JP5470091B2 - 風力発電システムおよびその制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、永久磁石型風力発電システムが連系している電力系統で系統事故が起きた場合に、電力変換器の直流部に設けたエネルギー消費回路により、発電機から流入するエネルギーを消費することで、永久磁石型風力発電システムを過電圧や過電流から保護し、運転継続するための装置およびその制御方法に関する。

電力系統で系統事故が起こると、永久磁石型風力発電システムは電力系統に電力を供給できなくなる。そのエネルギーは、永久磁石型風力発電システムの電力変換器の直流部を充電し、過電圧で機器を故障させてしまうという問題がある。

〔特許文献１〕では、系統事故時に発電電力を絞るなどして、電力変換器の直流部への充電を避けようとしているが、直流部にエネルギー消費回路を設けている事例はない。

特開２００８−２８３７４７号公報

本発明で解決しようとする問題点は、永久磁石型風力発電システムが連系している電力系統で系統事故が起きた場合に、発電機から電力変換器の直流部に流入するエネルギーをエネルギー消費回路により消費し、システム全体を過電圧や過電流から保護する風力発電システムおよびその制御方法を提供することにある。

上記課題を達成するために、本発明は、ピッチ角を変更可能なブレードと、前記ブレードと機械的に接続されたローターと、前記ローターによって駆動される同期発電機と、前記同期発電機に電気的に接続され、前記同期発電機から電力系統へ出力される電力を制御する電力変換器と、前記ピッチ角を制御するピッチ角制御手段とを有する風力発電システムにおいて、前記風力発電システムは、前記電力変換器の直流部分に電気エネルギー消費回路を有することを特徴とするものである。

さらに、本発明では、ピッチ角可変のブレードと、前記ブレードと機械的に接続されたローターと、前記ローターによって駆動される同期発電機と、前記同期発電機に電気的に接続され、前記同期発電機から出力される可変周波数の発電電力を直流電力に変換する発電機側変換器と、前記発電機側変換器と電力系統とに電気的に接続され、前記直流電力を固定周波数の交流電力に変換する系統側変換器と、を有する風力発電システムにおいて、電力系統の電圧が所定の値より低下した場合に、前記系統側変換器は直流電圧制御を終了して無効電流制御を開始することにより電力系統へ無効電流を供給し、前記発電機側変換器は電力制御を終了して直流電圧制御を開始することを特徴とする風力発電システム。

本発明によれば、系統事故の影響による過電圧や過電流を防止する永久磁石型風力発電システムおよびその制御方法を提供できる。

永久磁石型発電機を用いた風力発電システムの構成図。 永久磁石型発電機を用いた風力発電システムの構成図。 変換器コントローラ２６の制御機能を表した図。 系統側電力変換器の構成を示した図。 系統電圧低下中における、系統電圧振幅と電力変換器出力電流の振る舞いを示した図。 系統異常検出方法を示した図。 系統異常検出時の電力変換器の運転状態を示した図。 系統異常検出時の電力変換器の運転状態を示した図。 系統異常検出時の電力変換器のフローチャート図。 系統異常検出時の電力変換器のフローチャート図。 系統異常検出時の電力変換器のフローチャート図。 変換器コントローラ２６の制御機能を表した図。 エネルギー消費回路の構成を示した図。 エネルギー消費回路の動作例を示した図。 ピッチ角制御系と電力制御系の構成図。 通常発電時における平均風速と、発電電力，ピッチ角制御方式の関係を示した図。 通常発電時におけるピッチ角指令，電力指令演算を示した図。 異常時運転継続モード中のピッチ角指令の作成方法を示した図。 異常運転モード中における、ピッチ角と回転速度の振る舞いを示した図。 風力発電システムを構成する制御器とその補助電源を示した図。

以下、本発明の実施例を図面を用いて説明する。

本発明の風力発電システムの構成について図１から図８を用いて説明する。図１に風力発電システム全体の構成を示す。図１に示した風力発電システムは、ブレード１１により風を受け、風のエネルギーを回転エネルギーに変換する。回転エネルギーはブレード１１が接続しているハブ１２を回転させる。なお、ブレード１１とハブ１２を含む回転部分を、ローター１と呼ぶ。ローター１の回転はシャフト２１を介して増速ギヤ２２に伝達される。増速ギヤ２２はローター１の回転速度を発電機に適した回転速度に変換する。図１では発電機として永久磁石型発電機２３を示している。

次に風力発電システムの、発電運転時の制御系の構成について概要を説明する。図２は永久磁石発電機型風力発電システムの、制御系も含めた詳細な構成を、模式的に表したものである。制御系は、主に風車発電システム全体の動きを制御する上位風車コントローラ２５，電力変換器２８を制御する電力変換器コントローラ２６によって構成されている。上位風車コントローラ２５は、風速計２４で計測した風速や、ローター１の回転速度ω［rad／sec］，風力発電システムの発電電力Ｐ［Ｗ］から、発電電力指令Ｐ＊［Ｗ］や、ピッチ角指令φ＊［度］を計算する。電力変換器２８は、トランス４と遮断器５を介して、電力系統６に接続される。また、ブレード１１はピッチ角制御器１１１により羽角度が変更される。

風力発電システムの発電電力Ｐは、電力変換器コントローラ２６と、電力変換器２８によって制御される。電力変換器２８は発電機側電力変換器２８１，系統側電力変換器２８３，平滑化コンデンサ２８２，直流エネルギー消費回路２８４などで構成される。発電機側電力変換器２８１と系統側電力変換器２８３は、ＩＧＢＴなどの半導体スイッチング素子を用いて構成する。直流エネルギー消費回路２８４は、ＩＧＢＴなどの半導体スイッチと抵抗器を用いて構成する。変換器コントローラ２６は、風力発電システムと電力系統との連系点に設置した電圧測定器２９１および、電流測定器２９２から、それぞれ３相の交流電圧値ＶＬＵ，ＶＬＶ，ＶＬＷ［Ｖ］、３相の電流値ＩＬＵ，ＩＬＶ，ＩＬＷ［Ａ］を内部に取り込む。電力変換器コントローラ２６は、内部でこれらの電圧，電流信号から、電圧振幅値Ｖabs，有効電力Ｐ，無効電力Ｑなどを演算する。また、変換器コントローラ２６は、電力変換器２８と永久磁石型発電機２３との間に設置した電圧検出器２９４および、電流検出器２９３から、それぞれ３相の交流電圧値ＶＧＵ，ＶＧＶ，ＶＧＷ［Ｖ］、３相の電流値ＩＧＵ，ＩＧＶ，ＩＧＷ［Ａ］を内部に取り込む。直流電圧ＶＤＣも電圧検出器により検出する。

次に図３を用いて、電力変換器２８の制御機能について説明する。電力変換器コントローラ２６は、演算の際、検出した電圧ＶＬＵ，ＶＬＶ，ＶＬＷ，電流信号ＩＬＵ，ＩＬＶ，ＩＬＷを、座標変換器３２ＤＱ−０１，３２ＤＱ−０２を用い、一旦回転座標系で座標変換し、ｄ軸成分，ｑ軸成分を計算する。座標変換には、系統電圧のＵ相に追従する位相信号cos（ω_Lｔ），sin（ω_Lｔ）を用いる。ここでω_L［rad／sec］は電力系統の交流電圧の角周波数をあらわしており、またｔ［sec］は時刻を表す。位相信号cos（ω_Lｔ）が電力系統のＵ相の電圧位相に一致している場合、電圧のｄ軸成分ＶＤＬ，電圧のｑ軸成分ＶＱＬ，電流のｄ軸成分ＩＤＬ，電流のｑ軸成分ＩＱＬは、数１，数２にて計算する。

電力変換器コントローラ２６は、得られたＩＤＬ，ＩＱＬ，ＶＤＬ，ＶＱＬを用いて、有効電力ＰＬ［Ｗ］，無効電力ＱＬ［Ｖar］と電圧振幅値Ｖabs［Ｖrms］，電流振幅値Ｉabs［Ａrms］を、それぞれ数３，数４，数５，数６に示す式から求める。

同様に、発電機電圧のＵ相に追従する位相信号cos（ω_Gｔ），sin（ω_Gｔ）を用いて、発電機電圧ＶＧＵ，ＶＧＶ，ＶＧＷ，電流信号ＩＧＵ，ＩＧＶ，ＩＧＷから、電圧のｑ軸成分ＶＱＧ，電圧のｄ軸成分ＶＤＧ，電流のｑ軸成分ＩＱＧ，電流のｄ軸成分ＩＤＧは、座標変換器３２ＤＱ−０３（数７），３２ＤＱ−０４（数８）にて計算される。

電力変換器コントローラ２６は、得られたＩＱＧ，ＩＤＧ，ＶＱＧ，ＶＤＧを用いて、有効電力ＰＧ［Ｗ］，無効電力ＱＧ［Ｖar］と電圧振幅値Ｖabs［Ｖrms］，電流振幅値Ｉabs［Ａrms］を、それぞれ数９，数１０に示す式から求める。

電力変換器コントローラ２６は、上位風車コントローラ２５からの電力指令に、有効電力ＰＧが追従するように発電機側電力変換器２８１の出力電流ＩＧＵ，ＩＧＶ，ＩＧＷを制御する（ＡＣＲ３，ＡＣＲ４）。同時に、系統側電力変換器２８３は、出力電流ＩＬＵ，ＩＬＶ，ＩＬＷを制御することにより（ＡＣＲ１，ＡＣＲ２）、電力変換器２８の直流部電圧ＶＤＣを、所定値に保つ。このため、電力変換器コントローラ２６は、電流測定器２９２で検出した電流値ＩＬＵ，ＩＬＶ，ＩＬＷを取り込む。電力変換器コントローラ２６は、電力変換器２８にＰＷＭ（pulsewidth modulation）制御に従ったゲートパルス信号を送り、電力変換器２８はゲートパルス信号に応じてスイッチング動作をすることで、風力発電システムの有効電力，無効電力を制御する。また電力変換器コントローラ２６は、発電機の回転速度ωを演算する。ローター１の回転速度ωは、電圧検出器２９４および電流検出器２９３で検出した三相電圧と電流から演算（位置センサレス制御）した回転数（電気角）をギヤ比換算して求めることができる。通常運転時は、発電機側電力変換器２８１は、有効電力制御（ＡＰＲ）を行うことで、上位風車コントローラ２５の有効電力指令ＰＧrefに従って発電電力ＰＧを制御している。発電機側電力変換器２８１は、同時に無効電力制御（ＡＱＲ２）を行うことで、永久磁石型発電機２３の端子電圧を制御している。また系統側電力変換器２８３は、電力変換器２８の直流部の電圧制御を行うことで（ＡＶＲ１）、電力系統に発電電力を供給する。また系統側電力変換器２８３は、同時に電力系統へ出力する無効電力も制御する（ＡＱＲ１）。以上が、風力発電システムの通常発電運転時（本発明において、通常発電運転とは、風力発電システムもしくは電力系統の異常を検出していない状態の運転方法を意味するものとする）における制御方式である。

電力系統異常時においては、系統側電力変換器２８３および発電機側電力変換器２８１は運転継続のために、切替信号Ｆ_ＳＷにより運転モードを切り替える。系統事故等の影響により系統電圧低下を検出した場合、系統側電力変換器２８３は直流電圧を維持するのが難しくなるため、ｄ軸（有効軸）の電流制御（ＡＣＲ１）の指令値をゼロにする。一方、ｑ軸側（無効軸）は、系統電圧低下をもち上げるための無効電流を供給するために、系統電圧低下量に比例した電流指令値ＩＱＬrefを作る。発電機側電力変換器２８１は、永久磁石型発電機２３からの発電電力が系統へ出せなくなり、また、系統側変換器２８３が直流電圧制御（ＡＶＲ）できなくなるので、電力制御（ＡＰＲ）を止め、発電運転再開が速やかにできるように永久磁石型発電機２３の電力を利用して直流電圧制御を行う（ＡＶＲ２）。また、系統過電流を検出した場合は、風力発電システムを構成する機器の保護を優先し、発電機側，系統側ともにゲートブロックする。以上の系統異常時における動作は、後段で詳細に説明する。

系統側電力変換器２８３は、図４に示したように、ＩＧＢＴ２８３３と還流ダイオード２８３２、および電力変換器コントローラ２６から受信した、ゲートパルス信号Ｐ１またはＰ２に従ってＩＧＢＴを駆動するゲート駆動回路２８３１とで構成されている。ＩＧＢＴ２８３３はある一定値以上の電流を流したままでスイッチング動作を行うと、破損する可能性が高まる。そのため、電力変換器コントローラ２６は、過電流を検出した際、系統側電力変換器２８３にスイッチング動作を停止させる信号を送る。過電流が発生する原因としては、系統事故による電圧低下などがある。ここでは、系統側電力変換器を例に説明したが、発電機側変換器も同様の構成であるので説明は省略する。

図５に、系統事故による電圧低下現象が起こった場合の、Ｖabs検出値とＩabs検出値の動きを示す。図５では、時刻ｔ０に系統事故が発生し、それ以前では、系統電圧Ｖabsは正常（Ｖabs≒１００％）であり、また風力発電システムは定格電力で発電している（Ｉabs≒１００％）ものとする。時刻ｔ０以降から電圧低下が始まり、このため系統側電力変換器２８３の電流制御性能が悪化し、電流値振幅Ｉabsが増加をはじめる。系統電圧の低下速度が速い場合、Ｉabsの増加が早く、図５に示したように、過電流検出Ｉabs＞ＩＯＣ（時刻ｔ１）のほうが、系統事故検出Ｖabs＜９０［％］（時刻ｔ２）より早く起こる場合もある。このため、風力発電システムは、まず過電流を検出した後停止し、系統電圧の異常を検出した場合、制御方式を切り替える必要がある。

電力変換器コントローラ２６が過電流または系統電圧低下を検出した時、系統異常と判定して系統異常対応の運転シーケンスに移行する。このとき、過電流を検出したのか、もしくは過電流は検出せず系統電圧低下のみ検出したかで、その後の運転方法を変える。

図６は、異常検出方法について説明する。異常の対象となる現象としては、系統電圧低下，系統電圧の上昇，変換器における過電流，系統周波数の変動などが挙げられる。

まず異常現象のうち、系統電圧低下について説明する。電力系統では、落雷や送電線の樹木への接触，負荷の故障，送電線の相間接触などにより、送電線の電圧が一時的に低下する場合がある。電圧の低下現象は、軽微な事故であれば、事故区間の遮断により、数秒以内に解消される。

同様な系統電圧の異常現象として、系統電圧の上昇も発生しうる。系統電圧上昇の原因としては、負荷，発電機が電力系統に連系あるいは遮断する際に瞬時的に発生する突入あるいは遮断電流などによって引き起こされる。

このような、瞬時的な電圧低下，電圧上昇が発生し、その影響が大きい場合には風力発電システムは発電運転を停止する。これは、風力発電システムを構成する機器の保護のためである。

電圧の異常状態の検出は、電力変換器２８を制御する電力変換器コントローラ２６の内部で行う。電圧の異常状態の検出機構を、図６を用いて説明する。電力変換器コントローラ２６は、数２，数５に示した演算を電力変換器コントローラ２６内の電圧振幅演算器２６０２で行い、系統電圧振幅Ｖabsを得る。電力変換器コントローラ２６は、内部に系統事故であると判断する電圧レベルＶＧＦを保持しており、演算から求めた系統電圧振幅Ｖabsと、ＶＧＦを運転中に常時、比較している。比較は、電力変換器コントローラ２６内部の比較演算器２６０４により行われ、Ｖabs＜ＶＧＦが成り立った場合は、系統電圧が異常であると判断し、低電圧検出信号を発生する。系統電圧の過電圧の検出も同様の構成によって行われる。つまり電力変換器コントローラ２６は内部に過電圧レベルＶＯＶを保持しており、ＶabsとＶＯＶを常に比較している。Ｖabs＞ＶＯＶの関係が成り立った場合には、系統電圧が、過電圧状態であると判断し、過電圧検出信号を発生する。

次に異常現象として、過電流現象について説明する。風力発電システムは、通常発電運転の範囲であれば、その出力する電流振幅は、定格電流以下である。しかしながら、系統事故などの影響により、定格電流を大きく上回る過大な電流が流れる場合がある。この現象を以降で過電流と呼ぶ。過電流時の電流振幅が、風力発電システム定格電流の例えば１.５〜２倍に達すると、電力変換器２８の構成機器である半導体素子が、破壊される可能性がある。このため電力変換器や、風力発電システムの過電流検出時には、電力変換器２８は瞬時に運転を停止し、風力発電システムが待機モードに移行する必要がある。なお、過電流の原因が変換器故障ではなく、電力系統の短時間の事故などであった場合は、過電流減少後に発電運転を再開する方が、系統での供給量が確保できるため、電力系統安定化の観点から望ましい場合がある。

過電流の検出方法を、図６を用いて説明する。過電流は、電力変換器コントローラ２６の過電流検出演算器２６００５ｂで検出される。電力変換器コントローラ２６は、数１，数６に示した演算を、過電流検出演算器２６００５ｂ内の電流振幅演算器２６０５で行い、出力電流の振幅Ｉabsを得る。電力変換器コントローラ２６は、内部に過電流であると判断する電流振幅レベルＩＯＣを保持している。電流振幅レベルＩＯＣは、通常、発電システム定格電流振幅の１.５倍から２.０倍に設定される。電力変換器コントローラ２６は、内部演算の比較演算器２６０６において、ＩＯＣとＩabsを運転中に常時比較している。Ｉabs＞ＩＯＣが成り立った場合は、過電流状態であると判断し、過電流検出信号を発生する。以上で電流測定器２９２により検出された系統側電力変換器２８３の出力電流（ＩＬＵ，ＩＬＶ，ＩＬＷ）を用いて過電流現象を検出する。発電機側電力変換器２８１については、過電流検出演算器２６００５において、電流検出器２９３で検出した発電機側電力変換器２８１の出力電流（ＩＧＵ，ＩＧＶ，ＩＧＷ）を用いて、過電流を検出する。

系統周波数の変動も、異常検出の対象となる。電力系統の運用周波数は、それぞれの電力系統で決まっており、電力系統が通常の状態であれば、運用周波数から大きくずれることはない。しかしながら系統事故などにより、周波数が大きく変動する場合がある。このような場合、電力会社の規格によりシステムを停止する。

系統周波数の変動の検出構成を、図６で説明する。電力変換器コントローラ２６は、内部の系統周波数検出器２６０７において、系統電圧の検出値より電力系統の周波数ω_SYSを検出する。電力変換器コントローラ２６は、内部に周波数の上限ω_SYSH、および下限ω_SYSLを保持している。電力変換器コントローラ２６は、比較演算器２６０８、と比較演算器２６０９において、ω_SYSとω_SYSH，ω_SYSLを、運転中に常時比較しており、ω_SYS＞ω_SYSHあるいはω_SYS＜ω_SYSLを検出したら、周波数変動大信号を発生する。

電力変換器コントローラ２６は、上記の異常検出信号（過電流，電圧異常，周波数異常）を少なくともひとつ検出した場合は、上位風車コントローラに異常検出信号を伝達する。上位風車コントローラは、異常検出信号を検出した場合、風力発電システム全体を、異常時運転継続モードに移行させる。

過電流検出時の動作について、図７のタイムチャートおよび図９のフロー図を用いて説明する。

電力変換器コントローラ２６は、演算した電力変換器出力電流振幅Ｉabsを、常に電力変換器コントローラ２６内部の所定値Ｉ_CLR，Ｉ_OC1，Ｉ_OC2と比較し、系統側電力変換器２８３の過電流現象を検出している。なお所定値には、数１１に示すような関係がある。

Ｉabs検出値がＩ_OC1を超えた場合、風力発電システムは後述の運転フローチャートに従い、発電運転再開を試みる（９０３以降）。しかし、Ｉabs検出値がＩ_OC2を超えた場合は回路の保護を優先して、変換器を直ちにゲートブロックして風力発電システムの運転を停止する（処理９０１，９０２）。系統電圧低下による過電流であれば、ゲートブロックにより電流振幅Ｉabsは急速に減少する（処理９０４）。電流振幅が減少しなかった場合は、過電流発生の原因が、風力発電システム構成機器の故障である可能性が高いため、上位風車コントローラ２５は、遮断器５に開信号を送り、風力発電システムを停止状態に移行させる。

また、Ｉabsが過電流レベル１と２の間にある時（処理９０３）、発電機側電力変換器２８１および系統側電力変換器２８３はゲートを停止する（ｔ＝ｔ₀，処理９０４）。過電流検出後、Ｉabs検出値がＩ_CLRを下回ったら（ｔ＝ｔ₁，処理９０６）、電力変換器のゲートブロックを解除（ｔ＝ｔ₁，処理９０７）することで、電力変換器の運転を速やかに再開し、運転再開までの時間を短縮する。

過電流異常検出前は、系統側電力変換器２８３が直流電圧制御、発電機側電力変換器２８１が電力制御運転をしているが、ゲートブロック解除後は運転モードを、まず、発電機側電力変換器２８１を直流電圧制御に変更（処理９１２）し、所定時間（ここでは１０ms）後（処理９１３）に、系統側電力変換器２８３を無効電力制御に変更する（処理９１４）変更する。系統事故による系統電圧低下が起きた時、系統側電力変換器２８３が無効電流を系統に供給することで系統電圧を持ち上げる。出力する無効電流は系統連系規格によって定められており、規格によって異なる。図７では、（電圧低下量［％］）の２倍の無効電流出力（ただし電流最大は１００［％］）の例を示している。無効電流は急激に出力すると制御が振動してしまう恐れがあるので、出力に変化率リミッタを設ける（ｔ＝ｔ₂からｔ＝ｔ₃）ことで急激な出力を防止する。

系統側電力変換器２８３が無効電流制御に移行すると、直流電圧を制御するものがなくなるので、発電機側電力変換器２８１に直流電圧制御をさせる。系統電圧低下時も、発電機６は電圧を出力しているので、発電機側電力変換器２８１は直流電圧制御が可能である。運転を速やかに再開するためには、直流電圧の維持が重要となるので、運転モード移行の際は、先に発電機側電力変換器２８１が運転モードを直流電圧制御に移行（ｔ＝ｔ₁）し、その後１０ms後（ｔ＝ｔ₂，直流電圧制御が安定になったら）に系統側電力変換器２８３が無効電流制御運転に移行する。

本実施例では、通常運転モードに戻る時間を、系統異常検出から１.５秒後（ｔ＝ｔ₇，処理９１５）とするが、これは系統連系規格により、変更になる場合もある。系統電圧低下からの回復を検出し、所定の時間が経過した後に通常運転モードに戻してもよい。通常運転モード（ｔ＝ｔ₇，処理９１７）への再移行は系統側電力変換器２８３および発電機側電力変換器２８１同時に行うものとする。

次に、その他の系統異常検出時について、図８および図９を用いて説明する。

電力変換器コントローラ２６が、過電流は検出せず、その他の系統異常（系統電圧低下、逆相成分、系統周波数変動）を検出（処理９１９）した場合にも、系統側電力変換器２８３および発電機側電力変換器２８１の運転モードを、それぞれ無効電流制御および直流電圧制御にそれぞれ移行（処理９２２）する。ただしこのときは、電流値がＩ_OC1以下（Ｉabs＜Ｉ_OC1）であるのでゲートブロックはせず、系統電圧低下を検出した時点で、直ちに運転モードを移行する（ｔ＝ｔ₀）。過電流検出のときと異なり、系統電圧低下検出時は電力変換器をゲートブロックしないので、運転モード移行直前まで直流電圧は維持されているので、運転モードの移行は同時に行う（ｔ＝ｔ₀）。

以上のような運転方式をとることにより、系統側電力変換器で過電流が発生した場合であっても、風力発電システムが電力系統に連系したまま運転を継続することが可能である。これにより、風力発電システムの運転時間が長くできるため、発電量が増加する。また系統事故直後の電力供給により、系統全体の安定化に寄与できる。

本発明の第２の実施例について図１０を用いて説明する。実施例１と異なる点は、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１の運転モード移行の遷移条件である。本実施例では、系統電圧と発電機電圧を比較（処理１００５，１０２０）する。系統事故の影響により系統電圧が低下すると、系統電圧より発電機電圧の方が高くなる場合があり、このとき、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１の運転モードを移行するように処理を進める（処理１００７，１０２１以降）。ただし、検出信号のノイズなどで一時的に系統電圧が低く見えることもあるので、処理１００５または処理１０２０が一定時間継続（処理１００８，１０２２）したら、電力変換器の運転モードを移行する（本実施例では０.５ｓ）。

本発明の第３の実施例について図１１を用いて説明する。実施例１および２と異なる点は、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１の運転モード移行の遷移条件である。本実施例では、系統事故や機器の故障等の影響で系統側電力変換器２８３の直流電圧制御が働かなくなり、直流電圧が所定の電圧（本実施例では１０５０Ｖ）より下がってしまった場合、かつ、発電機電圧が所定の電圧以上（処理１１０５，１１２０）であれば、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１の運転モードを移行するように処理を進める（処理１１０７，１１２１以降）。ただし、検出信号のノイズなどで一時的に直流電圧や発電機電圧が正しく検出できないことがあるので、処理１１０５または処理１１２０が一定時間継続（処理１１０８，１１２２）したら、電力変換器の運転モードを移行する（本実施例では０.５ｓ）。

本発明の第３の実施例について図１２を用いて説明する。実施例１，２，３と異なる点は、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１がそれぞれ別個にコントローラをもっており、運転モードの切り替えを、両電力変換器間で通信をすることなく、独立に行うことにある。図１２に、電力変換器の制御部を示す。本実施例では、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１がそれぞれ別個に直流電圧指令値をもつ。通常運転時、系統側電力変換器２８３は、直流電圧を１１００Ｖ（ＶＤＣref１）に維持するように直流電圧制御（ＡＶＲ１）する。系統事故の影響で系統電圧が低下し、系統側電力変換器２８３による直流電圧制御（ＡＶＲ１）が困難となると、直流電圧が低下する。直流電圧が所定の値（本実施例では１０７５Ｖ）を下回ると、系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１の運転モードが切り替わり、発電機側電力変換器が直流電圧制御（ＶＤＣref２＝１０５０Ｖ）をする。系統側電力変換器２８３と発電機側電力変換器２８１の直流電圧指令値を別の値に設定し、その間に切替条件となる電圧値を設定することで、両電力変換器の直流電圧制御が干渉することを防ぎ、また、運転モードが頻繁に切り替わることを防ぐ。ただし、検出信号のノイズなどで一時的に直流電圧が所定の値を超えたりすることがあるので、運転モードの切り替えは、運転モード切替条件をある時間満たした場合にのみ運転モードを切り替える。このように運転モードを切り替えることで、両電力変換器間で通信を行うことなく運転モードを切り替えることができ、両電力変換器のコントローラ間の通信配線が不必要となる。

本発明の第５の実施例について図２，図１３，図１４を用いて説明する。実施例１および２と異なる点は、直流部に直流エネルギー消費回路２８４を備えた点にある。本実施例においては、電力変換器の直流部に直流エネルギー消費回路を備えた風力発電システムについて説明する。

本発明は、図１，図２に示したような構成の風力発電システムで、特徴として直流部に直流エネルギー消費回路２８４をもつ。図１３，図１４を用いて直流エネルギー消費回路２８４について説明する。図１３は直流エネルギー消費回路２８４の構成を示す。ＩＧＢＴなどの半導体スイッチ２８４１と抵抗器２８４２が直列に接続される。半導体スイッチ２８４１は電力変換器コントローラ２６からのゲートパルスによって駆動し、スイッチがオンになることにより抵抗器２８４２が直流回路に接続される。

図１４に直流エネルギー消費回路２８４の動作例を示す。電力変換器コントローラ２６は検出した直流電圧ＶＤＣの直流過電圧判定レベルＶＤＣ_OV1（１２００Ｖ）と直流過電圧解除レベルＶＤＣ_CLR（１１５０Ｖ）を備える。系統事故等の影響で発電機からのエネルギーが直流部に流入した場合、直流電圧ＶＤＣが上昇する。直流電圧ＶＤＣが直流過電圧判定レベルＶＤＣ_OV1を超えたとき、電力変換器コントローラ２６は半導体スイッチ２８４１にオン信号を送り、抵抗器２８４２を短絡させることで、直流部に流入するエネルギーを消費し、過度に直流電圧ＶＤＣが上昇するのを防止する。直流電圧が直流過電圧解除レベルＶＤＣ_CLRを下回ったところで、電力変換器コントローラ２６から半導体スイッチ２８４１にオフ信号が送られ、抵抗器２８４２でのエネルギー消費は止まる。その後、再び直流電圧ＶＤＣが上昇し、直流過電圧判定レベルＶＤＣ_OV1を超えるようであれば、前述の動作を繰り返す。ただし、抵抗器２８４２が短時間の間に動作を繰り返すと、熱によって回路が故障してしまう恐れがあるので、直流エネルギー消費回路２８４の動作はある時間内で決められた回数しか動作しないものとする。あるいは、合計の動作時間で直流エネルギー消費回路２８４の動作を制限する。またあるいは、抵抗器２８４２の温度や、抵抗器２８４２の周辺温度が異常に上がってきた場合も直流エネルギー消費回路２８４の動作を制限する。また、直流過電圧判定レベルにはＶＤＣ_OV1よりも上のレベルＶＤＣ_OV2を設定し、抵抗器２８４２を動作させても直流電圧が上昇し続け、レベルＶＤＣ_OV2よりも大きくなる場合は、電力変換器２８１および２８３のゲートを停止させ、風力発電システムを停止させる。

本実施例は、実施例１〜４と組み合わせて適用可能である。また、永久磁石発電機型風力発電システムについて説明したが、二次励磁発電機型風力発電システムにも適用可能である。また、本実施例によれば、直流電圧が上昇するのを抑制することができるため、系統事故時の運転継続性を高めることができる。

次に本発明のピッチ角制御方式について図１５〜図２０を用いて説明する。ピッチ角制御系の構成図を図１５に示す。上位風車コントローラ２５は、風速計２４の計測した風速値を平均化演算器２５０１において時間平均し、風速の平均値ｖ［ｍ／sec］を求める。上位風車コントローラ２５は、回転速度指令演算器２５０２において、得られた風速の平均値ｖ［ｍ／sec］から、例えば、風車に対して羽のエネルギー変換効率が良い回転数をテーブル参照することにより、回転速度指令ω＊を作成する。上位風車コントローラ２５は、得られた回転速度指令ω＊、ローター１の回転速度ω［rad／sec］，発電電力Ｐ［Ｗ］から、発電電力指令Ｐ１＊［Ｗ］と、ブレード１１のピッチ角指令φ１＊［度］を計算する。

図１６は、通常発電運転時における、風速ｖとピッチ角制御方式、および発電電力Ｐの関係を示したものである。風力発電システムは、その特性により発電運転が可能な風速領域がある。平均風速がｖci（カットイン風速）より、大きい場合、発電運転を開始する。逆に、ｖciより風速が小さい場合、風力発電システムはピッチ角を所定の値に固定し、発電を行わず待機状態にいる。発電電力は、風速が大きくなるのに伴って増大し、ｖr（定格風速）以上では、ほぼ一定値になる。風速が、ｖCO（カットアウト風速）より大きい条件では、風力発電システムは、ブレード１１を可能な限り風と平行にすることで（φ＝０［度］、フェザー状態）、風の入力エネルギーを最小にし、発電を行わず待機状態（フェザー）にする。

発電運転時のピッチ角制御方式は、風速の大きさによって、大まかに次のように区別される。風速の平均値ｖがｖci＜ｖ＜ｖrの間では、ピッチ角は風向に対して最大値をとる（φ＝３０［度］）、このようにすることで、ブレード１１は風のエネルギーを最大限利用することができる。この間、風速の瞬時変動によって、ローターの回転速度が変化するが、風力発電システムが出力する発電電力Ｐを制御することによって、回転速度ωの変動を抑制する。一方、ｖr＜ｖ＜ｖＣ０の間では、上位風車コントローラ２５は、発電電力指令Ｐを、定格発電電力値に固定する。風力発電システムの発電電力Ｐは、電力変換器２８によってほぼ一定に制御される。この間、回転速度ωは、主にピッチ角を変化させることで制御する。

ピッチ角制御器１１１は、上位風車コントローラ２５からのピッチ角指令φ＊［度］に従って、ブレード１１のピッチ角を制御する。本発明の特徴的な部分は、通常発電運転時と、異常時運転継続モード（本発明において、異常時運転継続モードとは、風力発電システムもしくは電力系統の異常を検出した後の運転モードを意味するものとする）において、ピッチ角制御指令、および発電電力指令の方式を切り替える点である。具体的には、通常発電運転時は、ピッチ角指令φ＊、及び電力指令Ｐ＊はそれぞれ、ピッチ角指令・電力指令演算器２５０３で作成された値を用いる（φ＊＝φ１＊，Ｐ＊＝Ｐ１＊）。異常時運転継続モードにおいては、事故検出器２５０５において異常を検出した場合、ピッチ角指令は異常時ピッチ角指令演算器２５０６によって作成された値を用い（φ＊＝φ２＊）、発電電力指令は０［Ｗ］とする（Ｐ＊＝０）ように、切替器２５０４を動作させる。

ピッチ角指令は、ローター１の回転速度を制御する役割を担う。ローター１の全体のエネルギーバランスは、数１２で表される。

数１２式中の記号の意味は、それぞれＩ［kg・ｍ²］：回転体の慣性モーメント、ω［rad／sec］：ローター１の回転速度、Ｐ_in［Ｗ］：風からの入力パワー，Ｐ［Ｗ］：風力発電システムの発電電力、Ｐ_LOSS：損失，ｔ［sec］：時間，ｄ／ｄt：微分演算子である。数１２が示すように、ローター１の回転速度ωを制御するためには、ピッチ角制御器のピッチ制御によりＰ_inを変化させるか、あるいは発電出力の制御によりＰを変化させる必要がある。

通常発電運転時における、ピッチ角指令φ＊［度］と発電電力指令Ｐ＊［Ｗ］の作成の詳細な手順を、図１７に示す。ピッチ角指令演算器２５０３２は、例えばＰＩ制御演算で構成され、回転速度指令値ω＊と、回転速度の検出値ωの偏差からピッチ角指令φ１＊（＝φ＊）を作成する。同時に、発電電力指令演算器２５０３４は、回転速度の検出値ωと発電電力Ｐの関数から、発電電力指令Ｐ１＊（＝Ｐ＊）を作成する。

次に本発明における、異常検出時のピッチ角制御方式について説明する。異常検出時においては、風力発電システムは電力系統６への発電電力の供給を停止（Ｐ＝０）する。このため数１２から明らかなように、電力制御による回転速度制御が不能となり、比較的に応答速度の遅いピッチ角制御に依存した回転速度制御となるため、通常とは異なる制御が必要となる。

電力変換器コントローラ２６は、図６で説明した異常検出信号（過電流，電圧異常，周波数異常）を少なくともひとつ検出した場合は、電力変換器を動作させるゲートパルス信号を停止する。この動作をゲートブロックと呼ぶ。同時に、上位風車コントローラに異常検出信号を伝達する。上位風車コントローラは、異常検出信号を検出した場合、風力発電システム全体を、異常時運転継続モードに移行させる。

本発明における、異常時運転継続モード中のピッチ角制御の方式について、以下で説明する。異常状態が解消された後に、風力発電システムがすぐ発電運転状態に移行するためには、異常時運転継続モード中においても、ローター１の回転速度を発電運転可能な範囲に維持しておくことが必要となる。ローター１の回転速度制御は、ピッチ角制御と発電電力制御によって行われる。ピッチ角制御は図１５に示したピッチ角制御器１１１で行われる。ピッチ角制御器１１１は電動モーターかあるいは油圧駆動系などによって構成される。ピッチ角の制御は、フェザー状態（φ＝０［度］）から最大角（φ＝３０［度］）まで変化させるのに、数十秒程度の応答遅れがある。一方、発電電力制御は、０から定格まで変化させるのに、数１０ｍ〜１００ｍsec程度で応答が早い。このため、回転速度制御は、ピッチ角制御よりも発電電力制御のほうが、応答が速い。

異常状態検出後の異常時運転継続モード中は、風力発電システムは発電運転を停止するため、電力系統に発電電力を供給しない。このとき、数１２の中においてＰ＝０となるため、応答が遅いピッチ角制御のみで回転速度を制御しなければならず、通常のピッチ制御のままでは、回転速度が運転範囲を逸脱しやすい。特に、定格発電運転中に異常状態を検出した場合、数１０の中のＰが定格発電電力から０［Ｗ］まで急激に変化するため、回転速度ωが急激に上昇する。回転速度ωの上昇を抑えるためには、通常の発電運転時とは異なったピッチ角制御方式が必要となる。

図１８に、異常状態検出後の異常時運転継続モード中のピッチ角制御方式の一例を示す。異常時運転継続モード中は、回転速度の検出値ωに応じて、ピッチ角の制御方式を切り替える。具体的には、回転速度に二つのレベルω_a，ω_bをもうけ、この二つのレベルと回転速度検出値ωを比較することで、ピッチ角制御方式を切り替える。なお、ω_a，ω_bと、運転可能な回転速度の上限ω_H，下限ω_Lの間には、数１３に示すような関係が成り立つ。

回転速度の検出値がω_a≦ω≦ω_bの関係にある間は、ピッチ制御は、ＰＩ制御器２５０６３によって行われる。ＰＩ制御器２５０６３は、回転速度の目標値ω＊と回転速度検出値ωの差分を、比例積分演算することにより、ピッチ角指令φ２＊（＝φ＊）を決定する。ω＜ω_aの場合には、ピッチ角指令選択器２５０６４は、ピッチ角指令として最も風のエネルギーを受ける角度φ２＊＝３０［度］を選択する。同様に、ω＞ω_bの場合には、ピッチ角指令選択器２５０６４は、ピッチ角指令として最も風のエネルギーを受けない角度φ２＊＝０［度］を選択する。

図１９に、回転速度とピッチ角の時間変化の様子を示す。図１９では、時刻ｔ１に異常状態を検出し、発電を停止、以降は異常時運転継続モードにある。異常検出の瞬間に、回転速度は、ω＞ω_b関係にあるため、ピッチ各指令としてφ＊＝０［度］が選択される。このようにすることで、回転速度が運転可能領域の上限に近づいた際、風の入力エネルギーを急速に減衰させることができるので、回転速度が低下し、回転速度が回転速度の上限ω_Hを上回ることを防止できる。時刻ｔ２＜ｔ＜ｔ３の間は、ω_a＜ω＜ω_bの関係があるため、ＰＩ制御によるピッチ角指令に従う。ｔ３＜ｔ＜ｔ４の間は、ω＜ω_aであり、運転速度の下限に達しやすい領域にある。この際は、ピッチ角指令としてφ＊＝３０［度］が選択される。これにより、風のエネルギーを入力しエネルギーを急速に増大させることができるので、回転速度が上昇し、回転速度ωが回転速度の下限ω_Lを下回ることを防止できる。

なお、異常現象のうち系統電圧低下においては、風力発電システムの制御電源を、電力系統から供給できなくなる。このため、図２０に示したように、風力発電システムを構成する制御器（上位風車コントローラ２５，ピッチ角制御器１１１，電力変換器コントローラ２６など）は、それぞれ補助電源を備えている。電力系統の電圧低下現象が発生していない場合は、制御器の電力は、電力系統の交流、例えば６９０Ｖから、降圧トランス４１により交流２００Ｖ（あるいは交流４００Ｖ）に降圧され、補助電源３０ａ，３０ｂ，３０ｃを介して供給される。補助電源３０ａ，３０ｂ，３０ｃは、内部に蓄電池などをそなえており、電力系統の電圧低下現象が発生していない場合は、電力系統から制御器へ制御電源を供給し、同時に蓄電池への充電動作を行っている。

電力系統の電圧低下現象が発生し、電力系統から制御器（上位風車コントローラ２５，ピッチ角制御器１１１，電力変換器コントローラ２６など）への電力供給ができなくなった場合、補助電源３０ａ，３０ｂ，３０ｃはそれぞれ内部の蓄電池から、制御電源に電力を供給する。このような補助電源を持つ構成により、系統電圧低下中であっても、制御器は電力を確保でき、異常時運転継続モードにおける動作が可能となる。

以上に説明してきたように、異常検出後の異常時運転継続モードにおいてピッチ角制御方式を通常の発電運転時の制御方式から異常時運転継続モードに切り替え、ピッチ角指令を風車の回転速度に応じて切り替える、または、回転速度を一定の目標値に制御するためにピッチ角指令を調整する。このようなピッチ角制御の方法により、ローター１の回転速度制御をピッチ角の調整によってのみ行う必要がある異常時運転継続モード中においても、ローター１の回転速度を運転可能領域に収めることが容易となり、異常状態が解消された後、すぐに通常の発電運転状態に移行することが可能となる。これにより、風力発電システムの発電運転時間を延ばすことができ、発電量が増加する。また系統事故直後の電力供給により、電力系統全体の安定化に寄与できる。

また、上述した各実施例に示す構成は、各実施例の構成によってのみ効果を奏するものではなく、各実施例を組み合わせることも可能である。

１ ローター
２ ナセル
３ タワー
４ トランス
５，２９５ｂ，２９５ｃ，２９５ｅ 遮断器
６ 電力系統
１１ ブレード
１２ ハブ
２１ シャフト
２２ 増速ギヤ
２３ 永久磁石型発電機
２４ 風速計
２５ 上位風車コントローラ
２６ 変換器コントローラ
２８ 電力変換器
３０ａ，３０ｂ，３０ｃ 補助電源
４１ 降圧トランス
１１１ ピッチ角制御器
２８１ 発電機側電力変換器
２８２ 平滑化コンデンサ
２８３ 系統側電力変換器
２８４ 直流エネルギー消費回路
２９１，２９４ 電圧検出器
２９２，２９３ 電流検出器
２５０１ 平均化演算器
２５０２ 回転速度指令演算器
２５０３ ピッチ角指令・電力指令演算器
２５０４ 切替器
２５０５ 事故検出器
２５０６ 異常時ピッチ角指令演算器
２６０１ ＯＲ演算器
２６０２ 電圧振幅演算器
２６０３，２６０３ａ，２６０４，２６０４ａ，２６０６，２６０８，２６０８ａ，２６０９，２６０９ａ 比較演算器
２６０５ 電流振幅演算器
２６０７ 系統周波数検出器
２８３１ ゲート駆動回路
２８３２ 還流ダイオード
２８３３ ＩＧＢＴ
２８４１ 半導体スイッチ
２８４２ 抵抗器
２５０３１，２５０６２ 減算器
２５０３２ ピッチ角指令演算器
２５０３４ 発電電力指令演算器
２５０３７ 最大電力指令演算器
２５０６１ リミッタ
２５０６ｂ３，２５０６３ ＰＩ制御器
２６００１ 異常検出演算器
２６００２ 電力演算器
２６００３ 電力制御演算器
２６００４ 回転速度演算器
２６００５ａ，２６００５ｂ 過電流検出演算器
２６００６ａ，２６００６ｂ 過電流検出回路

Claims (15)

1. ピッチ角を変更可能なブレードと、前記ブレードと機械的に接続されたローターと、前記ローターによって駆動される同期発電機と、前記同期発電機に電気的に接続され、前記同期発電機から電力系統へ出力される電力を電力用半導体により制御する電力変換器と、前記ピッチ角を制御するピッチ角制御手段とを有する風力発電システムにおいて、
   前記電力変換器は、前記同期発電機の出力を直流に電力変換して直流部分に供給する発電機側変換器と、前記直流部分に設けられたコンデンサと、前記コンデンサに接続され前記直流部分に供給される電力を系統周波数に変換して系統に供給する系統側変換器を有し、
   前記風力発電システムは、前記直流部分に電気エネルギー消費回路を備え、
   前記電気エネルギー消費回路は、電気エネルギーを消費するための抵抗器と、前記抵抗器をオンオフするためのスイッチング手段を有し、
   第１の直流過電圧判定レベルと、前記第１の直流過電圧判定レベルよりも電圧レベルが高い第２の直流過電圧判定レベルが設定されており、
   前記直流部分の直流電圧が前記第１の直流過電圧判定レベルより高い場合に電気エネルギーを消費するように前記スイッチング手段を動作させ、さらに、前記直流部分の直流電圧が前記第２の直流過電圧判定レベルより高い場合に前記電力用半導体の動作を停止させ、
   通常時では、前記系統側変換器は、前記直流部分を所定電圧とするように制御され、前記発電機側変換器は、前記系統に所定の有効電力を供給するように制御され、
   前記電力変換器の過電流異常時では、系統異常でなければ故障と判断して前記風力発電システムを停止させ、系統異常であれば、前記発電機側変換器と前記系統側変換器は共にゲートブロックされ、前記過電流異常が解除されると、前記発電機側変換器は前記直流部分を所定電圧とするように制御されて、所定時間後、前記系統側変換器が所定の無効電力を系統に供給するように制御され、
   前記過電流異常と異なる異常では、前記発電機側変換器は前記直流部分を所定電圧とするように制御されると共に前記系統側変換器は所定の無効電力を系統に供給するように前記発電機側変換器と前記系統側変換器の動作を維持させることを特徴とする風力発電システム。
2. 請求項１に記載の風力発電システムにおいて、
   前記電気エネルギー消費回路は、前記電力変換器の直流電圧を前記スイッチング手段のオン条件、またはオフ条件として動作し、前記スイッチング手段のオン条件となる直流電圧は、オフ条件となる直流電圧より高いことを特徴とする風力発電システム。
3. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記電気エネルギー消費回路は、オンとなった瞬間からの時間と、前記エネルギー消費回路がオン状態である時間を計測し、オンとなってからの所定の時間内にオン状態が一定の割合を超えた場合に、前記電気エネルギー消費回路をオフにし、それ以上オンとならないようにすることを特徴とする風力発電システム。
4. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記電気エネルギー消費回路は、オンとなった瞬間からの時間と、前記エネルギー消費回路がオン状態とオフ状態に移行する回数を計測し、オンとなってからの所定の時間内にオン状態からオフ状態へ移行する回数がある一定回数を超えた場合に、前記電気エネルギー消費回路をオフにし、それ以上オンとならないようにすることを特徴とする風力発電シ
   ステム。
5. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記電気エネルギー消費回路は、抵抗器の温度を測定する手段を備え、抵抗器の温度が
   所定の温度以上になった場合に、前記電気エネルギー消費回路をオフにし、それ以上オン
   とならないようにすることを特徴とする風力発電システム。
6. 請求項２に記載の風力発電システムにおいて、
   前記電気エネルギー消費回路は、抵抗器周辺の空気の温度を測定する手段を備え、抵抗器周辺の空気の温度が所定の温度以上になった場合に、前記電気エネルギー消費回路をオフにし、それ以上オンとならないようにすることを特徴とする風力発電システム。
7. 請求項１〜６に記載のうちの１つの風力発電システムにおいて、
   電力系統の電圧が所定の値より低下した場合に、前記系統側変換器は直流電圧制御を終了して無効電力制御を開始することにより電力系統へ無効電力を供給し、前記発電機側変換器は電力制御を終了して直流電圧制御を開始することを特徴とする風力発電システム。
8. 請求項１〜６に記載のうちの１つの風力発電システムにおいて、
   発電機電圧が系統電圧より高い時間が、ある所定の時間経過した場合に、前記系統側変換器は直流電圧制御を終了して無効電力制御を開始することにより電力系統へ無効電力を供給し、前記発電機側変換器は電力制御を終了して直流電圧制御を開始することを特徴と
   する風力発電システム。
9. 請求項１〜６に記載のうちの１つの風力発電システムにおいて、
   系統側電力変換器の直流電圧制御で直流電圧が所定の値に維持できず、かつ、発電機に直流電圧を維持できるだけの発電機電圧がある場合に、前記系統側変換器は直流電圧制御を終了して無効電力制御を開始することにより電力系統へ無効電力を供給し、前記発電機側変換器は電力制御を終了して直流電圧制御を開始することを特徴とする風力発電システ
   ム。
10. 請求項９に記載の風力発電システムにおいて、
    前記系統側変換器の交流電流が異常値であるときに、前記系統側変換器および前記発電機側変換器は一旦ゲートブロックを開始し、ゲートブロック解除後に、前記系統側変換器は直流電圧制御を終了して無効電流制御を開始することにより電力系統へ無効電流を供給し、前記発電機側変換器は発電電力制御を終了して直流電圧制御を開始することを特徴とする風力発電システム。
11. 請求項１〜６に記載のうちの１つの風力発電システムにおいて、
    系統側電力変換器と発電機側電力変換器はそれぞれ別個に制御コントローラをもち、また、それぞれが独立に直流電圧を監視する手段をもち、また、直流電圧がある判定値を下回った状態が一定時間継続した場合に、前記系統側変換器は直流電圧制御を終了して無効電力制御を開始することにより電力系統へ無効電力を供給し、前記発電機側変換器は電力制御を終了して直流電圧制御を開始することを特徴とする風力発電システム。
12. 請求項１１に記載の風力発電システムにおいて、
    系統側電力変換器の直流電圧指令値は発電機側電力変換器の直流電圧指令値より大きく、また、前記系統側電力変換器と前記発電機側電力変換器の制御が切り替わる判定値は、前記系統側電力変換器の直流電圧指令値と前記発電機側電力変換器の直流電圧指令値の間に設定することを特徴とする風力発電システム。
13. 請求項７〜１２に記載の１つの風力発電システムにおいて、
    前記系統側変換器および前記発電機側変換器のゲートブロックの解除は、前記同期発電機の発電電力を絞ってから行うことを特徴とする風力発電システム。
14. 請求項１３に記載の１つの風力発電システムにおいて、
    前記風力発電システムは電力系統の電圧低下が回復したことを検出する手段をもち、電力系統の電圧低下の回復を検出してから所定の時間が経過した後、前記系統側変換器は無効電力制御を終了して直流電圧制御を開始し、前記発電機側電力変換器は直流電圧制御を終了して電力制御を開始することを特徴とする風力発電システム。
15. 請求項７〜１４に記載の１つの風力発電システムにおいて、
    ゲートブロックの解除後、前記発電機側変換器の運転状態の移行は、前記系統側変換器の運転状態の移行より早く行うことを特徴とする風力発電システム。

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