WO2010018631A1 - 風力発電装置 - Google Patents

風力発電装置 Download PDF

Info

Publication number
WO2010018631A1
WO2010018631A1 PCT/JP2008/064583 JP2008064583W WO2010018631A1 WO 2010018631 A1 WO2010018631 A1 WO 2010018631A1 JP 2008064583 W JP2008064583 W JP 2008064583W WO 2010018631 A1 WO2010018631 A1 WO 2010018631A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
generator
normal operation
mode
voltage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2008/064583
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
明 八杉
崇俊 松下
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to CA2669057A priority Critical patent/CA2669057A1/en
Priority to AU2008331349A priority patent/AU2008331349B2/en
Priority to CN2008800018347A priority patent/CN101828032B/zh
Priority to JP2009525422A priority patent/JP4865861B2/ja
Priority to EP08792464A priority patent/EP2312153A1/en
Priority to PCT/JP2008/064583 priority patent/WO2010018631A1/ja
Priority to US12/448,307 priority patent/US8368238B2/en
Priority to KR1020097014032A priority patent/KR101039544B1/ko
Priority to TW097133354A priority patent/TW201009191A/zh
Publication of WO2010018631A1 publication Critical patent/WO2010018631A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0272—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor by measures acting on the electrical generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F03D9/255—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/107—Purpose of the control system to cope with emergencies
    • F05B2270/1071—Purpose of the control system to cope with emergencies in particular sudden load loss
    • F05B2270/10711—Purpose of the control system to cope with emergencies in particular sudden load loss applying a low voltage ride through method
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a wind power generator.
  • Patent Document 1 discloses a wind power generator that supplies reactive power to an electric power system at the time of a power reduction event.
  • An object of the present invention is to provide a wind turbine generator capable of quickly recovering the system voltage.
  • the present invention employs the following means.
  • the present invention has a generator connected to an electric power system, a normal operation mode, and a low voltage control mode for controlling a reactive current according to a terminal voltage of the electric power generator.
  • the low voltage control mode is switched from the normal operation mode, and when the system voltage of the power system becomes higher than the reference terminal voltage, the low voltage Control means for switching from the control mode to the normal operation mode, the control means detects the power factor state of the generator when switching from the normal operation mode to the low voltage control mode, and the power factor A wind turbine generator that sets the reference terminal voltage when switching from the low voltage control mode to the normal operation mode according to the state is provided.
  • the power factor when the power factor is inductive, control to absorb reactive power from the power system is performed, and when the power factor is capacitive, control to supply reactive power to the power system is performed.
  • the mode when the system state changes from the normal state due to occurrence of an instantaneous power failure or low power event, the mode is switched from the normal operation mode to the low voltage control mode, Thereafter, the conditions for switching from the low voltage control mode to the normal operation mode are preferably determined in consideration of the control after switching to the normal operation mode.
  • the reference terminal voltage since the reference terminal voltage is set according to the state of the power factor, it is possible to switch from the low voltage control mode to the normal operation mode at an appropriate timing.
  • the control means has the reference terminal voltage registered in advance when the power factor of the generator is inductive when the normal operation mode is switched to the low voltage control mode.
  • the reference terminal voltage may be set to a second value smaller than the first value.
  • the power factor When the power factor is capacitive, control is performed to supply reactive power to the power system even in the normal operation mode. Therefore, even after switching from the low-voltage control mode to the normal operation mode, the reactive power is supplied to the power system. Will continue to be supplied.
  • the power factor when the power factor is inductive, control to absorb reactive power from the power system is performed in the normal operation mode, so the mode switching is performed early in a state where the power system does not recover. This will promote instability of the power system.
  • the generator's reference terminal voltage is set to a value smaller than that of the inductive case, thereby shortening the adoption time of the low voltage control mode. It becomes possible to return to the normal operation mode at an early stage.
  • the power factor when the power factor is inductive, it is possible to reliably recover the power system from the low voltage event by setting the power system so that it can be confirmed that the power system has recovered. .
  • the first value and the second value may be determined based on a result of a simulation calculation performed in advance.
  • the mode can be switched at an appropriate time.
  • FIG. 1 is a block diagram showing the overall configuration of the wind turbine generator according to the present embodiment.
  • the wind power generator 1 includes a tower 2 and a nacelle 3 provided at the upper end of the tower 2.
  • the nacelle 3 can turn in the yaw direction and is directed in a desired direction by the nacelle turning mechanism 4.
  • a generator 5 and a gear 6 are mounted on the nacelle 3.
  • the rotor of the generator 5 is joined to the wind turbine rotor 7 via the gear 6.
  • the windmill rotor 7 includes a blade 8 and a hub 9 that supports the blade 8.
  • the blade 8 is provided such that its pitch angle is variable.
  • the nacelle 3 is further provided with a wind speed indicator 10.
  • the wind speed / direction meter 10 measures the wind speed and the wind direction.
  • the nacelle 3 is turned in response to the wind speed and the wind direction measured by the wind speed anemometer 10.
  • FIG. 2 is a block diagram showing an example of the configuration of the generator 5 and its surroundings.
  • the power generator 5 of the present embodiment is configured such that the power generated by the power generator 5 can be output to the power system 13 from both the stator winding and the rotor winding.
  • the generator 5 has a stator winding directly connected to the power system 13 and a rotor winding connected to the power system 13 via an AC-DC-AC converter 17.
  • the AC-DC-AC converter 17 is composed of an active rectifier 14, a DC bus 15, and an inverter 16, and converts AC power received from the rotor winding into AC power adapted to the frequency of the power system 13.
  • the active rectifier 14 converts AC power generated in the rotor windings into DC power and outputs the DC power to the DC bus 15.
  • the inverter 16 converts the DC power received from the DC bus 15 into AC power having the same frequency as that of the power system 13 and outputs the AC power.
  • the AC-DC-AC converter 17 also has a function of converting the AC power received from the power system 13 into AC power adapted to the frequency of the rotor winding.
  • the inverter 16 converts AC power into DC power and outputs the DC power to the DC bus 15.
  • the active rectifier 14 converts the DC power received from the DC bus 15 into AC power adapted to the frequency of the rotor winding, and supplies the AC power to the rotor winding of the generator 5.
  • the voltage / current sensor 20 is provided on a power line connecting the generator 5 to the power system 13 and measures an output voltage of the generator 5 (hereinafter referred to as “generator terminal voltage”) and an output current.
  • the control device 21 controls on / off of the power transistors of the active rectifier 14 and the inverter 16 in order to control the active power P and the reactive power Q supplied to the power system 13.
  • the control device 21 has a normal operation mode and a low voltage control mode for controlling the reactive current according to the terminal voltage of the generator 5, and the system voltage of the power system 13 is set in advance.
  • the normal operation mode is switched to the low voltage control mode.
  • the low voltage control mode is changed to the normal operation mode. Switch.
  • the system voltage of the power system 13 and the generator terminal voltage are substantially the same, the system voltage of the power system 13 and the generator terminal voltage can be regarded similarly. That is, in the above description, the case where mode switching is performed according to the system voltage of the power system 13 has been described, but this has the same meaning as mode switching based on the generator terminal voltage.
  • the drive control 21 calculates the active power P and the reactive power Q from the generator terminal voltage and output current measured by the voltage / current sensor 20, and the active power P and the reactive power Q are calculated.
  • the active rectifier 14 and the inverter 16 are subjected to PWM control so as to coincide with the active power command value P * and the reactive power command value Q * for making the power factor constant.
  • the active power command value P * and the reactive power command value Q * are command values given wirelessly or by wire from a power monitoring device (not shown) that monitors power control in the power system (grid) 13, for example.
  • the operation control method is not limited to the above, and a known control logic such as constant output can be employed.
  • the control device 21 starts the low voltage from the normal operation mode. Switch to control mode. For example, when the power factor of the generator 5 is inductive, in other words, when the reactive current is absorbed from the power system 13, the generator terminal voltage exceeds the mode switching value Vhigh (eg, 1.1 pu). When the mode is switched and the power factor of the generator 5 is capacitive, in other words, when the reactive current is supplied to the power system 13, the generator terminal voltage is set to the mode switching value Vlow (for example, 0.9 pu). Switch the mode when below.
  • Vhigh eg, 1.1 pu
  • Two control logics, reactive current absorption logic and reactive current supply logic, are provided as low-voltage control modes.
  • the reactive current absorption logic has a power factor of capacity.
  • reactive current supply logic is adopted.
  • the control device 21 has a current-voltage table shown in FIG. 3, and the reactive current is controlled using this table.
  • the horizontal axis represents the generator terminal voltage
  • the vertical axis represents the reactive current.
  • the output current is controlled according to the generator terminal output.
  • it may replace with a table and may have the arithmetic formula which uses a reactive current and a generator terminal voltage as parameters.
  • control device 21 has a switching condition for switching from the low voltage control mode to the normal operation mode according to the power factor state of the generator 5.
  • the switching condition from the low voltage control mode to the normal operation mode is a combination of the reference terminal voltage of the generator 5 and the reference duration.
  • the control device 21 has previously registered the reference terminal voltage of the generator 5.
  • the reference terminal voltage of the generator 5 is set to a second value smaller than the first value registered in advance. .
  • control device 21 has a switching condition of “switch from the low-voltage control mode to the normal operation mode when the state where the system voltage is equal to or higher than the reference terminal voltage continues for 3 seconds”, and is inductive.
  • a first value is set for the reference terminal voltage
  • a second value is set for the reference terminal voltage.
  • 1.0 pu is registered as the first value and 0.85 pu is registered as the second value.
  • 0.85 pu is registered as the second value.
  • the control device 21 adopts the normal operation mode, and the output of the generator 5 is controlled so as to have a constant power factor.
  • a normal operation mode is adopted, a low voltage event occurs and the generator terminal voltage is higher than the mode switching value Vhigh (inductive case), or the generator terminal voltage is lower than the mode switching value Vlow.
  • the control device 21 switches the mode from the normal operation mode to the low voltage control mode.
  • control device 21 determines whether the power factor of the generator 5 is inductive or capacitive, and in the case of inductivity, as a switching condition when switching from the low voltage control mode to the normal operation mode, “system voltage” Is set to “switch the mode when the state of 1.0 pu or more continues for 3 seconds", and if it is capacitive, “switch the mode if the state where the system voltage is 0.85 pu or more continues for 3 seconds" "Is set.
  • the power generation terminal voltage detected by the voltage / current sensor 20 is input to the control device 21.
  • the control device 21 obtains a reactive current corresponding to the power generation terminal voltage from the current-voltage table shown in FIG. 3, creates a PWM control signal so as to obtain the obtained reactive current, and sends these commands to the inverter 16, Output to the active rectifier 14.
  • the reactive current based on FIG. 3 is supplied to the power system 13, and a relatively larger amount of reactive power is supplied to the power system 13 than in the normal operation mode.
  • the slope in the inductive case is larger than the slope in the capacitive case.
  • the reference terminal voltage a simulation is performed in advance, and an optimum reference terminal voltage is determined in each of the inductive and capacitive cases. For example, as shown in FIG. 3, in the reactive current absorption control logic in the low voltage control mode, the absolute value of the reactive current Iqndh is controlled to increase as the output voltage Vndh increases, and in the reactive current supply control logic, The absolute value of the reactive current Iqndh is controlled to increase as the output voltage Vndh decreases.
  • Iqndh is a reactive current and Vndh is a generator terminal voltage.
  • the reactive current at this time is determined by the power factor as shown in the following equation (3).
  • Iqn is a reactive current and ⁇ n is a power factor angle.
  • the generator terminal voltage in the normal operation mode is under the condition that the output is constant. Then, it is expressed by a linear function of the reactive current for the following reason.
  • the voltage at the power receiving end (voltage of the voltage system (grid)), the active power, the reactive power, and the reactance existing from the power receiving end to the power transmitting end are represented by Pr, Qr, Vr, and X, respectively.
  • the machine terminal voltage is Vs
  • the following equation (4) is established.
  • the impedance between power transmission and reception is Z.
  • Vr ⁇ In ⁇ sin ⁇ (5)
  • Iqn ⁇ Iqndh ⁇ Vn ⁇ Vndh (6)
  • Iqn is a reactive current in the normal operation mode
  • Iqndh is a reactive current in the low voltage control mode
  • Vn is a generator terminal voltage in the normal operation mode
  • Vndh is a power generation in the low voltage control mode.
  • the machine terminal voltages ⁇ and ⁇ are arbitrary proportionality constants.
  • Vndh 1/3 (3-Iqn) (7)
  • the reference value of the generator terminal voltage when switching from the low voltage control mode to the normal operation mode is set. For example, if it is registered as 0.85, the system voltage can be stabilized in a relatively short time.
  • the expression corresponding to the above expression (7) is given as the following expression (8).
  • the following expression (8) is an expression obtained by substituting the above expression (2) into the above expression (6).
  • Vndh (Iqn + 9) / 9 (8)
  • the reference value of the generator terminal voltage when switching from the low voltage control mode to the normal operation mode is If it is registered at 1.0, it is possible to avoid an erroneous determination that the mode is switched because the system voltage is not recovered, but the system voltage is reduced in a relatively short time. A stable state can be obtained. In the calculation, it is considered that the generator terminal voltage Vndh when the system voltage is recovered exceeds 1.0 pu. If Vndh is a value smaller than 1.0 pu, the system voltage is unstable. It is believed that there is.
  • the simulation calculation as described above is performed in advance, and when the reference terminal voltage is set, Consider whether it is possible to switch from the low-voltage control mode to the normal operation mode in a short time without misjudging the stable state of the system voltage, and as a result of this consideration, the reference terminal considered to be the best
  • the voltage may be determined when the power factor is capacitive and inductive.
  • the control to continue to supply reactive power from the generator 5 is continued even after switching to the normal operation mode. Even if it is performed, the system voltage can be stabilized in the normal operation mode. Therefore, the reference terminal voltage can be set to a relatively small value, for example, a value around 0.85.
  • the condition for switching from the low voltage control mode to the normal operation mode is determined according to the state of the power factor. It becomes possible to switch the mode to the normal operation mode.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

　低電圧事象等の発生時において、系統電圧の回復を速やかに行うことのできる風力発電装置を提供することを目的とする。制御装置２１は、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替える場合に、発電機の力率の状態を検出し、その力率の状態に応じて、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの条件を設定する。

Description

風力発電装置
　本発明は、風力発電装置に関するものである。
　風車の運転制御において、系統電圧が停電等の発生により低下した場合には、風車と電力系統との接続を速やかに切断して過電流による発電機等の損傷を回避するという運用が採られている。その一方で、例えば、ＬＶＲＴ（Low voltage ride-through）で要求される電圧低下パターン等のような低電圧事象が発生した場合には、風車と電力系統との接続を維持し、風車の運転を継続して行うよう規格化されつつある。
　これは、電力系統の短絡事故等で系統電圧が瞬間的に低下しても所定の時間内であれば、風車を系統から切り離さずに事故回復後の電圧回復や周波数変動回復に風車の発生する電力、無効電力も寄与させようとするものである。
　事故後の系統電圧の回復を早めるためには、電力系統に対して無効電力を供給することが重要となる。例えば、特許文献１には、電力低下事象時において、電力系統に対して無効電力を供給する風力発電装置が開示されている。
米国特許出願公開第２００７／０２７３１５５号明細書
　電力低下事象後において系統電圧を速やかに回復させるためには、無効電力、即ち、無効電流を適切に制御するための制御ロジックを設計することが重要となる。
　本発明は、上記問題を解決するためになされたもので、瞬時停電や、低電圧の状態が所定期間連続するような低電圧事象（例えば、ＬＶＲＴで既定される事象）等の発生時において、系統電圧の回復を速やかに行うことのできる風力発電装置を提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
　本発明は、電力系統に接続される発電機と、通常運転モードと、該発電機の端子電圧に応じて無効電流を制御する低電圧制御モードとを有し、該電力系統の系統電圧が予め設定されている所定のモード切替値よりも低下した場合に、該通常運転モードから該低電圧制御モードへ切り替え、該電力系統の系統電圧が基準端子電圧よりも高くなった場合に、該低電圧制御モードから該通常運転モードに切り替える制御手段とを備え、前記制御手段は、該通常運転モードから該低電圧制御モードへ切り替える場合に、該発電機の力率の状態を検出し、その力率の状態に応じて、該低電圧制御モードから前記通常運転モードへ切り替えるときの前記基準端子電圧を設定する風力発電装置を提供する。
　例えば、力率が誘導性の場合には、電力系統から無効電力を吸収する制御が行われ、力率が容量性の場合には、電力系統へ無効電力を供給する制御が行われる。ここで、例えば、瞬時停電や低電力事象等が発生することにより、系統の状態が通常の状態から変化した場合には、モードが通常運転モードから低電圧制御モードに切り替えられることとなるが、その後、低電圧制御モードから通常運転モードに切り替えられるときの条件は、通常運転モードに切り替えられた後の制御を考慮して決定することが好ましい。本発明によれば、力率の状態に応じて、基準端子電圧が設定されるので、適切なタイミングで低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替ることが可能となる。
　上記風力発電装置において、前記制御手段は、前記通常運転モードから前記低電圧制御モードへ切り替えたときの前記発電機の力率が誘導性だった場合に、前記基準端子電圧を予め登録されている第１の値に設定し、前記発電機の力率が容量性だった場合に、前記基準端子電圧を該第１の値よりも小さい第２の値に設定することとしてもよい。
　力率が容量性の場合には、通常運転モードにおいても電力系統へ無効電力を供給する制御が行われるため、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えられた後も電力系統に対して無効電力の供給が継続して行われることとなる。一方、力率が誘導性の場合には、通常運転モードにおいて、電力系統から無効電力を吸収する制御が行われることとなるため、電力系統が復電しない状態で早期にモード切替を行ってしまうと、電力系統の不安定化を助長してしまうこととなる。
　このような事象を勘案して、力率が容量性の場合には、発電機の基準端子電圧を誘導性の場合よりも小さい値に設定することで、低電圧制御モードの採用時間を短くし、早期に通常運転モードに戻すことが可能となる。
　また、力率が誘導性の場合には、電力系統が復電したことをきちんと確かめられるような値に設定しておくことで、電力系統を低電圧事象から確実に回復させることが可能となる。
　上記風力発電装置において、前記第１の値及び前記第２の値は、事前にシミュレーション計算を行い、そのシミュレーションの結果に基づいて決定されることとしてもよい。
　このように、事前にシミュレーション計算を行い、上記第１の値及び第２の値を決定するので、適切な時期にモード切替を行わせることが可能となる。
　本発明によれば、瞬時停電や、低電圧の状態が所定期間連続するような低電圧事象等の発生時において、系統電圧の回復を速やかに行うことができるという効果を奏する。
本発明の一実施形態に係る風力発電装置の全体構成を示したブロック図である。 発電機及びその周辺の構成の一例を示すブロック図である。 制御装置が保有する電流－電圧テーブルの一例を示した図である。
符号の説明
１　風力発電装置
２　タワー
３　ナセル
４　ナセル旋回機構
５　発電機
６　ギア
７　風車ロータ
８　ブレード
９　ハブ
１３　電力系統
１４　能動整流器
１５　ＤＣバス
１６　インバータ
１７　ＡＣ－ＤＣ－ＡＣコンバータ
２０　電圧／電流センサ
２１　制御装置
　以下に、本発明に係る風力発電装置の一実施形態について、図面を参照して説明する。
　図１は、本実施形態に係る風力発電装置の全体構成を示したブロック図である。風力発電装置１は、図１に示されるように、タワー２と、タワー２の上端に設けられたナセル３とを備えている。ナセル３は、ヨー方向に旋回可能であり、ナセル旋回機構４によって所望の方向に向けられる。ナセル３には、発電機５とギア６とが搭載されている。発電機５のロータは、ギア６を介して風車ロータ７に接合されている。
　風車ロータ７は、ブレード８と、ブレード８を支持するハブ９とを備えている。ブレード８は、そのピッチ角が可変であるように設けられている。
　ナセル３には、更に、風速風向計１０が設けられている。風速風向計１０は、風速と風向とを測定する。ナセル３は、風速風向計１０によって測定された風速と風向に応答して旋回される。
　図２は、発電機５及びその周辺の構成の一例を示すブロック図である。本実施形態の発電機５は、発電機５が発生する電力がステータ巻線及びロータ巻線の両方から電力系統１３に出力可能であるように構成されている。具体的には、発電機５は、そのステータ巻線が電力系統１３に直接に接続され、ロータ巻線がＡＣ－ＤＣ－ＡＣコンバータ１７を介して電力系統１３に接続されている。
　ＡＣ－ＤＣ－ＡＣコンバータ１７は、能動整流器１４、ＤＣバス１５、及びインバータ１６から構成されており、ロータ巻線から受け取った交流電力を電力系統１３の周波数に適合した交流電力に変換する。
　具体的には、能動整流器１４は、ロータ巻線に発生された交流電力を直流電力に変換し、その直流電力をＤＣバス１５に出力する。インバータ１６は、ＤＣバス１５から受け取った直流電力を電力系統１３と同一の周波数の交流電力に変換し、その交流電力を出力する。
　ＡＣ－ＤＣ－ＡＣコンバータ１７は、電力系統１３から受け取った交流電力をロータ巻線の周波数に適合した交流電力に変換する機能も有しており、風力発電装置１の運転の状況によってはロータ巻線を励起するためにも使用される。この場合、インバータ１６は、交流電力を直流電力に変換し、その直流電力をＤＣバス１５に出力する。能動整流器１４は、ＤＣバス１５から受け取った直流電力をロータ巻線の周波数に適合した交流電力に変換し、その交流電力を発電機５のロータ巻線に供給する。
　電圧／電流センサ２０は、発電機５を電力系統１３に接続する電力線に設けられており、発電機５の出力電圧（以下「発電機端子電圧」という。）と、出力電流とを測定する。
　制御装置２１は、電力系統１３に供給する有効電力Ｐと無効電力Ｑとを制御するべく、能動整流器１４及びインバータ１６のパワートランジスタのオンオフを制御する。
　具体的には、制御装置２１は、通常運転モードと、発電機５の端子電圧に応じて無効電流を制御する低電圧制御モードとを有し、電力系統１３の系統電圧が予め設定されている所定のモード切替値よりも低下した場合に、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替え、電力系統１３の系統電圧が基準端子電圧よりも高くなった場合に、低電圧制御モードから通常運転モードに切り替える。
　ここで、電力系統１３の系統電圧と、発電機端子電圧とは略同一であるので、電力系統１３の系統電圧と、発電機端子電圧とは同様にみなすことができる。つまり、上記説明では、電力系統１３の系統電圧に応じてモード切替を行う場合を説明したが、これは、発電機端子電圧に基づいてモード切替を行うのと同様の意味である。
　上記通常運転モードでは、例えば、力率一定制御を行う。力率一定制御では、駆動制御２１は、電圧／電流センサ２０によって測定された発電機端子電圧及び出力電流から有効電力Ｐと無効電力Ｑとを算出し、この有効電力Ｐと無効電力Ｑとが、力率を一定とするための有効電力指令値Ｐ＊及び無効電力指令値Ｑ＊にそれぞれ一致するように、能動整流器１４及びインバータ１６をＰＷＭ制御する。上記有効電力指令値Ｐ＊及び無効電力指令値Ｑ＊は、例えば、電力系統（グリッド）１３における電力制御をモニタする電力監視装置（図示略）から無線或いは有線により与えられる指令値である。なお、通常運転モード時においては、上記運転制御方法に限られず、出力一定等の公知の制御ロジックを採用することも可能である。
　また、制御装置２１は、上記通常運転モードを行っている際に、ＬＲＶＴ等で既定されている低電圧事象が発生した場合、或いは、瞬時停電が発生した場合には、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替える。
　例えば、発電機５の力率が誘導性、換言すると、無効電流を電力系統１３から吸収している場合には、発電機端子電圧がモード切替値Ｖｈｉｇｈ（例えば、１．１ｐｕ）を上回ったときにモード切り替えを行い、発電機５の力率が容量性、換言すると、無効電流を電力系統１３へ供給している場合には、発電機端子電圧がモード切替値Ｖｌｏｗ（例えば、０．９ｐｕ）を下回ったときにモード切り替えを行う。
　低電圧制御モードとして、無効電流吸収ロジックと無効電流供給ロジックの２つの制御ロジックが用意されており、発電機５の力率が誘導性の場合には、無効電流吸収ロジックが、力率が容量性の場合には、無効電流供給ロジックが採用される。
　例えば、制御装置２１は、図３に示す電流－電圧テーブルを有しており、このテーブルを用いて無効電流を制御する。図３において、横軸は発電機端子電圧であり、縦軸は無効電流である。このように、低電圧制御モードにおいては、発電機端子出力に応じて出力電流が制御される。なお、ここでは、テーブルとして説明したが、テーブルに代えて、無効電流と発電機端子電圧とをパラメータとする演算式を有していても良い。
　また、制御装置２１は、発電機５の力率の状態に応じて、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り換える切替条件を保有している。低電圧制御モードから通常運転モードへの切替条件は、発電機５の基準端子電圧と基準継続期間との組み合わせからなる。
　具体的には、制御装置２１は、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替えたときの発電機５の力率が誘導性だった場合には、発電機５の基準端子電圧を予め登録されている第１の値に設定し、発電機５の力率が容量性だった場合に、発電機５の基準端子電圧を予め登録されている第１の値よりも小さい第２の値に設定する。
　より具体的には、制御装置２１は、「系統電圧が基準端子電圧以上となる状態が３秒間継続したら低電圧制御モードから通常運転モードへ切り換える」との切り替え条件を保有しており、誘導性の場合には、該基準端子電圧に第１の値を設定し、容量性の場合には、該基準端子電圧に第２の値を設定する。
　本実施形態では、第１の値として、１．０ｐｕが、第２の値として０．８５ｐｕが登録されている。なお、この第１の値、第２の値の決定方法の詳細については、後述する。
　次に、上記風力発電装置１の作用について説明する。
　通常の制御においては、制御装置２１により通常運転モードが採用され、発電機５の出力が力率一定となるように制御される。このような通常運転モードを採用しているときに、低電圧事象が発生し、発電機端子電圧がモード切替値Ｖｈｉｇｈ以上（誘導性の場合）、または、発電機端子電圧がモード切替値Ｖｌｏｗ以下（容量性の場合）となると、制御装置２１は、通常運転モードから低電圧制御モードにモードを切り替える。
　更に、制御装置２１は、発電機５の力率が誘導性か容量性かを判定し、誘導性の場合には、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの切替条件として、「系統電圧が１．０ｐｕ以上となる状態が３秒間継続したらモード切替を行う」を設定し、一方、容量性であれば、「系統電圧が０．８５ｐｕ以上となる状態が３秒間継続したらモード切替を行う」を設定する。
　低電圧制御モードでは、電圧／電流センサ２０によって検出された発電端子電圧が制御装置２１に入力される。制御装置２１は、発電端子電圧に対応する無効電流を図３に示した電流－電圧テーブルから取得し、取得した無効電流となるように、ＰＷＭ制御信号を作成し、これらの指令をインバータ１６、能動整流器１４に出力する。これにより、図３に基づく無効電流が電力系統１３に供給され、通常運転モードのときよりも比較的多めの無効電力が電力系統１３に供給されることとなる。
　なお、図３に示すように、誘導性の場合の傾きの方が、容量性の場合傾きよりも大きくなっている。これは、発電端子電圧の変化に対する無効電流の変化の絶対値が誘導性の方が大きいことを示している。これにより、系統電圧の上昇に対する発電機の制御の応答を、その降下に対する場合よりも速くすることが可能となる。
　このようにして、無効電力が電源系統１３に供給されることにより、電源系統１３の電圧が徐々に回復し、そして、制御装置２１が設定したモード切替の切替条件を充足すると、制御装置２１は、低電圧制御モードから通常制御モードに切替を行い、再び、力率一定制御を実施する。
　次に、上記基準端子電圧の決め方について説明する。
　基準端子電圧については、事前にシミュレーションを実施し、誘導性及び容量性のそれぞれの場合において最適な基準端子電圧を決定する。
　例えば、図３に示されるように、低電圧制御モードにおける無効電流吸収制御ロジックでは、出力電圧Ｖｎｄｈが大きいほど無効電流Ｉｑｎｄｈの絶対値が大きくなるように制御され、また、無効電流供給制御ロジックでは、出力電圧Ｖｎｄｈが小さいほど無効電流Ｉｑｎｄｈの絶対値が大きくなるように制御される。
　図３に示した力率が誘導性、容量性の場合の発電機端子電圧と無効電流との関係は、式で示すと以下の（１）、（２）式のように表される。
　Ｉｑｎｄｈ＝２×（１－Ｖｎｄｈ）　（Ｖｎｄｈ＜１．０ｐｕの場合：容量性）　　　（１）
　Ｉｑｎｄｈ＝１０Ｖｎｄｈ－１０　（Ｖｎｄｈ＞１．０ｐｕの場合：誘導性）　　　（２）
　上記（１），（２）式において、Ｉｑｎｄｈは無効電流、Ｖｎｄｈは発電機端子電圧である。
　一方、通常運転モードでは、力率一定制御が行われるため、このときの無効電流は、以下の（３）式に示すように、力率によって決定される。
　Ｉｑｎ＝Ｉｎ×ｓｉｎθｎ　　　（３）
　上記（３）式において、Ｉｑｎは無効電流、θnは力率角である。
　今、例えば、通常制御モードから低電圧制御モードに切り替えられるときの発電機５の力率が容量性であった場合、通常運転モードにおける発電機端子電圧は、出力が一定であるという条件の下では、以下の理由から、無効電流の一次関数で表される。
　例えば、受電端の電圧（電圧系統（グリッド）の電圧）、有効電力、無効電力、及び受電端から送電端までに存在するリアクタンスをそれぞれＰr，Ｑｒ，Ｖｒ，Ｘとし、送電端の電圧（発電機端子電圧）をＶｓとすると、次の（４）式が成立する。このとき、送受電間（発電機出力端子と電圧系統との間）のインピーダンスをＺとする。
　Ｐｒ２＋（Ｑ＋Ｖｒ２／Ｘ）２＝（Ｖｓ×Ｖｒ／Ｘ）２　　　（４）
　上記（４）式において、出力√３×Ｖｒ×Ｉｎ、送電端電圧及びインピーダンスが一定であると仮定とすると、上記（４）式は以下の（５）式のように変形できる。
　Ｖｒ＝γＩｎ・ｓｉｎθ　　　（５）
　これは、系統電圧及び出力が一定である場合、発電機端子電圧は、無効電流の一次関数で表されることを示している。
　上記から、低電圧制御モードから通常運転モードに切り替わるときの発電機端子電圧、及び無効電流は、以下の（６）式を満たすこととなる。
　Ｉｑｎ－Ｉｑｎｄｈ＝αＶｎ－βＶｎｄｈ　　　（６）
　上記（６）式において、Ｉｑｎは通常運転モード時の無効電流、Ｉｑｎｄｈは、低電圧制御モード時の無効電流、Ｖｎは通常運転モード時の発電機端子電圧、Ｖｎｄｈは低電圧制御モード時の発電機端子電圧、α及びβは、それぞれ任意の比例定数である。
　上記各々をパーユニット（ｐｕ）で表し、かつ、上記（１）式を代入してまとめると、次の（７）式が導出される。
　Ｖｎｄｈ＝１／３（３－Ｉｑｎ）　　　（７）
　上記（７）式から容量性のときの力率（０．９５以上１．０以下）を想定したときに、低電圧制御モードから通常運転モードへのモード切替時の発電機端子電圧を求めると、以下の表１のようになる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　上記表１から以下のことがいえる。
　１）通常運転モード時の力率が０．９７よりも小さい値であり、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの発電機端子電圧の基準値が０．８５に設定されていた場合には、通常運転モードへのモード切替が最短時間で実現できる。一方、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの発電機端子電圧の基準値が０．９であった場合には、この基準値を充足しないため、低電圧制御モードから通常運転モードへのモード切替がなされないこととなる。
２）通常運転モード時の力率が０．９８よりも大きい値であり、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの発電機端子電圧の基準値が０．８５に設定されていた場合には、系統電圧が回復していない状態を回復したと誤認識して、最短で通常運転モードに切り替えられてしまう。しかしながら、この場合でも、通常運転モードで電力系統１３へ無効電流が供給され続けるので、系統電圧の安定化に継続して寄与できることとなる。一方、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの発電機端子電圧の基準値が０．９であった場合には、通常運転モードへのモード切替が比較的最短時間で実現できる。
　以上から、例えば、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替えられるときの力率が容量性であった場合には、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの発電機端子電圧の基準値を例えば、０．８５に登録しておけば、比較的短時間で、かつ、系統の電圧を安定した状態とすることができる。
　一方、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替えられるときの力率が誘導性であった場合には、上記（７）式に相当する式は、以下の（８）式として与えられる。ここで、以下の（８）式は、上記（６）式に上記（２）式を代入して得られる式である。
　Ｖｎｄｈ＝（Ｉｑｎ＋９）／９　　　（８）
　上記（８）式から誘導性のときの力率（０．９５以上１．０以下）を想定したときに、低電圧制御モードから通常運転モードへのモード切替時の発電機端子電圧を求めると、以下の表２のようになる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　上記表２から以下のことがいえる。
　１）通常運転モード時の力率が１．０よりも小さい値であった場合、系統電圧が回復していない状態を回復したとご認識して、最短で通常運転モードに切り替わるが、通常運転モードで系統から無効電流を吸収してしまうため、系統電圧の不安定性を更に助長することとなる。
２）通常運転モード時の力率が１．０の場合、ほぼ系統電圧が回復した状態を検知して、最短で通常運転モードへの切替が最短時間で実現できる。
　以上から、例えば、通常運転モードから低電圧制御モードへ切り替えられるときの力率が誘導性であった場合には、低電圧制御モードから通常運転モードへ切り替えるときの発電機端子電圧の基準値を１．０に登録しておけば、系統電圧が回復していないのに、回復しているとしてモード切替を行ってしまうという誤判定を回避でき、比較的短時間で、かつ、系統の電圧を安定した状態とすることができる。
　なお、計算上では、系統電圧が回復しているときの発電機端子電圧Ｖｎｄｈは１．０ｐｕを超えていると考えられ、Ｖｎｄｈが１．０ｐｕよりも小さい値であれば系統電圧が不安定であると考えられる。
　このように、図２の制御装置２１が保有している発電機５の基準端子電圧については、事前に上述したようなシミュレーション計算を行い、どのような基準端子電圧に設定したときに、比較的短時間で、かつ、系統電圧の安定状態を誤判定せずに、低電圧制御モードから通常運転モードに切替を行うことができるかを考察し、この考察の結果、最もよいと考えられる基準端子電圧を力率が容量性及び誘導性のときでそれぞれ決定するとよい。
　また、このとき、力率が容量性の場合には、通常運転モードに切り替えられた後も、発電機５から無効電力が供給される制御が継続して行われるため、多少早めにモード切替が行われたとしても、通常運転モードにおいて系統電圧を安定させることが可能となる。従って、基準端子電圧は、比較的小さい値、例えば、０．８５付近の値に設定することができる。
　これに対し、力率が誘導性の場合には、通常運転モードに切り替えられた後は、電力系統１３から無効電力を吸収するような制御がされてしまうため、誤って早めにモード切替を行ってしまった場合には、電力系統１３の不安定を助長してしまうこととなる。
　このようなことから、力率が誘導性の場合には、安全性に重点をおき、１．０付近に基準端子電圧を設定することが好ましいといえる。
　以上説明してきたように、本実施形態に係る風力発電装置によれば、力率の状態に応じて、低電圧制御モードから通常運転モードへの切替の条件が決定されるので、適切なタイミングで通常運転モードへのモード切替を実施することが可能となる。

Claims (3)

  1. 　電力系統に接続される発電機と、
    　通常運転モードと、該発電機の端子電圧に応じて無効電流を制御する低電圧制御モードとを有し、該電力系統の系統電圧が予め設定されている所定のモード切替値よりも低下した場合に、該通常運転モードから該低電圧制御モードへ切り替え、該電力系統の系統電圧が基準端子電圧よりも高くなった場合に、該低電圧制御モードから該通常運転モードに切り替える制御手段と
    　を備え、
    　前記制御手段は、該通常運転モードから該低電圧制御モードへ切り替える場合に、該発電機の力率の状態を検出し、その力率の状態に応じて、該低電圧制御モードから前記通常運転モードへ切り替えるときの前記基準端子電圧を設定する風力発電装置。
  2. 　前記制御手段は、前記通常運転モードから前記低電圧制御モードへ切り替えたときの前記発電機の力率が誘導性だった場合に、前記基準端子電圧を予め登録されている第１の値に設定し、前記発電機の力率が容量性だった場合に、前記基準端子電圧を該第１の値よりも小さい第２の値に設定する請求項１に記載の風力発電装置。
  3. 　前記第１の値及び前記第２の値は、事前にシミュレーション計算を行い、そのシミュレーションの結果に基づいて決定される請求項２に記載の風力発電装置。
PCT/JP2008/064583 2008-08-14 2008-08-14 風力発電装置 Ceased WO2010018631A1 (ja)

Priority Applications (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2669057A CA2669057A1 (en) 2008-08-14 2008-08-14 Wind turbine generator system
AU2008331349A AU2008331349B2 (en) 2008-08-14 2008-08-14 Wind turbine generator system
CN2008800018347A CN101828032B (zh) 2008-08-14 2008-08-14 风力发电装置
JP2009525422A JP4865861B2 (ja) 2008-08-14 2008-08-14 風力発電装置
EP08792464A EP2312153A1 (en) 2008-08-14 2008-08-14 Wind turbine generator
PCT/JP2008/064583 WO2010018631A1 (ja) 2008-08-14 2008-08-14 風力発電装置
US12/448,307 US8368238B2 (en) 2008-08-14 2008-08-14 Wind turbine generator system
KR1020097014032A KR101039544B1 (ko) 2008-08-14 2008-08-14 풍력 발전 장치
TW097133354A TW201009191A (en) 2008-08-14 2008-08-29 Wind turbine generator

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2008/064583 WO2010018631A1 (ja) 2008-08-14 2008-08-14 風力発電装置

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2010018631A1 true WO2010018631A1 (ja) 2010-02-18

Family

ID=41668785

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2008/064583 Ceased WO2010018631A1 (ja) 2008-08-14 2008-08-14 風力発電装置

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8368238B2 (ja)
EP (1) EP2312153A1 (ja)
JP (1) JP4865861B2 (ja)
KR (1) KR101039544B1 (ja)
CN (1) CN101828032B (ja)
AU (1) AU2008331349B2 (ja)
CA (1) CA2669057A1 (ja)
TW (1) TW201009191A (ja)
WO (1) WO2010018631A1 (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103742360A (zh) * 2013-12-26 2014-04-23 南车株洲电力机车研究所有限公司 风电机组等时间片切换重组验证方法
JP2016524436A (ja) * 2013-05-07 2016-08-12 ヴォッベン プロパティーズ ゲーエムベーハーＷｏｂｂｅｎ Ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ Ｇｍｂｈ 電力供給ネットワークに電力を供給する方法

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7642666B2 (en) * 2006-11-02 2010-01-05 Hitachi, Ltd. Wind power generation apparatus, wind power generation system and power system control apparatus
WO2008137836A1 (en) * 2007-05-04 2008-11-13 The University Of Alabama Converter control of variable-speed wind turbines
JP5010619B2 (ja) * 2009-01-06 2012-08-29 三菱重工業株式会社 風力発電装置および風力発電装置の制御方法
US8115330B2 (en) * 2010-06-29 2012-02-14 General Electric Company Wind turbine and method for operating a wind turbine
US9391554B2 (en) 2010-08-25 2016-07-12 University Of Alabama Control of a permanent magnet synchronous generator wind turbine
EP2621071A4 (en) * 2010-09-22 2017-05-17 Toshiba Mitsubishi-Electric Industrial Systems Corporation Power conversion device
DE102011000459B4 (de) * 2011-02-02 2017-11-02 Universität Kassel Verfahren zur Lieferung von Blindstrom mit einem Umrichter sowie Umrichteranordnung und Energieversorgungsanlage
TWI486522B (zh) * 2011-10-12 2015-06-01 Atomic Energy Council Fault Detection Method for Wind Turbine
EP2771955B1 (en) * 2011-10-28 2017-12-13 General Electric Company Systems and methods for using in identifying and responding to type of grid fault event
TWI462464B (zh) * 2012-03-28 2014-11-21 Nat Univ Chin Yi Technology 可控功因電動機模組
DE102012212777A1 (de) * 2012-07-20 2014-01-23 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern eines Windparks
CN105790298B (zh) * 2014-12-23 2019-03-12 台达电子工业股份有限公司 风力发电控制装置及风力发电系统
US10767630B1 (en) * 2019-05-28 2020-09-08 General Electric Company System and method for operating a wind farm during low wind speeds
CN112202198B (zh) * 2020-09-16 2025-03-25 华北电力科学研究院有限责任公司 直驱风机低电压穿越无功特性模拟方法及系统
US11698053B2 (en) * 2020-12-02 2023-07-11 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for controlling a wind turbine

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06505618A (ja) * 1991-02-01 1994-06-23 ケネテック・ウィンドパワー・インコーポレーテッド 変速風車
JPH0736720B2 (ja) * 1986-08-27 1995-04-19 三菱電機株式会社 水車発電機
JP2891030B2 (ja) * 1993-03-30 1999-05-17 三菱電機株式会社 交流励磁同期機の２次励磁装置
JP2007267586A (ja) * 2006-02-28 2007-10-11 Hitachi Ltd 風力発電装置，風力発電システムおよび電力系統制御装置
JP2008011607A (ja) * 2006-06-28 2008-01-17 Hitachi Ltd 可変速風力発電システム

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SE458293B (sv) * 1987-09-15 1989-03-13 Svenning Konsult Ab S Regleranordning foer konstanthaallning av varvtalet vid turbiner
CN1009020B (zh) * 1988-02-29 1990-08-01 达亚能源有限公司 风力涡轮桨距控制毂
US6924565B2 (en) * 2003-08-18 2005-08-02 General Electric Company Continuous reactive power support for wind turbine generators
DE602004027668D1 (de) * 2004-03-12 2010-07-22 Gen Electric Verfahren zum betrieb eines frequenzumsetzers eines generators und windenergieturbine mit einem gemäss dem verfahren betriebenen generator
DE102004013131A1 (de) * 2004-03-17 2005-10-06 Siemens Ag Windkraftanlage
US7417333B2 (en) * 2006-11-02 2008-08-26 General Electric Company Methods and apparatus for controlling current in an electrical machine
CN101919132B (zh) * 2007-12-28 2013-10-16 维斯塔斯风力系统有限公司 用于在低市电网电压条件下运行风力涡轮机的设备和方法
US8120932B2 (en) * 2008-07-01 2012-02-21 American Superconductor Corporation Low voltage ride through

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0736720B2 (ja) * 1986-08-27 1995-04-19 三菱電機株式会社 水車発電機
JPH06505618A (ja) * 1991-02-01 1994-06-23 ケネテック・ウィンドパワー・インコーポレーテッド 変速風車
JP2891030B2 (ja) * 1993-03-30 1999-05-17 三菱電機株式会社 交流励磁同期機の２次励磁装置
JP2007267586A (ja) * 2006-02-28 2007-10-11 Hitachi Ltd 風力発電装置，風力発電システムおよび電力系統制御装置
JP2008011607A (ja) * 2006-06-28 2008-01-17 Hitachi Ltd 可変速風力発電システム

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2016524436A (ja) * 2013-05-07 2016-08-12 ヴォッベン プロパティーズ ゲーエムベーハーＷｏｂｂｅｎ Ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ Ｇｍｂｈ 電力供給ネットワークに電力を供給する方法
KR101809344B1 (ko) 2013-05-07 2017-12-14 보벤 프로퍼티즈 게엠베하 전력 공급 시스템 내로 전력을 공급하기 위한 방법
US10063060B2 (en) 2013-05-07 2018-08-28 Wobben Properties Gmbh Method for feeding electric power into an electric power supply system
CN103742360A (zh) * 2013-12-26 2014-04-23 南车株洲电力机车研究所有限公司 风电机组等时间片切换重组验证方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN101828032A (zh) 2010-09-08
AU2008331349A1 (en) 2010-03-04
JPWO2010018631A1 (ja) 2012-01-26
JP4865861B2 (ja) 2012-02-01
EP2312153A1 (en) 2011-04-20
TW201009191A (en) 2010-03-01
CN101828032B (zh) 2012-12-05
CA2669057A1 (en) 2010-02-14
US8368238B2 (en) 2013-02-05
KR101039544B1 (ko) 2011-06-09
TWI346178B (ja) 2011-08-01
KR20100035631A (ko) 2010-04-05
AU2008331349B2 (en) 2011-04-21
US20110156388A1 (en) 2011-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4865861B2 (ja) 風力発電装置
US8247917B2 (en) Storage battery output power control method for wind turbine generator
CN101981779B (zh) 系统稳定化装置、方法、以及风力发电系统
US8749089B2 (en) Coordinated control of power converter and pitch angle for wind turbine generation system
US10704534B2 (en) Fault ride through method for load impact minimization
JP4885280B2 (ja) 発電装置及びその制御方法
WO2012111416A1 (ja) 風力発電用マトリクスコンバータ装置、風力発電装置、ウィンドファームおよび風車の製造方法
EP2653720B1 (en) Wind turbine with a primary and a secondary generator and method of operating such wind turbine
US8039979B2 (en) Wind turbine generator system and method of controlling output of the same
CN102142687A (zh) 风力涡轮机中的功率消耗单元的操作方法
US8759995B2 (en) Control method of a wind turbine generator
CN105337299A (zh) 用于控制连接到弱电网上的功率发生系统的系统和方法
US11569769B2 (en) System and method for controlling drivetrain damping during multiple low-voltage ride through events
CN108695883A (zh) 转换器中的控制系统和操作转换器的方法
US9470211B2 (en) Power control system and method of controlling the same
CN107076120B (zh) 用于风力发电站的套件和方法
EP4175105B1 (en) System and method for reducing instability in reactive power command of an inverter-based resource
US20200224638A1 (en) System and Method for Operating a Wind Farm for Fast Connection after Farm Shutdown

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200880001834.7

Country of ref document: CN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2009525422

Country of ref document: JP

Ref document number: 2669057

Country of ref document: CA

Ref document number: 3933/DELNP/2009

Country of ref document: IN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2008331349

Country of ref document: AU

Ref document number: 2008792464

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1020097014032

Country of ref document: KR

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12448307

Country of ref document: US

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 08792464

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE