JP6165053B2 - Wind power generator - Google Patents
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Description
本発明は、風力発電装置におけるタワーの振動を低減する技術に関する。 The present invention relates to a technique for reducing tower vibration in a wind turbine generator.
近年、二酸化炭素の排出による地球温暖化や化石燃料の枯渇が懸念されており、二酸化炭素量の排出の抑制や化石燃料への依存度の低減が求められている。二酸化炭素の排出量の抑制や化石燃料への依存度の低減を図るためには、風力や太陽光などの自然から得られる再生可能エネルギーを利用した発電システムの導入が有効である。 In recent years, there is concern about global warming and depletion of fossil fuels due to carbon dioxide emissions, and there is a need to reduce emissions of carbon dioxide and to reduce dependence on fossil fuels. In order to reduce carbon dioxide emissions and reduce dependence on fossil fuels, it is effective to introduce a power generation system that uses renewable energy such as wind power and sunlight.
上記再生可能エネルギーを利用した発電システムの中でも、風力発電システムは太陽光発電システムと異なり、日射による直接的な出力変化を受けないことから、比較的安定な発電システムとして注目されている。また、地上と比較して、風速が高く、風速変化が少ない洋上に設置する風力発電システムも有力な発電システムとして注目されている。 Among the power generation systems using renewable energy, the wind power generation system is attracting attention as a relatively stable power generation system because it does not receive direct output change due to solar radiation unlike the solar power generation system. In addition, wind power generation systems installed on the ocean with higher wind speed and less change in wind speed compared to the ground have attracted attention as a powerful power generation system.
風力発電システムの構築にあたり、風力発電システムを構成するタワーの振動を抑制する手段が必要である。その理由を以下に示す。ブレードとブレードが接続されているハブにて構成されるロータは、タワー上に設置されるナセルに接続される。数MWを出力可能な風力発電システムでは、タワーは数十メートルの高さに及ぶ。そのため、ロータが受ける風速の変化によってタワーに加わる力(モーメント)が大きく変化し、タワーに振動が生ずる。この振動を要因としてタワーに疲労が蓄積することにより、タワーの寿命が短くなる可能性がある。 In constructing a wind power generation system, means for suppressing vibrations of towers constituting the wind power generation system is necessary. The reason is as follows. A rotor composed of blades and a hub to which the blades are connected is connected to a nacelle installed on the tower. In a wind power generation system capable of outputting several MW, the tower is several tens of meters high. Therefore, the force (moment) applied to the tower greatly changes due to the change in the wind speed received by the rotor, and the tower vibrates. Due to this vibration, fatigue builds up in the tower, which may shorten the life of the tower.
当該技術分野に関する背景技術として、例えば特許文献1のような技術がある。特許文献1には、翼ピッチ角指令に基づき風車ブレードのピッチ角を制御するピッチ角制御機構を備えた風力発電装置であって、ナセルに取り付けられ、該ナセルの振動の加速度を検出する加速度計と、前記加速度計により検出された加速度に基づき、前記ナセルの振動を打ち消すように前記風車ブレードにスラスト力を発生させるための該風車ブレードのピッチ角を算出して翼ピッチ角指令を前記ピッチ角制御機構に出力するアクティブ制振手段とを有する風力発電装置が開示されている。 As a background art related to the technical field, there is a technique such as Patent Document 1, for example. Patent Document 1 discloses a wind power generation apparatus having a pitch angle control mechanism that controls a pitch angle of a wind turbine blade based on a blade pitch angle command, and is attached to a nacelle and detects an acceleration of vibration of the nacelle. And calculating a pitch angle of the windmill blade for generating a thrust force on the windmill blade so as to cancel the vibration of the nacelle based on the acceleration detected by the accelerometer, and giving a blade pitch angle command to the pitch angle. A wind turbine generator having active vibration control means for outputting to a control mechanism is disclosed.
特許文献1では、上記タワーの振動を抑制するために、ナセルに設置した加速度センサの出力信号を利用し、ブレードのピッチ角を制御することでロータに加わるスラスト力を調整し、タワーの振動を抑制する手段を開示している。特許文献1に記載の技術によれば、タワー振動の速度に応じた仮想的なダンパー項を付与することで、タワー振動を抑制することが可能である。 In Patent Document 1, in order to suppress the vibration of the tower, the thrust signal applied to the rotor is adjusted by controlling the pitch angle of the blade using the output signal of the acceleration sensor installed in the nacelle, and the tower vibration is controlled. Means to suppress are disclosed. According to the technique described in Patent Document 1, it is possible to suppress tower vibration by providing a virtual damper term corresponding to the speed of tower vibration.
しかしながら、特許文献1に開示されている技術を浮体式の風力発電システムに適用した場合、次のような課題がある。浮体式では、タワーの傾斜角度が着床式に対して大きくなる。加速度センサを利用した場合には、タワー傾斜角が大きくなった際に、重力による加速度も検出する。重力の影響を含む加速度に基づいてピッチ角指令値を決定すると、タワーの振動以外の加速度によって決定されたピッチ角指令値の成分が存在することから、本来の目的とは異なるピッチ角指令値に基づいて各ブレードのピッチ角が決定される可能性がある。結果として、特許文献1に開示された技術では適切にタワーの振動を抑制できない場合がある。 However, when the technique disclosed in Patent Document 1 is applied to a floating wind power generation system, there are the following problems. In the floating type, the inclination angle of the tower is larger than that of the landing type. When an acceleration sensor is used, the acceleration due to gravity is also detected when the tower tilt angle increases. When the pitch angle command value is determined based on the acceleration including the influence of gravity, the pitch angle command value component determined by the acceleration other than the tower vibration exists, so the pitch angle command value is different from the original purpose. Based on this, the pitch angle of each blade may be determined. As a result, the technique disclosed in Patent Document 1 may not properly suppress tower vibration.
そこで、本発明の目的は、風力発電装置において、発電時のタワーの振動を効果的に抑制し、タワーの疲労を軽減することにより、耐久性に優れた風力発電装置を提供することにある。また、タワー補強のための追加コストを抑え、経済性に優れた風力発電装置を提供することにある。 Accordingly, an object of the present invention is to provide a wind turbine generator having excellent durability by effectively suppressing the vibration of the tower during power generation and reducing the fatigue of the tower in the wind turbine generator. It is another object of the present invention to provide an economical wind power generator that can suppress the additional cost for reinforcing the tower.
上記課題を解決するために、本発明は、地上または洋上に設置され、風力発電装置の支持部となるタワーと、前記タワー上に設けられ、内部に発電機を備えたナセルと、前記ナセルの一端に設けられ、風を受けて回転エネルギーへ変換する複数のブレードおよびハブからなるロータと、を備えた風力発電装置であって、前記ナセルの傾きを検出する傾斜角検出手段と、前記ブレードに設けられ、前記ハブに対する前記ブレードのピッチ角を調節するピッチ角制御手段と、を備え、前記傾斜角検出手段により検出された前記ナセルの傾斜角に基づき、前記ピッチ角制御手段により、前記ブレードの前記ピッチ角を制御し、前記ピッチ角制御手段は、前記タワーの基部の位置から前記ブレードが最も高くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値が、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるように前記ピッチ角を制御することを特徴とする。 In order to solve the above problems, the present invention provides a tower that is installed on the ground or the ocean and serves as a support for a wind power generator, a nacelle that is provided on the tower and includes a generator inside, and a nacelle of the nacelle. A wind turbine generator provided at one end and including a plurality of blades and a hub that receives wind to convert into rotational energy, an inclination angle detecting means for detecting the inclination of the nacelle, and the blade Pitch angle control means for adjusting the pitch angle of the blade with respect to the hub, and based on the inclination angle of the nacelle detected by the inclination angle detection means, the pitch angle control means controlling the pitch angle, the pitch angle control means, an average value of the pitch angle at the rotational position near to the blade from the position of the base of the tower is the highest The absolute value of the deviation with respect to the pitch angle mean value, and controls the pitch angle to be greater than the absolute value of the deviation to the pitch angle mean value of the pitch angle of the other rotating position.
本発明によれば、風力発電装置において、発電時のタワーの振動を効果的に抑制し、タワーの疲労を軽減することにより、耐久性に優れた風力発電装置を実現することができる。また、タワー補強のための追加コストを抑え、経済性に優れた風力発電装置を実現することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the wind power generator excellent in durability can be implement | achieved in a wind power generator by suppressing the vibration of the tower at the time of electric power generation effectively, and reducing the fatigue of a tower. Moreover, the additional cost for tower reinforcement can be suppressed and the wind power generator excellent in economy can be implement | achieved.
以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
≪実施例1の概略構成≫
まず、図1を用いて、本実施例に係る風力発電装置の概略構成について説明する。図1は、本実施例の風力発電装置1の全体の概略構成を示す。風力発電装置1は、複数のブレード2と、複数のブレード2を接続するハブ3とで構成されるロータ4を備える。ロータ4は図では省略するがナセル6の一端に回転軸を介して連結されており、回転することでブレード2の位置を変更可能である。ブレード2が風を受けることによりロータ4が回転し、図では省略するがナセルの内部に備えられた発電機を回転させることで電力を発生することができる。ブレード2の各々にはブレード2とハブ3の位置関係、すなわちピッチ角と呼ぶブレードの角度を調節可能なピッチ角制御手段すなわちピッチアクチュエータ5を備えている。ピッチアクチュエータ5を用いてブレード2のピッチ角を変更することにより、風に対するロータの回転エネルギーを変更できる。これにより、広い風速領域においてロータ4の回転速度を制御しながら、風力発電装置1の発電電力を制御することができる。ナセル6は風力発電装置の支持部となるタワー8上に設置されており、タワー8は図には明記しないが、基部に設置され、地上または洋上の所定位置に設置される。風力発電装置1はなお、ナセル6にナセル6の傾斜角を計測可能な傾斜角センサ7を備えている。また、風力発電装置1はコントローラ9を備えており、傾斜角センサ7の出力信号に基づいてピッチアクチュエータ5を調整することで、タワー8に発生する振動を低減するタワー制振制御がプログラムの形態で実装されている。図1ではコントローラ9はナセル6またはタワー8の外部に設置される形態にて図示されているが、これだけに限ったものではなく、ナセル6またはタワー8またはそれ以外の所定位置、または風力発電装置1の外部に設置される形態であっても良い。
<< Schematic Configuration of Example 1 >>
First, a schematic configuration of the wind turbine generator according to the present embodiment will be described with reference to FIG. FIG. 1 shows an overall schematic configuration of the wind turbine generator 1 of the present embodiment. The wind turbine generator 1 includes a rotor 4 including a plurality of
≪実施例1におけるナセル傾斜角≫
図2は、風力発電装置1のナセル6の所定位置に設置された傾斜角センサ7にて計測する傾斜角を示す図である。水平軸と一致したX0軸、X0軸に垂直なZ0軸、およびX0軸とZ0軸の交点にあり、紙面裏側に向かうY0軸で構成される座標系Σ0を基準とした際、紙面と平行な平面に存在するX1軸およびZ1軸と、Y0軸と方向が一致するY1軸にて構成される座標系Σ1に傾斜角センサ7が設置されている。この傾斜角センサ7は座標系Σ0に対する座標系Σ1のY0軸(Y1軸)周りの回転角度φを計測する。傾斜角センサ7はナセル6に物理的に設置され、ナセル6と同様の運動をすることから、上記回転角度φはナセル6の傾斜角度と一致する。
<< Nacelle inclination angle in Example 1 >>
FIG. 2 is a diagram illustrating an inclination angle measured by an
≪実施例1におけるタワー変位の決定≫
図3は、風力発電装置1が風力エネルギーを受けて発電している際の、タワー8の振動の変位を示す概要図である。タワー8が剛体であり、タワー8の基部にて傾斜する形態を想定すると、図2に示す傾斜角φに対し、タワー8の変位xは以下の式で決定できる。
<< Determination of Tower Displacement in Example 1 >>
FIG. 3 is a schematic diagram showing the vibration displacement of the
ここで、hはタワーの高さを示す。 Here, h indicates the height of the tower.
≪実施例1におけるタワー振動の想定挙動≫
図4は、タワー8の代表点に想定した2次振動モデルを示す。以下、本実施例では、タワー8の振動は1次振動モードのみと仮定する。図4に示すように、タワー8の代表点に質量Mの質点を想定し、この振動特性が弾性特性Kと粘性特性Dを持ち、上記にて定義した変位xに基づくものとする。また、Fはタワー8に加わる前後方向の力(スラスト力)を示す。このスラスト力はロータ4、ナセル6、およびタワー8が風を受けることで生ずる力であり、各ブレードのピッチ角を調整することによってその大きさを変更することができる。
<< Assumed behavior of tower vibration in Example 1 >>
FIG. 4 shows a secondary vibration model assumed as a representative point of the
≪実施例1におけるタワー制振制御≫
以下、図5乃至図11を用いて、風力発電装置1のコントローラ9に実装され、上記変位xを微分した結果である変位速度vxに基づいてタワー8の振動を低減するタワー制振制御の一例について説明する。
≪Tower damping control in Example 1≫
Hereinafter, an example of tower damping control that is mounted on the
図5は、実施例1におけるタワー制振制御と制御対象の概要を示すブロック線図である。図5に示すブロック線図は、タワー制振制御部501と制御対象部502により構成される。タワー制振制御部501は、変位速度演算部51、変位速度偏差演算部52、およびピッチ角指令値演算部53より構成される。変位速度演算部51は傾斜角センサ7の出力信号である傾斜角φに基づき、タワー8の変位速度vxを演算する。変位速度偏差演算部52は変位速度演算部51の出力である変位速度vxを、変位速度目標値vx *より減算し、変位速度偏差Δvxを演算する。ピッチ角指令値演算部53は変位速度偏差Δvxに基づいてタワー8の振動を低減するためのピッチ角指令値θ* cを演算する。ここで、ピッチ角指令値とは、複数あるブレード2の全てのピッチアクチュエータ5に同様の指令を与える指令値と定義する。制御対象部502は、ブレード特性部54、加算部55、タワー振動特性部56、および傾斜角センサ特性部57により構成される。ブレード特性部54はタワー8の振動を低減するためのピッチ角指令値θ* cによってタワー8に生ずるスラスト力(タワー制振制御によるスラスト力)ΔFを決定する。加算部55は、基本スラスト力F0とタワー制振制御によるスラスト力ΔFとを加算し、タワー8に加わる全てのスラスト力(全スラスト力)Fを演算する。ここで、基本スラスト力F0とは、風力発電装置1が風速に応じて発電電力を制御するためにピッチ角を制御した際に生ずるスラスト力、すなわちタワー制振制御を実行しない場合のスラスト力を示す。タワー振動特性部56は、図4に示すようにタワー8の代表点に想定した質点の2次振動モデルの挙動であり、全スラスト力Fに基づいてタワー8の変位xを決定する。傾斜角センサ特性部57はタワー8上部のナセル6に設置された傾斜角センサ7の出力特性を示す。
FIG. 5 is a block diagram illustrating an outline of the tower vibration suppression control and the control target in the first embodiment. The block diagram shown in FIG. 5 includes a tower vibration
以下、タワー制振制御部501および制御対象部502を構成するそれぞれの一例について説明する。
Hereinafter, each example which comprises the tower damping
まず、タワー制振制御部501について説明する。図6は、実施例1における変位速度演算部51の第1の実施形態を示す図である。本実施形態における変位速度演算部51は、タワー変位演算部61と微分演算部62により構成される。タワー変位演算部61では、傾斜角センサ7の出力信号である傾斜角φに基づき、数1に基づいて変位xを決定する。微分演算部62では、変位xを時間微分することで変位速度vxを決定する。図7は、実施例1における変位速度演算部51の第2の実施形態を示す図である。本実施形態における変位速度演算部51は、上述の第1の実施形態の前段に、ノイズ除去処理部71を追加したものである。ノイズ除去部71は傾斜角センサ7の出力信号に含まれるノイズを除去する特性を備えており、ローパスフィルタの伝達特性を備えていても良い。本実施形態では、タワー8の傾斜角φに基づいて、ノイズ除去後傾斜角φ1を決定する。その後、数1に基づいて変位xを決定し、微分により変位速度vxを決定する。図8は、実施例1における変位速度演算部51の第3の実施形態を示す図である。本実施形態における変位速度演算部51は、上記第2の実施形態に対して、ノイズ除去処理部71とタワー変位演算部61の間に、バンドパスフィルタ特性部81を追加した構成を備える。傾斜角センサ7の出力信号である傾斜角φに上述のノイズ除去処理部71を実行し、ノイズ除去後傾斜角φ1を決定する。バンドパスフィルタ特性部81は、ノイズ除去後傾斜角φ1に対して所定周波数帯域のみを取り出す処理を実行し、所定帯域傾斜角φ2を決定する。上記所定周波数帯域は、タワー8の1次振動モードの固有周波数帯域であっても良く、風力発電装置1を構成する発電機やファンなどにより発生する周波数帯域であっても良い。決定した所定帯域傾斜角φ2より、タワー変位演算部61にて数1に基づいて変位xを決定した後、微分演算部62にて変位xを微分することで変位速度vxを決定する。変位速度偏差演算部52は、変位速度vxと変位速度目標値vx *により、下式に基づいて変位速度偏差Δvxを演算する。
First, the tower vibration
図9は、ピッチ角指令値演算部53の一例を示すブロック線図である。図9の形態では、入力である変位速度偏差Δvxに対してゲインがKpの比例成分とゲインがKDの微分成分により構成されるPD制御に基づき、ピッチ角指令値θ* cを演算する。下式はPD制御の伝達関数を示す。
FIG. 9 is a block diagram illustrating an example of the pitch angle command
次に、制御対象部502の一例を以下で説明する。ブレード特性部54は、下式に基づき、ピッチ角指令値θ*cよりタワー制振制御によるスラスト力ΔFを決定する。
Next, an example of the
数4はタワー制振制御によるスラスト力ΔFがピッチ角指令値θ* cに比例する特性を示すが、これに限るものではなく、反比例や多項式の特性であっても良い。
タワー振動特性部56は、図4に示すように2次振動モデルを想定していることから、タワー8の変位xと全スラスト力Fの間に下式の特性を想定する。
Equation 4 shows a characteristic in which the thrust force ΔF by the tower vibration suppression control is proportional to the pitch angle command value θ * c , but is not limited thereto, and may be an inverse proportion or a characteristic of a polynomial.
Since the tower vibration
傾斜角センサ特性部57は、タワー8の変形特性と傾斜角センサ7の特性により決定される。傾斜角φと変位xに図3の関係を想定すると、下式に基づいて傾斜角φが決定される。
The inclination angle sensor
≪タワー制振制御にPD制御を適用した場合の効果≫
以下、タワー制振制御にPD制御を適用した場合の効果に関する詳細を説明する。全スラスト力F、タワー制振制御によるスラスト力ΔF、および基本スラスト力F0には以下の関係が成立する。
≪Effect when PD control is applied to tower vibration suppression control≫
Hereinafter, the detail regarding the effect at the time of applying PD control to tower vibration suppression control is demonstrated. The following relationship is established between the total thrust force F, the thrust force ΔF by the tower damping control, and the basic thrust force F 0 .
ここで、数3と数4より、変位速度変化Δvxとタワー制振制御によるスラスト力ΔFには以下の関係が成立する。
Here, from the
ここで、変位速度偏差Δvxは数2で表わされるが、タワー8の振動を抑制するには、
Here, the displacement speed deviation Δvx is expressed by
が必要であることから、数2は下式の様になる。
Therefore,
数8と数10より下式が得られる。
From the
数5から得られる下式
The following formula obtained from
に、数7と数11を代入すると、下式が得られる。
Substituting
実施例1のタワー制振制御を適用する前の特性である下式に対し、 For the following equation, which is the characteristic before applying the tower vibration suppression control of the first embodiment,
数13は右辺第1項の重量項、および右辺第2項の減衰項が大きくなる。これはタワー制振制御によるピッチ角指令値により、仮想的にタワー重量と減衰特性が増加したことを示す。上記効果により、タワー8の振動を低減することができる。
In Expression 13, the weight term of the first term on the right side and the attenuation term of the second term on the right side are increased. This indicates that the tower weight and damping characteristics are virtually increased by the pitch angle command value by the tower damping control. Due to the above effect, the vibration of the
≪独立ピッチ制御によるタワー制振制御の効果向上≫
図10は、独立にピッチ角指令値を決定することでタワー制振制御の効果を向上可能な制御(独立ピッチ角指令によるタワー制振制御)のブロック線図を示す。本制御は、上述のタワー制振制御にて決定されるピッチ角指令値θ* cから各ブレードの独立ピッチ角偏差θ* iを決定する独立ピッチ角偏差演算部101と加算部102により構成される。独立ピッチ角偏差演算部101は、下式に基づき、独立ピッチ角偏差θ* iを決定する。
≪Improved effect of tower vibration control by independent pitch control≫
FIG. 10 shows a block diagram of control (tower vibration control by independent pitch angle command) that can improve the effect of tower vibration control by independently determining the pitch angle command value. This control is composed of an independent pitch angle deviation calculating unit 101 and an adding
ここで、iはブレード番号、Ψiは各ブレードのロータ回転位置(水平面に対して垂直方向を基準)、Ψ0はピッチ角指令から動作までの遅れを考慮したオフセット値を示す。ここで、f(θ* c)は下式のようにピッチ角指令値θ* cに比例するものであっても良いし、多項式に基づくものであっても良く、これに限ったものではない。 Here, i is the blade number, ψ i is the rotor rotational position of each blade (referenced to the direction perpendicular to the horizontal plane), and ψ 0 is an offset value considering the delay from the pitch angle command to the operation. Here, f (θ * c ) may be proportional to the pitch angle command value θ * c as in the following equation, or may be based on a polynomial, and is not limited to this. .
数15に示すように、独立ピッチ角偏差θ* iにcosを利用することで、ブレード2の位置が最も高く、風力によるタワー8の振動を助長するスラスト力を低減することが可能である。また、ブレード2の位置が最も低く、タワーと重なる状況ではブレード2が他の位置に存在する場合よりもスラスト力が弱くなるため、タワー8の振動を増加させるモーメントが発生する。これを抑制するために、ブレード2の位置が最も低い回転位置にある場合に、ピッチ角指令値によるスラスト力変化の影響を大きくするために、cos関数を利用してその操作量をブレード2が高い位置と逆方向に調整する。独立ピッチ角指令によるタワー制振制御では、最終的に下式に従って各ブレード2の独立ピッチ角指令値を演算する。
As shown in Expression 15, by using cos for the independent pitch angle deviation θ * i , it is possible to reduce the thrust force that promotes the vibration of the
以上説明した実施例1におけるタワー制振制御では、複数の定数を利用しているが、これら定数はシミュレーションまたは実機試験により決定するものであっても良いし、所定の設計手法により決定するものであっても良い。また、定数ではなく、所定の状態に応じて適宜変化するものであっても良い。 In the tower vibration suppression control in the first embodiment described above, a plurality of constants are used. However, these constants may be determined by simulation or actual machine test, or determined by a predetermined design method. There may be. Moreover, it may change suitably according to a predetermined state instead of a constant.
≪実施例1におけるタワー制振制御のフローチャート≫
図11は、実施例1におけるタワー制振制御のフローチャートの一例を示す。ステップS1101では、傾斜角センサ7の出力信号に基づいて傾斜角φを決定し、次のステップに進む。続くステップS1102では、傾斜角φに基づいてタワー8の振動の変位速度vxを決定し、次のステップに進む。ステップS1103では、タワー8の変位速度vxに基づき、各ブレード2のピッチ角指令値θ* cを決定し、次のステップに進む。ステップS1104では、ピッチ角指令値θ* cに基づいて、独立ピッチ角指令値θ* iを決定し、一連の処理を終了する。
<< Flowchart of tower vibration suppression control in embodiment 1 >>
FIG. 11 shows an example of a flowchart of tower vibration suppression control in the first embodiment. In step S1101, the inclination angle φ is determined based on the output signal of the
本実施例におけるタワー制振制御のフローチャートはこれに限ったものではなく、例えば、独立ピッチ角指令値θ* iを決定するステップS1104を省き、ステップS1101からステップS1103のみの処理であってもその効果を得ることができる。 The flowchart of the tower vibration suppression control in the present embodiment is not limited to this. For example, the step S1104 for determining the independent pitch angle command value θ * i is omitted, and even if the processing is only from step S1101 to step S1103, An effect can be obtained.
≪実施例2の概略構成≫
以下では、図12乃至図18を用いて、本実施例に係る風力発電装置の概略構成について説明する。図12は、本実施例の風力発電装置1の全体の概略構成を示す。ブレード2、ハブ3、ロータ4、ピッチアクチュエータ5、ナセル6、タワー8は、図1にて説明した実施例1と同様である。実施例2では、タワー8の歪み量を検出する歪み検出手段すなわち複数の歪みセンサ12(図12では12a、12b、12cにて明記)がタワー8の地表側の所定位置に供えられている。また、風力発電装置1はコントローラ120を適宜位置に備えており、コントローラ120には、これら歪みセンサ12の出力信号に基づき、ピッチアクチュエータ5に指令を与えることで、タワー8に発生する振動を低減することが可能なタワー制振制御がプログラムの形態で実装されている。コントローラ120に実装されるタワー制振制御は、歪みセンサ12の出力信号よりタワー8の変形量を決定し、この変形量に基づいて複数あるブレード2のピッチ角を調整するピッチアクチュエータ5への指令値であるピッチ角指令値を決定する。なお、図12ではコントローラ120はナセル6およびタワー8の外部に記載されているが、これに限ったものではなく、ナセル6の所定位置、またはタワー8の所定位置に備えられるものであっても良いし、風力発電装置1の外部に設置するものであっても良い。
<< Schematic Configuration of Example 2 >>
Below, schematic structure of the wind power generator concerning a present Example is demonstrated using FIG. 12 thru | or FIG. FIG. 12 shows an overall schematic configuration of the wind turbine generator 1 of the present embodiment. The
≪実施例2におけるタワー変位の決定≫
図13は、風力発電装置1が風力エネルギーを受けて発電している際の、タワー8の振動の変位と歪みセンサ12にて計測される歪み量の関係を示す図である。図13において、xはタワー8の水平方向の変位、δはタワー8に設置された歪みセンサ12の出力信号に基づいて決定される歪みセンサ12取り付け部のタワー8の変形量、φはタワー8の歪みセンサ12の取り付け部以外が剛体と想定した場合のタワー8の傾斜角、h1はタワー8におけるナセル6の取り付け位置から歪みセンサ12の取り付け位置までの長さをそれぞれ示す。ただし、タワー長さh1はロータ4、ナセル6、およびタワー8に風力エネルギーが入力されていない状態、すなわち風を受けていない状態における、鉛直方向の長さである。
本実施例では、傾斜角φが微小であれば、傾斜角φを変形量δで近似できる性質を利用し、比例ゲインG3を利用し、下式に基づいてタワー8の変位xを演算する。
<< Determination of Tower Displacement in Example 2 >>
FIG. 13 is a diagram illustrating the relationship between the vibration displacement of the
In this embodiment, if the inclination angle φ is small, the property that the inclination angle φ can be approximated by the deformation amount δ is used, the proportional gain G 3 is used, and the displacement x of the
なお、比例ゲインG3は図13に示す幾何学的関係から決定するものであっても良いし、実測データに基づいて決定するものであっても良い。また、数18に限ったものではなく、変形量δの多項式に基づいて決定するものであっても良い。ここで、変形量δは複数設置した歪みセンサ12の複数の出力信号に基づいて決定される。歪みセンサ12の出力信号にフィルタ処理を施し、ノイズ除去後の信号の最大値を利用しても良いし、ノイズ除去後の信号から歪みセンサ12取り付け位置のタワー8の変形形態を推測、変形なしの状態からの変形量を決定するものであっても良い。
The proportional gain G 3 may be determined from the geometric relationship shown in FIG. 13 or may be determined based on actually measured data. Moreover, it is not limited to Equation 18, but may be determined based on a polynomial of deformation amount δ. Here, the deformation amount δ is determined based on a plurality of output signals of a plurality of
≪実施例2におけるタワー振動の想定挙動≫
実施例2におけるタワー振動の想定挙動は、上述の実施例1と同様に、図4に示す2次振動モデルを想定するため、詳細説明を省略する。
<< Assumed behavior of tower vibration in Example 2 >>
Since the assumed behavior of the tower vibration in the second embodiment assumes the secondary vibration model shown in FIG. 4 as in the first embodiment, detailed description thereof is omitted.
≪実施例2におけるタワー制振制御≫
以下、図14乃至図18を用いて、実施例2において、コントローラ120に実装されるタワー制振制御について説明する。
≪Tower damping control in Example 2≫
Hereinafter, tower vibration suppression control implemented in the
実施例1におけるタワー制振制御と、実施例2におけるタワー制振制御との違いは、タワー制振制御の入力が変形量δを利用することである。この変形量δを利用し、タワー8の変位速度vxを決定し、これに基づいてピッチアクチュエータ5に出力するピッチ角指令値を決定する。図14は、実施例2におけるタワー制振制御部と制御対象の概要を示すブロック線図である。図14に示すブロック線図は、タワー制振制御部1401と制御対象部1402により構成される。タワー制振制御部1401は、変位速度演算部141、変位速度偏差演算部52、およびピッチ角指令値演算部53より構成される。変位速度演算部141は歪みセンサ12の出力信号である変形量δに基づき、タワー8の変位速度vxを演算する。変位速度偏差演算部52およびピッチ角指令値演算部53は実施例1と同様のため、説明を省略する。
The difference between the tower vibration suppression control in the first embodiment and the tower vibration suppression control in the second embodiment is that the input of the tower vibration suppression control uses the deformation amount δ. Using this deformation amount δ, the displacement speed vx of the
制御対象部1402は、ブレード特性部54、加算部55、タワー振動特性部56、および歪みセンサ特性部142により構成される。ブレード特性部54、加算部55、およびタワー振動特性部56は実施例1と同様のため、説明を省略する。歪みセンサ特性部142はタワー8上部のナセル6に設置された歪みセンサ12の出力特性を示す。以下、実施例1との相違点である、変位速度演算部141、および歪みセンサ特性部142について説明する。
The
図15は、実施例2における変位速度演算部141の第1の実施形態を示す。本実施形態における変位速度演算部141は、タワー変位演算部151と微分演算部152により構成される。タワー変位演算部151は歪みセンサ12の出力信号である変形量δに基づき、数18を利用してタワー8の変位xを決定する。微分演算部152は、実施例1と同様に変位xを時間微分することで変位速度vxを決定する。図16は、実施例2における変位速度演算部141の第2の実施形態を示す図である。本実施形態における変位速度演算部141は、上述の第1の実施形態の前段に、ノイズ除去処理部161を追加したものである。ノイズ除去処理部161は傾斜角センサ7の出力信号に含まれるノイズを除去する特性を備えており、ローパスフィルタの伝達特性を備えていても良い。本実施形態では、タワー8の変形量δに基づいて、ノイズ除去後変形量δ1を決定する。その後、数18に基づいて変位xを決定し、微分により変位速度vxを決定する。図17は、実施例2における変位速度演算部141の第3の実施形態を示す。本実施形態における変位速度演算部141は、上記第2の実施形態に対して、ノイズ除去処理部161とタワー変位演算部151の間に、バンドパスフィルタ特性部171を追加した構成を備える。歪みセンサ12の出力信号である変形量δに上述のノイズ除去処理部161を実行し、ノイズ除去後変形量δ1を決定する。バンドパスフィルタ特性部171は、ノイズ除去後変形量δ1に対して所定周波数帯域のみを取り出す処理を実行し、所定帯域変形量δ2を決定する。上記所定周波数帯域は、タワー8の1次振動モードの固有周波数帯域であっても良く、風力発電装置1を構成する発電機やファンなどにより発生する周波数帯域であっても良い。決定した所定帯域傾斜角φ2より、タワー変位演算部151にて数18に基づいて変位xを決定した後、微分演算部152にて変位xを微分することで変位速度vxを決定する。図14に示す、歪みセンサ特性部142は、タワー8の変位xより、歪みセンサ12を利用して、歪みセンサ12取り付け部の変形量δを決定する。図13に示す幾何学的な関係が成立すると仮定すると、歪みセンサ特性部142は数18に基づいて下式によって変形量δを決定する。
FIG. 15 shows a first embodiment of the
≪独立ピッチ制御によるタワー制振制御の効果向上≫
実施例2においても、実施例1と同様に、複数あるブレード2をロータ4の回転位置に基づいて独立にピッチ角を調整することにより、タワー制振制御の効果を向上できる。独立ピッチ角指令によるタワー制振制御については、実施例1と同様であり、詳細説明を省略する。
≪Improved effect of tower vibration control by independent pitch control≫
In the second embodiment, as in the first embodiment, the effect of the tower vibration suppression control can be improved by independently adjusting the pitch angle of the plurality of
≪実施例2におけるタワー制振制御のフローチャート≫
図18は、実施例2におけるタワー制振制御のフローチャートの一例を示す。ステップS1801では、歪みセンサ12の出力信号に基づいて変形量δを決定し、次のステップに進む。続くステップS1802では、変形量δに基づいてタワー8の振動の変位速度vxを決定し、次のステップに進む。ステップS1803では、タワー8の変位速度vxに基づき、各ブレード2のピッチ角指令値θ* cを決定し、次のステップに進む。ステップS1804では、ピッチ角指令値θ* cに基づいて、独立ピッチ角指令値θ* iを決定し、一連の処理を終了する。
<< Flowchart of tower vibration suppression control in
FIG. 18 shows an example of a flowchart of tower vibration suppression control in the second embodiment. In step S1801, the deformation amount δ is determined based on the output signal of the
本実施例におけるタワー制振制御のフローチャートは、実施例1と同様に、これに限ったものではなく、例えば、独立ピッチ角指令値θ* iを決定するステップS1804を省き、ステップS1801からステップS1803のみの処理であってもその効果を得ることができる。 The flowchart of the tower vibration suppression control in this embodiment is not limited to this, as in the first embodiment. For example, step S1804 for determining the independent pitch angle command value θ * i is omitted, and steps S1801 to S1803 are omitted. Even if only the process is performed, the effect can be obtained.
なお、実施例1および実施例2において説明した独立ピッチ制御によるタワー8の制振制御の例として、各々のブレード2の回転位置に応じてピッチ角を制御することもタワー8の振動を抑制する手段として有効である。例えば、タワー8の基部の位置からブレード2が最も高くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値を、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるよう、ピッチアクチュエータ5により、ピッチ角を制御することもできる。これにより、ブレード2が高い位置にある場合にはスラスト力調整効果が大きくなる。例えば、タワー8が後方へ大きく傾いた場合は、ピッチ角を大きくして風を逃がし、風により後方へ押される力を低減し、タワーが前方へ大きく傾いた場合には、ピッチ角を小さくして風を受けるようにして、後方へ押される力を増加させるようにピッチ角を制御することもできる。
As an example of the vibration suppression control of the
また、タワー8の基部の位置からブレード2が最も低くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値を、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるよう、ピッチアクチュエータ5により、ピッチ角を制御することもできる。これにより、ブレード2とタワー8が重なる場合の影響を低減することができる。例えば、ダウンウインド式ではタワー8とブレード2が重なる位置ではブレード2が受ける力が減少するため、他の回転位置のブレードよりピッチ角の変化量を大きくする。また、アップウインド式では効果が少ない可能性があるが、タワー8による乱流(ウェイク)の影響で少なからず同様の効果を得られる可能性がある。
Also, the absolute value of the deviation from the pitch angle average value indicating the average value of the pitch angle in the vicinity of the rotational position where the
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。 In addition, this invention is not limited to an above-described Example, Various modifications are included. For example, the above-described embodiments have been described in detail for easy understanding of the present invention, and are not necessarily limited to those having all the configurations described. Further, a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. Further, it is possible to add, delete, and replace other configurations for a part of the configuration of each embodiment.
1…風力発電装置、2…ブレード、3…ハブ、4…ロータ、5…ピッチアクチュエータ、6…ナセル、7…傾斜角センサ、8…タワー、9,120…コントローラ、12,12a,12b,12c…歪みセンサ、51,141…変位速度演算部、52…変位速度偏差演算部、53…ピッチ角指令値演算部、54…ブレード特性部、55,102…加算部、56…タワー振動特性部、57…傾斜角センサ特性部、61,151…タワー変位演算部、62,152…微分演算部、71,161…ノイズ除去処理部、81,171…バンドパスフィルタ特性部、101…独立ピッチ角偏差演算部、142…歪みセンサ特性部、501,1401…タワー制振制御部、502,1402…制御対象部。
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Wind power generator, 2 ... Blade, 3 ... Hub, 4 ... Rotor, 5 ... Pitch actuator, 6 ... Nacelle, 7 ... Inclination angle sensor, 8 ... Tower, 9, 120 ... Controller, 12, 12a, 12b, 12c DESCRIPTION OF SYMBOLS ...
Claims (12)
前記タワー上に設けられ、内部に発電機を備えたナセルと、
前記ナセルの一端に設けられ、風を受けて回転エネルギーへ変換する複数のブレードおよびハブからなるロータと、を備えた風力発電装置であって、
前記ナセルの傾きを検出する傾斜角検出手段と、
前記ブレードに設けられ、前記ハブに対する前記ブレードのピッチ角を調節するピッチ角制御手段と、を備え、
前記傾斜角検出手段により検出された前記ナセルの傾斜角に基づき、前記ピッチ角制御手段により、前記ブレードの前記ピッチ角を制御し、
前記ピッチ角制御手段は、前記タワーの基部の位置から前記ブレードが最も高くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値が、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるように前記ピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 A tower installed on the ground or offshore and serving as a support for the wind power generator;
A nacelle provided on the tower and provided with a generator inside;
A wind turbine generator provided at one end of the nacelle, comprising a rotor composed of a plurality of blades and a hub that receives wind and converts it into rotational energy,
An inclination angle detecting means for detecting the inclination of the nacelle;
Pitch angle control means provided on the blade for adjusting the pitch angle of the blade with respect to the hub, and
Based on the inclination angle of the nacelle detected by the inclination angle detection means, the pitch angle control means controls the pitch angle of the blade ,
The pitch angle control means is configured such that an absolute value of a deviation from an average pitch angle value indicating an average value of the pitch angle in the vicinity of the rotational position where the blade is highest from the position of the base of the tower is a pitch angle of another rotational position. The wind power generator characterized by controlling said pitch angle so that it may become larger than the absolute value of the deviation with respect to the average value of pitch angle .
前記タワー上に設けられ、内部に発電機を備えたナセルと、
前記ナセルの一端に設けられ、風を受けて回転エネルギーへ変換する複数のブレードおよびハブからなるロータと、を備えた風力発電装置であって、
前記ナセルの傾きを検出する傾斜角検出手段と、
前記ブレードに設けられ、前記ハブに対する前記ブレードのピッチ角を調節するピッチ角制御手段と、を備え、
前記傾斜角検出手段により検出された前記ナセルの傾斜角に基づき、前記ピッチ角制御手段により、前記ブレードの前記ピッチ角を制御し、
前記ピッチ角制御手段は、前記タワーの基部の位置から前記ブレードが最も低くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値が、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるように前記ピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 A tower installed on the ground or offshore and serving as a support for the wind power generator;
A nacelle provided on the tower and provided with a generator inside;
A wind turbine generator provided at one end of the nacelle, comprising a rotor composed of a plurality of blades and a hub that receives wind and converts it into rotational energy,
An inclination angle detecting means for detecting the inclination of the nacelle;
Pitch angle control means provided on the blade for adjusting the pitch angle of the blade with respect to the hub, and
Based on the inclination angle of the nacelle detected by the inclination angle detection means, the pitch angle control means controls the pitch angle of the blade ,
The pitch angle control means is configured such that an absolute value of a deviation from an average pitch angle value indicating an average value of the pitch angle in the vicinity of the rotational position where the blade is lowest from the position of the base of the tower is a pitch angle of another rotational position. The wind power generator characterized by controlling said pitch angle so that it may become larger than the absolute value of the deviation with respect to the average value of pitch angle .
前記タワー上に設けられ、内部に発電機を備えたナセルと、
前記ナセルの一端に設けられ、風を受けて回転エネルギーへ変換する複数のブレードおよびハブからなるロータと、を備えた風力発電装置であって、
前記タワーに設けられ、前記タワーの歪みを検出する歪み検出手段と、
前記ブレードに設けられ、前記ハブに対する前記ブレードのピッチ角を調節するピッチ角制御手段と、を備え、
前記歪み検出手段により検出された前記タワーの歪み量に基づき、前記ピッチ角制御手段により、前記ブレードの前記ピッチ角を制御し、
前記ピッチ角制御手段は、前記タワーの基部の位置から前記ブレードが最も高くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値が、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるように前記ピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 A tower installed on the ground or offshore and serving as a support for the wind power generator;
A nacelle provided on the tower and provided with a generator inside;
A wind turbine generator provided at one end of the nacelle, comprising a rotor composed of a plurality of blades and a hub that receives wind and converts it into rotational energy,
A strain detecting means provided on the tower for detecting strain of the tower;
Pitch angle control means provided on the blade for adjusting the pitch angle of the blade with respect to the hub, and
Based on the distortion amount of the tower detected by the distortion detection means, the pitch angle control means controls the pitch angle of the blade ,
The pitch angle control means is configured such that an absolute value of a deviation from an average pitch angle value indicating an average value of the pitch angle in the vicinity of the rotational position where the blade is highest from the position of the base of the tower is a pitch angle of another rotational position. The wind power generator characterized by controlling said pitch angle so that it may become larger than the absolute value of the deviation with respect to the average value of pitch angle .
前記タワー上に設けられ、内部に発電機を備えたナセルと、
前記ナセルの一端に設けられ、風を受けて回転エネルギーへ変換する複数のブレードおよびハブからなるロータと、を備えた風力発電装置であって、
前記タワーに設けられ、前記タワーの歪みを検出する歪み検出手段と、
前記ブレードに設けられ、前記ハブに対する前記ブレードのピッチ角を調節するピッチ角制御手段と、を備え、
前記歪み検出手段により検出された前記タワーの歪み量に基づき、前記ピッチ角制御手段により、前記ブレードの前記ピッチ角を制御し、
前記ピッチ角制御手段は、前記タワーの基部の位置から前記ブレードが最も低くなる回転位置近傍でのピッチ角の平均値を示すピッチ角平均値に対する偏差の絶対値が、他の回転位置のピッチ角のピッチ角平均値に対する偏差の絶対値よりも大きくなるように前記ピッチ角を制御することを特徴とする風力発電装置。 A tower installed on the ground or offshore and serving as a support for the wind power generator;
A nacelle provided on the tower and provided with a generator inside;
A wind turbine generator provided at one end of the nacelle, comprising a rotor composed of a plurality of blades and a hub that receives wind and converts it into rotational energy,
A strain detecting means provided on the tower for detecting strain of the tower;
Pitch angle control means provided on the blade for adjusting the pitch angle of the blade with respect to the hub, and
Based on the distortion amount of the tower detected by the distortion detection means, the pitch angle control means controls the pitch angle of the blade ,
The pitch angle control means is configured such that an absolute value of a deviation from an average pitch angle value indicating an average value of the pitch angle in the vicinity of the rotational position where the blade is lowest from the position of the base of the tower is a pitch angle of another rotational position. The wind power generator characterized by controlling said pitch angle so that it may become larger than the absolute value of the deviation with respect to the average value of pitch angle .
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