JP6338008B1 - 電力安定化システム及び制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】変動電源の出力が停止した場合でも、変動電源と電力貯蔵装置の合成出力を目標合成出力に追従させることができる電力安定化システム及び制御装置を提供する。【解決手段】電力安定化システム（１０）は、充放電が可能な電力貯蔵装置（１１）と、電力貯蔵装置（１１）の出力と変動電源（１６）の出力の合成出力を制御する制御装置（１３）と、を有している。制御装置（１３）は、変動電源（１６）の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力（ＥＳｍａｘ）を演算して、最大必要充電電力（ＥＳｍａｘ）に基づいて、電力貯蔵装置（１１）の充放電を制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、電力安定化システム及び制御装置に関する。

風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギーを利用する変動電源の電力系統への連系が近年増加している。しかし、変動電源の出力は時々刻々と変化するので、大量導入に伴う電力品質への悪影響が懸念されている。そこで、風力発電所や太陽光発電所に蓄電池やフライホイールなどで構成される電力貯蔵装置を設置して、電力貯蔵装置の充放電制御により、発電設備の出力変動を補償する出力変動緩和制御が提案されている。

例えば、特許文献１に記載の電力安定化システムでは、変動電源を電力系統に連系した場合の系統周波数への影響を小さくするため、変動電源で生成される発電電力を電力貯蔵装置の充放電電力と合成して平滑化している。

特開２００７−３１８８８３号公報

変動電源の出力（発電電力）は、例えば、季節、時間帯、気象条件などの要因により変動するが、何らかの事情によって変動電源の運転が停止すると、変動電源の出力がゼロまでステップ状に急激に低下してしまう。この場合、電力貯蔵装置への負荷が過大になって、要求される充電電力に応えきれず、電力安定化システムの運転に支障が出るおそれがある。

電力安定化システムでは、電力需要の増加が予想される時間帯に変動電源と電力貯蔵装置の合成出力の減少を禁止する制御を行う場合がある。この減少禁止時間帯に変動電源の運転（出力）が停止すると、電力貯蔵装置が受け持つ電力負担量が飛躍的に大きくなり、上記技術課題がより一層クローズアップされる。

従来の電力安定化システムでは、電力貯蔵装置の目標充電電力を設定する場合があるが、当該目標充電電力の算出方法が曖昧かつヒューリスティックであり、例えば、変動電源の運転（出力）が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、電力貯蔵装置ひいては電力安定化システムが支障なく運転することを保証できなかった。

本発明はかかる点に鑑みてなされたものであり、変動電源の出力が停止した場合でも、変動電源と電力貯蔵装置の合成出力を目標合成出力に追従させることができる電力安定化システム及び制御装置を提供することを目的の１つとする。

本実施形態の電力安定化システムは、充放電が可能な電力貯蔵装置と、前記電力貯蔵装置の出力と変動電源の出力の合成出力を制御する制御装置と、を有し、前記制御装置は、前記変動電源の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、前記合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力を演算して、前記最大必要充電電力に基づいて、前記電力貯蔵装置の充放電を制御し、前記制御装置は、前記変動電源の現在出力と、出力変化速度設定値と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少許容時間の残り時間と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少禁止時間の残り時間とに基づいて、前記最大必要充電電力を演算する、ことを特徴としている。

本実施形態の制御装置は、電力貯蔵装置の出力と変動電源の出力の合成出力を制御する制御装置であって、前記変動電源の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、前記合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力を演算して、前記最大必要充電電力に基づいて、前記電力貯蔵装置の充放電を制御し、前記変動電源の現在出力と、出力変化速度設定値と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少許容時間の残り時間と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少禁止時間の残り時間とに基づいて、前記最大必要充電電力を演算する、ことを特徴としている。

本発明によれば、変動電源の出力が停止した場合でも、変動電源と電力貯蔵装置の合成出力を目標合成出力に追従させることができる電力安定化システム及び制御装置を提供することができる。

本実施形態の電力安定化システムの構成例を示す図である。 合成出力の減少禁止時間、増加禁止時間、増加／減少禁止時間を示す図である。 シミュレーションで設定した各運転時間帯と出力変化率及び係数の対応関係を示す図である。 減少禁止時間の開始時に風力発電機の運転が停止した場合における最大必要充電電力の演算の一例を示す概念図である。 合成出力の減少許容時間と減少禁止時間で用いる最大必要充電電力を演算するための異なる関数の一例を示している。 減少許容時間（減少禁止準備時間）に風力発電機の運転（出力）が停止し且つ減少禁止時間の開始前に合成出力をゼロにできる場合の最大必要充電電力を示す図である。 減少許容時間（減少禁止準備時間）に風力発電機の運転（出力）が停止し且つ減少禁止時間の開始前に合成出力をゼロにできない場合の最大必要充電電力を示す図である。 減少禁止時間に風力発電機の運転（出力）が停止した場合の最大必要充電電力を示す図である。 減少禁止時間の終了時に風力発電機の運転（出力）が停止した場合の最大必要充電電力を示す図である。 減少禁止時間の開始時に風力発電機の運転が停止した場合における見込み発電電力の演算の一例を示す概念図である。 見込み発電電力演算部の内部構成の一例を示す図である。 減少禁止時間の開始時点における風力発電機の出力と減少禁止時間における風力発電機の発電量の時間平均値の関係を示す概念図である。 減少禁止時間における風力発電機の発電量予測値とこれに対応する発電量実績値の関係を示す概念図である。 制御装置（最大必要充電電力演算部と見込み発電電力演算部と差分電力演算部）による演算内容を示すブロック図である。 減少禁止時間の開始時間が現在よりも遅い第１、第２の場合及び現在の場合における最大必要充電電力の一例を示す図である。

図１は、本実施形態の電力安定化システム１０の構成例を示している。電力安定化システム１０は、電力貯蔵装置１１、電力変換器１２及び制御装置１３を有しており、変圧器１４を介して電力系統１５に接続される。以下の説明において、電力安定化システム１０は、再生可能エネルギーを利用した変動電源の出力変動補償を行う場合を想定している。図１では、変動電源の一例となる風力発電機１６が変圧器１７を介して電力系統１５に接続されている。なお、電力系統１５に連系された変動電源であれば、風力発電機１６に限らず、例えば太陽光発電機であってもよいし、また再生可能エネルギーに限定されない。また、変動電源は、複数の発電機からなる発電所であっても良いし、複数の発電所の集合であっても良い。

電力貯蔵装置１１は、例えば、フライホイール、二次電池又はキャパシタ等からなる。電力貯蔵装置１１がフライホイールである場合は、フライホイール側の交流電力と電力系統１５側の交流電力を双方向に変換する。電力貯蔵装置１１が二次電池又はキャパシタである場合は、二次電池又はキャパシタ側の直流電力と電力系統１５側の交流電力を双方向に変換する。

電力変換器１２は、制御装置１３からの電力変換器出力指令値ＰＯ（電力貯蔵装置１１から電力を放出する方向を“正”とする）に基づいて、電力系統１５と電力貯蔵装置１１との間で電力ＰＳの授受（すなわち電力貯蔵装置１１の充放電）を行う。

制御装置１３は、図示を省略したＣＰＵ及びメモリ（ハードディスク等の記憶装置）を有しており、以下に説明する各種の演算処理及び制御処理等を実行する。制御装置１３による各種の演算処理及び制御処理等は、ハードウェアによって実現してもよいし、ＣＰＵが記憶装置に記憶されている所定のアプリケーションプログラムを読出して実行することにより実現してもよい。またハードウェアによって実現する場合、プログラマブルコントローラ等のディジタル回路を用いて制御してもよいし、オペアンプ等によるアナログ制御回路で実現してもよい。

制御装置１３は、電力貯蔵装置１１の出力と風力発電機（変動電源）１６の出力の合成出力を制御する。制御装置１３は、有効電力検出部２１と、貯蔵電力量検出部２２と、最大必要充電電力演算部２３と、見込み発電電力演算部２４と、差分電力演算部２５と、補償電力補正演算部２６と、平滑化フィルタ２７と、リミッタ回路２８と、電力変換器制御部２９とを有している。

有効電力検出部２１は、風力発電機１６の出力端の電圧及び電流値に基づいて、変動電源の出力となる風力発電機１６の有効電力ＰＧを検出する。なお、変動電源が複数の発電機・発電所を含む場合、有効電力検出部２１は各フィーダで検出した各有効電力の総和を用いて有効電力ＰＧを検出しても良い。

貯蔵電力量検出部２２は、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力量ＥＳを直接的あるいは間接的に検出（算出）する。例えば、電力貯蔵装置１１がフライホイールで構成される場合は、フライホイールの回転数に基づいて貯蔵電力量ＥＳを検出（算出）する。また、電力貯蔵装置１１が二次電池又はキャパシタで構成される場合は、端子電圧及び／又は端子電流を検出して、その検出結果に基づいて貯蔵電力量ＥＳを検出（算出）する。

最大必要充電電力演算部２３は、風力発電機１６の運転（出力）が停止したと仮定した場合に、その停止時点から所定時間が経過するまでの間において、電力貯蔵装置１１と風力発電機１６の合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算する。風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合、理論的には、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下するので、その損失分を電力貯蔵装置１１の放電により埋め合わせなければならない。最大必要充電電力ＥＳｍａｘは、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下するという理論上の最悪条件（最も過酷な条件）を想定して、当該最悪条件であっても、所定時間は風力発電機１６の運転を保証できるような値に設定されている。最大必要充電電力演算部２３による最大必要充電電力ＥＳｍａｘの演算については、後に詳細に説明する。

見込み発電電力演算部２４は、風力発電機１６の運転（出力）が停止したと仮定した場合に、その停止時点から所定時間が経過するまでの間における風力発電機１６の見込み発電電力ＥＳｅｓｔを演算する。風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合であっても、実際には、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下することはなく、気象条件や発電設備の特性（風力発電機１６の場合は回転機の慣性）によって、風力発電機１６の発電電力がある程度緩やかに低下する。見込み発電電力ＥＳｅｓｔは、所定時間において風力発電機１６の発電電力がある程度緩やかに低下した場合に発生する発電電力を見積もったものである。見込み発電電力演算部２４による見込み発電電力ＥＳｅｓｔの演算については、後に詳細に説明する。

差分電力演算部２５は、まず最大必要充電電力演算部２３が演算した最大必要充電電力ＥＳｍａｘと見込み発電電力演算部２４が演算した見込み発電電力ＥＳｅｓｔの差分である必要充電電力（ＥＳｍａｘ−ＥＳｅｓｔ）を演算する。その必要充電電力は、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆと一致する。さらに、差分電力演算部２５は、貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆから現在の貯蔵電力量ＥＳを減算して、補正貯蔵電力量ＥＳ´を算出する。

補償電力補正演算部２６は、補正貯蔵電力量ＥＳ´がゼロになるような補償電力補正信号ＰＣを計算する。例えば補正貯蔵電力量ＥＳ´にマイナスのゲインを乗算して補償電力補正信号ＰＣを演算する。貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆが現在の貯蔵電力量ＥＳを上回るならば、補正貯蔵電力量ＥＳ´がプラスの値を取る。その値にマイナスのゲインを乗算すると補償電力補正信号ＰＣがマイナスの値になる。そして、後述する平滑化フィルタ２７の入力信号、合成出力目標値ＰＡおよび電力変換器出力指令値ＰＯがより小さくなり、電力貯蔵装置１１が電力変換器１２を介して電力系統１５から電力を充電することが促される。その結果、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力量ＥＳが増加し、貯蔵電力量ＥＳが貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆに近づき、補正貯蔵電力量ＥＳ´がゼロに近づく。

一方、貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆが現在の貯蔵電力量ＥＳを下回るならば、補正貯蔵電力量ＥＳ´がマイナスの値を取る。その値にマイナスのゲインを乗算すると補償電力補正信号ＰＣがプラスの値になる。そして、後述する平滑化フィルタ２７の入力信号、合成出力目標値ＰＡおよび電力変換器出力指令値ＰＯがより大きくなり、電力貯蔵装置１１が電力変換器１２を介して電力系統１５へ電力を放電することが促される。その結果、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力量ＥＳが減少し、貯蔵電力量ＥＳが貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆに近づき、補正貯蔵電力量ＥＳ´がゼロに近づく。

補正貯蔵電力量ＥＳ´がゼロになれば貯蔵電力量ＥＳが貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆと一致するため、必要充電電力を電力貯蔵装置１１に確保することができる。なお必要充電電力を貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆと等しいとし、貯蔵電力量ＥＳに一致させるような制御を実現する方法について説明したが、貯蔵電力量ＥＳが必要充電電力（ＥＳｍａｘ−ＥＳｅｓｔ）を下回らない様に制御方法でも良い。また図１に示す構成例では、補償電力補正信号ＰＣは平滑化フィルタ２７の前段で有効電力ＰＧと加えているが、平滑フィルタ２７の後段で加える構成としてもよい。

平滑化フィルタ２７は、風力発電機１６からの有効電力ＰＧと補償電力補正演算部２６からの補償電力補正信号ＰＣの加算出力から高周波成分を除去して平滑化するフィルタである。図１では平滑化フィルタ２７を一次遅れフィルタで構成したが、その他の手法を適用して平滑化フィルタを構成してもよい。例えば、移動平均フィルタを用いた手法、ハイパスフィルタと組み合せて再合成する手法などを適用できる。

リミッタ回路２８は、短周期的変動に対して当該合成出力の変化率を所定幅に収めるように動作する短周期リミッタを構成する第１リミッタ４１と、長周期的変動に対して当該合成出力の変化率を所定幅に収めるように動作する長周期リミッタを構成する第２リミッタ４２とを有する。リミッタ回路２８は、変動電源である風力発電機１６の出力を入力として制御する構成又は合成出力を入力として制御する構成のいずれの構成でもよい。本実施の形態では、風力発電機１６の出力を入力として制御する構成について説明する。

風力発電機１６の出力または風力発電機１６と電力貯蔵装置１１の合成出力が有する変動成分には、長周期的変動と長周期的変動に重畳する短周期的変動とが含まれる。風力発電機１６の出力または合成出力に含まれる長周期的変動は、例えば数十分から数時間単位の出力変動成分であり、短周期的変動は数十分単位までの出力変動成分である。但し、長周期的変動に短周期的変動が重畳する関係があるならば、長周期的変動と短周期的変動の変動周期は特に限定されない。実際に風力発電機１６の出力または合成出力に含まれる長周期的変動と長周期的変動に重畳する短周期的変動の分析結果（周期特性）、電力会社による管理の仕方、電力会社から求められる要求仕様、その他の条件、のいずれか１つ又は任意の組み合せに応じて、抑制すべき長期的変動及び短期的変動の想定周期を決めればよい。例えば、長周期的変動が１０分から５時間であり、短周期的変動が１０秒から５分であるとする。あるいは、長周期的変動が３０分から１０時間であり、短周期的変動が１分から２０分であるとする。また長周期的変動と短周期的変動の変動周期は一定である必要はない。

第１リミッタ４１、第２リミッタ４２は、合成出力目標値、或いは合成出力を、合成出力の短周期的変動及び長周期的変動を評価するサンプル時間Δｔ１、Δｔ２だけサンプルホールドする。本実施の形態では、合成出力目標値をサンプルホールドして制御する構成について説明するが、合成出力値をサンプルホールドする構成にも適用可能である。第１リミッタ４１は、短周期的変動に対応した期間Δｔ１だけ前の合成出力目標値をサンプルホールドする第１サンプルホールド回路４３から前回の合成出力目標値ＰＡ（Ｓ）が与えられる。サンプルホールド期間Δｔ１は、短周期的変動を評価するのに適したサンプル時間（例えば、１０秒）とする。なお、短周期的変動を評価するためのサンプル時間は抑制したい変動成分の周期よりも小さければよく、例えば秒単位また分単位で適宜設定される。第２リミッタ４２は、長周期的変動に対応した期間Δｔ２だけ前回の合成出力目標値をサンプルホールドする第２サンプルホールド回路４４から前回の合成出力目標値ＰＡ（Ｌ）が与えられる。サンプルホールド期間Δｔ２は、長周期的変動を評価するのに適したサンプル時間（例えば、１０分）とする。なお、長周期的変動を評価するためのサンプル時間は抑制したい変動成分の周期よりも小さければよく、例えば分単位または数十分単位で適宜設定される。また、サンプルホールド期間Δｔ１とΔｔ２を同じ時間に設定することもできる。

第１リミッタ４１は、Δｔ１だけ前の合成出力目標値ＰＡ（Ｓ）に上限側の係数Ａ１にサンプルホールド時間Δｔ１を乗算した乗算値を加算した値（＝ＰＡ（Ｓ）＋Ａ１Δｔ１）を上限レベルに設定し、前回の合成出力目標値ＰＡ（Ｓ）に下限側の係数Ｂ１にサンプルホールド時間Δｔ１を乗算した乗算値を加算した値（＝ＰＡ（Ｓ）＋Ｂ１Δｔ１）を下限レベルに設定する。係数Ａ１，Ｂ１により短周期的変動に対応した合成出力の変化率を所定幅に収めることができる。

第２リミッタ４２は、Δｔ２だけ前の合成出力目標値ＰＡ（Ｌ）に上限側の係数Ａ２にサンプルホールド時間Δｔ２を乗算した乗算値を加えた値（＝ＰＡ（Ｌ）＋Ａ２Δｔ２）を上限レベルに設定し、前回の合成出力目標値ＰＡ（Ｌ）と下限側の係数Ｂ２にサンプルホールド時間Δｔ２を乗算した乗算値を加算した値（＝ＰＡ（Ｌ）＋Ｂ２Δｔ２）を下限レベルに設定する。係数Ａ２，Ｂ２により長周期的変動に対応した合成出力の変化率を所定幅に収めることができる。

制御装置１３は、電力需要が大きく増加あるいは減少する時間帯に、風力発電機１６と電力安定化システム１０の連系点における合成出力が電力需要の増減と逆方向に変化することを禁止する。電力需要が所定変化率以上で増加する傾向を「大幅増加」と呼ぶこととする。電力需要が大幅増加する時間帯に対して、合成出力（合成出力変化率）が電力需要と逆方向となる減少方向に変化することを禁止する「減少禁止時間」に設定する。また、電力需要が所定変化率以上の減少する傾向を「大幅減少」と呼ぶこととする。電力需要が大幅減少する時間帯に対して、合成出力（合成出力変化率）が電力需要と逆方向となる増加方向に変化することを禁止する「増加禁止時間」に設定する。また、電力需要が所定変化率以上に増加及び減少する傾向を「大幅増減変化」と呼ぶこととする。大幅増減変化する時間帯を、合成出力（合成出力変化率が）減少方向及び増加方向へ変化することを禁止する「増加／減少禁止時間」に設定する。「減少禁止時間」、「増加禁止時間」及び「増加／減少禁止時間」に設定される時間帯は、固定のスケジュール（例えば７：００〜１０：００に固定）だけでなく、電力会社等からの外部指令に応じて決定してもよいし、需要予測結果に応じて決定しても良い。その他、各種仕様や要求に応じて適宜決定する方式としてもよい。

第２リミッタ４２は、合成出力の減少禁止時間には今回の合成出力を前回の合成出力から下回らせない下限に設定され、合成出力の増加禁止時間には今回の合成出力を前回の合成出力から上回らせない上限に設定される。なお、第２リミッタ４２は、下限または上限のいずれか一方だけを設定してもよい。本例では、減少禁止時間には、第２リミッタ４２の下限を計算する係数Ｂ２を０に制御する。これにより、第２リミッタ４２において合成出力の下限が、前回の合成出力から下回らない下限レベルに制限されるので、合成出力目標値が減少禁止時間の直前の合成出力に維持される。また、増加禁止時間には、第２リミッタ４２の上限を計算する係数Ａ２を０に制御する。これにより、第２リミッタ４２において合成出力の上限が、今回の合成出力を前回の合成出力から上回らない上限レベルに制限されるので、合成出力目標値が増加禁止時間の直前の合成出力に維持される。さらに、増加／減少禁止時間には、第２リミッタ４２の上限を計算する係数Ａ２及び下限を計算する係数Ｂ２を０に制御する。これにより、第２リミッタ４２において合成出力の上限及び下限が制限されるので、合成出力目標値が増加／減少禁止時間の直前の合成出力に維持される。

電力変換器制御部２９は、リミッタ回路２８から出力される合成出力目標値と有効電力ＰＧとの差分である補正補償電力ΔＰＧの大きさに応じて電力変換器出力指令値ＰＯを生成し、電力変換器出力指令値ＰＯに基づいて電力変換器１２を制御し、電力貯蔵装置１１に電力ＰＳを充放電させる。

図２Ａ〜図２Ｃを参照して、電力需要が増加あるいは減少する時間帯に、風力発電機１６と電力安定化システム１０の連系点における合成出力が電力需要の増減方向と逆方向に変化することを禁止する動作について具体的に説明する。

図２Ａは長周期リミッタとなる第２リミッタ４２に設定される上限（長周期上限値）及び下限（長周期下限値）と出力変化率の関係を示す図である。同図に示す例では、時刻Ｔ１１から時刻Ｔ１２が、電力需要が増加する時間帯（合成出力の低下が規制される時間帯）に対応しており減少禁止時間として設定されている。第１リミッタ４１は、合成出力の出力変化率を前回値（Δｔ１前）から±１％以内に収めるように係数Ａ１，Ｂ１が制御され、第２リミッタ４２は、減少禁止時間（及び増加／減少禁止時間）以外では、出力変化率を前回値（Δｔ２前）から±２％以内に収めるように係数Ａ２，Ｂ２が制御される場合が例示されている。第２リミッタ４２の下限（長周期下限値）は、減少禁止時間（及び増加／減少禁止時間）では、合成出力の出力変化率が０になるように係数Ｂ２が計算され（合成出力を前回値よりも小さくさせない制御に相当）、第２リミッタ４２の上限（長周期上限値）は、減少禁止時間（及び増加／減少禁止時間）であっても前回値（Δｔ２前）から＋２％以内に収めるように係数Ａ２が制御される。具体的には、第２サンプルホールド回路４４でサンプルホールドされているΔｔ２前の前回値ＰＡ（Ｌ）と今回の係数Ｂ２にサンプルホールド期間Δｔ２を乗算した乗算値を加算した値（＝ＰＡ（Ｌ）＋Ｂ２Δｔ２）を下限（長周期下限値）に設定するが、減少禁止時間（及び増加／減少禁止時間）は強制的に係数Ｂ２＝０に設定する。これにより、図２Ａに示すように、減少禁止時間（及び増加／減少禁止時間）は、第２リミッタ４２の下限（長周期下限値）が前回値に固定されるので、合成出力はΔｔ２前の前回値ＰＡ（Ｌ）よりも小さくならないように制御される。

図２Ｂは増加禁止時間において第２リミッタ４２に設定される上限（長周期上限値）及び下限（長周期下限値）と出力変化率の関係を示す図である。同図に示す例では、時刻Ｔ２１から時刻Ｔ２２が、電力需要が減少する時間帯（合成出力の増加が規制される時間帯）に対応しており増加禁止時間として設定されている。第１リミッタ４１は、出力変化率を前回値（Δｔ１前）から±１％以内に収めるように係数Ａ１，Ｂ１が計算され、第２リミッタ４２は、増加禁止時間（及び増加／減少禁止時間）以外では、出力変化率を前回値（Δｔ２前）から±２％以内に収めるように係数Ａ２，Ｂ２が制御される場合が例示されている。第２リミッタ４２の上限（長周期上限値）は、増加禁止時間（及び増加／減少禁止時間）では、合成出力の変化率が０になるように係数Ａ２が計算され（合成出力を前回値よりも大きくさせない制御）、第２リミッタ４２の下限（長周期下限値）は、増加禁止時間であっても、前回値（Δｔ２前）から−２％以内に収めるように係数Ｂ２が制御される。具体的には、第２サンプルホールド回路４４でサンプルホールドされているΔｔ２前の前回値ＰＡ（Ｌ）と今回の係数Ａ２にサンプルホールド期間Δｔ２を乗算した乗算値を加算した値（＝ＰＡ（Ｌ）＋Ａ２Δｔ２）を上限（長周期上限値）に設定するが、増加禁止時間（及び増加／減少禁止時間）は強制的に係数Ａ２＝０に設定する。これにより、図２Ｂに示すように、増加禁止時間（及び増加／減少禁止時間）は、第２リミッタ４２の上限（長周期上限値）が前回値に固定されるので、合成出力はΔｔ２前の前回値ＰＡ（Ｌ）よりも大きくならないように制御される。

図２Ｃは第２リミッタ４２に設定される上限（長周期上限値）及び下限（長周期下限値）と出力変化率の関係を示す図であり、同図に示す例では、時刻Ｔ３１から時刻Ｔ３２が、電力需要が大幅に上下変動（増加及び減少）する時間帯（合成出力の減少及び増加の双方が規制される時間帯）に対応しており増加／減少禁止時間として設定されている。第２リミッタ４２は、増加／減少禁止時間以外では、出力変化率を前回値（Δｔ２前）から±２％以内に収めるように係数Ａ２，Ｂ２が制御される場合が例示されている。第２リミッタ４２の下限（長周期下限値）及び上限（長周期上限値）は、図２Ａと図２Ｂと組み合わせた制御になっている。すなわち、増加／減少禁止時間では、第２リミッタ４２の下限（長周期下限値）が前回値に固定されるので、合成出力はΔｔ２前の前回値ＰＡ（Ｌ）よりも小さくならないように制御され、しかも第２リミッタ４２の上限（長周期上限値）が前回値に固定されるので、合成出力はΔｔ２前の前回値ＰＡ（Ｌ）よりも大きくならないように制御される。

なお、第１リミッタ４１では、第１サンプルホールド回路４３から前回の合成出力目標値ＰＡ（Ｓ）が与えられ、出力変化率を前回値（Δｔ１前）から±１％以内に収めるように係数Ａ１，Ｂ１が制御される場合が例示されている。

図３は、シミュレーションで設定した各運転時間帯と出力変化率及び係数Ａ２，Ｂ２の対応関係を示している。時刻７時００分から時刻１０時００分の期間は減少禁止時間に設定され、時刻１１時３０分から時刻１３時３０分までの期間は増加／減少禁止時間に設定されている。また、時刻１６時００分から時刻１９時００分の期間は再び減少禁止時間に設定され、時刻２０時００分から時刻２３時００分までの期間は増加禁止時間に設定されている。長周期変動に対応した第２リミッタ４２では上記禁止時間以外の出力変化率は±２％以内に収めるように係数Ａ２，Ｂ２が制御される。

図４〜図９を参照して、最大必要充電電力演算部２３による最大必要充電電力ＥＳｍａｘの演算について詳細に説明する。

図４は、減少禁止時間の開始時に風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合における最大必要充電電力ＥＳｍａｘの演算の一例を示す概念図である。風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下した場合において、電力貯蔵装置１１の放電電力量を最小限に制御するためには、電力貯蔵装置１１と風力発電機１６の合成出力をなるべく早く低下させることが好ましい。ところが、減少禁止時間には電力貯蔵装置１１と風力発電機１６の合成出力を低下させることができないので、減少禁止時間における必要電力（図４の一点鎖線で囲まれた長方形のグレー領域）を電力貯蔵装置１１の放電電力で賄わなければならない。また、減少禁止時間が終了して減少許容時間に移行しても、所定の出力変化速度（例えば１％／ｍｉｎ以内）でしか合成出力を低下させることができないので、減少許容時間における必要電力（図４の一点鎖線で囲まれた三角形のグレー領域）を電力貯蔵装置１１の放電電力で賄わなければならない。従って、図４において一点鎖線で囲まれた長方形と三角形を合わせた台形のグレー領域の面積が、最大必要充電電力ＥＳｍａｘに相当する。この最大必要充電電力ＥＳｍａｘを電力貯蔵装置１１に充電させることにより、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下するという理論上の最悪条件（最も過酷な条件）であっても、所定時間は風力発電機１６の運転を保証することができる。

ところで、最大必要充電電力ＥＳｍａｘは、風力発電機１６の運転（出力）が停止した時点及びその後に所定時間が経過するまでに、合成出力の減少許容時間と減少禁止時間がどのような割合で含まれているかに応じて変動し得る。以下では、「合成出力の減少許容時間」が「減少禁止準備時間（減少禁止時間の開始前の時間）」及び「減少禁止開放時間（減少禁止時間の終了後の時間）」を含むものとして説明する（いずれも合成出力の減少を許容するという意味で共通している）。制御装置１３は、合成出力の減少許容時間（減少禁止準備時間、減少禁止開放時間）と減少禁止時間の滞在時間に基づいて、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算する。本明細書において、合成出力の減少許容時間（減少禁止準備時間、減少禁止開放時間）と減少禁止時間の「滞在時間」は、文言通りの各時間の純粋な滞在時間の他、各時間の開始時間（開始時刻）と終了時間（終了時刻）、及び、各時間に滞在している場合の残り時間などを含む広い概念で使用する。

制御装置１３は、合成出力の減少許容時間（減少禁止準備時間、減少禁止開放時間）と減少禁止時間で異なる関数を用いて、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算する。図５は、合成出力の減少許容時間と減少禁止時間で用いる最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算するための異なる関数の一例を示している。図５に示すように、減少許容時間に対応する関数（実線）と減少禁止時間に対応する関数（破線）は、時間によって変化する傾きの異なる一次関数となっている（減少許容時間に対応する関数よりも減少禁止時間に対応する関数の方が傾きの大きい直線となっている）。なお、図５に示した関数は一例であり、一次関数でなく二次関数を用いてもよく、当該関数の具体的態様には種々の設計変更が可能である。

図６は、減少許容時間（減少禁止準備時間）に風力発電機１６の運転（出力）が停止し且つ減少禁止時間の開始前に合成出力をゼロにできる場合の最大必要充電電力ＥＳｍａｘを示している。合成出力は、短周期変動基準（例えば出力変化速度が１％／ｍｉｎ以内）及び長周期変動基準（減少禁止時間では減少禁止）を満足するように変化させなければならないので、最大必要充電電力ＥＳｍａｘをゼロにすることはできない。図６の例では、所定の出力変化速度で低下させたときの合成出力である必要電力（減少禁止準備時間の三角形のグレー領域）が最大必要充電電力ＥＳｍａｘに相当する。なお、風力発電機１６の運転停止時の出力が大きければ大きいほど図６の三角形が相似形で大きくなるので、最大必要充電電力ＥＳｍａｘが累乗的に増大する。

図７は、減少許容時間（減少禁止準備時間）に風力発電機１６の運転（出力）が停止し且つ減少禁止時間の開始前に合成出力をゼロにできない場合の最大必要充電電力ＥＳｍａｘを示している。この場合、減少禁止準備時間を利用して所定の出力変化速度で合成出力が低下した後、減少禁止時間では合成出力を一定にする必要があり、減少禁止時間の終了後の減少禁止開放時間を利用して、さらに所定の出力変化速度で合成出力が低下していく。図７の例では、所定の出力変化速度で低下させたときの必要電力（減少禁止準備時間の台形のグレー領域と減少禁止開放時間の三角形のグレー領域）及び合成出力を一定に維持したときの必要電力（減少禁止時間の長方形のグレー領域）の総和が最大必要充電電力ＥＳｍａｘに相当する。

図６、図７において、制御装置１３は、減少許容時間（減少禁止準備時間）から減少禁止時間への移行時における合成出力がゼロより大きいか否かを判定する。合成出力がゼロより小さい場合、移行時点での合成出力をゼロに補正してその後の処理を継続し（図６）、合成出力がゼロより大きい場合、移行時点での合成出力をそのまま使用してその後の処理を継続することができる（図７）。

図８は、減少禁止時間に風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合の最大必要充電電力ＥＳｍａｘを示している。この場合、減少禁止時間では合成出力を一定にする必要があり、減少禁止時間の終了後の減少禁止開放時間を利用して、所定の出力変化速度で合成出力が低下していく。図８の例では、合成出力を一定に維持したときの必要電力（減少禁止時間の長方形のグレー領域）と所定の出力変化速度で低下させたときの必要電力（減少禁止開放時間の三角形のグレー領域）の総和が最大必要充電電力ＥＳｍａｘに相当する。また、減少禁止時間の開始時に風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合が上述した図４に相当し、最大必要充電電力ＥＳｍａｘが最も大きくなる。

図９は、減少禁止時間の終了時（減少禁止開放時間の開始時）に風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合の最大必要充電電力ＥＳｍａｘを示している。この場合、減少禁止時間の終了後の減少禁止開放時間を利用して、所定の出力変化速度で合成出力が低下していく。図９の例では、所定の出力変化速度で低下させたときの必要電力（減少禁止開放時間の三角形のグレー領域）が最大必要充電電力ＥＳｍａｘに相当する。図６と図９は、風力発電機１６の運転（出力）が停止した後の所定時間に減少禁止時間を含まないので、合成出力を最も早くゼロに近付けることができる（つまり最大必要充電電力ＥＳｍａｘが最も小さくなる）。

このように、風力発電機１６と電力貯蔵装置１１の合成出力には、短周期変動と長周期変動の制約が課せられるので、その変化率や変動方向に制限がある。短周期変動と長周期変動の制約を満たしつつ且つ最も短時間で合成出力をゼロに近付けるケースを想定して、制御装置１３（最大必要充電電力演算部２３）が最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算する。

最大必要充電電力ＥＳｍａｘの具体的な算出は、例えば、数式（１）によって実行することができる。なお、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを算出する際に、さらに電力貯蔵装置１１の効率（放電時の効率）を考慮しても良いし、充電電力運用下限値に相当する充電電力量を考慮しても良い。すなわち、最大必要充電電力ＥＳｍａｘの算出式は数式（１）に限定されず、種々の設計変更が可能である。

減少許容時間（減少禁止準備時間）において現在の風力発電機１６の出力Ｐｇ≦ｒＴｐのときは、たとえ風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下しても、減少禁止時間の開始前に合成出力をゼロまで低下させることができる。そのため、長周期変動基準の減少禁止に関係なく、最大必要充電電力ＥＳｍａｘは、図６又は図９のように、減少禁止時間の開始前又は開始後の三角形の面積を計算すればよい。但し、電力貯蔵装置１１の充電電力を放電するとき、連系点に至るまでに損失が生じることから、その放電時の効率で除算した電力量を確保してもよい。また充電電力運用下限値以下の充電電力は原則として制御に利用しないことから、充電電力運用下限値に相当する充電電力量を加算してもよい。

一方、減少許容時間（減少禁止準備時間）において現在の風力発電機１６の出力Ｐｇ＞ｒＴｐのときは、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下しても、減少禁止時間の開始時までに合成出力をＰｇ−ｒＴｐ（＞０）までしか低下させることができない。このため、減少禁止時間の残り時間（滞在時間）をその出力（減少禁止時間の開始時の出力）で一定に維持する。

減少許容時間（減少禁止準備時間）においては、残り時間Ｔｐの間は合成出力をＰｇで維持しなければならない。しかし、残り時間Ｔｐ＝０とすれば、上述した通り、現在の風力発電機１６の出力Ｐｇ＞ｒＴｐのときと同様に、数式（１）を用いて最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算することができる。

図１０〜図１３を参照して、見込み発電電力演算部２４による見込み発電電力ＥＳｅｓｔの演算について詳細に説明する。

図１０は、減少禁止時間の開始時に風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合における見込み発電電力ＥＳｅｓｔの演算の一例を示す概念図である。風力発電機１６の運転（出力）が停止した場合であっても、実際には、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下することはなく、気象条件や発電設備の特性（風力発電機１６の場合は回転機の慣性）によって、風力発電機１６の発電電力がある程度緩やかに低下する。見込み発電電力ＥＳｅｓｔは、所定時間において風力発電機１６の発電電力がある程度緩やかに低下した場合に発生する発電電力を見積もったものである。図１０では、見込み発電電力ＥＳｅｓｔを、減少禁止時間において破線で囲まれた部分の面積として描いている。本実施形態では、最大必要充電電力ＥＳｍａｘから見込み発電電力ＥＳｅｓｔを減算した差分電力（最大必要充電電力ＥＳｍａｘ−見込み発電電力ＥＳｅｓｔ）を「必要充電電力」として確保している。これにより、電力貯蔵装置１１（例えば蓄電池）の容量を必要最低限のレベルに抑えて電力貯蔵装置１１の規模増大に伴うコストアップを回避しつつ（経済性を向上させつつ）、電力安定化システム１を良好に運転することができる。

図１１は、見込み発電電力演算部２４の内部構成の一例を示している。見込み発電電力演算部２４は、減算部２４Ａと、乗算部２４Ｂと、減算部２４Ｃと、最大値選択部２４Ｄとを有している。減算部２４Ａは、風力発電機１６の出力Ｐｇ（単位はＭＷ）から風力発電機１６の出力補正項α（単位はＭＷ）を減算する（Ｐｇ−α）。乗算部２４Ｂは、減算部２４Ａの減算結果（Ｐｇ−α）に減少禁止時間の滞在時間ＫＴ（単位はｈ）を乗算することで第１候補電力Ａ（単位はＭＷｈ）を取得する。減算部２４Ｃは、発電量予測値Ｅｆ（単位はＭＷｈ）から発電量予測補正項β（単位はＭＷｈ）を減算する（Ｅｆ−β）ことで第２候補電力Ｂを取得する。最大値選択部２４Ｄは、第１候補電力Ａと第２候補電力Ｂのいずれか大きい方を見込み発電電力ＥＳｅｓｔとして選択する。

第１候補電力Ａは、風力発電機１６の現在の出力Ｐｇに基づいた実測値としての意味を持つ。第１候補電力Ａは、Ａ（ＭＷｈ）＝（Ｐｇ−α）×ＫＴで表すことができる。この式は、減少禁止時間における発電量の時間平均値と減少禁止時間の開始時点における風力発電機１６の出力Ｐｇの間に強い相関があることを活用したものである。

図１２は、減少禁止時間の開始時点における風力発電機１６の出力（ｘ）と減少禁止時間における風力発電機１６の発電量（ｙ）の時間平均値との関係を示す概念図である。図１２は発電所の定格出力が１００ＭＷの場合を例示している。図１２の各プロットは、過去の所定期間における風力発電機１６の出力（ｘ）と発電量（ｙ）の時間平均値の実測値を示している。風力発電機１６の出力（ｘ）はあまり変化せずに所定時間は同じレベルを保つことが多い。従って、風力発電機１６の出力（ｘ）と発電量（ｙ）の時間平均値は近い値になることが多く、直線ｙ＝ｘの近傍にプロットが集中する。それでも全プロットは、直線ｙ＝ｘを中心としてある程度のばらつきを持って分布する。直線ｙ＝ｘより上側にあるプロットは、減少禁止時間の開始時点における風力発電機１６の出力ｘに比べて、減少禁止時間における風力発電機１６の発電量ｙの時間平均値の方が大きい。一方、直線ｙ＝ｘより下側にあるプロットは、減少禁止時間の開始時点における風力発電機１６の出力ｘに比べて、減少禁止時間における風力発電機１６の発電量ｙの時間平均値の方が小さい。

本実施形態では、風力発電機１６の出力が最も低下した場合であっても確実に見込める発電量を見込み発電電力ＥＳｅｓｔに演算する。図１２の例では、全プロットのうち直線ｙ＝ｘに対して最も下方に離れているプロット（ｘ、ｙ）＝（８０、３０）が直線ｙ＝ｘ−５０より上方にあることから、直線ｙ＝ｘ−５０に基づいて見込み発電電力ＥＳｅｓｔを演算することができる。出力補正項αは、例えば５０ＭＷに設定することができるが、風力発電機１６やその環境等（例えば風況データ等の実績値）に応じて適宜変更することができる。

以上の演算方法で得られた第１候補電力Ａを見込み発電電力ＥＳｅｓｔとすれば、仮に風力発電機１６の出力が急減した場合であっても、電力貯蔵装置１１によって合成出力を保証することが可能である。しかし、第１候補電力Ａは風力発電機１６の出力Ｐｇという限られた情報から計算されているので、減少禁止時間における風力発電機１６の発電量を過小評価または過大評価しているおそれがある。

そこで、例えば、電力安定化システム１０に気象予報データを用いた発電量予測技術を搭載して、発電量予測値Ｅｆを用いて第２候補電力Ｂを演算して、これを見込み発電電力ＥＳｅｓｔとすることも可能である。気象予報データは電力発電機１６の設置地点だけではない広域空間の気象モデルを用いて予想されたものであり、且つ、発電量予測技術は気象予報データを用いて統計的学習を行っており季節性を一定程度考慮できることから、減少禁止時間における風力発電機１６の発電量（見込み発電量）を精度よく予測することが期待できる。

一方、入手可能な気象予報データは数時間の周期で更新されるので、発電量予測値Ｅｆは演算のタイミングによっては精度が低くなるおそれがある。そこで、発電量予測値Ｅｆから予測誤差によるばらつきを補正するための発電量予測補正項βを減算して、予測誤差のばらつきがあっても確実に見込める第２候補電力Ｂを計算する。第２候補電力Ｂは、Ｂ（ＭＷｈ）＝Ｅｆ−βで表すことができる。

発電量予測補正項βは、例えば、以下の第１段階〜第４段階の処理方法により設定することができる。
第１段階：風力発電機１６の設置地点の気象予報データ及び風況データに基づいて発電量予測値ｘを算出する。
第２段階：風力発電機１６の設置地点の風況データを風車パワーカーブ等で発電量に換算して実績値ｙを算出する。
第３段階：算出した発電量予測値ｘと実績値ｙの中から過酷条件の組み合わせを抽出する。
第４段階：過酷条件に従って発電量予測補正項βを決定する。

図１３は、減少禁止時間における風力発電機１６の発電量予測値（ｘ）とこれに対応する発電量実績値（ｙ）の関係を示す概念図である。図１３は、発電所の定格出力が１００ＭＷ、減少禁止時間が３時間、減少禁止時間における最大発電量が３００ＭＷｈの場合を例示している。図１３において、風力発電機１６の発電量予測値（ｘ）と発電量実績値（ｙ）は近い値になることが多く、直線ｙ＝ｘの近傍にプロットが集中する。それでも全プロットは、直線ｙ＝ｘを中心としてある程度のばらつきを持って分布する。直線ｙ＝ｘより上側にあるプロットは、風力発電機１６の発電量予測値（ｘ）と比べて、発電量実績値（ｙ）の方が大きいので、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力が不足し難い傾向にある。一方、直線ｙ＝ｘより下側にあるプロットは、風力発電機１６の発電量予測値（ｘ）と比べて、発電量実績値（ｙ）の方が小さいので、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力が不足し易い傾向にある。

本実施形態では、風力発電機１６の発電量予測値（ｘ）が発電量実績値（ｙ）より小さい場合であっても確実に見込める発電量を見込み発電電力ＥＳｅｓｔに演算する。図１３の例では、全プロットのうち直線ｙ＝ｘに対して最も下方に離れているプロット（ｘ、ｙ）＝（２００、８０）が直線ｙ＝ｘ−１２０より上方にあることから、直線ｙ＝ｘ−１２０に基づいて見込み発電電力ＥＳｅｓｔを演算することができる。出力補正項βは、例えば１２０ＭＷｈに設定することができるが、風況データや気象予報データ等に基づいて適宜変動し得る。

以上のようにして算出された第１候補電力Ａと第２候補電力Ｂのいずれか大きい方の値を見込み発電電力ＥＳｅｓｔとして採用する。第１候補電力Ａと第２候補電力Ｂのいずれが採用されても、実績データに基づく過酷条件が考慮されているので、風力発電機１６の出力急減時の見込み発電電力ＥＳｅｓｔを正確に把握することが可能になる。

図１４は、制御装置１３（最大必要充電電力演算部２３と見込み発電電力演算部２４と差分電力演算部２５）による演算内容を示すブロック図である。

最大必要充電電力演算部２３は、風力発電機１６の運転（出力）が停止すると、その停止時刻ｔに基づいて、減少禁止時間の残り時間Ｔｌｏｎｇ及び減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐｒｅｐを算出する。最大必要充電電力演算部２３は、減少禁止時間及び減少禁止準備時間に対応する充電電力補正関数（図５）を用いて、減少禁止時間の残り時間Ｔｌｏｎｇ及び減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐｒｅｐ並びに風力発電機１６の現在出力値Ｐｇに基づいて、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算する。見込み発電電力演算部２４は、風力発電機１６の運転（出力）が停止したと仮定した場合に、その停止時点から所定時間が経過するまでの間における風力発電機１６の見込み発電電力ＥＳｅｓｔを演算する。差分電力演算部２５は、最大必要充電電力ＥＳｍａｘから見込み発電電力ＥＳｅｓｔを減算した差分電力（ＥＳｍａｘ−ＥＳｅｓｔ）を必要充電電力として求める。その必要充電電力は、電力貯蔵装置１１の貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆと一致する。差分電力演算部２５は、必要充電電力（貯蔵電力目標値）ＥＳｒｅｆと現在の充電電力ＥＳの差分である補正貯蔵電力量ＥＳ´を算出する。この補正貯蔵電力量ＥＳ´に基づいて電力貯蔵装置１１の充放電が制御される。

このように、本実施形態では、制御装置１３が、風力発電機（変動電源）１６の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算して、最大必要充電電力ＥＳｍａｘに基づいて、電力貯蔵装置１１の充放電を制御する。また、制御装置１３は、風力発電機１６の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間における風力発電機１６の見込み発電電力ＥＳｅｓｔを演算して、最大必要充電電力ＥＳｍａｘと見込み発電電力ＥＳｅｓｔの差分電力（ＥＳｍａｘ−ＥＳｅｓｔ）に基づいて、電力貯蔵装置１１の充放電を制御する。これにより、風力発電機１６の出力が停止した場合でも、風力発電機１６と電力貯蔵装置１１の合成出力を目標合成出力に追従させることができる。

上記の実施形態では、最大必要充電電力演算部２３が、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐと減少禁止時間の残り時間ＴＬの両方を用いて、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算する場合を例示して説明した。しかし、最大必要充電電力演算部２３は、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐと減少禁止時間の残り時間ＴＬのいずれか一方だけを用いて、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算することが可能である。すなわち、最大必要充電電力演算部２３は、減少禁止準備時間又は減少禁止時間の滞在時間に基づいて、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを演算することができる。

上記の実施形態では、最大必要充電電力ＥＳｍａｘの計算において、風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下するという理論上の最悪条件に対して最小限の放電電力量となる合成出力制御を想定している。そのために、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐと減少禁止時間の残り時間ＴＬを使用して、減少禁止時間の開始時刻までに合成出力をどこまで低下させることができるかを計算している。

仮に減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐが不明な場合、どの程度まで合成出力を低下させることができるか把握できない。そのため、短周期変動・長周期変動の制約の両方を満足するために必要な放電電力量が大きくなる。ここで、「減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐが不明な場合」は、「減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が不明な場合」と言い換えることができ、次の２つの場合に類型化される。
・減少禁止時間の長さは分かっているが、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が不明である場合。
・減少禁止時間の終了時間（終了時刻）は分かっているが、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が不明である場合。

一方、減少禁止時間の残り時間ＴＬが不明な場合は、例えば、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）は分かっているが、減少禁止時間の終了時間（終了時刻）が不明なケースが当てはまる。以下、これら各ケースについての制御方法（最大必要充電電力ＥＳｍａｘの演算方法）について説明していく。

＜減少禁止時間の長さは分かっているが、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が不明である場合＞
これは、上述した数式（１）において、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐが不明な場合に相当する。風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下するという理論上の最悪条件を想定するならば、最大必要充電電力ＥＳｍａｘが最も大きくなるのは、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐ＝０の場合、すなわち、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が現在となる場合である。すなわち、最大必要充電電力ＥＳｍａｘは、上述した数式（１）において、Ｔｐ＝０とした次の数式（２）により計算することができる。なお、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを算出する際に、さらに電力貯蔵装置１１の効率（放電時の効率）を考慮しても良いし、充電電力運用下限値に相当する充電電力量を考慮しても良い。

＜減少禁止時間の終了時間（終了時刻）は分かっているが、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が不明である場合＞
これは、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐと減少禁止時間の残り時間ＴＬとの合計時間（これをＴＬ’と定義する）は決まっているが、それらの内訳が不明な場合に相当する。風力発電機１６の発電電力がゼロまでステップ状に急激に低下するという理論上の最悪条件を想定するならば、最大必要充電電力ＥＳｍａｘが最も大きくなるのは、Ｔｐ＝０かつＴＬ＝ＴＬ’の場合、すなわち、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が現在となる場合である。すなわち、最大必要充電電力ＥＳｍａｘは、上述した数式（１）において、Ｔｐ＝０かつＴＬ＝ＴＬ’とした次の数式（３）により計算することができる。なお、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを算出する際に、さらに電力貯蔵装置１１の効率（放電時の効率）を考慮しても良いし、充電電力運用下限値に相当する充電電力量を考慮しても良い。

図１５Ａ、図１５Ｂ、図１５Ｃは、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）が現在よりも遅い第１の場合（減少禁止時間までの時間が相対的に長い）、現在よりも遅い第２の場合（減少禁止時間までの時間が相対的に短い）、現在の場合における最大必要充電電力ＥＳｍａｘの一例を示している。図１５Ａ〜図１５Ｃの中において、最大必要充電電力ＥＳｍａｘが最も大きくなるのは図１５Ｃである。何故なら、現在から減少禁止時間の開始時間（開始時刻）までの放電電力量（図１５Ａと図１５Ｂの左側の台形部分）と、減少禁止時間終了後の放電電力量（図１５Ａ〜図１５Ｃの右側の三角形部分）との合計面積は同じなので、減少禁止時間の放電電力量（図１５Ａ〜図１５Ｃの真ん中の長方形部分）の面積の比較になるからである。

＜減少禁止時間の開始時間（開始時刻）は分かっているが、減少禁止時間の終了時間（終了時刻）が不明な場合＞
これは、減少禁止準備時間の残り時間Ｔｐは決まっているが、減少禁止時間の残り時間ＴＬがゼロより大きいことしか分からない場合に相当する。この場合における最悪条件は、減少禁止時間の残り時間ＴＬ＝∞となることである。減少禁止時間において放電を長時間継続すると、やがて充電電力が不足するので、減少禁止時間の開始時間（開始時刻）までに合成出力をゼロにする必要がある。上述した数式（１）において、ＴＬ＝∞とすると、最大必要充電電力ＥＳｍａｘは、次の数式（４）により計算することができる。しかし、最大必要充電電力ＥＳｍａｘ＝∞にすることは実際には不可能であるため、数式（４）において、Ｐｇ^２／２ｒで算出される最大必要充電電力ＥＳｍａｘの上限値を採用する。

以上の実施形態では、制御装置１３が、最大必要充電電力ＥＳｍａｘを用いて電力貯蔵装置１１の充放電を制御する場合を例示して説明したが、最大必要充電電力ＥＳｍａｘに代えて、最大必要充電率（最大必要ＳＯＣ）を用いて電力貯蔵装置１１の充放電を制御してもよい。この場合、「見込み発電電力」に代えて「見込みＳＯＣ」を用いることになる。特許請求の範囲における「最大必要充電電力」と「見込み発電電力」は、文言通りの絶対量の場合の他、満充電に対する充電パーセンテージである「最大必要充電率（最大必要ＳＯＣ）」と「見込みＳＯＣ」を含む概念で使用する。

また、以上の実施形態で演算に用いた変動電源（例えば風力発電機１６）の出力値は、合成出力値でもよいし、合成出力目標値でもよい。変動電源の出力値は変動が激しいため、均等化した出力値として、合成出力値を用いるほうがよい場合もある。

また、最大必要充電電力ＥＳｍａｘから見込み発電電力ＥＳｅｓｔを減算せずに、最大必要充電電力ＥＳｍａｘのみを用いて、貯蔵電力目標値ＥＳｒｅｆとしてもよい（ＥＳｍａｘ＝ＥＳｒｅｆ）。

１０ 電力安定化システム
１１ 電力貯蔵装置
１２ 電力変換器
１３ 制御装置
１４ 変圧器
１５ 電力系統
１６ 風力発電機（変動電源）
１７ 変圧器
２１ 有効電力検出部
２２ 貯蔵電力量検出部
２３ 最大必要充電電力演算部
２４ 見込み発電電力演算部
２４Ａ 減算部
２４Ｂ 乗算部
２４Ｃ 減算部
２４Ｄ 最大値選択部
２５ 差分電力演算部
２６ 補償電力補正演算部
２７ 平滑化フィルタ
２８ リミッタ回路
２９ 電力変換器制御部
４１ 第１リミッタ
４２ 第２リミッタ
４３ 第１サンプルホールド回路
４４ 第２サンプルホールド回路

Claims (7)

1. 充放電が可能な電力貯蔵装置と、
   前記電力貯蔵装置の出力と変動電源の出力の合成出力を制御する制御装置と、
   を有し、
   前記制御装置は、前記変動電源の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、前記合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力を演算して、前記最大必要充電電力に基づいて、前記電力貯蔵装置の充放電を制御し、
   前記制御装置は、前記変動電源の現在出力と、出力変化速度設定値と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少許容時間の残り時間と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少禁止時間の残り時間とに基づいて、前記最大必要充電電力を演算する、
   ことを特徴とする電力安定化システム。
2. 前記制御装置は、前記変動電源の出力が停止した時点から前記所定時間が経過するまでの間における前記変動電源の見込み発電電力を演算して、前記最大必要充電電力と前記見込み発電電力の差分電力に基づいて、前記電力貯蔵装置の充放電を制御する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力安定化システム。
3. 前記制御装置は、前記減少許容時間及び／又は前記減少禁止時間の滞在時間に基づいて、前記最大必要充電電力を演算する、
   ことを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の電力安定化システム。
4. 前記制御装置は、前記減少許容時間と前記減少禁止時間で異なる関数を用いて、前記最大必要充電電力を演算する、
   ことを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかに記載の電力安定化システム。
5. 前記制御装置は、前記減少許容時間から前記減少禁止時間への移行時における前記合成出力がゼロより大きいか否かを判定する、
   ことを特徴とする請求項１から請求項４のいずれかに記載の電力安定化システム。
6. 前記制御装置は、前記変動電源の出力及び／又は前記合成出力に含まれる長周期変動及び／又は前記長周期変動に重畳する短周期変動を緩和する、
   ことを特徴とする請求項１から請求項５のいずれかに記載の電力安定化システム。
7. 電力貯蔵装置の出力と変動電源の出力の合成出力を制御する制御装置であって、
   前記変動電源の出力が停止した時点から所定時間が経過するまでの間、前記合成出力を目標合成出力に追従させるための最大必要充電電力を演算して、前記最大必要充電電力に基づいて、前記電力貯蔵装置の充放電を制御し、
   前記変動電源の現在出力と、出力変化速度設定値と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少許容時間の残り時間と、前記所定時間に含まれる前記合成出力の減少禁止時間の残り時間とに基づいて、前記最大必要充電電力を演算する、
   ことを特徴とする制御装置。