WO2019012788A1 - 風力発電システム - Google Patents

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WO2019012788A1
WO2019012788A1 PCT/JP2018/017702 JP2018017702W WO2019012788A1 WO 2019012788 A1 WO2019012788 A1 WO 2019012788A1 JP 2018017702 W JP2018017702 W JP 2018017702W WO 2019012788 A1 WO2019012788 A1 WO 2019012788A1
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wind
power generation
wind power
farm
laser beam
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PCT/JP2018/017702
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English (en)
French (fr)
Inventor
矢澤　義昭
純一郎 渡邊
Original Assignee
株式会社日立製作所
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    • 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
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • 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
    • 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 wind power generation system.
  • a wind power generation system is often operated in the form of a wind farm in which a plurality of wind power generation devices (hereinafter referred to as wind turbines) are installed.
  • wind turbines wind power generation devices
  • a Doppler lidar measures the wind conditions around a wind turbine by emitting a laser beam.
  • Patent Document 1 describes a method of measuring wind conditions using a Doppler lidar installed in a nacelle of a wind turbine.
  • Patent Document 1 does not mention measuring the wind condition distribution according to the topography of a place in a farm.
  • An object of the present invention is to measure wind distribution with high accuracy and at low cost in a wind power generation system according to the topography of a place in a farm.
  • the wind power generation system is installed in at least one of a plurality of wind power generation devices installed in a farm and a plurality of the wind power generation devices, and emits a laser beam to surround the wind power generation device.
  • a controller configured to control the wind power generator based on the wind status measured by the Doppler rider, wherein the controller is configured to install the wind power generator.
  • the laser beam is controlled to be emitted from the Doppler lidar in a direction according to the topography of a place in a farm.
  • the wind condition distribution can be measured with high accuracy and low cost according to the topography of the place in the farm.
  • FIG. 1 is a view showing a wind power generation system of a first embodiment. It is a figure which shows the control flow of a windmill. It is a figure which shows an example of the wind condition measurement method. It is a figure which shows an example of the control flow of a windmill.
  • FIG. 7 is a diagram showing a wind turbine generator system of a second embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram showing a wind turbine generator system of a second embodiment.
  • FIG. 7 is a view showing a wind power generation system of a third embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram showing a wind turbine generator system of a fourth embodiment.
  • FIG. 16 is a diagram showing a wind power generation system of Example 5.
  • FIG. 16 is a diagram showing a wind power generation system of a sixth embodiment. It is a figure which shows the whole structure of the single windmill installed in a farm. It is a figure showing composition of a control device. It is a figure which shows the setting method of the object of windmill control, and
  • the Doppler lidar (hereinafter referred to as “rider”) installed in a single wind turbine (hereinafter referred to as “wind turbine”) generally measures the wind condition on the wind by irradiating a laser beam in the direction of the nacelle The wind conditions to reach are predicted.
  • a nacelle-mounted rider is used as a means of measuring wind conditions in a wind farm (hereinafter referred to as a farm) provided on a complex terrain, and the terrain in which the direction of the laser beam emitted from the rider is set Set according to
  • the area of the area is irradiated with a laser beam to measure the wind conditions in that area.
  • the control of the wind turbine in the farm is performed using the measurement information of the nacelle-mounted rider.
  • the region where the topography changes in a complex manner taking into account the shape of the topography near the place where the wind turbine is installed Measure the wind conditions in the area.
  • the wind conditions in the farm are predicted with high accuracy and low cost, and the fatigue load of the wind turbine is reduced to improve the power generation efficiency.
  • the structure of the single windmill 20 installed in a farm is demonstrated.
  • the wind turbine 20 in the wind turbine 20, at least one blade 1 and a hub 2 to which the blade 1 is attached are rotatably supported by the nacelle 3.
  • the nacelle 3 When the blade 1 receives the wind, the rotor 23 configured by the blade 1 and the hub 2 rotates.
  • the rider 4 is installed on the nacelle 3 of a part or all of the wind turbines 20 in the farm.
  • the rider 4 is characterized in that it includes a structure capable of arbitrarily changing the direction of the center of the emitted laser beam.
  • the variable function of the direction of the laser beam 6 may be provided in a structure for fixing the rider 4 to the nacelle 3 or may be provided in the rider 4.
  • the downwind type is shown such that the nacelle 3 is upstream of the blade 1 with respect to the wind direction 8, but the upwind type configuration may be such that the nacelle 3 is downwind of the blade 1 .
  • the rider 4 can also be disposed in the nacelle 3. The rotation of the rotor 23 is transmitted to a generator (not shown) in the nacelle 3 to generate electric power.
  • FIG. 1 shows a wind condition measurement method in a farm.
  • a farm in which five wind turbines 20 (WT1 to WT5) are installed will be described as an example.
  • the wind turbine 20 is of the downwind type in which the blade 1 and the hub 2 are located on the downwind side of the nacelle 3.
  • the same effect as the downwind type can be obtained even when applied to an upwind wind turbine.
  • the rider 4 is installed on the windmills WT1, WT3 and WT5, and each rider 4 has a laser beam 6 for measuring the wind condition, the topography around the locations where the windmills WT1, WT3 and WT5 are installed. Emit in the direction optimized by. Thereby, the wind around the windmill is measured.
  • a control method of the wind turbine 20 will be described with reference to FIG. First, in the operation information measurement step of the wind turbine 20, output, generator rotational speed, rotor rotational speed, yaw angle, pitch angle, weather information of nacelle position (wind direction, wind speed, temperature, humidity, atmospheric pressure, sunshine, rainfall), tower The inclination of s, information of nacelle inclination, etc. are measured (S201).
  • the wind condition (wind direction, wind speed) in front of the wind turbine is measured (S202).
  • the wind conditions of the wind turbines 20 in the farm are predicted based on the information measured in S201 and S202 (S203).
  • the prediction of the wind condition is performed by, for example, machine learning.
  • the prediction information predicted in S203 is transmitted to the operation control step of each wind turbine 20 in the farm by the control signal transmission step (S204).
  • the wind turbine is controlled based on the prediction information transmitted from the control signal transmission step (S204) (S205). In this manner, the wind conditions in the wind turbines 20 are predicted, and the wind turbines 20 are controlled based on the prediction results.
  • gust which is a factor that increases the fatigue load of the wind turbine 20
  • gust often involves a change in wind direction in a short time, but setting of the laser beam direction as shown in FIG. I can not do it.
  • wind condition data at one point is acquired by the rider 4 (S401).
  • the wind condition of the whole farm by machine learning is predicted (S402).
  • each windmill 20 WT1, WT2, WT3 is controlled based on the wind condition of the whole farm estimated by S402.
  • the firm configuration of the first embodiment is different from the firm configuration shown in FIG.
  • the direction of the nacelle 3 of the wind turbine 20 (WT1, WT5) in the farm and the scanning center direction of the laser beam 6 of the rider 4 are different. That is, the laser beam 6 of the rider 4 installed at WT 1 and WT 5 is directed in a direction different from the direction of the nacelle 3. This makes it possible to measure the wind conditions around the farm without causing a measurement leak in a specific wind direction. As a result, the accuracy of wind condition prediction in the farm can be improved.
  • FIG. 13 A wind power generation system according to a second embodiment will be described with reference to FIGS. 5, 6, and 13.
  • the control object of the windmill 20 and the setting method of a rider are demonstrated.
  • (a) is a plan view of the wind turbine 20
  • (b) is a front view of the wind turbine 20
  • (c) is a side view of the wind turbine 20.
  • Reference numeral 24 denotes a pitch angle (attachment angle of the blade 1 to the hub 2), which is adjusted according to the wind speed.
  • Reference numeral 25 denotes a yaw angle (direction of the wind turbine 20), which is adjusted according to the wind direction.
  • Reference numeral 28 denotes the scanning center direction of the laser beam of the rider 4. 29 is the direction of the slope vector of the terrain.
  • the direction 27 of the nacelle 3 and the scanning central axis 28 of the laser beam of the rider 4 coincide with each other. This is because the direction of the nacelle 3 is made to coincide with the wind direction so as to accurately measure the wind conditions reaching the wind turbine 20 after a predetermined time, and in the case of single machine installation, this arrangement is most desirable.
  • 10, 11, 12 are contour lines, and the shape of the topography represents a ridge extending in the north-south direction.
  • five wind turbines 20 (WT1 to WT5) are installed along the ridge.
  • the form in which the wind turbine 20 is disposed along the ridge is adopted in many farms.
  • the wind conditions of the wind turbines 20 of WT2, WT3 and WT4 are considered from the topography, and the difference in measurement value is small.
  • the wind turbines 20 of WT1 and WT5 are located at the end of the ridge, and the rider 4 installed here is necessary from the viewpoint of measuring the wind conditions of complex terrain around the farm. Therefore, the wind condition measurement is performed by the three wind turbines 20 of WT1, WT3, and WT5.
  • the wind direction is assumed to be west.
  • the wind direction differs depending on the position of the wind turbine 20 in the farm.
  • the windmill 20 determines the direction of the rider 4 according to the wind direction at the installation position.
  • the topography is greatly changed at the north end and the south end of the ridge, and it is thought that the wind condition change is large by this. It is necessary to understand the wind condition in this area. It is important to know the distribution.
  • a gradient vector 29 (see FIG. 13 (a)) is used as a measure of the change in topography.
  • the target topography can be represented by setting the position in the horizontal plane to (x, y) and setting the elevation of the position to h (x, y).
  • the gradient vector grad h (x, y) is expressed by Equation 1 below, which makes it possible to grasp the distribution of the gradient of the terrain.
  • the gradient vector grad h (x, y) is indicated in FIG. 6 by the dotted arrows for the west side of the ridge.
  • i is a unit vector in the x direction in the horizontal plane
  • j is a unit vector in the y direction in the horizontal plane.
  • the change of the gradient vector 29 due to the position is small near the west side of the wind turbines WT2, WT3 and WT4, and the direction of the gradient vector 29 largely changes at the north end and the south end of the ridge.
  • the magnitude of the change in topography due to the position that is, the complexity of the topography is reflected in the difference in the gradient vector 29. It is necessary to install a rider 4 in the vicinity of the wind turbine WT1 and the wind turbine WT5 in which the gradient vector 29 is greatly changed to measure a complicated wind condition due to the complexity of the topography.
  • the number of riders 4, the installation position of the riders 4, and the direction of the laser beam 6 at each installation position can be determined by the following procedure.
  • the scanning central axis 28 of the laser beam 6 is set in the direction of the gradient vector 29 (see FIG. 13).
  • the direction difference of the laser beams 6 Remove the rider 4 installed in a small adjacent windmill. Then, the remaining rider 4 measures the wind conditions around the farm.
  • Example 2 assuming the lidar 4 of the type that scans the laser beam, the direction of the laser beam 6 is defined as the scanning central axis 28. However, for a lidar 4 of the type having a plurality of fixed laser beams 6, the average direction of the directions of the plurality of laser beams may be defined as the scanning central axis 28 of the laser beam.
  • the scanning central axis 28 of the laser beam 6 is set in the direction of the gradient vector 29 of the terrain, it is not necessary to make the directions coincide without error.
  • the central difference between the gradient vector 29 and the nacelle direction 27 is ⁇
  • the orientation of the gradient vector is ⁇ g
  • the direction of the laser beam is ⁇ l
  • ⁇ l is a range of ⁇ g ⁇ ⁇ .
  • a wind power generation system will be described with reference to FIG.
  • the third embodiment shows a system having a storage and arithmetic unit 21 configured by a computer.
  • measurement information of the rider 4 in the farm and control information of the windmill 20 are collected in the arithmetic unit 21.
  • the arithmetic unit 21 calculates control signals, such as a pitch angle and a yaw angle, of each of the wind turbines 20 (WT1 to WTN) in the farm from the measurement information and the control information.
  • the arithmetic device 21 sends the calculated control signal to each of the wind turbines 20 (WT1 to WTN) in the farm.
  • the power generation efficiency and the fatigue load of each of the wind turbines 20 can be optimized to improve the power generation efficiency of the entire farm and reduce the fatigue load.
  • the wind turbine generator system of the fourth embodiment will be described with reference to FIGS. 8 and 13.
  • the first to third embodiments have been described on the assumption that the emission direction of the laser beam 6 of the rider 4 is set in the range within the horizontal plane. However, when viewing the actual topography laterally, as shown in FIG. 8, it is generally accompanied by undulations.
  • the wind turbine 20 is often installed at a position where the relief is at a maximum in order to avoid the wind shielding effect due to the topography.
  • the laser beam 28 is emitted in accordance with the inclined topography 22a.
  • FIG. 9 shows an example of a control system of the wind turbine 20 in the farm, which is obtained by adding a storage operation device 21 configured by a computer to the wind power generation system of FIG.
  • the memory computing device 21 may be installed at a location independent of the wind turbines 20 in the farm, or may be distributed to each of the wind turbines 20.
  • the storage and arithmetic unit 21 is connected to a plurality of wind turbines 20 (WT1 to WT5) in the farm.
  • the wind condition measurement information of the rider 4 in the farm and the control information of the wind turbine 20 are collected in the storage / calculation unit 21.
  • the storage operation device 21 calculates control information (for example, pitch angle, yaw angle, etc.) of each of the wind turbines 20 in the farm from the wind condition measurement information.
  • the storage arithmetic unit 21 sends the calculated control information to each of the wind turbines 20 in the farm.
  • the windmills 20 (WT1 to WT5) in the farm are individually controlled by the wind conditions predicted based on the wind condition measurement information by the rider 4 in the farm and the control information of the windmills 20 in the farm for each of the windmills 20 .
  • the wind condition measurement information from each of the wind turbines 20 (WT1 to WT5) and the control information from the storage and operation device 21 are stored in the firmware. It is shared between the wind turbine 20 and the storage computing device 21. By integrating and using the operation information at the position of the wind turbine 20 in the farm and the measurement information around the farm by the rider 4, it is possible to predict the wind conditions in the farm with high accuracy.
  • the accuracy of prediction can be improved by machine learning using the past wind condition measurement information and control information stored in the arithmetic device 21.
  • the configuration of the control device 120 including the storage and operation device 21 of FIG. 9 will be described.
  • the operation information measurement unit 30 of the wind turbine 20 the output of the wind turbine 20, generator rotation speed, rotor rotation speed, yaw angle, pitch angle, weather information (wind direction, wind speed, temperature, humidity) of the nacelle position , Atmospheric pressure, sunshine, rainfall), tower inclination, nacelle inclination etc. are measured.
  • the wind condition measurement unit 31 by the rider 4 measures the wind condition (wind direction, wind speed) in front of the wind turbine. Based on the information measured by the operation information measurement unit 30 and the wind condition measurement unit 31, the storage operation device 21 (see FIG. 9) predicts the wind condition in each of the wind turbines 20 in the farm. The prediction information is transmitted to the operation control unit 33 of each wind turbine 20 in the farm via the control signal transmission unit 32. The operation control unit 33 performs control (yaw angle, pitch angle) of the wind turbine 20 based on the prediction information transmitted via the control signal transmission unit 32.
  • the storage operation device 21 stores in advance terrain information (inclination direction, gradient vector, etc.) in the farm.
  • the operation control unit 33 transmits the topography information transmitted from the storage and arithmetic unit 21 via the control signal transmission unit 32 to the rider 4 of the windmill 20 as control information.
  • the rider 4 automatically changes the emission direction of the laser beam 6 of the rider 4 independently of the direction of the nacelle 3 based on the topography information sent from the operation control unit 33.
  • control device 120 controls the rider 4 to emit the laser beam 6 in a direction according to the topography of the place in the farm where the wind turbine 20 is installed. At this time, it is preferable to control so as to automatically change the emitting direction of the laser beam 6 by using the inclination of the terrain as a judgment material in consideration of the wind direction, the wind speed and the like at each time.
  • the control in FIG. 12 is feed forward (FF) control in which processing is performed in the order of the driving information measuring unit 30, the wind condition measuring unit 31, the control signal transmitting unit 32, and the driving control unit 33.
  • FF feed forward
  • FB feedback
  • FB control and FF control may be used in combination.
  • the wind turbine of the sixth embodiment will be described with reference to FIG.
  • the wind power generation system according to the sixth embodiment has a mechanism for changing the irradiation direction of the laser beam 6 of the rider 4 mounted on the nacelle 3.
  • (a) and (c) are top views
  • (b) and (d) are side views.
  • the main body of the rider 4 is fixed to the nacelle 3, and the emission angle of the laser beam 6 is determined by the optical system for emitting the laser beam 6 built in the rider 4.
  • a mechanism for adjusting the angle of the body of the rider 4 is not necessary, but the range of angles from which the laser beam 6 is emitted is limited.
  • the emission angle of the laser beam 6 is determined by providing a mechanism for changing the angle of the main body of the rider 4 with respect to the nacelle 3.
  • a mechanism for adjusting the angle of the body of the rider 4 needs to be added, but the degree of freedom in setting the emission angle of the laser beam 6 is large.

Abstract

複数の風力発電装置の少なくとも一つに設置されレーザービームを出射して風力発電装置の周辺の風況を計測するドップラーライダーと、ドップラーライダーで計測された風況に基づいて風力発電装置を制御する制御装置を有する。制御装置は、風力発電装置が設置されたファーム内の場所の地形に応じた方向に、ドップラーライダーからレーザービームが出射するように制御する。

Description

風力発電システム
　本発明は、風力発電システムに関する。
　風力発電システムは、複数の風力発電装置（以下、風車という）が設置されたウィンドファームの形で運用されることが多い。近年、風車周辺の風況を計測するために風車のナセルにドップラーライダーが設置される例が増加している。ドップラーライダーは、レーザービームを出射することにより風車周辺の風況を計測するものである。
　例えば、特許文献１には、風車のナセルに設置されたドップラーライダーを用いて風況を計測する方法が記載されている。
特表２０１５－５１９５１６号公報
　ところで、ウィンドファーム内であっても風車の位置によって風況の分布は異なっており、風況分布を正確に計測して風車が置かれた風況に応じて風車の運転を制御する必要がある。
　今後、ウィンドファームは、山間部などの地形の複雑な場所に拡大することが予想される。複雑な地形上に建設されたファーム内では風況分布も複雑になる。
　この際、計測点を増やすことで風況の計測及び予測の精度を向上することは可能である。しかし、ドップラーライダーなど風況の計測機器は高価であるため計測機器の増設にはコスト面での限界がある。そこで、ファーム内の場所の地形に応じて、風況分布を低コストで正確に計測する技術が重要となる。
　特許文献１には、ファーム内の場所の地形に応じて風況分布を計測することについては言及されていない。
　本発明の目的は、風力発電システムにおいて、ファーム内の場所の地形に応じて風況分布を高精度かつ低コストで計測することにある。
　本発明の一態様の風力発電システムは、ファームに設置された複数の風力発電装置と、複数の前記風力発電装置の少なくとも一つに設置され、レーザービームを出射して前記風力発電装置の周辺の風況を計測するドップラーライダーと、前記ドップラーライダーで計測された前記風況に基づいて前記風力発電装置を制御する制御装置とを有し、前記制御装置は、前記風力発電装置が設置された前記ファーム内の場所の地形に応じた方向に、前記ドップラーライダーから前記レーザービームが出射するように制御することを特徴とする。
　本発明の一態様によれば、風力発電システムにおいて、ファーム内の場所の地形に応じて風況分布を高精度かつ低コストで計測することができる。
実施例１の風力発電システムを示す図である。 風車の制御フローを示す図である。 風況計測方法の一例を示す図である。 風車の制御フローの一例を示す図である。 実施例２の風力発電システムを示す図である。 実施例２の風力発電システムを示す図である。 実施例３の風力発電システムを示す図である。 実施例４の風力発電システムを示す図である。 実施例５の風力発電システムを示す図である。 実施例６の風力発電システムを示す図である。 ファームに設置される単機の風車の全体構成を示す図である。 制御装置の構成を示す図である。 風車制御の対象とドップラーライダーの設定方法を示す図である。
　最初に、実施形態について説明する。
　単機の風力発電装置（以下、風車という）に設置されるドップラーライダー（以下、ライダーという）は、一般的にナセルの方向にレーザービームを照射することで風上の風況を計測してブレードに到達する風況を予測している。
　実施形態では、複雑地形に設けられたウィンドファーム（以下、ファームという）における風況計測の手段として、ナセル搭載型のライダーを用い、ライダーから照射されるレーザービームの方向を風が設置された地形に応じて設定する。
　複雑な地形上のファーム周辺の風車に設置されライダーについては、風車のナセルの方向の延長上にある風上の領域だけではなく、ファーム内の風況に与える影響が大きい地形が複雑に変化している領域にレーザービームを照射してその領域の風況を計測する。
　このように、実施形態では、ファーム内における風車の制御をナセル搭載型のライダーの計測情報を使って行うものである。風車のナセルの方向の延長上にある風上の領域だけではなく、風車が設置された付近の地形の形状を勘案して地形が複雑に変化している領域に向けてレーザービームを照射してその領域の風況を計測する。これにより、ファーム内の風況予測を高精度かつ低コストで行い、風車の疲労荷重を低減して発電効率を向上させる。　
  以下、図面を参照して、実施例について説明する。
　まず、図１１を参照して、ファームに設置される単機の風車２０の構成について説明する。　
  図１１に示すように、風車２０は、少なくとも一本のブレード１と、ブレード１が取り付けられるハブ２がナセル３に回転自在に支持される。ブレード１が風を受けることで、ブレード１及びハブ２で構成されるローター２３が回転する。風車２０の風上の風況を計測するために、ファーム内の一部あるいは全部の風車２０のナセル３にライダー４が設置される。
　ライダー４は、出射するレーザービームの中心の方向を任意に変えることができる構造を含むことを特徴とする。このレーザービーム６の方向の可変機能は、ライダー４をナセル３に固定する構造に持たせても良いし、ライダー４内に持たせても良い。
　ここでは、風の向き８に対してナセル３がブレード１の上流になるようなダウンウィンド型を示したが、ナセル３がブレード１の風下になるようなアップウィンド型の構成であっても良い。ダウンウィンド型の場合、ライダー４はナセル３内に配置することも可能である。ローター２３の回転は、ナセル３内の発電機（図示せず）に伝達されて電力が生成される。
　次に、図１を参照して、実施例１の風力発電システムについて説明する。図１は、ファームにおける風況計測方法を示す。　
  図１に示すように、５機の風車２０（ＷＴ１～ＷＴ５）が設置されたファームを例にとり説明する。
　風車２０はブレード１、ハブ２がナセル３の風下側に位置するダウンウィンド型としているが、アップウィンド型の風車に適用してもダウンウィンド型と同様の効果を得ることができる。ここで、風車ＷＴ１、風車ＷＴ３、風車ＷＴ５にはライダー４が設置され、各ライダー４は風況計測のためのレーザービーム６を、風車ＷＴ１、風車ＷＴ３、風車ＷＴ５が設置された場所周辺の地形によって最適化された方向に出射する。これにより、風車周辺の風を計測する。
　図２を参照して、風車２０の制御方法について説明する。　
  まず、風車２０の運転情報計測ステップにおいて、出力、発電機回転数、ローター回転数、ヨー角、ピッチ角、ナセル位置の気象情報（風向、風速、温度、湿度、気圧、日照、降雨）、タワーの傾き、ナセル傾斜の情報などが計測される（Ｓ２０１）。
　次に、ドップラーライダーによる風況計測ステップにおいて、風車前方の風況（風向、風速）が計測される（Ｓ２０２）。
　次に、記憶演算ステップにおいて、Ｓ２０１、Ｓ２０２で計測された情報を基にしてファーム内の各風車２０における風況を予測する（Ｓ２０３）。風況の予測は、例えば、機械学習により行われる。
　次に、Ｓ２０３で予測された予測情報は制御信号伝達ステップにより、ファーム内の各風車２０の運転制御ステップに伝達される（Ｓ２０４）。
　最後に、運転制御ステップにおいて、制御信号伝達ステップ（Ｓ２０４）から伝達された予測情報に基づいて風車が制御される（Ｓ２０５）。　
  このようにして、各風車２０における風況を予測し、この予測結果に基づいて各風車２０を制御する。
　図３を参照して、ナセル３の方向とレーザービーム６の出射方向が同じ方向に設定されたライダー４を用いた例について説明する。　
  図３のようなファーム構成において、風向８が西の場合、乱流などの影響を除き、３台のライダー４の計測値は一定時間にわたる平均値で見るとほぼ等しい。したがって、ライダー４のレーザービーム６をナセル３の方向に一致させている設置方法の場合、各風車２０（ＷＴ１～ＷＴ３）にライダー４を設置するメリットは小さい。
　また、風車２０の疲労荷重を増加させる要因であるガストは、短時間での風向変化を伴うことが多いが、図３のようなレーザービーム方向の設定では、こうした風向変化を伴うガストを計測することができない。
　ここで、図４を参照して、図３に示すファーム構成において、ライダーの計測結果を風車２０の運転制御に反映するフローについて説明する。このフローは、単機設置の場合と同様である。
　最初に、ライダー４により１地点の風況データを取得する（Ｓ４０１）。
  次に、Ｓ４０１で取得した風況データに基づいて、機械学習によるファーム全体の風況を予測する（Ｓ４０２）。　
  最後に、Ｓ４０２で予測したファーム全体の風況に基づいて各風車２０（ＷＴ１、ＷＴ２、ＷＴ３）を制御する。
　実施例１のファーム構成は、図３に示すファーム構成とは異なる。図１に示すように、ファームにおける風車２０（ＷＴ１、ＷＴ５）のナセル３の方向と、ライダー４のレーザービーム６の走査心方向は異なっている。つまり、ＷＴ１とＷＴ５に設置されたライダー４のレーザービーム６はナセル３の方向とは異なる方向を向いている。これにより、特定の風向の際に計測もれを生ずることなくファーム周辺の風況を計測することが可能になる。この結果、ファーム内の風況予測の精度を向上することができる。
　図５、図６、図１３を参照して、実施例２の風力発電システムについて説明する。
  まず、図１３を参照して、風車２０の制御の対象とライダーの設定方法について説明する。ここで、（ａ）は風車２０の平面図であり、（ｂ）は風車２０の正面図であり、（ｃ）は風車２０の側面図である。
　風車２０の構成は図１１に示す構成と同様である。２４はピッチ角（ブレード１のハブ２への取り付け角度）であり風速に応じて調整される。２５はヨー角（風車２０の向き）であり風向に応じて調整される。２８はライダー４のレーザービームの走査中心方向である。２９は地形の勾配ベクトルの向きである。
　一般に、ナセル搭載型のライダー４は、ナセル３の方向２７とライダー４のレーザービームの走査中心軸２８は一致している。これは、ナセル３の方向を風向と一致させることで一定時間後に風車２０に到達する風況を正確に計測するためであり、単機設置の場合はこの配置が最も望ましい。
　しかし、図１３に示すように、ファーム周辺の複雑地形の風況を計測する観点から、レーザービームの走査中心軸２８を勾配ベクトル（ｓｌｏｐｅ　ｇｒａｄｉｅｎｔ）の方向２９に設定することが望ましいことがある。
　図５に示すように、１０、１１、１２は等高線であって、この地形の形状は南北方向に伸びた尾根を表している。ここで、５機の風車２０（ＷＴ１～ＷＴ５）は尾根にそって設置されている。こうした尾根伝いに風車２０が配置される形態は多くのファームにおいて採用されている。ここで、西風を想定すると（図５では左方からの風）、ＷＴ２、ＷＴ３、ＷＴ４の風車２０における風況は地形形状から考察して計測値の差が小さい。
　一方で、ＷＴ１とＷＴ５の風車２０は尾根の端部に位置しており、ここに設置されたライダー４はファーム周辺の複雑地形の風況を計測する観点から必要である。そこで、風況計測は、ＷＴ１、ＷＴ３、ＷＴ５の３機の風車２０によって行われる。
　図５では、風向は西を仮定している。実際にはファーム内の風車２０の位置によって風向は異なる。このため、風車２０は、設置位置における風向に従ってライダー４の方向を決めている。図５のような地形の場合、尾根の北端と南端で地形が大きく変化し、これによって風況変化が大きくなっていると考えられ、この領域の風況を把握することがファーム内の風況分布を知る上で重要となる。
　ここで、地形変化の大きさの目安として勾配ベクトル２９（図１３（ａ）参照）を用いる。対象となる地形は水平面内の位置を（ｘ，ｙ）とし、その位置の標高をｈ（ｘ，ｙ）とすることで地形を表すことができる。勾配ベクトルｇｒａｄ　ｈ（ｘ，ｙ）は、下記の数１で表され、これによって地形の勾配の分布を把握することができる。勾配ベクトルｇｒａｄ　ｈ（ｘ，ｙ）は、図６中では、尾根の西側について点線の矢印によって示している。ここで、ｉは水平面内ｘ方向の単位ベクトル、ｊは水平面内ｙ方向の単位ベクトルである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　図６に示す地形では、風車ＷＴ２、ＷＴ３、ＷＴ４の西側付近においては位置による勾配ベクトル２９の変化は少なく、尾根の北端と南端では勾配ベクトル２９の向きが大きく変化している。位置による地形の変化の大きさ、すなわち地形の複雑さは、勾配ベクトル２９の違いに反映されている。勾配ベクトル２９が大きく変化している風車ＷＴ１と風車ＷＴ５の近傍ではライダー４を設置して地形の複雑さによる複雑な風況を計測する必要がある。
　ファーム周辺の風況を知るために、ライダー４の数、ライダー４の設置位置、各設置位置におけるレーザービーム６の方向は、以下の手順で決めることができる。
　まず、ファーム内に配置された全ての風車２０にライダー４を取り付けたと仮定し、レーザービーム６の走査中心軸２８を勾配ベクトル２９の方向に設定する（図１３参照）。
　次に、隣接する風車上のライダー４のレーザービーム６の走査中心軸２８が一致するか、あるいは方向の差が小さい（例えば、１０度以内の角度差）ときは、このレーザービーム６の方向差が小さい隣接風車に設置されたライダー４を取り除く。そして、残ったライダー４でファーム周辺の風況を計測する。
　図６に示した地形に設けられファームにおいて、レーザービーム６の出射方向の差が小さくなるのは風車ＷＴ２、風車ＷＴ３、風車ＷＴ４である。この場合には、風車ＷＴ３のライダー４だけを残す。このようにしてライダー４の数を減らすことにより、最小限の数のライダー４を用いて精度の高い風況の計測が可能になる。
　実施例２では、レーザービームを走査するタイプのライダー４を仮定して、レーザービーム６の方向を走査中心軸２８として規定した。しかし、複数の方向の固定されたレーザービーム６を有するタイプのライダー４については複数のレーザービームの方向の平均の方向をレーザービームの走査中心軸２８と定義しても良い。
　また、レーザービーム６の走査中心軸２８を地形の勾配ベクトル２９の方向に設定すると規定したが、方向を誤差なく一致させる必要はない。レーザービームの走査中心軸２８は、勾配ベクトル２９とナセル方向２７の中間の方位の差をΔψ、勾配ベクトルの方位をψｇ、レーザービームの方向をψｌとしたとき、ψｌは、ψｇ±Δψの範囲にすることで、実施例２の効果を顕著に得ることができる。
　図７を参照して、実施例３の風力発電システムについて説明する。　
  実施例３では、コンピュータで構成される記憶演算装置２１を有するシステムを示す。
　図７に示すように、ファーム内のライダー４の計測情報と風車２０の制御情報を演算装置２１に集める。演算装置２１は、計測情報と制御情報からファーム内の各風車２０（ＷＴ１～ＷＴＮ）の制御信号、例えばピッチ角、ヨー角などを演算する。演算装置２１は、演算した制御信号をファーム内の各風車２０（ＷＴ１～ＷＴＮ）に送る。
　実施例３によれば、各風車２０の発電効率及び疲労荷重を最適化して、ファーム全体の発電効率の向上と疲労荷重の低減を図ることができる。
　図８、図１３を参照して、実施例４の風力発電システムについて説明する。　
  実施例１～３では、ライダー４のレーザービーム６の出射方向は水平面内の範囲で設定した場合を想定して説明してきた。しかし、実際の地形を横方向からみると、図８に示すように起伏を伴っているのが一般的である。
　図８に示すように、風車２０は地形による風の遮蔽効果を避けるために、起伏が極大となる位置に設置される場合が多い。こうした場合には、図１３（ｂ）に示すように、傾斜した地形２２ａに合わせてレーザービーム２８を出射する。これにより、風車２０の周辺の風況分布に関する情報を多く取得でき、風車２０に到達する風況予測の精度を向上することができる。
　図９、図１２を参照して、実施例５の風力発電システムについて説明する。　
  図９は、ファームにおける風車２０の制御システムの一例を示し、図６の風力発電システムにコンピュータで構成される記憶演算装置２１を追加したものである。
　記憶演算装置２１は、ファーム内の風車２０から独立した場所に設置されても良いし、各風車２０に分散して設置してもよい。記憶演算装置２１には、ファーム内の複数の風車２０（ＷＴ１～ＷＴ５）に接続されている。
　図９に示すように、ファーム内のライダー４の風況計測情報と風車２０の制御情報を記憶演算装置２１に集める。記憶演算装置２１は、風況計測情報からファーム内の各風車２０の制御情報（例えば、ピッチ角、ヨー角など）を演算する。記憶演算装置２１は、演算した制御情報をファーム内の各風車２０に送る。
　ファーム内の風車２０（ＷＴ１～ＷＴ５）は、風車２０ごとに、ファーム内のライダー４による風況計測情報とファーム内の風車２０の制御情報に基づいて予測された風況によって個別に制御される。
　このように、風車２０（ＷＴ１～ＷＴ５）を記憶演算装置２１に接続することにより、各風車２０（ＷＴ１～ＷＴ５）からの風況計測情報と記憶演算装置２１からの制御情報が、ファーム内の風車２０と記憶演算装置２１の間で共有される。ファーム内の風車２０の位置における運転情報とライダー４によるファーム周辺の計測情報を統合して使うことによって、ファーム内の風況を高い精度で予測することが可能になる。
　また、演算装置２１に格納された過去の風況計測情報や制御情報を利用した機械学習により予測の精度を向上することができる。
　次に、図１２を参照して、図９の記憶演算装置２１を含む制御装置１２０の構成について説明する。　
  図１２に示すように、風車２０の運転情報計測部３０では、風車２０の出力、発電機回転数、ローター回転数、ヨー角、ピッチ角、ナセル位置の気象情報（風向、風速、温度、湿度、気圧、日照、降雨）、タワーの傾き、ナセル傾斜などの情報などが計測される。
　ライダー４による風況計測部３１では、風車前方の風況（風向、風速）が計測される。
  記憶演算装置２１（図９参照）では、運転情報計測部３０及び風況計測部３１で計測された情報を基にして、ファーム内の各風車２０における風況を予測する。予測情報は制御信号伝達部３２を介してファーム内の各風車２０の運転制御部３３に伝達される。運転制御部３３は、制御信号伝達部３２を介して伝達された予測情報に基づいて、風車２０の制御（ヨー角、ピッチ角）が行われる。
　また、記憶演算装置２１には、ファーム内の地形情報（傾斜方向、勾配ベクトル等）が予め記憶されている。運転制御部３３は、記憶演算装置２１から制御信号伝達部３２を介して伝達された地形情報を制御情報として風車２０のライダー４に送る。ライダー４は、運転制御部３３から送られてきた地形情報に基づいてナセル３の方向とは独立にライダー４のレーザービーム６の出射方向を自動的に変える。
　このように、制御装置１２０は、風車２０が設置されたファーム内の場所の地形に応じた方向にレーザービーム６を出射するようにライダー４を制御する。この際、その時々の風向、風速などを考慮し、地形の傾斜をも判断材料として、レーザービーム６の出射方向を自動的に変えるように制御するのが好ましい。
　尚、図１２における制御は、運転情報計測部３０及び風況計測部３１、制御信号伝達部３２、運転制御部３３の順に処理を行うフィードフォワード（ＦＦ）制御である。しかし、運転情報計測部３０、運転制御部３３、運転情報計測部３０の順に処理を行うフィードバック（ＦＢ）制御を採用しても良い。また、ＦＢ制御とＦＦ制御を併用しても良い。
　図１０を参照して、実施例６の風力発電システムについて説明する。　
  実施例６の風力発電システムは、ナセル３に搭載されたライダー４のレーザービーム６の照射方向を変える機構を有する。ここで、（ａ）、（ｃ）は上面図、（ｂ）、（ｄ）は側面図である。
　図１０（ａ）、（ｂ）に示す機構では、ライダー４の本体をナセル３に固定し、ライダー４に内蔵されたレーザービーム６を出射する光学系によってレーザービーム６の出射角度を決める。この機構では、ライダー４の本体の角度を調整する機構が不要であるが、レーザービーム６を出射する角度の範囲に制限がある。
　図１０（ｃ）、（ｄ）に示す機構では、ライダー４の本体の角度をナセル３に対して変化させる機構を備えることによって、レーザービーム６の出射角度を決める。この機構では、ライダー４の本体の角度を調整する機構を付加する必要があるが、レーザービーム６の出射角度の設定の自由度は大きい。
１　ブレード
２　ハブ
３　ナセル
４　ドップラーライダー
５　タワー
６　レーザービーム
７　レーザービームによる計測領域
２０　風力発電装置
２１　演算装置
２３　ローター
２４　ピッチ回転
２５　ヨー回転
２６　ヨー回転軸
２７　ナセル方位軸
３０　運転情報計測部
３１　風況計測部
３２　制御信号伝達部
３３　運転制御部

Claims (10)

  1. ファームに設置された複数の風力発電装置と、
    複数の前記風力発電装置の少なくとも一つに設置され、レーザービームを出射して前記風力発電装置の周辺の風況を計測するドップラーライダーと、
    前記ドップラーライダーで計測された前記風況に基づいて前記風力発電装置を制御する制御装置と、を有し、
    前記制御装置は、
    前記風力発電装置が設置された前記ファーム内の場所の地形に応じた方向に、前記ドップラーライダーから前記レーザービームが出射するように制御することを特徴とする風力発電システム。
  2. 前記風力発電装置は、
    発電機を備えたナセルと、
    前記ナセルに回転自在に設置されたハブと、
    前記ハブに取り付けられた少なくとも一つのブレードを備え、
    前記ドップラーライダーは、前記ナセルに設置されていることを特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。
  3. 前記ドップラーライダーは、前記ナセルの方向とは独立に前記ドップラーライダーから出射される前記レーザービームの出射方向を自動的に変える機構を有することを特徴とする請求項２に記載の風力発電システム。
  4. 前記ファーム内の場所の地形は傾斜しており、
    前記制御装置は、
    前記ドップラーライダーから出射される前記レーザービームの方向を、前記傾斜した地形の傾斜方向に応じて変えることを特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。
  5. 前記ドップラーライダーが出射する前記レーザービームの走査中心方向は、前記地形の勾配ベクトルの向きに一致していることを特徴とする請求項４に記載の風力発電システム。
  6. 前記ドップラーライダーが出射する前記レーザービームの走査中心方向は、前記地形の勾配ベクトルの向きと前記ナセルの向きの間の所定の向きに一致していることを特徴とする請求項４に記載の風力発電システム。
  7. 前記制御装置は、
    複数の前記風力発電装置にそれぞれ接続されており、
    前記ドップラーライダーで計測された前記風況を風況計測情報として受け取り、
    前記風況計測情報に基づいて制御情報を生成して複数の前記風力発電装置にそれぞれ送り、前記制御情報に基づいて前記風力発電装置を制御することを特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。
  8. 前記制御装置は、
    前記制御情報に基づいて、少なくとも前記風力発電装置の向きを制御することを特徴とする請求項７に記載の風力発電システム。
  9. 前記制御装置は、
    前記風況計測情報に基づいて前記ファーム内の風況分布を予測し、この予測結果に基づいて前記ファーム内の前記風力発電装置を個別に制御することを特徴とする請求項７に記載の風力発電システム。
  10. 前記制御装置は、
    前記ファーム内の前記地形の情報を予め記憶しておき、この記憶された前記地形の情報を前記ドップラーライダーに送り、
    前記ドップラーライダーは、送られてきた前記地形の情報に基づいて前記レーザービームの出射方向を変えることを特徴とする請求項１に記載の風力発電システム。
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