JP2020148092A - Wind power generator and control method of wind power generator - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、風力発電装置に係り、特に、浮体式洋上風力発電装置に適用して有効な技術に関する。 The present invention relates to a wind power generation device, and more particularly to a technique effective for being applied to a floating offshore wind power generation device.
近年、環境保護の面から、二酸化炭素の排出による地球温暖化や、化石燃料の枯渇等が問題視されている。そこで、化石燃料を使用せず、また、二酸化炭素の排出を抑えられる発電装置として、風力や太陽光などの自然から得られる再生可能エネルギーを利用した発電装置が注目を浴びている。 In recent years, from the aspect of environmental protection, global warming due to carbon dioxide emissions and depletion of fossil fuels have been regarded as problems. Therefore, as a power generation device that does not use fossil fuels and can suppress carbon dioxide emissions, a power generation device that uses renewable energy obtained from nature such as wind power and solar power is drawing attention.
再生可能エネルギーを利用した発電装置の中では、太陽光発電装置が一般的であるが、日射によって直接的に出力が変化するため、出力変動が大きく、夜間は発電できない。それに対して風力発電装置は、風速や風向などの風況が安定した場所を選んで設置することで、昼夜を問わず比較的安定な発電が可能である。また、陸上よりも高風速で風況変化が少ない洋上に設置することも可能であるため、注目されている。 Among the power generation devices using renewable energy, solar power generation devices are common, but since the output changes directly due to sunlight, the output fluctuates greatly and power cannot be generated at night. On the other hand, a wind power generator can generate relatively stable power day and night by selecting and installing a place where the wind conditions such as wind speed and direction are stable. In addition, it is attracting attention because it can be installed on the ocean where the wind speed is higher than on land and the wind conditions change less.
洋上に風力発電装置を設置する場合、海底に固定した基礎構造物上に設置する着床式と、浮体を海底に係留してその上に設置する浮体式がある。着床式は水深が深くなると建設コストが増大するため、日本のような水深の深い場所が多い地域では浮体式が有望視されている。浮体式では波や風によって浮体の振動が発生し、風車（発電機）の回転速度を一定に保つための制御と干渉して浮体共振振動が増大するネガティブダンピングが発生する。 When installing a wind power generator on the ocean, there are a landing type that is installed on a foundation structure fixed to the seabed and a floating type that moored a floating body on the seabed and installs it on it. Since the construction cost of the landing type increases as the water depth increases, the floating type is expected to be promising in areas such as Japan where there are many deep water areas. In the floating type, vibration of the floating body is generated by waves and wind, and negative damping occurs in which the resonance vibration of the floating body increases due to interference with the control for keeping the rotation speed of the wind turbine (generator) constant.
そこで、ピッチ角制御で風によって受ける力を変化させて浮体の振動を抑制する浮体制振制御が適用されている。浮体制振制御では、一般的に浮体の傾斜角を入力とするフィードバック（ＦＢ）制御で振動低減を図っており、一旦振動が発生・増大してから動作するため、頻繁にピッチ角が変動して疲労が増大する可能性がある。 Therefore, floating system vibration control that suppresses the vibration of the floating body by changing the force received by the wind by pitch angle control is applied. In floating system vibration control, vibration is generally reduced by feedback (FB) control that inputs the tilt angle of the floating body, and since it operates after vibration is generated and increased once, the pitch angle fluctuates frequently. And fatigue may increase.
また、近年では、遠方の風速を測定可能なレーザドップラー式（ＬｉＤＡＲ）風速計を風力発電装置に適用して風上側風速を測定し、そこから予測される風速を利用して制御の性能を向上させる試みがなされている。 In recent years, a laser Doppler (LiDAR) anemometer capable of measuring a distant wind speed is applied to a wind power generator to measure the wind speed on the wind side, and the wind speed predicted from the anemometer is used to improve control performance. Attempts have been made to make it.
本技術分野の背景技術として、例えば、特許文献１のような技術がある。特許文献１には「第１の時刻での所定の測定点における風ベクトルを測定するドップラーレーダと、該ドップラーレーダによって測定された第１の時刻での該測定点における風ベクトルに基づいて、第２の時刻での該風車発電機の出力値を予測するデータ処理部と、該データ処理部から受けた第２の時刻での該風車発電機の出力予測値に基づいて、第２の時刻での電力系統側発電機の出力を制御する制御部とを含む風車発電システム」が開示されている。 As a background technology in this technical field, for example, there is a technology such as Patent Document 1. Patent Document 1 states, "Based on the Doppler radar that measures the wind vector at a predetermined measurement point at the first time and the wind vector at the measurement point at the first time measured by the Doppler radar, the first At the second time, based on the data processing unit that predicts the output value of the wind turbine generator at the time of 2 and the output predicted value of the wind turbine generator at the second time received from the data processing unit. A wind turbine power generation system including a control unit that controls the output of a generator on the power system side of the above is disclosed.
しかしながら、上記特許文献１の風車発電システムは、出力変動低減を目的としたものであり、上述したような振動に対する考慮はされていないため振動抑制の効果は得られない。また、浮体式の場合には出力変動を低減することによって、むしろ浮体振動を増大させる可能性も考えられる。 However, the wind turbine power generation system of Patent Document 1 is intended to reduce output fluctuations, and does not take into consideration the vibration as described above, so that the effect of suppressing vibration cannot be obtained. Further, in the case of the floating body type, it is possible to increase the floating body vibration by reducing the output fluctuation.
そこで、本発明の目的は、風速の変動に伴い発生する風車の振動を抑制可能な信頼性及び発電効率の高い風力発電装置とその制御方法を提供することにある。 Therefore, an object of the present invention is to provide a wind power generation device having high reliability and power generation efficiency capable of suppressing vibration of a wind turbine generated due to fluctuations in wind speed, and a control method thereof.
上記課題を解決するために、本発明は、ハブおよび複数のブレードで構成されるロータと、前記ロータを回転可能に支持するナセルと、前記ナセルを支持するタワーと、前記ブレードのピッチ角を制御するピッチ角制御装置と、風速を計測するＬｉＤＡＲ風速計と、を備える風力発電装置であって、前記ピッチ角制御装置は、前記ＬｉＤＡＲ風速計により計測した風上側風速から前記ロータに入力される風速を予測する風速予測部と、前記風速予測部で予測した予測風速から前記風力発電装置の共振周波数成分の予測風速変動を抽出する周期成分検出部と、前記周期成分検出部で抽出した予測風速変動に基づいて目標ピッチ角を算出するピッチ演算部を有し、前記ピッチ演算部により算出した目標ピッチ角に基づいて前記ブレードのピッチ角を制御することを特徴とする。 In order to solve the above problems, the present invention controls a rotor composed of a hub and a plurality of blades, a nacelle that rotatably supports the rotor, a tower that supports the nacelle, and a pitch angle of the blades. A wind power generator including a pitch angle control device for measuring wind speed and a LiDAR wind speed meter for measuring wind speed, wherein the pitch angle control device is a wind speed input to the rotor from an upper wind speed measured by the LiDAR wind speed meter. A wind speed prediction unit that predicts the wind speed, a periodic component detection unit that extracts the predicted wind speed fluctuation of the resonance frequency component of the wind power generator from the predicted wind speed predicted by the wind speed prediction unit, and a predicted wind speed fluctuation extracted by the periodic component detection unit. It is characterized in that it has a pitch calculation unit that calculates a target pitch angle based on the above, and controls the pitch angle of the blade based on the target pitch angle calculated by the pitch calculation unit.
また、本発明は、風力発電装置の制御方法であって、ＬｉＤＡＲ風速計により風上側風速を計測し、当該計測した風上側風速からロータに入力される風速を予測し、当該予測した予測風速から前記風力発電装置の共振周波数成分の予測風速変動を抽出し、当該抽出した予測風速変動に基づいて目標ピッチ角を算出し、当該算出した目標ピッチ角に基づいてブレードのピッチ角を制御することを特徴とする。 Further, the present invention is a control method for a wind power generator, in which the wind speed on the wind side is measured by a LiDAR wind speed meter, the wind speed input to the rotor is predicted from the measured wind speed on the wind side, and the predicted wind speed is used. The predicted wind speed fluctuation of the resonance frequency component of the wind power generator is extracted, the target pitch angle is calculated based on the extracted predicted wind speed fluctuation, and the pitch angle of the blade is controlled based on the calculated target pitch angle. It is a feature.
本発明によれば、風速の変動に伴い発生する風車の振動を抑制可能な信頼性及び発電効率の高い風力発電装置とその制御方法を実現することができる。 According to the present invention, it is possible to realize a wind power generation device having high reliability and power generation efficiency capable of suppressing vibration of a wind turbine generated due to fluctuations in wind speed, and a control method thereof.
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。 Issues, configurations and effects other than those described above will be clarified by the description of the following embodiments.
以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。なお、各図面において同一の構成については同一の符号を付し、重複する部分についてはその詳細な説明は省略する。 Hereinafter, examples of the present invention will be described with reference to the drawings. In each drawing, the same components are designated by the same reference numerals, and the detailed description of overlapping portions will be omitted.
図１から図７を参照して、本発明の実施例１における浮体式洋上風力発電装置について説明する。なお、以下では、顕著な効果が得られる浮体式洋上風力発電装置を例に説明するが、本発明の適用対象は必ずしもこれに限定されるものではなく、着床式洋上風力発電装置、さらには海岸や山間部などの陸上に設置される風力発電装置に適用することも可能である。 The floating offshore wind turbine according to the first embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. 1 to 7. In the following, a floating offshore wind turbine having a remarkable effect will be described as an example, but the application of the present invention is not necessarily limited to this, and a landing offshore wind turbine and further. It can also be applied to wind power generators installed on land such as coasts and mountains.
図１は、本実施例の浮体式洋上風力発電装置の全体概略構成図である。浮体式洋上風力発電装置１は、多方向に延ばされた複数の係留索１６によって洋上の所定位置に係留されているスパー（円筒）型の浮体１５、及び浮体１５上に設置される風力発電装置２より構成される。
FIG. 1 is an overall schematic configuration diagram of a floating offshore wind turbine of this embodiment. The floating offshore wind power generator 1 is a spar (cylindrical)
風力発電装置２は、回転軸（図示せず）を有するハブ３、及び、ハブ３に取付けられた複数のブレード４とで構成される回転可能なロータ５を備えている。ロータ５は、図示しない回転軸を介してナセル６により回転可能に支持されており、ロータ５の回転力をナセル６内に収容される発電機７に伝達するよう構成されている。ブレード４が風を受けることでロータ５が回転し、ロータ５の回転力で発電機７を回転させて電力を発生させている。
The
ナセル６上にはナセル上の風向や風速を計測する風向風速計８及び風上側風速を測定するＬｉＤＡＲ風速計９が設置されており、ナセル６内にはナセル６の傾斜角を検出する傾斜角センサ１０が設置されている。また、発電機７内には、回転速度を検出するための回転速度センサ（図示せず）や、発電機７が出力する有効電力を計測する電力センサ（図示せず）なども設置されている。
An anemometer 8 for measuring the wind direction and speed on the nacelle and a LiDAR anemometer 9 for measuring the wind speed on the wind side are installed on the
また、風力発電装置２は、個々のブレード４毎に、風に対するブレード４の角度（ピッチ角）を調整するピッチ角調整装置１１を備えている。ピッチ角調整装置１１がブレード４のピッチ角を変更することによりブレード４の受ける風力（風量）を調整して、風に対するロータ５の回転エネルギーを変更するよう構成されている。これにより、広い風速領域において回転速度及び発電電力を制御することが可能となっている。
Further, the wind
風力発電装置２は、ナセル６を回動可能に支持するタワー１２を備える。ナセル６の向きはヨー角と称され、風力発電装置２は、このナセル６の向き、すなわち、ロータ５の回転面の向きを制御するヨー角調整装置１３を備える。図１に示すように、ヨー角調整装置１３は、ナセル６の底面とタワー１２の先端部との間に配置され、少なくともアクチュエータ及び当該アクチュエータを駆動するモータ（図示せず）により構成される。信号線を介して制御装置１４から出力されるヨー角目標値に基づき、ヨー角調整装置１３を構成するモータが回転しアクチュエータが所望量変位することで、所望のヨー角となるようナセル６が回動する。
The
タワー１２は、ハブ３、ナセル６、及びヨー角調整装置１３を介してブレード４の荷重を支持するよう構成されており、浮体１５上に設置されている。浮体１５は、多方向に延ばされた複数の係留索１６によって洋上の所定位置に係留されている。
The
風力発電装置２の制御装置１４は、回転速度（ロータ回転速度）や発電機７から出力される発電電力等に基づいて発電機７のトルクやピッチ角調整装置１１を調整することで、風力発電装置２の発電電力やロータ５の回転速度を制御する。また、制御装置１４はヨー角調整装置１３を調整することで、ロータ５の風向に対する角度であるヨー角を制御し、風向が変化しても発電を継続することができる。
The
なお、図１では、制御装置１４をナセル６及びタワー１２の外部に設置するように図示しているが、制御装置１４をナセル６またはタワー１２の内部に配置しても良く、風力発電装置２の外部の例えば浮体１５上或いは浮体１５の内部に制御装置１４を設置することも可能である。
Although the
ＬｉＤＡＲ風速計９は、測定方向にレーザ光を放射して、風と共に移動している空中の微粒子からの反射光のドップラーシフトから風速を測定するようになっており、数百メートル先の風速をほぼリアルタイムに測定することができる。 The LiDAR anemometer 9 emits laser light in the measurement direction and measures the wind speed from the Doppler shift of the reflected light from the fine particles in the air moving with the wind, and measures the wind speed several hundred meters ahead. It can be measured in near real time.
本実施例において風力発電装置２は、ロータ５が風下側に設置されたダウンウィンド型である。ＬｉＤＡＲ風速計９はナセル６上のロータ５とは反対側に設置されており、測定方向もロータ５の反対側に設定されている。ナセル６は、ヨー角調整装置１３によってロータ５が風に正対するように調整されるため、ＬｉＤＡＲ風速計９はロータ５の風上側風速を測定するようになっている。
In this embodiment, the
図２に、風力発電装置２の発電動作概要を示す。図２は、風速に対する発電電力、発電機の回転速度、発電機トルクおよびピッチ角の関係を示しており、この図を用いて風力発電装置２の発電動作概要を説明する。各グラフの横軸は風速を示し、右側に行くほど風速が速くなる。また、各グラフの縦軸は上方に行くほど発電電力、回転速度、発電機トルクの各値が大きくなることを示している。ピッチ角に関しては、上方がフェザー（風を逃がす）側、下方がファイン（風を受ける）側となる。
FIG. 2 shows an outline of the power generation operation of the wind
風力発電装置２による発電は、ロータ５の回転を開始するカットイン風速Ｖinから回転を停止するカットアウト風速Ｖoutの範囲で行われ、風速Ｖｄまでは風速Ｖの増加に伴って発電電力値も増加するが、それ以上の風速では発電電力は一定となる。
The power generated by the
制御装置１４では、カットイン風速Ｖinから風速Ｖaまでは回転速度が一定（Ｗlow）になるように発電機トルクを制御し、回転速度が定格回転速度Ｗrat以下となる風速Ｖａから風速Ｖｂまでの範囲では、風速に対する発電電力が最大になるように回転速度から発電機トルクを算出して制御を行う。
The
風速Ｖｂを超えて回転速度が定格回転速度Ｗratに達したら、定格回転速度Ｗratを維持するように発電機トルク及びピッチ角を制御する。基本的には、発電電力を確保するために、発電機トルクの制御を行う。発電機トルクの制御では、風速Ｖｂから風速Ｖｄの範囲で、風速に応じて発電機トルクを定格発電機トルクＱratになるまで変化させ、風速Ｖｄからカットアウト風速Ｖoutまでの範囲では、定格発電機トルクＱratを保持し、その間の発電電力は定格発電電力Ｐratとなる。 When the rotation speed exceeds the wind speed Vb and reaches the rated rotation speed Wrat, the generator torque and the pitch angle are controlled so as to maintain the rated rotation speed Wrat. Basically, the generator torque is controlled in order to secure the generated power. In the control of the generator torque, the generator torque is changed in the range from the wind speed Vb to the wind speed Vd until the rated generator torque Qrat is reached according to the wind speed, and in the range from the wind speed Vd to the cutout wind speed Vout, the rated generator. The torque Qrat is held, and the generated power during that period becomes the rated generated power Prat.
ピッチ角の制御では、風速Ｖｃまではピッチ角をファイン側θminに保持し、風速ＶｃからカットアウトＶoutの範囲で、風速に応じてピッチ角をファイン側θminからフェザー側θmaxまで変化させる。但し、図２の例においては、風速Ｖｃから風速Ｖｄの範囲で発電機トルクとピッチ角の制御をオーバラップさせているが、これはＶｃ＝Ｖｄとしてオーバラップをなくし、発電機トルクの制御とピッチ角の制御を独立に実行させるようにしてもよい。 In the control of the pitch angle, the pitch angle is maintained at the fine side θmin up to the wind speed Vc, and the pitch angle is changed from the fine side θmin to the feather side θmax in the range from the wind speed Vc to the cutout Vout according to the wind speed. However, in the example of FIG. 2, the control of the generator torque and the pitch angle are overlapped in the range from the wind speed Vc to the wind speed Vd, but this eliminates the overlap as Vc = Vd and controls the generator torque. The control of the pitch angle may be executed independently.
風速Ｖｃ以上の範囲では、ピッチ角によって回転速度を一定に保つように回転速度制御が行われるため、風速が上がるとピッチ角がフェザー側に変更され、それに伴ってロータ５の受けるスラスト力も減少する。浮体１５が振動するとその分ロータ５の受ける風速が変化して回転速度が変動し、回転速度に応じてピッチ角が変化してロータ５のスラスト力も変動する。
In the range of wind speed Vc or higher, the rotation speed is controlled so as to keep the rotation speed constant depending on the pitch angle. Therefore, when the wind speed increases, the pitch angle is changed to the feather side, and the thrust force received by the
例えば、浮体１５の傾斜が風上側に移動中はロータ５の風速が上昇するため、ロータ５のスラスト力は低減し、浮体１５の風上側への傾斜が増大する。浮体１５の傾斜が風下側に移動中の場合にも同様の現象が発生し、浮体１５の振動が増大していくネガティブダンピングが発生する。ネガティブダンピングによる振動は、特に振動しやすい浮体共振周波数で発生する。
For example, since the wind speed of the
上記のように、ネガティブダンピングは、浮体１５の浮体共振周波数での振動が一定の振幅以上になった後に、回転速度制御で発生する。浮体１５を振動させる起因としては、波の振動及び風の風速変動が考えられる。波に関しては、一般に浮体共振周波数は波の振動周波数より低くなるように設計されている。それに対して、風の風速変動には低周波成分が多く、浮体共振周波数も含まれており、浮体１５の浮体共振周波数での振動の発生原因となる。
As described above, the negative damping occurs by the rotation speed control after the vibration of the floating
但し、風速変動に含まれる他の周波数成分は、ネガティブダンピングを抑制するように作用する場合もあり、また、風速変動に含まれる浮体共振周波数も浮体１５の振動と位相がずれる場合には振動を抑制するため、浮体共振周波数で振動し始めても、ネガティブダンピングによる振動増大が抑えられる場合もある。
However, other frequency components included in the wind speed fluctuation may act to suppress negative damping, and the floating body resonance frequency included in the wind speed fluctuation also vibrates when the phase is out of phase with the vibration of the floating
本実施例においては、ＬｉＤＡＲ風速計９で測定したロータ５の風上側の風速から、ロータ５に入力される風速を予測し、予測された風速から浮体共振周波数成分の風速変動を抽出して、その値に基づいてブレード４のピッチ角をフィードフォワード（ＦＦ）制御することによって、浮体１５の振動を抑制する。
In this embodiment, the wind speed input to the
具体的には、浮体１５の浮体共振周波数振動を誘起したり増幅したりするような風速変動が予測される場合には、その風速変動によってロータ５が受けるスラスト力の変動を低減するようにピッチ角を操作する。逆に、浮体１５の浮体共振周波数振動を低減するような風速変動が予測される場合には、特にピッチ角を操作しないか、ロータ５が受けるスラスト力の変動を増大するようにピッチ角を操作する。
Specifically, when a wind speed fluctuation that induces or amplifies the floating body resonance frequency vibration of the floating
上記のように予測風速によってピッチ角をフィードフォワード（ＦＦ）制御することで、浮体共振周波数振動を発生させないようにしたり、風速変動を利用して振動を抑制したりすることができ、浮体制振のためのピッチ角の動作も抑制できる。 By controlling the pitch angle by feed forward (FF) according to the predicted wind speed as described above, it is possible to prevent the floating body resonance frequency vibration from being generated, or to suppress the vibration by using the wind speed fluctuation. The movement of the pitch angle for the above can also be suppressed.
図３は、本実施例における風力発電装置２のピッチ角制御部（ピッチ角制御装置）の一例を示すブロック図である。ピッチ角制御装置１００は、風力発電装置２の制御装置１４内に設けられており、回転速度制御部１０１、浮体制振ＦＢ制御部１０２、浮体制振ＦＦ制御部１０３、加算部１０４から構成される。
FIG. 3 is a block diagram showing an example of a pitch angle control unit (pitch angle control device) of the wind
回転速度制御部１０１では、入力された発電機７の回転速度を目標回転速度に合わせるように目標ピッチ角を算出して加算器１０４に入力する。浮体制振ＦＢ制御部１０２では、入力された浮体傾斜から傾斜角を目標値に合わせるように目標ピッチ角を算出して加算器１０４に入力する。浮体制振ＦＦ制御部１０３では、入力されたＬｉＤＡＲ風速及び浮体傾斜から浮体共振周波数振動の発生を抑制したり、発生している振動を抑制したりするようなＦＦ目標ピッチ角を算出して加算器１０４に入力する。加算器１０４では、回転速度制御部１０１、浮体制振ＦＢ制御部１０２及び浮体制振ＦＦ制御部１０３の出力を加算して、ピッチ角指令値として出力する。
The rotation
浮体制振ＦＦ制御部１０３は、風速予測部１０５、周期成分検出部１０６、ＦＦピッチ演算部１０７から構成される。風速予測部１０５では、入力されたＬｉＤＡＲ風速からロータ５に入力される風速を予測する。
The floating system vibration
周期成分検出部１０６では、風速予測部１０５での予測風速から浮体共振周波数成分の予測風速変動を抽出する。予測風速変動の抽出には、例えば離散フーリエ変換（ＤＦＴ）等を利用して周波数領域に成分することで、浮体共振周波数成分を高精度に抽出可能である。
The periodic component detection unit 106 extracts the predicted wind speed fluctuation of the floating resonance frequency component from the predicted wind speed of the wind
ＤＦＴによる浮体共振周波数成分の抽出には、浮体共振周波数１周期分以上のデータが必要であるため、その分の予測風速が必要となる。但し、若干精度は低下するが、ＤＦＴに使用する風速データの約半分を現時点以前のデータとすることで、予測風速データを半周期分に低減することも可能である。 Since the extraction of the floating resonance frequency component by the DFT requires data for one cycle or more of the floating resonance frequency, the predicted wind speed for that amount is required. However, although the accuracy is slightly reduced, it is possible to reduce the predicted wind speed data to half a cycle by using about half of the wind speed data used for the DFT as the data before the present time.
つまり、周期成分検出部１０６は、風力発電装置の共振周波数の少なくとも半周期分または１周期分を含む将来までの予測風速変動を抽出する。 That is, the periodic component detection unit 106 extracts the predicted wind speed fluctuation up to the future including at least half a cycle or one cycle of the resonance frequency of the wind power generator.
また、周期成分検出部１０６では、抽出する周波数成分を浮体共振振動周波数に限定せずに、その前後に幅を持たせることも可能であり、その場合には抽出する周波数ごとに重みを付けることもできる。 Further, in the periodic component detection unit 106, the frequency component to be extracted is not limited to the floating resonance vibration frequency, and it is possible to give a width before and after the frequency component to be extracted. In that case, weighting is performed for each frequency to be extracted. You can also.
さらに、ＤＦＴ等で周波数成分に変換せずに、時間領域でのバンドパスフィルタ（ＢＰＦ）等で浮体共振周波数成分を抽出することも可能である。その場合、ＢＰＦで抽出する帯域幅を狭くすると応答に遅れが発生するため、ある程度の期間の予測風速データが必要になる。 Further, it is also possible to extract the floating resonance frequency component by a bandpass filter (BPF) or the like in the time domain without converting it into a frequency component by DFT or the like. In that case, if the bandwidth extracted by the BPF is narrowed, the response will be delayed, so that the predicted wind speed data for a certain period of time is required.
ＦＦピッチ演算部１０７では、入力された浮体傾斜の浮体共振周波数振動成分を抽出して将来的な浮体共振周波数振動を予測する。なお、浮体共振周波数振動は、周期的な振動で連続的に変化するため、比較的容易に予測可能である。
The FF
予測された浮体共振周波数振動は周期成分検出部１０６からの予測風速変動と時間的なタイミングを合わせて比較し、予測風速変動の浮体共振周波数振動に対する影響を判断して、ＦＦ目標ピッチ角を算出する。なお、浮体１５の振動によってロータ５も振動するため、実際にロータ５に入力される風速はロータ５の振動を含めた相対風速になる。
The predicted floating resonance frequency vibration is compared with the predicted wind speed fluctuation from the periodic component detection unit 106 in time, and the influence of the predicted wind speed fluctuation on the floating resonance frequency vibration is judged to calculate the FF target pitch angle. To do. Since the
そこで、予測風速変動に対して浮体共振周波数振動によって発生するロータ５の動き分を補正して、予測風速変動をロータ５に対する相対風速変動とすることで、ＦＦ目標ピッチ角の高精度化を図ることができる。
Therefore, by correcting the movement of the
以上説明したように、本実施例の風力発電装置２は、ハブ３および複数のブレード４で構成されるロータ５と、ロータ５を回転可能に支持するナセル６と、ナセル６を回動可能に支持するタワー１２と、ブレード４のピッチ角を制御するピッチ角制御装置１００と、風速を計測するＬｉＤＡＲ風速計９を備えており、ピッチ角制御装置１００は、ＬｉＤＡＲ風速計９により計測した風上側風速からロータ５に入力される風速を予測する風速予測部１０５と、風速予測部１０５で予測した予測風速から風力発電装置（風力発電装置２及び浮体１５）の共振周波数成分の予測風速変動を抽出する周期成分検出部１０６と、周期成分検出部１０６で抽出した予測風速変動に基づいて目標ピッチ角を算出するＦＦピッチ演算部１０７を有しており、ＦＦピッチ演算部１０７により算出した目標ピッチ角に基づいてブレード４のピッチ角を制御する。
As described above, in the
図７は、図３の浮体制振ＦＦ制御部１０３の動作（作用）を示すフローチャートである。ここでは、図３に示したピッチ角制御装置（ピッチ角制御部）１００の各機能（構成）のうち、特に浮体制振ＦＦ制御部１０３の動作（作用）について詳しく説明する。
FIG. 7 is a flowchart showing the operation (action) of the floating system vibration
先ず、ＬｉＤＡＲ風速計９により風力発電装置２の風上側の風速を計測する。（ステップＳ７０１）
次に、ステップＳ７０１で計測した風上側の風速からロータ５に入力される風速を予測する。（ステップＳ７０２）
続いて、ステップＳ７０２で予測した予測風速から風力発電装置２の共振周波数成分の予測風速変動を抽出する。（ステップＳ７０３）
次に、ステップＳ７０３で抽出した予測風速変動に基づいて目標ピッチ角を算出する。（ステップＳ７０４）
最後に、ステップＳ７０４で算出した目標ピッチ角に基づいてブレード４のピッチ角を制御する。（ステップＳ７０５）
後述するように、図２の風速Ｖｃ及びＶｄを含む所定の風速範囲内で本発明を有効にする場合は、再びステップＳ７０１に戻り、ステップＳ７０１からステップＳ７０５の処理を繰り返し実行する。
First, the wind speed on the windward side of the
Next, the wind speed input to the
Subsequently, the predicted wind speed fluctuation of the resonance frequency component of the
Next, the target pitch angle is calculated based on the predicted wind speed fluctuation extracted in step S703. (Step S704)
Finally, the pitch angle of the
As will be described later, when the present invention is validated within a predetermined wind speed range including the wind speeds Vc and Vd of FIG. 2, the process returns to step S701 and the processes of steps S701 to S705 are repeatedly executed.
図４は、風速変動が浮体振動を励起させる場合の動作を概念的に示す図である。図４の横軸は時間を示し、縦軸は図４の上方より、傾斜角から予測される傾斜角加速度、ＬｉＤＡＲ風速から予測される風速変動、およびそれに対応したＦＦピッチ角目標値を示す。 FIG. 4 is a diagram conceptually showing the operation when the wind speed fluctuation excites the floating body vibration. The horizontal axis of FIG. 4 shows time, and the vertical axis shows the tilt angular acceleration predicted from the tilt angle, the wind speed fluctuation predicted from the LiDAR wind speed, and the corresponding FF pitch angle target value from the upper part of FIG.
浮体１５は浮体共振周波数での振動は振幅が所定値以下で、ほとんど発生していない状態であり、それに対して浮体共振周波数での風速変動が加わるため、そのままでは浮体１５の振動が励起される。そこで、風速変動に合わせてＦＦ目標値ピッチ角を変化させることで、風速変動によってロータ５に加わるスラスト力の変動を低減し、浮体１５の振動を抑制する。
The vibration of the floating
その際のＦＦ目標値ピッチ角は、風速変動がプラスでロータ５に加わるスラスト力が増大する場合にはフェザー側に、風速変動がマイナスの場合には逆にファイン側に設定する。ＦＦ目標値ピッチ角の変更幅は、風速変動の振幅で決定される。
At that time, the FF target value pitch angle is set to the feather side when the wind speed fluctuation is positive and the thrust force applied to the
図５は、風速変動が浮体振動を増大させる場合の動作を概念的に示す図である。図５の横軸は時間を示し、縦軸は図５の上方より、傾斜角から予測される傾斜角加速度、ＬｉＤＡＲ風速から予測される風速変動、およびそれに対応したＦＦピッチ角目標値を示す。 FIG. 5 is a diagram conceptually showing the operation when the wind speed fluctuation increases the floating body vibration. The horizontal axis of FIG. 5 shows time, and the vertical axis shows the tilt angular acceleration predicted from the tilt angle, the wind speed fluctuation predicted from the LiDAR wind speed, and the corresponding FF pitch angle target value from the upper part of FIG.
浮体１５は浮体共振周波数で振動しており、それに対して浮体共振周波数での風速変動が加わる。浮体振動の傾斜角加速度と風速変動の位相がほぼ一致しており、風速変動によるロータ５のスラスト力の増減方向が傾斜角加速度方向と一致して、そのままでは浮体１５の振動が増大される。そこで、図４の場合と同様に、風速変動に合わせてＦＦ目標値ピッチ角を変化させることで、浮体１５の振動を抑制する。
The floating
図６は、風速変動が浮体振動を低減させる場合の動作を概念的に示す図である。図６の横軸は時間を示し、縦軸は図６の上方より、傾斜角から予測される傾斜角加速度、ＬｉＤＡＲ風速から予測される風速変動、およびそれに対応したＦＦピッチ角目標値を示す。 FIG. 6 is a diagram conceptually showing the operation when the wind speed fluctuation reduces the floating body vibration. The horizontal axis of FIG. 6 shows time, and the vertical axis shows the tilt angular acceleration predicted from the tilt angle, the wind speed fluctuation predicted from the LiDAR wind speed, and the corresponding FF pitch angle target value from the upper part of FIG.
浮体１５は浮体共振周波数で振動しており、それに対して浮体共振周波数での風速変動が加わる。浮体振動の傾斜角加速度と風速変動の位相がほぼ反転しており、風速変動によるロータ５のスラスト力の増減方向が傾斜角加速度方向と逆になって打ち消し合い、浮体１５の振動が低減される。従って、図６のＦＦ目標値ピッチ角の実線で示すように、ＦＦ目標値ピッチ角をゼロにして、風速変動によってロータ５に加わるスラスト力の変動をそのまま加えるようにする。
The floating
なお、傾斜角加速度の振幅が風速変動によるスラスト力変動の振幅より大幅に大きな場合には、図６のＦＦ目標値ピッチ角の点線で示すように、風速変動によってロータ５に加わるスラスト力の変動を増大するようにＦＦ目標値ピッチ角を変化させることも可能である。
When the amplitude of the tilt angular acceleration is significantly larger than the amplitude of the thrust force fluctuation due to the wind speed fluctuation, the thrust force applied to the
その際のＦＦ目標値ピッチ角は、風速変動がプラスでロータ５に加わるスラスト力が増大する場合にはファイン側に、風速変動がマイナスの場合には逆にフェザー側に設定する。また、逆に傾斜角加速度の振幅が風速変動によるスラスト力変動の振幅より小さくなる場合には、風速変動によってロータ５に加わるスラスト力の変動を低減するようにＦＦ目標値ピッチ角を変化させることもできる。ＦＦ目標値ピッチ角の変更幅は、傾斜角加速度の振幅及び風速変動によるスラスト力変動の振幅によって決定される。
At that time, the FF target value pitch angle is set to the fine side when the wind speed fluctuation is positive and the thrust force applied to the
つまり、抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもプラス側の場合、ブレード４のピッチ角をフェザー側にし、抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもマイナス側の場合、ブレード４のピッチ角をファイン側にすることで、ブレード４が受けるスラスト力の変動を減少させる。
That is, when the extracted predicted wind speed fluctuation is on the plus side of the predetermined threshold value, the pitch angle of the
一方、抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもプラス側の場合、ブレード４のピッチ角をファイン側にし、抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもマイナス側の場合、ブレード４のピッチ角をフェザー側にすることで、ブレード４が受けるスラスト力の変動を増大させる。
On the other hand, when the extracted predicted wind speed fluctuation is on the plus side of the predetermined threshold value, the pitch angle of the
なお、図５では傾斜角加速度と風速変動が同位相（位相差０ｄｅｇ）の場合、図６では傾斜角加速度と風速変動が逆位相（位相差１８０ｄｅｇ）の場合について説明したが、実際には傾斜角加速度と風速変動の位相差は様々な値をとり、風速変動に振動を増大させる部分と低減させる部分が含まれることになる。
Although FIG. 5 describes the case where the tilt angular acceleration and the wind velocity fluctuation are in phase (
そこで、振動を増幅させる部分が多くなる位相差０〜９０ｄｅｇ及び２７０〜３６０ｄｅｇでは、図５に示すようなロータ５に加わるスラスト力変動を逃がす動作をさせ、振動を低減させる部分が多い相差９０〜２７０ｄｅｇでは図６に示すようなロータ５に加わるスラスト力変動を受ける動作をさせる。
Therefore, in the
このようにすることで、傾斜角加速度と風速変動の位相差にかかわらず、安定して浮体１５の振動を低減できる。
By doing so, the vibration of the floating
なお、上述したネガティブダンピングは、ピッチ角がファイン側からフェザー側に動き出し、定格発電電力Ｐratに達する風速Ｖｃ及びＶｄの前後で主に発生する。（図２参照）
そこで、風速Ｖｃ及びＶｄを含む所定の風速範囲内で本発明を有効にし、それ以外の風速範囲では効果を下げる、若しくは無効にすることで、ピッチ動作を抑制することも可能である。その場合、風速だけではなく、発電機７のトルクやロータ５の回転速度等を参照して、本発明の有効化を判断することもできる。
The above-mentioned negative damping mainly occurs before and after the wind speeds Vc and Vd at which the pitch angle starts to move from the fine side to the feather side and reaches the rated generated power Prat. (See Fig. 2)
Therefore, it is possible to suppress the pitch operation by enabling the present invention within a predetermined wind speed range including the wind speeds Vc and Vd, and reducing or disabling the effect in other wind speed ranges. In that case, the effectiveness of the present invention can be determined by referring not only to the wind speed but also to the torque of the
また、上記の実施例では、浮体共振周波数振動の低減を目的としているが、本発明はそれ以外の浮体振動やタワー振動にも適用可能である。 Further, in the above embodiment, the purpose is to reduce the floating body resonance frequency vibration, but the present invention can be applied to other floating body vibrations and tower vibrations.
さらに、風上方向の風速を測定する風速計は、ＬｉＤＡＲ風速計に限定されるものではなく、一定以上離れた位置の風速を測定できるものであれば、それ以外の方式の風速計でも構わない。 Further, the anemometer for measuring the wind speed in the upwind direction is not limited to the LiDAR anemometer, and any other type of anemometer may be used as long as it can measure the wind speed at a position more than a certain distance. ..
また、上記の実施例では、風力発電装置２はダウンウィンド方式であったが、アップウィンド型風力発電装置にも適用できる。但し、アップウィンド型風力発電装置では、風上側にロータ５があるため、ＬｉＤＡＲ風速計９からのレーザ光をブレード４で遮られないようにする工夫が必要になる。その場合、例えばＬｉＤＡＲ風速計９をハブ３に設置したり、ナセル６上に設置する場合には、ブレード４の通過タイミングを避けるタイミングで測定を行うようにする。
Further, in the above embodiment, the wind
さらに、上記の実施例では、浮体１５の形状がスパー（円筒）型である場合の例を説明したがこれに限られるものではない。例えば、浮体の形状をセミサブ型などの複雑な浮体構造としても良い。
Further, in the above-described embodiment, an example in which the shape of the floating
また、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、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、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。 Further, the present invention is not limited to the above-described examples, and includes various modifications. For example, the above-described embodiment has been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to those having all the described configurations. Further, it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment. Further, it is possible to add / delete / replace a part of the configuration of each embodiment with another configuration.
１…浮体式洋上風力発電装置、２…風力発電装置、３…ハブ、４…ブレード、５…ロータ、６…ナセル、７…発電機、８…風向風速計、９…ＬｉＤＡＲ風速計、１０…傾斜角センサ、１１…ピッチ角調整装置、１２…タワー、１３…ヨー角調整装置、１４…制御装置、１５…浮体、１６…係留索、１００…ピッチ角制御装置（ピッチ角制御部）、１０１…回転速度制御部、１０２…浮体制振ＦＢ制御部、１０３…浮体制振ＦＦ制御部、１０４…加算部、１０５…風速予測部、１０６…周期成分検出部、１０７…ＦＦピッチ演算部。 1 ... Floating offshore wind turbine, 2 ... Wind turbine, 3 ... Hub, 4 ... Blade, 5 ... Rotor, 6 ... Nacelle, 7 ... Generator, 8 ... Wind direction anemometer, 9 ... LiDAR anemometer, 10 ... Tilt angle sensor, 11 ... pitch angle adjusting device, 12 ... tower, 13 ... yaw angle adjusting device, 14 ... control device, 15 ... floating body, 16 ... mooring line, 100 ... pitch angle control device (pitch angle control unit), 101 ... Rotation speed control unit, 102 ... Floating system vibration FB control unit, 103 ... Floating system vibration FF control unit, 104 ... Addition unit, 105 ... Wind speed prediction unit, 106 ... Periodic component detection unit, 107 ... FF pitch calculation unit.
Claims (13)
前記ロータを回転可能に支持するナセルと、
前記ナセルを支持するタワーと、
前記ブレードのピッチ角を制御するピッチ角制御装置と、
風速を計測するＬｉＤＡＲ風速計と、を備える風力発電装置であって、
前記ピッチ角制御装置は、前記ＬｉＤＡＲ風速計により計測した風上側風速から前記ロータに入力される風速を予測する風速予測部と、
前記風速予測部で予測した予測風速から前記風力発電装置の共振周波数成分の予測風速変動を抽出する周期成分検出部と、
前記周期成分検出部で抽出した予測風速変動に基づいて目標ピッチ角を算出するピッチ演算部を有し、
前記ピッチ演算部により算出した目標ピッチ角に基づいて前記ブレードのピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 With a rotor consisting of a hub and multiple blades,
A nacelle that rotatably supports the rotor and
The tower that supports the nacelle and
A pitch angle control device that controls the pitch angle of the blade and
A wind power generator equipped with a LiDAR anemometer that measures wind speed.
The pitch angle control device includes a wind speed prediction unit that predicts the wind speed input to the rotor from the windward wind speed measured by the LiDAR anemometer.
A periodic component detection unit that extracts the predicted wind speed fluctuation of the resonance frequency component of the wind power generator from the predicted wind speed predicted by the wind speed prediction unit.
It has a pitch calculation unit that calculates a target pitch angle based on the predicted wind speed fluctuation extracted by the periodic component detection unit.
A wind power generator characterized in that the pitch angle of the blade is controlled based on the target pitch angle calculated by the pitch calculation unit.
前記ピッチ角制御装置は、発電機の回転速度を目標回転速度に合わせるように目標ピッチ角を算出する回転速度制御部を有し、
前記回転速度制御部により算出した目標ピッチ角に基づいて前記ブレードのピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 The wind power generator according to claim 1.
The pitch angle control device has a rotation speed control unit that calculates a target pitch angle so as to match the rotation speed of the generator with the target rotation speed.
A wind power generator characterized in that the pitch angle of the blade is controlled based on the target pitch angle calculated by the rotation speed control unit.
前記ピッチ角制御装置は、前記風力発電装置の傾斜角変動を低減するように目標ピッチ角を算出する制振制御部を有し、
前記制振制御部により算出した目標ピッチ角に基づいて前記ブレードのピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 The wind power generator according to claim 2.
The pitch angle control device has a vibration damping control unit that calculates a target pitch angle so as to reduce the inclination angle fluctuation of the wind power generation device.
A wind power generation device characterized in that the pitch angle of the blade is controlled based on the target pitch angle calculated by the vibration damping control unit.
前記ピッチ角制御装置は、前記ピッチ演算部、前記回転速度制御部、前記制振制御部の各出力を加算してピッチ角指令値として出力する加算器を有することを特徴とする風力発電装置。 The wind power generator according to claim 3.
The pitch angle control device is a wind power generation device including an adder that adds the outputs of the pitch calculation unit, the rotation speed control unit, and the vibration damping control unit and outputs the pitch angle command value.
洋上に係留された浮体上に前記タワーが設置される浮体式洋上風力発電装置であることを特徴とする風力発電装置。 The wind power generator according to claim 4.
A wind power generation device characterized by being a floating offshore wind power generation device in which the tower is installed on a floating body moored at sea.
ＬｉＤＡＲ風速計により風上側風速を計測し、
当該計測した風上側風速からロータに入力される風速を予測し、
当該予測した予測風速から前記風力発電装置の共振周波数成分の予測風速変動を抽出し、
当該抽出した予測風速変動に基づいて目標ピッチ角を算出し、
当該算出した目標ピッチ角に基づいてブレードのピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置の制御方法。 It is a control method for wind power generators.
Measure the windward wind speed with a LiDAR anemometer,
Predict the wind speed input to the rotor from the measured windward wind speed,
From the predicted wind speed, the predicted wind speed fluctuation of the resonance frequency component of the wind power generator is extracted.
The target pitch angle is calculated based on the extracted predicted wind speed fluctuation, and
A control method for a wind power generator, which comprises controlling the pitch angle of blades based on the calculated target pitch angle.
さらに、発電機の回転速度を目標回転速度に合わせるように目標ピッチ角を算出し、
当該算出した目標ピッチ角に基づいてブレードのピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 6.
Furthermore, the target pitch angle is calculated so that the rotation speed of the generator matches the target rotation speed.
A control method for a wind power generator, which comprises controlling the pitch angle of blades based on the calculated target pitch angle.
さらに、前記風力発電装置の傾斜角変動を低減するように目標ピッチ角を算出し、
当該算出した目標ピッチ角に基づいてブレードのピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 7.
Further, the target pitch angle is calculated so as to reduce the inclination angle fluctuation of the wind power generation device.
A control method for a wind power generator, which comprises controlling the pitch angle of blades based on the calculated target pitch angle.
前記抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもプラス側の場合、ブレードのピッチ角をフェザー側にし、
前記抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもマイナス側の場合、ブレードのピッチ角をファイン側にすることで、ブレードが受けるスラスト力を減少させることを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 8.
When the extracted predicted wind speed fluctuation is on the plus side of the predetermined threshold value, the pitch angle of the blade is set to the feather side.
A control method for a wind power generation device, characterized in that when the extracted predicted wind speed fluctuation is on the minus side of a predetermined threshold value, the thrust force received by the blade is reduced by setting the pitch angle of the blade to the fine side.
前記抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもプラス側の場合、ブレードのピッチ角をファイン側にし、
前記抽出した予測風速変動が所定の閾値よりもマイナス側の場合、ブレードのピッチ角をフェザー側にすることで、ブレードが受けるスラスト力を増大させることを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 8.
When the extracted predicted wind speed fluctuation is on the plus side of the predetermined threshold value, the pitch angle of the blade is set to the fine side.
A control method for a wind power generation device, characterized in that when the extracted predicted wind speed fluctuation is on the minus side of a predetermined threshold value, the thrust force received by the blade is increased by setting the pitch angle of the blade to the feather side.
前記風力発電装置の共振周波数の少なくとも半周期分を含む将来までの予測風速変動を抽出することを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 6.
A method for controlling a wind power generation device, which comprises extracting predicted wind speed fluctuations up to the future including at least half a cycle of the resonance frequency of the wind power generation device.
前記風力発電装置の共振周波数の少なくとも１周期分を含む将来までの予測風速変動を抽出することを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 11.
A method for controlling a wind power generation device, which comprises extracting predicted wind speed fluctuations up to the future including at least one cycle of the resonance frequency of the wind power generation device.
前記風力発電装置は、浮体式洋上風力発電装置であることを特徴とする風力発電装置の制御方法。 The method for controlling a wind power generator according to claim 6.
A method for controlling a wind power generation device, wherein the wind power generation device is a floating offshore wind power generation device.
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Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112628070A (en) * | 2020-12-18 | 2021-04-09 | 明阳智慧能源集团股份公司 | Method and module for controlling pitching resistance increasing of floating platform of offshore floating type wind turbine generator |
| CN113738575A (en) * | 2021-07-30 | 2021-12-03 | 明阳智慧能源集团股份公司 | Method and system for restraining pitching of floating type fan |
-
2019
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| CN112628070A (en) * | 2020-12-18 | 2021-04-09 | 明阳智慧能源集团股份公司 | Method and module for controlling pitching resistance increasing of floating platform of offshore floating type wind turbine generator |
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