JP2004040949A

JP2004040949A - System and method for wind power generation

Info

Publication number: JP2004040949A
Application number: JP2002197093A
Authority: JP
Inventors: Junkuu Kan; カン　ジュンクー; Shinichiro Inoue; 井上　真一郎; Juniku Ha; ハ　ジュンイク; Shuichi Fujii; 藤井　秋一
Original assignee: Yaskawa Electric Corp
Current assignee: Yaskawa Electric Corp
Priority date: 2002-07-05
Filing date: 2002-07-05
Publication date: 2004-02-05
Anticipated expiration: 2022-07-05
Also published as: JP3864309B2

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To efficiently control a generator without the use of a speed sensor for the enhancement of reliability and the reduction of a cost. <P>SOLUTION: A wind turbine output computing portion 201 computes generator torque T<SB>gen</SB>from an estimated speed value ω#hat detected by a speed detector 7 and generator power P<SB>gen</SB>computed by a power computing unit 19. A wind power and speed estimator 202 computes a wind speed V<SB>wind</SB>from the generator torque T<SB>gen</SB>and the estimated speed value ω#hat. A maximum efficiency operation controller 203 computes a generator speed command W<SB>gen</SB><SP>*</SP>from the wind speed V<SB>wind</SB>. A generator speed controller 204 and a current command computing unit 206 compute current commands iγ<SP>*</SP>and iδ<SP>*</SP>supplied to the generator to operate the generator based on the generator speed command W<SB>gen</SB><SP>*</SP>computed by the maximum efficiency operation controller 203. The generator is controlled according to the current commands iγ<SP>*</SP>and iδ<SP>*</SP>, and power is thereby efficiently generated. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、プロペラ（風車）によって風力エネルギーを取り込み、この風力エネルギーを発電機によって電気エネルギーに変換する風力発電システムおよび方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来の風力発電システムの構成を図９に示す。この従来の風力発電システムは、図９に示すように、風力を取り込むためのプロペラ１と、プロペラ１の回転数を変速して伝達するためのギア／カップリング２と、発電機３と、電力変換装置４と、電力制御装置９５と、速度センサ８とから構成され、負荷６に対して発電した電力を供給している。
【０００３】
次に、この従来の風力発電システムの動作について説明する。プロペラ１が回転することによって得られた風力エネルギーは、ギア／カップリング２によって回転数の変速が行われた後に発電機３に伝達される。発電機３は、この風力エネルギーを電気的エネルギーに変換する。発電機３によって得られた電気エネルギーは、電力変換装置４によって制御された後に負荷６に伝えられる。電力制御装置９５は速度センサ８からプロペラ１の軸速度の情報を取り入れ電力変換装置４の制御を行う。
【０００４】
このような風力発電システムでは、得られる電力は風速によって影響を受けることになる。そして、風速は一定ではなく常に変動している。そのため、このような風力発電システムでは、発電効率を高めるために、風速に応じて求まる最適な軸速度で発電機３を運転する必要がある。具体的には、発電機３の運動回転数が風速に応じて変化しない速度一定制御、あるいは風速に応じて発電機３の運転回数を変化させることによってエネルギー利用度すなわち発電効率を高める軸速度可変制御が電力制御装置９５によって行われる。
【０００５】
そして、このような軸速度一定制御、軸速度可変制御を行うには、軸の速度を検出する必要があり、従来の風力発電システムでは軸速度を検出するためにエンコーダ等の速度センサ８が用いられていた。例えば、プロペラの軸速度検出にエンコーダを使用している風力発電システムが特開２００２−８４７９７号公報等に記載されている。
【０００６】
しかし、プロペラの軸速度の検出にエンコーダ等の速度センサ８を設けている従来の風力発電システムでは、速度センサ８から電力制御装置９５まで配線を設ける必要がある。そのため、速度センサ８から電力制御装置９５までの距離が長くなると配線自体も長くなり、断線等による信頼性の劣化が問題となる場合があった。さらに、プロペラが回転している間は速度センサも常に回転することになるため、速度センサ自体の寿命が信頼性の劣化を招いてしまうという問題もあった。さらに、速度センサを設けることによってコストの増加を招くという問題もあった。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
上述した従来の風力発電システムでは、効率的な発電を行うためには、プロペラの軸速度を検出するために速度センサが必要となるため、信頼性の劣化、コストの増加を招いてしまうという問題点があった。
【０００８】
本発明の目的は、プロペラの軸速度を検出するための速度センサを使用せずに発電機からの速度情報をセンサレスで得ることにより高信頼性、回路の簡略化、コストの低減を図ることができる風力発電システムおよび方法を提供することである。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために、本発明の風力発電システムは、風力を取り込むための風車と、風車によって取り込まれた風力エネルギーを電気エネルギーに変換するための発電機とを備えた風力発電システムにおいて、
前記発電機の電流値を検出し、該電流値から発電機の回転速度を推定して速度推定値として出力する速度検出器と、
前記発電機の電力値を算出する電力演算器と、
前記速度検出器により算出された速度推定値および前記電力演算器により算出された前記発電機の電力値より風車の出力を演算し、演算した該風車の出力と前記推定軸速度より風速を推定し、推定された風速に基づいて前記発電機の効率が最大となるような速度指令を算出し、算出された該速度指令と前記速度推定値との偏差がゼロとなるようなトルク指令を算出し、算出されたトルク指令に基づいて電流指令を生成して出力する上位指令器と、
前記上位指令器により生成された電流指令から電圧指令を算出して前記発電機の制御を行う制御手段と、を備えていることを特徴とする。
【００１０】
また、本発明の風力発電システムは、前記上位指令器が、γ軸もしくはδ軸あるいはその両方の軸の電圧指令に対して、前記発電機の運転周波数よりも高い周波数を有する高周波成分の電圧を重量して前記発電機に印加する手段を有し、
前記速度検出器は、発電機の電流値を検出し、検出された電流から前記高周波成分の電流を検出し、検出した高周波成分の電流から前記発電機の回転子の位置を推定し、該回転子の推定位置の時間変化量から発電機の速度推定値を算出するようにしてもよい。
【００１１】
また、本発明の風力発電システムは、前記上位指令器を、
前記速度検出器によって検出された速度推定値と、前記電力演算器によって算出された発電機電力から発電機トルクを算出する風車出力演算部と、
前記風車出力演算部によって算出された発電機トルクと前記速度推定値から風速を算出する風力速度推定器と、
前記風力速度推定器により算出された風速から発電機速度指令を算出する最大効率運転制御器と、
前記最大効率運転制御器により算出された発電機速度指令と前記速度推定値の偏差が零となるような比例−積分制御を行い、その出力をトルク指令として出力する発電機速度制御器と、
前記発電機速度制御器により出力されたトルク指令に基づいて、前記発電機を制御するためのγ軸電流指令とδ軸電流指令を出力する電流指令演算部とを備えるようにしてもよい。
【００１２】
本発明は、γ軸電圧指令またはδ軸電圧指令に発電機の運転周波数よりも高い周波数成分を有する高周波成分の電圧を印加し、その際に発電機に流れる電流に含まれる高周波成分から推定軸速度を算出し、この推定軸速度と発電機電力を用いて風速を算出し、この風速に応じて発電機を制御することにより効率的な発電を行うようにしたものである。従って、軸速度を検出するための速度センサや風速を検出するための風速センサ等を必要とすることなく、発電効率の高い発電機の制御を行うことができ、低コスト化および高信頼性を実現することができる。
【００１３】
【発明の実施の形態】
次に、本発明の実施の形態について図面を参照して詳細に説明する。
【００１４】
まず、本発明における発電機効率を最大とするための風速と発電機の軸速度の関係について説明する。一般的に風車の出力Ｐ_ｔｕｒは下記の式（１）のように表すことが出来る。
【００１５】
【数１】

【００１６】
上記式（１）で風車定数Ｋ_ｓｙｓは風車の羽の面積と空気密度によって決まる定数であり制御時急に可変できるパラメータではない。また風の速度Ｖ_ｗｉｎｄは制御できないパラメータである。風速Ｖ_ｗｉｎｄと発電機の軸速度Ｗ_ｇｅｎの速度比λは発電機と風車のギア比、風車の半径によって決まる定数Ｋ_ｃ用いて下記の式（２）に示すように表することができる。
【００１７】
【数２】

【００１８】
動力係数Ｃ_ｐはλによって図１に示したように変化するパラメータである。したがって、発電中にλを制御して最大効率速度比λ_ｏｐを維持するように制御すれば動力係数Ｃ_ｐは最大値Ｃ_ｐｍａｘになるので、システムの最大効率運転が可能である。λ_ｏｐは風車の設計によって決まる定数である。最大効率運転を維持するためには発電機の速度指令Ｗ^＊ _ｇｅｎを下記の式（３）より求めて出力する。
【００１９】
【数３】

【００２０】
上記の式（３）でλ_ｏｐとＫ_ｃは風車の設計値の一部なので把握できるが、風速Ｖ_ｗｉｎｄは未知の値である。したがって、最大効率運転のためにはＶ_ｗｉｎｄの瞬時値が必要になる。
【００２１】
発電機電力Ｐ_ｇｅｎは、発電機速度Ｗ_ｇｅｎと発電機トルクＴ_ｇｅｎを用いて下記の式（４）に示すように表することができる。
【００２２】
【数４】

【００２３】
風車システムの損失分Ｐｌｏｓｓは電気損失と機械損失で構成されている。電気損失は、発電機の等価抵抗と発電機を制御しているインバータの電力半導体のスイチイング周波数によって決まる電気損失定数Ｋ１に発電機電力Ｐ_ｇｅｎを掛けてを求められる。機械損失は機械摩擦定数Ｂ_ｓｙｓに発電機速度の２乗のＷ^２ _ｇｅｎを掛けてを求める。風車システムの損失分Ｐｌｏｓｓは電気損失に機械損失を足して下記の式（５）に示すように求められる。
【００２４】
【数５】

【００２５】
風車の出力Ｐ_ｔｕｒは求めた発電機電力Ｐ_ｇｅｎに出力の損失分Ｐｌｏｓｓを足して下記の式（６）に示すように求められる。
【００２６】
【数６】

【００２７】
求めた風車の出力Ｐ_ｔｕｒと発電機の速度より風速Ｖ_ｗｉｎｄは風車データから決められる。本発明では発電機の速度として、発電機速度推定値ω＿ｈａｔを用いて風速を求める。例えば図２に示したように発電機の速度推定値ω＿ｈａｔがＷ_ｒ（Ａ）で風車の出力がＰ_{ｔｕｒ（Ａ）}の場合には風速Ｖ_ｗｉｎｄはＶｗ１となる。また、発電機速度推定値ω＿ｈａｔがＷ_ｒ（Ｂ）で風車の出力がＰ_{ｔｕｒ（Ｂ）}の場合には風速Ｖ_ｗｉｎｄはＶｗ２となる。
【００２８】
次に、上記で述べた軸速度推定方法に関しての原理について説明する。ここでは、発電機として永久磁石型同期発電機を用いた場合について説明する。永久磁石型同期発電機では、永久磁石を回転子とすると、回転子の磁極上に設定したｄ−ｑ軸に、回転子上に想定したγ−δ軸が一致するような制御が行われる。
【００２９】
このような永久磁石型同期発電機では、インピーダンス偏差を利用して磁束位置推定が可能となる。図３のように実際の磁束軸をｄ軸とし、制御磁束軸をγ軸とする。ｑ軸はｄ軸から（π／２）進んだ位相の軸、δ軸はγ軸から（π／２）進んだ位相の軸である。γ軸に高周波電圧を重量し、γ軸を挟んで４５度の所に高周波インピーダンス推定軸（γ_ｈ−δ_ｈ軸）を置く。γ_ｈ軸とδ_ｈ軸上で推定されるインピーダンスを比較して、もし、γ軸と実際の磁束軸（ｄ軸）が一致していれば、等しくなるが、一致していなければ、図４に示すように、インピーダンス偏差が生じることとなる。
【００３０】
Δθ_ｅはγ軸とｄ軸の誤差角、ｉ_ｈγ、ｉ_ｈδをγ_ｈ−δ_ｈ座標系に変換された一時電流とする。│ｉ_ｈγ｜_ｈｆと｜ｉ_ｈδ｜_ｈｆはγ_ｈ−δ_ｈ座標系に変換された一時電流ｉ_ｈγ、ｉ_ｈδから制御軸上に重量する高周波信号と同じ周波数成分の振幅値を後述する方法で抽出したものである。γ軸に高周波電圧を重量した場合、γ_ｈ、δ_ｈそれぞれの軸に現れる電圧値は等しいので、インピーダンス偏差の大きさは、下記の式（７）に示すように、｜ｉ_ｈγ｜_ｈｆと｜ｉ_ｈδ｜_ｈｆの偏差に反比例する。
【００３１】
【数７】

【００３２】
このように高周波インピーダンスの関係を用いてインピーダンス偏差が常に０になるようにγ軸を調整すれば、ｄ軸に一致させることができる。
【００３３】
高周波インピーダンス偏差の指標として高周波成分電流を用いるため、γ軸を基準として４５度の所に位置するγ_ｈ−δ_ｈ軸上において、一次電流を座標変換して得られるＩ_ｈγ、Ｉ_ｈδからγ軸に重畳した高周波電圧と同じ周波数成分を抽出しなければならない。通常バンドパスフィルタ（ＢＰＦ）のみが用いられるが、バンド幅が存在するため必要な成分以外の高周波成分等も抽出する可能性がある。そこで、効率よく重畳周波数成分を抽出し、その振幅値｜Ｉ_ｈγ｜_ｈｆと｜Ｉ_ｈδ｜_ｈｆを求める方法を示す。重畳高周波ｈｆの成分を含むＩ_ｈγを下記の式（８）のように仮定する。
【００３４】
【数８】

【００３５】
この式（８）には重畳高周波ｈｆの他にノイズを含めた高周波信号が混在する。そこで、下記の式（９）、（１０）のようにＩ_ｈγに重畳周波数のサイン（ｓｉｎｅ）、コサイン（ｃｏｓｉｎｅ）成分を乗算し、下記の式（１１）のようにローパスフィルタ（ＬＰＦ）を通すことによってＩ_ｈγからａ、ｂを抽出することができる。
【００３６】
【数９】

【００３７】
【数１０】

【００３８】
【数１１】

【００３９】
上記の式（１１）のＬＰＦのカットオフ周波数は、Ｉ_ｈγの直流分に重畳高周波ｈｆの周波数成分が掛かるため、重畳高周波ｈｆ以下に設定しなければならない。動特性を上げるため、あらかじめＢＰＦで重畳高周波ｈｆ成分以外を除去しておけば、ＬＰＦのカットオフ周波数をさらに上げることができる。また、最終的に必要なのはａ、ｂから求まる値の大小関係なので、係数を省略すると、このａ、ｂは下記の式（１２）のように表すことができる。
【００４０】
【数１２】

【００４１】
そして、重畳周波成分の振幅成分は、この式（１２）で表されたａ、ｂより下記の式（１３）のように求められる。
【００４２】
【数１３】

【００４３】
また、｜Ｉ_ｈδ｜_ｈｆについても同様に求めることができる。
【００４４】
前述のように、｜Ｉ_ｈγ｜_ｈｆ、｜Ｉ_ｈδ｜_ｈｆの偏差が０となるように、γ軸を調整することで、γ軸をｄ軸に一致させることができる。
【００４５】
次に、本発明の一実施形態の風力発電システムについて説明する。本発明の一実施形態の風力発電システムの構成を図５に示す。図５において、図９中の構成要素と同一の構成要素には同一の符号を付し、説明を省略するものとする。
【００４６】
本実施形態の風力発電システムは、図９に示した従来の風力発電システムに対して、電力制御装置９５が電力制御装置５に置き換えられ、発電機３に流れる電流値を検出して、その電流値に基づいて軸速度を推定する速度検出器７が設けられている。
【００４７】
次に、図５中の電力制御装置５および速度検出器７の構成を図６のブロック図に示す。
【００４８】
電力制御装置５は、図６に示されるように、上位指令器１０１と、Ｐ−Ｉ制御器（ｄ）１０２と、Ｐ−Ｉ制御器（ｑ）１０３と、ベクトル演算器１０４と、座標変換器１１０と、ＢＰＦ１１１、１１２と、電力演算器１１９と、高周波成分発生器１１８とから構成されている。また、速度検出器７は、図６に示されるように、電流検出器１０７、１０８と、座標変換器１０９と、推定器１１３とから構成されている。
【００４９】
電力演算器１１９は、γ軸電圧指令ｖγ^＊、δ軸電圧指令ｖδ^＊および、γ軸電流帰還値ｉγ＿ｆｂ、δ軸電流帰還値ｉδ＿ｆｂを用いて、下記の式により発電機３の電力値Ｐ_ｇｅｎを算出する。
Ｐ_ｇｅｎ＝３／２（Ｖγ^＊・ｉγ＿ｆｂ＋Ｖδ^＊・ｉδ＿ｆｂ）
上位指令器１０１は、速度検出器７の推定器１１３により算出された速度推定値ω＿ｈａｔおよび電力演算器１１９により算出された発電機３の電力値Ｐ_ｇｅｎから電流指令ｉγ^＊、ｉδ^＊を生成して出力する。
【００５０】
Ｐ−Ｉ制御器（ｄ）１０２は、γ軸電流指令ｉγ^＊とγ軸電流帰還値ｉγ＿ｆｂが一致するように比例積分演算を行い、γ軸電圧指令ｖγ^＊’を出力する。このγ軸電圧指令ｖγ^＊’に、高周波成分発生器１１８からの高周波成分の電圧指令ｖ＿ｉｎｊが加算されて、新たなγ軸電圧指令ｖγ^＊が生成される。
【００５１】
Ｐ−Ｉ制御器（ｑ）１０３は、δ軸電流指令ｉδ^＊とδ軸電流帰還値ｉδ＿ｆｂが一致するように比例積分演算を行い、δ軸電圧指令ｖδ^＊を出力する。
【００５２】
高周波成分ｖ＿ｉｎｊは、高周波成分発生器１１８において、高周波成分の周波数値ｈｆを積分した位相θｈｆと高周波成分の電圧振幅値ｖａｍｐから、ｖ＿ｉｎｊ＝ｖａｍｐ・ｓｉｎ（θｈｆ）で与えられる。
【００５３】
ベクトル演算器１０４は、γ軸電圧指令値ｖγ^＊と、高周波成分の重畳されたδ軸電圧指令値ｖδ^＊および位相推定値θ＿ｈａｔから三相電圧指令ｖ＿ｒｅｆ＿ｕ、ｖ＿ｒｅｆ＿ｖ、ｖ＿ｒｅｆ＿ｗを作成し電力変換装置４に出力する。
【００５４】
電力変換装置４は、ベクトル演算器１０４からの三相電圧指令ｖ＿ｒｅｆ＿ｕ、ｖ＿ｒｅｆ＿ｖ、ｖ＿ｒｅｆ＿ｗに基づき、三相交流電圧を同期発電機３に出力する。同期発電機３に流れる電流は、Ｕ相およびＶ相に取り付けられた電流検出器１０７、１０８によって検出され、座標変換器１０９に入力される。ここでは、Ｕ相とＶ相に取り付けたが、座標変換時に考慮すれば、電流検出器は任意の二相に取り付けてよく、また三相全部に取り付けても良い。座標変換器１０９は、三相交流を二相交流に変換してｉαとｉβとして出力する。
【００５５】
座標変換器１１０は、二相交流ｉαとｉβを、位相θ＿ｈａｔでγ−δ座標系に変換して、ｉγ＿ｘおよびｉδ＿ｘとして出力する。
【００５６】
バンドパスフィルタ１１１、１１２はカットオフ周波数がｈｆのフィルタであり、前述の加算した高周波成分による電流を抽出し、この成分を元の電流値から差し引くことで、高周波成分を除去し、それぞれ、電流帰還値ｉγ＿ｆｂとｉδ＿ｆｂとして出力している。ここでは、加算した高周波成分を除去出来れば良いので、他の公知のノッチフィルタで構成しても良い。
【００５７】
尚、Ｐ−Ｉ制御器１０２、１０３、ベクトル演算器１０４、電力変換装置４は、上位指令器１０１により生成された電流指令ｉγ^＊、ｉδ^＊から電圧指令ｖγ^＊、ｖδ^＊を算出して発電機３の制御を行う制御手段として機能する。
【００５８】
推定器１１３では印加した高周波成分を含む二相交流ｉα、ｉβから発電機３の回転速度推定値ω＿ｈａｔおよび位相推定値θ＿ｈａｔを演算している。この推定器１１３の構成を図７のブロック図に示す。
【００５９】
推定器１１３は、図７に示されるように、座標変換器１１４と、インダクタンス偏差演算部１１５と、Ｐ−Ｉ制御器１１６と、速度推定値演算器１１７とから構成されている。
【００６０】
座標変換器１１４では、二相交流ｉα、ｉβをγ−δ軸から（π／４）遅れた座標系γ_ｈ−δ_ｈ座標系に変換し、ｉ_ｈγ、ｉ_ｈδを演算している。インダクタンス偏差演算部１１５は、上述した式（１３）に基づき、│ｉ_ｈγ│_ｈｆを演算し、同様に│ｉ_ｈδ│_ｈｆを演算し、両者の偏差を出力している。
【００６１】
Ｐ−Ｉ制御器１１６は、比例−積分演算により、インダクタンス偏差演算部１１５により算出された偏差が零となるように、すなわち指令器の磁束軸γ軸と実際の磁束軸ｄ軸が一致するように、指令器の位相θ＿ｈａｔを調整しており、このθ＿ｈａｔが位相推定値となるう。
【００６２】
速度推定値演算器１１７は、位相推定値θ＿ｈａｔを微分することにより速度推定値ω＿ｈａｔを求めている。速度推定値演算器１１７におけるローパスフィルタ（ＬＰＦ）は、微分によりばらつきが激しくなるのを平均化することで安定にするために設けている。このようにして速度推定値ω＿ｈａｔを求めることで、発電機の効率が最大となるように運転できる風力発電システムが実現できる。
【００６３】
次に、図６中の上位指令器１０１の構成を図８に示す。上位指令器１０１は、図８に示されるように、風車出力演算部２０１と、風力速度推定器２０２と、最大効率運転制御器２０３と、発電機速度制御器２０４と、電流指令演算器２０６とを備えている。
【００６４】
この上位指令器１０１では、上述の式（４）において、発電機速度Ｗ_ｇｅｎを速度検出器７の出力である速度推定値ω＿ｈａｔに置き換え、発電機トルクＴ_ｇｅｎを後述の発電機のトルク指令と置き換えて発電機電力Ｐ_ｇｅｎを求める。そして、この発電機電力Ｐ_ｇｅｎに損失分を加えたＰ_ｔｕｒと速度推定値ω＿ｈａｔおよび発電機トルクＴ_ｇｅｎおよび図２に示したグラフから、風速Ｖ_ｗｉｎｄを求める。そして、この風速Ｖ_ｗｉｎｄに基づいて発電機速度指令Ｗ_ｇｅｎ ^＊を算出し、速度推定値ω＿ｈａｔと発電機速度指令Ｗ_ｇｅｎ ^＊が一致するように発電機を制御することにより効率的な発電が行われるようにする。
【００６５】
風車出力演算部２０１は、速度検出器７によって検出された速度推定値ω＿ｈａｔと、電力演算器１９によって算出された発電機電力Ｐ_ｇｅｎから発電機トルクＴ_ｇｅｎを算出する。風力速度推定器２０２は、風車出力演算部２０１によって算出された発電機トルクＴ_ｇｅｎと速度検出器７によって検出された速度推定値ω＿ｈａｔから風速Ｖ_ｗｉｎｄを算出する。最大効率運転制御器２０３は、上述した式（３）を用いて、風力速度推定器２０２により算出された風速Ｖ_ｗｉｎｄから発電機速度指令Ｗ_ｇｅｎ ^＊を算出する。
【００６６】
発電機速度制御器２０４および電流指令演算器２０６は、最大効率運転制御器２０３により算出された発電機速度指令Ｗ_ｇｅｎ ^＊に基づいて発電機３を運転するために発電機３に与える電流指令ｉγ^＊、ｉδ^＊を演算するためのブロックである。
【００６７】
発電機速度制御器２０４は、最大効率運転制御器２０３により算出された発電機速度指令Ｗ_ｇｅｎ ^＊と発電機速度推定値ω＿ｈａｔの偏差が零となるような比例−積分制御を行い、その出力をトルク指令として出力している。電流指令演算部２０６は、発電機速度制御器２０４により出力されたトルク指令に応じて、実際の発電機３が効率よく運転できる条件のγ軸電流指令ｉγ^＊とδ軸電流指令ｉδ^＊を出力する。このトルク指令から電流指令を求める方法は、別途公知の技術を用いれば良いので、ここでは説明を省略する。
【００６８】
このようにして、上位指令器１０１では、風力発電システムの発電効率が最大となるように、風速の推定速度に基づいて発電機の軸速度指令を出力するとともに、この軸速度指令に従って運転するように発電機へ出力を供給し、発電機の軸速度指令に発電機の推定軸速度が追従するように速度制御する機能を有する風力発電システムが実現できる。
【００６９】
本実施形態の風力発電システムでは、γ軸電圧指令ｖγ^＊に、発電機３の運転周波数よりも高い周波数成分を有する高周波成分ｈｆの電圧を印加し、その際に発電機３に流れる電流に含まれる高周波成分から推定軸速度ω＿ｈａｔを算出し、この推定軸速度ω＿ｈａｔと発電機電力Ｐ_ｇｅｎを用いて風速Ｖ_ｗｉｎｄを算出し、この風速Ｖ_ｗｉｎｄに応じて発電機３を制御することにより効率的な発電を行うようにしたものである。
【００７０】
従って、軸速度を検出するための速度センサや風速を検出するための風速センサ等を必要とすることなく、発電効率の高い発電機の制御を行うことができ、低コスト化および高信頼性を実現することができる。
【００７１】
本実施形態では、発電機３として永久磁石型同期発電機を用いた場合の構成について説明を行ったが、本発明はこのような場合に限定されるものではなく、発電機３として同期発電機以外に誘導電動機やＩＰＭ（Ｉｎｔｅｒｉｏｒ　Ｐｅｒｍａｎｅｎｔ　Ｍａｇｎｅｔ）モータ等の交流電動機を発電機として使用した場合にも同様に適用することができるものである。
【００７２】
また、本実施形態では、γ軸電圧指令ｖγ^＊に高周波成分ｈｆを重畳して、発電機の回転子の位置を推定するようにしていたが、δ軸電圧指令ｖδ^＊に高周波成分ｈｆを重畳しても同様にして発電機の回転子の位置を推定することができる。さらに、γ軸電圧指令ｖγ^＊、δ軸電圧指令ｖδ^＊の両方に高周波成分ｈｆを重畳しても同様にして発電機の回転子の位置を推定することができる。
【００７３】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明の風力発電システムおよび方法によれば、プロペラの軸速度を検出するための速度センサや風速を検出するための風速センサ等を必要とすることなく、発電機の効率的な制御を行うことができ、低コスト化および高信頼性を実現できるという効果を得ることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】動力係数Ｃｐと速度比λの関係を示す図である。
【図２】発電機の速度と風車の出力関係を示す図である。
【図３】座標系を説明するための図である。
【図４】ｄ軸とｑ軸のインピーダンス偏差を説明するための図である。
【図５】本発明の一実施形態の風力発電システムの構成を示すブロック図である。
【図６】図５中の電力制御装置５および速度検出器７の構成を示すブロック図である。
【図７】図６中の推定器１１３の構成を示すブロック図である。
【図８】図６中の上位指令器１０１の構成を示すブロック図である。
【図９】従来の風力発電システムの構成を示すブロック図である。
【符号の説明】
１　　プロペラ
２　　ギア／カップリング
３　　発電機
４　　電力変換装置
５　　電力制御回路
６　　負荷
７　　速度検出器
８　　速度センサ
１０１　　上位指令器
１０２　　Ｐ−Ｉ制御器（ｄ）
１０３　　Ｐ−Ｉ制御器（ｑ）
１０４　　ベクトル演算器
１０５　　電力変換器
１０６　　同期発電機
１０７、１０８　　電流検出器
１０９　　座標変換器
１１０　　座標変換器
１１１、１１２　　バンドパスフィルタ
１１３　　推定器
１１４　　座標変換器
１１５　　インダクタンス偏差演算部
１１６　　Ｐ−Ｉ制御器（ｔｈ）
１１７　　速度推定値演算器
１１８　　高周波成分発生器
１１９　　電力演算器
２０１　　風車出力演算部
２０２　　風力速度推定器
２０３　　最大効率運転制御器
２０４　　発電機速度制御器
２０６　　電流指令演算器[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a wind power generation system and a method for capturing wind energy by a propeller (windmill) and converting the wind energy into electric energy by a generator.
[0002]
[Prior art]
FIG. 9 shows the configuration of a conventional wind power generation system. As shown in FIG. 9, this conventional wind power generation system includes a propeller 1 for taking in wind, a gear / coupling 2 for transmitting the rotational speed of the propeller 1 at a variable speed, a generator 3, The converter 6 includes a converter 4, a power controller 95, and a speed sensor 8, and supplies generated power to the load 6.
[0003]
Next, the operation of the conventional wind power generation system will be described. The wind energy obtained by rotating the propeller 1 is transmitted to the generator 3 after the rotation speed is changed by the gear / coupling 2. The generator 3 converts this wind energy into electrical energy. The electric energy obtained by the generator 3 is transmitted to the load 6 after being controlled by the power converter 4. The power control device 95 takes in information on the shaft speed of the propeller 1 from the speed sensor 8 and controls the power conversion device 4.
[0004]
In such a wind power generation system, the obtained power is affected by the wind speed. And the wind speed is not constant but always fluctuates. Therefore, in such a wind power generation system, it is necessary to operate the generator 3 at an optimal shaft speed determined according to the wind speed in order to increase the power generation efficiency. Specifically, constant speed control in which the number of revolutions of the generator 3 does not change according to the wind speed, or variable shaft speed that increases the energy utilization, that is, the power generation efficiency, by changing the number of operations of the generator 3 according to the wind speed. The control is performed by the power control device 95.
[0005]
In order to perform such constant shaft speed control and variable shaft speed control, it is necessary to detect the shaft speed. In a conventional wind power generation system, a speed sensor 8 such as an encoder is used to detect the shaft speed. Had been. For example, a wind power generation system using an encoder for detecting the shaft speed of a propeller is described in JP-A-2002-84797.
[0006]
However, in the conventional wind power generation system in which the speed sensor 8 such as an encoder is provided for detecting the shaft speed of the propeller, it is necessary to provide wiring from the speed sensor 8 to the power control device 95. Therefore, when the distance from the speed sensor 8 to the power control device 95 becomes longer, the wiring itself becomes longer, and there is a case where the reliability is deteriorated due to disconnection or the like. Furthermore, since the speed sensor always rotates while the propeller is rotating, there is also a problem that the life of the speed sensor itself causes deterioration of reliability. Further, there is a problem that the cost is increased by providing the speed sensor.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
In the above-described conventional wind power generation system, a speed sensor is required to detect the shaft speed of the propeller in order to efficiently generate power, which causes a problem of deterioration in reliability and an increase in cost. There was a point.
[0008]
An object of the present invention is to obtain high-speed information from a generator without using a speed sensor for detecting a shaft speed of a propeller without using a sensor, thereby achieving high reliability, simplification of a circuit, and reduction in cost. To provide a possible wind power system and method.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
To achieve the above object, a wind power generation system of the present invention is a wind power generation system including a wind turbine for capturing wind power, and a generator for converting wind energy captured by the wind turbine to electric energy.
A speed detector that detects a current value of the generator, estimates a rotation speed of the generator from the current value, and outputs the estimated speed as a speed estimated value;
A power calculator for calculating a power value of the generator,
The output of the windmill is calculated from the estimated speed value calculated by the speed detector and the power value of the generator calculated by the power calculator, and the wind speed is estimated from the calculated output of the windmill and the estimated shaft speed. Calculating a speed command that maximizes the efficiency of the generator based on the estimated wind speed, and calculates a torque command such that a deviation between the calculated speed command and the estimated speed value becomes zero. A higher-order commander that generates and outputs a current command based on the calculated torque command,
Control means for controlling the generator by calculating a voltage command from a current command generated by the host commander.
[0010]
Further, in the wind power generation system of the present invention, the higher-order commander outputs a voltage of a high-frequency component having a frequency higher than an operation frequency of the generator in response to a voltage command of the γ axis or the δ axis or both axes. Means for applying weight to said generator,
The speed detector detects a current value of the generator, detects a current of the high-frequency component from the detected current, estimates a position of a rotor of the generator from the detected current of the high-frequency component, The estimated speed of the generator may be calculated from the time variation of the estimated position of the child.
[0011]
Further, the wind power generation system of the present invention, the higher order commander,
A speed estimation value detected by the speed detector, and a windmill output calculation unit that calculates a generator torque from the generator power calculated by the power calculator,
A wind speed estimator that calculates a wind speed from the generator torque and the speed estimated value calculated by the wind turbine output calculation unit,
A maximum efficiency operation controller that calculates a generator speed command from the wind speed calculated by the wind speed estimator,
A generator speed controller that performs proportional-integral control such that the deviation between the generator speed command calculated by the maximum efficiency operation controller and the speed estimation value becomes zero, and outputs the output as a torque command,
A current command calculator for outputting a γ-axis current command and a δ-axis current command for controlling the generator based on the torque command output by the generator speed controller may be provided.
[0012]
The present invention applies a voltage of a high frequency component having a frequency component higher than the operating frequency of the generator to the γ-axis voltage command or the δ-axis voltage command, and estimates the axis based on the high-frequency component included in the current flowing through the generator at that time. The speed is calculated, the wind speed is calculated using the estimated shaft speed and the generator power, and the generator is controlled in accordance with the wind speed so that efficient power generation is performed. Therefore, it is possible to control the generator with high power generation efficiency without requiring a speed sensor for detecting the shaft speed, a wind speed sensor for detecting the wind speed, and the like. Can be realized.
[0013]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Next, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
[0014]
First, the relationship between the wind speed for maximizing the generator efficiency and the shaft speed of the generator in the present invention will be described. Generally, the output P _tur of a windmill can be expressed as in the following equation (1).
[0015]
(Equation 1)

[0016]
In the above equation (1), the wind turbine constant K _sys is a constant determined by the area of the blades of the wind turbine and the air density, and is not a parameter that can be rapidly changed during control. The wind speed V _wind is an uncontrollable parameter. The speed ratio λ between the _wind speed V _wind and the shaft speed W _gen of the generator can be expressed as shown in the following equation (2) using a constant K _c determined by the gear ratio between the generator and the wind turbine and the radius of the wind turbine.
[0017]
(Equation 2)

[0018]
The power coefficient C _p is a parameter that changes according to λ as shown in FIG. Therefore, if λ is controlled during power generation to maintain the maximum efficiency speed ratio λ _op , the power coefficient C _p becomes the maximum value C _pmax , so that the system can be operated at maximum efficiency. λ _op is a constant determined by the design of the wind turbine. In order to maintain the maximum efficiency operation, the speed command W ^* _gen of the generator is obtained and output from the following equation (3).
[0019]
[Equation 3]

[0020]
In the above equation (3), λ _op and K _c are part of the design value of the wind turbine, and can be grasped. However, the wind speed V _wind is an unknown value. Therefore, an instantaneous value of V _wind is required for maximum efficiency operation.
[0021]
The generator power P _gen can be expressed as shown in the following equation (4) using the generator speed W _gen and the generator torque T _gen .
[0022]
(Equation 4)

[0023]
The loss Ploss of the wind turbine system is composed of electric loss and mechanical loss. Electrical losses is sought by multiplying the generator power P _gen to electrical losses constant K1 determined by Suichiingu frequency of the power semiconductor of the inverter that controls the generator and the equivalent resistance of the generator. The mechanical loss is determined by multiplying the mechanical friction constant B _sys by the square of the generator speed W ² _gen . The loss Ploss of the wind turbine system is obtained by adding the mechanical loss to the electric loss as shown in the following equation (5).
[0024]
(Equation 5)

[0025]
The output P _tur of the windmill is obtained by adding the power loss Ploss to the obtained generator power P _gen as shown in the following equation (6).
[0026]
(Equation 6)

[0027]
The _wind speed V _wind is determined from the _wind turbine data based on the obtained wind turbine output P _tur and the generator speed. In the present invention, the wind speed is obtained using the generator speed estimated value ω_hat as the speed of the generator. For example, as shown in FIG. 2, when the estimated speed ω_hat of the generator is Wr _(A) and the output of the windmill is P _{tur (A)} , the _wind speed V _wind becomes Vw1. In addition, when the generator speed estimated value ω_hat is Wr _(B) and the output of the windmill is P _{tur (B)} , the _wind speed V _wind becomes Vw2.
[0028]
Next, the principle of the above-described shaft speed estimation method will be described. Here, a case where a permanent magnet type synchronous generator is used as a generator will be described. In a permanent magnet type synchronous generator, when a permanent magnet is used as a rotor, control is performed such that a dq axis set on a magnetic pole of the rotor matches a γ-δ axis assumed on the rotor.
[0029]
In such a permanent magnet type synchronous generator, the magnetic flux position can be estimated using the impedance deviation. As shown in FIG. 3, the actual magnetic flux axis is the d axis, and the control magnetic flux axis is the γ axis. The q axis is an axis having a phase advanced by (π / 2) from the d axis, and the δ axis is an axis having a phase advanced by (π / 2) from the γ axis. A high-frequency voltage is weighed on the γ-axis, and a high-frequency impedance estimation axis (γ _h −δ _h- axis) is placed at 45 ° with respect to the γ axis. By comparing the impedances estimated on the γ _h axis and the δ _h axis, if the γ axis and the actual magnetic flux axis (d axis) are coincident, they are equal. As shown in (1), an impedance deviation occurs.
[0030]
Δθ _e is an error angle between the γ axis and the d axis, and i _h γ and i _h δ are temporary currents converted into a γ _h −δ _h coordinate system. │i _{h γ} _{| hf} and _| _{i h δ} | _hf is gamma _h - [delta _h coordinate system is converted into that temporary current _{i h} gamma, amplitude values of the same frequency component as the high-frequency signal by weight on the control shaft from _{i h} [delta] Is extracted by a method described later. When a high-frequency voltage is weighted on the γ-axis, the voltage values appearing on the respective axes of γ _h and δ _h are equal, and the magnitude of the impedance deviation is | i _h γ | _{hf as} shown in the following equation (7). And | i _h δ | _hf are inversely proportional.
[0031]
(Equation 7)

[0032]
If the γ-axis is adjusted so that the impedance deviation always becomes 0 using the relationship of the high-frequency impedance, the d-axis can be matched.
[0033]
Since the high-frequency component current is used as an index of the high-frequency impedance deviation, I _h γ and I _h δ obtained by performing coordinate transformation of the primary current on the γ _h −δ _h axis located at 45 degrees with respect to the γ axis. Must extract the same frequency component as the high-frequency voltage superimposed on the γ-axis. Normally, only a band-pass filter (BPF) is used, but since there is a bandwidth, there is a possibility that high-frequency components other than necessary components may be extracted. Therefore, to efficiently extract superposition frequency component, the amplitude value | illustrating a method for obtaining the _{hf |} _{I h} gamma _{| hf} and | _{I h} [delta]. Assume I _h gamma containing component of the superimposed high-frequency hf as the following equation (8).
[0034]
(Equation 8)

[0035]
In this equation (8), a high frequency signal including noise is mixed in addition to the superimposed high frequency hf. Therefore, I _h γ is multiplied by the sine (sine) and cosine (cosine) components of the superimposed frequency as in the following equations (9) and (10), and a low-pass filter (LPF) as in the following equation (11). And a and b can be extracted from I _h γ.
[0036]
(Equation 9)

[0037]
(Equation 10)

[0038]
[Equation 11]

[0039]
Cut-off frequency of the LPF of the equation (11), since the applied frequency components of the superimposed high-frequency hf the DC component of the I _h gamma, must be set below superimposed high frequency hf. If the BPF removes components other than the superimposed high frequency hf component in advance to increase the dynamic characteristics, the cutoff frequency of the LPF can be further increased. Also, since what is ultimately required is the magnitude relationship between the values obtained from a and b, if the coefficients are omitted, a and b can be expressed as in the following equation (12).
[0040]
(Equation 12)

[0041]
Then, the amplitude component of the superimposed frequency component is obtained from a and b expressed by the equation (12) as in the following equation (13).
[0042]
(Equation 13)

[0043]
In addition, | I _h δ | _hf can be similarly obtained.
[0044]
As described _{_{above, | I h γ | hf,}} | I h δ | so that the deviation of the _hf is 0, by adjusting the gamma-axis, it is possible to match the gamma axis d-axis.
[0045]
Next, a wind power generation system according to an embodiment of the present invention will be described. FIG. 5 shows the configuration of the wind power generation system according to one embodiment of the present invention. In FIG. 5, the same components as those in FIG. 9 are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
[0046]
The wind power generation system according to the present embodiment is different from the conventional wind power generation system shown in FIG. 9 in that the power control device 95 is replaced with the power control device 5 to detect the value of the current flowing through the generator 3, A speed detector 7 for estimating the shaft speed based on the value is provided.
[0047]
Next, the configurations of the power control device 5 and the speed detector 7 in FIG. 5 are shown in the block diagram of FIG.
[0048]
As shown in FIG. 6, the power control device 5 includes a host commander 101, a PI controller (d) 102, a PI controller (q) 103, a vector calculator 104, It comprises a unit 110,

BPFs

111 and 112, a power calculator 119, and a high-frequency component generator 118. As shown in FIG. 6, the speed detector 7 includes

current detectors

107 and 108, a coordinate converter 109, and an estimator 113.
[0049]
The power calculator 119 uses the γ-axis voltage command vγ ^* , the δ-axis voltage command vδ ^* , the γ-axis current feedback value iγ_fb, and the δ-axis current feedback value iδ_fb to calculate the power value P _gen of the generator 3 according to the following equation. Is calculated.
P _gen = 3/2 (Vγ ^* · iγ_fb + Vδ ^* · iδ_fb)
The upper commander 101 generates current commands iγ ^* and iδ ^* from the estimated speed ω_hat calculated by the estimator 113 of the speed detector 7 and the power value P _gen of the generator 3 calculated by the power calculator 119. Output.
[0050]
The PI controller (d) 102 performs a proportional integral operation so that the γ-axis current command iγ ^* matches the γ-axis current feedback value iγ_fb, and outputs a γ-axis voltage command vγ ^* ′. This γ-axis voltage command v? ^{* ',} The voltage command v_inj high-frequency component from the high frequency component generator 118 is the addition, the new γ-axis voltage command v? ^* Is generated.
[0051]
P-I controller (q) 103 performs a proportional integral calculation as δ-axis current command i? ^* And δ-axis current feedback value iδ_fb match, and outputs a δ-axis voltage command v? ^*.
[0052]
The high frequency component v_inj is given by the high frequency component generator 118 as v_inj = vamp · sin (θhf) from the phase θhf obtained by integrating the frequency value hf of the high frequency component and the voltage amplitude value vamp of the high frequency component.
[0053]
The vector calculator 104 generates three-phase voltage commands v_ref_u, v_ref_v, v_ref_w from the γ-axis voltage command value vγ ^* , the δ-axis voltage command value vδ ^* on which the high-frequency component is superimposed, and the phase estimation value θ_hat, and Output to
[0054]
The power converter 4 outputs a three-phase AC voltage to the synchronous generator 3 based on the three-phase voltage commands v_ref_u, v_ref_v, and v_ref_w from the vector calculator 104. The current flowing through the synchronous generator 3 is detected by the

current detectors

107 and 108 attached to the U-phase and the V-phase, and is input to the coordinate converter 109. Here, the current detectors are attached to the U-phase and the V-phase. However, the current detectors may be attached to any two phases or all three phases, considering the coordinate conversion. The coordinate converter 109 converts a three-phase alternating current into a two-phase alternating current and outputs it as iα and iβ.
[0055]
The coordinate converter 110 converts the two-phase alternating currents iα and iβ into a γ-δ coordinate system with a phase θ_hat and outputs the converted values as iγ_x and iδ_x.
[0056]
The band-

pass filters

111 and 112 are filters having a cut-off frequency of hf, extract a current based on the added high-frequency component described above, and remove the high-frequency component by subtracting this component from the original current value. They are output as feedback values iγ_fb and iδ_fb. Here, since it is sufficient that the added high frequency component can be removed, another known notch filter may be used.
[0057]
Incidentally,

P-I controller

102 and 103, the vector calculator 104, the power converter 4, the host command unit 101 current command generated by the i? ^*, I? Voltage command v? ^* From the ^*, calculates the v? ^* Generator It functions as control means for controlling the machine 3.
[0058]
The estimator 113 calculates the estimated rotational speed ω_hat and the estimated phase value θ_hat of the generator 3 from the two-phase alternating currents iα and iβ including the applied high-frequency components. The configuration of the estimator 113 is shown in the block diagram of FIG.
[0059]
As shown in FIG. 7, the estimator 113 includes a coordinate converter 114, an inductance deviation calculator 115, a PI controller 116, and a speed estimated value calculator 117.
[0060]
The coordinate converter 114 converts the two-phase alternating currents iα and iβ into a coordinate system γ _h -δ _h coordinate system delayed by (π / 4) from the γ-δ axis, and calculates i _h γ and i _h δ. . The inductance deviation calculation unit 115 calculates | i _h γ | _hf based on the above-described equation (13), similarly calculates | i _h δ | _hf , and outputs the difference between the two.
[0061]
The PI controller 116 performs the proportional-integral operation so that the deviation calculated by the inductance deviation operation unit 115 becomes zero, that is, the magnetic flux axis γ-axis of the command device matches the actual magnetic flux axis d-axis. Then, the phase θ_hat of the command device is adjusted, and this θ_hat becomes a phase estimation value.
[0062]
The speed estimation value calculator 117 obtains the speed estimation value ω_hat by differentiating the phase estimation value θ_hat. The low-pass filter (LPF) in the speed estimation value calculator 117 is provided in order to stabilize by averaging the increase in variation due to differentiation. By obtaining the estimated speed value ω_hat in this way, a wind power generation system that can be operated so that the efficiency of the generator is maximized can be realized.
[0063]
Next, FIG. 8 shows the configuration of the upper command unit 101 in FIG. As shown in FIG. 8, the upper commander 101 includes a windmill output calculator 201, a wind speed estimator 202, a maximum efficiency operation controller 203, a generator speed controller 204, a current command calculator 206, It has.
[0064]
In the upper commander 101, the generator speed W _gen is replaced by the estimated speed value ω_hat which is the output of the speed detector 7 in the above equation (4), and the generator torque T _gen is replaced with a generator torque command to be described later. The generator power P _gen is obtained by substitution. Then, a wind speed V _wind is obtained from P _{tur obtained} by adding a loss to the generator power P _gen , the estimated speed ω_hat, the generator torque T _gen, and the graph shown in FIG. 2. Then, a generator speed command W _gen ^* is calculated based on the _wind speed V _wind , and the generator is controlled so that the estimated speed ω_hat matches the generator speed command W _gen ^*, thereby enabling efficient power generation. To be
[0065]
The wind turbine output calculation unit 201 calculates the generator torque T _gen from the estimated speed ω_hat detected by the speed detector 7 and the generator power P _gen calculated by the power calculator 19. The wind speed estimator 202 calculates a _wind speed V _wind from the generator torque T _gen calculated by the wind turbine output calculation unit 201 and the speed estimated value ω_hat detected by the speed detector 7. The maximum efficiency operation controller 203 calculates the generator speed command W _gen ^* from the _wind speed V _wind calculated by the wind speed estimator 202 by using the above-described equation (3).
[0066]
The generator speed controller 204 and the current command calculator 206 provide a current command iγ given to the generator 3 to operate the generator 3 based on the generator speed command W _gen ^* calculated by the maximum efficiency operation controller 203. ^* , Iδ ^* is a block for calculating ^* .
[0067]
The generator speed controller 204 performs a proportional-integral control such that the deviation between the generator speed command W _gen ^* calculated by the maximum efficiency operation controller 203 and the estimated generator speed ω_hat becomes zero, and outputs the output. Output as torque command. The current command calculation unit 206 outputs a γ-axis current command iγ ^* and a δ-axis current command iδ ^* under conditions that allow the actual generator 3 to operate efficiently according to the torque command output by the generator speed controller 204. I do. A method of obtaining the current command from the torque command may use a separately known technique, and a description thereof will not be repeated.
[0068]
In this way, the host commander 101 outputs the shaft speed command of the generator based on the estimated wind speed and operates according to the shaft speed command so that the power generation efficiency of the wind power generation system is maximized. A wind power generation system having a function of supplying an output to the generator and controlling the speed so that the estimated shaft speed of the generator follows the shaft speed command of the generator.
[0069]
In the wind power generation system of the present embodiment, the voltage of the high-frequency component hf having a frequency component higher than the operating frequency of the generator 3 is applied to the γ-axis voltage command vγ ^* , and the voltage is included in the current flowing through the generator 3 at that time. The estimated shaft speed ω_hat is calculated from the high-frequency component to be calculated, the wind speed V _wind is calculated using the estimated shaft speed ω_hat and the generator power P _gen , and the generator 3 is controlled in accordance with the _wind speed V _wind to be more efficient. Power generation.
[0070]
Therefore, it is possible to control a generator with high power generation efficiency without requiring a speed sensor for detecting the shaft speed, a wind speed sensor for detecting the wind speed, and the like. Can be realized.
[0071]
In the present embodiment, the configuration in the case where the permanent magnet type synchronous generator is used as the generator 3 has been described, but the present invention is not limited to such a case, and the synchronous generator is used as the generator 3. In addition, the present invention can be similarly applied to a case where an AC motor such as an induction motor or an IPM (Interior Permanent Magnet) motor is used as a generator.
[0072]
In the present embodiment, the high-frequency component hf is superimposed on the γ-axis voltage command vγ ^* to estimate the position of the rotor of the generator. However, the high-frequency component hf is superimposed on the δ-axis voltage command vδ ^*. Even in the same manner, the position of the rotor of the generator can be estimated. Furthermore, even when the high-frequency component hf is superimposed on both the γ-axis voltage command vγ ^* and the δ-axis voltage command vδ ^* , the position of the rotor of the generator can be similarly estimated.
[0073]
【The invention's effect】
As described above, according to the wind power generation system and method of the present invention, the efficiency of the generator can be reduced without requiring a speed sensor for detecting the shaft speed of the propeller or a wind speed sensor for detecting the wind speed. Control can be performed, and the effect that cost reduction and high reliability can be realized can be obtained.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing a relationship between a power coefficient Cp and a speed ratio λ.
FIG. 2 is a diagram showing the relationship between the speed of a generator and the output of a windmill.
FIG. 3 is a diagram for explaining a coordinate system.
FIG. 4 is a diagram for explaining an impedance deviation between a d-axis and a q-axis.
FIG. 5 is a block diagram illustrating a configuration of a wind power generation system according to an embodiment of the present invention.
6 is a block diagram showing a configuration of a power control device 5 and a speed detector 7 in FIG.
FIG. 7 is a block diagram showing a configuration of an estimator 113 in FIG.
FIG. 8 is a block diagram showing a configuration of a higher order command device 101 in FIG.
FIG. 9 is a block diagram showing a configuration of a conventional wind power generation system.
[Explanation of symbols]
Reference Signs List 1 propeller 2 gear / coupling 3 generator 4 power converter 5 power control circuit 6 load 7 speed detector 8 speed sensor 101 host commander 102 PI controller (d)
103 PI controller (q)
104 Vector calculator 105 Power converter 106

Synchronous generator

107, 108 Current detector 109 Coordinate converter 110 Coordinate

converter

111, 112 Band pass filter 113 Estimator 114 Coordinate converter 115 Inductance deviation calculator 116 P-I controller (Th)
117 Speed estimated value calculator 118 High frequency component generator 119 Power calculator 201 Windmill output calculator 202 Wind speed estimator 203 Maximum efficiency operation controller 204 Generator speed controller 206 Current command calculator

Claims

In a wind turbine system having a wind turbine for capturing wind power and a generator for converting wind energy captured by the wind turbine into electric energy,
A speed detector that detects a current value of the generator, estimates a rotation speed of the generator from the current value, and outputs the estimated speed as a speed estimated value;
A power calculator for calculating a power value of the generator,
The output of the windmill is calculated from the estimated speed value calculated by the speed detector and the power value of the generator calculated by the power calculator, and the wind speed is estimated from the calculated output of the windmill and the estimated shaft speed. Calculating a speed command that maximizes the efficiency of the generator based on the estimated wind speed, and calculates a torque command such that a deviation between the calculated speed command and the estimated speed value becomes zero. A higher-order commander that generates and outputs a current command based on the calculated torque command,
Control means for calculating a voltage command from a current command generated by the upper commander and controlling the generator.

The upper commander weighs a voltage of a high-frequency component having a frequency higher than an operation frequency of the generator with respect to a voltage command of the γ-axis and / or the δ-axis, and applies the voltage to the generator. Has,
The speed detector detects a current value of the generator, detects a current of the high-frequency component from the detected current, estimates a position of a rotor of the generator from the detected current of the high-frequency component, The wind power generation system according to claim 1, wherein an estimated speed of the generator is calculated from a temporal change amount of the estimated position of the child.

The high-order commander,
A speed estimation value detected by the speed detector, and a windmill output calculation unit that calculates a generator torque from the generator power calculated by the power calculator,
A wind speed estimator that calculates a wind speed from the generator torque and the speed estimated value calculated by the wind turbine output calculation unit,
A maximum efficiency operation controller that calculates a generator speed command from the wind speed calculated by the wind speed estimator,
A generator speed controller that performs proportional-integral control such that the deviation between the generator speed command calculated by the maximum efficiency operation controller and the speed estimation value becomes zero, and outputs the output as a torque command,
3. A current command calculator for outputting a γ-axis current command and a δ-axis current command for controlling the generator based on a torque command output by the generator speed controller. 4. A wind power generation system as described.

In a wind power generation method of capturing wind power by a windmill and converting the captured wind energy into electrical energy by a generator,
Detecting a current value of the generator, and estimating a rotational speed of the generator from the current value to obtain a speed estimated value;
Calculating a power value of the generator;
Calculating the output of the windmill from the calculated speed estimated value and the calculated power value of the generator;
Estimating the wind speed from the calculated output of the wind turbine and the estimated shaft speed,
Calculating a speed command such that the efficiency of the generator is maximized based on the estimated wind speed;
Calculating a torque command such that a deviation between the calculated speed command and the speed estimation value becomes zero, generating a current command based on the calculated torque command, and generating a voltage from the generated current command. Calculating a command to control the generator.

The step of estimating the rotational speed of the generator and setting the speed as an estimated value includes, for a voltage command on the γ-axis or the δ-axis or both axes, a voltage of a high-frequency component having a frequency higher than the operating frequency of the generator. Weighing and applying to the generator;
Detecting the current value of the generator, detecting the current of the high-frequency component from the detected current, estimating the position of the rotor of the generator from the detected current of the high-frequency component,
5. The method according to claim 4, further comprising: calculating an estimated speed of the generator from the amount of time change of the estimated position of the rotor.