JP5778362B1

JP5778362B1 - 風力発電機の慣性制御方法

Info

Publication number: JP5778362B1
Application number: JP2015005610A
Authority: JP
Inventors: ガン・ヨンチョル; イ・ジンシク; キム・ジンホ
Original assignee: 全北大学校産学協力▲団▼
Priority date: 2014-08-05
Filing date: 2015-01-15
Publication date: 2015-09-16
Anticipated expiration: 2035-01-15
Also published as: KR101450147B1; US20160040653A1; JP2016039771A

Abstract

【課題】風力発電機の慣性制御方法の提供。【解決手段】配電網の周波数情報を取得するステップと、前記周波数情報が既定の範囲以下に下がった場合に時変ドループ係数を演算するステップと、演算された時変ドループ係数を用いて風力発電機を制御するステップと、を含み、前記時変ドループ係数を演算するステップは、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、収集された回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算するステップと、を含むことを特徴とする風力発電機の慣性制御方法。【選択図】図１

Description

本発明は、風力発電機を制御する方法に係り、さらに詳しくは、配電網に同期発電機の脱落などの外乱が発生した場合、風力発電機が周波数の制御に寄与するために速やかに有効電力を増大させる制御方法に関する。

配電網において発電機の脱落や負荷の増加などの外乱が発生すると、電気エネルギが不足するため配電網の周波数は下がってしまう。韓国では、周波数が５９Ｈｚになると、発電機の連鎖的な脱落を防ぐために低周波数負荷遮断（Ｕｎｄｅｒｆｒｅｑｕｅｎｃｙｌｏａｄｓｈｅｄｄｉｎｇ、ＵＦＬＳ）継電器が作動して６％の負荷を遮断し、０．２Ｈｚが下がる度に６％の負荷をさらに脱落させる。このため、外乱発生後の配電網の最低の周波数は系統信頼度を決定する重要な基準となり、負荷遮断を防ぐためには配電網の周波数が５９Ｈｚ以下になることを極力避ける必要がある。

現在風力発電用に汎用される可変速風力発電機は、風速に応じて最大の出力を出すために、回転子速度を制御する最大電力点追従（Ｍａｘｉｍｕｍｐｏｗｅｒｐｏｉｎｔｔｒａｃｋｉｎｇ、ＭＰＰＴ）制御を行う。ＭＰＰＴ制御は、配電網周波数の変動とは無関係に行われるため、風力収容率が高ければ、配電網の慣性が低下する。これにより、配電網に外乱が発生すると、周波数の低下幅が大きくなるため、これを防ぐために風力発電機の周波数制御機能が必要である。

風力発電機が配電網の周波数修復に寄与可能な数多くの方法が提案されている。風力発電機のＭＰＰＴ制御を行うための出力の基準値に、配電網の周波数変化率（Ｒａｔｅｏｆｃｈａｎｇｅｏｆｆｒｅｑｕｅｎｃｙ、ＲＯＣＯＦ）ループによって生成された基準値を加算する方式が提案されている。この方式は、外乱の発生後に風力発電機の回転子に保存されているエネルギを一時的に放出することにより、配電網の周波数低下の抑制に寄与するが、外乱が発生した直後には周波数変化率が大きな値を有するため周波数修復への寄与度が高いが、時間が経過するに伴いこの値が次第に下がるため周波数修復への寄与度が下がる。

ほとんどの場合、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が脱落された発電機の容量よりも大きい。このため、周波数は低下後に反騰し、周波数変化率の符号が反対となる。したがって、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周波数変化率の符号により風力発電団地の出力が減少され、その結果、周波数修復への寄与度が下がる。

このような問題を改善するために、周波数の変化量にドループ係数を乗算して周波数制御に寄与する周波数の変化量の制御ループを既存の制御ループに追加する方法が開発され、下記の特許文献１及び２（本出願人の先行登録特許）においては、風力発電団地内の各風力発電機のドループ係数を演算する方案が提案されている。特許文献１においては、慣性制御の開始時点において計算された風力発電機の運動エネルギに基づいて個別的なドループ係数を演算し、特許文献２においては、周波数変化率に基づいてドループ係数を演算し、リアルタイムにてドループ係数を更新する風力発電機の慣性制御を行う。

大韓民国登録特許公報第１３１８１２４号大韓民国登録特許公報第１３９８４００号

本発明は、上述した従来の技術の問題点を解決するために案出されたものであり、外乱の発生時に速やかに周波数を修復するために配電網に多くの電力を提供することを目的とする。

また、本発明は、各風力発電機の慣性制御能力の限界を反映した慣性制御を行うことにより配電網周波数の２次的な低下を防ぐことを目的とする。

特に、本発明は、慣性制御の開始時点において計算された風力発電機の運動エネルギを用いてドループ係数を演算していた従来の方式を改善した新規な慣性制御係数の演算方法を提案するためのものである。

上述した課題を解消するための風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップと、前記周波数情報が既定の範囲以下に下がった場合に時変ドループ係数を演算するステップと、演算された時変ドループ係数を用いて風力発電機を制御するステップと、を含み、前記時変ドループ係数を演算するステップは、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、収集された回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算するステップと、を含む。

好ましくは、前記時変ドループ係数を演算するステップは、回転子速度の情報を用いて回転子の運動エネルギを演算するステップと、演算された運動エネルギと回転子の最大の運動エネルギとを比較して時変ドループ係数を演算するステップと、を含む。
このとき、回転子の運動エネルギと風力発電機から放出されるエネルギが正の相関関係を有するようにする時変ドループ係数を導き出す。

また、好ましくは、前記時変ドループ係数は、回転子速度が最低の運転速度以下に減速されない範囲内に下限が決定され、前記運動エネルギを演算するステップにおいては、
ΔＥ_ｉ（ｔ）＝（１／２）・Ｊ・（ω_ｉ（ｔ）^２−ω_ｍｉｎ ^２）
（但し、ω_ｉ（ｔ）は、時間の経過に伴う回転子速度の情報であり、ω_ｍｉｎは、風力発電機の最低の運転速度であり、Ｊは、慣性モーメントである。）に基づいて演算が行われる。

さらに、好ましくは、本発明の一実施形態において、前記時変ドループ係数を演算するステップにおいては、
Ｒ_ｉ（ｔ）＝Ｒ_ｏ・（ΔＥ_ｍａｘ／ΔＥ_ｉ（ｔ））
（但し、ΔＥ_ｍａｘは、最大の運動エネルギであり、Ｒ_ｏは、最大の運動エネルギであるときのドループ係数であり、ΔＥ_ｉ（ｔ）は、時間の経過に伴う運動エネルギである。）に基づいて演算が行われる。

さらに、好ましくは、本発明の他の実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップ後に、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、風力発電機の運転範囲を反映して回転子速度に比例する時変制御係数を演算するステップと、を含み、前記風力発電機を制御するステップにおいては、演算された時変ドループ係数及び時変制御係数を用いて風力発電機を制御する。

さらに、好ましくは、本発明の他の実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップ後に、前記周波数の時間当たりの変化率を演算するステップと、周波数変化率の最大値を導き出すステップと、導き出された周波数変化率の最大値と前記時変制御係数を乗算して出力基準値を生成するステップとをさらに含み、前記風力発電機を制御するステップにおいては、周波数変化率の最大値が保たれる状態で演算された時変ドループ係数及び時変制御係数を用いて風力発電機を制御する。

さらに、好ましくは、本発明の他の実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップと、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、風力発電機の運転範囲を反映して回転子速度に比例する時変制御係数を演算するステップと、を含み、配電網の周波数情報を取得するステップ後に、前記周波数の時間当たりの変化率を演算するステップと、周波数変化率の最大値を導き出すステップと、導き出された周波数変化率の最大値と前記時変制御係数を乗算して出力基準値を生成するステップと、をさらに含み、生成された出力基準値に基づいて風力発電機を制御する。

本発明によれば、外乱が発生したときに風力発電団地の有効電力を増大させて速やかに周波数を修復でき、全ての風力発電機が最低の運転速度以下に減速されることを防いで慣性制御を途切れることなく連続的に行い、周波数制御に寄与できる。

本発明の一実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法を示す手順図である。本発明の一実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法を示す制御ループである。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団地の模型を示す模式図である。従来の技術と本発明の一実施形態に係るシミュレーション結果を示すグラフである。従来の技術と本発明の一実施形態に係るシミュレーション結果を示すグラフである。従来の技術と本発明の一実施形態に係るシミュレーション結果を示すグラフである。従来の技術と本発明の一実施形態に係るシミュレーション結果を示すグラフである。従来の技術と本発明の一実施形態に係るシミュレーション結果を示すグラフである。

本発明の上述した目的と技術的な構成及びそれに伴う作用効果に関する詳細な説明は、本発明の明細書に添付されている図面に基づく以下の詳細な説明によって一層明確に理解されるべきである。

一方、本発明において用いられる「風力発電機」という用語は、一つ又は複数の風力発電機を含む概念である。すなわち、複数の風力発電機を制御することも「風力発電機を制御する」と表現する。但し、複数の風力発電機を制御する場合、風力発電団地を制御するという表現と、風力発電機を制御するという表現を使い分けない。本発明の慣性制御方法は、風力発電機、風力発電団地を制御するに当たって制限なしに適用されるものであり、その範囲が限定されない。

以下、添付図面に基づき、本発明に係る風力発電機の慣性制御方法について詳細に説明する。

図１は、本発明の一実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法を示す手順図である。

この実施形態において、風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップと、前記周波数情報が既定の範囲以下に下がった場合に時変ドループ係数を演算するステップと、演算された時変ドループ係数を用いて風力発電機を制御するステップと、を含み、このとき、前記時変ドループ係数を演算するステップは、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、収集された回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算するステップと、を含む。

配電網の周波数情報は、風力発電機内に組み込まれているセンサーまたは風力発電機をモニターリングする中央制御装置などを用いて取得する。背景技術の欄において上述したように、配電網の周波数が下がると、これを修復するための有効電力が速やかに供給されなければならない。そうではない場合は運転中の発電機が脱落する虞があり、これは、配電網全体の崩壊につながる虞がある。配電網の定格周波数は６０Ｈｚであるが、周波数が定格周波数以下に下がる場合にこれに対する制御が必要であり、特に、風力発電団地にもこのような周波数制御機能が次第に求められるようになったのが現状である。

取得された周波数情報が既定の範囲以下に下がる場合、本発明は、慣性制御のための時変ドループ係数を演算する。演算された時変ドループ係数により生成された出力基準値は、風力発電機に慣性制御を行わせる。時変ドループ係数を演算する過程についてより具体的に述べると、時変ドループ係数を演算するステップは、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、収集された回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算するステップと、を含む。

回転子速度の情報を収集するステップにおいては、風力発電機の回転子がどのような速度で回転するかを感知するために、風力発電機に設けられた別途のセンサーを用いて回転子速度を測定する。

本発明においては、上述した過程を通じて収集された回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算する。例えば、回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算する方式においては、回転子速度の情報を用いて回転子の運動エネルギを演算し、演算した回転子の運動エネルギを用いて時変ドループ係数を演算する。本発明においては、慣性制御に必要な時変ドループ係数を決定するための重要な要素として回転子の運動エネルギを用いる。このため、時変ドループ係数を演算するに先立って回転子の運動エネルギを演算し、このとき、収集された回転子速度の情報を用いて演算する。

本発明の一実施形態においては、下記式１に基づいて運動エネルギを演算する。以下、添字「ｉ」は、対象とする風力発電団地を構成する複数個の風力発電機のうち、第「ｉ」番目を指す。

［数１］

ΔＥ_ｉ（ｔ）＝（１／２）・Ｊ・（ω_ｉ（ｔ）^２−ω_ｍｉｎ ^２） …（式１）

ここで、ω_ｉ（ｔ）は、時間の経過に伴う回転子速度の情報であり、ω_ｍｉｎは、風力発電機の最低の運転速度であり、Ｊは、慣性モーメントである。

ΔＥ_ｉ（ｔ）は、時間の経過に伴う回転子の放出可能な運動エネルギである。上述した先行技術文献１においては、外乱が発生する時点の放出可能な運動エネルギΔＥ_ｉのみを用いてドループ係数を演算し、これを風力発電機の制御に用いたが、本発明においては、外乱が発生する時点だけではなく、慣性制御が行われる間に持続的に回転子の運動エネルギを演算し、これに基づいてドループ係数を演算する。すなわち、先行技術文献１のドループ係数は、外乱の発生時点で演算された固定値であり、慣性制御が行われる間に同じ値が持続的に反映されて風力発電機を制御するが、本発明のドループ係数は、慣性制御が行われることにより持続的に演算される（換言すると、変更／更新される）運動エネルギに基づくものであり、同様に慣性制御が行われる間に持続的に変わる値である。これらの二つを区別するために、本発明においては、慣性制御が行われることにより演算されるドループ係数を「時変ドループ係数」と称する。

本発明の一実施形態においては、経時的に変わる回転子の運動エネルギを用いて時変ドループ係数を演算する。以下、時変ドループ係数を演算する過程の詳細について説明する。

ドループ係数とは、風力発電機に対する慣性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周波数の変化量ループの制御利得を意味する。ドループ係数は、下記式２に示すドループ特性関係式によって表わされる。

［数２］

ΔＰ_ｉ／（ｆ_ｓｙｓ−ｆ_ｎｏｍ）＝ −１／Ｒ_ｉ …（式２）

ここで、ΔＰ_ｉは、周波数制御のために追加される有効電力量であり、ｆ_ｓｙｓは、配電網の実際の周波数であり、ｆ_ｎｏｍは、配電網の定格周波数である。

上記式２の左辺が風力発電機の回転子の運動エネルギΔＥ_ｉに比例するので、結果的に、風力発電機の回転子の運動エネルギはドループ係数に反比例する。これを別の表現に書き換えると、回転子の運動エネルギΔＥ_ｉとドループ係数Ｒ_ｉとの積は常に一定である。これを数式で表わすと、下記式３の通りである。

［数３］

ΔＥ_ｉ・Ｒ_ｉ＝ −１ …（式３）

上記式３を特定の風力発電機の観点から書き直すと、下記式４の通りである。

［数４］

ΔＥ_ｉ・Ｒ_ｉ＝ ΔＥ_ｍａｘ・Ｒ_ｏ …（式４）

ここで、ΔＥ_ｍａｘは、回転子の最大の放出可能な運動エネルギであり、運動エネルギを最大に保有している風力発電機に対応する値であり、Ｒ_ｏは、そのときのドループ係数である。ΔＥ_ｍａｘを保有している風力発電機は、様々な理由によって決定されるが、本発明の一実施形態においては、風力発電機の最高の運転速度に応じて決定される。より具体的に、最高の運転速度から最低の運転速度まで減速されるときに放出される運動エネルギにより演算される。ここで、最高の運転速度とは、機械的欠陥または電気部品の損傷を防ぐために風力発電機が加速化できない最高の限界速度を意味する。限界速度を超えないように様々な要素が制御され、例えば、風力発電機のブレードピッチを制御して前記最高の運転速度を超えないようにする。

要するに、ΔＥ_ｍａｘも定数であり、そのときのドループ係数Ｒ_ｏも定数であり、ΔＥ_ｉは演算可能な値であるので、上記の情報に基づいて時変ドループ係数Ｒ_ｉ（ｔ）を演算できる。演算式は、下記式５の通りである。

［数５］

Ｒ_ｉ（ｔ）＝Ｒ_ｏ・（ΔＥ_ｍａｘ／ΔＥ_ｉ（ｔ）） …（式５）

上記式５に基づいて演算された時変ドループ係数を用いて風力発電機の慣性制御を行う。

一方、本発明の一実施形態において、時変ドループ係数を演算するステップにおいては、回転子の運動エネルギと風力発電機から放出されるエネルギが正の相関関係を有するようにする時変ドループ係数を導き出すことを特徴とする。これは、風力発電機の回転子の運動エネルギが高いほど、慣性制御にさらに多くの寄与をするという意味である。この実施形態によれば、慣性制御によってより速やかに外乱から周波数を修復することができる。

一方、本発明の時変ドループ係数は、回転子速度が最低の運転速度以下に減速されない範囲内に下限が決定される。すなわち、時変ドループ係数を算定するに当たって、回転子が運動エネルギを発生させる範囲内において算定するのである。このような方式により時変ドループ係数を決定すると、回転子速度が最低の運転速度に近づくほど時変ドループ係数がさらに高くなって風力発電機の減速が防がれ、全ての風力発電機の回転子速度が慣性制御中にも最低の運転速度以上に保たれて周波数の２次的な低下が防がれる。

本発明の他の実施形態においては、配電網の周波数情報を取得するステップ後に、慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、風力発電機の運転範囲を反映して時変制御係数を演算するステップと、を含み、前記風力発電機を制御するステップにおいては、演算された時変ドループ係数及び時変制御係数を用いて風力発電機を制御する。

ここで、時変制御係数とは、風力発電機の慣性制御のために追加される配電網の周波数変化率（Ｒａｔｅｏｆｃｈａｎｇｅｏｆｆｒｅｑｕｅｎｃｙ、ＲＯＣＯＦ）ループの制御利得であり、本発明においては、回転子速度の情報を用いて前記制御利得をリアルタイムにて更新して「時変制御係数」を演算し、時変制御係数を反映して風力発電機を制御する。

例えば、時変制御係数の演算のために時変制御係数の最小値と最大値を導き出し、この範囲内において回転子速度に比例するように算定する。時変制御係数の最小値は、下記式６を用いて求めることができる。

［数６］

ｄΔＥ／ｄｔ＝ ΔＰ
＝ −２Ｈ・ω_ｓｙｓ・（ｄω_ｓｙｓ／ｄｔ）
＝ −Ｋ_ｍｉｎ・ｆ_ｓｙｓ・（ｄｆ_ｓｙｓ／ｄｔ） …（式６）

ここで、ΔＥ及びΔＰは、風力発電機の運動エネルギの変化量と有効電力の変化量を示し、Ｈは、慣性係数を示し、且つ、ω_ｓｙｓ及びｆ_ｓｙｓはそれぞれ系統の角周波数と周波数を示す。上記数６に基づいて演算された時変制御係数の最小値は、下記式７の通りである。

［数７］

Ｋ_ｍｉｎ＝２Ｈ …（式７）

一方、時変制御係数の最大値は、風力発電機の運転範囲及び運動エネルギを用いて下記式８に基づいて求めることができる。

［数８］

Ｋ_ｍａｘ＝Ｋ_ｍｉｎ・（Ｅ_ｍａｘ／Ｅ_ｍｉｎ）
＝２Ｈ・（ω_ｍａｘ ^２／ω_ｍｉｎ ^２） …（式８）

ここで、Ｅ_ｍａｘ及びＥ_ｍｉｎは、それぞれ風力発電機が最高の運転速度と最低の運転速度（ω_ｍａｘ、ω_ｍｉｎ）で運転されるときにおける回転子に保存されている運動エネルギを示す。通常のＤＦＩＧ（Ｄｏｕｂｌｙ−Ｆｅｄ＿Ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ＿Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ、二重給電誘導発電機）の場合、運転範囲が０．７ｐｕ〜１．２５ｐｕであるとしたとき、最大の時変制御係数は６．３８Ｈとなる。

このようにして算定された時変制御係数の最大値及び最小値の範囲内において、時変制御係数は回転子速度に比例して演算される。リアルタイムにて収集される回転子速度の情報に基づいて慣性制御を行うとき、時変制御係数は更新され続ける。

図２は、図１に示す実施形態に係る慣性制御方法を制御ループ状に示すものである。図２の下段には時変ドループ係数Ｒ_ｉ（ｔ）を用いるループが示してある。収集された配電網の周波数情報と定格周波数との差分から周波数の変化量を求めて時変ドループ係数に乗算して出力基準値を生成する。図２の上段には周波数変化率（ＲＯＣＯＦ）ループの時変制御係数Ｋ_ｉ（ｔ）を用いるループが示してある。収集された配電網の周波数情報から周波数の変化率を求め、時変制御係数に乗算して出力基準値を生成する。

本発明の他の実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップ後に、周波数の時間当たりの変化率を演算するステップと、周波数変化率の最大値を導き出すステップ及び導き出された周波数変化率の最大値と前記時変制御係数を乗算して出力基準値を生成するステップを含み、風力発電機を制御するステップにおいては、生成された出力基準値に基づいて風力発電機を制御する。これは、図２に破線にて示すＭａｘループから明らかになる。

本発明の他の実施形態に係る風力発電機の慣性制御方法は、配電網の周波数情報を取得するステップ後に、前記周波数の時間当たりの変化率を演算するステップ及び周波数変化率の最大値を導き出すステップをさらに含み、風力発電機を制御するステップにおいては、周波数変化率の最大値が保たれる状態で演算された時変ドループ係数及び時変制御係数を用いて風力発電機を制御する。

図３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団地の模型を示す模式図である。

図３を参照すると、５ＭＷ級ＤＦＩＧ風力発電機が合計２０台設置された風力発電団地が系統に接続されており、系統全体の発電設備容量は、該風力発電団地の１００ＭＷ（１００ＭＶＡ）を含めて９００ＭＶＡである。負荷において消費される容量は、静的負荷（Ｓｔａｔｉｃ＿ｌｏａｄ）２４０ＭＷとモーター負荷（Ｍｏｔｏｒ＿ｌｏａｄ）３６０ＭＷの合計、６００ＭＷであり、系統の運営中に時刻４０．０秒時点において、７０ＭＷを出力しているＳＧ５が脱落する状況を想定してシミュレーションを行った。

図４乃至図８は、図３に示す状況下における従来の技術と本発明の実施形態に係るシミュレーション結果を示すグラフである。ここで、本発明の実施形態とは、図２に示す実施形態を対象とした結果である。すなわち、時変ドループ係数と周波数変化率（ＲＯＣＯＦ）ループの時変制御係数を併用した場合の結果を示す。本発明は、これらに加えて、時変ドループ係数のみを用いる場合と、時変ドループ係数と周波数の最大変化量を演算したループに前記演算された周波数変化率（ＲＯＣＯＦ）ループの時変制御係数を適用した場合をさらに含む。

図４は、時間の経過に伴う系統周波数を示すグラフである。青色（Ｂ）の実線は既存の方式による周波数を示し、赤色（Ｒ）の実線は本発明の一実施形態に係る慣性制御方法を適用した場合の結果を示す。なお、緑色（Ｇ）の実線は慣性制御を適用しなかった配電網における結果を示す。

１次低下時の周波数の最低値（最低の周波数点）を比較すると、本発明において提案した慣性制御方法を用いて風力発電機を制御する場合の最低の周波数点は時刻約４４秒において具現され、５９．４８８Ｈｚであるのに対し、既存の方式によるときの１次的な低下時における最低の周波数点は時刻約４３秒において具現され、５９．６３４Ｈｚである。既存の方式においては、周波数の低下を防ぐために風力発電機を過度に制御して周波数の低下初期、すなわち、１次的な低下時の最低の周波数点を遥かに高めた。
しかしながら、風力発電機の慣性制御能力の限界を考慮しなかった制御により風力発電機は時刻約４６秒において慣性制御を中断する。風力団地の急激な制御モードの変更は配電網の全体に影響を及ぼし、周波数の２次的な低下を引き起こす。これにより、最低の周波数点は１次的な低下よりも遥かに大幅に低下した５９．３９９Ｈｚとなる。この点は、慣性制御を適用しなかった配電網の最低の周波数点である５９．３４０Ｈｚよりは高いが、慣性制御能力の限界を考慮しなかった場合の風力団地の制御上の問題点を示唆する。
一方、本発明を適用した場合、１次的な低下個所において効果的に最低の周波数点を増加できるだけではなく、慣性制御能力の限界を考慮した制御により全ての風力発電機の慣性制御が中断されるわけではないため周波数の２次的な低下は発生しない。周波数の２次的な低下幅は慣性制御が中断される風力発電機の数に比例して大きくなるので風力発電団地の慣性制御時に確認されるべき重要な要素であるが、本発明はこのような２次的な低下を防止できる。

図５は、時間の経過に伴う風力発電団地の出力を示す。青色（Ｂ）の実線は既存の方式による出力を示し、赤色（Ｒ）の実線は本発明の一実施形態に係る慣性制御方法を適用した場合の結果を示す。なお、緑色（Ｇ）の実線は慣性制御を行わなかった場合の結果を示す。

図５を参照すると、本発明により風力発電団地を制御する場合、外乱の発生時点における出力が既存の方式に比べて高くない。これは、風力発電機の慣性制御能力の限界を考慮するとき、これ以上に出力する場合に風力発電機の限界を超える虞があるためである。これは、既存の方式の出力波形から明らかになる。既存の方式の場合、外乱発生初期の大幅な出力増大により最低の周波数点を高めた。しかしながら、配電網の周波数が安定状態に達する前に風力発電機が限界点に達し、約４６秒の個所において慣性制御が中断される。これにより、急激な出力減少が発生して配電網に悪影響を及ぼし、１次的な低下よりも著しい２次的な周波数低下が発生する。一方、本発明においては時間の経過に伴い変わる制御係数を用いるのでこのような制御限界点に達さず、その結果、周波数の２次的な低下を防ぐことができる。

図６（ａ）及び図６（ｂ）は、時間の経過に伴う風力発電機の回転子速度を示すグラフである。図６（ａ）のグラフは、本発明を適用した場合の回転子速度を示し、図６（ｂ）のグラフは、既存の方式による回転子速度を示す。赤色（ｒ）、青色（ｂ）、緑色（ｇ）、及び紫色（ｐ）の実線はそれぞれ風力団地における第１列、第２列、第３列及び第４列に配設されている風力発電機の回転子速度を示す。後流効果により前列に配設されている発電機であるほど入力風速が大きくなるので、初期の回転子速度に差分が発生する。本発明を適用する場合、全ての風力発電機の回転子速度は、たとえ慣性制御を行うとしても０．７ｐｕ以上において集束される。これは、回転子速度が減速されることに伴い、出力量を低減するように制御係数が演算されるためである。しかしながら、既存の方式を適用する場合、全ての風力発電機が制御能力の限界を超えた制御を行うことにより、回転子速度が０．７ｐｕ以下に減速される。このとき、風力発電機は自律的な保護のために全ての制御を止めて風力発電機を増速させる制御に切り替える必要がある。このため、慣性制御が自動的に中断され、風力発電機は出力量を急減させて回転子を増速させる。

図７は、時間の経過に伴う風力発電機の時変ドループ係数を示すグラフであり、図８は、周波数変化率（ＲＯＣＯＦ）ループの時変制御係数を示す。両グラフにおいて、赤色（ｒ）、青色（ｂ）、緑色（ｇ）、及び紫色（ｐ）の実線はそれぞれ、風力団地における第１列、第２列、第３列、及び第４列に配設されている風力発電機を示す。後流効果により前列に配設されている発電機の回転子速度が増大され、これにより、時変ドループ係数はより小さな値を、周波数変化率（ＲＯＣＯＦ）ループ時変制御係数はより大きな値を演算する。一方、慣性制御が行われて減少される回転子速度を反映して両制御係数が更新されることを確認することができる。本発明の実施形態において、時変ドループ係数の増加量は放出可能な運動エネルギの量に反比例し、結果的に、現在の回転子速度の自乗に反比例する。このため、回転子速度が最低の速度に近づくほど時変ドループ係数が増大される割合が相対的に高く（時刻４０秒〜時刻４８秒の間）、時変ドループ係数が増大されるほど風力発電機の出力は時間の経過に伴い減少される。その結果、回転子速度が低い風力発電機も慣性制御を持続することが可能になる。また、周波数変化率（ＲＯＣＯＦ）ループの時変制御係数は、回転子速度が高い発電機においてその変化量が大きい。時変制御係数は回転子速度が下がることに伴い低くなり、これにより、全ての風力発電機は慣性制御を最後まで持続できる。

慣性制御を行い続けることができるか否かは、結果的に、風力発電団地の出力にも影響を及ぼす。これは、図４及び図５から明らかになる。まず、図４に戻ると、既存の方式においては時刻約４６秒において周波数が急減することが分かる。すなわち、全ての風力発電機が慣性制御を行い続けられない結果、周波数が不安定になる。これは、結果的に、系統周波数の２次的な低下を引き起こす要因として働く。一方、図５を参照すると、既存の方式においては、時刻約４６秒において出力が揺れることが分かる。すなわち、風力発電機が慣性制御を行うことができず、その結果、風力発電団地の出力に影響を及ぼす。

本発明の実施形態は例示のために開示されたものであり、本発明が属する技術分野において通常の知識を有する者が本発明の技術的思想の範囲内において修正、変更、付加可能な部分までこの特許請求の範囲に属するものと認められるべきである。

Claims

配電網の周波数情報を取得するステップと、
前記周波数情報が既定の範囲以下に下がった場合に時変ドループ係数を演算するステップと、
演算された時変ドループ係数を用いて風力発電機を制御するステップと、
を含み、
前記時変ドループ係数を演算するステップは、
慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、
回転子速度の情報を用いて回転子の運動エネルギを演算するステップと、
演算された運動エネルギと回転子の最大の運動エネルギとを比較して時変ドループ係数を演算するステップと、
を含むことを特徴とする風力発電機の慣性制御方法。
前記時変ドループ係数を演算するステップにおいては、
回転子の運動エネルギと風力発電機から放出されるエネルギが正の相関関係を有するようにする時変ドループ係数を導き出すことを特徴とする請求項１に記載の風力発電機の慣性制御方法。
前記時変ドループ係数は、
回転子速度が最低の運転速度以下に減速されない範囲内に下限が決定されることを特徴とする請求項２に記載の風力発電機の慣性制御方法。
前記運動エネルギを演算するステップにおいては、

ΔＥ_ｉ（ｔ）＝（１／２）・Ｊ・（ω_ｉ（ｔ）^２−ω_ｍｉｎ ^２）

（但し、ω_ｉ（ｔ）は、時間の経過に伴う回転子速度の情報であり、ω_ｍｉｎは、風力発電機の最低の運転速度であり、Ｊは、慣性モーメントである。）
に基づいて演算が行われることを特徴とする請求項１に記載の風力発電機の慣性制御方法。
前記時変ドループ係数を演算するステップにおいては、

Ｒ_ｉ（ｔ）＝Ｒ_ｏ・（ΔＥ_ｍａｘ／ΔＥ_ｉ（ｔ））

（但し、ΔＥ_ｍａｘは、最大の運動エネルギであり、Ｒ_ｏは、最大の運動エネルギであるときのドループ係数であり、ΔＥ_ｉ（ｔ）は、時間の経過に伴う運動エネルギである。）
に基づいて演算が行われることを特徴とする請求項１に記載の風力発電機の慣性制御方法。
配電網の周波数情報を取得するステップと、
慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、
風力発電機の運転範囲を反映して回転子速度に比例する時変制御係数を演算するステップと、
前記周波数情報が既定の範囲以下に下がった場合に時変ドループ係数を演算するステップと、
演算された時変ドループ係数を用いて風力発電機を制御するステップと、
を含み、
前記時変ドループ係数を演算するステップは、
慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、
収集された回転子速度の情報を用いて時変ドループ係数を演算するステップと、
演算された運動エネルギと回転子の最大の運動エネルギとを比較して時変ドループ係数を演算するステップと、
を含み、
前記風力発電機を制御するステップにおいては、演算された時変ドループ係数及び時変制御係数を用いて風力発電機を制御することを特徴とする風力発電機の慣性制御方法。
配電網の周波数情報を取得するステップ後に、
前記周波数の時間当たりの変化率を演算するステップと、
周波数変化率の最大値を導き出すステップと、
をさらに含み、
前記風力発電機を制御するステップにおいては、周波数変化率の最大値が保たれる状態で演算された時変ドループ係数及び時変制御係数を用いて風力発電機を制御することを特徴とする請求項６に記載の風力発電機の慣性制御方法。
配電網の周波数情報を取得するステップと、
慣性制御に応じて変動する回転子速度の情報をリアルタイムにて収集するステップと、
風力発電機の運転範囲を反映して回転子速度に比例する時変制御係数を演算するステップと、
を含み、
配電網の周波数情報を取得するステップ後に、
前記周波数の時間当たりの変化率を演算するステップと、
周波数変化率の最大値を導き出すステップと、
導き出された周波数変化率の最大値と前記時変制御係数を乗算して出力基準値を生成するステップと、
をさらに含み、
生成された出力基準値に基づいて風力発電機を制御することを特徴とする風力発電機の慣性制御方法。