JP6637793B2 - 複数の風力発電装置の制御装置、ウィンドファームまたは複数の風力発電装置の制御方法 - Google Patents

Description

本発明は複数の風力発電装置の制御装置、ウィンドファームまたは複数の風力発電装置の制御方法に関するものである。

石油など化石燃料の枯渇が懸念されるようになって久しく、また、地球環境の温暖化対策のために、ＣＯ２の排出削減が全世界で解決すべき急務の課題となっている。これらの課題の解決を図るために、化石燃料を使用せず、また、ＣＯ２も排出しない発電の方法として、太陽光発電や風力発電など自然エネルギーを用いた発電の導入が世界中で急速に進行している。

これに伴って、２台以上の風力発電装置からなる風力発電装置群（ウィンドファーム）も増加している。風力発電装置の導入量が増加し、基幹電源としての役割を求められるにも伴って、ウィンドファーム全体での発電出力の向上が望まれてきている。しかしながら、ウィンドファームを設置するに際し、敷地面積等に制約があることから、風力発電装置相互の距離を十分に離して設置することはできず、風力発電装置相互間の距離がある程度近づいたものになることが多い。風力発電装置相互の距離が十分に離れている場合には、風上の風力発電装置を通過した後流の影響を考慮する必要はないが、風力発電装置相互間の距離がある程度近づいたものになる場合、風下の風力発電装置では風上の風力発電装置を通過した後流の影響を受けることになって発電出力が低下してしまう。

ここで、特許文献１には、複数の風力発電装置の風速比に基づいて風力発電装置の動作パラメータを、発電出力が最大となるように設定する手法が提案されている。

特表２０１０−５２６９６３号公報

風力発電装置を通過した後流は、風力発電装置の回転するブレードの影響を受けた乱流成分を含むため、風下の風力発電装置で計測する風向が乱流の影響を受けて誤差を含み、それに基づき制御される風力発電装置が必ずしも最適な制御となっていない可能性がある。

中でも、ヨー角については、風下の風力発電装置が真の風向からずれる懸念がある。仮に同じ風速であってもヨー角にずれが生じた場合、得られる発電出力が低下するとの報告もあり、このため複数の風力発電装置の風速比に基づいて風力発電装置の動作パラメータを設定しようとしても、ヨー角の誤差により発電出力が最大とならないことが考えられる。

上記の点を鑑み、本発明では、ウィンドファームにおける発電出力を高めることが可能な制御装置若しくは制御方法、または発電出力を高めることが可能なウィンドファームを提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明に係る制御装置は、複数の風力発電装置を制御する制御装置であって、風上の風力発電装置による乱流影響を排除した風況情報を用いて、各前記風力発電装置の発電出力の合計が大きくなる様に各前記風力発電装置のヨー指令値を演算する演算装置と、少なくとも一部の前記風力発電装置に前記ヨー指令値を出力する通信手段を備え、前記演算装置は、複数の前記風力発電装置で得られる風況情報の平均値から求めた風向である平均風向を求め、前記平均風向と垂直で前記複数の風力発電装置の設置領域の風上側の外部にある補助線を求め、前記補助線との距離が最小になる前記風力発電装置を最も風上の風力発電装置とし、乱流影響を排除した前記風況情報として、前記最も風上の風力発電装置で得られる風況情報を用いることを特徴とする。

また本発明に係るウィンドファームは、上記制御装置と、前記制御装置で制御される複数の風力発電装置を備えることを特徴とする。

更に本発明に係る制御方法は、複数の風力発電装置の制御方法であって、複数の前記風力発電装置で得られる風況情報の平均値から求めた風向である平均風向を求め、前記平均風向と垂直で前記複数の風力発電装置の設置領域の風上側の外部にある補助線を求め、前記補助線との距離が最小になる前記風力発電装置を最も風上の風力発電装置とし、前記最も風上の風力発電装置で得られる風況情報を風上の風力発電装置による乱流影響を排除した風況情報として用いて、各前記風力発電装置の発電出力の合計が大きくなる様に各前記風力発電装置のヨー指令値を決定し、決定した前記ヨー指令値に基づいて各前記風力発電装置を制御することを特徴とする。

本発明によれば、ウィンドファームの各風力発電装置の動作パラメータを適切に制御してウィンドファームにおける発電出力を高めることが可能な制御装置若しくは制御方法、または発電出力を高めることが可能なウィンドファームを提供することが可能になる。

本発明の第一の実施例における風力発電装置の構成を示す図である。 本発明の第一の実施例における風力発電装置を通過した後流に含まれる乱流が、風下の風力発電装置の風向計測値に誤差を発生させることを示す図である。 本発明の第一の実施例における風力発電装置のヨー角の誤差により発電出力が減少する特性を示すグラフの一例である。 本発明の第一の実施例におけるウィンドファームの構成を示す図である。 本発明の第一の実施例におけるウィンドファーム制御装置の機能構成図である。 本発明の第一の実施例における乱流の影響を排除した風向の決定手法を説明する図である。 本発明の第一の実施例における乱流の影響を排除した風向の決定手法を説明する図である。 本発明の第一の実施例における発電出力の低下防止効果を示すグラフである。 本発明の第二の実施例における乱流の影響を排除した風向の決定手法を説明する図である。 本発明の第三の実施例における乱流の影響を排除した風向の決定手法を説明する図である。 本発明の第四の実施例における乱流の影響を排除した風向の決定手法を説明する図である。 本発明の第五の実施例におけるウィンドファームの構成を示す図である。 本発明の第六の実施例における風力発電装置のヨー角の指令方法の一例を示す図である。 本発明の第七の実施例における風力発電装置のヨー角の指令方法の一例を示す図である。 本発明の第八の実施例におけるウィンドファームの構成を示す図である。 本発明の第八の実施例におけるウィンドファーム制御装置の機能構成図である。 本発明の第八の実施例における風力発電装置のピッチ角を制御した場合の風速と発電出力の関係を示したグラフである。 本発明の第八の実施例における風力発電装置のヨー角、およびピッチ角の指令方法の一例を示す図である。 本発明の第八の実施例における発電出力の向上効果を示すグラフである。

以下、本発明を実施する上で好適な実施例について図面を用いて説明する。尚、下記はあくまでも実施の例であって、本発明の適用対象を下記具体的態様に限定することを意図する趣旨ではない。

図１は、本実施例における風力発電装置１０の構成図である。該図に示す如く、ブレード２が風の力を利用してハブ３を回転させ、ハブ３の回転はナセル４内部の主軸、増速機（図示していない）に伝達され、発電機（図示していない）を回転させて電力を発生させる。ナセル４は主軸を介してハブ３及びブレード２を回転可能に支持している。

ブレード２はピッチ角を可変可能な状態で設置されている。ピッチ角制御Ｃ２によりピッチ角を可変させることで、ブレード２が風から受けるエネルギーを調整することができる。

ナセル４は、主軸、増速機、発電機を収納しており、それを支持する構造を有する。ナセル４はタワー１にて水平面内を回転可能に支持される。

ナセル４は水平方向にヨー角を可変な状態で設置されている。ヨー角制御Ｃ１によりヨー角を可変させることで、ブレード２が風から受けるエネルギーを調整することができる。

風向風速計５はナセル上に設置される。ピッチ角、ヨー角は通常、自身に設けられた風向風速計５で計測された風向、風速値に基づいて制御される。

図２は、本実施例における、風力発電装置１０ａを通過した後流に含まれる乱流２０ａによって、風下の風力発電装置１０ｂの風向計測値５ｂに誤差が発生することを示すイメージ図である。該図に示す如く、風上の風力発電装置１０ａを通過した後流は、回転するブレードの影響により発生する乱流２０ａを含んで風下の風力発電装置１０ｂに到達する。風下の風力発電装置１０ｂはナセルに設置された風向風速計５ｂで計測した風向はこの乱流により真の風向２０に対して誤差を含んでおり、その風向計測値に基づいてヨー角を制御する風下の風力発電装置１０ｂのナセルの向きは、真の風向に対してずれる。ここで、「Rotor Blade Sectional Performance Under Yawed Inflow Conditions」, Journal of Solar Energy Engineering, 2008には、ヨー角がずれると、同じ風速でも得られる発電出力が低下することが指摘されており、このため複数の風力発電装置の風速比に基づいて風力発電装置の動作パラメータを設定しようとしても、ヨー角の誤差により発電出力が想定通りには大きくならない可能性がある。

図３は、風向に対するヨー角の誤差により風力発電装置の発電出力が減少する特性を示すグラフの一例である。該図において横軸のヨー角誤差は、０ｄｅｇの場合が風向に対する誤差がない状態である。縦軸はヨー角誤差０ｄｅｇにおける風車パワー係数Ｃｐ０を１としたときの風車パワー係数Ｃｐの比を示している。ここで風力発電装置の発電出力Ｐは（１）式で表わされる。

Ｐ＝Ｃｐ×（１／２）×ρ×Ａ×Ｖ^３ ・・・（１）

ここで、Ｃｐは風車パワー係数、ρは空気密度、Ａは受風面積、Ｖは風速を示している。（１）式より、ρ、Ａ、Ｖが一定の条件では発電出力ＰはＣｐに比例する。したがって、ヨー角の誤差によりＣｐが減少すると、発電出力が減少することがわかる。

図４は、本実施例におけるウィンドファーム１００の構成図である。該図において、各風力発電装置１０とウィンドファーム制御装置３０が通信手段４０で接続される。通信手段４０で送られるデータとしては、例えばヨー角計測値、風向計測値、ヨー角指令値と言ったものがある。各風力発電装置１０からウィンドファーム制御装置３０には各風力発電装置１０で計測した風向風速情報と、ヨー角の計測値が、風力発電装置側通信手段６（以降の図では図示していない）を介して送られる。またウィンドファーム制御装置３０から各風力発電装置１０に対しては、ヨー角の指令値が送られる。このような構成とすることによって、各風力発電装置１０で発生するヨー角の誤差を補正し、発電出力の低下を防止することが可能となる。

図５は、本実施例におけるウィンドファーム制御装置３０の機能構成図である。ウィンドファーム制御装置３０は、パラメータを演算するためにプロセッサとしてのパラメータ演算装置３２を備えている。更に、各風力発電装置との間で、通信手段４０を介して風向計測値やヨー角計測値と言った信号を受信し、或いは演算したヨー角指令値等のパラメータ信号を送信する制御装置側通信手段３３を備えている。各風力発電装置には対応する風力発電装置側通信手段６を備えている。制御装置側通信手段６は、制御対象の全風力発電装置にヨー角指令値を出力する。各風力発電装置で計測された風向計測値、ヨー角計測値を入力し、風向決定部３１では乱流の影響を排除した風向を決定する。パラメータ演算装置３２では、乱流の影響を排除した風向と、各風力発電装置のヨー角計測値を用いて、ウィンドファームの発電出力の合計が最大化するような各風力発電装置のパラメータを演算する。本実施例ではパラメータとして各風力発電装置のヨー角の指令値単体を使用している。尚、本実施例ではウィンドファームの発電出力の合計が最大化するようにパラメータ演算を行っていたが、少なくとも本制御を導入する前よりもウィンドファームの発電出力の合計が大きくなる様になれば良い。

図６および図７は、本実施例における乱流の影響を排除した風向の決定手法を説明する図である。図６（ａ）のようにウィンドファーム１００からの方位を定義し、（ｂ）のように９台の風力発電装置から構成されるウィンドファームの、各風力発電装置ＷＴ１１から３３で計測された風向を（ａ）で定義した値で示し、その平均値を求める。

次に図７を用いて風上の風力発電装置の決定の仕方の例を説明する。図７において図６（ｂ）で求めたウィンドファームの平均風向の方向２１の外部から、平均風向と垂直に引いた補助線２２を用いて、各風力発電装置に対して、前記平均風向と平行に引いた線分２３の長さが最も短くなる風力発電装置を、最も風上の風力発電装置と定義する。その風上の風力発電装置で得られた風向計測値を、乱流影響を排除した風向とする。

図８は、本実施例における発電出力の低下防止効果を示すグラフである。図７のような風力発電装置の配置の場合、従来制御では風上の風力発電装置を通過した風の乱流により、風下の風力発電装置のヨー角の制御に誤差が発生し、発電出力が低下する。本実施例では、乱流に捉われずに、ヨー角の誤差を補正できるため、風下の風力発電装置の発電出力の低下が防止され、ウィンドファーム全体の合計出力が向上する。

図９は、実施例１において乱流の影響を排除した風向の異なる決定手法を適用した実施例である。図９（ａ）のようにウィンドファーム１００からの方位を定義し、（ｂ）のように９台の風力発電装置から構成されるウィンドファームの、各風力発電装置ＷＴ１１から３３で計測された風向を（ａ）で定義した値で示し、その平均値を、乱流影響を排除した風向とする。平均値については、ウィンドファーム制御装置３０外で計算されたものがウィンドファーム制御装置３０に入力されても良く、また各風力発電装置から風向の計測値がウィンドファーム制御装置３０に入力されて平均値をウィンドファーム制御装置３０内で計算することも可能である。

図１０は、実施例１において乱流の影響を排除した風向の異なる決定手法を適用した実施例である。ウィンドファーム１００の最も外側に位置する風力発電装置１０よりも外側に、乱流の影響を受けない一定以上の離隔距離５１を取って設置した風向計５０を１台以上（５０ａ、５０ｂ、５０ｃ、５０ｄ）設置し、前記風向計の風向計測値を、乱流影響を排除した風向とする。ここで、一定以上の離隔距離は、風力発電装置のロータ直径の１０倍以上とするのが望ましい。係る距離だけ離隔することにより、乱流の影響を排除することが可能である。

図１１は、実施例１において乱流の影響を排除した風向の異なる決定手法を適用した実施例である。本実施例では、ウィンドファーム１００の外部の気象情報提供者３３から提供される風向を、乱流影響を排除した風向とする。ここで、気象情報提供者３３は、ウィンドファームを含む地域の代表的な風向を提供するため、風力発電装置による乱流の影響を含まない風向が得られる。

なお、実施例１乃至実施例４で示した、乱流影響を排除した風向の決定手法を２種類以上組合せて用いることも可能である。その場合、各手法で求めた乱流影響を排除した風向の平均値を取るか、または信頼度に応じた所定の重みを掛け合わせて足し合わせることも可能である。

図１２は、実施例１におけるウィンドファーム制御装置を用いない実施例のシステム構成を示す図である。具体的には、前述の各実施例ではウィンドファーム制御装置は、各風力発電装置とは別個に設けられていたが、本実施例では風力発電装置に搭載された制御装置に同様の機能を搭載している。上記各実施例では、ウィンドファーム制御装置はいずれかの風力発電装置の制御装置とは独立して設けられていたため、制御装置側通信手段は、制御対象の全風力発電装置にヨー角指令値を出力していた。一方で、本実施例においては制御装置が搭載されている風力発電装置に対しては直接指令値を出力出来るので、制御装置側通信手段は、制御装置が搭載されている風力発電装置以外の一部の風力発電装置と通信すれば良い。

各風力発電装置１０には当該風力発電装置のピッチ角、ヨー角等を制御する制御装置６が設置されている。ウィンドファーム内の風力発電装置相互を通信手段４０で接続し、前記制御装置のうちの最低１台が、乱流の影響を排除した風向に基づくヨー角の指令値を、各風力発電装置の制御装置に送信する。

図１３は、実施例１における各風力発電装置１０に対するヨー角の指令方法の一例を示した図である。乱流影響を排除した風向２０に対し、風上に位置する風力発電装置１０ａのヨー角指令値を、風向２０に対して発電出力が最大となるヨー角と異なるε１，ε２だけ変化させる。風下の風力発電装置１０ｂは、風向２０に対して発電出力が最大となるヨー角とする。これにより、図３で示したように風力発電装置１０ａの風車パワー係数が低下するが、風下の風力発電装置１０ｂに伝わる風速の減衰が抑制されて、ウィンドファームの合計発電出力は最大化することが可能となる。風上の風力発電装置１０ａのε１、ε２の値と、風下の１０ｂを何列とするかは、実績値に基づくテーブル、または最適化計算等により決定する。

図１４は、実施例１における各風力発電装置１０に対するヨー角の指令方法の、実施例６とは異なる一例を示した図である。図１３との違いは、最も風上に位置する風力発電装置１０ａに対して風下に位置する風力発電装置１０ｂの、さらに風下にある風力発電装置１０ｃのヨー角指令値を、風向２０に対して発電出力が最大となるヨー角と異なるε３，ε４だけ変化させる点にある。風力発電装置１０ｃは風力発電装置１０ａや風力発電装置１０ｂに対しては風下に位置するが、風力発電装置１０ｄから見ると風上の風力発電装置である。これにより、風力発電装置１０ｂを通過することで減衰した風速が、風力発電装置１０ｃの風車パワー係数が低下することで、さらに風下の風力発電装置１０ｄに伝わる風速の減衰が抑制されて、ウィンドファームの合計発電出力は最大化することが可能となる。風上の風力発電装置１０ａ，１０ｃのε１、ε２、ε３、ε４の値と、風下の１０ｂ、１０ｃを何列とするかは、実績値に基づくテーブル、または最適化計算等により決定する。風上の風力発電装置におけるヨー指令値（或いはピッチ角指令値にも適用することは可能である）を、発電出力が最大となる指令値から変更することで全体の発電量の最適化を図ることが出来る。この場合の風上の風力発電装置としては、本実施例で説明した様に、必ずしも最も風上の風力発電装置に限定されない。一例としては、風上⇒風下⇒風上⇒風下と言う様に風上の風力発電装置を設定できる。

図１５は、本実施例におけるウィンドファームの構成図である。図４との違いは、各風力発電装置１０からウィンドファーム制御装置３０には、各風力発電装置で計測した風向風速情報と、ヨー角、ピッチ角の計測値が送られる。またウィンドファーム制御装置から各風力発電装置に対しては、ヨー角、およびピッチ角の指令値が送られる。このような構成とすることによって、各風力発電装置で発生するヨー角の誤差を補正し、発電出力の低下を防止するとともに、各風力発電装置のピッチ角を制御することで、ウィンドファームの合計発電出力を、実施例１に対してさらに向上させることが可能となる。

図１６は、本実施例におけるウィンドファーム制御装置３０の機能構成図である。各風力発電装置で計測された風向計測値、ヨー角計測値、ピッチ角計測値を入力し、風向決定部３１では乱流の影響を排除した風向を決定する。パラメータ演算装置３２では、乱流の影響を排除した風向と、各風力発電装置のヨー角計測値と、ピッチ角計測値を用いて、ウィンドファームの発電出力の合計が最大化するような各風力発電装置のパラメータを演算する。本実施例では当該パラメータは各風力発電装置のヨー角の指令値と、ピッチ角の指令値である。

図１７は、本実施例における風力発電装置のピッチ角を制御した場合の風速と発電出力の関係を示したグラフである。該図に示す通り、ピッチ角βを変化させると、同一風速でも発電出力が変化する。この特性を利用し、ウィンドファームの少なくとも１台以上の風力発電装置のピッチ角を、当該風力発電装置が最大出力を得られる値から変化させることによって、当該風力発電装置より風下の風力発電装置の発電出力が増加し、ウィンドファームの合計出力を増加させることが可能となる。

図１８は、本実施例における各風力発電装置１０に対するヨー角、およびピッチ角の指令方法の一例を示した図である。乱流影響を排除した風向２０に対し、すべての風力発電装置のヨー角指令値を、風向２０に対して発電出力が最大となるヨー角とする。風上に位置する風力発電装置１０ａのピッチ角指令値を、風向２０に対して発電出力が最大となるピッチ角よりフェザー側にεβ１だけ変化させる。風下の風力発電装置１０ｂは、風向２０に対して発電出力が最大となるピッチ角とする。これにより、図１７で示したように風力発電装置１０ａの発電出力が低下し、風下の風力発電装置１０ｂに伝わる風速の減衰が抑制されて、全体としてみるとウィンドファームの合計発電出力を最大化することが可能となる。１０ａのεβ１の値と、１０ｂを何列とするかは、実績値に基づくテーブル、または最適化計算等により決定する。

図１９は、本実施例における発電出力の向上効果を示すグラフである。図７のような風力発電装置の配置の場合に、図８のヨー角制御の場合に比べて、本実施例のヨー角、ピッチ角を制御する場合には、風上の風力発電装置のピッチ角を変化させて、風下の複数の風力発電装置の発電出力を増加させることで、ウィンドファームの合計発電出力を増加させることが可能となる。

１…タワー、２…ブレード、３…ハブ、４…ナセル、５…風向風速計、１０…風力発電装置、２０…風、３０…ウィンドファーム制御装置、４０…通信手段、１００…ウィンドファーム

Claims (9)

1. 複数の風力発電装置を制御する制御装置であって、
   風上の風力発電装置による乱流影響を排除した風況情報を用いて、各前記風力発電装置の発電出力の合計が大きくなる様に各前記風力発電装置のヨー指令値を演算する演算装置と、
   少なくとも一部の前記風力発電装置に前記ヨー指令値を出力する通信手段を備え、
   前記演算装置は、複数の前記風力発電装置で得られる風況情報の平均値から求めた風向である平均風向を求め、前記平均風向と垂直で前記複数の風力発電装置の設置領域の風上側の外部にある補助線を求め、前記補助線との距離が最小になる前記風力発電装置を最も風上の風力発電装置とし、乱流影響を排除した前記風況情報として、前記最も風上の風力発電装置で得られる風況情報を用いることを特徴とする制御装置。
2. 請求項１に記載の制御装置であって、前記演算装置は各前記風力発電装置の発電出力の合計が最大化する様に各前記風力発電装置のヨー指令値を演算することを特徴とする制御装置。
3. 請求項１または２に記載の制御装置であって、風上の風力発電装置におけるヨー指令値を、乱流影響を排除した前記風況情報の下で発電出力が最大となるヨー指令値から変更することを特徴とする制御装置。
4. 請求項１ないし３のいずれか１項に記載の制御装置であって、各前記風力発電装置におけるブレードのピッチ角指令値を演算することを特徴とする制御装置。
5. 請求項４に記載の制御装置であって、各前記風力発電装置のヨー指令値を、前記風況情報で発電出力が最大となるヨー指令値とし、かつ、前記ピッチ角指令値のうち風上の風力発電装置におけるピッチ角指令値を、前記風況情報で発電出力が最大となるピッチ角指令値よりもフェザー側のピッチ角指令値とすることを特徴とする制御装置。
6. 請求項１ないし５のいずれか１項に記載の制御装置と、前記制御装置で制御される複数の風力発電装置を備えることを特徴とするウィンドファーム。
7. 複数の風力発電装置の制御方法であって、
   複数の前記風力発電装置で得られる風況情報の平均値から求めた風向である平均風向を求め、前記平均風向と垂直で前記複数の風力発電装置の設置領域の風上側の外部にある補助線を求め、前記補助線との距離が最小になる前記風力発電装置を最も風上の風力発電装置とし、前記最も風上の風力発電装置で得られる風況情報を風上の風力発電装置による乱流影響を排除した風況情報として用いて、各前記風力発電装置の発電出力の合計が大きくなる様に各前記風力発電装置のヨー指令値を決定し、
   決定した前記ヨー指令値に基づいて各前記風力発電装置を制御することを特徴とする制御方法。
8. 請求項７に記載の制御方法であって、風上の風力発電装置におけるヨー指令値を、乱流影響を排除した前記風況情報の下で発電出力が最大となるヨー指令値から変更することを特徴とする制御方法。
9. 請求項７に記載の制御方法であって、制御対象の各風力発電装置のヨー指令値を、前記風況情報で発電出力が最大となるヨー指令値とし、かつ、各前記風力発電装置のブレードのピッチ角指令値のうち風上の風力発電装置におけるピッチ角指令値を、前記風況情報で発電出力が最大となるピッチ角指令値よりもフェザー側に変更することを特徴とする制御方法。

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