WO2013111172A1 - 二次励磁風力発電用変換装置、二次励磁風力発電用制御装置及び二次励磁風力発電用変換装置の制御方法 - Google Patents

二次励磁風力発電用変換装置、二次励磁風力発電用制御装置及び二次励磁風力発電用変換装置の制御方法 Download PDF

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slip
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信吾 仲二見
光 目黒
貢 松竹
一瀬　雅哉
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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
    • F03D7/0272—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor by measures acting on the electrical generator
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/007—Control circuits for doubly fed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P2101/00—Special adaptation of control arrangements for generators
    • H02P2101/15—Special adaptation of control arrangements for generators for wind-driven turbines
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    • 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 converter for secondary excitation wind power generation, a control apparatus for secondary excitation wind power generation, and a control method for a converter for secondary excitation wind power generation.
  • Wind power generation generates power from wind energy, but when the wind changes, the rotation of the rotating shaft of the generator changes.
  • a so-called secondary excitation generator Doubly-Fed Induction Generator
  • the output power of the wind power generator is kept at a constant frequency by controlling the power supplied to the rotor of the power generator.
  • the power supply to the rotor of the generator may have to be stopped in some cases even if the slip range is deviated for a short time.
  • the amount of power generation for the time required for restarting may be reduced, and the life of components such as a switch of the converter may be shortened.
  • An object of the present invention is to provide a secondary excitation wind power conversion device, a secondary excitation wind power generation control device, and a secondary excitation wind power conversion device that can maintain power generation even when the rotational speed of the generator changes. It is to provide a control method.
  • a system-side converter connected to a stator and a system, which converts AC power and DC power to control a smoothed DC voltage, and a smoothed DC voltage
  • a generator-side converter that converts AC to AC and supplies an AC voltage having a slip frequency to the rotor, and includes rotation speed information corresponding to the rotation speed of the rotor and frequency information corresponding to the frequency of the output voltage of the stator; When the slip frequency is out of the predetermined range, the smoothed DC voltage is adjusted.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of a power converter according to the first embodiment. Explanatory drawing of the slip frequency calculator 1019 of Example 1.
  • FIG. Explanatory drawing of the DC voltage command value calculator 1018 of Example 4. FIG.
  • a power converter 1006 illustrated in FIG. 1 is a wind power generation power conversion system including a plurality of devices.
  • the generator 1003 receives the rotational energy of the wing 1001 that rotates in response to the wind via the shaft 1002, and generates power by exciting the rotor of the generator 1003 with the generator-side converter 1009a.
  • the electric power generated on the stator side of the generator 1003 is supplied to the electric power system 1005 via the stator side system wiring 1004, and the electric power generated or consumed on the rotor side is supplied to the stator side system via the power converter 1006. Returned to the wiring 1004.
  • a synchronous circuit breaker (air circuit breaker) 1021 for protecting the generator is attached to the stator side system wiring 1004.
  • the power converter 1006 includes a power conversion unit 1007 and a control device 1010.
  • the power conversion unit 1007 includes a DC capacitor 1008, a generator side converter 1009a, and a system side converter 1009b.
  • the control device 1010 includes a generator rotation speed sensor 1011, a stator side voltage sensor 1012, a generator side converter current sensor 1013, a DC voltage sensor 1014, a system side converter current sensor 1015, a system side voltage sensor 1016, and a system side. Information from the current sensor 1017 and the wind turbine controller WTC is input.
  • the control apparatus 1010 may be configured by one or a plurality of computers, and each function may be configured by software.
  • the power conversion unit 1007 shown in FIG. 1 is controlled by the control device 1010 based on information from each sensor.
  • the system power regulator APR calculates the generated power based on the information of the windmill control device WTC, the system side voltage sensor 1016, and the system current sensor 1017.
  • the system power adjuster APR outputs the excitation current command value to the excitation current adjuster 1020 so that the generated power command from the wind turbine controller WTC matches the generated power calculation value.
  • the excitation current adjuster 1020 compares the excitation current command value input from the system power adjuster APR with the excitation current detection value from the generator-side converter current sensor 1013, and calculates so that the command value matches the detection value. Then, a control signal is output to the generator-side converter 1009a.
  • the voltage detection value of the stator side voltage sensor 1012 is used when the synchronous circuit breaker 1021 is turned on by synchronizing the stator voltage with the system voltage.
  • the slip frequency calculator 1019 calculates the slip frequency fslip based on the information of the generator rotation speed sensor 1011 and the system side voltage sensor 1016 and outputs the result to the DC voltage command value calculator 1018.
  • the slip frequency fslip is a rotational frequency (electrical angle) frot calculated from the generator rotational speed sensor (rotational speed (rotational frequency) of the rotor of the generator 1003) and a frequency fgrid calculated from the system side voltage sensor 1016 (system (Frequency of power) is calculated according to Equation 1.
  • fslip [%] ((fgrid ⁇ frot) / fgrid) ⁇ 100
  • the DC voltage command value calculator 1018 calculates a DC voltage command value using the slip frequency, and outputs the DC voltage command to the adder / subtractor 1022.
  • the adder / subtractor 1022 calculates a difference between the DC voltage command value and the DC voltage detection value detected by the DC voltage sensor 1014, and outputs the calculation result to the DC voltage regulator AVDCR.
  • the DC voltage regulator AVDCR calculates a current command value for controlling the DC voltage based on the input information, and outputs the calculation result to the current regulator ACR.
  • the current regulator ACR calculates a control amount for controlling the current based on a command from the DC voltage regulator AVDCR and information of the system side converter current sensor 1015, and outputs a control signal to the system side converter 1009b. .
  • the system power regulator APR, excitation current regulator 1020, DC voltage regulator AVDCR, and current regulator ACR are configured by, for example, a proportional integrator.
  • FIG. 2 shows the relationship between the slip frequency fslip and the rotor voltage of the generator 1003.
  • the slip frequency calculator 1019 changes from the slip frequency (0%) when the slip frequency is the synchronous speed (eg, + 30% or ⁇ 30%), the rotor voltage increases with a substantially constant slope. Or descend. At this time, the slip frequency calculator 1019 calculates the time change of the slip frequency and outputs the slip frequency to the DC voltage command value calculator 1018.
  • FIG. 3 shows the relationship between the DC voltage command calculated by the DC voltage command value calculator 1018 and the slip frequency.
  • the DC voltage command is calculated according to Equation 2, and the slip frequency is + 30% or more.
  • the DC voltage command is set to be maintained at 105% of the rated DC voltage command when -30% or less.
  • the slip frequency is in the range of + 28% to ⁇ 28%, the DC voltage command maintains the rated DC voltage command of 100%.
  • + 28%, + 30%, -28%, and -30% are exemplary, and other numerical values can be selected in accordance with the characteristics of each generator. The same applies to the following embodiments.
  • FIG. 4 shows a processing flow of the DC voltage command value calculator 1018.
  • the allowable range of the slip frequency has been described as ⁇ 30% of the rated frequency (50 Hz or 60 Hz), but ⁇ 30% is the winding ratio of the generator and the converter.
  • the value is determined by the DC voltage, and the same effect can be obtained even when the value is other than ⁇ 30%.
  • the value of (2) ⁇ 28% may be determined so that T1> T2 from the time T1 when the speed is changed to ⁇ 30% (a value that changes with the inertia constant) and the response T2 of the DC voltage.
  • the start of the change may be within the slip range ( ⁇ 30% in this embodiment).
  • the upper limit of the DC voltage command value is 105%, it is a value determined by the elements of the converter, and may be a value other than 105%.
  • the DC voltage command value calculator 1018 will be described with reference to FIGS.
  • FIG. 5 shows the relationship between the DC voltage command value calculated by the DC voltage command value calculator 1018 and the slip frequency.
  • the DC voltage command value calculator 1018 is set so that the DC voltage command is maintained at 105% of the rated DC voltage command when the slip frequency is + 30% or more or ⁇ 30% or less. When the slip frequency is in the range of + 30% to -30%, the DC voltage command maintains the rated DC voltage command of 100%.
  • FIG. 6 shows a processing flow of the DC voltage command value calculator 1018.
  • the allowable range of the slip frequency has been described as ⁇ 30% of the rated frequency (50 Hz or 60 Hz), but ⁇ 30% is the winding ratio of the generator and the converter.
  • the value is determined by the DC voltage, and the same effect can be obtained even when the value is other than ⁇ 30%.
  • the upper limit of the DC voltage command value is 105%, it is a value determined by the elements of the converter and may be a value other than 105%.
  • the DC voltage command value calculator 1018 will be described with reference to FIGS.
  • FIG. 7 shows the relationship between the DC voltage command value calculator 1018 and the slip frequency fslip.
  • the DC voltage command when the slip frequency is within a range of + 28% to -28%, the DC voltage command maintains a rated DC voltage command of 100%, and the slip frequency is + 32% or more.
  • the DC voltage command is set to be maintained at 105% of the rated DC voltage command when it is within ⁇ 32%.
  • the DC voltage command is either the expression 7003 or the command 100%. The result depends on whether the slip frequency has changed from the range of ⁇ 28% ⁇ fslip ⁇ + 28%, fslip ⁇ 32%, or + 32% ⁇ fslip. Determined.
  • the DC voltage command is either the expression 7004 or the command 105%. The result depends on whether the slip frequency has changed from the range of ⁇ 28% ⁇ fslip ⁇ + 28%, fslip ⁇ 32%, or + 32% ⁇ fslip. Determined.
  • FIG. 8 shows a processing flow of the DC voltage command value calculator 1018.
  • the process proceeds to the determination 8004.
  • the judgment 8004 is satisfied (that is, ⁇ 30% ⁇ slip frequency ⁇ + 30% and the previous value is 100%)
  • a command to maintain the DC voltage command at 100% by executing the operation 8008 The result is output to the adder / subtractor 1022.
  • the calculation 8009 is executed, a DC voltage command is determined according to the expression 7003, and is output to the adder / subtractor 1022.
  • the process proceeds to determination 8005.
  • the determination 8005 is satisfied (that is, when the slip frequency ⁇ ⁇ 30%, or when + 30% ⁇ slip frequency and the previous command is 105%)
  • the calculation 8010 is executed to set the DC voltage command to 105 A command to maintain at% is output to the adder / subtractor 1022.
  • the calculation 8011 is executed, a DC voltage command is determined according to the expression 7004, and is output to the adder / subtractor 1022.
  • the allowable range of the slip frequency is described as ⁇ 30% of the rated frequency (50 Hz or 60 Hz), but ⁇ 30% is the winding ratio of the generator and the converter.
  • the value is determined by the DC voltage, and the same effect can be obtained even when the value is other than ⁇ 30%.
  • the value of (2) ⁇ 28% may be determined so that T1> T2 from the time T1 when the speed is changed to ⁇ 30% (a value that changes with the inertia constant) and the response T2 of the DC voltage. The start of the change may be within the slip range ( ⁇ 30% in this embodiment).
  • the value of (3) ⁇ 32% is a standard for expressing the hysteresis characteristics.
  • the upper limit of the DC voltage command value is 105%, but it is a value determined by the elements of the converter, and may be a value other than 105%.
  • the DC voltage command value calculator 1018 will be described with reference to FIGS.
  • FIG. 9 shows the relationship between the DC voltage command value calculator 1018 and the slip frequency.
  • the DC voltage command maintains a rated DC voltage command of 100%, and the slip frequency is + 30% or more.
  • the slip frequency is + 30% or more.
  • it is set so that the DC voltage command is maintained at 105% of the rated DC voltage command when -30% or less.
  • the DC voltage command is either the command 100% or the command 105%. Whether the slip frequency has changed from the range of ⁇ 29% ⁇ fslip ⁇ + 29%, fslip ⁇ 30%, or + 30% ⁇ fslip. It depends on.
  • FIG. 10 shows a processing flow of the DC voltage command value calculator 1018.
  • the calculation 10006 is executed to output a command for setting the DC voltage command to 100% to the adder / subtractor 1022. If the determination 10003 is not applicable, the calculation 10007 is executed and a command for setting the DC voltage command to 105% is output to the adder / subtractor 1022.
  • the allowable range of the slip frequency has been described as ⁇ 30% of the rated frequency (50 Hz or 60 Hz), but ⁇ 30% is the winding ratio of the generator and the converter.
  • the value is determined by the DC voltage, and the same effect can be obtained even when the value is other than ⁇ 30%.
  • the value of (2) ⁇ 29% may be determined so that T1> T2 from the time T1 (the value that changes with the inertia constant) when the speed is changed to ⁇ 30% and the DC voltage response T2. The start of the change may be within the slip range ( ⁇ 30% in this embodiment).
  • the upper limit of the DC voltage command value is 105%, it is a value determined by the elements of the converter, and may be a value other than 105%.

Abstract

　発電機の回転数が、例えば、１５００rpmの上下限３０％のすべり範囲を超えるときでも、変換器の動作を継続可能とする。　システム制御電力調整器ＡＰＲの情報と固定子側電圧センサと発電機側変換器電流センサの情報を元に、励磁電流調整器にて発電機側変換器を制御し、直流電圧指令と直流電圧センサ情報から直流電圧の制御量を決める直流電圧調整器ＡＶＤＣＲを有し、直流電圧振幅演算と系統側変換器電圧の情報から系統側変換器を制御する系統側変換器電流調整器ＡＣＲを有し、発電機回転数センサと系統側電圧センサからの情報を比較してすべり制御を行うすべり周波数演算器を有し、すべり制御演算情報から直流電圧指令を生成する直流電圧指令値演算器を有し、直流電圧指令と直流電圧センサからの情報を比較する加減算器を有し、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値を持ち、すべり範囲を外れることを検知し、直流電圧を変更する。

Description

二次励磁風力発電用変換装置、二次励磁風力発電用制御装置及び二次励磁風力発電用変換装置の制御方法
　本発明は、二次励磁風力発電用変換装置、二次励磁風力発電用制御装置及び二次励磁風力発電用変換装置の制御方法に関する。
　近年、再生エネルギー需要の加速とともに、風力発電設備の建設が世界各地で進められている。風力発電は再生エネルギー分野のなかでは発電コストが安価なことがその理由である。
　風力発電は風力エネルギーから電力を発電するものであるが、その風が変化すると発電機の回転軸の回転が変化する。これに抗して、発電機の出力を一定周波数に維持するために、いわゆる二次励磁発電機（Doubly-Fed Induction Generator）が提案されている。この二次励磁型の風力発電機では、発電機の回転子に供給する電力を制御することによって、風力発電機の出力電力を一定周波数に保つものである。このような技術は、例えば、特開２００５－１９８４２９号公報に記載されている。
　また、風力発電から安定した電力を電力系統に供給するために、風車の回転速度が所定の領域から外れる場合に、発電機の出力電力を出力指令に追従させずに制御する電力変換器の制御技術が提案されている。このような技術は、例えば、特開２００７－２４４１９９号公報に記載されている。
特開２００５－１９８４２９号公報 特開２００７－２４４１９９号公報
　二次励磁型発電用の変換器の制御では、発電機の回転数が同期速度（すべり０）を中心に上下限範囲を超えるとき、発電機の回転子へ電力を供給するための電圧に余裕が無くなる。そのため、一般に、発電機の回転数が上下限範囲を超えると、発電機の回転子への電力供給を抑制せざるを得ない。さらに乖離が大きくなると電力供給を停止せざるを得ない。
　急に風速が低下して、すぐに風速が上昇するときにすべり範囲を短時間外れる場合でも、場合によっては、発電機の回転子への電力供給を停止させざるを得ないこともある。特に、頻繁にこのような事象が起こると再起動にかかる時間分の発電量が減少し、また、変換器の開閉器等の部品寿命が短くなる恐れがある。
　本発明の目的は、発電機の回転数が変化しても、発電の維持が可能な二次励磁風力発電用変換装置、二次励磁風力発電用制御装置及び二次励磁風力発電用変換装置の制御方法を提供することにある。
　上記目的を達成するために、本発明では、固定子と系統に接続し交流の電力と直流部の電力を変換して平滑された直流電圧を制御する系統側変換器と、平滑された直流電圧を交流変換して回転子にすべり周波数の交流電圧を供給する発電機側変換器を有し、回転子の回転数に相当する回転数情報と固定子の出力電圧の周波数に相当する周波数情報とに基づいたすべり周波数から、すべり周波数が所定の範囲を外れた場合に、平滑された直流電圧を調整するように構成した。
　本発明によれば、発電機の回転数が変化しても、発電の維持が可能となる。
実施例１の電力変換器の説明図。 実施例１のすべり周波数演算器１０１９の説明図。 実施例１の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例１の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例２の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例２の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例３の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例３の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例４の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。 実施例４の直流電圧指令値演算器１０１８の説明図。
　以下、実施例を、図面を用いて説明する。
　本実施例を、図１、図２、図３、図４を用いて説明する。
＜概略構成＞
　図１に示す電力変換器１００６は、複数の装置から構成される風力発電用電力変換システムである。発電機１００３は、風を受けて回転する羽１００１の回転エネルギーを、軸１００２を介して受け取り、発電機側変換器１００９ａで発電機１００３の回転子を励磁することで電力を発生させる。発電機１００３の固定子側で発生する電力は固定子側系統配線１００４によって電力系統１００５に供給され、回転子側で発生、または、消費する電力は電力変換器１００６を介して、固定子側系統配線１００４に戻される。なお、固定子側系統配線１００４には、発電機保護用の同期遮断器（気中遮断器）１０２１が取り付けられている。
　電力変換器１００６は、電力変換ユニット１００７、制御装置１０１０で構成する。電力変換ユニット１００７は、直流コンデンサ１００８、発電機側変換器１００９ａ、系統側変換器１００９ｂで構成される。制御装置１０１０には、発電機回転数センサ１０１１、固定子側電圧センサ１０１２、発電機側変換器電流センサ１０１３、直流電圧センサ１０１４、系統側変換器電流センサ１０１５、系統側電圧センサ１０１６、系統側電流センサ１０１７、風車制御装置ＷＴＣからの情報が入力されている。なお、図１の制御装置１０１０の各構成要素をブロック図で示してあるが、制御装置１０１０を１つ又は複数の計算機で構成し、各機能をソフトウェアで構成しても良い。
＜概略機能＞
　図１に示す電力変換ユニット１００７は、各センサからの情報をもとに制御装置１０１０によって、制御されている。システム電力調整器ＡＰＲは、風車制御装置ＷＴＣと系統側電圧センサ１０１６と系統電流センサ１０１７の情報を元に発電電力を計算する。風車制御装置ＷＴＣからの発電電力指令と該発電電力計算値が一致するように、システム電力調整器ＡＰＲは、励磁電流指令値を励磁電流調整器１０２０に出力する。
　励磁電流調整器１０２０は、システム電力調整器ＡＰＲから入力される励磁電流指令値と発電機側変換器電流センサ１０１３からの励磁電流検出値を比較し、指令値と検出値が一致するように計算し、発電機側変換器１００９ａに制御信号を出力する。固定子側電圧センサ１０１２の電圧検出値は、固定子電圧を系統電圧に同期させて同期遮断器１０２１を投入する際に用いる。
　すべり周波数演算器１０１９は、発電機回転数センサ１０１１と系統側電圧センサ１０１６の情報を元に、すべり周波数fslipを演算し、その結果を直流電圧指令値演算器１０１８に出力する。すべり周波数fslipは、発電機回転数センサから計算される回転周波数（電気角）frot（発電機１００３の回転子の回転数（回転周波数））と系統側電圧センサ１０１６から計算される周波数fgrid（系統電力の周波数）を用いて式１により計算される。
［式１］
　　fslip[％]＝（(fgrid－frot)／fgrid）×１００
　直流電圧指令値演算器１０１８は、すべり周波数を用いて、直流電圧指令値を計算し、加減算器１０２２に直流電圧指令を出力する。
　加減算器１０２２は、直流電圧指令値と直流電圧センサ１０１４により検出された直流電圧検出値の差を計算し、直流電圧調整器ＡＶＤＣＲに計算結果を出力する。
　直流電圧調整器ＡＶＤＣＲは、入力された情報を元に、直流電圧を制御するための電流指令値を計算し、電流調整器ＡＣＲに計算結果を出力する。
　電流調整器ＡＣＲは、直流電圧調整器ＡＶＤＣＲからの指令と系統側変換器電流センサ１０１５の情報を元に電流を制御するための制御量を計算し、系統側変換器１００９ｂに制御信号を出力する。
　上記、システム電力調整器ＡＰＲ、励磁電流調整器１０２０、直流電圧調整器ＡＶＤＣＲ、電流調整器ＡＣＲは、例えば、比例積分器によって構成する。
　図２に前記すべり周波数fslipと発電機１００３の回転子電圧の関係を示す。すべり周波数演算器１０１９において、前記すべり周波数が同期速度のときのすべり周波数（０％）から変化（例：＋３０％、または、－３０％）するとき、前記回転子電圧はほぼ一定の傾きで上昇、または、下降する。この際のすべり周波数演算器１０１９では、前記すべり周波数の時間変化を計算し、直流電圧指令値演算器１０１８にすべり周波数を出力する。
＜詳細機能＞
　図３、図４を用いて、直流電圧指令値演算器１０１８について説明する。
　図３に直流電圧指令値演算器１０１８で計算される直流電圧指令と前記すべり周波数との関係を示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、前記すべり周波数が＋２８％から＋３０％、または、－２８％から－３０％となるとき、式２に従い前記直流電圧指令を演算し、前記すべり周波数が＋３０％以上、または、－３０％以下となるときに、前記直流電圧指令が定格直流電圧指令の１０５％で維持するように設定する。なお、前記すべり周波数が＋２８％から－２８％の範囲にあるとき、前記直流電圧指令は、定格直流電圧指令１００％を維持する。ここで、＋２８％、＋３０％、－２８％、－３０％は例示的であり、各々の発電機の特性に合わせて他の数値を選択することが可能である。以下の実施例でも同様である。
［式２］
　　傾きＡ＝(直流電圧指令の変化分)５％÷(すべり周波数の変化分)２％
　図４は、直流電圧指令値演算器１０１８の処理フローを示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、すべり周波数演算器１０１９の情報が入力されたとき、判定４００１の判定を行う。判定４００１に非該当の場合、演算４００４を実行して前記直流電圧指令を定格直流電圧指令１００％で維持する情報を加減算器１０２２に出力する。判定４００１に該当する場合、判定４００２の判定を行う。判定４００２に非該当の場合、演算４００５を実行して前記直流電圧指令を１０５％で維持する情報を加減算器１０２２に出力する。判定４００２に該当する場合、演算４００３（指令値=傾きＡ×（｜すべり周波数｜－２８％）＋１００％）を実行した結果を直流電圧指令とし、加減算器１０２２へ出力する。
　本実施例１では、前記＜詳細機能＞を備えることにより、低風速時のすべりが大きいときの頻繁な停止と再起動が防止できるため、発電量の増加、開閉器等の部品の寿命を伸ばすことができる。また、緩やかに直流電圧指令値を変更するので、制御系への外乱を小さくできる。
　なお、本実施例１において、（１）すべり周波数の許容範囲を定格周波数の（５０Ｈｚ、または、６０Ｈｚ）の±３０％と説明したが、±３０％は発電機の巻き数比や変換器の直流電圧により決まる値であり、±３０％以外の値でも同様の効果が得られる。また、（２）±２８％という値は、±３０％までに速度が変更される時間Ｔ１（慣性定数で変わる値）と、直流電圧の応答Ｔ２からＴ１＞Ｔ２となるように決定すればよく、変化の開始は、すべり範囲（本実施例では±３０％）以内であれば良い。また、（３）直流電圧指令値の上限を１０５％としているが、変換器の素子により決まる値であり、１０５％以外の値でも良い。
　本実施例を、図１、図２、図５、図６を用いて説明する。以下の実施例２～４では、実施例１と異なる部分のみを説明する。同じ部分は説明を省略する。
＜概略構成＞
　実施例１に同じ。
＜概略機能＞
　実施例１に同じ。
＜詳細機能＞
　図５、図６を用いて、直流電圧指令値演算器１０１８について説明する。
　図５に直流電圧指令値演算器１０１８で計算する直流電圧指令値と前記すべり周波数との関係を示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、前記すべり周波数が＋３０％以上、または、－３０％以下となるとき、前記直流電圧指令が定格直流電圧指令の１０５％で維持するように設定する。なお、前記すべり周波数が＋３０％から－３０％の範囲にあるとき、前記直流電圧指令は、定格直流電圧指令１００％を維持する。
　図６は、直流電圧指令値演算器１０１８の処理フローを示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、すべり周波数演算器１０１９の情報が入力されたとき、始めに、判定６００１の判定を行う。判定６００１に非該当の場合、演算６００２（指令値＝１００％）を実行して前記直流電圧指令を定格直流電圧指令１００％で維持する情報を加減算器１０２２に出力する。判定６００１に該当する場合、演算６００３（指令値＝１０５％）を実行して前記直流電圧指令を１０５％で維持する情報を加減算器１０２２に出力する。
　本実施例２では、前記＜詳細機能＞を備えることにより、低風速時のすべりが大きいときの頻繁な停止と再起動が防止できるため、発電量の増加、開閉器等の部品の寿命を伸ばすことができ、制御的にも安定しやすくなる。
　なお、本実施例２において、（１）すべり周波数の許容範囲を定格周波数の（５０Ｈｚ、または、６０Ｈｚ）の±３０％と説明したが、±３０％は発電機の巻き数比や変換器の直流電圧により決まる値であり、±３０％以外の値でも同様の効果が得られる。また、（２）直流電圧指令値の上限を１０５％としているが、変換器の素子により決まる値であり、１０５％以外の値でも良い。
　本実施例を、図１、図２、図７、図８を用いて説明する。
＜概略構成＞
　実施例１に同じ。
＜概略機能＞
　実施例１に同じ。
＜詳細機能＞
　図７、図８を用いて、直流電圧指令値演算器１０１８について説明する。
　図７に直流電圧指令値演算器１０１８とすべり周波数fslipとの関係を示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、前記すべり周波数が＋２８％から－２８％の範囲内にあるとき、前記直流電圧指令は、定格直流電圧指令１００％を維持し、前記すべり周波数が＋３２％以上、または、－３２％以内となるときに、前記直流電圧指令が定格直流電圧指令の１０５％で維持するように設定する。
　前記すべり周波数が、状態７００１（－３０％＜すべり周波数≦－２８％、または、＋２８％≦すべり周波数＜＋３０％）にあるとき、前記直流電圧指令は、式７００３か指令１００％のどちらかの状態にあるが、どちらに帰着するかは、前記すべり周波数が－２８％＜fslip＜＋２８％の範囲から変化してきたか、fslip＜－３２％、または、＋３２％＜fslipの範囲から変化してきたかによって決まる。
　前記すべり周波数が、状態７００２（－３２％＜すべり周波数≦－３０％、または、＋３０％≦すべり周波数＜＋３２％）にあるとき、前記直流電圧指令は、式７００４か指令１０５％のどちらかの状態にあるが、どちらに帰着するかは、前記すべり周波数が－２８％＜fslip＜＋２８％の範囲から変化してきたか、fslip＜－３２％、または、＋３２％＜fslipの範囲から変化してきたかによって決まる。
［式３］
　　傾きＢ＝(直流電圧指令の変化分)５％÷(すべり周波数の変化分)２％
［式７００３］
　　直流電圧指令＝傾きＢ×（｜すべり周波数｜－２８％）＋１００％
［式７００４］
　　直流電圧指令＝傾きＢ×（｜すべり周波数｜－３０％）＋１００％
　図８は、直流電圧指令値演算器１０１８の処理フローを示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、すべり周波数演算器１０１９の情報が入力されたとき、判定８００１を実行する。判定８００１に非該当の場合、演算８００６を実行して前記直流電圧指令を１００％で維持する指令を加減算器１０２２に出力し、参照用にフラグ＝１を代入する。判定８００１に該当する場合、判定８００２に移行する。判定８００２に非該当の場合、演算８００７を実行して前記直流電圧指令を１０５％で維持する指令を加減算器１０２２に出力し、参照用にフラグ＝０を代入する。判定８００２に該当する場合、判定８００３に移行する。
　判定８００３に該当の場合、判定８００４に移行する。判定８００４に該当する場合（すなわち、－３０％＜すべり周波数＜＋３０％で、１つ前の値が１００％の場合）、演算８００８を実行して前記直流電圧指令を１００％で維持する指令を加減算器１０２２に出力する。判定８００４に非該当の場合、演算８００９を実行して式７００３に従って直流電圧指令が決定され、加減算器１０２２に出力する。
　判定８００３に非該当の場合、判定８００５に移行する。判定８００５に該当する場合（すなわち、すべり周波数≦－３０％で、または、＋３０％≦すべり周波数で、１つ前の指令が１０５％の場合）、演算８０１０を実行して前記直流電圧指令を１０５％で維持する指令を加減算器１０２２に出力する。判定８００５に非該当の場合、演算８０１１を実行して式７００４に従って直流電圧指令が決定され、加減算器１０２２に出力する。
　本実施例３では、実施例１にヒステリシスの特性をつけ加えることで、実施例１の効果に加え、すべり周波数が±２８％、または、±３０％、または、±３２％でふらつく時の不要な直流電圧指令値の変化を防止でき、制御の外乱をより少なくできる。
　なお、本実施例３において、（１）すべり周波数の許容範囲を定格周波数の（５０Ｈｚ、または、６０Ｈｚ）の±３０％と説明したが、±３０％は発電機の巻き数比や変換器の直流電圧により決まる値であり、±３０％以外の値でも同様の効果が得られる。また、（２）±２８％という値は、±３０％までに速度が変更される時間Ｔ１（慣性定数で変わる値）と、直流電圧の応答Ｔ２からＴ１＞Ｔ２となるように決定すればよく、変化の開始は、すべり範囲（本実施例では±３０％）以内であれば良い。また、（３）±３２％という値は、ヒステリシス特性を表現する上での目安である。また、（４）直流電圧指令値の上限を１０５％としているが、変換器の素子により決まる値であり、１０５％以外の値でも良い。
　本実施例を、図１、図２、図９、図１０を用いて説明する。
＜概略構成＞
　実施例１に同じ。
＜概略機能＞
　実施例１に同じ。
＜詳細機能＞
　図９、図１０を用いて、直流電圧指令値演算器１０１８について説明する。　
　図９に直流電圧指令値演算器１０１８と前記すべり周波数との関係を示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、前記すべり周波数が＋２９％から－２９％の範囲内にあるとき、前記直流電圧指令は、定格直流電圧指令１００％を維持し、前記すべり周波数が＋３０％以上、または、－３０％以下となるときに、前記直流電圧指令が定格直流電圧指令の１０５％で維持するように設定する。
　前記すべり周波数が、状態９００１（－３０％≦すべり周波数≦－２９％、または、＋２９％≦すべり周波数≦＋３０％）にあるとき、前記直流電圧指令は、指令１００％か指令１０５％のどちらかの状態にあるが、どちらに帰着するかは、前記すべり周波数が－２９％＜fslip＜＋２９％の範囲から変化してきたか、fslip＜－３０％、または、＋３０％＜fslipの範囲から変化してきたかによって決まる。
　図１０は、直流電圧指令値演算器１０１８の処理フローを示す。直流電圧指令値演算器１０１８では、すべり周波数演算器１０１９の情報が入力されたとき、判定１０００１を実行する。判定１０００１に非該当の場合、演算１０００４を実行して前記直流電圧指令を１００％に維持する指令を加減算器１０２２に出力し、参照用フラグ＝１を代入する。判定１０００１に該当する場合、判定１０００２の判定に移行する。判定１０００２に該当の場合、演算１０００５を実行して前記直流電圧指令を１０５％で維持する指令を加減算器１０２２に出力し、参照用フラグ＝０を代入する。判定１０００２に非該当の場合、判定１０００３を実行する。判定１０００３に該当する場合、演算１０００６を実行して前記直流電圧指令を１００％とする指令を加減算器１０２２に出力する。判定１０００３に非該当の場合、演算１０００７を実行して前記直流電圧指令を１０５％とする指令を加減算器１０２２に出力する。
　本実施例４では、実施例２にヒステリシスの特性を付け加えることで、実施例２の効果に加え、すべり周波数が±２９％、または、±３０％でふらつく時の不要な直流電圧指令値の変化を防止でき、制御的にもより安定しやすくなる。
　なお、本実施例２において、（１）すべり周波数の許容範囲を定格周波数の（５０Ｈｚ、または、６０Ｈｚ）の±３０％と説明したが、±３０％は発電機の巻き数比や変換器の直流電圧により決まる値であり、±３０％以外の値でも同様の効果が得られる。また、（２）±２９％という値は、±３０％までに速度が変更される時間Ｔ１（慣性定数で変わる値）と、直流電圧の応答Ｔ２からＴ１＞Ｔ２となるように決定すればよく、変化の開始は、すべり範囲（本実施例では±３０％）以内であれば良い。また、（３）直流電圧指令値の上限を１０５％としているが、変換器の素子により決まる値であり、１０５％以外の値でも良い。
１００１　羽
１００２　軸
１００３　発電機
１００４　固定子側系統配線
１００５　電力系統
１００６　電力変換器
１００７　電力変換ユニット
１００８　直流コンデンサ
１００９ａ　発電機側変換器
１００９ｂ　系統側変換器
１０１０　制御装置
１０１１　発電機回転数センサ
１０１２　固定子側電圧センサ
１０１３　発電機側変換器電流センサ
１０１４　直流電圧センサ
１０１５　系統側変換器電流センサ
１０１６　系統側電圧センサ
１０１７　系統側電流センサ
１０１８　直流電圧指令値演算器
１０１９　すべり周波数演算器
１０２０　励磁電流調整器
１０２１　同期遮断器
１０２２　加減算器
４００１、４００２、６００１、８００１、８００２、８００３、８００４、８００５、１０００１、１０００２、１０００３　判定
４００３、４００４、４００５、６００２、６００３、８００６、８００７、８００８、８００９、８０１０、８０１１、１０００４、１０００５、１０００６、１０００７　演算
７００１、７００２、９００１　状態
７００３、７００４　式
ＷＴＣ　風車制御装置
ＡＣＲ　電流調整器
ＡＰＲ　システム電力調整器
ＡＶＤＣＲ　直流電圧調整器

Claims (10)

  1. 　発電機の固定子と系統に接続した電力変換手段により前記発電機の回転子に電流を供給することで前記発電機固定子からの発電電力を制御するものであって、前記回転子は、風の力を受けることで軸を中心に回転する羽によって回転するものである二次励磁風力発電用変換装置において、前記固定子と系統に接続され交流電圧と直流部の間で電力を変換して平滑した直流電圧を制御する系統側変換器と、前記平滑された直流電圧を交流変換して前記回転子に電圧を出力する発電機側変換器を有し、前記回転子の回転数に相当する回転数情報と前記固定子の交流電圧の周波数に相当する周波数情報とに基づいたすべり周波数から、前記すべり周波数が所定の範囲を外れた場合に、前記平滑された直流電圧を変更することを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  2. 　請求項１において、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値を持ち、すべり設定値の範囲を外れることを検知し、前記平滑された直流電圧を上昇させる手段を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  3. 　請求項１または２において、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値を持ち、すべり設定値範囲内に戻ることを検知し、前記平滑された直流の電圧を下降させる手段を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  4. 　請求項１において、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値を持ち、すべり設定値の範囲を外れることを検知し、前記平滑された直流電圧をある傾きで上昇させる手段を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  5. 　請求項１または２または４において、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値を持ち、すべり設定値範囲内に戻ることを検知し、電力変換手段の直流電圧をある傾きで下降させる手段を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  6. 　請求項１において、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値１とすべり設定値１より内側のすべり設定値２を持ち、すべり設定値１の範囲を外れることを検知して前記平滑された直流電圧を上昇させ、また、すべり設定値２の範囲に戻ることを検知して前記平滑された直流電圧を下降させる、直流電圧指令演算部を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  7. 　請求項１において、前記発電機の回転数が同期速度を中心とする上下限すべり設定値１とすべり設定値１より内側のすべり設定値２を持ち、すべり設定値１の範囲を外れることを検知して前記平滑された電力の電圧をステップ状に上昇させ、また、すべり設定値２の範囲に戻ることを検知して前記平滑された電力の電圧をステップ状に下降させる、直流電圧指令演算部を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  8. 　風の力を受けることで軸を中心に回転する羽を有し、前記軸の回転に応じて電力を発生させ、電力系統に電力を供給する二次励磁型発電機における二次励磁風力発電用変換装置において、変換器を有し、前記変換器の一端は発電機の回転側に接続され、もう一端は電力系統側に接続され、前記発電機側変換器は発電機によって発生する電力を制御し、前記発電機側変換器と系統側変換器の直流接続部分に直流コンデンサを有し、前記発電機で構成される風力発電装置は、同期速度を中心とするすべり運転範囲を持ち、
    　かつ、前記発電機側変換器の制御装置は、風車制御装置からの発電指令値と系統側電圧センサと系統に出力される電流を検出する系統側電流センサの情報からシステム電力調整器ＡＰＲにて励磁電流指令値を演算し、前記励磁電流指令値と発電機側変換器電流センサの情報を元に、励磁電流調整器にて発電機側変換器を制御し、
    　また、前記系統側変換器の制御装置は、直流電圧指令と直流電圧センサからの情報より、系統側変換器の電流制御量を決める直流電圧調整器を有し、該電流制御量と系統側変換器電流の情報から系統側変換器を制御する系統側変換器電流調整器を有する特徴を持つ変換器において、
    　発電機回転数センサと系統側電圧センサからの情報を比較してすべり周波数を検出するすべり周波数演算器を有し、前記すべり周波数演算器で求められたすべり周波数から直流電圧指令を生成する直流電圧指令値演算器を有し、
    　かつ、前記直流電圧指令値演算器は、前記発電機のすべり運転範囲内に設定された上下限すべり設定値を持ち、すべり設定値の範囲を外れることを検知し、電力変換ユニットの直流電圧を変更する手段を備えることを特徴とする二次励磁風力発電用変換装置。
  9. 　発電機の固定子と系統に接続した電力変換手段により前記発電機の回転子に電流を供給することで前記発電機固定子からの発電電力を制御するものであって、前記回転子は、風の力を受けることで軸を中心に回転する羽によって回転するものである二次励磁風力発電用変換装置において、前記固定子と系統に接続され交流電圧と直流部の間で電力を変換して平滑した直流電圧を制御する系統側変換器と、前記平滑された直流電圧を交流変換して前記回転子に電圧を出力する発電機側変換器を有し、前記回転子の回転数に相当する回転数情報と前記固定子の交流電圧の周波数に相当する周波数情報とに基づいたすべり周波数から、前記すべり周波数が所定の範囲を外れた場合に、前記平滑された電力の電圧値を変更するように制御することを特徴とする二次励磁風力発電用制御装置。
  10. 　風の力を受けることで軸を中心に回転する羽によって回転するものである二次励磁風力発電用変換装置において、前記固定子と系統に接続され交流電圧と直流部の間で電力を変換して平滑した直流電圧を制御する系統側変換器と、前記平滑された直流電圧を交流変換して前記回転子に電圧を出力する発電機側変換器を有し、前記回転子の回転数に相当する回転数情報と前記固定子の交流電圧の周波数に相当する周波数情報とに基づいたすべり周波数から、前記すべり周波数が所定の範囲を外れた場合に、前記平滑された直流電圧値を変更する二次励磁型発電装置の制御方法。
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