(57)【要約】【課題】電力変動制限時間帯に備えるための予備電力の低減が図れるように改良された電力システムを提供する。【解決手段】電力システムは、発電設備と蓄電池設備とを含み、発電設備と蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、蓄電池設備を制御する制御手段と、を備える。制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、現在時刻における合成電力とに基づいて、電力変動制限開始時刻から電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が必要電力量に近づくように蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築されている。【選択図】図６
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電設備と蓄電池設備とを含み、前記発電設備と前記蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、
前記蓄電池設備を制御する制御手段と、
を備え、
前記制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、前記電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、前記現在時刻における前記合成電力とに基づいて、前記電力変動制限開始時刻から前記電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に前記合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために前記蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、前記蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が前記必要電力量に近づくように前記蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築された電力システム。
【請求項２】
前記制御手段は、前記必要電力量が予め定めた電力範囲に収まるように前記電力範囲の上限と下限とで前記必要電力量の値をリミットする請求項１に記載の電力システム。
【請求項３】
前記制御手段は、
出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率が設定され、前記現在時刻における前記合成電力から前記指定変化率に従って前記合成電力をゼロまで低下させるために必要な電力量である第一電力量と、
前記現在時刻における前記合成電力の大きさと前記制限時間帯の長さとの積に基づく電力量である第二電力量と、
をそれぞれ算出し、
前記電力変動制限開始時刻よりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた基準事前時刻が設定され、前記基準事前時刻から前記電力変動制限終了時刻までの所定期間の内側では、前記第一電力量と前記第二電力量との合計が前記必要電力量とされ、
前記所定期間の外側では、前記第一電力量が前記必要電力量とされるように構築された請求項１に記載の電力システム。
【請求項４】
前記現在時刻をＴとし、前記電力変動制限開始時刻をＴｓｔａｒｔとし、前記電力変動制限終了時刻をＴｅｎｄとし、前記現在時刻の前記合成電力をＰｓｕｍとし、第一電力量をＳ１とし、第二電力量をＳ２とした場合において、前記必要電力量であるＳは下記の式で求められ、
Ｓ＝Ｓ１＋Ｓ２
前記第一電力量Ｓ１は、下記の式で求められ、
Ｓ１＝（Ｐｓｕｍ×Ｐｓｕｍ×ｔａｎθ）／２
ただし、
ｔａｎθ＝１００／（ｎ×６０×Ｐ０）
であり、ｎは、出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率であり、Ｐ０は、電力システムにおける発電所定格出力であり、
前記第二電力量Ｓ２は、基準時刻をＴｑとした場合に、下記の式で求められ、
Ｓ２＝（Ｔｅｎｄ−Ｔｑ）×Ｐｓｕｍ
前記現在時刻Ｔが前記電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔに達する前における予め定めた期間内であれば前記電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔが前記基準時刻Ｔｑとされ、前記現在時刻Ｔが前記電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔを超えていれば前記現在時刻Ｔが前記基準時刻Ｔｑとされるように前記制御手段が構築された請求項１に記載の電力システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力システムに関し、特に系統連系を行う電力システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、例えば特許第６３０４３９２号公報に記載されているように、自然エネルギーで発電する発電設備と、蓄電池設備とを組み合わせた電力システムが知られている。自然エネルギーを利用した発電設備は、季節や天候等の自然的要因によって発電電力が左右されやすいために安定した電力供給を行えないという短所がある。この短所を補うために、蓄電池設備を組み合わせた電力システムが提供されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特許第６３０４３９２号公報
【特許文献２】特許第５８９６０９６号公報
【特許文献３】特許第５８８７２６０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
上述した電力システムが、電力系統との系統連系に用いられている。以下、自然エネルギーを用いた発電設備の発電電力と蓄電池設備の入出力電力とを合成したものを、「合成電力」とも称する。合成電力は、電力システム全体としてみた合計の出力電力に相当している。
【０００５】
系統連系型の電力システムには、系統連系を行うための一定の要件が課されている。例えば第一要件として、前述した合成出力の変化率が予め指定された指定変化率範囲内に収まらなければならないという制約がある。この第一の要件を満たすために、発電設備の発電量および蓄電池設備の充放電を制御することで、合成電力の変化率を調整するという方法がある。この方法はいわば「短周期対策」と呼べるものである。
【０００６】
例えば第二要件として、電力変動制限時間帯が定められている。電力変動制限時間帯は、電力システムから出力される合成電力の変化に制限が設けられる時間帯である。電力変動制限時間帯として、例えば、朝７時から朝１０時までの間は電力システムから出力される合成出力が減少しないように発電を行わなければならない、などの制限が課される。電力変動制限時間帯は、合成電力の「増加」のみを禁止するものと、合成電力の「減少」のみを禁止するものと、合成電力の増加と減少の両方つまり一切の「変動」を禁止するものとがある。
【０００７】
自然エネルギーを用いた発電設備は、天候に応じて発電電力が変動する。合成電力の減少あるいは変動が禁止された電力変動制限時間帯に、発電設備の発電量が低下すると、そのまま何らの対策もされなければ合成電力が低下してしまう。そこで、この発電量低下を蓄電池設備からの電力の出力つまり蓄電池の放電により補うことで、合成電力の変化を抑制し電力変動制限時間帯の要求を満たす方法がある。この方法はいわば「長周期対策」と呼べるものである。
【０００８】
前述した第一要件と第二要件とを満たす観点からは、予備電力を蓄電池に蓄えさせて置く必要がある。蓄えるべき予備電力は、発電量低下の際にその発電量低下を補うだけの電力出力を可能とするほどの電力量である。具体的には、蓄えるべき予備電力は、上述した短周期対策用の予備電力と長周期対策用の予備電力との合計となる。蓄電池に蓄えるべき予備電力が多くなりすぎないようにしたいという要求があった。
【０００９】
本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、電力変動制限時間帯に備えるために蓄電池に蓄えるべき予備電力の低減が図れるように改良された電力システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本出願にかかる電力システムは、
発電設備と蓄電池設備とを含み、前記発電設備と前記蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、
前記蓄電池設備を制御する制御手段と、
を備え、
前記制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、前記電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、前記現在時刻における前記合成電力とに基づいて、前記電力変動制限開始時刻から前記電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に前記合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために前記蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、前記蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が前記必要電力量に近づくように前記蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築されている。
【発明の効果】
【００１１】
上記電力システムによれば、現在の合成電力と現在の時間帯とに応じて、電力変動制限に備えて蓄電池に蓄えるべき現実的な予備電力を演算することができる。演算した予備電力によれば、定格電力と制限時間帯の長さとから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことが求められないので、電力変動制限時間帯に備えるために蓄電池に蓄えるべき予備電力の低減が図れるという利点がある。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】系統連系における短周期対策を説明するための図である。
【図２】系統連系における長周期対策を説明するための図である。
【図３】系統連系における長周期対策を説明するための図である。
【図４】系統連系における長周期対策における蓄電池設備の充電動作を説明するための図である。
【図５】系統連系における長周期対策における蓄電池設備の放電動作を説明するための図である。
【図６】実施の形態にかかる電力システムを示す構成図である。
【図７】比較例にかかる予備電力の大きさを説明するための図である。
【図８】実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。
【図９】実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。
【図１０】実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。
【図１１】実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。
【図１２】実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
図６は、実施の形態にかかる電力システム１を示す構成図である。電力システム１は、自然エネルギーで発電する発電設備の一例である風力発電設備１０と蓄電池設備２０とを含む電力設備３と、風力発電設備１０と蓄電池設備２０とを制御するメインサイトコントローラ５０（以下、「ＭＳＣ５０」とも称す）と、を備える。電力設備３は、合成電力Ｐｓｕｍを電力系統２との連系点に出力するように構築されている。合成電力Ｐｓｕｍは、風力発電設備１０が出力する発電電力Ｐｇｅｎと、蓄電池設備２０で入出力される蓄電池充放電電力Ｐｂａｔの出力を合成したものである。
【００１４】
図１は、系統連系における短周期対策を説明するための図である。図２および図３は、系統連系における長周期対策を説明するための図である。風力発電設備１０の連系量が限界に達すると、風力発電設備１０の短周期および長周期での出力変動に対して出力調整が追いつかなくなるため、以下に示す出力変動緩和対策が実施される。
【００１５】
まず、短周期の出力変動緩和対策の一例は、全ての時間において、発電所合成出力の変化速度を「発電所定格出力の１％以下／分」とするものである。
【００１６】
一方、長周期の出力変動緩和対策は例えば下記のように定められる。以下の指定時間帯において、発電所合成出力（合成電力Ｐｓｕｍ）の変動方向が制御される。第一制限時間帯Ｔｚ１は７：００〜１０：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を減少させてはならない。第二制限時間帯Ｔｚ２は１１：３０〜１３：３０の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を増減させてはならない。
【００１７】
第三制限時間帯Ｔｚ３は１６：００〜１９：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を減少させてはならない。第四制限時間帯Ｔｚ４は２０：００〜２３：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を増加させてはならない。
【００１８】
図３において、符号Ｐ１〜Ｐ５は、複数の制限時間帯（Ｔｚ１，Ｔｚ２，Ｔｚ４）との関係で発電電力Ｐｇｅｎと合成電力Ｐｓｕｍとの差分を埋めるために電力設備３で実施される電力制御動作を説明している。Ｐ２に示すように発電量の減少分が蓄電池設備２０からの放電で賄われる。Ｐ３に示すように出力抑制値以上の発電があった場合には、Ｐ３ａのようにオーバー分が蓄電池設備２０に充電されたり、Ｐ３ｂのようにＳＯＣが規定値以上の場合は風力発電設備１０の発電が制限されたりする。
【００１９】
Ｐ１に示すように、電力増加があったときの余剰増加分が蓄電池設備２０に充電される。Ｐ４に示すように、蓄電池設備２０のＳＯＣが高すぎる場合には、風力発電設備１０の発電量が制限される。Ｐ５に示すように、ＳＯＣが高くならないように風力発電設備１０の発電量が制限される。
【００２０】
図４は、系統連系における長周期対策における蓄電池設備２０の充電動作を説明するための図である。合成電力目標値（上限）以上の発電があった場合には、合成電力Ｐｓｕｍが合成電力目標値（上限）になるように余剰電力が蓄電池に充電される。
【００２１】
図５は、系統連系における長周期対策における蓄電池設備２０の放電動作を説明するための図である。合成電力目標値（下限）以下の発電があった場合には、合成電力Ｐｓｕｍが合成電力目標値（下限）になるように不足電力が蓄電池の放電によって賄われる。
【００２２】
引き続き、図６を用いて実施の形態にかかる電力システム１の構成及び動作を説明する。電力設備３は、主変圧器４０と、第一計器用変成器４１と、変流器４２と、発電所合成電力計測器４３と、を備えている。
【００２３】
風力発電設備１０は、複数の発電設備１１と、風車コントローラ１２と、第一合成変流器１３と、発電計測器１４と、第二計器用変成器３０と、を備えている。複数の発電設備１１それぞれは、風力発電機と、風力発電機に接続された第一電力変換装置と、を備えている。第一電力変換装置は、風力発電機からの交流を直流に変換する第一変換回路と、変換された直流からさらに交流をつくりだす第二変換回路と、を含んでいる。
【００２４】
蓄電池設備２０は、複数の蓄電池電力システム２１と、バッテリマネジメントユニット（ＢＭＵ）２４と、蓄電池システムコントローラ２５と、第二合成変流器２２と、蓄電池充放電電力計測器２３と、を備えている。第二計器用変成器３０は、風力発電設備１０と蓄電池設備２０とで兼用されている。
【００２５】
複数の蓄電池電力システム２１それぞれは、蓄電池と、この蓄電池に接続された第二電力変換装置と、を含んでいる。第二電力変換装置は、交直電力変換を行うことで蓄電池に対して充電（つまり電力入力）または放電（つまり電力出力）を行う。
【００２６】
ＭＳＣ５０は、充放電制御部５１と、発電抑制制御部５５と、を備えている。ＭＳＣ５０には、中央給電指令所から伝達されるオンライン発電抑制設定値Ｓｃｔｒと、発電所合成電力計測器４３で計測された合成電力Ｐｓｕｍの計測値と、発電計測器１４で計測された発電電力Ｐｇｅｎの計測値と、蓄電池充放電電力計測器２３で計測された充放電電力Ｐｂａｔの計測値と、が入力されている。
【００２７】
充放電制御部５１は、充放電指令値演算部５２を備えている。発電抑制制御部５５は、発電抑制指令値演算部５６と、リミット指令値演算部５７とを備えている。発電抑制指令値演算部５６は、オンライン発電抑制設定値Ｓｃｔｒに基づいて発電抑制指令値Ｓｌｉｍ０を演算する。
【００２８】
リミット指令値演算部５７は、発電抑制指令値Ｓｌｉｍ０に基づいて第一リミット指令値Ｓｌｉｍ１を演算する。風車コントローラ１２は、第一リミット指令値Ｓｌｉｍ１に基づいて第二リミット指令値Ｓｌｉｍ２を演算する。それぞれの発電設備１１は、第二リミット指令値Ｓｌｉｍ２に従って発電量を抑制する。
【００２９】
ＢＭＵ２４は、それぞれの蓄電池電力システム２１に含まれる蓄電池のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ  ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ：蓄電池残量）を取得して、蓄電池システムコントローラ２５に伝達する。蓄電池システムコントローラ２５は、ＢＭＵ２４から伝達されたＳＯＣを、ＭＳＣ５０の充放電制御部５１に伝達する。
【００３０】
充放電制御部５１は、上記伝達されたＳＯＣに基づいて、充放電指令値Ｓｃｄ０を演算して蓄電池システムコントローラ２５に伝達する。蓄電池システムコントローラ２５は、充放電指令値Ｓｃｄ０に基づいて、複数の蓄電池電力システム２１それぞれに対する個別充放電指令値Ｓｃｄｐを算出する。個別充放電指令値Ｓｃｄｐは蓄電池電力システム２１に含まれる第二電力変換装置に伝達され、第二電力変換装置は個別充放電指令値Ｓｃｄｐに従って蓄電池の充電または放電を実施するように作動する。
【００３１】
ＭＳＣ５０は、現在時刻Ｔと、予め定められた電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔと、電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄと、現在時刻Ｔにおける合成電力Ｐｓｕｍとに基づいて、演算処理を行う。電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔと電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄとの組は、図２および図３で説明したように制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４で決定される。
【００３２】
ＭＳＣ５０は、演算処理を行うことで、必要電力量Ｓを算出する。必要電力量Ｓは、制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４内に合成電力Ｐｓｕｍの変動抑制（Ｔｚ２）または減少抑制（Ｔｚ１、Ｔｚ３）を行うために蓄電池設備２０が予備電力として保持すべき電力量である。
【００３３】
制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４は、前述の図２および図３で例示したように、予め定められた電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔから予め定められた電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄまでの期間である。ＭＳＣ５０は、蓄電池設備２０に含まれる蓄電池の電力が必要電力量Ｓに近づくように、蓄電池設備２０に対して、制御目標値である充放電指令値Ｓｃｄ０を伝達する。
【００３４】
図８〜図１２は、実施の形態にかかる電力システム１の動作を説明するための図である。ＭＳＣ５０は、図８に示す第一電力量Ｓ１と、図９〜図１２に第一電力量Ｓ１とともに示す第二電力量Ｓ２と、をそれぞれ算出する。実施の形態では、必要電力量Ｓが原則として下記の式（１）で求められる。
Ｓ＝Ｓ１＋Ｓ２    ・・・（１）
【００３５】
上記の説明と重複するが、下記の説明において、現在時刻をＴとし、電力変動制限開始時刻をＴｓｔａｒｔとし、電力変動制限終了時刻をＴｅｎｄとし、現在時刻の合成電力をＰｓｕｍとし、発電所定格出力をＰ０とし、第一電力量をＳ１とし、第二電力量をＳ２とする。また、指定変化率ｎは、出力変動時に合成電力Ｐｓｕｍの変化率の目標とされるべき予め定められたパラメータである。
【００３６】
（第一電力量Ｓ１の算出方法）
図８は、実施の形態にかかる第一電力量Ｓ１の算出方法を示している。第一電力量Ｓ１は、現在時刻Ｔにおける合成電力Ｐｓｕｍから指定変化率ｎに従って合成電力Ｐｓｕｍをゼロまで低下させるために必要な電力量である。
【００３７】
すなわち、電力システム１における発電所定格出力Ｐ０［ｋＷ］と、発電所定格出力の指定変化率ｎ［％／分］とが予め与えられる。前述した「短周期対策」を実施させるためには、１００／（ｎ×６０）［時間］でＰ０［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで電力を減少させるための傾きθに従って電力を減少させることが必須となる。この変化率の傾きθは下記の式（１ａ）で与えられる。
ｔａｎθ＝  １００／（ｎ×６０×Ｐ０）    ・・・（１ａ）
【００３８】
合成電力Ｐｓｕｍ［ｋＷ］、第一電力量Ｓ１［ｋＷｈ］とすると、下記の式（１ｂ）となる。実施の形態にかかる第一電力量Ｓ１は、この式（１ｂ）で求められる。
Ｓ１［ｋＷｈ］＝（Ｐｓｕｍ×Ｐｓｕｍ×ｔａｎθ）／２    ・・・（１ｂ）
【００３９】
式（１ａ）に式（１ｂ）を代入することで、下記の式（１ｃ）が得られる。
Ｓ１［ｋＷｈ］＝  Ｐｓｕｍ×Ｐｓｕｍ×１００／（ｎ×６０×Ｐ０×２）    ・・・（１ｃ）
【００４０】
蓄電池搭載容量をＢＴ［ｋＷｈ］とすると、合成電力Ｐｓｕｍ［ｋＷ］時には、次式（１ｄ）で示すＳＯＣｒｑ［％］を電力変化率制御時に必要なＳＯＣとして常時演算することになる。
ＳＯＣｒｑ［％］  ＝  Ｓ１×１００／ＢＴ    ・・・（１ｄ）
【００４１】
図９〜図１１は、実施の形態にかかる第二電力量Ｓ２の算出方法を示している。第二電力量Ｓ２は、現在時刻における合成電力Ｐｓｕｍの大きさと制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４それぞれの長さとの積に基づく電力量である。
【００４２】
なお、実施の形態では、基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔも予め設定される。基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔは、電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔよりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた時刻である。たとえば電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔの一時間前に、基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔが設定されても良い。基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔから電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄまでの所定期間Ｔｄの内側では、第一電力量Ｓ１と第二電力量Ｓ２との合計が必要電力量Ｓとされる。
【００４３】
実施の形態にかかる第二電力量Ｓ２は、基準時刻をＴｑとした場合に、下記の式（２ａ）で求められる。
Ｓ２＝（Ｔｅｎｄ−Ｔｑ）×Ｐｓｕｍ    ・・・（２ａ）
【００４４】
図９は、現在時刻Ｔが、Ｔｐｒｅｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｓｔａｒｔを満たすときの必要電力量Ｓを示している。図９に示す状況では現在時刻Ｔが開始時刻Ｔｓｔａｒｔに達する前における予め定めた期間内に収まっているので、上記式（２ａ）における開始時刻Ｔｓｔａｒｔが基準時刻Ｔｑとされる。
【００４５】
その結果、Ｔｐｒｅｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｓｔａｒｔの場合には、下記の式（２ｂ）で第二電力量Ｓ２が求められる。
Ｓ２［ｋＷｈ］  ＝  （Ｔｅｎｄ−Ｔｓｔａｒｔ）×Ｐｓｕｍ    ・・・（２ｂ）
【００４６】
図１０および図１１は、現在時刻Ｔが、Ｔｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｅｎｄを満たすときの必要電力量Ｓを示している。図１０および図１１に示す状況では現在時刻Ｔが開始時刻Ｔｓｔａｒｔを超えているので、上記式（２ａ）における現在時刻Ｔが基準時刻Ｔｑとされる。
【００４７】
その結果、Ｔｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｅｎｄの場合には、下記の式（２ｃ）で第二電力量Ｓ２が求められる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝（Ｔｅｎｄ−Ｔ）×Ｐｓｕｍ    ・・・（２ｃ）
【００４８】
図１０と図１１とを比較するとわかるように、現在時刻Ｔが経過して電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄに近づけば近づくほど、第二電力量Ｓ２がより小さな値に算出される。
【００４９】
図１２には実施の形態の変形例が図示されている。図１２に示すように、基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔから電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄまでの期間が所定期間Ｔｄとして予め定められてもよい。現在時刻Ｔが基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔよりも前であれば、電力変動制限時間帯の到来時刻までにはまだ時間的余裕がある。
【００５０】
そこで、図１２に示すように現在時刻Ｔが所定期間Ｔｄの外側にある場合には、第二電力量Ｓ２がゼロに設定され、第一電力量Ｓ１が必要電力量Ｓに設定されても良い。これにより蓄電池設備２０に蓄えるべき予備電力を抑制できる。なお変形例として、所定期間Ｔｄの外側では、第二電力量Ｓ２をゼロにする代わりに、第二電力量Ｓ２をゼロよりも大きい予め定めた値としてもよく、あるいは第二電力量Ｓ２をゼロよりも大きく且つ上記数式（２ｂ）にかかる第二電力量Ｓ２よりも小さい予め定めた値としてもよい。
【００５１】
変形例として、ＭＳＣ５０は、必要電力量が予め定めた電力範囲に収まるように電力範囲の上限と下限とで必要電力量の値をリミットしてもよい。
【００５２】
図７は、比較例にかかる予備電力の大きさを説明するための図である。一例として、最大３時間、発電所合成出力を減少させない時間帯があり、発電電力が急にゼロになった場合を想定する。この場合においても、堪え得る蓄電池容量を確保するためには、以下に説明する容量が予備電力として必要になる。
【００５３】
発電所定格出力をＰ０［ｋＷ］とする。発電所定格出力の指定変化率ｎ［％／分］を守ることを条件とする。上述したように発電電力が急にゼロになった場合には、１００／（ｎ×６０）［時間］で、Ｐ０［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで変化させる傾きで電力を減少させることになる。
【００５４】
すなわち、変化率の傾きをθとすると下記式（３ａ）となる。
ｔａｎ（θ）＝  １００／（ｎ×６０×Ｐ０）    ・・・（３ａ）
【００５５】
必要電力量Ｓ［ｋＷｈ］は下記式（３ｂ）で得られる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝Ｐ０×３［ｈｒ］＋Ｐ０×Ｐ０×ｔａｎ（θ）／２    ・・・（３ｂ）
【００５６】
上記式（３ｂ）に上記式（３ａ）を代入すると、下記式（３ｃ）が得られる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝  Ｐ０×３［ｈｒ］＋  Ｐ０×Ｐ０×１００／（ｎ×６０×Ｐ０×２）    ・・・（３ｃ）
【００５７】
上記比較例では、長周期対策用の予備電力が、電力システム１の発電所定格出力Ｐ０と電力変動制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４それぞれの長さとを積算して得られた値である。比較例の算出方法では、定格電力と制限時間とから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことになり、予備電力が常に大きいという問題があった。
【００５８】
他の比較例として、「ＳＯＣ管理制御を行わない場合」についても説明する。以下の説明において発電電力の変化率は、「風力発電＋蓄電池の充放電量」の変化率を示すものとする。ここで述べる他の比較例では、発電電力の変化率のみを満足する様に蓄電池の充放電制御が行われ、発電電力による成り行きで充放電が行われることになる。
【００５９】
具体的には、ここで述べる他の比較例では、下記のような充放電制御が実施される。
（Ａ１）  発電電力の変化率：ｎ％／分（増加）以上の場合、ｎ％／分になるように充電を行う（電池が満状態であれば、ＰＶ出力抑制）。
（Ａ２）  発電電力の変化率：ｎ％／分（減少）以上の場合、ｎ％／分になるように放電を行う。
（Ａ３）  上記（Ａ１）、（Ａ２）以外の場合、何もしない。
なお、発電電力を減少させない時間帯は、０％〜＋ｎ％の変化率制御となる。発電電力を増加減させない時間帯は、０％の変化率制御となる。発電電力を増加させない時間帯は、−ｎ％〜０％の変化率制御となる。
【００６０】
ここで述べた他の比較例では、蓄電池容量が多くなる問題があった。できるだけ少ない蓄電池容量で、「短周期対策」および「長周期対策」を満足させるように、蓄電池の容量管理および風力発電出力の管理を行うことが求められていた。
【００６１】
この点、実施の形態によれば、これらの比較例よりも予備電力を低減できる機会を作り出せるという利点がある。実施の形態にかかる電力システム１によれば、現在の合成電力Ｐｓｕｍと現在の時間帯とに応じて、電力変動制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４に備えて蓄電池設備２０に蓄えるべき現実的な予備電力を演算することができる。
【００６２】
実施の形態で演算された予備電力によれば、図７の比較例のように定格電力Ｐ０と電力変動制限時間帯（Ｔｚ１〜Ｔｚ４）それぞれの長さとから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことが求められない。よって、電力変動制限時間帯Ｔｚ１〜Ｔｚ４に備えるための予備電力の低減が図れるという利点がある。
【符号の説明】
【００６３】
１  電力システム、２  電力系統、３  電力設備、１０  風力発電設備、１１  発電設備、１２  風車コントローラ、１３  第一合成変流器、１４  発電計測器、２０  蓄電池設備、２１  蓄電池電力システム、２２  第二合成変流器、２３  蓄電池充放電電力計測器、２４  ＢＭＵ（バッテリマネジメントユニット）、２５  蓄電池システムコントローラ、３０  第二計器用変成器、４０  主変圧器、４１  第一計器用変成器、４２  変流器、４３  発電所合成電力計測器、５０  メインサイトコントローラ（ＭＳＣ）、５１  充放電制御部、５２  充放電指令値演算部、５５  発電抑制制御部、５６  発電抑制指令値演算部、５７  リミット指令値演算部、ｎ  指定変化率、Ｐ０  発電所定格出力、Ｐｂａｔ  蓄電池充放電電力、Ｐｇｅｎ  発電電力、Ｐｓｕｍ  合成電力、Ｓ  必要電力量、Ｓ１  第一電力量、Ｓ２  第二電力量、Ｓｃｄ０  充放電指令値、Ｓｃｄｐ  個別充放電指令値、Ｓｃｔｒ  オンライン発電抑制設定値、Ｓｌｉｍ０  発電抑制指令値、Ｓｌｉｍ１  第一リミット指令値、Ｓｌｉｍ２  第二リミット指令値、Ｔ  現在時刻、Ｔｄ  所定期間、Ｔｅｎｄ  電力変動制限終了時刻、Ｔｐｒｅｓｔａｒｔ  基準事前時刻、Ｔｑ  基準時刻、Ｔｓｔａｒｔ  開始時刻（電力変動制限開始時刻）、Ｔｚ１  第一制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔｚ２  第二制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔｚ３  第三制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔｚ４  第四制限時間帯（電力変動制限時間帯）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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