(57)【要約】【課題】系統に外乱が発生して複数の風力発電機を有する風力発電団地の系統連携点電圧が予め設定された基準電圧を満たさない場合、これを速やかに修復する制御方法を提供する。【解決手段】発電団地制御装置第１演算部が連携点の基準電圧から実際電圧を差引いて第１電圧誤差値を計算し、発電団地制御装置第１制御部が第１電圧誤差値に基き補償基準電圧値を算出し、発電機制御装置第２演算部が、発電機及び補償基準電圧の和から発電機出力端の電圧を差引いて第２電圧誤差値を算出し、発電機制御装置補償制御部が第２電圧誤差値に対応する無効電力補償値を算出し、発電機制御装置第３演算部が無効電力補償値から発電機の現在の無効電力値を差引いて無効電力誤差値を算出し、発電機制御装置第２制御部が無効電力誤差値に基き無効電流補償値を算出し、発電機コンバータが無効電流補償値に対応する無効電流を系統側に注入する、各段階を含む。【選択図】図５
2015223068.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の風力発電機を有する風力発電団地の系統連携点電圧を制御する方法において、
発電団地制御装置の第１の演算部が、連携点基準電圧値（ｕｒｅｆ）と実際の連携点電圧値（ｕｐｃｃ）との間の差分である第１の電圧誤差値を計算するステップと、
発電団地制御装置の第１の制御部が、前記第１の電圧誤差値に基づいて補償基準電圧値を算出するステップと、
風力発電機の制御装置の第２の演算部が、発電機の基準電圧値及び前記補償基準電圧値の和から風力発電機の出力端の電圧値を差し引いて第２の電圧誤差値を算出するステップと、
風力発電機の制御装置の補償制御部が、前記第２の電圧誤差値に対応する無効電力の補償値を算出するステップと、
風力発電機の制御装置の第３の演算部が、前記無効電力の補償値から風力発電機の現在の無効電力値を差し引いて無効電力の誤差値を算出するステップと、
風力発電機の制御装置の第２の制御部が、前記無効電力の誤差値に基づいて無効電流の補償値を算出するステップと、
風力発電機のコンバーターが、前記無効電流の補償値に対応する無効電流を系統側に注入するステップと、
を含むことを特徴とする風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法。
【請求項２】
前記無効電流の補償値を算出するステップにおいては、
前記無効電力の誤差値を風力発電機の出力端の電圧値で除算することを特徴とする請求項１に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法。
【請求項３】
前記風力発電機の制御装置は、
複数の風力発電機ごとに別設されることを特徴とする請求項１に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法。
【請求項４】
前記無効電力の補償値を算出するステップは、
前記風力発電機から前記系統側に注入される有効電力の値を測定するステップと、
前記風力発電機に対して予め格納された有効電力−無効電力のダイアグラムから、前記測定された有効電力値に対応する可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を取得するステップと、
前記可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を下記の数式１に代入して変換利得を算出するステップと、
前記第２の電圧誤差値に前記変換利得を乗算して前記無効電力の補償値を算出するステップと、
を含むことを特徴とする請求項１に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法。
［数１］
ｋＱｉ  ＝  （ＱＷＧｉｍａｘ  −  ＱＷＧｉｍｉｎ）／ｗ
（式中、ｋＱｉは変換利得を示し、ＱＷＧｉｍａｘは可用の無効電力の最大値を示し、ＱＷＧｉｍｉｎは可用の無効電力の最小値を示し、ｉは各風力発電機の番号を示し、ｗは第１の電圧誤差値に対して予め設定された許容範囲を示す。）
【請求項５】
前記風力発電機は、
二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）であることを特徴とする請求項１に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法。
【請求項６】
前記風力発電機は、
永久磁石同期発電機であることを特徴とする請求項１に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法。
【請求項７】
連携点基準電圧値（ｕｒｅｆ）と実際の連携点電圧値（ｕｐｃｃ）との間の差分である第１の電圧誤差値を計算し、前記第１の電圧誤差値に基づいて補償基準電圧値を算出する風力発電団地の制御装置と、
風力発電機の基準電圧値及び前記補償基準電圧値の和から風力発電機の出力端の電圧値を差し引いて第２の電圧誤差値を算出し、前記第２の電圧誤差値に対応する無効電力の補償値を算出し、前記無効電力の補償値から風力発電機の現在の無効電力値を差し引いて無効電力の誤差値を算出し、前記無効電力の誤差値に基づいて無効電流の補償値を算出する複数の風力発電機の制御装置と、
前記無効電流の補償値に対応する無効電流を系統側に注入する複数の風力発電機と、
を備え、
前記複数の風力発電機の制御装置は、前記複数の風力発電機と一対一で接続されて各風力発電機をそれぞれ別々に制御することを特徴とする風力発電団地の系統連系点電圧の制御システム。
【請求項８】
前記各風力発電機の制御装置は、
前記系統側に注入される有効電力の値を測定し、予め格納された有効電力−無効電力のダイアグラムから前記測定された有効電力値に対応する可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を取得し、前記可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を下記の数式１に代入して変換利得を算出し、前記第２の電圧誤差値に前記変換利得を乗算して前記無効電力の補償値を算出することを特徴とする請求項７に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御システム。
［数１］
ｋＱｉ  ＝  （ＱＷＧｉｍａｘ  −  ＱＷＧｉｍｉｎ）／ｗ
（式中、ｋＱｉは変換利得を示し、ＱＷＧｉｍａｘは可用の無効電力の最大値を示し、ＱＷＧｉｍｉｎは可用の無効電力の最小値を示し、ｉは各風力発電機の番号を示し、ｗは第１の電圧誤差値に対して予め設定された許容範囲を示す。）
【請求項９】
前記各風力発電機は、風環境に応じて他の風力発電機とは異なる有効電力を系統側に注入し、
前記風力発電機の制御装置は、一対一で接続された風力発電機の有効電力値に基づいて、他の風力発電機の制御装置とは異なる無効電力の補償値を算出することを特徴とする請求項８に記載の風力発電団地の系統連系点電圧の制御システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、風力発電団地（Ｗｉｎｄ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔ、ＷＰＰ）の系統連系点（Ｐｏｉｎｔ  ｏｆ  Ｃｏｍｍｏｎ  Ｃｏｕｐｌｉｎｇ、ＰＣＣ）電圧を維持するための制御方法に係り、さらに詳しくは、系統連系点近くの母線において電圧降下などの外乱が発生する場合、電圧の修復に必要な無効電力量を各風力発電機別に使用可能な（以下、「可用の」という）無効電力量に比例するようにその無効電力量の一部を供給することにより、系統連系点電圧を速やかに修復する方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統が安定的な運営を持続するためには、系統に負荷変動などの相対的に小さな外乱が発生したときに、系統の母線の電圧は許容範囲内に維持されなければならない。また、電力系統の短絡事故などの相対的に大きな外乱が発生したときに、系統の母線の電圧は、事故が持続する間はもちろん、事故が除去された後にも許容範囲内に速やかに修復されなければならない。外乱により系統の母線の電圧が許容範囲を外れた場合に、当該母線の近くに配設される無効電力の補償装置又は同期発電機による無効電力の補償を通じて当該母線の電圧は許容範囲内に維持される。風力エネルギーの収容率が高い電力系統の場合、電力系統に電圧降下を招く外乱が発生したときに、風力発電団地内の風力発電機は系統と連係される個所の電圧を定格電圧に修復するために、系統連系点に無効電力を供給可能な能力を備える必要がある。
【０００３】
現在、主として風力発電用に使用される可変速度の風力発電機はコンバーターを備えており、系統の事情に応じて、無効電力を供給又は消費する無効電力発生源として利用可能である。二重励磁誘導発電機（Ｄｏｕｂｌｙ−Ｆｅｄ  Ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ  Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）はコンバーターを備える。
図１を参照すると、二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）は、ローター側のコンバーター（Ｒｏｔｏｒ  Ｓｉｄｅ  Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ、ＲＳＣ）及び系統側のコンバーター（Ｇｒｉｄ  Ｓｉｄｅ  Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ、ＧＳＣ）を備える。
【０００４】
ローター側のコンバーター（ＲＳＣ）は、固定子巻線（ｓｔａｔｏｒ  ｗｉｎｄｉｎｇ）の有効電力及び無効電力を制御し、固定子の有効電力を最大化させるために、最大出力追従制御（ｍａｘｉｍｕｍ  ｐｏｗｅｒ  ｐｏｉｎｔ  ｔｒａｃｋｉｎｇ、ＭＰＰＴ）を行い、固定子ターミナルの電圧を定格電圧に維持し、且つ系統側に無効電力を注入する電圧の制御機能を行う。一方、系統側のコンバーター（ＧＳＣ）は、ＤＣリンク電圧を一定に維持し、系統事故が発生したときに電圧を修復するために系統側に無効電力を注入する。なお、二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）は、系統事故により発生する過電流から二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）のコンバーターを保護するために、抵抗を用いて回転子巻線（ｒｏｔｏｒ  ｗｉｎｄｉｎｇｓ）を短絡させるクローバー（ｃｒｏｗ  ｂａｒ）をさらに備える。
【０００５】
図２は、第１の従来の技術による電圧の制御方法を概略的に示すものである。図２の（ａ）を参照すると、風力発電団地の制御装置（ＷＰＰ  ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ）は、比例積分制御器（ＰＩ  ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ）を用いて、系統連系点（ＰＣＣ）において測定された電圧ｕｐｃｃと連携点基準電圧ｕｒｅｆとの間の差分、即ち、電圧誤差（ｖｏｌｔａｇｅ  ｅｒｒｏｒ）Δｕを無効電力の補償値Ｑｒｅｆに変換した後、風力発電団地内の各風力発電機ＷＧｉに下記の数式２を用いて異なる重み付け値（Ｐａｖｇ／ＰＷＧｉ）を乗算した無効電力設定値ＱＷＧｉｒｅｆを算出する。
【０００６】
［数２］
ＱＷＧｉｒｅｆ  ＝  （Ｐａｖｇ／ＰＷＧｉ）×  Ｑｒｅｆ
【０００７】
ここで、ｉは風力発電団地内の各風力発電機の順番を示し、Ｐａｖｇは風力発電団地内の全ての風力発電機に対する平均有効電力を示し、ＰＷＧｉはｉ番目の風力発電機ＷＧｉの有効電力出力を示す。図２の（ｂ）を参照すると、風力発電機の制御装置（ＷＧ  ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ）は、風力発電団地の制御装置から受信される前記無効電力設定値ＱＷＧｉｒｅｆに基づいて最終的に無効電流Ｉｄｒ＿ｒｅｆを出力する。しかしながら、図２に示す第１の従来の技術による電圧制御方法を活用する場合、系統連系点ＰＣＣの電圧ｕｐｃｃを基準電圧ｕｒｅｆに速やかに修復できるというメリットがあるが、高い重み付け値が乗算される場合に過剰な無効電力が系統側に注入されるが故に大きなオーバーシュート（ｏｖｅｒｓｈｏｏｔ）が不可避であるという問題がある。
【０００８】
図３は、系統連係要件（ｇｒｉｄ  ｃｏｄｅ）による電圧誤差（Δｕ）対無効電力の補償値（Ｑｒｅｆ）の関係の一例を示すものであり、図４は、第２の従来の技術による電圧制御方法を概略的に示すものである。
【０００９】
図３を参照すると、系統連系点の基準電圧値ｕｒｅｆに対する±５％の電圧誤差の許容範囲を有し、且つ、力率を０．９５以上にするという系統連係要件により、電圧誤差Δｕが、系統連系点の基準電圧値に比べて、（−０．０５ｐｕ）≦Δｕ≦（＋０．０５ｐｕ）の区間において、「約、＋０．３３ｐｕの最大の無効電力」と、「約、−０．３３ｐｕの最小の無効電力」との間の差分により６．６の大きさの所定の傾きｋＱの制御スロープ（ｃｏｎｔｒｏｌ  ｓｌｏｐｅ）が形成されることが確認される。
【００１０】
図４の（ａ）を参照すると、発電団地制御装置は、系統連系点（ＰＣＣ）における実際の測定電圧ｕｐｃｃと連携点基準電圧ｕｒｅｆとの間の差分、即ち、電圧誤差Δｕに制御スロープの傾きｋＱを乗算して無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出する。前記無効電力の補償値Ｑｒｅｆから系統連系点において測定された無効電力値Ｑｐｃｃを差し引いて無効電力の誤差値ΔＱＰＣＣを算出し、前記無効電力の誤差値を比例積分して補償基準電圧の誤差値ΔｕＷＧｉｒｅｆを算出する。
【００１１】
図４の（ｂ）を参照すると、各風力発電機の制御装置は、各風力発電機の基準電圧値ｕＷＧｉｒｅｆ及び前記補償基準電圧の誤差値ΔｕＷＧｉｒｅｆの和から風力発電機の出力端の電圧値ｕＷＧｉを差し引いて電圧誤差値を算出し、前記電圧誤差値に変換利得ｋＱｉを乗算して無効電流の補償値Ｉｄｒ＿ｒｅｆを算出する。前記電圧誤差値から前記無効電流の補償値を算出する過程において乗算される変換利得ｋＱｉは、例えば、２であり、他の風力発電機に一律に適用される。
【００１２】
しかしながら、上述した第２の従来の技術により系統連系点の電圧を制御する場合、風速などにより経時的に変化する風力発電機ごとの有効電力量は考慮せず、図４に示すように、同じ傾きｋＱｉのみを一律に乗算して無効電流の補償値Ｉｄｒ＿ｒｅｆを算出しているので、風力発電機ごとに風速により異なる有効電力とともに変化する可用の無効電力を十分に活用できないという限界があり、その結果、外乱後の定常状態（ｓｔｅａｄｙ  ｓｔａｔｅ）で系統連系点の基準電圧ｕｒｅｆ近くで誤差の発生が不可避であるという問題がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１３】
【特許文献１】大韓民国特許公報第１０−２０１３−００６７６７５号
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
本発明は上述した第１、第２の従来の技術の問題を解消するために案出されたものであり、その目的は、系統に外乱が発生して系統連系点（ＰＣＣ）において測定される電圧の値が予め設定された基準電圧を満たさない場合、これを速やかに修復するように制御するシステム及び方法を提供することにある。
【００１５】
本発明が解消しようとする技術的課題は上述した技術的課題に何ら制限されるものではなく、未言及の技術的課題又は他の技術的課題は下記の記載から本発明が属する技術分野において通常の知識を有する者にとって明確に理解できる筈である。
【課題を解決するための手段】
【００１６】
上述した目的を達成するために、本発明の一側面による、複数の風力発電機を有する風力発電団地の系統連携点電圧の制御方法は、発電団地制御装置の第１の演算部が、連携点基準電圧値（ｕｒｅｆ）と実際の連携点電圧値（ｕｐｃｃ）との間の差分である第１の電圧誤差値を計算するステップと、発電団地制御装置の第１の制御部が、前記第１の電圧誤差値に基づいて補償基準電圧値を算出するステップと、風力発電機の制御装置の第２の演算部が、発電機の基準電圧値及び前記補償基準電圧値の和から風力発電機の出力端の電圧値を差し引いて第２の電圧誤差値を算出するステップと、各風力発電機の制御装置の補償制御部が、前記第２の電圧誤差値に対応する無効電力の補償値を算出するステップと、を含むことを特徴とする。
【００１７】
また、前記風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法は、風力発電機の制御装置の第３の演算部が、前記無効電力の補償値から風力発電機の現在の無効電力値を差し引いて無効電力の誤差値を算出するステップと、風力発電機の制御装置の第２の制御部が、前記無効電力の誤差値に基づいて無効電流の補償値を算出するステップと、風力発電機のコンバーターが、前記無効電流の補償値に対応する無効電流を系統側に注入するステップと、をさらに含む。
【００１８】
また、好ましくは、前記無効電流の補償値を算出するステップにおいては、前記無効電力の誤差値を風力発電機の出力端の電圧値で除算する。
【００１９】
さらに、好ましくは、前記風力発電機の制御装置は、複数の風力発電機ごとに別設される。
【００２０】
さらに、好ましくは、前記無効電力の補償値を算出するステップは、前記風力発電機から前記系統側に注入される有効電力の値を測定するステップと、前記風力発電機に対して予め格納された有効電力−無効電力のダイアグラムから、前記測定された有効電力値に対応する可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を取得するステップと、前記可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を下記の数式１に代入して変換利得を算出するステップと、前記第２の電圧誤差値に前記変換利得を乗算して前記無効電力の補償値を算出するステップと、を含む。
【００２１】
［数１］
ｋＱｉ  ＝  （ＱＷＧｉｍａｘ  −  ＱＷＧｉｍｉｎ）／ｗ
（式中、ｋＱｉは変換利得を示し、ＱＷＧｉｍａｘは可用の無効電力の最大値を示し、ＱＷＧｉｍｉｎは可用の無効電力の最小値を示し、ｉは各風力発電機の番号を示し、ｗは第１の電圧誤差値に対して予め設定された許容範囲を示す。）
【００２２】
さらに、好ましくは、前記風力発電機は、二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）である。
【００２３】
さらに、好ましくは、前記風力発電機は、永久磁石同期発電機である。
【００２４】
上述した目的を達成するために、本発明の他の側面によれば、連携点基準電圧値（ｕｒｅｆ）と実際の連携点電圧値（ｕｐｃｃ）との間の差分である第１の電圧誤差値を計算し、前記第１の電圧誤差値に基づいて補償基準電圧値を算出する風力発電団地の制御装置と、風力発電機の基準電圧値及び前記補償基準電圧値の和から風力発電機の出力端の電圧値を差し引いて第２の電圧誤差値を算出し、前記第２の電圧誤差値に対応する無効電力の補償値を算出し、前記無効電力の補償値から風力発電機の現在の無効電力値を差し引いて無効電力の誤差値を算出し、前記無効電力の誤差値に基づいて無効電流の補償値を算出する複数の風力発電機の制御装置と、前記無効電流の補償値に対応する無効電流を系統側に注入する複数の風力発電機と、を備え、前記複数の風力発電機の制御装置は、前記複数の風力発電機と一対一で接続されて各風力発電機をそれぞれ別々に制御することを特徴とする風力発電団地の系統連系点電圧の制御システムが提供される。
【００２５】
また、好ましくは、前記各風力発電機の制御装置は、前記系統側に注入される有効電力の値を測定し、予め格納された有効電力−無効電力のダイアグラムから前記測定された有効電力値に対応する可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を取得し、前記可用の無効電力の最大値及び可用の無効電力の最小値を下記の数式１に代入して変換利得を算出し、前記第２の電圧誤差値に前記変換利得を乗算して前記無効電力の補償値を算出する。
【００２６】
［数１］
ｋＱｉ  ＝  （ＱＷＧｉｍａｘ  −  ＱＷＧｉｍｉｎ）／ｗ
（式中、ｋＱｉは変換利得を示し、ＱＷＧｉｍａｘは可用の無効電力の最大値を示し、ＱＷＧｉｍｉｎは可用の無効電力の最小値を示し、ｉは各風力発電機の番号を示し、ｗは第１の電圧誤差値に対して予め設定された許容範囲を示す。）
【００２７】
さらに、好ましくは、前記各風力発電機は、風環境に応じて他の風力発電機とは異なる有効電力を系統側に注入し、前記風力発電機の制御装置は、一対一で接続された風力発電機の有効電力値に基づいて、他の風力発電機の制御装置とは異なる無効電力の補償値を算出する。
【発明の効果】
【００２８】
本発明の一実施形態によれば、系統に外乱が発生して系統連系点（ＰＣＣ）において測定される電圧の値が予め設定された基準電圧を満たさない場合、これを速やかに修復するように制御するシステム及び方法を提供することができる。
【００２９】
また、風に応じて変化する有効電力に依存する無効電力の可用最大値及び可用最小値を取得して風力発電機の制御装置の制御スロープの大きさを調節することにより、たとえ風の変動に起因して風力発電団地の運転条件が変化しても、系統連系点（ＰＣＣ）において測定される電圧を適応的に制御することができる。
【００３０】
さらに、連携点（ＰＣＣ）において測定された単一の電圧値を用いて風力発電団地内の全ての風力発電機をそれぞれ別々に制御することができる。具体的に、大規模の風力発電団地に配設される風力発電機は、後流効果（ｗａｋｅ  ｅｆｆｅｃｔ）により異なる有効電力を生産し、その結果、各風力発電機ごとに可用の無効電力も異なってくるが、本発明によれば、風力発電機ごとに異なる無効電力を補償するように制御することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３１】
【図１】通常の二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）の概略的な構成を示す図である。
【図２】第１の従来の技術による電圧制御方法を概略的に示す図である。
【図３】系統連係要件による無効電力の補償値（Ｑｒｅｆ）対電圧誤差（Δｕ）の関係の一例を示す図である。
【図４】第２の従来の技術による電圧制御方法を概略的に示す図である。
【図５】本発明の実施形態による風力発電団地の系統連系点電圧の制御システムを概略的に示す図である。
【図６】本発明の実施形態による各風力発電機の有効電力−無効電力の関係を示すダイアグラムである。
【図７】本発明の実施形態による風力発電機の制御装置が変換利得を算出するための制御スロープを示す図である。
【図８】本発明の実施形態による風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法の各ステップを順次に示すフローチャートである。
【図９】本発明の実施形態をシミュレーションするための風力発電団地及び系統を備えるシステムの模型を示す模式図である。
【図１０】図９によるシミュレーション結果を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００３２】
この明細書に開示される実施形態は本発明の範囲を限定するものと解釈又は利用されてはならない。この分野における通常の技術者にとってこの明細書に記載の実施形態をはじめとする説明は様々な応用を有するということはいうまでもない。よって、特許請求の範囲により限定されない限り、任意の実施形態は本発明をより上手に説明するための例示的なものであり、本発明の範囲が実施形態に限定されることを意図しない。なお、本発明を説明するに当たって、関連する公知の構成又は機能についての具体的な説明が本発明の要旨を曖昧にする虞があると認められる場合にはその詳細な説明を省略する。
【００３３】
以下、添付図面に基づき、本発明の実施形態による風力発電団地の系統連系点電圧の制御システム及び方法についてさらに詳細に説明する。
【００３４】
図５は、本発明の実施形態による風力発電団地の系統連系点電圧の制御システムを概略的に示す図であり、図６は、本発明の実施形態による各風力発電機の有効電力−無効電力の関係を示すダイアグラムであり、図７は、本発明の実施形態による風力発電機の制御装置が変換利得を算出するための制御スロープを示す図である。
【００３５】
まず、風力発電団地の制御装置１００は、第１の演算部１１０を介して、予め設定された連携点基準電圧値ｕｒｅｆと実際の連携点電圧値ｕｐｃｃとの間の差分である第１の電圧誤差値Δｕ１を計算し、第１の制御部１２０を介して、算出された第１の電圧誤差値Δｕ１を制御（例えば、比例積分）して補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆを算出するようになっている。
また、風力発電機の制御装置２００は、第２の演算部２１０を介して、発電機の基準電圧値ｕＷＧｉｒｅｆ及び補償基準電圧値ΔｕＷＧｉｒｅｆの和から風力発電機の出力端の電圧値ｕＷＧｉを差し引いて第２の電圧誤差値Δｕ２を算出し、補償制御部２２０を介して、第２の電圧誤差値Δｕ２に対応する無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出する。次に第３の演算部２３０を介して、算出された無効電力の補償値Ｑｒｅｆから風力発電機の現在の無効電力値ＱＷＧｉを差し引いて無効電力の誤差値ΔＱを算出し、第２の制御部２４０を介して、前記算出された無効電力の誤差値ΔＱに基づいて無効電流の補償値Ｉｄｒ＿ｒｅｆを算出するようになっている。
【００３６】
このような風力発電機の制御装置２００は、風力発電団地内の全ての風力発電機１０と一対一で接続された状態で風力発電団地の制御装置１００から引き渡される補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆに基づいて各風力発電機１０をそれぞれ別々に制御する。これにより、各風力発電機１０は、後流効果により風に応じて異なる有効電力を系統側に注入し、風力発電機の制御装置２００は、これと一対一で接続された風力発電機１０において生成される有効電力値に基づいて他の風力発電機の制御装置とは異なる無効電力の補償値を算出する。
【００３７】
具体的に、図５の（ａ）を参照すると、風力発電団地の制御装置１００は、第１の演算部１１０及び第１の制御部１２０を備える。第１の演算部１１０は、系統連系点（ＰＣＣ）に対して予め設定された連携点基準電圧値ｕｒｅｆと実際の連携点電圧値ｕｐｃｃとの間の差分を計算して第１の電圧誤差値Δｕ１を算出するようになっている。
【００３８】
第１の制御部１２０は、第１の演算部１１０から転送される第１の電圧誤差値Δｕ１に対する積分、比例積分又は比例積分微分の制御を行って補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆを算出する。このような補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆは、系統連系点（ＰＣＣ）の電圧の変動を抑えるのに必要な無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出するために風力発電団地内の全ての風力発電機に対して同様に提供される。
【００３９】
次いで、図５の（ｂ）を参照すると、各風力発電機の制御装置２００は、第２の演算部２１０と、補償制御部２２０と、第３の演算部２３０及び第２の制御部２４０を備える。一方、本発明の実施形態による風力発電機の制御装置２００は風力発電機１０に組み込まれてもよいが、場合によっては、別途に外付けされた状態で有線又は無線ネットワークを介して風力発電機と接続されて運営されるものと理解されるべきである。
【００４０】
第２の演算部２１０は、各風力発電機の基準電圧値ｕＷＧｉｒｅｆ及び補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆの和ｕＷＧｉｒｅｆ＋ΔｕＷＧｒｅｆから該風力発電機の出力端の電圧値ｕＷＧｉを差し引いて第２の電圧誤差値Δｕ２を算出する。ここで、風力発電機の基準電圧値ｕＷＧｉｒｅｆとは、各風力発電機の出力端に対して予め設定された基準電圧値のことをいい、風力発電機の出力端の電圧値ｕＷＧｉとは、各風力発電機出力端において測定された電圧値のことをいい、各パラメータ名内の「ｉ」とは、風力発電機の順番のことをいう。
【００４１】
一方、図６を参照すると、各風力発電機１０において生成される有効電力に対して可用の無効電力の範囲を取得するために別途格納された有効電力対無効電力のダイアグラムデータが確認できる。具体例を挙げると、補償制御部２２０は、特定の時点において測定される第１の風力発電機ＷＧ１の有効電力出力ＰＷＧ１を前記有効電力対無効電力のダイアグラムに適用して可用の無効電力の最大値ＱＷＧ１ｍａｘ及び最小値ＱＷＧ１ｍｉｎを取得し、同様にして第２の風力発電機ＷＧ２の有効電力の出力ＰＷＧ２に対する可用の無効電力の最大値ＱＷＧ２ｍａｘ及び最小値ＱＷＧ２ｍｉｎを取得する。この場合、例えば、図６に示すように、第１の風力発電機ＷＧ１に対する可用の無効電力の最大値ＱＷＧ１ｍａｘ及び最小値ＱＷＧ１ｍｉｎがそれぞれ０．５５ｐｕ及び−０．９３ｐｕとして取得され、第２の風力発電機ＷＧ２に対する可用の無効電力の最大値ＱＷＧ２ｍａｘ及び最小値ＱＷＧ２ｍｉｎがそれぞれ０．４７ｐｕ及び−０．８４ｐｕとして取得される。補償制御部２２０は、取得された最大値及び最小値を下記の数式１に適用して変換利得ｋＱｉを算出する。
【００４２】
［数１］
ｋＱｉ  ＝  （ＱＷＧｉｍａｘ  −  ＱＷＧｉｍｉｎ）／ｗ
ここで、数式１の「ｉ」は各風力発電機の順番を示し、ｋＱｉは変換利得を示し、ＱＷＧｉｍａｘは可用の無効電力の最大値を示し、ＱＷＧｉｍｉｎは可用の無効電力の最小値を示し、ｗは第１の電圧誤差値Δｕ１に対して予め設定された許容範囲を示す。
【００４３】
例えば、系統連係要件に系統連系点（ＰＣＣ）に対する電圧誤差の許容範囲が基準電圧値ｕｒｅｆに比べて（−０．０５ｐｕ）〜（＋０．０５ｐｕ）であることを提示する場合に、前記ｗは０．１ｐｕに設定されて第１の変換利得ｋＱ１は１４．８として算出され、第２の変換利得ｋＱ２は１３．１として算出される。
【００４４】
補償制御部２２０は、各風力発電機１０における第２の電圧誤差値Δｕ２に上述した演算制御により取得した変換利得ｋＱｉを乗算して無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出する。
【００４５】
このような第１の変換利得ｋＱ１及び第２の変換利得ｋＱ２の大きさは何れも、図４を参照して上述した第１、第２の従来の技術における傾きｋＱである６．６よりも大きな値であることが確認でき、その結果、本発明の実施形態が従来の技術に比べて一層速やかに系統連系点（ＰＣＣ）の電圧の変動を抑制できる。
【００４６】
第３の演算部２３０は、補償制御部２２０により算出された無効電力の補償値Ｑｒｅｆから風力発電機の現在の無効電力値ＱＷＧｉを差し引いて無効電力の誤差値ΔＱを算出する。また、第２の制御部２４０は、第３の演算部２３０により算出された無効電力の誤差値ΔＱに対する積分、比例積分又は比例積分微分の制御を行って無効電流の補償値Ｉｄｒ＿ｒｅｆを算出する。
【００４７】
図８は、本発明の実施形態による風力発電団地の系統連系点電圧の制御方法の各ステップを順次に示すフローチャートである。
【００４８】
図８を参照すると、本発明の実施形態による制御方法は、まず、風力発電団地の制御装置１００の第１の演算部１１０が、連携点基準電圧値ｕｒｅｆと実際の連携点電圧値ｕｐｃｃとの間の差分である第１の電圧誤差値Δｕ１を計算する（ステップＳ５１０）。
【００４９】
次いで、風力発電団地の制御装置１００の第１の制御部１２０が、第１の電圧誤差値Δｕ１に対する積分、比例積分、比例積分微分の制御を行って補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆを算出する（ステップＳ５２０）。このような補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆは、風力発電団地内の全ての風力発電機に対して共通して提供される。
【００５０】
次いで、第ｉ番目の風力発電機の制御装置２００の第２の演算部２１０が、発電機の基準電圧値ｕＷＧｉｒｅｆ及び補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆの和ｕＷＧｉｒｅｆ＋ΔｕＷＧｒｅｆから風力発電機の出力端の電圧値ｕＷＧｉを差し引いて第２の電圧誤差値Δｕ２を算出する（ステップＳ５３０）。
【００５１】
次いで、風力発電機の制御装置２００の補償制御部２２０が、第２の電圧誤差値Δｕ２に対応する無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出する（ステップＳ５４０）。このとき、無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出するステップＳ５４０は、具体的に、風力発電機から系統側に注入される有効電力値を測定（ステップＳ５４１）した後、風力発電機に対して別途格納された有効電力対無効電力のダイアグラム（図６参照）から前記測定された有効電力値に対応する可用の無効電力の最大値ＱＷＧｉｍａｘ及び可用の無効電力の最小値ＱＷＧｉｍａｘを取得し（ステップＳ５４２）、次いで、可用の無効電力の最大値ＱＷＧｉｍａｘ及び可用の無効電力の最小値ＱＷＧｉｍａｘを上述した数式１に代入して変換利得ｋＱｉを算出（ステップＳ５４３）した後、第２の電圧誤差値Δｕ２に変換利得ｋＱｉを乗算して無効電力の補償値Ｑｒｅｆを算出（ステップＳ５４４）する過程を含む。
【００５２】
次いで、風力発電機の制御装置２００の第３の演算部２３０が、無効電力の補償値Ｑｒｅｆから風力発電機の現在の無効電力値ＱＷＧｉを差し引いて無効電力の誤差値ΔＱを算出する（ステップＳ５５０）。
【００５３】
次いで、風力発電機の制御装置２００の第２の制御部２４０が、無効電力の誤差値ΔＱに対する積分、比例積分又は比例積分微分の制御を行って無効電流の補償値Ｉｄｒ＿ｒｅｆを算出する（ステップＳ５６０）。又は、第２の制御部２４０が、無効電力の誤差値ΔＱを風力発電機の出力端の電圧値ｕＷＧｉで除算して無効電流の補償値Ｉｄｒ＿ｒｅｆを算出する。
【００５４】
無効電流の補償値を算出するステップ（ステップＳ５６０）が終わると、風力発電機のコンバーターが無効電流の補償値Ｉｄｒｅｆに対応する無効電流を系統側に注入する過程が続く（ステップＳ５７０）。
【００５５】
図９は、本発明の実施形態をシミュレーションするための風力発電団地及び系統を備えるシステムの模型を示す模式図であり、図１０は、図９によるシミュレーション結果を示すグラフである。
【００５６】
まず、図９を参照すると、風力発電団地は、合計２０台の５ＭＷ級の二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）により構成されている。二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）は４台ずつ一本の給電線に接続され、５本の給電線は３３ｋＶ／１５４ｋＶ変電所の変圧器と接続され、この変圧器は、１０ｋｍの長さを有する１５４ｋＶ用の海底ケーブルを介して系統連系点（ＰＣＣ）と接続されるシミュレーション模擬システムのモデルであることを確認することができる。なお、隣り合う２台の二重励磁誘導発電機（ＤＦＩＧ）間の距離は１ｋｍに設定され、系統の短絡比は６に設定される。
【００５７】
図１０は、図９に示すシミュレーションモデルに対して７秒の時点から０．３秒間系統に３相短絡事故を模擬して系統連系点電圧ｕｐｃｃの修復性能をテストした結果を示すグラフである。風力発電団地の制御装置１００から風力発電機の制御装置２００へと転送される補償基準電圧値ΔｕＷＧｒｅｆは、所定の周期（例えば、０．１秒当たりに１回）を有する。このとき、電圧の制御に際して後流効果を反映するために風力発電団地に吹いてくる風の風速及び風向は、それぞれ秒速１２ｍ及び０°（ｄｅｇ）に設定されている。
【００５８】
図１０を参照すると、赤色の実線（イ）は本発明の実施形態による制御方法に対するシミュレーション結果を示すものであり、青色の実線（ロ）は第１の従来の技術に対するシミュレーション結果を示すものであり（図２参照）、緑色の実線（ハ）は第２の従来の技術に対するシミュレーション結果を示すもの（図４参照）である。
【００５９】
図１０の（ａ）を参照すると、３種類の制御方法の何れの場合でも、系統３相短絡事故が模擬的に発生した７秒時点の直後に系統連系点（ＰＣＣ）において測定された連携点電圧値ｕｐｃｃが約０．４５ｐｕまで降下したことが確認できる。また、図１０の（ｂ）を参照すると、７秒時点の直後に、本発明の実施形態及び第２の従来の技術による制御方法が第１の従来の技術による制御方法に比べてより多くの無効電力が系統側に提供されていることが確認できる。このような結果は、風力発電機が、本発明及び第２の従来の技術では電圧制御モードを利用するのに対して、第１の従来の技術では無効電力制御モードを利用することに起因する。
【００６０】
一方、７．３秒後の結果について、図１０の（ａ）を参照すると、第１の従来の技術は、本発明及び第２の従来の技術に比べて、連携点電圧値ｕｐｃｃが連携点基準電圧値ｕｒｅｆまで修復されるのにより長い時間がかかることが確認できるが、これは、有効電力値に依存する重み付け値（図２参照）が過剰に大きな値を有するためである。即ち、本発明の実施形態及び第２の従来の技術による方が第１の従来の技術による方に比べてより速やかに連携点電圧値ｕｐｃｃが連携点基準電圧値ｕｒｅｆに修復されることが確認できる。
【００６１】
上述した「備える」「含む」などの用語は、特に断りのない限り、単に当該構成要素が組み込まれることを意味するものであって、他の構成要素が組み込まれることを排除するわけではなく、他の構成要素がさらに組み込まれ得るものと解釈されなければならない。
【００６２】
上述した本発明の実施形態は単に例示のために開示されるものであり、これらによって本発明が限定されない。また、本発明に対する技術分野において通常の知識を有する者であれば、本発明の思想及び範囲内において様々に修正及び変更できる筈であり、このような修正及び変更は本発明の範囲に属するものと理解されるべきである。
【符号の説明】
【００６３】
１０      風力発電機
１００      風力発電団地の制御装置
１１０      第１の演算部
１２０      第１の制御部
２００      風力発電機の制御装置
２１０      第２の演算部
２２０      補償制御部
２３０      第３の演算部
２４０      第２の制御部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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