JP2020112035A - 風力発電装置とその運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】縮退運転中の発電量を最大化する風力発電装置とその運転方法を提供すること。【解決手段】少なくともロータ及びナセル並びにナセルを支持するタワーを有し、制御装置により縮退運転を実施する風力発電装置であって、制御装置は、風速に対する発電電力あたり損傷度を求め、求めた発電電力あたり損傷度が規定値を超過することをもって縮退運転を実施することを特徴とする風力発電装置と風力発電装置の定格風速以上の一部の風速域でのみピッチ角のフェザー操作量を、縮退運転を行わない通常時よりも、増加することを特徴とする風力発電装置の運転方法。【選択図】図３

Description

本発明は、風力発電装置とその運転方法に係り、特に風力発電装置をモニタリングし、劣化度合いなどに応じて縮退運転を実行する風力発電装置とその運転方法に関する。

再生可能エネルギー活用への関心の高まりから、風力発電装置の世界的な市場拡大が予測されている。メガワット級の風力発電装置としては、ブレードを回転するハブに放射状に取りつけたロータと、主軸を介してロータを支持するナセルと、ナセルを下部からヨー回転を許して支持するタワーを備えているものが頻繁に用いられる。

風力発電装置では、時々刻々と変化する風をエネルギー源として発電を行う。したがって、実際に風力発電装置に流入する風の風速や乱れが設計条件よりも厳しい場合、風力発電装置の負荷が増大し、構成部品の損傷が加速する可能性がある。損傷の加速により、予期せぬ故障が発生した場合、故障部品の交換に要する時間に加えて、交換用部品の手配や工事用機材、作業員の手配に時間を要するため、計画された部品交換を実施する場合よりも、風力発電装置の稼動停止時間が増大し、発電量が減少する懸念がある。

この対策として、風力発電装置の構成部品の損傷を推定し、損傷が加速する場合には定格出力を低減するなどの縮退運転によって負荷を軽減する方法がある。例えば、特許文献１では、疲労損傷が耐用年数から算出される閾値を超えた場合に、風力発電装置が運転を行う最大風速であるカットアウト風速を変更することで、発電量を低減した縮退運転を行い、延命を図る方法が提案されている。

特許第５２４４５０２号

しかしながら、延命のために定格出力やカットアウト風速を変更した場合、縮退運転中の発電量が大幅に低下する懸念がある。これは、縮退運転を行う風速域と、損傷が加速しやすい風速域が一致せず、損傷が加速しない風速でも縮退運転が適用されることによる。

本発明はこのような状況を鑑みて成されたものであり、縮退運転中の発電量を最大化する風力発電装置とその運転方法を提供することを目的とする。

以上のことから本発明においては、「少なくともロータ及びナセル並びにナセルを支持するタワーを有し、制御装置により縮退運転を実施する風力発電装置であって、制御装置は、風速に対する発電電力あたり損傷度を求め、求めた発電電力あたり損傷度が規定値を超過することをもって縮退運転を実施することを特徴とする風力発電装置」のようにしたものである。

また本発明においては「少なくともロータ及びナセル並びにナセルを支持するタワーを有し、縮退運転を実施する風力発電装置の風力発電方法であって、風力発電装置の定格風速以上の一部の風速域でのみピッチ角のフェザー操作量を、縮退運転を行わない通常時よりも、増加することを特徴とする風力発電装置の運転方法」としたものである。

本発明によれば、発電電力あたり損傷度に基づいて制御量を変更することにより、縮退運転中の発電量を最大化できる。

本発明の前提とする風力発電装置の全体概略構成例を示す図。 本発明の実施例１に係る風力発電装置の構成例を示す図。 実施例１における制御装置と制御対象を説明するための図。 平均風速と発電電力あたり損傷度の関係を説明するための図。 発電電力あたり損傷度が複数の極大値を持つ場合を説明するための図。 実施例２における制御装置と制御対象を説明するための図。 図４のパワーカーブと、損傷度と、発電電力あたり損傷度が、縮退運転時に修正された状態を示す図。 発電電力あたり損傷度を用いた理想的な制御量について説明するための図。 ピッチ角のフェザー制御量を増加することによる縮退運転方法について説明するための図。 風速に基づく階段状のパワーカーブを用いた縮退運転方法について説明するための図。 風速に基づく凹型のパワーカーブを用いた縮退運転方法について説明するための図。 発電電力あたり損傷度に基づく縮退運転と従来の縮退運転の違いについて説明するための図。 発電機の回転数を増加することによる縮退運転方法について説明するための図。

以下、図面を用いて本発明の実施例について説明するが、その前提としての風力発電装置は、概ね以下のような構成のものである。

図１は、本発明の前提とする風力発電装置の全体概略構成例を示す図である。図１に示すように、風力発電装置１は、風を受けて回転するブレード２、ブレード２を支持するハブ３、ナセル４、及びナセル４を回動可能に支持するタワー５を備える。

ナセル４内には、ハブ３に接続されハブ３と共に回転する主軸６、主軸６に接続され回転速度を増速する増速機７、及び増速機７により増速された回転速度で回転子を回転させて発電運転する発電機８を備えている。ブレード２の回転エネルギーを発電機８に伝達する部位は、動力伝達部と称され、本実施例では、主軸６及び増速機７が動力伝達部に含まれる。そして、増速機７及び発電機８は、メインフレーム９上に保持されている。また、ブレード２及びハブ３によりロータ１０が構成される。

図１に示すように、タワー５内の底部（下部）に、電力の周波数を変換する電力変換器１１、電流の開閉を行うスイッチング用の開閉器及び変圧器など（図示せず）、及び制御装置１２などが配されている。制御装置１２として、例えば、制御盤又はＳＣＡＤＡ（Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ａｎｄ Ｄａｔａ Ａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎ）が用いられる。

なお、図１に示す風力発電装置１は、３枚のブレード２とハブ３にてロータ１０を構成する例を示すが、これに限られず、ロータ１０はハブ３と少なくとも１枚のブレード２にて構成しても良い。

本発明は、基本的には図１のように構成された風力発電装置において、これをモニタリングし、劣化度合いなどに応じて縮退運転を実行するものであり、図２に示すように、モニタリングのために、さらに風速計２３とひずみセンサ２４を備えており、縮退運転のための制御対象（操作端）として例えば発電機８、ピッチ角制御機構２１、ヨー制御機構２２などを操作する。

図２は、風力発電装置１を側方から眺めた状態を示しており、風は紙面左から右に吹いているものとする。図２ではロータ１０がタワー５の風下側に位置するダウンウインド型の風力発電装置を示しているが、ロータ１０がタワー５の風上側に位置するアップウィンド型の風力発電装置であってもよい。

風力発電装置１は、回転数を制御可能な発電機８、ブレード２のピッチ角を制御するためのピッチ角制御機構２１、ナセル４の方位角を制御するためのヨー制御機構２２、ナセル４の上部に設置された風速計２３を備えている。なお、風速計２３は、風力発電装置１の他の位置に設置してもよいし、風力発電装置１の近傍であれば風力発電装置１の外部に設置してもよい。

また、風力発電装置１は、ブレード２に取り付けられたひずみセンサ２４を備えていてもよい。ひずみセンサ２４については、ブレード２に限らず、タワー５やナセル４またはハブ３に設置してもよいし、例えば加速度センサのような他の荷重センサを用いてもよい。また、荷重センサの代わりに風速計２３の値に基づいて数値シミュレーションで荷重を推定するソフトセンサを用いても良い。

図３に縮退運転中の発電量を最大化するための、実施例１における風力発電装置１の制御装置１２と制御対象３０の構成例を示す。

図３の制御装置１２は、計算機システムにより構成されており、その処理内容を機能的の述べると、風速計測部３１、荷重計測部３２、損傷度計算部３３、制御量計算部３７を備えるものということができる。また、計算機システムは、その処理のために、損傷度データベースＤＢ１に保持された損傷度データＤ１、パワーカーブデータベースＤＢ２に保持されたパワーカーブデータＤ２、運転計画データベースＤＢ３に保持された運転計画データＤ３を使用する。

なお、事前に作成された損傷度データベースＤＢ１を用いる場合、風速計測部３１、荷重計測部３２、損傷度計算部３３は省略しても良い。また、運転計画データベースＤＢ３は制御装置１２内に保存されている必要はなく、外部のデータセンタやオペレーションセンタのデータを用いても良い。

風速計測部３１では、図２の風速計２３を用いて風速を計測し、所定時間で平均化処理を施した平均風速を出力する。平均化処理では、例えば１０分ごとに平均風速を算出する。

荷重計測部３２では、ひずみセンサ２４などを用いてブレード２のひずみや荷重を計測する。なおひずみセンサ２４は、その代替手段として加速度センサのような他の荷重センサを用いてもよい。また、荷重センサの代わりに風速計２３の値に基づいて数値シミュレーションで荷重を推定するソフトセンサであってもよい。要するに風力発電装置１のブレード２が風により受けるひずみや荷重を計測し、あるいは推定できるものであればよい。

損傷度計算部３３では、荷重計測部３２で求めたひずみや荷重の時系列データを弾性係数や断面係数を用いて任意に指定した監視対象位置での応力に変換し、応力の時系列データを例えばレインフロー法と線形累積損傷則を用いて所定時間ごとに疲労損傷度に換算する。ひずみや荷重の時系列データの損傷度への換算には他の方法を用いても良いし、時系列データをパワースペクトルに変換して、損傷度に換算してもよい。また、所定時間での損傷度を累積した監視対象位置の累積損傷度を計算する。なお監視対象位置は、複数個所であることが望ましい。また本発明において、特に断りのない限り、損傷度とは劣化度を含む概念のものとして説明している。

損傷度データベースＤＢ１では、風速計測部３１で求めた所定時間での平均風速と、損傷度計算部３３で求めた損傷度の関係を損傷度データＤ１（損傷度分布）として保存する。保存の際には、各所定時間での全データをそのまま保存してもよいし、平均風速に対する平均的な損傷度を統計値として保存してもよい。

パワーカーブデータベースＤＢ２では、パワーカーブデータＤ２として風力発電装置１における風速と発電電力の関係を保存している。

運転計画データベースＤＢ３では、運転計画データＤ３として監視対象位置の保守日とその日までの累積損傷度の許容値が保存されている。なお、保守日までの許容値の代わりに、部品の寿命としての累積損傷度の許容値が保存されていてもよい。

制御量計算部３７では、まず損傷度データベースＤＢ１のデータから所定時間での平均風速に対する平均的な損傷度分布を計算する。平均的な損傷度分布は、風速をビンで区切って損傷度の平均値を求めても良いし、多項式や応答曲面法、機械学習によって生成した回帰モデルを用いても良い。次に制御量計算部３７では、平均的な損傷度分布とパワーカーブデータＤ２から求められる発電電力の比を取り、発電電力あたり損傷度を計算する。

図４は、図３の制御装置１２における主要な要素であるパワーカーブと、損傷度と、発電電力あたり損傷度の関係について、横軸を平均風速として表した図である。

図４の上段は、パワーカーブデータベースＤＢ２に保持されたパワーカーブデータＤ２であり、横軸の平均風速と縦軸の発電電力で示されるように定格風速までは風速に応じて発電電力が増大し、定格風速以降は定格発電電力一定に保持される。

図４の中段は、損傷度データベースＤＢ１に保持された損傷度データＤ１（損傷度分布）であり、横軸の平均風速と縦軸の損傷度で示されるように、この例では損傷度は定格風速付近で最大となり、定格風速付近から離れるほど低い値を示す。

図４の下段は、制御量計算部３７で求めた発電電力あたり損傷度であり、横軸の平均風速と縦軸の発電電力あたり損傷度で示されるように、この例では発電電力あたり損傷度は定格風速付近で最大となるが、定格風速付近から離れる領域での傾向は平均風速の上下で相違する傾向を示す。なお図４では、定格風速付近で損傷度が最大となる場合を例として示しているが、損傷度分布は監視対象および位置に応じて変化するため、適用対象を図４の状態に限定するものではない。

図３の制御量計算部３７は、上記手法により発電電力あたり損傷度を算出しているが、算出された発電電力あたり損傷度による制御は、常時実行されるという性格のものではない。発電電力あたり損傷度による制御は、その閾値を超えて増大した場合に、初めて発動され、閾値を超えた風速域においてのみ実行される。

こうして得られた発電電力あたり損傷度が最大となる風速付近において、発電機８やピッチ制御機構２１、ヨー制御機構２２などの関連する制御対象３０の制御量を変更することで縮退運転を行う。制御量としては、例えば、ロータ回転数や、発電機回転数、トルク、ピッチ角、ヨー角などがある。縮退運転時の制御量および制御を変更する風速域については、事前に定義した値を用いてもよいし、後述の実施例２の方法を用いて決定してもよい。

また、図５に示すように発電電力あたり損傷度が複数の極大値を持つ場合は、複数の風速域で制御量を変更してもよい。なお、縮退運転の実行は、運転者が判断しても良いし、監視対象位置の累積損傷度と運転計画データＤ３の累積損傷度の許容値に基づいて、自動的に判断されるようにしてもよい。

なお風力発電装置の損傷度管理を行うに際してはいくつかの考え方があるので、実制御への適用は損傷度管理手法に応じて適宜行うのがよい。例えば、損傷度管理手法として日常の中で、想定した最大損傷を超過しないように制御適用する考え方、一定期間内の累積損傷を順守する考え方、あるいは損傷量の管理目標に沿って運用する考え方などがあるが、制御開始する上でのタイミングはこれらの考え方に沿って適宜採用することができる。図３の運転計画データベースＤＢ３には、これらの管理指針の情報を含めて保持しておくのがよい。

以上の構成を有する風力発電装置１の制御装置１２を用いることで、実施例１によれば、縮退運転中の発電量を最大化し得る縮退運転の適用風速を特定することが可能となる。

実施例２では、実施例１で特定した発電電力あたり損傷度が最大となる風速での縮退運転における、制御量および制御を変更する風速域の決定方法について説明する。

図６に実施例２における風力発電装置１の制御装置１２と制御対象３０の構成例を示す。実施例２では、実施例１の制御装置１２に制御量計測部４１および風況予測データベースＤＢ４が追加設置されている。また図６の実施例では、追加された制御量計測部４１の情報をも加味して構成されたデータベースとそのデータをＤＢ１ａ、ＤＢ２ａとＤ１ａ、Ｄ２ａと表記することで、実施例１のデータベースＤＢ１、ＤＢ２とそのデータＤ１、Ｄ２と区別している。

図６の制御量計測部４１では、制御対象３０での制御量または制御目標値を計測する。実施例２の損傷度データベースＤＢ１ａでは、所定時間での平均風速と損傷度に加えて、各種制御量の平均値または目標値を保存する。制御量としては、例えば、ロータ回転数や、発電機回転数、トルク、ピッチ角、ヨーエラー、発電機出力などがある。保存の際には、各所定時間での全データをそのまま保存してもよいし、平均風速および各種制御量に対する平均的な損傷度を統計値として保存してもよい。

パワーカーブデータベースＤＢ２ａでは、風力発電装置１における風速と発電電力の関係に加えて、各種制御量の平均値または目標値を保存する。制御量としては、例えば、ロータ回転数や、発電機回転数、トルク、ピッチ角、ヨーエラーなどがある。保存の際には、各所定時間での全データをそのまま保存してもよいが、所定時間での平均風速および各種制御量に対する発電電力の平均値を用いることが望ましい。

風況予測データベースＤＢ４では、風力発電装置１における風速頻度分布を風況予測データＤ４として保存している。風速頻度分布Ｄ４は風速計測部３１で取得された計測値から作成してもよいし、事前に作成されたデータや、数値シミュレーションによる気象予報の結果を用いてもよい。また、風速頻度分布の作成周期は問わず、例えば月ごとに作成してもよいし、年間で単一の頻度分布を用いてもよい。

実施例２の制御量計算部３７ａでは、損傷度データベースＤＢ１ａの損傷度データＤ１ａから、まず所定時間での平均風速および制御量に対する平均的な損傷度分布を計算する。平均的な損傷度分布は、風速および制御量をビンで区切って損傷度の平均値を求めても良いし、多項式や応答曲面法、機械学習によって生成した回帰モデルを用いても良い。次に制御量計算部３７ａでは、制御量ごとに平均的な損傷度分布とパワーカーブデータＤ２ａから求められる発電電力の比を取り、各制御量での発電電力あたり損傷度を計算する。

図７は、図４のパワーカーブと、損傷度と、発電電力あたり損傷度の関係を示したものであるが、制御量計測部４１で計測した制御量を可変の要素として大きさが変更された状態におけるパワーカーブ（図７上段）と、損傷度（図７中段）と、発電電力あたり損傷度（図７下段）を表している。

図７の図示において実線で示した各値は、図４と同じ通常時の値であり、一点鎖線で示した各値は、軽度の縮退運転時（制御量が小さい）の値であり、点線で示した各値は、重度の縮退運転時（制御量が大きい）の値である。

図８は、発電電力あたり損傷度を用いた理想的な制御量について説明するための図であり、発電電力あたり損傷度の最大値付近を平滑化するように制御量と制御を変更する風速域を調節した例を示している。図７では制御を変更する風速域は一定とし、制御量を変化させた場合を示しているが、風速域を合わせて変更してもよい。縮退運転中の発電量を最大化するには、図８に示すように発電電力あたり損傷度の最大値付近を平滑化するように制御量と制御を変更する風速域を調節することが望ましいが、制御側の制限があるため、縮退運転時に必ずしも図８のような分布になる必要はない。

図７、８に示すように制御量および制御を変更する風速域の大小によって、発電電力あたり損傷度の分布は変化する。縮退運転中の発電量を最大化する場合、これらの大小の度合いは、縮退運転期間中の風速頻度分布と損傷度分布の内積で求められる損傷度と現在までの累積損傷度との和で求められる推定累積損傷度が運転計画データベースＤＢ３の累積損傷度の許容値と一致するように設定すればよい。縮退運転期間中の風速頻度分布は、縮退運転開始時点から運転計画データベースＤＢ３の保守日までの風況予測データベースＤＢ４を用いて推定できる。ただし、推定した風速頻度分布には誤差が生じることがあるため、縮退運転の制御量および風速域は、誤差を考慮して推定累積損傷度が運転計画データベースＤＢ３の累積損傷度の許容値を下回るように設定してもよい。

以上の構成を有する風力発電装置１の制御装置１２を用いることで、実施例２によれば、縮退運転の制御量および風速域を適切に決定することができ、縮退運転中の発電量の最大化が可能となる。

実施例３では、実施例１で特定した縮退運転の適用風速における、実施例２で特定した制御量および制御を変更する風速域を用いた縮退運転方法の具体例について説明する。ただし、ここに記す縮退運転方法を必ずしも用いる必要はなく、他の方法によって縮退運転を実現しても良い。

図７のように定格風速付近で発電電力あたり損傷度が最大となる場合、この風速付近での発電電力を低減して縮退運転を行う必要がある。然るに回転数の低下による発電電力低減は、ブレードへの流入角を増してしまい、損傷度の増加につながる可能性がある。

従って、通常時よりも発電機トルクを下げつつ、回転数は通常時の上限値を維持するためにブレードのピッチ角をフェザー側（ブレードの迎え角を低減する側）に通常時よりも大きく制御し、ブレードの迎え角を低減することが望ましい。

ただし、損傷度の監視対象によっては、ブレードの迎え角に依存しないこともあるため、トルクを維持したまま通常時よりも回転数を低減して縮退運転を行っても良い。ここで、通常時の制御量とは、縮退運転を行なわず、設計条件などで想定される理想的な風が流入した場合に風力発電装置１のカタログなどに記載されているパワーカーブが実現される場合の制御量であり、多くの場合は発電量が最大となる制御量である。

定格風速付近において回転数を上限値に保ったままトルクを低減するには、ピッチ角の制御量決定方法を修正する必要がある。定格風速付近において、ピッチ角制御量は回転数とトルクに基づいて決定される。縮退運転時には、トルクに基づくピッチ角制御量のゲインを、実施例２で決定した値に変更することで、縮退運転中の発電量を最大化する制御が実現される。

例えば、（１）式に示すように、ピッチ角制御量（フェザー側を正とする）Δθが、現在のトルクＱからトルクの目標値である定格トルク（定格出力でのトルク）Ｑｒａｔｅｄを引いた差分に比例ゲインｋ（＞０）を掛けて決定される場合を考える。
［数１］
Δθ＝ｋ（Ｑ−Ｑｒａｔｅｄ） （１）
（１）式では、トルクが定格トルクよりも小さい場合には、Δθが負となってピッチ角はファイン側（ブレードの迎え角を増加する側）に制御される。そこで、縮退運転時には、この比例ゲインを通常時よりも小さくすることで、ピッチ角をファイン側に向ける制御を抑制する。

図９は、ピッチ角のフェザー制御量を増加することによる縮退運転方法について説明するための図であり、平均風速に対する発電電力とピッチ角制御量の関係を示している。発電電力とピッチ角制御量の関係は、実線に示すとおりであるが、これを縮退運転時には点線で示すようにすべきことを表している。これにより、図９に示すように通常時よりもピッチ角をフェザー側に制御でき、回転数を上限値に維持したままトルクを低減した縮退運転が実現される。また、より大きな損傷度低減が必要な場合ほど、比例ゲインを小さくすることで、図７に示すような縮退運転の強度調整が可能となる。ここでは単純な比例制御を例に説明したが、ゲインなどを用いて縮退運転の強度調整ができれば、他の制御方法を用いても良い。

上述の縮退運転方法の他に、任意の風速域で縮退運転が必要な場合には以下に示す方法を用いても良い。この縮退運転方法では、風速計測部３１での風速に基づいてトルクの上限値を変更することで、回転数の増加またはフェザー制御量の増加を促す。

任意の風速域で縮退運転を行う第１の手法について、図１０を用いて説明する。図１０は、風速に基づく階段状のパワーカーブを用いた縮退運転方法について説明するための図である。図９と同様に、平均風速に対する発電電力とピッチ角制御量の関係を示している。例えば、図１０に示すように定格風速以上の一部の領域で発電電力を階段状に低減して縮退運転を行うことを考える。定格出力時のトルク上限値として通常時には定格トルクが用いられる。この縮退運転では、風速計測部３１での風速が縮退運転対象の風速である場合に、風速に応じてトルク上限値を定格トルクから低減する。トルク上限値の決定に用いる風速は瞬時値でもよいし、１０分間の平均風速などの統計値でもよい。このようにトルク上限値を低減すると、ロータの回転数が増加するが、定格回転数を超えないようにピッチ角制御機構２１によってピッチ角を低減することで、ブレードの迎え角低減による縮退運転が実現される。

任意の風速域で縮退運転を行う第２の手法について、図１１を用いて説明する。図１１は、風速に基づく凹型のパワーカーブを用いた縮退運転方法について説明するための図である。図９、図１０と同様に、平均風速に対する発電電力とピッチ角制御量の関係を示している。図１０では発電電力を階段状に変化させているが、風速に応じてトルク上限値を連続的に変化させ、図１１に示すような滑らかな凹型のパワーカーブとなるように縮退運転を行ってもよい。

図１２は、発電電力あたり損傷度に基づく縮退運転と従来の縮退運転の違いについて説明するための図である。図１２は図９、図１０、図１１と同様に、平均風速に対する発電電力とピッチ角制御量の関係を示しているが、この図１２において実線は通常運転時における発電電力とピッチ角制御量の関係を表しているに対し、点線は定格出力を一律に低減する従来の縮退運転を表している。また、カットアウト風速付近で縮退運転を行う本発明方法の場合には、パワーカーブは図１２の一点鎖線で示したような形状となる。この縮退運転方法では、定格出力を一律に低減する従来の縮退運転（点線）とは異なり、実施例１、２の方法に則って縮退運転を行う風速域を発電電力あたり損傷度に基づいて限定することで、パワーカーブの低下を局所的なものとし、縮退運転中の発電量を最大化できる。

ここでは、風速に応じてトルクの上限値を変更したが、同様に風速に応じて回転数の上限値を変更した縮退運転を行っても良い。

図１３は、発電機の回転数を増加することによる縮退運転方法について説明するための図である。この図では平均風速に対する発電電力と回転数の関係を表している。定格回転数に至らない低風速領域で、この縮退運転を行う場合には、図１３に示すように縮退運転を行う風速域で通常運転時よりも回転数が増加することになる。この場合も、回転数の増加によって、ブレードへの流入角が低減されるため、ブレードの迎え角を低減することによる縮退運転が実現される。ここでは、トルクの上限値を変更することで通常時よりもトルクを低減したが、運転状態によってはトルクを低減するためにトルクの下限値を変更してもよい。

さらに、発電電力あたり損傷度がカットイン風速付近で最大となる場合には、上述の方法に加えてカットイン風速を通常時よりも増加させて縮退運転を行ってもよい。

以上の縮退運転方法を用いることで、実施例３によれば、縮退運転中の発電量を最大化する縮退運転を実施することが可能となる。

なおパワーカーブについて以下のようにされるのが望ましい。パワーカーブについて、ランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する風速は、定格風速近辺であり、例えば定格風速の前後４ｍ／ｓ以内であることが望ましい。またパワーカーブが、定格風速付近でランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する際に、回転数は通常時と変化せず、トルクが通常時よりも低下することが望ましい。またパワーカーブが、定格風速付近でランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する際に、トルクは通常時と変化せず、回転数が通常時よりも低下することが望ましい。

実施例４では、実施例１―３の縮退運転における疲労損傷度を、例えば風力発電装置を構成する部品の摩耗や劣化に置き換えた場合の縮退運転方法について説明する。縮退運転の監視対象となる部品としては、ベアリングや歯車、アクチュエータ、ブレーキパッド、潤滑油、グリス、電気品などがあるが、これらに限定するものではない。

部品の摩耗や劣化を用いて縮退運転を行う場合の実施例４における風力発電装置１の制御装置１２と制御対象３０の構成は、図３、図６と同様でよく、ここでは図６を用いて説明する。ただし、制御量計測部４１、荷重計測部３２、損傷度計算部３３、損傷度データベースＤＢ１ａ内での処理は、実施例１、２とは異なる場合がある。

実施例４における制御量計測部４１では、制御対象３０での制御量または制御目標値として、ロータ回転数や、発電機回転数、ピッチ角、ヨーエラー、発電機出力などを計測するだけでなく、監視対象とした各種制御機構での消費電力、油圧なども計測する。

荷重計測部３２では、ひずみセンサ２４や加速度センサ、圧力センサ、マイク、カメラ、電流・電圧センサ、温度センサ、色度センサ、粘度センサ、パーティクルセンサ、オイルリークセンサなど、監視対象に合わせたセンサにより、監視対象の荷重、損傷、摩耗、劣化を計測する。監視対象の荷重、損傷、摩耗、劣化に関係していれば、ここに列挙した以外のセンサを用いてもよい。

損傷度計算部３３では、監視対象のセンサデータから所定時間での損傷、摩耗、劣化の度合いを定量化する。例えば、ベアリングや歯車の加速度センサから、パワースペクトルを取得し、監視対象の周波数でのパワーの変化量を計算したり、潤滑油に対してパーティクルセンサを用いて濁りの変化量を計算したりする。また、複数のセンサデータを統合して、機械学習などにより監視対象の異常度を算出し、異常度の変化量を計算してもよい。また、所定時間での損傷、摩耗、劣化の度合いを累積した監視対象の損傷、摩耗、劣化の累積値を計算する。前述のパワースペクトルや潤滑油の濁り、異常度のように、計測時点での損傷、摩耗、劣化度合いが累積値を表している場合には、変化量を累積する代わりに最新の計測値から計算した損傷、摩耗、劣化度合いを用いてもよい。

損傷度データベースＤＢ１ａでは、所定時間での平均風速と各種制御量の平均値または目標値、さらに損傷、摩耗、劣化度合いの変化量の関係を保存する。

制御量としては、例えば、ロータ回転数や、発電機回転数、トルク、ピッチ角、ヨーエラー、発電機出力、各種制御機構での消費電力、油圧などがある。保存の際には、各所定時間での全データをそのまま保存してもよいし、平均風速および各種制御量に対する平均的な変化量を統計値として保存してもよい。

制御量計算部３７ａでは、実施例１−３と同様に、損傷度を摩耗や劣化の度合いに置き換えて制御対象３０の制御量および制御を変更する風速域を計算する。

以上の縮退運転方法を用いることで、実施例４によれば、損傷度以外の摩耗、劣化度合いを用いることで様々な部品を対象に、縮退運転中の発電量を最大化する縮退運転が可能となる。

１：風力発電装置
２：ブレード
３：ハブ
４：ナセル
５：タワー
６：主軸
７：増速機
８：発電機
９：メインフレーム
１０：ロータ
１１：電力変換機
１２：制御装置
２１：ピッチ角制御機構
２２：ヨー制御機構
２３：風速計
２４：ひずみセンサ
３０：制御対象
３１：風速計測部
３２：荷重計測部
３３：損傷度計算部
ＤＢ１、ＤＢ１ａ：損傷度データベース
ＤＢ２、ＤＢ２ａ：パワーカーブデータベース
ＤＢ３：運転計画データベース
３７、３７ａ：制御量計算部
４１：制御量計測部
４２：風況予測部

Claims (20)

1. 少なくともロータ及びナセル並びにナセルを支持するタワーを有し、制御装置により縮退運転を実施する風力発電装置であって、
   前記制御装置は、風速に対する発電電力あたり損傷度を求め、求めた発電電力あたり損傷度が規定値を超過することをもって縮退運転を実施することを特徴とする風力発電装置。
2. 請求項１に記載の風力発電装置であって、
   前記制御装置は、部品の単位時間あたり損傷度と風速との関係を定義する損傷度のデータベースと、出力と風速の関係を定義するパワーカーブのデータベースと、前記損傷度と前記パワーカーブとから算出した発電電力あたり損傷度を求め、前記縮退運転の制御量を計算する制御量計算部を備えることを特徴とする風力発電装置。
3. 請求項２に記載の風力発電装置であって、
   前記制御量計算部は、前記縮退運転の制御量に応じて風力発電装置の回転数、トルク、ブレードピッチ角、ヨー角のいずれかを制御することを特徴とする風力発電装置。
4. 請求項２または請求項３に記載の風力発電装置であって、
   前記パワーカーブが、前記制御量計算部による制御量の計算によって縮退運転を行わない通常時に対し、局所的に低下することを特徴とする風力発電装置。
5. 請求項２から請求項４のいずれか１項に記載の風力発電装置であって、
   前記パワーカーブが局所的に低下する風速域または縮退運転の強弱の変化の少なくとも一方に応じた複数の前記パワーカーブを有することを特徴とする風力発電装置。
6. 請求項２から請求項５のいずれか１項に記載の風力発電装置であって、
   前記パワーカーブが、前記制御量計算部による制御量の計算によって縮退運転を行わない通常時に対し、ランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化することを特徴とする風力発電装置。
7. 請求項６に記載の風力発電装置であって、
   前記パワーカーブが、ランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する風速が定格風速付近であることを特徴とする風力発電装置。
8. 請求項６に記載の風力発電装置であって、
   前記パワーカーブが、ランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する風速が定格風速の前後４ｍ／ｓ以内であることを特徴とする風力発電装置。
9. 請求項６に記載の風力発電装置であって、
   前記パワーカーブが、定格風速付近でランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する際に、回転数は通常時と変化せず、トルクが通常時よりも低下することを特徴とする風力発電装置。
10. 請求項６に記載の風力発電装置であって、
    前記パワーカーブが、定格風速付近でランプ状、凹型、階段状のいずれかに変化する際に、トルクは通常時と変化せず、回転数が通常時よりも低下することを特徴とする風力発電装置。
11. 請求項２から請求項５のいずれか１項に記載の風力発電装置であって、
    前記制御量計算部は、発電電力あたり損傷度の最大値を平滑化するように制御量を計算することを特徴とする風力発電装置。
12. 請求項２から請求項５のいずれか１項に記載の風力発電装置であって、
    前記損傷度のデータベースは、部品の単位時間あたり損傷度と風速および制御変更時の制御量の関係を保存することを特徴とする風力発電装置。
13. 請求項２から請求項５のいずれか１項に記載の風力発電装置であって、
    前記制御量計算部は、制御量または制御を変更する風速域を、風況予測に基づく風速頻度分布と制御変更時の損傷度分布の内積で求められる損傷度と現在までの累積損傷度との和で求められる推定累積損傷度が、運転計画の許容値と一致するように決定することを特徴とする風力発電装置。
14. 請求項２から請求項５のいずれか１項に記載の風力発電装置であって、
    前記損傷度のデータベースは、部品の単位時間あたり損傷度と風速および制御変更時の制御量の関係を、運転時のデータを計測して逐次更新することを特徴とする風力発電装置。
15. 請求項１に記載の風力発電装置であって、
    前記損傷度が、疲労損傷度、振動のパワースペクトル、濁りであることを特徴とする風力発電装置。
16. 請求項１に記載の風力発電装置であって、
    前記制御装置は、前記発電電力あたり損傷度または劣化度が前記風力発電装置の定格風速付近で最大となる場合に、ブレードピッチ角のフェザー操作量を、縮退運転を行わない通常時よりも、増加することを特徴とする風力発電装置。
17. 請求項１６に記載の風力発電装置であって、
    前記制御装置は、前記ブレードピッチ角のフェザー操作を通常時よりも低風速から開始することを特徴とする風力発電装置。
18. 請求項１６に記載の風力発電装置であって、
    前記制御装置は、定格風速の前後４ｍ／ｓ以内で前記ブレードピッチ角のフェザー操作量を通常時よりも増加することを特徴とする風力発電装置。
19. 少なくともブレードのピッチ角を制御する制御装置を有する風力発電装置を備え、
    前記制御装置は、
    前記風力発電装置の定格風速付近で前記ピッチ角のフェザー操作量を、縮退運転を行わない通常時よりも、増加することを特徴とする風力発電装置の運転方法。
20. 少なくともロータ及びナセル並びにナセルを支持するタワーを有し、縮退運転を実施する風力発電装置の運転方法であって、
    前記風力発電装置の定格風速以上の一部の風速域でのみピッチ角のフェザー操作量を、縮退運転を行わない通常時よりも、増加することを特徴とする風力発電装置の運転方法。

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