WO2012056564A1 - 風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法 - Google Patents

風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法 Download PDF

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秀和 一瀬
強志 若狭
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三菱重工業株式会社
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    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a wind turbine generator control device, a wind farm, and a wind turbine generator control method.
  • wind farms configured with a plurality of wind power generators and supplying electric power to an electric power system are becoming widespread. Since the power supplied from such wind farms fluctuates depending on the wind conditions, output control, ramp rate control, reactive power control, frequency control, etc. are known as wind power generator control for power system stabilization. ing.
  • the wind farm controller controls the wind power generators by connecting points between the wind power generators constituting the wind farm and the power system (hereinafter referred to as “system connection points”). )),
  • system connection points points between the wind power generators constituting the wind farm and the power system.
  • the measurement data such as the power, voltage, frequency, and power factor supplied from the wind turbine generator to the power grid is compared with the data related to the wind turbine generator, and various command values are transmitted to the wind turbine generator. It was realized.
  • FIG. 9 is an overall diagram, and the lower diagram in FIG. 9 is a configuration diagram of a conventional wind turbine control device.
  • the wind farm controller 300 receives, for example, command values Pnet_dem and Qnet_dem indicating target values of the active power amount and the reactive power amount as a whole wind farm from a host controller 302 provided in an electric power company.
  • the wind farm controller 300 receives measurement data indicating active power, reactive power, voltage, and frequency at the grid connection point detected by the data processing / communication processing unit 306 provided in the substation 310, and each wind power generation Wind turbine data, which is data relating to each wind turbine generator 304, is received via a wind turbine controller 308 provided for each device 304.
  • the wind turbine data is, for example, the frequency, voltage, current, active power, reactive power, power factor, blade pitch angle, rotor rotation speed, operation mode, wind speed, wind direction of the power output from the wind power generator 304. Hydraulic pressure, temperature, load acting on a predetermined device, presence / absence of abnormality of various sensors, alarm, and other operation status.
  • the wind farm controller 300 Based on the command value from the host controller 302 and the received various data, the wind farm controller 300 generates a command value (system active power command value cP, system reactive power command value cQ, etc.) to the wind power generator 304, Calculations were made for all of the plurality of wind power generators 304 constituting the wind farm 310 and transmitted to the wind turbine controller 308 provided in each wind power generator 304. And the windmill control apparatus 308 was controlling the wind power generator 304 made into a control object with the main control apparatus 312 with which it was provided based on the received command value.
  • a command value system active power command value cP, system reactive power command value cQ, etc.
  • system frequency when the frequency of the power system (hereinafter referred to as “system frequency”) decreases, the operation mode of the wind power generator 304 is switched, and the wind power generator 304 recovers the decreased system frequency. Control for further supplying the electric power to be performed to the electric power system is performed. That is, when the system frequency is lowered, the wind power generator 304 is switched to an operation mode in which more power than usual is supplied to the power system. The switching to the operation mode is performed in a short time (within several seconds) from the decrease of the system frequency, and the decreased system frequency must be quickly recovered.
  • the control of the wind power generation device 304 is performed in order to stably supply power. Prompt changes may be required.
  • the wind farm controller 300 generates all the command values for controlling the plurality of wind turbine control devices 308. Therefore, the wind farm 310 has a large number of wind power generators such as tens to hundreds. In the case of being composed of 304, it takes time to generate a command value in the wind farm controller 300.
  • Each windmill control device 308 transmits the windmill data of each wind power generator 304 to the wind farm controller 300.
  • the wind farm controller 300 receives each wind turbine controller sequentially, a time delay occurs in the windmill data. For this reason, in the control with respect to the conventional wind power generator, the control change with respect to the wind power generator 304 constituting the wind farm 310 may not be performed quickly.
  • This invention is made
  • the wind power generator which can perform the change of control of the wind power generator which comprises a wind farm more rapidly according to the driving
  • a wind power generator control device employs the following means.
  • the wind turbine generator control device is a controller provided in each of the plurality of wind turbine generators constituting the wind farm, and is the control target.
  • Transmitting means for transmitting data relating to the wind power generator to another wind power generator; receiving means for receiving data relating to the other wind power generator transmitted from the other wind power generator;
  • Control means for controlling the wind power generator to be controlled based on the data relating to the wind power generator and the data relating to the other wind power generator received by the receiving means.
  • a control device is provided in each of the plurality of wind turbine generators constituting the wind farm, and the data relating to the wind turbine generator to be controlled is transmitted to the other by the transmission means included in the controller.
  • the data is transmitted to the wind power generator, and data related to other wind power generators is received by the receiving means.
  • the control apparatus provided in each wind power generator shares the data regarding the other wind power generator which comprises a wind farm.
  • the data related to wind power generation equipment includes the frequency, voltage, current, active power, reactive power, power factor, blade pitch angle, rotor speed, operation mode, wind speed, and wind direction. Hydraulic pressure, temperature, load acting on a predetermined device, presence / absence of abnormality of various sensors, alarm, and other operation status.
  • the data relating to the wind power generator indicates the operating status of the wind power generator.
  • the control unit controls the wind power generator to be controlled based on the data on the wind power generator to be controlled and the data on the other wind power generator received by the receiving unit.
  • a control means will control the wind power generator made into a control object according to the driving
  • the control device is provided for each wind turbine generator, a time delay is unlikely to occur in the control of the wind turbine generator.
  • each wind power generator that constitutes the wind farm is individually controlled by the control device provided in each wind farm based on data about itself and data about other wind power generators. For this reason, this invention can change the control of the wind power generator which comprises a wind farm more rapidly according to the driving
  • the plurality of wind power generators are grouped into a plurality of groups based on a predetermined criterion, and the receiving unit belongs to a group to which the wind power generator to be controlled belongs.
  • the data relating to the other wind power generators to which the wind turbine generator belongs is received, and the control means includes data relating to the wind power generators to be controlled, and the wind power generators to be controlled received by the receiving means belong.
  • the plurality of wind turbine generators are grouped into a plurality based on a predetermined criterion.
  • the predetermined reference is the position where the wind power generator is installed, the wind speed, and whether or not the wind power generator has failed.
  • the data regarding the said other wind power generator which belongs to the group to which the wind power generator made into a control belongs belongs by a receiving means.
  • the control means controls the wind turbine generator that is the control target based on the information about the other wind turbine generator that belongs to the group to which the wind turbine generator that is the target belongs. Can change the control of the wind turbine generator that constitutes the wind farm more quickly and efficiently.
  • the reference may be changeable according to a wind condition or an operating state of the wind power generator.
  • the reference for grouping a plurality of wind power generators into a plurality can be changed according to the wind condition or the operating state of the wind power generator, according to the situation of the wind farm,
  • the wind power generators to be grouped can be changed, and the control of the wind power generators constituting the wind farm can be changed more efficiently.
  • the case where a group is changed is, for example, a case where a failure occurs in a wind turbine generator or a case where a wind condition changes.
  • the data relating to the wind power generator includes the wind speed and the wind direction of the wind power generator
  • the control means includes the data relating to the wind power generator to be controlled and the receiving means.
  • a distribution of at least one of wind direction and wind speed in the wind farm is generated from the received data relating to the other wind power generator, and the wind power generator to be controlled is controlled based on the generated distribution May be.
  • the wind power generation device to be controlled is controlled based on the distribution of at least one of the wind direction and the wind speed in the wind farm generated from the data related to the wind power generation device. Depending on the wind condition of the farm, the control of the wind power generator can be changed more quickly.
  • the wind farm of the present invention includes a plurality of wind power generators each provided with the control device described above. According to the present invention, since the plurality of wind turbine generators constituting the wind farm are each provided with the control device described above, the present invention provides wind power that constitutes the wind farm according to the operating state of the wind farm. It is possible to change the control of the power generator more quickly.
  • the wind farm of the present invention includes a management device that manages data related to a plurality of wind power generators, and is provided in a predetermined control device among the control devices provided in each of the plurality of wind power generators.
  • the transmitting unit transmits data related to the wind power generation device to be controlled by the predetermined control device and data related to the other wind power generation device received by the receiving unit to the management device.
  • the management device since the management device receives the data related to the wind power generator from the predetermined control device, it is not necessary to receive the data related to the wind power generator from all of the plurality of wind power generators constituting the wind farm. For this reason, this invention can reduce the processing load regarding transmission / reception of the various data of a management apparatus.
  • the wind power generator control method of the present invention is a control method performed by a control device provided in each of a plurality of wind power generators constituting a wind farm, and relates to the wind power generator to be controlled.
  • each wind power generator which comprises a wind farm is controlled individually based on the data regarding itself and the data regarding another wind power generator by the control apparatus provided in each. For this reason, this invention can change the control of the wind power generator which comprises a wind farm more rapidly according to the driving
  • FIG. 1 It is a block diagram which shows the structure of the wind farm which concerns on embodiment of this invention. It is a block diagram which shows the structure of the windmill control apparatus which concerns on embodiment of this invention. It is a flowchart which shows the flow of a process of the variable parameter calculation program performed with the sub control apparatus which concerns on embodiment of this invention. It is a flowchart which shows the flow of a process of the wind condition prediction program performed with the sub control apparatus which concerns on embodiment of this invention. It is a figure which shows an example of the wind condition map which concerns on embodiment of this invention. In the wind farm which concerns on embodiment of this invention, it is a schematic diagram at the time of grouping a wind power generator on the basis of a power transmission line.
  • FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a wind farm 10 according to an embodiment of the present invention.
  • the wind farm 10 controls the entire wind farm 10 and includes, for example, a wind farm controller (hereinafter referred to as “WFC”) 12 configured by SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), and a plurality of blades.
  • WFC wind farm controller
  • SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
  • a plurality of wind power generators 16-1 to 16-n that are grid-connected via a transformer 14 and a wind turbine controller 18 provided in each of the plurality of wind power generators 16 while generating power by rotating the rotor.
  • any one of 1 to n is added to the end of the reference numeral, and when not distinguishing each wind power generator 16, 1 to n is omitted. Further, when distinguishing the wind turbine control device 18, any one of 1 to n is added to the end of the reference numeral, and when not distinguishing the wind turbine control device 18, 1 to n is omitted.
  • the WFC 12 includes communication processing units 20A and 20B, a data processing unit 22, a display processing unit 24, and a database 26.
  • the communication processing unit 20A transmits a system active power command value Pnet_dem (command value at a system connection point) indicating a target value of active power supplied to the power system, which is transmitted from a host controller 50 provided in an electric power company or the like.
  • a command value for the wind farm 10 such as a system reactive power command value Qnet_dem (command value at a system connection point) indicating a target value of reactive power supplied to the power system.
  • the communication processing unit 20A receives windmill data that is data related to the wind turbine generator 16 transmitted from the windmill controller 18.
  • the wind turbine data is the frequency, voltage, current, active power, reactive power, power factor, blade pitch angle, rotor rotation speed, operation mode, wind speed, wind direction, hydraulic pressure of the power output from the wind turbine generator 16. Temperature, load acting on a predetermined device, presence / absence of abnormality of various sensors, alarm, and other operation status. That is, the windmill data indicates the operating status of the wind power generator 16.
  • the communication processing unit 20 ⁇ / b> B receives measurement data such as the frequency, voltage, active power, reactive power, and the like of power supplied by the wind farm 10 to the power system via the substation 30.
  • the substation 30 detects the measurement data at the system connection point by the data processing / communication processing unit 31.
  • the data processing unit 22 performs various processes on various data such as storing various data received via the communication processing units 20A and 20B in the database 26 and reading various information stored in the database 26.
  • the WFC 12 manages wind turbine data by the data processing unit 22 and the database 26.
  • the communication processing unit 20A sends the command value at the system connection point from the host controller 50 and the system connection from the substation 30 to each wind turbine control device 18 (master wind turbine control device 18M described later in this embodiment). Transmit measurement data at a point.
  • each wind turbine control device 18 receives the command value from the host controller 50 and the measurement data from the substation 30, each wind turbine control device 18 calculates the command value of the wind power generator 16 to be controlled by itself.
  • the display processing unit 24 processes various data stored in the database 26 so as to be displayed on an image display device provided in a client PC (Personal Computer) 52, and performs communication processing on the various data after processing. To the client PC 52 via the unit 20A.
  • the wind power generators 16 constituting the wind farm 10 are grouped into a plurality of groups.
  • the number of wind power generators 16 included in one group is, for example, 10 or less, and FIG. 1 shows a case where five wind power generators 16 are grouped as an example.
  • the windmill control apparatus 18 receives the windmill data of the other wind power generation apparatus 16 which belongs to the group to which the wind power generation apparatus 16 to be controlled belongs from the other windmill control apparatus 18.
  • the wind turbine generator 16 to be controlled by the wind turbine controller 18 is the wind turbine generator 16 having the same number at the end of the wind turbine controller 18 shown in FIG. 1.
  • the wind turbine generator 16 and the wind turbine controller 18 are the same as each other. There is a one-to-one relationship.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the wind turbine controller 18 according to the present embodiment and the exchange of data in the wind farm.
  • the windmill control device 18 includes a communication processing unit 40, a sub control device 42, a main control device 44, and a storage unit 46.
  • the communication processing unit 40 transmits the wind turbine data of the wind turbine generator 16 to be controlled to the other wind turbine generator 16 and the wind turbine of the other wind turbine generator 16 transmitted from the other wind turbine generator 16. Receive data. Further, the communication processing unit 40 receives the command value from the host controller 50 and the measurement data from the substation 30 via the wind farm controller 12. Note that the communication processing unit 40 according to the present embodiment broadcasts (broadcasts) the wind turbine data of the wind turbine generator 16 to be controlled to another wind turbine generator 16 that belongs to the same group as the wind turbine generator 16 to be controlled. Transmission or multicast transmission). Therefore, the communication processing unit 40 receives wind turbine data of other wind turbine generators 16 belonging to the same group.
  • a windmill control device 18 (hereinafter referred to as “master windmill control device 18M”) for communicating with other groups is set in each group.
  • the windmill control devices 18-1, 6,..., N-4 are assumed to be the master windmill control device 18M.
  • the master windmill control device 18M transmits the windmill data of the other wind power generators 16 belonging to the same group to the master windmill control device 18M of another group via the communication processing unit 40, and the master windmills belonging to another group.
  • the wind turbine data of the wind turbine generator 16 belonging to another group is received from the control device 18M.
  • the master windmill control apparatus 18M transmits the received windmill data of the wind power generator 16 which belongs to the other group to the other windmill control apparatus 18 which belongs to the same group via the communication processing unit 40.
  • each windmill control device 18 shares windmill data of other wind turbine generators constituting the wind farm 10.
  • the master windmill control device 18M transmits to the WFC 12 windmill data of other wind power generation devices 16 belonging to the same group together with the windmill data of the wind power generation device 16 to be controlled.
  • the WFC 12 transmits the command value at the system connection point from the host controller 50 and the measurement data from the substation 30 to the master windmill control device 18M, and the master windmill control device 18M transmits another wind power belonging to the same group.
  • the command value and measurement data are transmitted to the power generation device 16.
  • WFC12 calculates each wind power generator 16 which comprises the wind farm 10, and the command value to each wind power generator 16 in order to transmit / receive various data between the master windmill control apparatuses 18M. For this reason, it is not necessary to transmit / receive various data for the purpose, and the processing load related to transmission / reception of various data is reduced.
  • the time stamp which shows the date when data was acquired is added to the windmill data transmitted / received between each apparatus.
  • the wind turbine controller 18 transmits wind turbine data to other wind turbine controllers 18 at predetermined time intervals (for example, every 0.1 second interval).
  • the communication of various data between the devices may be wired communication or wireless communication.
  • NASPI North American Synchro Phasor Initiative
  • other communication methods communication methods specified by IEC 61850
  • data for real-time systems It is preferable to use Distribution Service or the like.
  • the sub-control device 42 performs control based on the command value from the host controller 50, the measurement data from the sub-station 30, the wind turbine data of the wind power generation device 16 to be controlled, and the wind turbine data of the other wind power generation devices 16.
  • a variable parameter calculation process for calculating a variable parameter for controlling the target wind turbine generator 16 is performed.
  • the main control device 44 generates a command value based on the variable parameter calculated by the sub control device 42 and controls the wind power generator 16 to be controlled.
  • storage part 46 is provided with the semiconductor memory device or the magnetic memory device, and memorize
  • FIG. 3 is a flowchart showing the flow of processing of the variable parameter calculation program executed by the sub-control device 42 when performing variable parameter calculation processing.
  • the variable parameter calculation program is stored in a predetermined area of the storage unit 46 in advance. ing. This program is started when the wind farm 10 is started.
  • step 100 it waits until it receives windmill data from another windmill control device 18, and when it receives windmill data, it proceeds to step 102.
  • the case where the wind turbine data is received means that all the wind turbine control devices 18 belonging to the same group and other wind power generation devices 16 belonging to other groups at the same time from the master wind turbine control device 18M of the other group. This is the case when the wind turbine data is received.
  • step 102 the whole wind farm 10 waits until the measurement data of the power supplied to the power system is received from the substation 30.
  • the process proceeds to step 104.
  • the measurement data received in this step is measurement data at the same time as the wind turbine data received in step 100.
  • step 104 variable parameters are calculated.
  • the measurement parameter received from the station 30 is referred (for example, feedback), and the variable parameter of the wind turbine generator 16 to be controlled is calculated.
  • variable parameters in addition to the wind turbine data for each wind turbine generator 16, for example, the initial setting value of the operation mode, the initial setting value of the parameter for the operation mode, and the grouped wind turbine generators 16.
  • Unit combination information, wind condition information in wind farm 10 (wind condition map and wind condition prediction map described later, wind condition prediction value, wind condition measurement value, and error between prediction value and measurement value), etc. May be used. These pieces of information are common to the wind power generators 16 and are stored in the storage unit 46.
  • the operation modes include a normal operation mode, a frequency support priority mode, a voltage support priority mode, a tandem wind curtain mode, and an output cartridge mode.
  • the frequency support priority mode is an operation mode for recovering the lowered system frequency.
  • the voltage support priority mode is an operation mode for recovering the lowered system voltage.
  • the tandem wind curtain mode is an operation mode for avoiding the influence of the turbulence of the downstream wind when the other wind turbine generator 16 is on the windward side.
  • the output curtain mode is an operation mode for specifying time and output and limiting the output of the wind turbine generator 16.
  • the parameters for the operation mode include frequency deviation, voltage deviation, tandem wind stop condition, output limit setting, ramp rate setting, droop setting, deadband setting, and the like.
  • the frequency deviation is a guideline indicated by the power supply company for the reference frequency of the power system (depending on the region, 50 Hz or 60 Hz), and the allowable deviation amount of the frequency output from the power plant (power generation device) determined from the system requirements. It is.
  • Voltage deviation means power supply when the rated value of the rated voltage on the power system side (varies depending on the wind farm and region) and the rated output voltage of the wind power generator 16 (depending on the wind turbine shape) is 1 p.u.
  • the output limit setting is a control set amount of active power and reactive power output from the wind turbine generator 16 in order to maintain the system frequency and system voltage within the guideline and specified range (within the allowable deviation).
  • the ramp rate is the rate of change until the target value is controlled when the output is limited.
  • Droop setting is a speed regulation rate obtained from a characteristic curve of generator output and generator frequency.
  • the dead band setting is a frequency range that is allowed with respect to a reference frequency (for example, 60 Hz in the United States) in a power system that requires a primary frequency response (PFR). For example, when the dead band is set at 0.036 Hz, the allowable frequency range is 59.964 Hz to 60.036 Hz.
  • variable parameters calculated in this step are the optimum rotational speed of the rotor, the pitch angle of the blade, the output value, the turning direction of the nacelle, the output limit amount (deloading amount) when the output is limited.
  • distribution loss minimization, voltage drop minimization, load minimization, etc. are optimized based on the wind turbine data of other wind turbine generators 16 belonging to the same group and other groups.
  • Variable parameters are calculated only for the wind turbine generators 16 in each group.
  • the variable parameters that affect the operation of the other wind power generators 16 such as the operation command value for stopping the operation and the switching command value for switching the operation mode are the wind power generators belonging to the same group and other groups. It is calculated by using 16 wind turbine data.
  • step 104 the variable parameter calculated in step 102 is transmitted to the main controller 44, and this program is terminated.
  • the main controller 44 generates a command value for controlling the wind turbine generator 16 based on the received variable parameter, and transmits the generated command value to the wind turbine generator 16 to be controlled.
  • the wind turbine control device 18 controls the wind power generation device 16 to be controlled in accordance with the operation status of the other wind power generation devices 16, that is, the operation status of the wind farm 10, without waiting for the processing in the WFC 12. It will be. Further, since the wind turbine control device 18 is provided for each wind power generation device 16, a time delay occurs in the control of the wind power generation device 16 rather than generating a command value used for control of each wind power generation device 16 by the WFC 12. It becomes difficult.
  • FIG. 4 is a flowchart showing the flow of the wind condition prediction program executed by the sub-control device 42 when the wind condition prediction process is performed.
  • the wind condition prediction program is stored in a predetermined area of the storage unit 46 in advance. ing. This program is started when the wind farm 10 is started.
  • the wind condition prediction process may be performed by each windmill control device 18 or may be performed only by a predetermined windmill control device 18.
  • step 200 the wind condition map is read from the storage unit 46. If the necessary wind condition map is not stored in the storage unit 46, the wind condition map stored in the wind turbine controller 18 is read from the other wind turbine controller 18.
  • step 202 the process waits until wind turbine data from another wind turbine control device 18 is received. If wind turbine data is received, the process proceeds to step 204.
  • the case where the wind turbine data is received means that all the wind turbine control devices 18 belonging to the same group and other wind power generation devices 16 belonging to other groups at the same time from the master wind turbine control device 18M of the other group. This is the case when the wind turbine data is received.
  • step 204 the wind turbine position table data in which the latitude, longitude, and altitude at which each wind power generator 16 is installed are associated with the machine number for identifying the wind power generator 16, and the wind turbine data of each wind power generator 16. Based on the above, the wind speed and direction information indicated by the wind condition data read out in step 200 is updated, and the updated wind condition map is stored in the storage unit 46.
  • the windmill position table data is stored in the storage unit 46 in advance.
  • the measurement number of each wind power generator 16, the latitude, the longitude, the altitude, the wind speed, the wind speed, and the wind direction are associated with each other.
  • the wind condition map may be generated every predetermined time interval (for example, every 0.1 second).
  • the wind condition map indicates the latitude and longitude of the wind power generator 16 with black dots. Even if it is processed so that the wind condition (wind direction and wind speed distribution) can be easily discriminated so that the wind direction is indicated by the direction of the arrow added to the black spot and the wind speed is indicated by the length of the arrow. Good.
  • a predicted value predicting the wind condition in the wind farm 10 after the predetermined time is obtained.
  • a predetermined time for example, 0.2 seconds later
  • a predicted value of the wind condition in the wind farm 10 after a predetermined time is calculated.
  • a wind condition prediction map similar to the wind condition map described above is generated based on the calculated wind condition prediction value, and this program is terminated.
  • an error between the actually measured value and the predicted value may be newly added to the wind condition prediction map. This error is used for the next prediction.
  • the wind condition prediction map is generated by a predetermined wind turbine control device 18, the wind condition prediction map is stored in another wind turbine control device 18 belonging to the same group as the wind turbine control device 18 and other wind turbine control devices 18. It is transmitted to the master wind turbine control device 18M of the group.
  • Each windmill control device 18 also uses the received wind condition prediction map to calculate a variable parameter for controlling the wind turbine generator 16. Thereby, each windmill control device 18 will generate command values, such as a pitch angle command value and a rotation speed command value after the predetermined time shown by a wind condition prediction map. Therefore, the windmill control device 18 can change the control of the wind power generator 16 more quickly and efficiently according to the wind conditions of the wind farm that change from moment to moment.
  • the wind condition map can be easily generated by reading the wind speed and wind condition from the wind turbine data, each wind turbine control device 18 does not generate the wind condition prediction map but generates the wind condition map.
  • the variable parameter for controlling the wind turbine generator 16 may be calculated using only the generated wind condition map.
  • the plurality of wind power generators 16 constituting the wind farm 10 according to the present embodiment are grouped into a plurality of groups based on a predetermined standard.
  • the predetermined standard can be changed according to the wind condition and the operating condition of the wind power generator 16. 6 to 8, a broken line 60 connecting the wind power generators 16 indicates a communication line through which wind turbine data is transmitted and received in each group.
  • FIG. 6 shows a case where the wind power generators 16 are grouped with the grouping standard as the power transmission lines 62 to which the respective wind power generators 16 are connected. Are grouped for each wind turbine generator 16 connected to the.
  • FIG. 7 is a schematic diagram illustrating a case where the wind power generators 16 are grouped using the magnitude of the wind speed as a grouping criterion. Each wind power generator 16 is provided for each wind power generator 16 having the same wind speed in the vicinity.
  • the wind power generators 16 belonging to a group with a high wind speed are set to a frequency support priority mode in which more active power is limited to cope with a decrease in system frequency, and belong to a group with a low wind speed.
  • the output adjustment control of the wind power generator 16 according to the wind speed becomes easy, for example, the wind power generator 16 is set to a voltage support priority mode in which reactive power can be supplied to the power system in order to cope with a decrease in the system voltage.
  • FIG. 8 is a schematic diagram showing a case where the wind power generators are grouped using whether or not the wind power generator is faulty as a grouping criterion. In the example of FIG.
  • each of the wind power generators 16 is grouped by four as shown in FIG. 6. However, when the wind power generators 16-2 to 16-4 fail, the wind power generator 16-1 It is inefficient to perform output adjustment control because only one group is included in the group, and the case where the wind power generator 16-1 is incorporated into the group of the wind power generators 16-5 to 8 is shown.
  • the grouping standard is not limited to the above standard, and other standards such as the wind direction, the magnitude of the output of the wind power generator 16 and the magnitude of the load acting on the wind power generator 16 may be used. Good.
  • the grouping standard can be changed according to the wind condition or the operating state of the wind power generator 16. Specifically, based on grouping information (current grouping standard and group number of wind turbine generators 16 grouped), wind turbine data of each wind turbine generator 16, wind condition information, etc., grouping standards It is determined whether there is any change. The determination is made by, for example, a predetermined windmill control device 18 (for example, the master windmill control device 18M).
  • information indicating the combination of the new grouping standard, the number of the wind turbine generator 16 to be grouped, and the master windmill control of each group The number indicating the device 18M, information indicating the operation mode for each group, and the like are generated by the windmill control device 18 and transmitted to the other windmill control devices 18. Moreover, since the said information is transmitted also to WFC12, WFC12 can recognize the master windmill control apparatus 18M which transmits / receives various information.
  • the wind turbine control device 18 is provided in each of the plurality of wind power generation devices 16 constituting the wind farm 10, and other wind turbine data of the wind power generation device 16 to be controlled is provided. Is transmitted to the wind turbine control device 18 of the other wind power generation device 16, and wind turbine data related to the other wind power generation device 16 is received from the wind turbine control device 18 of the other wind power generation device 16. And since the windmill control apparatus 18 controls the wind power generator 16 made into a control object based on the windmill data of the wind power generator 16 made into a control object, and the windmill data of other wind power generators 16, It is possible to change the control of the wind turbine generator that constitutes the wind farm more quickly according to the operating situation. Moreover, since the control of the wind power generator 16 does not require calculation of the command value in the WFC 12, even if the WFC 12 breaks down, the power generation by the wind farm 10 can be maintained.
  • the wind power generators 16 according to the present embodiment are grouped into a plurality based on predetermined criteria.
  • the windmill control apparatus 18 which concerns on this embodiment receives the windmill data of the other wind power generator 16 which belongs to the group to which the wind power generator 16 made into a control object belongs, and the wind power generator which becomes a control object Since the wind power generator 16 that is a control target is controlled based on the 16 wind turbine data and the received wind turbine data, the control of the wind power generator 16 constituting the wind farm 10 can be changed more quickly and efficiently. Can be done.
  • the windmill control device 18 controls the wind power generation device 16 to be controlled based on the wind direction and wind speed distribution in the wind farm included in the windmill data of the wind power generation device 16, the wind turbine which changes every moment. Depending on the wind condition of the farm, the control of the wind power generator can be changed more quickly.
  • the WFC 12 receives the wind turbine data of the wind power generator 16 from the master wind turbine controller 18M, it is not necessary to receive reception of wind turbine data from all of the plurality of wind power generators 16 constituting the wind farm 10, and various types of WFC 12 The processing load related to data transmission / reception is reduced.
  • the windmill control apparatus 18 demonstrated the case where a wind condition map and a wind condition prediction map were produced
  • the wind turbine control device 18 may be configured to generate the wind condition map and the wind condition prediction map from only one of the wind speed and the wind direction of each wind power generator 16 instead of the one.
  • each windmill control apparatus 18 demonstrated the case where the measurement data detected from the system
  • Each windmill control device 18 may be configured to receive measurement data from the substation 30 via the WFC 12 and the master windmill control device 18M.
  • Wind Farm 12 WFC (Wind Farm Controller) 16 Wind power generator 18 Windmill controller 40 Communication processing unit 42 Sub controller 44 Main controller

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Abstract

風車制御装置（１８）は、ウインドファーム（１０）を構成する複数の風力発電装置（１６）の各々に設けられており、制御対象とする風力発電装置（１６）の風車データを他の風力発電装置（１６）の風車制御装置（１８）へ送信し、他の風力発電装置（１６）の風車制御装置（１８）から該他の風力発電装置（１６）に関する風車データを受信する。そして、風車制御装置（１８）は、制御対象とする風力発電装置（１６）の風車データ、及び他の風力発電装置（１６）の風車データに基づいて、制御対象とする風力発電装置（１６）を制御するので、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。

Description

風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法
　本発明は、風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法に関するものである。
　近年、複数の風力発電装置で構成されると共に、電力系統へ電力を供給するウインドファームが普及しつつある。
　このようなウインドファームから供給される電力は、風況により変動するため電力系統の安定化のための風力発電装置の制御として、出力制限、ランプレート制御、無効電力制御、周波数制御等が知られている。
　これら風力発電装置に対する制御は、非特許文献１に記載されているように、ウインドファームコントローラが、ウインドファームを構成する風力発電装置と電力系統との連系点（以下、「系統連結点」という。）における、風力発電装置から電力系統へ供給する電力、電圧、周波数、及び力率等の計測データと風力発電装置に関するデータとを比較演算し、各種指令値を風力発電装置へ送信することにより実現していた。
　ここで、図９を参照して、従来のウインドファームにおける風力発電装置とウインドファームコントローラとの間のデータの流れについてより詳細に説明する。なお、図９の上側の図は、全体図であり、図９の下側の図は、従来の風車制御装置の構成図である。
　ウインドファームコントローラ３００は、例えば電力会社に設けられている上位コントローラ３０２から、ウインドファーム全体としての有効電力量及び無効電力量の目標値を示した指令値Ｐnet_dem，Ｑnet_demを受信する。さらに、ウインドファームコントローラ３００は、サブステーション３１０が備えるデータ処理・通信処理部３０６で検知された系統連結点での有効電力、無効電力、電圧、及び周波数を示す計測データを受信し、各風力発電装置３０４毎に設けられている風車制御装置３０８を介して各風力発電装置３０４に関するデータである風車データを受信する。なお、風車データとは、例えば、風力発電装置３０４から出力される電力の周波数、電圧、電流、有効電力、無効電力、力率、ブレードのピッチ角、ロータの回転数、運転モード、風速、風向、油圧、温度、予め定められた機器に作用する荷重、各種センサの異常の有無、警報、及びその他運転ステータス等である。
　そして、ウインドファームコントローラ３００は、上位コントローラ３０２からの指令値及び受信した各種データに基づいて、風力発電装置３０４への指令値（系統有効電力指令値ｃＰ、系統無効電力指令値ｃＱ等）を、ウインドファーム３１０を構成する複数の風力発電装置３０４全てに対して算出し、各風力発電装置３０４に設けられている風車制御装置３０８へ送信していた。そして、風車制御装置３０８は、受信した指令値に基づいて、自身が備える主制御装置３１２によって制御対象とする風力発電装置３０４を制御していた。
米国特許第７６７９２１５号明細書 米国特許第７６３８８３９号明細書 米国特許第７５３１９１１号明細書 米国特許出願公開第２０１０／０１３８０５８号明細書 米国特許出願公開第２０１０／００９４４７４号明細書 特許第４４７０９３３号公報 特開２０１０－１７８４６８号公報 特開２０１０－１３０７６２号公報 特開２０１０－８４５４５号公報
ポール　ソレンセン（Poul Sorensen）、他２名、「ウインドファーム　コントロール　１６０ＭＷウインドファームからの経験（WIND FARM CONTROL Experience from a 160MW wind farm）」、[online］ ２００６年２月９～１０日、ＥＣＰＥセミナー 再生可能エネルギー（ECPESeminar Renewable Energies） [平成２２年８月２５日検索]、インターネット＜URL:http://www.univ-lehavre.fr/recherche/greah/documents/ecpe/sorensen.pdf＞
　ここで、例えば、電力系統の周波数（以下、「系統周波数」という。）が低下した場合等には、風力発電装置３０４の運転モードが切り替えられ、風力発電装置３０４は、低下した系統周波数を回復させるための電力を、電力系統へさらに供給する制御が行われる。すなわち、系統周波数が低下した場合、風力発電装置３０４は、通常よりもより多くの電力を電力系統へ供給する運転モードに切り替えられる。そして、この運転モードへの切り替えは、系統周波数の低下から短時間（数秒以内）で行われ、低下した系統周波数を迅速に回復させなければならない。また、ウインドファーム３１０を構成する複数の風力発電装置３０４に故障が生じた場合や、風況に変化が生じた場合等には、電力を安定して供給するために、風力発電装置３０４の制御の迅速な変更が要求される場合がある。
　しかしながら、上記従来の制御方法では、ウインドファームコントローラ３００によって、複数の風車制御装置３０８を制御するための指令値を全て生成するため、ウインドファーム３１０が数十から百数十といった多数の風力発電装置３０４で構成されているような場合は、ウインドファームコントローラ３００における指令値の生成に時間を要する。また、各風車制御装置３０８は、各風力発電装置３０４の風車データをウインドファームコントローラ３００へ送信するが、ウインドファームコントローラ３００は１台ずつ順番に受信するため風車データに時間遅れが発生する。このため、従来の風力発電装置に対する制御では、ウインドファーム３１０を構成する風力発電装置３０４に対する制御の変更が迅速に行われない場合があった。
　本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法を提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本発明の風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法は以下の手段を採用する。
　本発明の第１の態様に係る風力発電装置は、風力発電装置の制御装置は、ウインドファームを構成する複数の風力発電装置の各々に設けられている制御装置であって、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータを、他の前記風力発電装置へ送信する送信手段と、他の前記風力発電装置から送信されてくる該他の前記風力発電装置に関するデータを受信する受信手段と、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された他の前記風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御する制御手段と、を備える。
　本発明によれば、ウインドファームを構成する複数の風力発電装置の各々に、制御装置が設けられており、該制御装置が備える送信手段によって、制御対象とする風力発電装置に関するデータが、他の前記風力発電装置へ送信され、受信手段によって、他の風力発電装置に関するデータが受信される。
　これにより、風力発電装置各々に設けられている制御装置は、ウインドファームを構成する他の風力発電装置に関するデータを共有することとなる。なお、風力発電装置に関するデータとは、風力発電装置から出力される電力の周波数、電圧、電流、有効電力、無効電力、力率、ブレードのピッチ角、ロータの回転数、運転モード、風速、風向、油圧、温度、予め定められた機器に作用する荷重、各種センサの異常の有無、警報、及びその他運転ステータス等である。すなわち、風力発電装置に関するデータとは、風力発電装置の運転状況を示すものである。
　そして、制御手段によって、制御対象とする風力発電装置に関するデータ、及び受信手段で受信された他の風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする風力発電装置が制御される。このため、制御手段は、他の風力発電装置の運転状況、換言するとウインドファームの運転状況に応じて、制御対象とする風力発電装置を制御することとなる。また、制御装置は、風力発電装置毎に設けられているため、風力発電装置の制御に時間遅れが生じにくくなる。
　以上説明したように、ウインドファームを構成する各風力発電装置が、各々に設けられている制御装置によって、自身に関するデータ及び他の風力発電装置に関するデータに基づいて個別に制御される。このため、本発明は、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。
　また、本発明の制御装置は、複数の前記風力発電装置が、予め定められた基準に基づいて複数にグループ化され、前記受信手段が、制御対象とする前記風力発電装置が属しているグループに属する他の前記風力発電装置に関するデータを受信し、前記制御手段が、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された、制御対象とする前記風力発電装置が属しているグループに属する他の前記風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御してもよい。
　本発明によれば、複数の前記風力発電装置は、予め定められた基準に基づいて複数にグループ化される。なお、予め定められた基準とは、風力発電装置が設置されている位置、風速、及び風力発電装置の故障の有無である。
　そして、受信手段によって、制御対象とする風力発電装置が属しているグループに属する他の前記風力発電装置に関するデータが受信される。
　これにより、制御手段は、制御対象となっている風力発電装置が属しているグループに属する他の風力発電装置に関する情報に基づいて、制御対象となっている風力発電装置を制御するので、本発明は、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速かつ効率的に行うことができる。
　また、本発明の制御装置は、前記基準が、風況又は前記風力発電装置の運転状態に応じて変更可能とされてもよい。
　本発明によれば、複数の風力発電装置を複数にグループ化するための基準が、風況又は風力発電装置の運転状態に応じて変更可能とされているので、ウインドファームの状況に応じて、グループ化させる風力発電装置を変更でき、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより効率的に行うことができる。
　なお、グループを変更する場合とは、例えば、風力発電装置に故障が生じた場合、風況が変化した場合等である。
　また、本発明の制御装置は、前記風力発電装置に関するデータに、該風力発電装置の風速及び風向が含まれ、前記制御手段が、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された他の前記風力発電装置に関するデータから、前記ウインドファーム内の風向及び風速の少なくとも何れか一方の分布を生成し、生成した該分布に基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御してもよい。
　本発明によれば、風力発電装置に関するデータから生成したウインドファーム内の風向及び風速の少なくとも何れか一方の分布に基づいて、制御対象とする風力発電装置を制御するので、時々刻々と変化するウインドファームの風況に応じて、風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。
　また、本発明のウインドファームは、上記記載の制御装置が各々設けられている複数の風力発電装置を備えている。
　本発明によれば、ウインドファームを構成する複数の風力発電装置は、各々上記記載の制御装置が設けられているので、本発明は、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。
　また、本発明のウインドファームは、複数の前記風力発電装置に関するデータを管理する管理装置を備え、複数の前記風力発電装置各々に設けられている前記制御装置のうち、所定の制御装置に備えられている前記送信手段が、該所定の制御装置の制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された他の前記風力発電装置に関するデータを、前記管理装置へ送信してもよい。
　本発明によれば、管理装置は、所定の制御装置から風力発電装置に関するデータを受信するため、風力発電装置に関するデータをウインドファームを構成する複数の風力発電装置全てから、受信する必要がない。このため、本発明は、管理装置の各種データの送受信に関する処理負荷を低減させることができる。
　また、本発明の風力発電装置の制御方法は、ウインドファームを構成する複数の風力発電装置の各々に設けられている制御装置で行われる制御方法であって、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータの他の前記風力発電装置への送信、及び他の前記風力発電装置から送信されてくる該他の前記風力発電装置に関するデータの受信を行う第１工程と、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び受信した他の前記風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御する第２工程と、を含む。
　本発明によれば、ウインドファームを構成する各風力発電装置が、各々に設けられている制御装置によって、自身に関するデータ及び他の風力発電装置に関するデータに基づいて個別に制御される。このため、本発明は、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。
　本発明によれば、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる、という優れた効果を有する。
本発明の実施形態に係るウインドファームの構成を示すブロック図である。 本発明の実施形態に係る風車制御装置の構成を示すブロック図である。 本発明の実施形態に係る副制御装置で実行される可変パラメータ演算プログラムの処理の流れを示すフローチャートである。 本発明の実施形態に係る副制御装置で実行される風況予測プログラムの処理の流れを示すフローチャートである。 本発明の実施形態に係る風況マップの一例を示す図である。 本発明の実施形態に係るウインドファームにおいて、送電線を基準として、風力発電装置をグループ化した場合の模式図である。 本発明の実施形態に係るウインドファームにおいて、風速を基準として、風力発電装置をグループ化した場合の模式図である。 本発明の実施形態に係るウインドファームにおいて、風力発電装置に故障が生じた場合における、風力発電装置のグループ化を示す模式図である。 従来のウインドファームにおける風車制御装置とウインドファームコントローラとの間のデータの流れについて説明に要する図である。
　以下に、本発明に係る風力発電装置の制御装置、ウインドファーム、及び風力発電装置の制御方法の一実施形態について、図面を参照して説明する。
　図１は、本発明の実施形態に係るウインドファーム１０の全体構成を示した図である。ウインドファーム１０は、ウインドファーム１０全体の制御を司り、例えば、ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）で構成されているウインドファームコントローラ（以下、「ＷＦＣ」という。）１２と、複数枚のブレードを備えたロータの回転により発電すると共に、変圧器１４を介して系統連系されている複数の風力発電装置１６－１～ｎと、複数の風力発電装置１６の各々に設けられている風車制御装置１８－１～ｎと、を備えている。
　なお、以下の説明において、各風力発電装置１６を区別する場合は、符号の末尾に１～ｎの何れかを付し、各風力発電装置１６を区別しない場合は、１～ｎを省略する。また、風車制御装置１８を区別する場合は、符号の末尾に１～ｎの何れかを付し、風車制御装置１８を区別しない場合は、１～ｎを省略する。
　ＷＦＣ１２は、通信処理部２０Ａ，２０Ｂ、データ処理部２２、表示処理部２４、及びデータベース２６を備えている。
　通信処理部２０Ａは、電力会社等に設けられている上位コントローラ５０から送信される、電力系統へ供給する有効電力の目標値を示す系統有効電力指令値Ｐnet_dem（系統連結点での指令値）、及び電力系統へ供給する無効電力の目標値を示す系統無効電力指令値Ｑnet_dem（系統連結点での指令値）等、ウインドファーム１０に対する指令値を受信する。また、通信処理部２０Ａは、風車制御装置１８から送信される風力発電装置１６に関するデータである風車データを受信する。
　なお、風車データとは、風力発電装置１６から出力される電力の周波数、電圧、電流、有効電力、無効電力、力率、ブレードのピッチ角、ロータの回転数、運転モード、風速、風向、油圧、温度、予め定められた機器に作用する荷重、各種センサの異常の有無、警報、及びその他運転ステータス等である。すなわち、風車データとは、風力発電装置１６の運転状況を示すものである。
　一方、通信処理部２０Ｂは、ウインドファーム１０が電力系統へ供給する電力の周波数、電圧、有効電力、無効電力等の計測データを、サブステーション３０を介して受信する。なお、サブステーション３０は、データ処理・通信処理部３１によって、系統連結点における上記計測データを検出する。
　データ処理部２２は、通信処理部２０Ａ，２０Ｂを介して受信した各種データのデータベース２６への記憶、データベース２６に記憶されている各種情報の読み出し等の各種データに対する各種処理を行う。すなわち、ＷＦＣ１２はデータ処理部２２及びデータベース２６によって、風車データの管理を行うこととなる。
　そして、通信処理部２０Ａは、各風車制御装置１８（本実施形態では、後述するマスター風車制御装置１８Ｍ）へ、上位コントローラ５０からの系統連結点での指令値、及びサブステーション３０からの系統連結点における計測データを送信する。各風車制御装置１８は、上位コントローラ５０からの指令値、及びサブステーション３０からの計測データを受信すると、各々自身が制御対象とする風力発電装置１６の指令値を演算する。
　表示処理部２４は、データベース２６に記憶されている各種データを、クライアントＰＣ（Personal Computer）５２に設けられている画像表示装置に表示可能なように処理すると共に、処理後の各種データを通信処理部２０Ａを介してクライアントＰＣ５２に送信する。
　ここで、本実施形態では、ウインドファーム１０を構成する風力発電装置１６は、複数のグループにグループ化されている。なお、一つのグループに含まれる風力発電装置１６の数は、例えば１０台以下とし、図１は、一例として、風力発電装置１６が、５台ずつグループ化されている場合を示している。
　そして、風車制御装置１８は、制御対象とする風力発電装置１６が属しているグループに属する他の風力発電装置１６の風車データを、該他の風車制御装置１８から受信する。なお、風車制御装置１８が制御対象とする風力発電装置１６とは、図１に示す風車制御装置１８の末尾の番号が同じ風力発電装置１６であり、風力発電装置１６と風車制御装置１８とは、一対一の関係にある。
　図２は、本実施形態に係る風車制御装置１８の構成と、ウインドファーム内のデータのやり取りを示すブロック図である。
　風車制御装置１８は、通信処理部４０、副制御装置４２、主制御装置４４、及び記憶部４６を備える。
　通信処理部４０は、制御対象とする風力発電装置１６の風車データを、他の風力発電装置１６へ送信すると共に、他の風力発電装置１６から送信されてくる該他の風力発電装置１６の風車データを受信する。また、通信処理部４０は、ウインドファームコントローラ１２を介して、上位コントローラ５０からの指令値及びサブステーション３０からの計測データを受信する。
　なお、本実施形態に係る通信処理部４０は、制御対象とする風力発電装置１６と同じグループに属する他の風力発電装置１６へ、制御対象とする風力発電装置１６の風車データを一斉送信（ブロードキャスト送信あるいはマルチキャスト送信）する。そのため、通信処理部４０は、同じグループに属する他の風力発電装置１６の風車データを受信することとなる。
　さらに、各グループには、他のグループと通信するための風車制御装置１８（以下、「マスター風車制御装置１８Ｍ」という。）が設定されている。図１の例では、風車制御装置１８－１，６，・・・，ｎ－４をマスター風車制御装置１８Ｍとする。
　マスター風車制御装置１８Ｍは、通信処理部４０を介して、同じグループに属する他の風力発電装置１６の風車データを他のグループのマスター風車制御装置１８Ｍへ送信すると共に、他のグループに属するマスター風車制御装置１８Ｍから他のグループに属する風力発電装置１６の風車データを受信する。そして、マスター風車制御装置１８Ｍは、通信処理部４０を介して、同じグループに属する他の風車制御装置１８へ、受信した他のグループに属する風力発電装置１６の風車データを送信する。これによって、各風車制御装置１８は、ウインドファーム１０を構成する他の風力発電装置の風車データを共有することとなる。
　また、マスター風車制御装置１８Ｍは、制御対象とする風力発電装置１６の風車データと共に同じグループに属する他の風力発電装置１６の風車データをＷＦＣ１２へ送信する。一方、ＷＦＣ１２は、上位コントローラ５０からの系統連結点での指令値及びサブステーション３０からの計測データを、マスター風車制御装置１８Ｍへ送信し、マスター風車制御装置１８Ｍは、同じグループに属する他の風力発電装置１６へ上記指令値及び計測データを送信する。これにより、ＷＦＣ１２は、マスター風車制御装置１８Ｍとの間で各種データの送受信を行うため、ウインドファーム１０を構成する複数の風力発電装置１６各々と、各風力発電装置１６への指令値を演算するための各種データの送受信を行う必要がなくなり、各種データの送受信に関する処理負荷が低減される。
　なお、各装置間で送受信される風車データには、データが取得された日時を示すタイムスタンプが付加されている。本実施形態に係る風車制御装置１８は、一例として、予め定められた時間間隔毎（例えば、０．１秒間隔毎）に他の風車制御装置１８に対して風車データを送信する。
　また、各装置間における各種データの通信は、有線通信であっても、無線通信であってもよいが、例えば、ＮＡＳＰＩ(North American Synchro Phasor
Initiative)等が提唱する通信方式、ＩＥＣ６１８５０で規定する通信方式、リアルタイムシステム用のData
Distribution Service等を用いて行うことが好ましい。
　副制御装置４２は、上位コントローラ５０からの指令値、サブステーション３０からの計測データ、及び制御対象とする風力発電装置１６の風車データ、及び他の風力発電装置１６の風車データに基づいて、制御対象とする風力発電装置１６を制御するための可変パラメータを算出する可変パラメータ演算処理を行う。
　そして、主制御装置４４は、副制御装置４２で算出された可変パラメータに基づいて、指令値を生成し、制御対象とする風力発電装置１６の制御を行う。
　一方、記憶部４６は、半導体記憶装置又は磁気記憶装置を備えており、後述する演算プログラム及び風況予測プログラム等の各種プログラムや、各種データを記憶している。
　ここで、副制御装置４２による可変パラメータ演算処理の詳細について図３を参照して説明する。
　図３は、可変パラメータ演算処理を行う場合に、副制御装置４２によって実行される可変パラメータ演算プログラムの処理の流れを示すフローチャートであり、可変パラメータ演算プログラムは記憶部４６の所定領域に予め記憶されている。なお、本プログラムは、ウインドファーム１０の運転の開始と共に開始される。
　まず、ステップ１００では、他の風車制御装置１８からの風車データを受信するまで待ち状態となり、風車データを受信した場合にステップ１０２へ移行する。なお、ここでいう風車データを受信した場合とは、同じグループに属する風車制御装置１８全てからと、他のグループのマスター風車制御装置１８Ｍから同時刻の他のグループに属する他の風力発電装置１６の風車データを受信した場合をいう。
　ステップ１０２では、ウインドファーム１０全体として電力系統へ供給している電力の計測データをサブステーション３０から受信するまで待ち状態となり、計測データを受信した場合にステップ１０４へ移行する。なお、本ステップで受信する計測データとは、ステップ１００で受信する風車データと同時刻の計測データとする。
　ステップ１０４では、可変パラメータを算出する。本ステップでは、制御対象とする風力発電装置１６の風車データ、同じグループに属する他の風力発電装置１６の風車データ、及び他のグループに属する他の風力発電装置１６の風車データに基づいて、サブステーション３０から受信した計測パラメータを参照（例えば、フィードバック）し、制御対象とする風力発電装置１６の可変パラメータを算出する。
　また、可変パラメータの算出には、各風力発電装置１６毎の風車データの他に、例えば、運転モードの初期設定値、運転モード用のパラメータの初期設定値、グループ化されている風力発電装置１６の号機組み合わせ情報、ウインドファーム１０内の風況情報（後述する風況マップ及び風況予測マップであり、風況の予測値、風況の実測値、及び予測値と実測値との誤差）等を用いてもよい。なお、これらの情報は、各風力発電装置１６に対して共通するものであり、記憶部４６に記憶されている。
　なお、上記運転モードには、通常運転モード、周波数サポート優先モード、電圧サポート優先モード、縦列風カーテイルメントモード、出力カーテイルメントモード等がある。
　周波数サポート優先モードとは、低下した系統周波数を回復させるための運転モードである。また、電圧サポート優先モードとは、低下した系統電圧を回復させるための運転モードである。縦列風カーテイルメントモードとは、他の風力発電装置１６が風上にある場合のその後流の風の乱れによる影響を避けるための運転モードである。出力カーテイルメントモードとは、時間及び出力を指定し、風力発電装置１６の出力を制限するための運転モードである。
　また、運転モード用のパラメータは、周波数偏差、電圧偏差、縦列風停止条件、出力制限設定、ランプレート設定、ドループ（Droop）設定、デッドバンド（Deadband）設定等である。
　周波数偏差とは、電力系統の基準周波数（地域により異なり、５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）に対する電力供給会社が示すガイドライン、系統要求規定から求められる発電所（発電装置）から出力される周波数の許容される偏差量である。電圧偏差とは、電力系統側の定格電圧（ウインドファーム、地域により異なる。）、風力発電装置１６の定格出力電圧（風車形状によりことなる。）の定格値を１ｐ.ｕとした際、電力供給会社が示すガイドライン、系統要求規定から求められる出力時の電圧の許容される偏差量である（０・９ｐ.ｕ、１．１ｐ.ｕのように表現される。）。出力制限設定とは、系統周波数並びに系統電圧をガイドライン、規定範囲内（許容偏差内）に維持するため風力発電装置１６から出力される有効電力、無効電力の制御設定量である。ランプレートとは、出力制限の際、目標値に制御するまでの変化率である。ドループ設定とは、発電機出力と発電機周波数の特性曲線から得られる速度調定率である。デッドバンド設定とは、Primary Frequency Response（ＰＦＲ）が要求される電力系統において、基準周波数（例えば、米国では、６０Ｈｚ）に対し許容される周波数範囲である。例えばデッドバンドが０．０３６Ｈｚで設定された場合、許容される周波数範囲は、５９．９６４Ｈｚ～６０．０３６Ｈｚである。
　そして、本ステップで算出される可変パラメータは、ロータの最適回転数、ブレードのピッチ角、出力値、ナセルの旋回方向、出力制限を行う場合の出力制限量（デローディング量）等である。
　なお、本ステップでは、同じグループ及び他のグループに属する他の風力発電装置１６の風車データに基づいて、配電損失最小化、電圧降下最小化、及び荷重最小化等が最適化されるように、各グループ内の風力発電装置１６のみを対象として、可変パラメータを算出する。一方、本ステップでは、運転を停止させる運転指令値、運転モードを切り替える切替指令値等、他の風力発電装置１６の運転にも影響する可変パラメータは、同じグループ及び他のグループに属する風力発電装置１６の風車データも用いることによって算出する。
　次のステップ１０４では、ステップ１０２で算出した可変パラメータを主制御装置４４へ送信し、本プログラムを終了する。主制御装置４４では、受信した可変パラメータに基づいて風力発電装置１６を制御するための指令値を生成し、生成した指令値を制御対象とする風力発電装置１６へ送信する。
　このように、風車制御装置１８は、ＷＦＣ１２での処理を待たず他の風力発電装置１６の運転状況、換言するとウインドファーム１０の運転状況に応じて、制御対象とする風力発電装置１６を制御することとなる。
　また、風車制御装置１８は、風力発電装置１６毎に設けられているため、ＷＦＣ１２で各風力発電装置１６の制御に用いる指令値を生成するよりも、風力発電装置１６の制御に時間遅れが生じにくくなる。
　さらに、本実施形態に係るウインドファーム１０では、ウインドファーム１０内の風況を予測する風況予測処理を行う。
　図４は、風況予測処理を行う場合に、副制御装置４２によって実行される風況予測プログラムの処理の流れを示すフローチャートであり、風況予測プログラムは記憶部４６の所定領域に予め記憶されている。なお、本プログラムは、ウインドファーム１０の運転の開始と共に開始される。また、風況予測処理は、各風車制御装置１８で行われてもよいし、予め定められた風車制御装置１８のみで行われてもよい。
　まず、ステップ２００では、記憶部４６から風況マップを読み出す。なお、必要とする風況マップが記憶部４６に記憶されていない場合は、他の風車制御装置１８から、該風車制御装置１８に記憶されている風況マップを読み出す。
　次の、ステップ２０２では、他の風車制御装置１８からの風車データを受信するまで待ち状態となり、風車データを受信した場合にステップ２０４へ移行する。なお、ここでいう風車データを受信した場合とは、同じグループに属する風車制御装置１８全てからと、他のグループのマスター風車制御装置１８Ｍから同時刻の他のグループに属する他の風力発電装置１６の風車データを受信した場合をいう。
　ステップ２０４では、各風力発電装置１６が設置されている緯度、経度、及び標高を風力発電装置１６を識別するための号機番号に関連付けた風車位置テーブルデータと、各風力発電装置１６の風車データとに基づいて、ステップ２００で読み出した風況データにより示される風速及び風向の情報を更新し、更新した風況マップを記憶部４６に記憶する。なお、風車位置テーブルデータは、記憶部４６に予め記憶されている。
　また、風況マップの具体例としては、各風力発電装置１６の号機番号、緯度、経度、標高、風速、風速及び風向の測定日時を関連付けたものである。風況マップは、所定時間間隔毎（例えば、０．１秒毎）に生成されてもよい。
　さらに、風況マップは、図５の一例に示すように、例えば、クライアントＰＣ５２の画像表示装置にウインドファーム１０内の風況を表示させる場合に、黒点で風力発電装置１６の緯度及び経度を示し、黒点に付加されている矢印の向きで風向を示すと共に矢印の長さで風速を示すように、視覚的に風況（風向及び風速の分布）が容易に判別可能なように処理されてもよい。
　次のステップ２０６では、所定時間後（例えば、０．２秒後）のウインドファーム１０内の風況を算出することで、所定時間後のウインドファーム１０内の風況を予測した予測値を得る。具体的には、例えば、記憶部４６に記憶されている所定時間間隔毎の過去の風況マップを複数読み出し、読み出した複数の風況マップにより示される風速及び風向、並びに現在地予測と実測の偏差に基づいて、所定時間後のウインドファーム１０内の風況の予測値を算出する。
　そして、本ステップでは、算出した風況の予測値に基づいて、上述した風況マップと同様の風況予測マップを生成し、本プログラムを終了する。なお、風況予測マップには、風況予測マップが示す所定時間後の風況が実測された場合には、該実測値と共に実測値と予測値との誤差が新たに追加されてもよい。なお、この誤差は、次回の予測時に利用される。
　なお、風況予測マップが、予め定められた風車制御装置１８で生成された場合には、風況予測マップは、該風車制御装置１８と同じグループに属する他の風車制御装置１８、及び他のグループのマスター風車制御装置１８Ｍへ送信される。
　各風車制御装置１８は、受信した風況予測マップも用いて、風力発電装置１６を制御するための可変パラメータを算出する。これにより、各風車制御装置１８は、風況予測マップによって示される所定時間後のピッチ角指令値及び回転数指令値等の指令値を生成することとなる。そのため、風車制御装置１８は、時々刻々と変化するウインドファームの風況に応じて、風力発電装置１６の制御の変更をより迅速に、また効率的な運転を行うことができる。
　また、風況マップは、風車データから風速及び風況を読み出すことで、容易に生成できるものであるため、各風車制御装置１８は、風況予測マップの生成は行わず、風況マップの生成のみを行い、生成した風況マップも用いて、風力発電装置１６を制御するための可変パラメータを算出してもよい。
　次に、図６～８を参照して、風力発電装置１６のグループ化の例を説明する。本実施形態に係るウインドファーム１０を構成する複数の風力発電装置１６は、予め定められた基準に基づいて、複数のグループにグループ化される。なお、予め定められた基準とは、風況及び風力発電装置１６の運転状況に応じて変更可能とされている。図６～８において、各風力発電装置１６間を結ぶ破線６０は、各グループ内における風車データの送受信が行われる通信回線を示している。
　図６は、グループ化の基準を、各風力発電装置１６が接続されている送電線６２として、風力発電装置１６をグループ化した場合を示しており、各風力発電装置１６は、同じ送電線６２に接続されている風力発電装置１６毎にグループ化されている。このように、送電線６２を基準としてグループ化する場合は、送電線６２の点検、及び切断等の送電線６２の異常の発生、並びに、送電線６２の下につながる風力発電装置１６の一斉故障の異常の発生に、対応し易い。
　図７は、風速の大きさをグループ化の基準として、風力発電装置１６をグループ化した場合を示す模式図であり、各風力発電装置１６は、近傍の風速が同等である風力発電装置１６毎にグループ化されている。この場合は、例えば、風速の高いグループに属する風力発電装置１６を、系統周波数の低下に対応するべく、より多くの有効電力を制限して運転する周波数サポート優先モードとし、風速の低いグループに属する風力発電装置１６を、系統電圧の低下に対応するべく、無効電力を電力系統へ供給可能とする電圧サポート優先モードとする等、風速に応じた風力発電装置１６の出力調整制御が容易となる。
　図８は、風力発電装置に故障の有無をグループ化の基準として、風力発電装置をグループ化した場合を示す模式図である。図８の例では、各風力発電装置１６は、図６に示すように、４台ずつグループ化されていたが、風力発電装置１６－２～４が故障した場合に、風力発電装置１６－１のみを一つのグループとすることは、出力調整制御を行うにあたり非効率的であるため、風力発電装置１６－１を風力発電装置１６－５～８のグループに組み込む場合を示している。
　なお、グループ化の基準としては、上記の基準に限らず、風向、風力発電装置１６の出力の大きさ、及び風力発電装置１６に作用する荷重の大きさ等、他の基準が用いられてもよい。
　また、グループ化の基準は、風況又は風力発電装置１６の運転状態に応じて変更可能とされている。
　具体的には、グループ化情報（現在のグループ化の基準、及びグループ化されている風力発電装置１６の号機番号）、各風力発電装置１６の風車データ、風況情報等から、グループ化の基準の変更の有無が判断される。なお、該判断は、例えば、予め定められた風車制御装置１８（例えば、マスター風車制御装置１８Ｍ）によって行われる。そして、グループ化の基準の変更が必要であると判断された場合には、新たなグループ化の基準と、グループ化する風力発電装置１６の号機番号の組み合わせを示す情報、各グループのマスター風車制御装置１８Ｍとなる号機番号、及び各グループ毎の運転モードを示す情報等が、上記風車制御装置１８によって生成され、他の風車制御装置１８へ送信される。また、上記情報は、ＷＦＣ１２へも送信されるので、ＷＦＣ１２は、各種情報を送受信するマスター風車制御装置１８Ｍを認識することができる。
　以上説明したように、本実施形態に係る風車制御装置１８は、ウインドファーム１０を構成する複数の風力発電装置１６の各々に設けられており、制御対象とする風力発電装置１６の風車データを他の風力発電装置１６の風車制御装置１８へ送信し、他の風力発電装置１６の風車制御装置１８から該他の風力発電装置１６に関する風車データを受信する。そして、風車制御装置１８は、制御対象とする風力発電装置１６の風車データ、及び他の風力発電装置１６の風車データに基づいて、制御対象とする風力発電装置１６を制御するので、ウインドファームの運転状況に応じて、ウインドファームを構成する風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。
　また、風力発電装置１６の制御は、ＷＦＣ１２での指令値の演算を必要としないため、ＷＦＣ１２が故障しても、ウインドファーム１０による発電を維持できる。
　また、本実施形態に係る風力発電装置１６は、予め定められた基準に基づいて複数にグループ化される。
　そして、本実施形態に係る風車制御装置１８は、制御対象とする風力発電装置１６が属しているグループに属する他の風力発電装置１６の風車データを受信し、制御対象となっている風力発電装置１６の風車データと、受信した上記風車データに基づいて、制御対象となっている風力発電装置１６を制御するので、ウインドファーム１０を構成する風力発電装置１６の制御の変更をより迅速かつ効率的に行うことができる。
　また、風車制御装置１８は、風力発電装置１６の風車データに含まれるウインドファーム内の風向及び風速の分布に基づいて、制御対象とする風力発電装置１６を制御するので、時々刻々と変化するウインドファームの風況に応じて、風力発電装置の制御の変更をより迅速に行うことができる。
　また、ＷＦＣ１２は、マスター風車制御装置１８Ｍから風力発電装置１６の風車データを受信するため、ウインドファーム１０を構成する複数の風力発電装置１６全てから風車データの受信を受け付ける必要がなく、ＷＦＣ１２の各種データの送受信に関する処理負荷は低減される。
以上、本発明を、上記実施形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は上記実施形態に記載の範囲には限定されない。発明の要旨を逸脱しない範囲で上記実施形態に多様な変更または改良を加えることができ、該変更または改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
　例えば、上記実施形態では、ウインドファーム１０を構成する複数の風力発電装置１６を複数のグループにグループ化する場合について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、風力発電装置をグループ化しない形態としてもよい。
　また、上記実施形態では、風車制御装置１８は、各風力発電装置１６の風速及び風向をから風況マップ及び風況予測マップを生成する場合について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく風車制御装置１８は、各風力発電装置１６の風速及び風向の何れか一方のみから、風況マップ及び風況予測マップを生成する形態としてもよい。また、標高及び温度データから空気密度分を風況マップ及び風況予測マップに加えてもよい。
　また、上記実施形態では、各風車制御装置１８は、系統連結点から検知した計測データをサブステーション３０から受信する場合について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、例えば、各風車制御装置１８は、サブステーション３０からＷＦＣ１２及びマスター風車制御装置１８Ｍを介して、計測データを受信する形態としてもよい。
　１０　　ウインドファーム
　１２　　ＷＦＣ（ウインドファームコントローラ）
　１６　　風力発電装置
　１８　　風車制御装置
　４０　　通信処理部
　４２　　副制御装置
　４４　　主制御装置

Claims (7)

  1. 　ウインドファームを構成する複数の風力発電装置の各々に設けられている制御装置であって、
    　制御対象とする前記風力発電装置に関するデータを、他の前記風力発電装置へ送信する送信手段と、
    　他の前記風力発電装置から送信されてくる該他の前記風力発電装置に関するデータを受信する受信手段と、
    　制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された他の前記風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御する制御手段と、
    を備えた制御装置。
  2. 　複数の前記風力発電装置は、予め定められた基準に基づいて複数にグループ化され、
    　前記受信手段は、制御対象とする前記風力発電装置が属しているグループに属する他の前記風力発電装置に関するデータを受信し、
    　前記制御手段は、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された、制御対象とする前記風力発電装置が属しているグループに属する他の前記風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御する請求項１記載の制御装置。
  3. 　前記基準は、風況又は前記風力発電装置の運転状態に応じて変更可能とされている請求項２記載の制御装置。
  4. 　前記風力発電装置に関するデータには、該風力発電装置の風速及び風向が含まれ、
    　前記制御手段は、制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された他の前記風力発電装置に関するデータから、前記ウインドファーム内の風向及び風速の少なくとも何れか一方の分布を生成し、生成した該分布に基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御する請求項３に記載の制御装置。
  5. 　請求項１から請求項４の何れか１項記載の制御装置が各々設けられている複数の風力発電装置
    を備えたウインドファーム。
  6. 　複数の前記風力発電装置に関するデータを管理する管理装置を備え、
    　複数の前記風力発電装置各々に設けられている前記制御装置のうち、所定の制御装置に備えられている前記送信手段は、該所定の制御装置の制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び前記受信手段によって受信された他の前記風力発電装置に関するデータを、前記管理装置へ送信する請求項５記載のウインドファーム。
  7. 　ウインドファームを構成する複数の風力発電装置の各々に設けられている制御装置で行われる制御方法であって、
    　制御対象とする前記風力発電装置に関するデータの他の前記風力発電装置への送信、及び他の前記風力発電装置から送信されてくる該他の前記風力発電装置に関するデータの受信を行う第１工程と、
    　制御対象とする前記風力発電装置に関するデータ、及び受信した他の前記風力発電装置に関するデータに基づいて、制御対象とする前記風力発電装置を制御する第２工程と、
    を含む風力発電装置の制御方法。
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