KR101800217B1 - Correction method for yaw alignment error of wind turbine - Google Patents
Correction method for yaw alignment error of wind turbine Download PDFInfo
- Publication number
- KR101800217B1 KR101800217B1 KR1020170002347A KR20170002347A KR101800217B1 KR 101800217 B1 KR101800217 B1 KR 101800217B1 KR 1020170002347 A KR1020170002347 A KR 1020170002347A KR 20170002347 A KR20170002347 A KR 20170002347A KR 101800217 B1 KR101800217 B1 KR 101800217B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- wind direction
- value
- direction value
- nacelle
- current
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000012937 correction Methods 0.000 title claims description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 60
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 13
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 210000002700 urine Anatomy 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012549 training Methods 0.000 description 2
- 241000343203 Lidia Species 0.000 description 1
- 241001673526 Lydia Species 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/04—Automatic control; Regulation
- F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
- F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
- F03D7/046—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic with learning or adaptive control, e.g. self-tuning, fuzzy logic or neural network
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/32—Wind speeds
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/321—Wind directions
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/327—Rotor or generator speeds
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Fuzzy Systems (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
Description
본 발명은 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 관한 것으로, 특히, 학습된 알고리즘을 통하여 정밀 측정장치 없이 나셀 센서를 통하여 측정한 측정값을 이용하여 정밀 측정장치와 동일하거나 이에 근접하는 높은 수준의 정렬오차를 구현할 수 있어 적은 비용으로 발전효율을 극대화할 수 있는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 관한 것이다. The present invention relates to a method of correcting the yaw alignment error of a wind turbine generator, and more particularly, to a method of correcting yaw alignment error of a wind turbine generator using a learned algorithm, The present invention relates to a method for calibrating a yaw misalignment of a wind turbine generator that can maximize power generation efficiency at a low cost.
도 1을 참조하면, 풍력발전기에 있어서 요(Yaw) 정렬오차(θ)는 풍향(b)과 나셀의 축방향(a)의 상대각도의 차이로 정의되는 데, 이러한 요 정렬오차는 발전효율의 감소를 초래한다. Referring to FIG. 1, the yaw misalignment θ in the wind turbine is defined as the difference in relative angle between the wind direction b and the axial direction a of the nacelle. .
풍력발전기 나셀은 풍향과 일치하도록 제어가 되지만 발전효율과 기계적인 문제로 인하여 늘 정렬오차가 0이 되도록 제어되는 것은 아니므로 늘 정렬오차가 내재하게 된다. 또한, 풍력발전기에서 측정한 풍향 자체가 정확하지 않을 수 있으므로 나셀의 방향이 풍향과 늘 일치하더라도 실제 풍향과의 정렬오차는 발생한다. Although the wind turbine nacelle is controlled to coincide with the wind direction, it is not always controlled to be zero due to power generation efficiency and mechanical problems. In addition, since the wind direction itself measured by the wind turbine may not be accurate, an alignment error occurs with the actual wind direction even if the direction of the nacelle always agrees with the wind direction.
따라서, 풍력발전기에서 실제 풍향에 근사하는 풍향의 측정은 무엇보다 중요하다. Therefore, the measurement of the wind direction that approximates the actual wind direction in the wind power generator is most important.
풍향은 풍향을 측정하는 장치에 따라 상이한 값을 가지므로 측정장치에 따라 요 정렬오차도 다른 값을 갖게 된다.Since the wind direction has a different value depending on the apparatus for measuring the wind direction, the yaw alignment error also has a different value depending on the measuring apparatus.
풍력발전기는 보통 나셀 풍향계에서 측정되는 풍향에 의해 제어되는데, 나셀 풍향계는 로터의 뒤쪽에 위치하기 때문에 로터 후류의 영향을 받고, 측풍이나 지형적 영향에 의해 로터 앞쪽의 실제 풍향 대비하여 왜곡된 값을 측정하게 된다. The wind turbine is usually controlled by the wind direction measured in a nacelle weather vane. Since the nacelle weather vane is located at the rear of the rotor, it is influenced by the rotor wake, and is distorted by the actual wind direction in front of the rotor due to crosswind or topographical influence .
이를 보완하기 위한 레이저 방식의 풍향계인 라이다(Lidar)는, 도 2에 도시된 바와 같이, 로터 앞쪽의 풍향을 측정하므로 나셀 풍향계보다 정확하게 풍향을 측정한다. To compensate for this, Lidar, which is a laser-type weather vane, measures wind direction more precisely than a nacelle weather vane because it measures wind direction in front of the rotor as shown in Fig.
실제로, 라이다 풍향계가 실제 풍향에 근사하기 때문에 요 정렬오차 제어에 사용되면 발전량을 향상시킬 수 있다는 연구결과가 있기는 하나, 라이다의 설치 및 유지보수 비용으로 인해 영속적인 설치는 어려운 실정이며, 모든 풍력발전기에 설치하는 것은 사실상 불가능한 실정이다. In fact, although research has shown that the LIDAR weather vane is able to improve power generation if it is used for yaw alignment error control because it is close to the actual wind direction, permanent installation is difficult due to installation and maintenance costs of LIDAR, It is virtually impossible to install on all wind turbines.
따라서, 본 발명의 목적은, 학습된 알고리즘을 통하여 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 따르면, 고가이고 유지보수가 용이하지 아니한 정밀 측정장치를 모든 풍력발전기에 장착하지 않더라도 정밀 측정장치와 동일 및 근접하는 정렬오차를 구현할 수 있으므로, 요(yaw) 에러를 최소화하여 발전효율을 극대화할 수 있다. Accordingly, it is an object of the present invention to provide a method and apparatus for calibrating a yaw alignment error of a wind turbine according to a learned algorithm, It is possible to minimize the yaw error and maximize the power generation efficiency.
또한, 본 발명에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 따르면, 본래 풍력발전기에 장착된 제어부를 조작하거나 교체하는 것이 아니라, 상기 제어부로 입력되는 변수를 조정하여 입력하는 것이므로, 풍력발전기 자체를 가변하거나 조작할 필요가 없어 발전효율 개선이 훨씬 용이해지는 장점이 있다. In addition, according to the method of correcting the yawing error of a wind turbine according to the present invention, the control unit mounted on the wind turbine is not manipulated or replaced, but the parameters inputted to the control unit are adjusted and inputted. There is no need to operate the power generation system and the power generation efficiency can be improved much more easily.
또한, 본 발명에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 따르면, 기계학습 모델이 설정된 계측시간 동안 입력되는 정보를 이용하여 반복적인 트레이닝을 통하여 최적의 보정모델을 도출하는 것이므로, 풍력발전기의 보정을 위하여 전문가가 직접 데이터를 분석하지 않아도 되므로 분석에 소요되는 시간 및 비용을 혁신적으로 절감할 수 있을 뿐 아니라, 도출된 보정모델은 다른 풍력발전기에 적용할 때마다 개선되므로 정렬오차 보정에 소요되는 시간 및 보정 신뢰성을 지속적으로 향상할 수 있다. According to the method of correcting the yaw alignment error of the wind turbine according to the present invention, since the machine learning model derives the optimal correction model through repeated training using the information input during the set measurement time, As a result, it is possible to reduce the time and cost required for the analysis. Moreover, since the derived calibration model is improved every time when it is applied to other wind turbine generators, The correction reliability can be continuously improved.
상기 목적은, 본 발명의 일실시예에 따라, 로터 전방에 감지위치를 갖는 라이다(Lidar) 센서와, 상기 로터 후방에 위치하는 나셀의 일측에 감지위치를 갖는 나셀 센서에서, 설정된 측정 스케줄에 따라 각각 동시에 라이다 풍향값과 나셀 풍향값을 측정하는 단계와; 상기 측정 스케줄에 따라 각 추가변수센서에서 각각 서로 다른 추가변수에 대하여 동시에 측정을 수행하는 단계와; 각 측정시간 별 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 입력으로 하여 결과값을 산출하고 이를 상기 라이다 풍향값과 대비하는 과정을 반복하는 기계학습 알고리즘을 통하여 상기 결과값과 상기 나셀 풍향값 및 상기 라이다 풍향값 사이의 상관관계를 도출하는 단계와; 상기 나셀 센서 및 상기 추가변수센서에서 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값이 입력되는 단계와; 상기 현재 나셀 풍향값 및 상기 현재 추가변수 측정값에 기초하여 상기 상관관계를 반영한 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계와; 제어부에서 상기 보정된 현재 풍향값에 따라 구동부를 제어하는 단계;를 포함하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 의해 달성된다. According to an embodiment of the present invention, the above object can be accomplished by a lidar sensor having a sensing position in front of a rotor and a nacelle sensor having a sensing position on one side of the nacelle positioned behind the rotor, Measuring a ladder wind direction value and a nacelle wind direction value at the same time; Performing measurements simultaneously on different additional variables in each additional variable sensor according to the measurement schedule; Calculating a result value by inputting the nacelle wind direction value and the additional parameter measurement value for each measurement time, and comparing the result value with the Lather wind direction value, Deriving a correlation between the Lidar wind direction values; Inputting a current nasal wind direction value and a current additional parameter measurement value in the nacelle sensor and the additional variable sensor; Calculating a corrected current wind direction value reflecting the correlation based on the current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement; And controlling the driving unit according to the corrected current wind direction value in the control unit.
여기서, 상기 상관관계를 도출하는 단계는, 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 독립변수로 하며 상기 각 독립변수 별로 독립적인 가중치를 갖는 함수형태의 기계학습 알고리즘에, 상기 측정시간 별로 저장된 상기 나셀 풍향값 및 및 추가변수 측정값을 입력으로 하여 상기 라이다 풍향값과의 차이가 설정오차 이내인 결과값을 산출되도록 상기 각 가중치를 결정하는 단계로 마련될 수 있으며, 이 경우, 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계는, 상기 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값을 상기 결정된 가중치를 갖는 기계학습 알고리즘에 입력하여 산출된 상기 풍향 예측값을 상기 보정된 현재 풍향값으로 대체하는 단계를 포함할 수 있다. Here, the deriving the correlation may include: a function-type machine learning algorithm in which the nacelle wind direction value and the additional parameter measurement values are independent variables and have independent weights for the respective independent variables; And a step of determining each of the weights so that a difference between the ladder wind direction value and the ladder wind direction value is within a set error, using the nacelle wind direction value and the additional parameter measurement value as input, Calculating the current wind direction value includes replacing the current wind direction value with the corrected wind direction value by inputting the current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement value into a machine learning algorithm having the determined weight value can do.
또는, 상기 상관관계를 도출하는 단계는, 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 독립변수로 하며 상기 각 독립변수 별로 독립적인 가중치를 갖는 함수형태의 기계학습 알고리즘에, 상기 측정시간 별로 저장된 상기 나셀 풍향값 및 추가변수 측정값을 입력으로 하여, 상기 나셀 풍향값과 상기 라이다 풍향값과의 차이에 해당하는 오차보정값이 상기 결과값으로 산출되도록 상기 각 가중치를 결정하는 단계로 마련될 수 있으며, 이 경우, 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계는, 상기 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값을 상기 결정된 가중치를 갖는 기계학습 알고리즘에 입력하여 산출된 상기 오차보정값을 상기 현재 나셀 풍향값에 반영하여 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계를 포함할 수 있다. Alternatively, the step of deriving the correlation may comprise: a function-type machine learning algorithm having the narkel wind direction value and the additional parameter measurement values as independent variables and having independent weights for each independent variable; Determining the respective weights so that an error correction value corresponding to the difference between the nacelle wind direction value and the Lada wind direction value is calculated as the result value by using the nacelle wind direction value and the additional variable measurement value as inputs, Calculating the corrected current wind direction value comprises inputting the current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement value into a machine learning algorithm having the determined weight value to calculate the error correction value, And calculating the corrected current wind direction value by reflecting the wind direction value.
각 실시예에서, 상기 추가변수는, 상기 측정시간에 측정된, 상기 나셀 센서에서의 풍속, 발전량, 로터의 회전속도 또는 상기 나셀 센서에서의 절대 풍향 중 하나 이상을 포함할 수 있다. In each of the embodiments, the additional parameter may include at least one of the wind speed at the nacelle sensor, the amount of power generation, the rotational speed of the rotor, or the absolute wind direction at the nacelle sensor measured at the measurement time.
예를 들어, 상기 기계학습 알고리즘은 상기 풍향 예측값과 상기 라이다 풍향값의 차이를 최소화하는 각 가중치를 구하는 알고리즘으로 마련될 수 있다. For example, the machine learning algorithm may be provided with an algorithm that obtains each weight that minimizes the difference between the wind direction prediction value and the LADIR wind direction value.
한편, 상기 나셀 풍향값이 절대풍향인 경우, 상기 제어부는 요 축방향 데이터를 수신받아 상기 보정된 현재 풍향값과 비교하여 요 정렬오차를 산출하고, 이에 따라 상기 구동부를 구동할 수 있다. Meanwhile, when the nacelle wind direction value is an absolute wind direction, the controller receives the yaw direction data and compares the yaw direction data with the corrected current wind direction value to calculate a yaw alignment error, thereby driving the drive unit.
또는, 상기 라이다 풍향값, 나셀 풍향값 및 추가변수 측정값들을 각 측정시간에 대응하여 구분하여 저장하는 단계를 더 포함할 수 있다. Alternatively, the method may further include storing the Ladia wind direction value, the nacelle wind direction value, and the additional parameter measurement values corresponding to each measurement time.
따라서, 본 발명에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 따르면, 고가이고 유지보수가 용이하지 아니한 정밀 측정장치를 모든 풍력발전기에 장착하지 않더라도 정밀 측정장치와 동일 및 근접하는 정렬오차를 구현할 수 있으므로, 요(yaw) 에러를 최소화하여 발전효율을 극대화할 수 있다. Therefore, according to the present invention, it is possible to realize an alignment error equal to or close to that of the precision measuring device even if the precision measuring device, which is expensive and not easy to maintain, is not installed in all the wind turbines, , Yaw error can be minimized and the power generation efficiency can be maximized.
또한, 본 발명에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 따르면, 본래 풍력발전기에 장착된 제어부를 조작하거나 교체하는 것이 아니라, 상기 제어부로 입력되는 변수를 조정하여 입력하는 것이므로, 풍력발전기 자체를 가변하거나 조작할 필요가 없어 발전효율 개선이 훨씬 용이해지는 장점이 있다. In addition, according to the method of correcting the yawing error of a wind turbine according to the present invention, the control unit mounted on the wind turbine is not manipulated or replaced, but the parameters inputted to the control unit are adjusted and inputted. There is no need to operate the power generation system and the power generation efficiency can be improved much more easily.
또한, 본 발명에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에 따르면, 기계학습 모델이 설정된 계측시간 동안 입력되는 정보를 이용하여 반복적인 트레이닝을 통하여 최적의 보정모델을 도출하는 것이므로, 풍력발전기의 보정을 위하여 전문가가 직접 데이터를 분석하지 않아도 되므로 분석에 소요되는 시간 및 비용을 혁신적으로 절감할 수 있을 뿐 아니라, 도출된 보정모델은 다른 풍력발전기에 적용할 때마다 개선되므로 정렬오차 보정에 소요되는 시간 및 보정 신뢰성을 지속적으로 향상할 수 있다. According to the method of correcting the yaw alignment error of the wind turbine according to the present invention, since the machine learning model derives the optimal correction model through repeated training using the information input during the set measurement time, As a result, it is possible to reduce the time and cost required for the analysis. Moreover, since the derived calibration model is improved every time when it is applied to other wind turbine generators, The correction reliability can be continuously improved.
도 1은, 요 정렬오차를 설명하기 위한 개념도,
도 2는, 본 발명의 일실시예에 따른 풍력발전기의 사시도,
도 3은, 본 발명의 일실시예에 따른 풍력발전기용 요 정렬오차 보정장치의 구성도,
도 4는, 본 발명의 일실시예에 따른 풍력발전기용 요 정렬오자 보정방법의 흐름도,
도 5 내지 도8은, 추가변수들에 대한 라이다 풍향값의 관계도를 나타낸 도표이다. FIG. 1 is a conceptual diagram for explaining a misalignment error,
2 is a perspective view of a wind turbine according to an embodiment of the present invention,
FIG. 3 is a configuration diagram of an apparatus for correcting a urine alignment error for a wind turbine according to an embodiment of the present invention,
4 is a flow chart of a method for correcting a yaw alignment error for a wind turbine according to an embodiment of the present invention;
5 to 8 are graphs showing the relationship diagrams of the LADIA wind direction values for the additional variables.
이하, 첨부된 도면을 참조하여, 본 발명의 일실시예를 상세히 설명한다. Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
먼저, 도 4를 참조하면, 본 발명의 일실시예에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법은, 라이다 풍향값, 나셀 풍향값 및 추가변수를 측정하는 단계(S10)와, 상기 각 측정값을 측정시간별로 저장하는 단계(S11)와, 기계학습 알고리즘을 통한 결과값, 나셀 풍향값 및 라이다 풍향값과의 상관관계를 도출하는 단계(S13)와, 현재 나셀 풍향값 및 추가변수를 측정하는 단계(S15)와, 현재 나셀 풍향값에 상관관계가 반영된 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계(S17)와, 보정된 현재 풍향값에 기초하여 요 정렬오차를 산출하는 단계(S19)를 포함한다. Referring to FIG. 4, a method for correcting yaw misalignment of a wind turbine according to an embodiment of the present invention includes the steps of (S10) measuring a Lahira wind direction value, a nacelle wind direction value, and an additional parameter, (S13) of deriving a correlation between a result value, a nacelle wind direction value, and a ladder wind direction value through a machine learning algorithm (S13); and a step (S17) calculating a corrected current wind direction value reflecting a correlation with the current nacelle wind direction value, and calculating a yaw alignment error based on the corrected current wind direction value (S19) do.
설명에 앞서, 도 1 내지 3을 참조하여, 본 발명이 적용되는 풍력발전기(100) 및 요 구동제어 구조를 설명하면 다음과 같다. Prior to explanation, the
도 1을 참조하면, 요 정렬오차(θ)는 풍향(b)와 나셀의 축방향(a)이 이루는 각도로 의미한다. Referring to FIG. 1, the yaw alignment error (θ) is an angle formed by the wind direction (b) and the axial direction (a) of the nacelle.
다음, 본 발명이 적용되는 풍력발전기(100)는 도 2에 도시된 바와 같이, 타워(Tower, 2), 나셀(Nacelle, 2), 로터(rotor, 4) 및 블레이드(Blade, 5)로 구성된다. 2, a
라이다 센서(20)는 도 2에 도시된 바와 같이, 나셀(2) 측에 설치되어 있더라도 로터(4) 전방에 감지위치(P)를 가지고 있으므로 유동왜곡 및 노이즈를 최소화할 수 있어 실제 풍향을 가장 가깝게 반영한다고 볼 수 있으며, 나셀 센서(10)는 나셀 측에 위치하고 그 감지위치 또한 로터의 후방에 있으므로 다양한 원인으로 인한 유동왜곡 및 노이즈를 포함하고 있다.2, since the
도 3을 참조하면, 본 발명의 일실시예에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법을 수행하기 위한 구성을 살펴보면, 나셀 풍향값을 측정하는 나셀 센서(10)와, 라이다 풍향값을 측정하는 라이다 센서(20)와, 풍향 예측값과 라이다 풍향값과의 상관관계를 도출하는 최적화모듈(30)과, 축방향감지부(60)와, 보정된 현재 풍향값에 따라 요 정렬오차를 산출하는 제어부(40)와, 상기 요 정렬오차에 따라 나셀을 회전구동하는 구동부(50)를 포함한다. Referring to FIG. 3, a configuration for performing a method of calibrating a yaw alignment error of a wind turbine according to an embodiment of the present invention includes a
여기서, 상기 나셀 센서(10)에서 측정한 풍향값이 나셀(2)의 위치 대비 상대 풍향인 경우에는 축방향감지부(60)에서의 요 축방향 데이터는 불필요하며 제어부(40)는 보정된 현재 풍향값(상대값)에 따라 구동부(50)를 제어하고, 나셀 풍향값이 절대 풍향인 경우에는 축방향감지부(60)로부터 요축 방향데이터를 수신하여 제어부(40)가 정렬오차를 산출하여 이에 따라 구동부(50)를 제어할 수 있다. In this case, when the wind direction value measured by the
이하, 각 단계별로 상세히 설명한다. Hereinafter, each step will be described in detail.
먼저, 로터 전방에 감지위치를 갖는 라이다 센서(20)와 로터(4) 후방에 위치하는 나셀(2)의 일측에 감지위치를 갖는 나셀 센서(10)에서, 설정된 측정 스케줄에 따라 각각 동시에 라이다 풍향값과 나셀 풍향값을 측정한다(S10).First, in the
여기서, 상기 측정스케줄은 후술하는 풍향 예측값과 라이다 풍향값과의 통계적으로 유의미한 상관관계 도출에 필요한 수단이 사용될 수 있으며, 구체적으로는 측정횟수 또는 측정시간 등으로 마련될 수 있다. Here, the measurement schedule may be a means necessary for deriving a statistically significant correlation between a wind direction prediction value and a Lahira wind direction value, which will be described later. Specifically, the measurement schedule may be a measurement number or a measurement time.
한편, 상기 측정 스케줄에 따라 각 추가변수센서(70)에서 가각 서로 다른 추가변수에 대하여 동시에 측정을 수행한다(S10). On the other hand, according to the measurement schedule, the
본 발명에 따른 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법에서 풍향값 이외에 복수의 추가변수를 이용하는 것은, 라이다 풍향값과 나셀 풍향값의 차이는 여러 다른 변수들에 복합적인 영향을 받는 것이므로, 나셀 풍향값을 가지고 라이다 풍향값에 최대한 근사하기 위해서는 다양한 추가변수들을 도입하고 그 가중치를 고려하는 것이 바람직하기 때문이다. In the method of correcting the yaw misalignment error of the wind turbine according to the present invention, the use of a plurality of additional variables in addition to the wind direction value is performed because the difference between the Rather wind direction value and the nacelle wind direction value is affected by various other variables, In order to approximate the wind direction value as much as possible, it is desirable to introduce various additional parameters and to take the weight into consideration.
예를 들어, 풍향은 동일한 장소라 하더라도 지형과 방위에 따라서 서로 다른 특성을 가지게 된다. 즉, 도 6에서 보는 바와 같이, 방위를 10°단위로 나누어 구간별 라이다 풍향값과 나셀 풍향값을 차이의 평균값을 내보면 방위마다 그 값이 다른 것을 알 수 있다.(여기서, 파란색은 평균값을 녹색과 주황색은 ±1 SD를 나타낸다.) For example, even if the wind direction is the same, the wind direction will have different characteristics depending on the terrain and the orientation. That is, as shown in FIG. 6, if the azimuth direction is divided into 10-degree units and the average value of the difference between the wind direction value and the nacelle wind direction value is calculated, it can be seen that the value is different for each azimuth Green and orange indicate ± 1 SD.)
한편, 풍속의 경우에도, 풍속이 달라지면 그에 의한 로터 후류의 영향이 달라지므로 도 7에서 보는 바와 같이, 풍속에 따라 라이다 풍향값과 나셀 풍향값이 다르게 분포됨을 확인할 수 있다. On the other hand, in the case of the wind speed, as shown in FIG. 7, since the influence of the rotor wake is different when the wind speed is changed, it can be seen that the Lidia wind direction value and the Nacelle wind direction value are distributed differently according to the wind speed.
또한, 로터의 회전속도의 경우에도 로터 후류에 영향을 미치며, 로터 회전속도에 따른 라이다 및 나셀의 풍향값의 차이는 도 8에 도시된 바와 같다. In addition, even in the case of the rotational speed of the rotor, it affects the rotor wake, and the difference between the wind direction values of the ladder and the nacelle according to the rotor rotational speed is as shown in FIG.
이러한, 상기 추가변수는 다양한 종류로 마련될 수 있으며, 예를 들어, 상기 측정시간에 측정된 나셀 센서(10)에서의 풍속, 발전량, 로터의 회전속도 또는 나셀 센서(10)에서의 절대풍향 중 어느 하나 또는 2 이상을 포함할 수 있다. For example, the additional variables may be various types, for example, the wind speed, the power generation amount, the rotation speed of the rotor, or the absolute wind direction of the
한편, 상기 라이다 풍향값, 나셀 풍향값 및 추가변수 측정값들은 각 측정시간에 대응하여 구분하여 저장된다. Meanwhile, the Lahore wind direction value, the nacelle wind direction value, and the additional parameter measurement values are stored correspondingly to each measurement time.
다음, 최적화모듈(30)은, 각 측정시간 별 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 입력으로 하여 풍향 예측값을 산출하고, 이를 상기 라이다 풍향값과 대비하는 과정을 반복하는 기계학습 알고리즘을 통하여 상기 결과값과 상기 나셀 풍향값 및 상기 라이다 풍향값 사이의 상관관계를 도출한다(S13). Next, the
최적화모듈(30)은 기계학습 알고리즘을 내장한 물리적 구성을 의미하는 것으로, 알고리즘이 학습을 수행하는 단계와, 학습된 알고리즘이 상기 나셀 풍향값을 가공하는 단계는 하나의 물리적 장치에서 수행될 수도 있고, 2 이상으로 물리적으로 구분된 장치에서 수행될 수도 있으나, 최적화모듈(30)은 이러한 물리적 구분에 한정되지 않고 최적의 상관관계를 도출하는 기능과, 학습된 알고리즘에서 현재 풍향값을 가공하는 기능 2개를 모두 포함하는 개념으로 이해되어야 한다. The
상기 상관관계를 도출하는 단계는 다양한 방법으로 마련될 수 있는 바, 예를 들어, 상기 기계학습 알고리즘을 통해 출력된 결과값 자체가 상기 라이다 풍향값에 근사할 수도 있고, 결과값이 상기 나셀 풍향값과 상기 라이다 풍향값의 차이에 해당하도록 할수도 있다. The step of deriving the correlation may be provided in various ways. For example, the result output through the machine learning algorithm may be approximate to the Raid wind direction value, Value and the Lydia wind direction value.
어느 경우에나, 상기 상관관계 즉, 결과값은 모든 입력값(나셀 풍향값 등)에 대하여 고정된 숫자로 나타나는 것이 아니라, 나셀 센서(10)와 각 추가변수센서(70)에 측정되는 순간의 측정값을 입력으로하는 함수형태로 나타난다. In any case, the correlation, that is, the resultant value is not a fixed number for all input values (such as the nacelle wind direction value), but rather a measure of the moment measured at the
여기서, 상기 기계학습 알고리즘은 선형 또는 비선형을 구분하지 않으며, 공지된 다양한 형태의 알고리즘이 제한없이 사용될 수 있다. Here, the machine learning algorithm does not distinguish between linear and nonlinear, and various known algorithms can be used without limitation.
예를 들어, 상기 기계학습 알고리즘은 상기 결과값에 의한 풍향 예측값과 상기 라이다 풍향값의 차이를 최소화하는 각 가중치를 구하는 알고리즘으로 마련될 수 있으며, 일예로, RSS(Residual Sum of Square)를 최소화하는 가중치를 구하는 알고리즘으로 마련될 수 있다. For example, the machine learning algorithm may be provided by an algorithm that obtains each weight that minimizes the difference between the wind direction predicted value based on the resultant value and the Lidar wind direction value. For example, an RSS (Residual Sum of Squares) And a weighting factor for the weighting factor.
이를 좀더 상술하면, 총 N개의 샘플이 측정된 후, 샘플 데이터를 이용하여 RSSfmf 최소화하는 다음과 같은 알고리즘의 가중치(W)를 구하도록 할 수 있다. 이러한 알고리즘은 라이다 센서 및 나셀 센서의 측정값의 차이가 여러 추가변수에 따라 어떻게 변화하는 지를 반영한다. More specifically, after a total of N samples are measured, it is possible to obtain the weight (W) of the following algorithm for minimizing RSSfmf using the sample data. These algorithms reflect how the difference between the measured values of the Lidar sensor and the nacelle sensor changes with various additional parameters.
(f : 기계학습 알고리즘 (f : Machine Learning Algorithm
: i번째 시간에 측정된 독립변수에 상응하는 요 정렬 오차 보정값 : the correction value of the urine alignment error corresponding to the independent variable measured at the i-th time
W : 학습할 기계학습 알고리즘의 가중치 W: weight of machine learning algorithm to learn
X : 독립변수. 이는 동시간에 측정된 시계열 값이다. 독립변수에는 다음과 같은 값들이 사용된다. X: independent variable. This is the time series value measured at the same time. The following values are used for the independent variables.
i번째 시간에 나셀 풍속계에 의해 측정된 풍속값 the wind speed value measured by the nacelle anemometer at the i-th time
i번째 시간에 나셀 풍향계와 나셀 위치에 의해 측정된 절대 풍향 Absolute wind direction measured by nacelle weather vane and nacelle position at time i
i번째 시간에 측정된 발전량 The power generation amount measured at the i-th time
i번째 시간에 측정된 로터회전속도) the rotor rotational speed measured at the ith time)
이렇게 학습된 기계학습 모델을 이용하여 각 독립변수로부터 요 정렬오차 보정값을 산출할 수 있다. By using the learned machine learning model, it is possible to calculate the correction error of yaw alignment from each independent variable.
( : j번째 시간에 측정된 독립변수에 상응하는 요 정렬 오차 보정값 (인덱스 j는 학습에 사용되지 않은 데이터를 말함)( : a correction value of the urine alignment error corresponding to the independent variable measured at the j-th time (index j refers to data not used for learning)
: 학습된 가중치 벡터) : Learned weight vector)
이렇게 구해진 상기 보정값을 상기 나셀 풍향값에 더하여 라이다 풍향값에 근사한 보정된 현재 풍향값을 구한다. 여기서, 는 풍속, 나셀의 위치 등에 의해 매 시점마다 비선형적으로 변하는 값이다. The corrected value thus obtained is added to the nacelle wind direction value to obtain a corrected current wind direction value approximating to the Ladeau wind direction value. here, Is a value that changes nonlinearly at every point of time due to the wind speed, the position of the nacelle, and the like.
( 보정된 풍향값)( Corrected wind direction value)
이상에서 예를 들어 설명한 바와 같이, 상기 상관관계를 도출하는 단계는, 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 독립변수로 하며 상기 각 독립변수 별로 독립적인 가중치를 갖는 함수형태의 기계학습 알고리즘에, 상기 측정시간 별로 저장된 상기 나셀 풍향값 및 및 추가변수 측정값을 입력으로 하여, 상기 나셀 풍향값과 상기 라이다 풍향값과의 차이에 해당하는 오차보정값이 상기 결과값으로 산출되도록 상기 각 가중치를 결정하는 단계로 마련될 수 있다. As described above, deriving the correlation may be performed by using a function learning machine learning algorithm in which the nasal wind direction value and the additional variable measurement values are independent variables and each independent variable has independent weights , The nacelle wind direction value and the additional parameter measurement value stored for each measurement time are inputted and the error correction value corresponding to the difference between the nacelle wind direction value and the Lada wind direction value is calculated as the result value, As shown in FIG.
이 경우, 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계는, 상기 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값을 상기 결정된 가중치를 갖는 상기 기계학습 알고리즘에 입력하여 산출된 상기 오차보정값을 상기 현재 나셀 풍향값에 반영하여 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계를 포함한다. In this case, the step of calculating the corrected current wind direction value may include inputting the current nasal wind direction value and the current additional parameter measurement value into the machine learning algorithm having the determined weight value, And calculating the corrected current wind direction value.
또는, 상기 상관관계를 도출하는 단계는, 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 독립변수로 하며 상기 각 독립변수 별로 독립적인 가중치를 갖는 함수형태의 기계학습 알고리즘에, 상기 측정시간 별로 저장된 상기 나셀 풍향값 및 및 추가변수 측정값을 입력으로 하여 상기 라이다 풍향값과의 차이가 설정오차 이내인 결과값을 산출되도록 상기 각 가중치를 결정하는 단계로 마련될 수 있다. Alternatively, the step of deriving the correlation may comprise: a function-type machine learning algorithm having the narkel wind direction value and the additional parameter measurement values as independent variables and having independent weights for each independent variable; Determining the respective weights so that the difference between the ladder wind direction value and the ladder wind direction value is within the set error, using the nacelle wind direction value and the additional parameter measurement value as input.
즉, 본 실시예의 경우, 전술한 실시예와 달리, 상기 기계학습 알고리즘에서 출력된 결과값 자체가 보정된 현재 풍향값이 되는 것이다. 따라서, 이 경우, 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계는, 상기 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값을 상기 결정된 가중치를 갖는 기계학습 알고리즘에 입력하여 산출된 상기 풍향 예측값을 상기 보정된 현재 풍향값으로 대체하는 단계를 포함한다. That is, in the present embodiment, unlike the above-described embodiment, the result value output from the machine learning algorithm is the corrected current wind direction value. Therefore, in this case, the step of calculating the corrected current wind direction value may include inputting the current nasal wind direction value and the current additional parameter measurement value into the machine learning algorithm having the determined weight value, With a wind direction value.
이제까지 전술한 단계들(S10 ~ S13)들은 라이다 풍향값을 실제 풍향값으로 가정하고, 이에 대응하여 측정된 나셀 풍향값과 추가변수들을 입력으로 하여 상기 라이다 풍향값에 최대한 근사하는 결과값을 갖도록 기계학습 알고리즘을 통하여 학습하여 상관관계를 도출하는 과정에 대한 것이며, The above-described steps S10 to S13 assume that the Lahida wind direction value is an actual wind direction value, correspondingly input the measured nacelle wind direction value and additional variables, and obtain a result approximating the Lahida wind direction value as much as possible This is a process of deriving a correlation by learning through a machine learning algorithm to have
이하 설명하는 단계들(S15 ~ S19)은, 라이다 센서가 제거된 통상의 풍력발전기 요 제어구동에 있어서, 실시간으로 측정되어 입력되는 현재 나셀 풍향값과 추가변수의 측정값을 학습된 알고리즘에 입력하여 결과값을 출력하고 이를 가지고 제어부(40)에서 요 정렬오차를 제어하도록 하는 방법에 관한 것이다. The steps S15 to S19 described below are steps of inputting the current nacelle wind direction value measured in real time and the measurement value of the additional variable into the learned algorithm in the normal wind turbine yaw control drive in which the Lidar sensor is removed And outputting the resultant value and controlling the yaw alignment error in the
상기 나셀 센서(10) 및 상기 추가변수센서(70)에서 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값이 입력된다(S15). The current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement value are input in the
상기 현재 나셀 풍향값 및 상기 현재 추가변수 측정값에 기초하여 상기 상관관계를 반영한 보정된 현재 풍향값을 산출한다(S17). The corrected current wind direction value reflecting the correlation is calculated based on the current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement value (S17).
상기 보정된 현재 풍향값은 앞서 설명한 바와 같이, 최적화모듈(30)에서 라이다 센서값을 목표값으로 측정된 나셀 풍향값의 차이에 대한 오차보정값을 출력하는 것일 수도 있고. 상기 최적화모듈에서의 출력값 자체가 상기 보정된 현재 풍향값일 수도 있다. As described above, the corrected current wind direction value may be an error correction value for the difference of the nacelle wind direction value measured by the
제어부(40)에서 상기 보정된 현재 풍향값에 따라 구동부(50)를 제어한다. The
여기서, 나셀 센서(10) 및 라이다 센서(20)에서 측정되는 풍향값이 절대 풍향인 경우에는, 제어부(40)로 수신되는 상기 보정된 현재 풍향값 또한 절대 풍향이므로, 이 경우에는 요 축방향 데이터를 추가로 수신받아 이로부터 요 정렬오차를 산출하고, 이에 따라 구동부(50)를 구동제어할 수 있다. Here, when the wind direction value measured by the
반면, 나셀 센서(10) 및 라이다 센서(20)에서 측정되는 풍향값이 상대 풍향 즉, 현재 나셀 방향 대비 상대 각도인 경우에는, 제어부(40)는 상기 보정된 현재 풍향값에 따라 상기 구동부를 제어한다. On the other hand, when the wind direction measured by the
2 : 나셀 3 : 타워
4 : 로터 5 : 블레이드
10 : 제1감지부 20 : 제2감지부
30 : 최적화모듈 40 : 제어부
50 : 구동부 60 : 축방향감지부
100 : 풍력발전기2: Nacelle 3: Tower
4: rotor 5: blade
10: first sensing unit 20: second sensing unit
30: Optimization module 40:
50: driving part 60: axial direction sensing part
100: Wind generator
Claims (7)
상기 측정 스케줄에 따라 각 추가변수센서에서 각각 서로 다른 추가변수에 대하여 동시에 측정을 수행하는 단계와;
각 측정시간 별 상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 입력으로 하여 결과값을 산출하고 이를 상기 라이다 풍향값과 대비하는 과정을 반복하는 기계학습 알고리즘을 통하여 상기 결과값과 상기 나셀 풍향값 및 상기 라이다 풍향값 사이의 상관관계를 도출하는 단계와;
상기 나셀 센서 및 상기 추가변수센서에서 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값이 입력되는 단계와;
상기 현재 나셀 풍향값 및 상기 현재 추가변수 측정값에 기초하여 상기 상관관계를 반영한 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계와;
제어부에서 상기 보정된 현재 풍향값에 따라 구동부를 제어하는 단계;를 포함하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법. A lidar sensor having a sensing position in front of the rotor and a nacelle sensor having a sensing position at one side of the nacelle located behind the rotor measure the ladder direction value and the nacelle wind direction value simultaneously according to the set measurement schedule ;
Performing measurements simultaneously on different additional variables in each additional variable sensor according to the measurement schedule;
Calculating a result value by inputting the nacelle wind direction value and the additional parameter measurement value for each measurement time, and comparing the result value with the Lather wind direction value, Deriving a correlation between the Lidar wind direction values;
Inputting a current nasal wind direction value and a current additional parameter measurement value in the nacelle sensor and the additional variable sensor;
Calculating a corrected current wind direction value reflecting the correlation based on the current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement;
And controlling the driving unit according to the corrected current wind direction value in the control unit.
상기 상관관계를 도출하는 단계는,
상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 독립변수로 하며 상기 각 독립변수 별로 독립적인 가중치를 갖는 함수형태의 기계학습 알고리즘에, 상기 측정시간 별로 저장된 상기 나셀 풍향값 및 추가변수 측정값을 입력으로 하여 상기 라이다 풍향값과의 차이가 설정오차 이내인 결과값을 산출되도록 상기 각 가중치를 결정하는 단계로 마련되고,
상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계는, 상기 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값을 상기 결정된 가중치를 갖는 기계학습 알고리즘에 입력하여 산출된 풍향 예측값을 상기 보정된 현재 풍향값으로 대체하는 단계를 포함하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법. The method according to claim 1,
Wherein deriving the correlation comprises:
Wherein the nell field wind direction value and the additional parameter measurement values are set as independent variables and each of the independent variables has an independent weight. And determining each of the weights so as to calculate a result value whose difference from the Lavada wind direction value is within a set error,
Calculating the corrected current wind direction value comprises: inputting the current nasal wind direction value and current additional parameter measurement value into a machine learning algorithm having the determined weight value, and replacing the calculated wind direction prediction value with the corrected current wind direction value Wherein the yaw alignment error correction method of the wind power generator includes:
상기 상관관계를 도출하는 단계는,
상기 나셀 풍향값 및 상기 추가변수 측정값들을 독립변수로 하며 상기 각 독립변수 별로 독립적인 가중치를 갖는 함수형태의 기계학습 알고리즘에, 상기 측정시간 별로 저장된 상기 나셀 풍향값 및 추가변수 측정값을 입력으로 하여, 상기 나셀 풍향값과 상기 라이다 풍향값과의 차이에 해당하는 오차보정값이 상기 결과값으로 산출되도록 상기 각 가중치를 결정하는 단계로 마련되고,
상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계는, 상기 현재 나셀 풍향값 및 현재 추가변수 측정값을 상기 결정된 가중치를 갖는 기계학습 알고리즘에 입력하여 산출된 상기 오차보정값을 상기 현재 나셀 풍향값에 반영하여 상기 보정된 현재 풍향값을 산출하는 단계를 포함하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법. The method according to claim 1,
Wherein deriving the correlation comprises:
Wherein the nell field wind direction value and the additional parameter measurement values are set as independent variables and each of the independent variables has an independent weight. And determining each of the weights so that an error correction value corresponding to a difference between the nacelle wind direction value and the Lather wind direction value is calculated as the result value,
The calculating of the corrected current wind direction value may include inputting the current nacelle wind direction value and the current additional parameter measurement value into a machine learning algorithm having the determined weight and reflecting the calculated error correction value to the current nacelle wind direction value And calculating the corrected current wind direction value.
상기 추가변수는, 상기 측정시간에 측정된, 상기 나셀 센서에서의 풍속, 발전량, 로터의 회전속도 또는 상기 나셀 센서에서의 절대 풍향 중 하나 이상을 포함하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법. The method according to claim 1,
Wherein the additional parameter includes at least one of a wind speed in the nacelle sensor, a power generation amount, a rotation speed of the rotor, or an absolute wind direction in the nacelle sensor measured at the measurement time.
상기 기계학습 알고리즘은 상기 풍향 예측값과 상기 라이다 풍향값의 차이를 최소화하는 각 가중치를 구하는 알고리즘으로 마련되는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법. 3. The method of claim 2,
Wherein the machine learning algorithm is provided by an algorithm that obtains each weight that minimizes the difference between the wind direction prediction value and the LADIR wind direction value.
상기 나셀 풍향값이 절대풍향인 경우, 상기 제어부는 요 축방향 데이터를 수신받아 상기 보정된 현재 풍향값과 비교하여 요 정렬오차를 산출하고, 이에 따라 상기 구동부를 구동하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법. The method according to claim 1,
The yaw direction data is received and compared with the corrected current wind direction value to calculate a yaw misalignment error and the yaw misalignment correction of the wind turbine driving the drive unit accordingly, Way.
상기 라이다 풍향값, 나셀 풍향값 및 추가변수 측정값들을 각 측정시간에 대응하여 구분하여 저장하는 단계를 더 포함하는 풍력발전기의 요 정렬오차 보정방법.
The method according to claim 1,
And storing the Ladia wind direction value, the nacelle wind direction value, and the additional parameter measurement values corresponding to each measurement time and storing the ladder wind direction value, the ladder wind direction value, the nacelle wind direction value, and the additional parameter measurement values.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020170002347A KR101800217B1 (en) | 2017-01-06 | 2017-01-06 | Correction method for yaw alignment error of wind turbine |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020170002347A KR101800217B1 (en) | 2017-01-06 | 2017-01-06 | Correction method for yaw alignment error of wind turbine |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR101800217B1 true KR101800217B1 (en) | 2017-11-23 |
Family
ID=60809544
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020170002347A KR101800217B1 (en) | 2017-01-06 | 2017-01-06 | Correction method for yaw alignment error of wind turbine |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR101800217B1 (en) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109710977A (en) * | 2018-11-27 | 2019-05-03 | 东方电气自动控制工程有限公司 | It is a kind of for obtain blower with respect to cabin mean wind direction device and method |
KR20190087095A (en) * | 2018-01-16 | 2019-07-24 | 군산대학교산학협력단 | Method and system for yaw control of WindTurbin |
KR102028606B1 (en) * | 2018-11-06 | 2019-10-04 | 한국산업기술시험원 | Windlidar calibration system and calibration method using the same |
CN111828249A (en) * | 2020-07-17 | 2020-10-27 | 国电新能源技术研究院有限公司 | Wind power plant wake flow control system based on externally-hung controller |
KR20210006874A (en) | 2020-12-30 | 2021-01-19 | 정인우 | Kalman Filter and Deep Reinforcement Learning based Wind Turbine Yaw Misalignmnet Control Method |
CN113847199A (en) * | 2021-10-27 | 2021-12-28 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | Yaw optimization control method based on airborne radar online yaw system |
CN114218860A (en) * | 2021-12-14 | 2022-03-22 | 浙江胄天科技股份有限公司 | Laser radar wind measurement motion compensation method and system based on machine learning |
EP4265905A1 (en) * | 2022-04-21 | 2023-10-25 | General Electric Renovables España S.L. | Systems and methods for controlling a wind turbine |
CN117212051A (en) * | 2023-11-02 | 2023-12-12 | 华电电力科学研究院有限公司 | Yaw correction method, device and equipment for wind turbine generator and storage medium |
US11841006B2 (en) | 2020-11-17 | 2023-12-12 | Vestas Wind Systems A/S | Estimating wind direction incident on a wind turbine |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011007187A (en) | 2009-06-24 | 2011-01-13 | Siemens Ag | Arrangement and method to control yawing of wind turbine |
JP2015506444A (en) | 2012-02-08 | 2015-03-02 | ロモ ウインド アーゲー | A device for adjusting the yaw of a wind turbine |
-
2017
- 2017-01-06 KR KR1020170002347A patent/KR101800217B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011007187A (en) | 2009-06-24 | 2011-01-13 | Siemens Ag | Arrangement and method to control yawing of wind turbine |
JP2015506444A (en) | 2012-02-08 | 2015-03-02 | ロモ ウインド アーゲー | A device for adjusting the yaw of a wind turbine |
Cited By (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20190087095A (en) * | 2018-01-16 | 2019-07-24 | 군산대학교산학협력단 | Method and system for yaw control of WindTurbin |
KR102004749B1 (en) | 2018-01-16 | 2019-10-04 | 군산대학교산학협력단 | Method and system for yaw control of WindTurbin |
KR102028606B1 (en) * | 2018-11-06 | 2019-10-04 | 한국산업기술시험원 | Windlidar calibration system and calibration method using the same |
WO2020096114A1 (en) * | 2018-11-06 | 2020-05-14 | 한국산업기술시험원 | Wind lidar calibration device using optical trap, and calibration method using same |
CN109710977A (en) * | 2018-11-27 | 2019-05-03 | 东方电气自动控制工程有限公司 | It is a kind of for obtain blower with respect to cabin mean wind direction device and method |
CN109710977B (en) * | 2018-11-27 | 2023-05-02 | 东方电气自动控制工程有限公司 | Device and method for obtaining average wind direction of fan relative to cabin |
CN111828249A (en) * | 2020-07-17 | 2020-10-27 | 国电新能源技术研究院有限公司 | Wind power plant wake flow control system based on externally-hung controller |
US11841006B2 (en) | 2020-11-17 | 2023-12-12 | Vestas Wind Systems A/S | Estimating wind direction incident on a wind turbine |
KR20210006874A (en) | 2020-12-30 | 2021-01-19 | 정인우 | Kalman Filter and Deep Reinforcement Learning based Wind Turbine Yaw Misalignmnet Control Method |
CN113847199A (en) * | 2021-10-27 | 2021-12-28 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | Yaw optimization control method based on airborne radar online yaw system |
CN113847199B (en) * | 2021-10-27 | 2023-05-09 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | Yaw optimization control method based on airborne radar online yaw system |
CN114218860A (en) * | 2021-12-14 | 2022-03-22 | 浙江胄天科技股份有限公司 | Laser radar wind measurement motion compensation method and system based on machine learning |
CN114218860B (en) * | 2021-12-14 | 2024-09-20 | 浙江胄天科技股份有限公司 | Laser radar wind measurement motion compensation method and system based on machine learning |
EP4265905A1 (en) * | 2022-04-21 | 2023-10-25 | General Electric Renovables España S.L. | Systems and methods for controlling a wind turbine |
CN117212051A (en) * | 2023-11-02 | 2023-12-12 | 华电电力科学研究院有限公司 | Yaw correction method, device and equipment for wind turbine generator and storage medium |
CN117212051B (en) * | 2023-11-02 | 2024-02-09 | 华电电力科学研究院有限公司 | Yaw correction method, device and equipment for wind turbine generator and storage medium |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101800217B1 (en) | Correction method for yaw alignment error of wind turbine | |
EP2562415B1 (en) | Blade-pitch-angle control device and wind power generator | |
US10907615B2 (en) | Method of correcting rotor imbalance and wind turbine thereof | |
CN103541862B (en) | Reduce pitch control method and the system of wind turbine extreme load | |
EP1559910B1 (en) | Horizontal axis wind turbine and method for controlling horizontal axis wind turbine | |
EP3364324B1 (en) | Method and device for detecting equivalent load of wind turbine generator system | |
KR101433767B1 (en) | Wind sensor system using blade signals | |
US11313351B2 (en) | Methods and systems of advanced yaw control of a wind turbine | |
KR20130028923A (en) | Control device for a wind power plant | |
EP3763939A9 (en) | System and method for determining the wind yaw misalignment of a horizontal axis on-shore wind turbine | |
CN108700032B (en) | Method for determining a yaw position offset of a wind turbine | |
KR101778912B1 (en) | Correction apparatus for yaw alignment error of wind turbine | |
CN109642550A (en) | The control method of wind turbine | |
US11136966B1 (en) | System and method for determining the wind yaw misalignment of a horizontal axis on-shore wind turbine | |
CN108105030B (en) | A kind of yaw calibration method based on blower sensor | |
JP6581435B2 (en) | Wind power generation system | |
CN108474350A (en) | Run the method and system on wind turbine airport | |
US10330080B2 (en) | Wind turbine control method and associated wind turbine | |
CN113738594B (en) | Wind direction deviation diagnosis system and method for wind generating set | |
US11959458B2 (en) | Correcting measured wind characteristic of a wind turbine | |
CN103867384A (en) | Method and device for reducing a pitching moment which loads a rotor of a wind power plant | |
CN111379671A (en) | Method and device for determining turbulence intensity | |
Draper et al. | A Large Eddy Simulation model for the study of wind turbine interactions and its application | |
CN115539303A (en) | Yaw control method and equipment of wind generating set |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant |