JP6483006B2 - ウインドファームとその制御方法 - Google Patents

Description

本発明はウインドファームとその制御方法に係り、特に電力系統に対して便益をもたらすことを可能とするウインドファームとその制御方法に関する。

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、ＣＯ_２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、化石燃料を使用せず、また、ＣＯ_２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再生可能エネルギー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、特に風力発電は、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、発電された電力を電力系統に連携させる場合には、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、電圧変動や周波数変動などの問題が発生し、電力品質の低下を招くことが懸念される。

現在、風力発電電力が電力系統に連携されるときには、電力系統側で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携しており、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（ウィンドファーム）に対して、風力発電装置の出力する無効電力により、電力系統の電圧変動を抑制する手法が提案されている。例えば、特許文献１では、「分散型電源１自身から出力する有効電力Ｐの変動成分ΔＰと、それにより生じた連携点Ｘ５の電圧変動ΔＶの各検出値から、時々刻々変わるパラメータα（ｔ）を推定し、分散型電源１が、Ｑ＝−αＰ又はＱ＝−αΔＰなる無効電力を出力し、分散型電源１に起因する系統３の電圧変動分のみを抑制する。」ことを提案している。

また、電力系統の周波数変動を抑制する手法としては、ウィンドファームの一部の風力発電装置を調整用風力発電装置グループとして出力を制限しておき、電力系統の周波数変動が懸念される、ウィンドファームの出力急変時に、調整用風力発電装置の出力制限を解除することで、電力系統の周波数変動を抑制する方法が提案されている。例えば、特許文献２では、「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。」ことを提案している。

特開２００７−１２４７７９号公報 特開２０１２−２４１５７６号公報

特許文献１，２によれば、大容量のウィンドファームにより電力系統の電圧や周波数の安定運用に貢献することができる。しかしながら、ウィンドファームが連携される電力系統の容量やインピーダンスによっては、前述の無効電力出力による電圧変動抑制の効果が小さい場合や、電力系統に予備力が充分にある場合には風力発電装置グループによる出力制限・解除による周波数変動抑制が不要となる場合も考えられる。

一方、風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギー発電が電力系統に大量に導入されると、ウィンドファームレベルでの電圧変動抑制や周波数変動抑制を含む系統サポート能力（電力系統へのアンシラリーサービスと呼ばれる）は、電力系統に対して最も便益をもたらすような制御が求められるようになると考えられる。このようなアンシラリーサービスを行う場合、従来技術では最も便益をもたらすような制御とならない懸念がある。

以上のような従来技術の問題点に鑑み、本発明の目的は、ウィンドファームの風力発電装置の有効電力、無効電力を適切に制御することにより、電力系統に対して最も便益をもたらすことが可能な風力発電制御装置を備えたウインドファームとその制御方法を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明においては、風力発電装置から電力変換器を介して電力系統に供給する電力を制御装置により調整するウインドファームであって、制御装置は、電力系統における有効電力または無効電力の価値の情報を得る電力価値推定部と、電力価値推定部で求めた有効電力または無効電力の価値の情報と、変換器から電力系統の連携点に至るまでの損失の情報とから制御効果を算出する制御効果比較部と、電力系統における複数の運転条件について制御効果比較部で求めた制御効果を最大化する時の有効電力または無効電力を制御計画として外部提示、あるいは送信する制御計画決定部を備えることを特徴とする。

また本発明においては、風力発電装置と電力変換器で構成された風力発電システムの出力が複数組並列接続され、連携点において電力系統に接続されたウインドファームであって、制御装置は、電力系統における有効電力に対する周波数の感度または無効電力に対する電圧の感度と、周波数または電圧の許容値についての必要量の情報から、有効電力または無効電力の価値の情報を得る電力価値推定部と、電力価値推定部で求めた有効電力または無効電力の価値の情報と、複数組の風力発電システムにおける変換器から電力系統の連携点に至るまでの損失の情報とで定まる制御効果を複数の運転条件に付いて求め比較する制御効果比較部と、制御効果を最大化する運転条件の時の有効電力または無効電力を制御計画として外部提示、あるいは送信する制御計画決定部を備えることを特徴とする。

また本発明においては、風力発電装置から電力変換器を介して電力系統に供給する電力を制御装置により調整するウインドファームの制御方法であって、電力系統における有効電力に対する周波数の感度または無効電力に対する電圧の感度と、周波数または電圧の許容値についての必要量などの情報から、有効電力または無効電力の価値の情報を得、有効電力または無効電力の価値の情報と、変換器から電力系統の連携点に至るまでの損失の情報とで定まる制御効果を複数の運転条件に付いて求め、制御効果を最大化する運転条件の時の有効電力または無効電力を制御計画として外部提示、あるいは送信することを特徴とする。

本発明によれば、ウィンドファームの有効電力、無効電力を最適に制御し、電力系統の安定運用が可能なシステムを提供できる。

本発明の実施例１におけるウィンドファームと電力系統の構成を示す図。 本発明の実施例１におけるウィンドファーム制御装置の機能ブロック図。 本発明の実施例１における有効電力の価値情報の一例を示した図。 本発明の実施例１における無効電力の価値情報の一例を示した図。 本発明の実施例１における電力系統に対するアンシラリーサービスの種類とウィンドファーム制御計画への反映方法を示した図。 電力変換器の、有効電と力無効電力の出力可能範囲の一例を示した図。 複数の風力発電システムと、各風力発電システムから電力系統の連携点Ｘまでの集電ケーブルの構成例を示した図。 ウィンドファームから電力系統に出力される、有効電力と無効電力の時系列の変化の一例を示した図。 運転予備力や無効電力の価値が高い場合の、ウィンドファームから電力系統に出力される、有効電力と無効電力の時系列の変化の一例を示した図。 ウィンドファームの発電事業者の収入を比較した例を示す図。 本発明の実施例２におけるウィンドファームと電力系統の構成を示す図。 本発明の実施例２におけるウィンドファーム制御装置の機能ブロック図。 本発明の実施例２におけるウィンドファームから能動的に有効電力を出力する方法の一例を示した図。 実施例２におけるウィンドファームから能動的に無効電力を出力する方法の一例を示した図。 実施例２における有効電力の感度を推定する方法の一例を示した図。 実施例２における無効電力の感度を推定する方法の一例を示した図。 本発明に係る風力発電制御方法による一連の処理を示すフローチャート。

以下図面を用いて本発明の実施例について説明する。

図１は、本発明の実施例１におけるウィンドファームと電力系統の構成を示す図である。

図１の構成によれば、電力系統５に再生可能エネルギー発電所であるウィンドファーム１００から電力が供給され、電力会社８は電力系統５から計測信号を取り込んで、電力会社８が所有する電力系統５内の他の発電設備、或は送電設備を最適に運用すべく適宜の制御信号により制御している。

なお現状における上記構成は、発送電分離後の近未来において電力会社８は送電事業者と位置付けられ、ウィンドファーム１００は発電事業者と位置付けられるものであるが、電力系統５は電力会社８（送電事業者）に帰属して安定運用すべく管理され、ウィンドファーム１００（発電事業者）は電力系統に電力を供給するという関係は何ら変わるものではない。

両者の利害関係は、一方のウィンドファーム１００（発電事業者）からみると電力系統５に可能な範囲で電力を供給できることが利にかなっており、他方の電力会社８（送電事業者）からみると安定運用を図る上ではウィンドファーム１００（発電事業者）側の協力を必要とする場面も存在する。風況に応じた最大発電のみならず、必要に応じてはこれを制限し、或は停止するといった協力も必要となる。このため、双方ともに満足できる内容での系統運用とすることが望まれる。

図１のウィンドファーム１００は、電力会社８（送電事業者）における電力系統５の運用に適した内容でのウィンドファーム１００の制御計画ＣＰを作成して、電力会社８（送電事業者）に提示する。また作成した制御計画ＣＰに沿ってウィンドファーム１００で発生する電力（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ）を制御する。この場合に制御計画ＣＰは、ウィンドファーム１００側で把握可能な計測情報のみから得るのがよい。一般にウィンドファーム１００と電力会社８（送電事業者）は別事業者であるので、電力会社８（送電事業者）から情報を得て制御計画とすることが困難であることが想定され、このためあくまでもウィンドファーム１００側の情報からの制御計画とするのがよい。

図１のウィンドファーム１００は、風力発電システム１と制御装置３で構成されている。このうち風力発電システム１は、１台または複数の風力発電装置ＧＷと、風力発電装置ＧＷの発電電力を、電力系統５に適した形態、大きさの電力に変換する電力変換器Ｃで構成されている。風力発電装置ＧＷ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である。また電力変換器Ｃは、風力発電装置ＧＷの発電電力から、電力系統５に流す有効電力Ｐと無効電力Ｑを独立に制御可能な電力変換器である。

電力会社８は、電力系統５を運用しており、電力系統５内の電力需要と供給のバランス、及び電圧を適正範囲に維持する責任を負う。電力会社８（送電事業者）とウィンドファーム１００（発電事業者）の責任区分点が連携点Ｘであり、制御装置３により当該点Ｘにおける電力（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ）が制御され、当該点Ｘにおける電圧Ｖ、周波数ｆが計測、制御の対象となる。

ウィンドファーム１００内の制御装置３は、ウィンドファーム１００の制御計画ＣＰを電力会社８（送電事業者）に提示し、制御計画ＣＰに従い電力指令値（有効電力指令値Ｐｄ、無効電力指令値Ｑｄ）を風力発電装置ＧＷに与えて運転制御している。これらの制御計画ＣＰの作成並びに電力指令値（有効電力指令値Ｐｄ、無効電力指令値Ｑｄ）の作成のために制御装置３は、風力発電装置ＧＷの出力Ｍを入力し、あるいは感度情報、必要量情報データベースＤＢ１、ケーブル特性、変換器特性データベースＤＢ２、アンシラリーサービス情報データベースＤＢ３に必要な情報を予め保持している。

なお感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に蓄積保存される情報は、図３、図４に例示する有効電力または無効電力の感度や必要量の情報である。ケーブル特性、変換器特性データベースＤＢ２に蓄積保存される情報は、図６に例示するウィンドファーム１００内の風力発電システム１と連携点Ｘを接続するケーブルのインピーダンス等の特性、電力変換器Ｃの特性情報などである。アンシラリーサービス情報データベースＤＢ３に蓄積保存される情報は、図５に例示するアンシラリーサービスの種類に関する情報などである。そのほかウィンドファーム１００内の制御装置３には、電力系統の運転条件を示す各種の情報が周期的に取り込まれている。

図２は、実施例１におけるウィンドファームの制御装置３の機能ブロック図である。制御装置３は、その機能を大別して示すと系統感度解析部３１と、制御計画決定部３２に分けて示すことができる。

このうち系統感度解析部３１は、感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に保持されている有効電力、無効電力の感度、必要量を読み込んで、それぞれの電力系統の電圧、周波数、安定度等の安定運用に対する有効電力価値Ｗｐ，無効電力価値Ｗｑを推定する推定部（有効電力価値推定部３１１、無効電力価値推定部３１２）と、ウィンドファーム１００内のケーブルの特性を読み込んで、ケーブルの損失を演算するケーブル損失演算部３１３と、から構成される。

なお推定部（有効電力価値推定部３１１、無効電力価値推定部３１２）は、電力系統の電圧、周波数、安定度等の安定運用に対する有効電力価値Ｗｐ，無効電力価値Ｗｑを推定するにあたり、感度情報、必要量情報データベースＤＢ１を参照し、有効電力価値Ｗｐ，無効電力価値Ｗｑを推定し、出力している。

図３は、感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に保持されている有効電力Ｐの感度の例を示す図である。横軸に有効電力変化量ΔＰ、縦軸に周波数変化量Δｆの抑制量を示しており、ウィンドファーム１００が連携点Ｘを介して電力系統５に出力する有効電力Ｐに対して、電力系統の周波数ｆがどの程度変化するか、という感度（Δｆ／ΔＰ）を表している。

また図４は、感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に保持されている無効電力Ｑの感度の例を示す図である。横軸に無効電力変化量ΔＱ、縦軸に電圧変化量ΔＶの抑制量を示しており、ウィンドファーム１００が連携点Ｘを介して電力系統５に出力する無効電力Ｑに対して、電力系統の電圧Ｖがどの程度変化するか、という感度（ΔＶ／ΔＱ）を表している。

これらの例では、有効電力の感度（Δｆ／ΔＰ）は、電力系統の周波数変動Δｆの抑制量であり、有効電力の変化量ΔＰが大きいほど、Δｆの抑制量が高くなることを示している。また、無効電力の感度（ΔＶ／ΔＱ）は、電力系統の電圧変動ΔＶの抑制量であり、無効電力の変化量ΔＱが大きいほど、ΔＶの抑制量が高くなることを示している。感度（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）の情報は、電力系統の構成、潮流状態等によって異なり、感度情報は電力会社（送電事業者）が作成するか、またはウィンドファームを運用する発電事業者が、電力系統の情報などに基づいて作成しても良い。また、これらの感度情報は時々刻々、電力系統の状況に応じて変化している。

これらの感度（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）を、ウィンドファーム１００を運用する発電事業者が作成する場合、連携点Ｘにおける過去の運転実績から予め求めて感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に保持されており、あるいは現時点の運転実績から適宜求められて使用される。

感度情報、必要量情報データベースＤＢ１における必要量情報とは、運転上の制限条件を意味している。有効電力Ｐを制御することに関していうと、有効電力Ｐを制御した結果として変動する電力系統の周波数ｆについての、変動許容範囲、上限値、下限値等の制限条件の情報である。通常、商用周波数に対して０．２ないし０．３Ｈｚの範囲とされている。また無効電力Ｑを制御することに関していうと、無効電力Ｑを制御した結果として変動する電力系統の電圧Ｖの、変動許容範囲、上限値、下限値等の制限条件の情報である。これらの必要量情報は、電力会社８や送電事業者（図示していない）が、電力系統の潮流状態等に基づいて決定している。

系統感度解析部３１内の有効電力価値推定部３１１、無効電力価値推定部３１２では、感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に保持されている有効電力、無効電力の感度及び、運転制限条件を意味する必要量の情報を読み込んで、それぞれの電力系統の電圧、周波数、安定度等の安定運用に対する有効電力価値Ｗｐ，無効電力価値Ｗｑを推定している。

例えば系統感度解析部３１の有効電力価値推定部３１１は、ウィンドファームが連携点Ｘを介して電力系統５に出力する有効電力Ｐに対して、電力系統の周波数ｆがどの程度変化するか、という感度情報と、電力会社８や送電事業者（図示していない）が、電力系統の潮流状態等に基づいて決定している、周波数ｆの変動許容範囲、上限値、下限値等の必要量の情報と、から、有効電力の価値を推定する。具体的には、ウィンドファームが連携される電力系統５が変電所から遠いなどの理由で、周波数ｆの感度が高く、かつ周波数ｆの変動許容範囲が狭い場合には、ウィンドファームの有効電力Ｐの変化が電力系統に与える影響が大きいため、有効電力の価値Ｗｐは高いと推定される。

同様に、無効電力価値推定部３１２は、ウィンドファームが連携点Ｘを介して電力系統５に出力する無効電力Ｑに対して、電力系統５の電圧Ｖがどの程度変化するか、という感度情報と、電力会社８や送電事業者が、電力系統の潮流状態等に基づいて決定している、電圧Ｖの変動許容範囲、上限値、下限値等の必要量の情報と、から、無効電力の価値Ｗｑを推定する。

また有効電力価値推定部３１１、無効電力価値推定部３１２において、必要量情報を勘案した理由は以下のようである。有効電力制御あるいは周波数制御を行いたいという場面において、現時点での周波数とその変動許容範囲の関係から周波数の変更可能範囲が定まり、さらに感度（Δｆ／ΔＰ）を勘案すると有効電力あるいは周波数は無制限に変更可能なのではなく、有限の変更範囲を有することになる。このことは無効電力と電圧の関係においてもあてはまる。無効電力制御あるいは電圧制御を行いたいという場面において、現時点での電圧とその変動許容範囲の関係から電圧の変更可能範囲が定まり、さらに感度（ΔＶ／ΔＱ）を勘案すると無効電力あるいは電圧は無制限に変更可能なのではなく、有限の変更範囲を有することになる。このため有効電力価値Ｗｐあるいは無効電力価値Ｗｑは、変更可能範囲の広狭によっても変動することから、必要量情報の観点を付加して考慮するのがよい。

また系統感度解析部３１内のケーブル損失演算部３１３では、ケーブル特性、変換器特性データベースＤＢ２に蓄積保存されている、ウィンドファーム１００内のケーブルの特性を読み込んで、ケーブルの損失を演算する。ケーブル損失演算部３１３の詳細については後述するが、要するにケーブル特性としては、電力変換器Ｃから連携点Ｘに至るケーブルにおけるインピーダンスの情報を保有しており、この部分における電力損失を求めている。なお電力損失Ｌｃは常に一定値ではなく、電力変換器Ｃの運転条件により定まる有効電力と無効電力の関数であり、可変の値Ｌｃとなる。また風力発電装置ＧＷ及び電力変換器Ｃから構成される風力発電システム１は、図７に示すようにウインドファーム１００においては複数組が並列接続され、連携点Ｘで連携されているので、ケーブル損失Ｌｃは各風力発電システム１における個々のケーブル損失と、その合計を含んでいる。

このようにして、系統感度解析部３１からは有効電力価値Ｗｐおよび無効電力価値Ｗｑ、ケーブル損失Ｌｃが解析結果として与えられることになる。本発明では、系統感度解析部３１からの解析結果は、上記の１組ではなく、さらにアンシラリーサービス情報データベースＤＢ３を参照して、アンシラリーサービスの観点からの複数の解析結果として与えられる。

ここでアンシラリーサービスとは、ウィンドファームレベルでの電圧変動抑制や周波数変動抑制を含む系統サポート能力のことである。風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギー発電が電力系統５に大量に導入されると、ウィンドファーム１００としても電力系統５に対して最も便益をもたらすような制御が求められるようになる。これにより、ウィンドファーム側の発電事業者は自己事情により発電出力を定めるのではなく、送電事業者側にとってもメリットの大きい運転を志向するものである。

図５は、電力系統に対するアンシラリーサービスの種類と、それぞれのサービスをウィンドファームで実現するための、ウィンドファーム制御計画への反映方法を示した図である。なおアンシラリーサービスの種類とは、アンシラリーサービスの運転条件を意味するものである。電力系統の安定運用に求められるアンシラリーサービスには、Ｎｏ１（周波数制御）、Ｎｏ２（インバランス調整）、Ｎｏ３（瞬動予備力）、Ｎｏ４（運転予備力）、Ｎｏ５（系統制御、スケジューリング、給電指令）、Ｎｏ６（無効電力供給および電圧制御）、Ｎｏ７（バックアップ供給）などの種類があり、そのそれぞれに対して、ウィンドファーム１００の有効電力Ｐ、無効電力Ｑの制御により対応することができる。

例えば、Ｎｏ１の周波数制御について、電力系統５の周波数が負荷の急減等によって上昇した場合には、ウィンドファーム１００の有効電力を抑制することによって、電力系統５の周波数を低下させる効果が得られる。逆に電力系統５の周波数が負荷の急増等によって低下した場合には、ウィンドファーム１００の有効電力の抑制を解除することによって、電力系統の周波数を上昇させる効果が得られる。

またＮｏ６の無効電力供給及び電圧制御について、電力系統５の電圧が低下した場合には、ウィンドファーム１００から進み無効電力を供給することで、電力系統５の電圧を上昇させる効果が得られる。逆に電力系統５の電圧が上昇した場合には、ウィンドファーム１００から遅れ無効電力を供給することで、電力系統５の電圧を低下させる効果が得られる。上記の有効電力、無効電力は、電力変換器Ｃにより制御される。

なお、Ｎｏ２からＮｏ５、およびＮｏ７の各アンシラリーサービスについても、同様にウィンドファームの有効電力Ｐの抑制と抑制解除制御により実現が可能である。ここでは、反映方法を図５に図示するのみとし、詳細な説明は割愛する。

この結果、系統感度解析部３１内の有効電力価値推定部３１１及び無効電力価値推定部３１２からは、有効電力価値Ｗｐと無効電力価値Ｗｑの値が、アンシラリーサービスのサービス項目数倍されて与えられることになる。

制御計画決定部３２は、系統感度解析部３１の解析結果（有効電力価値Ｗｐと無効電力価値Ｗｑ、電力損失Ｌｃ）と、ケーブル特性、変換器特性データベースＤＢ２に保持されている電力変換器Ｃの特性、有効電力、無効電力の単価情報を読み込んで、制御効果を比較する制御効果比較部３２１と、制御効果の比較結果に基づいて、有効電力と無効電力の制御計画ＣＰＰ、ＣＰＱを決定し、結果を提示する制御計画決定部３２２と、から構成されている。

具体的に説明すると図２の系統感度解析部３１の制御効果比較部３２１では、系統感度解析部３１でアンシラリーサービスごとに求めた、有効電力価値Ｗｐと無効電力価値Ｗｑ、ウィンドファーム内の集電ケーブルの損失Ｌｃ等の情報と、有効電力と無効電力の単価情報Ｕｐ，Ｕｑ、風力発電システム１の電力変換器の特性等の情報から、どのような有効電力Ｐと無効電力Ｑの組合せが最も制御効果が高く、かつウィンドファーム１００の発電事業者の収入が大きくなるかを比較する。

ここで、数値化した有効電力の価値をＷｐ、無効電力の価値をＷｑ、有効電力の単価をＵｐ、無効電力の単価をＵｑ、ケーブルの損失をＬｃとすると、制御効果指標Ｅは例えば（１）式で表わされる。

本発明においては、制御効果指標Ｅを最大化するように、適用する運転条件としてアンシラリーサービス、あるいは力率一定制御などにおける制御効果を比較検討し、選択した制御効果の時の有効電力と無効電力の制御計画を決定する。

図６は、風力発電システム１の構成要素である、電力変換器Ｃの、有効電力Ｐと無効電力Ｑの出力可能範囲の一例を示した図である。横軸に有効電力Ｐ、縦軸に無効電力Ｑをとって示す領域内において、出力可能範囲は、無効電力が±０．４（ｐ．ｕ）の範囲内に限定される。また有効電力が小さい領域では、無効電力も小さい範囲に限定される。

電力変換器Ｃは、風力発電装置ＧＷの発電電力を、電力系統５に流すために、電圧Ｖや周波数ｆを調整する機能を持つ。このとき、出力電圧と出力電流の位相を制御することによって、図のような範囲の有効電力Ｐと無効電力Ｑの比で制御することが可能となる。通常、電力変換器Ｃは、力率１．０（無効電力０Ｖａｒ）、あるいは一定力率（Ｐ／Ｑ＝一定）として運転しているが、本発明では、適用するアンシラリーサービスの種類、組合せに応じて、当該領域内において有効電力Ｐと無効電力Ｑの比率を変化させる。

なお図１の感度情報、必要量情報データベースＤＢ１に蓄積保存される必要量の情報は、電力系統周波数や電圧の制限条件（変動許容範囲）であることを先に述べたが、図６に示した電力変換器Ｃの有効電力Ｐと無効電力Ｑの出力可能範囲もまた、当該ウィンドファーム１００を運転する際の制限条件（変動許容範囲）となるものである。従って、有効電力価値Ｗｐ、無効電力価値Ｗｑを定めるにあたり、電力変換器Ｃの有効電力Ｐと無効電力Ｑの出力可能範囲も考慮されるのがよい。

図７は、ウィンドファーム１００内の複数の風力発電システム（１１から１ｎ）と、各風力発電システムから電力系統５の連携点Ｘまでの集電ケーブル（４１から４ｎ）の構成の一例を示した図である。

各風力発電システム（１１から１ｎ）からは、有効電力Ｐ（Ｐ４１からＰ４ｎ）と、無効電力Ｑ（Ｑ４１からＱ４ｎ）が出力され、風力発電システム端の電圧はＶ４１からＶ４ｎとなっているものとする。このとき、風力発電システム（１１から１ｎ）から連携点Ｘまでの集電ケーブル（４１から４ｎ）のインピーダンスを夫々Ｚ４１からＺ４ｎで表すものとすると、ウィンドファーム１００内の送電損失Ｌｃは（２）式で表わされる。

（２）式で、添え字ｎはウィンドファーム内の風力発電システムの台数を表わす。また、有効電力Ｐ４１からＰ４ｎは風のエネルギーによって決まり、有効電力を抑制、または抑制解除制御する場合にも、各風力発電システムが受けている風のエネルギーに応じて決定される。

（２）式によれば、アンシラリーサービスによってウィンドファーム１００から無効電力Ｑを出力する際、無効電力Ｑ４１からＱ４ｎの配分を変えることによって送電損失ＬＯＳＳを変化させることができることが理解できる。

また（２）式を最小化（従って出力最大化）するためには、無効電力Ｑ４１からＱ４ｎの比率を、（３）式のように決定すれば良い。すなわち無効電力の配分を、集電ケーブルのインピーダンスの逆数の比にすることによって、インピーダンスの高いケーブルの無効電力Ｑを小さく、インピーダンスの低いケーブルの無効電力Ｑを高く配分することで、ウィンドファーム全体の無効電力損失を最小化できる。

同時に、無効電力は合計でＱとなれば良いので、（４）式を満たせばよい。

このようにウィンドファーム１００内の風力発電システム１の有効電力Ｐ、無効電力Ｑを制御することにより、連携点Ｘからは各アンシラリーサービスに対応した有効電力、無効電力を出力し、かつウィンドファーム内の送電損失を最小化する制御が可能となる。

図８は、ウィンドファーム１００から電力系統５に出力される、有効電力Ｐと無効電力Ｑの時系列の変化の一例を示した図である。この例は、予備力等の有効電力Ｐの価値Ｗｐが小さく、無効電力Ｑの価値Ｗｑが小さいか、あるいは力率（１．０）が最大の価値とされるような場合であり、アンシラリーサービスは行わずに、ウィンドファームの発電電力をすべて固定買取価格ＦＩＴ（Ｆｅｅｄ−ｉｎ Ｔａｒｉｆｆ Ｐｒｏｇｒａｍ）で売電するのが発電事業者にとって好都合である。係る事例では有効電力Ｐは、時々刻々変化する風速に応じて変化し、無効電力は常に０となる。

図９は、図８に対して、運転予備力や無効電力Ｑの価値Ｗｑが高く、時間毎に最適な制御が変化した場合の、有効電力Ｐと無効電力Ｑの時系列変化の一例を示した図である。時刻Ｔ０からＴ１の期間では、運転予備力の有効電力Ｐの価値Ｗｐが高いという想定で、ウィンドファーム１００の発電可能な有効電力Ｐの一部を、運転予備力として確保するために、有効電力Ｐを抑制して制御する。このように運転予備力重視の場面では、風力発電所は変化する風力のままに出力するのではなく、送電事業者側の事情を優先させて有効電力Ｐを一定値に抑制する運転とする。

時刻Ｔ１からＴ２の期間では、無効電力Ｑの価値Ｗｑが高いという想定で、図６で示したような、電力変換器Ｃの運転可能範囲内で出力可能な最大の無効電力を出力するように制御する。

時刻Ｔ２からＴ３の期間では、運転予備力と無効電力を組合せた場合の価値が最大となるという想定で、ウィンドファームの発電可能な有効電力の一部を、運転予備力として確保すると当時に、無効電力を出力するように制御する。

図１０は、図８のように力率１．０固定で制御した場合の、ウィンドファームの発電事業者収入と、アンシラリーサービスである運転予備力制御、無効電力制御で制御した場合、さらに有効電力と無効電力の価値に基づく、本発明の価値最大化制御のウィンドファームの発電事業者収入を比較した例を示す棒グラフである。

ケースＡの力率１．０制御とした場合には、ウィンドファームで発電した電力はすべてＦＩＴ料金（固定買取価格）で売電され、それが事業者収入となる。

ケースＢの運転予備力を確保する制御では、発電可能な有効電力の一部を抑制するため、ＦＩＴ料金で売電される電力は力率１．０制御と比べて減少する。その代わり、予備力を確保するアンシラリーサービスに対する対価が、電力会社、あるいは送電事業者から支払われるため、合計の発電事業者収入は、力率１．０制御の場合よりも増加する場合がある。

また、ケースＣの無効電力制御では、ＦＩＴ料金で売電される分に加えて、無効電力を供給するアンシラリーサービスに対する対価が支払われる。

ケースＤの価値最大化制御では、ＦＩＴ売電収入と、運転予備力確保収入と、無効電力供給収入の合計が最大となるように制御することで、力率１．０制御、あるいは単一のアンシラリーサービスに対応した場合よりも、より電力系統の要求に応えることができ、かつ発電事業者の収入も高くなることが期待できる。

以上本発明によれば、発電事業者側において、発電事業者が把握可能な情報から電力系統の状態を推定し、有効電力または無効電力の制御計画ＣＰを送電事業者側に提示している。提示内容は、当該ウィンドファームの状態で最も価値が高いと思われる制御計画であり、力率１．０固定制御、アンシラリーサービスである運転予備力制御または無効電力制御、さらに有効電力と無効電力の価値最大化制御を含む。さらにはアンシラリーサービスの具体的な処理内容を含んでいる。

制御計画は、送電事業者側に提示されるが、送電事業者側における以後の対応はいくつか想定される。第１の対応は、発電事業者の提案をそのままに受け入れるというものであり、この場合に、発電事業者は自己が提案した制御計画に従って、風力発電システムを運用する。第２の対応は、発電事業者の提案を一部修正して受け入れるというものであり、この場合に、発電事業者は自己が提案した制御計画の修正版に従って、風力発電システムを運用する。第３の対応は、発電事業者の提案を受け入れないというものであり、この場合に、発電事業者は自己が提案した制御計画を破棄し、例えば送電ロスを最小化しながら風況のまま発電するということが考えられる。

以上本発明の実施例１によれば、ウィンドファーム側において、アンシラリーサービスの複数の運転内容についてその運転を実行した時の価値を推定し、最大価値とする運転内容を送電事業者側に提示している。これにより、ウィンドファーム側（発電事業者側）は自己にとって有利な運転内容であり、かつ電力系統に対して最も便益をもたらすことが可能な運転を行うことが可能となる。

実施例１では、感度情報、必要量情報データベース１を備えて有効電力または無効電力の感度や必要量の情報をあらかじめ保持していた。これに対し、実施例２では感度情報、必要量情報データベース１内には感度情報を備えず、有効電力または無効電力の感度の情報を電力系統の直近の情報から時々刻々求めるものである。実施例２について図１１から図１６を用いて説明する。

図１１は、有効電力、無効電力の価値に関する情報を、ウィンドファームからの有効電力、無効電力の出力と、計測値と、から求める場合の実施例における、ウィンドファームと電力系統の構成を示す図である。図１との違いは、外部から入力していた、有効電力、無効電力の価値、必要量の情報を、連携点Ｘに設けた計測器９で計測した有効電力、無効電力、電圧、周波数等の計測値から求める点である。

図１２は、実施例２におけるウィンドファーム制御装置３の機能ブロック図である。図２との違いは、系統感度解析部３１に、連携点Ｘで計測した有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、周波数ｆ等の情報から、有効電力Ｐの感度を推定する有効電力感度推定部３１４と、無効電力Ｑの感度を推定する無効電力感度推定部３１５が含まれている点である。

図１３は、実施例２における、有効電力の感度を推定する際の、ウィンドファーム１００から能動的に有効電力を出力する方法の一例を示した図である。ここでは、ウィンドファームの出力変動に応じて、電力系統の周波数ｆがどの程度の感度で応答するのかを計測するために、有効電力Ｐと周波数ｆの時間変動を入力、監視する。

感度推定のための計測第１段階では、図１３の時刻Ｔ０からＴ１において、ウィンドファームの有効電力Ｐを、発電可能有効電力よりも小さな一定値Ｐｃに抑制制御して、時刻Ｔ１で抑制を解除する。

計測第２段階では、この抑制解除時の有効電力の変化分ΔＰｗに対して、時刻Ｔ１における電力系統の周波数の変化Δｆを記録する。電力系統の周波数の変動には、ウィンドファームの出力と無関係な成分も含まれているため、ΔＰｗの条件を変えて複数回同様の制御を行い、統計的に有効電力の感度を推定する。図１３では、さらに時刻２，Ｔ３においても同様の計測を繰り返し実行したことを示している。

図１４は、実施例２における、無効電力の感度を推定する際の、ウィンドファームから能動的に無効電力を出力する方法の一例を示した図である。ここでは、ウィンドファームの出力変動に応じて、電力系統の電圧Ｖがどの程度の感度で応答するのかを計測するために、無効電力Ｑと電圧Ｖの時間変動を入力、監視する。

感度推定のための計測第１段階では、図１４の時刻Ｔ０からＴ１の期間ではウィンドファームの無効電力を０（ｐｕ）に制御し、その後時刻Ｔ１で無効電力としてΔＱｗを出力する。

計測第２段階では、この無効電力ΔＱｗ出力時の、電力系統の電圧の変化ΔＶを記録する。電力系統の電圧の変動には、ウィンドファームの有効電力、無効電力とは無関係の成分も含まれているため、ΔＱｗの条件を変えて複数回同様の制御を行い、統計的に無効電力の感度を推定する。

図１５は、実施例２における、有効電力の感度を推定する際の、ウィンドファームから出力する有効電力ΔＰｗと、電力系統の周波数の変化Δｆの計測値から、有効電力の感度を推定する方法の一例を示した図である。ΔＰｗとΔｆの計測値には、周波数の外乱が含まれているため、複数のデータから最小二乗法等によって推定感度を求める。

図１６は、実施例２における、無効電力の感度を推定する際の、ウィンドファームから出力する無効電力ΔＱｗと、電力系統の電圧の変化ΔＶの計測値から、無効電力の感度を推定する方法の一例を示した図である。ΔＱｗとΔＶの計測値には、電圧の外乱が含まれているため、複数のデータから最小二乗法等によって推定感度を求める。

実施例２によれば、感度の情報（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）を実際の直近の電力系統状態から求めているので、過去の計測結果から求めて固定値的に使用する実施例１のデータベース方式に比べてより正確に現状を反映した感度の情報（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）、従って有効電力価値Ｗｐと無効電力価値Ｗｑを得ることができる。

実施例３では、図１７を用いて風力発電制御方法について説明する。図１７は本発明による一連の処理を示すフローチャートである。

図１７のフローチャートにおいて、最初の処理ステップＳ１では、有効電力、無効電力の感度、必要量の情報を確認する。具体的には実施例１のデータベース方式の場合には、感度情報、必要量情報データベースＤＢ１を参照して、感度（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）の情報を参照して入手（処理ステップＳ１１）する。

実施例２の逐次入手方式では、処理ステップＳ１２において感度推定のための計測第１段階を実行し、処理ステップＳ１３において感度推定のための計測第２段階を実行し、それぞれΔｆ、ΔＰ、ΔＶ、ΔＱを入手する。

処理ステップＳ１４では、計測第１段階と計測第２段階を複数回繰り返し実行させ、多数の情報が得られた時点で処理ステップＳ１５において図１５、図１６に示した統計的手法（たとえば最小二乗法）により、感度（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）の情報を得る。

次の処理ステップＳ２では、アンシラリーサービス情報データベースＤＢ３を参照して、複数のアンシラリーサービスの運転内容の１つを選択する。

処理ステップＳ３では、処理ステップＳ２で選択したアンシラリーサービスの運転内容の条件のもとで、感度（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）と、制限条件の情報などを用いて、当該アンシラリーサービスの運転内容の時の有効電力Ｐの価値Ｗｐと、無効電力Ｑの価値Ｗｑを推定する。推定に当たり、感度情報（Δｆ／ΔＰ）、（ΔＶ／ΔＱ）以外の必要量の情報（有効電力Ｐの価値Ｗｐに関して周波数ｆの変動許容範囲、上限値、下限値等。無効電力Ｑの価値Ｗｑに関して電圧Ｖの変動許容範囲、上限値、下限値等）は、適宜得られているものとする。

処理ステップＳ４では、ケーブルの損失Ｌｃを演算する。

処理ステップＳ５では、（１）式の制御効果指標Ｅを算出する。また処理ステップＳ６では、アンシラリーサービスの運転内容がすべて実行完了されるまで、処理ステップＳ２から処理ステップＳ６の処理を繰り返し実行する。

処理ステップＳ７では、制御効果の比較を行う。比較は制御効果指標Ｅを最大化する運転内容を選択することで行われる。なお比較の対象には、アンシラリーサービスの各運転内容の他に、力率一定制御や、適用するアンシラリーサービスの組合せも含めるのがよい。なおこの制御効果の比較の中では、現在時点での比較結果を行うこと以外に、将来時刻における比較結果を行うものであってもよい。これにより処理ステップＳ７では、全ての運転内容が完了するまで条件を変更して繰り返し実行し、最終的に処理ステップＳ７において、制御効果指標Ｅを最大とする運転条件での有効電力Ｐと無効電力Ｑの出力組み合わせを抽出する。

また処理ステップＳ７では、制御効果指標Ｅを最大とする運転条件での有効電力Ｐと無効電力Ｑの出力組み合わせが、制御計画ＣＰとして、送電事業者側に提示される。提示内容は、当該ウィンドファームの状態で最も価値が高いと思われる制御計画であり、力率１．０固定制御、アンシラリーサービスである運転予備力制御または無効電力制御、さらに有効電力と無効電力の価値最大化制御を含む。さらにはアンシラリーサービスの具体的な処理内容を含んでいる。さらに提示内容は、現在の運転条件であってもよく、または将来時刻における運転計画であってもよい。

処理ステップＳ８では、送電事業者側に提示した制御計画ＣＰについての変更の有無を確認し、変更がなければ初期の制御計画に沿って、変更がある場合には変更を反映した制御計画に沿って風力発電システムの運転を行う（処理ステップＳ９）。なお風力発電システムの運転にあたり、（４）式のケーブル損失が最小化する制御を反映させるのがよい。

以上説明の本発明は要するに、風力発電として風況のままに発電する（従って送電事業者側からは迷惑な存在の場合もあり）という姿勢から、送電事業者の意向を酌んだ利益最大化運転を提示、実行する風力発電システムを提案する発明である。さらにその実現のために、送電事業者から各種のデータ提供を受けて利益最大化運転を推定演算するということではなく、発電事業者の連携点情報から利益最大化運転を推定演算していくものである。

１：風力発電システム
３：制御装
５：電力系統
８：電力会社
３１：系統感度解析部
３２：制御計画決定部
３１１：有効電力価値推定部
３１２：無効電力価値推定部
３１３：ケーブル損失演算部
１００：ウィンドファーム
ＧＷ：風力発電装置
Ｃ：電力変換器
Ｘ：連携点
ＣＰ：制御計画
ＤＢ１感度情報、必要量情報データベース
ＤＢ２：ケーブル特性、変換器特性データベース
ＤＢ３：アンシラリーサービス情報データベース

Claims (14)

1. 風力発電装置から電力変換器を介して電力系統に供給する電力を制御装置により調整するウインドファームであって、
   前記制御装置は、前記電力系統における有効電力または無効電力の価値の情報を得る電力価値推定部と、該電力価値推定部で求めた前記有効電力または無効電力の価値の情報と、前記電力変換器から前記電力系統の連携点に至るまでの損失の情報とから制御効果を算出する制御効果比較部と、電力系統における複数の運転条件について前記制御効果比較部で求めた前記制御効果を最大化する時の有効電力または無効電力を制御計画として外部提示、あるいは送信する制御計画決定部を備えることを特徴とするウインドファーム。
2. 請求項１に記載のウインドファームであって、
   前記電力価値推定部は、前記電力系統における有効電力に対する周波数の感度または無効電力に対する電圧の感度と、周波数または電圧の許容値についての必要量の情報から、前記有効電力または無効電力の価値の情報を得ることを特徴とするウインドファーム。
3. 請求項１または請求項２に記載のウインドファームであって、
   前記電力系統における有効電力に対する周波数の感度または無効電力に対する電圧の感度と、周波数または電圧の許容値についての必要量の情報を保持する第１のデータベースと、前記電力変換器から前記電力系統の連携点に至るまでの損失の情報を保持する第２のデータベースを備えることを特徴とするウインドファーム。
4. 請求項２または請求項３に記載のウインドファームであって、
   前記電力系統における有効電力に対する周波数の感度を、有効電力一定制御解放前後の有効電力変化と周波数変化から求め、前記電力系統における無効電力に対する電圧の感度を、無効電力一定制御解放前後の無効電力変化と電圧変化から求めることを特徴とするウインドファーム。
5. 請求項４に記載のウインドファームであって、
   前記有効電力あるいは無効電力の一定制御解放前後の計測を複数回実行して、前記有効電力あるいは無効電力の感度を統計処理により求めることを特徴とするウインドファーム。
6. 請求項１から請求項５のいずれか１項に記載のウインドファームであって、
   前記複数の運転条件は、電力系統に対するアンシラリーサービスによる運転条件を含むことを特徴とするウインドファーム。
7. 請求項１から請求項６のいずれか１項に記載のウインドファームであって、
   前記ウインドファームは発電事業者に所属し、前記電力系統を保有管理する送電事業者に対して前記有効電力または無効電力の制御計画を提示することを特徴とするウインドファーム。
8. 請求項７に記載のウインドファームであって、
   前記ウインドファームは前記送電事業者に対して提示した前記有効電力または無効電力の制御計画に従って運転され、または提示後に修正された制御計画に従って運転されることを特徴とするウインドファーム。
9. 請求項１から請求項８のいずれか１項に記載のウインドファームであって、
   ウインドファームは、複数の風力発電装置から複数の電力変換器を介して電力系統の連携点に接続されて電力を供給するとともに、前記制御装置により前記複数の風力発電装置から複数の電力変換器を介して電力系統の連携点に至る送電線の合計の送電損失を最小に調整されていることを特徴とするウインドファーム。
10. 請求項９に記載の前記ウインドファームであって、
    ウインドファームは、前記電力変換器から電力系統との連携点に至る送電線のインピーダンスに基づき、無効電力の配分を、前記送電線のインピーダンスの逆数の比にすることによって、インピーダンスの高い送電線の無効電力を小さく、インピーダンスの低い送電線の無効電力を高く配分することを特徴とするウインドファーム。
11. 風力発電装置と電力変換器で構成された風力発電システムの出力が複数組並列接続され、連携点において電力系統に接続されたウインドファームであって、
    前記電力系統における有効電力に対する周波数の感度または無効電力に対する電圧の感度と、周波数または電圧の許容値についての必要量の情報から、前記有効電力または無効電力の価値の情報を得る電力価値推定部と、該電力価値推定部で求めた前記有効電力または無効電力の価値の情報と、前記複数組の風力発電システムにおける前記電力変換器から前記電力系統の連携点に至るまでの損失の情報とで定まる制御効果を複数の運転条件に付いて求め比較する制御効果比較部と、制御効果を最大化する前記運転条件の時の前記有効電力または無効電力を制御計画として外部提示、あるいは送信する制御計画決定部を備えることを特徴とするウインドファーム。
12. 風力発電装置から電力変換器を介して電力系統に供給する電力を制御装置により調整するウインドファームの制御方法であって、
    前記電力系統における有効電力に対する周波数の感度または無効電力に対する電圧の感度と、周波数または電圧の許容値についての必要量の情報から、前記有効電力または無効電力の価値の情報を得、該有効電力または無効電力の価値の情報と、前記電力変換器から前記電力系統の連携点に至るまでの損失の情報とで定まる制御効果を複数の運転条件に付いて求め、制御効果を最大化する前記運転条件の時の前記有効電力または無効電力を制御計画として送電事業者に外部提示、あるいは送信することを特徴とするウインドファームの制御方法。
13. 請求項１２に記載のウインドファームの制御方法であって、
    前記ウインドファームは前記送電事業者に対して提示した前記有効電力または無効電力の制御計画に従って運転され、または提示後に修正された制御計画に従って運転されることを特徴とするウインドファームの制御方法。
14. 請求項１２または請求項１３に記載のウインドファームの制御方法であって、
    ウインドファームは、複数の風力発電装置から複数の電力変換器を介して電力系統の連携点に接続されて電力を供給するとともに、前記制御装置により前記複数の風力発電装置から複数の電力変換器を介して電力系統の連携点に至る送電線の合計の送電損失を最小に調整されていることを特徴とするウインドファームの制御方法。

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