JP6352778B2 - 浮体式風力発電装置及びその運転方法 - Google Patents

浮体式風力発電装置及びその運転方法 Download PDF

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Description

本開示は、浮体式風力発電装置及びその運転方法に関する。
海上等に風力発電装置を設置する場合、水深が浅い領域では、水底に基礎を設置し、その上に風力発電機を設置する着底式の風力発電装置が一般的に採用される。一方、水深が深い領域では、かかる着底式の風力発電装置は不経済となるため、水面に浮かぶ浮体の上に風力発電機を設置してなる浮体式風力発電装置の採用が検討される。
特許文献１には、風車ロータに取り付けられたブレードのピッチ角を制御するためのピッチコントローラを備える浮体式風力発電装置が開示されている。この浮体式風力発電装置では、ピッチコントローラによって、風車ロータの回転数に基づいてピッチ角が制御されるようになっている。例えば、定格風速未満での運転時には、ピッチ角は、最大の電力を供給する角度にほぼ一定に維持される。一方、定格風速以上での運転時には、一定の発電機出力（定格出力）を生成するために、一定のロータ回転数（定格回転数）を維持するように、ブレードのピッチ角が制御される。
国際公開第２０１０／０７６５５７号
ところで、浮体式風力発電装置においては、ロータが受けるスラスト成分の空力荷重（スラスト力）と、浮体の動揺との間には相互に密接な関係がある。そのため、ロータの回転数を定格回転数に維持するようにブレードのピッチ角を制御するモードを浮体式風力発電装置において実行している場合に次のような現象が生じ得る。
ロータの回転数を定格回転数に維持するようにブレードのピッチ角を制御するモードを実行している間に、浮体の動揺に起因した風力発電機の風上側への移動（傾斜）に伴ってロータに対する相対風速が増大すると、ロータの回転数を定格回転数に維持するためにブレードのピッチ角を増大させる制御が行われることになる。風力発電機が風上側へ移動している時にブレードのピッチ角を増大させると、ロータが風から受けるスラスト力が減少するので、風力発電機の風上側への移動が助長されてしまい、風力発電機が風上側へ大きく傾くことになる。
一方、ロータの回転数を定格回転数に維持するようにブレードのピッチ角を制御するモードを実行している間に、浮体の動揺に起因した風力発電機の風下側への移動（傾斜）に伴ってロータに対する相対風速が減少すると、ロータの回転数を定格回転数に維持するためにブレードのピッチ角を減少させる制御が行われることになる。風力発電機が風下側へ移動している時にブレードのピッチ角を減少させると、ロータが風から受けるスラスト力が増大するので、風力発電機の風下側への移動が助長されてしまい、風力発電機が風下側へ大きく傾くことになる。
このように、ロータの回転数を定格回転数に維持するようにブレードのピッチ角を制御するモードを実行している時に、浮体式風力発電装置が動揺すると、ピッチ角の制御にともなって浮体式風力発電装置の動揺が助長される場合がある。そして、このようなピッチ制御による風力発電装置の動揺の助長（空力負減衰）に起因して、浮体には、浮体動揺の固有周期を持つ自励振動が生じることがある。この場合、自励振動による周期的な浮体動揺に応じて、風力発電機には周期的な荷重が加わることとなる。このため、浮体動揺の振幅や継続時間によっては、設計値を超過する疲労荷重が風力発電機に加わることとなり、ひいては風力発電機の疲労限界を超過してしまう可能性がある。
このような疲労荷重による風力発電機の損傷を防ぐために、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺を監視し、異常な浮体動揺、すなわち異常振動を適切に検出することが望まれる。
この点、特許文献１には、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を検出するための具体的な方策については何ら記載されていない。
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも一実施形態は、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することが可能な浮体式風力発電装置を提供することを目的とする。
（１）本発明の少なくとも一実施形態に係る浮体式風力発電装置は、
浮体と、
ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、
前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行可能な制御装置と、
前記浮体の振動を監視するための監視装置と、を備え、
前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成される。
浮体及び浮体上に立設された風力発電機が傾斜している場合、風力発電機には、浮体の傾斜角度や傾斜角速度等に応じた荷重が作用する。例えば、自重モーメントによる荷重は、浮体の傾斜角度に依存する。また、浮体の傾斜角速度はロータが受ける相対風速に影響を及ぼすため、ロータが受ける風荷重は浮体の傾斜角速度に依存する。風力発電機ではこれらの荷重に応じて応力が生じるため、浮体の傾斜角度や傾斜角速度等が変動すれば、風力発電機における応力もそれらに応じて変動する。よって、風力発電機の疲労強度に影響を与える応力振幅の大きさは、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度や傾斜角速度の変動成分と相関がある。
上記（１）の構成では、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の変動量を用いた統計値を用いて浮体の異常振動を検出する。この統計値は、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度や傾斜角速度の変動成分を表している。よって、風力発電機に生じる応力振幅に影響を与え得る傾斜角度又は傾斜角速度の変動成分を表す上記統計値を用いることで、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することができる。
（２）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、前記変動量は、前記数値と前記期間における前記数値の平均値との差から得られる。すなわち、幾つかの実施形態では、前記監視装置は、前記信号から得られる数値と、前記期間における前記数値の平均値との差に基づく前記変動量を用いた統計値に基づいて、前記異常振動を検出するように構成される。
上記（２）の構成では、浮体の異常振動の検出において、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度又は傾斜角速度と、これらの平均値との差に基づく統計値を用いる。この統計値は、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度や傾斜角速度の変動成分を表している。よって、風力発電機に生じる応力振幅に影響を与え得る傾斜角度又は傾斜角速度の変動成分を表す上記統計値を用いることで、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することができる。
（３）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、前記監視装置は、前記信号から、前記浮体の浮体動揺固有周期よりも長周期の成分を除去又は低減するための第１フィルタを備え、前記変動量は、前記数値を前記第１フィルタで処理することで得られる。すなわち、幾つかの実施形態では、前記監視装置は、前記第１フィルタによる処理後の前記信号から得られる数値に基づく前記変動量を用いた統計値に基づいて、前記異常振動を検出するように構成される。
上記（３）の構成によれば、浮体の異常振動の検出において、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度又は傾斜角速度を示す信号から、浮体の浮体動揺固有周期よりも長周期の成分を除去又は低減して得られる信号に基づく変動量を用いた統計値を用いる。この統計値は、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度や傾斜角速度の変動成分を表している。よって、風力発電機に生じる応力振幅に影響を与え得る傾斜角度又は傾斜角速度の変動成分を表す上記統計値を用いることで、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することができる。
（４）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（３）の何れかの構成において、前記監視装置は、前記風力発電機の前後方向における前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成される。
浮体式風力発電装置は様々な方向において動揺するが、ピッチ制御により助長されるのは、主に、風力発電機の前後方向における動揺である。
上記（４）の構成によれば、風力発電機の前後方向における浮体の傾斜角度又は傾斜角速度に基づいた評価を行うので、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動をより的確に検出することができる。
なお、本明細書において「風力発電機の前後方向」とは、風力発電機のロータの回転面に直交する方向を意味する。他箇所においても、「前後方向」という表現は、特記しない限り、この意味で用いることとする。
（５）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（４）の何れかの構成において、前記統計値は、下記式（Ａ）で表されるσである。
Figure 0006352778
ただし、式（Ａ）において、ｘａｉは前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度を示す数値の変動量であり、Ｎは前記期間におけるｘａｉのデータ数である。
上記（５）の構成では、浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の変動量を用いた統計値として、浮体の傾斜角度又は傾斜角速度のばらつきを表す統計値を用いる。傾斜角度等のばらつきの大きさは、傾斜角度等に起因して風車に加わる荷重や、それに応じて生じる応力のばらつきの大きさに対応する。よって、傾斜角度等のばらつきが大きいほど、風力発電機に生じる応力の応力振幅が大きい。
よって、上記（５）の構成によれば、傾斜角度又は傾斜角速度のばらつきを表す統計値を用いて、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することができる。
（６）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（５）のいずれかの構成において、前記期間の長さは、１５０秒以上３６００秒以下である。
浮体の傾斜角度や傾斜角速度に関する統計値を算出するための期間（以降において統計期間とも称する）が短すぎると、統計期間内のサンプル数が少ないために、算出される統計値が影響を受けて、適切な評価ができないことがある。例えば、統計値として上記式（Ａ）で表されるσを用いる場合、サンプル数が少ないほど値が大きくなる場合が起こり得るので、このため閾値を高くせざるを得ない。
上記（６）の構成では、統計期間を１５０秒以上という十分に長い期間とした。このため、統計期間において、統計値を算出するためのサンプル数を十分に確保することができ、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動をより適切に検出することができる。また、統計期間を十分に長い期間としたので、波応答などの突発的な外力応答の検知を避けることができ、風力発電機に加わる疲労荷重の増加の原因である継続的な不安定振動を適切に監視することができる。
一方、浮体の傾斜角度や傾斜角速度に関する統計値を算出するための統計期間が長すぎると、該統計期間内に風況が著しく変化した場合に、風況の著しい変化により算出される統計値が影響を受けて、適切な評価ができないことがある。例えば、ある統計期間において、風速および波高が小さく、浮体の傾斜角度が略ゼロであった期間が存在したとする。この場合、傾斜角度の平均値算出にあたって、傾斜角度がゼロであった期間を含めて全てを平均するため、他の期間において急激に風速や波高が大きくなったときがあったとしても、その影響を捉えにくくなってしまうことがある。
この点、上記（６）の構成では、統計期間を３６００秒以下としたので、統計期間内の風況の変化を考慮したうえで、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動をより適切に検出することができる。
（７）幾つかの実施形態では、上記（５）又は（６）のいずれかの構成において、前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度を示す数値と、前記期間における前記数値との差を用いた統計値σが閾値よりも大きい場合に前記異常振動が発生したと判定するように構成され、前記閾値は、０．５°以上５°以下の範囲内で設定される。
本発明者らによる鋭意検討の結果、算出した統計値σと比較すべき閾値として上記範囲内の値を用いることで、異常振動の発生を正確に判定可能となることが明らかになった。よって、上記（７）の構成によれば、異常振動の発生の判定を正確に行うことができる。
（８）幾つかの実施形態では、上記（７）の構成において、前記監視装置は、前記期間における、前記ピッチ角又は前記ロータが受ける風の風速の平均値に応じて前記閾値が可変であるように構成される。
ピッチ制御に起因する浮体動揺の大きさと風速との間には、所定の相関関係が存在する。
上記（８）の構成では、風速の平均値に応じて可変な閾値を設けるようにしたので、浮体の異常振動の検知の精度を向上させることができる。
（９）幾つかの実施形態では、上記（８）の構成において、前記閾値は、前記風速の平均値が前記風力発電機の定格風速以上である領域において、前記定格風速以上の風速Ｖ１にて最大であり、前記風速の増加とともに減少するように設定される。
可変速風車と称される一般的な風力発電機では、定格風速未満の低風速域において出力を制御してロータ回転数を風速に応じて最適な値に維持する可変速運転を行うとともに、定格風速以上の高風速域ではピッチ角を制御してロータ回転数を一定に維持するようになっている。
そして、ピッチによるロータ回転数制御に起因する浮体動揺は、ピッチによりロータ回転数を制御する制御モードの実行時、すなわち、風速が定格風速以上のときに発生する。また、ピッチ制御に起因する浮体動揺は、定格風速において最も起きやすく、定格風速以上の高風速域では風速が大きくなるほど起きにくくなる傾向がある。このため、風速が大きいほど、異常な浮体動揺を高い感度で検知することが望ましい。
上記（９）の構成では、風速の平均値が定格風速以上である領域において、閾値を、定格風速以上の風速Ｖ１にて最大となり、ピッチ角又は風速の平均値の増加とともに減少するように設定するので、風速の平均値が大きいほど高い感度で異常振動を検知できる。このため、浮体の異常振動の検知の精度を向上させることができる。
（１０）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（９）のいずれかの構成において、
前記監視装置は、前記信号から、少なくとも前記浮体に作用する波の周波数成分を除去又は低減するための第２フィルタを備え、前記第２フィルタによる処理後の前記信号から得られる数値に基づく前記変動量を用いた統計値に基づいて、前記異常振動を検出するように構成される。
上記（１０）の構成では、傾斜角度又は傾斜角速度を示す信号から、浮体動揺を評価するうえで大きな妨げとなる波の周波数成分を除去又は低減した信号に基づいた評価を行うので、ピッチ制御に起因する浮体の異常振動をより的確に検出することができる。
（１１）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（１０）のいずれかの構成において、
前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサと、
前記センサによる検出信号に基づいて、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す前記信号を取得するための信号取得部と、をさらに備える。
この場合、浮体の傾斜角度又は傾斜角速度を計測するためのセンサによる検出信号に基づいて、浮体の異常振動を検出するための統計値を算出することができる。
（１２）幾つかの実施形態では、上記（１１）の構成において、前記信号取得部は、前記風力発電機のヨー角に基づき、前記風力発電機の前後方向と前記センサが計測対象とする傾斜方向との間の平面視における角度差を求め、該角度差に基づいて、前記センサによる検出信号から前記風力発電機の前後方向における前記信号を取得するように構成される。
風力発電機において、ロータの回転面の向きが風上を向くようにヨー角が制御されている場合、「風力発電機の前後方向」は、タワー又は浮体に対して、ヨー角に応じて変化する。
上記（１２）の構成によれば、風力発電機のヨー角に基づいて、タワー又は浮体に設けられたセンサで取得された、任意の方向における傾斜角度又は傾斜角速度を示す信号から、該ヨー角に対応した風力発電機の前後方向における信号を取得することができる。
（１３）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（１２）のいずれかの構成において、前記監視装置は、前記ロータが受ける風の風速が定格風速以上であるとき又は前記制御装置による前記制御モードの実行中にのみ、前記統計値に基づいて、前記異常振動を検出する。
上記（１３）の構成によれば、風速が定格風速以上であるとき又はピッチ制御を実行中のときにのみ統計値の計算及び統計値と閾値との比較を行うので、監視装置の計算負荷を低減することができる。
（１４）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（１３）のいずれかの構成において、前記監視装置は、前記異常振動を検出したときに、アラームを出力し、又は、前記風力発電機を停止するための信号を前記制御装置に送るように構成される。
上記（１４）の構成によれば、異常振動が検出されたときにアラームが出力されるので異常振動検出後の対応（例えば、アラームにより異常振動の検出を認知した作業員が風力発電装置を停止するための手順を行う等）を迅速に行うことができる。
あるいは、上記（１４）の構成によれば、異常振動が検出されたときに風力発電機を停止する信号が制御装置に送られることにより、風力発電機を制御装置により速やかに停止させることができる。
（１５）本発明の少なくとも一実施形態に係る浮体式風力発電装置の運転方法は、
浮体と、
ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、を備える浮体式風力発電装置の運転方法であって、
前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行するピッチ制御ステップと、
前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号を取得する信号取得ステップと、
前記信号取得ステップで取得した信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記ピッチ制御ステップにおける前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出する異常振動検出ステップと、を備える。
上記（１５）の構成では、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の変動量を用いた統計値を用いて浮体の異常振動を検出する。この統計値は、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度や傾斜角速度の変動成分を表している。よって、風力発電機に生じる応力振幅に影響を与え得る傾斜角度又は傾斜角速度の変動成分を表す上記統計値を用いることで、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することができる。
本発明の少なくとも一実施形態によれば、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を適切に検出することが可能な浮体式風力発電装置が提供される。
一実施形態に係る浮体式風力発電装置の斜視図である。 一実施形態に係る浮体式風力発電装置の構成の概略を示す図である。 一実施形態に係る浮体式風力発電装置のブレードの断面図である。 一実施形態に係る風力発電機、浮体、制御装置及び監視装置の構成を示すブロック図である。 一実施形態に係る統計値の閾値の風速の平均値に対する変化を示す図である。 風力発電機の前後方向及びヨー角を説明するための図である。 （Ａ）は傾斜角度を示す信号の波形の一例であり、（Ｂ）は（Ａ）の波形に対して一実施形態に係る第２フィルタによる処理を行った後の波形を示す図である。 一実施形態に係る浮体式風力発電装置の運転方法を示すフロー図である。
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
まず、一実施形態に係る浮体式風力発電装置の概略について図１及び図２を参照して説明する。図１は一実施形態に係る浮体式風力発電装置の斜視図であり、図２は一実施形態に係る浮体式風力発電装置の構成の概略を示す図である。
図１に示すように、浮体式風力発電装置１は、水面に浮かぶ浮体２０と、浮体２０上に立設された風力発電機１０と、を備える。また、浮体式風力発電装置１は、後述する制御装置５０及び監視装置３０を備える。なお、浮体２０は、係留装置２６（２６ａ〜２６ｈ）により水底に係留されている。
浮体２０は、３つのコラム２２（２２ａ〜２２ｃ）、コラム２２ａとコラム２２ｂとを接続する第１ロワーハル２４ａ、コラム２２ａとコラム２２ｃとを接続する第２ロワーハル２４ｂ、を備えており、平面視において略Ｖ字状に形成されている。そして、コラム２２およびロワーハル２４に作用する浮力によって浮体式風力発電装置１が水面に浮かぶように、コラム２２およびロワーハル２４は中空構造に形成されている。
また、コラム２２の上面２２ｕがロワーハル２４の上面２４ｕよりも上方に位置するように形成されるとともに、浮体式風力発電装置１が設置された状態においては、ロワーハル２４の上面２４ｕが水没し、且つコラム２２の上面２２ｕは水面よりも上方に位置するようになっている。すなわち、浮体２０は所謂セミサブ型の浮体である。また、上述した３つのコラム２２の内、真ん中に位置するコラム２２ａ上には、風力発電機１０が設置されている。
浮体２０上に立設される風力発電機１０は、コラム２２ａ上に固定されているタワー１１と、タワーに支持されているナセル１２と、ナセル１２に対して回転可能に取り付けられたロータ１３とを備えている。ロータ１３は、ナセル１２に対して回転可能に取り付けられたハブ１４と、ハブ１４に取り付けられたブレード１５とを有している。また、ナセル１２は、タワー１１によってタワー１１の軸を旋回軸として旋回可能（ヨー方向に旋回可能）に支持されており、風向きに応じてロータ１３を風上側へと配向させるようになっている。
ここで、図２を用いて、一実施形態に係る風力発電機１０において、ロータ１３の回転エネルギーを電気エネルギーに変換するための構成について説明する。図２は、一実施形態に係る浮体式風力発電装置の構成の概略を示す図である。図２に示すように、ロータ１３には、メインシャフト１６を介して油圧ポンプ５が連結される。油圧ポンプ５には、高圧油ライン１７及び低圧油ライン１８を介して油圧モータ６が接続される。具体的には、油圧ポンプ５の出口が高圧油ライン１７を介して油圧モータ６の入口に接続され、油圧ポンプ５の入口が低圧油ライン１８を介して油圧モータ６の出口に接続される。油圧ポンプ５は、メインシャフト１６によって駆動されて作動油を昇圧し、高圧の作動油（圧油）を生成する。油圧ポンプ５で生成された圧油は高圧油ライン１７を介して油圧モータ６に供給され、この圧油によって油圧モータ６が駆動される。油圧モータ６で仕事をした後の低圧の作動油は、油圧モータ６の出口と油圧ポンプ５の入口との間に設けられた低圧油ライン１８を経由して、油圧ポンプ５に再び戻される。
油圧モータ６には、ロータ４の回転エネルギーを電力に変換するための発電機７が連結される。一実施形態では、発電機７は油圧モータ６によって駆動される同期発電機であり、インバータを含む電力変換回路を介さずに電力系統に連系される。
なお、ここでは、一実施形態として、油圧ポンプ５及び油圧モータ６を用いた油圧トランスミッションによりロータ１３の回転エネルギーを発電機７に伝えるように構成された風力発電機１０について説明したが、他の実施形態では、風力発電機１０は、ロータ１３の回転をギア式の増速機により増速してｓ発電機７に伝えるように構成されていてもよい。また、他の実施形態では、風力発電機１０は、ドライブトレインを介さずにロータ１３の回転により発電機７を駆動するダイレクトドライブ型の風力発電機であってもよい。
浮体式風力発電装置１は、ブレード１５のピッチ角を制御するための制御装置５０と、浮体２０の振動を監視するための監視装置３０を備える。
一実施形態では、浮体式風力発電装置１は、ロータ１３の回転数（回転速度）を計測するための回転数計５１をナセル内に備えており、ブレード１５のピッチ角を調節するためのピッチ角調節機構５３をハブ内に備えている。
ここで、ブレード１５のピッチ角について図３を用いて説明する。図３は、一実施形態に係る浮体式風力発電装置のブレードの断面図である。図３に示すように、ブレード１５は、図３に示すように、前縁１５１から後縁１５２に亘って、正圧面１５３と負圧面１５４とが延在した翼型を有する。なお、前縁１５１と後縁１５２とを結ぶ直線１５５は、コードと称される。
ブレードのピッチ角とは、コード１５５の延長線Ｌ１と、ブレード回転方向（ロータ回転面）に平行な直線Ｌ２との間の角度を意味し、図３に示される角度Θである。風力発電機１０の通常運転時における各ブレード１５のピッチ角は典型的には概ね０度であり、このときのピッチ角はファイン位置と称されることがある。これに対し、風力発電機１０の完全停止時における各ブレード２のピッチ角は典型的には概ね９０度（最大角）であり、このときのピッチ角はフェザー位置と称されることがある。各ブレード１５のピッチ角をファイン位置（約０度）からフェザー位置（約９０度）に向けて大きくすると、空力的な制動力がロータ１３に作用して、ロータ１３の回転数は低下する。逆に、各ブレード１５のピッチ角をフェザー位置（約９０度）からファイン位置（約０度）に向けて小さくすると、各ブレード１５に加わる揚力が増大し、ロータ１３の回転数は上昇する。
制御装置５０は、ロータ１３の回転数を定格回転数に維持するようにブレード１５のピッチ角を制御する制御モード（以降において「ピッチ角制御モード」とも称する）を実行可能に構成されている。一実施形態では、制御対象のブレード１５のピッチ角は、回転数計５１で計測されたロータ１３の回転数等に基づいて、ピッチ角制御部５４によって演算されるように構成される（図４参照）。そして、ピッチ角調節機構５３は、演算されたピッチ指令角に基づいて、ブレード１５のピッチ角を調節する。
制御装置５０によってピッチ角制御モードが実行されている時に、浮体式風力発電装置１が動揺すると、ピッチ角の制御にともなって浮体式風力発電装置１の動揺が助長される場合がある。そしてこのような動揺の助長に起因して、浮体２０には、浮体動揺の固有周期を持つ自励振動が生じることがある。
監視装置３０は、このような浮体２０の振動を監視するために設けられる。この監視装置３０は、浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた浮体２０の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、制御装置５０によるピッチ角制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成される。
ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の変動量を用いた統計値は、ピッチ制御に起因して生じる浮体動揺における浮体の傾斜角度や傾斜角加速度の変動成分を表す。よって、風力発電機１０に生じる応力振幅に影響を与え得る浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の変動成分を表す統計値を用いることで、ピッチ制御に起因して生じる浮体の異常振動を検出することができる。
一実施形態では、浮体式風力発電装置１は、浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサとして、傾斜計２８を備える。一実施形態では、傾斜計２８はジャイロセンサである。一実施形態では、図２に示すように、傾斜計２８は浮体２０に設けられる。他の実施形態では、傾斜計２８はタワー１１の基部に設けられてもよい。また、他の実施形態では、浮体式風力発電装置１は、浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサとして、加速度計５２を備えてもよい。加速度計５２は、図２に示すように、風力発電機１０のナセル１２に設けられてもよい。
一実施形態では、傾斜計２８を含むセンサは、所定のサンプリング周期Ｓ（例えば２０Ｈｚ）で浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するように構成される。
一実施形態では、監視装置３０は、浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値と、前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における前記数値の平均値との差を用いた統計値に基づいて、制御装置５０によるピッチ角制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成される。
ここで、図４を用いて一実施形態に係る監視装置３０の構成について説明する。図４は、一実施形態に係る風力発電機、浮体、制御装置及び監視装置の構成を示すブロック図である。図４に示すように、一実施形態に係る監視装置３０は、信号取得部３２と、平均値算出部３６と、統計値算出部３８と、比較部４０と、を備える。また、一実施形態では、監視装置３０は、フィルタ（第２フィルタ）３４を備えていてもよい。なお、図４には、浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサとして、浮体２０の傾斜角度を示す物理量を計測するための傾斜計２８が採用された実施形態が示されている。
なお、以降においては、浮体２０の傾斜角度を示す信号から得られる数値の変動量を用いて浮体２０の異常振動を検出する実施形態について説明するが、浮体２０の傾斜角速度を示す信号から得られる数値の変動量を用いて浮体２０の異常振動を検出する場合についても同様に説明できる。
信号取得部３２は、傾斜計２８による浮体２０の傾斜角度示す物理量を示す検出信号に基づいて、浮体２０の傾斜角度を示す信号を取得するように構成される。信号取得部３２は、上述の検出信号に基づいて、浮体２０の傾斜角度を示す信号を取得するように構成される。
平均値算出部３６は、信号取得部３２により取得された浮体２０の傾斜角度を示す信号から得られる数値ｘｉについて、所定の統計期間Ｔ［ｓ］における平均値ｍを下記式（Ｂ）により算出する。
Figure 0006352778
ただし、上記式（Ｂ）において、ｘｉは浮体２０の傾斜角度を示す数値であり、Ｎは統計期間Ｔ［ｓ］におけるｘｉのデータ数である。ここで、傾斜計２８による浮体２０の傾斜角度を示す信号のサンプリング周期をＳ［Ｈｚ］とすれば、Ｎ＝Ｔ×Ｓである。
統計値算出部３８は、平均値算出部３６で算出された平均値ｍを用いて、下記式（Ｃ）により浮体２０の傾斜角度ｘｉの変動量ｘａｉを算出し、さらに、下記式（Ａ）により統計期間Ｔにおける統計値σを算出する。
Figure 0006352778
Figure 0006352778
ただし、上記式（Ａ）において、ｎは任意の数である。
この統計値σは、統計期間Ｔにおける浮体２０の傾斜角度のばらつきを表す。浮体２０の傾斜角度のばらつきの大きさは、浮体２０の傾斜角度等に起因して風力発電機１０に加わる荷重や、それに応じて生じる応力のばらつきの大きさに対応する。すなわち、浮体２０の傾斜角度のばらつきが大きいほど、風力発電機１０に生じる応力の応力振幅が大きい。よって、浮体２０の傾斜角度のばらつきを表す統計値σを用いて、浮体式風力発電装置１のピッチ制御に起因して生じる浮体２０の異常振動を適切に検出することができる。
なお、上記式（Ａ）において｜ｘｉ−ｍ｜の項は、浮体動揺の振幅を示す。よって、上記式（Ａ）により算出される統計値σは、統計期間Ｔにおける浮体２０の浮体動揺の振幅のばらつきを表す、と言い換えることもできる。
一実施形態では、上記式（Ａ）において、ｎ＝２である。この場合、統計値σは、浮体２０の傾斜角度の標準偏差を表す。
一実施形態では、上記式（Ａ）におけるｎは、疲労荷重が加わる箇所における材料のＳＮ曲線の傾きの逆数に（−１）を乗じた数としてもよい。例えば、タワー基部に加わる疲労荷重を問題とするとき、タワーの鋼材のＳＮ曲線の傾きは−１／４である場合には、ｎ＝４としてもよい。
上述の統計値算出部３８においては、平均値算出部３６で算出された統計期間Ｔにおける平均値ｍを用いて、統計期間Ｔにおける統計値σを算出する。
一実施形態では、統計期間Ｔは、上述したように、浮体２０の浮体動揺固有周期以上の長さの期間である。統計期間Ｔが少なくとも浮体２０の浮体動揺固有周期の長さであれば、該浮体動揺固有周期の１周期の間に取得された傾斜角度のデータを用いて、統計値σを算出するために適切な平均値ｍを算出することができる。
なお、浮体動揺固有周期は、浮体の種類や固体にもよるが、２０〜３０秒であってもよい。
ただし、浮体２０の傾斜角度に関する統計値σを算出するための統計期間Ｔが短すぎると、統計期間Ｔ内のサンプル数が少ないために、算出される統計値σが影響を受けて、適切な評価ができないことがある。例えば、統計値σとして上記式（Ａ）で表されるσを用いる場合、サンプル数が少ないほど値が大きくなる場合が起こり得るので、このため閾値を高くせざるを得ない。
そこで、一実施形態では、統計期間Ｔを浮体動揺固有周期の５倍以上、又は１５０秒以上としてもよい。この場合、統計期間Ｔにおいて、統計値σを算出するためのサンプル数を十分に確保することができ、ピッチ制御に起因して生じる浮体２０の異常振動をより適切に検出することができる。また、統計期間Ｔを十分に長い期間としたので、波応答などの突発的な外力応答の検知を避けることができ、風力発電機１０に加わる疲労荷重の増加の原因である継続的な不安定振動を適切に監視することができる。
一方、浮体２０の傾斜角度に関する統計値σを算出するための統計期間Ｔが長すぎると、統計期間Ｔ内に風況が著しく変化した場合に、風況の著しい変化により算出される統計値σが影響を受けて、適切な評価ができないことがある。例えば、ある統計期間Ｔにおいて、風速および波高が小さく、浮体２０の傾斜角度が略ゼロであった期間が存在したとする。この場合、傾斜角度の平均値算出にあたって、傾斜角度がゼロであった期間を含めて全てを平均するため、他の期間において急激に風速や波高が大きくなったときがあったとしても、その影響を捉えにくくなってしまうことがある。
そこで、一実施形態では、統計期間Ｔを１０８００秒以下としてもよく、又は、３６００秒以下としてもよい。この場合、統計期間Ｔ内の風況の変化を考慮したうえで、ピッチ制御に起因して生じる浮体２０の異常振動をより適切に検出することができる。
他の実施形態では、監視装置３０は、上述とは異なる方法で取得した変動量に基づいて統計値σを計算してもよい。例えば、監視装置３０は、上述の平均値算出部３６に替えて、浮体２０の傾斜角度を示す信号から、浮体２０の浮体動揺固有周期よりも長周期の成分を除去又は低減するための第１フィルタ（不図示）を備えてもよく、第１フィルタによる処理後の前記信号から得られる数値に基づく変動量を用いて統計期間Ｔにおける統計値を算出し、この統計値に基づいて浮体２０の異常振動を検出するようになっていてもよい。
第１フィルタを用いることで、傾斜計２８により取得した浮体２０の傾斜角度を示す信号のドリフト成分や、係留装置２６（係留索）と浮体２０からなる固有振動数等の低周波数応答成分により、浮体２０の傾斜角度を示す信号から取り除くことができる。また、第１フィルタを用いることで、周波数ゼロの時間変化しない成分を浮体２０の傾斜角度を示す信号から取り除くことができる。これにより、浮体２０の浮体動揺固有周期を有する平均が略ゼロの波形が得られ、浮体動揺の振幅を示す数値が浮体２０の傾斜角度を示す信号から直接得られる。そして、統計期間Ｔにおける該振幅を示す数値の変動量から、浮体２０の異常振動を検出することができる。
第１フィルタとしては、浮体２０の動揺の固有振動数（例えば０．０３〜０．０５Ｈｚ）よりも長周期の成分（即ち、振動数の小さい成分）を低減または除去することのできるフィルタを用いることができる。一実施形態では、例えば遮断周波数が０．０２Ｈｚのハイパスフィルタを用いる。
このように、平均値算出部３６に替えて第１フィルタを用いる場合、第１フィルタによる処理後の信号から得られる傾斜角度の変動量を示す数値（すなわち浮体動揺の振幅を示す数値）ｘａｉから、上記式（Ａ）により、統計期間Ｔにおける統計値σを算出することができる。よって、浮体２０の傾斜角度のばらつきを表す統計値σを用いて、浮体式風力発電装置１のピッチ制御に起因して生じる浮体２０の異常振動を適切に検出することができる。
比較部４０は、統計値算出部３８で算出された統計値σと、予め設定された閾値σＴＨとを比較する。比較の結果、算出された統計値σが閾値σＴＨよりも大きければ、浮体２０において異常振動が発生したと判定する。
一実施形態では、比較部４０にて浮体２０の異常振動が検出されとき、監視装置３０はアラームを出力する。浮体２０の異常振動が検出されたときにアラームが出力されることで、異常振動検出後の対応（例えば、アラームにより異常振動の検出を認知した作業員が風力発電機１０を停止するための手順を行う等）を迅速に行うことができる。
また、一実施形態では、比較部４０にて浮体２０の異常振動が検出されとき、監視装置３０は、風力発電機１０を停止するための信号を制御装置５０に送る。浮体２０の異常振動が検出されたときに風力発電機１０を停止する信号が制御装置５０に送られることにより、風力発電機１０を制御装置５０により速やかに停止させることができる。
一実施形態では、算出された統計値σと比較される閾値σＴＨは、０．５°以上５°以下の範囲内で設定される。
本発明者らの検討によれば、ブレードのピッチ角制御に起因する浮体の自励振動による浮体動揺への影響は、浮体２０のタイプによって異なることがわかった。
例えば、図１に示したようなセミサブ型の浮体の場合、自励振動による浮体動揺への影響が比較的小さく、例えば、海洋の波よりも影響が小さい。このため、閾値を比較的小さくすることで精度良く異常振動を検出することができる。セミサブ型の浮体の場合の閾値σＴＨは、例えば、０．５°〜３°の範囲内としてもよい。
また、円柱状のスパー型の浮体の場合、自励振動による浮体動揺への影響が比較的大きく、自励振動による傾きが現れやすい構造となっている。このため、閾値を比較的大きくすることで精度良く異常振動を検出することができる。スパー型の浮体の場合の閾値σＴＨは、例えば、３°〜５°の範囲内としてもよい。
一実施形態では、監視装置３０は、統計期間Ｔにおける、ピッチ角又はロータ１３が受ける風の風速の平均値に応じて、統計値算出部３８により算出された統計値σと比較される閾値σＴＨが可変であるように構成されてもよい。
ピッチ制御に起因する浮体動揺の大きさとロータ１３が受ける風の風速との間には、所定の相関関係が存在する。また、ピッチ角制御部５４により制御されるブレード１５のピッチ角は、ロータ１３が受ける風速に依存する場合がある。よって、ロータ１３が受ける風の風速又はブレード１５のピッチ角の平均値に応じて可変な閾値を設けることで、浮体２０の異常振動の検知の精度を向上させることができる。
上述のロータ１３が受ける風速は、風力発電機１０に設けた風速計（図示せず）により計測した実測値であってもよいし、ブレード１５のピッチ角、ロータ１３の回転数及びトルク等に基づいて推定される推定値であってもよい。また、上述のピッチ角は、実測値であってもよいし、ピッチ角制御モード実行時にピッチ角制御部５４により算出されたピッチ指令角であってもよい。
図５は、一実施形態に係る統計値の閾値の風速の平均値に対する変化を示す図である。
一実施形態では、統計値算出部３８により算出された統計値σと比較される閾値σＴＨは、ロータ１３が受ける風速の平均値が風力発電機１０の定格風速以上である領域において、該定格風以上の風速Ｖ１にて最大であり、風速の増加とともに減少するように設定される。
ピッチ制御に起因する浮体動揺は、ピッチ角制御モードの実行時、すなわち、風速が定格風速以上のときに発生する。また、ピッチ制御に起因する浮体動揺は、定格風速において最も起きやすく、定格風速以上の高風速域では風速が大きくなるほど起きにくくなる傾向がある。このため、風速が大きいほど、異常な浮体動揺を高い感度で検知することが望ましい。
そこで、例えば図５に示すように、ロータ１３が受ける風の風速の平均値が定格風速以上である領域における閾値σＴＨを、定格風速以上の風速Ｖ１にて最大（σＴＨ＿Ｍａｘ）となり、風速の増加とともに減少するように設定することで、ロータ１３が受ける風の風速の平均値が大きいほど高い感度で異常振動を検知できる。このため、浮体２０の異常振動の検知の精度を向上させることができる。
一実施形態では、前記閾値は、ロータ１３が受ける風の風速の平均値が定格風速であるときに最大となるように設定される。
一実施形態では、前記閾値は、ロータ１３が受ける風の風速の平均値が（定格風速＋１）ｍ／ｓ以上（定格風速＋３）ｍ／ｓ以下の範囲内で最大となるように設定される。風速が定格風速未満のピッチ角制御モードが実行されない風速領域では、ピッチ制御に起因する浮体動揺は生じない。よって、統計期間Ｔにおける風速の平均が定格風速よりも少し（例えば１〜３ｍ／ｓ）大きい場合の閾値σＴＨを最大のσＴＨ＿Ｍａｘに設定し、風速の平均が定格風速での閾値σＴＨは、風速が定格風速未満である場合も考慮された、σＴＨ＿Ｍａｘよりも小さい値（例えば、図５のσＴＨ＿Ｒａｔｅｄ）に設定することで、浮体２０の異常振動をより適切に検知することができる。
図６は、風力発電機の前後方向及びヨー角を説明するための図である。
一実施形態では、監視装置３０は、風力発電機１０の前後方向における浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度を示す信号から得られる数値と、浮体２０の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における前記数値の平均値との差を用いた統計値に基づいて、制御装置５０によるピッチ角制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成される。
浮体式風力発電装置は様々な方向において動揺するが、ピッチ制御により助長されるのは、主に、風力発電機１０の前後方向（風力発電機１０のロータ１３の回転面に直交する方向；図６参照）における動揺である。そこで、風力発電機１０の前後方向における浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度に基づいた評価を行うことで、ピッチ制御に起因して生じる浮体２０の異常振動をより的確に検出することができる。
一実施形態では、監視装置３０は、風力発電機１０の前後方向から、タワー１１の垂直方向軸Ｏの関して数度ずれた角度（例えば−３０°〜３０°の範囲内の角度）における浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度を示す信号から得られる数値と、浮体２０の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における前記数値の平均値との差を用いた統計値に基づいて、上述の異常振動を検出するように構成されてもよい。
一実施形態では、監視装置３０は、風力発電機１０の前後方向及び該前後方向に直交する方向における浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度を示す信号から得られる数値（例えば、風力発電機１０の前後方向における傾斜角度等を示す信号と該直交方向における傾斜角度等を示す信号とを合成したもの）と、浮体２０の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における前記数値の平均値との差を用いた統計値に基づいて、制御装置５０によるピッチ角制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成されてもよい。
前記傾斜計２８が浮体２０又はタワー１１に設けられている実施形態では、信号取得部３２は、風力発電機１０のヨー角θｚに基づき、風力発電機１０の前後方向と傾斜計２８が計測対象とする傾斜方向との間の平面視における角度差Δαを求め、該角度差Δαに基づいて、傾斜計２８による検出信号から風力発電機１０の前後方向における前記信号を取得するように構成されてもよい。
なお、本明細書においてヨー角とは、タワー１１の垂直方向軸Ｏを中心として、タワー１１の規定の位置が向く方向を基準方向としたときに、該基準方向と、ロータ１３の回転面に直交する方向（即ち風力発電機１０の前後方向）とのなす角θｚのことを言う。
一実施形態では、信号取得部３２は、上述の角度差Δαがゼロとなる際の傾斜計２８による検出信号を、風力発電機１０の前後方向における信号として取得するように構成される。
浮体２０の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサとして、ナセル１２に設けられた加速度計５２を用いる実施形態では、加速度計５２は、風力発電機１０の前後方向におけるナセル１２の加速度を取得するように構成されてもよい。
また、信号取得部３２は、加速度計５２で取得されたナセル１２の加速度を示す信号を演算処理することにより、浮体２０の傾斜角度を示す信号に変換するように構成されてもよい。より具体的には、例えば、加速度計５２に取得された風力発電機１０の前後方向におけるナセル１２の加速度を積分することにより、風力発電機１０の前後方向におけるナセル１２の移動速度ｖを算出する。浮体２０の回転中心である浮体式風力発電装置１の重心からナセル１２までの長さ（より詳細には浮体式風力発電装置１の重心から加速度計５２までの長さ）をｈとすると、ナセル１２の角速度ωはｖ／ｈであるので、ωを積分することにより風力発電機１０の前後方向におけるナセル１２の傾斜角度、すなわち風力発電機１０の前後方向における浮体２０の傾斜角度を算出することができる。
一実施形態では、監視装置３０は、浮体２０の傾斜角度を示す信号から、少なくとも浮体２０に作用する波の周波数成分を除去又は低減するための第２フィルタ３４を備えてもよい。この場合、第２フィルタ３４による処理後の前記信号に基づく統計値に基づいて、例えば平均値算出部３６及び統計値算出部３８において上述の平均値ｍ及び統計値σを算出して、浮体２０の異常振動を検出するように構成されてもよい。
この場合、傾斜角度を示す信号から、浮体動揺を評価するうえで大きな妨げとなる波の周波数成分を除去又は低減した信号に基づいた評価を行うので、ピッチ制御に起因する浮体の異常振動をより的確に検出することができる。
通常、浮体２０の動揺の固有振動数（例えば０．０３〜０．０５Ｈｚ）に対して、波の周波数（例えば０．０５〜０．２Ｈｚ）のほうが高い。そこで、第２フィルタ３４として、例えば、遮断周波数が０．１Ｈｚのローパスフィルタを用いることで、０．１Ｈｚ以上の周波数成分を低減又は除去するようにしてもよい。
図７（Ａ）は傾斜角度を示す信号の波形の一例であり、図７（Ｂ）は図７（Ａ）の波形に対して一実施形態に係る第２フィルタ（上述のローパスフィルタ）による処理を行った後の波形を示す図である。図７に示すように、浮体２０の傾斜角度を示す信号を第２フィルタを用いて処理することで、波周期などの浮体動揺固有周期より短周期成分のノイズを取り除くことができる。
また、第２フィルタ３４は、さらに、浮体式風力発電装置１に含まれる浮体２０以外の構造物（例えばタワー１１）に関する固有振動数の成分を低減又は除去するように構成されてもよい。
一実施形態では、監視装置３０は、ロータ１３が受ける風の風速が定格風速以上であるとき又は制御装置５０によるピッチ角制御モードの実行中にのみ、統計値σに基づいて、浮体２０の異常振動を検出する。
風速が定格風速以上であるとき又はピッチ制御を実行中のときにのみ統計値σの計算及び統計値σと閾値σＴＨとの比較を行うことで、監視装置３０の計算負荷を低減することができる。
制御装置５０によるピッチ角制御モードが実行中であるかどうかは、ピッチ角制御部５４で算出されるピッチ指令角が閾値以上であるか否か、又は複数のブレード１５におけるピッチ角の平均値が閾値以上であるか否かにより判断するようになっていてもよい。
一実施形態では、監視装置３０は、ロータ１３が受ける風の風速の統計期間Ｔにおける平均値が定格風速以上であるときにのみ、統計値σに基づいて浮体２０の異常振動を検出するように構成されてもよい。
図８は、一実施形態に係る浮体式風力発電装置の運転方法を示すフロー図である。以上に説明した実施形態に係る浮体式風力発電装置１は、以下に説明するように、図８に示す運転方法にしたがって運転することができる。
まず、浮体２０の傾斜角度を示す信号を取得する（Ｓ２）。
次に、ロータ１３の回転数を定格回転数に維持するように１５ブレードのピッチ角を制御するピッチ角制御モードが実行中であるか否かを判定する（Ｓ４）。
Ｓ４にてピッチ角制御モードが実行中であると判定されれば（Ｓ４のＹｅｓ）、Ｓ２で取得した傾斜角度について、浮体２０の浮体動揺固有周期以上の長さの期間（統計期間Ｔ）における平均値ｍを算出する（Ｓ６）。なお、平均値ｍは、例えば上述の式（Ｂ）によって算出することができる。
次に、Ｓ２で取得した信号から得られる浮体２０の傾斜角度と、Ｓ６で取得した浮体２０の傾斜角度の統計期間Ｔにおける平均値ｍとの差を用いて、統計値σを算出する（Ｓ８）。なお、統計値σは、例えば上述の式（Ａ）によって算出することができる。
続いて、Ｓ８で算出された統計値σを、あらかじめ設定された閾値σＴＨと比較する（Ｓ１０）。
Ｓ１０において、算出された統計値σが閾値σＴＨよりも大きければ、ピッチ角制御モードの実行に起因する異常振動があったと判定し、アラームを出力するか、風力発電機１０を停止する（Ｓ１２）。
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
本明細書において、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
また、本明細書において、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
１ 浮体式風力発電装置
２ ブレード
４ ロータ
５ 油圧ポンプ
６ 油圧モータ
７ 発電機
１０ 風力発電機
１１ タワー
１２ ナセル
１３ ロータ
１４ ハブ
１５ ブレード
１６ メインシャフト
１７ 高圧油ライン
１８ 低圧油ライン
２０ 浮体
２２ コラム
２４ ロワーハル
２６ 係留装置
２８ 傾斜計
３０ 監視装置
３２ 信号取得部
３４ 第２フィルタ
３６ 平均値算出部
３８ 統計値算出部
４０ 比較部
５０ 制御装置
５１ 回転数計
５２ 加速度計
５３ ピッチ角調節機構
５４ ピッチ角制御部

Claims (14)

  1. 浮体と、
    ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、
    前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行可能な制御装置と、
    前記浮体の振動を監視するための監視装置と、を備え、
    前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する前記浮体動揺固有周期の異常振動を検出するように構成され、
    前記変動量は、前記数値と前記期間における前記数値の平均値との差から得られる
    ことを特徴とする浮体式風力発電装置。
  2. 前記監視装置は、前記信号から、前記浮体の浮体動揺固有周期よりも長周期の成分を除去又は低減するための第１フィルタを備え、
    前記変動量は、前記数値を前記第１フィルタで処理することで得られることを特徴とする請求項１に記載の浮体式風力発電装置。
  3. 前記監視装置は、前記風力発電機の前後方向における前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成されたことを特徴とする請求項１又は２に記載の浮体式風力発電装置。
  4. 浮体と、
    ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、
    前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行可能な制御装置と、
    前記浮体の振動を監視するための監視装置と、を備え、
    前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成され、
    前記統計値は、下記式（Ａ）で表されるσであることを特徴とする浮体式風力発電装置。
    Figure 0006352778
     ただし、式（Ａ）において、ｘａｉは前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度を示す数値の変動量であり、Ｎは前記期間におけるｘａｉのデータ数である。
  5. 前記期間の長さは、１５０秒以上３６００秒以下であることを特徴とする請求項１乃至４の何れか一項に記載の浮体式風力発電装置。
  6. 前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度を示す数値と、前記期間における前記数値との差を用いた統計値σが閾値よりも大きい場合に前記異常振動が発生したと判定するように構成され、
    前記閾値は、０．５°以上５°以下の範囲内で設定されることを特徴とする請求項４に記載の浮体式風力発電装置。
  7. 前記監視装置は、前記期間における、前記ピッチ角又は前記ロータが受ける風の風速の平均値に応じて前記閾値が可変であるように構成されていることを特徴とする請求項６に記載の浮体式風力発電装置。
  8. 前記閾値は、前記風速の平均値が前記風力発電機の定格風速以上である領域において、前記定格風速以上の風速Ｖ１にて最大であり、前記風速の増加とともに減少するように設定されたことを特徴とする請求項７に記載の浮体式風力発電装置。
  9. 前記監視装置は、前記信号から、少なくとも前記浮体に作用する波の周波数成分を除去又は低減するための第２フィルタを備え、前記第２フィルタによる処理後の前記信号から得られる数値に基づく前記変動量を用いた統計値に基づいて、前記異常振動を検出するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至８のいずれか一項に記載の浮体式風力発電装置。
  10. 前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサと、
    前記センサによる検出信号に基づいて、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す前記信号を取得するための信号取得部と、
    をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至９の何れか一項に記載の浮体式風力発電装置。
  11. 浮体と、
    ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、
    前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行可能な制御装置と、
    前記浮体の振動を監視するための監視装置と、を備え、
    前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成され、
    前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す物理量を計測するためのセンサと、
    前記センサによる検出信号に基づいて、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す前記信号を取得するための信号取得部と、
    をさらに備え、
    前記信号取得部は、前記風力発電機のヨー角に基づき、前記風力発電機の前後方向と前記センサが計測対象とする傾斜方向との間の平面視における角度差を求め、該角度差に基づいて、前記センサによる検出信号から前記風力発電機の前後方向における前記信号を取得するように構成されたことを特徴とする浮体式風力発電装置。
  12. 浮体と、
    ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、
    前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行可能な制御装置と、
    前記浮体の振動を監視するための監視装置と、を備え、
    前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成され、
    前記監視装置は、前記ロータが受ける風の風速が定格風速以上であるとき又は前記制御装置による前記制御モードの実行中にのみ、前記統計値に基づいて、前記異常振動を検出するように構成されたことを特徴とする浮体式風力発電装置。
  13. 浮体と、
    ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、
    前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行可能な制御装置と、
    前記浮体の振動を監視するための監視装置と、を備え、
    前記監視装置は、前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記制御装置による前記制御モードの実行に起因する異常振動を検出するように構成され、
    前記監視装置は、前記異常振動を検出したときに、アラームを出力し、又は、前記風力発電機を停止するための信号を前記制御装置に送るように構成されたことを特徴とする浮体式風力発電装置。
  14. 浮体と、
    ハブと該ハブに取り付けられたブレードとを含むロータを有し、前記浮体上に立設された風力発電機と、を備える浮体式風力発電装置の運転方法であって、
    前記ロータの回転数を定格回転数に維持するように前記ブレードのピッチ角を制御する制御モードを実行するピッチ制御ステップと、
    前記浮体の傾斜角度又は傾斜角速度の少なくとも一方を示す信号を取得する信号取得ステップと、
    前記信号取得ステップで取得した信号から得られる数値の変動量を用いた前記浮体の浮体動揺固有周期以上の長さの期間における統計値に基づいて、前記ピッチ制御ステップにおける前記制御モードの実行に起因する前記浮体動揺固有周期の異常振動を検出する異常振動検出ステップと、を備え、
    前記変動量は、前記数値と前記期間における前記数値の平均値との差から得られる
    ことを特徴とする浮体式風力発電装置の運転方法。
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