JP2010071156A - 風力発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】発電効率が高く、且つ設置費用の増大が抑制された複数の風力タービンを有する風力発電システムを提供する。
【解決手段】風力に応じて回転エネルギーを発生させる風力タービン１１１〜１１ｎ、風力タービン１１１〜１１ｎで発生した回転エネルギーに応じて交流電力を発生させる風力発電機１２１〜１２ｎ、風力発電機１２１〜１２ｎで発生した交流電力を直流電力に変換するコンバータ１３１〜１３ｎ、風力タービン１１１〜１１ｎを回転させる風力の風速を測定する風速計１４１〜１４ｎを有する風力発電ユニット１１〜１ｎと、コンバータ１３１〜１３ｎが出力する直流電力の直列和を入力し、直列和を交流電力に変換するインバータ２１を有する変換ユニット２０と、風速計１４１〜１４ｎが測定する風速を監視し、風速に応じてコンバータ１３１〜１３ｎの出力電圧及びインバータの入力電圧をリアルタイムに制御する制御ユニット３０とを備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、風力を利用した風力発電システムに係り、特に複数の風力タービンを有する風力発電システムに関する。

現在、地球温暖化問題の解決等に向けた様々な検討・努力がなされている。特に近年では、原子力発電を取り巻く様々な課題や、原油価格の急激な上昇などにより再生可能エネルギーの有効利用が急務となっている。風力発電は燃料が不要であることなどから、地球環境保全・改善のための有望・有力な手段である。

風力で実用的な規模のエネルギーを得るためには、複数の風力タービンで構成される集合型風力発電施設（ウィンドファーム）を構成する必要がある。ウィンドファームが構成される場合、各風力タービンの状態を最適の運転状態に維持し、また各風力発電機の出力を効率よく統合する必要がある。

ウィンドファームを構成する各風力発電機の回転速度は、一般にそれぞれ異なる。このため、各風力発電機の出力はコンバータで直流電力に変換され、更にインバータにより周波数、位相並びに電圧が等しい交流電流に変換される。その後、各風力発電機の出力が並列接続されて、負荷に供給される技術が提案されている（例えば、非特許文献１参照。）。
ジーグフリード・ハイア(Siegfried Heier)著、「グリッド・インテグレイション・オブ・ウィンド・エネルギー・コンバージョン・システム（Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems）」、（米国）、第２版、ジョン・ワィリー・アンド・サンズ（John Wiley & Sons）、２００６年１２月、ｐ．２８２

しかしながら、上記の風力発電システムでは、ウィンドファームに含まれる複数の風力発電機の１台毎にコンバータ及びインバータがそれぞれ１台必要である。そのため、１つのウィンドファームに複数のインバータが必要になる。その結果、風力発電システム全体の発電効率が低くなり、且つ、風力発電システムの設置費用が増大するという問題があった。

上記問題点を鑑み、本発明は、発電効率が高く、且つ設置費用の増大が抑制された複数の風力タービンを有する風力発電システムを提供することを目的とする。

本発明の一態様によれば、（イ）風力に応じて回転エネルギーを発生させる風力タービン、その風力タービンで発生した回転エネルギーに応じて交流電力を発生させる風力発電機、その風力発電機で発生した交流電力を直流電力に変換するコンバータ、及び風力タービンを回転させる風力の風速を測定する風速計を、それぞれ有する複数の風力発電ユニットと、（ロ）複数の風力発電ユニットのコンバータがそれぞれ出力する直流電力の直列和を入力し、その直列和を交流電力に変換するインバータを有する変換ユニットと、（ハ）複数の風力発電ユニットの風速計が測定する風速をそれぞれ監視し、風速に応じてコンバータそれぞれの出力電圧及びインバータの入力電圧をリアルタイムに制御する制御ユニットとを備える風力発電システムが提供される。

本発明によれば、発電効率が高く、且つ設置費用の増大が抑制された複数の風力タービンを有する風力発電システムを提供できる。

次に、図面を参照して、本発明の実施の形態を説明する。以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には同一又は類似の符号を付している。以下に示す実施の形態は、この発明の技術的思想を具体化するための装置や方法を例示するものであって、この発明の技術的思想は、構成部品の構造、配置等を下記のものに特定するものでない。この発明の技術的思想は、特許請求の範囲において、種々の変更を加えることができる。

本発明の実施の形態に係る風力発電システム１は、図１に示すように、風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎに応じて回転エネルギーを発生させる風力タービン１１１〜１１ｎ、その風力タービン１１１〜１１ｎで発生した回転エネルギーに応じて交流電力を発生させる風力発電機１２１〜１２ｎ、その風力発電機１２１〜１２ｎで発生した交流電力を直流電力に変換するコンバータ１３１〜１３ｎ、及び風力タービン１１１〜１１ｎを回転させる風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnを測定する風速計１４１〜１４ｎをそれぞれ有する複数の風力発電ユニット１１〜１ｎと、複数の風力発電ユニット１１〜１ｎのコンバータ１３１〜１３ｎがそれぞれ出力する直流電力の直列和を入力し、その直列和を交流電力に変換するインバータ２１を有する変換ユニット２０と、複数の風力発電ユニット１１〜１ｎの風速計１４１〜１４ｎが測定する風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnをそれぞれ監視し、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに応じてコンバータ１３１〜１３ｎそれぞれの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dn及びインバータの入力電圧Ｅｄをリアルタイムに制御する制御ユニット３０とを備える（ｎ：２以上の整数）。

図１に示した例では、風力発電システム１が同期発電ユニット５０を更に備える。風力発電システム１は、風力発電ユニット１１〜１ｎの出力の直列和と同期発電ユニット５０の出力とを合成した交流電力を出力できる。同期発電ユニット５０の詳細については後述する。

風力タービン１１１〜１１ｎは、風の持つ運動エネルギーを回転エネルギーに変換し、風力発電機１２１〜１２ｎをそれぞれ駆動する。具体的には、風力タービン１１１〜１１ｎの回転軸に風力発電機１２１〜１２ｎが機械的に接続され、風力発電機１２１〜１２ｎは風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎに応じて電力をコンバータ１３１〜１３ｎに出力する。

風力発電機１２１〜１２ｎには、永久磁石同期発電機（ＰＭＳＧ）や巻線界磁形同期発電機等の同期発電機が採用可能である。例えば、ＰＭＳＧは界磁励磁のための電源回路が不要であり、構造が簡単で保守が容易であるため、本発明に好適である。

コンバータ１３１〜１３ｎには、例えばサイリスタコンバータが採用可能である。ただし、サイリスタコンバータ以外のコンバータであっても、外部からの信号によって出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを制御可能な、自己消弧型素子を用いた電流型コンバータであれば、コンバータ１３１〜１３ｎに採用可能である。出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを制御するためにコンバータ１３１〜１３ｎの外部から調整可能なパラメータを、以下において「コンバータパラメータ」という。

コンバータ１３１〜１３ｎにサイリスタコンバータを採用した場合は、コンバータ１３１〜１３ｎの各制御角を調整することにより、出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnが制御される。つまり、制御角がコンバータ１３１〜１３ｎのコンバータパラメータである。コンバータ１３１〜１３ｎに絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（ＩＧＢＴ）や電界効果トランジスタ（ＦＥＴ）を用いた場合には、ゲート電圧を調整することにより、コンバータ１３１〜１３ｎの出力が制御される。

図１に示すように、風力発電ユニット１１〜１ｎの出力端は直列接続される。そして、風力発電ユニット１１〜１ｎがそれぞれ出力する直流電力の直列和が、直流送電線４０を介して、変換ユニット２０に送られる。ここで、風力発電ユニット１１〜１ｎから変換ユニット２０に送られる直流電流（以下において、「ＤＣリンク電流」という）をＩｄとする。また、風力発電ユニット１１〜１ｎの出力電圧和（以下において、「ＤＣリンク電圧」という）Ｖｄは、Ｖｄ＝Ｖ_d1＋Ｖ_d2＋・・・＋Ｖ_dnである。

変換ユニット２０は、インバータ２１が出力する交流電力を、図示を省略した電力系統又は負荷に供給する。図１に示した変換ユニット２０は、直流リアクトル２２とインバータ２１とを有する。直流リアクトル２２は、風力発電ユニット１１〜１ｎから送られた直流電流を平滑化する。図１に示した例では、直流リアクトル２２は抵抗ＲｄとインダクタＬｄを直列接続した構成である。抵抗Ｒｄは、配線抵抗やインダクタＬｄに付随する抵抗等を表す。

インバータ２１は、直流リアクトル２２によって平滑化された直流電流を交流に変換する。インバータ２１には、例えば他励式サイリスタインバータが採用可能である。ただし、サイリスタインバータ以外のインバータであっても、外部からの信号によって入力電圧Ｅｄを制御可能な、自己消弧型素子を用いた電流型インバータであれば、インバータ２１に採用可能である。入力電圧Ｅｄを制御するための、インバータ２１の外部から調整可能なパラメータを、以下において「インバータパラメータ」という。インバータ２１にサイリスタインバータを採用した場合は、制御進み角を調整することにより、入力電圧Ｅｄが制御される。つまり、制御進み角がインバータ２１のインバータパラメータである。

制御ユニット３０は、風速計１４１〜１４ｎが測定する風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnをそれぞれ監視する。そして、制御ユニット３０は、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに応じて、コンバータ１３１〜１３ｎの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを調整するコンバータパラメータを変更するコンバータ出力制御信号をコンバータ１３１〜１３ｎにそれぞれ出力する。更に、制御ユニット３０は、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに応じて、インバータ２１の入力電圧Ｅｄを調整するインバータパラメータを変更するインバータ制御信号をインバータ２１に出力する。

以下では、コンバータ１３１〜１３ｎにサイリスタコンバータを採用し、インバータ２１にサイリスタインバータを採用した場合を説明する。つまり、制御ユニット３０は、風速計１４１〜１４ｎの各測定値である風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに応じてコンバータ１３１〜１３ｎの各制御角α₁〜α_nをリアルタイムに制御する。そして、制御ユニット３０は、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに応じてインバータ２１の制御進み角γをリアルタイムに制御する。制御角α₁〜α_n及び制御進み角γの設定方法の詳細は後述する。

風力発電システム１の動作を説明する前に、風力発電ユニット１１〜１ｎの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnについて、図２を参照して説明する。以下では、風力発電ユニット１１〜１ｎを代表して風力発電ユニット１１について説明するが、風力発電ユニット１２〜１ｎも風力発電ユニット１１と同様である。

図２に示した例では、風力発電ユニット１１の風力タービン１１１が、半径Ｒ_rotor、ピッチ角βのブレード１１１ｂを有する。また、風力発電機１２１としてＰＭＳＧを採用する。

風力タービン１１１に流入する風力Ｗｄ１が風速Ｖ_wind1の場合に、風力発電ユニット１１の出力Ｐ_t1は以下の式（１）で表される：

Ｐ_t1＝（Ｃｐ×ρ×Ａ_W×Ｖ_wind1 ³）／２＝Ｖ_d1×Ｉｄ ・・・（１）

式（１）で、Ｃｐは風力タービン１１１が風力を機械出力に変換する割合を示す出力係数であり、Ａ_Wは風力タービン１１１の受風面積である。ρは空気密度である。

出力係数Ｃｐは、周速比λとブレード１１１ｂのピッチ角βの関数として表され、最大効率が得られる周速比λが存在することが知られている。周速比λは、ブレード先端の周速度と風速との比であり、風力タービン１１１の回転角速度ω₁とすると、周速比λは以下の式（２）で表される：

λ＝ω₁×Ｒ_rotor／Ｖ_wind1 ・・・（２）

風力タービン１１１を効率良く運転するためには、なるべく大きな出力係数Ｃｐが得られる一定の周速比λを動作点として風力タービン１１１を運転することが望ましい。このため、風力エネルギーを有効に抽出・変換することを目的として、例えば、風速変動に関わらず出力係数Ｃｐ（効率に相当）が最大となる周速比λを維持するように、風力タービン１１１の回転数を操作する変速制御運転法が採用される。図１に示した風力発電システム１は、直流送電線４０を有するため、コンバータ１３１の出力電力の周波数（例えば５０Ｈｚ）に依存せずに、独立して風力タービン１１１の周波数を制御できるという利点がある。

周速比λ及び出力係数Ｃｐが一定という条件において風力タービン１１１を運転すると、風力発電機１２１の出力電圧の大きさは風速Ｖ_wind1にほぼ比例する。風力発電機１２１としてＰＭＳＧを使用している場合、コンバータ１３１の出力電圧Ｖ_d1は、風力発電機１２１の回転角速度にほぼ比例する。出力電圧Ｖ_d1と風力発電機１２１の回転角速度との比例係数（発電機定数）をＫｄとすると、出力電圧Ｖ_d1は以下の式（３）で表される：

Ｖ_d1＝Ｋｄ×ω₁×ｃｏｓα₁
＝（Ｋｄ×λ／Ｒ_rotor）×Ｖ_wind1×ｃｏｓα₁ ・・・（３）

式（３）で、α₁はコンバータ１３１の制御角である。

上記では、風力発電ユニット１１の出力電圧Ｖ_d1について説明したが、風力発電ユニット１２〜１ｎの出力電圧Ｖ_d2〜Ｖ_dnについても出力電圧Ｖ_d1と同様に式（３）で表される。

次に、風力発電システム１の動作を説明する。風力タービン１１１〜１１ｎにそれぞれ流入する風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnが風速計１４１〜１４ｎによって測定される。測定された風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnの情報は、風速計１４１〜１４ｎから制御ユニット３０に送られる。

制御ユニット３０は、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnのうちの最大風速Ｖ_WMAXを選択する。つまり、Ｖ_WMAX＝ｍａｘ（Ｖ_wind1、Ｖ_wind2、・・・、Ｖ_windn）である。以下において、最大風速Ｖ_WMAXが測定された風力発電ユニット１ｍを「最大風速風力発電ユニット」という（１≦ｍ≦ｎ）。最大風速風力発電ユニット１ｍのコンバータ１３ｍの制御角α_mを、コンバータ１３ｉの出力電圧Ｖ_dmが最大になるように、例えば０ｄｅｇとする。式（１）〜式（３）を用いて、最大風速風力発電ユニット１ｍの出力Ｐ_tm、出力電圧Ｖ_dm、及び出力電流であるＤＣリンク電流Ｉｄは、それぞれ式（４）〜式（６）で表される：

Ｐ_tm＝（Ｃｐ×ρ×Ａ_W×Ｖ_WMAX ³）／２ ・・・（４）
Ｖ_dm＝（Ｋｄ×λ）／Ｒ_rotor×Ｖ_WMAX ・・・（５）
Ｉｄ＝Ｐ_tm／Ｖ_dm
＝（Ｃｐ×ρ×Ａ_W×Ｒ_rotor×Ｖ_WMAX ²）／（２×Ｋｄ×λ） ・・・（６）

風力発電ユニット１１〜１ｎの出力の総和である総出力Ｐ_tTotal、及びＤＣリンク電圧Ｖｄは、それぞれ式（７）〜式（８）で表される：

Ｐ_tTotal＝｛Ｃｐ×ρ×Ａ_W×Σ（Ｖ_windi ³）｝／２ ・・・（７）
Ｖｄ＝Ｐ_tTotal／Ｉｄ ・・・（８）

式（７）で、Σはｉ＝１〜ｎまでの和を意味する。

インバータ２１がサイリスタインバータである場合、インバータ２１の直流側入力電圧である入力電圧Ｅｄ、交流側出力電圧である出力電圧Ｖａ、制御進み角γの関係は、以下の式（９）で表される：

Ｅｄ＝３×２^1/2／π×Ｖａ×ｃｏｓγ ・・・（９）

このとき、ＤＣリンク電流Ｉｄは、以下の式（１０）で表される：

Ｉｄ＝（Ｖｄ−Ｅｄ）／Ｒｄ
＝｛Ｖｄ−（３×２^1/2／π×Ｖａ×ｃｏｓγ）｝／Ｒｄ ・・・（１０）

ここで、変換ユニット２０が出力する交流出力の線間電圧（実効値）について予め設定された交流電力の電圧（以下において「設定出力電圧」という。）がＶ_l-lであるとする。制御ユニット３０は、変換ユニット２０の交流側出力が設定出力電圧Ｖ_l-lで安定するように、以下の式（１１）を用いて制御進み角γを調整する：

γ＝ｃｏｓ^-1｛π（Ｖｄ−Ｉｄ×Ｒｄ）／（３×２^1/2×Ｖ_l-l）｝ ・・・（１１）

制御ユニット３０は、式（１１）を用いて算出した制御進み角γを、インバータ２１に送信する。

上記のように、制御ユニット３０は、最大風速風力発電ユニット１ｍの出力電流であるＤＣリンク電流Ｉｄと設定出力電圧Ｖ_l-lとを用いて、インバータ２１の入力電圧Ｅｄを制御する。これにより、風力発電システム１の出力電圧は設定出力電圧Ｖ_l-lで安定する。

更に、制御ユニット３０は、最大風速風力発電ユニット１ｍ以外の風力発電ユニット１１〜１ｎのコンバータ１３１〜１３ｎの制御角α₁〜α_nを調整する。以下の説明において、最大風速風力発電ユニット１ｍ以外の風力発電ユニット１１〜１ｎを風力発電ユニット１ｊで示す。風力発電ユニット１ｊの出力Ｐ_tj及び出力電圧Ｖ_djは、それぞれ式（１２）〜式（１３）で表される：

Ｐ_tj＝（Ｃｐ×ρ×Ａ_W×Ｖ_windj ³）／２ ・・・（１２）
Ｖ_dj＝（Ｋｄ×λ）／Ｒ_rotor×Ｖ_windj×ｃｏｓα_j ・・・（１３）

風力発電ユニット１１〜１ｎの出力電流はＤＣリンク電流Ｉｄで共通であり、式（６）の値になるように制御される。このため、以下の式（１４）が成立する：

Ｐ_tj／Ｐ_tm＝Ｖ_dj／Ｖ_dm＝Ｖ_windj ³／Ｖ_windm ³＝Ｖ_windj×ｃｏｓα_j／Ｖ_WMAX ・・・（１４）

式（１４）から、制御ユニット３０は、以下の式（１５）を用いて制御角α_jを調整する：

α_j＝ｃｏｓ^-1（Ｖ_windj／Ｖ_WMAX） ・・・（１５）

制御ユニット３０は、式（１５）を用いて算出した制御角α₁〜α_nをコンバータ１３１〜１３ｎに送信する。

上記のように、制御ユニット３０は、最大風速風力発電ユニット１ｍ以外の風力発電ユニット１１〜１ｎの出力する各出力電流がＤＣリンク電流Ｉｄと同一になるように、コンバータ１３１〜１３ｎそれぞれの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを制御する。このように、風力発電システム１は、最大風速風力発電ユニット１ｍの出力から定まるＤＣリンク電流Ｉｄを用いて風力発電ユニット１１〜１ｎの負荷分担率を算出し、制御角α₁〜α_nを設定することにより、風力発電ユニット１１〜１ｎの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを制御する。

なお、ＤＣリンク電圧Ｖｄは式（１６）で表され、式（１６）の値は式（８）の値と等しい：

Ｖｄ＝Ｋｄ×λ／Ｒ_rotor×Σ（Ｖ_windi×ｃｏｓα_i）｝ ・・・（１６）

以上に説明したように、図１に示した風力発電システム１によれば、複数の風力発電ユニット１１〜１ｎのそれぞれにおいて測定された風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnを用いてコンバータ１３１〜１３ｎの制御角α₁〜α_n、及びインバータ２１の制御進み角γを調整する。

次に、同期発電ユニット５０について説明する。変換ユニット２０の出力は、エネルギー源である風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎによって変動する。例えば各設置場所の地形や季節風等の風力の変動要因が多いため、風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnは不安定である。このため、風力変動に起因する変換ユニット２０の出力変動を緩和するために、変換ユニット２０の出力と他の発電システムの出力とを合成する、いわゆるハイブリッド風力発電システムが有効である。図１に示した風力発電システム１は、変換ユニット２０の出力と同期発電ユニット５０の出力とを合成した交流電力を出力し得る。

図１に示した同期発電ユニット５０は、同期発電機５１、波形改善リアクトル５２、原動機５３を有する。

原動機５３は、例えば太陽エネルギー等の自然界に存在する様々なエネルギーを力学的エネルギーに変換して、同期発電機５１を駆動する。原動機５３は、例えばガスタービンやガソリンエンジンである。なお、負荷の変動等に起因して同期発電機５１の出力が変動した場合にも同期発電機５１の回転速度を一定に保つため、図示を省略したガバナ（調速機）が原動機５３の出力を制御する。

同期発電機５１は、原動機５３により駆動され、交流電力を出力する。同期発電機５１は、風力発電システム１全体の出力を一定に維持するため、コンバータ１３１〜１３ｎの出力で賄うことのできない不足分の電力（有効分）を供給する。つまり、変換ユニット２０の出力する電力が、負荷が必要とする所定の電力に足りない場合に、同期発電機５１は不足分の電力を負荷に供給する。したがって、同期発電ユニット５０を有する風力発電システム１は、風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの変動に依存せずに、必要な所定の電力を負荷に供給できる。

また、同期発電機５１は、サイリスタインバータが採用されたインバータ２１に、転流に必要な無効電力を波形改善リアクトル５２を介して供給する。インバータ２１の制御進み角γと電流重なり角とが等しくなった場合には、インバータ２１において転流失敗が発生する。したがって、制御進み角γは、電流重なり角よりも大きい状態で制御される必要がある。なお、同期発電機５１がインバータ２１の転流を制御するため、同期発電機５１の回転数に基づき、風力発電システム１の出力周波数は決定される。

更に、同期発電機５１は、風力発電システム１の負荷が必要とする無効電力を供給する。同期発電機５１の皮相電力は、純抵抗負荷（力率１）の負荷条件の場合を除き、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnの増大とともに増加すると思われる。これは、インバータ２１の転流及び負荷に必要な無効電力が増加するためである。

なお、同期発電機５１の界磁電圧Ｖｆを調整して、風力発電システム１の出力を制御できる。例えば、同期発電機５１の界磁電圧Ｖｆを、風力発電システム１の出力電圧を一定に保つように、例えば直流チョッパ回路における通流率を変更することにより調整する。

波形改善リアクトル５２は、変換ユニット２０が出力する交流電力と同期発電機５１が出力する電力とを合成し、所定の電力を負荷に出力する。その際、波形改善リアクトル５２は、出力電圧の高調波分を除去する。また、波形改善リアクトル５２は、二つのリアクトルコイルの自己インダクタンスＬ１、Ｌ２と相互インダクタンスＭの適切な選定により、同期発電機５１の初期過渡インダクタンスを等価的に打ち消すことができる。このため、インバータ２１の転流による出力電圧の波形陥没を防止できる。

図１に示すように、波形改善リアクトル５２は、変換ユニット２０と同期発電機５１の両方から電流が流入したときに、両方の電流により生じる磁束が加わり合うように同一鉄心上に巻装され且つ直列に接続された二つのコイルから構成される。或いは、変換ユニット２０と風力発電システム１の出力端との両方から電流が流入したときに、両方の電流により生じる磁束が打ち消し合うように、図３に示すように、波形改善リアクトル５２が、同一鉄心上に巻装され且つ直列に接続された二つのコイルから構成されるものでもよい。

なお、波形改善リアクトル５２は必ずしも必須の構成要件ではない。波形改善リアクトル５２を構成に入れない場合でも、風力発電システム１を動作させることは可能である。ただし、何らかのフィルタは必要であると考えられる。また、波形改善リアクトル５２を採用する場合には、電流重なり角を所定の値以下に抑えるために、波形改善リアクトル５２を構成する二つのリアクトルコイルの自己インダクタンスＬ１、Ｌ２、及び相互インダクタンスＭは、適切に選定される必要がある。

上記のように、原動機５３の出力を制御することにより、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnの変動による風力発電機１２１〜１２ｎの出力変動を補償できる。なお、原動機５３を駆動するためのエネルギー源はどのようなものでもよく、例えば太陽光等の再生可能エネルギーやバイオマス資源を利用することもできる。また、原動機５３を省略することも可能である。この場合、同期発電機５１は同期調相機として動作し、風力発電システム１の交流出力は風力発電による出力のみとなる。

なお、同期発電ユニット５０は風力発電システム１に必須の構成要素ではない。例えば、サイリスタインバータが採用されたインバータ２１の転流に必要な無効電流を、風力発電システム１の負荷側から供給してもよい。

図４に、図１に示した風力発電システム１の出力電圧波形の例を示す。図４は、風力発電ユニットが３台の場合の例である。風力発電システム１によれば、図４に示したように、出力電圧の歪みを抑制できる。

複数のコンバータの出力を直列接続した場合の直流出力の状態を確認するために、図５に示す模擬システムモデルを用いて行った模擬実験の結果を、図６、図７に示す。図５に示した模擬システムでは、風力タービン１１１〜１１ｎを模擬して２台の同期形の原動機５１１、５１２を使用している。原動機５１１の回転エネルギーに応じた電力を風力発電機５２１がコンバータ５３１に出力する。同様に、原動機５１２の回転エネルギーに応じた電力を風力発電機５２２がコンバータ５３２に出力する。コンバータ５３１とコンバータ５３２がそれぞれ出力する直流電力の直列和が、インバータ６１０に出力される。

模擬実験において、風力発電機５２１の回転数ｎ１は、定格風速に相当する回転数で一定とする。風力発電機５２２の回転数ｎ２は、風速の変化に相当させて変化させる。また、コンバータ５３１とコンバータ５３２の制御角は０度で一定とする。

図６は、図５に示した模擬システムを用いた模擬実験によって得られた、風力発電機５２２の回転数ｎ２と、コンバータ５３１の出力電圧Ｖ_d1、コンバータ５３２の出力電圧Ｖ_d2、ＤＣリンク電流Ｉｄ、及びインバータ６１０の入力電圧Ｅｄとの関係を示すグラフである。

図６に示すように、回転数ｎ１が一定（風速一定）の風力発電機５２１の出力を整流した出力電圧Ｖ_d1は一定である。一方、風力発電機５２２の出力を整流した出力電圧Ｖ_d2は、回転数ｎ２に比例する。インバータ６１０の入力電圧Ｅｄは、出力電圧Ｖ_d1と出力電圧Ｖ_d2の和となる。以上のように、回転数（風速）が異なる複数の風力発電機の出力を直列接続して合成できることが確認できた。

図７（ａ）〜図７（ｃ）は、上記の模擬実験における風力発電機５２１の出力電圧Ｖ_a1と出力電流Ｉ_a1、及び風力発電機５２２の出力電圧Ｖ_a2と出力電流Ｉ_a2の波形を示す。図７（ａ）は回転数ｎ２が０の場合、図７（ｂ）は回転数ｎ２が回転数ｎ１の５０％の場合、図７（ｃ）は回転数ｎ２と回転数ｎ１が同じ場合の模擬実験結果である。

図８〜図１０に、本発明の実施の形態に係る風力発電システム１が有する風力発電ユニットが３台の場合について行ったシミュレーション結果を示す。図８は、風力発電ユニット１１〜１３それぞれで測定された風速Ｖ_wind1〜Ｖ_wind3の時間変化を示す。図９は、図８に示した風速Ｖ_wind1〜Ｖ_wind3に基づき調整されたコンバータ１３１〜１３３の制御角α₁〜α₃の時間変化を示す。図１０は、図９に示した制御角α₁〜α₃の調整結果に応じた風力発電ユニット１１〜１３の出力Ｐ_t1〜Ｐ_t3、及び出力Ｐ_t1〜Ｐ_t3の和である総出力Ｐ_tTotalの時間変化を示す。図８〜図１０に示したように、風力発電ユニット１１〜１３の出力Ｐ_t1〜Ｐ_t3が、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_wind3における最適値に制御された上で総出力Ｐ_tTotalとして合成される。

図１１に、出力Ｐ_t1〜Ｐ_t3、及び総出力Ｐ_tTotalの各変動率Ｒｆを示す。変動率Ｒｆは、以下の式（１７）で定義される：

Ｒｆ＝（Ｐ_max−Ｐ_min）／Ｐ_AVR×１００％ ・・・（１７）

式（１７）で、Ｐ_maxは図１０の０〜１００［ｓ］までの最大値、Ｐ_minは最小値、Ｐ_AVRは平均値である。

図１１に示したように、出力Ｐ_t1〜Ｐ_t3の変動率Ｒｆはそれぞれ２００％であるが、総出力Ｐ_tTotalの変動率は８４％程度に抑制されている。つまり、図１に示した風力発電システム１によれば、風力発電ユニット１１〜１ｎの出力Ｐ_t1〜Ｐ_tnの平準化にも効果がある。更に、同期発電ユニット５０を用いた他の電源とのハイブリッド化により、電力系統或いは負荷に出力する電力の変動を抑制できる。

以上に説明したように、本発明の実施の形態に係る風力発電システム１によれば、風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに基づき、インバータ２１の入力電圧Ｅｄ及びコンバータ１３１〜１３ｎの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnをリアルタイムに制御する。その結果、図１に示す風力発電システム１によれば、複数の風力発電ユニット１１〜１ｎを有する発電効率の高い風力発電システムを実現することができる。

一般に、風力発電ユニット１１〜１ｎの各設置場所の地形等に起因して、風力発電ユニット１１〜１ｎの受ける風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnの変化の仕方は一様ではなく、最大風速の風を受ける風力発電ユニットも刻々と変わる。風の持つ運動エネルギーは風速の３乗に比例するため、風力タービン１１１〜１１ｎの流入風速が異なる場合、何らかの制御を行わない限り個々の風力発電ユニット１１〜１ｎを最適な状態で運転することができない。例えば、風力発電ユニット１１〜１ｎの直流出力を単純に直列接続しただけでは、複数の風力発電ユニット１１〜１ｎの効率的な連係運転は不可能である。また、風力発電ユニット１１〜１ｎのそれぞれにインバータを配置した場合には、風力発電システムの設置費用が増大し、且つ風力発電システム全体の発電効率が低くなる。

しかしながら、図１に示した風力発電システム１は、制御ユニット３０が風力Ｗｄ１〜Ｗｄｎの風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnを監視する。そして、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに基づき、インバータ２１の入力電圧Ｅｄ及びコンバータ１３１〜１３ｎの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnをリアルタイムに制御する。このため、設置状態の異なる複数の風力発電ユニット１１〜１ｎを、常に最も出力効率の良い状態で運転できる。

なお、風力発電システム１において、直列接続可能な風力発電ユニット１１〜１ｎの台数は理論的には無制限である。直流送電線４０の耐圧によってのみ風力発電ユニット１１〜１ｎの台数は制限される。また、風力発電ユニット１１〜１ｎの直流出力をインバータ２１に送電する手段として、長距離送電に有利な直流送電方式を使用している。このため、風力発電ユニット１１〜１ｎの設置場所の選択における自由度が高い。

また、風力発電システム１全体で１台のインバータ２１を設置すればよいため、風力発電システムの設置費用の増大が抑制される。更に、複数のインバータを有する風力発電システムと比較して、発電効率の高い風力発電システムを実現できる。つまり、風力発電システム１全体の最適な運転が可能となり、風力エネルギーを最大限に活用できる。

風力発電システム１ではコンバータ１３１〜１３ｎ及びインバータ２１のスイッチング素子としてサイリスタを採用可能である。このため、信頼性が高く、保守が容易である。更に、大容量化が容易である。

また、風力発電システム１は電流型インバータを採用するため、電圧型インバータで必要な平滑用大容量コンデンサや高調波除去用のフィルタを用いる必要がなく、図４に示したように、原理的に出力電圧歪みがなくなる。このため、常に高品質の電力が得られる。更に、電流型サイリスタインバータを採用した場合は、ＩＧＢＴや平滑型コンデンサ等を使用する電圧型インバータと比較して、コスト面で有利である。

＜変形例＞
図１２に、本発明の実施の形態の変形例に係る風力発電システム１Ａを示す。図１２に示すように、風力発電システム１Ａの負荷は抵抗Ｒ_Lである。このため、風力発電システム１Ａは、風力発電ユニット１１〜１ｎがそれぞれ出力する直流電力の直列和を交流電力に変換するインバータ２１を有さないことが、図１に示した風力発電システム１と異なる。

図１２に示した風力発電システム１Ａにおける風力発電ユニット１１〜１ｎの出力の総出力Ｐ_tTotalは、式（７）で表される。このとき、負荷である抵抗Ｒ_Lに供給されるＤＣリンク電圧Ｖｄは、式（１８）で表される：

Ｖｄ＝（Ｒ_L×Ｐ_tTotal）^1/2
＝｛１／２×Ｒ_L×Ｃｐ×ρ×Ａ_W×Σ（Ｖ_windi ³）｝^1/2 ・・・（１８）

式（１８）で、Σはｉ＝１〜ｎまでの和を意味する。

風力発電ユニット１１〜１ｎの出力電流は、ＤＣリンク電流Ｉｄで共通である。このため、コンバータ１３１〜１３ｎの出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windnに応じてそれぞれ独立して制御する必要がある。すなわち、コンバータ１３１〜１３ｎの制御角α₁〜α_nが、風速Ｖ_wind1〜Ｖ_windn及び抵抗Ｒ_Lに供給する電力に応じて決定される。

総出力Ｐ_tTotalに対する風力発電ユニット１ｊの出力Ｐ_tjの比から、以下の式（１９）が成立する（１≦ｊ≦ｎ）：

Ｐ_tj／Ｐ_tTotal＝Ｖ_windj ³／Σ（Ｖ_windi ³） ・・・（１９）

したがって、風力発電ユニット１ｊの出力Ｐ_tjのコンバータ１３ｊの出力電圧Ｖ_djは、式（２０）で表される：

Ｖ_dj＝Ｖｄ×Ｖ_windj ³／Σ（Ｖ_windi ³）
＝｛Ｒ_L×Ｃｐ×ρ×Ａ_W／（２×Σ（Ｖ_windi ³）｝^1/2×Ｖ_windj ³
＝（Ｋｄ×λ／Ｒ_rotor）×Ｖ_windj×ｃｏｓα_j ・・・（２０）

式（２０）から、コンバータ１３ｊの制御角α_jは、以下の式（２１）で表される：

α_j＝ｃｏｓ^-1［｛（Ｒ_rotor×Ｖ_windj ²）／（Ｋｄ×λ）｝×｛Ｒ_L×Ｃｐ×ρ×Ａ_W／（２×Σ（Ｖ_windi ³）｝^1/2］ ・・・（２１）

（その他の実施の形態）
上記のように、本発明は実施の形態によって記載したが、この開示の一部をなす論述及び図面はこの発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施の形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。

既に述べた実施の形態の説明においては、風力発電機１２１〜１２ｎとしてＰＭＳＧを使用する例を示したが、巻線界磁形同期発電機を風力発電機１２１〜１２ｎに採用してもよい。この場合、界磁電流の制御によっても出力電圧Ｖ_d1〜Ｖ_dnを制御できるため、風力発電システム１全体の制御の自由度が増大する。風力発電機１２１〜１２ｎが巻線界磁形同期発電機である場合には、コンバータ１３１〜１３ｎにダイオードを使用してもよい。また、風力発電機１２１〜１２ｎとして巻線界磁形同期発電機を採用することにより、将来的に価格の高騰や確保の困難化が予想される希少金属を使用する必要がなくなる。

このように、本発明はここでは記載していない様々な実施の形態等を含むことは勿論である。したがって、本発明の技術的範囲は上記の説明から妥当な特許請求の範囲に係る発明特定事項によってのみ定められるものである。

本発明の実施の形態に係る風力発電システムの構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムの風力発電ユニットの動作を説明するための模式図である。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムの波形改善リアクトルの他の構成例を示す模式図である。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムの出力電圧波形の例を示すグラフである。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムの模擬システムモデルを示す模式図である。 図５に示した模擬システムモデルを用いた模擬実験による電気的特性を示すグラフである。 図５に示した模擬システムモデルを用いた模擬実験による電気的特性を示すグラフである。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムにおける風速の時間変化を示すグラフである。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムにおけるコンバータの制御角の時間変化を示すグラフである。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムの出力の時間変化を示すグラフである。 本発明の実施の形態に係る風力発電システムの出力の変動率を示すグラフである。 本発明の実施の形態の変形例に係る風力発電システムの構成を示す模式図である。

符号の説明

α1〜αn…制御角
γ…制御進み角
１…風力発電システム
１１〜１ｎ…風力発電ユニット
２０…変換ユニット
２１…インバータ
２２…直流リアクトル
３０…制御ユニット
４０…直流送電線
５０…同期発電ユニット
５１…同期発電機
５２…波形改善リアクトル
５３…原動機
１１１〜１１ｎ…風力タービン
１２１〜１２ｎ…風力発電機
１３１〜１３ｎ…コンバータ
１４１〜１４ｎ…風速計
５１１、５１２…原動機
５２１、５２２…風力発電機
５３１、５３２…コンバータ
６１０…インバータ

Claims (7)

1. 風力に応じて回転エネルギーを発生させる風力タービン、該風力タービンで発生した回転エネルギーに応じて交流電力を発生させる風力発電機、該風力発電機で発生した交流電力を直流電力に変換するコンバータ、及び前記風力タービンを回転させる風力の風速を測定する風速計を、それぞれ有する複数の風力発電ユニットと、
   前記複数の風力発電ユニットの前記コンバータがそれぞれ出力する直流電力の直列和を入力し、該直列和を交流電力に変換するインバータを有する変換ユニットと、
   前記複数の風力発電ユニットの前記風速計が測定する前記風速をそれぞれ監視し、前記風速に応じて前記コンバータそれぞれの出力電圧及び前記インバータの入力電圧をリアルタイムに制御する制御ユニットと
   を備えることを特徴とする風力発電システム。
2. 前記制御ユニットが、前記コンバータの出力電圧を調整するコンバータパラメータを変更するコンバータ出力制御信号を前記コンバータにそれぞれ出力し、前記インバータの入力電圧を調整するインバータパラメータを変更するインバータ制御信号を前記インバータに出力することを特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。
3. 前記コンバータがサイリスタコンバータであって、前記制御ユニットが、前記風速計の各測定値に応じて前記サイリスタコンバータの各制御角をリアルタイムに制御することを特徴とする請求項１又は２に記載の風力発電システム。
4. 前記インバータがサイリスタインバータであって、前記制御ユニットが、前記風速計の各測定値に応じて前記サイリスタインバータの制御進み角をリアルタイムに制御することを特徴とする請求項１乃至３のいずれか１項に記載の風力発電システム。
5. 前記制御ユニットが、前記複数の風力発電ユニットのうちで最大風速が測定された最大風速風力発電ユニットの出力電流を用いて前記インバータの入力電圧を制御し、前記最大風速風力発電ユニット以外の前記風力発電ユニットの出力する各出力電流が前記最大風速風力発電ユニットの出力電流と同一になることを特徴とする請求項１乃至４のいずれか１項に記載の風力発電システム。
6. 同期発電ユニットを更に有し、前記同期発電ユニットが出力する電力と前記インバータが出力する電力とが合成されることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項に記載の風力発電システム。
7. 前記インバータがサイリスタインバータであって、前記同期発電ユニットが、前記インバータに転流に必要な無効電力を供給することを特徴とする請求項６に記載の風力発電システム。

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