(57)【要約】この発明は、風況観測に基づく事前予測制御により風力発電システムの高効率運転又は出力安定化運転を図り、その運転により得られたメリットを評価を行う風力発電評価システム、およびこれを利用した風力発電機のための予測制御サービスシステムを提供することを目的とする。  この発明の風力発電評価システムは、風力発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計（１００．２００．３００）と、風力発電機での風向風速を計測する第２風向風速計（５００）と、レーザ式及び第２の風向風速計の計測結果に基づき、風力発電機の風速に対する出力電力特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれぞれの出力電力の差分を積分して発生電力量の差を求める風力発電出力演算手段（４００ａ）と、風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差に基づき、これの環境に与える影響の付加価値を演算する付加価値演算手段（４００ｂ）とを備える。【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に接続された少なくとも１つの風力発電機と、
この風力発電機での風向風速を事前に予測するためにレーザを使用して該風力発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計と、
上記風力発電機での風向風速を計測する第２の風向風速計と、
上記レーザ式風向風速計及び第２の風向風速計との計測結果に基づき上記風力発電機の風速に対する出力電力特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれぞれの出力電力の差分を積分することにより発生電力量の差を求める風力発電出力演算手段と、
上記風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差に基づき、これの環境に与える影響の付加価値を演算する付加価値演算手段と、
を備えたことを特徴とする風力発電評価システム。
【請求項２】
電力系統で接続された複数の上記風力発電機に対しそれぞれに上記レーザ式風向風速計、第２の風向風速計、風力発電出力演算手段、及び付加価値演算手段を設けたことを特徴とする請求の範囲第１項に記載の風力発電評価システム。
【請求項３】
電力系統で接続された複数の風力発電機に対して１つの上記レーザ式風向風速計を共用し、上記第２の風向風速計、風力発電出力演算手段、及び付加価値演算手段をそれぞれの風力発電機に設けたことを特徴とする請求の範囲第１項に記載の風力発電評価システム。
【請求項４】
上記電力系統に抵抗器又は電力吸収装置が接続され、上記レーザ式風向風速計の計測結果に基づく制御に従い上記抵抗器又は電力吸収装置に電力を供給する電力変換装置がさらに上記電力系統に接続されていることを特徴とする請求の範囲第１ないし３項のいずれか１項に記載の風力発電評価システム。
【請求項５】
上記電力系統に出力平滑化装置とこの出力平滑化装置に電力を供給する電力平滑化装置が接続されており、上記レーザ式風向風速計の計測結果に基づき出力平滑化の制御を行うことを特徴とする請求の範囲第１ないし３項のいずれか１項に記載の風力発電評価システム。
【請求項６】
上記風力発電出力演算手段と付加価値演算手段がネットワークの１つのノードに設けられ、ネットワークを介して上記風力発電出力演算手段と付加価値演算手段で演算された情報を利用可能にしたことを特徴とする請求の範囲第１ないし３項のいずれか１項に記載の風力発電評価システム。
【請求項７】
風力発電機での風向風速を事前に予測するためにレーザを使用して該風力発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計を用いた風力発電機のための予測制御システムをサービス加入者に対してサービス提供者が貸与設置し、予測制御システムによる発電で得られた増収益の一部をサービス提供者が受ける風力発電機のための予測制御サービスシステムであって、
上記レーザ式風向風速計と上記風力発電機での風向風速を計測する第２の風向風速計とのそれぞれの計測結果に基づき上記風力発電機の風速に対する出力電力特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれぞれの出力電力の差分を積分することにより発生電力量の差を求める風力発電出力演算手段と、
上記風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差を、発生電力量とこれの環境に与える影響を示す指数との関係を示すテーブルに基づき、環境への影響を示す指数に変換する付加価値演算手段と、
予め格納された上記発生電力量の差及びこれの環境への影響を示す指数に対する収益の単価及び収益に対するサービス提供者の配当割合に基づき総収益額を求めさらにこの総収益額に対するサービス提供者への配当を求め、ネットワークを介して金融機関の端末経由で自動振り込み手続きを行う手段と、
を備えたことを特徴とする風力発電機のための予測制御サービスシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】  この発明は、風力発電機、あるいは複数の風力発電機から構成されるウィンドファーム、さらには風力発電機やその他の種類の発電手段や負荷等が組み合わされた電力供給系統における風力発電機の運転効果を向上させ、それから得られるメリットを評価する風力発電評価システムおよびこれを用いた風力発電機のための予測制御サービスシステ厶に関するものである。
【背景技術】  従来、風況を予測する風力発電システムとして例えば特開２００２−１５２９７５号公報には、電波を利用したドップラーレーダを用いて風力発電機前方の風ベクトルを測定し、その風ベクトルから風力発電機の出力値を予測し、予測出力値に基づいて、電力系統側発電機の出力制御を行うものがある。
また、特開平１１−１５９４３６号公報には、風力発電機とディーゼル発電機を組み合わせたものがあり、風力発電機の周囲に配置された風速計の実測値に基づいて、風速のデータベースから、風力発電機が発電するエネルギー出力値を算出し、算出された出力値が上がる場合はディーゼル発電機を停止させ、出力値が下がる場合はディーゼル発電機の運転がなされる風力発電システムが開示されている。
しかしながら従来の上記ドップラーレーダで風況を観測するシステムにおいては、ドップラーレーダを風力発電機のブレード前方側に上方を向けて設けているため、風向の反転等の大きな変化に追従するには複数台のドップラーレーダを設けるか、あるいはドップラーレーダを風力発電機の周囲で移動させる大がかりな装置が必要である。さらに、電磁波を利用するドップラーレーダでは周囲に電磁波障害等を与える可能性もある。
また、上記風力発電機とディーゼル発電機を組み合わせたシステムでは、風力発電機と組合わされたディーゼル発電機を制御することで一定の電力を供給するのみであり、風力発電機自体の性能向上を図ることができない。
さらに従来、風況観測による予測制御を実施した場合の出力電力の向上や平滑化により得られたメリットがどれぐらいのものかを評価する機能はなかった。
この発明は、上記のような問題点を解消するためになされたもので、比較的簡単な構造でかつ電磁波障害を発生することなく、風況観測に基づく事前予測制御により風力発電システムの高効率運転又は出力安定（平滑）化を図ることが可能であり、さらに上記風況観測に基づく予測制御による風力発電システムの運転により得られたメリットの評価も行う風力発電評価システムおよびこれを利用した風力発電機のための予測制御サービスシステムを提供することを目的とする。
【発明の開示】
上記の目的に鑑み、この発明は、電力系統に接続された少なくとも１つの風力発電機と、この風力発電機での風向風速を事前に予測するためにレーザを使用して該風力発電機から離れた位置での風向風速を計測するレーザ式風向風速計と、上記風力発電機での風向風速を計測する第２の風向風速計と、上記レーザ式風向風速計及び第２の風向風速計との計測結果に基づき上記風力発電機の風速に対する出力電力特性を示す風車性能カーブにより算出されたそれぞれの出力電力の差分を積分することにより発生電力量の差を求める風力発電出力演算手段と、上記風力発電出力演算手段で得られた発生電力量の差に基づき、これの環境に与える影響の付加価値を演算する付加価値演算手段と、を備えたことを特徴とする風力発電評価システムにある。
【図面の簡単な説明】  図１はこの発明に関する風力発電システムを示す図、
図２はこの発明に関するレーザ式風向風速計を示す構成図、
図３は図２のレーザ式風向風速計のＳ偏光とＰ偏光を示す模式図、
図４はこの発明に関するヨー角・ピッチ角制御ロジックを示すフロー図、
図５はこの発明に関する出力変動抑制制御の様子を示した図、
図６はこの発明に関する可変速発電機に電力変換器、出力平滑化装置を接続配置した構成図、
図７はこの発明に関するウィンドファームの構成図、
図８はこの発明に関する制御ロジックを示すフロー図、
図９はこの発明に関する出力平滑化装置を備えた風力発電システムの構成図、
図１０はこの発明に関する風力発電システムの出力値平滑化の様子を示す図、
図１１はこの発明に関する風力発電システムの合成出力目標値と風力発電出力を示す図、
図１２はこの発明に関する風力発電システムの制御ブロック図、
図１３はこの発明に関する風力発電システムの制御を示すフロー図、
図１４は図１３に続くフロー図、
図１５はこの発明の実施の形態１による風力発電評価システムにおけるレーザ式風向風速計を用いたヨー制御による効果を示す図、
図１６はこの発明の実施の形態１による風力発電評価システムにおけるレーザ式風向風速計を用いたピッチ制御による効果を示す図、
図１７はこの発明の実施の形態１による風力発電評価システムにおけるピッチ制御による出力アップの効果を生じる原理を示す図、
図１８はこの発明の実施の形態１による風力発電評価システムを示す構成図、
図１９はこの発明の実施の形態２による風力発電評価システムと電力系統の抵抗器との接続を示す図、
図２０はこの発明の実施の形態２による風力発電評価システムにおける風力発電の変動出力を抵抗で平滑化する様子を示す図、
図２１はこの発明の実施の形態２による多数台の風力発電機に対しレーザ式風向風速計を適用した概略構成を示す図、
図２２はこの発明の実施の形態３によるハイブリッド発電システムの一例を示す図、
図２３は図２２のハイブリット発電システムでレーザ式風向風速計によりディーゼル発電を併用した電力平滑化を行う一例を示す図、
である。
図２４はこの発明の実施の形態３による風力発電評価システムと電力系統の出力平滑化装置との接続を示す図である。
【発明を実施するための最良の形態】  以下、本発明を図面を参照して説明する。まず、この発明に係わる風力発電評価システムを備えた風力発電システム（以下単に風力発電システムとする）の基本的構成およびその動作等について説明する。
＜風力発電システム＞
図１はこの発明による風力発電システムの風力発電機（風車）を側方から観察した断面図である。図１に示すように、台座１上にタワー部２が築かれ、タワー部２の上部にはヨー角制御駆動装置５０が設けられている。さらにその上部には、ヨー角制御駆動装置５０の駆動によって水平面内で回転制御されるナセル２０が配置される。風車の制御においては、風の向きが変わった場合、風車のプロペラ回転面が常に風を真正面に受けるように制御することが望ましく、この時に変化させるのがヨー角であり、ヨー角の制御をヨー制御という。ヨー角はナセル２０を水平面内で回転させることで変化させることができる。
プロペラ型風車の羽根（翼）部分であるブレード１０が、ハブ（ブレード１０の取り付け部分）１１を介して回転軸１２に取り付けられ、ブレード１０の角度がピッチ角制御駆動装置６０の駆動によって制御される。風のエネルギーを有効に活用するためには、風を受けるブレード１０の角度を最適な状態にする必要があり、この時のブレード１０の角度をピッチ角（ブレードアングル）という。また、回転軸１２に繋がれる発電機３０、回転軸１２の回転速度（回転数）検出部、ブレーキ設備、増幅器等を含む機器２０ａがナセル２０内に格納されている。プロペラ回転面は、ブレード１０が配置された、回転軸１２に対して垂直な面である。
ナセル２０上部には、レーザ光２１０を射出して、風力発電機前方（任意距離だけ離れた位置）のエアロゾル１５０に照射し、その散乱光２１５を検出する風速検出用光学系部（以下、光学系部とする）２００が配置される。エアロゾル１５０とは風に乗って風と同速度同方向に動く空気中の塵であり、このエアロゾル１５０の移動状態を把握することで、同位置における風向風速を観測できる。散乱光２１５から得られた情報（エアロゾル１５０の風向風速データ）は、光ファイバー１３０を介して風向風速計本体部（以下、本体部とする）１００に送られる。本体部１００において、散乱光２１５から、エアロゾル１５０の風向風速を算出するためのデータを取り出して加工する。
本体部１００で得られた風向風速データは電気信号のデジタル信号に変換されて、通信系部１３１を介して風向風速計信号処理部（以下、信号処理部）３００に送られる。信号処理部３００において、エアロゾル１５０の風向風速データに基づいて、風力発電機に向ってくる風、すなわち近未来（数秒から数十秒後）に発電に利用する風の風況（風向風速および風の到達時間など）を予測する。主に本体部１００と光学系部２００と信号処理部３００によってレーザ式風向風速計が構成される。
この信号処理部３００が算出した風況予測データを、通信系部１３２を介してコントローラ４０に送信し、コントローラ４０は与えられた風況データを基に、ヨー角制御駆動装置５０やピッチ角駆動制御装置６０に通信系部７０、７５を介して指令を与え、ヨー角駆動制御装置５０がヨー角を変化させ、ピッチ角駆動制御装置６０がピッチ角を変化させることにより、風力発電機の高効率運転、すなわち風力エネルギーの高効率利用を可能にする。また、コントローラ４０は、現在のヨー角、ピッチ角、風車の回転軸回転数（回転数又は回転速度）を常にモニタして把握している。
風車の回転数は、固定若しくは段階的にのみ調整可能なものか、あるいは定められた範囲内で連続的に調整可能なものとする。ここで、可変速風力発電機では、風速に応じ常に最高効率となるように、回転速度が選択される、あるいは系統に与える電力変化量を低減するべく回転速度の調整が行われる。
さらに、発電機３０に繋がれる電力ケーブル８２は、出力端となる電力系統８４に接続され、発電機３０と電力系統８４の間には、出力平滑化装置８０が、必要により電力変換装置８１を介して接続配置され、電力系統８４と電力変換装置８１の間には変圧器８３が配置されている。
なお、レーザ式風向風速計の光学系部２００は、ヨー角を可変とすれば、風力発電機のタワー部２とやや離れた地上に配置してもよく、風力発電機付近にポール状のものを立て、ポールの上に図１と同様にヨー角制御駆動装置５０上に乗せるようにして設けてもよい。また、タワー部２の側面に設置してもよい。また、ブレード１０は風を受け風力エネルギーを回転力に変換するもので、このブレード１０の回転エネルギーを電力に変換するのが発電機３０である。なお、コントローラ４０若しくは他の制御機構によって、ヨー角、風車回転数や現在の風向風速等の風力発電機制御に必要な諸量を取り込んで解析し、風力発電機の各制御駆動装置（例えば、ブレーキ設備）にも制御指令を出している。
＜レーザ式風向風速計＞
次に、本発明にかかるレーザ式風向風速計の構成および原理の一例について、図２を用いて説明する。図２はこの発明のレーザ式風向風速計の一例を示す構成図である。レーザ式風向風速計は、上述したように、主に、本体部１００と、光学系部２００と、信号処理部３００から構成されている。本体部１００のレーザ光源１０１（例えば半導体レーザ）から出たレーザ光は、光ファイバーディストリビュータ１５１ａによりその一部が光ファイバー１０２によって光受信機１０５に送られ、その他の光はサーキュレータ１０４を通って光スイッチ１０３を介して光学系部２００に送られる。光学系部２００は、例えば、水平風速検出用光学系部２００ａおよび垂直風速検出用光学系部２００ｂの二つによって構成され、送られた光は、水平、垂直風速検出用光学系部２００ａ、２００ｂにそれぞれ分割して送られる。
光スイッチ１０３から、水平風速検出用光学系部２００ａに送られてきた光は、１／２波長板２０１を通って望遠鏡２０２に送られる。望遠鏡２０２を出た光は偏向ビームスプリッタ２０３を通過するＰ偏光２０５と、これに反射されるＳ偏光２０６に分けられ、Ｐ偏光２０５はそのまま外部に射出され、Ｓ偏光２０６は全反射鏡２０４に反射され、外部に射出される。垂直風速検出用光学系部２００ｂについても、水平風速検出用光学系部２００ａと同様の構成であり、Ｐ偏光２０７、Ｓ偏光２０８が外部に射出される構成となっている。
なお、水平風速検出用光学系部２００ａから射出されるＰ偏光２０５、Ｓ偏光２０６は、水平面内の異なる２方向にそれぞれ射出され、垂直風速検出用光学系部２００ｂから射出されるＰ偏光２０７、Ｓ偏光２０８は、垂直面内の異なる２方向にそれぞれ射出される。Ｐ偏光２０５、２０７、Ｓ偏光２０６、２０８は、図１に示すレーザ光２１０に相当している。
光学系部２００から射出されたレーザ光２１０であるＰ偏光２０５は、エアロゾル１５０に当たって散乱し、散乱光（例えば図１で示す散乱光２１５に相当する）となって光学系部２００に戻ってくる。この様子は後述する。この散乱光２１５は射出経路と逆の経路を辿って、光学系部２００から本体部１００に送られる。散乱光２１５は、光スイッチ１０３を経てサーキュレータ１０４に送られ、サーキュレータ１０４は散乱光２１５を光ミキサーとしての光ファイバーカプラ１５１ｂに送る。レーザ光源１０１から直接送られてきたレーザ光と散乱光２１５は、光ファイバーカプラ１５１で合波され、光受信機１０５に送られ、合波光１５２を電気信号の検出信号１０７に変換する。検出信号１０７はＡＤ変換器３１０に送られる。ＡＤ変換器３１０はアナログ信号である検出信号１０７をデジタル信号に変換し、受信信号３１１として信号処理部３００に通信系部１３１を介して送る。受信信号３１１を受け、信号処理部３００は、後述する所定の計算を行い、レーザ光２１０の焦点（焦点の位置はエアロゾル１５０の位置に相当する）での風向風速を算出（観測）する。さらに、その風向風速データ（観測結果）に基づいて、風況を予測し、必要な制御情報をコントローラ４０に通信系部１３２を介して送る。
なお、レーザ光２１０は、連続波のものを用い、特に波長１５００ｎｍ程度のものを用いると、最もエアロゾル１５０からの散乱光が強く、風況の検出精度が良い。同時に、１５００ｎｍ程度の波長のレーザ光は人間の目にも最もやさしいという性質があり、安全性に優れている。また、レーザ光２１０は、本例のような連続波を利用するものの他に、パルス波を利用する方式のものもあり、いずれを用いても良い。さらに、場合によっては、ナセル２０上部に機械式風向風速計を配置し、この機械式風向風速計のデータも用いることで、風向風速測定精度を向上させても良い。ドップラー効果を利用した風向風速の検出の場合、用いるレーザ光、音波などの波長に反比例して、検出精度が良くなることが知られており、例えば音波とレーザ光では、より波長の短いレーザ光を用いる場合の方が、風況を精度良く検出することができる。
次に、図３に示したこの発明によるＳ偏光、Ｐ偏光を示す模式図に従って水平風速検出用光学系部２００ａから射出されたＰ偏光２０５、Ｓ偏光２０６について説明する。光学系部２００からＰ偏光２０５とＳ偏光２０６が、それぞれ水平面内に、任意の方向を基準として、角度＋θと−θ方向に射出され、望遠鏡２０２のレンズによって焦点距離Ｒ（任意距離に相当する）だけ離れた位置で集光する。集光点近くにあるエアロゾル１５０で光が散乱され、散乱光（Ｐ偏光散乱光）２１５と散乱光（Ｓ偏光散乱光）２１６がそれぞれ発生する。エアロゾル１５０は空気中に相当数含まれているため、集光点以外からもこのような散乱波が発生するが、集光点付近からの散乱エネルギーが最も大きくなる。この散乱波（散乱光２１５、２１６）は速度を持つエアロゾル１５０から散乱されたものであるため、ドップラー効果により周波数がＦＤだけシフトする（ドップラーシフト）。この周波数のずれを測定し、エアロゾル１５０の速度を算出する。
また、垂直風速検出用光学系部２００ｂから射出されるＰ偏光２０７、Ｓ偏光２０８は、それぞれ垂直面内で、任意の方向を基準として、角度＋θと−θ方向に射出される。このように、レーザ光２１０を、少なくとも３方向若しくは４方向に射出し、それぞれのデータを得ることで、風力発電機の前方におけるエアロゾル１５０の３次元での風速ベクトルを検出することができる。また、２方向のみにレーザ光２１０を射出した場合では、２次元での風速ベクトルを検出可能である。なお、レーザ光２１０の射出角度は、観測対象となるエアロゾル１５０までの距離等の条件によっても変化するが、およそθ＝５°程度とすると良い。
＜風向風速算出＞
次に、信号処理部３００において風速を算出する手法例について説明する。散乱光２１５、２１６の情報は、レーザ光源１０１から直接得た情報とあわせて検出信号１０７とし、受信信号３１１として受信し、レーザ光源１０１の周波数と散乱光２１５、２１６とのドップラーシフトＦＤを算出する。次に、ＦＤとレーザの波長λ、エアロゾルの速度Ｖｍの間には、次の数式（１）のような関係がある。
2005108784.tif 000002
これにより、±θ方向の風速Ｖｍ（＋θ）とＶｍ（−θ）が算出される。また、風速Ｖｒ（ｒ方向とは、水平面内でのθ＝０に沿う方向）とＶｘ（ｘ方向とは、水平面内でのθ＝０に対して垂直な方向）が、次に示す数式（２）、数式（３）を用いて算出できる。
2005108784.tif 000003
このような計算を、垂直風速検出用光学系部２００ｂで得られるデータに対しても行い、水平風速検出用光学系部２００ａで得られるデータとあわせて、３次元での風速ベクトルが算出でき、高精度でエアロゾル１５０の風向風速を測定できる。
＜ヨー角制御＞
図４にこの発明によるヨー角、ピッチ角制御ロジックのフローチャートを示す。以下に、本発明にかかるヨー角制御ロジック例を図４の（ａ）を用いて説明する。まず、レーザ式風向風速計により、現在時刻τにおけるＸ［ｍ］先（風力発電機から任意距離だけ離れた位置）の風向風速を測定する（ステップ４０１）。得られた風向風速データを基に、ｔ秒後に風力発電機が受ける風の風向φ（τ＋ｔ）を算出する（ステップ４０２ａ）。例えば、４００ｍ先の風向風速を測定した場合、風速１０ｍの風が、風力発電機に向って吹いていれば、その風が４０秒後に風力発電機に到達すると予測でき、４０秒後に風力発電機が発電に利用する風の風向風速変化を高精度で予測することができる。エアロゾル１５０の風向風速データから、近未来に風力発電機に吹く風を予測するには、計測したエアロゾル１５０の風向風速と、実際に到達する風の風向風速のデータベース（例えば信号処理部３００に内蔵）を作成しておき、これを基に、演算を行うという方法がある。ここまでの処理は、レーザ式風向風速計により行い、予測した風向風速および到達時間などのデータ（観測結果を含むデータ）は、通信系部１３２を介してコントローラ４０に送られる。
コントローラ４０から、通信系部７０を介して、ヨー角制御駆動装置５０に送られるヨー角制御信号の送信間隔をΔｔ（例えば１秒）とすると、時刻τ現在に予測できている風向、即ち最適ヨー角は、次の数式（４）のように示される。
2005108784.tif 000004
そして、現在のヨー角をφ（τ）とすると、予測制御可能な未来のヨー角は、次の数式（５）のように示される。
2005108784.tif 000005
このとき、ヨー角の最大回転角速度をω（例えば０．７度／秒）とし、次の数式（６）の条件を満たし、さらに次の数式（７）を最小とするようにヨー角を決めることで、ヨー角を最適化する（ステップ４０３ａ）。
2005108784.tif 000006
時刻τ＋Δｔでのヨー角制御信号を、コントローラ４０からヨー角制御駆動装置５０に送信する（ステヅプ４０４ａ）。この信号を受け、ヨー角制御駆動装置５０がナセル２０を回転させてヨー角を変化させる（ステップ４０５ａ）。これを繰り返すことにより、ヨー角を最適に制御することができる。また、当然のことながら、レーザ式風向風速計から得られた風向風速データ（観測結果）を基にして、これ以外の手法でヨー角を予測制御しても良い。
＜ピッチ角制御＞
次に、ピッチ角制御ロジック例について、図４の（ｂ）を用いて説明する。ステップ４０１については、図４の（ａ）によるヨー角制御の場合と同様である。このように予測されたヨー角と、数式（４）で示す予測風向風速により、ブレード１０が受けるであろう風向風速（風速ベクトル［ｖ］に相当する）が、次の数式（８）のように高精度で予測できる（ステップ４０２ｂ）。
2005108784.tif 000007
ブレード１０の１枚あたりのトルク（風の力を受けて、風車が回転しようとする力であり、単位は［Ｎ・ｍ］）は、風車軸回転角速度［θ］、ブレード１０が受ける風向風速（風速ベクトル［ｖ］に相当する）、ブレード１０のピッチ角αによって決まるため、時刻τ＋ｉΔｔでの風車トルクＴ（τ＋ｉΔｔ）は、次の数式（９）で表すことができる。
2005108784.tif 000008
この関数Ｔｊ（［θ］，Ｖｊ，αｊ）を予め計測またはシミュレートしておき、コントローラ４０または信号処理部３００で計算可能なようにしておく。
次にｔ秒間のピッチ角最適化（ステップ４０３ｂ）について述べる。今、風車軸回転角速度［θ］は一定で、ブレード１０が受けるｔ秒後までの風向風速（風速ベクトル［ｖ］に相当）が予測できているため、数式（８）を用いることにより、時刻τ＋ｉΔｔで、最大のトルクを取得できる最適ピッチ角α′（τ＋ｉΔｔ）が算出できる。従って、時刻τにおいて予測可能な最適ピッチ角α‘は、次の数式（１０）のようになる。
2005108784.tif 000009
ピッチ角駆動の最大回転角速度をωｐ（例えば１５度／秒）とし、次の数式（１１）を満たし、次の数式（１２）の値が最小となるようにピッチ角を最適化する。
2005108784.tif 000010
コントローラ４０は、ピッチ角が最適角αとなるように、時刻τ＋Δｔのピッチ角制御信号をピッチ角制御駆動装置６０に送信する（ステップ４０４ｂ）。この信号を受けピッチ角制御駆動装置６０がピッチ角を変化させる（ステップ４０５ｂ）。なお、計算に使われる現在時刻τでの風向風速は、実測値（実データ）を用いることが望ましい（ステップ４０６ｂ）。また、現在時刻τでのピッチ角α（τ）は、コントローラ４０がスキャニングして得ているピッチ角の、現在の実測値（実データ）を用いることが望ましい（ステップ４０７ｂ）。これを複数枚（主流となっているのは３枚羽根）のブレード１０のそれぞれについて繰り返すことにより、全てのブレード１０のピッチ角が最適に制御される。また、当然のことながら、レーザ式風向風速計から得られた風向風速データ（観測結果）を基にして、これ以外の手法で、ピッチ角を予測制御してもよい。
・効果
従来のピッチ角制御手法では、風速が変化し始めることは感知できるが、ピッチ角を変化させると翼性能に著しく影響を与え、ピッチ角を変化させている間に風向が変化してしまった場合に悪影響がでてしまっていた。また、機械式風向風速計でナセル２０上部のブレード１０を通った後の後流を計測する場合には、ブレード１０から約１秒周期（風車回転数に応じて変化する）の影響を強く受けることになり、１秒間の平均値を基にピッチ角を変化させることしかできなかった。また実際の制御時には機械の応答遅れ等があるので、かなり遅れた受動制御しかできなかった。
これに対し、上述のようにすることにより、機械の応答遅れをも考慮したヨー角、ピッチ角などの能動制御が可能となり、ブレード１０は、ほぼ風を最適なピッチ角で受け続けることができる。従って、従来の受動制御に比べ、常に高効率で風力エネルギーを利用できるようになる。
また逆に、発生トルクを抑えることにより出力の抑制に使用することもできる。この場合、数式（１０）における最適ピッチ角を、発生トルクを抑制できるように任意に設定すれば、容易に出力抑制を達成できる。このように、風力発電機を容易にかつ正確に制御することができる。
次に、図５を用いて、上述の制御による効果を説明する。図５に、風力発電機が実際に受ける風の変化を太実線５０１（実際の風向変化）で示す。このように時刻ｔａからｔｂにかけて（例えば、ｔｂ−ｔａ＝１５秒とする）、風向がφ（例えばφ＝２１度とする）だけ変化した場合を考える。
従来のヨー角制御手法では、風向が時刻ｔａで変化し始めることは感知できるが、風向がφ０（例えばφ０＝１５度）以上変化したのを確認してから、さらにその状態が一定時間（例えば１５秒（図５中のｔ２−ｔ３間）以上続いて、初めてヨー角を変化させ始めるという破線５０２（従来の制御によるヨー角変化）のような受動制御をしていた。これは、ヨー角を変化させるにはかなりの重量物であるナセル２０部を回転させなければならず、例えば、図１のヨー角制御駆動装置５０がナセル２０を１秒あたり０．７度程度しか旋回させることができない場合、２１度旋回させるには３０秒間の時間が必要であり、その間に風向が変化してしまうかもしれないためである。このため、例えば風速１０ｍ程度の発電に適した風が吹いていたとしても、ヨー角制御遅れによる損失が大きかった。
これに対し、本発明によれば、太一点鎖線５０３（発明の制御によるヨー角変化）のような能動制御が可能となる。本例では風向変化角速度（φ／（ｔｂ−ｔａ））が最大ヨー角回転角速度（φ／（ｔ１−ｔ０）＝０．７度／秒）以上であるため、完全に風を追従することはできない。しかし、レーザ式風向風速計によって得られた風向風速データ（観測結果）から、風力発電機が受ける風の風向風速および風の到達時間などを予測し、予測の到達時間に、予測した風向にプロペラ（ブレード）回転面を合わせるようにヨー角を制御するため、図５を見れば明らかなように、ほぼ風を真正面に受けつづけることができる。従って、従来の受動制御に比べ、常に高効率で風力エネルギーを利用できるようになる。風向変化角速度がヨー回転角速度以下であれば、完全に風向変化を追従することができ、従来の受動制御と比べ、さらに高効率での風力エネルギー利用が可能となる。
また本発明によれば、レーザ式風向風速計の光学系部２００がナセル２０とともに風を真正面に受け続けるように動作するため、ドップラーシフトＦＤの値を、より大きな値で得ることができ、従って、風向および風速の検出精度を一層高めることができるという効果もある。なお、レーザ式風向風速計の光学系部２００は、ナセル２０上に配置される場合について述べたが、ナセル２０に固定して用いる他、ナセル２０上に光学系部２００を回転駆動させるための制御駆動装置を設け、ナセル２０の回転のみによらず、専用の制御駆動装置によって回転する構造とすることもできる。さらにタワー部２とは別に設けられたポール上にヨー角駆動制御装置５０と同様の制御駆動装置上に搭載されるように設けてもよい。
また、本体部１００および信号処理部３００は、タワー部２内に配置される例を示したが、これらの配置についても、他の構成部との通信状態を良好に保つことができれば、タワー部２外部に配置しても問題ない。
＜風力発電システムの出力制御、出力変動抑制制御＞
以下、本発明に係わる風力発電システムの出力制御または出力変動抑制制御について詳細に説明する。風力発電機を含む風力発電システムは、ブレード１０、ナセル２０、発電機３０、タワー部２等からなる風力発電機と、風車に向かってくる風を風車の手前で検出するレーザ式風向風速計（１００，２００，３００）、同レーザ式風向風速計が算出した風向、風速の予測値に基づき発電出力を予測し、その制御量を決定する制御演算部（例えばコントローラ４０に相当する、または専用の演算部を別途設けて接続配置して用いることも可能である）からなり、必要な場合にはその制御量を満足するために設置される出力平滑化装置８０を含んで構成される。出力平滑化装置８０は、風力発電機の外部に接続配置され、出力を平滑化させるための装置であり、電力変換装置８１を介して発電機３０に繋がれる電力ケーブル８２に接続されている。また、上述したとおり、風力発電機の発電電力が出力される電力系統８４と電力変換装置８１との間に位置する電力ケーブル８２には変圧器８３が配置される。
風力発電システムの出力抑制の方法として、風車の発電電力量を調整する方法があり、この場合は、レーザ式風向風速計の観測結果に基づいて算出した、風向風速の予測データに基づき、風車の向きを変えるヨー制御、および羽根の角度を変えるピッチ制御を行うことで、風力の入力エネルギーそのものを制御し、風力発電システムの出力制御を行う。
なお、レーザ式風向風速計の計測範囲としては、システムの制御が十分余裕をもってできる時間が必要であるが、その余裕を確保する距離としては、通常２００ｍ程度あれば十分である。すなわち、一般に風力発電システムの定格風速としては１０〜２０ｍ／秒が用いられるが、２００ｍ程度先の風向風速が分かれば、その風が風車に到達するまでに少なくとも数秒〜数十秒がかかり、この程度の時間があれば、風車を事前予測制御するための時間として十分である。
ここまでは、風力発電機に通常の発電機３０を備えたシステムの出力制御において、風力の入力エネルギーそのものを制御する場合について述べたが、可変速発電機を備えた風力発電機にレーザ式風向風速計を設置した場合も同様な制御となる。
・可変速発電機
図６に可変速風力発電システムの構成概略図を示す。このシステムでは、上述した風力発電機の発電機３０に代えて可変速発電機８００を備えている。可変速発電機８００と電力変換器８１０は電力ケーブル８２０で繋がれている。電力変換器８１０は、可変速発電機８００に近い側から、発電機側電力変換器８１０ａ、直流コンデンサ８１１、系統側電力変換器８１０ｂが順次接続配置されて構成される。さらに、電力系統８４と電力変換器８１０の間に変圧器８３が配置され、変圧器８３と電力変換器８１０の間には、出力平滑化装置８０が、必要に応じて、電力変換装置８１を介して繋げられる。
直流コンデンサ８１１は、可変速発電機８００における出力の有効電力を制御するもので、発電機側電力変換器８１０ａから有効電力が直流側に流入してくるために、この直流コンデンサ電圧が上昇する。この直流コンデンサ８１１電圧と、あらかじめ指令値として与えている直流電圧基準との偏差を増幅して交流側（系統側電力変換器８１０ｂ側）の有効電流指令とし、有効電流を増加制御して系統へ電力を流出する。風力発電機の詳細な構成については、通常の発電機３０を備えたものと同様であるため、説明は省略する。
可変速発電機８００においては、その出力を電力変換器（８１０ａ、８１０ｂ）にて制御し、瞬間的に強風が吹いた時は、その風力によるエネルギーを一旦、可変速発電機８００の回転速度の上昇として機械的エネルギーの形で蓄え、逆に風速が弱まった場合には、可変速発電機８００の回転エネルギーを電気エネルギーに変換して、結果として風力発電システムの出力を平滑化できる特徴を持つ。すなわち、風力発電システムの出力変動抑制制御を行うことができる。
従来の可変速風力発電システムでは、例えば、長時間（分単位）で風速が弱まった場合、上記と同様に回転速度（回転数）が減少し電気的出力を平滑化しようとするが、その長時間の出力低下を充分に補うことができず、風速低下による出力電力の減少は免れることはできなかった。しかし、本発明による事前予測制御を用いれば、風速低下を事前に予測し、出力電力の減少を軽減することができ、出力の平滑化を行うことができる。これ以外の手法で可変速を達成することもできるが、可変速発電が可能であればどのような手法を用いてもよい。
この可変速タイプの風力発電システムに本発明を適用した場合には、電気的出力を平滑化する特徴をより効果的に実施することができる。すなわち、可変速タイプの風力発電システムにあっては、予測データに基づき、今後取り込む風力エネルギーが大きい時は、計画的に発電することにより最低回転速度、すなわち、機械エネルギーとして蓄勢する容量を最大として待機、あるいは今後取り込む風力エネルギーが弱い時は計画的に回転エネルギーを電気エネルギーに変換して放出することにより、その瞬間瞬間で系統に与える影響を最も小さくするように、風力発電機の回転数を制御すること、また、風力発電システムの発電出力による周波数変動および電圧変動を規定内に抑えつつ、その発生出力を平滑化する制御を行うことができる。
＜ウィンドファーム＞
次に、本発明に関するウィンドファームについて、図７を用いて説明する。図７は、複数台の風力発電機６１０ａ〜６１０ｃが設置されたウィンドファームの構成図であり、ウィンドファームの中心付近にレーザ式風向風速計の光学系部２００を設置した状態を示している。複数台の風力発電機６１０ａ〜６１０ｃの中心付近にタワー部（ポール）６０１を立て、この上に光学系部用のヨー角制御駆動装置（以下、駆動装置）６０２を介して光学系部２００を載置する。光学系部２００を本体部１００と光ファイバー１３０ａで繋ぎ、本体部１００と信号処理部３００を通信系部１３１ａで繋ぎ、信号処理部３００とそれぞれの風力発電機のコントローラ４０ａ〜４０ｃを通信系部１３２ａ〜１３２ｃで繋ぐ。信号処理部３００と駆動装置６０２は通信系部６０２ａで繋いでいる。また、コントローラ４０ａ〜４０ｃは、通信系部７０ａ〜７０ｃによってそれぞれ風力発電機６１０ａ〜６１０ｃに繋げられている。
なお、駆動装置６０２は、信号処理部３００からの出力をもとに光学系部２００の向きを変化させ、常に風の真正面に向くようにするか、または一定速度で回転させることにより全周方向にわたっての風向風速計測を可能とする駆動装置である。これは上述の単独の風力発電機において別のポール上に光学系部２００を取り付けた場合も同様である。周りに遮るものが殆どない場合、光学系部２００および駆動装置６０２を地上に設置しても良い。レーザ式風向風速計は、集光点をタワー部６０１から最も遠い風力発電機（図７ならば６１０ａに相当する）の前方Ｘ［ｍ］（例えば４００ｍ先）として、この点の風向風速を計測可能なものとするか、またはパルス型のレーザを用いてこの距離の風向風速を検出できるものにする。さらに、信号処理部３００には、上述した風向風速信号処理機能以外に、光学系部用のヨー角制御に用いる計算機能、可変速風力発電機を利用する場合には、その出力制御のための計算機能、および各風力発電機のヨー角、ピッチ角制御に用いる計算機能を持たせる。
＜ウィンドファーム運転動作＞
次に、ウィンドファームの運転ロジック例を、図８のフロー図を用いて説明する。まず、レーザ風向風速計は現在時刻τにおけるＸ［ｍ］先の風向風速を計測する（ステップ７０１）。次に、動作１として、光学系部２００が受けるｔ秒後の風向風速計算を行い（ステップ７１１）、光学系部２００がｔ秒後に最適なヨー角となるようにヨー角を計算し（ステップ７１２）、算出した制御信号を駆動装置６０２に送信し（ステップ７１３）、その信号を基に、駆動装置６０２はヨー角を変化させる（ステップ７１４）。その計算要領は上述した手法（図４の説明参照）と同じでよい。ただし、光学系部２００を一定速度で回転させることにより全周方向にわたっての風向風速計測を可能とする駆動装置を使用して全周の風況を計測する場合は、このような光学系部２００のヨー制御動作を行う必要はない。
次に、風力発電機６１０ａの動作２ａとして、図８中のステップ７２１ａ〜７２４ａまでを行う。信号処理部３００に内蔵される記憶装置（図示省略）は、レーザ式風向風速計すなわち光学系部２００から各風力発電機６１０ａ〜６１０ｃまでの位置をベクトルで（方向と距離で）記憶しており、このデータをもとに風力発電機６１０ａがｔａ秒後に受けるであろう風の風向風速を計算する（ステップ７２１ａ）。その風向風速と風力発電機６１０ａのヨー角の最大回転角速度ωａｙ、ピッチの最大回転角速度ωａｐを基に、上述したのと同様にヨー角最適化およびピッチ角最適化、可変速発電機の場合は風車回転数最適化を行い（ステップ７２２ａ）、計算されたΔｔａ秒間のヨー角制御信号、ピッチ角制御信号、可変速発電機に対しては発電量（出力）制御信号を、風力発電機６１０ａのコントローラ４０ａに送信する（ステップ７２３ａ）。
風力発電機６１０ａのコントローラ４０ａは、これらの信号を基に、風力発電機６１０ａのヨー角制御駆動装置、ピッチ角制御駆動装置、インバータに制御信号を送信し、ヨー角制御駆動装置がヨー角を変化させ、ピッチ角制御駆動装置がピッチ角を変化させ、可変速発電機の場合はインバータが出力を変化させる（ステップ７２４ａ）。風力発電機６１０ａの動作２ａと同様の動作２ｂ、２ｃ（ステヅプ７２１ａ〜７２４ｃ）を、風力発電機６１０ｂ、６１０ｃについても同時に行う。以上のように、光学系部２００の動作１と風力発電機６１０ａ〜６１０ｃの動作２ａ〜２ｃを同時に行うことによって、風向風速を最適な状態で計測しながら、各風力発電機６１０ａ〜６１０ｃが風力エネルギーを高効率で利用することが可能となる。
なお、風力発電機が多数ある場合や、かなり広範囲に広がって設置されている場合は、レーザ式風向風速計を複数台設置し、それぞれに制御する風力発電機を割り当てればよい。また、今回は、この信号処理部３００に、光学系部用ヨー角制御の計算機能および各風力発電機のヨー角、ピッチ角、出力制御の計算機構を持たせたが、この計算機能を持つ計算機を、光学系部２００に別に接続したり、各風力発電機６１０ａ〜６１０ｃ側に計算機部を設置したり、また、コントローラ４０にこの計算機能を持たせるように構成することもできる。
このようなウィンドファームにおいて、それぞれの風力発電機に個々にレーザ風向風速計を取り付け、上述の単一の風力発電機の場合において説明したように風力発電機を制御することが可能であることは言うまでもない。なお、風力発電機の制御は、上述したような、現在の風向風速データおよびそのデータに基づく近未来の風況データを用いて行う予測制御以外に、現在の風向風速データに加え、さらに過去の風況データをフィードバックさせて近未来の風況データを算出して用いる制御がある。過去の風況データをフィードバックさせる制御法を用いた場合は、このデータを用いない場合よりも、さらに精度の高い制御が可能となる。
＜風力発電機とレーザ式風向風速計と出力平滑化装置を組合わせたシステム＞
上記説明においては、風力発電システムの回転エネルギーを電気エネルギーに変換して制御する場合、すなわち、発生電力をそのまま系統に送出する場合について述べたが、次に、風力発電システムとして、風力発電機とレーザ式風向風速計と出力平滑化装置を組み合わせたシステムを用いる場合について示す。本発明では、レーザ式風向風速計によって得た風況予測データから、風力発電機の出力調整量を事前に割り出し、その割り出し条件に基づいて出力平滑化装置に余剰電力を蓄勢、あるいは風力の発生電力が不足する場合には蓄えていたエネルギーを放出する構成とし、系統の既存発電システムが追随可能なレベルまで変動を抑制するように同出力平滑化装置の運用を行い、システム全体として発生電力の安定化（平滑化）を行う。
風力発電機と組合わされる出力平滑化装置の例としては、鉛蓄電池、ＮＡＳ電池、レドックスフロー電池、電気二重層コンデンサ、無効電力補償装置（Ｓｔａｔｉｃ  Ｖａｒ  Ｃｏｍｐｅｎｓａｔｏｒ）、出力制限抵抗等の手段があり、電気エネルギーとして蓄勢・放出が多頻度で繰返し可能なものであれば任意のものを用いることができる。出力平滑化装置は、レーザ式風向風速計で観測した風が、風力発電機に到達する時点で、風力発電システムの出力変動を打ち消すように出力制御を行うものである。蓄電池とは、主に大型の直流バッテリーと整流器によって構成されるものである。
また、無効電力補償装置は、風力発電設備を電力系統に接続する場合に、電力系統の電圧変動対策・フリッカ対策（ちらつき防止）に用いる設備である。風力発電においては、発電に必要な風が急激に変動するため、風力発電機の出力は系統の電圧変動を引き起こし、他の機器の異常停止や誤動作、照明機器のちらつきなどが発生する場合があり、これらの対策として無効電力補償装置が必要となる場合がある。
出力制限抵抗とは、風速変動による風力発電機出力の変動を制限・抑制するものであり、風速変動による風力発電機出力がある値を超過した場合に、その超過分を抵抗装置で熱として消費し、出力を制限し、規定値以内の電力を系統へ流出させるためのものである。
具体例として、今まで述べてきた風力発電事前風況予測出力制御装置（レーザ式風向風速計によって得られたデータに基づいて、各種制御量を決定するための装置の総称とする）と出力平滑化装置８０を組み合わせた、風力発電システムの出力平滑化について、図９を用いて説明する。図９に示すように、風力発電機に備えられた発電機３０と電力系統８４とは電力ケーブル８２によって繋げられており、電力ケーブル８２には、電力変換装置８１を介して出力平滑化装置８０が繋げられている。電力変換装置８１と電力系統８４との間には変圧器８３が配置される。
上述したように、風力発電の事前風況予測に基づく出力制御を行うだけでも、従来の風力発電設備の弱点である風況変動による風車出力変動を大幅に平滑化（出力安定化）ができるが、さらに、出力平滑化装置８０と電力変換装置８１を用いることで、電力系統８４へ送出する風力発電機出力の変動抑制ができ、特に連系する電力系統８４の周波数変動を最小とすることができる。
出力変動平滑化システム（上述の風力発電事前風況予測出力制御装置と、電力変換装置８１と出力平滑化装置８０を含むシステム）は、風況予測して風力発電出力を予測することにより、出力平滑化装置８０の電力入出力量を予測制御して風力発電システム全体としての出力変動を抑制、または完全な平滑化を容易に達成し、風力発電機を用いて安定した電力の供給を可能とするものである。
ピッチ角およびヨー角の制御が可能な風力発電機と、あるいは、そうでない風力発電機との組み合わせにおいても、風力発電機の前方（例えば４００ｍ）の風向風速を高精度高解像度で測定するレーザ風向風速計、およびレーザ風向風速計からの信号を基に一定時間後（例えば４０秒後）に風力発電機が受けるであろう風向風速を予測し、出力平滑化装置８０の電力入出力を風力発電機が発生する出力の増減を打ち消す方向に最適化するように運用する。
この制御を行った場合には、図１０に示すように、出力変動が抑制される。風力発電機の発電量は、出力制御を行わない場合は、図１０の（ａ）のように大きく変動する。しかし、近未来の発電量として図１０の（ｂ）が予測できるため、風速変動による風車出力の電力量を出力平滑化装置で充電・放電を繰り返すことにより、図１０の（ｂ）内の平滑化されたカーブのように出力変動を抑制することができる。よって系統への出力は図１０の（ｃ）のようになり、急激な電力変動がなくなるため、電力系統８４に及ぼす影響を大幅に低減できる。
また、出力平滑化装置８０の容量が十分に大きい場合は、風力発電機の出力電力を完全に平滑化することができる。これにより、電力系統８４にまったく影響を及ぼさずに風力発電機を連系させることができる。
図１１に示すように、ある期間における風力発電出力の平均値を風力発電機と出力平滑化装置８０の合成出力目標値とし、風力発電出力が合成出力目標値より大きい場合は、その差を畜電池等に充電させ、一方、風力発電出力が合成出力目標値より小さい場合は、その差を蓄電池等から放電させる。最大充電電力と最大放電電力は、図１１に示すように、一定の値に決められており、その充放電の限界値が、それぞれ破線で示されており、その範囲内で蓄電池等の充放電を行うことで、合成出力目標値を達成することが可能である。本発明では風力発電機の出力が予測されており、従来の手法では発生出力の目標値を満足する条件に対し平滑化できなかったごく微小な電力変動をも平滑化することが可能となる。平滑化の様子は、例えば図１０の（ｃ）に示した通りである。なお、図９において、出力平滑化装置８０としては本来の出力平滑化装置のほか、負荷が有する出力平滑化機能を積極的に利用しても良い。
図１２は風力発電システムの制御ブロック図の一例を示す。レーザ式風向風速計の観測結果から、風車に吹く風の平均風速ＶａＶｅを、電力制御関数Ｆｏ、可変速風車の場合は回転数制御関数ＦＲ、ヨー角制御関数ＦＹ、ピッチ角制御関数ＦＰにあてはめ、出力電力指令値Ｐ１、ヨー角指令値Ｙ、ピッチ角指令値Ｐ２を割り出し、その割り出し条件に基づき、出力平滑化装置８０の電力入出力量を調整し、ヨー角駆動制御装置５０、ビッチ角駆動制御装置６０を駆動させる。図１２において、風力発電設備では発電電力の安定化、低風速域での性能向上などのため、出力電力制御、回転数制御、ヨー角制御、ピッチ角制御の各制御項目を制御しているが、出力電力制御のための装置（例えば、コントローラ４０またはそれに準ずる機能を持つ装置）から出力平滑化装置８０に風力発電出力の合成出力目標値としての指令値を送り、出力平滑化装置８０の入出力信号としている。
次に、図１３と図１４に、風力発電機と出力平滑化装置８０を組み合わせた場合の動作フローを図７で示したウィンドファームにおける風力発電システムを例に挙げて説明する。なお、図１３のＧ，Ｈは図１４のＧ，Ｈにそれぞれつながり、図１３と図１４を合わせて一つのフロー図を表す。図１３と図１４中のステップ７０１からステップ７２４ａの動作（動作１および動作２ａ〜２ｃを含む）については、実施の形態２で説明したため、その説明は省略する。
ここで、出力平滑化装置８０は、図１４中のステップ９３１からステップ９３４までの動作３を行う。信号処理部３００は、レーザ式風向風速計から各風力発電機までの位置をベクトルで記憶しており、レーザ式風向風速計の計測結果およびこの位置データを基に、各風力発電機がｔ秒後に受けるであろう風向風速を計算する（ステップ９３１）。信号処理部３００は、この各風力発電機が近未来に受ける風向風速により、近未来ｔ秒間の風力発電機発電量を計算し、これを用いてｔ秒間の出力平滑化装置８０における電力入出力量を最適化する（ステップ９３２）。その最適化手法は上述のものと同じとする。このときの風力発電機の出力は、全風力発電機の発電電力の合計値である。
実際の出力平滑化装置８０の電力入出力がこの計算された最適値となるよう、信号処理部３００は電力変換装置８１に制御信号を送る（ステップ９３３）。これらの制御信号により、電力変換装置８１が出力平滑化装置８０の電力入出力を行い、風力発電機の発電電力による系統電力の変動を抑制する（ステップ９３４）。これらの動作を行い、これを繰り返すことにより、図１０の（ｃ）で示したような、風力発電システムの出力変動抑制制御が可能となる。
＜ハイブリッド発電システム＞
また、風力発電機と他の発電手段（例えば図１の８９参照）とを同じ電力系統８４に繋いだ風力発電システム（ハイブリッド発電システム）の場合、レーザ式風向風速計から得たデータに基づいて、風力発電機の出力予測を行うことで、風力発電機の制御量、他発電手段の制御量を予測でき、結果として、システム全体の出力平滑化が可能となる。このように、風況予測を、風力以外のエネルギーを発電に用いる他発電手段が持つ各種制御装置の運用にも活かすことで、システム全体の出力平滑化制御をより効果的に行うことができる。
他発電手段としては、例えば、ディーゼル発電、蓄電池、太陽光発電、可変速ポンプなどがある。さらに、このハイブリヅド発電システムに、負荷を組み合わせることで、出力平滑化をより効率良く行うことができる。
実施の形態１．
＜レーザ式風向風速計を用いた風力発電機の予測制御によるメリットの判定＞
次に上述のレーザ式風向風速計を用いた予測制御技術利用による、出力アップあるいは出力平滑化効果を得ることによるメリットの判定について説明する。レーザ式風向風速計を用いた事前予測制御技術を有する者が、風力発電システムの所有者あるいはその風力発電システムの運用を任されている運用者に、上述したレーザ式風向風速計を用いた予測制御システムを貸与設置する。
・ヨー角制御
図１５にヨー角制御に関し、レーザ式風向風速計を設置しない場合と、設置した場合の発生電力量の相違を概念的に示す。図１５の（ａ）は風向きの変化と風車の方向の関係、（ｂ）にそのタイムチャートを示す。図１５において、予測制御を用いた場合には、図５についても説明したように、風の風向変化に対応して速やかにナセル２０の向きを風向に追随させることが可能である。例えば時刻ｔ０までの期間において風車が風向に真正面に向いており、その状態の風車の向きをφ０とする。この状態において、時刻ｔ０で風速Ｖ０はそのままで、風向のみφ１に変化したとすると、予測制御を用いない場合には、ヨー制御の制御遅れを含む時間遅れ分ｔｄ（風向変化の後、風力発電システムの風向φ１に向け制御を開始するまでに要する時間）の後、すなわち時刻ｔ１（＝ｔ０＋ｔｄ）ではじめて、風向変化に追随するよう、風車の向きがφ０からφ１に向けて変化を始めることになる。ここで、風向変化が早い場合には、ｔ１でφ０からφ１に向けて変化を始めたとしても、その時点では既にさらに風向が変化してしまっていることが考えられる。
一方、風向変化の予測が可能な場合には、時刻ｔ０でヨー制御を開始することができ、速やかに風車の向きをφ１に合わせることが可能である。
このレーザ式風向風速計を設置した場合の効果分が図１５の（ｂ）にハッチングにて示されているが、このハッチング部分に相当する売電量増加分ΔＰは次の数式（１３）のように算出される。
2005108784.tif 000011
ここで、Ｐ：時刻ｔ０〜ｔ２間で風速不変とした場合のその風速に対応する風力発電システム出力
2005108784.tif 000012
この売電量増加ΔＰの運転期間合計による収入、あるいは例えばＣＯ２削減効果に伴う環境改善に伴う付加価値を、レーザ式風向風速計を用いた予測制御システムを貸与設置するサービス提供者と、このサービスに加入しシステムを貸与設置してもらったサービス加入者（風力発電システムの所有者や運用者等）との間で分け合う。
・ピッチ角制御
出力増加のもう一つの効果をもたらすピッチ制御について説明する。図１６は各風力発電機の風速に対する出力電力特性を示すもので（風車性能カーブの称す）、個々の風力発電機毎に用意する。通常は定格出力以下の風速領域（図１６に示す定格風速以下）においては、ピッチ角は固定である。この部分を図１６中にＦ１の部分として示す。図１６中にＦ２の部分はピッチ可変の領域である。この定格出力以下の部分に、風速の予測を行うことにより、到来する風速に対しあらかじめ最高効率運転に対応するピッチ角を与える制御を行うことができ、発電出力を増加することが可能となる。一般にブレードの発生トルクは図１７の（ａ）に示す揚力係数に比例する。従って次の関係が成立する。
発電出力∝発生トルク∝揚力係数
揚力係数は、図１７の（ｂ）に示すようにブレード１０のピッチ角と、ロータ速度Ｖｒ及び風速Ｖｎの相対速度Ｕの角度と翼弦線の角度の角度差である迎角（α）と、によって決定される。ロータ速度Ｖｒは回転軸１２の回転速度である。この揚力係数ＣＬは図１７の（ａ）に示すように、ブレードの失速領域Ｃがあるため、従来は揚力係数の最大値から余裕をとり運転領域Ａで運転していた。これを風速、回転数を予測し、最大トルクが発生可能な迎角となるようなピッチ角制御を行うことにより、発生トルク向上が期待でき、高効率運転が可能となる。すなわち、図１７の（ａ）において運転領域をより失速領域Ｃに近い運転領域Ｂに移し、揚力係数を高くとることにより、風力発電システムの出力を上げることができる。このような運転により、揚力係数の向上分として、風車特性上では図１７の（ａ）中に矢印Ｄで示す方向に出力アップの効果が表れることになる。上述のヨー角制御とピッチ角制御の組合せにより、総合して数％の出力アップの効果が期待できる。この出力アップの効果は次のように評価される。
・発生電力の比較評価
図１８にはレーザ式風向風速計の有無による発生電力の比較評価を行う部分を備えたこの発明による風力発電システムの風力発電機を示した。図１に示したものと比べて、レーザ式風向風速計の有無による発生電力の比較評価を行う風力発電出力演算部４００ａおよび従来方式のナセル２０上に設置した風杯式風向風速計５００が設けられている。風力発電出力演算部４００ａへは入力情報４０１として、レーザ式風向風速計による風向、風速データ、レーザ式風向風速計によるヨー角制御開始時刻、レーザ式風向風速計による風速測定値に基づくピッチ角変更量が入力される。また入力情報５０１としては、風杯式風向風速計５００による風向、風速データが入力される。風杯式風向風速計５００によるヨー角制御開始時刻及び風杯式風向風速計５００による風速測定値に基づくピッチ角変更量は、入力情報５０１により風力発電出力演算部４００ａ内で判断される。ただし前述したように、従来方式においては、定格速度以下はピッチ角は一定で運転される。
レーザ式風向風速計の有無による発生電力量の差異は次のように決定される。例えばコンピュータ及びメモリ等で構成される図１８の風力発電出力演算部４００ａには、図１６に示したような風速対出力電力で示す風車特性が、関数としてメモリ（図示省略）に記憶されている。風車出力の評価は運転開始直後を基準とし、その後の時間経過に対し実施されるものとする。この評価において、レーザ式風向風速計を設置した場合と設置しない場合とでは、ナセルの向きおよびピッチ角がそれぞれ異なった動きとなる。このため、運転開始直後（基準時刻）以降のレーザ式風向風速計を設置しない場合の発生出力は、シミュレーションで評価する。すなわち、風杯式風向風速計５００に対する評価は、基準時刻から後の風車の動きとして、風杯式風向風速計のデータに基づく仮想的な風車の動きを設定し、その出力をシミュレーションする。
ここで、風杯式風向風速計５００で得られた風速と風向に対し、同データに基づいて動くであろう風車の向きの動きをシミュレーションで求め、その向きに対する風速のベクトル成分を求め、これを仮想的に風車の出力を求める際の風速とする。
一方、レーザ式風向風速計に対する評価も風杯式風向風速計の場合と同一の評価精度とするために、図１６に示す風車特性を利用する。すなわち、測定データとして得られた風速を図１６の横軸に与え、その出力電力を図１６の立軸から読み取り評価する。ただし、レーザ式風向風速計の場合には、定格風速以下の場合にはピッチ角をパラメータとして与える必要があるが、それぞれのピッチ角に対応する風車特性の関数を用意しておけばよい。
以上の出力電力の評価を風車が停止するまで継続し、その出力電力量の差を求めれば、レーザ式風向風速計を設置した場合としない場合の電力量の比較として得ることができる。なおシミュレーションと実際の運転による出力電力との差が無視できない場合は、実際の運転出力に見合うようにシミュレーション結果に補正をかけてもよい。さらに評価は、所定期間（１日、１週間、１ヶ月、１年）続けた評価を集計して行うのがよい。図１８の風力発電出力演算部４００ａは以上の演算評価を行うアルゴリズムを有する。
上記では予測制御の有無の評価をシミュレーションで行う方法を示したが、同一機種・同一容量の条件で、レーザ式風向風速計を設置した風力発電システムと同装置を設置しない風力発電システムの実際の両者の出力差を直接比較評価してもよい。特に複数の風車が運転される図７に示すようなウィンドファームの場合においては、近接距離で設置された風車を選定し、片方の風力発電システムにレーザ式風向風速計を搭載、もう片方には同装置を搭載しない条件として、両風車の発生電力量を直接比較することにより、その差異を求めることが可能である。
・環境改善に伴う付加価値の評価
また、レーザ式風向風速計を用いた風力発電機の予測制御による例えばＣＯ２削減効果による環境改善に伴う付加価値の評価については、図１８の風力発電出力演算部４００ａで得られた、レーザ式風向風速計を設置した場合としない場合の出力電力量の差を、例えばディーゼル発電機で補った場合にディーゼル発電機が発生するＣＯ２の量を風力発電出力演算部４００ａに接続された付加価値演算部４００ｂで求める。付加価値演算部４００ｂは、ディーゼル発電機の出力電力量とその時のＣＯ２発生量の関係を示すテーブル及びＣＯ２発生量とこれが環境に与える影響を示す指数との関係を示すテーブル（共に図示省略）をメモリに内蔵し、これからＣＯ２の発生量、さらには環境に与える影響を示す指数を求める。なお、風力発電出力演算部４００ａと付加価値演算部４００ｂは評価演算部４００として１体に構成してもよい。
さらに評価演算部４００をインターネット等のネットワークＮに接続し、サービス提供者とサービス加入者がそれぞれのネットワーク端末Ｔ１，Ｔ２から評価演算部４００の各演算された評価情報を利用できるようにしてもよい。この場合、評価演算部４００はネットワークの１つのノード（端末）となる。さらにネットワークＮ上で、金融機関の端末ＢＴ経由でサービス加入者からサービス提供者へ評価情報に基づくサービス加入者の増収益の一部（予め契約されている割合）が自動で振り込まれるようにしてもよい。この場合、評価演算部４００はさらに、各評価情報（売電量増加分、環境影響指数）に対する収益の単価（所定単位当たりの収益）、及び収益に対するサービス提供者の配当割合を予め格納し、これらに基づき総収益額を求め、さらにこの総収益額に対するサービス提供者への配当を求め、金融機関の端末ＢＴ経由で自動振り込み手続きをさせる。
実施の形態２．
＜レーザ式風向風速計を用いた風力発電機の予測制御による電力有効利用＞
図１９に本発明による別の構成の風力発電システムの概略構成を示す。図１９において、このシステムでは風力発電システムの系統側出力端に電力変換装置８１を介して抵抗器あるいは電力吸収装置９０が接続されている。電力変換装置８１は、発電機３０やブレード１０で示される風力発電機の風向風速計信号処理部３００やコントローラ４０や電力ケーブル８２に設けられた電力計１００５からの信号に基づく電力制御器１００７から入力される電力指令により制御される。そして電力系統８４は変圧器８３ａを介して負荷設備１００３や精密電力量計１００１を介して電力会社へ接続されている。抵抗器（あるいは電力吸収装置）９０は、電力系統が許容する範囲内に出力変動を抑えるために、系統側が受け入れる範囲をオーバする部分の電力エネルギーを熱として大気に放つか、あるいは何らかのエネルギーとして蓄える役割をもつ。
この風力発電システムの出力制限の一例を図２０に従って説明する。図２０の（ａ）は風速の時間的変化を示し、図２０の（ｂ）は図２０の（ａ）に示す風速に対応する予測制御のない場合の発電出力を示す。図２０の（ｂ）に示すカーブそのままの出力では系統に悪影響を及ぼす可能性がある場合には、余裕を見た出力制限範囲を仮定せざるをえず、例えば図２０の（ｂ）のＧで示す部分を風車の出力制限又は例えば抵抗器９０等の負荷を用いて電力を熱消費するか、あるいはエネルギーを何らかの手段で一旦蓄えることにより出力抑制を行うことになる。この結果、出力抑制部分は必然的に大きなものとなる。
これに対し、レーザ式風向風速計を用いた予測制御による場合には、無制御であればオーバするであろうと想像した部分を予め具体的な出力規模として予測できた上で、系統が許容できるかどうかの判断あるいは系統が許容できる範囲内にその変化分を押さえ込む制御がフィードフォワードで可能となり、出力制限又は抑制部分をより小さな範囲に限ることが可能となる。この出力制限、抑制が解除され予測により出力として利用できるようになった改善部分を図２０の（ｃ）中のＧ２として示す。なお、同図内には合わせて出力制限、抑制部分Ｇ１を示すが、その範囲は図２０の（ｂ）の部分Ｇに比較しより小さな範囲となっている。この結果、従来であれば利用できなかった部分Ｇ２をも有効利用できるようになり、この増加分によるメリット（例えば増益）をサービス提供者とサービス加入者が分け合うことが可能となる。
以上の図１５、図１６、図２０に示す効果は、風力発電機が単機の場合、複数の場合を問わず期待でき、複数の風力発電機の場合には図２１に示したように本体部１００と光学系部２００と信号処理部３００からなる一台のレーザ式風向風速計を複数の風力発電機６１０ａ〜６１０ｃで共用化する。各風力発電機６１０ａ〜６１０ｃには上述の評価演算部４００が設けられる。さらに各評価演算部４００はインターネット等のネットワークＮに接続し、サービス提供者と複数のサービス加入者がネットワーク端末Ｔ１〜Ｔ４から各々の評価演算部４００の演算された評価情報を利用できるようにしてもよい。この場合、評価演算部４００はネットワークの１つのノード（端末）となる。さらにネットワークＮ上で、金融機関の端末ＢＴ経由でサービス加入者からサービス提供者へ評価情報に基づくサービス加入者の増収益の一部（予め契約で定められた割合）が自動で振り込まれるようにしてもよい。この場合、各評価演算部４００はさらに、各評価情報（売電量増加分、環境影響指数）に対する収益の単価（所定単位当たりの収益）、及び収益に対するサービス提供者の配当割合を予め格納し、これらに基づき総収益額を求め、さらにこの総収益額に対するサービス提供者への配当を求め、金融機関の端末ＢＴ経由で自動振り込み手続きをさせる。なお、レーザ式風向風速計は各風力発電機毎に図１８に示すようにそれぞれに設けてもよい。
実施の形態３
＜ハイブリッド発電システムにおけるレーザ式風向風速計を用いた風力発電機の予測制御＞
図２２に離島等の弱系統におけるハイブリッド発電システムに、本発明を適用した場合の構成を示す。ハイブリッド発電システムとして、図２２では電力系統ネットワークＳＮに一例として風力発電機６１０ａ〜６１０ｅとディーゼル発電機（ＤＧ）８９ａ、８９ｂ、大容量蓄電池８０ａ、蓄電池８０および負荷１００３の組合せシステムを示す。各風力発電機６１０ａ〜６１０ｅには評価演算部４００が設けられ、これらの評価演算部４００が図２１に示すようにネットワークＮに接続されている。図２２にはインターネット等からなるネットワークＮが省略して示されている。また評価演算部４００は通信によりネットワークに接続されていてもよい。またレーザ式風向風速計（１００，２００，３００）からのデータも通信で送るようにしてもよい。
レーザ式風向風速計（１００，２００，３００）から得られたデータに基づいて、風力発電システムの出力予測を行うことで、大容量蓄電池８０ａ、蓄電地８０との組合せ運転にて、風力発電システムの出力をディーゼル発電機８９ａ、８９ｂのガバナ制御が追随可能なレベルまで平滑化することが可能である。
この様子を図２３に示す。図１０でも説明したように、実際の風力発電システムの発生電力は図１０の（ａ）のように大きく変動する。しかし、近未来の発電量として図１０の（ｂ）が予測できるため、短周期分の風速変動による風車出力の電力量を出力平滑化装置８０で充電・放電を繰り返すことにより、図１０の（ｂ）内の平滑化されたカーブのように出力変動を抑制することができる。よって系統への出力は図１０の（ｃ）のようになり、急激な電力変動がなくなるため、電力系統に及ぼす影響を大幅に低減できる。この際、図２３に示すように、比較的長い周期の風力発電システムの出力変動をレーザ式風向風速計により予測し（その予測量をＡとする）、系統が許容するレベル（Ｂとする）に出力変動が滑らかになるようにディーゼル発電機を出力制御し（その出力量はＢ−Ａとなる）、最終的に風力発電システムの発生出力と、電力平滑化出力（Ｂ−Ａ）との合成で、系統条件に合致するなだらかな出力波形とする。
一方、比較的短周期の変動（図１０のヒゲ状のもの）は、畜電池８０，８０ａあるいは以下に示す他の手段により平滑化を行う。すなわち、ヒゲ状の変動に対しては、通常の畜電池の他、ＮＡＳ電池、レドックスフロー電池、フライホィール、電気二重層コンデンサ等、電力畜勢放出機能を有する装置であれば任意のものが使用可能である。
図２４にその例を示す。図２４において図１９と同一もしくは相当部分は同一符号で示されており説明を省略する。図２４では一般的な構成として、風力発電システムの出力端に大容量蓄電池やフライホイール等からなる出力平滑化装置８０が設置されている場合を示す。なお、出力平滑化装置８０は必ずしも風力発電システムの出力端に設置されるとは限らず、系統の中に設置されてもよい。出力平滑化装置８０を有する風力発電システムの運用においては、レーザ式風向風速計のデータをもとに発生電力の予測量を電力制御器９００で算出する。電力制御器９００での予測量算出手段のアルゴリズムは図２３に示したものとなる。同予測量の変動分に対し、系統が許容する範囲内となるように、電力平滑化装置８０の対応を準備させ、最適な運転（風力発電量の変動予測量に応じて平滑化装置から電力を蓄放電する）となるようフィードフォワード制御を行うものである。
この結果、従来では風力発電システムの出力変化が大き過ぎるために、風力発電システムの導入を抑制し、ディーゼル発電を多用せざるを得なかった場合に対しても、風力発電システムをさらに導入可能となり、ディーゼル発電機の運転抑制による燃料費、保守費の節約が期待できる。
産業上の利用の可能性
この発明では、レーザ式風向風速計を用いた風況観測により風力発電機での風向風速の事前予測を行い、これに基づくヨー制御やピッチ制御による風力発電システムでの高効率運転及び出力安定化で得られる売電量増加分や改善される環境への影響等のメリットの評価も行えるので、各種電力系統に適用可能であり、またこのレーザ式風向風速計を用いた風況観測のサービスを提供することをビジネスとして確立することができる。
【図１】
2005108784.tif 000013
【図２】
2005108784.tif 000014
【図３】
2005108784.tif 000015
【図４】
2005108784.tif 000016
【図５】
2005108784.tif 000017
【図６】
2005108784.tif 000018
【図７】
2005108784.tif 000019
【図８】
2005108784.tif 000020
【図９】
2005108784.tif 000021
【図１０】
2005108784.tif 000022
【図１１】
2005108784.tif 000023
【図１２】
2005108784.tif 000024
【図１３】
2005108784.tif 000025
【図１４】
2005108784.tif 000026
【図１５】
2005108784.tif 000027
【図１６】
2005108784.tif 000028
【図１７】
2005108784.tif 000029
【図１８】
2005108784.tif 000030
【図１９】
2005108784.tif 000031
【図２０】
2005108784.tif 000032
【図２１】
2005108784.tif 000033
【図２２】
2005108784.tif 000034
【図２３】
2005108784.tif 000035
【図２４】
2005108784.tif 000036
【国際調査報告】
2005108784.tif 000037
2005108784.tif 000038
2005108784.tif 000039
2005108784.tif 000040
2005108784.tif 000041
2005108784.tif 000042
2005108784.tif 000043
2005108784.tif 000044