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JP6375161B2 - 再生可能エネルギー発電施設の制御システム - Google Patents

再生可能エネルギー発電施設の制御システム Download PDF

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Description

本発明は、再生可能エネルギー発電施設の制御システムに関するものである。
温暖化や酸性雨をはじめとする地球規模の環境問題の顕在化、化石資源の枯渇、エネルギーセキュリティー確保等への対応策として、風力発電や太陽光発電といった再生可能エネルギー源を利用した発電所の電力系統への導入が進んでいる。一般に電力系統では、図１に示すように負荷変動の時間周期に応じて、発電機のガバナフリー運転、負荷周波数制御（Load Frequency Control、 LFC）、経済性負荷配分制御（Economic Load Dispatching Control、 EDC）といった制御分担で、周波数を適正範囲に維持するように制御・運用されている。
上述の再生可能エネルギー発電所の導入増加に伴い、次の理由から電力系統の周波数安定性の低下が懸念されている。まず、再生可能エネルギー発電所が増加すると、全発電設備の容量に占める火力発電所や水力発電所等のいわゆるミドルロード電源、ピークロード電源の容量の比率が相対的に低下することによる調整力不足が挙げられる。また、風力発電や太陽光発電等の再生可能エネルギー発電所は、電力変換器を介して電力系統に連系する方式が多いため、前述のミドルロード電源の減少と相俟って電力系統に連系される慣性を持った回転機型の電源の比率が低下するため、負荷の変動に対して周波数変動が発生しやすくなる点が挙げられる。
周波数安定性の低下は、再生可能エネルギー発電所の導入を拡大する際の障害となるが、これを電力系統側の設備だけで対策するのは困難であり、今後は再生可能エネルギー発電所が電力系統の周波数維持に貢献することが重要になると考えられる。
再生可能エネルギー発電設備による電力系統の周波数維持への貢献については、下記の特許文献１に電力系統の周波数の変化と風速の変化に応じて風力発電システムの出力を調整することで数秒程度の周波数変動の抑制に貢献するための技術が開示されている。具体的には、電力系統の周波数が上昇した場合には、発電機の回転数を上げて風のエネルギーを回転エネルギーとして蓄積することで発電出力を抑制し、周波数が低下した場合には、発電機の回転数を下げて蓄積していた回転エネルギーを放出し発電出力を増加させるようにしている。
特表２０１３−５０１４８４公報
特許文献１で開示されている技術では、風速によって周波数制御のために風力発電システムが出力調整できる量（出力調整可能量）が変わるため、電力系統の周波数安定化に対する制御効果が不安定になるという問題がある。
本発明では、個々の再生可能エネルギー発電設備の発電状態によらず、電力系統において安定した周波数変動抑制効果が得られるような再生可能エネルギー発電施設の制御システムを提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明に係る再生可能エネルギー発電施設の制御システムは、再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の再生可能エネルギー発電設備を有すると共に電力系統に連系して運転される再生可能エネルギー発電施設、の制御を行う再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、前記再生可能エネルギー発電施設の出力制御可能量の絶対値が出力制御目標量の絶対値を下回った場合、出力制御可能量の上限に達していない前記再生可能エネルギー発電設備の出力を増加させる制御を行うことを特徴とする。
本発明によれば、個々の再生可能エネルギー発電設備の発電状態によらず、電力系統において安定した周波数変動抑制効果が得られるような再生可能エネルギー発電施設の制御システムを提供することが可能になる。
電力系統の周波数制御方法を説明する図である。 本発明の第一および第二の実施形態である再生可能エネルギー発電所の構成例を示す図である。 本発明の第一の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御システムの機能構成図である。 本発明の第一の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御システムの制御フロー図である。 風力発電システムの出力特性を示す図である。 本発明の第一の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御動作例を示す図である。 本発明の第二の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御システムの機能構成図である。 本発明の第二の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御システムの制御フロー図である。 本発明の第二の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御動作例を示す図である。 本発明の第三および第四の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の構成例を示す図である。 本発明の第三の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御システムの機能構成図である。 本発明の第三の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御システムの制御フロー図である。 本発明の第三の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御動作例を示す図である。 本発明の第四の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御システムの機能構成図である。 本発明の第四の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御システムの制御フロー図である。 本発明の第四の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御動作例を示す図である。
各実施例では、再生可能エネルギー発電施設の出力制御可能量の絶対値が出力制御目標量の絶対値を下回った場合、出力制御可能量の上限に達していない再生可能エネルギー発電設備の出力を増加させる制御を行っている。再生可能エネルギー発電施設や再生可能エネルギー発電設備は、どの単位を基準に制御を行うか等によって対象が変化する。各実施例では、出力調整を再生可能エネルギー発電設備毎に行うのではなく複数の再生可能エネルギー設備で協調して行う。詳細は各実施例に示すとおりである。
例えば、再生可能エネルギー発電施設がウィンドファームで、再生可能エネルギー発電設備が風力発電システムの場合、具体的には次の様な制御が可能になる。即ち、風速と風力発電システムの出力特性から推定した周波数調整のためのウィンドファームの総出力制御可能量が、電力系統から予め指定された制御ゲインと周波数変動から求められる出力制御量（出力制御目標量に該当し、電力系統から期待される期待制御量）を下回る場合に、出力制御可能量に余裕のある風力発電システムの出力制御量を増加させるよう当該風力発電システムの制御ゲインを増加させる。これにより、ウィンドファームとして周波数変動抑制に必要な出力制御量を確保することが可能である。以下、本発明の実施に好適な実施形態を図面に基づいて詳細に説明する。尚、下記はあくまでも実施例に過ぎず、本発明の実施態様を限定することを意図する趣旨ではない。
図2は、本発明の第一の実施形態による再生可能エネルギー発電所（以下、RES発電所と呼ぶ）の概略構成の例である。本実施例では、RES発電所が再生可能エネルギー発電施設に該当し、単機の風力発電システムが再生可能エネルギー発電設備に該当する。
火力発電所あるいは水力発電等に相当する電力系統の大規模発電所G1およびG2、変電所21〜26が送電線3で接続されてなる電力系統1に、気象条件に応じて発電出力が変動する風力発電所41〜43ならびに太陽光発電所51からなるRES発電所が接続されている。各RES発電所の発電出力は、電力系統に接続されている需要家（図示せず）に送電線3を介して供給される。これらのRES発電所は、特定のエリア内に集中して設置されている必要はなく、それぞれ風況あるいは日射条件の良い所に分散して設置されている。また、RES発電所として、図2では簡単のため風力発電所41〜43、太陽光発電所51のみを示しているが、実際にはさらに多数のRES発電所が接続されることが想定される。また、RES発電所および電力系統を構成する要素としては、本発明の説明に必要な最小限のものを記載している。
風力発電所41〜43は、複数の風車、発電機、連系用電力変換器等からなる風力発電システム群411、421、431と、該風力発電システム群を電力系統に接続するための連系用変圧器412、422、432と、前記風力発電システム群の総発電出力、電力系統との接続点（以下、系統連系点と呼ぶ）の電圧および電流を計測する電圧検出器413、423、433および電流検出器414、424、434、計測された電圧・電流と気象特性（風速・風向、気温など）に基づいて、風力発電所の出力を調整するための制御指令を演算し伝送する機能を有する制御システム40とで構成される。同様に、太陽光発電所51は、複数の太陽光パネル511、連系用電力変換器515等からなる太陽光発電システム51と、太陽光発電システムの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性（日射量、気温など）に基づいて、太陽光発電所の出力を調整するための制御指令を演算し伝送する機能を有する制御システム50とで構成される。
図3にRES発電所のうち風力発電所の制御システム40の機能構成図を示す。太陽光発電所51の制御システム50の機能構成も同様であり、ここでは風力発電所41を例に説明する。前記風力発電所41の風力発電システム群411に伝送する制御指令を演算する制御演算装置401、前記風力発電所の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置405、オペレータが操作指令を入力するための入力装置402、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置403、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置404で構成される。通信装置404は通信線を介して、前記風力発電システム群411と情報通信を行う。制御演算装置401は、計測データ検出部4011、電力系統1の周波数fからGF領域の周波数変動ΔfGを算出するための周波数変動演算部4012、算出された周波数変動ΔfGと予め設定された制御定数に基づいて各風力発電システム群411iの出力制御量（各風力発電システムの出力制御目標量に該当）ΔPG_WTi、ならびに風力発電所41の出力制御量（風力発電所の出力制御目標量に該当）ΔPG_WFを算出するGF出力制御量演算部4013ならびに4014、風力発電システムのロータ回転数やブレードピッチ角等の風車特性データ検出部4015、計測された風速と各風力発電システム群411iの出力特性に基づいて各風力発電システム群411iのGF領域の周波数調整のための出力制御可能量ΔPG_WTi *を算出する出力制御可能量推定部4016、GF領域の周波数調整のための出力制御可能量ΔPG_WTi *を用いて風力発電所41の出力制御可能量ΔPG_WF *を算出する出力制御可能量演算部4017、各風力発電システム群411iの出力制御量ΔPG_WTiと出力制御可能量ΔPG_WTi *、ならびに風力発電所41の出力制御量ΔPG_WFと出力制御可能量ΔPG_WF *を比較し、各風力発電システム群411iの制御定数を変更するか否かを判定する制御定数変更要否判定部4018、その制御定数の変更値を算出する制御指令演算部4019とで構成される。
次に、図4を用いて前記風力発電所41の制御システム40の処理の流れについて説明する。まず、処理S1では前記風力発電所41で定期的に計測、伝送された電力系統の周波数、連系点の電圧および電流等の電気特性データと風速等の気象特性データをデータ格納装置405から読み込む。太陽光発電所の場合には風速の代わりに日射量と気温を読み込む。
処理S2では、計測された電力系統1の周波数fを用いて、風力発電所41の出力調整による周波数安定化の対象とする周波数変動ΔfGを計算する。ここでは、周波数変動を検出する時間領域は図1のGF領域を想定して数秒〜数10秒程度とする。具体的には、電力系統1の周波数fの変動成分をバンドパスフィルタで検出する。バンドパスフィルタを一次のローパスフィルタとハイパスフィルタで構成した場合の時定数τ1およびτ2(τ1＞τ2）は数式(1)で与えられる。


ここで、fc1およびfc2はそれぞれローパスフィルタ、ハイパスフィルタのカットオフ周波数[Hz]、T1およびT2はそれらの時間周期[s]である。
処理S3では、風力発電所41の出力制御量ΔPG_WF、ならびに各風力発電システム群411iの出力制御量ΔPG_WTiは風力発電所に予め設定された制御定数や電力系統の周波数変動情報に基づいて定められる。具体的には、それぞれ次式により計算することができる。

ΔPG_WF＝−KG・ΔfG (2)

ΔPG_WTi＝−KGi・ΔfG (3)

ここで、KGは風力発電所41に予め設定された制御ゲイン、KGiは各風力発電システム群411iに設定する制御ゲインで、例えば初期値として各風力発電システム群411iの台数ｎを用いて次式で定義する。

KGi＝ＫG／ｎ (4)
処理S4では、まず各風力発電システム群411iの出力制御可能量ΔPG_WTi *を、例えば再生可能エネルギー源の強度（例えば、風力発電の場合、風速が該当し、太陽光発電の場合、日射や気温等が該当する。）及び風力発電システムの出力特性に基づいて定義した次式により計算する。尚、再生可能エネルギー源の強度は計測値を用いることが出来るのは勿論、予測値等を用いることが可能である。

ΔPG_WTi *＝F ( Si、 θ、 ωi ) (5)

ここで、Siは風力発電システム411iで計測された風速、θはその時のブレードのピッチ角、ωiはその時のロータの回転数である。数式(5)は、図5に示したあるブレードのピッチ角において風速毎に定義される風力発電システムの出力電力−ロータ回転数特性データをもとに定義される関数である。次に、風力発電所41の出力制御可能量ΔPG_WF *を風力発電システム411iの出力制御可能量ΔPG_WTi *の和として次式で計算する。制御システムは、再生可能エネルギー発電施設の出力制御可能量または再生可能エネルギー発電設備の出力制御可能量の少なくともいずれかを、電力系統の制御システムに通知する機能を備えていても良い。この場合、電力系統側では、周波数変動に対して再生可能エネルギー発電施設や個々の設備が期待通りの役割を果たすかどうかを把握することが出来る。


なお、太陽光発電所の場合には、連系用電力変換器515iの出力制御可能量ΔPG_PCSi *を、例えば日射量計測値Sr(W／m2)と外気温To(℃)を用いて次式により計算し、数式(6)と同様にこれらの和として太陽光発電所51の出力制御可能量ΔPG_PV *を計算する。

ΔPG_PCSi *＝Sr・Ks・Kpv・Kt(To)・Kb・Kc・Kpcs ×10-3 −P_PCSi (7)
但し、
Ks：日射量補正係数 Kpv：パネル容量換算係数
Kt(To)：温度補正係数 Kb：汚れ係数
Kc：ケーブル効率係数 Kpcs：PCS変換効率係数
P_PCSi：現在の発電出力
処理S5では、風力発電システム411iの出力制御量ΔPG_WTiと出力制御可能量ΔPG_WTi *、ならびに風力発電所41の出力制御量ΔPG_WFと出力制御可能量ΔPG_WF *を比較し、各風力発電システム群411iの制御定数を変更するか否かを判定する。具体的には、次式が成立した場合、すなわち風力発電所41が電力系統1に対して所定の出力制御量を供給できない場合にのみ、風力発電システム411iの制御ゲインKGiを変更する。

｜ΔPG_WF ｜＞｜ ΔPG_WF *｜ (8)
処理S6では、数式(8)が成立した時、即ち風力発電所41の出力制御量ΔPG_WFの絶対値が風力発電所41の出力制御可能量ΔPG_WF *の絶対値よりも大きい時に、数式(9)が成立する風力発電システム411i、即ち出力制御量ΔPG_WTiの絶対値よりも出力制御可能量ΔPG_WTi *の絶対値が大きく、出力制御可能量の上限に達していない風力発電システム411iの制御ゲインKGiを数式(10)により変更する。

｜ΔPG_WTi｜＜｜ΔPG_WTi *｜ (9)
KGi’ = α・KGi (10)

ここで、αは１より大きい定数である。αは１より大きいので、出力制御可能量の上限に達していない風力発電システム411iは出力を増加させることになる。
最後に処理S7で、風力発電システム411iに制御ゲインKGiを伝送する。
図6に本発明の第一の実施形態であるRES発電所の制御動作例を示す。ここでも図3と同様に風力発電システム41を例に説明する。
同図は周波数変動ΔfGが増減を繰り返す場合の例である。数式(8)が成立しない場合、すなわち風力発電所41が電力系統1に対して数式(2)で定まる所定の出力制御量ΔPG_WFを供給できる場合には、図4に示した制御フローに基づき風力発電システム411iの制御ゲインKGiは変更されない。次に同図(a)に示すように、風力発電所41で必要な出力制御量ΔPG_WFの絶対値が、数式(5)および数式(6)で与えられる出力制御可能量ΔPG_WF*の絶対値よりも大きくなる場合について説明する。この場合、同図(b)に示すように風力発電システム411iのうち少なくとも１台は、出力制御可能量ΔPG_WTi*が不足し、数式(3)で定まる必要な出力制御量を供給できない状態になっている。そこで、本発明では、同図(c)に示すように風力発電システム411iのうち数式(9)を満たすもの、すなわち出力制御可能量ΔPG_WTi*に余裕があるものについては、数式(10)に基づき制御ゲインKGiがKGi’に変更され出力制御量ΔPG_WTiの絶対値を大きくするので、同図(a)の数式(2)で定まる所定の出力制御量ΔPG_WFを供給することができる。
このように本発明によれば、電力系統のガバナフリー領域の周波数変動に対し、風況に依存する風力発電システムの出力状態によらず、風力発電所から所定の出力制御量を安定に供給できるため周波数変動の抑制に貢献することが可能となる。
次に、図2に示したRES発電所の構成図を用いて、本発明の第二の実施形態について説明する。実施例１では、数秒から数10秒周期のガバナフリー制御の領域である周波数変動を対象にしていたが、本実施例では数分から数十分周期のLFCの制御領域である周波数変動を対象にしている。本実施例でも、実施例１と同様に、RES発電所が再生可能エネルギー発電施設に該当し、単機の風力発電システムが再生可能エネルギー発電設備に該当する。
風力発電システムの風車ブレードや発電機が有する慣性エネルギーを利用して出力調整を行う場合、数秒周期程度の周波数変動の抑制に貢献することはできるが、利用できる慣性エネルギーが小さいためLFCの領域の数分周期以上の周波数変動の抑制に貢献するための出力調整には対応できないという問題がある。一方、本実施例ではLFCの領域の数分周期以上の周波数変動の抑制に貢献することが可能である。
図7に第二の実施形態における風力発電所の制御システム40の機能構成図を示す。太陽光発電所51の制御システム50の機能構成も同様であり、ここでは風力発電所41を例に説明する。前記風力発電所41の風力発電システム群411に伝送する制御指令を演算する制御演算装置406、前記風力発電所の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置405、オペレータが操作指令を入力するための入力装置402、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置403、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置404で構成される。通信装置404は通信線を介して、前記風力発電システム群411と情報通信を行う。制御演算装置406は、計測データ検出部4061、電力系統1の周波数fからLFC領域の周波数変動ΔfLを算出するための周波数変動演算部4062（これは、例えば実施例１における電力系統1の周波数fからガバナフリー領域の周波数変動ΔfGを算出するための周波数変動演算部4012と共に用いても良い。例えば実施例４などでも同様である。）、算出された周波数変動ΔfLと予め設定された制御定数に基づいて各風力発電システム群411iの出力制御量（各風力発電システムの出力制御目標量に該当）ΔPG_WTi、ならびに風力発電所41の出力制御量（風力発電所の出力制御目標量に該当）ΔPL_WFを算出するLFC出力制御量演算部4063ならびに4064、計測された風速と各風力発電システム群411iの出力特性に基づいて各風力発電システム群411iのLFC領域の周波数調整のための出力制御可能量ΔPL_WTi *を算出する出力制御可能量推定部4066、LFC領域の周波数調整のための出力制御可能量ΔPL_WTi *を用いて風力発電所41の出力制御可能量ΔPL_WF *を算出する出力制御可能量演算部4067、各風力発電システム群411iの出力制御量ΔPL_WTiと出力制御可能量ΔPL_WTi *、ならびに風力発電所41の出力制御量ΔPL_WFと出力制御可能量ΔPL_WF *を比較し、各風力発電システム群411iの制御定数を変更するか否かを判定する制御定数変更要否判定部4068、その制御定数の変更値を算出する制御指令演算部4069とで構成される。
次に、図8を用いて前記風力発電所41の制御システム40の処理の流れについて説明する。
まず、処理S1では前記風力発電所41で定期的に計測、伝送された電力系統の周波数、連系点の電圧および電流等の電気特性データと風速等の気象特性データをデータ格納装置405から読み込む。太陽光発電所の場合には風速の代わりに日射量と気温を読み込む。
処理S2では、計測された電力系統1の周波数fを用いて、風力発電所41の出力調整による周波数安定化の対象とする周波数変動ΔfLを計算する。ここでは、周波数変動を検出する時間領域は図1のLFC領域を想定して数10秒〜20分程度とする。具体的には、電力系統1の周波数fの変動成分をバンドパスフィルタで検出する。バンドパスフィルタを一次のローパスフィルタとハイパスフィルタで構成した場合の時定数τ1およびτ2(τ1＞τ2）は数式(1)で与えられる。
処理S3では、風力発電所41の出力制御量ΔPL_WF、ならびに各風力発電システム群411iの出力制御量ΔPL_WTiは風力発電所に予め設定された制御定数や電力系統の周波数変動情報に基づいて定められる。具体的には、それぞれ次式により計算することができる。

ΔPG_WF＝−KL・ΔfG (11)

ΔPG_WTi＝−KLi・ΔfG (12)

ここで、KLは風力発電所41に予め設定された制御ゲイン、KLiは各風力発電システム群411iに設定する制御ゲインで、例えば初期値として各風力発電システム群411iの台数ｎを用いて次式で定義する。

KLi＝ＫL／ｎ (13)
処理S4では、まず各風力発電システム群411iの出力制御可能量ΔPL_WTi *を、例えば風速の計測値と各風力発電システムの現在出力P_WTiの計測値を用いて次式により計算する。

ΔPL_WTi * ＝（1/2）・ρ・Ai・V3・ηi×m×106 − P_WTi (14)
ここで、
ρ：空気密度（kg/m3）
Ai：風力発電システム411iの風車ブレードの受風面積（m2）、
Vi：風力発電システム411iで計測された風速（m/s）
ηi：風力発電システム411iの発電効率（%）
である。
次に、風力発電所41の出力制御可能量ΔPL_WF *を風力発電システム411iの出力制御可能量ΔPL_WTi *の和として次式で計算する。


なお、太陽光発電所の場合には、連系用電力変換器515iの出力制御可能量ΔPL_PCSi *を、日射量計測値Sr(W／m2)と外気温To(℃)を用いて次式により計算し、数式(157)と同様にこれらの和として太陽光発電所51の出力制御可能量ΔPL_PV *を計算する。

ΔPL_PCSi *＝Sr・Ks・Kpv・Kt(To)・Kb・Kc・Kpcs ×10-3 −P_PCSi (16)
但し、
Ks：日射量補正係数 Kpv：パネル容量換算係数
Kt(To)：温度補正係数 Kb：汚れ係数
Kc：ケーブル効率係数 Kpcs：PCS変換効率係数
処理S5では、風力発電システム411iの出力制御量ΔPL_WTiと出力制御可能量ΔPL_WTi *、ならびに風力発電所41の出力制御量ΔPL_WFと出力制御可能量ΔPL_WF *を比較し、各風力発電システム群411iの制御定数を変更するか否かを判定する。具体的には、次式が成立した場合、すなわち風力発電所41が電力系統1に対して所定の出力制御量を供給できない場合にのみ、風力発電システム411iの制御ゲインKLiを変更する。

｜ΔPL_WF｜＞｜ΔPL_WF *｜ (17)
処理S6では、数式(17)が成立した時、即ち風力発電所41の出力制御量ΔPL_WFの絶対値が風力発電所41の出力制御可能量ΔPL_WF *の絶対値よりも大きい時に、数式(18)が成立する風力発電システム411i、即ち出力制御量ΔPL_WTiの絶対値よりも出力制御可能量ΔPL_WTi *の絶対値が大きく、出力制御可能量の上限に達していない風力発電システム411iの制御ゲインKLiを数式(19)により変更する。

｜ΔPL_WTi｜＜｜ΔPL_WTi *｜ (18)

KLi’ = β・KLi (19)

ここで、βは１より大きい定数である。βは１より大きいので、出力制御可能量の上限に達していない風力発電システム411iは出力を増加させることになる。
最後に処理S7で、風力発電システム411iに制御ゲインKLiを伝送する。
図9に本発明の第二の実施形態である再生可能エネルギー発電所の制御動作例を示す。ここでも同様に風力発電システム41を例に説明する。
同図は周波数変動ΔfLが増減を繰り返す場合の例である。数式(17)が成立しない場合、すなわち風力発電所41が電力系統1に対して数式(11)で定まる所定の出力制御量ΔPL_WFを供給できる場合には、図8に示した制御フローに基づき風力発電システム411iの制御ゲインKLiは変更されない。次に同図(a)に示すように、風力発電所41で必要な出力制御量ΔPL_WFの絶対値が、数式(14)および数式(15)で与えられる出力制御可能量ΔPL_WF*の絶対値よりも大きくなる場合について説明する。この場合、同図(b)に示すように風力発電システム411iの少なくとも１台は、出力制御可能量ΔPL_WTi*が不足し、数式(12)で定まる必要な出力制御量を供給できない状態になっている。そこで、本発明では、同図(c)に示すように風力発電システム411iのうち数式(17)を満たすもの、すなわち出力制御可能量ΔPL_WTi*に余裕があるものについては、数式(18)に基づき制御ゲインKLi’が変更され出力制御量の絶対値を大きくするので、同図(a)の数式(11)で定まる所定の出力制御量ΔPG_WFを供給することができる。
このように本発明によれば、電力系統のLFC領域の周波数変動に対しても、風況に依存する風力発電システムの出力状態によらず、風力発電所から所定の出力制御量を安定に供給できるため周波数変動の抑制に貢献することが可能となる。
次に本発明の第三の実施形態である複数のRES発電所群の制御システムについて図面に基づいて詳細に説明する。実施例１や実施例２では、RES発電所が再生可能エネルギー発電施設に該当し、単機の風力発電システムが再生可能エネルギー発電設備に該当することとしていた。一方、本実施例においては、RES発電所が再生可能エネルギー発電設備に該当し、RES発電所群が再生可能エネルギー発電施設に該当する。
図10は第三の実施形態である複数のRES発電所群の概略構成の例である。火力発電所あるいは水力発電等に相当する電力系統の大規模発電所G1およびG2、変電所21〜25が送電線3で接続されてなる電力系統1に、気象条件に応じて発電出力が変動する風力発電所41〜43ならびに太陽光発電所51からなるRES発電所が接続されている。各RES発電所の発電出力は、電力系統に接続されている需要家（図示せず）に送電線3を介して供給される。これらのRES発電所は、特定のエリア内に集中して設置されている必要はなく、それぞれ風況あるいは日射条件の良い所に分散して設置されている。また、RES発電所として、図2では簡単のため風力発電所41〜43、太陽光発電所51のみを示しているが、実際にはさらに多数のRES発電所が接続されることが想定される。また、RES発電所および電力系統を構成する要素としては、本発明の説明に必要な最小限のものを記載している。
風力発電所41〜43は、複数の風車、発電機、連系用電力変換器等からなる風力発電システム群411、421、431と、該風力発電システム群を電力系統に接続するための連系用変圧器412、422、432と、前記風力発電システム群の総発電出力、電力系統との接続点（以下、系統連系点と呼ぶ）の電圧および電流を計測する電圧検出器413、423、433および電流検出器414、424、434、計測された電圧・電流と気象特性（風速・風向、気温など）に基づいて、風力発電所の出力を調整するための制御指令を演算し伝送する機能を有する制御システム40とで構成される。同様に、太陽光発電所51は、複数の太陽光パネル511、連系用電力変換器515等からなる太陽光発電システム51と、太陽光発電システムの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性（日射量、気温など）に基づいて、太陽光発電所の出力を調整するための制御指令を演算し伝送する機能を有する制御システム50とで構成される。
RES発電所群を構成する風力発電所41〜43、太陽光発電所51はRES発電所群の制御システム6と通信回線7を介して接続されており、各発電所と制御システム6の間の情報の入出力は通信回線7を介して行われる。
図11にRES発電所群の制御システム6の機能構成図を示す。RES発電所群の制御システム40および50に伝送する制御指令を演算する制御演算装置61、前記RES発電所群の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置65、オペレータが操作指令を入力するための入力装置62、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置63、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置64で構成される。通信装置64は通信線7を介して、前記RES発電所群と情報通信を行う。
制御演算装置61は、計測データ検出部611、電力系統1の周波数fからGF領域の周波数変動ΔfGを算出するための周波数変動演算部612、算出された周波数変動ΔfGと予め設定された制御定数に基づいて各RES発電所41〜43および51の出力制御量（各RES発電所の出力制御目標量に該当）ΔPG_RESi、ならびにその合成出力制御量（RES発電所の合成出力制御目標量に該当）ΔPG_RESを算出するGF出力制御量演算部613ならびに614、計測された風速または日射と各RES発電所41〜43および51の出力状態に基づいて各RES発電所41〜43および51のGF領域の周波数調整のための出力制御可能量ΔPG_RESi *を算出する出力制御可能量推定部616、出力制御可能量ΔPG_RESi *を用いてRES発電所群の合成である出力制御可能量ΔPG_RES *を算出する出力制御可能量演算部617、各RES発電所41〜43および51の出力制御量ΔPG_RESiと出力制御可能量ΔPG_RESi *、ならびにRES発電所群の出力制御量ΔPG_RESとその出力制御可能量ΔPG_RES *を比較し、各RES発電所41〜43および51の制御定数を変更するか否かを判定する制御定数変更要否判定部618、その制御定数の変更値を算出する制御指令演算部619とで構成される。
次に、図12を用いて前記RES発電所41〜43および51の制御システム6の処理の流れについて説明する。
まず、処理S1では前記RES発電所41〜43および51で定期的に計測、伝送された電力系統の周波数、連系点の電圧および電流等の電気特性データと風速等の気象特性データをデータ格納装置65から読み込む。太陽光発電所の場合には風速の代わりに日射量と気温を読み込む。
処理S2では、計測された電力系統1の周波数fを用いて、RES発電所41〜43および51の出力調整による周波数安定化の対象とする周波数変動ΔfGを計算する。ここでは、周波数変動を検出する時間領域は図1のGF領域を想定して数秒〜数10秒程度とする。具体的には、電力系統1の周波数fの変動成分をバンドパスフィルタで検出する。バンドパスフィルタを一次のローパスフィルタとハイパスフィルタで構成した場合の時定数τ1およびτ2(τ1＞τ2）は数式(1)で与えられる。
処理S3では、RES発電所群の合成出力制御量ΔPG_RES、ならびに各RES発電所41〜43および51の出力制御量ΔPG_RESiはRES発電所群に予め設定された制御定数や電力系統の周波数変動情報に基づいて定められる。具体的には、それぞれ次式により計算することができる。

ΔPG_RES＝−KG・ΔfG (20)

ΔPG_RESi＝−KGi・ΔfG (21)

ここで、KGはRES発電所群の合成出力に対して予め設定された制御ゲイン、KGiは各RES発電所41〜43および51に設定する制御ゲインで、例えば初期値として各RES発電所数ｍを用いて次式で定義する。

KGi＝ＫG／ｍ (22)
処理S4では、各RES発電所の制御システムで例えば数式(5)あるいは数式(6)を用いて計算・伝送された出力制御可能量ΔPG_RESi *を用い、これらの和としてRES発電所群の合成出力制御可能量ΔPG_RES *を次式で計算する。

処理S5では、各RES発電所41〜43および51の出力制御量ΔPG_RESiと出力制御可能量ΔPG_RESi *、ならびにRES発電所群の合成出力制御量ΔPG_RESと合成出力制御可能量ΔPG_RES *を比較し、各RES発電所41〜43および51の制御定数を変更するか否かを判定する。具体的には、次式が成立した場合、すなわちRES発電所群の合成出力が電力系統1に対して所定の出力制御量を供給できない場合にのみ、各RES発電所41〜43および51の制御ゲインKGiを変更する。

｜ΔPG_RES｜＞｜ΔPG_RES *｜ (24)
処理S6では、数式(24)が成立した時、即ちRES発電所群の合成出力制御量ΔPG_RESの絶対値がRES発電所群の合成出力制御可能量ΔPG_RES *の絶対値よりも大きい時に、数式(25)が成立するRES発電所41〜43および51、即ち出力制御量ΔPG_RESiの絶対値よりも出力制御可能量ΔPG_RESi *の絶対値が大きく、出力制御可能量の上限に達していないRES発電所の制御ゲインKGiを数式(26)により変更する。

｜ΔPG_ RES i｜＜ ｜ΔPG_ RES i *｜ (25)

KGi’ = γ・KGi (26)

ここで、γは１より大きい定数である。γは１より大きいので、出力制御可能量の上限に達していないRES発電所は出力を増加させることになる。
最後に処理S7で、RES発電所41〜43および51の制御システムに制御ゲインKGiを伝送する。
図13に本発明の第三の実施形態である再生可能エネルギー発電所群の制御動作例を示す。
同図は周波数変動ΔfGが増減を繰り返す場合の例である。数式(24)が成立しない場合、すなわちRES発電所群の合成出力が電力系統1に対して数式(20)で定まる所定の出力制御量ΔPG_RESを供給できる場合には、図12に示した制御フローに基づきRES発電所41〜43および51の制御ゲインKGiは変更されない。次に同図(a)に示すように、RES発電所群で必要な出力制御量ΔPG_RESの絶対値が、数式(23)で与えられる出力制御可能量ΔPG_RES*の絶対値よりも大きくなる場合について説明する。この場合、同図(b)に示すようにRES発電所41〜43および51の少なくとも１箇所は、出力制御可能量ΔPG_RESi*が不足し、数式(21)で定まる必要な出力制御量を供給できない状態になっている。そこで、本発明では、同図(c)に示すようにRES発電所41〜43および51のうち数式(25)を満たすもの、すなわち出力制御可能量ΔPG_RESi*に余裕があるものについては、数式(26)に基づき制御ゲインKGiがKGi’に変更され出力制御量の絶対値を大きくするので、同図(a)の数式(20)で定まる所定の出力制御量ΔPG_RESを供給することができる。
このように本発明によれば、電力系統のガバナフリー領域の周波数変動に対し、風況や日射に依存するRES発電所の出力状態によらず、RES発電所群の合成出力としても所定の出力制御量を安定に供給できるため周波数変動の抑制に貢献することが可能となる。
次に、図10に示したRES発電所群の構成図を用いて、本発明の第四の実施形態について説明する。実施例３では、数秒から数10秒周期のガバナフリー制御の領域である周波数変動を対象にしていたが、本実施例では数分から数十分周期のLFCの制御領域である周波数変動を対象にしている。本実施例においても、RES発電所が再生可能エネルギー発電設備に該当し、RES発電所群が再生可能エネルギー発電施設に該当する。
風力発電システムの風車ブレードや発電機が有する慣性エネルギーを利用して出力調整を行う場合、数秒周期程度の周波数変動の抑制に貢献することはできるが、利用できる慣性エネルギーが小さいためLFCの領域の数分周期以上の周波数変動の抑制に貢献するための出力調整には対応できないという問題がある。一方、本実施例ではLFCの領域の数分周期以上の周波数変動の抑制に貢献することが可能である。
図14に第四の実施形態におけるRES発電所群の制御システム6の機能構成図を示す。RES発電所群の制御システム40および50に伝送する制御指令を演算する制御演算装置61、前記RES発電所群の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置65、オペレータが操作指令を入力するための入力装置62、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置63、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置64で構成される。通信装置64は通信線7を介して、前記RES発電所群と情報通信を行う。
制御演算装置66は、計測データ検出部661、電力系統1の周波数fからLFC領域の周波数変動ΔfL算出するための周波数変動演算部662、算出された周波数変動ΔfLと予め設定された制御定数に基づいて各RES発電所41〜43および51の出力制御量（各RES発電所の出力制御目標量に該当）ΔPL_RESi、ならびにその合成出力制御量（RES発電所の合成出力制御目標量に該当）ΔPL_RESを算出するLFC出力制御量演算部663ならびに664、計測された風速または日射と各RES発電所41〜43および51の出力状態に基づいて各RES発電所41〜43および51のLFC領域の周波数調整のための出力制御可能量ΔPL_RESi *を算出する出力制御可能量推定部666、出力制御可能量ΔPL_RESi *を用いてRES発電所群の合成である出力制御可能量ΔPL_RES *を算出する出力制御可能量演算部667、各RES発電所41〜43および51の出力制御量ΔPL_RESiと出力制御可能量ΔPL_RESi *、ならびにRES発電所群の出力制御量ΔPL_RESとその出力制御可能量ΔPL_RES *を比較し、各RES発電所41〜43および51の制御定数を変更するか否かを判定する制御定数変更要否判定部668、その制御定数の変更値を算出する制御指令演算部669とで構成される。
次に、図15を用いて前記RES発電所群の制御システム6の処理の流れについて説明する。
まず、処理S1では前記RES発電所41〜43および51で定期的に計測、伝送された電力系統の周波数、連系点の電圧および電流等の電気特性データと風速等の気象特性データをデータ格納装置65から読み込む。太陽光発電所の場合には風速の代わりに日射量と気温を読み込む。
処理S2では、計測された電力系統1の周波数fを用いて、RES発電所群の出力調整による周波数安定化の対象とする周波数変動ΔfLを計算する。ここでは、周波数変動を検出する時間領域は図1のLFC領域を想定して数10秒〜20分程度とする。具体的には、電力系統1の周波数fの変動成分をバンドパスフィルタで検出する。バンドパスフィルタを一次のローパスフィルタとハイパスフィルタで構成した場合の時定数τ1およびτ2(τ1＞τ2）は数式(1)で与えられる。
処理S3では、RES発電所群の合成出力制御量ΔPL_RES、ならびに各RES発電所41〜43および51の出力制御量ΔPL_RESiはRES発電所群に予め設定された制御定数や電力系統の周波数変動情報に基づいて定められる。具体的には、それぞれ次式により計算することができる。

ΔPL_RES＝−KL・ΔfL (27)

ΔPL_RESi＝−KLi・ΔfL (28)

ここで、KLはRES発電所群の合成出力に対して予め設定された制御ゲイン、KLiは各RES発電所41〜43および51に設定する制御ゲインで、例えば初期値として各RES発電所41〜43および51の数ｍを用いて次式で定義する。

KLi＝ＫL／ｍ (29)
処理S4では、各RES発電所の制御システムで数式(5)および数式(6)を用いて計算・伝送された出力制御可能量ΔPG_RESi *を用い、これらの和としてRES発電所群の合成出力制御可能量ΔPG_RES *を次式で計算する。
次に、RES発電所群の合成出力制御可能量ΔPL_RES *をRES発電所41〜43および51の出力制御可能量ΔPL_RESi *の和として次式で計算する。

処理S5では、各RES発電所41〜43および51の出力制御量ΔPL_RESiとその出力制御可能量ΔPL_RESi *、ならびにRES発電所群の出力制御量ΔPL_RESとその出力制御可能量ΔPL_RES *を比較し、各RES発電所41〜43および51の制御定数を変更するか否かを判定する。具体的には、次式が成立した場合、すなわちRES発電所群の合成出力が電力系統1に対して所定の出力制御量を供給できない場合にのみ、各RES発電所41〜43および51の制御ゲインKLiを変更する。

｜ΔPL_RES｜＞｜ΔPL_RES *｜ (31)
処理S6では、数式(31)が成立した時に、数式(32)が成立するRES発電所41〜43および51の制御ゲインKLiを数式(33)により変更する。

｜ΔPL_RESi｜＜｜ΔPL_RESi *｜ (32)

KLi’ = δ・KLi (33)

ここで、δは１より大きい定数である。
最後に処理S7で、各RES発電所41〜43および51に制御ゲインKLiを伝送する。
図16に本発明の第四の実施形態であるRES発電所群の制御動作例を示す。
同図は周波数変動ΔfLが増減を繰り返す場合の例である。数式(31)が成立しない場合、すなわちRES発電所群の合成出力が電力系統1に対して数式(27)で定まる所定の出力制御量ΔPL_RESを供給できる場合には、図15に示した制御フローに基づき各RES発電所41〜43および51の制御ゲインKLiは変更されない。次に図16(a)に示すように、RES発電所群で必要な合成出力制御量ΔPL_RESの絶対値が、数式(30)で与えられる出力制御可能量ΔPL_RES*の絶対値よりも大きくなる場合について説明する。この場合、同図(b)に示すように各RES発電所41〜43および51のうち少なくとも１箇所は、出力制御可能量ΔPL_RESi*が不足し、数式(28)で定まる必要な出力制御量を供給できない状態になっている。そこで、本発明では、同図(c)に示すようにRES発電所41〜43および51のうち数式(32)を満たすもの、すなわち出力制御可能量ΔPL_RESi*に余裕があるものについては、数式(33)に基づき制御ゲインKLi’が変更され出力制御量の絶対値を大きくするので、同図(a)の数式(27)で定まる所定の出力制御量ΔPL_RESを供給することができる。
このように本発明によれば、電力系統のLFC領域の周波数変動に対し、風況や日射に依存するRES発電所の出力状態によらず、RES発電所群の合成出力として所定の出力制御量を安定に供給できるため周波数変動の抑制に貢献することが可能となる。
1・・・電力系統、G1、G2・・・大規模発電所、2・・・変電所、3・・・送電線、40・・・風力発電所の制御システム、41、42、43・・・風力発電所、411i、421i、431i・・・風力発電システム、412、422、432・・・連系用変圧器、413、423、433・・・電圧検出器、414、424、434・・・電流検出器、50・・・太陽光発電所の制御システム、51・・・太陽光発電所、511・・・太陽光パネル、512・・・連系用変圧器、513・・・電圧検出器、514・・・電流検出器、515・・・連系用電力変換器、6・・・再生可能エネルギー発電所群の制御システム、7・・・通信線

Claims (15)

  1. 再生可能エネルギー源を利用して発電する複数の再生可能エネルギー発電設備を有すると共に電力系統に連系して運転される再生可能エネルギー発電施設、の制御を行う再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電施設の出力制御可能量の絶対値が出力制御目標量の絶対値を下回った場合、出力制御可能量の上限に達していない前記再生可能エネルギー発電設備の出力制御目標量を増加させる制御を行うことを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  2. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電施設の前記出力制御可能量の絶対値が前記出力制御目標量の絶対値を下回った場合、各前記再生可能エネルギー発電設備における出力制御可能量と出力制御目標量を比較して、前記各再生可能エネルギー発電設備の出力を変更するか否か決定することを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  3. 請求項２に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電設備の出力の変更が必要な場合に当該出力の変更値を算出することを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  4. 請求項１ないし３のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電施設における前記出力制御目標量は、前記再生可能エネルギー発電施設に予め定められた制御定数及び前記電力系統の周波数変動情報に基づいて定められることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  5. 請求項４に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記周波数変動情報は、第１の周波数変動を演算する第１の周波数変動演算手段から得られることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  6. 請求項５に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記第１の周波数変動は、数秒から数10秒周期の周波数変動であることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  7. 請求項５または６に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記周波数変動情報は、第１の周波数変動と時間周期の異なる第２の周波数変動を演算する第２の周波数変動演算手段から得られることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  8. 請求項７に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記第２の周波数変動は、数分から数十分周期の周波数変動であることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  9. 請求項１ないし８のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電設備または前記再生可能エネルギー発電施設の出力制御可能量は、再生可能エネルギー源の強度及び前記再生可能エネルギー発電設備の出力特性を用いて推定されることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  10. 請求項９に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー源の強度は計測値から得られることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  11. 請求項９に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー源の強度は予測値から得られることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  12. 請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電施設の出力制御可能量または前記再生可能エネルギー発電設備の出力制御可能量の少なくともいずれかを、前記電力系統の制御システムに通知する機能を備えることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  13. 請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電設備は、再生可能エネルギー発電装置であり、
    前記再生可能エネルギー発電施設は、再生可能エネルギー発電所であることを特徴とす
    る再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  14. 請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電設備は、再生可能エネルギー発電所であり、
    前記再生可能エネルギー発電施設は、再生可能エネルギー発電所群であることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
  15. 請求項１ないし１４のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電施設の制御システムであって、
    前記再生可能エネルギー発電設備は風力発電設備または太陽光発電設備であることを特徴とする再生可能エネルギー発電施設の制御システム。
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