JP7080022B2 - 風力発電装置および風力発電システム - Google Patents

Description

本発明は、風力発電装置、風力発電装置の制御方法、および風力発電システムに関する。

近年、複数の風力発電装置を設置して統合制御する、いわゆるウインドファームの導入が進んでいる。風力発電装置の発電電力は、風況に強く依存するため、発電電力の変動が大きいという課題がある。しかし、ウインドファームを形成して統合制御することで、平均化効果を得ることができ、これにより、ウインドファーム全体として、発電電力の変動を抑えることができる。

一方、ウインドファームの電力系統への連系量が増加し、ウインドファームが電力系統に供給する発電電力が増加すると、電力系統全体の発電電力を一定に保つべく、火力発電所の運転台数を減少させる必要がある。

ここで、火力発電所は、発電出力の制御が容易であるため、電力系統の需要と供給のアンバランスによって発生する、電力系統の周波数変動を抑制するように運転される。しかし、ウインドファームの導入量の増加によって、火力発電所の運転台数が減少すると、電力系統の周波数変動を抑制する能力が低下し、周波数変動が増大するおそれがある。そこで、ウインドファームの発電出力を電力系統の周波数変動抑制のために積極的に制御することが提案されている（特許文献１）。

国際公開第２０１４／２０３３８８号

特許文献１では、再生可能エネルギーを利用する複数の発電設備が通信線を介して制御システムに接続されており、気象情報や電力系統の情報を基に、数分から数十分周期の周波数変動を抑制する。

ここで、周波数変動は、電力系統の運用状況によって絶えず変化するものであり、変動周期が遅い成分から早い成分まで、様々な変動周期の成分を含むが、一般に、周波数変動の変動周期が長いほど、周波数変動の幅は大きいことが知られている。

電力系統の運用の観点からは、数秒程度の短周期の周波数変動から、数十分周期の長周期の変動まで、網羅的に周波数変動を抑制できるのが望ましい。しかし、特許文献１には、数秒程度の短周期の周波数変動の抑制について全く言及されていない。

特に、風車間の距離や地形などに依存して、各風車に流入する風速や風向は絶えず変化する。したがって、数秒程度の短周期の周波数変動を抑制するために、特許文献１の方法を適用するには、風力発電装置と制御システムを高速な通信手段で結ぶ必要がある。

また、流入する風速の大きい風力発電装置は、周波数変動の抑制のための調整容量を大きく確保することができる。しかし、高速に発電電力を変化させると、発電機やギアなど風力発電装置内の機械系に大きな負荷がかかるため、風力発電装置の寿命が劣化するおそれがある。

本発明は、上述の課題に鑑みてなされたもので、その目的は、自律的に風力発電機の動作を制御し、系統周波数の変動を補償できるようにした風力発電装置、風力発電装置の制御方法、および風力発電システムを提供することにある。

上記課題を解決すべく、本発明に従う風力発電装置は、電力系統に接続される風力発電装置であって、自装置の備える風力発電機の作動量である自端作動量と、自端作動量と他の風力発電機の作動量との平均値と、風力発電機と電力系統との電気的接続点の電圧値から得られる系統周波数とに基づいて、系統周波数の変動を補償する電力指令値を算出する第１制御部と、第１制御部から与えられる電力指令値に従って、風力発電機の動作を制御する第２制御部とを備える。

本発明によれば、風力発電装置は、自端作動量と作動量の平均値と系統周波数とに基づいて、系統周波数の変動を補償する電力指令値を算出し、電力指令値にしたがって風力発電機の動作を制御することができる。

風力発電システムの全体概要を示す説明図である。 風力発電システムの機能構成を示す図である。 補償電力指令値演算制御部の機能構成を示す図である。 周波数変動抽出器の動作例を示す図である。 第２実施例に係り、風力発電システムの機能構成を示す図である。 補償電力指令値演算制御部の機能構成を示す図である。 周波数変動抽出器の機能構成を示す図である。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態では、以下に詳述するように、複数の風力発電装置を風力発電装置ごとの風の状況に応じて、自律的に制御させる。

本実施形態は、複数の風力発電装置から風力発電装置群を形成する風力発電システムであって、風力発電装置群を制御する制御装置は、風力発電装置群を形成する各風力発電装置のそれぞれに流入する空気の風速の平均値を演算し、各風力発電装置へ送信する。各風力発電装置は、電力系統との電気的接続端子の電圧情報から電力系統の系統周波数を計測し、風力発電装置に流入する空気の風速（あるいは発電電力）の情報と、系統周波数と、風力発電装置群の平均風速ないし総発電電力の情報とに基づいて、系統周波数の変動を補償するための電力指令値を演算する。各風力発電装置は、演算した電力指令値に基づいて風力発電機の動作を制御する。

本実施形態によれば、各風力発電装置は、自端の風速情報（あるいは発電電力情報）に基づいて、出力指令値を補正することができる。これにより、本実施形態では、制御装置と各風力発電装置との間の通信量を少なくでき、風力発電装置群の全体として電力系統の周波数変動を抑制することができる。

図１～図４を用いて第１実施例を説明する。以下の説明は、本発明の内容の具体例を示すものであり、本発明は以下の説明に限定されず、本明細書に開示される技術的思想の範囲内において当業者による様々な変更および修正が可能である。

以下、風力発電装置群を構成する風力発電装置が２台である場合を例に示すが、３台以上の風力発電装置から風力発電装置群を構成することもできる。また、各風力発電装置間の電気的な接続構成、およびウインドファームと電力系統との電気的な接続構成は、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、他の形態を含むものである。ここでのウインドファームとは、風力発電装置群を有する風力発電施設を意味する。

第１実施例では、風力発電装置は、それぞれの自端風速に基づいて、風力発電機の動作（発電電力、発電量）を自律的に制御する。風力発電装置群の平均風速よりも自端風速の大きい風力発電装置では、系統周波数から、時定数の長い変動成分を抽出する。風力発電装置群の平均風速よりも自端風速の小さい風力発電装置では、系統周波数から、時定数の短い変動成分を抽出する。そして、各風力発電装置は、それぞれ抽出した変動成分に基づいて、系統周波数の変動抑制のための電力指令値を算出する。これにより、風力発電装置群全体として、電力系統の周波数変動を比較的低コストで抑制することができる。

図１は、風力発電システム１０の全体概要を示す。図中では、電力を授受するための三相電気回路を実線で示し、通信線路などの三相電気回路以外の線路を点線で示す。

風力発電システム１０は、複数の風力発電装置１２ａ，１２ｂからなる風力発電装置群と、風力発電装置群を制御する風力発電装置群制御装置１４とを備える。風力発電装置群制御装置１４は、「制御装置」の一例であり、通信線ＣＮを介して各風力発電装置１２ａ，１２ｂと双方向通信可能に接続されている。以下では、風力発電装置群制御装置１４を群制御装置１４と略記する場合がある。通信線ＣＮは、有線または無線のいずれを用いた通信線でもよい。風力発電装置１２ａ，１２ｂから群制御装置１４へ向かう上り方向と、その逆の下り方向とで通信線を分けてもよい。

各風力発電装置１２ａ，１２ｂは、母線１３を介して電力系統１１に電気的に接続されている。

風力発電装置１２ａは、例えば、風力発電機１５ａと、周波数検出装置１６ａと、補償電力指令値演算制御装置１７ａと、風力発電制御装置１８ａとを備える。

風力発電機１５ａは、流入する風Ｗａに応じて羽根（不図示）を回転させることで、発電する装置である。周波数検出装置１６ａは、母線１３と風力発電装置１２ａの電気的接続点の電圧値に基づき、風力発電装置１２ａでの系統周波数を検出する。周波数検出装置を「周波数検出部」と呼ぶこともできる。「第１制御部」の例である補償電力指令値演算制御部１７ａは、系統周波数の変動を抑制するための電力指令値を算出する。「第２制御部」の例である風力発電制御装置１８ａは、風力発電装置群制御装置１４からの発電出力指令値と補償電力指令値演算制御部１７ａからの電力指令値とに基づいて、風力発電機１５ａの動作を制御する。

風力発電装置１２ｂも風力発電装置１２ａと同様に、例えば、風力発電機１５ｂ、周波数検出装置１６ｂ、補償電力指令値演算制御装置１７ｂ、風力発電制御装置１８ｂとを備えて構成される。各構成１５ｂ，１６ｂ，１７ｂ，１８ｂは、各構成１５ａ，１６ａ，１７ａ，１８ａと同様であるため、説明を省略する。

上述の通り、風力発電機１５ａ，１５ｂは、流入する風Ｗａ，Ｗｂの運動エネルギを電気エネルギに変換する装置である。風力発電機１５ａ，１５ｂは、例えば、風車（不図示）を用いることで、風のエネルギを機械エネルギに変換し、発電機（不図示）を用いて電気エネルギに変換する構成が考えられる。風力発電制御装置１８ａ，１８ｂは、風車を構成する複数の羽根のピッチ角を制御することで、弱風時の発電効率の増大と、強風時の発電効率の減少とを実現する。

図２は、風力発電システム１０の機能構成を示す。以下、風力発電機１５ａへ流入する風Ｗａの風速をＶａと、風力発電機１５ｂへ流入する風Ｗｂの風速をＶｂと、それぞれ表記する。

風力発電装置群制御装置１４は、通信線ＣＮを介して、各風力発電装置１２ａ，１２ｂからそれぞれの風速Ｖａ，Ｖｂを定期的に取得する。そして、群制御装置１４は、風速Ｖａ，Ｖｂの平均値Ｖａｖｅを計算し、補償電力指令値演算制御装置１７ａ，１７ｂへ平均値Ｖａｖｅの値を送信する。ここで、風速の平均値Ｖａｖｅは、風力発電装置群全体としての風速の平均値である。風力発電機１５ａ，１５ｂに流れ込む風の速度（風速）は、「風力発電機の作動量」の例である。「風力発電機の作動量」の他の例として、風力発電機１５ａ，１５ｂの発電出力（発電量）を用いてもよい。

さらに、風力発電装置群制御装置１４は、風速Ｖａ，Ｖｂや、その他の風力発電装置１２ａ，１２ｂの運転情報などに基づいて、風力発電機１５ａ，１５ｂに対する発電出力指令値Ｐｒｅｆａ，Ｐｒｅｆｂを算出する。風力発電装置群制御装置１４は、算出した発電出力指令値Ｐｒｅｆａ，Ｐｒｅｆｂを、通信線ＣＮを介して、各風力発電機１５ａ，１５ｂを制御する風力発電制御装置１８ａ，１８ｂへ送信する。本実施例において、発電出力指令値Ｐｒｅｆａ，Ｐｒｅｆｂは、数秒程度の短周期変動は含まず、数分程度以上の変動周期の信号である。

本実施例では、風力発電装置群制御装置１４と各風力発電装置１２ａ，１２ｂとは、リアルタイムで通信する必要はなく、数分程度の比較的長い通信周期で通信する。風力発電装置群制御装置１４から各風力発電装置１２ａ，１２ｂへ送信するデータは、風力の平均値Ｖａｖｅおよび発電出力指令値Ｐｒｅｆａ，Ｐｒｅｆｂといった比較的長い周期で伝達すれば足りる情報だからである。

周波数検出装置１６ａは、風力発電装置１２ａの三相電気回路が母線１３に接続された箇所の電圧（接続端電圧）の周波数Ｆｂｕｓａを検出し、補償電力指令値演算制御装置１７ａへ送信する装置である。同様に、周波数検出装置１６ｂは、風力発電装置１２ｂの接続端電圧の周波数Ｆｂｕｓｂを検出し、補償電力指令値演算制御装置１７ｂへ送信する装置である。周波数Ｆｂｕｓａ，Ｆｂｕｓｂを、自端周波数Ｆｂｕｓａ，Ｆｂｕｓｂと呼ぶ場合がある。

風力発電装置１２ａ，１２ｂは、電力系統１１と同期連系しているため、自端周波数Ｆｂｕｓａ，Ｆｂｕｓｂは、電力系統１１の周波数Ｆｓｙｓとほぼ等しい。

補償電力指令値演算制御装置１７ａは、風速平均値Ｖａｖｅと自端周波数Ｆｂｕｓａと自端風速Ｖａとを基に、風力発電装置１２ａの補償電力指令値（出力補正指令値）ΔＰｒｅｆａを演算し、風力発電制御装置１８ａへ送信する。同様に、補償電力指令値演算制御装置１７ｂも、風速平均値Ｖａｖｅと自端周波数Ｆｂｕｓｂと自端風速Ｖｂとを基に、風力発電装置１２ｂの補償電力指令値ΔＰｒｅｆｂを演算し、風力発電制御装置１８ｂへ送信する。

風力発電制御装置１８ａは、風力発電機１５ａの発電電力Ｐａが、発電出力指令値Ｐｒｅｆａと補償電力指令値ΔＰｒｅｆａとの和に一致するように、風力発電機１５ａ内の各機器を制御する装置である。風力発電制御装置１８ａは、例えば、風車の羽根のピッチ角を調整することで、発電電力Ｐａを制御することができる。同様に、風力発電制御装置１８ｂは、風力発電機１５ｂの発電電力Ｐｂが、発電出力指令値Ｐｒｅｆｂと補償電力指令値ΔＰｒｅｆｂとの和に一致するように、風力発電機１５ｂ内の各機器を制御する装置である。

図３は、補償電力指令値演算制御装置１７ａの機能構成を示す。補償電力指令値演算制御装置１７ｂも、信号名が異なるだけで、図３と同様の構成である。

補償電力指令値演算制御部１７ａは、例えば、減算器１７０、時定数補正量算出器１７１、周波数変動抽出器１７２、補正電力指令演算器１７３を備えて構成される。

以下、図３の制御の動作を述べる。まず、風速平均値Ｖａｖｅと自端風速Ｖａとの差分ΔＶａを減算器１７０で計算する。次に、風速の差分ΔＶａを基に、時定数補正量算出器１７１にて時定数補正量ΔＴａを算出する。例えば、時定数補正量ΔＶａに、所定の定数Ｋ１を乗じ、その絶対値を演算する。

次に、自端周波数Ｆｂｕｓａ、時定数補正量ΔＴａ、風速の差分ΔＶａを基に、周波数変動抽出部１７２にて、周波数変動ΔＦｒｅｆａを算出する。周波数変動抽出器１７２は、自端周波数Ｆｂｕｓａから、所定の変動周期帯の信号のみを抽出するバンドパスフィルタとして構成することができる。

図４に、周波数変動抽出器１７２の動作例を示す。図４の横軸は、自端周波数Ｆｂｕｓａの変動周期である。右に行くほど変動時定数が短い、すなわち、変動周期が早い成分を指す。

周期Ｔ１の場合（ΔＶａ＝０の場合）、周波数変動抽出器１７２は、自端周波数Ｆｂｕｓａの変動成分に基づき、時定数ＴｍｉｎからＴｍａｘまでの変動成分を抽出する。

時定数の最小値Ｔｍｉｎおよび最大値Ｔｍａｘの値は、例えば、電力系統１１の運用状況や風力発電装置１２ａ，１２ｂの運用形態に応じて、任意に設定できる。時定数の最小値Ｔｍｉｎおよび最大値Ｔｍａｘは、風力発電装置１２ａ，１２ｂの運用開始前に設定可能である。

周波数変動抽出部１７２は、風速の差分ΔＶａを基に、時定数の最小値Ｔｍｉｎと最大値Ｔｍａｘを時定数補正量ΔＴａだけ補正することにより、周波数変動抽出部１７２で抽出する変動周波数帯を補正する。

例えば、周期Ｔ２の場合（ΔＶａ＜０の場合）、周波数変動抽出部１７２は、自端周波数Ｆｂｕｓａの変動成分に基づき、時定数Ｔｍｉｎから時定数（Ｔｍａｘ－ΔＴａ）までの変動成分を抽出する。

また例えば、周期Ｔ３の場合（ΔＶａ＞０の場合）、周波数変動抽出部１７２は、自端周波数Ｆｂｕｓａの変動成分に基づき、時定数Ｔｍｉｎから時定数（Ｔｍａｘ＋ΔＴａ）までの変動成分を抽出する。

図４のように周波数変動ΔＦｒｅｆａを決定することで、風速の差分ΔＶａが大きい風力発電装置、つまり自端風速Ｖａが平均値Ｖａｖｅよりも大きい風力発電装置に対しては、電力系統１１の周波数Ｆｓｙｓの長周期変動の補償を優先的に割り当て、風速の差分ΔＶａが小さい風力発電装置、つまり自端風速Ｖａが小さい風力発電装置に対しては、電力系統１１の周波数Ｆｓｙｓの短周期変動の補償を優先的に割り当てるように制御することができる。

これにより、自端風速Ｖａの大きい風力発電装置は、電力系統１１の周波数Ｆｓｙｓの短周期変動を補償するために、出力を急峻に変化させる必要が無くなる。このため、風力発電装置の急峻な出力変化に伴う、風力発電装置への機械的なダメージを抑制しつつ、風力発電装置群（ウインドファーム）による、電力系統１１の周波数変動の抑制に貢献することができる。

次に、補正電力指令演算器１７３は、周波数変動抽出器１７２で抽出された周波数変動ΔＦｒｅｆａを基にして、補償電力指令値ΔＰｒｅｆａを計算する。そして、補正電力指令演算器１７３は、算出した補償電力指令値ΔＰｒｅｆａを風力発電制御装置１８ａへ送信する。

補償電力指令値ΔＰｒｅｆａの計算方法としては、例えば、補償電力指令値ΔＰｒｅｆａに、所定の定数Ｋ２を乗じる方法が挙げられる。

このように構成される本実施例によれば、各風力発電装置１２ａ，１２ｂは、自端風速に基づいて、風力発電機１５ａ，１５ｂに対する指令値を自律的に補正でき、電力系統１１の周波数変動の抑制に貢献することができる。

さらに本実施例の風力発電装置によれば、自端風速が平均風速よりも大きい場合（強風時）、長い周期の周波数変動に対応し、自端風速が平均風速よりも小さい場合（弱風時）、短い周期の周波数変動に対応するため、羽根や回転機構などの駆動部分が故障等するのを抑制することができる。これにより、本実施例によれば、風力発電装置群全体として電力系統１１の周波数変動の抑制に貢献することができる上に、各風力発電装置の信頼性を向上することができ、運用コストを低減できる。

さらに、本実施例では、制御装置１４と各風力発電装置１２ａ，１２ｂとの間の通信速度および通信量を少なくでき、通信コストも低減することができる。

なお、本実施例では、風力発電装置の風速情報を基に補償電力指令値を演算する場合を述べた。しかし、風力発電装置では、風速と発電電力とが正の相関にあるため、風力発電装置の風速情報に代えて、風力発電装置の発電電力を用いてもよい。つまり、風力発電装置の発電電力を基に補償電力指令値を演算してもよい。

図５～図７を用いて第２実施例を説明する。本実施例は第１実施例の変形例に該当するため、第１実施例との差異を中心に述べる。本実施例では、風力発電装置の自端風速と、風力発電装置の累積疲労損傷度とに基づいて、周波数変動抽出器１７２で周波数変動成分を抽出する。

本実施例では、累積疲労損傷度の高い風力発電装置は、なるべく出力が一定となる運転を継続させることにより、ウインドファーム内の風力発電装置ごとの累積疲労損傷度の増大を抑えつつ、電力系統の周波数変動の抑制に貢献する。

図５は、本実施例における機能構成図である。図５と図１を比較すると、風力発電装置群制御装置１４が風力発電装置群制御装置１４－２に、補償電力指令値演算制御装置１７ａが補償電力指令値演算制御装置１７－２ａに、補償電力指令値演算制御装置１７ｂが補償電力指令値演算制御装置１７－２ｂに、それぞれ代わっている。

さらに、本実施例では、風力発電装置群制御装置１４－２から、各補償電力指令値演算制御装置１７－２ａ，１７－２ｂに対して、それぞれ累積疲労損傷度補正量Ｓｉｇａ，Ｓｉｇｂを送信している。

累積疲労度損傷度補正量Ｓｉｇａ，Ｓｉｇｂは、「損傷度補正量」の例であり、風力発電装置１２ａ，１２ｂごとに計算される。累積疲労度損傷度補正量Ｓｉｇａ，Ｓｉｇｂは、累積疲労損傷度に対して負の相関関係を持ち、０以上の値である。なお、累積疲労度損傷度補正量Ｓｉｇａ，Ｓｉｇｂの通信周期は、リアルタイムである必要はなく、数分程度の通信周期を用いることができる。

以下、風力発電装置１２ａ，１２ｂを比較して、風力発電装置１２ａの方が累積疲労損傷度が高い場合、言いかえると、損傷度補正量Ｓｉｇａが損傷度補正量Ｓｉｇｂより小さい場合を例に説明する。

図６は、本実施例の補償電力指令値演算制御部の一例であり、補償電力指令値演算制御部１７－２ａを例に示している。補償電力指令値演算制御部１７－２ｂの構成も同様であるため、ここでは説明を省略する。

図６は、図３と比較して、周波数変動抽出器１７２が周波数変動抽出器１７２－２に代わっている。周波数変動抽出器１７２－２は、周波数変動抽出部１７２と比較して、自端周波数Ｆｂｕｓａ、時定数補正量ΔＴａ、平均風速との差分ΔＶａに加え、損傷度補正量Ｓｉｇａを入力としている。これらの点以外は、図２と同様の構成である。

図７は、変動抽出器１７２－２ａの構成例であり、周波数変動抽出器１７２１と上下限リミッタ器１７２２とを備えて構成される。

本実施例では、自端周波数Ｆｂｕｓａ、時定数補正量ΔＴａ、平均風速との差分ΔＶａを入力とし、周波数変動抽出器１７２１で周波数変動を抽出した後、上下限リミッタ器１７２２で出力制約を実施する。

図７において、上下限リミッタ器１７２２の上限値および下限値は、損傷度補正量Ｓｉｇａおよび－Ｓｉｇａである。上述の通り、損傷度補正量Ｓｉｇａは累積疲労損傷度に対して負の相関関係を持った値であるため、累積疲労損傷度が高いほど、Ｓｉｇａの値は小さくなり、その結果、周波数変動ΔＦｒｅｆａの値も小さくなる。このため、補正電力指令演算部１７３で計算される補償電力指令値ΔＰｒｅｆａの変動幅も小さくなる。

したがって、最終的に風力発電装置１２ａは、発電出力指令値Ｐｒｅｆａに従って、数分程度の変動周期にのみ追従するような出力運転となり、数秒程度の短周期変動に追従する場合に受ける風力発電装置への機械的ダメージを軽減することができる。

このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例の各風力発電装置は、累積疲労度損傷度補正量を考慮して風力発電機の動作を制御するため、風力発電装置の信頼性および寿命を改善しつつ、電力系統の周波数変動の抑制に貢献することができる。

なお、本発明は、上述した実施形態に限定されない。当業者であれば、本発明の範囲内で、種々の追加や変更等を行うことができる。上述の実施形態において、添付図面に図示した構成例に限定されない。本発明の目的を達成する範囲内で、実施形態の構成や処理方法は適宜変更することが可能である。

また、本発明の各構成要素は、任意に取捨選択することができ、取捨選択した構成を具備する発明も本発明に含まれる。さらに特許請求の範囲に記載された構成は、特許請求の範囲で明示している組合せ以外にも組み合わせることができる。

１０：風力発電システム、１１：電力系統、１２ａ，１２ｂ：風力発電装置、１３：母線、１４：風力発電装置群制御装置、１５ａ，１５ｂ：風力発電機、１６ａ，１６ｂ：周波数検出装置、１７ａ，１７ｂ：補償電力指令値演算制御装置、１８ａ，１８ｂ：風力発電制御装置

Claims (10)

1. 電力系統に接続される風力発電装置であって、
   自装置の備える風力発電機の作動量である自端作動量と、前記自端作動量と他の風力発電機の作動量との平均値と、前記風力発電機と前記電力系統との電気的接続点の電圧値から得られる系統周波数とに基づいて、前記系統周波数の変動を補償する電力指令値を算出する第１制御部と、
   前記第１制御部から与えられる前記電力指令値に従って、前記風力発電機の動作を制御する第２制御部と
   を備え、
   前記第１制御部は、前記自端作動量と前記平均値との差分とに基づいて、時定数補正量を演算する
   風力発電装置。
2. 前記作動量は、風力発電機の発電量、または、風力発電機に流入する空気の風速として算出される、
   請求項１に記載の風力発電装置。
3. 前記第１制御部は、予め定められた周波数変動補償帯域と前記時定数補正量とに基づいて、周波数変動抑制のための所定の変動成分を前記系統周波数から抽出する、
   請求項２に記載の風力発電装置。
4. 前記第１制御部は、前記平均値よりも前記自端作動量の方が大きい場合、前記系統周波数から時定数の長い変動成分を前記所定の変動成分として抽出し、前記平均値よりも前記自端作動量の方が小さい場合、前記系統周波数から時定数の短い変動成分を前記所定の変動成分として抽出する、
   請求項３に記載の風力発電装置。
5. 前記第１制御部は、前記風力発電機の損傷度に応じた補正量である損傷度補正量を取得し、予め定められた周波数変動補償帯域と前記時定数補正量と前記損傷度補正量とに基づいて、前記所定の変動成分を前記系統周波数から抽出する、
   請求項３または４のいずれか一項に記載の風力発電装置。
6. 前記第１制御部は、前記損傷度補正量が大きくなるほど、前記所定の変動成分が長くなるように設定する、
   請求項５に記載の風力発電装置。
7. 電力系統に接続される複数の風力発電装置を備える風力発電システムであって、
   前記各風力発電装置と通信線を介して接続される制御装置と、
   前記各風力発電装置に設けられ、系統周波数の変動を補償する電力指令値を算出する第１制御部と、
   前記各風力発電装置に設けられ、前記第１制御部からの前記電力指令値に従って、前記風力発電装置の動作を制御する第２制御部と、
   を有し、
   前記制御装置は、前記各風力発電装置の風力発電機の作動量を前記通信線を介して取得し、取得した各作動量の平均値を算出して前記各第１制御部へ送信すると共に、前記各風力発電装置で発電すべき発電量を示す発電出力指令値を算出して、前記各第２制御部へ送信し、
   前記各第１制御部は、自装置の風力発電機の作動量である自端作動量と、前記制御装置から取得した前記平均値と、自装置の備える前記風力発電機と前記電力系統との電気的接続点の電圧値から得られる前記系統周波数とに基づいて、前記電力指令値を算出し、
   前記各第２制御部は、前記第１制御部からの前記電力指令値と前記制御装置からの前記発電出力指令値とに従って、前記風力発電機の動作を制御する、
   風力発電システム。
8. 前記各第１制御部は、
   前記自端作動量と前記平均値との差分とに基づいて、時定数補正量を演算し、
   予め定められた周波数変動補償帯域と前記時定数補正量とに基づいて、周波数変動抑制のための所定の変動成分を前記系統周波数から抽出する、
   請求項７に記載の風力発電システム。
9. 前記各第１制御部は、前記平均値よりも前記自端作動量の方が大きい場合、前記系統周波数から時定数の長い変動成分を前記所定の変動成分として抽出し、前記平均値よりも前記自端作動量の方が小さい場合、前記系統周波数から時定数の短い変動成分を前記所定の変動成分として抽出する、
   請求項８に記載の風力発電システム。
10. 前記各第１制御部は、
    前記風力発電機の損傷度に応じた補正量である損傷度補正量を取得し、
    予め定められた周波数変動補償帯域と前記時定数補正量と前記損傷度補正量とに基づいて、前記所定の変動成分を前記系統周波数から抽出し、
    前記損傷度補正量が大きくなるほど、前記所定の変動成分が長くなるように設定する、
    請求項９に記載の風力発電システム。

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