WO2005108784A1 - 風力発電評価システム、風力発電機のための予測制御サービスシステム - Google Patents

風力発電評価システム、風力発電機のための予測制御サービスシステム Download PDF

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wind power
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Yasuo Yoshida
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Mitsubishi Denki Kabushiki Kaisha
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    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • Wind power generation evaluation system predictive control service system for wind power generators
  • the present invention relates to a wind power generator or a wind farm composed of a plurality of wind power generators, and furthermore, an operation effect of a wind power generator in a power supply system in which a wind power generator and other types of power generation means and loads are combined.
  • the present invention relates to a wind power generation evaluation system for improving merits obtained from the system and a predictive control service system for a wind power generator using the system.
  • Japanese Patent Application Laid-Open No. 2002-15952 discloses a method in which a Doppler radar using radio waves is used to measure a wind vector in front of a wind power generator.
  • the output value of the wind power generator is predicted from the wind vector, and the output of the power system side generator is controlled based on the predicted output value.
  • Japanese Patent Application Laid-Open No. 11-159463 / 1996 discloses a combination of a wind power generator and a de-isel generator, which is based on the measured values of an anemometer arranged around the wind power generator. From the wind speed database, the energy output value generated by the wind generator is calculated.If the calculated output value increases, the diesel generator is stopped.If the output value decreases, the diesel generator is operated. A wind power generation system is disclosed.
  • the Doppler radar is installed facing upward in front of the blade of the wind power generator, so multiple units are required to follow large changes such as reversal of the wind direction.
  • a large-scale device for installing a Doppler radar or moving the Doppler radar around a wind power generator.
  • Doppler radars that use electromagnetic waves may cause electromagnetic interference in the surroundings.
  • the present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and has a relatively simple structure and does not cause electromagnetic wave interference, and the advance prediction control based on wind condition observation is performed to improve the power generation system.
  • a wind power generation evaluation system that can achieve efficient operation or output stabilization (smoothing), and also evaluates the advantages obtained by operating the wind power generation system by predictive control based on the above wind condition observation, and a wind power generation evaluation system
  • the purpose of the present invention is to provide a predictive control service system for wind turbines. Disclosure of the invention
  • the present invention provides a method for separating at least one wind power generator connected to a power system from a wind power generator using a laser in order to predict the wind direction and wind speed at the wind power generator in advance.
  • a laser wind anemometer that measures the wind direction and wind speed at an inclined position
  • a second wind direction anemometer that measures the wind direction and wind speed at the wind power generator
  • a laser wind direction anemometer and a second wind direction anemometer are examples of the present invention.
  • FIG. 1 is a diagram showing a wind power generation system according to the present invention
  • FIG. 2 is a configuration diagram showing a laser-type anemometer according to the present invention
  • Fig. 3 is a schematic diagram showing S-polarized light and P-polarized light of the laser anemometer of Fig. 2,
  • FIG. 4 is a flow chart showing the control logic of pitch angle control according to the present invention.
  • FIG. 5 is a view showing the state of output fluctuation suppression control according to the present invention.
  • Fig. 6 shows a power converter and output smoothing device connected to a variable speed generator according to the present invention.
  • FIG. 7 is a block diagram of a wind farm according to the present invention.
  • FIG. 8 is a flowchart showing control logic according to the present invention.
  • FIG. 9 is a configuration diagram of a wind power generation system including an output smoothing device according to the present invention.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating a state of output value smoothing of the wind power generation system according to the present invention.
  • FIG. Figure showing the combined output target value and wind power output of the system,
  • FIG. 12 is a control block diagram of the wind power generation system according to the present invention.
  • FIG. 13 is a flowchart showing control of the wind power generation system according to the present invention
  • FIG. 14 is a flowchart following FIG. 13,
  • FIG. 15 is a diagram showing the effect of laser control anemometer and wind control in the wind power generation evaluation system according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 16 is a diagram showing the effect of pitch control using a laser-type anemometer in the wind power generation evaluation system according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 17 is a diagram showing the principle of producing an effect of increasing output by pitch control in the wind power generation evaluation system according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 18 is a configuration diagram showing a wind power generation evaluation system according to Embodiment 1 of the present invention
  • FIG. 19 is a diagram showing connection between a wind power generation evaluation system according to Embodiment 2 of the present invention and a resistor of a power system.
  • FIG. 20 is a diagram showing how the fluctuation output of wind power generation is smoothed by resistance in the wind power generation evaluation system according to Embodiment 2 of the present invention.
  • FIG. 21 is a diagram showing a schematic configuration in which a laser wind direction anemometer is applied to a large number of wind power generators according to Embodiment 2 of the present invention
  • FIG. 22 shows an example of a hybrid power generation system according to Embodiment 3 of the present invention.
  • FIG. 23 is a diagram showing an example of performing the power smoothing using the diesel power generation together with the laser anemometer in the hybrid power generation system of FIG. 22.
  • FIG. 24 shows the wind power generation evaluation system and the power system output according to Embodiment 3 of the present invention.
  • FIG. 3 is a diagram showing connection with a force smoothing device.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view of a wind power generator (windmill) of a wind power generation system according to the present invention, as viewed from a side.
  • a tower 2 is built on a pedestal 1, and a single-angle control driving device 50 is provided above the tower 2.
  • a nacelle 20 whose rotation is controlled in a horizontal plane by driving a single-angle control drive device 50 is disposed above the nacelle 20.
  • control it is desirable to control the propeller rotating surface of the windmill so that it always receives the wind directly in front when the direction of the wind is changed. This is referred to as control.
  • the angle can be changed by rotating the nacelle 20 in a horizontal plane.
  • a blade 10 as a blade (wing) portion of a propeller type wind turbine is mounted on a rotating shaft 12 via a hub (a mounting portion of the blade 10) 11 and the angle of the blade 10 is controlled by a pitch angle control drive device 6 It is controlled by driving 0.
  • a pitch angle blade angle
  • a generator 30 connected to the rotating shaft 12, a device 20 a including a rotating speed (rotation speed) detecting unit of the rotating shaft 12, a brake facility, an amplifier, etc. are stored in the nacelle 20. I have.
  • the rotor rotation plane is a plane perpendicular to the rotation axis 12 on which the blade 10 is arranged.
  • a laser beam 210 is emitted to the upper part of the nacelle 20 to irradiate the aerosol 150 in front of the wind power generator (at a position at an arbitrary distance), and wind speed detection is performed to detect the scattered light 2 15
  • Optical system unit (hereinafter, referred to as an optical system unit) 200 is disposed. Aerosol 1 5
  • the information obtained from the light 210 is sent to the wind direction and anemometer main unit (hereinafter referred to as the main unit) 100 via the optical fiber 130.
  • the main unit 100 data for calculating the wind direction and wind speed of the aerosol 150 are extracted and processed from the scattered light 2150.
  • the wind direction and wind speed data obtained by the main unit 100 are converted into digital electric signals and transmitted to the wind direction and anemometer signal processing unit (hereinafter, signal processing unit) 300 through the communication system unit 131.
  • signal processing unit 300 based on the wind direction and wind speed data of the aerosol 150, the wind going to the wind power generator, that is, the wind condition of the wind used for power generation in the near future (after several seconds to several tens of seconds) (Wind direction and wind arrival time, etc.).
  • the main body unit 100, the optical system unit 200, and the signal processing unit 300 form a laser-type anemometer 3 ⁇ .
  • the wind condition prediction data calculated by the signal processing unit 300 is transmitted to the controller 40 via the communication system unit 132, and the controller 40 performs the single-point control drive based on the given wind condition data.
  • Device 50 ° Gives a command to the pitch angle drive control device 60 via the communication systems 70 and 75, and the single angle drive control device 50 changes the single angle and the pitch angle drive control device 60 By changing the pitch angle, high-efficiency operation of wind power generators, that is, efficient use of wind energy is enabled. Further, the controller 40 constantly monitors and grasps the current angle, pitch angle, and rotation speed of the windmill (rotation speed or rotation speed).
  • the rotation speed of the wind turbine shall be fixed or adjustable only stepwise, or continuously adjustable within a defined range.
  • the rotation speed is selected or the rotation speed is adjusted so as to reduce the amount of change in power applied to the system so that the efficiency is always the highest according to the wind speed.
  • a power cable 82 connected to the generator 30 is connected to a power system 84 serving as an output terminal, and an output smoothing device 80 is required between the generator 30 and the power system 84. It is connected and arranged via a power converter 81 if necessary, and a transformer 83 is arranged between the power system 84 and the power converter 81.
  • the optical system 200 of the laser anemometer may be located on the ground slightly away from the wind turbine generator part 2 if the angle of the optical system is variable, and it may be located near the wind generator.
  • Poe 1 and may be provided on a pole so as to be mounted on a single-angle control drive device 50 as in FIG. Also, it can be installed on the side of the tower 2.
  • the blade 10 receives the wind and converts wind energy into rotational force.
  • the generator 30 converts the rotational energy of the blade 10 into electric power.
  • the controller 40 or other control mechanism captures and analyzes various parameters necessary for wind power generator control, such as the angle of the wind turbine, the speed of the windmill, and the current wind direction and wind speed, and controls each drive of the wind power generator. It also issues control commands to devices (eg, brake equipment).
  • FIG. 2 is a configuration diagram showing an example of the laser-type anemometer of the present invention.
  • the laser-type anemometer mainly includes a main body 100, an optical system 200, and a signal processor 300.
  • the laser light emitted from the laser light source 1 ⁇ 1 (for example, a semiconductor laser) of the main body 100 is partly transmitted to the optical receiver 105 via the optical fiber 102, by the optical fiber distributor 151a.
  • the other light is sent through the circulator 104 to the optical system 200 via the optical switch 103.
  • the optical system section 200 is composed of, for example, a horizontal wind speed detecting optical system section 200a and a vertical wind speed detecting optical system section 200b, and the transmitted light has horizontal and vertical wind velocities. Disturbance IJ is sent to the detection optical system section 200a and 200b, respectively.
  • the light transmitted from the optical switch 103 to the horizontal wind speed detecting optical system unit 200a is transmitted to the telescope 202 through the half-wave plate 201.
  • the light that has exited the telescope 202 is split into a P-polarized light 205 passing through a polarizing beam splitter 203 and an S-polarized light 206 reflected therefrom, and the P-polarized light 205 is emitted outside as it is.
  • the S-polarized light 206 is reflected by the total reflection mirror 204 and emitted outside.
  • the vertical wind speed detection optical system section 200b has the same configuration as the horizontal wind speed detection optical system section 200a, and the P-polarized light 107 and the S-polarized light 208 are emitted to the outside. It has become.
  • the P-polarized light 207 and the S-polarized light 208 emitted from the unit 200b are emitted in two different directions in a vertical plane.
  • the P-polarized light 205 and 207, and the S-polarized light 206 and 2 ⁇ 8 correspond to the laser light 210 shown in FIG.
  • the P-polarized light 205 which is the laser light 210 emitted from the optical system 200, scatters on the air sol 150, and is scattered (for example, corresponds to the scattered light 215 shown in FIG. 1). ) And returns to the optical system unit 200. This will be described later.
  • the scattered light 2 15 is sent from the optical system unit 200 to the main unit 100 along a path reverse to the exit path.
  • the scattered light 2 15 is sent to a circulator 104 via an optical switch 103, and the circulator 104 sends the scattered light 2 15 to an optical fiber power plug 151 b as an optical mixer.
  • the laser light and the scattered light 2 15 directly sent from the laser light source 101 are multiplexed by the optical fiber puller 151, sent to the optical receiver 105, and the multiplexed light 152 It is converted into the detection signal 107 of the electric signal.
  • the detection signal 107 is sent to the AD converter 310.
  • the AD converter 310 converts the detection signal 107, which is an analog signal, into a digital signal, and sends it to the signal processing unit 300 as a reception signal 311 via the communication system unit 131.
  • Receiving the received signal 311, the signal processing section 30000 performs a predetermined calculation described later, and calculates the wind direction at the focal point of the laser beam 210 (the focal point position corresponds to the position of the aerosol 150). Calculate (observe) wind speed. Further, based on the wind direction and wind speed data (observation results), a wind condition is predicted, and necessary control information is transmitted to the controller 40 via the communication system 13.
  • a continuous wave laser beam is used as the laser beam 210.
  • a laser beam having a wavelength of about 150 O nm is used, the scattered light from the aerosol 150 is strongest and the detection accuracy of the wind condition is good.
  • laser light with a wavelength of about 15001 m is the easiest to human eyes and is excellent in safety.
  • the laser beam 210 may use a continuous wave as in this example, or may use a pulse wave, and any of them may be used.
  • a mechanical wind anemometer may be arranged above the nacelle 20 and the data of the mechanical wind anemometer may be used to improve the wind direction and wind speed measurement accuracy.
  • the P-polarized light 205 and the S-polarized light 206 emitted from the horizontal wind speed detection optical system unit 200a according to the schematic diagram showing the S-polarized light and the P-polarized light according to the present invention shown in FIG. 3 will be described. I do. From the optical system part 200, the P-polarized light 205 and the S-polarized light 206 are respectively emitted in a horizontal plane at an angle of +0 with respect to an arbitrary direction, and are emitted by the telescope lens 202. Light is collected at a position separated by the focal length R (corresponding to an arbitrary distance). Light is scattered by the aerosol 150 near the focal point, and scattered light (P-polarized scattered light) 215 and scattered light (S-polarized scattered light) 216 are generated.
  • the aerosol 150 is contained in a considerable number in the air, so the force that generates such scattered waves from other than the converging point has the largest scattering energy from the vicinity of the converging point.
  • the scattered wave (scattered light 2 1 5 2 1 6) because it was scattered from the aerosol 1 5 0 with speed, frequency shifts by F D by Dobb error effect (Doppler shift). By measuring this frequency shift, the speed of the aerosol 150 is calculated.
  • the information of the scattered light 2 15 and 2 16 is combined with the information directly obtained from the laser light source 101 as a detection signal 107 and received as a reception signal 3 1 1 calculating a Doppler shift F D frequency and the scattered light 2 1 5 2 1 6.
  • the wavelength of F D and lasers; I between the velocity V m of the aerosol, the following relationship of Equation (1).
  • V r ⁇ Vm (-0) + Vm (+ ⁇ ) ⁇ 2 c os ⁇ (2)
  • Vx ⁇ Vm (-0) + Vm (+ ⁇ ) ⁇ / 2 s i n ⁇
  • FIG. 4 is a flowchart of the control of the pitch and pitch angle control port according to the present invention.
  • the wind direction and wind speed at X [m] ahead (at an arbitrary distance from the wind power generator) at the current time ⁇ are measured by a laser wind anemometer (step 401).
  • the wind direction ⁇ ( ⁇ + t) of the wind received by the wind power generator after t seconds is calculated (step 402a;).
  • the transmission interval of the single-angle control signal sent from the controller 40 to the single-angle control drive device 50 via the communication system unit 70 is ⁇ t (for example, 1 second)
  • the current time is predicted at the current time.
  • the wind direction that can be measured, that is, the optimum angle, is shown by the following equation (4).
  • the maximum rotational angular velocity of one angle is ⁇ (for example, 0 7 degrees / second), and satisfies the condition of the following equation (6), and further determines the angle of the angle so that the following expression (7) is minimized. a).
  • a control signal at time ⁇ + ⁇ t is transmitted from the controller 40 to the control device 50 (step 404 a).
  • the one-corner control drive device 50 rotates the nacelle 20 to change the one-corner (step 405a).
  • the one-corner control can be optimally controlled.
  • one corner may be predicted and controlled by other methods based on the wind direction and wind speed data (observation results) obtained from the laser anemometer.
  • Step 401 is the same as in the case of the single-angle control according to FIG.
  • the wind direction and wind speed (corresponding to the wind speed vector [V]) that the blade 10 will receive will be calculated by the following formula (8) )of Can be predicted with high accuracy (step 402b)
  • the torque per blade of blade 10 (the force that the wind turbine tries to rotate by receiving the wind force, and the unit is [N ⁇ m]) is the wind turbine shaft rotation angular velocity [0 ], which is determined by the wind direction and wind speed (corresponding to the wind speed vector [V]) received by the blade 10 and the pitch angle of the blade 10, so that the wind turbine torque T at time ⁇ + i ⁇ t ( t) is the following formula
  • This function T j ([ ⁇ ], V j, a j) is measured or simulated in advance so that it can be calculated by the controller 40 or the signal processing unit 300.
  • step 403b optimization of the pitch angle for t seconds (step 403b) will be described. Since the wind turbine shaft rotation angular speed [ ⁇ ] is constant and the wind direction and wind speed (corresponding to the wind speed vector [V]) can be predicted t seconds after the blade 10 receives, use Equation (8). Thus, at time ⁇ + ⁇ , the optimal pitch angle ⁇ ′ (+ + ⁇ +) at which the maximum torque can be obtained can be calculated. Therefore, the optimal pitch angle ⁇ ; 'that can be predicted at time ⁇ is
  • the controller 40 adjusts the pitch angle to the optimal angle ⁇ .
  • a pitch angle control signal of + ⁇ 1: is transmitted to the pitch angle control drive device 60 (step 404b), and the pitch angle control drive device 60 receives this signal to change the pitch angle (step 4).
  • the wind direction and wind speed at the current time ⁇ used in the calculation should be measured values (actual data) (Step 406 b).
  • the pitch angle of all blades 10 is optimally controlled by repeating for each of the blades 10 of the three main blades. And, of course, and Wind data obtained from the laser-type wind anemometer (observations) in groups, which in other than techniques may predict controlling the pitch angle.
  • the change in the wind speed is a perceived force. If the pitch angle is changed, the blade performance is significantly affected, and if the wind direction changes while the pitch angle is changed. Was adversely affected. Also, when measuring the wake after passing through the blade 10 above the nacelle 20 with a mechanical wind direction anemometer, the cycle is about 1 second from the blade 10 (varies according to the windmill speed). And the pitch angle could only be changed based on the average value for one second. Also, during actual control, there was a delay in the response of the machine, etc., so only passive control with a considerable delay was possible.
  • the above-mentioned method enables active control of the yaw angle, pitch angle, etc., in consideration of the response delay of the machine, and the blade 10 continues to receive the wind almost at the optimum pitch angle. Can be. Therefore, wind energy can always be used with higher efficiency than conventional passive control. Conversely, it can also be used to suppress output by suppressing the generated torque. In this case, if the optimum pitch angle in Expression (10) is arbitrarily set so as to suppress the generated torque, the output can be easily suppressed. In this way, the wind power generator can be easily and accurately controlled.
  • FIG. Figure 5 shows the change in wind actually received by the wind power generator with a thick solid line 501 (actual wind direction change).
  • the wind direction and wind speed of the wind received by the wind power generator and the arrival time of the wind are predicted from the wind direction and wind speed data (observation results) obtained by the laser anemometer, and the propeller (Blade) Since the angle of rotation is controlled so as to match the plane of rotation, as can be seen from Fig.
  • the optical system unit 2 0 0 of the laser type anemometer operates to continue to receive squarely the nacelle 2 0 and the monitor wind the value of the Doppler shift F D, larger values Therefore, there is an effect that the detection accuracy of the wind direction and the wind speed can be further improved.
  • the optical system 200 of the laser anemometer has been described as being placed on the nacelle '20.
  • a control drive device for rotating the system unit 200 may be provided, and the structure may be such that the drive unit is rotated not only by the rotation of the nacelle 20 but also by a dedicated control drive device. Further, it may be provided on a pole provided separately from the tower section 2 so as to be mounted on a control drive device similar to the yaw angle drive control device 50. Also, the example in which the main body 100 and the signal processing unit 300 are arranged in the tower unit 2 has been described, but with these arrangements, the communication state with other components is preferably maintained. If it can be done, there is no problem even if it is arranged outside the part 2 part.
  • a wind power generation system including a wind power generator consists of a wind power generator consisting of blades 10, nacelles 20, generators 30, towers 2, etc., and a laser wind direction that detects wind coming toward the wind turbine in front of the wind turbine.
  • An anemometer 100, 200, 300
  • a control operation unit that predicts the power generation output based on the predicted values of the wind direction and wind speed calculated by the laser anemometer and determines the control amount (for example, It is also possible to use a controller equivalent to the controller 40 or a dedicated arithmetic unit separately provided and connected for use).
  • an output smoothing unit installed to satisfy the control amount It is configured to include the device 80.
  • the output smoothing device 80 is connected to the outside of the wind power generator, is a device for smoothing the output, and is connected to a power cable 82 connected to the generator 30 via the power converter 81. Have been. Further, as described above, the transformer 83 is disposed in the power cable 82 located between the power system 84 from which the generated power of the wind power generator is output and the power converter 81.
  • the wind direction calculated based on the observation result of the laser wind anemometer is used.
  • the wind energy is controlled by changing the direction of the wind turbine and pitch control by changing the angle of the blades, thereby controlling the input energy of the wind power and controlling the output of the wind power generation system.
  • the measurement range of the laser-type anemometer requires a sufficient amount of time for system control, but a distance of about 20 Om is usually sufficient. That is, generally, the rated wind speed of a wind power generation system is 10 to 2 Om / 's, but if the wind direction wind speed of about 20 Om is known, it takes at least several seconds for the wind to reach the windmill. It takes up to several tens of seconds, and this time is sufficient as time for predictive control of the wind turbine.
  • FIG. 6 shows a schematic diagram of the configuration of the variable-speed wind power generation system.
  • This system includes a variable speed generator 800 instead of the generator 30 of the wind generator described above.
  • the variable speed generator 800 and the power converter 810 are connected by a power cable 820.
  • the power converter 810 is connected to the generator-side power converter 810a, DC capacitor 810, and system-side power converter 810b sequentially from the side near the variable-speed generator 800. It is arranged and configured.
  • a transformer 83 is arranged between the power system 84 and the power converter 810, and an output smoothing device 80 is required between the transformer 83 and the power converter 810. Accordingly, they are connected via the power converter 81.
  • the DC capacitor 811 controls the active power of the output of the variable speed generator 800.This active power flows from the generator-side power converter 8110a to the DC side. DC capacitor voltage rises. The difference between this DC capacitor 811 voltage and the DC voltage reference given in advance as a command value is amplified to obtain the active current command on the AC side (system power converter 8110b side), and the active current is Power is discharged to the grid by increasing control.
  • the detailed configuration of the wind power generator is the same as that provided with the normal power generator 30, and a description thereof will be omitted.
  • the variable-speed generator 800 its output is controlled by power converters (810a, 810b), and when a strong wind blows momentarily, the energy from the wind is once enabled.
  • the rotational speed of the variable-speed generator 800 is stored in the form of mechanical energy as an increase in the rotational speed, and when the wind speed decreases, the rotational energy of the variable-speed generator 800 is converted into electrical energy, and the result is obtained.
  • the feature is that the output of the wind power generation system can be smoothed. That is, output fluctuation suppression control of the wind power generation system can be performed.
  • variable-speed wind power generation system for example, if the wind speed decreases for a long time (minutes), the rotation speed (rotation speed) decreases in the same way as above, and attempts to smooth the electrical output.
  • the long-term decrease in output could not be sufficiently compensated, and the decrease in output power due to the decrease in wind speed could not be avoided.
  • advance prediction control according to the present invention is used, a decrease in wind speed can be predicted in advance, the decrease in output power can be reduced, and the output can be smoothed.
  • the variable speed can be achieved by other methods, but any method may be used as long as variable speed power generation is possible.
  • variable-speed type wind power generation system When the present invention is applied to this variable-speed type wind power generation system, the feature of smoothing electrical output can be implemented more effectively.
  • the wind energy to be taken in the future when the wind energy to be taken in the future is large based on the prediction data, the wind power is systematically generated and the minimum rotation speed, that is, the energy is stored as mechanical energy Standby with the maximum capacity, or when wind energy to be taken in the future is weak, systematically convert rotational energy into electrical energy and release it to minimize the effect on the grid at that moment. It is possible to control the number of revolutions of the generator, and to control the frequency output and voltage fluctuation due to the power generation output of the wind power generation system within the specified range, and to smooth the generated output.
  • Ku Wind Farm> Ku Wind Farm>
  • Fig. 7 is a block diagram of a wind farm in which a plurality of wind power generators 610a to 610c are installed.
  • the optical system section of the laser wind anemometer is located near the center of the wind farm.
  • a tower unit (pole) 601 is set up near the center, and the optical system unit 200 is placed on the tower unit 601 via a single-angle control drive unit (hereinafter, drive unit) 602 for the optical system unit.
  • the optical system section 200 is connected to the main body section 100 and the optical fiber 130a, the main body section 100 and the signal processing section 300 are connected to the communication system section 131a, and the signal processing section 300 and each wind power generator.
  • Controllers 40a to 40c are connected by communication system sections 132a to 132c.
  • the signal processing unit 300 and the driving device 602 are connected by a communication system unit 602a.
  • Controllers 40a to 40c are connected to wind power generators 6100a to 6100c by communication units 70a to 70c, respectively.
  • the drive unit 602 changes the direction of the optical system unit 200 based on the output from the signal processing unit 300, and always faces the front of the wind or rotates at a constant speed.
  • This is a drive device that can measure wind direction and wind speed in the circumferential direction.
  • the optical system 200 is mounted on another pole in the above-mentioned single wind power generator.
  • the optical system unit 200 and the driving device 602 may be installed on the ground.
  • the laser-type anemometer uses the condensing point as X [m] (for example, 40 Om ahead) of the wind generator farthest from the tower section 601 (corresponding to 6100a in Fig. 7).
  • the signal processing unit 300 includes a calculation function used for single-angle control for the optical system unit and, when a variable speed wind power generator is used, an output control for the variable speed wind generator. It has a calculation function and a calculation function for controlling the angle and pitch angle of each wind generator.
  • the laser anemometer measures the wind direction at X [m] at the current time ⁇ (step 701).
  • step 71 1 the wind direction and wind speed after t seconds received by the optical system unit 200 are calculated, and the optical system unit 200 is calculated so that the optical system unit 200 becomes the optimum angle after t seconds (step 71).
  • step 7 1 2) using the calculated control signal to drive 6
  • Step 7 13 drive 602 changes (Step 7 14).
  • the calculation procedure is the same as the method described above (see the explanation in Fig. 4). However, when measuring the wind conditions around the entire circumference using a drive device that can measure the wind direction and wind speed over the entire circumference by rotating the optical system section 200 at a constant speed, It is not necessary to perform the first control operation of the optical system unit 200.
  • a storage device (not shown) incorporated in the signal processing unit 300 stores the position from the laser type wind direction anemometer, that is, the optical system unit 200 to each of the wind power generators 61 0a to 61 0c. Based on this data, the wind direction and speed of the wind that will be received after ta seconds are calculated based on this data (step 721a).
  • the wind turbine rotation speed is optimized (Step 7 22 a), and the calculated single-angle control signal, pitch angle control signal and variable-speed generator for ⁇ ta seconds (output) are output.
  • the control signal is transmitted to the controller 40a of the wind power generator 6100a (step 7223a).
  • the controller 40a of the wind power generator 610a transmits a control signal to the single angle control drive, pitch angle control drive, and inverter of the wind power generator 610a,
  • the angle control drive changes the angle
  • the pitch angle control drive changes the pitch angle
  • the inverter changes the output (step 724a).
  • Operation 2b, 2c steps 7 21a to 724c) similar to operation 2a of wind generator 610a, and operation of wind generator 610b, 610c simultaneously Do.
  • the wind direction and wind speed cannot be measured in an optimal state.
  • each of the wind generators 610a to 610c can use the wind energy with high efficiency.
  • the signal processing unit 300 is equipped with a calculation function for the angle control of the optical system and a calculation mechanism for the angle, pitch angle and output control of each wind power generator.
  • a computer with this calculation function was separately connected to the optical system section 200, a computer section was installed on each of the wind power generators 6100a to 6100c, It is also possible to configure the computer 40 to have this calculation function.
  • the output adjustment amount of the wind power generator is preliminarily determined from the wind condition prediction data obtained by the laser wind direction anemometer, and the surplus power is stored in the output smoothing device based on the calculation condition, or If the generated power is insufficient, the stored energy is released, and the output smoothing device is operated to suppress the fluctuation to a level that the existing power generation system of the system can follow, and the entire system is generated Performs power stabilization (smoothing).
  • Examples of output smoothing devices combined with wind power generators include lead-acid batteries, NAS batteries, redox flow batteries, electric double-layer capacitors, and reactive power compensators (Static
  • the output smoothing device controls the output so that the output fluctuation of the wind power generation system is canceled when the wind observed by the laser anemometer reaches the wind power generator.
  • the Storage battery A because i 0 in those constituted mainly by the large DC battery rectifier
  • the reactive power compensator is used to prevent voltage fluctuations and flicker (prevent flicker) in the power system when connecting the wind power generation system to the power system.
  • flicker prevent flicker
  • the output of the wind power generator causes voltage fluctuations in the system, causing abnormal stoppage or malfunction of other equipment, flickering of lighting equipment, etc.
  • a reactive power compensator is required as a countermeasure.
  • Output limiting resistance limits and suppresses fluctuations in wind power generator output due to wind speed fluctuations. If the wind power generator output due to wind speed fluctuations exceeds a certain value, the excess is consumed as heat by a resistance device. This is to limit the output and allow the power within the specified value to flow out to the grid.
  • the wind power generation preliminary wind condition prediction output control device (to be referred to as a device for determining various control amounts based on data obtained by a laser-type anemometer) and output smoothing described above.
  • the output smoothing of a wind power generation system using a combination of the optimization device 80 will be described with reference to FIG.
  • the generator 30 provided in the wind power generator and the power system 84 are connected by a power cable 82, and the power cable 82 is connected via a power converter 81.
  • Output smoothing device 80 is connected.
  • a transformer 83 is arranged between the power converter 81 and the power system 84.
  • the output fluctuation smoothing system (the system including the above-mentioned wind power generation preliminary wind condition prediction output control device, the power converter 81 and the output smoothing device 80) is designed to predict the wind conditions and predict the wind power output. Predict and control the amount of power input and output of the output smoothing device 80 to suppress fluctuations in the output of the wind power system as a whole, or to easily achieve complete smoothing. This enables stable supply of electric power using a wind power generator.
  • the wind direction and wind speed in front of the wind generator (e.g., 400 m) can be determined with high precision and high resolution, even in combination with a wind generator that can control the pitch angle and angle, or a wind generator that does not.
  • the wind direction and wind speed that the wind power generator will receive after a certain period of time (for example, after 40 seconds) is estimated, and the output smoothing device 80
  • the system is designed to optimize the power input and output of the wind turbine in a direction to cancel the increase and decrease of the output generated by the wind generator.
  • the output power of the wind power generator can be completely smoothed. This allows the wind power generators to be connected without affecting the power system 84 at all.
  • the average value of the wind power output during a certain period is the combined output target value of the wind generator and the output smoothing device 80. If the wind power output is larger than the combined output target value, the difference is calculated. The storage battery or the like is charged. On the other hand, when the wind power output is smaller than the combined output target value, the difference is discharged from the storage battery or the like.
  • the maximum charge power and the maximum discharge power are determined to be constant values as shown in Fig. 11, and the limit values of the charge and discharge are indicated by broken lines, respectively. By performing charging and discharging, it is possible to achieve the combined output target value.
  • the output of a wind power generator is predicted, and it is possible to smooth even a very small power fluctuation that cannot be smoothed to a condition that satisfies a target value of the generated output by the conventional method.
  • the state of the smoothing is, for example, as shown in (c) of FIG.
  • the output smoothing device 80 in addition to the original output smoothing device, the output smoothing function of the load may be positively used.
  • FIG. 12 shows an example of a control block diagram of the wind power generation system.
  • FIGS. 13 and 14 will be used to describe an operation flow in the case where the wind power generator and the output smoothing device 80 are combined, using the wind power generation system in the wind farm shown in FIG. 7 as an example. Note that G and ⁇ in FIG. 13 are connected to G and ⁇ in FIG.
  • FIG. 13 and FIG. 14 represent one flow diagram.
  • the operations from step 70 1 to step 72 4 a in FIGS. 13 and 14 (including operation 1 and operations 2 a to 2 c) have been described in the second embodiment, and a description thereof will be omitted. I do.
  • the output smoothing device 80 performs the operation 3 from step 931 to step 934 in FIG.
  • the signal processor 300 stores the position from the laser anemometer to each wind power generator in a vector, and based on the measurement results of the laser anemometer and this position data, Calculate the wind direction and wind speed that the wind generator will receive after t seconds (step 931).
  • the signal processor 300 calculates the amount of wind power generation in t seconds in the near future based on the wind direction and wind speed received by each wind power generator in the near future, and uses this to calculate the output smoothing device in t seconds.
  • the power input / output amount at 80 is optimized (step 932). The optimization method is the same as that described above.
  • the output of the wind generator at this time is the sum of the power generated by all the wind generators.
  • the signal processing unit 300 sends a control signal to the power conversion device 81 so that the actual power input / output of the output smoothing device 80 becomes the calculated optimum value (step 933).
  • the power conversion device 81 inputs and outputs the power of the output smoothing device 80.
  • the fluctuation of the grid power due to the power generated by the wind power generator is suppressed (step 934).
  • Embodiment 1 Another power generation means include, for example, diesel power generation, storage batteries, solar power generation, and variable speed pumps. Further, by combining a load with the hybrid power generation system, the output can be smoothed more efficiently.
  • Fig. 15 conceptually shows the difference in the amount of power generated when a laser-type anemometer is not installed and when it is installed.
  • Fig. 15 (a) shows the relationship between the change in wind direction and the direction of the windmill
  • Fig. 15 (b) shows the time chart.
  • the direction of the nacelle 20 can quickly follow the wind direction in response to the change in the wind direction, as described with reference to Fig. 5. .
  • time t. Ma The windmill is facing directly in front of the wind direction during
  • the system will be shared with service subscribers who have leased the system (eg, wind power generation system owners and operators). • Pitch angle control
  • Figure 16 shows the output power characteristics of each wind generator with respect to the wind speed (referred to as a wind turbine performance curve), and is prepared for each wind generator.
  • the pitch angle is fixed in the wind speed range below the rated output (below the rated wind speed shown in Fig. 16). This portion is shown as F 1 in FIG.
  • the portion of F2 is a pitch variable region.
  • the lift coefficient is the angle difference between the pitch angle of the blade 10 and the angle between the relative speed U of the rotor speed Vr and the wind speed Vn and the angle of the chord line as shown in Fig. 17 (b). And the angle ( ⁇ ).
  • the rotor speed Vr is the rotation speed of the rotating shaft 12.
  • the lift coefficient CL has a blade stall area C, so conventionally, the lift coefficient CL was operated in the operation area A with a margin from the maximum value of the lift coefficient.
  • the output of the wind power generation system can be increased by shifting the operation range to the operation range B closer to the stall range C and increasing the lift coefficient.
  • the effect of the output gap appears in the direction indicated by the arrow D in Fig. 17 (a) on the wind turbine characteristics as an improvement in the lift coefficient.
  • Fig. 18 shows a wind power generator of a wind power generation system according to the present invention, which has a portion for performing comparative evaluation of generated power depending on the presence or absence of a laser-type anemometer.
  • a wind power output calculation unit 400a that performs comparative evaluation of the generated power with and without a laser anemometer, and a cup type installed on the conventional nacelle 20 Wind direction A total of 500 is provided.
  • Input information 401 to wind power generation output calculation unit 400a is wind direction and wind speed data by laser anemometer, start time of single angle control by laser anemometer, wind speed by laser anemometer The pitch angle change amount based on the measured value is input.
  • wind direction and wind speed data from a cup-type wind direction anemometer 500 are input.
  • the start time of the one-angle control by the cup-type wind direction anemometer 500 and the pitch angle change amount based on the wind speed measurement value by the cup-type wind direction anemometer 500 are determined by the input information 501 and the wind power generation output calculation unit 4. It is determined within 0 0 a.
  • the pitch angle is operated below the rated speed.
  • the difference in the amount of generated power depending on the presence or absence of the laser anemometer is determined as follows. For example, the wind power generation output calculation unit 400a of FIG.
  • wind turbine 18 configured by a computer, a memory, and the like has a wind turbine characteristic represented by wind speed versus output power as shown in FIG. 16 as a function of a memory (not shown). Is stored in The evaluation of wind turbine output is based on the time immediately after the start of operation, and shall be implemented over time thereafter. In this evaluation, the direction of the nacelle and the pitch angle are different depending on whether the laser anemometer is installed or not. For this reason, the output generated without a laser-type anemometer immediately after the start of operation (base time ij) is evaluated by simulation. In other words, in the evaluation of the cup-type anemometer 5 ⁇ 0, the virtual windmill movement based on the data of the cup-type anemometer was set as the movement of the windmill after the reference time, and the output was output. Simulate.
  • the direction of the wind turbine that would move based on the same data was determined by simulation, and the total wind speed for that direction was calculated.
  • the vector component is obtained, and this is used as the wind speed when virtually obtaining the output of the wind turbine.
  • the wind turbine characteristics shown in Fig. 16 are used to evaluate the laser anemometer in the same way as the cup anemometer. That is, the wind speed obtained as measured data is given to the horizontal axis in Fig. 16, and the output power is read from the vertical axis in Fig. 16 and evaluated.
  • the pitch angle must be given as a parameter when the wind speed is lower than the rated wind speed.However, if a function of the wind turbine characteristic corresponding to each pitch angle is prepared, it is sufficient. ,.
  • the above evaluation of the output power is continued until the wind turbine stops, and if the difference in the output power is determined, it can be obtained as a comparison of the power with and without the laser anemometer. If the difference between the simulation and the actual output power cannot be ignored, the simulation results may be corrected to match the actual operation output. Furthermore, it is advisable to conduct evaluations by summing up evaluations that have been performed for a predetermined period (one day, one week, one month, one year).
  • the wind power generation output calculation unit 400a in FIG. 18 has an algorithm for performing the above-described calculation evaluation.
  • the evaluation of the added value associated with the environmental improvement by, for example, the CO 2 reduction effect by predictive control of a wind power generator using a laser wind direction anemometer is described in the wind power output calculation section 400 a in FIG. obtained in the difference between the output power amount with and without installed a laser type anemometer, for example wind power output computing part the amount of CO 2 diesel generators occurs when supplemented with diesel generators It is obtained by the added value calculation unit 400b connected to 400a.
  • the value-added calculation unit 400b includes a table showing the relationship between the output power of the diesel generator and the amount of CO 2 generated at that time, and a table showing the relationship between the amount of CO 2 generated and the index indicating the effect of this on the environment ( both built not shown) in the memory, from which the amount of generated C_ ⁇ 2, further obtains the index indicating the environmental impact.
  • the wind power output calculation unit 400 a and the value added calculation unit 400 b may be configured as one evaluation calculation unit 400.
  • the evaluation calculation unit 400 is connected to a network N such as the Internet, and the service provider and the service subscriber can use the respective network terminals T l and T 2 to obtain the calculated evaluation information of the evaluation calculation unit 400. You may make it available. in this case, The evaluation operation unit 400 becomes one node (terminal) of the network. In addition, on the network N, a part of the service subscriber's profit based on the evaluation information from the service provider to the service provider via the terminal BT of the financial institution (the percentage contracted in advance) is automatically It may be transferred. In this case, the evaluation calculation unit 400 further sets the unit price of revenue (profit per unit) for each piece of evaluation information (increase in power sales and environmental impact index) and the dividend ratio of the service provider to the revenue in advance. Then, the total revenue is calculated based on these, the dividend to the service provider is calculated for this total revenue, and the automatic transfer procedure is performed via the terminal BT of the financial institution.
  • Embodiment 2 Embodiment 2
  • FIG. 19 shows a schematic configuration of a wind power generation system having another configuration according to the present invention.
  • a resistor or a power absorbing device 90 is connected to a system side output terminal of the wind power generation system via a power converting device 81.
  • the power converter 81 is provided with a wind direction and anemometer signal processing unit 300 of a wind power generator indicated by a generator 30 and a blade 10 ⁇ A controller 40 and a power meter 100 5 provided on a power cable 82.
  • the power system 84 is connected to a power company via a load facility 1003 and a precision wattmeter 1001 via a transformer 83a.
  • the resistor (or power absorbing device) 90 can release the power energy that exceeds the range that the system side accepts to the atmosphere as heat, or reduce it to some extent in order to suppress output fluctuations within the range allowed by the power system. Has the role of storing as energy.
  • FIG. (A) of FIG. 20 shows the temporal change of the wind speed
  • (b) of FIG. 20 shows the power generation output without the predictive control corresponding to the wind speed shown in (a) of FIG.
  • the output of the curve as shown in Fig. 20 (b) as it is may adversely affect the system it is necessary to assume a marginal output limit range.
  • Fig. 20 (b) In the portion indicated by G in ()), the output is suppressed by limiting the output of the windmill or consuming heat using a load such as a resistor 90, or temporarily storing energy by some means. As a result, The output suppression part is inevitably large.
  • the part that is supposed to be over without control can be predicted as a specific output scale in advance, and the system can be tolerated. Judgment as to whether or not the change can be suppressed within a range that the system can tolerate can be performed by the feedforward, and the output limiting or suppressing portion can be limited to a smaller range.
  • the improved part, whose output limitation and suppression have been released and can be used as output by prediction, is shown in Fig. 20 (c).
  • G2 Shown as G2.
  • the output limitation and suppression part G1 is also shown in the figure, the range is smaller than the part G in (b) of FIG.
  • the part G2 that could not be used in the past can be used effectively, and the benefits (for example, increased profit) of this increase can be shared between the service provider and the service subscriber .
  • a single laser-type anemometer consisting of the main body 100, the optical system 200, and the signal processor 300 is shared by multiple wind power generators 610a to 610c.
  • a single laser-type anemometer consisting of the main body 100, the optical system 200, and the signal processor 300 is shared by multiple wind power generators 610a to 610c.
  • Each of the wind power generators 6100a to 6100c is provided with the above-described evaluation calculation section 400. Furthermore, each evaluation operation unit 4
  • the service provider and a plurality of service subscribers use the evaluation information calculated by each evaluation operation unit 400 from the network terminals T1 to T4. You may be able to.
  • the evaluation operation unit 400 becomes one node (terminal) of the network.
  • a portion of the service subscriber's increase in revenue based on the evaluation information is automatically transferred from the service subscriber to the service provider via the terminal ⁇ of the financial institution over the network ⁇ You may be able to.
  • each evaluation calculation unit 400 further stores in advance the unit price of revenue (revenue per predetermined unit) for each piece of evaluation information (increase in power sales, environmental impact index), and the dividend ratio of the service provider to the revenue. Then, based on these, the total revenue is calculated, and a dividend is paid to the service provider for the total revenue, and the automatic transfer procedure is performed via the terminal ⁇ of the financial institution.
  • a laser wind direction anemometer may be provided for each wind power generator as shown in FIG. 1S.
  • Figure 22 shows the configuration when the present invention is applied to a hybrid power generation system in a weak system such as an isolated island.
  • the wind power generators 61a to 61e, diesel generators (DG) 89a and 89b, and large-capacity storage batteries 80a are shown in Fig. 22 as examples of the power system network SN.
  • the combination system of the storage battery 80 and the load 1003 is shown.
  • Each of the wind power generators 610a to 610e is provided with an evaluation operation unit 400, and these evaluation operation units 400 are connected to the network N as shown in FIG. FIG. 22 omits the network N composed of the Internet and the like.
  • the evaluation calculation section 400 may be connected to a network by communication.
  • the data from the laser anemometers (100, 200, 300) may also be sent by communication.
  • the output fluctuation of the wind power generation system in a relatively long period is predicted by a laser anemometer (the predicted amount is assumed to be A), and the level allowed by the system (B and The output of the diesel generator is controlled so that the output fluctuations become smooth (the output amount is B—A), and finally the output of the wind power generation system and the power smoothed output (B—A) With the system conditions
  • the output waveform should be smooth.
  • any device that has a power storage and discharge function such as a NAS battery, a redox flow battery, a flywheel, an electric double layer capacitor, and the like can be used in addition to ordinary storage batteries for beard-like fluctuations It is.
  • FIG. 24 shows an example.
  • the same or corresponding parts as those in FIG. 19 are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
  • FIG. 24 shows a general configuration in which an output smoothing device 80 including a large-capacity storage battery, a flywheel, and the like is installed at the output end of the wind power generation system.
  • the output smoothing device 80 is not always installed at the output end of the wind power generation system, but may be installed in a system.
  • the predicted amount of generated power is calculated by the power controller 900 based on the data of the laser anemometer.
  • the algorithm of the predicted amount calculation means in the power controller 900 is as shown in FIG. Prepare the response of the power smoothing device 80 so that the fluctuations in the forecast are within the range allowed by the grid, and optimize the operation (smoothing in accordance with the predicted fluctuation in the amount of wind power generation).
  • the power is stored and discharged from the power supply).
  • the wind direction and wind speed in a wind power generator are predicted in advance by observing the wind condition using a laser-type wind anemometer, and high-efficiency operation and output in a wind power generation system based on yaw control and pitch control are performed. It can also evaluate benefits such as the increase in power sales obtained by stabilization and the effect on the environment to be improved, so that it can be applied to various power systems, and wind condition observation using this laser-type anemometer It can be established as a business to provide these services.

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Description

明 細 書
風力発電評価システム、 風力発電機のための予測制御サービスシステム 技術分野
この発明は、 風力発電機、 あるいは複数の風力発電機から構成されるウィンド ファーム、 さらには風力発電機やその他の種類の発電手段や負荷等が組み合わさ れた電力供給系統における風力発電機の運転効果を向上させ、 それから得られる メリツトを評価する風力発電評価システムおよびこれを用いた風力発電機のため の予測制御サービスシステムに関するものである。 背景技術
従来、 風況を予測する風力発電システムとして例えば特開 2 0 0 2 - 1 5 2 9 7 5号公報には、 電波を利用したドップラーレーダを用いて風力発電機前方の風 ベク トルを測定し、 その風ベク トルから風力発電機の出力値を予測し、 予測出力 値に基づいて、 電力系統側発電機の出力制御を行うものがある。
また、 特開平 1 1一 1 5 9 4 3 6号公報には、 風力発電機とデ'イーゼル発電機 を組み合わせたものがあり、 風力発電機の周囲に配置された風速計の実測値に基 づいて、 風速のデータベースから、 風力発電機が発電するエネルギー出力値を算 出し、 算出された出力値が上がる場合はディーゼル発電機を停止させ、 出力値が 下がる場合はディーゼル発電機の運転がなされる風力発電システムが開示されて いる。
しかしながら従来の上記ドップラーレーダで風況を観測するシステムにおいて は、 ドップラーレーダを風力発電機のブレード前方側に上方を向けて設けている ため、 風向の反転等の大きな変化に追従するには複数台のドップラーレーダを設 けるカ あるいはドップラーレーダを風力発電機の周囲で移動させる大がかりな 装置が必要である。 さらに、 電磁波を利用するドップラーレーダでは周囲に電磁 波障害等を与える可能性もある。
また、 上記風力発電機とディーゼル発電機を組み合わせたシステムでは、 風力 発電機と組合わされたディーゼル発電機を制御することで一定の電力を供給する のみであり、 風力発電機自体の性能向上を図ることができない。
さらに従来、 風況観測による予測制御を実施した場合の出力電力の向上や平滑 化により得られたメリ ットがどれぐらいのものかを評価する機能はなかった。 この発明は、 上記のような問題点を解消するためになされたもので、 比較的簡 単な構造でかつ電磁波障害を発生することなく、 風況観測に基づく事前予測制御 により風力発電システムの高効率運転又は出力安定 (平滑)化を図ることが可能で あり、 さらに上記風況観測に基づく予測制御による風力発電システムの運転によ り得られたメリットの評価も行う風力発電評価システムおよびこれを利用した風 力発電機のための予測制御サ一ビスシステムを提供することを目的とする。 発明の開示
上記の目的に鑑み、 この発明は、 電力系統に接続された少なくとも 1つの風力 発電機と、 この風力発電機での風向風速を事前に予測するためにレーザを使用し て該風力発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計と、 上記風力発電機での風向風速を計測する第 2の風向風速計と、 上記レーザ式風向 風速計及び第 2の風向風速計との計測結果に基づき上記風力発電機の風速に対す る出力電力特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれぞれの出力電力の差 分を積分することにより発生電力量の差を求める風力発電出力演算手段と、 上記 風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差に基づき、 これの環境に与える 影響の付加価値を演算する付加価値演算手段と、 を備えたことを特徴とする風力 発電評価システムにある。 図面の簡単な説明
図 1はこの発明に関する風力発電システムを示す図、
図 2はこの発明に関するレーザ式風向風速計を示す構成図、
図 3は図 2のレーザ式風向風速計の S偏光と P偏光を示す模式図、
図 4はこの発明に関するョ一角 ' ピッチ角制御ロジックを示すフロー図、 図 5はこの発明に関する出力変動抑制制御の様子を示した図、
図 6はこの発明に関する可変速発電機に電力変換器、 出力平滑化装置を接続配 置した構成図、
図 7はこの発明に関するウインドファームの構成図、
図 8はこの発明に関する制御ロジックを示すフロー図、
図 9はこの発明に関する出力平滑化装置を備えた風力発電システムの構成図、 図 1 0はこの発明に関する風力発電システムの出力値平滑化の様子を示す図、 図 1 1はこの発明に関する風力発電システムの合成出力目標値と風力発電出力 を示す図、
図 1 2はこの発明に関する風力発電システムの制御プロック図、
図 1 3はこの発明に関する風力発電システムの制御を示すフロー図、 図 1 4は図 1 3に続くフロー図、
図 1 5はこの発明の実施の形態 1による風力発電評価システムにおけるレーザ 式風向風速計を用レ、たョ一制御による効果を示す図、
図 1 6はこの発明の実施の形態 1による風力発電評価システムにおけるレーザ 式風向風速計を用いたピッチ制御による効果を示す図、
図 1 7はこの発明の実施の形態 1による風力発電評価システムにおけるピッチ 制御による出力アップの効果を生じる原理を示す図、
図 1 8はこの発明の実施の形態 1による風力発電評価システムを示す構成図、 図 1 9はこの発明の実施の形態 2による風力発電評価システムと電力系統の抵 抗器との接続を示す図、
図 2 0はこの発明の実施の形態 2による風力発電評価システムにおける風力発 電の変動出力を抵抗で平滑化する様子を示す図、
図 2 1はこの発明の実施の形態 2による多数台の風力発電機に対しレーザ式風 向風速計を適用した概略構成を示す図、
図 2 2はこの発明の実施の形態 3によるハイプリッド発電システムの一例を示 す図、
図 2 3は図 2 2のハイプリッド発電システムでレーザ式風向風速計によりディ ーゼル発電を併用した電力平滑化を行う一例を示す図、
である。
図 2 4はこの発明の実施の形態 3による風力発電評価システムと電力系統の出 力平滑化装置との接続を示す図である 発明を実施するための最良の形態
以下、 本発明を図面を参照して説明する。 まず、 この発明に係わる風力発電評 価システムを備えた風力発電システム (以下単に風力発電システムとする）の基本 的構成およびその動作等について説明する。 く風力発電システム〉
図 1はこの発明による風力発電システムの風力発電機 (風車)を側方から観察し た断面図である。 図 1に示すように、 台座 1上にタワー部 2が築かれ、 タワー部 2の上部にはョ一角制御駆動装置 5 0が設けられている。 さらにその上部には、 ョ一角制御駆動装置 5 0の駆動によって水平面内で回転制御されるナセル 2 0が 配置される。 風車の制御においては、 風の向きが変わった場合、 風車のプロペラ 回転面が常に風を真正面に受けるように制御することが望ましく、 この時に変化 させるのがョ一角であり、 ョ一角の制御をョー制御という。 ョ一角はナセル 2 0 を水平面内で回転させることで変化させることができる。
プロペラ型風車の羽根 (翼)部分であるブレード 1 0が、 ハブ (ブレード 1 0の 取り付け部分） 1 1を介して回転軸 1 2に取り付けられ、 ブレード 1 0の角度が ピッチ角制御駆動装置 6 0の駆動によって制御される。 風のエネルギーを有効に 活用するためには、 風を受けるブレード 1 0の角度を最適な状態にする必要があ り、 この時のブレード 1 0の角度をピッチ角（ブレードアングル）という。 また、 回転軸 1 2に繋がれる発電機 3 0、 回転軸 1 2の回転速度 (回転数)検出部、 ブレ ーキ設備、 増幅器等を含む機器 2 0 aがナセル 2 0内に格納されている。 プロべ ラ回転面は、 ブレード 1 0が配置された、 回転軸 1 2に対して垂直な面である。 ナセル 2 0上部には、 レーザ光 2 1 0を射出して、 風力発電機前方 (任意距離 だけ離れた位置)のエアロゾル 1 5 0に照射し、 その散乱光 2 1 5を検出する風 速検出用光学系部 (以下、 光学系部とする） 2 0 0が配置される。 エアロゾル 1 5
0とは風に乗って風と同速度同方向に動く空気中の塵であり、 このエアロゾル 1
5 0の移動状態を把握することで、 同位置における風向風速を観測できる。 散乱 光 2 1 5から得られた情幸艮 (エアロゾル 1 5 0の風向風速データ）は、 光ファイバ 一 1 3 0を介して風向風速計本体部 (以下、 本体部とする） 1 0 0に送られる。 本 体部 1 0 0において、 散乱光 2 1 5力ゝら、 エアロゾル 1 5 0の風向風速を算出す るためのデータを取り出して加工する。
本体部 1 0 0で得られた風向風速データは電気信号のデジタル信号に変換され て、 通信系部 1 3 1を介して風向風速計信号処理部 (以下、 信号処理部） 3 0 0に 送られる。 信号処理部 3 0 0において、 エアロゾル 1 5 0の風向風速データに基 づいて、 風力発電機に向ってくる風、 すなわち近未来 (数秒から数十秒後)に発電 に利用する風の風況 (風向風速および風の到達時間など)を予測する。 主に本体部 1 0 0と光学系部 2 0 0と信号処理部 3 0 0によってレーザ式風向風速計が構成 さ 3τる。
この信号処理部 3 0 0が算出した風況予測データを、 通信系部 1 3 2を介して コントローラ 4 0に送信し、 コントローラ 4 0は与えられた風況データを基に、 ョ一角制御駆動装置 5 0ゃピッチ角駆動制御装置 6 0に通信系部 7 0、 7 5を介 して指令を与え、 ョ一角駆動制御装置 5 0がョ一角を変化させ、 ピッチ角駆動制 御装置 6 0がピッチ角を変化させることにより、 風力発電機の高効率運転、 すな わち風力エネルギーの高効率利用を可能にする。 また、 コントローラ 4 0は、 現 在のョ一角、 ピッチ角、 風車の回転軸回転数 (回転数又は回転速度）を常にモニタ して把握している。
風車の回転数は、 固定若しくは段階的にのみ調整可能なものか、 あるいは定め られた範囲内で連続的に調整可能なものとする。 ここで、 可変速風力発電機では、 風速に応じ常に最高効率となるように、 回転速度が選択される、 あるいは系統に 与える電力変化量を低減するべく回転速度の調整が行われる。
さらに、 発電機 3 0に繋がれる電力ケーブル 8 2は、 出力端となる電力系統 8 4に接続され、 発電機 3 0と電力系統 8 4の間には、 出力平滑化装置 8 0が、 必 要により電力変換装置 8 1を介して接続配置され、 電力系統 8 4と電力変換装置 8 1の間には変圧器 8 3が配置されている。
なお、 レーザ式風向風速計の光学系部 2 0 0は、 ョ一角を可変とすれば、 風力 発電機のタヮ一部 2とやや離れた地上に配置してもよく、 風力発電機付近にポー ル状のものを立て、 ポールの上に図 1と同様にョ一角制御駆動装置 5 0上に乗せ るようにして設けてもよい。 また、 タワー部 2の側面に設置してもよレ、。 また、 ブレード 1 0は風を受け風力エネルギーを回転力に変換するもので、 このブレー ド 1 0の回転エネルギーを電力に変換するのが発電機 3 0である。 なお、 コント ローラ 4 0若しくは他の制御機構によって、 ョ一角、 風車回転数や現在の風向風 速等の風力発電機制御に必要な諸量を取り込んで解析し、 風力発電機の各制御駆 動装置 (例えば、 ブレーキ設備)にも制御指令を出している。
<レーザ式風向風速計〉
次に、 本発明にかかるレーザ式風向風速計の構成および原理の一例について、 図 2を用いて説明する。 図 2はこの発明のレーザ式風向風速計の一例を示す構成 図である。 レーザ式風向風速計は、 上述したように、 主に、 本体部 1 0 0と、 光 学系部 2 0 0と、 信号処理部 3 0 0から構成されている。 本体部 1 0 0のレーザ 光源 1 ◦ 1 (例えば半導体レーザ)から出たレーザ光は、 光ファイバーデイストリ ビュータ 1 5 1 aによりその一部が光ファイバ一 1 0 2によって光受信機 1 0 5 に送られ、 その他の光はサーキユレータ 1 0 4を通って光スィツチ 1 0 3を介し て光学系部 2 0 0に送られる。 光学系部 2 0 0は、 例えば、 水平風速検出用光学 系部 2 0 0 aおよび垂直風速検出用光学系部 2 0 0 bの二つによって構成され、 送られた光は、 水平、 垂直風速検出用光学系部 2 0 0 a、 2 0 0 bにそれぞれ分 害 IJして送ら る。
光スィッチ 1 0 3から、 水平風速検出用光学系部 2 0 0 aに送られてきた光は、 1 / 2波長板 2 0 1を通って望遠鏡 2 0 2に送られる。 望遠鏡 2 0 2を出た光は 偏向ビームスプリッタ 2 0 3を通過する P偏光 2 0 5と、 これに反射される S偏 光 2 0 6に分けられ、 P偏光 2 0 5はそのまま外部に射出され、 S偏光 2 0 6は 全反射鏡 2 0 4に反射され、 外部に射出される。 垂直風速検出用光学系部 2 0 0 bについても、 水平風速検出用光学系部 2 0 0 aと同様の構成であり、 P偏光 2 0 7、 S偏光 2 0 8が外部に射出される構成となっている。
なお、 水平風速検出用光学系部 2 0 0 aから射出される P偏光 2 0 5、 S偏光
2 0 6は、 水平面内の異なる 2方向にそれぞれ射出され、 垂直風速検出用光学系 部 2 0 0 bから射出される P偏光 2 0 7、 S偏光 2 0 8は、 垂直面内の異なる 2 方向にそれぞれ射出される。 P偏光 2 0 5、 2 0 7、 S偏光 2 0 6、 2◦ 8は、 図 1に示すレーザ光 2 1 0に相当している。
光学系部 2 0 0から射出されたレーザ光 2 1 0である P偏光 2 0 5は、 エア口 ゾル 1 5 0に当たって散乱し、 散乱光 (例えば図 1で示す散乱光 2 1 5に相当す る）となって光学系部 2 0 0に戻ってくる。 この様子は後述する。 この散乱光 2 1 5は射出経路と逆の経路を迪つて、 光学系部 2 0 0から本体部 1 0 0に送られ る。 散乱光 2 1 5は、 光スィツチ 1 0 3を経てサーキユレータ 1 0 4に送られ、 サーキュレータ 1 0 4は散乱光 2 1 5を光ミキサーとしての光ファイバ一力プラ 1 5 1 bに送る。 レーザ光源 1 0 1から直接送られてきたレーザ光と散乱光 2 1 5は、 光ファイバ一力プラ 1 5 1で合波され、 光受信機 1 0 5に送られ、 合波光 1 5 2を電気信号の検出信号 1 0 7に変換する。 検出信号 1 0 7は A D変換器 3 1 0に送られる。 A D変換器 3 1 0はアナログ信号である検出信号 1 0 7をデジ タル信号に変換し、 受信信号 3 1 1として信号処理部 3 0 0に通信系部 1 3 1を 介して送る。 受信信号 3 1 1を受け、 信号処理部 3 0 0は、 後述する所定の計算 を行い、 レーザ光 2 1 0の焦点 (焦点の位置はエアロゾル 1 5 0の位置に相当す る）での風向風速を算出 (観測)する。 さらに、 その風向風速データ (観測結果)に基 づいて、 風況を予測し、 必要な制御情報をコントローラ 4 0に通信系部 1 3 2を 介して送る。
なお、 レーザ光 2 1 0は、 連続波のものを用い、 特に波長 1 5 0 O n m程度の ものを用いると、 最もエアロゾル 1 5 0からの散乱光が強く、 風況の検出精度が 良い。 同時に、 1 5 0 0 11 m程度の波長のレーザ光は人間の目にも最もやさしい という性質があり、 安全性に優れている。 また、 レーザ光 2 1 0は、 本例のよう な連続波を利用するものの他に、 パルス波を利用する方式のものもあり、 いずれ を用いても良い。 さらに、 場合によっては、 ナセル 2 0上部に機械式風向風速計 を配置し、 この機械式風向風速計のデータも用いることで、 風向風速測定精度を 向上させても良い。 ドップラー効果を利用した風向風速の検出の場合、 用いるレ 一ザ光、 音波などの波長に反比例して、 検出精度が良くなることが知られており、 例えば音波とレーザ光では、 より波長の短いレーザ光を用いる場合の方が、 風況 を精度良く検出することができる。
次に、 図 3に示したこの発明による S偏光、 P偏光を示す模式図に従って水平 風速検出用光学系部 2 0 0 aから射出された P偏光 2 0 5、 S偏光 2 0 6につい て説明する。 光学系部 2 0 0から P偏光 2 0 5と S偏光 2 0 6力 それぞれ水平 面内に、 任意の方向を基準として、 角度 + 0と一 Θ方向に射出され、 望遠鏡 2 0 2のレンズによって焦点距離 R (任意距離に相当する）だけ離れた位置で集光する。 集光点近くにあるエアロゾル 1 5 0で光が散乱され、 散乱光（P偏光散乱光） 2 1 5と散乱光（S偏光散乱光） 2 1 6がそれぞれ発生する。 エアロゾル 1 5 0は空気 中に相当数含まれているため、 集光点以外からもこのような散乱波が発生する力 集光点付近からの散乱エネルギーが最も大きぐなる。 この散乱波 (散乱光 2 1 5、 2 1 6 )は速度を持つエアロゾル 1 5 0から散乱されたものであるため、 ドッブ ラー効果により周波数が F Dだけシフトする（ドップラーシフト）。 この周波数の ずれを測定し、 エアロゾル 1 5 0の速度を算出する。
また、 垂直風速検出用光学系部 2 0 0 bから射出される P偏光 2 0 7、 S偏光 2 0 8は、 それぞれ垂直面内で、 任意の方向を基準として、 角度 + Θと— Θ方向 に射出される。 このように、 レーザ光 2 1 0を、 少なくとも 3方向若しくは 4方 向に射出し、 それぞれのデータを得ることで、 風力発電機の前方におけるエア口 ゾル 1 5 0の 3次元での風速べク トルを検出することができる。 また、 2方向の みにレーザ光 2 1 0を射出した場合では、 2次元での風速べク トルを検出可能で ある。 なお、 レーザ光 2 1 0の射出角度は、 観測対象となるエアロゾル 1 5 0ま での距離等の条件によっても変化するが、 およそ θ = 5 ° 程度とすると良い。
<風向風速算出〉
次に、 信号処理部 3 0 0において風速を算出する手法例について説明する。 散 乱光 2 1 5、 2 1 6の情報は、 レーザ光源 1 0 1から直接得た情報とあわせて検 出信号 1 0 7とし、 受信信号 3 1 1として受信し、 レーザ光源 1 0 1の周波数と 散乱光 2 1 5、 2 1 6とのドップラーシフト F Dを算出する。 次に、 F Dとレー ザの波長； I、 エアロゾルの速度 V mの間には、 次の数式（1 )のような関係がある。
F D = 2 V m λ · · · ( 1 ) これにより、 ± Θ方向の風速 Vm(+ 0)と Vm (— Θ)が算出される。 また、 風速 V r(r方向とは、 水平面内での 0 = 0に沿う方向）と Vx(x方向とは、 水平面 内での Θ =0に対して垂直な方向)が、 次に示す数式（2)、 数式（3)を用いて算出 できる。
V r = { Vm (- 0) + Vm (+ θ)} 2 c o s θ · · · (2)
Vx= {Vm (- 0)+Vm(+ Θ)} / 2 s i n Θ · · · (3)
このような計算を、 垂直風速検出用光学系部 200 bで得られるデータに対し ても行い、 水平風速検出用光学系部 200 aで得られるデータとあわせて、 3次 元での風速べク トルが算出でき、 高精度でエアロゾル 1 50の風向風速を測定で さる。 くョ一角制御 >
図 4にこの発明によるョ一角、 ピッチ角制御口ジックのフローチャートを示す。 以下に、 本発明にかかるョ一角制御ロジック例を図 4の（ a )を用いて説明する。 まず、 レーザ式風向風速計により、 現在時刻 τにおける X[m]先 (風力発電機か ら任意距離だけ離れた位置)の風向風速を測定する（ステップ 40 1)。 得られた 風向風速データを基に、 t秒後に風力発電機が受ける風の風向 Φ(τ + t)を算出 する（ステップ 402 a；)。 例えば、 400m先の風向風速を測定した場合、 風速 1 0mの風が、 風力発電機に向って吹いていれば、 その風が 40秒後に風力発電 機に到達すると予測でき、 40秒後に風力発電機が発電に利用する風の風向風速 変化を高精度で予測することができる。 エアロゾル 1 50の風向風速データから、 近未来に風力発電機に吹く風を予測するには、 計測したエアロゾル 1 50の風向 風速と、 実際に到達する風の風向風速のデータベース (例えば信号処理部 300 に内蔵)を作成しておき、 これを基に、 演算を行うという方法がある。 ここまで の処理は、 レーザ式風向風速計により行い、 予測した風向風速および到達時間な どのデータ (観測結果を含むデータ）は、 通信系部 1 32を介してコントローラ 4 0に送られる。
コントローラ 40から、 通信系部 70を介して、 ョ一角制御駆動装置 50に送 られるョ一角制御信号の送信間隔を Δ t (例えば 1秒）とすると、 時刻 'て現在に予 測できている風向、 即ち最適ョ一角は、 次の数式（4)のように示される。
( τ + Δ ΐ),φ(τ +2厶 t), φ ( て + 3厶 t),
•• ·, φ(τ + i 厶 ΐ),··· </>(τ +n厶 t) (n= t,/厶 t) (4) そして、 現在のョ一角を φ (て）とすると、 予測制御可能な未来のョ一角は、 次 の数式（5)のように示される。
φ(τ +Δ ί), Φ(τ +2 Δ 1:), φ ( τ + 3 Δ t ),
.• ·, φ(τ + i 厶 ΐ),··· φ(τ +η Δ t) (n= t./A t) (5) このとき、 ョ一角の最大回転角速度を ω (例えば 0. 7度/秒）とし、 次の数式 (6)の条件を満たし、 さらに次の数式（7)を最小とするようにョ一角を決めるこ .とで、 ョ一角を最適化する（ステップ 403 a)。
Figure imgf000012_0001
(6)
Figure imgf000012_0002
時刻 τ + Δ tでのョ一角制御信号を、 コントローラ 40からョ一角制御駆動装 置 50に送信する（ステヅプ 404 a)。 この信号を受け、 ョ一角制御駆動装置 5 0がナセル 20を回転させてョ一角を変化させる（ステップ 405 a)0 これを繰 り返すことにより、 ョ一角を最適に制御することができる。 また、 当然のことな がら、 レーザ式風向風速計から得られた風向風速データ (観測結果)を基にして、 これ以外の手法でョ一角を予測制御しても良い。
<ピッチ角制御 >
次に、 ピッチ角制御ロジック例について、 図 4の（b)を用いて説明する。 ステ ップ 40 1については、 図 4の（a)によるョ一角制御の場合と同様である。 この ように予測されたョ一角と、 数式（ 4 )で示す予測風向風速により、 ブレード 1 0 が受けるであろう風向風速 (風速べク トル [ V ] に相当する）が、 次の数式（8)の ように高精度で予測できる（ステップ 4 0 2 b)
I V]二 V y(r + Δή,
Figure imgf000013_0001
-…' ( 8 ) ブレード 1 0の 1枚あたりのトルク（風の力を受けて、 風車が回転しょうとす る力であり、 単位は [N · m] )は、 風車軸回転角速度 [ 0 ] 、 ブレード 1 0が 受ける風向風速 (風速べク トル [ V ] に相当する）、 ブレード 1 0のピッチ角ひに よって決まるため、 時刻 τ + i Δ tでの風車トルク T ( て + i Δ t)は、 次の数式
(9)で表すことができる。
[θ]= θ
Τ(τ + iAt) ν. (τ + iAt),aj {τ + iM) )
Figure imgf000013_0002
(mは翼の枚数）
…'- ( 9) この関数 T j ( [ Θ ] ， V j， a j )を予め計測またはシミュレートしておき、 コントローラ 4 0または信号処理部 3 0 0で計算可能なようにしておく。
次に t秒間のピッチ角最適化（ステップ 4 0 3 b)について述べる。 今、 風車軸 回転角速度 [ Θ ] は一定で、 ブレード 1 0が受ける t秒後までの風向風速 (風速 べク トル [ V ] に相当）が予測できているため、 数式（8)を用いることにより、 時刻 τ + ί Δ ίで、 最大のトルクを取得できる最適ピッチ角 α '( て + ί Δ ΐ)が 算出できる。 従って、 時刻 τにおいて予測可能な最適ピッチ角 ο; 'は、 次の数式
(1 0)のようになる。
α '(τ + Λ t), '( τ + 2厶 t ), a '( τ + 3 Δ t ),
···, α '( て + i 厶 t),-'-ひ '( τ + n Δ t ) (n= tZ厶 t) (1 0) ピッチ角駆動の最大回転角速度を ω p (例えば 1 5度/秒）とし、 次の数式（1 1)を満たし、 次の数式（1 2)の値が最小となるようにピッチ角を最適化する。 α(τ + (i + ΐ)Δ/) - α(τ + iAt) ( 1 1
=0,½···，"-1)
Δ
^|α'(τ + ίΔί)-α(τ + ίΔ?)( :=½··'，".） -.… ( 1 2 ) コントローラ 40は、 ピッチ角が最適角 αとなるように、 時刻て + Δ 1:のピッ チ角制御信号をピッチ角制御駆動装置 6 0に送信する（ステップ 4 04 b )。 この 信号を受けピッチ角制御駆動装置 6 0がピッチ角を変化させる（ステップ 4 0 5 b)。 なお、 計算に使われる現在時刻 τでの風向風速は、 実測値 (実データ）を用 いることが望ましレ、（ステップ 40 6 b)。 また、 現在時刻 τでのピッチ角 α (て） は、 コントローラ 4 0がスキャニングして得ているピッチ角の、 現在の実測値 (実データ）を用いることが望ましレ、 (ステップ 4 0 7 b)。 これを複数枚 (主流とな つているのは 3枚羽根）のブレード 1 0のそれぞれについて繰り返すことにより、 全てのブレード 1 0のピッチ角が最適に制御される。 また、 当然のことながら、 レーザ式風向風速計から得られた風向風速データ (観測結果)を基にして、 これ以 外の手法で、 ピッチ角を予測制御してもよい。
•効果
従来のピッチ角制御手法では、 風速が変化し始めることは感知できる力 ピッ チ角を変化させると翼性能に著しく影響を与え、 ピッチ角を変化させている間に 風向が変化してしまった場合に悪影響がでてしまっていた。 また、 機械式風向風 速計でナセル 2 0上部のブレード 1 0を通った後の後流を計測する場合には、 ブ レード 1 0から約 1秒周期 (風車回転数に応じて変化する）の影響を強く受けるこ とになり、 1秒間の平均値を基にピッチ角を変化させることしかできなかった。 また実際の制御時には機械の応答遅れ等があるので、 かなり遅れた受動制御しか できなかった。
これに対し、 上述のようにすることにより、 機械の応答遅れをも考慮したョー 角、 ピッチ角などの能動制御が可能となり、 ブレード 1 0は、 ほぼ風を最適なピ ツチ角で受け続けることができる。 従って、 従来の受動制御に比べ、 常に高効率 で風力エネルギーを利用できるようになる。 また逆に、 発生トルクを抑えることにより出力の抑制に使用することもできる。 この場合、 数式（1 0 )における最適ピッチ角を、 発生トルクを抑制できるように 任意に設定すれば、 容易に出力抑制を達成できる。 このように、 風力発電機を容 易にかつ正確に制御することができる。
次に、 図 5を用いて、 上述の制御による効果を説明する。 図 5に、 風力発電機 が実際に受ける風の変化を太実線 5 0 1 (実際の風向変化)で示す。 このように時 刻 t aから t bにかけて (例えば、 t b— t a = l 5秒、とする）、 風向が φ (例え ば φ = 2 1度とする）だけ変化した場合を考える。
従来のョ一角制御手法では、 風向が時刻 t aで変化し始めることは感知できる が、 風向が φ 0 (例えば φ 0 = 1 5度)以上変化したのを確認してから、 さらにそ の状態が一定時間 (例えば 1 5秒 （図 5中の t 2— t 3間)以上続いて、 初めてョ 一角を変化させ始めるという破線 5 0 2 (従来の制御によるョ一角変化)のような 受動制御をしていた。 これは、 ョ一角を変化させるにはかなりの重量物であるナ セル 2 0部を回転させなければならず、 例えば、 図 1のョ一角制御駆動装置 5 0 がナセル 2 0を 1秒あたり 0 . 7度程度しか旋回させることができない場合、 2 1度旋回させるには 3 0秒間の時間が必要であり、 その間に風向が変化してしま うかもしれないためである。 このため、 例えば風速 1 0 m程度の発電に適した風 が吹いていたとしても、 ョ一角制御遅れによる損失が大きかった。
これに対し、 本発明によれば、 太一点鎖線 5 0 3 (発明の制御によるョ一角変 化)のような能動制御が可能となる。 本例では風向変化角速度 /( t b - t a )) が最大ョ一角回転角速度 /( t 1— t 0 ) = 0 . 7度 Z秒)以上であるため、 完 全に風を追従することはできない。 しかし、 レーザ式風向風速計によって得られ た風向風速データ（観測結果)から、 風力発電機が受ける風の風向風速および風の 到達時間などを予測し、 予測の到達時間に、 予測した風向にプロペラ（ブレード） 回転面を合わせるようにョ一角を制御するため、 図 5を見れば明らかなように、 ほぼ風を真正面に受けつづけることができる。 従って、 従来の受動制御に比べ、 常に高効率で風力エネルギーを利用できるようになる。 風向変化角速度がョ一回 転角速度以下であれば、 完全に風向変化を追従することができ、 従来の受動制御 と比べ、 さらに高効率での風力エネルギー利用が可能となる。 また本発明によれば、 レーザ式風向風速計の光学系部 2 0 0がナセル 2 0とと もに風を真正面に受け続けるように動作するため、 ドップラーシフト F Dの値を、 より大きな値で得ることができ、 従って、 風向および風速の検出精度を一層高め ることができるという効果もある。 なお、 レーザ式風向風速計の光学系部 2 0 0 は、 ナセル' 2 0上に配置される場合について述べたが、 ナセル' 2 0に固定して用 いる他、 ナセル · 2 0上に光学系部 2 0 0を回転駆動させるための制御駆動装置を 設け、 ナセル 2 0の回転のみによらず、 専用の制御駆動装置によって回転する構 造とすることもできる。 さらにタワー部 2とは別に設けられたポール上にョー 角駆動制御装置 5 0と同様の制御駆動装置上に搭載されるように設けてもよい。 また、 本体部 1 0 0および信号処理部 3 0 0は、 タワー部 2内に配置される例 を示したが、 これらの配置についても、 他の構成部との通信状態を良好に保つこ とができれば、 タヮ一部 2外部に配置しても問題ない。
<風力発電システムの出力制御、 出力変動抑制制御〉
以下、 本発明に係わる風力発電システムの出力制御または出力変動抑制制御に ついて詳細に説明する。 風力発電機を含む風力発電システムは、 ブレード 1 0、 ナセル 2 0、 発電機 3 0、 タワー部 2等からなる風力発電機と、 風車に向かって くる風を風車の手前で検出するレーザ式風向風速計（1 0 0 , 2 0 0 , 3 0 0 )、 同レーザ式風向風速計が算出した風向、 風速の予測値に基づき発電出力を予測し、 その制御量を決定する制御演算部 (例えばコントローラ 4 0に相当する、 または 専用の演算部を別途設けて接続配置して用いることも可能である）からなり、 必 要な場合にはその制御量を満足するために設置される出力平滑化装置 8 0を含ん で構成される。 出力平滑化装置 8 0は、 風力発電機の外部に接続配置され、 出力 を平滑化させるための装置であり、 電力変換装置 8 1を介して発電機 3 0に繋が れる電力ケーブル 8 2に接続されている。 また、 上述したとおり、 風力発電機の 発電電力が出力される電力系統 8 4と電力変換装置 8 1との間に位置する電力ケ 一ブル 8 2には変圧器 8 3が配置される。
風力発電システムの出力抑制の方法として、 風車の発電電力量を調整する方法 があり、 この場合は、 レーザ式風向風速計の観測結果に基づいて算出した、 風向 風速の予測データに基づき、 風車の向きを変えるョー制御、 および羽根の角度を 変えるピッチ制御を行うことで、 風力の入力エネルギーそのものを制御し、 風力 発電システムの出力制御を行う。
なお、 レーザ式風向風速計の計測範囲としては、 システムの制御が十分余裕を もってできる時間が必要であるが、 その余裕を確保する距離としては、 通常 2 0 O m程度あれば十分である。 すなわち、 一般に風力発電システムの定格風速とし ては 1 0 〜 2 O m /'秒が用いられるが、 2 0 O m程度先の風向風速が分かれば、 その風が風車に到達するまでに少なくとも数秒〜数十秒がかかり、 この程度の時 間があれば、 風車を事前予測制御するための時間として十分である。
ここまでは、 風力発電機に通常の発電機 3 0を備えたシステムの出力制御にお いて、 風力の入力エネルギーそのものを制御する場合について述べたが、 可変速 発電機を備えた風力発電機にレーザ式風向風速計を設置した場合も同様な制御と なる。
•可変速発電機
図 6に可変速風力発電システムの構成概略図を示す。 このシステムでは、 上述 した風力発電機の発電機 3 0に代えて可変速発電機 8 0 0を備えている。 可変速 発電機 8 0 0と電力変換器 8 1 0は電力ケーブル 8 2 0で繋がれている。 電力変 換器 8 1 0は、 可変速発電機 8 0 0に近い側から、 発電機側電力変換器 8 1 0 a , 直流コンデンサ 8 1 1、 系統側電力変換器 8 1 0 bが順次接続配置されて構成さ れる。 さらに、 電力系統 8 4と電力変換器 8 1 0の間に変圧器 8 3が配置され、 変圧器 8 3と電力変換器 8 1 0の間には、 出力平滑化装置 8 0が、 必要に応じて、 電力変換装置 8 1を介して繋げられる。
直流コンデンサ 8 1 1は、 可変速発電機 8 0 0における出力の有効電力を制御 するもので、 発電機側電力変換器 8 1 0 aから有効電力が直流側に流入してくる ために、 この直流コンデンサ電圧が上昇する。 この直流コンデンサ 8 1 1電圧と、 あらかじめ指令値として与えている直流電圧基準との偏差を増幅して交流側 (系 統側電力変換器 8 1 0 b側)の有効電流指令とし、 有効電流を増加制御して系統 へ電力を流出する。 風力発電機の詳細な構成については、 通常の発電機 3 0を備 えたものと同様であるため、 説明は省略する。 可変速発電機 8 0 0においては、 その出力を電力変換器（8 1 0 a、 8 1 0 b ) にて制御し、 瞬間的に強風が吹いた時は、 その風力によるエネルギーを一旦、 可 変速発電機 8 0 0の回転速度の上昇として機械的エネルギーの形で蓄え、 逆に風 速が弱まった場合には、 可変速発電機 8 0 0の回転エネルギーを電気エネルギー に変換して、 結果として風力発電システムの出力を平滑化できる特徴を持つ。 す なわち、 風力発電システムの出力変動抑制制御を行うことができる。
従来の可変速風力発電システムでは、 例えば、 長時間 (分単位)で風速が弱まつ た場合、 上記と同様に回転速度 (回転数)が減少し電気的出力を平滑化しようとす るが、 その長時間の出力低下を充分に補うことができず、 風速低下による出力電 力の減少は免れることはできなかった。 しかし、 本発明による事前予測制御を用 いれば、 風速低下を事前に予測し、 出力電力の減少を軽減することができ、 出力 の平滑化を行うことができる。 これ以外の手法で可変速を達成することもできる が、 可変速発電が可能であればどのような手法を用いてもよい。
この可変速タイプの風力発電システムに本発明を適用した場合には、 電気的出 力を平滑化する特徴をより効果的に実施することができる。 すなわち、 可変速タ イブの風力発電システムにあっては、 予測データに基づき、 今後取り込む風力ェ ネルギ一が大きい時は、 計画的に発電することにより最低回転速度、 すなわち、 機械エネルギーとして蓄勢する容量を最大として待機、 あるいは今後取り込む風 力エネルギーが弱い時は計画的に回転エネルギーを電気エネルギーに変換して放 出することにより、 その瞬間瞬間で系統に与える影響を最も小さくするように、 風力発電機の回転数を制御すること、 また、 風力発電システムの発電出力による 周波数変動および電圧変動を規定内に抑えつつ、 その発生出力を平滑化する制御 を行うことができる。 くウィンドファーム〉
次に、 本発明に関するウィンドファームについて、 図 7を用いて説明する。 図
7は、 複数台の風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 cが設置されたウィンドファームの 構成図であり、 'ウィンドファームの中心付近にレーザ式風向風速計の光学系部 2
0 0を設置した状態を示している。 複数台の風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 cの中 心付近にタワー部 (ポール） 601を立て、 この上に光学系部用のョ一角制御駆動 装置 (以下、 駆動装置） 602を介して光学系部 200を載置する。 光学系部 20 0を本体部 1 00と光フアイバー 1 30 aで繋ぎ、 本体部 1 00と信号処理部 3 00を通信系部 1 3 1 aで繋ぎ、 信号処理部 300とそれぞれの風力発電機のコ ントローラ 40 a〜 40 cを通信系部 1 32 a〜 1 32 cで繋ぐ。 信号処理部 3 00と駆動装置 602は通信系部 602 aで繋いでいる。 また、 コントローラ 4 0 a〜 40 cは、 通信系部 70 a〜 70 cによつてそれぞれ風力発電機 6 1 0 a 〜 6 1 0 cに繋げられている。
なお、 駆動装置 602は、 信号処理部 300からの出力をもとに光学系部 20 0の向きを変化させ、 常に風の真正面に向くようにするか、 または一定速度で回 転させることにより全周方向にわたっての風向風速計測を可能とする駆動装置で ある。 これは上述の単独の風力発電機において別のポール上に光学系部 200を 取り付けた場合も同様である。 周りに遮るものが殆どない場合、 光学系部 200 および駆動装置 602を地上に設置しても良い。 レーザ式風向風速計は、 集光点 をタワー部 60 1から最も遠い風力発電機 (図 7ならば 6 1 0 aに相当する）の前 方 X [m] (例えば 40 Om先）として、 この点の風向風速を計測可能なものとす る力、 またはパルス型のレーザを用いてこの距離の風向風速を検出できるものに する。 さらに、 信号処理部 300には、 上述した風向風速信号処理機能以外に、 光学系部用のョ一角制御に用いる計算機能、 可変速風力発電機を利用する場合に は、 その出力制御のための計算機能、 および各風力発電機のョ一角、 ピッチ角制 御に用いる計算機能を持たせる。
<ウィンドファーム運転動作〉
次に、 ウィンドファームの運転ロジック例を、 図 8のフロー図を用いて説明す る。 まず、 レーザ風向風速計は現在時刻 τにおける X [m] 先の風向風速を計測 する（ステップ 70 1)。 次に、 動作 1として、 光学系部 200が受ける t秒後の 風向風速計算を行い (ステップ 71 1)、 光学系部 200が t秒後に最適なョ一角 となるようにョ一角を計算し (ステップ 7 1 2)、 算出した制御信号を駆動装置 6
02に送信し (ステップ 7 1 3)、 その信号を基に、 駆動装置 602はョ一角を変 化させる（ステップ 7 1 4)。 その計算要領は上述した手法 (図 4の説明参照）と同 じでよレ、。 ただし、 光学系部 20 0を一定速度で回転させることにより全周方向 にわたつての風向風速計測を可能とする駆動装置を使用して全周の風況を計測す る場合は、 このような光学系部 2 00のョ一制御動作を行う必要はない。
次に、 風力発電機 6 1 0 aの動作 2 aとして、 図 8中のステップ 7 2 1 a〜 7 24 aまでを行う。 信号処理部 3 00に内蔵される記憶装置 (図示省略)は、 レー ザ式風向風速計すなわち光学系部 20 0から各風力発電機 6 1 0 a〜 6 1 0 cま での位置をべク トルで (方向と距離で)記憶しており、 このデータをもとに風力発 電機 6 1 0 a力； t a秒後に受けるであろう風の風向風速を計算する（ステップ 7 2 1 a)。 その風向風速と風力発電機 6 1 0 aのョ一角の最大回転角速度 co a y、 ピッチの最大回転角速度 ω a pを基に、 上述したのと同様にョ一角最適化および ピッチ角最適化、 可変速発電機の場合は風車回転数最適化を行い (ステップ 7 2 2 a)、 計算された Δ t a秒間のョ一角制御信号、 ピッチ角制御信号、 可変速発 電機に対しては発電量 (出力)制御信号を、 風力発電機 6 1 0 aのコントローラ 4 0 aに送信する（ステップ 7 2 3 a)。
風力発電機 6 1 0 aのコントローラ 4 0 aは、 これらの信号を基に、 風力発電 機 6 1 0 aのョ一角制御駆動装置、 ピッチ角制御駆動装置、 ィンバータに制御信 号を送信し、 ョ一角制御駆動装置がョ一角を変化させ、 ピッチ角制御駆動装置が ピッチ角を変化させ、 可変速発電機の場合はインバータが出力を変化させる（ス テツプ 7 24 a)。 風力発電機 6 1 0 aの動作 2 aと同様の動作 2 b、 2 c (ステ ヅプ 7 2 1 a〜 7 24 c)を、 風力発電機 6 1 0 b、 6 1 0 cについても同時に 行う。 以上のように、 光学系部 2 0 0の動作 1と風力発電機 6 1 0 a〜 6 1 0 c の動作 2 a〜2 cを同時に行うことによって、 風向風速を最適な状態で計測しな がら、 各風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 cが風力エネルギーを高効率で利用するこ とが可能となる。
なお、 風力発電機が多数ある場合や、 かなり広範囲に広がって設置されている 場合は、 レーザ式風向風速計を複数台設置し、 それぞれに制御する風力発電機を 割り当てればよい。 また、 今回は、 この信号処理部 3 0 0に、 光学系部用ョ一角 制御の計算機能および各風力発電機のョ一角、 ピッチ角、 出力制御の計算機構を 持たせたが、 この計算機能を持つ計算機を、 光学系部 2 0 0に別に接続したり、 各風力発電機 6 1 0 a〜 6 1 0 c側に計算機部を設置したり、 また、 コントロー ラ 4 0にこの計算機能を持たせるように構成することもできる。
このようなウィンドファームにおいて、 それぞれの風力発電機に個々にレーザ 風向風速計を取り付け、 上述の単一の風力発電機の場合において説明したように 風力発電機を制御することが可能であることは言うまでもない。 なお、 風力発電 機の制御は、 上述したような、 現在の風向風速データおよびそのデータに基づく 近未来の風況データを用いて行う予測制御以外に、 現在の風向風速データに加え、 さらに過去の風況データをフィードバックさせて近未来の風況データを算出して 用いる制御がある。 過去の風況データをフィードバックさせる制御法を用いた場 合は、 このデータを用いない場合よりも、 さらに精度の高い制御が可能となる。
<風力発電機とレーザ式風向風速計と出力平滑化装置を組合わせたシステム〉 上記説明においては、 風力発電システムの回転エネルギーを電気エネルギーに 変換して制御する場合、 すなわち、 発生電力をそのまま系統に送出する場合につ いて述べたが、 次に、 風力発電システムとして、 風力発電機とレーザ式風向風速 計と出力平滑化装置を組み合わせたシステムを用いる場合について示す。 本発明 では、 レーザ式風向風速計によって得た風況予測データから、 風力発電機の出力 調整量を事前に割り出し、 その割り出し条件に基づいて出力平滑化装置に余剰電 カを蓄勢、 あるいは風力の発生電力が不足する場合には蓄えていたエネルギーを 放出する構成とし、 系統の既存発電システムが追随可能なレベルまで変動を抑制 するように同出力平滑化装置の運用を行い、 システム全体として発生電力の安定 化 (平滑化)を行う。
風力発電機と組合わされる出力平滑化装置の例としては、 鉛蓄電池、 N A S電 池、 レドックスフロー電池、 電気二重層コンデンサ、 無効電力補償装置 (Static
Var Compensator)、 出力制限抵抗等の手段があり、 電気エネルギーとして蓄 勢 .放出が多頻度で繰返し可能なものであれば任意のものを用いることができる。 出力平滑化装置は、 レーザ式風向風速計で観測した風が、 風力発電機に到達する 時点で、 風力発電システムの出力変動を打ち消すように出力制御を行うものであ る。 蓄電池とは、 主に大型の直流バッテリーと整流器によって構成されるもので め i 0
また、 無効電力補償装置は、 風力発電設備を電力系統に接続する場合に、 電力 系統の電圧変動対策 · フリッカ対策 (ちらつき防止)に用いる設備である。 風力発 電においては、 発電に必要な風が急激に変動するため、 風力発電機の出力は系統 の電圧変動を引き起こし、 他の機器の異常停止や誤動作、 照明機器のちらつきな どが発生する場合があり、 これらの対策として無効電力補償装置が必要となる場 合がある。
出力制限抵抗とは、 風速変動による風力発電機出力の変動を制限 ·抑制するも のであり、 風速変動による風力発電機出力がある値を超過した場合に、 その超過 分を抵抗装置で熱として消費し、 出力を制限し、 規定値以内の電力を系統へ流出 させるためのものである。
具体例として、 今まで述べてきた風力発電事前風況予測出力制御装置（レーザ 式風向風速計によって得られたデータに基づいて、 各種制御量を決定するための 装置の総称とする）と出力平滑化装置 8 0を組み合わせた、 風力発電システムの 出力平滑化について、 図 9を用いて説明する。 図 9に示すように、 風力発電機に 備えられた発電機 3 0と電力系統 8 4とは電力ケーブル · 8 2によって繋げられて おり、 電力ケーブル 8 2には、 電力変換装置 8 1を介して出力平滑化装置 8 0が 繋げられている。 電力変換装置 8 1と電力系統 8 4との間には変圧器 8 3が配置 さ† る。
上述したように、 風力発電の事前風況予測に基づく出力制御を行うだけでも、 従来の風力発電設備の弱点である風況変動による風車出力変動を大幅に平滑化 (出力安定化)ができるが、 さらに、 出力平滑化装置 8 0と.電力変換装置 8 1を用- いることで、 電力系統 8 4 へ送出する風力発電機出力の変動抑制ができ、 特に連 系する電力系統 8 4の周波数変動を最小とすることができる。
出力変動平滑化システム (上述の風力発電事前風況予測出力制御装置と、 電力 変換装置 8 1と出力平滑化装置 8 0を含むシステム)は、 風況予測して風力発電 出力を予測することにより、 出力平滑化装置 8 0の電力入出力量を予測制御して 風力発電システム全体としての出力変動を抑制、 または完全な平滑化を容易に達 成し、 風力発電機を用いて安定した電力の供給を可能とするものである。
ピッチ角およびョ一角の制御が可能な風力発電機と、 あるいは、 そうでない風 力発電機との組み合わせにおいても、 風力発電機の前方 (例えば 4 0 0 m)の風向 風速を高精度高解像度で測定するレーザ風向風速計、 およびレーザ風向風速計か らの信号を基に一定時間後 (例えば 4 0秒後)に風力発電機が受けるであろう風向 風速を予測し、 出力平滑化装置 8 0の電力入出力を風力発電機が発生する出力の 増減を打ち消す方向に最適化するように運用する。
この制御を行った場合には、 図 1 0に示すように、 出力変動が抑制される。 風 力発電機の発電量は、 出力制御を行わない場合は、 図 1 0の（a )のように大きく 変動する。 しかし、 近未来の発電量として図 1 0の（b )が予測できるため、 風速 変動による風車出力の電力量を出力平滑化装置で充電 ·放電を繰り返すことによ り、 図 1 0の（b )内の平滑化されたカーブのように出力変動を抑制することがで きる。 よって系統への出力は図 1 0の（c )のようになり、 急激な電力変動がなく なるため、 電力系統 8 4に及ぼす影響を大幅に低減できる。
また、 出力平滑化装置 8 0の容量が十分に大きい場合は、 風力発電機の出力電 力を完全に平滑化することができる。 これにより、 電力系統 8 4にまったく影響 を及ぼさずに風力発電機を連系させることができる。
図 1 1に示すよう 、 ある期間における風力発電出力の平均値を風力発電機と 出力平滑化装置 8 0の合成出力目標値とし、 風力発電出力が合成出力目標値より 大きい場合は、 その差を蓄電池等に充電させ、 一方、 風力発電出力が合成出力目 標値より小さい場合は、 その差を蓄電池等から放電させる。 最大充電電力と最大 放電電力は、 図 1 1に示すように、 一定の値に決められており、 その充放電の限 界値が、 それぞれ破線で示されており、 その範囲内で蓄電池等の充放電を行うこ とで、 合成出力目標値を達成することが可能である。 本発明では風力発電機の出 力が予測されており、 従来の手法では発生出力の目標値を満足する条件に対し平 滑化できなかつたごく微小な電力変動をも平滑化することが可能となる。 平滑化 の様子は、 例えば図 1 0の（c )に示した通りである。 なお、 図 9において、 出力 平滑化装置 8 0としては本来の出力平滑化装置のほか、 負荷が有する出力平滑化 機能を積極的に利用しても良い。 図 1 2は風力発電システムの制御プロック図の一例を示す。 レーザ式風向風速 計の観測結果から、 風車に吹く風の平均風速 V a V eを、 電力制御関数 F o、 可 変速風車の場合は回転数制御関数 F R、 ョ一角制御関数 F Y、 ピッチ角制御関数 F Pにあてはめ、 出力電力指令値 P l、 ョ一角指令値 Y、 ピッチ角指令値 Ρ 2を 割り出し、 その割り出し条件に基づき、 出力平滑化装置 8 0の電力入出力量を調 整し、 ョ一角駆動制御装置 5 0、 ビツチ角駆動制御装置 6 0を駆動させる。 図 1 2において、 風力発電設備では発電電力の安定化、 低風速域での性能向上などの ため、 出力電力制御、 回転数制御、 ョ一角制御、 ピッチ角制御の各制御項目を制 御しているが、 出力電力制御のための装置 (例えば、 コントローラ 4 0またはそ れに準ずる機能を持つ装置)から出力平滑化装置 8 0に風力発電出力の合成出力 目標値としての指令値を送り、 出力平滑化装置 8 0の入出力信号としている。 次に、 図 1 3と図 1 4に、 風力発電機と出力平滑化装置 8 0を組み合わせた場 合の動作フローを図 7で示したウィンドファームにおける風力発電システムを例 に挙げて説明する。 なお、 図 1 3の G , Ηは図 1 4の G , Ηにそれぞれつながり、 図 1 3と図 1 4を合わせて一つのフロー図を表す。 図 1 3と図 1 4中のステップ 7 0 1からステップ 7 2 4 aの動作 (動作 1および動作 2 a〜2 cを含む)につい ては、 実施の形態 2で説明したため、 その説明は省略する。
ここで、 出力平滑化装置 8 0は、 図 1 4中のステップ 9 3 1からステップ 9 3 4までの動作 3を行う。 信号処理部 3 0 0は、 レーザ式風向風速計から各風力発 電機までの位置をべク トルで記憶しており、 レーザ式風向風速計の計測結果およ びこの位置データを基に、 各風力発電機が t秒後に受けるであろう風向風速を計 算する（ステップ 9 3 1 )。 信号処理部 3 0 0は、 この各風力発電機が近未来に受 ける風向風速に Ϊり、 近未来 t秒間の風力発電機発電量を計算し、 これを用いて t秒間の出力平滑化装置 8 0における電力入出力量を最適化する（ステップ 9 3 2 )。 その最適化手法は上述のものと同じとする。 このときの風力発電機の出力 は、 全風力発電機の発電電力の合計値である。
実際の出力平滑化装置 8 0の電力入出力がこの計算された最適値となるよう、 信号処理部 3 0 0は電力変換装置 8 1に制御信号を送る（ステップ 9 3 3 )。 これ らの制御信号により、 電力変換装置 8 1が出力平滑化装置 8 0の電力入出力を行 い、 風力発電機の発電電力による系統電力の変動を抑制する（ステップ 9 3 4 )。 これらの動作を行い、 これを繰り返すことにより、 図 1 0の（c )で示したような、 風力発電システムの出力変動抑制制御が可能となる。
<ハイプリッ ド発電システム〉
また、 風力発電機と他の発電手段 (例えば図 1の 8 9参照）とを同じ電力系統 8 4に繋いだ風力発電システム (ハイプリッ ド発電システム）の場合、 レーザ式風向 風速計から得たデータに基づいて、 風力発電機の出力予測を行うことで、 風力発 電機の制御量、 他発電手段の制御量を予測でき、 結果として、 システム全体の出 力平滑化が可能となる。 このように、 風況予測を、 風力以外のエネルギーを発電 に用いる他発電手段が持つ各種制御装置の運用にも活かすことで、 システム全体 の出力平滑化制御をより効果的に行うことができる。
他発電手段としては、 例えば、 ディーゼル発電、 蓄電池、 太陽光発電、 可変速 ポンプなどがある。 さらに、 このハイプリヅド発電システムに、 負荷を組み合わ せることで、 出力平滑化をより効率良く行うことができる。 実施の形態 1 .
<レーザ式風向風速計を用いた風力発電機の予測制御によるメリットの判定〉 次に上述のレーザ式風向風速計を用いた予測制御技術利用による、 出力アップ あるいは出力平滑化効果を得ることによるメリ ッ トの判定について説明する。 レ 一ザ式風向風速計を用いた事前予測制御技術を有する者が、 風力発電システムの 所有者あるいはその風力発電システムの運用を任されている運用者に、 上述した レーザ式風向風速計を用いた予測制御システムを貸与設置する。
• ョ一角制御
図 1 5にョ一角制御に関し、 レーザ式風向風速計を設置しない場合と、 設置し た場合の発生電力量の相違を概念的に示す。 図 1 5の（a )は風向きの変化と風車 の方向の関係、 （b )にそのタイムチャートを示す。 図 1 5において、 予測制御を 用いた場合には、 図 5についても説明したように、 風の風向変化に対応して速や かにナセル 2 0の向きを風向に追随させることが可能である。 例えば時刻 t。ま での期間において風車が風向に真正面に向いており、 その状態の風車の向きを φ
。とする。 この状態において、 時刻 t。で風速 V。はそのままで、 風向のみ jに 変化したとすると、 予測制御を用いない場合には、 ョー制御の制御遅れを含む時 間遅れ分 t d (風向変化の後、 風力発電システムの風向 Φ iに向け制御を開始する までに要する時間)の後、 すなわち時刻 1^(= ΐ。+ 1: d)ではじめて、 風向変化に 追随するよう、 風車の向きが Φ。から Φ iに向けて変化を始めることになる。 こ こで、 風向変化が早い場合には、 t iで Φ。から Ψ iに向けて変化を始めたとして も、 その時点では既にさらに風向が変化してしまっていることが考えられる。 一方、 風向変化の予測が可能な場合には、 時刻 t。でョ一制御を開始すること ができ、 速やかに風車の向きを Φ iに合わせることが可能である。
このレーザ式風向風速計を設置した場合の効果分が図 1 5の（ b )にハツチング にて示されているが、 このハッチング部分に相当する売電量増加分 Δ Pは次の数 式（1 3)のように算出される。
I 2
△ P = .S l0 P (f (t) 2-g ( t) 2) d t (13) ここで、 P ：時刻 t。〜 t 2間で風速不変とした場合のその風速に対応する風 力発電システム出力
≤ t < t f ( t ) = C O S ( φ J " ο ~( Φ！ - Φ 0)( t - t。）Z( t o ! - t 0)) g ( t )= c o s (φ J— 0)
!≤ t < f ( t)= c o s (0)
g ( t )= C O S ( J— φ 0)
≤ t < t f ( t)= c o s (0) ― - g( t)= c o s (φ「 φ。_(φ j - φ 0)(t— t ,)/( t 2— t この売電量增加 Δ Pの運転期間合計による収入、 あるいは例えば CO 2削減効 果に伴う環境改善に伴う付加価値を、 レーザ式風向風速計を用いた予測制御シス テムを貸与設置するサービス提供者と、 このサービスに加入しシステムを貸与設 置してもらったサービス加入者 (風力発電システムの所有者や運用者等）との間で 分け合う。 • ピッチ角制御
出力増加のもう一つの効果をもたらすピッチ制御について説明する。 図 1 6は 各風力発電機の風速に対する出力電力特性を示すもので (風車性能カーブの称す)、 個々の風力発電機毎に用意する。 通常は定格出力以下の風速領域 (図 1 6に示す 定格風速以下)においては、 ピッチ角は固定である。 この部分を図 1 6中に F 1 の部分として示す。 図 1 6中に F 2の部分はピッチ可変の領域である。 この定格 出力以下の部分に、 風速の予測を行うことにより、 到来する風速に対しあらかじ め最高効率運転に対応するピッチ角を与える制御を行うことができ、 発電出力を 増加することが可能となる。 一般にブレードの発生トルクは図 1 7の（a )に示す 揚力係数に比例する。 従って次の関係が成立する。
発電出力 ^ 発生ドルク oc 揚力係数
揚力係数は、 図 1 7の（b )に示すようにプレード 1 0のピッチ角と、 ロータ速 度 V r及び風速 V nの相対速度 Uの角度と翼弦線の角度の角度差である迎角（α ) と、 によって決定される。 ロータ速度 V rは回転軸 1 2の回転速度である。 この 揚力係数 C Lは図 1 7の（a )に示すように、 ブレードの失速領域 Cがあるため、 従来は揚力係数の最大値から余裕をとり運転領域 Aで運転していた。 これを風速、 回転数を予測し、 最大ドルクが発生可能な迎角となるようなピッチ角制御を行う ことにより、 発生トルク向上が期待でき、 高効率運転が可能となる。 すなわち、 図 1 7の（a )において運転領域をより失速領域 Cに近い運転領域 Bに移し、 揚力 係数を高くとることにより、 風力発電システムの出力を上げることができる。 こ のような運転により、 揚力係数の向上分として、 風車特性上では図 1 7の（a )中 に矢印 Dで示す方向に出力ァップの効果が表れることになる。 上述のョ一角制御 とピッチ角制御の組合せにより、 総合して数％の出力ァップの効果が期待できる。 この出力アップの効果は次のように評価される。
•発生電力の比較評価
図 1 8にはレーザ式風向風速計の有無による発生電力の比較評価を行う部分を 備えたこの発明による風力発電システムの風力発電機を示した。 図 1に示したも のと比べて、 レーザ式風向風速計の有無による発生電力の比較評価を行う風力発 電出力演算部 4 0 0 aおよび従来方式のナセル 2 0上に設置した風杯式風向風速 計 5 0 0が設けられている。 風力発電出力演算部 4 0 0 aへは入力情報 4 0 1と して、 レーザ式風向風速計による風向、 風速データ、 レーザ式風向風速計による ョ一角制御開始時刻、 レーザ式風向風速計による風速測定値に基づく ピッチ角変 更量が入力される。 また入力情報 5 0 1としては、 風杯式風向風速計 5 0 0によ る風向、 風速データが入力される。 風杯式風向風速計 5 0 0によるョ一角制御開 始時刻及び風杯式風向風速計 5 0 0による風速測定値に基づくピッチ角変更量は、 入力情報 5 0 1により風力発電出力演算部 4 0 0 a内で判断される。 ただし前述 したように、 従来方式においては、 定格速度以下はピッチ角は一定で運転される。 レーザ式風向風速計の有無による発生電力量の差異は次のように決定される。 例えばコンピュータ及びメモリ等で構成される図 1 8の風力発電出力演算部 4 0 0 aには、 図 1 6に示したような風速対出力電力で示す風車特性が、 関数として メモリ（図示省略)に記憶されている。 風車出力の評価は運転開始直後を基準とし、 その後の時間経過に対し実施されるものとする。 この評価において、 レーザ式風 向風速計を設置した場合と設置しなレ、場合とでは、 ナセルの向きおよびピッチ角 がそれぞれ異なった動きとなる。 このため、 運転開始直後 (基準時亥 ij)以降のレー ザ式風向風速計を設置しない場合の発生出力は、 シミュレーションで評価する。 すなわち、 風杯式風向風速計 5 ◦ 0に対する評価は、 基準時刻から後の風車の動 きとして、 風杯式風向風速計のデータに基づく仮想的な風車の動きを設定し、 そ の出力をシミュレーシヨンする。
ここで、 風杯式風向風速計 5 0 0で得られた風速と風向に対し、 同データに基 づいて動くであろう風車の向きの動きをシミュレーションで求め、 その向きに対 する風速のべク トル成分を求め、 これを仮想的に風車の出力を求める際の風速と する。
一方、 レーザ式風向風速計に対する評価も風杯式風向風速計の場合と同一の評 価精度とするために、 図 1 6に示す風車特性を利用する。 すなわち、 測定データ として得られた風速を図 1 6の横軸に与え、 その出力電力を図 1 6の立軸から読 み取り評価する。 ただし、 レーザ式風向風速計の場合には、 定格風速以下の場合 にはピッチ角をパラメータとして与える必要があるが、 それぞれのピッチ角に対 応する風車特性の関数を用意しておけばよレ、。 以上の出力電力の評価を風車が停止するまで継続し、 その出力電力量の差を求 めれば、 レーザ式風向風速計を設置した場合としない場合の電力量の比較として 得ることができる。 なおシミュレーシヨンと実際の運転による出力電力との差が 無視できない場合は、 実際の運転出力に見合うようにシミュレーシヨン結果に補 正をかけてもよい。 さらに評価は、 所定期間（1 日、 1週間、 1ヶ月、 1年)続け た評価を集計して行うのがよい。 図 1 8の風力発電出力演算部 4 0 0 aは以上の 演算評価を行うアルゴリズムを有する。
上記では予測制御の有無の評価をシミュレーションで行う方法を示したが、 同 一機種 ·同一容量の条件で、 レーザ式風向風速計を設置した風力発電システムと 同装置を設置しない風力発電システムの実際の両者の出力差を直接比較評価して もよい。 特に複数の風車が運転される図 7に示すようなウィンドファームの場合 においては、 近接距離で設置された風車を選定し、 片方の風力発電システムにレ 一ザ式風向風速計を搭載、 もう片方には同装置を搭載しない条件として、 両風車 の発生電力量を直接比較することにより、 その差異を求めることが可能である。
•環境改善に伴う付加価値の評価
また、 レーザ式風向風速計を用レ、た風力発電機の予測制御による例えば C O 2 削減効果による環境改善に伴う付加価値の評価については、 図 1 8の風力発電出 力演算部 4 0 0 aで得られた、 レーザ式風向風速計を設置した場合としない場合 の出力電力量の差を、 例えばディーゼル発電機で補った場合にディーゼル発電機 が発生する C O 2の量を風力発電出力演算部 4 0 0 aに接続された付加価値演算 部 4 0 0 bで求める。 付加価値演算部 4 0 0 bは、 ディーゼル発電機の出力電力 量とその時の C O 2発生量の関係を示すテーブル及び C O 2発生量とこれが環境 に与える影響を示す指数との関係を示すテーブル (共に図示省略)をメモリに内蔵 し、 これから C〇2の発生量、 さらには環境に与える影響を示す指数を求める。 なお、 風力発電出力演算部 4 0 0 aと付加価値演算部 4 0 0 bは評価演算部 4 0 0として 1体に構成してもよレ、。
さらに評価演算部 4 0 0をインターネット等のネットワーク Nに接続し、 サー ビス提供者とサービス加入者がそれぞれのネットワーク端末 T l , T 2から評価 演算部 4 0 0の各演算された評価情報を利用できるようにしてもよい。 この場合、 評価演算部 4 0 0はネッ トワークの 1つのノード (端末）となる。 さらにネッ トヮ ーク N上で、 金融機関の端末 B T経由でサービス加入者からサービス提供者へ評 価情報に基づくサービス加入者の增収益の一部 (予め契約されている割合)が自動 で振り込まれるようにしてもよレ、。 この場合、 評価演算部 4 0 0はさらに、 各評 価情報 (売電量増加分、 環境影響指数)に対する収益の単価 (所定単位当たりの収 益)、 及び収益に対するサービス提供者の配当割合を予め格納し、 これらに基づ き総収益額を求め、 さらにこの総収益額に対するサービス提供者への配当を求め、 金融機関の端末 B T経由で自動振り込み手続きをさせる。 実施の形態 2 .
<レーザ式風向風速計を用いた風力発電機の予測制御による電力有効利用〉 図 1 9に本発明による別の構成の風力発電システムの概略構成を示す。 図 1 9 において、 このシステムでは風力発電システムの系統側出力端に電力変換装置 8 1を介して抵抗器あるいは電力吸収装置 9 0が接続されている。 電力変換装置 8 1は、 発電機 3 0やブレード 1 0で示される風力発電機の風向風速計信号処理部 3 0 0ゃコントローラ 4 0や電力ケーブル 8 2に設けられた電力計 1 0 0 5から の信号に基づく電力制御器 1 0 0 7から入力される電力指令により制御される。 そして電力系統 8 4は変圧器 8 3 aを介して負荷設備 1 0 0 3や精密電力量計 1 0 0 1を介して電力会社へ接続されている。 抵抗器 (あるいは電力吸収装置） 9 0 は、 電力系統が許容する範囲内に出力変動を抑えるために、 系統側が受け入れる 範囲をオーバする部分の電力エネルギーを熱として大気に放つか、 あるいは何ら かのエネルギーとして蓄える役割をもつ。
この風力発電システムの出力制限の一例を図 2 0に従って説明する。 図 2 0の ( a )は風速の時間的変化を示し、 図 2 0の（b )は図 2 0の（a )に示す風速に対応 する予測制御のない場合の発電出力を示す。 図 2 0の（b )に示すカーブそのまま の出力では系統に悪影響を及ぼす可能性がある場合には、 余裕を見た出力制限範 囲を仮定せざるをえず、 例えば図 2 0の（b )の Gで示す部分を風車の出力制限又 は例えば抵抗器 9 0等の負荷を用いて電力を熱消費するか、 あるいはエネルギー を何らかの手段で一旦蓄えることにより出力抑制を行うことになる。 この結果、 出力抑制部分は必然的に大きなものとなる。
これに対し、 レーザ式風向風速計を用いた予測制御による場合には、 無制御で あればオーバするであろうと想像した部分を予め具体的な出力規模として予測で きた上で、 系統が許容できるかどうかの判断あるいは系統が許容できる範囲内に その変化分を押さえ込む制御がフィードフォヮ一ドで可能となり、 出力制限又は 抑制部分をより小さな範囲に限ることが可能となる。 この出力制限、 抑制が解除 され予測により出力として利用できるようになった改善部分を図 2 0の（c )中の
G 2として示す。 なお、 同図内には合わせて出力制限、 抑制部分 G 1を示すが、 その範囲は図 2 0の（b )の部分 Gに比較しより小さな範囲となっている。 この結 果、 従来であれば利用できなかった部分 G 2をも有効利用できるようになり、 こ の増加分によるメリット (例えば増益)をサービス提供者とサービス加入者が分け 合うことが可能となる。
以上の図 1 5、 図 1 6、 図 2 0に示す効果は、 風力発電機が単機の場合、 複数 の場合を問わず期待でき、 複数の風力発電機の場合には図 2 1に示したように本 体部 1 0 0と光学系部 2 0 0と信号処理部 3 0 0からなる一台のレーザ式風向風 速計を複数の風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 cで共用化する。 各風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 cには上述の評価演算部 4 0 0が設けられる。 さらに各評価演算部 4
0 0はインターネット等のネッ トワーク Nに接続し、 サービス提供者と複数のサ 一ビス加入者がネッ トワーク端末 T 1〜T 4から各々の評価演算部 4 0 0の演算 された評価情報を利用できるようにしてもよい。 この場合、 評価演算部 4 0 0は ネッ トワークの 1つのノード (端末）となる。 さらにネットワーク Ν上で、 金融機 関の端末 Β Τ経由でサービス加入者からサービス提供者へ評価情報に基づくサー ビス加入者の増収益の一部 (予め契約で定められた割合)が自動で振り込まれるよ うにしてもよい。 この場合、 各評価演算部 4 0 0はさらに、 各評価情報 (売電量 増加分、 環境影響指数)に対する収益の単価 (所定単位当たりの収益)、 及び収益 に対するサービス提供者の配当割合を予め格納し、 これらに基づき総収益額を求 め、 さらにこの総収益額に対するサービス提供者への配当を求め、 金融機関の端 末 Β Τ経由で自動振り込み手続きをさせる。 なお、 レーザ式風向風速計は各風力 発電機毎に図 1 Sに示すようにそれぞれに設けてもよい。 実施の形態 3
<ハイプリッ ド発電システムにおけるレーザ式風向風速計を用いた風力発電機 の予測制御 >
図 2 2に離島等の弱系統におけるハイプリッド発電システムに、 本発明を適用 した場合の構成を示す。 ハイプリッド発電システムとして、 図 2 2では電力系統 ネッ トワーク S Nに一例として風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 eとディーゼル発電 機（D G) 8 9 a、 8 9 b、 大容量蓄電池 8 0 a、 蓄電池 8 0および負荷 1 0 0 3 の組合せシステムを示す。 各風力発電機 6 1 0 a〜6 1 0 eには評価演算部 4 0 0が設けられ、 これらの評価演算部 4 0 0が図 2 1に示すようにネットワーク N に接続されている。 図 2 2にはインターネッ ト等からなるネッ トワーク Nが省略 して示されている。 また評価演算部 4 0 0は通信によりネットワークに接続され ていてもよい。 またレーザ式風向風速計（1 0 0 , 2 0 0， 3 0 0 )からのデータ も通信で送るようにしてもよい。
レーザ式風向風速計（1 0 0 , 2 0 0 , 3 0 0 )から得られたデータに基づいて. 風力発電システムの出力予測を行うことで、 大容量蓄電池 8 0 a、 蓄電地 8 0と の組合せ運転にて、 風力発電システムの出力をディーゼル発電機 8 9 a、 8 9 b のガバナ制御が追随可能なレベルまで平滑化することが可能である。
この様子を図 2 3に示す。 図 1 0でも説明したように、 実際の風力発電システ ムの発生電力は図 1 0の（a )のように大きく変動する。 しカゝし、 近未来の発電量 として図 1 0の（b )が予測できるため、 短周期分の風速変動による風車出力の電 力量を出力平滑化装置 8 0で充電 ·放電を繰り返すことにより、 図 1 0の（b )内 の平滑化されたカーブのように出力変動を抑制することができる。 よって系統へ の出力は図 1 0の（c )のようになり、 急激な電力変動がなくなるため、 電力系統 に及ぼす影響を大幅に低減できる。 この際、 図 2 3に示すように、 比較的長い周 期の風力発電システムの出力変動をレーザ式風向風速計により予測し (その予測 量を Aとする）、 系統が許容するレベル (Bとする）に出力変動が滑らかになるよ うにディーゼル発電機を出力制御し (その出力量は B— Aとなる）、 最終的に風力 発電システムの発生出力と、 電力平滑化出力（B— A)との合成で、 系統条件に合 致するなだらかな出力波形とする。
一方、 比較的短周期の変動 (図 1 0のヒゲ状のもの)は、 蓄電池 8 0 , 8 0 aあ るいは以下に示す他の手段により平滑化を行う。 すなわち、 ヒゲ状の変動に対し ては、 通常の蓄電池の他、 N A S電池、 レドックスフロー電池、 フライホイール、 電気二重層コンデンサ等、 電力蓄勢放出機能を有する装置であれば任意のものが 使用可能である。
図 2 4にその例を示す。 図 2 4において図 1 9と同一もしくは相当部分は同一 符号で示されており説明を省略する。 図 2 4では一般的な構成として、 風力発電 システムの出力端に大容量蓄電池やフライホイール等からなる出力平滑化装置 8 0が設置されている場合を示す。 なお、 出力平滑化装置 8 0は必ずしも風力発電 システムの出力端に設置されるとは限らず、 系統の中に設置されてもよい。 出力 平滑化装置 8 0を有する風力発電システムの運用においては、 レーザ式風向風速 計のデータをもとに発生電力の予測量を電力制御器 9 0 0で算出する。 電力制御 器 9 0 0での予測量算出手段のアルゴリズムは図 2 3に示したものとなる。 同予 測量の変動分に対し、 系統が許容する範囲内となるように、 電力平滑化装置 8 0 の对応を準備させ、 最適な運転 (風力発電量の変動予測量に応じて平滑化装置か ら電力を蓄放電する）となるようフィードフォヮ一ド制御を行うものである。
この結果、 従来では風力発電システムの出力変化が大き過ぎるために、 風力発 電システムの導入を抑制し、 ディーゼル発電を多用せざるを得なかった場合に対 しても、 風力発電システムをさらに導入可能となり、 ディーゼル発電機の運転抑 制による燃料費、 保守費の節約が期待できる。 産業上の利用の可能性
この発明では、 レーザ式風向風速計を用いた風況観測により風力発電機での風 向風速の事前予測を行い、 これに基づくョー制御やピッチ制御による風力発電シ ステムでの高効率運転及び出力安定化で得られる売電量増加分や改善される環境 への影響等のメ リットの評価も行えるので、 各種電力系統に適用可能であり、 ま たこのレーザ式風向風速計を用いた風況観測のサービスを提供することをビジネ スとして確立することができる。

Claims

請 求 の 範 囲
1 . 電力系統に接続された少なくとも 1つの風力発電機と、
この風力発電機での風向風速を事前に予測するためにレーザを使用して該風力 発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計と、
上記風力発電機での風向風速を計測する第 2の風向風速計と、
上記レーザ式風向風速計及び第 2の風向風速計との計測結果に基づき上記風力 発電機の風速に対する出力電力特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれ ぞれの出力電力の差分を積分することにより発生電力量の差を求める風力発電出 力演算手段と、
上記風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差に基づき、 これの環境に 与える影響の付加価値を演算する付加価値演算手段と、
を備えたことを特徴とする風力発電評価システム。
2 . 電力系統で接続された複数の上記風力発電機に対しそれぞれに上記レーザ 式風向風速計、 第 2の風向風速計、 風力発電出力演算手段、 及び付加価値演算手 段を設けたことを特徴とする請求の範囲第 1項に記載の風力発電評価システム。
3 . 電力系統で接続された複数の風力発電機に対して 1つの上記レーザ式風向 風速計を共用し、 上記第 2の風向風速計、 風力発電出力演算手段、 及び付加価値 演算手段をそれぞれの風力発電機に設けたことを特徴とする請求の範囲第 1項に 記載の風力発電評価システム。
4 . 上記電力系統に抵抗器又は電力吸収装置が接続され、 上記レーザ式風向風 速計の計測結果に基づく制御に従い上記抵^ ΐ器又は電力吸収装置に電力を供給す る電力変換装置がさらに上記電力系統に接続されていることを特徴とする請求の 範囲第 1ないし 3項のいずれか 1項に記載の風力発電評価システム。
5 . 上記電力系統に出力平滑化装置とこの出力平滑化装置に電力を供給する電 力平滑化装置が接続されており、 上記レー 式風向風速計の計測結果に基づき出 力平滑化の制御を行うことを特徴とする請求の範囲第 1ないし 3項のいずれか 1 項に記載の風力発電評価システム。
6 . 上記風力発電出力演算手段と付加価値演算手段がネッ トワークの 1つのノ ードに設けられ、 ネッ トワークを介して上記風力発電出力演算手段と付加価値演 算手段で演算された情報を利用可能にしたことを特徴とする請求の範囲第 1ない し 3項のいずれか 1項に記載の風力発電評価システム。
7 . 風力発電機での風向風速を事前に予測するためにレーザを使用して該風力 発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計を用いた風力 発電機のための予測制御システムをサービス加入者に対してサービス提供者が貸 与設置し、 予測制御システムによる発電で得られた増収益の一部をサービス提供 者が受ける風力発電機のための予測制御サービスシステムであって、
上記レ一ザ式風向風速計と上記風力発電機での風向風速を計測する第 2の風向 風速計とのそれぞれの計測結果に基づき上記風力発電機の風速に対する出力電力 特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれぞれの出力電力の差分を積分す ることにより発生電力量の差を求める風力発電出力演算手段と、
上記風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差を、 発生電力量とこれの 環境に与える影響を示す指数との関係を示すテーブルに基づき、 環境への影響を 示す指数に変換する付加価値演算手段と、
予め格納された上記発生電力量の差及びこれの環境への影響を示す指数に対す る収益の単価及び収益に対するサービス提供者の配当割合に基づき総収益額を求 めさらにこの総収益額に対するサービス提供者への配当を求め、 ネッ トワークを 介して金融機関の端末経由で自動振り込み手続きを行う手段と、
を備えたことを特徴とする風力発電機のための予測制御サービスシステム。
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