WO2019163326A1 - 風力発電装置とその制御方法 - Google Patents

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WO2019163326A1
WO2019163326A1 PCT/JP2019/000830 JP2019000830W WO2019163326A1 WO 2019163326 A1 WO2019163326 A1 WO 2019163326A1 JP 2019000830 W JP2019000830 W JP 2019000830W WO 2019163326 A1 WO2019163326 A1 WO 2019163326A1
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WO
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wind
yaw
speed
wind direction
deviation angle
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/000830
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
正利 吉村
順弘 楠野
啓 角谷
Original Assignee
株式会社日立製作所
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Publication date
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Classifications

    • 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
    • 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 turbine generator and a control method thereof, and more particularly to a wind turbine generator and a control method thereof capable of improving power generation performance while minimizing an increase in mechanical wear of the wind turbine generator.
  • the horizontal axis wind power generator is equipped with a yaw turning mechanism that turns the nacelle on which the wind turbine rotor is mounted about the vertical axis.
  • a wind direction deviation hereinafter referred to as a yaw deviation angle
  • nacelle azimuth angle a deviation angle between the azimuth angle (hereinafter referred to as nacelle azimuth angle) of the rotation axis of the wind turbine rotor and the wind direction
  • the wind turbine generator receives wind from the rotor.
  • these yaw control methods for example, techniques described in Patent Document 1, Patent Document 2, and Patent Document 3 are known.
  • a wind condition representing a wind direction and a wind speed at a certain point has a fluctuation component having various cycles. Further, the characteristics of the periodic fluctuation component vary depending on the time zone. Since these fluctuation components are randomly included in the wind conditions, a general yaw control method is such that, for example, when the yaw deviation angle for a predetermined period exceeds a predetermined threshold, the yaw deviation angle becomes zero. Rotate the nacelle to yaw. When the yaw deviation angle can always be maintained at zero by the yaw control, the power generation amount is the largest. However, when the fluctuation speed of the wind direction is faster than the turning speed of the nacelle, the nacelle azimuth cannot follow the wind direction.
  • the present invention provides a wind turbine generator that can reduce mechanical yaw while reducing the yaw deviation angle to improve power generation and a control method thereof.
  • a wind turbine generator includes a rotor that rotates by receiving wind, a nacelle that rotatably supports the rotor, a tower that rotatably supports the nacelle, and yaw control.
  • a wind power generator comprising: an adjustment device that adjusts yaw of the nacelle based on a command; and a control device that determines the yaw control command to be sent to the adjustment device, wherein the control device is measured by a wind direction and wind speed measurement unit.
  • a yaw deviation angle calculation unit that calculates a yaw deviation angle from the wind direction and the direction of the rotor, and a control command creation unit that determines the yaw control command based on the yaw deviation angle.
  • the degree of turbulence is high, the drive speed of yaw turning is increased.
  • the method for controlling a wind turbine generator according to the present invention includes a rotor that rotates by receiving wind, a nacelle that rotatably supports the rotor, a tower that supports the nacelle so as to be capable of yaw rotation, and a yaw control command.
  • a wind power generator control method comprising: an adjustment device that adjusts the yaw of the nacelle based on the control device; and a control device that determines the yaw control command to be sent to the adjustment device, wherein the yaw is calculated from the measured wind direction and the direction of the rotor.
  • a deviation angle is calculated, and based on at least the yaw deviation angle, the driving speed of yaw turning is increased when the degree of turbulence in the wind condition is high.
  • the wind power generator which can suppress mechanical exhaustion, and its control method, reducing a yaw deviation angle and improving electric power generation amount.
  • the followability of the nacelle azimuth to the wind direction during yaw turning is improved by increasing the yaw driving speed.
  • an increase in mechanical wear of the yaw turning mechanism is suppressed by not increasing the yaw driving speed. Therefore, power generation performance is improved by improving the followability to the wind direction while suppressing an increase in mechanical wear.
  • FIG. 1 It is a side view which shows the whole schematic structure of the wind power generator of Example 1 which concerns on one Example of this invention. It is a top view (plan view) of the wind turbine generator shown in FIG. It is a block diagram which shows the function of the yaw control part which comprises the control apparatus shown in FIG. It is a figure which shows an example of the result of having analyzed the frequency of the accumulation
  • FIG. It is a schematic diagram which shows the effect of the yaw control part which concerns on Example 1.
  • FIG. It is a block diagram which shows the function of the yaw control part of Example 2 which concerns on the other Example of this invention.
  • FIG. 1 is a side view showing an overall schematic configuration of a wind turbine generator of Example 1 according to an embodiment of the present invention.
  • the wind turbine generator 1 includes a rotor 4 including a plurality of blades 2 and a hub 3 that connects the blades 2.
  • the rotor 4 is connected to the nacelle 5 via a rotating shaft (not shown in FIG. 1), and the position of the blade 2 can be changed by rotating.
  • the nacelle 5 supports the rotor 4 in a rotatable manner.
  • the nacelle 5 includes a generator 6, and the rotor 4 rotates when the blade 2 receives wind, and the rotating force rotates the generator 6 to generate electric power.
  • the nacelle 5 is installed on the tower 7 and can be turned around the vertical axis by a yaw turning mechanism 8 (also referred to as an adjusting device).
  • the control device 9 controls the yaw turning mechanism 8 based on the wind direction detected from the wind direction and the wind speed sensor 10 that detects the wind direction and the wind speed, and the wind speed Vw.
  • the wind direction wind speed sensor 10 may be a Lidar (for example, Doppler rider), an ultrasonic wind direction anemometer, a cup type wind direction anemometer, or the like, or may be attached to a wind power generator such as a nacelle or a tower. It may be attached to the mast or the like by a separate structure from the power generation device.
  • the yaw turning mechanism 8 includes a yaw bearing, a yaw gear (yaw turning gear), a yaw turning motor, a yaw brake, and the like.
  • a pitch actuator that can change the angle of the blade 2 with respect to the hub 3
  • a power sensor that detects active power and reactive power output from the generator 6, and the like are provided at appropriate positions.
  • FIG. 1 shows a downwind type in which power is generated by the wind direction from the nacelle 5 toward the blade 2, but an upwind type in which power is generated by a wind direction from the blade 2 toward the nacelle 5 may also be used.
  • FIG. 2 is a top view (plan view) of FIG.
  • the wind direction defined as the predetermined reference direction is defined as ⁇ w
  • the rotor rotation axis direction defined as the predetermined reference direction is defined as ⁇ r
  • the yaw deviation angle that is the deviation angle from the wind direction ⁇ w to the rotor shaft angle ⁇ r is defined as ⁇ .
  • the “predetermined reference direction” is, for example, a reference direction with north being 0 °.
  • the wind direction ⁇ w may be a value acquired for each measurement cycle, an average direction for a predetermined period, or a direction calculated based on a surrounding wind condition distribution.
  • the rotor shaft angle ⁇ r may be a direction in which the rotor rotation axis faces, a nacelle direction, a value measured by an encoder of a yaw turning unit, or the like.
  • FIG. 3 is a block diagram showing the function of the yaw control unit constituting the control device shown in FIG.
  • the yaw control unit 300 includes a yaw deviation angle calculation unit 301 that calculates a yaw deviation angle ⁇ , a drive speed calculation unit 310 that calculates a drive speed Vy of yaw rotation, a yaw deviation angle ⁇ and a drive speed.
  • the control command generation unit 305 determines a yaw control command Cy for controlling start / drive / stop of yaw rotation based on Vy.
  • the drive speed calculation unit 310 includes a data storage unit 302, a data analysis unit 303, and a drive speed calculation unit 304.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 determines the yaw deviation angle ⁇ based on the rotor shaft angle ⁇ r and the wind direction ⁇ w.
  • the yaw deviation angle ⁇ is a difference between the wind direction ⁇ w and the rotor shaft angle ⁇ r, and indicates how far the rotor shaft is from the wind direction.
  • the wind direction ⁇ w is not limited to the value detected from the wind direction and wind speed sensor 10 installed in the nacelle 5, and may be a value installed on the ground or another place.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 is a filter (low-pass filter) that passes only a predetermined frequency region of the yaw deviation angle ⁇ represented by a low-pass filter, or a value of a predetermined period immediately before represented by a moving average.
  • a statistical value using an average value may be used.
  • a Fourier transform may be performed.
  • the data accumulating unit 302 constituting the driving speed calculating unit 310 in FIG. 3 accumulates the data of the wind direction ⁇ w detected from the wind direction / wind speed sensor 10 and outputs the accumulated data of the accumulated wind direction ⁇ w as appropriate.
  • the wind speed Vw data is accumulated instead of the wind direction ⁇ w, and the accumulated wind speed Vw accumulation data is output as appropriate.
  • the accumulated data of the wind direction ⁇ w is mainly used for calculating the driving speed.
  • the data analysis unit 303 in the drive speed calculation unit 310 in FIG. 3 outputs feature data based on the accumulated data of the wind direction ⁇ w.
  • a frequency analysis method for accumulated data is used here. 4 and 5 show an example of the result of frequency analysis of the accumulated data of the wind direction ⁇ w. 4 and 5, the horizontal axis indicates the frequency, and the vertical axis indicates the magnitude of the wind direction component ⁇ f that represents the variation in the wind direction based on the frequency.
  • FIG. 4 shows an example of the frequency analysis result during a period in which the wind direction fluctuation is relatively small, which is characterized in that the wind direction component ⁇ f shows a small value.
  • FIG. 5 shows an example of the frequency analysis result during a period in which the wind direction variation is relatively larger than that in FIG. 4, and is characterized in that the wind direction component ⁇ f shows a large value.
  • the frequency region is roughly in the range of 10 ⁇ 4 to 10 ⁇ 0 Hz so as to cope with wind direction fluctuations that are somewhat frequent.
  • the frequency region is more preferably in the range of 10 ⁇ 3 to 10 ⁇ 1 Hz.
  • the range of this frequency region is limited to the frequency region of the yaw deviation angle ⁇ that can be reduced by yaw control. That is, the upper limit of the range is preferably the above value for the purpose of removing a high frequency component in which the influence of errors due to the structure of the wind direction / wind speed sensor 10 and noise appears. The lower limit of the range is preferably the above value for the purpose of removing low frequency components that are less affected by the difference in the value of the driving speed Vy. After frequency analysis of the accumulated data of the wind direction, the average value or total value of the obtained frequency components in a predetermined period is calculated to obtain the wind condition characteristic data.
  • the drive speed calculation unit 304 included in the drive speed calculation unit 310 illustrated in FIG. 3 determines the drive speed Vy for yaw rotation based on the feature data. Specifically, the drive speed calculation unit 304 drives when the feature data indicating the tendency of FIG. 4 with a small wind direction component ⁇ f is small and when the feature data indicating the tendency of FIG. 5 with a large wind direction component ⁇ f is large.
  • the speed Vy is adjusted so as to be changed. For example, in the case of FIG. 4 where the wind direction component ⁇ f is small, the driving speed Vy is decreased, and in the case of FIG. 5 where the wind direction component ⁇ f is large, the driving speed Vy is increased.
  • the reason for the adjustment method of the driving speed Vy will be described.
  • the drive speed Vy is low, the yaw turning speed is lowered, so that mechanical wear of the yaw turning mechanism 8 is reduced.
  • the nacelle direction followability with respect to wind direction fluctuations deteriorates, if a large wind direction fluctuation occurs that is faster than the yaw turning speed, the yaw deviation angle ⁇ during yaw turning increases, resulting in a decrease in power generation and wind power generation.
  • the radial load on the device 1 increases.
  • the driving speed Vy is high, the followability of the nacelle direction with respect to the wind direction fluctuation is improved.
  • the yaw deviation angle ⁇ during yaw turning is reduced.
  • the radial load on the wind turbine generator 1 decreases.
  • the mechanical wear of the yaw turning mechanism 8 increases.
  • the wind direction component ⁇ f is small, that is, if the wind direction fluctuation with a certain high frequency is small, the effect of increasing mechanical wear becomes higher than the effect of improving the power generation amount by increasing the drive speed Vy. It is preferable to reduce the driving speed Vy.
  • the driving speed calculation unit 310 analyzes the frequency of the wind direction data from the wind direction wind speed sensor 10 to obtain the frequency components in a predetermined frequency region, and sets the total or average value of the frequency components. Based on this, the drive speed Vy is created (calculated).
  • the driving speed calculation unit 304 may not output the driving speed Vy sequentially, and may output it at an arbitrary cycle or timing.
  • the control command creation unit 305 determines the yaw control command Cy based on the yaw deviation angle ⁇ and the drive speed Vy.
  • a yaw control command Cy for starting yaw turning is output to the yaw turning mechanism 8.
  • the yaw turning mechanism 8 operates so as to turn the nacelle 5 yaw in a direction to reduce the yaw deviation angle ⁇ .
  • yaw turning is performed at a turning speed based on the drive speed Vy.
  • a yaw control command Cy for stopping the yaw turning is output to the yaw turning mechanism 8.
  • FIG. 6 is a flowchart showing an outline of processing of the yaw control unit 300 shown in FIG.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 determines the rotor shaft angle ⁇ r, and proceeds to the next step S602.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 determines the wind direction ⁇ w, and the process proceeds to the next step S603.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 determines the yaw deviation angle ⁇ based on the rotor shaft angle ⁇ r and the wind direction ⁇ w, and the process proceeds to the next step S604.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 executes the processing from step S601 to step S603.
  • step S604 the data accumulating unit 302 constituting the driving speed calculating unit 310 accumulates the value of the wind direction ⁇ w corresponding to the time, and proceeds to the next step S605.
  • step S605 the data analysis unit 303 constituting the drive speed calculation unit 310 determines feature data based on the accumulated data, and the process proceeds to the next step S606.
  • step S606 the drive speed calculation unit 304 included in the drive speed calculation unit 310 determines the drive speed Vy, and the process proceeds to the next step S607. In this manner, the drive speed calculation unit 310 executes the processing from step S604 to step S606.
  • step S607 after the control command creation unit 305 determines the yaw control command Cy based on the yaw deviation angle ⁇ and the drive speed Vy, a series of processing ends.
  • FIG. 7 is a schematic diagram illustrating the effect of the yaw control unit 300 according to the first embodiment, and the horizontal axis indicates the common time.
  • the vertical axis in the upper part of FIG. 7 indicates the rotor shaft angle ⁇ r and the wind direction ⁇ w
  • the vertical axis in the middle part of FIG. 7 indicates the yaw deviation angle ⁇
  • a broken line in FIG. 7 shows a result when the drive speed Vy is always low as a comparative example when the yaw control unit 300 according to the present embodiment is not applied.
  • the solid line shows the result when the yaw control unit 300 according to the first embodiment of the present invention is applied.
  • the wind direction ⁇ w changes greatly to the + side while repeating small fluctuations.
  • yaw turning is started from time T1
  • the rotor shaft angle ⁇ r follows the wind direction ⁇ w
  • yaw turning is stopped at time T2.
  • yaw turning is started at time T1
  • the yaw turning speed is lower than that of the present embodiment
  • yaw turning is stopped at time T3 later than time T2. Therefore, since the present embodiment has better followability to the wind direction ⁇ w than the comparative example during the yaw turning, the yaw deviation angle ⁇ during the period from time T1 to time T3 is as shown in the middle of FIG.
  • This example is smaller than the comparative example. Therefore, as shown in the lower part of FIG. 7, the power generation output Pe during this period (period from time T1 to time T3) is larger in this embodiment than in the comparative example. That is, this example shows that the annual power generation amount is higher than that of the comparative example. Further, in the present embodiment, since the period during which the yaw deviation angle ⁇ is small is longer, the radial load applied to the wind turbine generator 1 is reduced, and mechanical wear can be reduced.
  • a wind turbine generator capable of suppressing mechanical wear while reducing the yaw deviation angle and improving the power generation amount, and a control method thereof.
  • the drive speed Vy is increased.
  • the drive speed Vy is increased.
  • the increase in mechanical wear is more effective than the improvement in the amount of power generation, so the drive speed Vy is lowered.
  • the wind turbine generator has a function of immediately suppressing or stopping power generation. is there.
  • the yaw turning speed is higher than that of the comparative example, and the followability to the wind direction ⁇ w is good. Therefore, the yaw deviation angle ⁇ is unlikely to be excessive. Therefore, the opportunity for power generation to be suppressed or stopped due to an excessive yaw deviation angle ⁇ is reduced, which is effective in improving the power generation amount.
  • FIG. 8 is a block diagram showing functions of the yaw control unit of the second embodiment according to another embodiment of the present invention.
  • the present embodiment is different from the above-described first embodiment in that the drive speed Vy is set in the control device 9 in advance as a fixed setting value based on past experience or calculation, and is operated offline.
  • Other configurations are the same as those of the first embodiment.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals.
  • the drive speed calculation unit 310 is configured to calculate and update the drive speed Vy at every control cycle or at an appropriate timing.
  • the yaw control unit 800 of this embodiment shown in FIG. 8 starts the yaw rotation based on the yaw deviation angle calculation unit 301 for obtaining the yaw deviation angle ⁇ and the yaw deviation angle ⁇ and the driving speed Vy / drive /
  • the control command generation unit 305 determines the yaw control command Cy for controlling the stop, and does not include the drive speed calculation unit 310 that calculates the drive speed Vy.
  • the drive speed Vy given to the control command creation unit 305 is preset in the control command creation unit 305 constituting the yaw control unit 800 in advance, or is set from the outside by the drive speed input unit 806 at an appropriate timing.
  • the driving speed input unit 806 is an input device such as a keyboard and may be input by an operator.
  • the function of the driving speed calculation unit 310 shown in the first embodiment is configured in an analysis device provided in a place different from the wind power plant. For example, in the research and design stages before the wind power plant construction. Based on the obtained environmental conditions, a driving speed Vy in a typical wind condition of the wind power plant is calculated in advance and incorporated in the yaw control unit 800 as a preset value.
  • the typical wind conditions may be prepared, for example, every season or every evening or morning, and may be switched and used under appropriate conditions.
  • the function of the drive speed calculation unit 310 shown in the first embodiment is configured in an analysis device provided in a place different from the wind power plant, for example, an operation stage after installing the wind power plant.
  • a driving speed Vy in a typical wind condition of the wind power plant is calculated from the observed environmental conditions, and a control command generation unit in the yaw control unit 800 is provided via a driving speed input unit 806 provided with a communication unit.
  • the setting of the driving speed Vy is not of a type that is immediately supported on-line according to the wind conditions at the site, but is operated by giving a value obtained offline at an appropriate timing.
  • the control based on the optimized driving speed can be updated so that the control according to the present invention can be installed on the existing windmill without major modification. It can be performed.
  • FIG. 9 is a block diagram showing functions of the yaw control unit of the third embodiment according to another embodiment of the present invention.
  • the present embodiment is different from the first embodiment in that the data accumulating unit 902 constituting the driving speed calculating unit 910 of the yaw control unit 900 accumulates data of the wind speed Vw instead of the wind direction ⁇ w.
  • Other configurations are the same as those of the first embodiment.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals.
  • the yaw control unit 900 includes a yaw deviation angle calculation unit 301 that calculates a yaw deviation angle ⁇ , a drive speed calculation unit 910 that calculates a drive speed Vy of the yaw deviation angle ⁇ , and a yaw deviation angle ⁇ .
  • the control command generator 305 determines a yaw control command Cy for controlling start / drive / stop of yaw turning based on the drive speed Vy.
  • the drive speed calculation unit 910 includes a data storage unit 902, a data analysis unit 903, and a drive speed calculation unit 904.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 and the control command generation unit 305 are the same as in the first embodiment, but the input of the data storage unit 902 constituting the drive speed calculation unit 910 is the wind speed Vw. This is different from the first embodiment.
  • the data accumulating unit 902 constituting the driving speed calculating unit 910 outputs accumulated data of the wind speed Vw based on the wind speed Vw detected from the wind direction wind speed sensor 10. Note that the wind speed Vw measured here is detected from the wind direction wind speed sensor 10 fixed to the nacelle 5, and is the wind speed in the direction in which the nacelle 5 faces at that time.
  • the data analysis unit 903 constituting the drive speed calculation unit 910 outputs feature data based on the accumulated data of the wind speed Vw.
  • the feature data in this case is the turbulence intensity Iref in a predetermined period.
  • the turbulence intensity Iref is obtained by a ratio between the standard deviation Vv of the wind speed and the average value Vave of the wind speed in a predetermined period. That is, the data analysis unit 903 outputs the turbulent intensity Iref as feature data by calculating the following equation (1).
  • Iref Vv / Vave (1)
  • the drive speed calculation unit 904 that constitutes the drive speed calculation unit 910 determines the drive speed Vy based on the turbulence intensity Iref that is characteristic data.
  • the process of the yaw control unit 900 by applying the process of the yaw control unit 900, the same effect as that of the first embodiment can be realized by a simpler process.
  • the wind power generator 1 of Example 4 which concerns on the other Example of this invention is demonstrated.
  • the wind power generator 1 of the present embodiment has the same configuration as the yaw control unit 300 of the first embodiment described above, but the processing in the data analysis unit 303 and the drive speed calculation unit 304 is different.
  • the data analysis unit 303 constituting the driving speed calculation unit 310 of the present embodiment calculates the standard deviation ⁇ of the wind direction ⁇ w in a predetermined period by statistical analysis based on the wind direction ⁇ w, and outputs it as wind condition characteristic data.
  • the drive speed calculation unit 304 included in the drive speed calculation unit 310 determines the drive speed Vy of yaw control based on the standard deviation ⁇ that is feature data.
  • the standard deviation ⁇ of the wind direction ⁇ w is relatively large
  • the drive speed Vy is increased.
  • the standard deviation ⁇ of the wind direction ⁇ w is relatively small
  • the driving speed Vy is lowered. This is because there is a positive correlation between the average value and the total value of the frequency components of the wind direction ⁇ w in Example 1 and the standard deviation ⁇ of the wind direction ⁇ w in this example, and when the wind direction fluctuation is severe, the standard deviation ⁇ of the wind direction ⁇ w This is because the standard deviation ⁇ of the wind direction ⁇ w is small when the wind direction variation is gentle.
  • the same effect as that of the first embodiment can be realized by a simpler process.
  • FIG. 10 is a block diagram showing functions of the yaw control unit of the fifth embodiment according to another embodiment of the present invention.
  • the present embodiment is different from the first embodiment in that the data storage section 1002 constituting the drive speed calculation section 1010 of the yaw control section 1000 stores data on the wind speed Vw in addition to the wind direction ⁇ w.
  • Other configurations are the same as those of the first embodiment.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals.
  • the yaw control unit 1000 includes a yaw deviation angle calculation unit 301 that calculates the yaw deviation angle ⁇ , a drive speed calculation unit 1010 that calculates the drive speed Vy of the yaw deviation angle ⁇ , and a yaw deviation angle ⁇ .
  • the control command generator 305 determines a yaw control command Cy for controlling start / drive / stop of yaw turning based on the drive speed Vy.
  • the drive speed calculation unit 1010 includes a data storage unit 1002, a data analysis unit 1003, and a drive speed calculation unit 1004.
  • the yaw deviation angle calculation unit 301 and the control command generation unit 305 are the same as those in the first embodiment, but the wind speed Vw is input to the data storage unit 1002 constituting the drive speed calculation unit 1010. Is different from the first embodiment.
  • the data accumulating unit 1002 constituting the driving speed calculating unit 1010 outputs accumulated data of the wind direction ⁇ w and the wind speed Vw based on the wind direction ⁇ w and the wind speed Vw detected from the wind direction / wind speed sensor 10.
  • the wind speed Vw measured here is detected from the wind direction wind speed sensor 10 fixed to the nacelle 5, and is the wind speed in the direction in which the nacelle 5 faces at that time.
  • the data analysis unit 1003 constituting the driving speed calculation unit 1010 outputs feature data based on the accumulated data of the wind direction ⁇ w. Further, based on the accumulated data of the wind speed Vw, the average wind speed Vwave during a predetermined period is output.
  • the drive speed calculation unit 1004 constituting the drive speed calculation unit 1010 determines the drive speed Vy based on the feature data as in the first embodiment, and / or when the average wind speed Vwave is low and / or power is not generated. When the average wind speed Vwave is high and reaches the rated output, the drive speed Vy is set to a low value.
  • the amount of power generation can be improved to the same extent as in the first embodiment, and mechanical wear can be reduced as compared with the first embodiment.
  • the wind turbine generator 1 of Example 6 which concerns on the other Example of this invention is demonstrated.
  • the wind turbine generator 1 of the present embodiment has the same configuration as the yaw control unit 1000 of the fifth embodiment described above, but the processing in the drive speed calculation unit 1004 is different from that of the fifth embodiment.
  • the drive speed Vy is determined based on the total or average value of the wind direction component ⁇ f, which is characteristic data, and the average wind speed Vwave, as in the fifth embodiment.
  • the drive speed Vy is also increased when the total value or the average value of the wind direction components ⁇ f is small. This is to suppress an increase in the radial load with respect to the yaw deviation angle ⁇ and an increase in mechanical wear of the wind turbine generator 1 as the wind speed Vw increases.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiments, and various modifications can be made.
  • the above-described embodiments are illustrated for easy understanding of the present invention, and are not necessarily limited to those having all the configurations described.
  • a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment.
  • the control lines and information lines shown in the figure are those that are considered necessary for the explanation, and not all the control lines and information lines that are necessary on the product are shown. Actually, it may be considered that almost all the components are connected to each other.
  • the data storage unit 302, the data analysis unit 303, and the drive speed calculation unit 304 in the yaw control units 300, 800, 900, and 1000 may be provided in an external device instead of the control device 9.
  • the drive speed Vy of yaw control calculated in the present invention may be applied to other wind turbine generators 1 at the same site or wind turbine generators 1 at other sites where wind conditions are close.
  • the data storage unit 302 in the yaw control units 300, 800, 900, and 1000 may be configured to hold only wind condition data accumulated in the past without sequentially inputting wind condition data including the wind direction ⁇ w. Good.
  • the wind direction and wind speed sensor 10 is installed on the nacelle 5, but it may be installed in the nacelle 5 or around the wind power generator 1 instead of this location.
  • the driving speed Vy may be set in a stepwise manner, or may be set continuously like a straight line or a curve.

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Abstract

ヨー偏差角を低減して発電量を向上しつつ、機械的消耗を抑制し得る風力発電装置とその制御方法を提供する。風力発電装置（１）は、風を受けて回転するロータ（４）、ロータ（４）を回転可能に支持するナセル（５）、ナセル（５）をヨー旋回可能に支持するタワー（７）、ヨー制御指令に基づいてナセル（５）のヨーを調整する調整装置（８）、及び、調整装置（８）に送るヨー制御指令を定める制御装置（９）を備える。制御装置（９）は、風向風速測定部により測定された風向とロータ（４）の方向からヨー偏差角を算出するヨー偏差角計算部（３０１）と、ヨー偏差角に基づきヨー制御指令を定める制御指令作成部（３０５）を備え、制御指令作成部（３０５）は、風況の乱れ度が高い場合、ヨー旋回の駆動速度を高くする。

Description

風力発電装置とその制御方法
　本発明は、風力発電装置とその制御方法に係り、風力発電装置の機械的消耗の増加を最小限にしつつ、発電性能を向上させることが可能な風力発電装置とその制御方法に関する。
　水平軸型の風力発電装置では、風車ロータを搭載するナセルを垂直軸まわりに旋回させるヨー旋回機構が備わっている。風力発電装置は、風車ロータの回転軸の方位角（以下、ナセル方位角と呼ぶ）と風向との偏差角を表す風向偏差（以下、ヨー偏差角と呼ぶ）が生じた場合、ロータの受風面積の減少により発電効率が低下するのを防ぐため、ヨー旋回機構を制御してヨー偏差角をなくすように動作することが知られている。これらヨー制御の方法として例えば、特許文献１、特許文献２、特許文献３に記載される技術が知られている。
特開２０１０―１０６７２７号公報 米国特許第９２７３６６８号公報 米国公開２０１４／０１５２０１３号公報
　ある地点における風向や風速を表す風況は、様々な周期を持つ変動成分を有する。また、時間帯によってもその周期的な変動成分の特徴が異なる。風況には、これらの変動成分がランダムに含まれるため、一般的なヨー制御方法は、例えばある所定期間のヨー偏差角が所定の閾値を超えた場合に、ヨー偏差角がゼロになるようにナセルをヨー旋回させる。
　
　ヨー制御によりヨー偏差角を常にゼロに維持できた時、最も発電量が多くなる。しかし、ナセルの旋回速度よりも風向の変動速度の方が速い場合、ナセル方位角を風向に追従できない。また、風向の変動頻度が高く、ヨー旋回中に風向が逆方向に変わる場合、ヨー制御の応答遅れによりヨー偏差角が高い状態でナセルを停止させてしまう。これらの場合、ヨー偏差角をゼロに維持することは困難である。しかし、ナセルの旋回速度を高くし過ぎたり、ヨー偏差角に対して過敏にヨー旋回させると、ナセル旋回機構やナセルの旋回を停止するブレーキ機構の機械的消耗が発生する。この制御方法を用いて、ヨー偏差角を積極的に抑制しようとすると、機械的摩耗が大きくなる恐れがある。
　特許文献１に開示される方法では、特にある地点の風況の乱れ度が高い場合、短期間に大きく風向が変動すると、ヨー旋回速度が風向に追従できず、ヨー旋回中のヨー偏差角が大きくなってしまう。したがって、ヨー偏差角を抑制できずに発電性能が低下するのみならず、ヨー偏差角が大きくなりすぎて、風力発電装置の横または斜めから風を受けることで発生するラジアル荷重が必要以上に増加し、機械的消耗が増加する可能性がある。　
　そこで、本発明は、ヨー偏差角を低減して発電量を向上しつつ、機械的消耗を抑制し得る風力発電装置とその制御方法を提供する。
　上記課題を解決するため、本発明に係る風力発電装置は、風を受けて回転するロータと、前記ロータを回転可能に支持するナセルと、前記ナセルをヨー旋回可能に支持するタワーと、ヨー制御指令に基づいて前記ナセルのヨーを調整する調整装置と、前記調整装置に送る前記ヨー制御指令を定める制御装置とを備える風力発電装置であって、前記制御装置は、風向風速測定部により測定された風向と前記ロータの方向からヨー偏差角を算出するヨー偏差角計算部と、前記ヨー偏差角に基づき前記ヨー制御指令を定める制御指令作成部を備え、前記制御指令作成部は、風況の乱れ度が高い場合、ヨー旋回の駆動速度を高くすることを特徴とする。　
　また、本発明に係る風力発電装置の制御方法は、風を受けて回転するロータと、前記ロータを回転可能に支持するナセルと、前記ナセルをヨー旋回可能に支持するタワーと、ヨー制御指令に基づいて前記ナセルのヨーを調整する調整装置と、前記調整装置に送る前記ヨー制御指令を定める制御装置とを備える風力発電装置の制御方法であって、測定された風向と前記ロータの方向からヨー偏差角を算出し、少なくとも前記ヨー偏差角に基づき、風況の乱れ度が高い場合、ヨー旋回の駆動速度を高くすることを特徴とする。
　本発明によれば、ヨー偏差角を低減して発電量を向上しつつ、機械的消耗を抑制し得る風力発電装置とその制御方法を提供することが可能となる。　
　具体的には、ある程度高い頻度の風向変動が多い場合、ヨー駆動速度を速くすることで、ヨー旋回中の風向に対するナセル方位角の追従性が向上する。また、ある程度高い頻度の風向変動が少ない場合、ヨー駆動速度を速くしないことで、ヨー旋回機構の機械的消耗の増加を抑制する。したがって、機械的消耗の増加を抑制しつつ、風向への追随性の向上により発電性能が向上する。さらに、ヨー偏差角が低減することで、風力発電装置へのラジアル荷重も低減し、機械的消耗を低減できる。よって、風力発電装置の発電性能の向上と機械的消耗の低減を両立させることが可能な風力発電装置とその制御方法を提供できる。　
　上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。
本発明の一実施例に係る実施例１の風力発電装置の全体概略構成を示す側面図である。 図１に示す風力発電装置の上面図（平面図）である。 図１に示す制御装置を構成するヨー制御部の機能を示すブロック線図である。 風向θｗの蓄積データを周波数分析した結果の一例を示す図である。 風向θｗの蓄積データを周波数分析した結果の他の例を示す図である。 図３に示すヨー制御部の処理概要を示すフローチャートである。 実施例１に係るヨー制御部の効果を示す概要図である。 本発明の他の実施例に係る実施例２のヨー制御部の機能を示すブロック線図である。 本発明の他の実施例に係る実施例３のヨー制御部の機能を示すブロック線図である。 本発明の他の実施例に係る実施例５のヨー制御部の機能を示すブロック線図である。
　以下、図面を用いて本発明の実施例について説明する。
　図１は、本発明の一実施例に係る実施例１の風力発電装置の全体概略構成を示す側面図である。図１に示すように、風力発電装置１は、複数のブレード２と、ブレード２を接続するハブ３とで構成されるロータ４を備える。ロータ４は、ナセル５に回転軸（図１では省略する）を介して連結されており、回転することでブレード２の位置を変更可能である。ナセル５は、ロータ４を回転可能に支持している。ナセル５は、発電機６を備え、ブレード２が風を受けることでロータ４が回転し、その回転力が発電機６を回転させることで電力を発生させることができる。
　ナセル５は、タワー７上に設置されており、ヨー旋回機構８（調整装置とも称される）によって垂直軸まわりにヨー旋回可能である。制御装置９は、風向と風速とを検出する風向風速センサ１０から検出した風向や、風速Ｖｗに基づいて、ヨー旋回機構８を制御する。風向風速センサ１０は、Ｌｉｄａｒ（例えば、ドップラーライダー）、超音波風向風速計、カップ式風向風速計等であってもよく、ナセルやタワー等の風力発電装置に取り付けられていてもよいし、風車発電装置とは別構造物でマスト等に取り付けられていてもよい。
　なお、ヨー旋回機構８は、ヨーベアリングやヨーギア（ヨー旋回用歯車）、ヨー旋回モータ、ヨーブレーキ等から構成されている。また、ハブ３に対するブレード２の角度を変更可能なピッチアクチュエータ、発電機６が出力する有効電力や無効電力を検出する電力センサ等を適宜位置に備えている。また、図１は、ナセル５からブレード２に向かう風向の風で発電するダウンウィンド式であるが、ブレード２からナセル５に向かう風向の風で発電するアップウィンド式であってもよい。
　図２は、図１の上面図（平面図）である。所定の基準方向となす風向をθｗ、所定の基準方向となすロータ回転軸の方向をθｒ、風向θｗからロータ軸角度θｒまでの偏差角であるヨー偏差角をΔθと定義し、これらの関係を図示している。ここで、「所定の基準方向」とは、例えば、北を０°として基準方向とする。なお、北に限らず基準となる方向を任意に設定しても良い。なお、風向θｗは、計測周期ごとに取得された値であってもよいし、所定期間の平均方向であってもよいし、周辺の風況分布に基づき算出された方向であってもよい。また、ロータ軸角度θｒは、ロータ回転軸の向く方向であってもよいし、ナセルの方向であってもよいし、ヨー旋回部のエンコーダにより計測された値等であってもよい。
　図３から図７を用いて、本実施例に係る風力発電装置１の制御装置９を構成するヨー制御部３００について説明する。　
　図３は、図１に示す制御装置を構成するヨー制御部の機能を示すブロック線図である。図３に示すように、ヨー制御部３００は、ヨー偏差角Δθを求めるヨー偏差角計算部３０１と、ヨー旋回の駆動速度Ｖｙを算出する駆動速度算出部３１０と、ヨー偏差角Δθと駆動速度Ｖｙに基づいてヨー旋回の開始／駆動／停止を制御するヨー制御指令Ｃｙを定める制御指令作成部３０５により構成されている。駆動速度算出部３１０は、データ蓄積部３０２、データ分析部３０３、駆動速度計算部３０４により構成されている。
　このうちヨー偏差角計算部３０１は、ロータ軸角度θｒと風向θｗに基づき、ヨー偏差角Δθを決定する。このヨー偏差角Δθは図２に示すように、風向θｗとロータ軸角度θｒの差分であり、ロータ軸が風向からどれくらいずれているかを示す。ここで、風向θｗはナセル５に設置された風向風速センサ１０から検出した値に限定せず、地面や他の場所に設置された値を利用するものであってもよい。また、ヨー偏差角計算部３０１は、ローパスフィルタに代表される、ヨー偏差角Δθの所定周波数領域のみを通過させるフィルタ（ローパスフィルタ）や、移動平均に代表される、直前の所定期間の値の平均値を利用する統計値を用いたものであってもよい。あるいはフーリエ変換をおこなうものであってもよい。
　図３の駆動速度算出部３１０を構成するデータ蓄積部３０２は、風向風速センサ１０から検出した風向θｗのデータを蓄積し、適宜蓄積した風向θｗの蓄積データを出力する。なお、後述する実施例３においては、風向θｗに代えて風速Ｖｗのデータを蓄積し、適宜蓄積した風速Ｖｗの蓄積データを出力する。本実施例では、主として風向θｗの蓄積データを駆動速度算出に利用する。
　図３の駆動速度算出部３１０内のデータ分析部３０３は、風向Θｗの蓄積データに基づき、特徴データを出力する。特徴データを計算する手法として、ここでは蓄積データの周波数分析手法を用いる。
図４と図５は、風向θｗの蓄積データを周波数分析した結果の一例を示している。図４と図５の横軸は周波数、縦軸は周波数に基づく風向の変動量を表す風向成分θｆの大きさを示している。　
　図４は、風向変動が比較的小さい期間の周波数分析結果の一例を示しており、風向成分θｆが小さな値を示している点に特徴がある。図５は、図４よりも風向変動が比較的大きい期間の周波数分析結果の一例を示しており、風向成分θｆが大きな値を示している点に特徴がある。
　なお周波数領域をどのように設定すべきかは、各風力発電装置が設置された場所の環境事情、ヨー制御部３００の計算能力、ヨー偏差角計算部３０１で用いるフィルタの設定値、ヨー旋回の駆動速度、ヨー駆動量等に応じて適宜設定されればよいが、ある程度頻度の高い風向変動に対応するよう、大まかには周波数領域は１０－４乃至１０－０Ｈｚの範囲とするのが好ましい。もしくは、周波数領域は１０－３乃至１０－１Ｈｚの範囲とするのがさらに好ましい。
　この周波数領域の範囲は、ヨー制御によって低減できるヨー偏差角Δθの周波数領域に限定している。すなわち、範囲の上限は、風向風速センサ１０の構造やノイズに起因する誤差の影響が現れる高周波数成分を除去することを目的として上記の値が好ましい。また、範囲の下限は、駆動速度Ｖｙの値の違いによる影響が少なくなる低周波数成分を除去することを目的として上記の値が好ましい。　
　風向の蓄積データを周波数分析した後、得られた所定の期間における周波数成分の平均値もしくは合計値を計算し、風況の特徴データを求める。
　図３に示す駆動速度算出部３１０を構成する駆動速度計算部３０４は、特徴データに基づき、ヨー旋回の駆動速度Ｖｙを決定する。　
　具体的には駆動速度計算部３０４においては、風向成分θｆが小さい図４の傾向を示す特徴データが小さい場合と、風向成分θｆが大きい図５の傾向を示す特徴データが大きい場合とで、駆動速度Ｖｙの大きさが変更されるように調整される。例えば風向成分θｆが小さい図４の場合は駆動速度Ｖｙを低くし、風向成分θｆが大きい図５の場合は駆動速度Ｖｙを高くする。
　ここで、駆動速度Ｖｙの調整方法の理由について説明する。まず、駆動速度Ｖｙが低い場合、ヨー旋回速度が低くなるため、ヨー旋回機構８の機械的消耗が低減する。しかし、風向変動に対するナセル方位の追従性が悪くなるため、ヨー旋回速度より変動が速く大きな風向変動が発生すると、ヨー旋回中のヨー偏差角Δθが大きくなるため発電量が少なくなるとともに、風力発電装置１へのラジアル荷重が増加する。一方、駆動速度Ｖｙが高い場合、風向変動に対するナセル方位の追従性が良くなるため、ヨー旋回速度より変動が速く大きな風向変動が発生しても、ヨー旋回中のヨー偏差角Δθが小さくなるため発電量が多くなるとともに、風力発電装置１へのラジアル荷重が低減する。しかし、ヨー旋回速度が高くなるため、ヨー旋回機構８の機械的消耗が増加する。　
　このとき、風向成分θｆが小さい場合、すなわち、ある程度高い頻度の風向変動が少ない場合、駆動速度Ｖｙを高くすることによる発電量の向上効果よりも機械的消耗の増加効果の方が高くなるため、駆動速度Ｖｙを低くすることが好ましい。一方で、風向成分θｆが大きい場合、すなわち、ある程度高い頻度の風向変動が多い場合、駆動速度Ｖｙを高くすることによる発電量の向上効果が機械的消耗の増加効果よりも高くなるため、駆動速度Ｖｙを高くすることが好ましい。以上が駆動速度Ｖｙの調整方法の理由である。
　このように本実施例では、駆動速度算出部３１０は、風向風速センサ１０からの風向データを周波数分析して、所定の周波数領域の周波数成分を求め、周波数成分の合計値もしくは平均値の値に基づいて、駆動速度Ｖｙを作成（算出）している。
　ここで、駆動速度計算部３０４は、駆動速度Ｖｙを逐次出力しなくてもよく、それぞれ任意の周期やタイミングで出力してもよい。
　制御指令作成部３０５は、ヨー偏差角Δθと駆動速度Ｖｙに基づき、ヨー制御指令Ｃｙを決定する。ヨー偏差角Δθが大きくなった場合、ヨー旋回を開始するためのヨー制御指令Ｃｙがヨー旋回機構８に出力される。それを受け、ヨー偏差角Δθを減らす方向にナセル５をヨー旋回させるように、ヨー旋回機構８が動作する。このとき、駆動速度Ｖｙに基づいた旋回速度でヨー旋回する。そして、ヨー旋回している状態で、ヨー偏差角Δθが大きくなった場合、ヨー旋回を停止するためのヨー制御指令Ｃｙがヨー旋回機構８に出力される。
　図６は、図３に示すヨー制御部３００の処理概要を示すフローチャートである。　
　図６に示すように、ステップＳ６０１では、ヨー偏差角計算部３０１がロータ軸角度θｒを決定し、次のステップＳ６０２に進む。ステップＳ６０２では、ヨー偏差角計算部３０１が風向θｗを決定し、次のステップＳ６０３に進む。ステップＳ６０３では、ヨー偏差角計算部３０１がロータ軸角度θｒと風向θｗに基づいてヨー偏差角Δθを決定し、次のステップＳ６０４に進む。このように、ステップＳ６０１からステップＳ６０３までの処理をヨー偏差角計算部３０１が実行する。
　ステップＳ６０４では、駆動速度算出部３１０を構成するデータ蓄積部３０２が時刻に対応する風向θｗの値を蓄積し、次のステップＳ６０５に進む。ステップＳ６０５では、駆動速度算出部３１０を構成するデータ分析部３０３が蓄積データに基づいて特徴データを決定し、次のステップＳ６０６に進む。ステップＳ６０６では、駆動速度算出部３１０を構成する駆動速度計算部３０４が駆動速度Ｖｙを決定し、次のステップＳ６０７に進む。このようにステップＳ６０４からステップＳ６０６までの処理を駆動速度算出部３１０が実行する。　
　ステップＳ６０７では、制御指令作成部３０５がヨー偏差角Δθと駆動速度Ｖｙに基づいてヨー制御指令Ｃｙを決定した後、一連の処理を終了する。
　次に、本実施例の効果を明確化するため、比較例の動作と合わせて概要を説明する。　
　図７は、実施例１に係るヨー制御部３００の効果を示す概要図であり、横軸は全て共通の時刻を示す。図７の上段における縦軸はロータ軸角度θｒと風向θｗ、図７の中段における縦軸はヨー偏差角Δθ、および図７の下段における縦軸は発電出力Ｐｅを示す。図７における破線は、本実施例に係るヨー制御部３００を適用しない場合の比較例として、例えば、駆動速度Ｖｙが常に低い場合の結果を示す。一方で、実線が本発明の実施例１に係るヨー制御部３００を適用した場合の結果を示している。
　なお図７の比較結果を算定するに当たり、風況条件として、旋回速度よりも速くかつ大きな風向変動が頻発する場合を想定した。すなわち、上述の図５に示すように、風向成分θｆが多い状況である。したがって、本実施例の駆動速度Ｖｙは比較例より高い値をとる。
　図７の上段に示されるように、風向θｗは小さい変動を繰り返しつつ、＋側に大きく急変している。このとき、本実施例では時刻Ｔ１からヨー旋回を開始してロータ軸角度θｒが風向θｗに追従し、時刻Ｔ２でヨー旋回を停止している。それに対し、比較例では時刻Ｔ１でヨー旋回を開始しているが、ヨー旋回速度が本実施例より低いため、時刻Ｔ２よりも遅い時刻Ｔ３でヨー旋回を停止している。したがって、ヨー旋回している間、本実施例は比較例よりも風向θｗへの追従性が良いため、図７の中段に示すように、時刻Ｔ１から時刻Ｔ３までの期間のヨー偏差角Δθは、比較例よりも本実施例の方が小さい。そのため、図７の下段に示すように、この期間（時刻Ｔ１から時刻Ｔ３までの期間）の発電出力Ｐｅは本実施例の方が比較例よりも大きくなる。すなわち、本実施例は、年間発電量が比較例よりも高くなることを示している。また、本実施例の方が、ヨー偏差角Δθが小さい期間が長いため、風力発電装置１にかかるラジアル荷重が小さくなり、機械的消耗を低減できることを示している。
　以上のように、本実施例によれば、ヨー偏差角を低減して発電量を向上しつつ、機械的消耗を抑制し得る風力発電装置とその制御方法を提供することが可能となる。具体的には、ある程度高い頻度の風向変動が多い場合は、駆動速度Ｖｙを高くすると機械的消耗の増加より発電量の向上の方が効果が高くなるため、駆動速度Ｖｙを高くする。また、ある程度高い頻度の風向変動が少ない場合は、駆動速度Ｖｙを高くすると発電量の向上より機械的消耗の増加の方が効果が高くなるため、駆動速度Ｖｙを低くする。このように風況に応じて駆動速度Ｖｙを可変することで、機械的消耗の増加を抑制しつつ、風力発電装置の発電性能を向上させることができる。
　また、風力発電装置に過大な荷重がかからないようにすることを目的とし、ヨー偏差角Δθが過大になった場合、すぐに発電を抑制あるいは中止する機能が風力発電装置に備えられていることがある。本実施例は比較例よりもヨー旋回速度が高く、風向θｗへの追従性が良いためヨー偏差角Δθが過大になりにくい。したがって、ヨー偏差角Δθが過大になって発電が抑制または中止される機会が減るため、発電量の向上に効果がある。
　図８は、本発明の他の実施例に係る実施例２のヨー制御部の機能を示すブロック線図である。本実施例では、駆動速度Ｖｙが過去の経験若しくは計算により求めた値を固定設定値として予め制御装置９に設定されオフラインで運用する点が、上述の実施例１と異なる。その他の構成は上述の実施例１と同様である。また、図８では実施例１と同様の構成要素に同一符号を付している。
　上述の実施例１では、図３および図６に示したように、駆動速度算出部３１０は、毎制御周期、或は適宜のタイミングで駆動速度Ｖｙを算出し更新する構成とした。これに対し、図８に示す本実施例のヨー制御部８００は、ヨー偏差角Δθを求めるヨー偏差角計算部３０１と、ヨー偏差角Δθと駆動速度Ｖｙに基づいてヨー旋回の開始／駆動／停止を制御するヨー制御指令Ｃｙを定める制御指令作成部３０５により構成されており、駆動速度Ｖｙを算出する駆動速度算出部３１０を備えていない。制御指令作成部３０５に与えられる駆動速度Ｖｙは、予めヨー制御部８００を構成する制御指令作成部３０５にプリセットされ、あるいは適宜のタイミングで駆動速度入力部８０６により外部から設定される。駆動速度入力部８０６はキーボード等の入力装置であって、作業員により入力されてもよい。
　上述の実施例１に示した駆動速度算出部３１０の機能は、風力発電所とは別の場所に設けられた解析装置内に構成されており、例えば風力発電所建設前の研究、設計段階において求めた環境条件から、予め当該風力発電所の典型的な風況での駆動速度Ｖｙを算出し、ヨー制御部８００内にプリセット値として組み込んでおくものである。典型的な風況とは、例えば季節ごとに、あるいは夕方とか朝方とかの別毎に準備され、適宜の条件で切り替え使用してもよい。
　あるいは、上述の実施例１に示した駆動速度算出部３１０の機能は、風力発電所とは別の場所に設けられた解析装置内に構成されており、例えば風力発電所を設置後の運用段階において、観測した環境条件から、当該風力発電所の典型的な風況での駆動速度Ｖｙを算出し、通信部を備えた駆動速度入力部８０６を介してヨー制御部８００内の制御指令作成部３０５に与えるものである。この場合に、駆動速度Ｖｙの設定は、現場の風況に応じてオンライン的に即時に対応する形式のものではなく、オフラインで求めておいた値を適宜のタイミングで与えて運用する。
　以上のように本実施例によれば、風車に解析装置を設ける必要が無く、既存の風車に対して大きな改修なく本発明制御を搭載するように更新でき、最適化された駆動速度に基づく制御を行うことができる。
　図９は、本発明の他の実施例に係る実施例３のヨー制御部の機能を示すブロック線図である。本実施例では、ヨー制御部９００の駆動速度算出部９１０を構成するデータ蓄積部９０２が、風向θｗに代えて風速Ｖｗのデータを蓄積する点が実施例１と異なる。その他の構成は上述の実施例１と同様である。また、図８では実施例１と同様の構成要素に同一符号を付している。
　図９に示すように、ヨー制御部９００は、ヨー偏差角Δθを求めるヨー偏差角計算部３０１と、ヨー偏差角Δθの駆動速度Ｖｙを算出する駆動速度算出部９１０と、ヨー偏差角Δθと駆動速度Ｖｙに基づいてヨー旋回の開始／駆動／停止を制御するヨー制御指令Ｃｙを定める制御指令作成部３０５により構成されている。駆動速度算出部９１０は、データ蓄積部９０２、データ分析部９０３、駆動速度計算部９０４により構成されている。
　本実施例のヨー制御部９００において、ヨー偏差角計算部３０１、および制御指令作成部３０５は実施例１と同様であるが、駆動速度算出部９１０を構成するデータ蓄積部９０２の入力が風速Ｖｗである点が実施例１と異なる。
　駆動速度算出部９１０を構成するデータ蓄積部９０２は、風向風速センサ１０から検出した風速Ｖｗに基づき、風速Ｖｗの蓄積データを出力する。なお、ここで計測した風速Ｖｗはナセル５に固定された風向風速センサ１０から検出したものであり、その時点でナセル５が向いている方向での風速である。
　駆動速度算出部９１０を構成するデータ分析部９０３は、風速Ｖｗの蓄積データに基づき、特徴データを出力する。この場合の特徴データは、所定の期間における乱流強度Ｉｒｅｆである。乱流強度Ｉｒｅｆは、所定の期間における風速の標準偏差Ｖｖと、風速の平均値Ｖａｖｅの比率により求められる。すなわち、データ分析部９０３は、以下の式（１）を演算することで、乱流強度Ｉｒｅｆを特徴データとして出力する。　
　Ｉｒｅｆ＝Ｖｖ／Ｖａｖｅ　　　・・・（１）
　駆動速度算出部９１０を構成する駆動速度計算部９０４は、特徴データである乱流強度Ｉｒｅｆに基づき、駆動速度Ｖｙを決定する。ここで、ある程度高い頻度の風況変動が多い場合、すなわち、乱流強度Ｉｒｅｆが高い場合、駆動速度Ｖｙを高くする。また、ある程度高い頻度の風況変動が少ない場合、すなわち、乱流強度Ｉｒｅｆが低い場合、駆動速度Ｖｙを低くする。
　これは、上述の実施例１における風向θｗの周波数成分の平均値および合計値と、本実施例における乱流強度Ｉｒｅｆには正の相関があり、風向変動が激しい場合は乱流強度Ｉｒｅｆが大きく、風向変動が穏やかな場合は乱流強度Ｉｒｅｆが小さくなるためである。
　以上のように本実施例によれば、ヨー制御部９００の処理を適用することで、実施例１と同様の効果をより簡便な処理で実現することができる。
　次に、本発明の他の実施例に係る実施例４の風力発電装置１について説明する。　
　本実施例の風力発電装置１は、上述の実施例１のヨー制御部３００と同じ構成を有しているが、データ分析部３０３と駆動速度計算部３０４とにおける処理が異なる。
　本実施例の駆動速度算出部３１０を構成するデータ分析部３０３では、風向θｗに基づいて、統計分析により所定の期間における風向θｗの標準偏差σを計算し、風況の特徴データとして出力する。
　駆動速度算出部３１０を構成する駆動速度計算部３０４は、特徴データである標準偏差σに基づいて、ヨー制御の駆動速度Ｖｙを決定する。ここで、風向θｗの標準偏差σが比較的大きい場合は、駆動速度Ｖｙを高くする。風向θｗの標準偏差σが比較的小さい場合は、駆動速度Ｖｙを低くする。　
　これは、実施例１における風向θｗの周波数成分の平均値および合計値と、本実施例における風向θｗの標準偏差σには正の相関があり、風向変動が激しい場合は風向θｗの標準偏差σが大きく、風向変動が穏やかな場合は風向θｗの標準偏差σが小さくなるためである。
　以上のように本実施例によれば、実施例１と同様の効果をより簡便な処理で実現することが可能となる。
　図１０は、本発明の他の実施例に係る実施例５のヨー制御部の機能を示すブロック線図である。本実施例では、ヨー制御部１０００の駆動速度算出部１０１０を構成するデータ蓄積部１００２が、風向θｗに加え風速Ｖｗのデータを蓄積する点が実施例１と異なる。その他の構成は上述の実施例１と同様である。また、図１０では実施例１と同様の構成要素に同一符号を付している。
　図１０に示すように、ヨー制御部１０００は、ヨー偏差角Δθを求めるヨー偏差角計算部３０１と、ヨー偏差角Δθの駆動速度Ｖｙを算出する駆動速度算出部１０１０と、ヨー偏差角Δθと駆動速度Ｖｙに基づいてヨー旋回の開始／駆動／停止を制御するヨー制御指令Ｃｙを定める制御指令作成部３０５により構成されている。駆動速度算出部１０１０は、データ蓄積部１００２、データ分析部１００３、駆動速度計算部１００４により構成されている。
　本実施例のヨー制御部１０００において、ヨー偏差角計算部３０１、および制御指令作成部３０５は実施例１と同様であるが、駆動速度算出部１０１０を構成するデータ蓄積部１００２の入力に風速Ｖｗを加えている点が実施例１と異なる。
　駆動速度算出部１０１０を構成するデータ蓄積部１００２は、風向風速センサ１０から検出した風向θｗと風速Ｖｗに基づき、風向θｗと風速Ｖｗの蓄積データを出力する。なお、ここで計測した風速Ｖｗはナセル５に固定された風向風速センサ１０から検出したものであり、その時点でナセル５が向いている方向での風速である。
　駆動速度算出部１０１０を構成するデータ分析部１００３は、風向θｗの蓄積データに基づき、特徴データを出力する。また、風速Ｖｗの蓄積データに基づき、所定の期間における平均風速Ｖｗａｖｅを出力する。　
　駆動速度算出部１０１０を構成する駆動速度計算部１００４は、実施例１と同様に、特徴データに基づき、駆動速度Ｖｙを決定するが、平均風速Ｖｗａｖｅが低く発電していないとき、及び／又は、平均風速Ｖｗａｖｅが高く定格出力に達している場合、駆動速度Ｖｙを低い値とする。これは、平均風速Ｖｗａｖｅが低く発電していない場合、および平均風速Ｖｗａｖｅが高く定格出力に達している場合は、駆動速度Ｖｙを高くして風向θｗに対するナセル方位角の追従性を高くすると、発電量は向上しない若しくは向上が少ないのに対し、ヨー旋回速度が増加することで機械的消耗が増加するためである。
　以上のように本実施例によれば、実施例１と同程度に発電量を向上させるとともに、実施例１よりも機械的消耗を低減することができる。
　次に、本発明の他の実施例に係る実施例６の風力発電装置１について説明する。　
　本実施例の風力発電装置１は、上述の実施例５のヨー制御部１０００と同じ構成を有しているが、駆動速度計算部１００４における処理が実施例５と異なる。
　本実施例の駆動速度計算部１００４では、上述の実施例５と同様に、特徴データである風向成分θｆの合計値もしくは平均値および平均風速Ｖｗａｖｅに基づき、駆動速度Ｖｙを決定する。ここで、平均風速Ｖｗａｖｅが高い場合、風向成分θｆの合計値もしくは平均値が小さいときも駆動速度Ｖｙを高くする。これは、風速Ｖｗが高くなるにしたがって、ヨー偏差角Δθに対するラジアル荷重が増加し、風力発電装置１の機械的消耗が増加することを抑制するためである。
　以上のように本実施例によれば、実施例１と同様に発電量を向上させる効果に加え、実施例１よりもラジアル荷重の増加に起因する機械的消耗を抑制することが可能となる。
　本発明は上述した実施例に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施例は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際にはほとんど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
　上述の実施例に対して可能な変形として、例えば以下のようなものが挙げられる。　
（１）ヨー制御部３００、８００、９００、１０００におけるデータ蓄積部３０２、データ分析部３０３、および駆動速度計算部３０４は、制御装置９に代えて、外部の装置に備えてもよい。　
（２）本発明で計算したヨー制御の駆動速度Ｖｙは、同じサイトにおける他の風力発電装置１や、風況の近しい他サイトの風力発電装置１に適用してもよい。　
（３）ヨー制御部３００、８００、９００、１０００におけるデータ蓄積部３０２は、風向θｗをはじめとする風況データを逐次入力せず、過去に蓄積された風況データのみを保持する構成としてもよい。　
（４）上述の各実施例においては、風向風速センサ１０はナセル５上に設置されているが、この場所に代えて、ナセル５内や風力発電装置１の周辺に設置してもよい。　
（５）上述の各実施例において、駆動速度Ｖｙは段階的に値を設定したり、直線や曲線のように連続的に値を設定したりしてもよい。
１…風力発電装置
２…ブレード
３…ハブ
４…ロータ
５…ナセル
６…発電機
７…タワー
８…ヨー旋回機構
９…制御装置
１０…風向風速センサ
３００，８００，９００，１０００…ヨー制御部
３０１…ヨー偏差角計算部
３０２，９０２，１００２…データ蓄積部
３０３，９０３，１００３…データ分析部
３０４，９０４，１００４…駆動速度計算部
３０５…平均化処理部
３０６…制御指令作成部
３１０，９１０，１０１０…駆動速度算出部
８０６…駆動速度入力部

Claims (12)

  1. 　風を受けて回転するロータと、前記ロータを回転可能に支持するナセルと、前記ナセルをヨー旋回可能に支持するタワーと、ヨー制御指令に基づいて前記ナセルのヨーを調整する調整装置と、前記調整装置に送る前記ヨー制御指令を定める制御装置とを備える風力発電装置であって、
    　前記制御装置は、風向風速測定部により測定された風向と前記ロータの方向からヨー偏差角を算出するヨー偏差角計算部と、前記ヨー偏差角に基づき前記ヨー制御指令を定める制御指令作成部を備え、
    　前記制御指令作成部は、風況の乱れ度が高い場合、ヨー旋回の駆動速度を高くすることを特徴とする風力発電装置。
  2. 　請求項１に記載の風力発電装置において、
    　前記駆動速度は、予め前記制御指令作成部に設定されていることを特徴とする風力発電装置。
  3. 　請求項１に記載の風力発電装置において、
    　前記駆動速度は、通信部を介して風力発電装置の外部から設定されることを特徴とする風力発電装置。
  4. 　請求項１に記載の風力発電装置において、
    　前記制御装置は、前記駆動速度を計算する駆動速度算出部を備えることを特徴とする風力発電装置。
  5. 　請求項４に記載の風力発電装置において、
    　前記駆動速度算出部は、前記風向風速測定部により測定された風向を周波数分析し周波数成分を求め、所定の周波数領域の前記周波数成分の値に基づいて、駆動速度を算出することを特徴とする風力発電装置。
  6. 　請求項４に記載の風力発電装置において、
    　前記駆動速度算出部は、前記風向風速測定部により測定された風速から所定の期間における風速の標準偏差及び風速の平均値を求め、前記風速の標準偏差を前記風速の平均値にて除することにより求まる乱流強度に基づいて、駆動速度を算出することを特徴とする風力発電装置。
  7. 　請求項４に記載の風力発電装置において、
    　前記駆動速度算出部は、前記風向風速測定部により測定された風向から風向の標準偏差を求め、前記風向の標準偏差に基づいて、駆動速度を算出することを特徴とする風力発電装置。
  8. 　請求項５に記載の風力発電装置において、
    　前記駆動速度算出部は、周波数分析のためにローパスフィルタ若しくはフーリエ変換のいずれかを用いることを特徴とする風力発電装置。
  9. 　風を受けて回転するロータと、前記ロータを回転可能に支持するナセルと、前記ナセルをヨー旋回可能に支持するタワーと、ヨー制御指令に基づいて前記ナセルのヨーを調整する調整装置と、前記調整装置に送る前記ヨー制御指令を定める制御装置とを備える風力発電装置の制御方法であって、
    　測定された風向と前記ロータの方向からヨー偏差角を算出し、
    　少なくとも前記ヨー偏差角に基づき、風況の乱れ度が高い場合、ヨー旋回の駆動速度を高くすることを特徴とする風力発電装置の制御方法。
  10. 　請求項９に記載の風力発電装置の制御方法において、
    　前記測定された風向を周波数分析し周波数成分を求め、所定の周波数領域の前記周波数成分の値に基づいて、駆動速度を算出することを特徴とする風力発電装置の制御方法。
  11. 　請求項９に記載の風力発電装置の制御方法において、
    　測定された風速から所定の期間における風速の標準偏差及び風速の平均値を求め、前記風速の標準偏差を前記風速の平均値にて除することにより求まる乱流強度に基づいて、駆動速度を算出することを特徴とする風力発電装置の制御方法。
  12. 　請求項９に記載の風力発電装置の制御方法において、
    　前記測定された風向から風向の標準偏差を求め、前記風向の標準偏差に基づいて、駆動速度を算出することを特徴とする風力発電装置の制御方法。
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