JP5664889B1 - 時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統に外乱が発生したときに速やかに周波数を修復すると共に、電力系統に多量の電力を提供できる、時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法を提供する。【解決手段】電力系統の定格周波数値及び系統周波数値を取得するステップと、前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差を算出するステップと、前記系統周波数の変化率を算出するステップと、前記系統周波数の変化率を用いてドループ係数Ｒｖａｒｉａｎｔを取得するステップと、前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差及び前記ドループ係数に基づいて風力発電機を制御するステップと、を含む。【選択図】 図１

Description

本発明は、風力発電機の慣性制御方法に係り、さらに詳しくは、電力系統において時間と共に変化する系統周波数の変化率に基づいて算出される時変ドループ（ｔｉｍｅ−ｖａｒｉａｎｔ ｄｒｏｏｐ）係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を用いて、外乱時における周波数の低下に対する修復能力を向上できる、時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法に関する。

電力系統において発電機脱落や負荷増大などの外乱が発生すると、電気エネルギが不足するので電力網の周波数は下がる。例えば、韓国では、電力網の周波数が５９Ｈｚ以下になれば、発電機の連鎖的な脱落を防ぐために低周波数性負荷制限（Ｕｎｄｅｒ ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｌｏａｄ ｓｈｅｄｄｉｎｇ、ＵＦＬＳ）継電器が作動して６％の負荷を制限し、０．２Ｈｚが下がる度にさらに６％の負荷を制限する。ここで、外乱発生後の電力網（ｐｏｗｅｒ ｇｒｉｄ）の最低の周波数は系統の信頼度を決定する重要な基準となり、負荷の制限を防ぐためには電力網の周波数が５９Ｈｚ以下にならないようにする必要がある。

現在風力発電用に汎用される風力発電機の一部は、風速に応じて最大の出力を出すように回転子の速度を制御する最大電力点追従（Ｍａｘｉｍｕｍ ｐｏｗｅｒ ｐｏｉｎｔ ｔｒａｃｋｉｎｇ、ＭＰＰＴ）制御を行う。このような最大出力追従制御は、電力網周波数の変化が考慮されていない状態で行われるので、電力網に外乱が発生する場合にかなりの周波数低下が避けられない。そのような甚だしい周波数低下を防ぐためには、風力発電機の周波数制御機能が必要である。

従来より風力発電機を用いる電力網の周波数修復能力を向上するための方法が提案されているが、例えば、風力発電機の最大出力追従制御を行うための出力の基準値に電力網の系統周波数の変化率（Ｒａｔｅ ｏｆ ｃｈａｎｇｅ ｏｆ ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ）計算ループにより生成された基準値を加算する方式が挙げられる。この方式は、外乱が発生すれば、風力発電機の回転子に格納されている運動エネルギを一時的に放出することにより、電力系統の周波数低下を抑えるのに寄与できるが、外乱発生後に時間が経過するにつれて周波数修復への寄与度が減少するという限界があった。

一方、殆どの場合、外乱発生後に運転中の同期機の慣性応答とドループ制御により放出される電力の量は、遮断された発電機の容量よりも大きい。それ故、周波数は低下後に反騰し、系統周波数の変化率の符号（ｓｉｇｎ）が反対（ｎｅｇａｔｉｖｅ）となる。従って、この方式は、周波数反騰前までは周波数修復に寄与するが、周波数が反騰された後には反対となった系統周波数の変化率の符号により風力発電機群の出力が減少し、その結果、周波数修復への寄与度が下がるという問題が発生する。

上述した問題を解消するための従来の技術として、例えば、特許文献１に風力発電機群（ａｇｇｒｅｇａｔｅｄ ＷＰＰ）の慣性制御方法（２０１３年１０月１６日）が開示されている。特許文献１によれば、外乱の発生時により速やかに周波数を修復し、且つ、電力網に多量の電力を提供するという効果があるが、周波数に高調波が存在する場合には系統周波数に対する微分（即ち、変化率）演算時にこのような高調波により風力発電機の制御に悪影響を及ぼすノイズが増幅されるという問題点が発生する。

大韓民国登録特許公報第１０−１３１８１２４号

本発明は上述した従来の技術の問題点を解消するために案出されたものであり、その目的は、電力系統に外乱が発生したときに速やかに周波数を修復すると共に、電力系統に多量の電力を提供できる風力発電機の制御方法を提供することである。

また、本発明の他の目的は、電力系統において変化する系統周波数の変化率をこれに対応するドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に変換することにより、系統周波数に含まれている高調波成分により系統周波数の変化率の演算時に増幅されるノイズによる悪影響を遮断できる風力発電機の制御方法を提供することである。

本発明の一側面によれば、電力系統の定格周波数値及び系統周波数値を取得するステップと、前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差を算出するステップと、前記系統周波数の変化率を算出するステップと、前記系統周波数の変化率を用いてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得するステップと、前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差及び前記ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に基づいて風力発電機を制御するステップと、を含む、時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法が提供される。

また、前記ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の取得ステップの前に、ルックアップテーブルを生成するステップをさらに含んでいてもよく、前記ルックアップテーブルは、複数の時間区間別にインデックスが割り当てられ、前記各インデックス毎に異なるドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}がマッチングされ、前記複数の区間のうちの何れか一つの区間に属する値がインデックスとして入力されれば、前記入力されたインデックスにマッチングされるドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を出力してもよい。

さらに、前記ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の取得ステップは、前記系統周波数の変化率を前記ルックアップテーブルのインデックスとして入力するステップと、前記ルックアップテーブルから前記系統周波数の変化率に相当するインデックスにマッチングされたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得するステップと、を含んでいてもよい。

さらに、前記ルックアップテーブルには、相対的に小さな値が割り当てられたインデックスにマッチングされたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}よりも、相対的に大きな値が割り当てられたインデックスにマッチングされたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の方がさらに大きな値を有するように予め格納されていてもよい。

さらに、前記制御ステップは、最大出力追従制御（ＭＰＰＴ）を用いて第１有効電力基準値を算出するステップと、前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差及び前記ドループ係数に基づいて電力指令値を算出するステップと、前記第１有効電力基準値と前記電力指令値とを合算して第２有効電力基準値を算出するステップと、前記第２有効電力基準値を風力発電機側に転送するステップと、を含んでいてもよい。

さらに、前記風力発電機の回転子コンバータコントローラは、前記第２有効電力基準値に基づいて風力発電機から電力系統への出力を調節してもよい。

本発明の実施形態によれば、電力系統に外乱が発生したときに速やかに周波数を修復し、電力系統に多量の電力を提供する風力発電機の制御方法を提供できる。

また、電力系統に外乱が発生したときに経時的に変化する系統周波数の変化率を用いることにより、外乱に対する周波数修復性能を改善できる。

さらに、電力系統において変化する系統周波数の変化率をこれにマッチングされたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に変換することにより、風力発電機に対するより精度よい周波数制御が可能になり、系統周波数に含まれている高調波成分により系統周波数の変化率の演算時に増幅されるノイズによる悪影響を遮断できる。

本発明の一実施形態による時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法の各ステップを概略的に示す手順図である。 本発明の実施形態によるルックアップテーブルの一例を示す図である。 図２の第１ルックアップテーブルによる系統周波数の変化率とドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}との関係を示すグラフである。 （ａ）乃至（ｃ）は、本発明の他の実施形態により系統周波数の変化率の変化推移を反映してドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を算出する一例を示す図である。 図１に示す実施形態による時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法を制御ループ形式で示す図である。 本発明の実施形態をシミュレーションするための風力発電機群の模型を示す模式図である。 （ａ）乃至（ｃ）は、図６によるシミュレーションに対する実行結果を示すグラフである。

この明細書において開示される実施形態は本発明の範囲を限定するものとして解釈又は利用されてはならない。この分野における通常の技術者にとって、この明細書の実施形態を含む説明は様々な応用を有するということは自明である。よって、特許請求の範囲により限定されないからには、任意の実施形態は本発明をより詳しく説明するための例示的なものに過ぎず、本発明の範囲が実施形態に限定されることを意図しない。なお、本発明について説明するに当たって、関連する公知の構成又は機能についての具体的な説明が本発明の要旨を曖昧にする虞があると認められる場合にはその詳細な説明は省略する。

以下、添付図面に基づき、本発明の実施形態についてより詳細に説明する。

図１は、本発明の一実施形態による時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法の各ステップを概略的に示す手順図である。

図１を参照すると、本発明の時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法は、電力系統の定格周波数ｆ_ｎｏｍ値及び系統周波数ｆ_ｓｙｓ値を取得するステップ（Ｓ５１０）と、系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差を算出するステップ（Ｓ５２０）と、系統周波数ｆ_ｓｙｓの時間に対する変化率（以下、単に、「系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率」という）を算出するステップ（Ｓ５３０）と、算出された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率を用いてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得するステップ（Ｓ５４０）及び算出された系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差及びドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に基づいて風力発電機を制御するステップ（Ｓ５５０）を含む。

電力系統の定格周波数ｆ_ｎｏｍは、風力発電機又は風力発電機群から給電される交流電源に対して指定された周波数であって、一定の値であり、系統周波数ｆ_ｓｙｓは、風力発電機内に組み込まれているセンサ又は風力発電機をモニタリングする中央制御装置などにより取得される実際の動作周波数であって、外乱などにより変化する値である。

次いで、電力系統の系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差を算出する。具体的に、系統周波数ｆ_ｓｙｓの値から定格周波数ｆ_ｎｏｍの値を差し引いて系統周波数ｆ_ｓｙｓが定格周波数ｆ_ｎｏｍとどれくらいの差分を有するかを数値表示する。即ち、外乱が増大するにつれて系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差も大きくなるので、系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差の大きさに基づいて外乱の度合いを判断できる。この場合、系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差が正（＋）の符号又は負（−）の符号の何れかをとることはいうまでもない。

外乱発生時における系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率は、下記式１により演算される。

［数１］

｛ｆ_ｓｙｓ（ｔ_２） − ｆ_ｓｙｓ（ｔ_１）｝／（ｔ_２−ｔ_１）

式中、ｔ_１、ｔ_２は、電力系統において系統周波数ｆ_ｓｙｓを測定した時刻であり、ｆ_ｓｙｓ（ｔ_１）及びｆ_ｓｙｓ（ｔ_２）は、各々ｔ_１及びｔ_２に測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓ値である。このとき、系統周波数ｆ_ｓｙｓを測定する時間間隔が狭いほど、外乱に対してより速やかに反応できるというメリットがある。

系統周波数ｆ_ｓｙｓを所定の時間間隔おきに測定した後、上記式１により系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率が算出されれば、算出された変化率を用いてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得する。ここで、ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}は、風力発電機に対する周波数制御を行うために風力発電機に対する制御ブロックに追加された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率ループの制御利得（ｇａｉｎ）である。

図２は、本発明の実施形態によるルックアップテーブルの一例を示す図であり、図３は、図２の第１ルックアップテーブルによる系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率とドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}との関係を示すグラフである。

系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率は、第１ルックアップテーブルに入力されれば、ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に変換される。ここで、ルックアップテーブルとは、少なくとも一つ以上のインデックス及び前記インデックスにマッチングされる出力値が格納されているデータ配列である。即ち、ルックアップテーブルは、インデックス及び結果値が予めマッチングされて格納されたメモリ集合又はデータ構造である。

第１ルックアップテーブルを用いてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を算出するために、前記ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の取得ステップの前に、ルックアップテーブルを予め演算又は製作して生成した後に格納してもよい（Ｓ５００）。

このような第１ルックアップテーブルは複数の系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率区間別にインデックスが割り当てられ、各インデックス毎に異なるドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}がマッチングされ、複数の系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率区間のうちの何れか一つの系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率区間に属する値がインデックスとして入力されれば、前記入力されたインデックスにマッチングされるドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を出力する。即ち、ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の取得ステップは、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率を第１ルックアップテーブルのインデックスとして入力するステップ及び第１ルックアップテーブルから前記系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率に相当するインデックスにマッチングされたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得するステップを含む。

ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得するステップにおいては、系統周波数ｆ_ｓｙｓの（時間当たりの）変化率が負（−）の方向に大きくなるにつれて、風力発電機にさらに大きな値を出力させるためにより大きなドループ係数を取得する。

図２及び図３を参照すると、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが第１区間（−１未満）に属する場合にドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}として０．０１の値が一定に出力され、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが第２区間（−１以上−０．２未満）に属する範囲で増大するにつれてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}は０．０１から０．０３５まで順次に増大されて出力され、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが第３区間（−０．２以上−０．００５以下）に属する範囲で増大されるにつれてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}は０．０３５から０．０８まで順次に増大されて出力され、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが第４区間（０．００５以上１以下）に属する範囲で増大される場合にドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}は０．０８から０．１まで増大されて出力され、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが第５区間（１以上）に属する場合にドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}として０．１の値が一定に出力される。系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率とドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}は正の相関関係を有する。

特許文献１に開示されているように、ドループ係数は風力発電機から負荷に放出可能なエネルギ（又は、放出すべきエネルギ）に反比例するので、系統周波数ｆ_ｓｙｓの（時間当たりの）変化率が負（−）の方向に大きくなるにつれてより小さな値のドループ係数が取得されて風力発電機がより大きな出力を生成し、これにより、電力系統の周波数低下をより速やかに抑えるように制御できる。

系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが増大されるにつれて、第１ルックアップテーブルから出力されるドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の大きさも増大し、要するに、外乱の度合いが反映された時変（ｔｉｍｅ−ｖａｒｉａｎｔ）慣性制御が可能になるというメリットがある。

また、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の大きさが負（−）又は正（＋）であって、既に設定された範囲から外れる各々の場合（例えば、図２の区間１及び区間５）にはドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}が下限（例えば、０．０１）及び上限（例えば、０．１）により一定に出力される。これにより、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の演算に際して系統周波数ｆ_ｓｙｓに含まれている高調波成分によりノイズが増幅されていた従来の技術の問題点を解消すると共に、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率に関するデータを風力発電機に対する慣性の制御時に活用して外乱の発生時に周波数低下に対する修復能力を確保できるというメリットがある。

ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の取得ステップにおいて、ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}が取得されれば、前記系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差及び取得されたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に基づいて風力発電機を制御するステップが行われる。

一方、本発明の他の実施形態によれば、前記ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}の取得ステップは、任意の測定時間における系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率が同じである場合にも、その前の測定時間に測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率を追加的に反映することにより、系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化推移により異なる値を有するドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を算出する。図４（ａ）乃至（ｃ）は、本発明の他の実施形態により異なる測定時間における系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化推移を反映してドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を算出する一例を示す図である。

図４（ａ）及び図４（ｂ）を参照すると、異なる測定時刻であるｔ_４及びｔ_４’において各々測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値が「Ｄ」であって、互いに同じ場合を想定する。

具体的に、図４（ａ）を参照すると、測定時間ｔ_３において測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値が「Ａ」であり、次の測定時間であるｔ_４において「Ｄ」に変更されたことを確認できる。また、図４（ｂ）を参照すると、測定時間ｔ_３’において測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値が「Ｃ」であり、次の測定時間であるｔ_４’において「Ｄ」に変更されたことを確認することができる。

図４（ｃ）には、本発明の一実施形態により系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の変化推移が反映されたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を出力可能な第２ルックアップテーブルが示されている。図４（ｃ）を参照すると、第２ルックアップテーブルは、図４（ａ）に示すように、現在の系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値である「Ｄ」及び以前の測定時間における系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値である「Ａ」をインデックスとして、「Ｘ」をドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}として出力する。なお、第２ルックアップテーブルは、図４（ｂ）に示すように、現在の系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値である「Ｄ」及び以前の測定時間における系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値である「Ｃ」をインデックスとして、「Ｚ」をドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}として出力する。

即ち、図２及び図３を参照して上述した実施形態においては、任意の二つの時間において測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率が同じである場合には常に同じドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}のみが取得可能であるのに対し、図４を参照して説明した実施形態においては、以前の測定時間において測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率の値まで反映してドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を導き出すので、たとえ任意の二つの測定時間において測定された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率が同じであっても、以前の測定時間において測定されたシステムの系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率が異なると、第２ルックアップテーブルから出力されるドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}が異なることがある。

これにより、図４を参照して上述した実施形態は、電力系統に発生した外乱に対してより精度よく周波数制御できるというメリットがある。一方、図４を参照して上述した実施形態においては、連続する二つの測定時間を反映してドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得する過程について説明したが、本発明はこれに限定されず、連続する三つ以上の測定時間を反映してドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得する場合を含むと理解されるべきである。

図５は、図１に示す実施形態による時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法を制御ループ形式で示す図である。

図５を参照すると、系統周波数ｆ_ｓｙｓの値を受信した後に系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率を演算し、演算された系統周波数ｆ_ｓｙｓの変化率に基づいてドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}を取得するループ（ｌｏｏｐ）が図の左上に追加されていることを確認でき、これは、図１に基づいて上述した本発明の実施形態を表現したものである。図５の右上のＰ_０は、風力発電機の最大出力追従（ＭＰＰＴ）制御を行うか、及び／又は風力発電機の有効電力を制御する場合の基準値である。

また、図５を参照すると、風力発電機の制御ステップは、最大出力追従（ＭＰＰＴ）を用いて第１有効電力基準値Ｐ_０を算出するステップと、系統周波数ｆ_ｓｙｓ値と定格周波数ｆ_ｎｏｍ値との偏差及び取得されたドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}に基づいて電力指令値Ｐ_ａｄｄを算出するステップと、第１有効電力基準値Ｐ_０と電力指令値Ｐ_ａｄｄとを合算して第２有効電力基準値Ｐ_ｒｅｆを算出するステップ及び第２有効電力基準値Ｐ_ｒｅｆを風力発電機側に転送するステップを含む。このとき、風力発電機の回転子コンバータコントローラは第２有効電力基準値Ｐ_ｒｅｆを受信して風力発電機から電力系統に出力される電力量を調節する。

図６は、本発明の実施形態をシミュレーションするための風力発電機群の模型を示す模式図である。

本発明の一実施形態による性能を検証するために、ＥＭＴＰ−ＲＶシミュレータを用いて模擬系統を構成した。図６は、５機の同期発電機と風力発電機群で構成される模擬系統を示す。同期発電機は、３機の１５０ＭＶＡ級発電機及び２機の２００ＭＶＡ級発電機から構成され、複数の５ＭＶＡ級ＤＦＩＧ（２重給電誘導発電機、風力発電機において賞用される）から構成された１００ＭＶＡ級風力発電機群が系統に連携されている。風力発電機は合計で２０機である。全体の発電容量は９５０ＭＶＡであり、負荷において消費される有効電力は６００ＭＷである。

図７（Ａ）乃至図７（Ｃ）は、図６の模式図による発電機群に対するシミュレーション結果を示すグラフである。具体的に、図７（Ａ）は、１機以上の風力発電機からなる風力発電機群が慣性制御を行う場合における、回転子の経時的速度変化を示し、図７（Ｂ）は、１機以上の風力発電機からなる風力発電機群が電力系統に対する周波数修復に寄与するために追加的に生成する出力の経時変化を示し、図７（Ｃ）は、電力網に外乱が発生したときにおける系統周波数ｆ_ｓｙｓの経時変化を示す。

図７（Ａ）乃至図７（Ｃ）において、実線は、本発明の実施形態による系統周波数ｆ_ｓｙｓに対する修復能力特性を示し、破線は、第１の従来の技術により、系統周波数ｆ_ｓｙｓの（時間当たりの）変化率（即ち、微分）に対応する固定されたドループ係数のみに基づいて、電力指令値Ｐ_ａｄｄを生成するループを適用した場合の系統周波数ｆ_ｓｙｓに対する修復能力特性を示し、一点鎖線は、第２の従来の技術により、風力発電機に対して周波数制御を行うことなく、最大出力追従（ＭＰＰＴ）制御のみを行った場合の系統周波数ｆ_ｓｙｓの低下に対する修復能力特性を示す。図７（Ａ）乃至図７（Ｃ）において、時刻Ｔｉｍｅ（ｓ）＝３０以前は、実線・破線・一点鎖線が重畳している。

図７（Ａ）乃至図７（Ｃ）から明らかなように、実線で示す本発明の実施形態の方が、破線乃至一点鎖線で示す対照群に比べて、電力系統に対する外乱による周波数低下の初期に回転子の速度を大幅に変化させて（図７（Ａ）参照）、負荷により多量の電力を供給して（図７Ｂ参照）、電力系統の周波数低下に対する修復寄与度を高めることにより、電力系統の実際の周波数ｆ_ｓｙｓの最低点が高くなること（図７（Ｃ）参照）を確認できる。

即ち、図７（Ａ）乃至図７（Ｃ）から明らかなように、本発明の実施形態によれば、従来の技術による対照群に比べて、電力系統に外乱が発生したときに風力発電機群が電力系統に多量の電力を供給してより速やかに周波数の最低点が高くなることを確認できる。

要するに、本発明の実施形態によれば、系統周波数ｆ_ｓｙｓが従来に比べて下がらないように、換言すれば、外乱が発生しても風力発電機が遮断されないように制御することができ、回転子を駆動して負荷にエネルギを供給した後にも早い時間内に正常状態に戻るということがシミュレーションにより明らかになった。

一方、上述した系統周波数ｆ_ｓｙｓ、定格周波数ｆ_ｎｏｍ、ドループ係数Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ}、第１有効電力基準値Ｐ_０、電力指令値Ｐ_ａｄｄ、第２有効電力基準値Ｐ_ｒｅｆ及びルックアップテーブルに対する演算動作は、データ処理及びデータ格納機能を有する少なくとも一台のコンピュータプロセッサ又はサーバなどを用いて実行できる。

上述した本発明の実施形態は単に例示のために開示されたものであり、これにより本発明は限定されない。なお、本発明の技術分野において通常の知識を有する者であれば、本発明の思想と範囲内において種々の修正及び変更でき、このような修正及び変更は本発明の範囲に属するものと認められるべきである。

Ｒ_{ｖａｒｉａｎｔ} ドループ係数
ｆ_ｎｏｍ 定格周波数
ｆ_ｓｙｓ 系統周波数
Ｐ_０ 第１有効電力基準値
Ｐ_ａｄｄ 電力指令値
Ｐ_ｒｅｆ 第２有効電力基準値

Claims (6)

1. 電力系統の定格周波数値及び系統周波数値を取得するステップと、
   前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差を算出するステップと、
   前記系統周波数の変化率を算出するステップと、
   前記系統周波数の変化率を用いてドループ係数を取得するステップと、
   前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差及び前記ドループ係数に基づいて風力発電機を制御するステップと、
   を含むことを特徴とする、時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法。
2. 前記ドループ係数取得ステップの前に、
   ルックアップテーブルを生成するステップをさらに含み、
   前記ルックアップテーブルは、複数の時間区間別にインデックスが割り当てられ、前記各インデックス毎に異なるドループ係数がマッチングされ、前記複数の区間のうちの何れか一つの区間に属する値がインデックスとして入力されれば、前記入力されたインデックスにマッチングされるドループ係数を出力することを特徴とする、請求項１に記載の時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法。
3. 前記ドループ係数取得ステップは、
   前記系統周波数の変化率を前記ルックアップテーブルのインデックスとして入力するステップと、
   前記ルックアップテーブルから前記系統周波数の変化率に相当するインデックスにマッチングされたドループ係数を取得するステップと、
   を含むことを特徴とする、請求項２に記載の時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法。
4. 前記ルックアップテーブルには、
   相対的に小さな値が割り当てられたインデックスにマッチングされたドループ係数よりも、相対的に大きな値が割り当てられたインデックスにマッチングされたドループ係数の方がさらに大きな値を有するように予め格納されることを特徴とする、請求項２に記載の時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法。
5. 前記制御ステップは、
   最大出力追従制御を用いて第１有効電力基準値を算出するステップと、
   前記系統周波数値と前記定格周波数値との偏差及び前記ドループ係数に基づいて電力指令値を算出するステップと、
   前記第１有効電力基準値と前記電力指令値とを合算して第２有効電力基準値を算出するステップと、
   前記第２有効電力基準値を風力発電機側に転送するステップと、
   を含むことを特徴とする、請求項１に記載の時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法。
6. 前記風力発電機の回転子コンバータコントローラは、
   前記第２有効電力基準値に基づいて風力発電機から電力系統への出力を調節することを特徴とする、請求項５に記載の時変ドループに基づく風力発電機の慣性制御方法。
   

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