JP7209542B2 - Wind power generator and its operation method - Google Patents
Wind power generator and its operation method Download PDFInfo
- Publication number
- JP7209542B2 JP7209542B2 JP2019000998A JP2019000998A JP7209542B2 JP 7209542 B2 JP7209542 B2 JP 7209542B2 JP 2019000998 A JP2019000998 A JP 2019000998A JP 2019000998 A JP2019000998 A JP 2019000998A JP 7209542 B2 JP7209542 B2 JP 7209542B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- wind
- damage
- degree
- turbine generator
- wind turbine
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
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。 The present invention relates to a wind power generator and its operating method, and more particularly to a wind power generator and its operating method that monitors the wind power generator and performs degeneration operation according to the degree of deterioration.
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。 Due to growing interest in the use of renewable energy, the global market for wind power generators is expected to expand. As a megawatt class wind power generator, it has a rotor with blades attached radially to a rotating hub, a nacelle that supports the rotor via the main shaft, and a tower that supports the nacelle from below while allowing yaw rotation. is frequently used.
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。 A wind power generator generates power using wind that changes every second as an energy source. Therefore, if the wind speed and turbulence of the wind that actually flows into the wind turbine generator are more severe than the design conditions, the load on the wind turbine generator increases, possibly accelerating damage to the components. If an unexpected failure occurs due to accelerated damage, in addition to the time required to replace the failed part, it will take time to arrange replacement parts, construction equipment, and workers. There is a concern that the operation stop time of the wind power generator will increase and the amount of power generation will decrease compared to the case of implementing
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。
As a countermeasure, there is a method of estimating the damage to the components of the wind power generator, and reducing the load by degenerate operation such as reducing the rated output when the damage accelerates. For example, in
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。 However, if the rated output or cutout wind speed is changed to prolong the life, there is a concern that the amount of power generated during the degeneracy operation will drop significantly. This is because the wind speed range in which degenerate operation is performed does not match the wind speed range in which damage is likely to be accelerated, and degenerate operation is applied even at wind speeds in which damage is not accelerated.
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。 SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to provide a wind power generator that maximizes the amount of power generated during degenerate operation and a method of operating the same.
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。 From the above, in the present invention, "a wind power generator having at least a rotor, a nacelle, and a tower for supporting the nacelle, and performing degeneration operation by a control device, wherein the control device controls the degree of damage per generated power against the wind speed is determined, and degeneration operation is performed when the degree of damage per generated power determined exceeds a specified value.
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。 In addition, in the present invention, "a wind power generation method for a wind turbine generator having at least a rotor, a nacelle, and a tower for supporting the nacelle and performing degenerate operation, wherein the A method of operating a wind turbine generator characterized in that the amount of feather operation of the pitch angle is increased more than in a normal operation in which no degeneracy operation is performed.
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。 According to the present invention, by changing the control amount based on the degree of damage per generated power, it is possible to maximize the amount of power generated during the degeneracy operation.
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。 Hereinafter, the embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings, and the wind turbine generator as a premise thereof is generally configured as follows.
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。
FIG. 1 is a diagram showing an example of an overall schematic configuration of a wind power generator that is a premise of the present invention. As shown in FIG. 1, the
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。
Inside the nacelle 4 are a
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。
As shown in FIG. 1, at the bottom (lower part) in the tower 5, there are a
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。
Although the
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。
Basically, the present invention monitors the wind power generator configured as shown in FIG. 1 and executes degeneration operation according to the degree of deterioration. For this purpose, an
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。
FIG. 2 shows the
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。
The
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。
The
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。
FIG. 3 shows a configuration example of the
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。
The
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。
When using the damage degree database DB1 created in advance, the wind
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。
The wind
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。
The
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。
The
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。
In the damage degree database DB1, the relationship between the average wind speed for a predetermined time obtained by the wind
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。
The power curve database DB2 stores the relationship between wind speed and generated power in the
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。 In the operation plan database DB3, the maintenance date of the position to be monitored and the permissible value of the accumulated damage degree up to that date are stored as the operation plan data D3. Note that instead of the allowable value up to the maintenance date, the allowable value of the accumulated damage degree as the life of the component may be stored.
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。
The
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。
FIG. 4 is a diagram showing the relationship between the power curve, the degree of damage, and the degree of damage per generated power, which are the main elements in the
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。 The upper part of FIG. 4 is the power curve data D2 held in the power curve database DB2. As shown by the average wind speed on the horizontal axis and the generated power on the vertical axis, the generated power increases according to the wind speed up to the rated wind speed. , the rated generated power is kept constant after the rated wind speed.
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。 The middle part of FIG. 4 shows the damage degree data D1 (damage degree distribution) held in the damage degree database DB1. It becomes maximum near the wind speed, and shows a lower value as it moves away from near the rated wind speed.
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。
The lower part of FIG. 4 shows the degree of damage per generated power obtained by the control
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。
The
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。
In the vicinity of the wind speed at which the degree of damage per generated power obtained in this manner is maximized, the degenerate operation is performed by changing the controlled variables of the related controlled
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。 Further, when the degree of damage per generated power has a plurality of maximum values as shown in FIG. 5, the control amount may be changed in a plurality of wind speed ranges. The execution of the degeneracy operation may be determined by the driver, or may be automatically determined based on the cumulative damage degree of the monitoring target position and the allowable value of the cumulative damage degree of the operation plan data D3. good too.
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。 Since there are several ideas for managing the degree of damage to a wind power generator, it is preferable to apply the method to actual control appropriately according to the method of managing the degree of damage. For example, as a damage management method, in daily life, the concept of applying control so as not to exceed the assumed maximum damage, the concept of complying with the cumulative damage within a certain period, or the concept of operating according to the management target of the amount of damage. However, the timing for starting control can be appropriately adopted in accordance with these ideas. The operation plan database DB3 in FIG. 3 preferably holds information on these management guidelines.
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。
By using the
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。 In a second embodiment, a method of determining a wind speed range for changing the control amount and control in the degenerate operation at the wind speed at which the degree of damage per generated power is maximized as specified in the first embodiment will be described.
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。
FIG. 6 shows a configuration example of the
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。
The controlled
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。
In the power curve database DB2a, in addition to the relationship between wind speed and generated power in the
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。
The wind condition prediction database DB4 stores the wind speed frequency distribution in the
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。
The control
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。 FIG. 7 shows the relationship between the power curve in FIG. 4, the degree of damage, and the degree of damage per generated power. 7 shows the power curve (upper part of FIG. 7), the degree of damage (middle part of FIG. 7), and the degree of damage per generated power (lower part of FIG. 7).
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。 Each value indicated by a solid line in the illustration of FIG. 7 is a value during normal operation, which is the same as in FIG. Each value indicated by is the value at the time of severe degeneracy operation (the amount of control is large).
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。 FIG. 8 is a diagram for explaining the ideal control amount using the degree of damage per generated power, and the wind speed range in which the control amount and control are changed so as to smooth the vicinity of the maximum value of the degree of damage per generated power is shown. FIG. 7 shows a case where the control amount is changed while the wind speed range for changing the control is constant, but the wind speed range may be changed together. In order to maximize the amount of power generated during degenerate operation, it is desirable to adjust the control amount and the wind speed range in which the control is changed so as to smooth the vicinity of the maximum value of the degree of damage per generated power as shown in FIG. , the distribution shown in FIG. 8 is not necessarily required during degenerate operation due to restrictions on the control side.
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。 As shown in FIGS. 7 and 8, the distribution of the degree of damage per generated power changes depending on the magnitude of the control amount and the wind speed range in which the control is changed. When maximizing the amount of power generated during degeneracy operation, the degree of these magnitudes is obtained by summing the damage degree obtained by the inner product of the wind speed frequency distribution and the damage degree distribution during the degeneracy operation period and the cumulative damage degree up to now. It is sufficient to set the estimated cumulative damage degree to match the allowable value of the cumulative damage degree of the operation plan database DB3. The wind speed frequency distribution during the degeneracy operation period can be estimated using the wind condition prediction database DB4 from the start of degeneracy operation to the maintenance date of the operation plan database DB3. However, since an error may occur in the estimated wind speed frequency distribution, the control amount and wind speed range of the degenerate operation are considered so that the estimated cumulative damage level is less than the allowable value of the cumulative damage level of the operation plan database DB3. can be set as
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。
By using the
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。 In a third embodiment, a specific example of a degeneracy operation method using the wind speed range for changing the control amount and control identified in the second embodiment at the applicable wind speed for the degeneracy operation identified in the first embodiment will be described. However, it is not always necessary to use the degeneracy operation method described here, and degeneracy operation may be realized by other methods.
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。 When the degree of damage per generated power is maximized near the rated wind speed as shown in FIG. However, a reduction in generated power due to a decrease in rotational speed increases the inflow angle to the blades, which may lead to an increase in the degree of damage.
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。 Therefore, the pitch angle of the blades is controlled to the feather side (the side that reduces the angle of attack of the blades) to a greater extent than usual in order to maintain the upper limit of the rotation speed while lowering the generator torque. and reduce the angle of attack of the blade.
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。
However, depending on the degree of damage to be monitored, it may not depend on the angle of attack of the blade, so the retraction operation may be performed by reducing the number of revolutions compared to normal while maintaining the torque. Here, the control amount during normal operation means that the power curve described in the catalog of the
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。 In order to reduce the torque while keeping the rotation speed at the upper limit near the rated wind speed, it is necessary to modify the method of determining the control amount of the pitch angle. Around the rated wind speed, the pitch angle control amount is determined based on the rotational speed and torque. During degeneracy operation, by changing the gain of the pitch angle control amount based on the torque to the value determined in the second embodiment, control that maximizes the power generation amount during degeneracy operation is realized.
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。
For example, as shown in equation (1), the pitch angle control amount (positive on the feather side) Δθ is obtained by subtracting the rated torque (torque at the rated output) Qrated, which is the target torque value, from the current torque Q. Consider the case where it is determined by multiplying the difference by a proportional gain k (>0).
[Number 1]
Δθ=k(Q-Qrated) (1)
In equation (1), when the torque is smaller than the rated torque, Δθ becomes negative and the pitch angle is controlled to the fine side (to increase the angle of attack of the blade). Therefore, during degenerate operation, this proportional gain is made smaller than that during normal operation, thereby suppressing the control of directing the pitch angle to the fine side.
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。 FIG. 9 is a diagram for explaining a degeneracy operation method by increasing the pitch angle feather control amount, and shows the relationship between the generated power and the pitch angle control amount with respect to the average wind speed. The relationship between the generated power and the pitch angle control amount is indicated by a solid line, and this should be indicated by a dotted line during degenerate operation. As a result, as shown in FIG. 9, the pitch angle can be controlled to the feather side compared to the normal time, and the degeneracy operation with reduced torque is realized while maintaining the rotational speed at the upper limit value. Further, by decreasing the proportional gain as the degree of damage needs to be reduced more greatly, it becomes possible to adjust the strength of the degenerate operation as shown in FIG. Although a simple proportional control has been described here as an example, other control methods may be used as long as the strength of degenerate operation can be adjusted using a gain or the like.
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。
In addition to the degeneracy operation method described above, the following method may be used when degeneracy operation is required in an arbitrary wind speed range. In this degenerate operation method, by changing the upper limit value of the torque based on the wind speed in the wind
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。
A first method of performing degenerate operation in an arbitrary wind speed range will be described with reference to FIG. 10 . FIG. 10 is a diagram for explaining a degeneracy operation method using a stepped power curve based on wind speed. Similar to FIG. 9, it shows the relationship between the generated power and the pitch angle control amount with respect to the average wind speed. For example, as shown in FIG. 10, consider reducing the generated power stepwise in a partial region above the rated wind speed to perform degenerate operation. Rated torque is normally used as the torque upper limit at rated output. In this degenerate operation, when the wind speed measured by the wind
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。 A second method of performing degenerate operation in an arbitrary wind speed range will be described with reference to FIG. 11 . FIG. 11 is a diagram for explaining a degeneracy operation method using a concave power curve based on wind speed. Similar to FIGS. 9 and 10, it shows the relationship between the generated power and the pitch angle control amount with respect to the average wind speed. In FIG. 10, the generated power is changed stepwise, but the torque upper limit value is changed continuously according to the wind speed, and degenerate operation is performed so as to form a smooth concave power curve as shown in FIG. good too.
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。
FIG. 12 is a diagram for explaining the difference between the degeneracy operation based on the degree of damage per generated power and the conventional degeneracy operation. 12 shows the relationship between the generated power and the pitch angle control amount with respect to the average wind speed, as in FIGS. 9, 10 and 11. In FIG. While the dotted line represents the conventional degenerate operation in which the rated output is uniformly reduced. Further, in the case of the method of the present invention in which the degeneracy operation is performed near the cutout wind speed, the power curve has a shape as shown by the one-dot chain line in FIG. In this degeneracy operation method, unlike the conventional degeneracy operation (dotted line) in which the rated output is uniformly reduced, the wind speed range in which degeneracy operation is performed in accordance with the methods of
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。 Although the upper limit of the torque is changed according to the wind speed here, the degenerate operation may be performed with the upper limit of the rotational speed changed according to the wind speed.
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。 FIG. 13 is a diagram for explaining a degenerate operation method by increasing the rotation speed of the generator. This figure shows the relationship between the generated power and the rotation speed with respect to the average wind speed. When this degenerate operation is performed in a low wind speed range below the rated rotation speed, the wind speed range in which the degenerate operation is performed increases the rotation speed compared to normal operation, as shown in FIG. 13 . Also in this case, since the angle of inflow to the blade is reduced by increasing the rotation speed, retraction operation is realized by reducing the angle of attack of the blade. Here, by changing the upper limit of the torque, the torque is reduced more than the normal time, but depending on the operating state, the lower limit of the torque may be changed to reduce the torque.
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。 Furthermore, when the degree of damage per generated power is maximized near the cut-in wind speed, in addition to the above method, the cut-in wind speed may be increased more than normal to perform degenerate operation.
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。 By using the degeneracy operation method described above, according to the third embodiment, degeneracy operation that maximizes the amount of power generated during the degeneracy operation can be performed.
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。 It is desirable that the power curve should be as follows. Regarding the power curve, the wind speed that changes to any one of a ramp shape, a concave shape, and a step shape is in the vicinity of the rated wind speed, and preferably within 4 m/s before and after the rated wind speed. Also, when the power curve changes to ramp, concave, or stepped near the rated wind speed, it is desirable that the rotation speed does not change from normal and the torque is lower than normal. Also, when the power curve changes to any of a ramp shape, a concave shape, and a step shape near the rated wind speed, it is desirable that the torque does not change from the normal time and the rotation speed is lower than the normal time.
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。 In the fourth embodiment, a degeneracy operation method will be described in which the degree of fatigue damage in the degeneracy operation of the embodiments 1-3 is replaced with, for example, the wear and deterioration of the parts constituting the wind turbine generator. Parts to be monitored for degenerate operation include, but are not limited to, bearings, gears, actuators, brake pads, lubricating oil, grease, electrical equipment, and the like.
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。
The configuration of the
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。
The control
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。
In the
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。
The
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。 The damage degree database DB1a stores the relationship between the average wind speed for a predetermined time period, the average value or target value of various control variables, and the amount of change in the degree of damage, wear, and deterioration.
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。 Control variables include, for example, rotor rotation speed, generator rotation speed, torque, pitch angle, yaw error, generator output, power consumption in various control mechanisms, and oil pressure. At the time of saving, all the data at each predetermined time may be saved as they are, or the average amount of change with respect to the average wind speed and various control variables may be saved as statistical values.
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。
The control
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。 By using the degeneracy operation method described above, according to the fourth embodiment, it is possible to perform degeneracy operation that maximizes the amount of power generated during degeneracy operation for various parts by using the degree of wear and deterioration other than the degree of damage. becomes.
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
1: Wind turbine generator 2: Blades 3: Hub 4: Nacelle 5: Tower 6: Main shaft 7: Gearbox 8: Generator 9: Main frame 10: Rotor 11: Power converter 12: Control device 21: Pitch angle control Mechanism 22: Yaw control mechanism 23: Anemometer 24: Strain sensor 30: Control object 31: Wind speed measurement unit 32: Load measurement unit 33: Damage degree calculation unit DB1, DB1a: Damage degree database DB2, DB2a: Power curve database DB3:
Claims (18)
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風速に対する発電電力あたり損傷度を求め、縮退運転の制御量を計算する制御量計算部を備え、
前記制御装置は、求めた風速に対する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前記縮退運転を実施することを特徴とする風力発電装置。 A wind power generator having at least a rotor, a nacelle, and a tower that supports the nacelle, and performing degeneration operation by a control device,
The control device includes a damage degree database that defines the relationship between the degree of damage to parts per unit time and wind speed, a power curve database that defines the relationship between output and wind speed, and calculation from the degree of damage and the power curve. Equipped with a control amount calculation unit that calculates the degree of damage per generated power against the wind speed and calculates the control amount for degenerate operation,
The wind turbine generator , wherein the control device performs the degeneracy operation when the degree of damage per generated power for the obtained wind speed exceeds a specified value.
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The wind turbine generator, wherein the control amount calculation unit controls any one of the rotation speed, torque, blade pitch angle, and yaw angle of the wind turbine generator according to the control amount of the degeneracy operation.
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The wind turbine generator, wherein the power curve is locally reduced compared to a normal time when the degeneracy operation is not performed due to the calculation of the control amount by the control amount calculation unit.
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
A wind power generator comprising a plurality of power curves corresponding to at least one of a wind speed range in which the power curve locally decreases or a change in intensity of degeneracy operation.
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The wind turbine generator according to claim 1, wherein the power curve changes to any one of a ramp shape, a recessed shape, and a stepped shape with respect to a normal time when the degeneracy operation is not performed according to the calculation of the control amount by the control amount calculation unit.
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。 The wind turbine generator according to claim 5,
The wind turbine generator, wherein the power curve changes to any one of a ramp shape, a concave shape, and a step shape at a wind speed near a rated wind speed.
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。 The wind turbine generator according to claim 5 ,
The wind turbine generator, wherein the power curve changes in any one of a ramp shape, a concave shape, and a step shape within 4 m/s before and after a rated wind speed.
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。 The wind turbine generator according to claim 5 ,
A wind power generator characterized in that when the power curve changes to one of a ramp shape, a concave shape, and a step shape near the rated wind speed, the rotation speed does not change from normal and the torque is lower than normal. Device.
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。 The wind turbine generator according to claim 5 ,
A wind power generator characterized in that, when the power curve changes to one of a ramp shape, a concave shape, and a step shape near the rated wind speed, the torque does not change from the normal time, and the rotation speed is lower than the normal time. Device.
前記制御量計算部は、風速に対する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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The wind turbine generator, wherein the control amount calculation unit calculates the control amount so as to smooth the maximum value of the degree of damage per generated power with respect to the wind speed .
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The wind power generator according to claim 1, wherein the database of the degree of damage stores the relationship between the degree of damage to parts per unit time, the wind speed, and the amount of control when the control is changed.
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The control amount calculation unit calculates the wind speed range in which the control amount or control is changed by the damage degree obtained by the inner product of the wind speed frequency distribution based on the wind condition prediction and the damage degree distribution at the time of control change, and the cumulative damage degree up to now. A wind power generator characterized in that the estimated cumulative damage degree obtained by the sum is determined so as to match the allowable value of the operation plan.
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。 The wind turbine generator according to claim 1 ,
The wind turbine generator, wherein the database of the degree of damage measures the data during operation and sequentially updates the relationship between the degree of damage per unit time of the component, the wind speed, and the control amount when the control is changed.
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。 The wind turbine generator according to claim 1,
The wind turbine generator, wherein the degree of damage is a degree of fatigue damage, a power spectrum of vibration, and turbidity.
前記制御装置は、前記風速に対する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。 The wind turbine generator according to claim 1,
When the degree of damage or deterioration per generated power with respect to the wind speed is maximized near the rated wind speed of the wind power generator, the control device sets the feather operation amount of the blade pitch angle to be lower than normal when the retraction operation is not performed. , a wind power generator characterized by increasing
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。 A wind turbine generator according to claim 15,
The wind turbine generator, wherein the control device starts the feathering operation of the blade pitch angle at a wind speed lower than normal.
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。 A wind turbine generator according to claim 15,
The wind turbine generator, wherein the control device increases the feather operation amount of the blade pitch angle within 4 m/s before and after the rated wind speed.
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を備え、 Equipped with a damage database that defines the relationship between the degree of damage to parts per unit time and wind speed, and a power curve database that defines the relationship between output and wind speed,
前記損傷度と前記パワーカーブとから算出した風速に対する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とともに、風速に対する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方法。 The degree of damage per generated power with respect to the wind speed calculated from the degree of damage and the power curve is calculated, and the control amount for the degeneracy operation is calculated. A wind power generation method characterized by carrying out.
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019000998A JP7209542B2 (en) | 2019-01-08 | 2019-01-08 | Wind power generator and its operation method |
TW109100190A TWI766224B (en) | 2019-01-08 | 2020-01-03 | Wind power generator and method of operating the same |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019000998A JP7209542B2 (en) | 2019-01-08 | 2019-01-08 | Wind power generator and its operation method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2020112035A JP2020112035A (en) | 2020-07-27 |
JP7209542B2 true JP7209542B2 (en) | 2023-01-20 |
Family
ID=71667669
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2019000998A Active JP7209542B2 (en) | 2019-01-08 | 2019-01-08 | Wind power generator and its operation method |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP7209542B2 (en) |
TW (1) | TWI766224B (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100098541A1 (en) | 2008-10-20 | 2010-04-22 | Benito Pedro L | Method and system for operating a wind turbine generator |
JP2018031610A (en) | 2016-08-23 | 2018-03-01 | 株式会社日立製作所 | Cumulative fatigue damage-degree estimation system or cumulative fatigue damage-degree estimation method |
JP2018060387A (en) | 2016-10-06 | 2018-04-12 | 株式会社日立製作所 | Sign diagnostic apparatus and power generation control system having the same |
JP2018535354A (en) | 2015-11-18 | 2018-11-29 | ヴォッベン プロパティーズ ゲーエムベーハーWobben Properties Gmbh | Control of wind turbine generator with adjustable rotor blades |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP5244502B2 (en) * | 2008-08-25 | 2013-07-24 | 三菱重工業株式会社 | Wind turbine operation restriction adjusting apparatus and method, and program |
US8362633B2 (en) * | 2010-11-30 | 2013-01-29 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Wind turbine generator with a control unit for controlling a rotation speed of a main shaft |
-
2019
- 2019-01-08 JP JP2019000998A patent/JP7209542B2/en active Active
-
2020
- 2020-01-03 TW TW109100190A patent/TWI766224B/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100098541A1 (en) | 2008-10-20 | 2010-04-22 | Benito Pedro L | Method and system for operating a wind turbine generator |
JP2018535354A (en) | 2015-11-18 | 2018-11-29 | ヴォッベン プロパティーズ ゲーエムベーハーWobben Properties Gmbh | Control of wind turbine generator with adjustable rotor blades |
JP2018031610A (en) | 2016-08-23 | 2018-03-01 | 株式会社日立製作所 | Cumulative fatigue damage-degree estimation system or cumulative fatigue damage-degree estimation method |
JP2018060387A (en) | 2016-10-06 | 2018-04-12 | 株式会社日立製作所 | Sign diagnostic apparatus and power generation control system having the same |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TWI766224B (en) | 2022-06-01 |
JP2020112035A (en) | 2020-07-27 |
TW202026523A (en) | 2020-07-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8328514B2 (en) | System and methods for determining a monitor set point limit for a wind turbine | |
US7948104B2 (en) | Method of operating a wind turbine with pitch control, a wind turbine and a cluster of wind turbines | |
JP6906354B2 (en) | Wind turbine generator fatigue damage calculation device, wind power generation system, and wind turbine generator fatigue damage calculation method | |
JP5318454B2 (en) | Wind turbine operating method and wind turbine | |
US7898100B2 (en) | Method of operating a wind turbine with pitch control, a wind turbine and a cluster of wind turbine | |
US8096761B2 (en) | Blade pitch management method and system | |
US20160169200A1 (en) | Wind Turbine | |
US9835136B2 (en) | System and method for extending the operating life of a wind turbine gear train based on energy storage | |
US10473088B2 (en) | System and method for variable tip-speed-ratio control of a wind turbine | |
WO2017000957A1 (en) | Control method and system for wind turbines | |
US10451039B2 (en) | System and method for reducing wind turbine noise during high wind speed conditions | |
US20150005966A1 (en) | System and method for controlling a wind turbine | |
CA2810804A1 (en) | System and method for controlling a wind turbine | |
US20130193686A1 (en) | System and methods for determining pitch angles for a wind turbine during peak shaving | |
CN111788383A (en) | Constraint-based thrust balance control for multi-rotor wind turbines | |
WO2012149984A1 (en) | System and method for operating a wind turbine using an adaptive speed reference | |
EP3608538A1 (en) | Model-based repowering solutions for wind turbines | |
US11608811B2 (en) | System and method for mitigating loads acting on a rotor blade of a wind turbine | |
JP7209542B2 (en) | Wind power generator and its operation method | |
CN112709670A (en) | System and method for improving extreme load control of wind turbine components | |
EP2923078A2 (en) | System and method for extending the operating life of a wind turbine gear train based on energy storage | |
US11739734B2 (en) | Fatigue loads in wind turbines and use of operational metadata | |
CN114254768A (en) | Primary frequency modulation method based on health condition of fan | |
CN112005009B (en) | System and method for improved overspeed monitoring of wind turbines operating at reduced rotor speeds | |
CN114945750A (en) | System and method for controlling a wind turbine |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20211020 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20220824 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20220913 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20221024 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20221227 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20230110 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7209542 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |