JP2017046451A - 発電装置のコントローラ、ウィンドファームのコントローラ、ウィンドファームの制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】
ウィンドファームやソーラーファームなど、異なる条件下に複数の発電装置が存在するエネルギーファーム（発電装置群）において、高調波電流の発生を抑制し、信頼性の高い安定した電力供給を行う。
【解決手段】
電力変換装置を備えた発電装置のコントローラであって、前記発電装置の発電情報を検出する検出部と、前記電力変換装置のキャリア波の位相を整定するキャリア波位相整定部と、を備え、前記キャリア波位相整定部は、前記検出部により検出した発電情報に基づき、キャリア波の位相を決定し、当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とする。
【選択図】 図１

Description

本発明は、電力変換器を備えた発電装置が少なくとも２台以上設置されたエネルギーファーム（発電装置群）において、エネルギーファームから電力系統に流出する高調波電流を抑制する発電装置、エネルギーファームおよびエネルギーファームの制御方法に関する。

近年、再生可能エネルギーの普及が進んでおり、多数の風力発電装置が設置された大規模なウィンドファームや多数のソーラーパネル（太陽光発電装置）が設置された大規模なソーラーファームが建設されている。

風力発電装置や太陽光発電装置は、発電した電力を交流から直流に変換する発電機側の電力変換器、およびその直流を交流に変換して電力系統に電力を送る系統側の電力変換器を備えている。電力変換器は、半導体素子のスイッチングによって電力を直流から交流、または反対に交流から直流に変換する。電力を変換する際にスイッチングで発生する電流の歪みが高調波電流として電力系統に流出する。

この高調波電流は、系統連系規定ＪＥＡＣ９７０１−２０１２（非特許文献１）で定められた基準値以下に抑えることが望ましい。また、例えばウィンドファームでは、複数の風力発電装置の電力変換器のスイッチングが同期することによって、各風力発電装置から流出する電流の歪みが重畳して高調波電流が増幅する場合がある。

高調波電流を抑制する技術として、例えば、特許文献１のような技術がある。特許文献１には、「複数の風力発電装置の電力変換器のスイッチングが非同期になるように、同期した時刻情報に基づいてスイッチングパラメータ（キャリア波の位相など）を設定する方法」が開示されている。

欧州特許出願公開第２４８２４１８Ａ１号明細書

系統連系規定：ＪＥＡＣ９７０１−２０１２、一般社団法人日本電気協会、２０１３年２月、第６版

ところで、特許文献１では、風況状態によって風力発電装置の電力変換器のスイッチングのタイミングが変わることが想定されていない。

ここで、風況が同じ２台の風力発電装置において、スイッチングパラメータの一つであるキャリア波の位相の調整によって、風力発電装置の電力変換器のスイッチングを非同期にしている一例を図２に示す。図２は、風況の同じ１台目の風力発電装置（添え字ａ）と２台目の風力発電装置（添え字ｂ）のキャリア波１０ａおよび１０ｂと、目標正弦波電圧１１と、電力変換器がキャリア波１０ａおよび１０ｂと目標正弦波電圧１１の交点でスイッチングして電力系統に出力する電圧１２ａおよび１２ｂと、電圧１２ａおよび１２ｂによって電力系統に流れる電流１３ａおよび１３ｂを示す。

図２では、特許文献１に示す手法のように、１台目と２台目の風力発電装置に異なる位相のキャリア波を整定して電力変換器のスイッチングを非同期にしている。これにより、１台目と２台目の風力発電装置で電流の歪みの凹凸の頂点の時刻が異なり、それらの電流の合計が流れる連系点では、電流の歪みが打ち消し合ってならされて高調波電流は抑制される。

これに対し、風況の異なる２台の風力発電装置において、特許文献１の手法では風力発電装置の電力変換器のスイッチングが同期してしまう一例を図３に示す。図３では、キャリア波の位相は図２と同じである。１台目と２台目の風力発電装置で風況が異なり、各風力発電装置の発電電力は異なるため、目標正弦波電圧１１ａおよび１１ｂのように目標正弦波電圧の位相に違いが生じている。発電電力と目標正弦波電圧の関係は一般に（１）式の関係で表される。

ただし、Ｐは発電電力、Ｖｓは電力系統の電圧、Ｖｒは目標正弦波電圧、δは両電圧の位相差、Ｘは送電線のリアクタンスである。なお、図３は、２台目の風力発電装置（添え字ｂ）において、電力系統の電圧Ｖｓと送電線のリアクタンスＸと目標正弦波電圧Ｖｒと電力系統の電圧の位相一定の場合で、発電電力Ｐの変化に応じて両電圧の位相δが変化したため、目標正弦波電圧の位相が変化した一例である。

目標正弦波電圧の位相が変化したことにより、スイッチングのタイミングが変化し、時刻Ｔ１およびＴ２で、１台目と２台目の風力発電装置のスイッチングが同期している。したがって、特許文献１の方法では、風況の違いを考慮せずに、複数の風力発電装置の電力変換器に異なる位相のキャリア波を整定すると、スイッチングが同期してしまう場合がある。

一方、風況の異なる２台の風力発電装置では、図４に示すように、１台目と２台目の風力発電装置で目標正弦波電圧１１ａおよび１１ｂが異なるため、同じ位相のキャリア波１０を整定することで、風力発電装置の電力変換器のスイッチングを非同期にすることができる。

本発明の目的は、異なる条件下にある複数の発電装置の電力変換器のキャリア波情報を調整してスイッチングを非同期にすることで、高調波電流の発生を抑制することにある。

本発明は、電力変換装置を備えた発電装置のコントローラであって、前記発電装置の発電情報を検出する検出部と、前記電力変換装置のキャリア波の位相を整定するキャリア波位相整定部と、を備え、前記キャリア波位相整定部は、前記検出部により検出した発電情報に基づき、キャリア波の位相を決定し、当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とする。

また、本発明は、電力変換装置を備えた複数の風力発電装置からなるウィンドファームのコントローラであって、前記風力発電装置の風向情報を検出する風向検出部と、前記電力変換装置のキャリア波の位相を整定するキャリア波位相整定部と、を備え、前記キャリア波位相整定部は、前記風向検出部により検出した風向情報に基づき、キャリア波の位相を決定し、当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とする。

また、本発明は、複数の風力発電装置からなるウィンドファームの制御方法であって、前記ウィンドファームを構成する各風力発電装置の風向情報に基づき、各々の風力発電装置の電力変換装置のキャリア波の位相を決定し、当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とする。

本発明によれば、ウィンドファームやソーラーファームなど、異なる条件下にある複数の発電装置の電力変換器のキャリア波情報を調整してスイッチングを非同期にすることで、高調波電流の発生を抑制することができる。これにより、エネルギーファーム（発電装置群）において、信頼性の高い安定した電力供給が可能となる。

上記した以外の課題、構成および効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

本発明の第１実施例における風力発電装置の構成を示すブロック図である。 風況の同じ２台の風力発電装置の電力変換器のスイッチングが非同期になる一例を示す模式図である。 風況の異なる２台の風力発電装置の電力変換器のスイッチングが同期する場合の一例を示す模式図である。 風況の異なる２台の風力発電装置で電力変換器のスイッチングが非同期になる一例を示す模式図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置の整定データベースに格納される風力発電装置グループテーブルの一例を示す図である。 ウィンドファームにおける風力発電装置の配置と風向の関係を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置の整定データベースに格納されるキャリア波位相整定テーブルの一例を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置の動作を説明するフローチャートである。 本発明の第１実施例における風力発電装置による電流波形の一例を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置による電流波形の一例を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置による電流波形の一例を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置による電流波形の一例を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置による電流波形の一例を示す図である。 本発明の第１実施例における風力発電装置による電流歪率の一例を示す図である。 特許文献１の手法による電流波形の一例を示す図である。 特許文献１の手法による電流波形の一例を示す図である。 特許文献１の手法による電流波形の一例を示す図である。 特許文献１の手法による電流波形の一例を示す図である。 特許文献１の手法による電流波形の一例を示す図である。 特許文献１の手法による電流歪率の一例を示す図である。 本発明の第２実施例における風力発電装置の構成を示すブロック図である。 本発明の第２実施例における実績データベースに格納されるテーブルの一例を示す図である。 本発明の第２実施例における風力発電装置グループテーブル作成部の動作を説明するフローチャートである。 本発明の第２実施例における連系点の高調波電流の時間変化を示す図である。 本発明の第３実施例における風力発電装置の構成を示すブロック図である。 本発明の第３実施例における実績データベースに格納される目標正弦波電圧テーブルの一例を示す図である。 本発明の第３実施例における実績データベースに格納されるキャリア波テーブルの一例を示す図である。 本発明の第３実施例におけるウィンドファームコントローラの動作を説明するフローチャートである。 本発明の第３実施例におけるウィンドファームコントローラによる電力変換器のスイッチングタイミングの一例を示す図である。 本発明の第４実施例における太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。 本発明の第４実施例における太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。 本発明の第４実施例における太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。

以下、図面を用いて実施例を説明する。なお、各図面において同一の構成については同一の符号を付し、重複する部分についてはその詳細な説明は省略する。

先ず、図１を参照して、本実施例におけるウィンドファーム５００の構成について説明する。なお、本実施例では発電装置の例として、風力発電装置を用いて説明する。

図１は、本発明の一実施例を示す図である。図１は、風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）と、送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）と、電力系統３００で構成される。

なお、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）が送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）を介して電力系統３００に接続される地点を連系点４００とした。また、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）とそれらをつなぐ送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）をまとめてウィンドファーム５００とした。

風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）は、風力発電機１１０と、風力発電機１１０の発電電力を電力系統に送る電力変換器１２０と、電力変換器のキャリア波の位相を整定する整定装置１３０とで構成される。

次に、整定装置１３０の構成について説明する。整定装置１３０は、風向検出部１３１と、時刻同期部１３２と、整定データベース１３３と、キャリア波位相整定部１３４とで構成される。

風向検出部１３１は、風力発電機１１０に流入する風の風向を検出する。風向の検出には、風力発電機１１０に設置した風向計の計測情報、または風力発電機のナセル角度を用いる。

時刻同期部１３２は、ウィンドファーム５００における複数の風力発電機の時刻情報を同期させる。時刻同期は、例えば、ＧＰＳ（Ｇｌｏｂａｌ−Ｐｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇ−Ｓｙｓｔｅｍ：全地球測位システム）衛星からの信号を各風力発電装置が受信する方法を用いる。これにより、マイクロ秒程度の精度で同期した時刻情報が得られる。

整定データベース１３３には、識別番号、風力発電装置グループテーブル、キャリア波位相整定テーブル、不感帯が格納される。

キャリア波位相整定部１３４は、風向検出部１３１と、時刻同期部１３２と、整定データベース１３３とから送られる各種データを用いて、電力変換器１２０に送るキャリア波位相の整定値を決定する。なお、キャリア波位相整定部１３４において決定すべきキャリア波情報としては、例えばキャリア波位相やキャリア周波数がある。

整定データベース１３３に格納される識別番号、風力発電装置グループテーブル、キャリア波位相整定テーブル、不感帯について説明する。

識別番号は、ウィンドファーム５００に設置された複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）において各風力発電装置を区別するための番号である。例えば、図１に示す４台の風力発電装置１００は、１００ａ，１００ｂ，１００ｃ，１００ｄのように識別番号が与えられている。

風力発電装置グループテーブルは、所定の風向に対して類似の風況条件下にある複数の風力発電装置１００を事前に定めたテーブルである。その一例を図５に示す。図５は、任意の幅を持たせて区切った風向範囲と、各風向範囲に対して類似の風況条件下にある風力発電装置１００をまとめたグループの番号Ａ１〜Ｄ２またはそれ以外と、各グループに所属する風力発電機１００の識別番号１００ａ〜１００ｄとを対応づけたテーブルである。

例えば、図６に示す風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の配置の場合は、風向が０°〜９０°の範囲では、風上に配置されている風力発電装置は１００ａおよび１００ｂであり、それらをグループＡ１とする。また、風下に配置されている風力発電装置は１００ｃおよび１００ｄであり、それらをグループＡ２にする。さらに、風力発電装置の配置間隔、地形の起伏、障害物などに基づいてグループテーブルを作成することが望ましい。なお、類似の風況条件下にある風力発電装置が２台以上存在しない風力発電装置については、それらを図５に示すグループ番号のそれ以外とする。

キャリア波位相整定テーブルは、風力発電装置グループテーブルの各グループに所属する風力発電装置の電力変換器のスイッチングが非同期になるように、各電力変換器に整定するキャリア波の位相の整定値を事前に定めたテーブルである。その一例を図７に示す。図７は、風力発電装置グループテーブルに対応したグループ番号Ａ１〜Ｄ２またはそれ以外と、各風力発電装置の電力変換器のキャリア波位相の整定値を対応づけたテーブルである。

風況条件が類似する風力発電装置の各グループ（図７に示すＡ１〜Ｄ２）では、図２に示すように各風力発電装置の電力変換器のキャリア波位相に位相差を与えることでスイッチングを非同期にできる。また、類似の風況条件下にある風力発電装置が２台以上存在しない複数の風力発電装置（図７に示すそれ以外）については、図４に示すように、各風力発電装置の電力変換器に同じ位相のキャリア波位相を整定することでスイッチングを非同期にできる。

不感帯は、風向の微小変化に対して上記の風力発電装置グループの変更が行われないようにするための整定値である。例えば、風向が９０°を中心に±５°で変動している場合は、図５に示すように風力発電装置１００ｂはグループＡ１とＢ１の変更を繰り返す。グループの変更に伴い、キャリア波位相も変更されるため、電力変換器の出力が不安定になる可能性がある。そこで、風力発電装置１００ｂがグループＡ１に所属している場合には、９０°に不感帯の１０°を加算した１００°を超えた場合にグループＢ１に変更させる。

次に、図８を参照して、整定装置１３０におけるキャリア波位相整定部１３４の動作を説明する。

ステップ１１（Ｓ１１）において、整定データベース１３３から識別番号、風力発電装置グループテーブル、キャリア波位相整定テーブル、不感帯を読込む。なお、ステップ１１（Ｓ１１）は、整定データベース１３３が更新されるたびに実行する。

続いて、ステップ１２（Ｓ１２）において、風向検出部１３１の風向情報から風向の変化を検出する。風向の変化を検出した場合は、ステップ１３（Ｓ１３）に移行する。風向が変化していない場合は、またステップ１２（Ｓ１２）に移行する。なお、ステップ１２（Ｓ１２）は、風向の検出周期で実行する。

続いて、ステップ１３（Ｓ１３）において、ステップ１１（Ｓ１１）で読込んだ識別番号と風力発電装置グループテーブルと不感帯と、ステップ１２（Ｓ１２）で検出した風向情報とを用いて、風力発電装置の所属グループを判定する。現在の所属グループの風向範囲に不感帯を追加した範囲を超えた場合に、所属グループを変更する。また、その範囲を超えている時間の積分値が所定の値を超えた場合にグループを変更しても良い。

続いて、ステップ１４（Ｓ１４）において、所属グループが変更された場合にはステップ１５（Ｓ１５）に移行する。変更されていない場合はステップ１２（Ｓ１２）に移行する。

続いて、ステップ１５（Ｓ１５）において、ステップ１１（Ｓ１１）で読込んだキャリア波位相整定テーブルと、ステップ１３（Ｓ１３）で判定した所属グループの番号を用いて、キャリア波の位相の整定値を決定する。

最後に、ステップ１６（Ｓ１６）において、時刻同期部１３２によって複数の風力発電装置と同期のとれた時刻情報に基づいて、電力変換器のキャリア波の位相を変更する。

このようにして、本実施例の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）では、整定装置１３０のキャリア波位相整定部１３４は、風向検出部１３１の風向情報に応じて変更したキャリア波位相を電力変換器１２０に整定する。これにより、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）から流出する高調波電流は、各々の変動が打ち消しあって変動がならされ、ウィンドファーム５００から電力系統３００に流出する高調波電流を抑制できる。

ウィンドファーム５００に風況条件の異なる複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）が存在する場合であっても、電力変換器１２０のスイッチングを非同期することができる。また、不感帯を設けることで、過剰なキャリア波位相の変更によって電力変換器１２０の出力が不安定になることを防止できる。

なお、各風力発電機１１０がナセル角度から検出した風向情報に基づいてキャリア波の位相の整定値を更新する場合、集中制御サーバと、その集中制御サーバと風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）でデータを送受信するための通信網が不要である。

また、高調波電流を抑制するための高調波フィルタを送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）などに設ける場合、その容量を削減することができる。

ここで、本実施例における風力発電装置による高調波電流の抑制の一例を図９Ａから図９Ｅ、および図１０に示す。図９Ａから図９Ｅは、図１に示すような風力発電装置１００a〜１００ｄで構成されるウィンドファーム５００における、各風力発電装置１００の電流波形（図９Ａ〜図９Ｄ）と、連系点４００の電流波形（図９Ｅ）である。

また、風力発電装置１００ａと１００ｂ、および風力発電装置１００ｃと１００ｄの風況条件は、各々等しいものとした。風力発電装置１００のグループ分けおよびキャリア波位相の整定値は、図５および図７を参照して、風向範囲は０°〜９０°で、グループ番号はＡ１およびＡ２のケースとした。図９Ａから図９Ｅに示すように、各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の電流波形（図９Ａ〜図９Ｄ）に対して、連系点４００の電流波形（図９Ｅ）は正弦波に近づき、高調波は低減されている。また、図１０に示すように、連系点４００の電流波形（図９Ｅ）の電流歪率は１％程度に抑制できている。

一方、特許文献１の手法のように、風力発電装置１００（１００a〜１００ｄ）の風況条件の違いを考慮しないでキャリア波の位相を整定したときの高調波電流の一例を図１１Ａから図１１Ｅに示す。キャリア波の位相は、４台の風力発電装置で位相差が均等になるように、風力発電装置１００ａは０°、１００ｂは９０°、１００ｃは１８０°、１００ｄは２７０°に整定した。

図１１Ａから図１１Ｅに示すように、特許文献１の手法においても、各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の電流波形（図１１Ａ〜図１１Ｄ）に対して、連系点４００の電流波形（図１１Ｅ）は正弦波に近づき、高調波は低減されている。しかしながら、図１２に示すように、連系点４００の電流波形（図１１Ｅ）の電流歪率は２％程度発生している。したがって、本実施例の手法により高調波電流をさらに半減できることがわかる。

以上説明したように、本実施例によれば、異なる風況条件下にある複数の風力発電装置の電力変換器のキャリア波情報を調整してスイッチングを非同期にすることで、高調波電流の発生を抑制することができる。これにより、ウィンドファーム（風力発電装置群）において、信頼性の高い安定した電力供給が可能となる。

本実施例では、実施例１の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）に加えて、整定データベース１３３に格納される風力発電装置グループデータベースを複数の風力発電装置の実績データに基づいて更新するウィンドファームコントローラを備えた例について説明する。

図１３は、本実施例の風力発電装置の構成を示すブロック図である。図１３は、風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）と、送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）と、電力系統３００と、高調波を検出するセンサ６００と、通信ネットワーク７００と、ウィンドファームコントローラ８００とからなる構成を示した図である。

また、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）が送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）を介して電力系統３００に接続される地点を連系点４００、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）とそれらをつなぐ送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）をまとめてウィンドファーム５００とした。風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）は、実施例１の整定装置１３０に代えて整定装置１３０ｂを有する。センサ６００は、連系点４００の高調波電流を計測する。高調波電流の計測値は、通信ネットワーク７００を介してウィンドファームコントローラ８００に送られる。

本実施例の整定装置１３０ｂは、整定装置１３０の要素に加え、発電量検出部１３５、実績データベース１３６、通信部１３７を含む。整定装置１３０ｂの要素のうち、整定装置１３０と同一の符号を付けた要素については、同一の機能を有するとして、その説明を省略する。

発電量検出部１３５は、風向検出部１３１と同じ時間周期で風力発電機１１０の発電量を検出し、その検出値を実績データベース１３６に送る。発電量は、風力発電機１１０の皮相電力、有効電力、電流、回転数または風力発電機１１０に設置された風向計の風速など風力発電装置の発電量を示すいずれかの指標である。

実績データベース１３６には、風向・発電量実績デーブルが格納される。風向・発電量実績デーブルは、風向および発電量の検出値と、それらを検出した日時を対応づけたテーブルである。その一例を図１４に示す。図１４は、１０分刻みで検出された風向および発電量の検出値を示している。例えば、検出値は１０分毎の各時刻で計測した値であっても良いし、１秒毎に計測した１０分間の平均値であっても良い。

通信部１３７は、通信ネットワーク７００を介して、ウィンドファームコントローラ８００に実績データベース１３６の風向・発電量実績デーブルを送るためと、ウィンドファームコントローラ８００から変更された風力発電装置グループテーブルを受け取るために用いられる。

次に、ウィンドファームコントローラ８００の構成について説明する。ウィンドファームコントローラ８００は、通信部８１０と、実績データベース８２０と、風力発電装置グループテーブル作成部８３０とで構成される。

通信部８１０は、通信ネットワーク７００を介して、風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）に風力発電装置グループテーブルを送信するためと、風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）から実績データベース１３６の風向・発電量実績デーブルを受信するために用いられる。

実績データベース８２０は、通信部８１０を介して受信した複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の各実績データベース１３６の風向・発電量実績デーブルを格納する。

風力発電装置グループテーブル作成部８３０は、通信部８１０を介して受信したセンサ６００の高調波電流の計測値が許容値を超過した場合に、実績データベース８２０に格納された複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の風向・発電量実績デーブルを用いて風力発電装置グループテーブルを修正する。

以下、図１５を参照して、ウィンドファームコントローラ８００における風力発電装置グループテーブル作成部８３０の動作を説明する。

ステップ２１（Ｓ２１）において、高調波を検出するセンサ６００から高調波電流の計測値を読込む。なお、ステップ２１（Ｓ２１）は、センサ６００の計測周期で実行することが望ましい。

続いて、ステップ２２（Ｓ２２）において、高調波電流の計測値が予め定めた許容値を超過するかを判定する。許容値を超過しない場合は、ステップ２３（Ｓ２３）に移行する。許容値を超過する場合には、ステップ２４（Ｓ２４）に移行する。

ステップ２３（Ｓ２３）において、ループ回数ｉに０を代入してステップ２１（Ｓ２１）に移行する。

ステップ２４（Ｓ２４）において、ループ回数ｉが予め定めておいた上限値に達したかを判定する。ループ回数ｉが上限値に達している場合はステップ２５（Ｓ２５）に移行する。上限値に達していない場合はステップ２６（Ｓ２６）に移行する。

ステップ２５（Ｓ２５）において、風力発電装置グループテーブルの修正によって、高調波電流を許容値以下に抑えることができないことを運用者に警告する。このアラームを受けた運用者は、高調波フィルタの増設等の高調波対策を計画する。

ステップ２６（Ｓ２６）において、ループ回数ｉが１以上かを判定する。ループ回数ｉが１以上の場合はステップ２７（Ｓ２７）に移行する。ループ回数ｉが０の場合はステップ２８に移行する。

ステップ２７（Ｓ２７）では、１つ前のループで修正した風力発電装置グループテーブルでは高調波電流を許容値以下にできなかったため、風力発電装置グループテーブルのグループを分けの基準となる発電量の範囲ΔＷを狭める。例えば、平均発電量の範囲ΔＷを０．２ｐｕから０．１ｐｕに狭めると、０．０ｐｕ〜１．０ｐｕを５個のグループに分けていたのが、その２倍の１０個のグループになる。このようにグループを細分化することで、図２に示すように目標正弦波電圧１１がより類似している風力発電装置を同じグループにすることができる。これにより、キャリア波位相を整定した際に、図３に示すように目標正弦波電圧１１ａと１１ｂの違いによってスイッチングが同期してしまう確立が低くなる。

続いて、ステップ２８（Ｓ２８）において、実績データベース８２０から図１４に示す複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の風向・発電量実績デーブルを読込む。

続いて、ステップ２９（Ｓ２９）において、風力発電装置グループテーブルで示される風向範囲毎に、各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の平均発電量を計算する。平均発電量は、図１４に示す風向・発電量実績デーブルの各時刻の発電量の平均値を計算したものである。

続いて、ステップ３０（Ｓ３０）において、ステップ２９（Ｓ２９）の平均発電量と予め定めておいた発電量の範囲ΔＷを用いて風力発電装置をグループ分けする。例えば、発電量の範囲ΔＷが０．２ｐｕの場合は、０．０ｐｕ〜０．２ｐｕ、０．２ｐｕ〜０．４ｐｕ、０．４ｐｕ〜０．６ｐｕ、０．６ｐｕ〜０．８ｐｕ、０．８ｐｕ〜１．０ｐｕの５個のグループに分けて、平均発電量が各々のグループに所属する風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）を決定する。

最後に、ステップ３１（Ｓ３１）において、ステップ３０（Ｓ３０）でのグループ情報を用いて風力発電装置グループテーブルを修正する。風力発電装置グループテーブルには、図５に示すように風向毎にグループ番号と、グループに所属する風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の識別番号を記載する。なお、ステップ３０（Ｓ３０）のグループ分けにおいて、風力発電装置１００が１台しか所属しないグループがあった場合には、その風力発電装置を図５に示すグループ番号がそれ以外のグループに登録する。

このようにして、本実施例のウィンドファームコントローラ８００は、センサ６００の高調波電流計測値が許容値を超過する場合に、風力発電装置グループデータテーブルを修正する。また、風力発電装置グループデータテーブルは、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の実績データベース１３６の風向・発電量実績テーブルを用いて作成する。さらに、風力発電装置グループデータテーブルの修正によって高調波電流を許容値以下に抑えることができない場合には、ウィンドファーム５００の運用者に対してアラームを出す。これにより、建物の新設、天候状況などにより風向に対する各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の発電量が変化して高調波電流が増加しても、風力発電装置グループデータテーブルを修正して高調波電流を抑制することができる。また、風力発電装置１００のキャリア波位相整定部１３４のキャリア波位相の調整によって高調波電流を許容値以下に抑制できない場合に運用者にアラームを出すことで、高調波フィルタの増設などの対策が必要なことを運用者に知らせることができる。

ここで、本実施例におけるウィンドファームコントローラ８００による連系点４００の高調波電流の抑制の一例を図１６に示す。図１６では、本実施例の手法による連系点４００の高調波電流を実線２１で示し、本実施例の手法を用いない場合の高調波電流を破線２２を示している。

本実施例の手法では、時刻Ｔ１で高調波電流の実線２１は高調波電流の許容値２３を超過し、ウィンドファームコントローラ８００の風力発電装置グループテーブル作成部８３０は、図１５に示すフローに従って風力発電装置グループテーブルの修正を開始した。時刻Ｔ２で、１回目の修正した風力発電装置グループテーブルがウィンドファームコントローラ８００から各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）に送信された。これにより、各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のキャリア波位相が変更され、系統連系点４００の高調波電流は抑制された。

しかしながら、系統連系点４００の高調波電流は、まだ許容値２３を超過しているため、２回目の風力発電装置グループテーブルの修正が行われる。１回目と同様に、２回目の修正した風力発電装置グループテーブルにより各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のキャリア波位相が変更され、高調波電流はさらに抑制された。２日目の修正で、時刻Ｔ４において高調波電流（実線２１）は許容値２３以下となり、風力発電装置グループテーブルの修正は終了する。

これに対して、本実施例の手法による風力発電装置グループテーブルの更新を行わない場合は、時刻Ｔ１で高調波電流（破線２２）は高調波電流の許容値２３を超過した後も、高調波電流（破線２２）は上昇を続けて、時刻Ｔ３で系統連系規定の上限値２４を超過してしまう。

したがって、本実施例の手法による風力発電装置グループテーブルの修正によって、各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のキャリア波位相は適切に整定され、系統連系点の高調波電流を抑制することができる
以上説明したように、本実施例によれば、異なる風況条件下にある複数の風力発電装置の電力変換器のキャリア波情報を調整してスイッチングを非同期にすることで、高調波電流の発生をより効果的に抑制することができる。これにより、ウィンドファーム（風力発電装置群）において、より信頼性の高い安定した電力供給が可能となる。

以下、図１７を参照して、本実施例におけるウィンドファーム５００の構成について説明する。図１７は、本発明の一実施例を示す図である。図１７は、風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）と、送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）と、電力系統３００と、通信ネットワーク７００と、ウィンドファームコントローラ８００ｂとの構成を示した図である。また、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）が送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）を介して電力系統３００に接続される地点を連系点４００、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）とそれらをつなぐ送電線２００（２００ａ〜２００ｄ）をまとめてウィンドファーム５００とした。ウィンドファーム５００は、実施例２のウィンドファームコントローラ８００に代えてウィンドファームコントローラ８００ｂを有する。

次に、風力発電装置１００の構成について説明する。風力発電装置１００は、風力発電機１１０と、電力変換器１２０と、通信部１５０で構成される。風力発電機１１０は、風のエネルギーに基づいて発電する。電力変換器１２０は、風力発電機１１０の発電電力を電力系統に送る。通信部１５０は、通信ネットワーク７００を介して、電力変換器１２０の目標正弦波電圧とキャリア波の周波数および位相をウィンドファームコントローラ８００ｂに送信する。また、ウィンドファームコントローラ８００ｂから変更したキャリア波の位相を受信して電力変換器１２０に送る。

次に、ウィンドファームコントローラ８００ｂの構成について説明する。ウィンドファームコントローラ８００ｂは、通信部８１０と、電力変換器データベース８４０と、スイッチングタイミング推定部８５０と、キャリア波位相整定部８６０で構成される。

通信部８１０は、通信ネットワーク７００を介して、ウィンドファームコントローラ８００ｂが作成したキャリア波位相の整定値を複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）に送信する。また、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）から各電力変換器１２０の目標正弦波電圧とキャリア波を受信する。

電力変換器データベース８４０は、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の各電力変換器１２０の目標正弦波電圧とキャリア波のテーブルを格納する。例えば、図２に示すように目標正弦波電圧は実線１１であり、またキャリア波は実線１０ａおよび破線１０ｂである。電力変換器データベース８４０に格納されるテーブルの一例を図１８および図１９に示す。図１８は、目標正弦波電圧のデーブルであり、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の目標正弦波電圧とその検出時刻とを対応づけている。検出時刻の刻みは、キャリア周波数に対して十分小さい値の設定することが望ましく、例えば数十マイクロ秒程度である。図１９は、キャリア波のテーブルであり、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の識別番号とキャリア波の振幅、周波数、および位相を対応づけている。なお、キャリア波は、振幅、周波数、および位相の情報を用いて再現できる。

スイッチングタイミング推定部８５０は、電力変換器データベース８４０に格納される目標正弦波電圧とキャリア波の振幅、周波数、位相を用いて、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の各電力変換器１２０のスイッチングのタイミングを推定する。さらに、スイッチングタイミングの推定値と、その推定に用いたキャリア波の位相をキャリア波位相整定部８６０に送る。

キャリア波位相整定部８６０は、スイッチングタイミング推定部８５０によるスイッチングタイミングの推定値とキャリア波位相の整定値から、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングタイミングの間隔が所定値以上離れるように、キャリア波位相を修正する。また、修正したキャリア波位相をスイッチングタイミング推定部８５０に送る。そして、スイッチングタイミングの間隔が所定値以上離れたことを確認したら、その時のキャリア波位相を通信部８１０に送る。

以下、図２０を参照して、ウィンドファームコントローラ８００ｂにおける、スイッチングタイミング推定部８５０およびキャリア波位相整定部８６０の動作を説明する。

ステップ３１（Ｓ３１）において、電力変換器データベース８４０から複数風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の目標正弦波電圧とキャリア波のテーブル（図１８，図１９）を読込む。なお、ステップ３１（Ｓ３１）は、電力変換器データベース８４０が更新されるたびに実行することが望ましい。

続いて、ステップ３２（Ｓ３２）において、スイッチングタイミング推定部８５０が、目標正弦波電圧とキャリア波のテーブルを用いて、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の電力変換器１２０のスイッチングのタイミングを推定する。図２に示すように、電力変換器１２０は、目標正弦波電圧とキャリア波の交点でスイッチングするため、目標正弦波電圧とキャリア波から電力変換器１２０のスイッチングのタイミングを推定することができる。

続いて、ステップ３３（Ｓ３３）において、ステップ３２（Ｓ３２）によるスイッチングタイミングの推定値から、スイッチングの時間間隔ΔＴを計算する。ΔＴは、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）うちいずれか１台がスイッチングした時刻から、次にいずれか１台がスイッチングする時刻までの間隔である。なお、同時刻に複数台の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）がスイッチングした場合は，ΔＴは０となる。

続いて、ステップ３４（Ｓ３４）において、スイッチングの時間間隔ΔＴが予め設定しておいたしきい値以上であるかを判定する。ΔＴがしきい値以上の場合は、ステップ３８（Ｓ３８）に移行する。ΔＴがしきい値より小さい場合は、ステップ３５（Ｓ３５）に移行する。

ステップ３５（Ｓ３５）では、スイッチングの時間間隔ΔＴがしきい値以上になるように各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の電力変換器１２０のキャリア波の位相を修正する。例えば、ΔＴが小さい時にスイッチングしていた２台の風力発電装置１００のうち、後にスイッチングした風力発電装置１００のキャリア波位相を３０°から９０°に遅らせる。これにより、後にスイッチングした風力発電装置１００のスイッチングのタイミングを遅らせることができ、ΔＴは大きくなる。

ステップ３６（Ｓ３６）では、ループ回数ｉに１を加算する。

ステップ３７（Ｓ３７）では、ループ回数ｉが予め設定しておいた上限値以上であるかを判定する。ループ回数が上限値以上の場合は、ステップ３８（Ｓ３８）に移行する。ループ回数が上限値より小さい場合は、ステップ３２（Ｓ３２）に移行する。

最後にステップ３８において、スイッチングの時間間隔ΔＴがしきい値以下、またはキャリア波位相の修正回数（ループ回数）が上限値以上の場合に、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）に修正したキャリア波位相の整定値を送信する。

このようにして、本実施例のウィンドファームコントローラ８００ｂは、各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の目標正弦波電圧とキャリア波の検出値を用いて、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングが非同期になるように各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）の電力変換器１２０のキャリア波位相の整定値を作成する。また、可能な限り複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングの時間間隔が大きくなるように、キャリア波位相の整定値を作成する。これにより、各風力発電装置から流出する高調波電流は個々の変動が打ち消しあって変動がならされ、ウィンドファーム５００から電力系統３００に流出する高調波電流を抑制できる。また、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングの時間間隔を大きくすることで、高調波電流のならし効果を最大化することができる。

ここで、本実施例におけるウィンドファームコントローラ８００ｂによって、複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングを非同期にした一例を図２１に示す。図２１は、スイッチングタイミング推定部８５０が推定した複数の風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングタイミングを示すテーブルである。キャリア波位相整定部８６０よってキャリア波位相の整定値を修正する前のスイッチングタイミングを黒丸●で示し、また修正した後のスイッチングタイミングを白丸○で示している。

本実施例の手法では、図２０に示すフローに従って、図１８に示す目標正弦波電圧のテーブルと図１９に示すキャリア波のテーブルを用いて、図２１に示すように各風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングタイミングを推定した。そして、スイッチングが同期しているか、またはスイッチングの時間間隔ΔＴが予め設定したしきい値より小さい場合に、キャリア波位相を修正する。図２１では、キャリア波位相の修正前（黒丸●で示す）は、風力発電１００ｃおよび１００ｄでスイッチングが同期した。そこで、風力発電１００ｄのキャリア波位相を進めることで、スイッチングの時刻を早めた。これにより、キャリア波位相の修正後（白丸○で示す）は、風力発電１００ｃおよび１００ｄのスイッチングを非同期することができた。また、風力発電装置１００（１００ａ〜１００ｄ）のスイッチングの各時間間隔ΔＴが所定の値以上となるようにキャリア波位相を整定するため、ΔＴは均等になり、高調波電流のならし効果を最大化することができた。

以上説明したように、本実施例によれば、異なる風況条件下にある複数の風力発電装置の電力変換器のキャリア波情報を調整してスイッチングを非同期にすることで、高調波電流の発生を確実に抑制することができる。これにより、ウィンドファーム（風力発電装置群）において、より信頼性の高い安定した電力供給が可能となる。

図２２から図２４を用いて、本実施例におけるソーラーファームおよびソーラーファームコントローラについて説明する。実施例１から実施例３では発電装置の例として風力発電装置を用いて説明したが、本実施例では太陽光発電装置を例に説明する。図２２は図１（実施例１）に対応する太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。また、図２３は図１３（実施例２）に対応する太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。図２４は図１７（実施例３）に対応する太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。

図１と図２２の差異は、エネルギーファーム（発電装置群）内に設置される発電装置が、風力発電機１１０であるか太陽光発電機９１０であるかの違いである。図１の風向検出部１３１は、図２２の日射量検出部９３１に相当する。同様に、図１３と図２３の差異、図１７と図２４の差異も、風力発電機１１０であるか太陽光発電機９１０であるかの違いである。図２２から図２４の各図の構成およびそれらの作用効果は、実施例１から実施例３において述べた内容と重複するため、詳細な説明は省略するが、実施例１から実施例３において説明した風力発電装置（ウィンドファーム）での作用効果は、本実施例の太陽光発電装置（ソーラーファーム）においても同様である。

つまり、実施例１から実施例３の手法を、太陽光発電装置（ソーラーファーム）に適用することで、ソーラーファームに日射量条件の異なる複数の太陽光発電装置が存在する場合であっても、太陽光発電装置の電力変換器のスイッチングを非同期することができる。これにより、各太陽光発電装置から流出する高調波電流は、各々の変動が打ち消しあって変動がならされ、ソーラーファームから電力系統に流出する高調波電流は抑制できる。また、高調波電流を抑制するために必要な高調波フィルタの容量を削減できる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ−Ｓｔａｔｅ−Ｄｒｉｖｅ）等の記録装置、または、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。

１０，１０ａ，１０ｂ…キャリア波、１１，１１ａ，１１ｂ…目標正弦波電圧、１２，１２ａ，１２ｂ…電圧、１３，１３ａ，１３ｂ…電流、１００，１００ａ，１００ｂ，１００ｃ，１００ｄ…風力発電装置、１１０…風力発電機、１２０…電力変換器、１３０，１３０ｂ…整定装置、１３１…風向検出部、１３２…時刻同期部、１３３…整定データベース、１３４…キャリア波位相整定部、１３５…発電量検出部、１３６…実績データベース、１３７…通信部、２００，２００ａ，２００ｂ，２００ｃ，２００ｄ…送電線、３００…電力系統、４００…連系点、５００…ウィンドファーム、６００…センサ、７００…通信ネットワーク、８００，８００ｂ…ウィンドファームコントローラ、８１０…通信部、８２０…実績データベース、８３０…風力発電装置グループテーブル作成部、８４０…電力変換器データベース、８５０…スイッチングタイミング推定部、８６０…キャリア波位相整定部、９００，９００ａ，９００ｂ，９００ｃ，９００ｄ…太陽光発電装置、９１０…太陽光発電機、９３１…日射量検出部、１０００…ソーラーファーム、１１００，１１００ｂ…ソーラーファームコントローラ、１１３０…太陽光発電装置グループテーブル作成部。

Claims (15)

1. 電力変換装置を備えた発電装置のコントローラであって、
   前記発電装置の発電情報を検出する検出部と、
   前記電力変換装置のキャリア波の位相を整定するキャリア波位相整定部と、を備え、
   前記キャリア波位相整定部は、前記検出部により検出した発電情報に基づき、キャリア波の位相を決定し、
   当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とする発電装置のコントローラ。
2. 請求項１に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記発電装置の時刻情報を同期させる時刻同期部をさらに備え、
   前記キャリア波位相整定部で決定したキャリア波の位相に基づき、前記電力変換装置のスイッチングのタイミングを制御することを特徴とする発電装置のコントローラ。
3. 請求項２に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記発電装置は複数台設置され、
   前記キャリア波位相整定部は、前記発電装置の各々の検出部により検出した発電情報および予め定めたグループテーブルに基づき、前記発電装置のグループ分けを行い、
   同じグループに属する各発電装置の電力変換装置のスイッチングが非同期になるように前記各発電装置の電力変換装置を制御することを特徴とする発電装置のコントローラ。
4. 請求項３に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記発電情報が予め設定された許容範囲を超えた場合、または予め設定された許容範囲を超えた時間の積分値が所定の値を超えた場合、前記キャリア波位相整定部は、前記発電装置の各々の検出部により検出した発電情報および予め定めたグループテーブルに基づき、前記発電装置のグループ分けを変更することを特徴とする発電装置のコントローラ。
5. 請求項３に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記キャリア波位相整定部は、同じグループに属する各発電装置のスイッチングが非同期になるキャリア波位相の整定値を予め定めたキャリア波位相整定テーブルに基づき、前記各発電装置の電力変換装置を制御することを特徴とする発電装置のコントローラ。
6. 請求項３に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記複数の発電装置の発電情報を蓄積する実績データベースをさらに備え、
   前記キャリア波位相整定部は、前記発電装置の各々の検出部により検出した発電情報、予め定めたグループテーブル、および前記実績データベースの発電情報に基づき、前記発電装置のグループ分けを行い、前記各発電装置の電力変換装置を制御することを特徴とする発電装置のコントローラ。
7. 請求項１に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記発電装置は、風を受けて発電運転する風力発電装置であり、
   前記発電情報は、前記風力発電装置における風向情報であることを特徴とする発電装置のコントローラ。
8. 請求項１に記載の発電装置のコントローラであって、
   前記発電装置は、太陽光を受けて発電運転する太陽光発電装置であり、
   前記発電情報は、前記太陽光発電装置における日射量情報であることを特徴とする発電装置のコントローラ。
9. 電力変換装置を備えた複数の風力発電装置からなるウィンドファームのコントローラであって、
   前記風力発電装置の風向情報を検出する風向検出部と、
   前記電力変換装置のキャリア波の位相を整定するキャリア波位相整定部と、を備え、
   前記キャリア波位相整定部は、前記風向検出部により検出した風向情報に基づき、キャリア波の位相を決定し、
   当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とするウィンドファームのコントローラ。
10. 請求項９に記載のウィンドファームのコントローラであって、
    前記キャリア波位相整定部は、前記風力発電装置の各々の風向検出部により検出した風向情報および予め定めたグループテーブルに基づき、前記風力発電装置のグループ分けを行い、
    同じグループに属する各風力発電装置の電力変換装置のスイッチングが非同期になるように各風力発電装置の電力変換装置を制御することを特徴とするウィンドファームのコントローラ。
11. 請求項９に記載のウィンドファームのコントローラであって、
    前記電力変換装置の目標正弦波電圧およびキャリア波情報を格納する電力変換装置データベースと、
    前記電力変換装置のスイッチングのタイミングを推定するスイッチングタイミング推定部と、をさらに備え、
    前記スイッチングタイミング推定部は、前記電力変換装置データベースの目標正弦波電圧およびキャリア波情報に基づき、前記電力変換装置のスイッチングのタイミングを推定し、
    前記キャリア波位相整定部は、当該推定した前記電力変換装置のスイッチングタイミングの推定値に基づき、前記電力変換装置を制御することを特徴とするウィンドファームのコントローラ。
12. 請求項１１に記載のウィンドファームのコントローラであって、
    前記キャリア波位相整定部は、前記複数の風力発電装置の各電力変換装置のスイッチングが非同期になるように前記電力変換装置を制御することを特徴とするウィンドファームのコントローラ。
13. 複数の風力発電装置からなるウィンドファームの制御方法であって、
    前記ウィンドファームを構成する各風力発電装置の風向情報に基づき、各々の風力発電装置の電力変換装置のキャリア波の位相を決定し、
    当該決定したキャリア波の位相に基づき前記電力変換装置を制御することを特徴とするウィンドファームの制御方法。
14. 請求項１３に記載のウィンドファームの制御方法であって、
    前記各風力発電装置の風向情報および時刻情報に基づき、前記電力変換装置のスイッチングのタイミングを制御することを特徴とするウィンドファームの制御方法。
15. 請求項１３に記載のウィンドファームの制御方法であって、
    前記発電装置の各々の風向検出部により検出した風向情報および予め定めたグループテーブルに基づき、前記風力発電装置のグループ分けを行い、
    同じグループに属する各風力発電装置の電力変換装置のスイッチングが非同期になるように各風力発電装置の電力変換装置を制御することを特徴とするウィンドファームの制御方法。

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