WO2012063576A1 - 風力発電装置群の制御装置及び制御方法 - Google Patents

風力発電装置群の制御装置及び制御方法 Download PDF

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wind
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近藤　真一
内山　倫行
一瀬　雅哉
貢 松竹
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株式会社日立製作所
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    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/335—Output power or torque
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a control device and control method of a wind turbine generator group, and relates to a wind turbine generator group (wind farm) comprising a plurality of wind turbine generators for supplying power generated by utilizing wind energy to an electric power system.
  • the present invention relates to a control device and a control method.
  • Patent Document 1 discloses a method of predicting the output of a wind turbine based on the measurement value of the wind speed in a wind farm, and suppressing the output fluctuation by the rotational inertia energy of the wind turbine and the output limitation.
  • Demand fluctuation is considered to be a combination of pulsating components and irregular fluctuations with various amplitudes and cycles with small variation width, and the components have minute cycles up to a few minutes, from a few minutes to about a few minutes It is divided into three main components of short period fluctuation, long period fluctuation of more than 10 minutes. The above-mentioned three components are similarly included in the power generation output of wind power generation.
  • Patent Document 1 it is possible to reduce or suppress wind power generation output fluctuation by predicting the near future wind speed in the wind farm and performing control based on the predicted value. .
  • it is difficult to accurately predict the wind speed in the near future and it may not be possible to obtain the reduction effect of the output fluctuation assumed that a prediction error occurs.
  • the present invention has been made in view of the above-described point, and an object of the present invention is to suppress the fluctuation of the power output from the wind farm to the power grid, and to maintain the fixed output. To provide a control device and a control method.
  • a wind turbine generator group including a plurality of wind turbine generators connected to an electric power system via a transmission line is provided to achieve the above object.
  • An individual control device which is provided in each of the wind power generation devices and transmits and receives operation information including the output of each of the wind power generation devices through a communication network, and receives and outputs information from the individual control devices through the communication network
  • a central control unit for calculating and processing fluctuations, and controlling an operation of the wind turbine generator group according to an output command value transmitted from the central control unit to each of the wind turbine generators, the central control unit Transmitting / receiving means for receiving and transmitting the operation information transmitted from each wind power generator, and combining the wind power generator group from the output value included in the operation information transmitted from the transmitting / receiving means
  • Total output storage means for obtaining and storing output values
  • output fluctuation operation means for calculating output fluctuation from the total output value accumulated by the total output storage means, and magnitude of output fluctuation calculated by the output fluctuation
  • a wind turbine generator group including a plurality of wind turbine generators connected to an electric power system via a transmission line is A central control unit provided in each of the wind turbines, transmitting and receiving operation information including an output of each of the wind turbines through a communication network, and receiving information from the individual controllers through the communication network
  • the controller processes the output fluctuation and controls the operation of the wind turbine generator group according to the output command value transmitted from the centralized controller to each wind turbine generator
  • the centralized controller is configured to The total output value of the wind turbine generator group is determined and accumulated from the output value included in the operation information transmitted from the power generation apparatus, and the output fluctuation is calculated from the accumulated total output value and calculated It is determined whether the magnitude of the force fluctuation falls within a predetermined range, the output upper limit value commanded to each wind turbine is corrected based on the determination result, and then the corrected output upper limit value is used as the individual control device It is characterized by instructing to
  • the present invention it is possible to suppress the output fluctuation of the wind farm within a predetermined range based on the output measured by each of the wind turbines in the wind farm, so that a constant output can be maintained.
  • FIG. 7A shows the output of the wind farm according to the prior art
  • FIG. 7A is a characteristic diagram showing the time change of the output fluctuation range.
  • FIG. 8 (a) is an output of the wind farm and
  • FIG. 8 (b) is a characteristic diagram showing a temporal change of the output fluctuation width in the embodiment of the present invention. It is a block diagram showing a modification of a centralized control device applied to the present invention.
  • FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of a wind farm according to an embodiment of the present invention.
  • the wind farm 100 is connected to the power grid 7 at one point, and supplies power from the power grid 7 and the wind farm 100 to the customer 8.
  • the wind farm 100 includes a wind turbine generator 11, 12, 13, an individual control unit 31, 32, 33, a communication network 5 for interconnecting the individual control units 31, 32, 33 and a central control unit 41 with each other. It is roughly composed of
  • the wind turbines 11, 12 and 13 are variable-speed and pitch-controllable wind turbines, connected to the power grid 7 by the transmission line 9, and supply power to the customer 8 Do.
  • the individual control devices 31, 32, and 33 transmit data including the output of the wind power generator corresponding to each predetermined timing to the central control device 41 via the network 5, and the output upper limit value from the central control device 41.
  • the output upper limit value of the corresponding wind turbine is controlled according to the command.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the central control unit 41. As shown in FIG. As shown in the figure, the central control unit 41 is roughly composed of an output fluctuation feedback control unit 60 and a transmission / reception means 70.
  • the output fluctuation feedback control unit 60 calculates the output fluctuation from the accumulated output value and the total output accumulation means 61 which calculates and accumulates the total output value of the wind farm from the output data acquired from the individual control devices 31, 32, and 33
  • An outline of the upper limit value commanding means 65 for commanding the individual control devices 31, 32, 33 is a command 64 and an output upper limit value corrected.
  • FIG. 3 is a characteristic diagram showing how to calculate the output fluctuation in the output fluctuation calculating means 62, where the horizontal axis shows time, and the vertical axis shows the ratio of the total output of the wind farm to the rated output of 100%.
  • the past total output accumulated in the output accumulation means 61 is plotted.
  • the difference between the maximum value and the minimum value in the total output up to 20 minutes before the current time is defined as the output fluctuation range ⁇ Pmax.
  • the period up to 20 minutes before the current time is an example, and can be set arbitrarily according to the time width for evaluating the output fluctuation.
  • FIG. 4 is a flowchart showing a detailed operation example of the output fluctuation feedback control unit 60.
  • the output fluctuation range ⁇ Pmax of the total output of the wind farm is calculated by the output fluctuation calculation means 62, and this ⁇ Pmax is inputted to the output fluctuation judgment means 63.
  • the output fluctuation determination means 63 inputs the input ⁇ Pmax to the determination unit S1, and if the ⁇ Pmax exceeds 10% of the rated output of the wind farm, the output upper limit value correction means 64 lowers the upper limit value.
  • .DELTA.Pmax does not exceed 10% of the rated output of the wind farm
  • .DELTA.Pmax is input to the determination unit S2
  • .DELTA.Pmax is less than 5% of the rated output of the wind farm, and the state is If it is determined that the operation is continued for 20 minutes, the output upper limit value correction means 64 is instructed to increase the upper limit value. If ⁇ Pmax does not fall below 5% of the rated output or does not continue for 20 minutes even if it is below, the output upper limit correction means 64 does not command correction of the output upper limit.
  • the determination criteria in the determination unit S1 and the determination unit S2 can be arbitrarily changed by setting.
  • the correction value ⁇ Pc of the output upper limit value is calculated from ⁇ Pmax to 10 of the wind farm rated output. It is assumed that% is reduced (S3). As a result, the output upper limit is lowered by an amount that the output fluctuation range exceeds 10% of the wind farm rated output, and the output fluctuation range is expected to be suppressed within 10% of the wind farm rated output. Ru.
  • the upper limit value correction amount ⁇ Pc is obtained by subtracting ⁇ Pmax from 10% of the wind farm rated output (S4).
  • the upper limit correction amount ⁇ Pc is set to 0 in order to maintain the current value of the output upper limit (S5).
  • the upper limit value correction amount ⁇ Pc determined in S3, S4 and S5 is commanded to the output upper limit value command means 65 (S6).
  • the value of the upper limit value correction amount ⁇ Pc is an example, and can be arbitrarily changed in consideration of the relationship between the output fluctuation range and the amount of generated power.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the detailed operation of the output upper limit value command means 65.
  • an output upper limit value PlimitN * to be commanded to each wind turbine is determined from the output upper limit value of the wind farm.
  • FIG. 6 shows that the wind power generating device WG has a high output upper limit value and can output a high power by utilizing that the winds blowing to the wind power generating devices WG in the wind farm WF are different from each other. It is an example of the control means which prevents that the total output of the wind farm WF falls more than necessary for wind power generator WG with weak wind and low output by allocating preferentially.
  • the output upper limit PlimitWF * of the wind farm WF is determined, and then the power that can be generated at the current wind speed in each wind power generation system and the possible output PaN can be obtained from the individual control devices 31, 32, 33 and the communication network 5 It acquires via (S10). Since each wind power generation apparatus WG constantly calculates an output that can be generated for the wind speed changing from moment to moment, the result is used. Alternatively, only the measured value of the wind speed may be acquired, and the outputable amount PaN may be calculated by the centralized control device 41 from the characteristics of the wind power generation device WG.
  • the total outputable amount PaWF of the wind farm is compared with PlimitWF * in the determination unit S11. If PaWF ⁇ PlimitWF *, that is, even if the operation is at the maximum output possible with the current wind speed, if the output is insufficient for the output upper limit value of the wind farm, the wind power PaN is higher than PlimitWF *
  • the generator is instructed to use PaN as the output upper limit as it is (S12), and the other wind turbine is instructed to use PlimitWF * (S13). As a result, it is possible to prevent a reduction in the amount of generated power due to the unnecessary limitation of the output.
  • the total output PaWF 'of the wind farm when each wind power generator is operated at the temporary output upper limit value is calculated (S15).
  • PaWF ' ⁇ PlimitWF * in the determination unit S16 that is, if the output is lower than the output upper limit value of the wind farm when operating at the temporary output upper limit value, this is the wind speed for each wind turbine The difference between is large.
  • the shortage with respect to PlimitWF * is added to the temporary output upper limit value in order from the wind power generation device having the largest PaN, and the process is repeated until the shortage disappears.
  • the output upper limit is added sequentially from the wind power generator with the largest output, but this is added to the output upper limit of the wind turbine with the large output fluctuation amount It is also conceivable to reduce the output upper limit by giving priority to the value.
  • the means for commanding the output upper limit value is not limited to a specific method, and various methods or combinations thereof can be considered, and a method of limiting the output to each wind turbine in the wind farm For this, the present technology is applicable.
  • upper limit value of output is considered to be, for example, upper limit value of active power, upper limit value of effective current, etc. If it can be achieved, it is included in the “output upper limit value”.
  • FIG. 7 is a diagram showing the output of the wind farm and the output fluctuation range when the present technology is not applied (conventional example).
  • FIG. 7A shows the wind farm output, and the output with no output upper limit value is indicated by PaWF.
  • the output fluctuation range ⁇ Pmax is the difference between PlimitWF * and the minimum value of PaWF.
  • the time change of ⁇ Pmax at this time is shown in FIG. 7 (b).
  • ⁇ Pmax is in the range of 5% to 10%, the output fluctuation does not matter.
  • ⁇ Pmax exceeds 10%, which is a problem.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating an effect when the present technology is applied.
  • the output upper limit value changes with time due to the output fluctuation feedback control.
  • ⁇ Pmax becomes 10% or less immediately.
  • the output upper limit value is increased to prevent unnecessary output reduction.
  • FIG. 9 is a view showing a modification of the central control device 41.
  • the centralized control unit 41 includes a wind speed prediction control unit 50.
  • the wind speed prediction control unit 50 predicts the near future wind speed based on the wind speeds measured by the individual control units 31, 32, and 33.
  • an output upper limit value command means 53 for commanding.
  • the output fluctuation feedback control unit 60 adds the correction value of the output upper limit value calculated by the output upper limit value correction means 64 to the output upper limit value output from the output upper limit value determination means 52, It is input to the value command means 53.
  • the output fluctuation feedback control unit 60 controls the output fluctuation while maintaining the output fluctuation in a predetermined range. It becomes possible.
  • the near future wind speed prediction method in the wind speed prediction means 51 can be considered, for example, the method of Patent Document 1, the present technology is effective even when the wind speed is predicted by other means.
  • the output fluctuation of the wind farm can be suppressed to a predetermined range based on the output measured by each of the wind turbines in the wind farm, a constant output can be maintained.
  • it is effective because it can suppress short-period fluctuation of about several minutes to about several tens of minutes that is effective from the viewpoint of power system control.

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Abstract

　本発明は、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制し、一定の出力を維持する風力発電装置群の制御装置を提供する。本発明は、通信ネットワークを介して個別制御装置からの情報を受信して出力変動を演算処理する集中制御装置が、各風力発電装置から送信される運転情報を受信し送信する送受信手段から送信された運転情報に含まれる出力値から風力発電装置群の合計出力値を求めて蓄積する合計出力蓄積手段と、該合計出力蓄積手段で蓄積された合計出力値から出力変動を演算する出力変動演算手段と、該出力変動演算手段で演算された出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかを判定する出力変動判定手段と、該出力変動判定手段の判定結果に基づいて各風力発電装置に指令する出力上限値を補正する出力上限値補正手段と、該出力上限値補正手段で補正された出力上限値を個別制御装置に対して指令する出力上限値指令手段とを備えている。

Description

風力発電装置群の制御装置及び制御方法
　本発明は風力発電装置群の制御装置及び制御方法に係り、風のエネルギーを利用して発電した電力を電力系統に供給する複数の風力発電装置から構成される風力発電装置群（ウィンドファーム）の制御装置及び制御方法に関する。
　近年、地球温暖化対策の一つとして、風力発電の導入が世界的に盛んになってきている。風力発電の大量導入にあたっては、費用対効果の観点から一定の地域に複数台の風力発電装置を設け、それらの風力発電装置群を統括して制御し運用するウィンドファームとして設置されることが多くなっている。
　これまで、ウィンドファームおよび個々の風力発電装置に関して特許文献１のような提案がなされている。特許文献１では、ウィンドファーム内の風速の計測値に基づいて風力発電装置の出力を予測し、風力発電装置の回転慣性エネルギーと出力制限によって、出力変動を抑制する手法が開示されている。
特開２０１０－０８４５４５号公報
　ところで、気象状況により発電出力が変動する風力発電装置の電力系統への導入が多くなるにつれて、その導入が将来さらに増えた場合の電力系統の電圧や周波数の維持に関する影響が懸念されている。
　周波数の維持について言えば、これまでも各地域の電力会社が、主として需要の変動に対して種々の電源を組み合わせて需要と供給をバランスさせてきた。しかし、風力発電が電力系統に大量に連系された場合、従来の需要にいわばマイナスの負荷が重畳されることになる。需要の変動と風力発電出力の組み合わせによっては、これまで以上に高い需給調整能力が必要になることも予想される。
　需要変動は、変化幅の小さい種々の振幅と周期を持った脈動成分や不規則な変動が重畳したものと考えられ、その成分は周期が数分までの微小変動、数分から１０数分程度までの短周期変動、１０数分以上の長周期変動の主要な３成分に分けられる。風力発電の発電出力においても同様に上述の３成分が含まれる。
　上記の需要変動に対して、周期数分程度までの微小変動は発電所の調速機を利用したガバナーフリー運転により調整が可能である。周期が数分から１０数分程度までの短周期変動に対しては、周波数偏差等を検出して周波数調整発電所の発電機出力を変化させており、これを負荷周波数制御（ＬＦＣ）と呼んでいる。周期がそれ以上長い長周期変動に対しては、経済性を考慮して各発電所に発電指令を送ることにより調整を行っており、これを経済負荷配分制御（ＥＬＤ）と呼んでいる。
　風力発電を大量に導入した場合、特に問題になるのは上記第２の負荷周波数制御（ＬＦＣ）である。風力発電出力の変動が需要（負荷）変動に重畳された場合、周波数調整発電所の設備容量が不足することが考えられる。しかし、単純に周波数調整発電所の設備容量を大きくすることは経済的負担が大きく、何らかの代替手段が必要である。
　これまで、特許文献１に記載されているように、ウィンドファーム内の近未来の風速を予測し、予測値に基づく制御を行うことで、風力発電出力変動を低減あるいは抑制することが可能である。しかしながら、近未来の風速を精度良く予測することは難しく、予測誤差が生じると想定した出力変動の低減効果が得られない可能性がある。
　本発明は上述の点に鑑みなされたもので、その目的とするところは、ウィンドファームから電力系統へ出力される電力の変動を抑制し、一定の出力を維持することのできる風力発電装置群の制御装置及び制御方法を提供することにある。
　本発明の風力発電装置群の制御装置は、上記の目的を達成するために、電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電装置から構成される風力発電装置群が、前記各風力発電装置に設けられると共に通信ネットワークを介して各風力発電装置の出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して出力変動を演算処理する集中制御装置とを備え、前記集中制御装置から各風力発電装置に送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御するものであって、前記集中制御装置は、各風力発電装置から送信される運転情報を受信し送信する送受信手段と、該送受信手段から送信された前記運転情報に含まれる出力値から前記風力発電装置群の合計出力値を求めて蓄積する合計出力蓄積手段と、該合計出力蓄積手段で蓄積された合計出力値から出力変動を演算する出力変動演算手段と、該出力変動演算手段で演算された出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかを判定する出力変動判定手段と、該出力変動判定手段の判定結果に基づいて各風力発電装置に指令する出力上限値を補正する出力上限値補正手段と、該出力上限値補正手段で補正された出力上限値を前記個別制御装置に対して指令する出力上限値指令手段とを備えていることを特徴とする。
　また、本発明の風力発電装置群の制御方法は、上記目的を達成するために、電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電装置から構成される風力発電装置群は、前記各風力発電装置に設けられた個別制御装置で通信ネットワークを介して各風力発電装置の出力を含む運転情報を送受信し、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信した集中制御装置で出力変動を演算処理し、前記集中制御装置から各風力発電装置に送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御する際に、前記集中制御装置は、各風力発電装置から送信される運転情報に含まれる出力値から前記風力発電装置群の合計出力値を求めて蓄積し、この蓄積された合計出力値から出力変動を演算すると共に、演算された出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかを判定し、この判定結果に基づいて各風力発電装置に指令する出力上限値を補正し、その後、補正された出力上限値を前記個別制御装置に対して指令することを特徴とする。
　本発明によれば、ウィンドファーム内の各風力発電装置で計測した出力に基づいて、ウィンドファームの出力変動を所定の範囲に抑制することができるので、一定の出力を維持することができる。
本発明のウィンドファームの一実施例を示す構成図である。 本発明の一実施例における集中制御装置の構成を示すブロック図である。 本発明の一実施例における出力変動演算手段の出力変動幅を求める方式を表す特性図である。 本発明の一実施例における集中制御装置の出力変動帰還制御の動作を示すフローチャートである。 本発明の一実施例における出力上限値指令手段の動作を示すフローチャートである。 本発明の一実施例における出力上限値指令手段の動作の変形例を示すフローチャートである。 従来技術によるウィンドファームの出力と出力変動を表し、図７（a）はウィンドファームの出力、図７（ｂ）は出力変動幅の時間変化を表す特性図である。 本発明の一実施例におけるウィンドファームの出力と出力変動を表し、図８（a）はウィンドファームの出力、図８（ｂ）は出力変動幅の時間変化を表す特性図である。 本発明に適用される集中制御装置の変形例を示すブロック図である。
　図１は、本発明の一実施例におけるウィンドファームの構成を示すブロック図である。
　該図に示す如く、ウィンドファーム１００は、電力系統７に一箇所で接続されており、電力系統７とウィンドファーム１００から需要家８に対して電力を供給している。そのウィンドファーム１００は、風力発電装置１１、１２、１３と、個別制御装置３１、３２、３３と、各個別制御装置３１、３２、３３と集中制御装置４１とを相互に接続する通信ネットワーク５とから概略構成されている。
　風力発電装置１１、１２、１３は、回転数及びピッチが可変、かつ、制御可能な風力発電装置であり、送電線９により電力系統７に接続されており、需要家８に対して電力を供給する。
　個別制御装置３１、３２、３３は、所定のタイミング毎に対応する風力発電装置の出力を含むデータを、ネットワーク５を介して集中制御装置４１に送信すると共に、集中制御装置４１からの出力上限値指令に従って、対応する風力発電装置の出力上限値を制御する。
　図２は、集中制御装置４１の構成を示すブロック図である。該図に示す如く、集中制御装置４１は、出力変動帰還制御部６０と送受信手段７０とから概略構成されている。
　出力変動帰還制御部６０は、個別制御装置３１、３２、３３から取得した出力データからウィンドファームの合計出力値を算出および蓄積する合計出力蓄積手段６１と、蓄積された出力値から出力変動を演算する出力変動演算手段６２と、出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかどうかを判定する出力変動判定手段６３と、出力変動判定結果に基づいて出力上限値を補正する出力上限値補正手段６４と、補正された出力上限値を個別制御装置３１、３２、３３に対して指令する出力上限値指令手段６５とから概略構成されている。
　図３は、出力変動演算手段６２における出力変動の演算方法を示す特性図であり、横軸は時刻、縦軸はウィンドファームの合計出力を定格出力を１００％とした場合の比率で示し、合計出力蓄積手段６１に蓄積された過去の合計出力をプロットしたものである。ここで、現在時刻から２０分前までの合計出力のうち、最大値と最小値の差を出力変動幅ΔＰｍａｘとして定義する。尚、現在時刻から２０分前までというのは一例であって、出力変動を評価する時間幅に応じて任意に設定することが可能である。
　図４は、出力変動帰還制御部６０の詳細な動作例を示すフローチャートである。
　該図において、出力変動演算手段６２によりウィンドファームの合計出力の出力変動幅ΔＰｍａｘが算出され、このΔＰｍａｘが出力変動判定手段６３に入力される。出力変動判定手段６３では、入力されたΔＰｍａｘを判定部Ｓ１に入力し、ΔＰｍａｘがウィンドファームの定格出力の１０％を超過している場合には、出力上限値補正手段６４に上限値を下げるように指令する。
　一方、ΔＰｍａｘがウィンドファームの定格出力の１０％を超過していない場合は、ΔＰｍａｘを判定部Ｓ２に入力し、ΔＰｍａｘがウィンドファームの定格出力の５％を下まわっており、かつ、その状態が２０分間継続していると判断された場合には、出力上限値補正手段６４に上限値を上げるように指令する。ΔＰｍａｘが定格出力の５％を下回っていないか、下まわっていてもその状態が２０分間継続していなければ、出力上限値補正手段６４には、出力上限値の補正を指令は行わない。尚、判定部Ｓ１および判定部Ｓ２における判定基準は設定により任意に変更可能である。
　出力上限値補正手段６４では、出力変動判定手段６３からの指令を受けて、出力上限値を下げる指令を受信した場合には、出力上限値の補正量ΔＰｃを、ΔＰｍａｘからウィンドファーム定格出力の１０％を減じたものとする（Ｓ３）。これにより、出力変動幅がウィンドファーム定格出力の１０％を超過している分だけ出力上限値を下げることになり、出力変動幅がウィンドファーム定格出力の１０％以内に抑制されることが期待される。
　出力上限値を上げる指令を受信した場合には、上限値補正量ΔＰｃを、ウィンドファーム定格出力の１０％からΔＰｍａｘを減じたものとする（Ｓ４）。これにより、出力変動幅がウィンドファーム定格出力の５％を下回るような状態、つまり、出力上限値が低すぎて、過剰に出力を絞って発電量が低下した状態が続くことを回避できる。
　出力上限値の補正を受信しなかった場合には、出力上限値は現在の値を維持するために、上限値補正量ΔＰｃは０とする（Ｓ５）。Ｓ３、Ｓ４、Ｓ５で決定された上限値補正量ΔＰｃを、出力上限値指令手段６５に指令する（Ｓ６）。尚、上限値補正量ΔＰｃの値は一例であり、出力変動幅と発電電力量の関係を考慮して任意に変更可能である。
　図５は、出力上限値指令手段６５の詳細な動作を示すフローチャートである。
　該図に示す如く、出力上限値補正手段６４からの上限値補正量ΔＰｃを受信すると、ウィンドファームの出力上限値ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊＝ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊＋ΔＰｃとして、現在の出力上限値を補正量で補正する（Ｓ７）。
　次に、ウィンドファームの出力上限値から各風力発電装置に指令する出力上限値ＰｌｉｍｉｔＮ＊を決定する。ここで、Ｎは風力発電装置の番号である。ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊は、ウィンドファーム定格出力に対する％値で表されているので、各風力発電装置の出力上限値ＰｌｉｍｉｔＮ＊も、各風力発電機の定格出力に対する％で表せば、ＰｌｉｍｉｔＮ＊＝ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊とすれば良い（Ｓ８）。
　尚、ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊及びＰｌｉｍｉｔＮ＊にキロワット等の出力値そのものを用いる場合には、前記％値にそれぞれの定格出力値を乗ずるなどの処理を行えば同様の結果となる。これを風力発電装置の台数分繰り返して、ウィンドファーム内すべての風力発電システムの出力上限値を決定し、送受信手段７０を介して各風力発電装置に出力上限値を指令する（Ｓ９）。
　また、出力上限値指令手段６５には、種々の変形例が考えられる。例えば図６は、ウィンドファームＷＦ内の各風力発電装置ＷＧに吹いている風が、それぞれ異なることを利用して、出力上限値を風が強く、かつ、高い出力が可能な風力発電装置ＷＧに優先的に配分することによって、風が弱く出力が低い風力発電装置ＷＧのために、ウィンドファームＷＦの合計出力が必要以上に低下することを防ぐ制御手段の例である。
　Ｓ８でウィンドファームＷＦの出力上限値ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊を決定し、次に各風力発電システムで現在の風速で発電可能な出力、出力可能量ＰａＮを、個別制御装置３１、３２、３３から通信ネットワーク５を介して取得する（Ｓ１０）。各風力発電装置ＷＧでは、時々刻々変化する風速に対して、発電可能な出力を常時演算しているので、その結果を利用する。あるいは風速の計測値のみを取得し、風力発電装置ＷＧの特性から出力可能量ＰａＮを集中制御装置４１で演算しても良い。
　次に、判定部Ｓ１１でウィンドファームの合計出力可能量ＰａＷＦとＰｌｉｍｉｔＷＦ＊を比較する。ＰａＷＦ＜ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊となった場合、つまり、現在の風速で可能な最大出力で運転しても、ウィンドファームの出力上限値に対して出力が不足する場合には、ＰａＮがＰｌｉｍｉｔＷＦ＊よりも高い風力発電装置にはＰａＮをそのまま出力上限値として指令し（Ｓ１２）、他の風力発電装置にはＰｌｉｍｉｔＷＦ＊を指令する（Ｓ１３）。これにより、不要に出力を制限することによる発電電力量の低下を防止することができる。
　判定部Ｓ１１でＰａＷＦ≧ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊となった場合、つまり、ウィンドファームの出力上限値に対して、各風力発電装置の合計出力可能量ＰａＮが上回っている場合には、各風力発電装置の出力可能量ＰａＮに応じて出力上限値を適切に配分する。先ずは、すべての風力発電装置に対して同じ出力上限値を仮に設定する。仮の出力上限値は、ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊とする（Ｓ１４）。
　次に、各風力発電装置を仮の出力上限値で運転した場合のウィンドファームの合計出力ＰａＷＦ’を演算する（Ｓ１５）。判定部Ｓ１６で、ＰａＷＦ’とＰｌｉｍｉｔＷＦ＊を比較し、ＰａＷＦ’＝ＰｌｉｍｉｔｉＷＦ＊となった場合、つまり、仮の出力上限値で運転してもウィンドファーム出力上限値と同じ出力が発電可能な場合には、仮の出力上限値をそのまま各風力発電装置の出力上限値として指令する（Ｓ１７）。これは、各風力発電装置毎の風速の差が小さい場合と考えられる。
　判定部Ｓ１６で、ＰａＷＦ’＜ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊となった場合、つまり、仮の出力上限値で運転するとウィンドファームの出力上限値よりも出力が低下する場合であり、これは各風力発電装置毎の風速の差が大きい状態である。このときは、ＰａＮが大きい風力発電装置から順に、ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊に対して不足する分を、仮の出力上限値に加算していき、不足分がなくなるまで繰り返す。
　これによって、各風力発電装置毎の風速差が大きい場合でも、それぞれの出力上限値を配分することによって、ウィンドファームの出力を上限値に近づけることが可能となり、発電電力量の低下を防止することができる。
　更に、出力上限値指令手段６５の別な変形例として、図６のＳ１８では、出力の大きい風力発電装置から順に出力上限値を加算したが、これを出力変動量の大きい風力発電装置の出力上限値から優先して出力上限値を減らすことも考えられる。
　これは、ウィンドファーム内の一部の風力発電装置が定格出力で運転しているような場合、定格出力状態では出力は一定に保たれており、変動抑制する必要はない。従って、ウィンドファームの出力変動抑制のためには、風速が定格風速よりも弱く、出力変動の大きい風力発電装置に対する出力上限値を絞ることが有効である。
　このように、出力上限値の指令手段はある特定の方法に限定されるものではなく、種々の方法あるいはそれらの組合せが考えられ、ウィンドファーム内の各風力発電装置に対して出力を制限する手法については、本技術が適用可能である。
　また、本明細書中で「出力上限値」としているのは、例えば有効電力上限値、有効電流上限値等が考えられ、それ以外にも風力発電装置の発電電力に対して制限をかける効果を達成できるものであれば、「出力上限値」に含まれるものである。
　図７は、本技術を適用しない場合（従来例）のウィンドファームの出力と出力変動幅を表した図である。
　図７（ａ）は、ウィンドファーム出力を表しており、出力上限値なしの場合の出力をＰａＷＦで示している。これに対して、出力上限値ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊で制御した場合には、出力変動幅ΔＰｍａｘは、ＰｌｉｍｉｔＷＦ＊からＰａＷＦの最小値の差となる。このときのΔＰｍａｘの時間変化を図７（ｂ）に示す。図７（ｂ）において、ΔＰｍａｘが５％から１０％の範囲に入っていれば出力変動は問題にならない。しかし、点線で囲んだ部分では、ΔＰｍａｘが１０％を超過しており問題である。
　図８は、本技術を適用した場合の効果を表した図である。図８（ａ）のウィンドファーム出力において、出力上限値が出力変動帰還制御によって時間毎に変化する。その結果、図８（ｂ）の出力変動幅は、変動幅超過となった時点で出力上限値を下げるため、ΔＰｍａｘはすぐに１０％以下になる。また、ΔＰｍａｘが５％を下回って２０分間継続した場合には、出力上限値を上げ、不必要な出力低下を防止している。
　図９は、集中制御装置４１の変形例を示した図である。この例では、集中制御装置４１内に風速予測制御部５０を備え、この風速予測制御部５０は、個別制御装置３１、３２、３３で計測した風速に基づいて近未来の風速を予測する風速予測手段５１と、予測された近未来の風速に基づいてウィンドファームの出力上限値を決定する出力上限値決定手段５２と、ウィンドファームの出力上限値から各風力発電装置の出力上限値を演算して指令する出力上限値指令手段５３とを備えている。そして、この構成では、出力変動帰還制御部６０は、出力上限値補正手段６４で演算した出力上限値の補正値を、出力上限値決定手段５２から出力される出力上限値に加算し、出力上限値指令手段５３に入力するものである。
　これにより、風速予測制御部５０で予測した近未来の風速に予測誤差が含まれている場合でも、出力変動帰還制御部６０の動作によって、出力変動を所定の範囲に保ったまま制御することが可能となる。
　特に、ウィンドファームの気象情報の計測値から近未来のウィンドファームの出力変動を予測し、各風力発電装置に出力上限値を指令することによって出力変動を抑制する機能と組み合わせることにより、予測誤差による出力変動の増大、あるいは出力を絞りすぎることによる発電電力量の低下を防止することが可能となる。
　尚、風速予測手段５１における近未来の風速予測方法は例えば特許文献１の方法が考えられるが、他の手段により風速を予測した場合でも、本技術は有効である。
　ウィンドファーム内の各風力発電装置で計測した出力に基づいて、ウィンドファームの出力変動を所定の範囲に抑制することができるので、一定の出力を維持することができる。特に、電力系統制御の観点から有効な数分から１０数分程度の短周期変動を抑制できるので、有効である。
　５…通信ネットワーク、７…電力系統、８…需要家、９…送電線、１１、１２、１３…風力発電装置、３１、３２、３３…個別制御装置、４１…集中制御装置、５０…風速予測制御部、５１…風速予測手段、５２…出力上限値決定手段、５３…出力上限値指令手段、６０…出力変動帰還制御部、６１…合計出力蓄積手段、６２…出力変動演算手段、６３…出力変動判定手段、６４…出力上限値補正手段、６５…出力上限値指令手段、７０…送受信手段、１００…ウィンドファーム。

Claims (8)

  1. 　電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電装置から構成される風力発電装置群が、前記各風力発電装置に設けられると共に通信ネットワークを介して各風力発電装置の出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して出力変動を演算処理する集中制御装置とを備え、前記集中制御装置から各風力発電装置に送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御する風力発電装置群の制御装置において、
    　前記集中制御装置は、各風力発電装置から送信される運転情報を受信し送信する送受信手段と、該送受信手段から送信された前記運転情報に含まれる出力値から前記風力発電装置群の合計出力値を求めて蓄積する合計出力蓄積手段と、該合計出力蓄積手段で蓄積された合計出力値から出力変動を演算する出力変動演算手段と、該出力変動演算手段で演算された出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかを判定する出力変動判定手段と、該出力変動判定手段の判定結果に基づいて各風力発電装置に指令する出力上限値を補正する出力上限値補正手段と、該出力上限値補正手段で補正された出力上限値を前記個別制御装置に対して指令する出力上限値指令手段とを備えていることを特徴とする風力発電装置群の制御装置。
  2. 　請求項１に記載の風力発電装置群の制御装置において、
    　前記出力変動演算手段は、前記合計出力蓄積手段で蓄積した過去の合計出力値から最大値と最小値の差を出力変動として求めることを特徴とする風力発電装置群の制御装置。
  3. 　請求項１に記載の風力発電装置群の制御装置において、
    　前記出力変動判定手段は、前記出力変動が所定の値を超過した場合に、前記出力上限値補正手段に出力上限値を下げるように指令し、前記出力変動が所定の値を下回り、かつ、その状態で所定の時間を超過した場合には、前記出力上限値補正手段に出力上限値を上げるように指令することを特徴とする風力発電装置群の制御装置。
  4. 　電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電装置から構成される風力発電装置群が、前記各風力発電装置に設けられると共に、通信ネットワークを介して各風力発電装置の出力を含む運転情報を送受信する個別制御装置と、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信して出力変動を演算処理する集中制御装置とを備え、前記集中制御装置から各風力発電装置に送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御する風力発電装置群の制御装置において、
    　前記集中制御装置は、ウィンドファーム内の風速を予測し、その予測値に基づいて出力の上限値を決定する手段と、前記出力の上限値を指令する手段とを備え、前記出力の上限値を、前記出力上限値補正手段で補正することによって、前記風力発電装置群の出力変動を抑制することを特徴とする風力発電装置群の制御装置。
  5. 　電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電装置から構成される風力発電装置群は、前記各風力発電装置に設けられた個別制御装置で通信ネットワークを介して各風力発電装置の出力を含む運転情報を送受信し、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信した集中制御装置で出力変動を演算処理し、前記集中制御装置から各風力発電装置に送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御する風力発電装置群の制御方法において、
    　前記集中制御装置は、各風力発電装置から送信される運転情報に含まれる出力値から前記風力発電装置群の合計出力値を求めて蓄積し、この蓄積された合計出力値から出力変動を演算すると共に、演算された出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかを判定し、この判定結果に基づいて各風力発電装置に指令する出力上限値を補正し、その後、補正された出力上限値を前記個別制御装置に対して指令することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
  6. 　請求項５に記載の風力発電装置群の制御方法において、
    　前記蓄積された合計出力値から出力変動を演算する際は、蓄積された過去の合計出力値から最大値と最小値の差を出力変動として求めることを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
  7. 　請求項５に記載の風力発電装置群の制御方法において、
    　前記蓄積された合計出力値から出力変動を演算された出力変動の大きさが所定の範囲に収まっているかを判定し、前記出力変動が所定の値を超過した場合には、出力上限値を下げ、前記出力変動が所定の値を下回り、かつ、その状態で所定の時間を超過した場合には、前記出力上限値を上げることを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
  8. 　電力系統に対して送電線を介して接続された複数台の風力発電装置から構成される風力発電装置群は、前記各風力発電装置に設けられた個別制御装置で通信ネットワークを介して各風力発電装置の出力を含む運転情報を送受信し、前記通信ネットワークを介して前記個別制御装置からの情報を受信した集中制御装置で出力変動を演算処理し、、前記集中制御装置から各風力発電装置に送信される出力指令値に応じて前記風力発電装置群の運転を制御する風力発電装置群の制御方法において、
    　前記集中制御装置は、ウィンドファーム内の風速を予測し、その予測値に基づいて出力の上限値を決定し、該出力の上限値を補正することによって、前記風力発電装置群の出力変動を抑制することを特徴とする風力発電装置群の制御方法。
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