限（５４２）により定格の１０％の出力で一定運転をしている。時刻Ｔｄで通常風車グループ１０（図１）の通常風車である風力発電システム１の出力急減（５４３）が発生すると、調整用風車グループ２０（図１）の調整用風車の風力発電システム１（図１）の出力制限を段階的に緩和（５４４）する（出力を増加する）。
調整用風車グループ２０（図１）の風力発電システム１（図１）の出力が増加したことで、通常風車グループ１０（図１）と調整用風車グループ２０（図１）による複数の風力発電システム１の合計出力変動は抑制され、残った変動を蓄電システム２（図１）の放電出力で抑制する。この調整用風車の出力を利用する手法により、蓄電池（蓄電システム２、図１）の最大放電出力（蓄電池最大放電出力５４５）及び必要容量（蓄電池必要容量５４６）が、前記した＜比較例＞に対して、低下（必要容量低減５４７相当）し、蓄電池の導入コストを低減することが可能となる。
【００３９】
（第２実施形態）
本発明の風力発電装置群のシステムの第２実施形態について説明する。
【００４０】
≪風力発電装置群の制御システムの装置構成・第２実施形態≫
図６は本発明の風力発電装置群の制御システムの第２実施形態の装置構成を示すブロック図である。
図６において、ウィンドファーム１００は電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。
ウィンドファーム１００は、複数の風力発電システム１と、風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３１と、集中制御装置（集中制御手段）４０と、前記した個別制御装置３１と集中制御装置４０とを相互に接続する通信ネットワーク６と、を備えて構成されている。
なお、複数ある風力発電システム１は、稼動時の風力に応じて発電する通常風車グループ１０と、通常は発電量を制限され、風力が弱くなったとき、通常風車グループ１０の発電量の低下を補うように、制限を緩和される調整用風車グループ２０とがある。
【００４１】
前記の図６に示す構成では、ウィンドファーム１００は、通常風車グループ１０と、調整用風車グループ２０から構成され、図１で示したような蓄電システムは用いない。
蓄電システムがないため、風力発電システム１が発生する出力変動を完全に抑制することは困難だが、調整用風車グループ制御を適用することによって、出力急減時には大きな出力変動を緩和することが可能となる。その理由については、次に説明する。
【００４２】
≪第２実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果≫
図７は、図６の第２実施形態の効果を示す模式図である。（ａ）は通常風車出力合計（％）、（ａ’）は調整用風車出力合計（％）、（ｂ）はウィンドファーム出力合計（％）を示している。
図７（ａ）、（ａ’）、（ｂ）において、横軸はすべて時間であり、縦軸はそれぞれ「通常風車出力合計（％）」、「調整用風車出力合計（％）」、「ＷＦ出力合計（％）」である。
【００４３】
図７において、時刻Ｔｄ以前の通常の出力変動（７４１）の区間では、調整用風車グループ２０の調整用風車は、出力制限（７４２）をして運転している。
時刻Ｔｄで通常風車グループ１０の通常風車の出力急減（７４３）が発生すると、調整用風車グループ２０の調整用風車は出力制限を段階的に緩和（７４４）（出力を増加）して、ウィンドファーム１００（図６）の合計出力の変動を緩和（出力急減を緩和７４８）することが可能となる。
この第２実施形態のように、蓄電池を設置しないウィンドファーム１００（図６）においても、調整用風車グループ制御を用いることで、第１実施形態ほどではないが、出力変動を抑制することが可能となる。あるいは、調整用風車グループ２０の調整用風車の台数や最大出力を増大すれば、第１実施形態と同等以上の効果もでる。特に出力急減時などの大きな出力変動を抑制することにおいては効果的である。
【００４４】
（第３実施形態）
本発明の風力発電装置群の制御システムの第３実施形態について説明する。
【００４５】
≪風力発電装置群の制御システムの装置構成・第３実施形態≫
図８は本発明の風力発電装置群の制御システムの第３実施形態の装置構成を示すブロック図である。
図８において、ウィンドファーム１００は電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。
ウィンドファーム１００は、複数の風力発電システム１と、蓄電システム２と、風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３１と、蓄電池個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３２と、集中制御装置（集中制御手段）４０と、前記した個別制御装置３１、３２と集中制御装置４０とを相互に接続する通信ネットワーク６と、を備えて構成されている。
【００４６】
なお、複数ある風力発電システム１は、稼動時の風力に応じて発電する通常風車グループ１０と、通常は発電量を制限され、風力が弱くなったとき、通常風車グループ１０の発電量の低下を補うように、制限を緩和される調整用風車グループ２０とがある。
また、図８において、ウィンドファーム１００の外部の例えば中央給電指令所７１から、集中制御装置４０に対して、通信路６５を介して、出力制限指令、変動抑制インセンティブ情報等が送信されてくる。
【００４７】
≪第３実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果≫
中央給電指令所７１から、集中制御装置４０に対して、出力制限指令、変動抑制インセンティブ情報等が送信され、それらの指令、情報に基づき調整用風車グループ２０の制御を行えば、図８に示したウィンドファーム１００のみを効率的に制御するのみならず、中央給電指令所７１が管理する広域における風況や需要・供給の関連情報を反映したより大局的な制御が可能となる。
また、集中制御装置４０は元々、ウィンドファーム１００内の風力発電システム１に対して出力制限を指令することを前提としているため、中央給電指令所７１からの出力制限指令に対し、調整用風車グループ２０の台数を増やすなどの対応をすることが容易であり、追加の機器等が不要となるメリットがある。
【００４８】
また、ウィンドファームの導入量が増えると、より変動の少ないウィンドファームの電力買い取り価格を高くするなど、変動抑制に対するインセンティブが出ることが考えられる。そのような場合には、より変動を抑制した方が、インセンティブが高くなるときには、調整用風車グループ２０の台数を増やし、インセンティブが低いときには調整用風車グループ２０の台数を減らすといった制御が可能となる。
【００４９】
（本発明、本実施形態の補足）
本発明の目的は、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制することにある。特に、電力系統制御の観点から有効な、数分から数十分程度の短周期変動を抑制でき、その際に併設する蓄電システムの容量を低減することが可能な、風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供することである。
第１〜第３実施形態によって、前記目的が達成できる。
なお、第１〜第３実施形態の説明は、主として風力発電装置群の制御システムの説明であったが、制御方法の説明も兼ねている。
【００５０】
また、本明細書中で「出力上限値」としているのは例えば有効電力上限値、有効電流上限値等が考えられ、それ以外にも風力発電システムの発電電力に対して制限をかける効果を達成できるものであれば、「出力上限値」に含まれるものとする。「出力」についても有効電力、有効電流等のことであり、何かひとつに特定するものではない。
【符号の説明】
【００５１】
１ 風力発電システム
１０ 通常風車グループ
１００ ウィンドファーム（風力発電装置群）
２ 蓄電システム
２０ 調整用風車グループ
３１ 風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）
３２ 蓄電池個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）
４０ 集中制御装置、集中制御手段
４１ 風車出力制御部
４２ 蓄電池充放電制御部
４１１ 風況分析手段
４１２ 調整用風車グループ決定手段
４１３ 出力制限値決定手段
４１４ 出力制限値指令手段
４１５ 出力急減検出手段
４１６ 出力制限値緩和手段
４２１ 風車出力変動分析手段
４２２ ウィンドファーム出力目標値決定手段
４２３ 蓄電装置充放電量決定手段
４４１、５４１、７４１ 通常の出力変動
４４３、５４３、７４３ 出力急減
４４５、５４５ 蓄電池最大放電出力
４４６、５４６ 蓄電池必要容量
４４８、５４８、７４８ 出力急減を緩和
５４２、７４２ 出力制限
５４４、７４４ 出力制限を緩和
５４７ 必要容量低減分
６ 通信ネットワーク
６５ 通信路
７ 電力系統
７０ 送受信手段
７１ 中央給電指令所
８ 需要家
９ 送電線
【技術分野】
【０００１】
本発明は、風のエネルギーを利用して発電した電力を、電力系統に供給する風力発電装置、および複数の風力発電装置から構成されるウィンドファームの風力発電装置群の制御システム及び制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
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、ウィンドファームに関して特許文献１などの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蓄電システムを併設し、ウィンドファームの変動する発電電力を、蓄電システムの充放電と、風力発電システムに対する電力制限を組み合わせて、電力系統に流出する電力変動を緩和する手段が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００９−７９５５９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
気象状況により発電出力が変動する風力発電装置（ウィンドファーム、風力発電装置群）の電力系統への導入が多くなるにつれて、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。
電力系統におけ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。風力発電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出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と予測される。
【０００５】
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。
風力発電の発電出力においても同様に前述の３成分が含まれる。
前記の需要変動に対して、周期が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ー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所の発電機出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。
【０００６】
風力発電を大量に導入した場合、特に問題になるのは前記負荷周波数制御（ＬＦＣ）である。風力発電出力の変動が需要（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となる問題がある。
これまで、特許文献１に開示されているように、ウィンドファームに蓄電システムを併設し、風力発電装置群と蓄電システムの出力電力の和、つまりウィンドファームの合計出力の変動が所定の範囲内に収まるように、風力発電システムの電力制限指令と蓄電システムの充放電電力とを組み合わせて制御する手段がある。
しかしながら、蓄電システムを併設するための経済的負担は大きく、特許文献１で示されているように気象予報により未来の風力発電システム出力が急減することを予測し、出力急減の直前に蓄電システムの充電率ＳＯＣ（state of charge）を１００％とすることで、蓄電システムの容量を有効に使う制御を行うとしても、想定される出力急減に備えた容量の蓄電システムを設置する必要があるという問題がある。
【０００７】
そこで、本発明は前記の事情を考慮してなされたもので、その目的とするところは、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制する風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
前記の課題を解決するために、本発明を以下のように構成した。
すなわち、本発明の風力発電装置群の制御装置は、電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御システムであって、前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置と、を備え、前記集中制御装置から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする。
また、本発明の風力発電装置群の制御方法は、電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御方法であって、前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御手段と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御手段からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御手段と、を備え、前記集中制御手段から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
以上、本発明によれば、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制する風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供できる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明の風力発電装置群の制御システムの第１実施形態の装置構成を示すブロック図である。
【図２】本発明の第１実施形態に備えた集中制御装置の内部の構成を示すブロック図である。
【図３】本発明の第１実施形態に備えた集中制御装置の風車出力制御部の動作を説明する図であり、（ａ）は動作例を示すフローチャート、（ｂ）は風況分析手段で生成するテーブルのサンプル、（ｃ）は風力発電システムの出力特性カーブ、（ｄ）は平均風速と調整用風車台数の関係を示したテーブルのサンプルである。
【図４】従来技術である調整用風車グループ制御がない場合に、風車出力の急減が発生した場合の、風力発電システム及び蓄電システムの動作を模式的に表した図である。（ａ）は風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システムの合計充放電出力、（ｃ）は風力発電システムと蓄電システムを合わせたウィンドファームの合計出力を示している。
【図５】本発明の第１実施形態において、調整用風車グループ制御を適用した場合の効果を模式的に表した図である。（ａ）は通常風車グループに属する風力発電システムの合計出力、（ａ’）は調整用風車グループに属する風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システムの合計充放電出力、（ｃ）はウィンドファームの合計出力を示している。
【図６】本発明の風力発電装置群の制御装置の第２実施形態の装置構成を示すブロック図である。
【図７】本発明の第２実施形態を適用した際の効果を示す模式図である。（ａ）は通常風車出力合計（％）、（ａ’）は調整用風車出力合計（％）、（ｂ）はウィンドファーム出力合計（％）を示している。
【図８】本発明の風力発電装置群の制御システムの第３実施形態の装置構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
なお、以下においては、ウィンドファームの制御装置のみならず制御方法の説明も兼ねる。
【００１２】
（第１実施形態）
本発明の風力発電装置群の制御システムの第１実施形態について説明する。
【００１３】
≪風力発電装置群の制御システムの装置構成・第１実施形態≫
図１は、本発明の風力発電装置群の制御システムの第１実施形態の装置構成を示すブロック図である。
図１において、ウィンドファーム（風力発電装置群）１００は電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。
ウィンドファーム１００は、複数の風力発電システム１と、蓄電システム２と、風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３１と、蓄電池個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３２と、集中制御装置（集中制御手段）４０と、前記した個別制御装置３１、３２と集中制御装置４０とを相互に接続する通信ネットワーク６と、を備えて構成されている。
なお、複数ある風力発電システム１は、稼動時の風力に応じて発電する通常風車グループ１０と、風力が所定値よりある通常時は発電量を制限され、風力が弱くなったとき、通常風車グループ１０の発電量の低下を補うように、制限を緩和される調整用風車グループ２０とがある。
また、個別制御装置３１、３２と集中制御装置４０とを含んで風力発電装置群の制御システムが構成される。
【００１４】
風力発電システム１は、回転速度、及びピッチが可変、かつ、制御可能な風力発電装置であって、送電線９により電力系統７に接続されており、需要家８に対して電力を供給する。
蓄電システム２は、例えばリチウムイオン蓄電池や鉛蓄電池等の二次電池で構成され、送電線９により電力系統７に接続されており、複数ある風力発電システム１の電力供給量が需要家８の電力需要量を上回るときは蓄電し、複数ある風力発電システム１の電力供給量が需要家８の電力需要量を下回るときは、需要家８に対して電力を供給する。
また、蓄電システム２は、複数ある風力発電システム１の電力供給量が、例えば前記電力供給量の移動平均値で表される電力目標値を上回るときは蓄電し、前記目標値を下回るときは、放電する。
なお、前記二次電池の種類は、ナトリウム硫黄電池や、その他の種類の二次電池であっても本発明の効果は変わらない。また、二次電池以外の例えばキャパシタ、フライホイール等の蓄電可能な装置あるいはそれらの組み合わせであっても同様である。
また、図１において、風力発電システム１と同じ図形による記号がウィンドファーム１００に複数個が表記されているが、それらも風力発電システム１である。また、蓄電システム２についても同じ図形による記号がウィンドファーム１００に複数個が表記されているが、それらも蓄電システム２である。
【００１５】
風車個別制御装置３１は、所定のタイミング毎に、対応する風力発電装置の風速と発電出力を含むデータを、通信ネットワーク６を介して集中制御装置４０に送信する。さらに、集中制御装置４０からの出力制限指令に従って、対応する風力発電装置の出力上限値を制御する。
蓄電池個別制御装置３２は、所定のタイミング毎に、対応する蓄電システム２の充電率ＳＯＣと、充放電出力を含むデータを、通信ネットワーク６を介して集中制御装置４０に送信する。さらに、集中制御装置４０からの充放電指令に従って、対応する蓄電システム２の充放電電出力を制御する。
【００１６】
≪集中制御装置の構成≫
図２は、集中制御装置４０の内部の構成を示すブロック図である。
集中制御装置４０は、送受信手段７０と、風車出力制御部４１と、蓄電池充放電制御部４２と、を備えている。
送受信手段７０は、通信ネットワーク６を介して、ウィンドファーム１００（図１）内の複数台の風力発電システム１から送付される風速、発電出力等の運転情報を受信する。
【００１７】
風車出力制御部４１は、それぞれの風力発電システム１から取得したウィンドファーム１００内の各風車位置の風速分布を分析する風況分析手段４１１と、前記運転情報と風況分析手段４１１から取得した風速を所定時間平均するなどして、ウィンドファーム１００内の各風車位置の風速分布を分析した風況から出力の大きい少なくとも１台の風力発電システム１を調整用風車グループ２０として設定する調整用風車グループ決定手段４１２と、調整用風車グループ２０の発電出力の制限値を決定する出力制限値決定手段４１３と、出力制限値を前記調整用風車グループ２０に指令する出力制限値指令手段４１４と、前記運転情報に含まれる発電出力から風力発電システム１の出力の急減を検出する出力急減検出手段４１５と、前記出力の急減を検出すると、前記調整用風車グループ２０の出力制限値を緩和する出力制限値緩和手段４１６と、を備えている。
【００１８】
蓄電池充放電制御部４２は、前記運転情報に含まれる発電出力の変動を記録し、一定期間の発電出力の最大値、最小値から発電出力の変動を分析する風車出力変動分析手段４２１と、前記発電出力の変動から、前記風力発電装置群のウィンドファーム出力目標値を決定するウィンドファーム出力目標値決定手段４２２と、前記ウィンドファーム出力目標値と前記発電出力の偏差に応じて蓄電システム２（図１）の充放電量を決定する蓄電装置充放電量決定手段４２３と、を備えている。
なお、ウィンドファーム出力目標値決定手段（４２２）は図２において、「ＷＦ出力目標値決定手段」（４２２）と表記されている。
【００１９】
≪風車出力制御部の動作のフローチャート≫
図３は、風車出力制御部４１（図２）の動作を説明する図である。
図３（ａ）は、風車出力制御部４１の動作例を示すフローチャートである。
図３（ｂ）は、風況分析手段４１１で生成する各風車の風速計測値の過去１時間の平均から、風速順のテーブルＴ１を生成したサンプル例である。
図３（ｃ）は、過去に発生したことのある風力発電システムの出力急減と、その直前の合計出力との関係を記録した特性カーブＴ２の特性図である。
図３（ｄ）は、ウィンドファーム内の平均風速と、調整用風車台数の関係を示したテーブルＴ３のサンプル例である。
【００２０】
風況分析手段４１１によって、ステップＳ３０１、ステップＳ３０２を行う。
まず、風況分析手段４１１で、各風車で計測している風速計測値の過去１時間の平均から、ウィンドファーム１００内の風況分布のテーブルＴ１（図３（ｂ））を生成する（ステップＳ３０１）。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０１は「風速順のテーブルＴ１の生成」と簡略化して表記している。
【００２１】
さらに、風況分析手段４１１で、過去に発生したことのある風力発電システム１の出力急減と、その直前の合計出力との関係を記録した特性カーブＴ２（図３（ｃ））から、現在の風力発電システム１の合計出力で発生しうる最大の出力急減の値を推定する（ステップＳ３０２）。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０２は「発生しうる最大の出力急減の推定」と簡略化して表記している。
【００２２】
出力急減検出手段４１５によって、ステップＳ３０３を行う。
出力急減検出手段４１５で、複数の風力発電システム１の合計出力を計測し、例えば１分前の合計出力からの偏差ΔＰｍａｘが、複数の風力発電システム１の合計定格出力の１０％以上の減少となったか否かを検出し、判定する（ステップＳ３０３）。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０３は「出力急減発生、ΔＰｍａｘ＜−１０％？」と簡略化して表記している。
偏差ΔＰｍａｘが、風力発電システム合計定格出力の１０％以上の減少となった場合を出力急減発生（Ｙｅｓ）と判定し、１０％以上の減少とならない場合を出力急減が発生せず（Ｎｏ）と判定する。
【００２３】
出力急減が発生していない場合（ステップＳ３０３でＮｏ）は、調整用風車グループ決定手段４１２において、事前に設定しておいたウィンドファーム１００内の平均風速と、調整用風車台数の関係を示したテーブルＴ３（図３（ｄ））に基づいて、風速順のテーブルＴ１の風速の高い風車から、決められた台数の風車を、調整用風車として設定し、残りを通常風車として設定する（ステップＳ３０４）。
すなわち、調整用風車は時々刻々変化する風況に合わせて、位置と台数を動的に変化させる。
【００２４】
なお、地形的に定常的に風速の強い風車が決まっているウィンドファーム１００などでは、調整用風車グループ２０とする風車（風力発電システム１）の位置と台数を固定することも可能である。ただし、このような場合には、調整用風車と通常風車間で稼働率に大きな差が生じ、メンテナンス周期が偏る等の弊害が生じる可能性がある。そのため、例えば１ヶ月に１回など定期的に調整用風車の割り当てをローテーションする方法がある。この方法で稼働率の差を平準化することが可能となる。
【００２５】
また、頻繁に風況が変化するようなウィンドファーム１００の場合には、調整用風車の位置と台数を変える周期を例えば６時間に１回にするというような設定も可能である。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０４は「調整用風車の設定」と簡略化して表記している。
【００２６】
出力制限値決定手段４１３によって、ステップＳ３０５を行う。
出力制限値決定手段４１３で、調整用風車グループ２０に属するとして設定された１台以上の風力発電システム１に対して、ウィンドファーム１００のユーザがあらかじめ設定した出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを決定する（ステップＳ３０５）。
出力上限値Ｐｌｉｍｉｔの値は、通常の風況において、風力発電システム１の出力をほぼ一定値で出力可能な値、例えば定格出力の１０％程度に設定する。常時強風が見込めるウィンドファーム１００では、出力上限値Ｐｌｉｍｉｔをさらに高い値に設定することで、発電電力量の損失を抑えることも可能である。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０５は「調整用風車グループの出力上限値の設定」と簡略化して表記している。
【００２７】
ステップＳ３０５の「調整用風車グループの出力上限値の設定」である出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを決定するとステップＳ３０７に進む。
なお、ステップＳ３０７については、後記する。
【００２８】
ステップＳ３０３に戻って説明を続ける。
出力急減検出手段４１５によるステップＳ３０３で、出力急減発生と判定された場合（Ｙｅｓ）には、ステップＳ３０６に進む。
【００２９】
出力制限値緩和手段４１６によって、ステップＳ３０６を行う。
出力制限値緩和手段４１６で、調整用風車グループ２０（図１）の風力発電システム１（図１）の出力上限値を、段階的に緩和する（ステップＳ３０６）。
具体的には出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを、例えば、１０％⇒３０％と変化させる。変化させる速度は、出力急減の速度に依存し、出力急減に要する時間が短いほど、出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを早く変化させるように制御する。
【００３０】
ウィンドファーム１００（図１）で出力急減が発生した場合、調整用風車グループ２０に属する風力発電システム１も急減の影響を受けるが、元々１０％など低い値で出力を制限して運転しているため、例えば他の風力発電システム１の出力が１００％から４０％まで、６０％の急減をした場合でも、調整用風車グループ２０に属する風力発電システム１には１０％から４０％に出力を増大させられる余力があることになる。
調整用風車グループ２０の台数を適切に設定し、出力急減のタイミングに合わせて、出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを変化させることにより、ウィンドファーム１００（図１）の合計（通常風車グループ１０と調整用風車グループ２０の総和）出力変動を緩和することが可能となる。
なお、図３（ａ）のフローチャートにおいて、ステップＳ３０６は「調整用風車グループの出力上限値の緩和」と簡略化して表記している。
【００３１】
出力制限値指令手段４１４によって、ステップＳ３０７を行う。
出力制限値指令手段４１４で、ステップＳ３０５もしくはステップＳ３０６で設定された出力上限値Ｐｌｉｍｉｔを、調整用風車グループ２０（図１）の各風力発電システム１（図１）に対して指令する。
なお、図３のフローチャートにおいて、ステップＳ３０７は「調整用風車グループに出力上限値を指令」と簡略化して表記している。
また、所定の時間が経過後、風況分析手段４１１によるステップＳ３０１からフローチャートの手順が繰り返される。
【００３２】
なお、図３（ｂ）、（ｃ）、（ｄ）について、補足する。
図３（ｂ）は、前記したように、風況分析手段４１１で生成する各風車の風速計測値の過去１時間の平均か風速順のテーブルＴ１のサンプル例である。
各風車（風力発電システム１）の番号（Ｎｏ）と、過去１時間の平均風速（ｍ／ｓ）と、この平均風速の順位と、このときの平均風速における発電出力可能量（％）とが、風況分析の項目として記録される。
図３（ｃ）は、前記したように、過去に発生したことのある風力発電システムの出力急減と、その直前の合計出力との関係を記録した特性カーブＴ２の特性図である。
図の横軸はウィンドファーム１００の出力の百分率である「ＷＦ出力（％）」であり、縦軸は過去に発生したことのある風力発電システム１の出力急減である「最大出力急減（％）」である。
図３（ｄ）は、前記したようにウィンドファーム１００内の平均風速と、調整用風車グループ２０の風力発電システム１の台数との関係を示したテーブルＴ３のサンプル例である。
ウィンドファーム１００内の平均風速（ｍ／ｓ）と、調整用風車グループ２０の風力発電システム１の台数が項目としてあり、各平均風速に対して、用いる調整用風車グループ２０の風力発電システム１の台数との関係が記録されている。
【００３３】
なお、前記したように複数の風車からなる調整用風車グループ２０の出力上限値を段階的に緩和したり、調整用風車グループ２０の調整用風車の台数や位置を風速によって変更したりすることによって、ウィンドファーム１００内の風速の急減が発生した場合においても、ウィンドファーム１００の発電出力の変動を緩和する制御を、適宜、「調整用風車グループ制御」と表記する。
【００３４】
＜比較例＞
次に、第１実施形態の効果を示すために、比較例として、第１実施形態の調整用風車グループ制御技術を用いない場合の特性を参考に示す
図４は、比較例として、調整用風車グループ制御がない場合に、風車出力の急減が発生したときの、風力発電システム及び蓄電システムの動作を模式的に表した図である。
図４（ａ）は風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システムの合計充放電出力、（ｃ）は風力発電システムと蓄電システムを合わせたウィンドファームの合計出力を示している。
図４（ａ）、（ｂ）、（ｃ）において、横軸はすべて時間であり、縦軸はそれぞれ「風車出力合計（％）」、「蓄電池出力合計（％）」、「ＷＦ出力合計（％）」である。なお、「ＷＦ」とはウィンドファームの略である。縦軸は（％）で表記しているので、（ａ）と（ｂ）の縦軸の値を単純に足しても（ｃ）にはならない。
【００３５】
図４において、出力急減（４４３）が発生した時刻Ｔｄ以前は、通常の出力変動（４４１）であり、風力発電システムの合計出力の変動に合わせて、蓄電池を充放電することにより、ウィンドファームの合計出力の変動を、例えば任意の２０分間で、出力の最大値と最小値の差を定格出力の１０％以内に緩和することができる。
【００３６】
このときの蓄電システム２（図１）の制御について次に説明する。
時刻Ｔｄで風力発電システム１（図１）の出力急減（４４３）が発生すると、蓄電システム２（図１）は出力変動を緩和するために、蓄電池の放電出力を最大放電出力（蓄電池最大放電出力４４５）まで増大させる。
その後は、出力変動の許容幅の範囲で、ウィンドファーム１００（図１）合計出力が変化するように、時間をかけて蓄電池の放電出力を減少させ、出力急減を緩和（４４８）する。
すなわち、出力急変に備えるためには、最大放電出力（蓄電池最大放電出力４４５）（ｋＷ）と、図４（ｂ）の三角形の面積（４４６）で表される蓄電池必要容量４４６（Ａｈ：アンペアアワー）との両方の条件を満たす蓄電池を設置する必要がある。
【００３７】
≪第１実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果≫
図５は、第１実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果を模式的に表した図である。（ａ）は通常風車グループ１０に属する風力発電システム１の合計出力、（ａ’）は調整用風車グループ２０に属する風力発電システムの合計出力、（ｂ）は蓄電システム２の合計充放電出力、（ｃ）はウィンドファーム１００の合計出力を示している。
図５（ａ）、（ａ’）、（ｂ）、（ｃ）において、横軸はすべて時間であり、縦軸はそれぞれ「通常風車出力合計（％）」、「調整用風車出力合計（％）」、「蓄電池出力合計（％）」、「ＷＦ出力合計（％）」である。なお、「ＷＦ」とはウィンドファームの略である。縦軸は（％）で表記しているので、（ａ）と（ｂ）の縦軸の値を単純に足しても（ｃ）にはならない。
【００３８】
図５において、時刻Ｔｄ以前の通常の出力変動（５４１）の区間では、調整用風車グループ２０の風力発電システム１は、出力制限（５４２）により定格の１０％の出力で一定運転をしている。時刻Ｔｄで通常風車グループ１０（図１）の通常風車である風力発電システム１の出力急減（５４３）が発生すると、調整用風車グループ２０（図１）の調整用風車の風力発電システム１（図１）の出力制限を段階的に緩和（５４４）する（出力を増加する）。
調整用風車グループ２０（図１）の風力発電システム１（図１）の出力が増加したことで、通常風車グループ１０（図１）と調整用風車グループ２０（図１）による複数の風力発電システム１の合計出力変動は抑制され、残った変動を蓄電システム２（図１）の放電出力で抑制する。この調整用風車の出力を利用する手法により、蓄電池（蓄電システム２、図１）の最大放電出力（蓄電池最大放電出力５４５）及び必要容量（蓄電池必要容量５４６）が、前記した＜比較例＞に対して、低下（必要容量低減５４７相当）し、蓄電池の導入コストを低減することが可能となる。
【００３９】
（第２実施形態）
本発明の風力発電装置群のシステムの第２実施形態について説明する。
【００４０】
≪風力発電装置群の制御システムの装置構成・第２実施形態≫
図６は本発明の風力発電装置群の制御システムの第２実施形態の装置構成を示すブロック図である。
図６において、ウィンドファーム１００は電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。
ウィンドファーム１００は、複数の風力発電システム１と、風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３１と、集中制御装置（集中制御手段）４０と、前記した個別制御装置３１と集中制御装置４０とを相互に接続する通信ネットワーク６と、を備えて構成されている。
なお、複数ある風力発電システム１は、稼動時の風力に応じて発電する通常風車グループ１０と、通常は発電量を制限され、風力が弱くなったとき、通常風車グループ１０の発電量の低下を補うように、制限を緩和される調整用風車グループ２０とがある。
【００４１】
前記の図６に示す構成では、ウィンドファーム１００は、通常風車グループ１０と、調整用風車グループ２０から構成され、図１で示したような蓄電システムは用いない。
蓄電システムがないため、風力発電システム１が発生する出力変動を完全に抑制することは困難だが、調整用風車グループ制御を適用することによって、出力急減時には大きな出力変動を緩和することが可能となる。その理由については、次に説明する。
【００４２】
≪第２実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果≫
図７は、図６の第２実施形態の効果を示す模式図である。（ａ）は通常風車出力合計（％）、（ａ’）は調整用風車出力合計（％）、（ｂ）はウィンドファーム出力合計（％）を示している。
図７（ａ）、（ａ’）、（ｂ）において、横軸はすべて時間であり、縦軸はそれぞれ「通常風車出力合計（％）」、「調整用風車出力合計（％）」、「ＷＦ出力合計（％）」である。
【００４３】
図７において、時刻Ｔｄ以前の通常の出力変動（７４１）の区間では、調整用風車グループ２０の調整用風車は、出力制限（７４２）をして運転している。
時刻Ｔｄで通常風車グループ１０の通常風車の出力急減（７４３）が発生すると、調整用風車グループ２０の調整用風車は出力制限を段階的に緩和（７４４）（出力を増加）して、ウィンドファーム１００（図６）の合計出力の変動を緩和（出力急減を緩和７４８）することが可能となる。
この第２実施形態のように、蓄電池を設置しないウィンドファーム１００（図６）においても、調整用風車グループ制御を用いることで、第１実施形態ほどではないが、出力変動を抑制することが可能となる。あるいは、調整用風車グループ２０の調整用風車の台数や最大出力を増大すれば、第１実施形態と同等以上の効果もでる。特に出力急減時などの大きな出力変動を抑制することにおいては効果的である。
【００４４】
（第３実施形態）
本発明の風力発電装置群の制御システムの第３実施形態について説明する。
【００４５】
≪風力発電装置群の制御システムの装置構成・第３実施形態≫
図８は本発明の風力発電装置群の制御システムの第３実施形態の装置構成を示すブロック図である。
図８において、ウィンドファーム１００は電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。
ウィンドファーム１００は、複数の風力発電システム１と、蓄電システム２と、風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３１と、蓄電池個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）３２と、集中制御装置（集中制御手段）４０と、前記した個別制御装置３１、３２と集中制御装置４０とを相互に接続する通信ネットワーク６と、を備えて構成されている。
【００４６】
なお、複数ある風力発電システム１は、稼動時の風力に応じて発電する通常風車グループ１０と、通常は発電量を制限され、風力が弱くなったとき、通常風車グループ１０の発電量の低下を補うように、制限を緩和される調整用風車グループ２０とがある。
また、図８において、ウィンドファーム１００の外部の例えば中央給電指令所７１から、集中制御装置４０に対して、通信路６５を介して、出力制限指令、変動抑制インセンティブ情報等が送信されてくる。
【００４７】
≪第３実施形態の調整用風車グループ制御を適用した場合の効果≫
中央給電指令所７１から、集中制御装置４０に対して、出力制限指令、変動抑制インセンティブ情報等が送信され、それらの指令、情報に基づき調整用風車グループ２０の制御を行えば、図８に示したウィンドファーム１００のみを効率的に制御するのみならず、中央給電指令所７１が管理する広域における風況や需要・供給の関連情報を反映したより大局的な制御が可能となる。
また、集中制御装置４０は元々、ウィンドファーム１００内の風力発電システム１に対して出力制限を指令することを前提としているため、中央給電指令所７１からの出力制限指令に対し、調整用風車グループ２０の台数を増やすなどの対応をすることが容易であり、追加の機器等が不要となるメリットがある。
【００４８】
また、ウィンドファームの導入量が増えると、より変動の少ないウィンドファームの電力買い取り価格を高くするなど、変動抑制に対するインセンティブが出ることが考えられる。そのような場合には、より変動を抑制した方が、インセンティブが高くなるときには、調整用風車グループ２０の台数を増やし、インセンティブが低いときには調整用風車グループ２０の台数を減らすといった制御が可能となる。
【００４９】
（本発明、本実施形態の補足）
本発明の目的は、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制することにある。特に、電力系統制御の観点から有効な、数分から数十分程度の短周期変動を抑制でき、その際に併設する蓄電システムの容量を低減することが可能な、風力発電装置群の制御システム及び制御方法を提供することである。
第１〜第３実施形態によって、前記目的が達成できる。
なお、第１〜第３実施形態の説明は、主として風力発電装置群の制御システムの説明であったが、制御方法の説明も兼ねている。
【００５０】
また、本明細書中で「出力上限値」としているのは例えば有効電力上限値、有効電流上限値等が考えられ、それ以外にも風力発電システムの発電電力に対して制限をかける効果を達成できるものであれば、「出力上限値」に含まれるものとする。「出力」についても有効電力、有効電流等のことであり、何かひとつに特定するものではない。
【符号の説明】
【００５１】
１ 風力発電システム
１０ 通常風車グループ
１００ ウィンドファーム（風力発電装置群）
２ 蓄電システム
２０ 調整用風車グループ
３１ 風車個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）
３２ 蓄電池個別制御装置（個別制御装置、個別制御手段）
４０ 集中制御装置、集中制御手段
４１ 風車出力制御部
４２ 蓄電池充放電制御部
４１１ 風況分析手段
４１２ 調整用風車グループ決定手段
４１３ 出力制限値決定手段
４１４ 出力制限値指令手段
４１５ 出力急減検出手段
４１６ 出力制限値緩和手段
４２１ 風車出力変動分析手段
４２２ ウィンドファーム出力目標値決定手段
４２３ 蓄電装置充放電量決定手段
４４１、５４１、７４１ 通常の出力変動
４４３、５４３、７４３ 出力急減
４４５、５４５ 蓄電池最大放電出力
４４６、５４６ 蓄電池必要容量
４４８、５４８、７４８ 出力急減を緩和
５４２、７４２ 出力制限
５４４、７４４ 出力制限を緩和
５４７ 必要容量低減分
６ 通信ネットワーク
６５ 通信路
７ 電力系統
７０ 送受信手段
７１ 中央給電指令所
８ 需要家
９ 送電線
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御システムであって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置と、
を備え、
前記集中制御装置から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項２】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御システムであって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置と、
を備え、
前記集中制御装置から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項３】
請求項１に記載の風力発電装置群の制御システムにおいて、
前記集中制御装置は、
前記通信ネットワークを介して前記複数台の風力発電システムから送付される風速、発電出力等の運転情報を受信する送受信手段と、
当該送受信手段を介して前記複数台の風力発電システムの各風車位置の風速分布を分析する風況分析手段と、
前記運転情報に含まれる風速を所定時間平均して、出力の大きい特定の風力発電装置を調整用風車グループとして設定する調整用風車グループ決定手段と、
前記調整用風車グループの発電出力の制限値を決定する出力制限値決定手段と、
前記出力制限値を前記調整用風車グループに指令する出力制限値指令手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力から出力の急減を検出する出力急減検出手段と、
前記出力の急減を検出すると、前記調整用風車グループの出力制限値を緩和する出力制限値緩和手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力の変動を記録し、所定期間の発電出力の最大値、最小値から発電出力の変動を分析する風車出力変動分析手段と、
前記発電出力の変動から、前記風力発電装置群のウィンドファーム出力目標値を決定するウィンドファーム出力目標値決定手段と、
前記ウィンドファーム出力目標値と前記発電出力の偏差に応じて蓄電システムの充放電量を決定する蓄電装置充放電量決定手段と、
を備え、
前記風力発電装置群の出力変動を抑制することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項４】
請求項２または請求項３に記載の風力発電装置群の制御システムにおいて、
前記集中制御装置は、前記風力発電装置群を少なくとも１台の調整用風車グループと、残りの通常風車グループとに分け、前記調整用風車グループの発電出力を通常時は定格出力に対して低い値に制限することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項５】
請求項４に記載の風力発電装置群の制御システムにおいて、
前記集中制御装置は、前記通常風車グループの合計発電出力が、通常時の出力に対して所定の割合より減少した場合には、前記調整用風車グループの発電出力の制限を段階的に緩和することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項６】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御方法であって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御手段と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御手段からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御手段と、
を備え、
前記集中制御手段から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力制限値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項７】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御方法であって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御手段と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御手段からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御手段と、
を備え、
前記集中制御手段から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項８】
請求項６に記載の風力発電装置群の制御方法において、
前記集中制御手段は、
前記通信ネットワークを介して前記複数台の風力発電システムから送付される風速、発電出力等の運転情報を受信する送受信手段と、
当該送受信手段を介して前記複数台の風力発電システムの各風車位置の風速分布を分析する風況分析手段と、
前記運転情報に含まれる風速を所定時間平均して、発電出力の大きい特定の風力発電装置を調整用風車グループとして設定する調整用風車グループ決定手段と、
前記調整用風車グループの発電出力の制限値を決定する出力制限値決定手段と、
前記出力制限値を前記調整用風車グループに指令する出力制限値指令手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力から前記風力発電システムの出力の急減を検出する出力急減検出手段と、
前記発電出力の急減を検出すると、前記調整用風車グループの出力制限値を緩和する出力制限値緩和手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力の変動を記録し、所定期間の発電出力の最大値、最小値から発電出力の変動を分析する風車出力変動分析手段と、
前記発電出力の変動から、前記風力発電装置群のウィンドファーム出力目標値を決定するウィンドファーム出力目標値決定手段と、
前記ウィンドファーム出力目標値と前記発電出力の偏差に応じて蓄電システムの充放電量を決定する蓄電装置充放電量決定手段と、
を備え、
前記風力発電装置群の出力変動を抑制することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項９】
請求項７または請求項８に記載の風力発電装置群の制御方法において、
前記集中制御手段は、前記風力発電装置群を少なくとも１台の調整用風車グループと、残りの通常風車グループとに分け、前記調整用風車グループの発電出力を通常時は定格出力に対して低い値に制限することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項１０】
請求項９に記載の風力発電装置群の制御方法において、
前記集中制御手段は、前記通常風車グループの合計発電出力が、通常時の出力に対して大きく減少した場合には、前記調整用風車グループの発電出力の制限を段階的に緩和することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項１】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御システムであって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置と、
を備え、
前記集中制御装置から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項２】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御システムであって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御装置と、
を備え、
前記集中制御装置から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項３】
請求項１に記載の風力発電装置群の制御システムにおいて、
前記集中制御装置は、
前記通信ネットワークを介して前記複数台の風力発電システムから送付される風速、発電出力等の運転情報を受信する送受信手段と、
当該送受信手段を介して前記複数台の風力発電システムの各風車位置の風速分布を分析する風況分析手段と、
前記運転情報に含まれる風速を所定時間平均して、出力の大きい特定の風力発電装置を調整用風車グループとして設定する調整用風車グループ決定手段と、
前記調整用風車グループの発電出力の制限値を決定する出力制限値決定手段と、
前記出力制限値を前記調整用風車グループに指令する出力制限値指令手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力から出力の急減を検出する出力急減検出手段と、
前記出力の急減を検出すると、前記調整用風車グループの出力制限値を緩和する出力制限値緩和手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力の変動を記録し、所定期間の発電出力の最大値、最小値から発電出力の変動を分析する風車出力変動分析手段と、
前記発電出力の変動から、前記風力発電装置群のウィンドファーム出力目標値を決定するウィンドファーム出力目標値決定手段と、
前記ウィンドファーム出力目標値と前記発電出力の偏差に応じて蓄電システムの充放電量を決定する蓄電装置充放電量決定手段と、
を備え、
前記風力発電装置群の出力変動を抑制することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項４】
請求項２または請求項３に記載の風力発電装置群の制御システムにおいて、
前記集中制御装置は、前記風力発電装置群を少なくとも１台の調整用風車グループと、残りの通常風車グループとに分け、前記調整用風車グループの発電出力を通常時は定格出力に対して低い値に制限することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項５】
請求項４に記載の風力発電装置群の制御システムにおいて、
前記集中制御装置は、前記通常風車グループの合計発電出力が、通常時の出力に対して所定の割合より減少した場合には、前記調整用風車グループの発電出力の制限を段階的に緩和することを特徴とする風力発電装置群の制御システム。
【請求項６】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムと、少なくとも１台の蓄電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御方法であって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システム及び蓄電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御手段と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御手段からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御手段と、
を備え、
前記集中制御手段から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力制限値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項７】
電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電システムを備えて構成される風力発電装置群の制御方法であって、
前記複数台のそれぞれの風力発電システムに設けられて通信ネットワークを介し前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力を含む運転情報を送受信する個別制御手段と、
前記通信ネットワークを介して前記個別制御手段からの情報を受信して、前記複数台の風力発電システムのそれぞれの出力制限値を演算処理する集中制御手段と、
を備え、
前記集中制御手段から前記複数台の風力発電システムにそれぞれ送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項８】
請求項６に記載の風力発電装置群の制御方法において、
前記集中制御手段は、
前記通信ネットワークを介して前記複数台の風力発電システムから送付される風速、発電出力等の運転情報を受信する送受信手段と、
当該送受信手段を介して前記複数台の風力発電システムの各風車位置の風速分布を分析する風況分析手段と、
前記運転情報に含まれる風速を所定時間平均して、発電出力の大きい特定の風力発電装置を調整用風車グループとして設定する調整用風車グループ決定手段と、
前記調整用風車グループの発電出力の制限値を決定する出力制限値決定手段と、
前記出力制限値を前記調整用風車グループに指令する出力制限値指令手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力から前記風力発電システムの出力の急減を検出する出力急減検出手段と、
前記発電出力の急減を検出すると、前記調整用風車グループの出力制限値を緩和する出力制限値緩和手段と、
前記運転情報に含まれる発電出力の変動を記録し、所定期間の発電出力の最大値、最小値から発電出力の変動を分析する風車出力変動分析手段と、
前記発電出力の変動から、前記風力発電装置群のウィンドファーム出力目標値を決定するウィンドファーム出力目標値決定手段と、
前記ウィンドファーム出力目標値と前記発電出力の偏差に応じて蓄電システムの充放電量を決定する蓄電装置充放電量決定手段と、
を備え、
前記風力発電装置群の出力変動を抑制することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項９】
請求項７または請求項８に記載の風力発電装置群の制御方法において、
前記集中制御手段は、前記風力発電装置群を少なくとも１台の調整用風車グループと、残りの通常風車グループとに分け、前記調整用風車グループの発電出力を通常時は定格出力に対して低い値に制限することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【請求項１０】
請求項９に記載の風力発電装置群の制御方法において、
前記集中制御手段は、前記通常風車グループの合計発電出力が、通常時の出力に対して大きく減少した場合には、前記調整用風車グループの発電出力の制限を段階的に緩和することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【公開番号】特開２０１２−２４１５７６（Ｐ２０１２−２４１５７６Ａ）
【公開日】平成２４年１２月１０日（２０１２．１２．１０）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−１１１０７９（Ｐ２０１１−１１１０７９）
【出願日】平成２３年５月１８日（２０１１．５．１８）
【出願人】（０００００５１０８）株式会社日立製作所 (27,607)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年１２月１０日（２０１２．１２．１０）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年５月１８日（２０１１．５．１８）
【出願人】（０００００５１０８）株式会社日立製作所 (27,607)
【Ｆターム（参考）】
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