JP2016100981A - 風力発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】ガバナでは応答できない周波数領域のゲインにより周波数偏差Δｆの抑制を行うことで、電力系統の周波数変動に素早く対応することができる風力発電システムを提供する風力発電システムを提供する。
【解決手段】風力発電システム１は、風力発電装置１００を備える。周波数偏差算出部３０２は、電力系統における周波数偏差の検出を行う。周波数変動抑制部３０４は電力系統内の既存発電機が具備するガバナとは逆の特性のゲイン{１−Ｇｏｖ（ｓ）}を備え、ゲイン{１−Ｇｏｖ（ｓ）}により有効電力指令値の増減量の算出を行い、算出した有効電力指令値の増減量と有効電力指令値とを加算し、補正有効電力の指令値を算出する。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、単数または複数の風力発電装置を連結し、電力系統に連結して運転を行う風力発電システムに関する。

従来、風力発電装置は、電力系統の運用状態によらず、設置場所の気候（風速）で、最大出力を発電出力するよう運転している。近年、発電出力を制御できる火力発電機のような既存発電機に対し、発電出力が気候に依存して発電出力を制御できない前述の風力発電装置の比率が増加している。そのために、電力系統において需給（発電出力／負荷）バランスが崩れ、系統周波数の変動が拡大して不安定化する可能性がある。

特に、夜間、休日等系統負荷の低い場合に、風力の変動等に起因する発電出力の急変するケースや、相対的に風力発電容量の比率が高くなる島嶼地域等の小規模系統では、周波数不安定化現象が発生している。

以上のことから、周波数不安定化現象の問題となる風力発電装置には、系統周波数の安定化に寄与するような出力調整制御が必要とされている。この出力調整制御として、電力系統への適用性を考慮した上で、既存発電機同等の特性を持たせるように、同期発電機の慣性応答モデルを設け、これを規範として前述の発電機に対する有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを制御する方法が提案されている。

米国特許出願公開第２００７／０１２０３６９号明細書 特開２０１４−０５７４９２号公報

電力系統内のすべての既存発電機（例えば火力発電機など）は、ガバナを有している。ガバナは、周波数安定化機能を有している。電力系統の周波数Ｆｓに変動が生じた場合は、このガバナの周波数安定化機能により周波数Ｆｓと商用周波数Ｆ_０との周波数偏差Δｆは抑制される。しかしながら、ガバナの周波数安定化機能は、低い周波数領域にゲインがある周波数特性のため応答が遅くなる。

本発明の実施形態は、上述した課題を解決するためになされたものであり、ガバナでは応答できない周波数領域のゲインにより周波数偏差Δｆの抑制を行うことで、電力系統の周波数変動に素早く対応することができる風力発電システムを提供することを目的とする。

本実施の形態の風力発電システムは、有効電力指令値に基づいて電力系統に対して有効電力の出力を行う風力発電装置を備え、前記電力系統における周波数偏差の検出を行う周波数偏差検出部と、前記周波数偏差に基づいて前記有効電力指令値の増減量を算出し、当該有効電力指令値の増減量を前記有効電力指令値に反映させる周波数変動抑制部と、を備え、前記周波数変動抑制部は、前記電力系統の発電機が備えるガバナとは逆の特性のゲインを備え、当該ゲインにより前記有効電力指令値の増減量の算出を行う短期変動抑制部を備えることを特徴とする。

第１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。 第１実施形態の周波数変動抑制部の構成を示すブロック図。 電力系統の既存の発電機のガバナ特性を示すグラフ。 第１実施形態の補正有効電力指令値の演算工程を示すフローチャート。 第２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。 第２実施形態の周波数変動抑制部の構成を示すブロック図。 第２実施形態の補正ピッチ角指令値の演算工程を示すフローチャート。 第３実施形態の周波数変動抑制部の構成を示すブロック図。 第３実施形態の補正有効電力指令値の演算工程を示すフローチャート。 第３実施形態の変形例の構成を示すブロック図。

［１．第１実施形態］
以下に本発明の第１の実施形態である風力発電システムを図１〜４を用いて説明する。本実施形態の風力発電システムは、系統周波数Ｆｓと系統基準周波数Ｆ_０との周波数偏差Δｆ＝Ｆｓ−Ｆ_０を算出する。そして、その周波数偏差Δｆから電力系統内のガバナが反応できない周波数領域を抽出する。その抽出成分に基づいて、有効電力指令値の増減量の算出を行い、その有効電力指令値の増減量を有効電力指令値に反映させて、補正有効電力指令値の算出を行う。

［１−１．構成］
図１に示すように風力発電システム１は、風力発電装置１００、中央制御装置３００を備える。風力発電装置１００は、風のエネルギーを機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈに変換した後、機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈを電力に変換することで発電を行う発電機である。中央制御装置３００は、風力発電装置１００の制御装置である。中央制御装置３００は、風力発電装置１００のブレードのピッチ角や、風力発電装置１００から出力する有効電力出力の調整を行う。中央制御装置３００は、ピッチ角の調整に必要なピッチ角指令値βｒｅｆの算出や、有効電力出力の調整に必要な有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの算出を行う。

（１）風力発電装置の構成
風力発電装置１００は、以下の構成を備える。
（ａ）ピッチ角が可変であるブレード部１０１
（ｂ）ブレード部１０１が受けた風により回転する回転軸を交流電力に変換する発電部１０２
（ｃ）発電部１０２で変換した交流電力の周波数の変換を行う周波数変換部１０３
（ｄ）周波数変換部１０３から出力される交流電力の有効電力出力Ｐ_Ｇの検出を行う検出部１０４
（ｅ）風力発電装置１００と電力配線との連系点に設けられた変圧器１０５

ブレード部１０１は、風のエネルギーを受けるブレードと、ブレードの中心部に設けられたハブからなる。ブレードは、風の運動エネルギーを機械エネルギーに変換するために、所謂テーパー型の形状をしている。ブレードの根本部分は、ハブに取り付けられる。ハブは、ブレードの取り付け角度であるピッチ角βを変調可能な構造とする。

ハブは回転軸と接続される。ハブは、ブレード部１０１で変換した機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈにより回転軸を回転させる。回転軸の機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈは、発電部１０２に対して伝達される。発電部１０２は、伝達された機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈにより交流電力を発電する。

発電された交流電力は、コンバータとインバータを備える周波数変換部１０３に入力する。周波数変換部１０３に入力した交流電力は、コンバータで直流電力に変換される。さらに、変換された直流電力はインバータにより、商用系統と同じ周波数の交流電力に変換される。

周波数変換部１０３の出力側には、風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇの計測を行う検出部１０４が接続される。検出部１０４で検出された有効電力出力Ｐ_Ｇは、風力発電装置１００の中央制御装置３００に対して出力される。検出部１０４の出力側には、変圧器１０５が設けられる。変圧器１０５は、風力発電装置１００と電力系統との連系点に設けられ、風力発電装置１００の出力の電圧と電力系統の電圧が同じになるように、風力発電装置１００の出力の電圧を昇圧する。

電力系統には、電力系統の周波数を検出する検出部１０６が設置される。検出部１０６で検出した電力系統の周波数は、中央制御装置３００に対して出力される。また、変圧器１０５の電力系統側には図示しない開閉器が設けられ、開閉器の開閉動作により風力発電装置１００を電力系統から電気的に離接可能とする。

（３）中央制御部の構成
中央制御装置３００は、以下の構成を備える。
（ａ）風力発電装置１００のピッチ角を調整するピッチ角調整部２０１
（ｂ）系統基準周波数の設定を行う系統基準周波数設定部３０１
（ｃ）系統周波数Ｆｓと系統基準周波数Ｆ_０との周波数偏差Δｆの算出を行う周波数偏差算出部３０２
（ｄ）有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの算出を行う有効電力指令値算出部３０３
（ｅ）周波数偏差Δｆを抑制する補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の算出を行う周波数変動抑制部３０４
（ｆ）回転速度指令値ω_ｒｅｆの算出を行う回転速度指令値算出部３０５
（ｇ）ピッチ角調整部２０１で調整するピッチ角の制御量の算出を行うピッチ角算出部３０６

ピッチ角調整部２０１は、ブレード部１０１のピッチ角の調整を行う。ピッチ角の調整は、後述するピッチ角算出部３０６から出力されるピッチ角指令値βｒｅｆに基づいて行う。

系統基準周波数設定部３０１は、系統基準周波数を設定する。系統基準周波数は、検出部１０６で検出した系統周波数Ｆｓの変動を算出するための基準となる。系統基準周波数としては、所謂、商用周波数を用い、例えば５０Ｈｚや６０Ｈｚである。系統基準周波数の設定は、ユーザが図示しないキーボードなどのインターフェースからなる入力部を使用して設定することができる。

周波数偏差算出部３０２は、検出部１０６で検出した電気系統の系統周波数Ｆｓと系統基準周波数Ｆ_０との周波数偏差Δｆを算出する。周波数偏差Δｆは、電力系統の系統周波数Ｆｓと系統基準周波数Ｆ_０との差分により算出する。周波数偏差算出部３０２は、周波数偏差Δｆを算出することで電力系統における周波数偏差の検出を行う。

有効電力指令値算出部３０３は、風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇを出力するための有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの算出を行う。有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの算出は種々の条件に基づいて算出することができる。例えば、有効電力指令値算出部３０３に、風力発電装置１００における有効電力出力Ｐ_Ｇ、無効電力出力Ｑ_Ｇ、ピッチ角β，回転速度Δω_ｔを入力させ、また、風力発電装置１００と電力系統との連系点の電圧Ｖ、周波数ｆとを入力させ、これらの条件を適宜組み合わせることで算出する。また、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆは、算出するのではなく、予め設定した値としても良い。

周波数変動抑制部３０４は、周波数偏差Δｆに対応する有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの増減量ΔＰ_ｒｅｆを算出し、当該有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆを有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆに反映させる。周波数偏差Δｆに対応する有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆの算出は、電力系統内の既存の発電機（例えば火力発電機）が備えるガバナでは応答できない周波数領域を対象としたゲインにより行う。

回転速度指令値算出部３０５は、風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇを出力するための回転速度指令値ω_ｒｅｆの算出を行う。回転速度指令値ω_ｒｅｆの算出は種々の条件に基づいて算出することができる。例えば、算出した有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを出力するために必要な回転速度を回転速度指令値ω_ｒｅｆとすることができる。

ピッチ角算出部３０６は、回転速度指令値ω_ｒｅｆ、と回転軸の回転速度ω_ｔとを比較し、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを出力するために必要なピッチ角を算出する。ピッチ角算出部３０６は、算出したピッチ角に基づいたピッチ角指令値βｒｅｆをピッチ角調整部２０１に対して出力する。

（周波数変動抑制部３０４の構成）
周波数変動抑制部３０４は、図２に示すように、偏差値判定部３０７、短期変動抑制部３０８、及びフィルタ３０９を備える。

偏差値判定部３０７は、周波数偏差Δｆの大きさを判定する。偏差値判定部３０７は、判定した周波数偏差Δｆの大きさに応じて、周波数偏差Δｆを増幅させた周波数偏差Δｆ_１’を算出する。偏差値判定部３０７は、それぞれ閾値が異なる２つの不感帯３１０，３１１と、不感帯の出力を増幅するフィルタ３１２と、２つの不感帯の出力を加算する第１の加算器３１３とを備える。

不感帯３１０は、ＴＨｆ_１ＬとＴＨｆ_１Ｈを閾値に有する不感帯である。また、不感帯３１１は、ＴＨｆ_２ＬとＴＨｆ_２Ｈを閾値に有する不感帯である。ここで、ＴＨｆ_１Ｈ、ＴＨｆ_１Ｌ、ＴＨｆ_２Ｈ、ＴＨｆ_２Ｌは定数であり、各閾値の大小関係は、ＴＨｆ_２Ｈ＞ＴＨｆ_１Ｈ＞ＴＨｆ_１Ｌ＞ＴＨｆ_２Ｌである。

不感帯３１０は、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_１Ｌを下回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_１Ｌを出力する。また、不感帯３１０は、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_１Ｈを上回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_１Ｈを出力する。

不感帯３１１は、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_２Ｌを下回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_２Ｌを出力する。また、不感帯３１１は、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_２Ｈを上回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_２Ｈを出力する。不感帯３１１の出力側には、係数ｇａｉｎ１とするフィルタ３１２が配置され、係数ｇａｉｎ１により不感帯３１１の出力は増加される。

不感帯３１０及び不感帯３１１の出力側には、第１の加算器３１３が設けられる。第１の加算器３１３により、不感帯３１０及び不感帯３１１の出力は加算される。加算された各不感帯の出力を周波数偏差Δｆ_１’とする。周波数偏差Δｆ_１’は、短期変動抑制部３０８に対して出力される。

短期変動抑制部３０８は、電力系統内の既存の発電機が備えるガバナでは応答できない周波数領域にゲインを有するフィルタ３１４を備える。周波数偏差Δｆ_１’をフィルタ３１４に入力することで、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}を算出する。フィルタ３１４のゲインは、Ｆ_１（ｓ）｛１−Ｇｏｖ（ｓ）｝である。ここで、Ｆ_１（ｓ）は位相やゲインの補償フィルタである。また、Ｇｏｖ（ｓ）は、電力系統内で、同期を行う発電機に具備されているガバナのガバナ特性を近似的に表した定常ゲインが１の伝達関数とする。

このＧｏｖ（ｓ）の周波数特性を図３に示す。図３に示すように、Ｇｏｖ（ｓ）は低い周波数にゲインがある。そのため、遅い応答では動作できるが、早い応答はできない特性を持つ。逆に、１−Ｇｏｖ（ｓ）は、高い周波数にゲインがある。そのため、電力系統内の発電機が具備するガバナでは応答できない領域を対象とした特性を持つ。

短期変動抑制部３０８の出力側には、短期変動抑制部で算出した有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}の正負を逆転させるフィルタ３０９が配置される。フィルタ３０９は、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}に対して−１を掛ける。この正負を逆転させた有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}を、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆとする。

フィルタ３０９の出力側には、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆと有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆとを加算する第２の加算器３１５が配置される。第２の加算器３１５では、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆと有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを加算し、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’を算出する。

第２の加算器３１５で出力した補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’は、周波数変換部１０３に対して出力される。周波数変換部１０３は、風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇを、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’で変化させることで電力系統の周波数変動を抑制する。

［１−２．作用］
以上のような構成を有する本実施形態の風力発電システムでは、系統周波数の変化に基づき周波数偏差Δｆを算出する。そして、その周波数偏差Δｆから電力系統内の既存発電機が具備するガバナでは反応できない周波数領域を抽出し、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆの算出を行う。そして、有効電力指令値に有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆを反映させて、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’とする。図４は、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の演算手順を示すフローチャートである。

（補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の演算について）
図４に示すように、周波数変動抑制部３０４では、周波数偏差Δｆが発生した場合に、その周波数偏差Δｆに基づいて有効電力補正を行う。

電力系統で電力の需要と供給バランスが崩れた場合、電力不足時には系統周波数Ｆｓが低下し、電力余剰時には系統周波数Ｆｓが上昇する。すなわち、系統周波数Ｆｓの変動が発生する（ＳＴＥＰ１１）。この需給のアンバランスにより発生する周波数偏差Δｆが周波数変動抑制部３０４に入力する。

偏差値判定部３０７では、周波数偏差Δｆを不感帯３１０と不感帯３１１とに入力する（ＳＴＥＰ１２，ＳＴＥＰ１３）。

不感帯３１０では、周波数偏差Δｆが閾値ＴＨｆ_１Ｈを上回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_１Ｈを出力する。また、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_１Ｌを下回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_１Ｌを出力する（ＳＴＥＰ１２のＹＥＳ，ＳＴＥＰ１３のＮＯ）。不感帯３１０の出力を周波数偏差Δｆ_１’とする（ＳＴＥＰ１４）。一方、周波数偏差Δｆが閾値ＴＨｆ_１Ｈより小さく、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_１Ｌを上回る場合には０を出力する（ＳＴＥＰ１２のＮＯ）。

すなわち、不感帯３１０は次の様に動作する。
ＴＨｆ_１Ｌ ＜Δｆ＜ ＴＨｆ_１Ｈの時：不感帯１の出力 ＝ ０
Δｆ ＞ ＴＨｆ_１Ｈの時：不感帯１の出力 ＝ Δｆ− ＴＨｆ_１Ｈ
Δｆ ＜ ＴＨｆ_１Ｌの時：不感帯１の出力 ＝ Δｆ− ＴＨｆ_１Ｌ

一方、不感帯３１１では、周波数偏差Δｆが閾値ＴＨｆ_２Ｈを上回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_２Ｈを出力する。また、周波数偏差ΔｆがＴＨｆ_２Ｌを下回る場合には、Δｆ−ＴＨｆ_２Ｌを出力する。そして、出力したΔｆ−ＴＨｆ_２ＨまたはΔｆ−ＴＨｆ_２Ｌをｇａｉｎ１で増幅する。不感帯３１１が動作する場合には、不感帯３１０も動作している。増幅した不感帯３１１の出力は、不感帯３１０の出力と加算される。加算された各不感帯の出力をΔｆ_１’とする（ＳＴＥＰ１５）。つまり、周波数偏差Δｆ_１’は、Δｆ−ＴＨｆ_１Ｈ＋ｇａｉｎ１（Δｆ−ＴＨｆ_２Ｈ）、または（Δｆ−ＴＨｆ_１Ｌ）＋ｇａｉｎ１（Δｆ−ＴＨｆ_２Ｌ）である。

不感帯３１１では、周波数偏差Δｆが閾値ＴＨｆ_２Ｈを下回ると共に、ＴＨｆ_２Ｌを上回る場合には０を出力する。

すなわち、不感帯３１１は次の様に動作する。
ＴＨｆ_２Ｌ ＜Δｆ＜ ＴＨｆ_２Ｈの時：不感帯２の出力 ＝ ０
Δｆ ＞ ＴＨｆ_２Ｈの時：不感帯２の出力 ＝ Δｆ− ＴＨｆ_２Ｈ
Δｆ ＜ ＴＨｆ_２Ｌの時：不感帯２の出力 ＝ Δｆ− ＴＨｆ_２Ｌ

偏差値判定部３０７から出力された周波数偏差Δｆ_１’は、短期変動抑制部３０８に対して出力される。短期変動抑制部３０８では、フィルタ３１４に周波数偏差Δｆ_１’を入力することで、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}を算出する（ＳＴＥＰ１６）。有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}は、Δｆ_１’に対してＦ_１（ｓ）｛１−Ｇｏｖ（ｓ）｝を掛けることで算出する。

次に、短期変動抑制部３０８で算出した有効電力指令値の増減量増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}の正負を逆転させて−ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}とし、−ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}を有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆとする（ＳＴＥＰ１７）。

そして、有効電力指令値Ｐｒｅｆに対して、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆを加算し、補正有効電力指令値Ｐｒｅｆ’とする（ＳＴＥＰ１８）。この補正有効電力指令値Ｐｒｅｆ’に基づいて、風力発電装置１００の出力Ｐ_Ｇを変化させることで電力系統の周波数変動を抑制する。

［１−３．効果］
以上のような構成及び作用を有する本実施形態によれば、以下のような効果を奏する。

（１）本実施形態の風力発電システムでは、電力系統内の既存の発電機が具備するガバナでは応答できない周波数のゲインを利用し、周波数偏差Δｆに基づいて有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}の算出を行うことで、電力系統の周波数変動Δｆに素早く対応することができる。

（２）本実施形態の偏差値判定部３０７は、周波数偏差Δｆの大きさを判定し、周波数偏差Δｆの大きさに応じて周波数偏差量を増加させ周波数偏差Δｆ１’とする。この周波数偏差Δｆ１’に基づいて有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}の算出を行うことで、周波数偏差Δｆの大きさに応じた有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}の算出が可能になる。つまり、系統周波数偏差Δｆを、偏差値判定部３０７により閾値判別することで、周波数不安定化の緊急度に応じて、制御のゲインを高くすることができる。そのため、電力系統で大きな周波数変動が起きた場合にでも、短時間で周波数変動の抑制を行うことが可能となる。

（３）本実施形態の偏差値判定部３０７は、周波数偏差Δｆに対する閾値が異なる２つの不感帯３１０，３１１とを備える。周波数偏差Δｆの大きさの判定に不感帯３１０，３１１を利用することで微小な周波数偏差Δｆが発生した場合の制御を不実施とする。これにより、制御動作の発生回数の抑制をすることができ、頻繁に制御を行うことによる不具合を低減することができる。また、閾値が異なる２つの不感帯を有し、２つの不感帯の出力を加算する。これにより、簡便な構成で、周波数偏差Δｆの大きさに応じて周波数偏差を増減させることができる。

（４）また、閾値の絶対値が大きい不感帯３１１の出力側には、不感帯３１１の出力を増加させるフィルタ３１２を設置している。これにより、より効果的に、周波数偏差Δｆの大きさに応じて周波数偏差を増加させることができる。そのため、大きな周波数変動が起きた場合にでも、更に短時間で周波数変動の抑制を行うことが可能となる。

（５）本実施形態の短期変動抑制部３０８の出力は、正負を反転させるフィルタ３０９に入力する。有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆと有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆとを加算するだけで、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の算出を可能とする。

（６）また、本実施形態の偏差値判定部３０７では、２つの不感帯３１０，３１１により周波数偏差Δｆの大きさを判定したが、偏差値判定部３０７の構成はこれに限らない。例えば、閾値を４以上有する不感帯を１つ配置し、その不感帯により、周波数偏差Δｆの大きさに応じた周波数偏差Δｆ’の出力を行っても良い。また、不感帯を使用せずに、周波数偏差Δｆの大きさに応じたゲインを掛けることで、周波数偏差Δｆ’の算出を行うこともできる。

［２．第２の実施形態］
以下には、本発明の第２の実施形態である風力発電システムを図５〜７を用いて説明する。本実施形態の風力発電システムは、第１の実施形態の構成に加えて、周波数偏差Δｆに基づいてピッチ角指令値βの補正を行うピッチ角フィードフォワード制御部（以下、ピッチ角ＦＦ制御部３１６とする）を加えたものである。本実施形態の風力発電システムでは、周波数不安定化の緊急度に応じて、ピッチ角を変化させることで、周波数の安定化性能を向上することができる。なお、第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

［２−１．構成］
第２の実施形態における風力発電システムの構成について説明する。図５は、本実施形態における風力発電システムの構成を示すブロック図である。図５に示すように、第２の実施形態の風力発電システムは、周波数変動抑制部にピッチ角ＦＦ制御部３１６を新たに設ける。

ピッチ角ＦＦ制御部３１６は、補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’を算出する。補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’は、有効電力指令値補正部３０４の不感帯３１１から出力される周波数偏差Δｆ２’に基づいて算出される。ピッチ角ＦＦ制御部３１６で算出した補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’は、ピッチ角調整部２０１に対して出力される。

（ピッチ角ＦＦ制御部３１６の構成）
図６は、周波数変動抑制部の構成を示すブロック図である。図６に示すように不感帯３１１の出力側にピッチ角ＦＦ制御部３１６を設ける。ピッチ角ＦＦ制御部３１６には、不感帯３１１から出力されるΔｆ２’＝Δｆ−ＴＨｆ_２Ｈ、またはΔｆ２’＝Δｆ−ＴＨｆ_２Ｌが入力される。

ピッチ角ＦＦ制御部３１６は、入力する周波数偏差Δｆ２’に基づいてピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆを算出する。ピッチ角ＦＦ制御部３１６は、フィルタ３１７を備える。フィルタ３１７は、ゲインや位相調整を目的としたＦ_２（ｓ）を備えたフィルタである。ピッチ角ＦＦ制御部３１６は、偏差Δｆ２’をフィルタ３１７に入力することで、ピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆの算出を行う。

フィルタ３１７の出力側には、第３の加算器３１８が設置される。第３の加算器３１８には、ピッチ角指令値βｒｅｆとピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆとが入力される。第３の加算器３１８は、それらを加算し補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’として出力する。この補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’は、ピッチ角調整部２０１に対して出力される。ピッチ角調整部２０１は、ブレードを補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’の値により制御する。

［２−２．作用］
以上のような構成を有する本実施形態の風力発電システムでは、第１の実施形態と同様に、周波数偏差Δｆから電力系統内の既存の発電機が具備するガバナでは反応できない周波数領域を抽出し、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆの算出を行う。そして、有効電力指令値に有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆを反映させて、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’を算出する。これに加えて、周波数偏差Δｆが所定の値を超えた場合には、ピッチ角指令値βｒｅｆに対してフィードフォワード制御を行う。ピッチ角βに対するフィードフォワード制御は、ピッチ角指令値βｒｅｆに対して、算出したピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆを加算することで行う。図７は、補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’の演算手順を示すフローチャートである。

（ピッチ角βに対するフィードフォワード制御について）
図７に示すように、電力系統で電力の需要と供給バランスが崩れた場合、電力不足時には系統周波数が低下し、電力余剰時には系統周波数Ｆｓが上昇する。すなわち、系統周波数Ｆｓの変動が発生する（ＳＴＥＰ２１）。

周波数偏差Δｆは、不感帯３１１に対して入力する（ＳＴＥＰ２２）。不感帯３１１では、周波数偏差Δｆが閾値ＴＨｆ_２Ｌを上回る場合にはΔｆ−ＴＨｆ_２Ｌを周波数偏差Δｆ２’として出力し、ΔｆがＴＨｆ_２Ｌを下回る場合にはΔｆ−ＴＨｆ_２Ｌを周波数偏差Δｆ２’として出力する（ＳＴＥＰ２２のＹＥＳ，ＳＴＥＰ２３）。

不感帯３１１が出力した周波数偏差Δｆ２’は、ピッチ角ＦＦ制御部３１６に入力する。ピッチ角ＦＦ制御部３１６では、入力した偏差Δｆ２’をゲインや位相調整を目的としたフィルタＦ_２（ｓ）に入力することで、ピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆの算出を行う（ＳＴＥＰ２４）。

そして、ピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆをピッチ角指令値βｒｅｆに加算し、補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’とする（ＳＴＥＰ２５）。この補正ピッチ角指令値βｒｅｆ’に基づいて、風力発電装置１００のピッチ角を変化させる。

［２−３．効果］
以上のような構成及び作用を有する本実施形態によれば、以下のような効果を奏する。

（１）従来制御においては、Δｆの変動を抑制するために有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを調整する。有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの調整により、風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇは変化する。風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇが変化すると回転速度ω_ｔは変化し、その回転速度ω_ｔの変化を受けてピッチ角βの制御を行う。このようにピッチ角βの制御を行うためには、複数の制御を経るため、ピッチ角の制御動作が遅くなり、回転速度ω_ｔが変動しやすい。これに対して、本実施形態の風力発電システムでは、不感帯３１１を通過したΔｆ２’により、ピッチ角をフィードフォワード制御する。すなわち、周波数偏差Δｆに基づいて直接ピッチ角βを制御できるため、ピッチ角制御の遅れによる回転速度ω_ｔの変動を低減できる。

（２）本実施形態のピッチ角ＦＦ制御部３１６では、偏差値判定部３０７で大きさが変更された周波数Δｆ２’に基づいてピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆの算出を行う。そのため、電力系統で起きた周波数変動の大きさに応じたピッチ角指令値の増減量Δβｒｅｆの算出をすることができ、大きな周波数変動が起きた場合にでも、短時間でピッチ角の抑制を行うことが可能となる。

（３）本実施形態の周波数偏差値判定部は、周波数偏差Δｆを不感帯３１１に入力させる。不感帯３１１を介すことで周波数偏差Δｆが小さい場合には、ピッチ角の制御を行わない。これにより、ピッチ角の制御においても制御動作の抑制をすることができ、頻繁に制御を行うことによる不具合を低減することができる。

［３−１．構成］
第３の実施形態における風力発電システムの構成について説明する。図８は、本実施形態における風力発電システムの構成を示すブロック図である。図８に示すように、第３の実施形態の風力発電システムでは、周波数変動抑制部３０４において、偏差値判定部３０７の出力側に長期変動抑制部３１９を新たに設ける。

長期変動抑制部３１９は、フィルタ３２０と、リミッタ３２１とを備える。周波数偏差Δｆ_１’をフィルタ３２０に入力することで、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}を算出する。フィルタ３２０は、電力系統内の同期発電機が備えるガバナが応答可能な周波数領域にゲインを有するフィルタである。フィルタ３２０はゲインとしてＦ_３（ｓ）Ｇｏｖ（ｓ）を有する。ゲインのＦ_３（ｓ）は位相やゲインの補償フィルタ、Ｇｏｖ（ｓ）は、電力系統内のすべての発電機に具備されているガバナ特性を近似的に表した定常ゲインが１の伝達関数とする。長期変動抑制部３１９は、入力に対しＧｏｖ（ｓ）を適用していることから、入力の電力系統内のガバナで応答できる成分を抽出する。

リミッタ３２１は、上限値ｍａｘ１、下限値ｍｉｎ１のリミッタである。リミッタの上限値ｍａｘ１は、風力発電装置１００から得られる機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈの上限値である。風力発電装置１００は、風から得られる機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈ以上のエネルギーを有効電力出力Ｐ_Ｇとして長期的に電力系統に出力すると、風車が停止してしまう。そのため、風車から得られる機械エネルギーＰ_ｍｅｃｈ値の上限値をリミッタの上限値ｍａｘ１をとして設定する。一方、下限値ｍｉｎ１は、長期変動抑制部３１９における制御下限値である。

長期変動抑制部３１９及び短期変動抑制部３０８の出力側には、第４の加算器３２２が設けられる。第４の加算器３２２には、長期変動抑制部３１９で算出した有効電力増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}と、短期変動抑制部３０８で算出した有効電力増減値ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}が入力され、それぞれが加算され出力される。

加算した有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}＋ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}は正負を逆転させるフィルタ３０９に入力し、−（ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}＋ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}）が有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆとなる。

フィルタ３０９の出力側には、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆと有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆとを加算する第２の加算器３１５が配置される。第１の加算器では、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆと有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを加算し、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’を算出する。

第２の加算器３１５で出力した補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’は、周波数変換部１０３に対して出力され、風力発電装置１００の有効電力出力Ｐ_Ｇを、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’で変化させることで電力系統の周波数変動を抑制する。

［３−２．作用］
以上のような構成を有する本実施形態の風力発電システムでは、第１の実施形態と同様に、周波数偏差から電力系統内のガバナが反応できない周波数領域を抽出し、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}の算出を行う。また、周波数偏差から電力系統内のガバナが反応することが可能な周波数領域を抽出し、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}の算出を行う。これらの有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}＋ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}を有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆに反映させて、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の算出を行う。図９は、補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の演算手順を示すフローチャートである。

（補正有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ’の演算について）
図９に示すように、第１の実施形態と同様に、電力系統で電力の需要と供給バランスが崩れた場合には、発生する周波数偏差Δｆの大きさに応じた周波数偏差Δｆ_１’を算出する（ＳＴＥＰ３１〜３５）。また、周波数偏差Δｆ_１’に基づいて短期変動抑制部３０８において、ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}が算出される（ＳＴＥＰ３６）。

周波数偏差Δｆ_１’は、長期変動抑制部３１９に対して出力され、長期変動抑制部３１９において、有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}が算出される（ＳＴＥＰ３７）。有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}は、周波数偏差Δｆ_１’に対してＦ_３（ｓ）Ｇｏｖ（ｓ）を掛けることで算出する。

算出した有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}、及び有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}は第４の加算器３２２において加算される（ＳＴＥＰ３８）。

次に、加算された有効電力指令値の増減量ΔＰ_{Ｓｈｏｒｔ}＋ΔＰ_ｌｏｎｇの正負を反転させて−（ΔＰ_{Ｓｈｏｒｔ}＋ΔＰ_ｌｏｎｇ）を算出し、−（ΔＰ_{Ｓｈｏｒｔ}＋ΔＰ_ｌｏｎｇ）を有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆとする（ＳＴＥＰ３９）。

そして、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆに有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆを加算し、補正有効電力指令値Ｐｒｅｆ’とする（ＳＴＥＰ４０）。この補正有効電力指令値Ｐｒｅｆ’に基づいて、風力発電装置１００の出力Ｐ_Ｇを変化させることで電力系統の周波数変動を抑制する。

［２−３．効果］
以上のような構成及び作用を有する本実施形態によれば、第１の実施形態の効果に加えて、以下のような効果を奏する。

（１）本実施形態では、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆを有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}、及び有効電力指令値の増減量ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}に基づいて算出する。このため、有効電力指令値の増減量ΔＰ_ｒｅｆは、電力系統の既存の発電機の特性を踏まえた値となるため、より精度の高い制御を実施することができる。

（２）また、本実施形態は、第１の実施形態に対して長期変動抑制部３１９を付加したが、図１０に示すように、第２の実施形態に対して長期変動抑制部３１９を付加しても良い。

［４．他の実施形態］
なお、本明細書においては、本発明に係る複数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って、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、各実施形態では、風力発電システムが有する風力発電装置１００が１台の場合について説明したが、風力発電装置１００を複数台備えるウィンドファームにおいても適応することができる。この場合においても、Ｇｏｖ（ｓ）は、電力系統内の既存発電機（例えば火力発電機）のガバナに応じて設定しても良い。

以上のような実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の範囲を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、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ものである。

１…風力発電システム、１００…風力発電装置、１０１…ブレード部、１０２…発電部、１０３…周波数変換部、１０４…検出部、１０５…変圧器、１０６…検出部、２０１…ピッチ角調整部、３００…中央制御装置、３０１…系統基準周波数設定部、３０２…周波数偏差算出部、３０３…有効電力指令値算出部、３０４…周波数変動抑制部、３０５…回転速度指令値算出部、３０６…ピッチ角算出部、３０７…偏差値判定部、３０８…短期変動抑制部、３０９…フィルタ、３１０…不感帯、３１１…不感帯、３１２…フィルタ、３１３…第１の加算器、３１４…フィルタ、３１５…第２の加算器、３１６…ピッチ角ＦＦ制御部、３１７…フィルタ、３１８…第３の加算器、３１９…長期変動抑制部、３２０…フィルタ、３２１…リミッタ、３２２…第４の加算器、Δｆ…周波数偏差、Δｆ１’…周波数偏差、Δｆ２’…周波数偏差、Ｐ_ｒｅｆ…有効電力指令値、ΔＰ_ｒｅｆ…有効電力指令値の増減量_、ΔＰ_{ｒｅｆ＿Ｓｈｏｒｔ}…短期抑制部で算出した有効電力指令値の増減量、ΔＰ_{ｒｅｆ＿ｌｏｎｇ}…長期抑制部で算出した有効電力指令値の増減量、Ｐ_ｒｅｆ’…補正有効電力指令値、Ｐ_ｍｅｃｈ…機械エネルギー、Ｐ_Ｇ…風力発電装置の有効電力出力、Ｆｓ…系統周波数、Ｆ_０…系統基準周波数、βｒｅｆ…ピッチ角指令値、Δβｒｅｆ…ピッチ角指令値の増減量、βｒｅｆ’…補正ピッチ角指令値、ω_ｒｅｆ…回転速度指令値

Claims (9)

1. 有効電力指令値に基づいて電力系統に対して有効電力の出力を行う風力発電装置を備える風力発電システムにおいて、
   前記電力系統における周波数偏差の検出を行う周波数偏差検出部と、
   前記周波数偏差に基づいて前記有効電力指令値の増減量を算出し、前記有効電力指令値に当該有効電力指令値の増減量を加算させる周波数変動抑制部と、
   を備え、
   前記周波数変動抑制部は、前記電力系統の発電機が備えるガバナとは逆の特性のゲインを備え、当該ゲインにより前記有効電力指令値の増減量の算出を行う短期変動抑制部を備えることを特徴とする風力発電システム。
2. 前記周波数変動抑制部は、
   前記周波数偏差の大きさを判定し、前記周波数偏差の大きさに応じて前記周波数偏差を増減させる偏差値判定部を備え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. 前記偏差値判定部は、
   それぞれ閾値が異なる２つの不感帯と、
   前記２つの不感帯の出力を加算する第１の加算器と、
   を備え、
   前記２つの不感帯には前記周波数偏差が入力し、前記２つの不感帯の出力を加算することを特徴とする請求項２に記載の風力発電システム。
4. 前記不感帯の一方の閾値をＴＨｆ_１ＬとＴＨｆ_１Ｈとし、
   前記不感帯の他方の閾値をＴＨｆ_２ＬとＴＨｆ_２Ｈとし、
   各閾値の大小関係がＴＨｆ_２Ｌ＜ＴＨｆ_１Ｌ＜ＴＨｆ_１Ｈ＜ＴＨｆ_２Ｈであることを特徴する請求項３に記載の風力発電システム。
5. 前記ＴＨｆ_２ＬとＴＨｆ_２Ｈの閾値を有する不感帯の出力側には、
   当該不感帯の出力を増幅するゲインを有するフィルタを備えることを特徴する請求項４に記載の風力発電システム。
6. 前記周波数変動抑制部は、前記短期変動抑制部で算出した前記有効電力指令値の増減量の正負を反転させるフィルタと、
   前記有効電力指令値と、正負を反転させた前記有効電力指令値の増減量とを加算する第２の加算器と、
   を備えることを特徴する請求項１乃至５のいずれか１項に記載の風力発電システム。
7. 前記風力発電装置は、
   風を受けるブレードと、
   前記ブレードのピッチ角を調整するピッチ角調整部と、
   前記風力発電装置の回転軸の回転速度と前記回転速度指令値とにより、前記ピッチ角調整部で調整するピッチ角指令値を算出するピッチ角算出部と、
   を備え、
   前記周波数変動抑制部は、前記周波数偏差に基づいて前記ピッチ角指令値の補正を行うことを特徴する請求項１乃至請求項６の何れか１項に記載の風力発電システム。
8. 前記周波数変動抑制部は、
   前記偏差値判定部で増減された前記周波数偏差に基づき、前記ピッチ角指令値の増減量の算出を行うピッチ角フィードフォワード制御部と、
   前記ピッチ角指令値の増減量と、前記ピッチ角指令値とを加算する第３の加算器と、
   を備えることを特徴する請求項１乃至７の何れか１項に記載の風力発電システム。
9. 前記周波数変動抑制部は、
   前記電力系統のガバナの特性を近似したゲインを備え、当該ゲインにより前記有効電力指令値の増減量の算出を行う長期変動抑制部と、
   前記短期変動抑制部が算出した前記有効電力の増減量と、前記長期変動抑制部が算出した前記有効電力指令値の増減量とを加算する第４の加算器を備え、
   前記第４の加算器で算出した前記有効電力指令値の増減量を、前記有効電力の指令値に加算させることを特徴とする請求項１乃至８の何れか１項に記載の風力発電システム。

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