JP2005083308A - Blade pitch angle control device and wind power generation device - Google Patents

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Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To control a pitch angle with high accuracy, and to realize further reduction of load change caused in a wind power generation device at low cost. <P>SOLUTION: The blade pitch angle control device has a memory part 10 storing a prescribed parameter, an azimuth angle, and a pitch angle command value having influence on the load change of a blade, being related to each other, an azimuth angle detecting part 11 for detecting the azimuth angle for every blade, a parameter detecting part 12 for detecting the prescribed parameter, a command value obtaining part 13 for obtaining the pitch angle command value for every blade selected by the azimuth angle for every blade detected with the azimuth angle detecting part 11 and the prescribed parameter detected with the parameter detecting part 12, from the memory part 10; and a pitch angle control command value generating part 14 for generating a pitch angle control command value for individually controlling the pitch angle of the blade based on the pitch angle command value and a common pitch angle command value. <P>COPYRIGHT: (C)2005,JPO&NCIPI

Description

本発明は、風力発電装置に関し、特に風車のブレードピッチ角度を制御するブレードピッチ角度制御装置に関するものである。   The present invention relates to a wind turbine generator, and more particularly to a blade pitch angle control device that controls a blade pitch angle of a wind turbine.

従来、風力発電装置に使用されるプロペラ型風車は、図１０に外観図を示すように複数枚（通常は３枚なので、以下３枚のブレードとして説明する）のブレードからなり、風況に応じて所定の回転速度と出力を得るようにブレードピッチ角度を制御している。
ブレードピッチ角度制御のための駆動部は、油圧シリンダまたは電動モータによって駆動されるが、リンク機構により３枚のモータブレードが連結されており、３枚のブレードは、図１１に示すように回転速度及び出力の設定値と現在の制御量との差から共通制御信号を生成し、各ブレードが常に同一のピッチになるように制御される。
しかしながら、風車への流入風速は、図１２に示すように地表の影響（同図(a)参照）及び風車を支持するタワーの影響（同図(b)参照）によりブレード旋回領域で一様の風速分布（同図（c）参照）ではないため、各ブレードの空力出力の瞬時値が異なる。なお、上記地表の影響による風速特性をウィンドシア特性、タワーの影響による風速特性をタワー特性と呼ぶ。
そして、上記空力出力の瞬時値のアンバランスにより風車は３枚のブレードの場合、回転速度の３倍の周波数の出力変動を生じてしまう。更に、各ブレードに生じる推力やモーメントも異なることから、各ブレードにより荷重変動が異なり、寿命短縮が生じるといった問題があった。
このような問題に対し、各ブレードに流入する風の迎角や、荷重を計測し、これらの値に基づいて各ブレードの制御を個別に調整する発明がある（特許文献１）。 Conventionally, a propeller type windmill used for a wind turbine generator is composed of a plurality of blades (usually three blades, which will be described below as three blades) as shown in FIG. The blade pitch angle is controlled so as to obtain a predetermined rotation speed and output.
The drive unit for controlling the blade pitch angle is driven by a hydraulic cylinder or an electric motor, and three motor blades are connected by a link mechanism, and the three blades have a rotational speed as shown in FIG. A common control signal is generated from the difference between the set value of the output and the current control amount, and the blades are controlled to always have the same pitch.
However, the inflow wind velocity to the windmill is uniform in the blade swirl region due to the influence of the ground surface (see Fig. 12 (a)) and the effect of the tower supporting the windmill (see Fig. 12 (b)). Since it is not the wind speed distribution (see (c) in the figure), the instantaneous value of the aerodynamic output of each blade is different. The wind speed characteristic due to the influence of the ground surface is called wind shear characteristic, and the wind speed characteristic due to the influence of tower is called tower characteristic.
When the wind turbine has three blades due to the imbalance of the instantaneous value of the aerodynamic output, output fluctuation with a frequency three times the rotational speed occurs. Furthermore, since the thrust and moment generated in each blade are also different, there is a problem that load variation varies depending on each blade, resulting in a shortened life.
In order to solve such a problem, there is an invention in which the angle of attack of wind flowing into each blade and the load are measured, and the control of each blade is individually adjusted based on these values (Patent Document 1).

特開２００１−５１１５９７号公報Japanese Patent Laid-Open No. 2001-511597

しかしながら、上記特許文献１の発明では、各ブレードに対して複数の風力センサやひずみゲージを設ける必要がある。また、これらのセンサは、高い信頼性が要求されるが、高精度なセンサは高価であるため、コストがかかるという問題があった。
例えば、従来はブレードの後流に風速計を設置して風速を計測していたが、ブレードの回転による風速変動の影響を受けるため、正確な風速を検出することができなかった。
また、上記発明によれば、複数のセンサからの検出値に基づき瞬時荷重を算出し、ピッチ角度の制御を行わなければならないため、全体の処理が煩雑になるといった問題があった。更に、処理が複雑化することにより、フィードバックの時間遅れが増大し、リアルタイムにピッチ角度の制御を行うことができないといった問題があった。 However, in the invention of Patent Document 1, it is necessary to provide a plurality of wind sensors and strain gauges for each blade. In addition, these sensors are required to have high reliability. However, since high-precision sensors are expensive, there is a problem that costs are increased.
For example, in the past, an anemometer was installed behind the blade to measure the wind speed. However, since the wind speed was affected by the rotation of the blade, the accurate wind speed could not be detected.
Further, according to the above invention, since the instantaneous load must be calculated based on the detection values from the plurality of sensors and the pitch angle must be controlled, there is a problem that the entire processing becomes complicated. Further, since the processing is complicated, there is a problem that the time delay of feedback increases and the pitch angle cannot be controlled in real time.

本発明は、上記問題を解決するためになされたもので、ピッチ角度の制御を高精度で行うことができ、風力発電装置に生ずる荷重変動の更なる低減を低コストにより実現することができるブレードピッチ角度制御装置を提供することを目的とする。   The present invention has been made in order to solve the above-described problem, and can control the pitch angle with high accuracy, and can achieve further reduction of load fluctuation occurring in the wind power generator at low cost. An object is to provide a pitch angle control device.

上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。   In order to solve the above problems, the present invention employs the following means.

即ち、請求項１に記載された発明は、複数枚のブレードを有する風力発電装置に用いられるブレードピッチ角度制御装置であって、前記ブレードの荷重変動に影響を及ぼす所定のパラメータ、アジマス角度、及びピッチ角度指令値が互いに関連付けられて格納されている記憶手段と、前記ブレード毎のアジマス角度を検出するアジマス角度検出手段と、前記所定のパラメータを検出するパラメータ検出手段と、前記アジマス角度検出手段によって検出された前記ブレード毎のアジマス角度と前記パラメータ検出手段によって検出された所定のパラメータとによって選定されるピッチ角度指令値を前記ブレード毎にそれぞれ前記記憶手段から取得する指令値取得手段と、前記指令値取得手段によって取得された前記ピッチ角度指令値と前記風力発電装置の出力情報により求められる各ブレード共通の共通ピッチ角度指令値とに基づいて、前記ブレードのピッチ角度を個別に制御するためのピッチ角度制御指令値を生成するピッチ角度制御指令値生成手段とを具備することを特徴とする。 That is, the invention described in claim 1 is a blade pitch angle control device used for a wind power generator having a plurality of blades, and includes a predetermined parameter that affects load variation of the blade, an azimuth angle, and A storage means for storing pitch angle command values associated with each other, an azimuth angle detection means for detecting an azimuth angle for each blade, a parameter detection means for detecting the predetermined parameter, and the azimuth angle detection means A command value acquisition means for acquiring a pitch angle command value selected from the storage means for each blade, based on the detected azimuth angle for each blade and the predetermined parameter detected by the parameter detection means; and the command The pitch angle command value acquired by the value acquisition means and the wind force Pitch angle control command value generating means for generating a pitch angle control command value for individually controlling the pitch angle of the blade, based on a common pitch angle command value common to each blade obtained from output information of the electric device; It is characterized by comprising.

従来、センサにより得られた検出値に基づき、算出処理等によってピッチ角度指令値を求めていた。即ち、ピッチ角度をより精密に制御させるためには、多くのパラメータを考慮するのが好ましいが、パラメータが増えれば増えるほど処理が煩雑になり、処理時間も長くなる。また、処理時間が長くなれば、フィードバック制御に係る遅れ時間が増加するため、精度よく制御が行えない。
これに対して、記憶手段には、ブレードの荷重変動に影響を及ぼす各種パラメータを考慮に入れた最適なピッチ角度指令値が予め格納されている。
そして、制御時においては、指令値取得手段が、各種パラメータによって選定される最適なピッチ角度指令値を記憶手段から読み出す。これにより、ブレードの荷重変動を算出するための処理等を一切行うことなく、記憶手段からピッチ角度指令値を読み出す処理だけで、風車の運転状況に最適なピッチ角度制御を得ることができる。
制御指令値生成手段は、風力発電装置の発電出力をフィードバック制御するために生成される各ブレード共通のピッチ角度指令値である共通制御指令値に、指令値取得手段によって取得された風車の運転状況を考慮して求められた最適なピッチ角度指令値を反映させ、各ブレードのブレードピッチ角を制御するための制御指令値を個別に生成する。これにより、風力発電装置の出力変動及び運転状況を考慮にいれた最適なピッチ角度に各ブレードを制御することができる。 Conventionally, a pitch angle command value has been obtained by calculation processing or the like based on a detection value obtained by a sensor. That is, in order to control the pitch angle more precisely, it is preferable to consider many parameters. However, as the parameters increase, the processing becomes complicated and the processing time becomes longer. Further, if the processing time is long, the delay time related to the feedback control increases, so that the control cannot be performed with high accuracy.
On the other hand, the optimum pitch angle command value taking into consideration various parameters that affect the load fluctuation of the blade is stored in the storage means in advance.
At the time of control, the command value acquisition unit reads out the optimum pitch angle command value selected by various parameters from the storage unit. As a result, it is possible to obtain the optimum pitch angle control for the operating condition of the windmill only by reading the pitch angle command value from the storage means without performing any process for calculating the load fluctuation of the blade.
The control command value generating means is a wind turbine operating status acquired by the command value acquiring means to a common control command value that is a pitch angle command value common to each blade generated for feedback control of the power generation output of the wind turbine generator. The optimum pitch angle command value obtained in consideration of the above is reflected, and control command values for controlling the blade pitch angle of each blade are individually generated. Thereby, each blade can be controlled to an optimum pitch angle in consideration of the output fluctuation of the wind turbine generator and the operation state.

また、請求項２に記載の発明は、請求項１に記載のブレードピッチ角度制御装置において、前記記憶手段に格納されている前記ピッチ角度指令値は、前記風力発電装置の設置場所におけるウィンドシア特性が反映された値に設定されていることを特徴とする。   According to a second aspect of the present invention, in the blade pitch angle control device according to the first aspect, the pitch angle command value stored in the storage means is a wind shear characteristic at a place where the wind power generator is installed. Is set to a value that reflects.

風速、空気密度、風力発電装置の出力等はその時々に応じて動的に変化するものであるが、ウィンドシアは、風力発電装置が設置されている立地条件により一様に決まるものである。
このように、記憶手段に格納されている情報は、動的に変化するパラメータだけではなく、立地条件に応じて一様に決定されるウィンドシアなどの情報をも考慮されているため、非常に高精度なピッチ角度の制御を行うことができる。 The wind speed, the air density, the output of the wind power generator and the like dynamically change depending on the time, but the wind shear is uniformly determined by the location conditions where the wind power generator is installed.
In this way, the information stored in the storage means takes into account not only dynamically changing parameters but also information such as wind shear that is uniformly determined according to the location conditions. Highly accurate pitch angle control can be performed.

また、請求項３に記載の発明は、請求項１又は請求項２に記載のブレードピッチ角度制御装置において、前記所定のパラメータは風速であり、前記パラメータ検出手段は、風速と前記風力発電装置の出力とが関連付けられている特性テーブルを有し、前記風力発電装置の出力に対応する風速を前記特性テーブルから読み出すことにより、風速を推定する風速推定手段であることを特徴とする。   According to a third aspect of the present invention, in the blade pitch angle control device according to the first or second aspect, the predetermined parameter is a wind speed, and the parameter detecting means is configured to detect the wind speed and the wind power generator. It has a characteristic table associated with an output, and is a wind speed estimating means for estimating a wind speed by reading out a wind speed corresponding to the output of the wind turbine generator from the characteristic table.

風速は、ピッチ角度指令値を選定するために必要となる重要なパラメータの一つである。従って、荷重変動や出力変動を正確に低減できるか否かは、風速の検出精度に大きく依存するため、風速は高精度で検出しなければならない。
しかしながら、風速計を風車の後流に設けることにより風速を計測する従来のやり方では、ブレードの回転による風速変動の影響をまともに受けてしまい、風速を正確に計測するのが困難であった。
これに対し、風速検出手段は、物理的に風速を計るのではなく、風速と密接な関係を持つ風力発電装置の出力に基づいて、ソフトウェア上の簡単な処理により風速を求める。これにより、極めて正確な風速を得ることができ、更に、コストを抑えることができる。
なお、本発明の風速推定手段に代えて、風車に流入する前で風速を計測する風速計(例えばレーザードップラー風速計)を用いてもよい。これによれば、ブレードの後流の影響を受けないので、高精度の風速を得ることができる。
レーザードップラー風速計を用いる場合、トレーサ粒子を風車の上流側から風車に向けて流す手段を設ける。あるいは、風車に流入する空気に混入している埃や水蒸気をトレーサとして用いて、埃や水蒸気からの散乱光を得てレーザードップラーによる計測を行っても良い。これによれば、別途トレーサ粒子を流す手段を設ける必要がない。 The wind speed is one of the important parameters required for selecting the pitch angle command value. Accordingly, whether or not load fluctuations and output fluctuations can be accurately reduced largely depends on the detection accuracy of the wind speed, and therefore the wind speed must be detected with high accuracy.
However, in the conventional method of measuring the wind speed by providing an anemometer in the wake of the windmill, it is difficult to accurately measure the wind speed because the wind speed is seriously affected by the rotation of the blade.
On the other hand, the wind speed detecting means does not physically measure the wind speed, but obtains the wind speed by a simple process on software based on the output of the wind turbine generator closely related to the wind speed. Thereby, an extremely accurate wind speed can be obtained, and further, the cost can be suppressed.
Instead of the wind speed estimation means of the present invention, an anemometer (for example, a laser Doppler anemometer) that measures the wind speed before flowing into the windmill may be used. According to this, since it is not influenced by the wake of a braid | blade, a highly accurate wind speed can be obtained.
When a laser Doppler anemometer is used, a means for flowing tracer particles from the upstream side of the windmill toward the windmill is provided. Alternatively, dust or water vapor mixed in the air flowing into the windmill may be used as a tracer to obtain scattered light from the dust or water vapor and perform measurement using a laser Doppler. According to this, it is not necessary to provide a means for flowing the tracer particles separately.

また、請求項４に記載の発明は、請求項１から請求項３のいずれかの項に記載のブレードピッチ角度制御装置において、前記風力発電装置の発電出力、発電機回転数、又はロータ回転数のいずれかからブレード数の整数倍の周波数成分を抽出する周波数成分抽出手段と、抽出した該周波数成分に基づいて、その周波数変動による荷重変動を除去するためのピッチ角度を演算する演算手段とを更に備え、前記ピッチ角度制御指令値生成手段は、前記演算手段によって演算されたピッチ角度を前記ピッチ角度制御指令値に反映させることを特徴とする。   According to a fourth aspect of the present invention, in the blade pitch angle control device according to any one of the first to third aspects, the power generation output, the generator rotational speed, or the rotor rotational speed of the wind power generator. Frequency component extraction means for extracting a frequency component that is an integral multiple of the number of blades from any of the above, and calculation means for calculating a pitch angle for removing load fluctuations due to the frequency fluctuations based on the extracted frequency components In addition, the pitch angle control command value generation means reflects the pitch angle calculated by the calculation means in the pitch angle control command value.

風速等の各種パラメータの変動を考慮してピッチ角度制御値を求めたとしても、誤差やフィードバック制御による時間遅れなどにより、荷重変動や発電出力変動を完全に除去することは難しい。
一方、出力変動は、ブレードの枚数に応じた周波数帯域に顕著に現れることがわかっている。従って、このような顕著に現れる出力変動を除去するためのピッチ角度を求め、これをブレードピッチ角度制御指令値に反映させることにより、更なる出力変動の低減化を図ることができる。
即ち、周波数成分抽出手段は、固定速風車を用いる風力発電装置にあっては、風力発電装置の出力からブレードの整数倍の周波数成分を抽出する。一方、可変速風車を用いる風力発電装置にあっては、発電機回転数又はロータ回転数からブレードの整数倍の周波数成分を抽出する。
演算手段は、例えば、周波数成分抽出手段によって抽出された周波数成分を所定のアルゴリズムによって演算することにより周波数領域の変動ピッチ角度を演算し、更にこの変動ピッチ角度を逆周波数解析して時間領域の変動ピッチ角度を得る。
この結果得られる変動ピッチ角度は、顕著な荷重変動を除去するためのピッチ角度となる。
そして、ピッチ角度制御指令値生成手段は、この顕著な出力変動を打ち消すためのピッチ角度をピッチ角度制御指令値に反映させる。
これにより、顕著な出力変動のみをピンポイントで除去することができ、発電出力をフラットに維持することができる。 Even if the pitch angle control value is obtained in consideration of fluctuations in various parameters such as wind speed, it is difficult to completely remove load fluctuations and power generation output fluctuations due to errors and time delays due to feedback control.
On the other hand, it has been found that output fluctuations appear significantly in a frequency band corresponding to the number of blades. Therefore, by obtaining a pitch angle for removing such a noticeable output fluctuation and reflecting this in the blade pitch angle control command value, the output fluctuation can be further reduced.
That is, in the wind turbine generator using the fixed speed wind turbine, the frequency component extractor extracts a frequency component that is an integral multiple of the blade from the output of the wind turbine generator. On the other hand, in a wind turbine generator using a variable speed wind turbine, a frequency component that is an integral multiple of the blade is extracted from the generator rotational speed or rotor rotational speed.
For example, the calculation means calculates a frequency domain fluctuation pitch angle by calculating the frequency component extracted by the frequency component extraction means using a predetermined algorithm, and further performs inverse frequency analysis on the fluctuation pitch angle to perform time domain fluctuation. Get the pitch angle.
The resulting variable pitch angle is a pitch angle for removing significant load fluctuations.
Then, the pitch angle control command value generation means reflects the pitch angle for canceling this remarkable output fluctuation in the pitch angle control command value.
Thereby, only the remarkable output fluctuation | variation can be removed by a pinpoint, and an electric power generation output can be maintained flat.

また、請求項５に記載の発明に係る風力発電装置は、請求項１から請求項４のいずれかの項に記載のブレードピッチ角度制御装置を備えたことを特徴とする。   According to a fifth aspect of the present invention, a wind turbine generator includes the blade pitch angle control device according to any one of the first to fourth aspects.

本発明のブレードピッチ角度制御装置によれば、従来のようにセンサから通知される各種パラメータに応じて荷重変動などを算出するといった煩雑な処理が不要となり、処理の軽減、及び迅速化を図ることができる。
この結果、風力発電装置の運転状況の動的変化に迅速に対応でき、更なる荷重変動の低減を実現できる。
また、本発明のブレードピッチ角度制御装置によれば、上記各種パラメータは既存のセンサによって検出されるため、新たに高精度センサを設ける必要がなく、低コストで荷重変動の低減を実現することができる。
また、本発明のブレードピッチ角度制御装置によれば、風力発電装置の出力に基づいて風速を検出するため、従来のようにブレードの回転による風速変動の影響を受けずに、正確な風速を簡単な処理により検出することができる。
また、本発明のブレードピッチ角度制御装置によれば、顕著に現れる発電出力変動をピンポイントで除去できるため、より安定した発電出力を得ることができる。
また、本発明の風力発電装置によれば、従来のようにセンサから通知される各種パラメータに応じて荷重などを算出するといった煩雑な処理が不要となり、処理の軽減、及び迅速化を図ることができる。この結果、風力発電装置の運転状況の動的変化に迅速に対応でき、更なる荷重変動の低減を実現でき、各ブレードの寿命を長く保つことができる。また、安定した発電出力を得ることができる。 According to the blade pitch angle control device of the present invention, it is not necessary to perform a complicated process such as calculating load fluctuations according to various parameters notified from a sensor as in the prior art, thereby reducing and speeding up the process. Can do.
As a result, it is possible to quickly cope with a dynamic change in the operating state of the wind turbine generator, and to further reduce the load fluctuation.
Further, according to the blade pitch angle control device of the present invention, since the various parameters are detected by existing sensors, it is not necessary to newly provide a high-accuracy sensor, and it is possible to reduce load fluctuations at low cost. it can.
Further, according to the blade pitch angle control device of the present invention, since the wind speed is detected based on the output of the wind power generator, it is possible to easily obtain an accurate wind speed without being affected by the fluctuation of the wind speed due to the rotation of the blade as in the prior art. Can be detected by simple processing.
Further, according to the blade pitch angle control device of the present invention, since the power generation output fluctuation that appears remarkably can be removed in a pinpoint manner, a more stable power generation output can be obtained.
In addition, according to the wind power generator of the present invention, a conventional process such as calculating a load or the like according to various parameters notified from the sensor is unnecessary, and the process can be reduced and speeded up. it can. As a result, it is possible to quickly respond to dynamic changes in the operating status of the wind turbine generator, to further reduce load fluctuations, and to maintain a long life of each blade. Moreover, a stable power generation output can be obtained.

以下に、本発明にかかる実施形態について、図面を参照して説明する。
＜第１の実施形態＞
図１は、固定速風車を用いる風力発電装置に適用されるブレードピッチ角度制御装置の構成を示すブロック図である。
同図において、符号１０は、風速、温度、前記風力発電装置の出力等のブレードの荷重変動に影響を及ぼす所定のパラメータと、アジマス角度と、ピッチ角度指令値とが互いに関連付けられて格納されている記憶部（記憶手段）である。
ここで、アジマス角度とは、図２に示すように、風車の鉛直方向となす角をいい、ブレードが風車の最上部に位置したときのアジマス角度を０°、最下部に位置したときのアジマス角度を１８０°とする。なお、記憶部１０に格納されている内容の詳細については、後述する。 Embodiments according to the present invention will be described below with reference to the drawings.
<First Embodiment>
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a blade pitch angle control device applied to a wind power generator using a fixed speed wind turbine.
In the figure, reference numeral 10 indicates that predetermined parameters that affect blade load fluctuations such as wind speed, temperature, and output of the wind power generator, azimuth angle, and pitch angle command value are stored in association with each other. Storage unit (storage means).
Here, as shown in FIG. 2, the azimuth angle is an angle formed with the vertical direction of the windmill. The azimuth angle when the blade is positioned at the top of the windmill is 0 °, and the azimuth when the blade is positioned at the bottom. The angle is 180 °. Details of the contents stored in the storage unit 10 will be described later.

符号１１は、ブレード毎のアジマス角度を検出するアジマス角度検出部（アジマス角度検出手段）であり、所定の間隔で第1ブレード、第2ブレード、第3ブレードのアジマス角度をそれぞれ検出し、指令値取得部１５へ出力する。例えば、アジマス角度は、回転軸に設けられたロータリーエンコーダの出力から求めることができる。   Reference numeral 11 denotes an azimuth angle detection unit (azimuth angle detection means) that detects an azimuth angle for each blade, detects the azimuth angles of the first blade, the second blade, and the third blade at predetermined intervals, and outputs a command value. Output to the acquisition unit 15. For example, the azimuth angle can be obtained from the output of a rotary encoder provided on the rotating shaft.

符号１２は、パラメータ検出部（パラメータ検出手段）であり、風速を検出する風速検出部（風速検出手段）１２１、空気密度を検出する空気密度検出部１２２、及び風力発電装置の出力を検出する風力発電装置出力検出部１２３から構成されている。
風速検出部１２１は、風速と風力発電装置の出力とが関連付けられている特性テーブル（図３参照）を内部に有している。そして、所定の間隔で風力発電装置出力検出部１２３から風力発電装置の出力を取得し、取得した出力に対応する風速を特性テーブルから読み出すことにより、風速を推定する。そして、推定した風速を指令値取得部１５へ出力する。なお、このように風速を推定する手法に代えて風車に流入する前で風速を計測する風速計(例えばレーザードップラー風速計)を用いてもよい。これによれば、ブレードの後流の影響を受けないので、高精度の風速を得ることができる。
レーザードップラー風速計を用いる場合、トレーサ粒子を風車の上流側から風車に向けて流す手段を設ける。あるいは、風車に流入する空気に混入している埃や水蒸気をトレーサとして用いて、埃や水蒸気からの散乱光を得てレーザードップラーによる計測を行っても良い。これによれば、別途トレーサ粒子を流す手段を設ける必要がない。
空気密度検出部１２２は、気温、気圧を所定間隔で計測し、その計測値から空気密度、気温、気圧の特性に基づいて空気密度を求める。空気密度は、気温と気圧とにより一義的に決まるからである。例えば、空気密度検出部１２２は、予め気温、気圧及び空気密度が関連付けられているマップを有し、気温、気圧の計測値により選定される空気密度をマップから得ることにより空気密度を求める。又は、気温、気圧及び空気密度の関係式を有しており、その関係式に気温及び気圧の計測値を入れることにより、空気密度を算出するようにしても良い。 Reference numeral 12 denotes a parameter detection unit (parameter detection unit), which is a wind speed detection unit (wind speed detection unit) 121 that detects a wind speed, an air density detection unit 122 that detects an air density, and a wind force that detects an output of the wind power generator. The power generation device output detection unit 123 is configured.
The wind speed detection unit 121 has a characteristic table (see FIG. 3) in which the wind speed and the output of the wind turbine generator are associated with each other. And the output of a wind power generator is acquired from the wind power generator output detection part 123 by a predetermined space | interval, and a wind speed is estimated by reading the wind speed corresponding to the acquired output from a characteristic table. Then, the estimated wind speed is output to the command value acquisition unit 15. Note that an anemometer (for example, a laser Doppler anemometer) that measures the wind speed before flowing into the windmill may be used instead of the method for estimating the wind speed in this way. According to this, since it is not influenced by the wake of a braid | blade, a highly accurate wind speed can be obtained.
When a laser Doppler anemometer is used, a means for flowing tracer particles from the upstream side of the windmill toward the windmill is provided. Alternatively, dust or water vapor mixed in the air flowing into the windmill may be used as a tracer to obtain scattered light from the dust or water vapor and perform measurement using a laser Doppler. According to this, it is not necessary to provide a means for flowing the tracer particles separately.
The air density detector 122 measures the air temperature and the atmospheric pressure at predetermined intervals, and obtains the air density from the measured values based on the characteristics of the air density, the air temperature, and the atmospheric pressure. This is because the air density is uniquely determined by the temperature and the atmospheric pressure. For example, the air density detection unit 122 has a map in which the air temperature, the atmospheric pressure, and the air density are associated in advance, and obtains the air density by obtaining the air density selected based on the measured values of the air temperature and the atmospheric pressure from the map. Or it has a relational expression of temperature, pressure, and air density, and it may be made to calculate air density by putting a measured value of temperature and pressure in the relational expression.

符号１３は、指令値取得部（指令値取得手段）であり、上記アジマス角度検出部１１から入力された各ブレードのアジマス角度と、パラメータ検出部１２から入力された各種パラメータ（即ち、風速、空気密度、発電出力）とによって選定されるピッチ角度指令値を記憶部１０から取得し、取得した各ブレード個別のピッチ角度指令値、即ち、第1ブレードピッチ角度指令値、第２ブレードピッチ角度指令値、第３ブレードピッチ角度指令値をそれぞれピッチ角度制御指令値生成部（ピッチ角度制御指令値生成手段）１４へ出力する。   Reference numeral 13 denotes a command value acquisition unit (command value acquisition means). The azimuth angle of each blade input from the azimuth angle detection unit 11 and various parameters (that is, wind speed, air) input from the parameter detection unit 12. The pitch angle command value selected by the density and the power generation output) is acquired from the storage unit 10, and the acquired pitch angle command value for each blade, that is, the first blade pitch angle command value and the second blade pitch angle command value. The third blade pitch angle command value is output to the pitch angle control command value generation unit (pitch angle control command value generation means) 14 respectively.

一方、符号１５は、共通ピッチ角度指令値生成部（共通ピッチ角度指令値生成手段）であり、発電機回転数（発電出力情報）又は，発電出力（発電出力情報）の設定値と現在の制御量との差から風力発電装置の発電出力が定格出力（設定値）に一致するように、第１から第３の３枚のブレードのピッチ角度を共通に制御するための共通ピッチ角度指令値を演算し、ピッチ角度制御指令値生成部１４へ出力する。例えば、共通ピッチ角度指令値生成部１５は、周知のＰＩＤ制御系で構成されている。   On the other hand, reference numeral 15 is a common pitch angle command value generation unit (common pitch angle command value generation means), and the set value of the generator speed (power generation output information) or the power generation output (power generation output information) and the current control The common pitch angle command value for controlling the pitch angles of the first to third blades in common so that the power generation output of the wind turbine generator matches the rated output (set value) from the difference in quantity. Calculate and output to the pitch angle control command value generation unit 14. For example, the common pitch angle command value generation unit 15 is configured by a known PID control system.

ピッチ角度制御指令値生成部１４は、指令値取得部１３から入力される各ピッチ角度指令値と共通ピッチ角度指令値生成部１５から入力される共通ピッチ角度指令値とに基づいて、各ブレードのピッチ角度を個別に制御するためのピッチ角度制御指令値を生成する。具体的には、ピッチ角度指令値と共通ピッチ角度指令値とを加算することにより、ピッチ角度制御指令値を得る。そして、各ブレードに対応して個別に得られたピッチ角度制御指令値を各ブレードのピッチ角度を制御する機構である、アクチュエータへ出力する。なお、アクチュエータは、個々のブレードに装着されている油圧シリンダ、又は電動モータであり、周知の機構である。   The pitch angle control command value generation unit 14 determines the pitch of each blade based on each pitch angle command value input from the command value acquisition unit 13 and the common pitch angle command value input from the common pitch angle command value generation unit 15. A pitch angle control command value for individually controlling the pitch angle is generated. Specifically, the pitch angle control command value is obtained by adding the pitch angle command value and the common pitch angle command value. Then, the pitch angle control command value obtained individually for each blade is output to an actuator which is a mechanism for controlling the pitch angle of each blade. The actuator is a hydraulic cylinder or an electric motor mounted on each blade, and is a well-known mechanism.

次に、記憶部１０に格納されている内容について詳細に説明する。
まず、計算機シミュレーションにより風速、空気密度、風力発電装置の出力に様々な値を設定し、種々のテストパターンにおける最適なピッチ角度を求める。
例えば、１つのテストパターンとして、風速Ａ(m/s)、空気密度Ｂ（g/m3）、発電出力Ｃ（kW）と設定し、この条件下においてピッチ角度を変動させたときの変動荷重のデータを採取する。
そして、データ結果を検討し、最も小さい出力変動が得られたときのピッチ角度を採択し、この最適なピッチ角度とアジマス角度とを対応させた特性テーブルを作成する。
そして、このような作業を上記各パラメータの値を変えながら繰り返し行うことにより、様々な環境下における特性テーブルを作成する。そして、これらの特性テーブルをテストパターンの設定値、即ち、風速、空気密度、発電出力等と対応付けて記憶部１０に書き込む。
これにより、パラメータを決定することにより、その環境下に最も適したピッチ角度を得ることができる。 Next, the contents stored in the storage unit 10 will be described in detail.
First, various values are set for the wind speed, the air density, and the output of the wind power generator by computer simulation, and optimum pitch angles in various test patterns are obtained.
For example, as one test pattern, wind speed A (m / s), air density B (g / m 3 ), and power generation output C (kW) are set, and the variable load when the pitch angle is changed under these conditions Collect data.
Then, the data result is examined, the pitch angle when the smallest output fluctuation is obtained is adopted, and a characteristic table in which the optimum pitch angle and the azimuth angle are associated is created.
Then, by repeating such operations while changing the values of the parameters, characteristic tables under various environments are created. These characteristic tables are written in the storage unit 10 in association with test pattern setting values, that is, wind speed, air density, power generation output, and the like.
Thereby, by determining the parameters, it is possible to obtain the most suitable pitch angle in the environment.

なお、このシミュレーションを行う際に、予め固定値としてウィンドシア特性やタワーシャドウ特性（図１２（ａ）（b）参照）を設定することにより、より最適なピッチ角度を得ることができる。
即ち、上述した風速等のパラメータは、その時々に応じて動的に変化するものであるが、ウィンドシア特性やタワーシャドウ特性は、当該風車が設置されている場所や、風車の構造により一様に決まるものである。そして、これらの特性を考慮した上で、シミュレーションを行うことにより、当該風車に特化した最適なピッチ角度を得ることができ、より高精度なブレードピッチ角度の制御を行うことが可能となる。 When performing this simulation, it is possible to obtain a more optimal pitch angle by setting a wind shear characteristic and a tower shadow characteristic (see FIGS. 12A and 12B) as fixed values in advance.
That is, although the parameters such as the wind speed described above change dynamically depending on the time, the wind shear characteristics and the tower shadow characteristics are uniform depending on the location where the wind turbine is installed and the structure of the wind turbine. It is decided by. Then, by considering these characteristics and performing simulation, it is possible to obtain an optimum pitch angle specialized for the wind turbine, and it is possible to control the blade pitch angle with higher accuracy.

次に、上記特性テーブルが具体的にはどのようなものなのかを例を挙げて説明する。
まず、定常風（時間的、平面的に一様な風速）下における特性テーブルを図４に示す。同図に示すように特性テーブルは、横軸にアジマス角度（deg）、縦軸にピッチ角度（deg）を取ったものであり、アジマス角度０°において最大ピッチ角度（例えば、2°）をとり、アジマス角度１８０°において最小値ピッチ角度（例えば、-2°）をとる余弦波(Cosine wave)となる。なお、同図における角度は、相対値を意味する。
これは、ブレードが受ける風速が最も大きくなるアジマス角度０°においては、空力性能が低下するようにピッチ角度を大きくする必要があり、ブレードが受ける風速が最も小さくなるアジマス角度180°の位置においては、空気性能が向上するようにピッチ角度を小さくする必要があるからである。
そして、上述したシミュレーションによって得られる各環境下における特性テーブルも、図４に示した特性テーブルと基本形をほぼ同じにし、振幅や位相が異なるものとなっている。 Next, a specific example of what the above characteristic table is will be described.
First, FIG. 4 shows a characteristic table under steady wind (temporal and planar uniform wind speed). As shown in the figure, the characteristic table has an azimuth angle (deg) on the horizontal axis and a pitch angle (deg) on the vertical axis, and takes a maximum pitch angle (for example, 2 °) at an azimuth angle of 0 °. Then, a cosine wave having a minimum pitch angle (for example, −2 °) at an azimuth angle of 180 ° is obtained. In addition, the angle in the figure means a relative value.
This is because the pitch angle needs to be increased so that the aerodynamic performance is reduced at an azimuth angle of 0 ° at which the wind speed received by the blade is the largest. This is because it is necessary to reduce the pitch angle so as to improve the air performance.
Also, the characteristic table under each environment obtained by the above-described simulation is substantially the same as the characteristic table shown in FIG. 4 and has a different amplitude and phase.

例えば、空気密度、風力発電装置の発電出力を固定値にして、風速のみを変動させた場合、風速が上昇すればするほど、ブレードの荷重変動の影響が大きくなる（荷重は風速の２乗に比例する）。
従って、風速を変動させた場合には、風速が大きいほど、図４に示した余弦波の振幅が大きくなる。
一方、風速が所定の値よりも小さい場合には、風速はブレードの荷重変動にそれほど影響を及ぼさない。従って、所定の風速までは、図４に示した特性テーブルになる。 For example, when the air density and the power generation output of the wind power generator are fixed values and only the wind speed is changed, the influence of the blade load fluctuation increases as the wind speed increases (the load becomes the square of the wind speed). Proportional).
Therefore, when the wind speed is varied, the amplitude of the cosine wave shown in FIG. 4 increases as the wind speed increases.
On the other hand, when the wind speed is smaller than a predetermined value, the wind speed does not affect the blade load fluctuation so much. Therefore, the characteristic table shown in FIG. 4 is obtained up to a predetermined wind speed.

次に、風車のブレードは、ブレードがタワーにぶつからないようにクリアランスを確保するため、元来チルト角（一般的には５°程度）という上向き角をもっている。そして、このチルト角の影響により、通常、風車に流入する風は吹き上げ風となる。
風速が低い状況では、上述した風速自体の影響は小さいため考慮しなくても良いが、風速が上昇するとこのチルト角の影響も大きくなる。そして、このチルト角による風の影響を打ち消すためのピッチ角度補正値は、図５に示すような特性を示す。
図５において、線Ａは図４に示した波形であり、線Ｂはチルト角による影響を打ち消すための補正値の波形であり、線Ｃは線Ｂの補正値を線Ａの波形に加えたものである。
従って、シミュレーションにおいて、風速を上昇させた場合に得られる特性テーブルは、上記チルト角による吹き上げ風を考慮に入れたものとなり、図４に示した特性とは、振幅のみならず、位相も異なったものとなる。 Next, the blade of the windmill originally has an upward angle of a tilt angle (generally about 5 °) in order to ensure clearance so that the blade does not hit the tower. Due to the influence of the tilt angle, normally, the wind flowing into the windmill is blown up.
In a situation where the wind speed is low, the influence of the above-described wind speed itself is small and need not be considered. However, when the wind speed increases, the influence of the tilt angle also increases. The pitch angle correction value for canceling the influence of the wind due to the tilt angle exhibits characteristics as shown in FIG.
In FIG. 5, the line A is the waveform shown in FIG. 4, the line B is a correction value waveform for canceling the influence of the tilt angle, and the line C is obtained by adding the correction value of the line B to the waveform of the line A. Is.
Therefore, in the simulation, the characteristic table obtained when the wind speed is increased takes into account the blow-up wind due to the tilt angle, and differs from the characteristic shown in FIG. 4 not only in amplitude but also in phase. It will be a thing.

更に、風向きもブレードの荷重変動に影響を及ぼすこととなる。
即ち、風車位置から風上側を向いたときに左側から風が吹き込む場合には、アジマス角度０°において受ける風の影響は増加し、アジマス角度１８０°において受ける風の影響は低減する。
従って、この風向きの偏差による影響を打ち消すためのピッチ角度補正値は図６に示すような特性を示す。
図６において、線Ａは図４に示した波形であり、線Ｂは風向き偏差による影響を打ち消すための補正値の波形であり、線Ｃは線Ｂの補正値を線Ａの波形に加えたものである。
従って、シミュレーションにおいて、風向きを変えたときに得られる特性テーブルは、図４に示した特性の振幅を上下させたものとなる。 Furthermore, the wind direction also affects the load variation of the blade.
That is, when the wind blows from the left side when facing the windward side from the windmill position, the influence of the wind received at the azimuth angle of 0 ° increases, and the influence of the wind received at the azimuth angle of 180 ° decreases.
Therefore, the pitch angle correction value for canceling the influence of the deviation in the wind direction exhibits the characteristics as shown in FIG.
In FIG. 6, line A is the waveform shown in FIG. 4, line B is a correction value waveform for canceling the influence of the wind direction deviation, and line C is the correction value of line B added to the waveform of line A. Is.
Therefore, in the simulation, the characteristic table obtained when the wind direction is changed is obtained by raising and lowering the amplitude of the characteristic shown in FIG.

次に、風速、風力発電装置の発電出力を固定値にして、空気密度のみを変動させた場合、空気密度が大きいほど、ブレードの荷重変動の影響が大きくなる。従って、シミュレーションにおいて、空気密度を変動させた場合には、空気密度が大きいほど図４に示した特性の振幅が大きい特性テーブルが得られる。図７に、空気密度を変数とした場合の特性テーブルを示す。図７において、線Ａは空気密度が大きい場合、線Ｂは空気密度が小さい場合の特性を示している。   Next, when only the air density is varied with the wind speed and the power generation output of the wind power generator fixed, the influence of the blade load variation increases as the air density increases. Therefore, in the simulation, when the air density is changed, a characteristic table having a larger amplitude of the characteristic shown in FIG. 4 is obtained as the air density increases. FIG. 7 shows a characteristic table when the air density is a variable. In FIG. 7, line A shows the characteristics when the air density is high, and line B shows the characteristics when the air density is low.

次に、風速、空気密度を固定値にして、風力発電装置の出力のみを変動させた場合、出力が設定値（要求出力）よりも大きい場合には、ブレードには要求出力にて運転している場合に比べ大きな空気力が働き、さらには大きな変動空気力荷重が働く。従って、出力が要求出力よりも大きい場合には、図４に示した特性の振幅が大きい特性テーブルが得られる。図８に、風力発電装置の出力を変数とした場合の特性テーブルを示す。図８において、線Ａは出力が大きい場合、線Ｂは出力が小さい場合の特性を示している。   Next, when the wind speed and air density are fixed values and only the output of the wind power generator is varied, if the output is greater than the set value (required output), the blade is operated at the required output. Large aerodynamic force works compared with the case where it is, and also a big fluctuating aerodynamic load works. Therefore, when the output is larger than the required output, a characteristic table having a large amplitude of the characteristic shown in FIG. 4 is obtained. FIG. 8 shows a characteristic table when the output of the wind turbine generator is used as a variable. In FIG. 8, line A shows the characteristics when the output is large, and line B shows the characteristics when the output is small.

次に、上述した本実施形態に係るブレードピッチ角度制御装置の動作について説明する。
まず、アジマス角度検出部１１からアジマス角度が、パラメータ検出部１２から風速、空気密度、出力が入力されると、指令値取得部１３は、入力された風速、空気密度、出力によって選定される特性テーブルを記憶部１０から取得する。
次に、取得した該特性テーブルにおいて、アジマス角度検出部１１から入力された各ブレードのアジマス角度に該当するピッチ角度指令値を取得する。
これにより、第１、第２、第３ブレードにそれぞれ対応するピッチ角度指令値を得ることができる。
そして、指令値取得部１３は、このようにして取得したピッチ角度指令値をピッチ角度制御指令値生成部１４へ出力する。
ピッチ角度制御指令値生成部１４には、指令値取得部１３からピッチ角度指令値と、共通ピッチ角度指令値生成部１５から入力される風力発電装置の発電出力に基づく共通ピッチ角度指令値とを加算することにより、各ブレードに個別に対応するピッチ角度制御指令値を生成し、これらのピッチ角度制御指令値を各ブレードに対応して設けられているアクチュエータへ出力する。
これにより、各ブレードのピッチ角度がその時々の風力発電装置の運転状況に最も適した角度に制御される。 Next, the operation of the above-described blade pitch angle control device according to the present embodiment will be described.
First, when the azimuth angle is input from the azimuth angle detection unit 11 and the wind speed, air density, and output are input from the parameter detection unit 12, the command value acquisition unit 13 is selected according to the input wind speed, air density, and output. A table is acquired from the storage unit 10.
Next, in the acquired characteristic table, a pitch angle command value corresponding to the azimuth angle of each blade input from the azimuth angle detection unit 11 is acquired.
Thereby, pitch angle command values corresponding to the first, second, and third blades can be obtained.
Then, the command value acquisition unit 13 outputs the pitch angle command value acquired in this way to the pitch angle control command value generation unit 14.
The pitch angle control command value generation unit 14 receives a pitch angle command value from the command value acquisition unit 13 and a common pitch angle command value based on the power generation output of the wind turbine generator input from the common pitch angle command value generation unit 15. By adding the pitch angle control command values individually corresponding to the blades, the pitch angle control command values are output to the actuators provided for the blades.
As a result, the pitch angle of each blade is controlled to the most suitable angle for the current operating situation of the wind turbine generator.

なお、パラメータ検出部１２から入力されたパラメータ値に完全に一致する特性テーブルが記憶部１０に格納されていなかった場合には、それらのパラメータ値に最も近似する特性テーブルを選定するようにしても良い。又は、近似する特性テーブルを複数読み出し、これらの特性を補間することにより、ピッチ角度指令値を求めるようにしても良い。   If a characteristic table that completely matches the parameter values input from the parameter detection unit 12 is not stored in the storage unit 10, a characteristic table that most closely approximates these parameter values may be selected. good. Alternatively, the pitch angle command value may be obtained by reading out a plurality of approximate characteristic tables and interpolating these characteristics.

＜第２の実施形態＞
次に、可変速風車を用いた風力発電装置に適用されるブレードピッチ角度制御装置について説明する。
可変速風車を用いた場合には、風力発電装置の出力に応じてロータ回転数を制御する。一方、各ブレードの荷重変動は、回転速度（回転数）を変動させることによっても変化する。従って、可変速風車を用いる場合には、上記パラメータとしてロータ回転数も考慮する必要がある。具体的には、図１に示したブレードピッチ角度制御装置の構成において、指令値取得部１３に入力されるパラメータとしてロータ回転数が追加され、記憶部１０には、ロータ回転数をも考慮した特性テーブルが格納されている。
そして、指令値取得部１３は、入力された風速、空気密度、発電出力、ロータ回転数によって選定される特性テーブルを記憶部１０から取得し、取得した該特性テーブルにおいて、アジマス角度検出部１１から入力された各ブレードのアジマス角度に該当するピッチ角度指令値を取得する。そして、これらのピッチ角度指令値をそれぞれピッチ角度制御指令値生成部１４へ出力し、これ以降の処理については第１の実施形態において述べた動作と同様の動作が行われる。 <Second Embodiment>
Next, a blade pitch angle control device applied to a wind power generator using a variable speed wind turbine will be described.
When a variable speed wind turbine is used, the rotor speed is controlled according to the output of the wind power generator. On the other hand, the load fluctuation of each blade also changes by changing the rotation speed (number of rotations). Therefore, when using a variable speed wind turbine, it is necessary to consider the rotor speed as the parameter. Specifically, in the configuration of the blade pitch angle control device shown in FIG. 1, the rotor rotational speed is added as a parameter input to the command value acquisition unit 13, and the rotor rotational speed is also taken into consideration in the storage unit 10. Contains the characteristic table.
Then, the command value acquisition unit 13 acquires a characteristic table selected by the input wind speed, air density, power generation output, and rotor rotational speed from the storage unit 10, and in the acquired characteristic table, from the azimuth angle detection unit 11. A pitch angle command value corresponding to the input azimuth angle of each blade is acquired. These pitch angle command values are then output to the pitch angle control command value generation unit 14, and the subsequent processing is the same as that described in the first embodiment.

＜第３の実施形態＞
上述した第１又は第２の実施形態によるブレードピッチ角度制御装置によって、ブレードに生ずる荷重変動を極めて小さくすることができるが、少なからず出力変動が生じてしまう。
一方、出力変動は、ブレードの枚数に応じた周波数帯域に顕著に現れることがわかっている。従って、このような顕著に現れる出力変動を除去するためのピッチ角度を求め、これをブレードピッチ角度制御指令値に反映させることにより、更なる出力変動の低減化を図ることができる。
そこで、本実施形態では、以下のような機能を持つ出力変動除去装置を図１に示したブレードピッチ角度制御装置に追加する。 <Third Embodiment>
With the blade pitch angle control device according to the first or second embodiment described above, the load fluctuation generated in the blade can be made extremely small, but the output fluctuation occurs not a little.
On the other hand, it has been found that output fluctuations appear significantly in a frequency band corresponding to the number of blades. Therefore, by obtaining a pitch angle for removing such a noticeable output fluctuation and reflecting this in the blade pitch angle control command value, the output fluctuation can be further reduced.
Therefore, in this embodiment, an output fluctuation removing device having the following functions is added to the blade pitch angle control device shown in FIG.

図９に、固定速風車を用いる場合に適用される出力変動除去装置の構成を示す。
図９において、符号２１は周波数解析部（周波数成分抽出手段）であり、風力発電装置の出力からブレードの枚数の整数倍に相当する周波数成分を抽出する。例えば、ブレードを３枚有する風車を使用している場合には、３Ｎ成分（Ｎ=整数）を抽出する。
符号２２は、制御アルゴリズム（演算手段）であり、周波数解析部２１によって抽出された周波数成分と、図１に示したアジマス角度検出部１１によって検出されたアジマス角度とを入力情報として得、これらの情報を所定のアルゴリズムに基づいて演算することにより、周波数領域の変動ピッチ角度Δθ(ω)を演算する。
符号２３は、逆周波数解析部（演算手段）であり、制御アルゴリズム２２によって演算された変動ピッチ角度Δθ(ω)を逆周波数解析して時間領域の変動ピッチ角度Δθ(ｔ)を演算する。
符号２４は、演算部２４であり、逆周波数解析部２３によって演算された時間領域の変動ピッチ角度Δθ(t)と、共通ピッチ角度指令値生成部１５（図１参照）から出力された共通ピッチ角度指令値とを加算することにより、共通ピッチ角度指令値を微調整し、ピッチ角度制御指令値生成部１４（図１参照）へ出力する。
このように、周波数解析部２１によって、風力発電装置の出力から各ブレードの荷重変動に顕著な影響を及ぼす周波数成分が抽出され、その周波数成分を除去するようなピッチ角度が制御アルゴリズム２２及び逆周波数解析部２３によって求められ、演算部２４が、逆周波数解析部２３から出力された変動ピッチ角度を共通ピッチ角度指令値に反映させる。
これにより、顕著な出力変動のみをピンポイントで除去することができ、発電出力をフラットに維持することができる。 FIG. 9 shows a configuration of an output fluctuation removing device applied when a fixed speed wind turbine is used.
In FIG. 9, reference numeral 21 denotes a frequency analysis unit (frequency component extraction means), which extracts a frequency component corresponding to an integral multiple of the number of blades from the output of the wind turbine generator. For example, when a windmill having three blades is used, 3N components (N = integer) are extracted.
Reference numeral 22 denotes a control algorithm (calculation means), which obtains as input information the frequency component extracted by the frequency analysis unit 21 and the azimuth angle detected by the azimuth angle detection unit 11 shown in FIG. By calculating the information based on a predetermined algorithm, the fluctuation pitch angle Δθ (ω) in the frequency domain is calculated.
Reference numeral 23 denotes an inverse frequency analysis unit (calculation means), which performs inverse frequency analysis on the fluctuation pitch angle Δθ (ω) calculated by the control algorithm 22 to calculate the time domain fluctuation pitch angle Δθ (t).
Reference numeral 24 denotes a calculation unit 24, and the time-domain fluctuation pitch angle Δθ (t) calculated by the inverse frequency analysis unit 23 and the common pitch output from the common pitch angle command value generation unit 15 (see FIG. 1). By adding the angle command value, the common pitch angle command value is finely adjusted and output to the pitch angle control command value generation unit 14 (see FIG. 1).
In this way, the frequency analysis unit 21 extracts the frequency component that significantly affects the load fluctuation of each blade from the output of the wind turbine generator, and the pitch angle that removes the frequency component is the control algorithm 22 and the inverse frequency. The calculation unit 24 obtained by the analysis unit 23 reflects the fluctuating pitch angle output from the inverse frequency analysis unit 23 in the common pitch angle command value.
Thereby, only the remarkable output fluctuation | variation can be removed by a pinpoint, and an electric power generation output can be maintained flat.

なお、可変速風車を用いる場合には、図９に示した出力変動除去装置において、入力信号としてロータ回転数が入力される。即ち、可変速風車においてはロータ回転数により出力を制御するため、出力に変わってロータ回転数の周波数解析をすることにより、変動ピッチ角度Δθ(t)を求める。これにより、可変速風車の場合においても、より高精度なブレードピッチ角度の制御を行うことができる。   In the case of using a variable speed wind turbine, the rotor speed is input as an input signal in the output fluctuation removing apparatus shown in FIG. That is, in the variable speed wind turbine, since the output is controlled by the rotor rotational speed, the fluctuation pitch angle Δθ (t) is obtained by analyzing the frequency of the rotor rotational speed instead of the output. Thereby, even in the case of a variable speed wind turbine, the blade pitch angle can be controlled with higher accuracy.

以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。
例えば、各種パラメータは、上述した風速、空気密度、風力発電装置の出力、ロータ速度（回転数）に限られることなく、風力発電を行う上で出力等に影響を及ぼすパラメータであればどのようなものも含まれる。
また、これらのパラメータの内、すべてのパラメータの変動を考慮に入れたピッチ角度を使用するようにしても良いし、これらのパラメータの一部（例えば、風速のみ）を考慮に入れたピッチ角度の制御を行うようにしても良い。
また、パラメータは、同期して検出されるものに限らず、例えば、風速とアジマス角度は所定間隔で検出し、時間的変化の少ない空気密度などは風速やアジマス角度に比べて長い時間間隔で検出するようにしても良い。 As mentioned above, although embodiment of this invention was explained in full detail with reference to drawings, the specific structure is not restricted to this embodiment, The design change etc. of the range which does not deviate from the summary of this invention are included.
For example, the various parameters are not limited to the above-described wind speed, air density, output of the wind power generator, and rotor speed (rotation speed), but any parameters that affect the output and the like when performing wind power generation. Also included.
In addition, among these parameters, a pitch angle that takes into account variations in all parameters may be used, or a pitch angle that takes into account a part of these parameters (for example, only wind speed) may be used. Control may be performed.
The parameters are not limited to those detected synchronously. For example, the wind speed and the azimuth angle are detected at predetermined intervals, and the air density with little temporal change is detected at a longer time interval than the wind speed and azimuth angle. You may make it do.

固定速風車を用いる風力発電装置に適用されるブレードピッチ角度制御装置の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of the blade pitch angle control apparatus applied to the wind power generator using a fixed speed windmill. アジマス角度を説明するための図である。It is a figure for demonstrating an azimuth angle. 風速と風力発電装置の出力とが関連付けられている特性テーブルの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the characteristic table with which the wind speed and the output of a wind power generator are linked | related. 定常風（時間的、平面的に一様な風速）下における特性テーブルの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the characteristic table under a steady wind (temporal and plane uniform wind speed). 風速を変えた場合において、チルト角による風の影響を打ち消すためのピッチ角度補正値及び該補正値が反映された特性テーブルの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the pitch angle correction value for negating the influence of the wind by a tilt angle, and the characteristic table in which this correction value was reflected when the wind speed was changed. 風速を変えた場合において、風向きの偏差による影響を打ち消すためのピッチ角度補正値および該補正値が反映された特性テーブルの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the pitch angle correction value for negating the influence by the deviation of a wind direction, and the characteristic table in which this correction value was reflected when the wind speed was changed. 空気密度を変数とした場合の特性テーブルの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the characteristic table at the time of making an air density into a variable. 風力発電装置の出力を変数とした場合の特性テーブルの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the characteristic table at the time of setting the output of a wind power generator as a variable. 固定速風車を用いる場合に適用される出力変動除去装置の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the output fluctuation removal apparatus applied when using a fixed speed windmill. 風車の外観図である。It is an external view of a windmill. 従来の技術によるブレードピッチ角度制御装置の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of the blade pitch angle control apparatus by a prior art. ウィンドシア特性、タワーシャドウ特性、及び風速分布を説明するための図である。It is a figure for demonstrating a wind shear characteristic, a tower shadow characteristic, and a wind speed distribution.

符号の説明Explanation of symbols

１ 第1ブレード
２ 第2ブレード
３ 第3ブレード
４ タワー
１０ 記憶部（記憶手段）
１１ アジマス角度検出部（アジマス角度検出手段）
１２ パラメータ検出部（パラメータ検出手段）
１３ 指令値取得部（指令値取得手段）
１４ ピッチ角度制御指令値生成部（ピッチ角度制御指令値生成手段）
１５ 共通ピッチ角度指令値生成部（共通ピッチ角度指令値生成手段）
１２１ 風速検出部（風速検出手段）
１２２ 空気密度検出部
１２３ 風力発電装置出力検出部
２１ 周波数解析部（周波数成分抽出手段）
２２ 制御アルゴリズム（演算手段）
２３ 逆周波数解析部（演算手段）
２４ 演算部 1 1st blade 2 2nd blade 3 3rd blade 4 Tower 10 Storage part (storage means)
11 Azimuth angle detection unit (azimuth angle detection means)
12 Parameter detection unit (parameter detection means)
13 Command value acquisition unit (command value acquisition means)
14 Pitch angle control command value generation unit (pitch angle control command value generation means)
15 common pitch angle command value generation unit (common pitch angle command value generation means)
121 Wind speed detection unit (wind speed detection means)
122 Air density detector 123 Wind power generator output detector 21 Frequency analyzer (frequency component extraction means)
22 Control algorithm (calculation means)
23 Inverse frequency analysis unit (calculation means)
24 Calculation unit

Claims (5)

複数枚のブレードを有する風力発電装置に用いられるブレードピッチ角度制御装置であって、
前記ブレードの荷重変動に影響を及ぼす所定のパラメータ、アジマス角度、及びピッチ角度指令値が互いに関連付けられて格納されている記憶手段と、
前記ブレード毎のアジマス角度を検出するアジマス角度検出手段と、
前記所定のパラメータを検出するパラメータ検出手段と、
前記アジマス角度検出手段によって検出された前記ブレード毎のアジマス角度と前記パラメータ検出手段によって検出された所定のパラメータとによって選定されるピッチ角度指令値を前記ブレード毎にそれぞれ前記記憶手段から取得する指令値取得手段と、
前記指令値取得手段によって取得された前記ピッチ角度指令値と前記風力発電装置の出力情報により求められる各ブレード共通の共通ピッチ角度指令値とに基づいて、前記ブレードのピッチ角度を個別に制御するためのピッチ角度制御指令値を生成するピッチ角度制御指令値生成手段と
を具備することを特徴とするブレードピッチ角度制御装置。 A blade pitch angle control device used in a wind turbine generator having a plurality of blades,
Storage means for storing predetermined parameters that affect load variation of the blade, azimuth angle, and pitch angle command value in association with each other;
Azimuth angle detection means for detecting the azimuth angle for each blade;
Parameter detecting means for detecting the predetermined parameter;
Command values for obtaining pitch angle command values selected from the azimuth angle for each blade detected by the azimuth angle detection means and the predetermined parameters detected by the parameter detection means from the storage means for each blade. Acquisition means;
In order to individually control the pitch angle of the blades based on the pitch angle command value acquired by the command value acquisition means and the common pitch angle command value common to each blade obtained from the output information of the wind turbine generator A pitch angle control command value generating means for generating a pitch angle control command value of the blade pitch angle control device. 前記記憶手段に格納されている前記ピッチ角度指令値は、前記風力発電装置の設置場所におけるウィンドシア特性が反映された値に設定されていることを特徴とする請求項１に記載のブレードピッチ角度制御装置。   2. The blade pitch angle according to claim 1, wherein the pitch angle command value stored in the storage unit is set to a value reflecting a wind shear characteristic at an installation location of the wind turbine generator. Control device. 前記所定のパラメータは風速であり、
前記パラメータ検出手段は、風速と前記風力発電装置の出力とが関連付けられている特性テーブルを有し、前記風力発電装置の出力に対応する風速を前記特性テーブルから読み出すことにより、風速を推定する風速推定手段であることを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかの項に記載のブレードピッチ角度制御装置。 The predetermined parameter is wind speed,
The parameter detecting means has a characteristic table in which a wind speed and an output of the wind power generator are associated with each other, and reads a wind speed corresponding to the output of the wind power generator from the characteristic table, thereby estimating a wind speed. The blade pitch angle control device according to any one of claims 1 to 3, wherein the blade pitch angle control device is an estimation means. 前記風力発電装置の発電出力、発電機回転数、又はロータ回転数のいずれかからブレード数の整数倍の周波数成分を抽出する周波数成分抽出手段と、
抽出した該周波数成分に基づいて、その周波数変動による荷重変動を除去するためのピッチ角度を演算する演算手段と
を更に備え、
前記ピッチ角度制御指令値生成手段は、前記演算手段によって演算されたピッチ角度を前記ピッチ角度制御指令値に反映させる
ことを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかの項に記載のブレードピッチ角度制御装置。 A frequency component extracting means for extracting a frequency component that is an integral multiple of the number of blades from either the power generation output of the wind power generator, the generator rotational speed, or the rotor rotational speed;
And a calculation means for calculating a pitch angle for removing a load variation due to the frequency variation based on the extracted frequency component,
The blade according to any one of claims 1 to 3, wherein the pitch angle control command value generation unit reflects the pitch angle calculated by the calculation unit in the pitch angle control command value. Pitch angle control device. 請求項１から請求項４のいずれかの項に記載のブレードピッチ角度制御装置を備えた風力発電装置。   The wind power generator provided with the blade pitch angle control device according to any one of claims 1 to 4.
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