JP2013177885A - 風力発電装置及びその運転制御方法 - Google Patents

風力発電装置及びその運転制御方法 Download PDF

Info

Publication number
JP2013177885A
JP2013177885A JP2013009445A JP2013009445A JP2013177885A JP 2013177885 A JP2013177885 A JP 2013177885A JP 2013009445 A JP2013009445 A JP 2013009445A JP 2013009445 A JP2013009445 A JP 2013009445A JP 2013177885 A JP2013177885 A JP 2013177885A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
wind speed
wind
future
operation control
unit
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2013009445A
Other languages
English (en)
Other versions
JP6151030B2 (ja
Inventor
Takuya Koyanagi
拓也 小▲柳▼
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to JP2013009445A priority Critical patent/JP6151030B2/ja
Priority to EP13153693.0A priority patent/EP2623776B1/en
Publication of JP2013177885A publication Critical patent/JP2013177885A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6151030B2 publication Critical patent/JP6151030B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03DWIND MOTORS
    • F03D7/00Controlling wind motors 
    • F03D7/02Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224Adjusting blade pitch
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03DWIND MOTORS
    • F03D7/00Controlling wind motors 
    • F03D7/02Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0296Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor to prevent, counteract or reduce noise emissions
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03DWIND MOTORS
    • F03D7/00Controlling wind motors 
    • F03D7/02Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04Automatic control; Regulation
    • F03D7/042Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F03D7/046Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic with learning or adaptive control, e.g. self-tuning, fuzzy logic or neural network
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03DWIND MOTORS
    • F03D17/00Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05BINDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2260/00Function
    • F05B2260/82Forecasts
    • F05B2260/821Parameter estimation or prediction
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05BINDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00Control
    • F05B2270/30Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32Wind speeds
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05BINDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00Control
    • F05B2270/80Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/803Sampling thereof
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05BINDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00Control
    • F05B2270/80Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/804Optical devices
    • F05B2270/8042Lidar systems
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02ATECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A30/00Adapting or protecting infrastructure or their operation
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70Wind energy
    • Y02E10/72Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Fuzzy Systems (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Optical Radar Systems And Details Thereof (AREA)

Abstract

【課題】将来の風速を計測する風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受しうる風力発電装置及びその運転制御方法を提供する。
【解決手段】風力発電装置1は、風力発電装置1に作用する現在の風速を取得するための現在風速取得部24と、風車前方の計測位置で風速計測を行って、現在から所定時間経過後にブレード2に作用する将来の風速を計測するための風速計測器20と、少なくとも前記現在の風速および前記将来の風速に基づいて、現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測するための風速予測部(36,56)と、予測された風速に基づいて風力発電装置1の運転制御を行うための運転制御部(38,58)とを備える。
【選択図】 図3

Description

本開示は、風力発電装置及びその運転制御方法に係り、具体的には、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御が可能な風力発電装置及びその運転制御方法に関する。
近年、地球環境の保全の観点から、再生エネルギーとしての風を利用して発電を行う風力発電装置の普及が進んでいる。風力発電装置は、一般に、複数のブレード及びハブで構成されるロータが風を受けることによって、ロータに連結された主軸が回転し、この主軸の回転を発電機に入力することで、発電機において電力が生成されるようになっている。
ところで、ロータ回転時におけるブレードの軌跡で形成される平面(ロータ回転面)内における風速は一様ではないため、ブレードに作用する荷重はブレードごとに異なり、ロータにはアンバランスな風荷重が作用する。しかも、風力発電装置は、採算性向上の観点から大型化が進んでおり、ロータに作用する風荷重は増加する傾向にある。
そのため、風力発電装置の各部(例えば、主軸受や増速機等)はアンバランスで大きな荷重が付与されることになり、このことが風力発電装置の各部の耐用年数の減少要因になっている。
したがって、例えば突風により風荷重が増大したときに、ピッチ駆動装置により各ブレードのピッチ角を独立して調節し、各ブレードに作用する荷重を均等化することが望まれる。ところが、突風がブレードに到達してからピッチ駆動装置によるピッチ角調節を開始しても、ピッチ角の変更が完了するまでにタイムラグがあるため、風速の経時変化に遅れなく追従してピッチ角調節を行うことが難しい。
よって、各ブレードに作用する荷重を均等化するためには、ロータが受ける風の風速を事前に知り、ロータへの風の到達に先立ってピッチ制御を行うことが望ましい。
また、パワー係数Cpが最大になるロータの回転数は、風速ごとに異なることが知られている。そのため、風力発電装置の効率向上の観点においても、ロータが受ける風の風速を事前に知り、ロータへの風の到達に先立って風力発電装置の運転制御を行うことが望ましい。
そこで、風力発電装置の前方遠隔位置で風速計測を行ってロータが将来受ける風速を計測し、その計測結果を風力発電装置の運転制御に活用する試みがなされている。
なお、風力発電装置の前方遠隔位置における風速は、例えば、ライダー(LIDAR:Light Detection And Ranging)と称される計測器によって計測可能である。ライダーとは、レーザ光を遠隔位置に照射し、該遠隔位置における大気中のエアロゾルからの散乱光を検出し、レーザ光と散乱光の周波数のずれ(ドップラーシフト)から遠隔位置における風速を計測する装置である。
例えば、特許文献1及び2には、ハブに取り付けたライダーで計測した風力発電装置の前方遠隔位置における風速(将来の風速)に基づいて各ブレードのピッチ角を独立して調節して、ロータに作用する風荷重を均等化する技術が開示されている。
また、特許文献3には、ナセルに取り付けた計測器で計測した前方遠隔位置における風速(将来の風速)に基づいて、所望のパワー係数Cpが得られるようにブレードのピッチ角を調節する風力発電装置の運転制御方法が開示されている。
なお、将来の風速の計測結果を風力発電装置の運転制御に活用する技術に関するものではないが、特許文献4には、現在得られている情報から将来の風速を予測し、その予測データを風力発電装置の運転制御に用いることが記載されている。特許文献4に記載の風力発電装置の運転制御方法では、過去の風速から確率密度関数を求めておき、ブレードが受けている現在の風速から確率密度関数を用いて将来の風速を予測し、これを運転制御に用いるようになっている。
米国特許第7950901号明細書 米国特許第7281891号明細書 米国特許第6320272号明細書 米国特許出願公開第2010/0237617号明細書
ところで、地表(洋上風車の場合は海面)との摩擦のよって形成される鉛直方向の風速分布(ウィンドシア)の影響により、風力発電装置のロータ回転面に流入する風は、垂直方向に関して一様ではない。また、風速は常に変化しているため、風車各部にはアンバランスな風荷重に起因した周期的な荷重が加わる。このような荷重を低減する方法として、翼ピッチ角を独立に動かし、風荷重のアンバランスを低減することにより、風車各部に負荷される周期的荷重を低減する制御が考えられる。
計測した将来の風速を風車制御に用いる利点は、風に先立って風力発電装置の運転制御を行うことができる点にある。そのため、制御目的(荷重低減、ロータの回転数制御)を十分に達成するためには、計測器のサンプリング周波数を制御周期に対して十分高くする必要がある。しかしながら、現状のライダーのサンプリング周波数は十分に高いとは言えず、上記に述べた将来の風速を計測するメリットを十分に生かせるとは言えない。特に、風車前方の平面における風の分布を測定する場合においては、前方の平面内において複数個所の風速を計測する必要があるため、正味のサンプリング周波数はより十分でなくなってしまう。
ところが、特許文献1〜4には、将来の風速を計測するライダーのサンプリング周波数が十分でない場合に、将来の風速に基づく運転制御を如何にして行うかについて何ら解決策を示していない。
本発明の少なくとも一実施形態の目的は、将来の風速を計測する風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受しうる風力発電装置及びその運転制御方法を提供することである。
本発明の少なくとも一実施形態に係る風力発電装置の運転制御方法は、前記風力発電装置に作用する現在の風速を取得するステップと、前記風力発電装置の前方の計測位置で風速計測を行って、現在から所定時間経過後に前記ブレードに作用する将来の風速を計測するステップと、少なくとも前記現在の風速および前記将来の風速に基づいて、現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測するステップと、予測された風速に基づいて前記風力発電装置の運転制御を行うステップとを備えることを特徴とする。
この風力発電装置の運転制御方法では、少なくとも現在の風速と風車前方の計測位置における風速(将来の風速)の計測値とに基づいて、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間(現在から前記所定時間経過するまでの期間)における風速を予測するようになっている。そのため、将来の風速を計測する風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、予測によって、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速を取得できるので、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
さらに、上記風力発電装置の運転制御方法によれば、サンプリング周波数の低い機種の風速計測器を使用する場合においても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
幾つかの実施形態では、前記風力発電装置の運転制御を行うステップでは、予測された前記風速に基づき、少なくともフィードフォワード制御器を用いて、風荷重が前記風力発電装置に与える影響が小さくなるように前記ブレードのピッチ制御の指令値を決定するとともに、風荷重が前記風力発電装置に与える影響を示すデータ、および、予測された前記風速に基づいて前記フィードフォワード制御器の制御用係数を更新する。
これにより、予測された風速(将来の風速)に基づくフィードフォワード制御によって、風力発電装置への風の到達に先立ってブレードのピッチ制御を適切に行って、風荷重による影響を小さくすることができる。また、フィードフォワード制御器というシンプルな制御器の構成で上記ピッチ制御を実現可能であるから、制御器の計算負荷の増大を抑制できる。
さらに、風荷重が風力発電装置に与える影響を示すデータ、および、予測された風速に基づきフィードフォワード制御器の制御用係数を更新することで、風況変化に応じてフィードフォワード制御器のゲインとして適切な値を用いることができる。すなわち、ブレードのピッチ制御を行うための制御器の風況変化に対するロバスト性を向上させることができる。
一実施形態では、上記風力発電装置の運転制御方法は、前記風荷重による前記風力発電装置のタワーの振動の程度を示す振動データを取得するステップをさらに備え、前記制御用係数の更新時、前記フィードフォワード制御器からの出力信号が前記振動データに与える影響を示す第1伝達関数、および、前記フィードフォワード制御器と同一特性を有する第2伝達関数によって予測した前記風速を処理して得られる信号と、前記振動データとの誤差が小さくなるように前記制御用係数の新しい値を決定する。
この場合、予測された風速(将来の風速)を第1伝達関数および第2伝達関数で処理して得られる信号と、タワーの振動の程度を示す振動データとの誤差が小さくなるようにフィードフォワード制御器の制御用係数が更新される。その結果、風況の変化によらず、将来の風速に基づくブレードのピッチ制御によって、風荷重に起因したタワーの振動を効果的に打ち消すことができる。よって、風況が変化する場合であっても、優れたタワー制振効果を得ることができる。
上記風力発電装置の運転制御方法は、取得した前記現在の風速を過去の風速として記憶するステップと、前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速から前記将来の風速への経時変化を示す補間関数を求めるステップとをさらに備え、前記風速を予測するステップでは、前記補間関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測してもよい。
このように、過去の風速を考慮して求めた、現在の風速から将来の風速への経時変化を示す補間関数を用いることで、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速の予測精度を向上させることができる。よって、将来の風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。
あるいは、上記風力発電装置の運転制御方法は、取得した前記現在の風速を過去の風速として記憶するステップと、前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速の後に起こり得る風速の頻度を示す確率密度関数を求めるステップと、前記将来の風速に応じて、前記確率密度関数を補正するステップとをさらに備え、前記風速を予測するステップでは、補正された前記確率密度関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測してもよい。
このように、過去の風速を考慮して求めた確率密度関数を将来の風速に応じて補正することで、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速の予測精度を向上させることができる。よって、将来の風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。
なお、特許文献4(米国特許出願公開第2010/0237617号明細書)に記載された風力発電装置の運転制御方法では、過去の風速の蓄積データのみに依拠して将来の風速を予測するため、稀なケース(突風など)は無視されてしまい、風速の予測結果には反映されない。そもそも、特許文献4の風力発電装置の運転制御方法は、アルゴリズムにより過去の風速の蓄積データから将来の風速を予測するものであり、予測された風速が将来において実際に起きる確証はなく、実用上十分な精度で将来の風速を予測することが難しい。
これに対し、上記風力発電装置の運転制御方法では、風速計測器による将来の風速の計測値に応じて確率密度関数を補正した上で風速予測に用いるため、稀なケース(突風など)も風速の予測結果に反映させることができるとともに、実用上十分な精度で将来の風速を予測することができる。
上記風力発電装置の運転制御方法において、前記将来の風速を計測するステップでは、前記計測位置における前記ブレードに対応する領域の風速を選択的に計測してもよい。
このように、将来の風速に基づく風力発電装置の運転制御を行うのに必要な最小限の風速情報(ブレードに対応する領域の風速)を選択的に取得することで、将来の風速を計測する風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
また本発明の少なくとも一時実施形態に係る風力発電装置は、ブレードと、風力発電装置に作用する現在の風速を取得する現在風速取得部と、前記風力発電装置の前方の計測位置で風速計測を行って、現在から所定時間経過後に前記ブレードに作用する将来の風速を計測する風速計測器と、少なくとも前記現在の風速および前記将来の風速に基づいて、現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測する風速予測部と、前記風速予測部によって予測された風速に基づいて前記風力発電装置の運転制御を行う運転制御部とを備えることを特徴とする。
この風力発電装置では、少なくとも、現在の風速と現在から所定時間経過後にブレードに作用する将来の風速とに基づいて、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速を風速予測部によって予測するようになっている。そのため、将来の風速を計測する風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、予測によって、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速を取得できるので、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
さらに、上記風力発電装置によれば、サンプリング周波数の低い風速計測器を使用する場合においても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
幾つかの実施形態では、前記運転制御部は、予測された前記風速に基づき、風荷重が前記風力発電装置に与える影響が小さくなるように前記ブレードのピッチ制御の指令値を決定するためのフィードフォワード制御器と、風荷重が前記風力発電装置に与える影響を示すデータ、および、予測された前記風速に基づいて前記フィードフォワード制御器の制御用係数を更新する係数更新部とを含む。
これにより、予測された風速(将来の風速)に基づくフィードフォワード制御によって、風力発電装置への風の到達に先立ってブレードのピッチ制御を適切に行って、風荷重による影響を小さくすることができる。また、フィードフォワード制御器というシンプルな制御器の構成で上記ピッチ制御を実現可能であるから、制御器の計算負荷の増大を抑制できる。
さらに、風荷重が風力発電装置に与える影響を示すデータ、および、予測された風速に基づきフィードフォワード制御器の制御用係数を更新することで、風況変化に応じてフィードフォワード制御器のゲインとして適切な値を用いることができる。すなわち、ブレードのピッチ制御を行うための制御器の風況変化に対するロバスト性を向上させることができる。
一実施形態では、上記風力発電装置は、前記風荷重による前記風力発電装置のタワーの振動の程度を示す振動データを取得するためのデータ取得部をさらに備え、前記係数更新部は、前記フィードフォワード制御器からの出力信号が前記振動データに与える影響を示す第1伝達関数、および、前記フィードフォワード制御器と同一特性を有する第2伝達関数によって予測した前記風速を処理して得られる信号と、前記振動データとの誤差が小さくなるように前記制御用係数の新しい値を決定するように構成される。
この場合、予測された風速(将来の風速)を第1伝達関数および第2伝達関数で処理して得られる信号と、タワーの振動の程度を示す振動データとの誤差が小さくなるようにフィードフォワード制御器の制御用係数が更新される。その結果、風況の変化によらず、将来の風速に基づくブレードのピッチ制御によって、風荷重に起因したタワーの振動を効果的に打ち消すことができる。よって、風況が変化する場合であっても、優れたタワー制振効果を得ることができる。
上記風力発電装置は、前記現在風速取得部によって取得された前記現在の風速を過去の風速として記憶する記憶部をさらに備え、前記風速予測部は、前記記憶部に記憶された前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速から前記将来の風速への経時変化を示す補間関数を求め、該補間関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測してもよい。
このように、過去の風速を考慮して求めた、現在の風速から将来の風速への経時変化を示す補間関数を用いることで、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速の予測精度を向上させることができる。よって、将来の風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。
あるいは、上記風力発電装置は、前記現在風速取得部によって取得された前記現在の風速を過去の風速として記憶する記憶部と、前記記憶部に記憶された前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速の後に起こり得る風速の頻度を示す確率密度関数を求める確率密度関数算出部と、前記将来の風速に応じて、前記確率密度関数を補正する確率密度関数補正部とをさらに備え、前記風速予測部は、補正された前記確率密度関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測してもよい。
このように、過去の風速を考慮して求めた確率密度関数を将来の風速に応じて補正することで、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速の予測精度を向上させることができる。よって、将来の風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。
また、風速計測器による将来の風速の計測値に応じて確率密度関数を補正した上で風速予測に用いることで、稀なケース(突風など)も風速の予測結果に反映させることができるとともに、実用上十分な精度で将来の風速を予測することができる。
また上記風力発電装置は、前記計測位置における前記ブレードに対応する領域の風速を選択的に計測するように前記風速計測器を制御する計測器制御部をさらに備えてもよい。
このような風速計測器の制御により、将来の風速に基づく風力発電装置の運転制御を行うのに必要な最小限の風速情報(ブレードに対応する領域の風速)を選択的に取得することで、将来の風速を計測する風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
本発明によれば、少なくとも風力発電装置に現在作用している風速(現在の風速)と風車前方の計測位置で計測した風速(将来の風速)とに基づいて、現在から、将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速を予測するようにしたので、風速計測器のサンプリング周波数が低い場合であっても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
また、本発明によれば、風速計測器のサンプリング周波数を下げることができるため、風速計測器の測定負荷を抑制しながら、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
さらに、本発明によれば、サンプリング周波数の低い風速計測器を使用する場合においても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
第1実施形態に係る風力発電装置の全体構成例を示す図である。 前方風速計測器の計測エリアの一例を示す図である。 図1に示す風力発電装置の制御内容を示すブロック図である。 風速予測部における風速予測手法を説明するための図である。 第2実施形態に係る風力発電装置の制御内容を示すブロック図である。 確率密度関数の例を示す図である。 確率密度関数の補正内容の一例を示す図である。 風速予測部における風速予測手法を説明するための図である。 一実施形態に係る運転制御部のブロック図である。 一実施形態に係る係数更新部110のブロック図である。
以下、添付図面に従って本発明の実施形態について説明する。ただし、この実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、特定的な記載がない限り本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
[第1実施形態]
図1は、第1実施形態に係る風力発電装置の全体構成例を示す図である。同図に示す例示的な実施形態では、風力発電装置1は、少なくとも一本のブレード2と、ブレード2が取り付けられるハブ(ロータハブ)4と、ハブ4に連結された主軸6と、主軸6の回転を増速する増速機8と、増速機8の出力軸9に接続された発電機10とを備える。なお、主軸6は主軸受7によってナセル12に回転自在に支持されている。
ブレード2が風を受けることで、ブレード2及びハブ4で構成されるロータ5が回転する。ロータ5が回転すると、主軸6もロータ5とともに回転する。主軸6の回転は、増速機8によって増速された後、出力軸9を介して発電機10に入力される。これにより、発電機10において電力が生成される。なお、ロータ5の回転数および角度位置は、それぞれ、回転数計測器11A及びアジマス角検出器11Bによって検出され、後述の風車コントローラ30による制御に用いられる。
また、増速機8は、任意の形式のものを用いることができ、例えば、ギヤ式の増速機であってもよいし、油圧ポンプ及び油圧モータを組み合わせた油圧トランスミッションからなる増速機であってもよい。また、増速機8を用いずに、主軸6の回転を発電機10に直接入力してもよい。
なお、幾つかの実施形態では、風力発電装置1は、風荷重が風力発電装置1に与える影響を示すデータを取得するためのデータ取得部70を有し、データ取得部70によって取得されたデータは風力発電装置1の運転制御に用いられる。
一実施形態では、データ取得部70は、風荷重によるタワー14の振動の程度を示す振動データを取得するように構成される。この場合、データ取得部70は、ナセル12に設置され、ナセル12の加速度を計測するための加速度センサであってもよい。あるいは、データ取得部70は、タワー14の上部に設置され、タワー14の加速度を計測するための加速度センサであってもよい。
また、風力発電装置1には、ロータ5の前方の計測位置Aにおいて風速計測を行って、現在から所定時間経過後にロータ5に作用する風の風速(将来の風速)を計測する前方風速計測器20が設けられている。なお、ロータ5から計測位置Aまでの距離は、例えば100〜300m程度であってもよい。
前方風速計測器20の風速計測原理は、例えば、計測位置Aに照射された電磁波(例えばレーザ光)と、その位置における大気中のエアロゾルからの散乱光との周波数のずれ(ドップラーシフト)から風速を求めるものであってもよい。前方風速計測器20の具体例として、ライダーを挙げることができる。
前方風速計測器20は、図1に示すようにナセル12に取り付けてもよい。あるいは、前方風速計測器20をハブ4に取り付けてもよい。これにより、ナセル12が風向きに追従して図1の矢印方向に旋回制御される場合であっても、ロータ5の風上側の前方遠隔位置における風速を容易に計測することができる。
なお、図1に示す例示的な実施形態では風力発電装置1はロータ5が風上側を向くアップウィンド風車であるが、他の実施形態では風力発電装置1はロータ5が風下側を向くダウンウィンド風車である。風力発電装置1がダウンウィンド風車である場合、前方風速計測器20は、ナセル12を挟んでロータ5の反対側(風上側)における前方遠隔位置の風速を計測する。
なお、前方風速計測器20による風速計測は、ロータ5の正面の前方の平面P内の計測エリア22における複数箇所で行って、計測エリア22内の風速分布を求めるようになっていてもよい。例えば、前方風速計測器20がライダーである場合、レーザ光の照射角度を任意に調節して計測エリア22をスキャンし、計測エリア22内の複数箇所における風速を計測してもよい。
図2は、前方風速計測器20の計測エリア22の一例を示す図である。図2において符号Pで示したのは、風力発電装置1から距離dだけ離れた位置において、ロータ回転面に対向するように広がる平面である。
前方風速計測器20の計測エリア22は、図2に示すように、風力発電装置1の前方に距離dだけ離れた位置(計測位置)における領域22A〜22Cであってもよい。ここで、平面P内における領域22A〜22Cは、それぞれ、ブレード2A〜2Cに対応しており、将来の風速に基づく風力発電装置1の運転制御に必要な最小限の風速情報が取得できるように設定される。例えば、領域22A〜22Cは、各ブレード2A〜2Cが将来受ける風が計測位置において通過する領域であってもよい。なお、前方風速計測器20による風速計測は、領域22A〜22Cのうちの重要部分(例えば、領域22A〜22Cのうちブレード先端部周辺に対応する部分)のみについて行ってもよい。
また、ロータ5の回転に伴って領域22A〜22Cの位置も刻々と変化するから、計測エリア22たる領域22A〜22Cの設定は、ロータ5の回転数および距離dなどを考慮して前方風速計測器20による風速計測時にその都度行われる。
このように、ロータ回転面に対応する円形領域23の全てを計測エリア22とするのではなく、周方向について選出された一部の領域22A〜22Cのみを計測エリア22とすることで、前方風速計測器20の少ないサンプリング数で風力発電装置1の運転制御に必要な将来の風速を計測できる。よって、前方風速計測器20のサンプリング周期が低い場合であっても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
図3は、図1に示す風力発電装置1の制御内容を示すブロック図である。同図に示すように、風車コントローラ30は、回転数計測器11A、アジマス角検出器11Bおよび前方風速計測器20による計測結果と、現在風速取得部24で取得された現在風速に関する情報を受け取って、風力発電装置1の運転制御を行う。
風車コントローラ30は、前方風速計測器20の計測エリア22を設定する計測エリア設定部31と、前方風速計測器20を制御する計測器制御部32と、過去の風速に関する情報が蓄積される記憶部34と、前方風速計測器20による将来の風速の計測値が得られるまでの期間の風速を予測する風速予測部36と、風力発電装置1の運転制御を行う運転制御部38とを備える。
計測エリア設定部31は、回転数計測器11Aとアジマス角検出器11Bで検出されたロータ5の回転数および角度位置に応じて、ブレード2A〜2Cに対応した領域22A〜22Cを計測エリア22として設定する。そして、計測器制御部32は、計測エリア設定部31によって設定された計測エリア22に基づいて、前方風速計測器20を制御する。具体的には、前方風速計測器20がライダーである場合、ライダーのレーザ照射角度を調節して計測エリア22をスキャンし、計測エリア22内の風速を計測する。
前方風速計測器20によって計測される風速は、現在から所定時間経過後にブレード2に作用する将来の風速である。ここでいう所定時間とは、前方風速計測器20によって風速が計測された風が計測位置からロータ5に到達するまでの時間であり、風力発電装置1から計測位置までの距離d(厳密には、ロータ5から計測位置までの距離)及び風速Vによって算出可能である。
風車コントローラ30の記憶部(メモリ)34には、ブレード2に作用した過去の風速が記憶される。具体的には、記憶部34は、風力発電装置1(具体的にはブレード2)に現在作用している風速を現在風速取得部24から逐次受け取って、これを各時刻における過去の風速として記憶している。
現在風速取得部24は、風力発電装置1の現在の状態を示す各種パラメータから、風力発電装置1(具体的にはブレード2)に現在作用している風速を求めてもよい。例えば、現在風速取得部24は、ロータ5の回転数や、ブレード2のピッチ角や、発電機10の発電量(風力発電装置1の出力)等の各種パラメータからブレード2に現在作用している風速を求めてもよい。
あるいは、現在風速取得部24は、任意のタイプの風速計(例えば、カップ型風速計やライダー)により計測したブレード2周辺の風速から、ブレード2に現在作用している風速を取得してもよい。例えば、ロータ5の後流のウェイクの影響を考慮して、ナセル12周辺に取り付けたカップ型風速計の計測結果を補正することで、ブレード2に現在作用している風速を推定してもよい。
また、現在風速取得部24によって取得された現在の風速は、前方風速計測器20により計測された風速(将来の風速)及び記憶部34に蓄積された過去の風速とともに、風速予測部36に送られる。これらの情報を受け取った風速予測部36は、後述する手法により、現在から、将来の風速の計測値が得られるまで期間の風速を予測する。
そして、風車コントローラ30の運転制御部38は、風速予測部36で予測した風速に基づいて風力発電装置1の運転制御を行う。すなわち、運転制御部38は、風速予測部36で予測した風速に基づいて、ロータ5への風の到達に先立って各ブレード2のピッチ角を独立して調整するようにアクチュエータ3を制御してもよい。あるいは、運転制御部38は、風速予測部36で予測した風速に基づいて、ロータ5への風の到達に先立って、所望のパワー係数Cpが得られる回転数でロータ5が回転するように風力発電装置1を運転制御してもよい。なお、ロータ5の回転数を制御するには、例えば、発電機10と電力系統との間に設けられる電力変換器39の制御により、発電機10のトルクを調節してもよい。この場合、電力変換器39とは例えばAC−DC−ACコンバータを意味する。
なお、運転制御部38については、図9及び10を用いて後で詳述する。
続いて、風速予測部36において、現在から前方風速計測器20による風速計測値が得られるまでの期間における風速を予測する手法について説明する。図4は、風速予測部36における風速予測手法を説明するための図であり、ブレード2の所定位置に当たる風の風速の経時変化を示すグラフである。
図4に示すように、時刻t及びti+1において、前方風速計測器20により風速が計測された風がブレード2に到達する。すなわち、時刻t及びti+1においてブレード2に作用する風の風速は、前方風速計測器20による計測結果から事前に知ることができる。
ここで、前方風速計測器20による風速計測は連続的に行われるのではなく、間欠的に行われるから、前方風速計測器20による風速計測値は時間的にみて離散的に得られる。そのため、前方風速計測器20のサンプリング周波数によっては、図4に示すように、前方風速計測器20による風速計測値が得られる時間間隔(正味のサンプリング周期T;T=ti+1−t)に比べて、運転制御部38の制御周期Tが小さい場合がある。この場合、将来の風速に基づいてロータ5への風の到達に先んじた運転制御を実現するには、現在の時刻tから、次に前方風速計測器20による風速計測値が得られる時刻ti+1までの期間における風速を何らかの手法で知る必要がある。
そこで、本実施形態では、風速予測部36によって、時刻tから時刻ti+1までの期間における風速を予測する。
具体的には、風速予測部36は、現在風速取得部24で取得した時刻tにおける現在の風速V(t)から、前方風速計測器20で計測した時刻ti+1における将来の風速V(ti+1)への経時変化を示す補間関数40を求める。この補間関数40を用いれば、時刻tから時刻ti+1までの期間の任意の時刻における風速を予測できる。例えば、図4に示すように、制御周期Tごとの複数の時刻における風速を補間関数40から予測してもよい。
補間関数40は、現在風速取得部24で取得した時刻tにおける現在の風速V(t)と、前方風速計測器20で計測した時刻ti+1における将来の風速V(ti+1)とを任意の手法で内挿することで求めることができる。例えば、一次関数による内挿である線形補間法を採用する場合、現在の風速V(t)と将来の風速V(ti+1)とを結ぶ直線を補間関数40として求めてもよい。
また、補間関数40を求める際、記憶部34に蓄積された時刻tよりも前の過去の風速V(t<t)の情報を考慮してもよい。例えば、過去から現在(時刻t)に至るまでの風速V(t≦t)の変化曲線42と補間関数40とが滑らかにつながるように、時刻tにおける変化曲線42との導関数の連続性を境界条件として設定し、かかる境界条件下で多項式による内挿で補間関数40を求めてもよい。なお、境界条件として導関数の連続性を満たす補間関数40の場合、図4に示すように、補間関数40と変化曲線42とが時刻tにおいて概ね共通の接線44を持つことになる。
以上説明したように、本実施形態では、少なくとも、現在風速取得部24で取得した現在の風速V(t)および前方風速計測器20で計測した将来の風速V(ti+1)に基づいて、時刻tから時刻ti+1までの期間における風速を風速予測部36で予測する。そのため、前方風速計測器20のサンプリング周波数が低い場合であっても、風速予測部36による予測によって、時刻tから時刻ti+1までの期間の風速が得られるので、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
さらに、本実施形態によれば、サンプリング周波数の低い前方風速計測器20を使用する場合においても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
また、本実施形態によれば、次のような付随的なメリットも享受できる。
第一に、前方風速計測器20による風速計測値が得られる時間間隔(ti+1−t)は、風速に依存して一定ではない。すなわち、たとえ前方風速計測器20による風速計測を一定のサンプリング周期で行っても、風速が計測された風がロータ5に到達するまでの時間は風速に依存するため、ブレード2に風が実際に到達する時刻(t,ti+1)の間隔である将来風速の正味のサンプリング周期Tは風速に応じて変動しうる。このように将来の風速の正味のサンプリング周期Tが一定でないことは、制御上望ましいことではない。この点、本実施形態によれば、風速予測部36で予測した風速に基づいて運転制御部38による制御を行うようにしたので、将来風速の正味のサンプリング周期Tの変動によって制御上の支障をきたすことがない。
第二に、前方風速計測器20で計測された風速は、計測位置からロータ5まで風が移動する過程で変化する可能性があり、前方風速計測器20によって計測された風速が時間差を置いてロータ5近傍で再現されるとは限らない。なお、計測位置からロータ5に風が移動する過程で風速が保存されずに変化しうる要因として、例えば、ロータ5の存在がその上流側における風況に与える影響や、地表の起伏が風況に与える影響が挙げられる。したがって、前方風速計測器20の計測値だけに基づいて風力発電装置の運転制御をすると、計測位置からロータ5に風が移動する過程における風速の変化を無視した制御を行うことになり、所期の制御性能を得ることが難しい場合がある。これに対し、本実施形態によれば、前方風速計測器20で計測した将来の風速V(ti+1)だけでなく、現在風速取得部24で取得した現在の風速V(t)をも考慮して、時刻tから時刻ti+1までの期間の風速を予測するようにしたので、ロータ5に実際に到達した風の風速(t)を制御に反映させることができ、制御性能が向上する。
[第2実施形態]
次に、第2実施形態に係る風力発電装置について説明する。本実施形態の風力発電装置は、現在(t=t)から前方風速計測器20によって計測された風速がロータ5に到達する時点(t=ti+1)までの期間における風速の予測手法が異なる点を除けば、第1実施形態の風力発電装置1と同様である。よって、ここでは、風力発電装置1と共通する箇所には同一の符号を付してその説明を省略し、風力発電装置1との相違点を中心に説明する。
図5は、第2実施形態に係る風力発電装置の制御内容を示すブロック図である。同図に示すように、風車コントローラ50は、第1実施形態の風車コントローラ30と同様に、計測エリア設定部31、計測器制御部32及び記憶部34を有する。加えて、風車コントローラ50は、記憶部34に記憶された過去の風速に基づいて確率密度関数F(V)を算出する確率密度関数算出部52と、確率密度関数F(V)を補正する確率密度関数補正部54と、補正された確率密度関数F’(V)を用いて時刻tから時刻ti+1までの期間における風速を予測する風速予測部56と、予測された風速に基づいて制御を行う運転制御部58とを備える。
記憶部34は、現在風速取得部24によって取得された現在の風速を逐次受け取って、過去の風速として保存している。この記憶部34に記憶された過去の風速に基づき、確率密度関数算出部52は、将来のある時点に起こり得る風速の頻度を示す確率密度関数を算出する。
図6は確率密度関数の例を示す図である。同図に示すように、確率密度関数F(V)は、n種類の現在風速V(j=1,2,…n。ただしnは2以上の整数。)について、それぞれ規定されている。各確率密度関数F(V)は、現在風速がVである場合に、将来のある時点に起こり得る風速の頻度を表している。なお、各確率密度関数F(V)によって風速頻度が記述される将来のある時点は、風速予測部56によって風速を予測したい時点に相当し、後述の運転制御部58における制御を容易にする観点から任意に設定可能である。
また、確率密度関数算出部52は、現在からの種々の経過時間t(k=1,2,…l。ただしlは2以上の整数。)について、確率密度関数Fjk(V)を算出してもよい。これにより、風速予測部56によって複数の時点における風速を予測できる。例えば、制御周期Tごとの経過時間tについての確率密度関数Fjk(V)を算出しておけば、風速予測部56によって、制御周期Tごとの複数の時点における風速を予測できる。
ところで、確率密度関数算出部52によって算出された確率密度関数F(V)は、あくまで、記憶部34に蓄積された過去の風速だけに依拠しており、将来のある時点に起こり得る風速を確率的に表すものである。そのため、確率密度関数F(V)を用いて将来のある時点の風速を予測しようとしても、風速の予測を高精度に行うことが難しい場合がある。
そこで、本実施形態では、確率密度関数補正部54において、前方風速計測器20で計測した風車前方の計測位置における風速(前方風速計測器20で計測した将来の風速)に応じて確率密度関数F(V)の補正を行う。
図7は確率密度関数の補正の一例を示す図である。
例えば、前方風速計測器20で計測した将来の風速が現在風速Vに比べて大きくなっていれば、図7に示すように、確率密度が最大となる風速がVPEAKからVPEAK’へ図中右側にシフトするように確率密度関数補正部54によって確率密度関数F(V)を補正して、新たな確率密度関数F’(V)を得る。逆に、前方風速計測器20で計測した将来の風速が現在風速Vに比べて小さくなっていれば、確率密度が最大となる風速VPEAKを図中左側にシフトさせたような確率密度関数F’(V)を得る。
このとき、記憶部34に蓄積された過去の風速データに基づいて確率密度関数F(V)の補正を行ってもよい。すなわち、現在風速がVであり、且つ、将来の時刻ti+1において前方風速計測器20で計測した風速が現れるという条件下で将来のある時点に起こり得る風速の頻度を、過去の風速データを利用して導き出してもよい。例えば、現在風速が15m/sであり、将来の時刻ti+1における風速が前方風速計測器20の計測結果から20m/sになることが分かっている場合、過去の風速データの中の類似のケースにおける風速変化を考慮して、将来のある時点に起こり得る風速の頻度を求めてもよい。
なお、前方風速計測器20で計測した風速(将来の風速)を反映可能である限り、確率密度関数F(V)の補正の具体的手法は特に限定されない。例えば、元の確率密度関数F(V)の曲線の形状を維持したまま、前方風速計測器20で計測した風速と現在風速Vとの比較結果に応じて図7における左右に適宜シフトさせることで、確率密度関数F’(V)を得てもよい。あるいは、元の確率密度関数F(V)とは形状そのものが異なる新たな確率密度関数F’(V)を得てもよい。
そして、風速予測部56は、現在風速取得部24で取得された現在風速Vに対応する補正後の確率密度関数F’(V)を確率密度関数補正部54から受け取って、この確率密度関数F’(V)を用いて将来のある時点における風速を予測する。例えば、風速予測部56は、補正後の確率密度関数F’(V)の確率密度が最大となる風速VPEAK’を将来のある時点における風速として予測してもよい。
風速予測部56によって風速が予測される将来の時点は、現在時刻tからみて最も近い制御周期に対応した時刻t(図8参照)であってもよい。これにより、風速予測部56で予測した風速をそのまま運転制御部58による制御に用いることができる。
なお、風速予測部56は、一日における時間帯、季節等の時間条件や、雨天、台風等の天候条件によって確率密度関数F(V)及びF’(V)を補正し、各種条件に応じて風速予測を行うようにしてもよい。
風速予測部56によって予測された風速は、運転制御部58に送られて、風力発電装置1の運転制御に用いられる。すなわち、運転制御部58は、風速予測部56で予測した将来のある時点における風速に基づいて、ロータ5への風の到達に先立って各ブレード2のピッチ角を独立して調整するようにアクチュエータ3を制御してもよい。あるいは、運転制御部58は、風速予測部56で予測した将来のある時点における風速に基づいて、ロータ5への風の到達に先立って、所望のパワー係数Cpが得られる回転数でロータ5が回転するように風力発電装置1を運転制御してもよい。なお、ロータ5の回転数を制御するには、例えば、発電機10と電力系統との間に設けられる電力変換器39(例えば、AC−DC−ACコンバータ)の制御により、発電機10のトルクを調節してもよい。
なお、運転制御部58については、図9及び10を用いて後で詳述する。
続いて、風速予測部56において、将来のある時点における風速を予測する手法について具体的に説明する。図8は、図5に示す風車コントローラ50の風速予測部56における風速予測手法を説明するための図であり、ブレード2の所定位置に当たる風の風速の経時変化を示すグラフである。
風速予測部56による風速予測を行う前に、確率密度関数算出部52によって、n種類の現在風速V(j=1,2,…n。ただしnは2以上の整数。)について確率密度関数F(V)が予め準備されている。具体的には、確率密度関数算出部52によって、記憶部34に記憶された過去の風速に基づき、現在から時間Δt(=t−t)を経過した時点で起こり得る風速の頻度を示す確率密度関数F(V)を予め算出しておく。
なお、記憶部34への過去の風速データの蓄積が進むにつれて確率密度関数F(V)が変化する可能性があるため、確率密度関数算出部52による確率密度関数F(V)の算出を定期的に行って確率密度関数F(V)を更新してもよい。
そして、将来の時刻ti+1における風速V(ti+1)が前方風速計測器20の計測結果により得られると、確率密度関数補正部54は、この風速V(ti+1)に応じて確率密度関数F(V)の補正を行う。このようにして補正が行われた確率密度関数F’(V)は、風速予測部56による風速予測に用いられる。
風速予測部56は、現在風速取得部24によって取得された現在(t=t)における風速V(すなわち、風速V(t))に対応する補正後の確率密度関数F’(V)を用いて、現在から時間Δtを経過した時刻tにおける風速V(t)を予測する。
なお、図8には、確率密度関数補正部54による補正前の確率密度関数F(V)を用いて時刻tにおける風速を予測した場合に得られる風速予測値60も併せて示してある。図8に示す例では、現在風速V(t)に比べて将来の時刻ti+1における風速V(ti+1)が大きくなることが分かっているので、確率密度関数補正部54はこのことを考慮して確率密度関数F(V)の補正を行う。そのため、図8に示す例では、補正後の確率密度関数F’(V)を用いて予測された風速V(t)は、元の確率密度関数F(V)を用いて得られた風速予測値60よりも大きくなっている。
このようにして、風速予測部56によって、現在の時刻tから、次に前方風速計測器20による風速計測値が得られる時刻ti+1までの期間における風速V(t)を予測することができる。
以上説明したように、本実施形態では、少なくとも、現在風速取得部24で取得した現在の風速V(t)および前方風速計測器20で計測した将来の風速V(ti+1)に基づいて、時刻tから時刻ti+1までの期間における風速V(t)を風速予測部56で予測する。そのため、前方風速計測器20のサンプリング周波数が低い場合であっても、風速予測部56による予測によって、時刻tから時刻ti+1までの期間の風速が得られるので、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。また、前方風速計測器20の測定負荷を抑制しながら、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。さらに、サンプリング周波数の低い前方風速計測器20を使用する場合においても、将来の風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
また本実施形態によれば、確率密度関数算出部52にて過去の風速を考慮して求めた確率密度関数F(V)を、前方風速計測器20によって計測した将来の風速V(ti+1)に応じて補正するようにしたので、風速予測部56における時刻tにおける風速V(t)の予測精度を向上させることができる。よって、将来の風速V(t)に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。
また、前方風速計測器20による将来の風速の計測値V(ti+1)に応じて確率密度関数F(V)を補正した上で風速予測に用いるため、稀なケース(突風など)も風速の予測結果に反映させることができるとともに、実用上十分な精度で将来の風速を予測することができる。
さらに、本実施形態によれば、第1実施形態と同様に、次のような付随的なメリットも享受できる。
すなわち、風速予測部56で予測した風速に基づいて運転制御部58による制御を行うようにしたので、将来の風速の正味のサンプリング周期T(図8参照)に変動によって制御上の支障をきたすことがない。また、前方風速計測器20で計測した将来の風速V(ti+1)だけでなく、現在風速取得部24で取得した現在の風速V(t)をも考慮して、時刻tから時刻ti+1までの期間の風速V(t)を予測するようにしたので、ロータ5に実際に到達した風の風速V(t)を制御に反映させることができ、制御性能が向上する。
[運転制御部の構成]
次に、実施形態に係る運転制御部38,58の構成について説明する。
図9は一実施形態に係る運転制御部38,58のブロック図である。同図に示すように、幾つかの実施形態では、運転制御部38,58は、フィードフォワード制御器100と、フィードフォワード制御器100の制御用係数を更新するための係数更新部110とを含む。
ここで、図9には、風荷重が風力発電装置1に与える影響に関与する伝達関数210,220を備える風車プラント200を示している。風車プラント200の伝達関数210は、風速Wがブレード2に作用したときに風荷重が風力発電装置1に与える影響を表す。一方、風車プラント200の伝達関数220は、ブレード2のピッチ制御の指令値(図9に示す例ではβtotal)が風力発電装置1に与える影響を表す。
なお、図9には示していないが、前方風速計測器20と風速予測部56との間には確率密度関数補正部54(図5参照)が設けられていてもよい。
フィードフォワード制御器100は、風速予測部36,56によって予測された風速Waheadに基づき、風荷重が風力発電装置1に与える影響(例えば風荷重に起因するタワー14の振動)が小さくなるように各々のブレード2についてピッチ角指令βFFを決定する。一実施形態では、伝達関数210からの出力信号が伝達関数220からの出力信号によって打ち消されるように(すなわち、風荷重が風力発電装置1に与える影響が無くなるように)、フィードフォワード制御器100によってピッチ角指令βFFが決定される。なお、フィードフォワード制御器100は、FIRフィルタに代表されるデジタルフィルタを用いてもよい。
図9に示す例示的な実施形態では、フィードフォワード制御器100において、データ取得部70によって取得されたタワー14の振動の程度を示す振動データy(=y+y)が小さくなるようにピッチ角指令βFFが決定される。具体的には、フィードフォワード制御器100は、伝達関数210からの出力信号yが伝達関数220からの出力信号yによって打ち消されるようにピッチ角指令βFFを決定する。
また、一実施形態では、図9に示すように、運転制御部38,58は、フィードフォワード制御器100に加えて、フィードバック制御器120を備える。フィードバック制御器120は、回転数計測器11Aで計測されたロータ5の回転速度ωと、ロータ5回転速度の目標値ωr_trgとの偏差に基づいて、ロータ回転速度ωが目標値ωr_trgに近づくように各々のブレード2についてピッチ角指令βFBを決定する。
この場合、フィードフォワード制御器100からの出力信号であるピッチ角指令βFFと、フィードバック制御器120からの出力信号であるピッチ角指令βFBとの和βtotalを各々のブレード2のピッチ制御の指令値として、アクチュエータ3の制御が行われてもよい。
係数更新部110は、風荷重が風力発電装置1に与える影響を示すデータ(例えばタワー14の振動の程度を示す振動データy)と、風速予測部36,56によって予測された風速Waheadとに基づいて、フィードフォワード制御器100の制御用係数を更新する。
図10は、一実施形態に係る係数更新部110のブロック図である。
同図に示す例示的な実施形態では、係数更新部110は、フィードフォワード制御器100からの出力信号であるピッチ角指令βFFが振動データyに与える影響を示す第1伝達関数112と、フィードフォワード制御器100と同一特性を有する第2伝達関数114と、フィードフォワード制御器100の制御用係数の新しい値を決定する係数決定部116とを含む。ここで、第1伝達関数112は、風車プラント200の伝達関数220のモデル伝達関数であり、予め同定されているか、オンラインで同定されている。また、第2伝達関数114は、例えば、フィードフォワード制御器110の現在の制御用係数と同一のフィルタ係数を有するデジタルフィルタ(例えばFIRフィルタ)である。
係数決定部116は、風速予測部36,56によって予測された風速Waheadを第1伝達関数112及び第2伝達関数114で処理して得られる信号yestimateと、データ取得部70によって取得された振動データyとの偏差εが小さくなるようにFF制御器100の制御用係数の新たな値を決定する。
一実施形態では、係数決定部116は、RLSアルゴリズムやLMSアルゴリズム等の収束アルゴリズムに従って偏差εに基づき、フィードフォワード制御器100の制御用係数の新たな値を決定する。
例えば、係数決定部116がRLSアルゴリズムに従って制御用係数を決定する場合、係数決定部116は下記式(1)〜(3)により、誤差信号εの二乗和が最小となるようなフィードフォワード制御器100の制御用係数θ(N)を逐次的に決定してもよい。
Figure 2013177885
ただし、θ(N)はNステップにおけるフィードフォワード制御器100の制御用係数であり、θ(N−1)は(N−1)ステップにおけるフィードフォワード制御器100の制御用係数である。式(2)の右辺第2項は第2伝達関数114の出力信号yestimateであり、フィードフォワード制御器100の現在の制御用係数を採用した場合における伝達関数220からの出力信号yの推定値である。よって、誤差信号ε(N)は、データ取得部70によって取得された振動データy(N)に対する、伝達関数220からの出力信号yの推定値yestimateの推定誤差を表している。また、Nステップにおけるx(N)は第1伝達関数112からの出力信号である。また、忘却係数λは、(N−1)ステップまでの過去のデータの重み付けを決定するためのパラメータである。
上述のとおり、幾つかの実施形態では、運転制御部38,58は、風速予測部36,56によって予測された風速Waheadに基づき、風荷重による影響が小さくなるようにブレード2のピッチ制御の指令値を決定するフィードフォワード制御器100と、風荷重による影響を示すデータ(例えば振動データy)、および、予測風速Waheadに基づいてフィードフォワード制御器100の制御用係数を更新する係数更新部110とを含む。
これにより、予測された風速(将来の風速)Waheadに基づくフィードフォワード制御によって、風力発電装置1への風の到達に先立ってブレード2のピッチ制御を適切に行って、風荷重による影響を小さくすることができる。また、フィードフォワード制御器100というシンプルな制御器の構成で上記ピッチ制御を実現可能であるから、制御器の計算負荷の増大を抑制できる。
さらに、風荷重が風力発電装置1に与える影響を示すデータ(例えば振動データ)、および、予測された風速Waheadに基づきフィードフォワード制御器100の制御用係数θを更新することで、風況変化に応じてフィードフォワード制御器100のゲインとして適切な値を用いることができる。すなわち、ブレード2のピッチ制御を行うための制御器の風況変化に対するロバスト性を向上させることができる。
また、上述のとおり、一実施形態では、係数更新部110は、フィードフォワード制御器100からの出力信号が振動データyに与える影響を示す第1伝達関数112、および、フィードフォワード制御器100と同一特性を有する第2伝達関数114によって予測風速Waheadを処理して得られる信号yestimateと、振動データyとの誤差εが小さくなるように制御用係数θの新しい値を決定するように構成される。
この場合、予測風速Waheadを第1伝達関数112および第2伝達関数114で処理して得られる信号(フィードフォワード制御器100の現在の制御用係数を採用した場合における伝達関数220からの出力信号yの推定値)と、タワー14の振動の程度を示す振動データyとの誤差εが小さくなるようにフィードフォワード制御器100の制御用係数θが更新される。その結果、風況の変化によらず、将来の風速に基づくブレード2のピッチ制御によって、風荷重に起因したタワー14の振動を効果的に打ち消すことができる。よって、風況が変化する場合であっても、優れたタワー制振効果を得ることができる。
さらに、ロータ回転速度ωとロータ回転速度目標値ωr_trgとの偏差に基づくフィードバック制御器だけを備えた典型的な風力発電装置の制御系に対してフィードフォワード制御器100及び係数更新部110を追加するだけで図9及び10に示す制御を実現できるから、典型的な風力発電装置の制御系を大幅に変更する必要がない。にもかかわらず、フィードバック制御器だけを備えた典型的な風力発電装置の制御系に比べて、フィードフォワード制御器100及び係数更新部110の働きによってタワー制振効果が格段に向上する。
なお、係数更新部110を備えたフィードフォワード制御器100は、例えば、最適化アルゴリズム(RLSやLMS等の収束アルゴリズム)に従ってその伝達係数が誤差信号に応じて自己適応される適応フィルタによって実現可能である。また、フィードフォワード制御器100及び係数更新部110は、風力発電装置1の建造時点において運転制御部38,58に組み込まれてもよいし、既存の風力発電装置1の改造時に運転制御部38,58に追設されてもよい。
以上、本発明の実施形態について詳細に説明したが、本発明はこれに限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲において、各種の改良や変形を行ってもよいのはいうまでもない。
特に、上述の第1実施形態及び第2実施形態を適宜組み合わせて実施してもよい。例えば、現在風速取得部24で取得した時刻tにおける現在の風速V(t)から、前方風速計測器20で計測した時刻ti+1における将来の風速V(ti+1)への経時変化を示す補間関数40の候補を複数求めておき、確率密度関数から確率的に最もあり得る補間関数40を選択して風速予測に用いてもよい。この場合に用いる確率密度関数は、前方風速計測器20の計測結果により得られた風速V(ti+1)に応じて元の確率密度関数F(V)を補正して得られる確率密度関数F’(V)であってもよい。
1 風力発電装置
2 ブレード
3 ピッチ駆動アクチュエータ
4 ハブ(ロータヘッド)
6 主軸
7 主軸軸受
8 増速機
9 出力軸
10 発電機
11 回転数計測器
12 ナセル
14 タワー
20 前方風速計測器
22 計測エリア
24 現在風速取得部
30 風車コントローラ
31 計測エリア設定部
32 計測器制御部
34 記憶部
36 風速予測部
38 運転制御部
39 電力変換器(AC−DC−ACコンバータ)
40 補間関数
42 変化曲線
44 接線
50 風車コントローラ
52 確率密度関数算出部
54 確率密度関数補正部
56 風速予測部
58 運転制御部
60 風速予測値
70 データ取得部
100 フィードフォワード制御器
110 係数更新部
112 第1伝達関数
114 第2伝達関数
116 係数決定部
120 フィードバック制御器
200 風車プラント
210 伝達関数
220 伝達関数

Claims (12)

  1. ブレードを備えた風力発電装置の運転制御方法であって、
    前記風力発電装置に作用する現在の風速を取得するステップと、
    前記風力発電装置の前方の計測位置で風速計測を行って、現在から所定時間経過後に前記ブレードに作用する将来の風速を計測するステップと、
    少なくとも前記現在の風速および前記将来の風速に基づいて、現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測するステップと、
    予測された風速に基づいて前記風力発電装置の運転制御を行うステップとを備えることを特徴とする風力発電装置の運転制御方法。
  2. 前記風力発電装置の運転制御を行うステップでは、
    予測された前記風速に基づき、少なくともフィードフォワード制御器を用いて、風荷重が前記風力発電装置に与える影響が小さくなるように前記ブレードのピッチ制御の指令値を決定するとともに、
    前記風荷重による前記影響を示すデータ、および、予測された前記風速に基づいて前記フィードフォワード制御器の制御用係数を更新することを特徴とする請求項1に記載の風力発電装置の運転制御方法。
  3. 前記風荷重による前記風力発電装置のタワーの振動の程度を示す振動データを取得するステップをさらに備え、
    前記制御用係数の更新時、前記フィードフォワード制御器からの出力信号が前記振動データに与える影響を示す第1伝達関数、および、前記フィードフォワード制御器と同一特性を有する第2伝達関数によって予測した前記風速を処理して得られる信号と、前記振動データとの誤差が小さくなるように前記制御用係数の新しい値を決定することを特徴とする請求項2に記載の風力発電装置の運転制御方法。
  4. 取得した前記現在の風速を過去の風速として記憶するステップと、
    前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速から前記将来の風速への経時変化を示す補間関数を求めるステップとをさらに備え、
    前記風速を予測するステップでは、前記補間関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測することを特徴とする請求項1乃至3の何れか一項に記載の風力発電装置の運転制御方法。
  5. 取得した前記現在の風速を過去の風速として記憶するステップと、
    前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速の後に起こり得る風速の頻度を示す確率密度関数を求めるステップと、
    前記将来の風速に応じて、前記確率密度関数を補正するステップとをさらに備え、
    前記風速を予測するステップでは、補正された前記確率密度関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測することを特徴とする請求項1乃至3の何れか一項に記載の風力発電装置の運転制御方法。
  6. 前記将来の風速を計測するステップでは、前記計測位置における前記ブレードに対応する領域の風速を選択的に計測することを特徴とする請求項1乃至5の何れか一項に記載の風力発電装置の運転制御方法。
  7. ブレードと、
    風力発電装置に作用する現在の風速を取得するための現在風速取得部と、
    前記風力発電装置の前方の計測位置で風速計測を行って、現在から所定時間経過後に前記ブレードに作用する将来の風速を計測するための風速計測器と、
    少なくとも前記現在の風速および前記将来の風速に基づいて、現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測するための風速予測部と、
    前記風速予測部によって予測された風速に基づいて前記風力発電装置の運転制御を行うための運転制御部とを備えることを特徴とする風力発電装置。
  8. 前記運転制御部は、
    予測された前記風速に基づき、風荷重が前記風力発電装置に与える影響が小さくなるように前記ブレードのピッチ制御の指令値を決定するためのフィードフォワード制御器と、
    前記風荷重による前記影響を示すデータ、および、予測された前記風速に基づいて前記フィードフォワード制御器の制御用係数を更新する係数更新部と
    を含むことを特徴とする請求項7に記載の風力発電装置。
  9. 前記風荷重による前記風力発電装置のタワーの振動の程度を示す振動データを取得するためのデータ取得部をさらに備え、
    前記係数更新部は、
    前記フィードフォワード制御器からの出力信号が前記振動データに与える影響を示す第1伝達関数、および、前記フィードフォワード制御器と同一特性を有する第2伝達関数によって予測した前記風速を処理して得られる信号と、前記振動データとの誤差が小さくなるように前記制御用係数の新しい値を決定するように構成されたことを特徴とする請求項8に記載の風力発電装置。
  10. 前記現在風速取得部によって取得された前記現在の風速を過去の風速として記憶するための記憶部をさらに備え、
    前記風速予測部は、前記記憶部に記憶された前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速から前記将来の風速への経時変化を示す補間関数を求め、該補間関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測するように構成されたことを特徴とする請求項7乃至9の何れか一項に記載の風力発電装置。
  11. 前記現在風速取得部によって取得された前記現在の風速を過去の風速として記憶するための記憶部と、
    前記記憶部に記憶された前記過去の風速に基づいて、前記現在の風速の後に起こり得る風速の頻度を示す確率密度関数を求めるための確率密度関数算出部と、
    前記将来の風速に応じて、前記確率密度関数を補正するための確率密度関数補正部とをさらに備え、
    前記風速予測部は、補正された前記確率密度関数を用いて現在から前記所定時間経過するまでの間の風速を予測するように構成されたことを特徴とする請求項7乃至9の何れか一項に記載の風力発電装置。
  12. 前記計測位置における前記ブレードに対応する領域の風速を選択的に計測するように前記風速計測器を制御するための計測器制御部をさらに備えることを特徴とする請求項7乃至11の何れか一項に記載の風力発電装置。
JP2013009445A 2012-02-02 2013-01-22 風力発電装置及びその運転制御方法 Active JP6151030B2 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013009445A JP6151030B2 (ja) 2012-02-02 2013-01-22 風力発電装置及びその運転制御方法
EP13153693.0A EP2623776B1 (en) 2012-02-02 2013-02-01 Wind turbine generator and operation method for the same

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012020742 2012-02-02
JP2012020742 2012-02-02
JP2013009445A JP6151030B2 (ja) 2012-02-02 2013-01-22 風力発電装置及びその運転制御方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2013177885A true JP2013177885A (ja) 2013-09-09
JP6151030B2 JP6151030B2 (ja) 2017-06-21

Family

ID=47720317

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2013009445A Active JP6151030B2 (ja) 2012-02-02 2013-01-22 風力発電装置及びその運転制御方法

Country Status (2)

Country Link
EP (1) EP2623776B1 (ja)
JP (1) JP6151030B2 (ja)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015046129A1 (ja) * 2013-09-24 2015-04-02 Ntn株式会社 監視システムおよび監視方法
JP2016127643A (ja) * 2014-12-26 2016-07-11 株式会社日立パワーソリューションズ 風力発電量の予測方法
JP6058229B1 (ja) * 2016-03-01 2017-01-11 三菱電機株式会社 風車起動アシスト装置
JP2017102760A (ja) * 2015-12-02 2017-06-08 メトロウェザー株式会社 風力発電量予測システム、風力発電量予測プログラム、および風力発電量予測方法
WO2019074031A1 (ja) * 2017-10-12 2019-04-18 株式会社日立製作所 風力発電機
JP2019090375A (ja) * 2017-11-15 2019-06-13 株式会社日立製作所 風力発電システム及びその運転方法
JP2019157841A (ja) * 2018-03-16 2019-09-19 株式会社Lixil 制御装置、及び制御方法
JP2020148824A (ja) * 2019-03-11 2020-09-17 京セラドキュメントソリューションズ株式会社 トナー
KR102187793B1 (ko) * 2019-08-13 2020-12-07 군산대학교산학협력단 예측 풍속을 이용한 가변속 풍력 터빈의 최대 풍력 에너지 추출 방법
TWI771642B (zh) * 2019-03-22 2022-07-21 日商日立製作所股份有限公司 風力發電裝置

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9606234B2 (en) 2013-10-18 2017-03-28 Tramontane Technologies, Inc. Amplified optical circuit
DK3080446T3 (en) 2013-12-09 2018-11-26 Vestas Wind Sys As OPERATING PROCEDURE FOR A WINDMILL
US9587629B2 (en) 2014-06-30 2017-03-07 General Electric Company Methods and systems to operate a wind turbine system using a non-linear damping model
US10294923B2 (en) 2015-03-20 2019-05-21 Vestas Wind Systems A/S Damping oscillations in a wind turbine
CN108603939A (zh) * 2016-02-05 2018-09-28 三菱电机株式会社 激光雷达装置及风车控制系统
CN107327375B (zh) * 2016-04-28 2019-08-02 北京天诚同创电气有限公司 风机叶片参数确定方法及装置
CN107420269B (zh) * 2016-05-23 2019-12-13 远景能源(江苏)有限公司 识别转子平面上的风力分布模式的方法以及实现该方法的风力涡轮机
WO2017202430A1 (en) 2016-05-25 2017-11-30 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine control system comprising improved upsampling technique
DE102016212362A1 (de) * 2016-07-06 2018-01-11 Universität Stuttgart Lidar-basierte multivariable Feedforwardregelung von Windturbinen
DE102018001172A1 (de) * 2018-02-15 2019-08-22 Universität Stuttgart Regelungssystem zur Regelung einer Turbine, Verfahren zur Regelung einer Turbine und Windturbine
CN110008491A (zh) * 2018-11-27 2019-07-12 国网山东省电力公司电力科学研究院 一种基于改进概率模型的风光互补发电出力数据模拟方法
CN110410281B (zh) * 2019-07-15 2023-11-03 湖南科技大学 一种风电机组真实来流风速的测量方法和装置
CN111396246B (zh) * 2019-11-27 2021-02-09 浙江运达风电股份有限公司 基于叶轮等效风速修正的激光雷达辅助控制方法
CN113803217B (zh) * 2020-06-12 2023-03-24 北京金风科创风电设备有限公司 风电机组的风速预估方法和装置

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002349413A (ja) * 2001-05-24 2002-12-04 Mitsubishi Electric Corp 風力発電システム
WO2005108784A1 (ja) * 2004-05-07 2005-11-17 Mitsubishi Denki Kabushiki Kaisha 風力発電評価システム、風力発電機のための予測制御サービスシステム
JP2006511190A (ja) * 2002-12-20 2006-03-30 ハワイアン エレクトリック カンパニー インコーポレイテッド 風力発電装置と送電システムとの間の電力制御インターフェース
JP2006125265A (ja) * 2004-10-28 2006-05-18 Tokyo Electric Power Co Inc:The 風力発電装置、風力発電装置の制御方法およびコンピュータプログラム
JP2007056686A (ja) * 2005-08-22 2007-03-08 Univ Of Ryukyus 風速予測に基づく風力発電機の数時間先発電電力予測装置
JP2008504487A (ja) * 2004-07-02 2008-02-14 ヴィマック 垂直軸風力タービン
US20100080703A1 (en) * 2008-09-28 2010-04-01 Weiguo Chen System and method for wind condition estimation

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5155375A (en) * 1991-09-19 1992-10-13 U.S. Windpower, Inc. Speed control system for a variable speed wind turbine
WO2007010322A1 (en) * 2005-07-18 2007-01-25 Clipper Windpower Technology, Inc. Wind flow estimation and tracking using tower dynamics
US8178986B2 (en) * 2009-03-18 2012-05-15 General Electric Company Wind turbine operation system and method
GB2476316B (en) * 2009-12-21 2014-07-16 Vestas Wind Sys As A wind turbine having a control method and controller for predictive control of a wind turbine generator

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002349413A (ja) * 2001-05-24 2002-12-04 Mitsubishi Electric Corp 風力発電システム
JP2006511190A (ja) * 2002-12-20 2006-03-30 ハワイアン エレクトリック カンパニー インコーポレイテッド 風力発電装置と送電システムとの間の電力制御インターフェース
WO2005108784A1 (ja) * 2004-05-07 2005-11-17 Mitsubishi Denki Kabushiki Kaisha 風力発電評価システム、風力発電機のための予測制御サービスシステム
JP2008504487A (ja) * 2004-07-02 2008-02-14 ヴィマック 垂直軸風力タービン
JP2006125265A (ja) * 2004-10-28 2006-05-18 Tokyo Electric Power Co Inc:The 風力発電装置、風力発電装置の制御方法およびコンピュータプログラム
JP2007056686A (ja) * 2005-08-22 2007-03-08 Univ Of Ryukyus 風速予測に基づく風力発電機の数時間先発電電力予測装置
US20100080703A1 (en) * 2008-09-28 2010-04-01 Weiguo Chen System and method for wind condition estimation

Cited By (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015046129A1 (ja) * 2013-09-24 2015-04-02 Ntn株式会社 監視システムおよび監視方法
JP2015063916A (ja) * 2013-09-24 2015-04-09 Ntn株式会社 監視システムおよび監視方法
CN105579702A (zh) * 2013-09-24 2016-05-11 Ntn株式会社 监视系统和监视方法
JP2016127643A (ja) * 2014-12-26 2016-07-11 株式会社日立パワーソリューションズ 風力発電量の予測方法
JP2017102760A (ja) * 2015-12-02 2017-06-08 メトロウェザー株式会社 風力発電量予測システム、風力発電量予測プログラム、および風力発電量予測方法
JP6058229B1 (ja) * 2016-03-01 2017-01-11 三菱電機株式会社 風車起動アシスト装置
WO2019074031A1 (ja) * 2017-10-12 2019-04-18 株式会社日立製作所 風力発電機
JP2019090375A (ja) * 2017-11-15 2019-06-13 株式会社日立製作所 風力発電システム及びその運転方法
JP2019157841A (ja) * 2018-03-16 2019-09-19 株式会社Lixil 制御装置、及び制御方法
JP2020148824A (ja) * 2019-03-11 2020-09-17 京セラドキュメントソリューションズ株式会社 トナー
JP7196697B2 (ja) 2019-03-11 2022-12-27 京セラドキュメントソリューションズ株式会社 トナー
TWI771642B (zh) * 2019-03-22 2022-07-21 日商日立製作所股份有限公司 風力發電裝置
KR102187793B1 (ko) * 2019-08-13 2020-12-07 군산대학교산학협력단 예측 풍속을 이용한 가변속 풍력 터빈의 최대 풍력 에너지 추출 방법

Also Published As

Publication number Publication date
EP2623776B1 (en) 2017-06-21
EP2623776A2 (en) 2013-08-07
JP6151030B2 (ja) 2017-06-21
EP2623776A3 (en) 2015-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6151030B2 (ja) 風力発電装置及びその運転制御方法
Dai et al. Research on power coefficient of wind turbines based on SCADA data
CN106089578B (zh) 基于风力涡轮机叶片的退化而运行风力涡轮机的方法
CN103047081B (zh) 控制风力涡轮机的方法和系统
US8178986B2 (en) Wind turbine operation system and method
JP6001770B2 (ja) 風力発電装置、および風力発電装置またはウィンドパークの制御方法
AU2008256003B2 (en) Wind turbine generator, wind turbine generator system, and power generation control method of wind turbine generator
US9372201B2 (en) Yaw and pitch angles
CN110345006B (zh) 一种风力发电机组低风速区最大功率跟踪优化控制方法
AU2014200423B2 (en) Method and apparatus for wind turbine noise reduction
US20130302161A1 (en) Controller of wind turbine and wind turbine
US20180034394A1 (en) Wind power generating system
US20130300115A1 (en) Systems and methods for optimizing power generation in a wind farm turbine array
CN102741546B (zh) 风力涡轮发电机及其控制方法
US20090311097A1 (en) Wind turbine inflow angle monitoring and control system
TW201721017A (zh) 風力發電系統及風力發電系統的運轉方法
CN108488035B (zh) 永磁直驱风力发电机组失速和变桨混合控制方法
CN110036197B (zh) 风能设备和用于运行风能设备的方法
CN103807096A (zh) 风力涡轮机及其控制方法
KR20150038405A (ko) 풍력 터빈 경사 최적화 및 제어
CN109989884A (zh) 一种风机偏航控制方法
EP2995810B1 (en) Control method for a wind turbine
TW201821692A (zh) 風力發電廠或風力發電廠之控制方法
CN105673324A (zh) 一种实现风电机组最大功率点跟踪的方法
JP2020067023A (ja) 風力発電システム

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20150126

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20151120

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20160715

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20170113

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20170413

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20170420

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20170519

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20170524

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6151030

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150