JP2023018601A - 風力発電装置の制御システムおよび風力発電装置の制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】風車が受ける風荷重を効果的に低減することができる風力発電装置の制御システムを提供する。【解決手段】実施の形態による風力電池発電装置の制御システムの風速予測部は、風力発電装置の受風面に流入する風の風速予測データを予測する。算出部は、風速予測部により予測された風速予測データに基づいて、風力発電装置が受ける風荷重を算出するとともに風力発電装置の発電量を算出する。運転制御部は、算出部により算出された風荷重および発電量に基づいて、風力発電装置の運転トルク指令値を出力する。風速予測部は、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データを複数の方位について取得するとともに、複数の方位についての風速データから、ナセル計測部により計測されたナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データを風速予測データとして選定する。【選択図】図１

Description

本発明の実施の形態は、風力発電装置の制御システムおよび風力発電装置の制御方法に関する。

風車を用いた風力発電装置（ＷＴＧ：Ｗｉｎｄ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）が知られている。風力発電装置は、発電時に化石燃料を用いることを不要にでき、二酸化炭素（ＣＯ_２）を削減できる発電装置としてコストパフォーマンスを高めることができる。風力発電施設の設置は急速に増加している。数基から数十基にわたる風力発電装置で構成されるウィンドファームが設置されている。

一般的に、風力発電装置では、ナセル上に設置された１つの風向風速計で計測された風況（風速および風向）に基づいて、機器の制御が行われている。この風向風速計で計測される風速は、ナセル高さにおける風速である。しかしながら、風車に流入する風は、鉛直方向に風速分布を有している場合がある。このため、風速分布を有している場合には、風車の各ブレードが受ける風荷重が増大し、場合によっては風車の故障が発生し得る。

特開２０１８－３５７０６号公報

実施の形態は、このような点を考慮してなされたものであり、風車が受ける風荷重を効果的に低減することができる風力発電装置の制御システムおよび風力発電装置の制御方法を提供することを目的とする。

実施の形態による風力発電装置の制御システムは、風力発電装置の運転を制御する制御システムである。風力発電装置の制御システムは、風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風向を計測するナセル計測部と、風力発電装置の受風面に流入する風の風速予測データを予測する風速予測部と、風速予測部により予測された風速予測データに基づいて、風力発電装置が受ける風荷重を算出するとともに風力発電装置の発電量を算出する算出部と、算出部により算出された風荷重および発電量に基づいて、風力発電装置の運転トルク指令値を出力する運転制御部と、を備えている。風速予測部は、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データを複数の方位について取得するとともに、複数の方位についての風速データから、ナセル計測部により計測されたナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データを風速予測データとして選定する。

実施の形態による風力発電装置の制御方法は、風力発電装置の運転を制御する制御方法である。風力発電装置の制御方法は、風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風向を計測するナセル計測工程と、風力発電装置の受風面に流入する風の風速予測データを予測する風速予測工程と、風速予測工程において予測された風速予測データに基づいて、風力発電装置が受ける風荷重を算出するとともに風力発電装置の発電量を算出する算出工程と、算出工程において算出された風荷重および発電量に基づいて、風力発電装置の運転トルク指令値を出力する出力工程と、を備えている。風速予測工程において、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データが複数の方位について取得されるとともに、複数の方位についての風速データから、ナセル計測工程において計測されたナセル高さ風向に最も沿う一の方向についての風速データが風速予測データとして選定される。

実施の形態によれば、風車が受ける風荷重を効果的に低減することができる。

図１は、第１の実施の形態による風力発電装置の制御システムを示す概略図である。 図２は、一般的な風速分布である場合に、図１のドップラーライダーにより計測される計測点を示す図である。 図３は、ウェイク発生時に、図１のドップラーライダーにより計測される計測点を示す図である。 図４は、図１に示す風力発電装置の制御システムにおいて、トルク制御係数を決定するための図である。 図５は、図４で決定されたトルク制御係数の数値を示す図である。 図６は、第１の実施の形態による風力発電装置の制御方法を示すフローチャートである。 図７は、第２の実施の形態による風力発電装置の制御システムを示す概略図である。 図８は、第２の実施の形態による風力発電装置の制御方法を示すフローチャートである。 図９は、第３の実施の形態による風力発電装置の制御システムを示す概略図である。 図１０は、第３の実施の形態による風力発電装置の制御方法を示すフローチャートである。 図１１は、図９の変形例を示す概略図である。 図１２は、図１０の変形例を示すフローチャートである。

以下、図面を参照して、本実施の形態による風力発電装置の制御システムおよび風力発電装置の制御方法について説明する。

（第１の実施の形態）
図１を用いて、本実施の形態による風力発電装置の制御システムの構成について説明する。風力発電装置の制御システムは、風力発電装置の運転を制御するためのシステムである。

ここではまず、本実施の形態による風力発電装置１の制御システム１０が適用される風力発電装置１について説明する。図１に示すように、風力発電装置１は、地表面Ｇに起立した、鉛直方向に細長に延びるタワー２と、タワー２に支持されたナセル３と、ナセル３に回転可能に設けられた風車４と、を含んでいる。ナセル３内に、風車４の回転によって発電を行う発電機５が内蔵されている。ナセル３は、タワー２の長手軸に対して垂直な面内で回転可能に構成されている。

風車４は、発電機５のロータ（図示せず）に連結されたハブ４ａと、ハブ４ａに連結された複数のブレード４ｂと、を含んでいる。ハブ４ａと各ブレード４ｂは、ロータとともに一体に回転するように構成されている。風車４の各ブレード４ｂの回転領域によって、受風面６が画定される。ハブ４ａには３つのブレード４ｂが連結されていてもよいが、ブレード４ｂの個数は３つに限られることはなく、任意である。

本実施の形態による風力発電装置１の制御システム１０は、風向風速計１１と、風速予測装置１２と、算出装置１３と、運転制御装置１４と、を備えている。風向風速計１１は、ナセル計測部の一例であり、風速予測装置１２は、風速予測部の一例であり、算出装置１３は、算出部の一例であり、運転制御装置１４は、運転制御部の一例である。

風向風速計１１は、風力発電装置１のナセル高さＨにおけるナセル高さ風速値およびナセル高さ風向を計測するように構成されている。風向風速計１１が計測するナセル高さ風向は、水平面において風速が最大となる方向を示す。風向風速計１１が計測するナセル高さ風速値は、ナセル高さ風向に沿う風速値を示す。風向風速計１１は、ナセル３に取り付けられていてもよい。風向風速計１１により計測されたナセル高さ風速値に基づいて、ナセル３は、図示しない回転駆動部によってタワー２に対して回転するように構成されてもよい。この場合、ナセル３は、風速が最大となる方向に沿う姿勢になり、風車４には、風速が最大となる方向の風が流入する。あるいは、ナセル３は、回転駆動部で強制的に回転するのではなく、風から受ける力によってタワー２に対して自発的に回転するように構成されていてもよい。この場合においても、ナセル３は、風速が最大となる方向に沿う姿勢になり、風車４には、風速が最大となる方向の風が流入する。

風速予測装置１２は、風力発電装置１の受風面６に流入する風の風速予測データを予測するように構成されている。風速予測装置１２により予測される風速予測データは、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含んでいる、予測された風速予測データは、算出装置１３に送信される。

風速予測装置１２は、風速データを複数の方位について取得する。また、風速予測装置１２は、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データを風速予測データとして選定する。より具体的には、風速予測装置１２は、各方位について、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データを取得する。風速予測データは、受風面６と同じ高さ範囲内の風速値を含んでいてもよい。そして、風速が最大となる方向と同一の方向または風速が最大となる方向に最も近い方向についての風速データを、風速予測データとする。

本実施の形態による風速予測装置１２は、各方位の風速データの風速値を計測するドップラーライダー１５を含んでいてもよい。ドップラーライダー１５は、上方にレーザ光を照射することにより、図２および図３に示すように、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を計測するように構成されている。図２には、一般的な風速分布である場合にドップラーライダー１５によって計測される計測点を示している。図３には、後述するウェイク発生時にドップラーライダー１５によって計測される計測点を示している。このドップラーライダー１５によって、鉛直方向の風速分布を得ることができる。ドップラーライダー１５によって計測された風速値のうち、受風面６と同じ高さ範囲における風速値を風速データとして用いてもよい。ドップラーライダー１５は、このような鉛直方向の風速分布を、水平面における複数の方位、例えば１６方位それぞれについて計測することができる。言い換えると、ドップラーライダー１５は、鉛直方向で互いに異なる複数の位置において、１６方位それぞれについて風速値を計測することができる。このようにして、ドップラーライダー１５により、水平面における複数の方位についての風速データを取得することができる。なお、ドップラーライダー１５が計測する風速データの方位数は、１６方位に限られることはなく、ドップラーライダー１５は、任意の方位数の風速データを計測するようにしてもよい。

図１に示すように、ドップラーライダー１５は、風力発電装置１のタワー２の近傍に配置されてもよい。ドップラーライダー１５の位置は、風力発電装置１が設置された地形の形状や卓越風の風向などを考慮して決定されてもよい。卓越風とは、一定の期間の風を平均してみたときに、出現頻度が高い方向の風を意味する。

算出装置１３は、風速予測装置１２により予測された風速予測データに基づいて、風力発電装置１の風車４が受ける風荷重を算出するとともに、風力発電装置１の発電機５の発電量を算出する。

算出装置１３は、風速予測装置１２により予測された風速予測データに基づいて風荷重を算出する。例えば、以下の式（１）を用いて、風荷重を算出してもよい。ここで、ｖは、風速予測データに含まれる速度値を示し、ｃ_ｐは、風力発電装置１の設置場所の環境条件および気象条件などで定められる定数を示す。

あるいは、以下の式（２）を用いて、風荷重を算出してもよい。ここで、ｒは、ハブ４ａの中心からの距離（または半径）を示す。

算出装置１３は、風速予測装置１２により予測された風速予測データの風速値に基づいて平均風速値を算出し、この平均風速値に基づいて発電量を算出してもよい。発電量は、事前に記録されていた風力発電装置１のパワーカーブ（図示せず）を用いて算出されてもよい。パワーカーブは、平均風速値と発電機５の発電量（または出力量）との関係を示す風力発電装置１の特性を示している。なお、パワーカーブが、ナセル高さ風速値と発電機５の発電量との関係を示している場合には、算出装置１３は、平均風速値ではなく、風速予測データのうちナセル高さＨ（図１参照）における風速値を用いて、発電量を算出してもよい。

運転制御装置１４は、算出装置１３により算出された風荷重および発電量に基づいて、風力発電装置１の運転トルク指令値を出力する。

運転制御装置１４は、例えば、図４および図５に示すグラフを用いて、トルク制御係数を決定してもよい。例えば、図４に示すグラフにおいて、風荷重をＦとし、発電量をＰとしたときに、トルク制御係数はＣで示される。このトルク制御係数Ｃの数値は、図５に示すグラフから決定される。トルク制御係数は、１以下の実数である。

運転制御装置１４は、上述のようにして決定されたトルク制御係数に基づいて、運転トルク指令値を算出する。より具体的には、風車４の回転数に応じて事前に定められたトルクに、算出されたトルク制御係数を乗じて、運転トルク指令値を算出する。運転制御装置１４は、算出された運転トルク指令値を、風力発電装置１の発電機５に送信する。発電機５は、この運転トルク指令値でロータ（図示せず）を回転させ、その結果、風車４が運転トルク指令値で示すトルクで回転する。このことにより、風車４は、流入する風から受ける風荷重を効果的に低減可能な回転数で回転することができる。

図１においては、１基の風力発電装置１に、制御システム１０が適用されている例について示している。複数基の風力発電装置１が設置されたウィンドファームにおいては、各風力発電装置１に、本実施の形態による制御システム１０が適用されて、複数基の風力発電装置１が個別に運転制御されてもよい。あるいは、最も上流側に位置する風力発電装置１に、本実施の形態による制御システム１０が適用されて、この制御システム１０によって、各風力発電装置１が運転制御されるようにしてもよい。

図１においては、本実施の形態による制御システム１０が適用された風力発電装置１が、陸上に設置されている例が示されている。しかしながら、このことに限られることはなく、洋上に設置される風力発電装置１に、本実施の形態による制御システム１０が適用されてもよい。

次に、このように構成された本実施の形態による風力発電装置の制御方法について、図６を用いて説明する。本実施の形態による風力発電装置の制御方法は、ナセル計測工程Ｓ１１と、風速予測工程Ｓ１２と、算出工程Ｓ１３と、出力工程Ｓ１４と、を備えている。

図６に示すように、ナセル計測工程Ｓ１１において、風力発電装置１のナセル高さにおけるナセル高さ風向が、上述した風向風速計１１により計測される。ナセル高さ風向は、風力発電装置１の運転中に計測される。

風速予測工程Ｓ１２において、風力発電装置１の受風面６に流入する風の風速予測データが、上述した風速予測装置１２により予測される。本実施の形態においては、ドップラーライダー１５により、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む風速データが複数の方位について計測される。計測された複数の風速値で、各方位についての風速データが構成される。ナセル計測工程Ｓ１１において計測されたナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データが風速予測データとして選定される。選定された風速データは、風速予測データとして算出装置１３に送信される。

風速予測工程Ｓ１２の後、算出工程Ｓ１３において、風力発電装置１の風車４が受ける風荷重が算出されるとともに風力発電装置１の発電機５の発電量が算出される。風荷重および発電量は、風速予測工程Ｓ１２において予測された風速予測データに基づいて、上述した算出装置１３により算出される。算出された風荷重および発電量は、運転制御装置１４に送信される。

算出工程Ｓ１３の後、出力工程Ｓ１４において、風力発電装置１の発電機５の運転トルク指令値が出力される。運転トルク指令値は、算出工程Ｓ１３において算出された風荷重および発電量に基づいて、上述した運転制御装置１４により算出される。出力された運転トルク指令値は、発電機５に送信される。

このようにして、風力発電装置１の受風面６に流入する風の風速予測データを予測して、発電機５の運転トルク指令値が出力され、出力された運転トルク指令値に従って、発電機５のロータが回転する。この運転トルク指令値は、現在の受風面６に流入する風の風速予測データから求められているため、風況に応じた発電機５の運転を行うことができる。

ここで、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向が、上方から見たときの風車４とドップラーライダー１５とを結ぶ直線に沿っているか否かを考える。ナセル高さ風向が当該直線に沿っていて、ドップラーライダー１５が風車４よりも上流側に位置している場合には、ドップラーライダー１５の上方を通過した風は、風車４の受風面６に流入する。一方、ナセル高さ風向が、当該直線に沿っていない場合には、ナセル３は、タワー２に対して回動し、風速が最大となる方向に沿う姿勢になる。ナセル３が回動した角度によっては、ドップラーライダー１５の上方を通過した風は、風車４の受風面６に流入しない場合がある。しかしながら、この場合においても、ドップラーライダー１５はタワー２の近傍に配置されているため、風速予測データは、受風面６に流入する風と同視することができる。

このように本実施の形態によれば、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む風速予測データに基づいて、風車４が受ける風荷重および発電機５の発電量が算出される。そして、風荷重および発電量に基づいて、発電機５の運転トルク指令値が出力される。このことにより、風荷重の算出精度および発電量の算出精度を向上させることができる。

すなわち、受風面６に流入する風は、鉛直方向に速度分布（図１参照）を有している場合がある。この場合、ナセル高さＨにおけるナセル高さ風速値と、その他の位置における風速とは異なる。このことにより、ナセル高さ風速値のみに基づいて風荷重および発電量を算出したとしても、風荷重および発電量の算出精度が低下し得る。また、鉛直方向の速度分布に起因して、ブレード４ｂに負荷される応力が増大し得る。

これに対して本実施の形態によれば、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む風速予測データに基づいて風荷重および発電量を算出し、運転トルク指令値を出力することができる。このことにより、風荷重および発電量の算出精度を向上させることができる。このため、出力された運転トルク指令値に基づいて発電機５のロータを回転させることができ、風車４は、風荷重を効果的に低減可能な回転数で回転することができる。この結果、風車４が受ける風荷重を効果的に低減することができる。

また、本実施の形態によれば、風速予測装置１２は、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む風速データを複数の方位について取得するとともに、複数の方位についての風速データから、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データを風速予測データとして選定する。このことにより、風力発電装置１の近傍における風況に応じて、風速予測データを予測することができる。このため、風速予測データの精度を高めることができ、風荷重および発電量の算出精度を向上させることができる。

また、本実施の形態によれば、風速予測装置１２は、風速データの風速値を計測するドップラーライダー１５を含んでいる。このことにより、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を容易に計測することができる。また、複数の方位についての風速データを容易に取得することができる。また、風車４の周囲の風は、風力発電装置１の周囲の地形の形状に影響を受けるため、ドップラーライダー１５によって計測された風速値を用いることにより、風速予測データの精度を高めることができる。このことにより、風荷重および発電量の算出精度を高めることができる。

また、本実施の形態によれば、算出装置１３は、風速予測データの風速値に基づいて平均風速値を算出し、この平均風速値に基づいて発電量を算出する。この場合においても、発電量の算出精度を向上させることができる。

なお、上述した本実施の形態においては、算出装置１３は、風速予測装置１２により予測された風速予測データに基づいて、風車４が受ける風荷重および発電機５の発電量を算出する例について説明した。しかしながら、このことに限られることはない。例えば、算出装置１３は、風荷重および発電量を、乱流強度に基づいて補正してもよい。乱流強度は、風速の標準偏差σの平均風速値ｕに対する比（σ/ｕ）であってもよい。平均風速値ｕは、風速予測データの風速値の平均値であってもよい。このようにして、風速予測装置１２は、風速予測データに基づいて乱流強度を予測するように構成されていてもよい。例えば、算出装置１３は、上述した式（１）または式（２）により風荷重を算出する際に用いられる風速値ｖを、乱流強度を用いて補正してもよい。例えば、以下の式（３）を風速値ｖに乗じることにより補正した補正後の風速値ｖを用いて風荷重を算出してもよい。

また、算出装置１３は、式（３）で示す補正後の風速値ｖを用いてパワーカーブから発電量を算出してもよい。このようにして算出された風荷重および発電量に基づいて、運転制御装置１４は、運転トルク指令値を出力してもよい。

また、上述した本実施の形態において、ドップラーライダー１５が風車４の後流に位置している場合には、風速予測データは、べき乗則を用いた計算により得られた風速計算値を含んでいてもよい。

例えば、図１における右から左に向かって風が吹いている場合には、ナセル３は、右側（図１とは反対側）を向き、風車４の受風面６には右から左に向かう風が流入する。ドップラーライダー１５は、風車４の下流側に位置づけられる。風の流れに対して、ドップラーライダー１５は、風車４の後に位置する。このことにより、風車４の存在によって、下流側のドップラーライダー１５の上方を通過する風の風速が低下し、風速予測データの精度が低下する場合が考えられる。

そこで、ドップラーライダー１５により計測された風速データのうち受風面６に対応する高さ範囲の風速値が、べき乗則を用いた計算により得られた風速計算値に対して所定値以上ずれているか否かが判定されてもよい。べき乗則は、以下の式（４）で示される。

ここで、Ｖ_Ｚは、高さＺｍでの風速値を示し、Ｖ_Ｒは、基準高さＺ_Ｒｍにおける風速値を示す。ｎは、地表面の状態（例えば、平野であるか、建物の有無、建物の高さなど）により定まる定数である。

例えば、風速予測装置１２が、ドップラーライダー１５によって計測された風速値のうち、受風面６に対応する高さ範囲の風速値と、べき乗則により計算された同様の高さ範囲の風速計算値との差を算出し、この差が風速計算値の１０％以上である場合に、ドップラーライダー１５が風車４の後流に位置している判定してもよい。風速計算値は、式（４）に示すべき乗則を用いる計算により得られる。例えば、ドップラーライダー１５により計測された風速データのうち受風面６に対応する高さ範囲以外の高さ（例えば、当該範囲よりも高い高さ）における複数の風速値を用いて、べき乗則によって、受風面６に対応する高さ範囲における風速計算値が計算されてもよい。ドップラーライダー１５が風車４の後流に位置していると判定された場合には、受風面６に対応する高さ範囲における風速値を、べき乗則により計算された同様の高さ範囲における風速計算値に置き換えてもよい。この場合、風速データは、風速計算値を含むことになり、風速予測データの精度の低下を抑制することができる。なお、風車４の後流とは、ドップラーライダー１５が、風向に対して風車４の真後ろに位置する場合に限られることはない。風車４の真後ろから多少ずれてドップラーライダー１５が位置している場合であっても、計測された風速値と、風速計算値との差が大きい場合には、ドップラーライダー１５が風車４の後流に位置すると判定してもよい。

（第２の実施の形態）
次に、図７および図８を用いて、第２の実施の形態による風力発電装置の制御システムおよび風力発電装置の制御方法について説明する。

図７および図８に示す第２の実施の形態においては、風力発電装置の運転前に計測された風速データを用いて風荷重および発電量を算出する点が主に異なり、他の構成は、図１～図６に示す第１の実施の形態と略同一である。なお、図７および図８において、図１～図６に示す第１の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図７に示すように、本実施の形態における風力発電装置１の制御システム１０は、記憶装置１６を更に備えていてもよい。記憶装置１６は、記憶部の一例である。

記憶装置１６は、風力発電装置１の運転前に計測された複数の風速データを記録するように構成されている。運転前の風速データは、例えば、ドップラーライダーにより計測されてもよい。ドップラーライダーは、図１に示すドップラーライダー１５と同様に、タワー２の近傍に配置して、風速値を計測するようにしてもよい。あるいは、ドップラーライダーは、風力発電装置１が設置される前に、タワー２または風車４が配置される位置に設置して、風速値を計測するようにしてもよい。運転前に種々の条件下で計測された複数の風速データは、データベースとして記憶装置１６に記録されている。個々の条件下では、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データが、複数の方位（例えば、１６方位）それぞれについて計測されて、記憶装置１６に記録されている。

風速予測装置１２は、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、記憶装置１６に記録された複数の風速データから一の風速データを風速予測データとして選定するように構成されている。風速予測装置１２により予測される風速予測データは、風力発電装置１の運転前に計測された複数の風速データから、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて選定された一の風速データになっている。より具体的には、風速風向計７により計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値は、風速予測装置１２に送信される。風速予測装置１２は、風向風速計１１から送信されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、風速データを選定する。風速予測装置１２は、ナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データであって、ナセル高さ風速値に最も近い風速値を有する風速データを選定してもよい。ナセル高さ風速値に最も近い風速値とは、風速データのうちナセル高さと同程度の高さにおける風速値と、ナセル高さ風速値との差が、最も小さいことを言う。

図８に示すように、本実施の形態における風力発電装置の制御方法は、事前風速計測工程Ｓ２１と、ナセル計測工程Ｓ２２と、風速予測工程Ｓ２３と、算出工程Ｓ１３と、出力工程Ｓ１４と、を備えている。

事前風速計測工程Ｓ２１において、ドップラーライダー１５により、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む風速データが複数の方位について事前に計測される。風速データの計測は、上述した風速予測工程Ｓ１２と同様に行うことができる。本実施の形態においては、風力発電装置１の運転前に、風速データが計測される。計測された風速データは、記憶装置１６に記録される。

事前風速計測工程Ｓ２１の後、風力発電装置１の運転を開始し、ナセル計測工程Ｓ２２において、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値が、上述した風向風速計１１により計測される。

ナセル計測工程Ｓ２２の後、風速予測工程Ｓ２３において、風速予測データが、上述した風速予測装置１２により予測される。本実施の形態においては、ナセル計測工程Ｓ２２において計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、記憶装置１６に記録された複数の風速データから一の風速データが風速予測データとして選定される。風速予測工程Ｓ２３において予測される風速予測データは、風力発電装置１の運転前に計測された複数の風速データから、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて選定された一の風速データになっている。

その後、上述した算出工程Ｓ１３および出力工程Ｓ１４が行われ、運転トルク指令値が出力される。

このように本実施の形態によれば、風速予測装置１２により、記憶装置１６に記録された複数の風速データから、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて一の風速データが選定される。記憶装置１６に記録された複数の風速データは、風力発電装置１の運転前に計測されたデータになっている。このことにより、風力発電装置１の運転中に風速データを計測していなくても、過去に計測された風速データを用いて、受風面６に流入する風の風速予測データを予測することができる。このため、運転中の風速データの計測を不要にすることができる。

（第３の実施の形態）
次に、図９および図１０を用いて、第３の実施の形態による風力発電装置の制御システムおよび風力発電装置の制御方法について説明する。

図９および図１０に示す第３の実施の形態においては、数値流体解析により得られた風速データを用いて風荷重および発電量を算出する点が主に異なり、他の構成は、図７および図８に示す第２の実施の形態と略同一である。なお、図９および図１０において、図７および図８に示す第２の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図９に示すように、本実施の形態における風力発電装置１の制御システム１０は、記憶装置１６を更に備えていてもよい。記憶装置１６は、数値流体解析により得られた複数の風速データを記録するように構成されている。事前に、種々の条件下で数値流体解析を行って得られた複数の風速データが、データベースとして記憶装置１６に記録されている。数値流体解析の条件には風向も含まれており、記憶装置１６には、種々の風向で得られた風速データが記録されている。結果として、記憶装置１６には、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データが、複数の方位（例えば、１６方位）それぞれについて記録されている。数値流体解析で得られる風速データは、図１に示すドップラーライダー１５と同様なタワー２の近傍の位置における風速データであってもよい。あるいは、数値流体解析で得られる風速データは、タワー２または風車４が配置される位置における風速データであってもよい。

風速予測装置１２は、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、記憶装置１６に記録された複数の風速データから一の風速データを風速予測データとして選定するように構成されている。風速予測装置１２により予測される風速予測データは、数値流体解析により得られた複数の風速データから、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて選定された一の風速データになっている。より具体的には、風速風向計７により計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値は、風速予測装置１２に送信される。風速予測装置１２は、風向風速計１１から送信されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、風速データを選定する。風速予測装置１２は、ナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての風速データであって、ナセル高さ風速値に最も近い風速値を有する風速データを選定してもよい。ナセル高さ風速値に最も近い風速値とは、風速データのうちナセル高さと同程度の高さにおける風速値と、ナセル高さ風速値との差が、最も小さいことを言う。

図１０に示すように、本実施の形態における風力発電装置の制御方法は、解析工程Ｓ３１と、ナセル計測工程Ｓ２２と、風速予測工程Ｓ２３と、算出工程Ｓ１３と、出力工程Ｓ１４と、を備えている。

解析工程Ｓ３１において、数値流体解析により、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む風速データが複数の方位について演算される。本実施の形態においては、風力発電装置１の運転前に、風速データが演算される。演算された風速データは、記憶装置１６に記録される。

解析工程Ｓ３１の後、風力発電装置１の運転を開始し、ナセル計測工程Ｓ２２において、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値が、上述した風向風速計１１により計測される。

ナセル計測工程Ｓ２２の後、風速予測工程Ｓ２３において、風速予測データが、上述した風速予測装置１２により予測される。本実施の形態においては、ナセル計測工程Ｓ２２において計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、記憶装置１６に記録された複数の風速データから一の風速データが風速予測データとして選定される。風速予測工程Ｓ２３において予測される風速予測データは、数値流体解析により得られた複数の風速データから、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて選定された一の風速データになっている。

その後、上述した算出工程Ｓ１３および出力工程Ｓ１４が行われ、運転トルク指令値が出力される。

図９においては、２基の風力発電装置１の各々に、本実施の形態による制御システム１０が適用されている例が示されている。このことにより、各風力発電装置１の受風面６に流入する風の風速予測データを用いて、算出装置１３が風荷重および発電量を算出することができ、風荷重および発電量の算出精度を向上させることができる。

図９に示すように、２基の風力発電装置１のうちの一方が風の上流側に位置し、他方が風の下流側に位置している場合、下流側の風力発電装置１は、上流側の風力発電装置１の影響を受けてウェイクの問題が生じる。ウェイクとは、図９に示すように、上流側の風力発電装置１の存在により、下流側の風力発電装置１に流入する風の風速が低下する現象を言う。この上流側の風力発電装置１によるウェイクの影響を考慮するために、数値流体解析では、適切なウェイクモデルが用いられてもよい。ウェイクモデルとは、上流側の風力発電装置１を流体抵抗で模擬したモデルを言う。

このように本実施の形態によれば、風速予測装置１２により、記憶装置１６に記録された複数の風速データから、ナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて一の風速データが選定される。記憶装置１６に記録された複数の風速データは、数値流体解析により事前に得られたデータになっている。このことにより、風力発電装置１の運転中に風速データを計測していなくても、数値流体解析により得られた風速データを用いて、受風面６に流入する風の風速予測データを予測することができる。このため、運転中の風速データの計測および運転前の風速データの計測を不要にすることができる。

なお、上述した本実施の形態においては、風速予測装置１２が、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、風速データを選定する例について説明した。しかしながら、このことに限られることはない。例えば、風速予測装置１２は、図１１に示すように、風力発電装置１の遠隔監視を行う遠隔監視装置１７に記録されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、風速データを選定するようにしてもよい。より具体的には、風向風速計１１により計測されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値は、遠隔監視装置１７に送信されて記録される。風速予測装置１２は、この遠隔監視装置１７に記録されたナセル高さ風向およびナセル高さ風速値に基づいて、風速データを選定する。遠隔監視装置１７は、ＳＣＡＤＡ（Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ａｎｄ Ｄａｔａ Ａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎ）装置であってもよい。図１１に示す変形例は、図７および図８に示す第２の実施の形態にも適用されてもよい。

また、上述した本実施の形態における記憶装置１６に記録された風速データは、事前に計測データと検証されてもよい。例えば、図１２に示すように、検証用風速計測工程Ｓ３２として、鉛直方向で互いに異なる複数の位置における風速値を含む検証用風速データが事前に計測されてもよい。検証用風速データは、解析工程において得られる風速データを検証するためのデータである。その後、検証工程Ｓ３３として、計測された検証用風速データを用いて、解析工程Ｓ３１において得られた風速データの検証が行われる。例えば、検証用風速データの風速と、風速データのうち検証用風速データに対応する風速との差が、所定の閾値以下であるか否かを確認してもよい。検証用風速データと、解析工程Ｓ３１において得られた風速データとの比較は、風向毎に行われてもよい。この差が所定の閾値以下である場合、解析工程Ｓ３１において得られた風速データが、算出工程Ｓ１３において用いられるようにしてもよい。このことにより、風荷重および発電量の算出に用いられる風速データの精度を向上させることができ、風荷重の算出精度および発電量の算出精度を向上させることができる。

以上述べた実施の形態によれば、風車４が受ける風荷重を効果的に低減することができる。

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され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。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、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。また、当然のことながら、本発明の要旨の範囲内で、これらの実施の形態を、部分的に適宜組み合わせることも可能である。

１：風力発電装置、６：受風面、１０：制御システム、１１：風向風速計、１２：風速予測装置、１３：算出装置、１４：運転制御装置、１５：ドップラーライダー、１６：記憶装置、１７：遠隔監視装置

Claims (13)

1. 風力発電装置の運転を制御する風力発電装置の制御システムであって、
   前記風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風向を計測するナセル計測部と、
   前記風力発電装置の受風面に流入する風の風速予測データを予測する風速予測部と、
   前記風速予測部により予測された前記風速予測データに基づいて、前記風力発電装置が受ける風荷重を算出するとともに前記風力発電装置の発電量を算出する算出部と、
   前記算出部により算出された前記風荷重および前記発電量に基づいて、前記風力発電装置の運転トルク指令値を出力する運転制御部と、を備え、
   前記風速予測部は、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データを複数の方位について取得するとともに、複数の方位についての前記風速データから、前記ナセル計測部により計測された前記ナセル高さ風向に最も沿う一の方位についての前記風速データを前記風速予測データとして選定する、風力発電装置の制御システム。
2. 前記風速予測部は、前記風速データの前記風速値を計測するドップラーライダーを含む、請求項１に記載の風力発電装置の制御システム。
3. 風力発電装置の運転前に計測された複数の前記風速データを記録する記憶部を更に備え、
   前記ナセル計測部は、前記風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風速値を計測し、
   前記風速予測部は、前記ナセル計測部により計測された前記ナセル高さ風向および前記ナセル高さ風速値に基づいて、前記記憶部に記録された複数の前記風速データから一の前記風速データを前記風速予測データとして選定する、請求項１または２に記載の風力発電装置の制御システム。
4. 数値流体解析により得られた複数の前記風速データを記録する記憶部を更に備え、
   前記ナセル計測部は、ナセル高さにおけるナセル高さ風速値を計測し、
   前記風速予測部は、前記ナセル計測部により計測された前記ナセル高さ風向および前記ナセル高さ風速値に基づいて、前記記憶部に記録された複数の前記風速データから一の前記風速データを前記風速予測データとして選定する、請求項１または２に記載の風力発電装置の制御システム。
5. 前記ナセル計測部は、計測された前記ナセル高さ風向および前記ナセル高さ風速値を、前記風力発電装置の遠隔監視を行う遠隔監視装置に送信し、
   前記風速予測部は、前記遠隔監視装置に送信して記憶された前記ナセル高さ風向および前記ナセル高さ風速値に基づいて、前記記憶部に記録された複数の前記風速データから一の前記風速データを前記風速予測データとして選定する、請求項４に記載の風力発電装置の制御システム。
6. 前記風速予測部は、前記風速予測データに基づいて乱流強度を予測するように構成され、
   前記算出部は、前記風速予測部により予測された前記乱流強度に基づいて、前記風荷重および前記発電量を補正する、請求項１～５のいずれか一項に記載の風力発電装置の制御システム。
7. 前記算出部は、前記風速予測部により予測された前記風速予測データの風速値に基づいて平均風速値を算出して、前記平均風速値に基づいて前記発電量を算出する、請求項１～６のいずれか一項に記載の風力発電装置の制御システム。
8. 風力発電装置の運転を制御する風力発電装置の制御方法であって、
   前記風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風向を計測するナセル計測工程と、
   前記風力発電装置の受風面に流入する風の風速予測データを予測する風速予測工程と、
   前記風速予測工程において予測された前記風速予測データに基づいて、前記風力発電装置が受ける風荷重を算出するとともに前記風力発電装置の発電量を算出する算出工程と、
   前記算出工程において算出された前記風荷重および前記発電量に基づいて、前記風力発電装置の運転トルク指令値を出力する出力工程と、を備え、
   前記風速予測工程において、鉛直方向で互いに異なる複数の位置で計測された風速値を含む風速データが複数の方位について取得されるとともに、複数の方位についての前記風速データから、前記ナセル計測工程において計測された前記ナセル高さ風向に最も沿う一の方向についての前記風速データが前記風速予測データとして選定される、風力発電装置の制御方法。
9. 前記風速予測工程において、前記風速データは、ドップラーライダーにより計測された前記風速値を含む、請求項８に記載の風力発電装置の制御方法。
10. 前記ナセル計測工程において、前記風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風速が計測され、
    前記風速予測工程において、前記ナセル計測工程において計測された前記ナセル高さ風向および前記ナセル高さ風速値に基づいて、前記風力発電装置の運転前に計測された複数の前記風速データから一の前記風速データが前記風速予測データとして選定される、請求項８または９に記載の風力発電装置の制御方法。
11. 数値流体解析により複数の前記風速データを得る解析工程を更に備え、
    前記ナセル計測工程において、前記風力発電装置のナセル高さにおけるナセル高さ風速が計測され、
    前記風速予測工程において、前記ナセル計測工程において計測された前記ナセル高さ風向および前記ナセル高さ風速値に基づいて、前記解析工程において得られた複数の前記風速データから一の前記風速データが前記風速予測データとして選定される、請求項８または９に記載の風力発電装置の制御方法。
12. 前記解析工程において得られる前記風速データを検証するための検証用風速データを計測する検証用風速計測工程と、
    前記検証用風速計測工程において計測された前記検証用風速データと、前記解析工程において得られた前記風速データとの差が、所定の閾値以下であることを検証する検証工程と、を更に備えた、請求項１１に記載の風力発電装置の制御方法。
13. 前記解析工程において、ウェイクモデルが用いられる、請求項１１または１２に記載の風力発電装置の制御方法。
    

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