(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に系統連系され、翼を有するロータの回転により発電機が発電する風力発電装置の制御装置であって、
前記発電機にかかる電圧、前記発電機の軸回転数、及び前記発電機の軸トルクの少なくとも一つを計測する計測手段と、
前記計測手段による計測結果から、系統連系によって生じる電気的な共振成分を抽出する抽出手段と、
前記抽出手段によって抽出された前記共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように前記電力系統へ流す電流を制御する電流制御手段と、
を備えた風力発電装置の制御装置。
【請求項２】
前記風力発電装置は、前記発電機の回転子巻線に発生した交流電力を直流電力に変換し、該直流電力を直流バスに出力する発電機側電力変換手段と、前記直流バスから受け取った直流電力を前記電力系統と同一の周波数の交流電力に変換し、該交流電力を前記電力系統へ出力する系統側電力変換手段を備え、
前記電流制御手段は、前記抽出手段によって抽出された前記共振成分に基づいて、前記共振成分を抑制するように、前記系統側電力変換手段から前記電力系統へ流れる電流を制御する請求項１記載の風力発電装置の制御装置。
【請求項３】
前記抽出手段は、前記発電機の軸回転数から前記共振成分を抽出する場合、前記電力系統の周波数から本来の前記共振成分の周波数を減算した周波数成分を前記共振成分として抽出する請求項１又は請求項２記載の風力発電装置の制御装置。
【請求項４】
前記抽出手段によって抽出された前記共振成分の大きさが予め定められた閾値を超えた場合に、前記風力発電装置を停止させる請求項１から請求項３の何れか１項記載の風力発電装置の制御装置。
【請求項５】
請求項１から請求項４の何れか１項記載の制御装置を備えた風力発電装置。
【請求項６】
電力系統に系統連系され、翼を有するロータの回転により発電機が発電する風力発電装置の制御方法であって、
前記発電機にかかる電圧、前記発電機の軸回転数、及び前記発電機の軸トルクの少なくとも一つを計測する第１工程と、
前記第１工程による計測結果から、系統連系によって生じる電気的な共振成分を抽出する第２工程と、
前記第２工程によって抽出した前記共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように前記電力系統へ流す電流を制御する第３工程と、
を含む風力発電装置の制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、風力発電装置の制御装置、風力発電装置、及び風力発電装置の制御方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
風力発電装置から電力系統への電力の送電は交流送電が一般的である。しかし、電力系統への送電線路の線路長が長くなると誘導性リアクタンスが増加し、送電できる電力が制限される。
そこで、誘導性リアクタンスを低減（相殺、補償）するために送電線路に直列コンデンサが接続される場合がある。直列コンデンサが送電線路に接続されることによって送電できる電力は増加する。しかし、風力発電装置と送電線路の誘導性リアクタンスとが直列共振回路を形成することとなるため、系統構成や負荷の状態によっては共振現象が発生し、その系統に接続されている電気機器が損傷してしまう恐れがある。
【０００３】
そこで、共振発生時の対応策として、以下の方法が提案されている。
送電線路に直列に接続された直列コンデンサに対して、並列にバイパスフィルタ（ブロッキングフィルタ）を接続する。変電所などの集電点にＴＣＳＣ（Thyristor Controlled Series Capacitor）等の能動的に動作する補償装置を設置する。
上記２つの方法では、送電容量あるいはプラントの発電量に匹敵する容量のフィルタや補償装置が必要となり、コストが増加するという問題がある。
【０００４】
一方、特許文献１には、電流から共振成分を検出し、風力発電装置が有する発電機の回転子巻線の電流を電力変換器で制御する励磁制御により、能動的に共振成分の振幅を抑制する方法が記載されている。特許文献１に記載の方法では、風力発電装置が備えている既存の設備を用いるため、共振成分を抑制するためのコストの増加を低減することがきる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】米国特許出願公開第２０１１／０１０１６８９号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、特許文献１の方法では電流から共振成分を検出しているが、この方法は以下のような問題がある。
【０００７】
図１１に示されるように、電流を計測する電流センサ２００は、発電機の例えばＲ相、Ｓ相、及びＴ相の線路に設けられる。そして、電流センサ２００が一般的な磁性体コア２０２を有し、発電機の端子に流れる電流（負荷電流）を検出するセンサである場合、共振が発生すると電流センサ２００の一次側に大電流が流れる。負荷電流が磁性体コア２０２に発生する磁束φを作るため、大電流が流れると磁性体コア２０２が飽和する恐れがあった。
【０００８】
磁性体コア２０２が飽和すると図１２に示されるように一次側電流と二次側電流とが異なる値となり、発電機の端子に流れる電流を正しく計測できなくなる。この結果、風力発電装置は、共振成分を抑制することが困難となる。また、発電機の固定子は、多くの電流を流すことができ、一般的に電流センサ２００は固定子の端子に流れる電流を計測する。しかし、回転子巻線を介して磁気的な結合を経て、固定子から電流が流れるため、電流センサ２００の応答性が悪いと考えられる。
【０００９】
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、風力発電装置が電力系統に系統連系されることによって生じる共振をより効果的に抑制する、風力発電装置の制御装置、風力発電装置、及び風力発電装置の制御方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記課題を解決するために、本発明の風力発電装置の制御装置、風力発電装置、及び風力発電装置の制御方法は以下の手段を採用する。
【００１１】
本発明の第一態様に係る風力発電装置の制御装置は、電力系統に系統連系され、翼を有するロータの回転により発電機が発電する風力発電装置の制御装置であって、前記発電機にかかる電圧、前記発電機の軸回転数、及び前記発電機の軸トルクの少なくとも一つを計測する計測手段と、前記計測手段による計測結果から、系統連系によって生じる電気的な共振成分を抽出する抽出手段と、前記抽出手段によって抽出された前記共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように前記電力系統へ流す電流を制御する電流制御手段と、を備える。
【００１２】
本構成によれば、計測手段によって、発電機にかかる電圧、発電機の軸回転数、及び発電機の軸トルクの少なくとも一つが計測される。発電機にかかる電圧は、例えば端子電圧である。そして、抽出手段によって、計測手段による計測結果から、系統連系によって生じる電気的な共振成分が抽出され、抽出された共振成分に基づいて、電流制御手段によって、共振成分を抑制するように電力系統へ流す電流が制御される。
【００１３】
ここで、既存の方法として、磁性体コアを有する電流センサを用いて発電機の端子に流れる電流を計測し、共振の有無を検出する方法がある。しかし、共振が発生すると電流センサの一次側に大電流が流れ、磁性体コアが飽和する恐れがあった。磁性体コアが飽和すると電流を正しく計測できなくなり、この結果、共振成分を抑制することが困難となる。
【００１４】
一方、発電機にかかる電圧は、大電流が流れたとしてもその影響をほとんど受けない。また、発電機の軸回転数及び発電機の軸トルクは、大電流の影響を受けない。
【００１５】
このように、本構成は、共振が発生した場合に生じる大電流の影響を受けることなく共振の有無を検出できるので、風力発電装置が電力系統に系統連系されることによって生じる共振をより効果的に抑制することができる。
【００１６】
上記第一態様では、前記風力発電装置が、前記発電機の回転子巻線に発生した交流電力を直流電力に変換し、該直流電力を直流バスに出力する発電機側電力変換手段と、前記直流バスから受け取った直流電力を前記電力系統と同一の周波数の交流電力に変換し、該交流電力を前記電力系統へ出力する系統側電力変換手段を備え、前記電流制御手段が、前記抽出手段によって抽出された前記共振成分に基づいて、前記共振成分を抑制するように、前記系統側電力変換手段から前記電力系統へ流れる電流を制御する。
【００１７】
本構成によれば、発電機側電力変換手段から回転子巻線を介して電流を流す場合に比べて、応答速度が速い。また、共振成分を抑制するための電流の周波数は、回転子巻線における通常制御時の通常時の電流の周波数よりも高くなる。このため、発電機側電力変換手段から回転子巻線を介して電流を流すと、回転子巻線や回転子巻線に電力を流す発電機側電力変換手段での損失が増加し、これらが過熱したり損傷したりする恐れがある。一方、系統側電力変換手段では、通常制御している電流の周波数が共振成分の周波数よりも高いため、発電機側電力変換手段から回転子巻線を介して電流を制御する場合のような過熱、損傷は生じない。
【００１８】
上記第一態様では、前記抽出手段が、前記発電機の軸回転数から前記共振成分を抽出する場合、前記電力系統の周波数から本来の前記共振成分の周波数を減算した周波数成分を前記共振成分として抽出する。
【００１９】
発電機の軸回転数に対する共振成分は、電力系統の周波数から本来の共振成分の周波数を減算した周波数成分に生じる。このため、本構成は、発電機の軸回転数を用いて共振成分を抑制する場合でも、共振をより効果的に抑制することができる。
【００２０】
上記第一態様では、前記抽出手段によって抽出された前記共振成分の大きさが予め定められた閾値を超えた場合に、前記風力発電装置を停止させる。
【００２１】
本構成は、風力発電装置や送電線路等に設けられている機器が共振によって損傷することを確実に防止することができる。
【００２２】
本発明の第二態様に係る風力発電装置は、上記記載の制御装置を備える。
【００２３】
本発明の第三態様に係る風力発電装置は、電力系統に系統連系され、翼を有するロータの回転により発電機が発電する風力発電装置の制御方法であって、前記発電機にかかる電圧、前記発電機の軸回転数、及び前記発電機の軸トルクの少なくとも一つを計測する第１工程と、前記第１工程による計測結果から、系統連系によって生じる電気的な共振成分を抽出する第２工程と、前記第２工程によって抽出した前記共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように前記電力系統へ流す電流を制御する第３工程と、を含む。
【発明の効果】
【００２４】
本発明によれば、風力発電装置が電力系統に系統連系されることによって生じる共振をより効果的に抑制することができる、という優れた効果を有する。
【図面の簡単な説明】
【００２５】
【図１】本発明の第１実施形態に係る風力発電装置の外観図である。
【図２】本発明の第１実施形態に係る風力発電装置の電気的構成を示した模式図である。
【図３】本発明の第１実施形態に係る電圧センサの構成図である。
【図４】本発明の第１実施形態に係る計測された発電機固定子電流及び発電機固定子電圧の周波数スペクトルを示すグラフである。
【図５】本発明の第１実施形態に係る共振抑制の説明に要する図である。
【図６】従来の共振抑制の説明に要する図である。
【図７】本発明の第１実施形態に係る電力変換制御器による、系統側電力変換器から電力系統へ流す電流を制御するための制御ブロック図である。
【図８】本発明の第２実施形態に係る風力発電装置の電気的構成を示した模式図である。
【図９】本発明の第２実施形態に係る計測された発電機固定子電流、発電機固定子電圧、及び発電機回転数の周波数スペクトルを示すグラフである。
【図１０】本発明の第２実施形態に係る電力変換制御器による、系統側電力変換器から電力系統へ流す電流を制御するための制御ブロック図である。
【図１１】従来の磁性体コアを用いた電流センサの構成図である。
【図１２】従来の電流センサの磁性体コアが飽和した場合における電流の検出結果の例を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００２６】
以下に、本発明に係る風力発電装置の制御装置、風力発電装置、及び風力発電装置の制御方法の一実施形態について、図面を参照して説明する。
【００２７】
〔第１実施形態〕
以下、本発明の第１実施形態について説明する。
【００２８】
図１は、本実施形態に係る風力発電装置１０の外観図である。
図１に示す風力発電装置１０は、基礎１２上に立設されるタワー（支柱）１４と、タワー１４の上端に設置されるナセル１６と、略水平な軸線周りに回転可能にしてナセル１６に設けられるロータ１８とを有している。
【００２９】
ロータ１８には、その回転軸線周りに放射状にして複数（本実施形態では、一例として３つ）の翼２０が取り付けられている。これにより、ロータ１８の回転軸線方向から翼２０に当たった風の力が、ロータ１８を回転軸線周りに回転させる動力に変換され、該動力が発電機によって電力に変換される。なお、翼２０は、風向きに対して回動可能なようにロータ１８に連結されており、翼２０のピッチ角度が変化可能とされている。
【００３０】
図２は、第１実施形態に係る風力発電装置１０の電気的構成を示した模式図である。
【００３１】
風力発電装置１０は、ロータ１８に接続された主軸３０の回転数を増速する増速機３２を介して動力が発電機３４に伝達され、発電機３４によって動力が電力に変換される。なお、発電機３４は、例えば、巻線型誘導発電機とするが、同期発電機としてもよい。そして、風力発電装置１０は、昇圧のための変圧器３６を介して電力系統３８に系統連系されており、発電した電力を電力系統３８へ供給する。なお、風力発電装置１０から電力系統３８へ送電するための送電線路４０には、送電線路４０のリアクタンスを低減させて送電容量を増加させるための直列コンデンサ（不図示）が設けられている。
【００３２】
また、風力発電装置１０は、風力発電装置１０の制御を司る風車制御装置４２を備えている。風車制御装置４２は、例えば、ＣＰＵ（Central  Processing  Unit）、ＲＡＭ（Random  Access  Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体等から構成されている。そして、後述するタービン制御器４４及び電力変換器制御器４６の各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記録媒体等に記録されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。
【００３３】
タービン制御器４４は、回転数計測部４８による発電機３４の軸回転数（以下、「発電機軸回転数」という。）の計測値に基づいて、翼２０のピッチ角を示した翼ピッチ角指令値を生成してピッチ角を変更するピッチアクチュエータ（不図示）へ出力する。
また、タービン制御器４４は、発電機回転数及び電力系統３８の周波数（以下、「系統周波数」という。）の計測値に基づいて、風力発電装置１０が電力系統３８に送電する有効電力及び無効電力の大きさを示した発電出力指令を生成して、電力変換器制御器４６へ出力する。
【００３４】
電力変換器制御器４６は、入力された発電出力指令に基づいて、電力変換器５０を制御するための制御信号を生成する。
なお、本第１実施形態に係る電力変換器制御器４６は、電流センサ５２によって計測された発電機３４の固定子電流、電圧センサ５４によって計測された発電機３４の端子電圧（以下、「発電機端子電圧」という。）、及び電流センサ５６によって計測された系統側電力変換器電流が入力され、上記制御信号の生成に用いられる。発電機端子電圧は発電機３４の固定子電圧であり、系統側電力変換器電流は電力変換器５０から電力系統３８へ流れる電流である。
【００３５】
電力変換器５０は、発電機側電力変換器５８、直流バス６０、及び系統側電力変換器６２を備えており、制御信号に基づいて、発電機３４の回転子巻線から受け取った交流電力を系統周波数に適合した交流電力に変換する。具体的には、発電機側電力変換器５８は、回転子巻線に発生した交流電力を直流電力に変換し、該直流電力を直流バス６０に出力する。系統側電力変換器６２は、直流バス６０から受け取った直流電力を電力系統３８と同一の周波数の交流電力に変換し、該交流電力を電力系統３８へ出力する。
【００３６】
図３は、本第１実施形態に係る電圧センサ５４の構成図の一例である。
電圧センサ５４は、例えば、発電機３４のＲ相、Ｓ相、及びＴ相に対応する線路に設けられ、磁性体コア６４の一次側にはＲ相、Ｓ相、及びＴ相から分岐された線路（以下、「分岐線路」）が巻かれ、分岐線路は中性線に接続される。電圧センサ５４は、磁性体コア６４の二次側の端子に流れる電圧を発電機端子電圧として電力変換器制御器４６へ出力する。
電圧センサ５４を構成する磁性体コア６４の一次側には、負荷電流がほとんど流れ込まず、電圧の積分値が磁性体コア６４に発生する磁束φとなる。さらに、発電機３４にかかる電圧は、風力発電装置１０が電力系統３８に系統連系されることによる共振が発生し、負荷電流として大電流が流れたとしてもその影響をほとんど受けない。このため、磁性体コア６４が飽和する恐れが低く、共振が発生しても、発電機３４にかかる電圧を正確に計測できる。
【００３７】
図４は、発電機３４の固定子電流（以下、「発電機固定子電流」という。）と、発電機端子電圧である発電機３４の固定子電圧（以下、「発電機固定子電圧」という。）の周波数スペクトルの一例を示すグラフである。
図４に示される周波数ｆｓは系統周波数（基本波成分）であり、ｆｎは共振周波数（分数調波成分）である。図４に示されるように、発電機固定子電圧には、発電機固定子電流と同様に、系統周波数要理も低い周波数帯域に共振周成分が重畳される。
【００３８】
そして、本第１実施形態に係る電力変換器制御器４６は、電圧センサ５４による計測結果から、系統連系によって生じる電気的な共振成分を抽出し、抽出した共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように電力系統３８へ流す電流を制御する。
より具体的には、図５に示されるように、本第１実施形態に係る電力変換器制御器４６は、抽出した共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように系統側電力変換器６２から電力系統３８へ流れる電流（図５の共振抑制電流）を制御する。系統側電力変換器６２から電力系統３８へ共振抑制電流が流されている場合、発電機３４の励磁回路（回転子巻線）は、通常の運転制御が行われていてもよいし、負荷が制限された運転制御又は一時的に停止されていてもよい。
【００３９】
また、系統側電力変換器６２から電力系統３８へ共振抑制電流を流す方が、図６に示されるように発電機側電力変換器５８から回転子巻線を介して共振抑制電流を流す場合に比べて、応答速度が速い。
さらに、共振成分抑制電流の周波数は、回転子巻線における通常制御時の電流の周波数よりも高くなる。このため、図６に示されるように、発電機側電力変換器５８から回転子巻線を介して共振抑制電流を流すと、回転子巻線や回転子巻線に電力を流す発電機側電力変換器５８での損失が増加し、これらが過熱したり損傷したりする恐れがある。一方、系統側電力変換器６２では、通常制御している電流の周波数が共振成分の周波数よりも高いため、発電機側電力変換器５８から回転子巻線を介して電流を制御する場合のような過熱、損傷の問題は生じない。
【００４０】
図７は、電力変換器制御器４６が系統側電力変換器６２から電力系統３８へ流す電流を制御するための制御ブロック図である。
【００４１】
電力変換器制御器４６は、共振抑制電流値を算出する共振抑制制御部７０を備える。
共振抑制制御部７０は、発電機端子電圧から共振成分を抽出し、抽出した共振成分に基づいて、共振成分を抑制するための制御指令値を演算する。
【００４２】
以下、共振抑制制御部７０について詳細に説明する。
【００４３】
まず、電圧センサ５４による計測結果である三相（ａ軸、ｂ軸、ｃ軸）の発電機端子電圧が、回転座標変換部７２へ入力される。
【００４４】
回転座標変換部７２は、系統周波数（例えば６０Ｈｚ又は５０Ｈｚ）を回転角度として用いて三相の発電機端子電圧を二相（ｄ軸、ｑ軸）に回転座標変換し、二相に変換した発電機端子電圧を各々共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑへ出力する。
【００４５】
二相に変換された発電機端子電圧は、２つの直交する直流成分となっているはずであるが、共振成分は回転角度である系統周波数に同期しない異常な変動成分として該直流成分に重畳されている。
このため、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑは、例えばハイパスフィルター（ＨＰＦ）又はバンドパスフィルター（ＢＰＦ）で構成されており、二相に変換された発電機端子電圧から上記変動成分を共振成分として抽出し、回転角度演算部７６及び回転座標変換部７８へ出力する。
【００４６】
回転角度演算部７６は、例えばベクトル演算によって、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑから入力された共振成分の周波数を演算し、演算により求められた周波数（回転角度）を回転座標変換部７８へ出力する。
【００４７】
回転座標変換部７８は、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑから入力されたｄ軸の共振成分及びｑ軸の共振成分を、回転角度演算部７６から入力された回転角度を用いて直流成分であるｄｓｓ軸成分及びｑｓｓ軸成分に変換し、各々減算部８０ｄＳＳ、減算部８０ｑＳＳへ出力する。
【００４８】
減算部８０ｄＳＳは、回転座標変換部７８から入力されたｄｓｓ軸成分とｄｓｓ軸成分の目標値であるｄｓｓ軸成分指令値（例えば０（零））との差分を算出し、制御部８２ｄｓｓへ出力する。また、減算部８０ｑＳＳは、回転座標変換部７８から入力されたｑｓｓ軸成分とｑｓｓ軸成分の目標値であるｑｓｓ軸成分指令値（例えば０（零））との差分を算出し、制御部８２ｑｓｓへ出力する。
【００４９】
制御部８２ｄｓｓは、減算部８０ｄＳＳから入力された差分に基づいて、例えばＰＩ制御等により該差分を減少させるための指令値（以下「制御指令値」という。）を演算し、回転座標変換部８４へ出力する。また、制御部８２ｑｓｓは、減算部８０ｑＳＳから入力された差分に基づいて、例えばＰＩ制御等により該差分を減少させるための制御指令値を演算し、回転座標変換部８４へ出力する。
すなわち、制御部８２ｄｓｓ及び制御部８２ｑｓｓは、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑによって抽出された共振成分に基づいて、共振成分を抑制するための制御指令値を演算し、共振成分を抑制するために電力系統３８へ流す電流を制御することとなる。
【００５０】
回転座標変換部８４は、制御部８２ｄｓｓ及び制御部８２ｑｓｓから入力された制御指令値をｄｓｓ軸成分及びｑｓｓ軸成分からｄ軸成分及びｑ軸成分へ変換し、各々加算部８６ｄ，８６ｑへ出力する。
【００５１】
加算部８６ｄは、無効電流の目標値であるｄ軸電流指令値と回転座標変換部８４から入力されたｄ軸成分とを加算し、減算部８７ｄへ出力する。
【００５２】
一方、発電機側電力変換器５８と系統側電力変換器６２とを接続する直流バス６０にかかる直流バス電圧の目標値である直流バス電圧指令値と、直流バス電圧の計測値との差分が、減算部８８によって算出され、電圧制御手段である制御部９０に出力される。
制御部９０は、減算部８８から入力された差分に基づいて、例えばＰＩ制御等により該差分を減少させるための制御指令値を演算し、加算部８６ｑへ出力する。
【００５３】
加算部８６ｑは、制御部９０から入力された制御指令値と回転座標変換部８４から入力されたｑ軸成分とを加算し、減算部８７ｑへ出力する。
【００５４】
また、電流センサ５６によって計測された系統側電力変換器電流の計測値は、回転座標変換部９２へ入力される。
【００５５】
回転座標変換部９２は、系統周波数（例えば６０Ｈｚ）を回転角度として用いて三相の系統側電力変換器電流を二相（ｄ軸、ｑ軸）に回転座標変換し、二相に変換した系統側電力変換器電流（ｄ軸電流計測値及びｑ軸電流計測値）を各々減算部８７ｄ，８７ｑへ出力する。
【００５６】
減算部８７ｄは、加算部８６ｄによる加算結果と回転座標変換部９２から入力されたｄ軸電流計測値との差分を算出し、ｄ軸の電流制御手段である制御部９４ｄへ出力する。また、減算部８７ｑは、加算部８６ｑによる加算結果と回転座標変換部９２から入力されたｑ軸電流計測値との差分を算出し、ｑ軸の電流制御手段である制御部９４ｑへ出力する。
【００５７】
制御部９４ｄは、加算部８６ｄから入力された差分に基づいて、例えばＰＩ制御等により該差分を減少させるための制御指令値を演算し、回転座標変換部９６へ出力する。また、制御部９４ｑは、加算部８６ｑから入力された差分に基づいて、例えばＰＩ制御等により該差分を減少させるための制御指令値を演算し、回転座標変換部９６へ出力する。
【００５８】
回転座標変換部９６は、制御部９４ｄ及び制御部９４ｑから入力された制御指令値を二相から三相へ変換し、系統側電力変換器６２が出力する電圧の目標値である系統側電力変換器電圧指令（制御信号）として系統側電力変換器６２へ出力する。
【００５９】
このように、電力変換器制御器４６は、ｄ軸電流指令値及び直流バス電圧指令値に応じた電流に共振成分を抑制させる電流を加えた電流を、電力系統３８へ流すように系統側電力変換器６２を制御することとなる。このため、風力発電装置１０が通常の運転を行い、電力系統３８へ電力を供給しながら、共振を抑制するための電流も電力系統３８へ流すことができる。
【００６０】
また、電力変換器制御器４６は、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑによって抽出された共振成分の大きさが予め定められた閾値を超えた場合に、風力発電装置１０を停止させるための停止信号をタービン制御器４４へ出力してもよい。なお、予め定められた閾値は、例えば風力発電装置１０が電力系統３８へ流すことができる電流の上限値等によって決定される。
タービン制御器４４は、電力変換器制御器４６から停止信号が入力されると、発電機３４を停止させると共に、翼２０のピッチ角度がフェザー側へ変更するようにピッチ角指令値を出力する。これにより、風力発電装置１０は停止するので、風力発電装置１０や送電線路４０等に設けられている機器が共振によって損傷することが確実に防止される。
【００６１】
以上説明したように、本第１実施形態に係る電力変換器制御器４６は、発電機端子電圧を計測する電圧センサ５４と、電圧センサ５４による計測結果から共振成分を抽出する共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑと、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑによって抽出された共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように電力系統３８へ流す電流を制御する制御部８２ｄｓｓ及び制御部８２ｑｓｓと、を備える。
【００６２】
従って、本第１実施形態に係る電力変換器制御器４６は、共振が発生した場合に生じる大電流の影響を受けることなく共振を検出できるので、風力発電装置１０が電力系統３８に系統連系されることによって生じる共振をより効果的に抑制することができる。
【００６３】
また、風力発電装置１０は、発電機３４の回転子巻線に発生した交流電力を直流電力に変換し、該直流電力を直流バスに出力する発電機側電力変換器５８と、直流バス６０から受け取った直流電力を電力系統３８と同一の周波数の交流電力に変換し、該交流電力を電力系統３８へ出力する系統側電力変換器６２を備える。そして、制御部８２ｄｓｓ及び制御部８２ｑｓｓは、共振成分抽出部７４ｄ，７４ｑによって抽出された共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように、系統側電力変換器６２から電力系統３８へ流れる電流を制御する。
【００６４】
なお、本第１実施形態では、共振成分をｄ軸及びｑ軸毎に抽出したが、これに限らず、ｄ軸又は軸の共振成分のみを抽出し、抽出した何れか一方の共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように電力系統３８へ流す電流を制御してもよい。
【００６５】
〔第２実施形態〕
以下、本発明の第２実施形態について説明する。
【００６６】
図８は、本第２実施形態に係る風力発電装置１０の電気的構成を示した模式図である。なお、図８における図２と同一の構成部分については図２と同一の符号を付して、その説明を省略する。
本第２実施形態に係る風力発電装置１０は、第１実施形態で備えていた電圧センサ５４を備えておらず、替わりに電力変換器制御器４６に回転数計測部４８によって計測された発電機回転数が入力される。発電機回転数は、共振が発生した場合に生じる大電流の影響を受けることがない。
【００６７】
図９は、本第２実施形態に係る計測された発電機固定子電流、発電機固定子電圧、及び発電機回転数の周波数スペクトルを示すグラフである。
図９に示されるように、発電機回転数の周波数スペクトルには、低い周波数帯域に発電機３４の軸に固有の軸ねじり固有周波数ｆｔｏｒの成分が現れるが、発電機固定子電流や発電機固定子電圧において共振周波数ｆｎが重畳されている周波数帯域に共振成分が現れない。しかし、発電機回転数の周波数スペクトルには、系統周波数ｆｓから共振周波数ｆｎを減算した周波数に共振成分が現れる。
【００６８】
発電機回転数の周波数スペクトルに、系統周波数ｆｓから共振周波数ｆｎを減算した周波数に共振成分が現れる理由を以下に説明する。
【００６９】
主軸３０を剛体軸と仮定する場合、発電機回転数と発電機３４の軸トルク（以下、「発電機トルク」という。）τｇとには、下記（１）式に示される関係がある。
【数１】
0005721645.tif 000002
Ｊは慣性モーメント[kgm2]（ロータ１８、増速機３２、及び発電機回転子を含む）であり、τωは風車トルク[Nm]であり、ωｇは発電機回転数[rad/s]である。
さらに、発電機トルクτｇは、下記（２）式で表わされる。
【数２】
0005721645.tif 000003
ｐは発電機極対数[-]であり、Ｍは発電機固定子巻線と発電機回転子巻線間の相互インダクタンス[H]であり、ｉｄｓは発電機固定子ｄ軸電流[A]であり、ｉｑｓは発電機固定子ｑ軸電流[A]であり、ｉｄｒは発電機回転子ｄ軸電流[A]であり、ｉｑｒは発電機回転子ｑ軸電流[A]である。
【００７０】
ここで、発電機固定子ｄ軸電流ｉｄｓ及び発電機固定子ｑ軸電流ｉｑｓは、各相の電流ｉａｓ，ｉｂｓ，ｉｃｓを系統周波数ｆｓで回転する座標系に変換したものであり、下記（３）式で表わされる。
【数３】
0005721645.tif 000004
また、発電機回転子ｄ軸電流ｉｄｒ及び発電機回転子ｑ軸電流ｉｑｒは、各相の電流ｉａｒ，ｉｂｒ，ｉｃｒを滑り角周波数（系統周波数ｆｓと発電機回転子回転速度ｆｍとの差）で回転する座標系に変換したものであり、下記（４）式で表わされる。
【数４】
0005721645.tif 000005
【００７１】
ここで、発電機固定子巻線に生じる電流Ｉsに周波数ｆｎの共振成分Ｉｓｎが重畳すると、各相の電流ｉａｓ，ｉｂｓ，ｉｃｓは下記（５）式で表わされるとする。なお、φは共振成分Ｉｓｎの基本波成分に対する位相差である。
【数５】
0005721645.tif 000006
このとき、発電機回転子巻線に生じる電流Ｉｒは、共振成分Ｉｒｎが重畳し、各相の電流ｉａｒ，ｉｂｒ，ｉｃｒは下記（６）式で表わされる。なお、ψは共振成分Ｉｒｎの基本波成分に対する位相差である。
【数６】
0005721645.tif 000007
【００７２】
（６）式におけるｓ及びｓｎは、各々系統周波数ｆｓ及び共振周波数ｆｎに対するすべりであり、下記（７）式で表わされる。
【数７】
0005721645.tif 000008
そして、（５）式を（３）式に代入し、（６）式及び（７）式を（４）式に代入することで、下記（８）式が得られる。
【数８】
0005721645.tif 000009
さらに、（８）式を（２）式に代入することで、下記（９）式が得られる。
【数９】
0005721645.tif 000010
（９）式に示されるように、共振が発生すると発電機トルクτｇに系統周波数ｆｓから共振周波数ｆｎを減算した周波数成分（ｆｓ−ｆｎ）が現れることが分かる。従って、共振が発生すると（１）式から発電機回転数にも同様の周波数成分が現れることとなる。
【００７３】
図１０は、本第２実施形態に係る電力変換器制御器４６による、系統側電力変換器６２から出力させる電流を制御するための制御ブロック図である。なお、図１０における図７と同一の構成部分については図７と同一の符号を付して、その説明を省略する。
【００７４】
本第２実施形態に係る電力変換器制御器４６が備える共振抑制制御部７０は、発電機回転数から共振成分を抽出する。このため、共振抑制制御部７０は、系統周波数から本来の共振成分の周波数を減算した周波数成分を、共振成分として抽出する。
【００７５】
以下、共振抑制制御部７０について詳細に説明する。
【００７６】
まず、回転数計測部４８による計測結果である発電機回転数は、共振成分抽出部１００へ入力される。
【００７７】
共振成分抽出部１００は、系統周波数から本来の共振成分の周波数を減算した周波数成分を含む帯域を通過させるバンドパスフィルター（ＢＰＦ）で構成されている。これにより、共振成分抽出部１００は、発電機回転数から軸ねじり固有振動数を除去すると共に、共振成分を抽出し、成分分解部１０２へ出力する。
【００７８】
成分分解部１０２は、共振成分抽出部１００から入力された共振成分をｓｉｎ波とｃｏｓ波とに分解し、回転角度演算部１０４及び回転座標変換部１０６へ出力する。
【００７９】
回転角度演算部１０４は、成分分解部１０２によってｓｉｎ波とｃｏｓ波とに分解された共振成分の周波数を演算し、演算により求められた周波数（回転角度）を回転座標変換部１０６へ出力する。
【００８０】
回転座標変換部１０６は、成分分解部１０２によってｓｉｎ波とｃｏｓ波とに分解された共振成分を、回転角度演算部１０４から入力された回転角度を用いてｓｉｎ波の振幅とｃｏｓ波の振幅とに変換し、各々制御部１０８ｓｉｎ及び制御部１０８ｃｏｓへ出力する。
【００８１】
制御部１０８ｓｉｎは、回転座標変換部１０６から入力されたｓｉｎ波の振幅に基づいて、例えばＰＩ制御又はＰＩＤ制御等により該振幅を減少させるための制御指令値を演算し、回転座標変換部１１０へ出力する。また、制御部１０８ｓｉｎは回転座標変換部１０６から入力されたｃｏｓ波の振幅に基づいて、例えばＰＩ制御又はＰＩＤ制御等により該振幅を減少させるための制御指令値を演算し、回転座標変換部１１０へ出力する。
すなわち、制御部１０８ｓｉｎ及び制御部１０８ｃｏｓは、共振成分抽出部１００によって抽出された共振成分に基づいて、共振成分を抑制するように電力系統３８へ流す電流を制御することとなる。
【００８２】
回転座標変換部１１０は、制御部１０８ｓｉｎ及び制御部１０８ｃｏｓから入力された制御指令値を回転座標変換部１０６で変換される前の座標系の成分（ｄ軸成分、ｑ軸成分）へ変換し、各々加算部８６ｄ，８６ｑへ出力する。
【００８３】
なお、本第２実施形態では、制御部１０８ｓｉｎ及び制御部１０８ｃｏｓの替わりに位相補償器を用いてもよく、位相補償器は、共振成分の減衰効果を得るため、各信号の位相を遅らせたり進めたりする。
【００８４】
以上、本発明を、上記各実施形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は上記実施形態に記載の範囲には限定されない。発明の要旨を逸脱しない範囲で上記各実施形態に多様な変更または改良を加えることができ、該変更または改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
【００８５】
例えば、上記各実施形態では、発電機端子電圧又は発電機回転数の計測結果から共振成分を抽出する形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、発電機３４の軸トルクの計測結果から共振成分を抽出する形態としてもよい。発電機３４の軸トルクは、共振が発生した場合に生じる大電流の影響を受けることがない。発電機３４の軸トルクの計測結果から共振成分を抽出する形態では、例えば、上記第２実施形態に係る共振抑制制御部７０と同様の共振抑制制御部によって、共振成分を抽出し、共振成分を抑制するための制御指令値を演算する。
【００８６】
また、上記各実施形態では、各風力発電装置１０毎に共振成分を抑制するための制御を行う形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、共振抑制制御部７０を風力発電装置１０外に設け、単一の共振抑制制御部７０で複数の風力発電装置１０の共振成分を抑制する制御を行う形態としてもよい。この形態の場合、複数の風力発電装置１０はウインドファームを構成しており、例えば予め定められた風力発電装置１０から発電機端子電圧、発電機回転数、及び発電機３４の軸トルクの少なくとも一つが計測され、単一の共振抑制制御部によって、共振成分が抽出され、抽出された共振成分に基づいて、共振成分を抑制するようための制御信号が生成される。そして、生成された制御信号が、各風力発電装置１０の電力変換器制御器４６へ出力される。
【符号の説明】
【００８７】
１０    風力発電装置
１８    ロータ
２０    翼
３４    発電機
３８    電力系統
４６    電力変換器制御器
４８    回転数計測部
５０    電力変換器
５４    電圧センサ
５８    発電機側電力変換器
６０    直流バス
６２    系統側電力変換器
７０    共振抑制制御部
７４ｄ  共振成分抽出部
７４ｑ  共振成分抽出部
８２ｄｓｓ  制御部
８２ｑｓｓ  制御部
【図１】
0005721645.tif 000011
【図２】
0005721645.tif 000012
【図３】
0005721645.tif 000013
【図４】
0005721645.tif 000014
【図５】
0005721645.tif 000015
【図６】
0005721645.tif 000016
【図７】
0005721645.tif 000017
【図８】
0005721645.tif 000018
【図９】
0005721645.tif 000019
【図１０】
0005721645.tif 000020
【図１１】
0005721645.tif 000021
【図１２】
0005721645.tif 000022