特開 2024-106709 風力発電装置の運転制御方法および運転制御装置

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2024106709

(43)【公開日】2024-08-08

(54)【発明の名称】風力発電装置の運転制御方法および運転制御装置

(51)【国際特許分類】

   F03D 7/04 20060101AFI20240801BHJP

   F03D 17/00 20160101ALI20240801BHJP

   H02P 9/00 20060101ALI20240801BHJP

   H02P 101/15 20150101ALN20240801BHJP

【ＦＩ】

F03D7/04

F03D17/00

H02P9/00 F

H02P101:15

【審査請求】未請求

【請求項の数】15

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2023011114

(22)【出願日】2023-01-27

(71)【出願人】

【識別番号】000003078

【氏名又は名称】株式会社東芝

(71)【出願人】

【識別番号】317015294

【氏名又は名称】東芝エネルギーシステムズ株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100120031

【弁理士】

【氏名又は名称】宮嶋 学

(74)【代理人】

【識別番号】100107582

【弁理士】

【氏名又は名称】関根 毅

(74)【代理人】

【識別番号】100124372

【弁理士】

【氏名又は名称】山ノ井 傑

(74)【代理人】

【識別番号】100217940

【弁理士】

【氏名又は名称】三並 大悟

(72)【発明者】

【氏名】伊東 亮

(72)【発明者】

【氏名】吉水 謙司

(72)【発明者】

【氏名】上田 隆司

(72)【発明者】

【氏名】平野 俊夫

(72)【発明者】

【氏名】山田 敏雅

(72)【発明者】

【氏名】岡本 和真

【テーマコード（参考）】

3H178

5H590

【Ｆターム（参考）】

3H178AA03

3H178AA40

3H178AA43

3H178BB05

3H178BB06

3H178BB56

3H178DD12X

3H178DD52X

3H178DD54X

3H178EE02

3H178EE17

3H178EE23

3H178EE40

5H590CA14

5H590EA07

5H590EB11

5H590HA06

5H590HA28

5H590JA02

(57)【要約】

【課題】風力発電装置に設置された発電機の損傷リスクを抑えることが可能な風力発電装置の運転制御方法を提供する。
【解決手段】一実施形態に係る風力発電装置の運転制御方法は、風力で発電する発電機を備える風力発電装置の運転制御方法である。この運転制御方法は、発電機のトルクデータと風力発電装置の運転時の風況データとの少なくとも一方を取得し、トルクデータに基づくトルク指標と風況データに基づく風況指標の少なくとも一方を算出し、トルク指標と風況指標の少なくとも一方が閾値を超えていると、発電機の出力を抑制する。
【選択図】図３

【特許請求の範囲】

【請求項1】

風力で発電する発電機を備える風力発電装置の運転制御方法であって、
前記発電機のトルクデータと前記風力発電装置の運転時の風況データとの少なくとも一方を取得し、
前記トルクデータに基づくトルク指標と前記風況データに基づく風況指標の少なくとも一方を算出し、
前記トルク指標と前記風況指標の少なくとも一方が閾値を超えていると、前記発電機の出力を抑制する、
風力発電装置の運転制御方法。

【請求項2】

前記トルクデータを用いてトルクの変化量を算出し、
評価時間幅において前記変化量が予め設定された基準値を超えた回数を示すトルクの突変回数を、前記トルク指標として算出する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項3】

前記風況指標が、前記発電機のトルクに基づいて設定された閾値を超えたときに、前記発電機の出力を抑制する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項4】

風速の標準偏差または乱流強度を、前記風況指標として算出する、請求項３に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項5】

評価時間幅における風速の最大値と最小値との差を、前記風況指標として算出する、請求項３に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項6】

評価時間幅における平均風速と、前記風力発電装置の定格風速との差を、前記風況指標として算出する、請求項３に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項7】

前記トルク指標または前記風況指標に応じて予め設定された出力指令値に基づいて、前記発電機の出力を抑制する、請求項１または３に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項8】

異なる複数の評価時間幅でそれぞれ算出された複数の風況指標を用いて、前記発電機の出力を抑制するか否かを判定する、請求項３に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項9】

前記トルク指標または前記風況指標について、前記発電機のトルク値が異なる第１運転モードおよび第２運転モードでそれぞれ異なる閾値を設定する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項10】

前記トルク指標の第１閾値を設定するともに、前記風況指標の第２閾値を設定し、
前記トルク指標が前記第１閾値を超え、かつ前記前記風況指標が前記第２閾値を超えている場合に、前記出力を抑制する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項11】

前記トルク指標の閾値または前記風況指標の閾値を、風向毎に設定する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項12】

前記風力発電装置の設置エリアにおける風況を解析した風況解析データを取得し、
前記風況解析データに基づいて前記風況指標を算出する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項13】

前記出力を抑制した場合の発電電力量の損失量を算出し、
前記損失量が、予め設定された許容範囲内に収まるように、前記閾値、または前記出力を抑制する出力指令値を変更する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項14】

複数の風力発電装置の全てに対して１つの閾値を設定する、請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。

【請求項15】

風力で発電する発電機を備える風力発電装置の運転制御装置であって、
前記発電機のトルクデータと前記風力発電装置の運転時の風況データとの少なくとも一方を取得するデータ取得部と、
前記トルクデータに基づくトルク指標と前記風況データに基づく風況指標の少なくとも一方を算出するデータ処理部と、
前記トルク指標と前記風況指標の少なくとも一方が閾値を超えていると、前記発電機の出力を抑制する制御部と、
を備える風力発電装置の運転制御装置。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明の実施形態は、風力発電装置の運転制御方法および運転制御装置に関する。

【背景技術】

【0002】

風力発電装置では、風の乱れによる風速変動によりブレードに作用する荷重が増大し、機器の損傷リスクが高まる懸念がある。このため、ブレード周囲の風の乱れを示す指標が閾値を超える場合には、ローター回転数や発電出力を低下させた、通常時よりも低出力の運転状態への切り替えを行う運転制御方法が幾つか提案されている。このような出力抑制を伴う運転制御方法では、発電電力量の損失が生じるものの、機器に対する負荷が低減でき、機器の故障によるダウンタイムを回避できることから、トータルでの発電電力量確保に繋がると考えられる。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0003】

【特許文献1】特許第５３１８４５４号公報

【特許文献2】特許第６４２１１３４号公報

【特許文献3】特開２０２１－８８９７２号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0004】

従来の運転制御方法では、主にブレードに作用する荷重の低減を目的としているが、風力発電装置内の機器損傷の要因は、多岐に渡るため、ブレードの荷重に限定されない。例えば、ブレードの回転力で発電する発電機は、風の変動により運転中のトルクが急激に変動（以下、トルクの突変と称する）する場合が散見される。このトルクの突変は、発電機の損傷リスクを高める一つの要因と考えられる。そのため、トルクの突変に基づく指標を風力発電装置の運転制御に取り込むことは重要である。

【0005】

しかし、従来の運転制御は、主にブレードに作用する荷重に着目しているため、トルクの突変に基づいて発電機の出力を抑制することについては考慮されていない。

【0006】

本発明が解決しようする課題は、風力発電装置に設置された発電機の損傷リスクを抑えることが可能な風力発電装置の運転制御方法および運転制御装置を提案することである。

【課題を解決するための手段】

【0007】

一実施形態に係る風力発電装置の運転制御方法は、風力で発電する発電機を備える風力発電装置の運転制御方法である。この運転制御方法は、発電機のトルクデータと風力発電装置の運転時の風況データとの少なくとも一方を取得し、トルクデータに基づくトルク指標と風況データに基づく風況指標の少なくとも一方を算出し、トルク指標と風況指標の少なくとも一方が閾値を超えていると、発電機の出力を抑制する。

【発明の効果】

【0008】

本実施形態によれば、風力発電装置に設置された発電機の損傷リスクを抑えることが可能となる。

【図面の簡単な説明】

【0009】

【図1】第１実施形態に係る風力発電装置の概略的な構成を示す模式図である。

【図2】運転制御装置の概略的な構成を示すブロック図である。

【図3】第１実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【図4】トルク変化量の時系列データの一例を示すグラフである。

【図5】トルクの突変回数と発電機７の運転モードとの関係を示す図である。

【図6】第２実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【図7】風況とトルクの突変回数との関係の一例を示す図である。

【図8】風速の時系列の変化の一例を示すグラフである。

【図9】風力発電装置における風速と発電機のトルクとの関係の一例を示す曲線である。

【図10】トルクの突変回数と風速との関係の一例を示す図である。

【図11】乱流強度と発電機の出力指令値との対応関係を示すデータテーブルの一例を示す図である。

【図12】第６実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【図13】第７実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【図14】第８実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【図15】風向と指標の閾値との対応関係を示すデータテーブルの一例を示す図である。

【図16】第９実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【図17】第１０実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。

【発明を実施するための形態】

【0010】

以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。下記の実施形態は、本発明を限定するものではない。

【0011】

（第１実施形態）
図１は、第１実施形態に係る風力発電装置の概略的な構成を示す模式図である。本実施形態に係る風力発電装置１０は、筐体であるナセル１と、ナセル１を下方から支持する支柱であるタワー２と、複数のブレード３と、複数のブレード３を支持するハブ４と、を備える。

【0012】

ナセル１には、回転軸５、変速機構６、発電機７、および運転制御装置９が内蔵されている。回転軸５の一端は、ハブ４に固定されている。回転軸５の他端は、変速機構６と連結されている。

【0013】

変速機構６は、適宜のカップリング機構などを介して発電機７と連結されている。本実施形態では、３つのブレード３の基端部が、回転方向に１２０度の間隔をおいてハブ４に固定されている。

【0014】

風力発電装置１０の運転中において、ハブ４および回転軸５と共に一体となって回転する複数のブレード３は、風力から得た流体エネルギを回転エネルギに変換する。また、回転軸５の回転エネルギ（駆動力）は、変速機構６により減速又は増速されて発電機７へ伝達される。発電機７は、伝達されたこの回転エネルギを用いて発電を行う。

【0015】

風況計測器８は、ナセル１の外周部に設置されている。風況計測器８は、風向を計測可能な風速計や風向を計測可能な風向計として機能する風速センサの一例である。風況計測器８は、風力発電装置１０が設置された設置エリアで、例えば風速の平均および風速の変化を示す風況データを計測し、計測した風況データ果を計測結果として運転制御装置９へ出力する。なお、風況計測器８は、単に、風速や風向を計測し、この計測結果を、計測した時刻情報と共に運転制御装置９へ出力してもよい。また、風況計測器８の設置エリアは、ナセル１に限定されず、風力発電設備１０の周辺エリアに設置されてもよい。

【0016】

運転制御装置９は、発電機７の回転数、発電機７のトルク、発電機７の出力電力、ブレード３のピッチ角など風力発電装置１０の運転状況を制御および計測する。ここで、図２を参照して、運転制御装置９の概略的な構成を説明する。

【0017】

図２は、運転制御装置９の概略的な構成を示すブロック図である。図９に示す運転制御装置９は、データ取得部９０と、データ処理部９１と、制御部９２と、記憶部９３と、を有する。以下、各部について説明する。

【0018】

データ取得部９０は、風況計測器８の風況データや発電機７の運転データ等の種々のデータを取得する。データ取得部９０は、これらのデータを有線で取得してもよいし、通信ネットワークを介して無線で取得してもよい。

【0019】

データ処理部９１は、データ取得部９０に取得されたデータを用いて、トルクの突変の頻度を表す指標を算出する。また、データ処理部９１は、算出した指標が閾値を超えているか否かを判定する。

【0020】

制御部９２は、データ処理部９１の判定結果に応じて、発電機７を通常運転モード（第１運転モード）または低出力運転モード（第２運転モード）に設定する。通常運転モードでは、発電機７が第１トルク値に設定される。一方、低出力運転モードでは、発電機７は、発電出力を抑えた運転状態となる。そのため、低出力運転モードにおける発電機７の第２トルク値は、通常運転モードの第１トルク値よりも低く設定される。

【0021】

記憶部９３は、上記しきい値や、風況計測器８の風況データ等の種々のデータを記憶する。なお、データ処理部９１が、例えばコンピュータプログラムに基づいて演算処理を実行するＣＰＵ（Central Processing Unit）で構成される場合、記憶部９３は、そのコンピュータプログラムも記憶する。

【0022】

以下、運転制御装置９による風力発電装置１０の運転制御方法について説明する。

【0023】

図３は、第１実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ取得部９０が、発電機７のトルクの時系列な変化を示すトルクデータを取得する（ステップＳ１１）。ステップＳ１１では、データ取得部９０は、運転データからトルクデータを抽出してもよいし、発電機７に設置された計測器（不図示）で直接的に計測された値をトルクデータとして周期的に取得してもよい。

【0024】

次に、データ処理部９１が、データ取得部９０によって取得されたトルクデータに基づいて、トルクの突変の頻度を表す指標を算出する（ステップＳ１２）。例えば、データ処理部９１は、トルクの突変回数を上記指標として算出する。ここで、図４を参照して、本実施形態におけるトルクの突変回数の算出方法を説明する。

【0025】

図４は、トルク変化量の時系列データの一例を示すグラフである。図４では、横軸は時刻を示す。一方、縦軸は、トルク変化量を示す。ステップＳ１２では、まず、データ処理部９１は、データ取得部９０によって取得されたトルクデータを用いて、例えば時刻ｔ２のトルク値から一つ前の時刻ｔ１のトルク値を差し引いた値を、時刻ｔ２のトルク変化量として算出する。

【0026】

続いて、データ処理部９１は、例えば１０分間のように、時刻ｔ１から時刻ｔｎまでの一定の期間である評価時間幅において、トルク変化量が、予め設定された基準値Ｓを超えた回数をカウントする。そして、データ処理部９１は、カウント値をトルクの突変回数として算出する。なお、評価時間幅は、例えば１０分間などのように、運転制御に適した値が適宜設定されている。

【0027】

次に、データ処理部９１は、ステップＳ１２で算出した指標が予め設定された閾値を超えているか否かを判定する（ステップＳ１３）。具体的には、データ処理部９１は、トルクの突変回数が閾値を超えているか否かを判定する。

【0028】

次に、制御部９２が、データ処理部９１の判定結果に応じて発電機７の運転モードを設定する。ここで、図５を参照して、トルクの突変回数と発電機７の運転モードとの関係について説明する。

【0029】

図５は、トルクの突変回数と発電機７の運転モードとの関係を示す図である。図５では、横軸は時刻を示す。一方、縦軸は、トルクの突変回数を示す。

【0030】

図５に示すように、評価時間幅におけるトルクの突変回数が閾値ＴＨ１以下である場合、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する（ステップＳ１４）。この場合、制御部９２は、通常運転モードに対応する発電機７の出力電力を示す出力指令値を生成して出力する。

【0031】

一方、評価時間幅におけるトルクの突変回数が閾値ＴＨ１を超えると、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する（ステップＳ１５）。この場合、制御部９２は、低出力運転モードに対応する発電機７の出力電力を示す出力指令値を生成して出力する。これ以降、場合により、低出力運転モードへ移行させることを出力抑制と記載する。

【0032】

低出力運転モードは、発電出力を抑えた運転状態となるため、発電機７のトルク値は通常運転モードのトルク値よりも低くなる。これにより、トルク変動量も通常運転モードよりも小さくなる。よって、必然的にトルクの突変回数が低減される。

【0033】

以上説明した本実施形態によれば、発電機７のトルクの突変が発生して、その頻度を表す指標が閾値を超えた場合には、運転制御装置９が発電機７の発電出力を抑える。これにより、発電機７に作用する負荷が低減される。したがって、発電機７の損傷リスクを抑えることが可能となる。

【0034】

（第２実施形態）
上述した第１実施形態では、運転制御装置９が、運転データに含まれている発電機７のトルク値から算出される指標を用いて、発電機７の出力抑制の要否を判定している。このような運転制御方法を発電機７の出力抑制に適用することによって、トルクの突変の頻度は低下することが予想される。

【0035】

ただし、発電機７が低出力運転モードに移行すると、データ取得部９０は、通常運転モードを続けた場合のトルクの突変回数のデータを取得できなくなる。そのため、データ処理部９１は、一度適用した出力抑制をどのタイミングで解除すべきか判断することが難しくなる。データ処理部９１は、例えば一定時間で低出力運転モードを解除することも考えられるが、より適切な方法として運転データによる指標とは異なる指標での判定が考えられる。風力発電装置１０の特性上、トルクの突変の発生頻度は風況に大きく依存すると考えられる。そこで、第２実施形態では、運転制御装置９は、発電機７の出力抑制の要否を判定するために、風況計測器８で計測された風況データに基づいて算出した指標を新たに取り入れる。以下、本実施形態に係る運転制御装置９による風力発電装置１０の運転制御方法について説明する。

【0036】

図６は、第２実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ処理部９１が、過去の風況データと風力発電装置１０の運転データを用いて、風況とトルクの突変回数との相関性を分析する（ステップＳ２１）。風況を表す指標として、例えば、風速や乱流強度等が該当する。

【0037】

図７は、風況とトルクの突変回数との関係の一例を示す図である。図７では、横軸は、乱流強度を示す。乱流強度は、風速の標準偏差を平均風速で除した値である。一方、縦軸はトルクの突変回数を示す。図７に示すように、乱流強度とトルクの突変回数との間には、相関性がある。具体的には、乱流強度の値が大きくなるにつれて、トルクの突変回数が多くなる。データ処理部９１は、例えば、図７に示す分布図から得られる乱流強度とトルクの突変回数との相関性を示す近似式を求める。なお、乱流強度とトルクの突変回数との相関性を分析する方法は、近似式に限定されず、例えば統計処理によって行う場合もある。

【0038】

次に、データ処理部９１は、乱流強度の閾値ＴＨ２を設定する（ステップＳ２２）。閾値ＴＨ２は、第１実施形態で説明したトルクの突変回数の閾値ＴＨ１と対応する。そのため、データ処理部９１は、例えばステップＳ２１で求めた近似式を用いて閾値ＴＨ１に対応する乱流強度の閾値ＴＨ２を求める。このように、本実施形態では、乱流強度とトルクの突変回数との相関性の分析と、分析結果に基づく乱流強度の閾値の設定と、を事前に行っている。なお、本実施形態では、乱流強度の代わりに、風速の標準偏差をトルクの突変回数に相関する指標として用いてもよい。

【0039】

次に、データ取得部９０が、風況計測器８で計測された風力発電装置１０の運転時の最新の風況データを取得する（ステップＳ２３）。

【0040】

次に、データ処理部９１が、風況計測器８によって計測された最新の風況データに基づく指標を算出する（ステップＳ２４）。本実施形態では、この指標は、乱流強度である。

【0041】

次に、データ処理部９１は、ステップＳ２４で算出した指標、すなわち乱流強度がステップＳ２２で設定した閾値ＴＨ２を超えているか否かを判定する（ステップＳ２５）。

【0042】

乱流強度が閾値ＴＨ２以下である場合、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する（ステップＳ２６）。この場合、制御部９２は、第１実施形態と同様に通常運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0043】

乱流強度が閾値ＴＨ２を超えている場合、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する（ステップＳ２７）。この場合も、制御部９２は、第１実施形態と同様に低出力運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0044】

以上説明した本実施形態によれば、データ処理部９１が、トルクの突変回数に対応する乱流強度の閾値ＴＨ２を予め設定し、設定した閾値ＴＨ２に基づいて発電機７の出力抑制の要否を判定する。乱流強度は、風力発電装置１０の運転状態の切り替え（出力抑制）には影響されないパラメータである。そのため、この乱流強度を用いることによって、発電機７の出力抑制の要否をより適切に判定することが可能となる。

【0045】

（第３実施形態）
本実施形態では、風況データに基づく指標が第２実施形態と異なる。具体的には、評価時間幅における風速の最大値と最小値との差を用いる。この差は、風速の変動幅を示す。この変動幅は、風の乱れを表す指標の１つであり、乱流強度と同様にトルクの突変回数と相関性を有する。

【0046】

図８は、風速の時系列の変化の一例を示すグラフである。図８では、横軸は時刻を示す。一方、縦軸は風況計測器８で計測された風速を示す。風況データに基づく指標、すなわち風速の変動幅は、評価時間幅における風速最大値Ｖ_ｍａｘから風速最小値Ｖ_ｍｉｎを差し引いた値である。本実施形態では、運転制御装置９が、第２実施形態で説明したフローチャートに従って、発電機７の出力を制御する。以下、フローチャートの各ステップについて説明する。

【0047】

本実施形態のステップＳ２１では、データ処理部９１は、過去の風況データと風力発電装置１０の運転データを用いて、風速の変動幅とトルクの突変回数との相関性を分析する。例えばデータ処理部９１は、この相関性を示す近似式を求める。

【0048】

次に、本実施形態のステップＳ２２では、データ処理部９１は、例えば上記近似式を用いて閾値ＴＨ１に対応する風速の変動幅の閾値ＴＨ３を求める。

【0049】

次に、本実施形態のステップＳ２３では、データ取得部９０が、風況計測器８で計測された最新の風況データを取得する。

【0050】

次に、本実施形態のステップＳ２４では、データ処理部９１が、風況計測器８によって計測された最新の風況データに基づく指標を算出する。本実施形態では、この指標は、風速の変動幅（Ｖ_ｍａｘ－Ｖ_ｍｉｎ）である。

【0051】

次に、本実施形態のステップＳ２５では、データ処理部９１は、ステップＳ２４で算出した風速の変動幅がステップＳ２２で設定した閾値ＴＨ３を超えているか否かを判定する。

【0052】

風速の変動幅が閾値ＴＨ３以下である場合、本実施形態のステップＳ２６では、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する。この場合、制御部９２は、第２実施形態と同様に通常運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0053】

反対に、風速の変動幅が閾値ＴＨ３を超えている場合、本実施形態のステップＳ２７では、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する。この場合も、制御部９２は、第２実施形態と同様に低出力運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0054】

以上説明した本実施形態によれば、データ処理部９１が、トルクの突変回数に対応する風速の変動幅の閾値ＴＨ３を予め設定し、設定した閾値ＴＨ３に基づいて発電機７の出力抑制の要否を判定する。風速の変動幅は、風力発電装置１０の運転状態の切り替え（出力抑制）には影響されないパラメータである。そのため、この変動幅を用いることによって、第２実施形態と同様に発電機７の出力抑制の要否をより適切に判定することが可能となる。

【0055】

（第４実施形態）
トルクの突変が起きる主な要因の１つは、風の乱れによる風速変動である。しかし、トルクの突変の発生頻度は、乱流強度のような風の乱れを表す指標だけに依存するだけでなく、風速のレベルにも依存する。

【0056】

図９は、風力発電装置１０における風速と発電機７のトルクとの関係の一例を示す曲線である。図９に示すように、風力発電装置１０の定格風速Ｖ_ｒａｔ以下では風速の増加に伴い発電機７のトルクが上昇する。風速が定格風速Ｖ_ｒａｔ域に達すると、運転制御装置９によってトルクは一定となるよう制御されている。曲線は、定格風速Ｖ_ｒａｔに近い風速域でより急峻なカーブとなっており、この風速域において発電機トルクの風速に対する感度が大きい。このため、定格風速Ｖ_ｒａｔに近い風速域で風力発電装置１０が運転している場合には、風速変動に対して発電機７のトルクの変化量が大きい傾向となる。

【0057】

図１０は、トルクの突変回数と風速との関係の一例を示す図である。図１０では、横軸は風速を示す。一方、縦軸はトルクの突変回数を示す。図１０に示すように、定格風速Ｖ_ｒａｔに近い風速域でトルクの突変回数が大きい傾向となる。

【0058】

そこで、本実施形態では、評価時間幅における平均風速Ｖ_ａｖｅと定格風速Ｖ_ｒａｔとの風速差を風況データに基づく指標とし、この指標が予め設定された範囲内にある場合に出力抑制を適用する。本実施形態でも、運転制御装置９が、第２実施形態で説明したフローチャートに従って、発電機７の出力を制御する。以下、フローチャートの各ステップについて説明する。

【0059】

本実施形態のステップＳ２１では、データ処理部９１は、過去の風況データと風力発電装置１０の運転データを用いて、平均風速Ｖ_ａｖｅと定格風速Ｖ_ｒａｔとの風速差とトルクの突変回数との相関性を分析する。

【0060】

次に、本実施形態のステップＳ２２では、データ処理部９１は、閾値ＴＨ１に基づいて、上記風速差の範囲を求める。風速差の範囲は、例えば、平均風速Ｖ_ａｖｅが定格風速Ｖ_ｒａｔと等しい０を中央値として、風速差の下限値Ｖ_０－Ｖ_ｒａｔから風速差の上限値Ｖ_１－Ｖ_ｒａｔまでの範囲で設定される。下限値Ｖ_０－Ｖ_ｒａｔおよび上限値Ｖ_１－Ｖ_ｒａｔは、閾値ＴＨ１に応じて適宜決定される。

【0061】

次に、本実施形態のステップＳ２３では、データ取得部９０が、風況計測器８で計測された最新の風況データを取得する。

【0062】

次に、本実施形態のステップＳ２４では、データ処理部９１が、風況計測器８によって計測された最新の風況データに基づく指標を算出する。本実施形態では、この指標は、平均風速Ｖ_ａｖｅと定格風速Ｖ_ｒａｔとの風速差（Ｖ_ａｖｅ－Ｖ_ｒａｔ）である。

【0063】

次に、本実施形態のステップＳ２５では、データ処理部９１は、ステップＳ２４で算出した風速差がステップＳ２２で設定した範囲内であるか否かを判定する。

【0064】

風速差が範囲外である場合、本実施形態のステップＳ２６では、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する。この場合、制御部９２は、第２実施形態と同様に通常運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0065】

反対に、風速差が範囲内である場合、本実施形態のステップＳ２７では、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する。この場合も、制御部９２は、第２実施形態と同様に低出力運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0066】

以上説明した本実施形態によれば、データ処理部９１が、トルクの突変回数に対応する平均風速Ｖ_ａｖｅと定格風速Ｖ_ｒａｔとの風速差の範囲を予め設定し、設定した範囲に基づいて発電機７の出力抑制の要否を判定する。この風速差も、風力発電装置１０の運転状態の切り替え（出力抑制）には影響されないパラメータである。そのため、この風速差を用いることによって、第２実施形態と同様に発電機７の出力抑制の要否をより適切に判定することが可能となる。

【0067】

（第５実施形態）
運転制御装置９が発電機７の出力を抑制する時、低出力運転モードにおける出力指令値は、トルクの突変回数や風況データに基づく指標の値によって変えてもよい。例えば、風況データに基づく指標の１つである乱流強度が大きいほど、トルクの突変がより起きやすい。

【0068】

そこで、本実施形態では、運転制御装置９は、図１１に示すデータテーブルに基づいて、発電機７の出力指令値を設定する。

【0069】

図１１は、乱流強度と発電機７の出力指令値との対応関係を示すデータテーブルの一例を示す図である。図１１に示すデータテーブル１００は、記憶部９３に格納されている。データテーブル１００では、発電機７の出力指令値が、乱流強度の範囲に応じて設定されている。具体的には、乱流強度の値が大きくなるにつれて、出力指令値が段階的に小さくなっている。なお、出力指令値は、乱流強度の値に応じて連続的に設定されていてもよい。すなわち、１つの乱流強度の値に対して１つの出力指令値が設定されていてもよい。

【0070】

本実施形態でも、運転制御装置９が、第２実施形態で説明したフローチャートに従って、発電機７の出力を制御する。ただし、本実施形態のステップＳ２７では、制御部９２は、記憶部９３に格納されたデータテーブル１００を用いて、発電機７の出力指令値を設定する。例えば、ステップＳ２４においてデータ処理部９１によって算出された乱流強度の値がケース３に該当する場合、制御部９２は、データテーブル１００から出力指令値Ｗ_３を選定する。

【0071】

本実施形態によれば、発電機７が低出力運転モードで運転する場合、出力指令値が一律ではなく乱流強度の値に応じて設定される。これにより、発電機７の出力が必要以上に抑制されなくなる。よって、発電機７の出力抑制を最適化することが可能となる。

【0072】

なお、本実施形態では、データテーブル１００において、出力指令値が、乱流強度の代わりにトルクの突変回数に対応付けて設定されていてもよい。この場合、データ取得部９０は、風況データの代わりにトルクデータを取得する。また、データ処理部９１は、第１実施形態で説明したトルクの突変回数をトルク指標として算出する。このトルク指標が閾値ＴＨ１を超えている場合に、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに移行させる。この場合も、発電機７の出力が必要以上に抑制されなくなるため、発電機７の出力抑制を最適化することが可能となる。

【0073】

（第６実施形態）
発電機７の出力抑制の要否を判定する指標として風況データに基づく指標を用いる場合、平均風速、標準偏差、および乱流強度などの統計量を算出する際には評価時間幅を設定する必要がある。これらの指標は、評価時間幅が短ければ短期の傾向を表し、長ければ長期の傾向を表す。風が急に乱れ始めた場合などに出力抑制の追従性を良くする場合には、評価時間幅を短く設定することが望ましい。ただし、評価時間幅が短いほど指標の増減が大きくなるため、閾値を上回る場合と下回る場合の回数が増える。その結果、発電機７の運転モードの切り替え頻度が高くなることが予想される。

【0074】

一般的に、風の乱れは、風速の増減を伴いつつ一定期間継続することが多い。そのため、短期的な指標が瞬間的に閾値を下回ったことにより出力抑制を解除しても、次の瞬間には再度指標が閾値を上回るというケースが予想される。短期的な指標のみで発電機７の運手モードを判定すると、通常運転モードと低出力運転モードとの切り替えが多くなる。その結果、発電機７のトルクの突変を十分に回避できないことが懸念される。

【0075】

そこで、本実施形態では、運転制御装置９は、短期的な指標と長期的な指標とを組み合わせて発電機７の出力抑制の要否を判定する。以下、図１２を参照して本実施形態に係る運転制御装置９による運転制御方法を説明する。

【0076】

図１２は、第６実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ取得部９０が風況計測器８で計測された最新の風況データを取得する（ステップＳ６１）。

【0077】

次に、データ処理部９１が、データ取得部９０によって取得された最新の風況データに基づく短期指標と長期指標とをそれぞれ算出する（ステップＳ６２）。例えば、短期指標は、短評価時間幅で算出された乱流強度である。一方、長期指標は、短期指標よりも長い長評価時間幅で算出された乱流強度である。

【0078】

次に、データ処理部９１は、ステップＳ６２で算出した短期指標が閾値ＴＨ２ａを超えているか否かを判定する（ステップＳ６３）。閾値ＴＨ２ａは、過去の短評価時間幅の乱流強度とトルクの突変回数との相関性（図７参照）に基づいて予め設定され、記憶部９３に格納されている。

【0079】

短期指標が閾値ＴＨ２ａを超えている場合、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する（ステップＳ６４）。この場合、制御部９２は、第１実施形態と同様に低出力運転モードに対応する出力指令値を生成して出力する。

【0080】

短期指標が閾値ＴＨ２ａ以下である場合、データ処理部９１は、ステップＳ６２で算出した長期指標が閾値ＴＨ２ｂを超えているか否かを判定する（ステップＳ６５）。閾値ＴＨ２ｂは、過去の長評価時間幅の乱流強度とトルクの突変回数との相関性（図７参照）に基づいて予め設定され、記憶部９３に格納されている。

【0081】

長期指標が閾値ＴＨ２ｂを超えている場合、制御部９２は、低出力運転モードを維持する。

【0082】

長期指標が閾値ＴＨ２ｂ以下である場合、制御部９２は、低出力運転モードを解除して通常運転モードに戻す（ステップＳ６６）。このように、本実施形態では、運転制御装置９は、低出力運転モードから通常運転モードに戻すか否かを判定する際、短期指標が閾値ＴＨ２ａ以下であり、かつ長期指標が閾値ＴＨ２ｂ以下である場合にのみ低出力運転モード（出力抑制）を解除する。

【0083】

以上説明した本実施形態によれば、短期指標が瞬間的に閾値ＴＨ２ａ以下になったとしても、長期指標が閾値ＴＨ２ｂを超えていれば低出力運転モードが維持される。そのため、発電機７について、無駄な出力抑制の解除が回避される。これにより、発電機７のトルクの突変回数を低減して損傷リスクを抑えることが可能となる。

【0084】

（第７実施形態）
上記第６実施形態で述べたように、一般的に風の乱れは、一定期間継続する傾向にある。そのため、短期的な指標のみで発電機７の運転モードを判定すると、通常運転モードと低出力運転モードとの切り替えが多くなって、発電機７のトルクの突変を十分に回避できないことが懸念される。

【0085】

そこで、第７実施形態では、通常運転モードと低出力運転モードとの間で異なる閾値を設定する。以下、図１３を参照して本実施形態に係る運転制御装置９による運転制御方法を説明する。

【0086】

図１３は、第７実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ取得部９０が風況計測器８で計測された最新の風況データを取得する（ステップＳ７１）。

【0087】

次に、データ処理部９１が、データ取得部９０によって取得された最新の風況データに基づく指標を算出する（ステップＳ７２）。例えば、この指標は、予め設定された評価時間幅における乱流強度である。

【0088】

次に、データ処理部９１が、発電機７の現在の運転状態が、通常運転モードまたは低出力運転モードのどちらであるかを判定する（ステップＳ７３）。

【0089】

発電機７の現在の運転状態が、通常運転モードである場合、データ処理部９１は、ステップＳ７２で算出した指標が閾値ＴＨ２ｃを超えているか否かを判定する（ステップＳ７４）。閾値ＴＨ２ｃは、過去の通常運転モードにおける乱流強度とトルクの突変回数との相関性（図７参照）に基づいて予め設定され、記憶部９３に格納されている。

【0090】

発電機７の現在の運転状態が、低出力運転モードである場合、データ処理部９１は、ステップＳ７２で算出した指標が閾値ＴＨ２ｄを超えているか否かを判定する（ステップＳ７５）。閾値ＴＨ２ｄは、過去の低出力運転モードにおける乱流強度とトルクの突変回数との相関性（図７参照）に基づいて予め設定され、記憶部９３に格納されている。閾値ＴＨ２ｄは、閾値ＴＨ２ｃよりも小さい。

【0091】

指標が閾値ＴＨ２ｃを超えている場合、制御部９２は、発電機７を通常運転モードから低出力運転モードへ移行させる（ステップＳ７６）。反対に、指標が閾値ＴＨ２ｃ以下である場合、制御部９２は、発電機７の運転状態を通常運転モードに維持する（ステップＳ７７）。

【0092】

指標が閾値ＴＨ２ｄを超えている場合、制御部９２は、発電機７の運転状態を低出力運転モードに維持する（ステップＳ７８）。反対に、指標が閾値ＴＨ２ｄ以下である場合、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードから通常運転モードに移行させる（ステップＳ７９）。

【0093】

以上説明した本実施形態によれば、低出力運転モードの閾値が、通常運転モードの閾値よりも低く設定されている。これにより、発電機７が、一度低出力運転モードになると、低出力運転モードが維持され易くなる。そのため、発電機７について、低出力運転モードと通常運転モードとの間における頻繁な運転モードの切替が回避される。これにより、発電機７のトルクの突変回数を低減して損傷リスクを抑えることが可能となる。

【0094】

なお、本実施形態では、各運転モードの閾値が、乱流強度の代わりにトルク突変回数に対して設定されていてもよい。この場合、データ取得部９０は、トルクデータを取得する。また、データ処理部９１は、乱流強度の代わりにトルク突変回数を算出する。さらに、データ処理部９１は、このトルク突変回数が通常運転モードの閾値または低出力運転モードの閾値を超えている場合に、発電機７を低出力運転モードに設定する。この場合も、低出力運転モードの閾値を通常運転モードの閾値よりも低く設定することによって、頻繁な運転モードの切替を回避し、発電機７のトルクの突変回数を低減することが可能となる。

【0095】

（第８実施形態）
運転制御装置９が、風況データに基づく指標を用いて発電機７の出力抑制を行う場合、乱流強度等の指標が閾値を超えたときに必ずしもトルクの突変が発生するとは限らない。場合によっては、風が乱れていてもトルクの突変が発生しないケースも存在し得る。この場合、運転制御装置９が風況データに基づく指標に従って発電機７の出力を抑制すると、無駄な発電電力量の損失を生むことになり好ましくない。

【0096】

そこで、本実施形態では、運転制御装置９は、風況データに基づく風況指標とトルクデータに基づくトルク指標とを合わせて発電機７の出力抑制の要否を判定する。以下、図１４を参照して本実施形態に係る運転制御装置９による運転制御方法を説明する。

【0097】

図１４は、第８実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ取得部９０がトルクデータを取得する（ステップＳ８１）。ステップＳ８１では、データ取得部９０は、運転データからトルクデータを抽出してもよいし、発電機７に設置された計測器（不図示）で直接的に計測された値をトルクデータとして周期的に取得してもよい。

【0098】

ステップＳ８１に続いて、またはステップＳ８１と並行して、データ取得部９０は、風況計測器８で計測された最新の風況データを取得する（ステップＳ８２）。

【0099】

次に、データ処理部９１は、データ取得部９０によって取得されたトルクデータに基づくトルク指標を算出する（ステップＳ８３）。このトルク指標は、例えば第１実施形態で説明したトルクの突変回数である。

【0100】

次に、データ処理部９１は、データ取得部９０によって取得された風況データに基づく風況指標を算出する（ステップＳ８４）。この風況指標は、例えば第２実施形態で説明した乱流強度である。

【0101】

次に、データ処理部９１は、風況指標が閾値ＴＨ２１（第２閾値）を超えているか否かを判定する（ステップＳ８５）。この閾値ＴＨ２１は、例えば発電機７のトルクの突変が発生する可能性が高い乱流強度値であり、記憶部９３に格納されている。

【0102】

風況指標が閾値ＴＨ２１を超えている場合、データ処理部９１は、トルク指標が閾値ＴＨ１１を超えているか否かを判定する（ステップＳ８６）。この閾値ＴＨ１１（第１閾値）は、例えばトルクの突変回数の閾値であり、記憶部９３に格納されている。

【0103】

トルク指標が閾値ＴＨ１１を超えている場合、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する（ステップＳ８７）。

【0104】

風況指標が閾値ＴＨ２２以下であるか、またはトルク指標が閾値ＴＨ１１以下である場合、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する（ステップＳ８８）。

【0105】

以上説明した本実施形態によれば、風況指標が閾値ＴＨ２１を超え、かつトルク指標が閾値ＴＨ１１を超えている場合にのみ、運転制御装置９は、発電機７の出力抑制を適用する。これにより、トルクの突変が生じていないにも関わらず低出力運転モードへ移行することを回避することが可能となる。

【0106】

（第９実施形態）
風力発電装置１０は、設置エリアの周囲の地形の影響などにより、風向毎に作用する風の特徴が異なる場合が多い。このため、運転制御装置９が発電機７の出力抑制の要否を判定する際、風向別に異なる指標の閾値を設定することが好ましい。例えば、過去のデータから、特定の風向でトルクの突変に対する低減効果が十分でないことが判明した場合には、その風向における指標の閾値を低めに設定する。これにより、発電機７の出力抑制が適用され易くなる。

【0107】

そこで、本実施形態では、運転制御装置９は、図１５に示すデータテーブルに登録された閾値ＴＨαを用いて、発電機７の出力抑制の要否を判定する。

【0108】

図１５は、風向と指標の閾値との対応関係を示すデータテーブルの一例を示す図である。図１５に示すデータテーブル２００は、記憶部９３に格納されている。データテーブル２００では、乱流強度の閾値ＴＨαが、風向ごとに設定されている。なお、データテーブル２００では、８方位の風向について閾値ＴＨαが設定されているが、風向の方位数は、８方位に限定されず、例えば４方位または１６方位であってもよい。ここで、図１６を参照して本実施形態に係る運転制御装置９による運転制御方法を説明する。

【0109】

図１６は、第９実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ取得部９０が風況計測器８で計測された最新の風況データを取得する（ステップＳ９１）。

【0110】

次に、データ処理部９１が、データ取得部９０によって取得された最新の風況データに基づく指標を算出する（ステップＳ９２）。例えば、この指標は、予め設定された評価時間幅における乱流強度である。

【0111】

次に、データ処理部９１が、記憶部９３に格納されているデータテーブル２００を用いて指標が閾値ＴＨαを超えているか否かを判定する（ステップＳ９３）。ステップＳ９３では、データ処理部９１は、風況データから風向を特定する。続いて、データ処理部９１は、特定した風向に対応する閾値ＴＨαをデータテーブル２００から読み出す。このとき、特定した風向がデータテーブル２００に登録されていない場合には、データ処理部９１は、最も近い風向に対応する閾値ＴＨαを読み出す。続いて、データ処理部９１は、ステップＳ９２で算出した指標（乱流強度）を、読み出した閾値ＴＨαと比較する。

【0112】

指標が閾値ＴＨα以下である場合、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する（ステップＳ９４）。

【0113】

指標が閾値ＴＨαを超えている場合、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する（ステップＳ９５）。

【0114】

本実施形態によれば、風況データに基づく指標の閾値が、風向別に最適化されている。そのため、風向に関わらずトルクの突変を低減して発電機７の損傷リスクを抑えることが可能となる。

【0115】

なお、本実施形態では、データテーブル２００には、トルクの突変回数の閾値が、風向別に設定されていてもよい。この場合、データ取得部９０は、トルクデータを取得する。また、データ処理部９１は、トルクの突変回数を算出する。続いて、データ処理部９１は、トルクの突変回数と比較する閾値を、データテーブル２００から選定する。このようにトルクデータに基づく指標の閾値が風向別に最適化されていても、風向に関わらずトルクの突変を低減して発電機７の損傷リスクを抑えることが可能となる。

【0116】

（第１０実施形態）
第２実施形態から第９実施形態で説明した運転制御方法では、風況データに基づく指標は、風力発電装置１０に設置された風況計測器８で計測された風況データに基づいて算出される。風況データは、空間的に特定の位置における値であるため、情報量が限定的である。これに対し、風力発電装置１０の設置エリア周辺の風の流れを数値シミュレーションにより求める風況解析では、ブレード３周りの空間的な風速分布が得られる。

【0117】

そこで、本実施形態では、この風況解析結果を示す風況解析データを取得することによって、より詳細な指標の設定が可能となる。例えば、複数の位置における風況指標（乱流強度など）を提供することが可能となる。ここで、図１７を参照して本実施形態に係る運転制御装置９による運転制御方法を説明する。

【0118】

図１７は、第１０実施形態に係る運転制御方法を説明するフローチャートである。このフローチャートでは、まず、データ処理部９１が、第２実施形態のステップＳ２１と同様に、過去の風況データと風力発電装置１０の運転データを用いて、風況とトルクの突変回数との相関性を分析する（ステップＳ１０１）。

【0119】

次に、データ処理部９１は、第２実施形態のステップＳ２２と同様に、乱流強度の閾値ＴＨ２を設定する（ステップＳ１０２）。閾値ＴＨ２は、第１実施形態で説明したトルクの突変回数の閾値ＴＨ１と対応する。

【0120】

次に、データ取得部９０が、風況解析データを取得する（ステップＳ１０３）。この風況解析データは、風力発電装置１０の設置エリアにおける複数の位置の風況指標、例えば乱流強度を示している。この風況解析データは、例えば風況解析装置（不図示）で予め作成され、データ取得部９０は、この風況解析装置から取得する。なお、風況解析データは、記憶部９３に予め格納されていてもよい。また、ステップＳ１０３では、データ取得部９０は、風力発電装置１０の設置エリアの気象予報データを取得してもよい。気象予報データには、例えば気象庁から提供されるＭＳＭ（Meso Scale Model)やＬＦＭ（Local Forecast Model）といった気象解析モデルが含まれている。

【0121】

次に、データ処理部９１が、風況解析データを用いて風況指標を算出する（ステップＳ１０４）。ステップＳ１０４では、データ処理部９１は、風況解析データに示された複数の位置の乱流強度の最大値や平均値などを求めて、求めた値を風況指標として算出する。

【0122】

次に、データ処理部９１は、ステップＳ１０４で算出した指標、すなわち乱流強度がステップＳ１０２で設定した閾値ＴＨ２を超えているか否かを判定する（ステップＳ１０５）。

【0123】

乱流強度が閾値ＴＨ２以下である場合、制御部９２は、発電機７を通常運転モードに設定する（ステップＳ１０６）。一方、乱流強度が閾値ＴＨ２を超えている場合、制御部９２は、発電機７を低出力運転モードに設定する（ステップＳ１０７）。

【0124】

以上説明した本実施形態によれば、風況指標の演算処理に風況解析データが用いられている。風況解析データには、風力発電装置１０の設置エリアの複数の位置における風況指標が示されている。このように、多くの位置の風況指標に基づいて発電機７の運転制御を行うことによって、トルクの突変に対する低減効果を向上させることが可能となる。

【0125】

（第１１実施形態）
上述した各実施形態に係る運転制御装置９の運転制御方法では、トルクの突変を低減するために発電機７の出力を抑制する。この出力抑制に伴って、発電電力量の損失が生じることになる。発電機７の損傷リスクを抑えることは重要であるが、一方で発電電力量の損失を許容できるレベルに抑えることも同様に重要である。

【0126】

そこで、本実施形態では、データ処理部９１が、低出力運転モードの適用期間が終了すると、下記の式（１）、（２）に基づいて低出力運転モードに伴う発電電力量の損失量Ｌを算出する。

Ｐ１＝Ｐ２×Ｃｖ１／Ｃｖ２ （１）
Ｌ＝Ｐ１－Ｐ２ （２）

【0127】

上記式（１）において、Ｐ２は、低出力運転モードの適用期間における発電機７の実際の発電電力量である。Ｃｖ１は、通常運転モードの出力指令値である。Ｃｖ２は、低出力運転モードの出力指令値である。Ｐ１は低出力運転モードの発電電力量から換算された、通常運転モードの発電電力量である。損失量ＬはＰ１とＰ２の差に相当する。

【0128】

損失量Ｌが、予め設定された許容範囲外である場合、データ処理部９１は、損失量Ｌが許容範囲内に収まるように低出力運転モードの出力指令値、または出力抑制の要否判定に用いる指標の閾値を変更する。例えば、データ処理部９１は、低出力運転モードの出力指令値を大きくするかまたは指標の閾値を高くする。なお、この許容範囲は、発電機７のトルクの突変を抑制しつつ、発電電力量の損失を必要最小限に抑えることができる範囲である。

【0129】

以上説明した本実施形態によれば、運転制御装置９が発電機７の発電電力量の損失量を評価指標として取り入れて運転制御する。これにより、より実用的に発電機７を運転制御することが可能となる。

【0130】

（第１２実施形態）
複数の風力発電装置１０が設置されるウィンドファームでは、トルク指標の閾値ＴＨ１や風況指標の閾値ＴＨ２は、風力発電装置毎に個別に設定する方法がある。これに対し、本実施形態では、ウィンドファーム内の風力発電装置に対して１つの閾値を設定する。例えば、個々の風力発電装置のデータに基づいて設定した閾値のうち、最も小さい値を、ウィンドファーム内の全ての風力発電装置１０に適用する。このように設定することで、より保守的な閾値設定となり、損傷リスクを抑えることが可能となる。

【0131】

以上、実施形態を幾つか説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規なシステムは、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明したシステムの形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。

【符号の説明】

【0132】

１：ナセル
２：タワー
３：ブレード
４：ハブ
５：回転軸
６：変速機構
７：発電機
８：風況計測器
９：運転制御装置
１０：風力発電装置
９０：データ取得部
９１：データ処理部
９２：制御部
９３：記憶部

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】

【図12】

【図13】

【図14】

【図15】

【図16】

【図17】