JP2014057492A - 風力発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の負荷と発電出力との不均衡によって生じる系統周波数の変動を継続的に補償する。
【解決手段】実施の形態の風力発電システムは、風力発電機、火力発電機応答モデル及び出力調整部を備えている。風力発電機は、風力を動力源として発電を行う。火力発電機応答モデルは、火力発電機による系統周波数の制御の動特性を模して構成され、系統周波数の変動に応じて可変する火力発電機の発電出力に相当する発電出力相当信号を出力する。出力調整部は、出力された発電出力相当信号に基づいて、風力発電機による発電出力を調整する。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、風力発電システムに関する。

従来、風力発電機は、電力系統の運用状態によらず、その時点での風力に応じた最大の発電出力が得られるように、設計され運転が行われている。近年では、この種の風力発電設備は、増加する傾向にあるため、例えば夜間、休日などの系統負荷の低い時には、電力系統の発電出力と負荷とのバランスが崩れ、電力系統の周波数維持に支障をきたすことがある。

特に、島嶼地域などに設けられる小規模な電力系統は、他の地域と比べて風力発電による比率が相対的に高いこともあり、発電出力と負荷とをバランスさせるために、風力発電機自体による発電出力の調整が必要とされる場合がある。

例えば、発電した電力を蓄電池で充放電することによる変動補償は、技術的には有効な対策ではあるものの、蓄電池設備の追加により設備コストを増大させてしまう欠点がある。そこで、風力発電の出力を制御する制御装置内に、同期発電機の制御特性を設定した慣性応答モデルを設け、これを規範として発電出力を制御する方法が知られている。

また、風力発電設備の近傍に設けた同期発電機の出力と電力系統の系統周波数とを計測し、さらに電力系統の周波数変動に対する同期発電機の応動に準じて、風力発電設備の出力を調整することによって、電力系統の安定化を図る制御方法なども提案されている。

米国特許出願公開第２００７／０１２０３６９号明細書 国際公開第２０１０／０８６０３１号

ここで、上述した制御方法を適用することで、一時的な負荷変動に対しては、風力発電出力の周波数を変化させて、従来の例えば同期発電機相当の慣性応答を実現することは可能である。しかしながら、このような制御方法は、瞬時の発電出力と負荷との安定化（短期的な周波数変動）については寄与するものの、長期的な周波数変動の安定化については課題を残している。

本発明が解決しようとする課題は、電力系統の負荷と発電出力との不均衡によって生じる系統周波数の変動を継続的に補償できる風力発電システムを提供することである。

実施の形態の風力発電システムは、風力発電機、火力発電機応答モデル及び出力調整部を備えている。風力発電機は、風力を動力源として発電を行う。火力発電機応答モデルは、火力発電機による系統周波数の制御の動特性を模して構成され、系統周波数の変動に応じて可変する火力発電機の発電出力に相当する発電出力相当信号を出力する。出力調整部は、出力された発電出力相当信号に基づいて、風力発電機による発電出力を調整する。

第１の実施形態に係る風力発電システムの構成を示すブロック図。 図１の風力発電システムが備えた火力プラントガバナモデルを示すブロック図。 図２の火力プラントガバナモデル内で得られる加減弁流量相当信号と系統周波数との関係を示す図。 図２の火力プラントガバナモデルから出力される火力発電機出力相当信号の時間の経過に伴う変化を示すグラフ。 第２の実施形態に係る風力発電システムが備えた火力プラントガバナモデルを示すブロック図。 図５の火力プラントガバナモデルから出力される火力発電機出力相当信号の時間の経過に伴う変化を示すグラフ。 第３の実施形態に係る風力発電システムの構成を示すブロック図。

以下、実施の形態を図面に基づき説明する。
［第１の実施の形態］
図１に示すように、本実施形態の風力発電システム１０は、自身の風力発電出力Ａと火力発電機による火力発電出力Ｂと、例えば太陽熱発電や地熱発電などによる再生可能エネルギ発電出力Ｃとからなる発電システムを実現している。

風力発電システム１０は、図１に示すように、風力発電機３、風車制御装置２、周波数変換器８、風力発電出力制御装置７を主に備えている。風力発電機３は、風力を動力源として発電を行う。風力発電機３は、複数の翼からなる風車翼、増速器、発電機（発電機本体）９などを備えている。発電機９としては、例えば可変速同期発電機などの同期発電機を例示することができる。

風力を受けて回転する風車翼の回転力は、例えばナセル内に収容された回転軸や上記した増速器などを介して発電機９に伝達される。発電機９は、伝達されたこの回転力により駆動されて発電を行う。

風車制御装置２は、風車翼のピッチ制御、ヨー制御を行う。ピッチ制御は、風車翼を構成する各翼の角度を例えば風速に応じて変更させる制御である。ヨー制御は、風向きに応じて風車翼全体の向きを変更させる制御である。また、風車制御装置２は、風力を受けて回転する風車翼のトルクを制御するための風車制御信号を出力する。

図１に示すように、出力調整部１２は、風力発電機３（発電機９）による発電出力を調整するパワーコンディショナ（ＰＣＳ：Power Conditioning System）である。出力調整部１２の出力は、風力発電出力Ａとなる。

具体的には、発電出力のうちの電圧は、仕様上例えば６．６ｋＶなどで固定されるため、出力調整部１２は、出力される電流値を調節することによって発電出力を調整する。また、出力調整部１２は、周波数変換器８を備えている。周波数変換器８は、風力発電機３により発電された電力を例えば６０Ｈｚや５０Ｈｚなどの定格周波数に変換して交流の電力を出力する。

図１に示すように、加減算器１４は、風力発電出力Ａと火力発電出力Ｂと再生可能エネルギ発電出力Ｃとを加算した加算結果から電力系統における系統負荷Ｄを減算し、この演算結果（各発電出力の加算結果と系統負荷Ｄと偏差）を、発電システム全体の発電出力として電力系統に出力する。この場合、各発電出力の合計値と系統負荷Ｄとの偏差に対応する電力系統の負荷／周波数特性Ｅに応じて、系統周波数Ｆｓが変化する。

ここで、風力発電出力制御装置７は、図１に示すように、火力プラントガバナモデル５及び加算器１５を備えている。火力プラントガバナモデル５は、（例えば火力発電出力Ｂを出す）火力発電機による系統周波数の制御の動特性を模して構成された火力発電機応答モデルである。火力発電機は、例えば蒸気タービン発電機などの火力タービン発電機である。火力プラントガバナモデル５は、系統周波数Ｆｓの変動に応じて可変する前記火力発電機の発電出力に相当する発電出力相当信号として、火力発電機出力相当信号Ｐｇ１を出力する。

出力調整部１２は、上述した火力発電機出力相当信号Ｐｇ１に基づいて、風力発電機３（発電機９）による発電出力を調整する。本実施形態では、出力調整部１２は、この火力発電機出力相当信号Ｐｇ１と風車制御装置２が出力する上記した風車制御信号とに基づいて、風力発電機３による発電出力を調整する例を示している。具体的には、本実施形態の加算器１５は、風車制御装置２からの出力指令（風車制御信号）と、火力プラントガバナモデル５から出力される火力発電機出力相当信号Ｐｇ１と、を加算し、これを風力発電出力指令として出力調整部１２に入力する。

火力プラントガバナモデル５は、図２、図３に示すように、系統周波数Ｆｓの変化に応じて、自動的に加減弁流量相当信号Ｃｖを調整する機能、及び火力発電機出力相当信号Ｐｇ１を調整する機能を有している。加減弁流量相当信号Ｃｖは、例えば火力タービン発電機において、タービンへ導入する作動流体の流量制御用の加減弁の開度を、調整するための開度調整信号に相当する信号である。火力発電機出力相当信号Ｐｇ１は、例えば火力タービン発電機からの発電出力に相当する信号である。

図２に示すように、火力プラントガバナモデル５には、タービンガバナモデル５ａ及び火力タービンモデル５ｂが設けられている。タービンガバナモデル５ａは、例えば火力タービンを一定の回転速度（定格の回転周波数）に調速するためのガバナ制御系の動特性を予め取得しておき、これを摸擬的に実現した動特性モデルである。

つまり、タービンガバナモデル５ａは、図２に示すように、速度設定器２０、減算器２１、調定率演算器２２、負荷設定器２３、加算器２４を備えている。減算器２１は、系統周波数Ｆｓを取得する。また一方で、減算器２１は、上記火力タービンにおける仕様上の定格回転周波数を速度設定器２０から取得する。さらに、減算器２１は、定格回転周波数数から系統周波数Ｆｓを減算して得た偏差を調定率演算器２２に出力する。

調定率演算器２２は、入力したこの偏差を、速度調定率の逆数を乗算することによって増倍する。負荷設定器２３は、電力の需要に対応する系統負荷を設定するための信号を加算器２４に出力する。加算器２４は、調定率演算器２２の出力と負荷設定器２３の出力とを加算し、この加算結果を加減弁流量相当信号Ｃｖとして出力する。

一方、火力タービンモデル５ｂは、例えば火力タービン発電機において、加減弁流量相当信号Ｃｖに対応する流量の作動流体でタービン本体を駆動するときの動特性を予め取得しておき、これを摸擬的に実現した動特性モデルである。図２に示すように、火力タービンモデル５ｂは、高圧タービン特性付与部２５、再熱器及び中圧タービン特性付与部２６、低圧タービン特性付与部２７、高圧出力比率設定部２８、中圧出力比率設定部２９、低圧出力比率設定部３０、加算器３１を備えている。

高圧タービン特性付与部２５、再熱器及び中圧タービン特性付与部２６、低圧タービン特性付与部２７は、加減弁流量相当信号Ｃｖに応じて加減弁の開度が制御されたタイミングから、高圧タービン、中圧タービン、低圧タービンにそれぞれ作動導入されこれに伴い各タービンの駆動制御が開始されるタイミングまで、の時間遅れなどの特性を、加減弁流量相当信号Ｃｖに順次に付与する。

高圧出力比率設定部２８、中圧出力比率設定部２９、低圧出力比率設定部３０は、系統負荷に対する、高圧タービン、中圧タービン、低圧タービンでの負担を配分した割合を出力比率として設定したものである。例えば、高圧出力比率設定部２８、中圧出力比率設定部２９、低圧出力比率設定部３０は、例えば、３０％、３０％、４０％といった出力比率が設定されており、高圧タービン特性付与部２５、中圧タービン特性付与部２６、低圧タービン特性付与部２７から入力を、これの出力比率にて加算器３１に出力する。

加算器３１は、それぞれ入力した高圧タービン、中圧タービン、低圧タービンの各出力成分を合算することにより、火力発電機出力相当信号Ｐｇ１を得る。この結果、火力プラントガバナモデル５は、図２に示すように、系統周波数Ｆｓを入力として、図３に示すように、火力タービン発電機からの発電出力に相当する火力発電機出力相当信号Ｐｇ１を求めることができる。

ここで、図３中の横軸は、系統周波数Ｆｓを示しており、一方、縦軸は、加減弁流量相当信号Ｃｖ（又は火力発電機出力相当信号Ｐｇ１など）を示している。図３中のポイントＲ［Ｈｚ］は、加減弁流量相当信号Ｃｖ（加減弁の開度）が０［％］であり、このＲ［Ｈｚ］は、系統周波数Ｆｓが例えば定格周波数の５０［Ｈｚ］や６０［Ｈｚ］であることなどを示している。また、図３中のポイントＦ［％］は、系統周波数Ｆｓが定格周波数に近い周波数帯であることから、加減弁流量相当信号Ｃｖ（加減弁の開度）を変更させない不感帯として設定されていることを表している。

次にこのように構成された風力発電システム１０の動作について説明する。図１に示すように、例えば夜間や休日などにおいて系統負荷Ｄが急減し、系統全体の発電出力が、系統負荷を大きく上回った場合、系統負荷／周波数特性Ｅに応じて系統周波数Ｆｓが増加する。増加したこの系統周波数Ｆｓは、風力発電出力制御装置７に入力され、火力プラントガバナモデル５により演算制御が行われ、その出力である火力発電機出力相当信号Ｐｇ１は、図３に示すように、系統周波数Ｆｓの増加に伴い、調定率に従って減少する。

この減少分は、加算器１５を通じて、出力調整部１２に伝達され、風力発電出力Ａを減少させる。一方、このような状況とは相反して、系統負荷Ｄが急増した場合であっても、火力プラントガバナモデル５を備える風力発電システム１０は、系統負荷Ｄの急増分を補うように風力発電出力Ａを増大させる。

さらに、本実施形態の風力発電システム１０の効果を図４に基づき説明する。図４は、系統全体の発電出力に対し系統負荷が急減した場合において、本実施形態の風力発電システム１０の応答特性Ｈ１、動特性モデルなどを有していない従来の風力発電機の応答特性Ｊ、特許文献１又は２の技術による応答特性Ｋを例示している。

ここで、前述したように系統負荷が急減した場合、系統周波数Ｆｓが増加するが、従来の風力発電機では、図４中の応答特性Ｊとして示されるように、全く応答せずに一定した出力となり、発電出力と系統負荷とのバランスの変動補償に寄与することができない。また、上記した特許文献１又は２の技術は、図４中の応答特性Ｋのようになることが想定され、瞬間的には系統周波数の変動抑制効果があるものの、長時間においてはゼロに収斂し、系統周波数の変動補償効果は限定的である。

これに対して、本実施形態の風力発電システム１０は、図４中の応答特性Ｈ１として示されるように、長時間の継続的な変動抑制応答効果を示しており、従来の火力発電機と同様に、継続して系統周波数の安定化に寄与することが可能である。したがって、風力発電システム１０によれば、電力系統の負荷と発電出力との不均衡によって生じる系統周波数の変動を継続的に補償することができる。

［第２の実施の形態］
次に、第２の実施形態を図５、図６に基づき説明する。なお、図５において、図２に示した第１の実施形態中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与し重複する説明を省略する。

本実施形態の風力発電システムは、第１の実施形態に係る風力発電システム１０の風力発電出力制御装置７が備えていた火力プラントガバナモデル５に代えて、図５に示すように、火力プラントガバナモデル５５を備えている。火力プラントガバナモデル５５は、系統周波数Ｆｓを入力して火力発電機出力相当信号Ｐｇ２を出力する。

火力プラントガバナモデル５５は、火力プラントガバナモデル５の構成に加え、同期発電機応答モデル５５ａをさらに備えている。火力プラントガバナモデル５５は、火力プラントガバナモデル５の火力タービンモデル５ｂの後段に前記の同期発電機応答モデル５５ａが設けられている。

ここで、本実施形態の風力発電システムは、図１に示した風力発電機３の発電機９が、例えば可変速同期発電機で構成されている。図５に示すように、同期発電機応答モデル５５ａは、系統周波数Ｆｓの変動に対して同期発電機が行う制御の動特性を模して構成されており、第１の実施形態の火力プラントガバナモデル５から出力される火力発電機出力相当信号Ｐｇ１（図５中の火力タービン出力相当信号Ｐｔ）に補正を加えた火力発電機出力相当信号Ｐｇ２を出力する。

出力調整部１２は、上記の補正を加えた火力発電機出力相当信号Ｐｇ２に基づいて、図１に示した風力発電機３（発電機９）による発電出力を調整する。本実施形態では、出力調整部１２は、この火力発電機出力相当信号Ｐｇ２と風車制御装置２が出力する風車制御信号とに基づいて、風力発電機３による発電出力を調整する例を示している。具体的には、本実施形態では、加算器１５は、風車制御装置２からの出力指令（風車制御信号）と、火力プラントガバナモデル５５から出力される火力発電機出力相当信号Ｐｇ２と、を加算し、これを風力発電出力指令として出力調整部１２に入力する。

同期発電機応答モデル５５ａは、図５に示すように、減算器５９、積分器５６、比例ゲイン設定部５７、加算器５８、加減算器５２、タービン発電機慣性力設定部５３、タービン損失設定部５４を備えている。

減算器５９は、後述するタービン速度相当信号Ｎｔから系統周波数Ｆｓを減算して得た偏差を積分器５６及び比例ゲイン設定部５７に出力する。積分器５６は、可変速同期発電機の動特性に従い、入力した前記の偏差を積分して位相角に変換し、これを同期化トルク成分として加算器５８に出力する。一方、比例ゲイン設定部５７は、入力した前記の偏差に比例ゲインを与えた制動トルク成分を加算器５８に出力する。

加算器５８は、積分器５６から入力した同期化トルク成分と比例ゲイン設定部５７から入力した制動トルク成分とを加算して、火力発電機出力相当信号Ｐｇ２を求める。加算器５８は、この火力発電機出力相当信号Ｐｇ２を図１に示した加算器１５及び図５に示す加減算器５２に出力する。

また、図５に示すように、火力プラントガバナモデル５５は、系統周波数Ｆｓ及び火力発電機出力相当信号Ｐｇ２の変化に応じて、自動的に火力タービン出力相当信号Ｐｔを火力発電機出力相当信号Ｐｇ２に合致させ、さらにタービン速度相当信号Ｎｔを系統周波数Ｆｓに合致させる機能を有している。減算器２１は、速度設定器２０から出力される定格のタービン速度信号からタービン速度相当信号Ｎｔを減算して得た偏差を調定率演算器２２に出力する。

この一方で、加減算器５２は、加算器３１から出力される火力タービン出力相当信号Ｐｔを入力する。ここで、タービン発電機慣性力設定部５３は、タービン本体の慣性力を設定し、タービン損失設定部５４は、タービン本体の運動エネルギの損失を設定する。加減算器５２は、入力した火力タービン出力相当信号Ｐｔから、火力発電機出力相当信号Ｐｇ２及びタービン損失設定部５４の出力を減算し、この演算結果を、タービン発電機慣性力設定部５３に出力する。入力した前記の演算結果を、タービン発電機慣性力設定部３３は、加減速し、タービン速度相当信号Ｎｔを得る。

以上のように構成された火力プラントガバナモデル５５は、図５に示すように、系統周波数Ｆｓを入力として、その変動に応じた火力タービン発電機の発電出力に相当する火力発電機出力相当信号Ｐｇ２を演算することができる。

さらに、本実施形態の風力発電システムの効果を図６に基づき説明する。図６は、系統全体の発電出力に対し系統負荷が急減した場合において、本実施形態の風力発電システムの応答特性Ｈ２、動特性モデルなどを有していない従来の風力発電機の応答特性Ｊ、特許文献１又は２の技術による応答特性Ｋを例示している。

ここで、前述したように系統負荷Ｄが急減した場合、系統周波数Ｆｓが増加するが、従来の風力発電機では、図６中の応答特性Ｊとして示されるに、全く応答せずに一定した出力となり、発電出力と系統負荷とのバランスの変動補償に寄与することができない。また、上記した特許文献１又は２の技術は、図６中の応答特性Ｋのようになることが想定され、短期的に系統周波数の変動抑制効果が得られるものの、長時間においてはゼロに収斂し、系統周波数の変動補償効果は限定的である。

詳述すると、特許文献２の技術では、風力発電設備に加え、同規模の同期発電機を並列させて設置する必要があり、余分な設備費を要し、設備コストの上昇を招く。さらに、当該同期発電機の応答は、原動機の速度／出力を制御するガバナの特性によって異なり、ガバナ特性や原動機の運転状態によっては必ずしも系統に最適な応答とはならない場合もある。

これに対して、本実施形態の風力発電システムは、図６中の応答特性Ｈ２として示されるように、瞬間的な変動抑制応答効果と長時間の継続的な変動抑制応答効果との双方が得られており、従来の火力発電機と同様に初期応答から継続して系統周波数の安定化に寄与することが可能である。したがって、本実施形態の風力発電システムによれば、電力系統の負荷と発電出力との不均衡によって生じる系統周波数の変動を短期的及び長期的に補償することができる。

［第３の実施の形態］
次に、第３の実施形態を図７に基づき説明する。なお、図７において、図２、図５に示した第１、第２の実施形態中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与し重複する説明を省略する。

図７に示すように、本実施形態の風力発電システム８０は、複数の風力発電機を備えたウィンドファーム（集合型風力発電所）を構成する。風力発電システム８０は、第１の実施形態に係る風力発電システム１０が備えていた風力発電出力制御装置７に代えて、図７に示すように、ウィンドファーム出力制御装置８７を備えている。

また、風力発電システム８０は、図７に示すように、風力発電機３、３ａ、３ｂ、出力調整部１２、１２ａ、１２ｂ、風車制御装置２、２ａ、２ｂ、加算器１５、１５ａ、１５ｂを備えている。風力発電機３ａ、３ｂ、出力調整部１２ａ、１２ｂ、風車制御装置２ａ、２ｂ、加算器１５ａ、１５ｂは、それぞれ、第１の実施形態の風力発電機３、出力調整部１２、風車制御装置２、加算器１５と同様の構成を有している。これらは、もちろん、４組以上設けられていてもよい。

ウィンドファーム出力制御装置８７は、図７に示すように、第１の実施形態の火力プラントガバナモデル５、又は第２の実施形態の火力プラントガバナモデル５５を備えている。ウィンドファーム出力制御装置８７は、さらに、出力分配部８８を備えている。出力分配部８８は、火力発電機出力相当信号Ｐｇ１（又は火力発電機出力相当信号Ｐｇ２に補正を加えた第２の実施形態の火力発電機出力相当信号Ｐｇ２）の値を、複数の風力発電機側に対して分配する。

出力分配部８８は、火力発電機出力相当信号Ｐｇ１（又はＰｇ２）の値を、風力発電機３、３ａ、３ｂ側それぞれに対して、例えば均等に分配する。出力調整部１２、１２ａ、１２ｂは、分配された火力発電機出力相当信号Ｐｇ１（又はＰｇ２）の値に基づいて、風力発電機３、３ａ、３ｂ毎に発電出力を調整する。

以上のように、本実施形態の風力発電システム８０によれば、電力系統の発電出力と系統負荷Ｄとのバランスが乱れ、系統周波数が変動した場合でも、風力発電機３、３ａ、３ｂ毎に発電出力を調整することで、従来の火力発電機と同様に、系統周波数の安定化を図ることができると共に、再生可能エネルギの導入比率の増大にも寄与することができる。

以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施することが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形例は、発明の範囲や要旨に含まれると共に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

２，２ａ，２ｂ…風車制御装置、３，３ａ，３ｂ…風力発電機、５，５５…火力プラントガバナモデル、５ａ…タービンガバナモデル、５ｂ…火力タービンモデル、７…風力発電出力制御装置、９…発電機、１０，８０…風力発電システム、１２，１２ａ，１２ｂ…出力調整部、５５ａ…同期発電機応答モデル、８７…ウィンドファーム出力制御装置、８８…出力分配部。

Claims (6)

1. 風力を動力源として発電を行う風力発電機と、
   火力発電機による系統周波数の制御の動特性を模して構成され、前記系統周波数の変動に応じて可変する前記火力発電機の発電出力に相当する発電出力相当信号を出力する火力発電機応答モデルと、
   前記出力された発電出力相当信号に基づいて、前記風力発電機による発電出力を調整する出力調整部と、
   を備える風力発電システム。
2. 前記系統周波数の変動に対して同期発電機が行う制御の動特性を模して構成され、前記出力された発電出力相当信号に補正を加える同期発電機応答モデル、
   をさらに備える請求項１記載の風力発電システム。
3. 前記風力を受けて回転する風車翼のトルクを制御するための風車制御信号を出力する風車制御装置をさらに備え、
   前記出力調整部は、前記出力された発電出力相当信号及び前記風車制御信号に基づいて、前記風力発電機による発電出力を調整する、
   請求項１記載の風力発電システム。
4. 前記風力を受けて回転する風車翼のトルクを制御するための風車制御信号を出力する風車制御装置をさらに備え、
   前記出力調整部は、前記発電出力相当信号に前記補正を加えた信号及び前記風車制御信号に基づいて、前記風力発電機による発電出力を調整する、
   請求項２記載の風力発電システム。
5. 少なくとも前記風力発電機は、複数設けられており、
   前記出力された発電出力相当信号の値を前記複数の風力発電機側に対して分配する出力分配部をさらに備え、
   前記出力調整部は、前記分配された発電出力相当信号の値に基づいて、前記風力発電機毎に発電出力を調整する、
   請求項１記載の風力発電システム。
6. 少なくとも前記風力発電機は、複数設けられており、
   前記出力された発電出力相当信号に補正を加えた信号の値を前記複数の風力発電機側に対して分配する出力分配部をさらに備え、
   前記出力調整部は、前記分配された前記補正を加えた信号の値に基づいて、前記風力発電機毎に発電出力を調整する、
   請求項２記載の風力発電システム。

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