WO2013133002A1 - 状態監視システム - Google Patents

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WO2013133002A1
WO2013133002A1 PCT/JP2013/053960 JP2013053960W WO2013133002A1 WO 2013133002 A1 WO2013133002 A1 WO 2013133002A1 JP 2013053960 W JP2013053960 W JP 2013053960W WO 2013133002 A1 WO2013133002 A1 WO 2013133002A1
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WO
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data
monitoring
state
generator
wind turbine
Prior art date
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PCT/JP2013/053960
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French (fr)
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博志 池田
隆 長谷場
彰利 竹内
Original Assignee
Ntn株式会社
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Publication date
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    • 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
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B23/00—Testing or monitoring of control systems or parts thereof
    • G05B23/02—Electric testing or monitoring
    • G05B23/0205—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults
    • G05B23/0218—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults characterised by the fault detection method dealing with either existing or incipient faults
    • G05B23/0224—Process history based detection method, e.g. whereby history implies the availability of large amounts of data
    • G05B23/0227—Qualitative history assessment, whereby the type of data acted upon, e.g. waveforms, images or patterns, is not relevant, e.g. rule based assessment; if-then decisions
    • G05B23/0235—Qualitative history assessment, whereby the type of data acted upon, e.g. waveforms, images or patterns, is not relevant, e.g. rule based assessment; if-then decisions based on a comparison with predetermined threshold or range, e.g. "classical methods", carried out during normal operation; threshold adaptation or choice; when or how to compare with the threshold
    • 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
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/83—Testing, e.g. methods, components or tools therefor
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a state monitoring system, and more particularly to a state monitoring system that monitors the state of a main shaft, a gearbox, a nacelle, and the like of a wind turbine generator.
  • a wind turbine generator power generation is performed by rotating a main shaft connected to a blade that receives wind power, rotating the main shaft by a speed increaser, and then rotating a rotor of the power generator.
  • the following techniques are known as an abnormality diagnosis device for diagnosing abnormalities in the main shaft, speed increaser, generator, and the like.
  • Patent Document 1 discloses a wind turbine monitoring device.
  • This windmill monitoring device is a windmill monitoring device that monitors the state of a windmill using characteristic values created based on measurement data measured by a plurality of sensors provided in the windmill, and is used for measuring time.
  • this data set contains the characteristic values of a predetermined characteristic item
  • the first storage means storing the identification information indicating the class classification determined according to the storage, and a plurality of characteristic values associated with the measurement time are stored for each characteristic item, and at the same measurement time
  • this data set includes identification information indicating a class classification determined according to the characteristic value of a predetermined characteristic item.
  • a diagnostic setting means for extracting and setting a set and extracting and setting a plurality of data sets used for diagnosis from the second storage means; and a data set and a reference data file of a diagnosis data file set by the diagnostic setting means Based on the data set, the statistical value calculation method is used to calculate a state index value representing the state of the windmill, and the state of the windmill based on the state index value calculated by the index value calculation means And an evaluation means for evaluating the evaluation result and a notification means for notifying the result of the evaluation by the evaluation means.
  • this monitoring device it is possible to automatically monitor the state of the windmill and quantitatively evaluate the state according to an appropriate standard (see Japanese Patent Application Laid-Open No. 2009-243428).
  • Patent Document 1 Japanese Patent Laid-Open No. 2009-243428
  • an object of the present invention is to provide a state monitoring system capable of appropriately diagnosing an abnormality of equipment provided in the wind turbine generator.
  • the present invention is a state monitoring system for diagnosing an abnormality of a device provided in a wind turbine generator
  • the state monitoring system includes a monitor device including a sensor provided in the device, a monitoring control device, and a monitoring terminal.
  • the monitoring side control device transmits data measured by the monitoring device during the first period before diagnosis to the monitoring side control device, and the monitoring side control device generates a threshold value based on the transmitted data, and then monitors the monitoring side control device. Diagnoses whether the device is abnormal based on the data collected by the monitoring device and the threshold corresponding to the data in the second period after the first period has elapsed, and the diagnosis result is the monitoring terminal Is displayed.
  • the threshold setting data is measured for each operating condition of the wind turbine generator, the threshold is determined for each operating condition, and the operating conditions include the wind speed, the rotational speed of the main shaft, and the rotational speed of the generator shaft. , And is defined by at least one of the physical quantity indicating the power generation amount and the torque of the generator shaft.
  • the data includes data regarding any one of vibration of the device, acoustic emission generated from the device, temperature of the device, and operation sound of the device.
  • the data is converted into a diagnostic parameter indicating the state of the device, and the diagnostic parameter is any one of an effective value, a peak value, an average value, a crest factor, an effective value after envelope processing, and a peak value after envelope processing. Including one.
  • the monitor device includes a transmission unit connectable to the Internet, the transmission unit transmits threshold setting data, and the monitoring-side control device uses a statistical method from the threshold setting data. , Generate a threshold.
  • the state monitoring system further includes a monitoring terminal that controls the monitoring device, and the monitoring terminal includes a display unit that displays a result of diagnosis, and the display unit includes the second period.
  • the monitoring terminal includes a display unit that displays a result of diagnosis, and the display unit includes the second period.
  • FIG. 5 information about devices diagnosed as abnormal by the monitoring-side control device and information related to device abnormalities is displayed.
  • the display unit displays data corresponding to the same operating condition over time. More preferably, the threshold setting data is measured for each operating condition of the wind turbine generator, the threshold value is determined for each operating condition, and the display unit displays the frequency spectrum of the latest data among the data. And the frequency spectrum of the data that is the same as the data operating condition, stored in the monitoring control device, and determined to be normal up to the present time using the threshold value is simultaneously displayed.
  • the threshold setting data is measured for each operating condition of the wind turbine generator, the threshold is determined for each operating condition, and the display unit performs envelope processing of the latest data among the data.
  • the subsequent frequency spectrum and the frequency spectrum after the envelope processing of the data that is the same as the data operating condition and stored in the monitoring side control device and has been determined to be normal using the threshold value are displayed simultaneously.
  • the display unit simultaneously displays the frequency spectrum after the data envelope processing and the inner ring defect frequency, outer ring defect frequency, and rolling element defect frequency calculated in advance.
  • the display unit displays the frequency spectrum of the data, and the rotation frequency and the gear meshing frequency related to imbalance and misalignment.
  • the display unit displays the frequency spectrum after the data envelope processing and the meshing frequency of the gear.
  • the state monitoring system further includes a monitoring terminal for controlling the monitoring device, and the threshold used by the monitoring control device for diagnosis can be revised from the monitoring terminal.
  • the present invention it is possible to accurately diagnose whether or not the state of equipment provided in the wind turbine generator is abnormal.
  • FIG. 1 It is a figure which shows the vibration envelope spectrum of the measurement data displayed on the monitor of the monitoring terminal.
  • FIG. It is the schematic which shows the structure of the monitoring apparatus for wind power generators. It is the schematic which shows the structure of an imaging
  • FIG. 1 is a diagram schematically showing the overall configuration of the state monitoring system of the present embodiment.
  • the state monitoring system includes a monitor device 80, a data server (monitoring side control device) 330, and a monitoring terminal 340.
  • the monitor device 80 includes sensors 70A to 70H (FIG. 2), which will be described later, and calculates an effective value, a peak value, a crest factor, an effective value after envelope processing, a peak value after envelope processing, and the like from the detected values of the sensor.
  • the data is transmitted to the data server 330 via 320.
  • the communication between the monitor device 80 and the data server 330 has been described as being performed by wire, but the present invention is not limited to this, and communication may be performed wirelessly.
  • the data server 330 and the monitoring terminal 340 are connected by, for example, an in-house LAN (Local Area Network).
  • the monitoring terminal 340 browses the measurement data received by the data server 330, displays a detailed analysis of the measurement data, changes the setting of the monitor device, and displays the status of each device of the wind turbine generator.
  • FIG. 2 is a diagram schematically illustrating the configuration of the wind turbine generator 10.
  • the wind turbine generator 10 includes a main shaft 20, a blade 30, a speed increaser 40, a generator 50, and a main bearing 60.
  • the wind power generator 10 includes sensors 70A to 70H and a monitor device 80.
  • the speed increaser 40, the generator 50, the main bearing 60, the sensors 70 ⁇ / b> A to 70 ⁇ / b> H, and the monitor device 80 are stored in the nacelle 90, and the nacelle 90 is supported by the tower 100.
  • the main shaft 20 enters the nacelle 90 and is connected to the input shaft of the speed increaser 40 and is rotatably supported by the main bearing 60.
  • the main shaft 20 transmits the rotational torque generated by the blade 30 receiving the wind force to the input shaft of the speed increaser 40.
  • the blade 30 is provided at the tip of the main shaft 20 and converts wind force into rotational torque and transmits it to the main shaft 20.
  • the main bearing 60 is fixed in the nacelle 90 and supports the main shaft 20 rotatably.
  • the main bearing 60 is composed of a rolling bearing, and is composed of, for example, a self-aligning roller bearing, a tapered roller bearing, a cylindrical roller bearing, or a ball bearing. These bearings may be single row or double row.
  • Sensors 70A to 70H are fixed to each device inside the nacelle 90.
  • the sensor 70 ⁇ / b> A is fixed on the upper surface of the main bearing 60 and monitors the state of the main bearing 60.
  • the sensors 70B to 70D are fixed on the upper surface of the speed increaser 40 and monitor the state of the speed increaser 40.
  • the sensors 70E and 70F are fixed on the upper surface of the generator 50, and monitor the state of the generator 50.
  • the sensor 70G is fixed to the main bearing 60 and monitors misalignment and abnormal vibration of the nacelle.
  • the sensor 70H is fixed to the main bearing 60 and monitors unbalance and abnormal vibration of the nacelle.
  • the speed increaser 40 is provided between the main shaft 20 and the generator 50, and increases the rotational speed of the main shaft 20 to output to the generator 50.
  • the speed increaser 40 is configured by a gear speed increasing mechanism including a planetary gear, an intermediate shaft, a high speed shaft, and the like.
  • a plurality of bearings that rotatably support a plurality of shafts are also provided in the speed increaser 40.
  • the generator 50 is connected to the output shaft of the speed increaser 40, and generates power by the rotational torque received from the speed increaser 40.
  • the generator 50 is constituted by, for example, an induction generator.
  • a bearing that rotatably supports the rotor is also provided in the generator 50.
  • the monitor device 80 is provided inside the nacelle 90 and receives data such as vibration, sound, AE (Acoustic Emission) of each device detected by the sensors 70A to 70H.
  • data such as vibration, sound, AE (Acoustic Emission) of each device detected by the sensors 70A to 70H.
  • the sensors 70A to 70H and the monitor device 80 are connected by a wired cable.
  • the monitoring terminal 340 stores in advance at least a program for viewing the measurement data stored in the data server 330, displaying a detailed analysis, changing the setting of the monitor device, and displaying the status of each device of the wind turbine generator 10. Yes.
  • the monitoring terminal 340 displays data about each device of the wind power generator 10 that is useful for the expert of the wind power generator 10 to make a judgment.
  • each component constituting the monitoring terminal 340 is general. Therefore, it can be said that the essential part of the present invention is the above-described software (program) stored in a storage medium.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining the relationship between various data used in the present embodiment.
  • an abnormality is determined by comparing an item (measurement item) measured by various sensors, a diagnostic parameter calculated from data of the measurement item, a value of the parameter, and a threshold value.
  • the relationship between the abnormal part of the wind power generator 10 and the failure mode of that part is shown.
  • an effective value is calculated by the monitor device 80 from data measured by the high-frequency vibration sensor 70 ⁇ / b> A fixed to the main bearing 60. If the corresponding threshold value is exceeded, the monitoring terminal 340 displays that the main bearing 60 is damaged.
  • a primary rotation frequency component, a secondary rotation frequency component, 3 and 3 are obtained from the measured data by the monitor device 80 by the low frequency vibration sensor 70H attached so as to measure the radial vibration of the main shaft.
  • the monitoring terminal 340 displays that the main bearing 60 is unbalanced.
  • the primary rotational frequency component, the secondary rotational frequency component, 3 and 3 are measured from the measured data by the monitor device 80 by the low frequency vibration sensor 70G attached so as to measure the axial vibration of the main shaft.
  • the monitoring terminal 340 displays that the main bearing 60 is misaligned.
  • the effective value is calculated by the monitor device 80 from the measured data by the high frequency vibration sensors 70B to 70D, and if the corresponding threshold value is exceeded, the monitoring terminal 340 It is displayed that the gearbox 40 is damaged in the bearing.
  • the first meshing frequency component, the second meshing frequency component, the third meshing frequency component of the gear are calculated from the measured data by the high frequency vibration sensors 70B to 70D by the monitor device 80, When the threshold value corresponding to each measurement value is exceeded, it is displayed on the monitoring terminal 340 that the gear box 40 is damaged.
  • the effective value is calculated by the monitor device 80 from the measured data by the high frequency vibration sensors 70E and 70F. It is displayed that the generator 50 is damaged in the bearing.
  • the low frequency vibration sensor 70H attached so as to measure the radial vibration of the main shaft is used to calculate the low frequency vibration component from the measured data by the monitor device 80, and the corresponding threshold value is set. When it exceeds, it is displayed on the monitoring terminal 340 that the nacelle 90 is abnormally vibrating.
  • the low frequency vibration sensor 70G attached so as to measure the axial vibration of the main spindle calculates the low frequency vibration component from the measured data by the monitor device 80, and sets the corresponding threshold value. When it exceeds, it is displayed on the monitoring terminal 340 that the nacelle 90 is abnormally vibrating.
  • the above measurement items are partly taken out for easy understanding, and the measurement data of the vibration sensor, the AE sensor, the temperature sensor, and the sound sensor are not limited to this.
  • the status can be grasped, and the status of the device is displayed on the monitoring terminal 340.
  • the state monitoring system first performs processing in the basic data collection period for setting the diagnostic operation condition of the wind turbine generator 10 (see FIG. 4), and operation measurement that satisfies the diagnostic operation condition after the basic data collection period has elapsed. Processing during the learning period for generating a threshold value for determining whether or not the data is abnormal (see FIG. 5), and after the learning period, the wind turbine generator 10 is actually operated and generated during the learning period. It is comprised from the process (refer FIG. 6) in the operation period which monitors the state of the wind power generator 10 using a threshold value.
  • the basic data collection period is a period during which basic data necessary for determining the diagnostic operation conditions of the wind turbine generator 10 is collected. Processing in this basic data collection period will be described.
  • FIG. 4 is a diagram showing a flowchart for explaining the processing in the basic data collection period.
  • a basic data collection command is transmitted from monitoring terminal 340 to data server 330 by an operator in step S1, data server Through 330, a basic data collection command is transmitted to the monitor device 80 (step S2).
  • the monitor device 80 receives various data such as vibrations of each device of the wind power generator 10 (hereinafter referred to as measurement data) and various data of the rotational speed and generated current (hereinafter referred to as operation condition data). .)
  • measurement data vibrations of each device of the wind power generator 10
  • operation condition data hereinafter referred to as operation condition data
  • diagnostic parameters are calculated from measurement data that is various data such as vibration (step S4), and the diagnostic parameters, measurement data, and operating condition data are transmitted to the data server 330 (step S4).
  • step S5 is a diagram showing a flowchart for explaining the processing in the basic data collection period.
  • the data server 330 receives the diagnostic parameters, measurement data, and operating condition data, and stores them in the storage unit (step S6).
  • the measurement data and operation condition data measurement (step S3), diagnostic parameter calculation (step S4), transmission to the data server 330 (step S5) and storage in the storage unit in the data server 330 (step S6) are as follows.
  • the monitoring device 80 is continued until step S7 when the monitoring data terminal 340 receives a basic data collection end command (step S7; NO).
  • the operating condition data is not limited to the rotational speed and the generated current, but also includes physical quantities that characterize the operating state of the wind power generator 10 such as wind speed and generator shaft torque.
  • the measurement data is not limited to vibration, but also includes physical quantities indicating the state of the device such as AE, temperature, and sound.
  • a basic data collection end command is transmitted from the monitoring terminal 340 to the data server 330 (step S9). Then, as described above, the monitor device 80 finishes collecting the basic data, and the process ends (step S7; YES). At the same time, the data server 330 transmits all the diagnostic parameters, measurement data, and operating condition data collected during the basic data collection period to the monitoring terminal 340 (step S10). If the person in charge does not instruct the end of basic data collection from the monitoring terminal 340 (step S91; NO), the process ends as it is.
  • the monitoring terminal 340 displays diagnostic parameters, measurement data, and operating condition data (step S11), and the person in charge looks at the diagnostic parameters and operating condition data to specify diagnostic operating conditions (step S12).
  • the diagnostic operation condition is an operation condition diagnosed by the state monitoring system. For example, when the rotational speed of the main shaft is 12 rpm to 17 rpm and the generated current is specified as 300 A to 1000 A, various data (operating condition data) of the rotational speed and generated current are measured, If the rotational speed of the main shaft of the power generator 10 is in the range of 12 rpm to 17 rpm and the generated current is in the range of 300 A to 1000 A, in order to satisfy the operating conditions and the diagnostic operating conditions, the diagnostic parameters are obtained from the measured data measured simultaneously. Is calculated and compared with a threshold value corresponding to the diagnosis parameter to make a diagnosis. If the operating conditions do not satisfy the diagnostic operating conditions, the state of each device of the wind turbine generator 10 is not diagnosed. A plurality of diagnostic operation conditions can be specified.
  • the monitoring terminal 340 transmits the designated diagnostic operation condition to the data server 330 (step S13), and the data server 330 stores the diagnostic operation condition in the storage unit (step S14). This completes the processing of the monitoring terminal 340 and the data server 330 during the basic data collection period.
  • the learning period is a period for generating a threshold value for determining the state of each device of the wind power generator 10 after the basic data collection period necessary for determining the diagnostic operation condition of the wind power generator 10 described above has elapsed. It is. Processing in this learning period will be described.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a flowchart for explaining processing in the learning period of the wind turbine generator 10.
  • a learning start command is transmitted from monitoring terminal 340 to data server 330 (step S15), and data server 330 issues a learning start command.
  • the diagnostic operation conditions stored in the storage unit are read out and transmitted to the monitor device 80 (step S16).
  • the monitor device 80 receives the diagnostic operation conditions (step S17), and receives the measurement data and the operation condition data.
  • the monitor device 80 calculates a diagnostic parameter from measurement data that is various data such as vibration (step S19).
  • the diagnostic parameter, measurement data, and operating condition data are transmitted to the data server 330 (step S20).
  • the data server 330 measures the measurement data and the operating condition data (step S18), calculates the diagnostic parameter (step S19), transmits it to the data server 330 (step S20), and stores it in the storage unit in the data server 330 (step S22). ) Is continued until step S21 when the monitoring device 80 receives a learning end command from the monitoring terminal 340 (step S21; NO).
  • a learning end instruction is transmitted from the monitoring terminal 340 to the data server 330 (step S24).
  • the data server 330 transmits a learning end command to the monitor device 80 (step S23), and the monitor device 80 ends the collection of measurement data and operating condition data, and the process ends (step S21; YES).
  • the data server 330 automatically generates a threshold value of the diagnostic parameter for each diagnostic operation condition by statistical calculation of the diagnostic parameter stored in the storage unit (step S25).
  • the threshold value is stored in the storage unit of the data server 330 and transmitted to the monitoring terminal 340 (step S26).
  • the monitoring terminal 340 receives the threshold value and displays it on a display unit such as a monitor (step S27), and the person in charge can confirm the threshold value. This completes the processing of the data server 330 and the monitor device 80 during the learning period. Note that if the person in charge does not instruct the end of learning from the monitoring terminal 340 (step S241; NO), the process ends as it is.
  • Threshold values are generated for each device of each wind power generator 10 and for each diagnostic operation condition using measurement data when each device of the wind power generator 10 is in a normal state.
  • the average value of the plurality of diagnostic parameters is ⁇ 0 and the standard deviation is ⁇ 0 .
  • the first threshold value CT is ⁇ 0 + 3 ⁇ 0
  • the second threshold value WN is three times the first threshold value.
  • the first threshold value CT and the second threshold value WN are respectively expressed by equations (1) and (2).
  • Threshold CT ⁇ 0 + 3 ⁇ 0
  • Threshold value WN 3 ( ⁇ 0 + 3 ⁇ 0 ) (2)
  • the data server 330 determines whether or not the state of each device of the wind turbine generator 10 is abnormal using a diagnosis parameter for an operation period described later, and the result is the monitoring terminal 340. Is displayed. For example, when the threshold value CT is exceeded, the monitor terminal 340 displays, for example, “CAUTION” indicating that the corresponding device is in an abnormal state. When the threshold value WN is exceeded, a display such as “warning” is displayed on the monitoring terminal 340 indicating that the state of the corresponding device is more abnormal.
  • the threshold level has been described in two steps, the threshold level is not limited to this, and a plurality of levels may be set.
  • the operation period is a period during which actual operation of the wind turbine generator 10 is performed after the learning period has elapsed, and the state of the wind turbine generator 10 is monitored using a threshold value generated during the learning period. Processing during this operation period will be described.
  • FIG. 6 is a flowchart for explaining the processing in the operation period.
  • a command for starting diagnosis of the state of each device of wind turbine generator 10 is transmitted from monitoring terminal 340 by the person in charge to data server 330 (step S30).
  • the data server 330 receives this diagnosis start command, and transmits the diagnostic operation condition to the monitor device 80 (step S31).
  • the monitor device 80 receives the diagnostic operation condition (step S32), and simultaneously measures measurement data such as vibration data of each device of the wind power generator 10 and operation condition data such as the rotation speed of the main shaft and the generator current ( Step S33).
  • the monitor device 80 determines whether or not the current operating condition satisfies the diagnostic operating condition (step S34), and if satisfied (step S34; YES), calculates a diagnostic parameter from the measurement data. (Step S35), diagnostic parameters, measurement data, and operating condition data are transmitted to the data server 330 (Step S36). On the other hand, if not satisfied (step S34; NO), the process returns to step S33 in which the measurement data and the operating condition data are measured again.
  • the monitor device transmits diagnostic parameters, measurement data, and operating condition data to the data server 330 only when the current operating conditions satisfy the diagnostic operating conditions.
  • the data server 330 receives these data (step S37).
  • the data server 330 determines the state of each device of the wind turbine generator 10 based on this diagnostic parameter and the threshold value generated during the learning period. For example, if the diagnosis parameter value exceeds the second threshold value WN, the data server 330 sets the diagnosis result to WN. If the diagnosis parameter value exceeds the first threshold value CT, the data server 330 sets the diagnosis result to CT. (Step S38).
  • the diagnosis result, diagnosis parameter value, measurement data, and operating condition data are stored in the storage unit of the data server 330, and these data are transmitted to the monitoring terminal 340 (step S39).
  • the monitoring terminal 340 receives the diagnosis result, diagnosis parameter value, measurement data, and operating condition data (step S40), and displays the diagnosis result. If the diagnosis result is WN, “warning” is displayed, if it is CT, “caution” is displayed, otherwise “good” is displayed (step S41).
  • diagnosis result is WN or CT
  • the diagnostic operation condition and the threshold value can be changed and a threshold value can be newly set. Note that the threshold can be changed by the person in charge from the monitoring terminal 340.
  • step S40 of FIG. 6 since the monitoring terminal 340 receives the diagnostic parameter value and the measurement data together with the diagnosis result, the monitoring terminal 340 can perform the latest and optimal measurement that can be evaluated and analyzed by an expert. Data and the like can be easily provided, and an environment in which the measurement data and related data can be simultaneously displayed on a monitor (not shown) can be provided.
  • the expert can easily determine whether or not a detailed diagnosis is necessary based on the image from the monitor.
  • FIG. 7 is a diagram showing the change over time in the value of the diagnostic parameter displayed on the monitor of the monitoring terminal 340.
  • the vertical axis indicates the effective value
  • the horizontal axis indicates the date of the past 60 days.
  • a waveform W1 shows a change over time of an example of a diagnostic parameter
  • solid lines L1 and L2 indicate that the state of the device is the first state (the above-described “caution” state) and the second state (the above-described “ The threshold value is “warning” state) and is displayed together with the waveform W1.
  • the expert increases the effective value from around September 20th. 30 days ago, it can be understood that the effective value of the corresponding device exceeds the “caution” state, and it can be determined that further detailed diagnosis is required for this device.
  • the forecasts are foreseeing that the value of the latest diagnostic parameter is on the rise, or is on the rise, but there is room for the threshold. Is possible.
  • FIG. 8 is a diagram showing a frequency spectrum under a certain operating condition displayed on the monitor of the monitoring terminal 340.
  • the monitoring terminal 340 displays the waveform W3 simultaneously as a comparison together with the waveform W2.
  • FIG. 9 is a diagram showing a vibration envelope spectrum of the measurement data displayed on the monitor of the monitoring terminal 340.
  • frequency regions A1 to A5 shade portions
  • a defect frequency from 1st to 5th outer ring defect frequency
  • waveform W4 waveform
  • the reason for providing such an allowable range is that the measured frequency spectrum and the measured frequency spectrum are calculated in advance when the rotational speed is different from the measurement time or when the rotational speed changes at the beginning and end of the vibration measurement. This is because it is possible to detect abnormality of the state of each device of the wind turbine generator 10 even when the defect frequencies are different.
  • the above-mentioned defect frequencies include, for example, a frequency that occurs when the outer ring is defective (outer ring defect frequency), a frequency that occurs when the inner ring is defective (inner ring defect frequency), and a rolling element that is defective.
  • “Fr” is the rotation frequency (Hz)
  • d is the diameter (mm) of the rolling element
  • D is the pitch circle diameter (mm)
  • ⁇ is the contact angle
  • z is the number of rolling elements.
  • the n-th order (n is a natural number) defect frequency can be obtained by calculating n ⁇ Fo, n ⁇ Fi, and n ⁇ Fb, respectively.
  • the output current of the generator may be measured in order to measure the output of the generator of the wind turbine generator 10.
  • a clamp-type current sensor that can measure a current flowing through an electric wire simply by sandwiching a measurement conductor without cutting the electric wire to be measured has been used.
  • an object of the invention described in Japanese Patent Application Laid-Open No. 2008-171403 is to provide a wireless output sensor, a proximity sensor, a processing apparatus, and a control system that can simplify wiring of signal cables and the like.
  • the wireless output sensor of the invention described in Japanese Patent Application Laid-Open No. 2008-171403 includes a sensor unit that detects a detection target and a wireless unit that wirelessly transmits sensor data related to detection by the sensor unit.
  • the sensor of the invention described in the above-mentioned Japanese Patent Application Laid-Open No. 2008-171403 and the power source of the wireless transmission unit use any one of a battery, power generation by sunlight, and power generation by vibration.
  • an object of one embodiment of the present invention is to extract a current from a magnetic field induced around the wire to be measured and use it as a power source for wireless communication. It is to provide a current sensor with a wireless transmission function for transmitting a current value of a generator.
  • FIG. 10 is a block diagram showing a configuration of a sensor unit with a wireless transmission function (wireless sensor module) 301 on the wireless transmission side.
  • this sensor unit 301 includes a current detection unit (current sensor) 300 that measures the output current of the generator, a resistor 302, an input unit 304, and a measurement value measured by the current detection unit 300.
  • a wireless transmission unit 500 and an antenna 400 for example, a clamp type current sensor with a wireless transmission function can be cited as an example of the sensor unit 301.
  • the wireless transmission unit 500 includes an A / D conversion unit 502 that converts an analog output signal of the current detection unit (current sensor) 300 into a digital signal, a CPU (control unit) 504 that controls the digital signal, and a high frequency for wireless communication.
  • a radio transmission circuit unit 506 that generates a signal and transmits a measurement value (measurement data) to the reception side (for example, the data server 330 in FIG. 1) of the high-frequency signal via the antenna 400.
  • Radio transmitting unit 500 further includes a power storage unit 510 that stores a power supply in an internal component circuit (for example, the above-described A / D conversion unit 502 or the like).
  • a current is taken out from the magnetic field generated by the AC current component of the measured wire (for example, the output current of the generator) detected by the current detection unit 300, and this power storage unit 510 stores this current and uses it as a power source.
  • the current detection unit 300 is not used for the purpose of current detection, but is used only to store current in the power storage unit 510, and another sensor (for example, a vibration sensor) is used to diagnose the state of the wind power generator 10. It can also be used.
  • the current measurement is performed by converting the current output from the output terminal of the current transformer clamp type sensor unit 301 into a voltage using the resistor 302.
  • the current value is converted from the current-voltage relationship of the current sensor of the current transformer system determined from the resistance value.
  • the electrical storage part 510 was provided here as a power supply of the wireless transmission part 500, you may use as a power supply of not only this but the sensor unit 301 whole.
  • the antenna 400 may be non-directional with respect to the relationship between the radiation direction and the radiation intensity of transmitted or received radio waves, or may have directivity.
  • FIG. 11 is a block diagram showing an example of the configuration of a receiving device (wireless sensor module) 601 on the wireless receiving side.
  • reception device 601 for example, monitor device 80 in FIG. 2 includes antenna 602 for receiving radio waves, radio reception unit 700 for converting a signal received via antenna 602, and conversion.
  • An output unit 604 that outputs the received signal (measurement data), a data collection unit 606 that collects and stores the measurement data, and a DC power source 608 that supplies power to the wireless reception unit 700.
  • the DC power source 608 has been described as the power source of the wireless reception unit 700, but is not limited thereto, and may be used as a power source for the entire receiving device.
  • the wireless reception unit 700 includes a wireless reception circuit unit 702 that demodulates a received signal, and a CPU (control unit) 704 that controls the wireless reception circuit unit 702.
  • Specified low-power radio that can be used without obtaining a radio station license under the Radio Law can be used as a wireless communication method for transmitting and receiving measurement data. By providing this method, the cost can be reduced.
  • the first embodiment is a state monitoring system for diagnosing an abnormality in the devices 40 to 60 provided in the wind turbine generator 10, and the state monitoring system is a sensor provided in the device.
  • the monitoring control device data server
  • the monitoring terminal 340 Including the monitoring device 80, the monitoring control device (data server) 330, and the monitoring terminal 340, and the data measured by the monitoring device 80 in the first period (learning period) before diagnosis is transmitted to the monitoring control device.
  • the monitoring control device after the monitoring control device generates a threshold based on the transmitted data (threshold generation data), the monitoring control device performs the second period (operation period) after the first period has elapsed.
  • whether or not the device is abnormal is diagnosed based on the data collected by the monitor device 80 and the threshold value corresponding to the data, and the diagnosis result is displayed on the monitoring terminal 340.
  • the threshold setting data is measured for each operating condition of the wind power generator 10, and the threshold is determined for each operating condition.
  • the operating conditions are the wind speed, the rotation speed of the main shaft, and the rotation of the generator shaft. It is defined by at least one of a physical quantity indicating speed, power generation amount, and generator shaft torque.
  • the measurement data includes data related to any one of vibrations of the devices 40 to 60, acoustic emission generated from the devices 40 to 60, temperatures of the devices 40 to 60, and operation sounds of the devices 40 to 60.
  • the measurement data is converted into diagnostic parameters indicating the status of the devices 40 to 60, and the diagnostic parameters are effective value, peak value, average value, crest factor, effective value after envelope processing, and peak value after envelope processing. Any one of the above.
  • the monitor device 80 includes a transmission unit connectable to the Internet 320, the transmission unit transmits threshold setting data, and the data server 330 uses a statistical method from the threshold setting data.
  • a threshold is generated based on the extracted data extracted using.
  • the state monitoring system further includes a monitoring terminal 340 for controlling the monitor device 80, and the monitoring terminal 340 includes a monitor for displaying the result of diagnosis, In the second period, the device diagnosed as abnormal by the monitoring-side control device 330 and information related to the abnormality of the device are displayed.
  • the monitor displays measurement data corresponding to the same operating condition over time.
  • the threshold setting data is measured for each operating condition of the wind turbine generator 10, the threshold is determined for each operating condition, and the monitor uses the frequency spectrum of the latest data among the data. And the vibration spectrum of the data that is the same as the operation condition of the measurement data, is stored in the data server 330, and is determined to be normal up to the present time using the threshold value.
  • the threshold setting data is measured for each operating condition of the wind turbine generator 10, the threshold is determined for each operating condition, and the monitor performs envelope processing of the latest data among the data.
  • the subsequent frequency spectrum and the frequency spectrum after the envelope processing of the data that is the same as the data operating condition and stored in the data server 330 and has been determined to be normal using the threshold value are displayed simultaneously.
  • the monitor simultaneously displays the frequency spectrum after the data envelope processing and the inner ring defect frequency, outer ring defect frequency and rolling element defect frequency calculated in advance.
  • the monitor displays the frequency spectrum of the data and the rotational frequency and gear meshing frequency associated with unbalance and misalignment.
  • the monitor displays the frequency spectrum after the data envelope processing and the meshing frequency of the gear.
  • the state monitoring system further includes a monitoring terminal 340 for controlling the monitor device 80, and the monitoring terminal 340 can revise the threshold value used for diagnosis by the monitoring side control device 330.
  • the second embodiment is a sensor unit 301 that monitors the state of the wind power generator 10, and is an alternating current of an output current of a device provided in the wind power generator 10.
  • a current detection unit 300 that extracts a current used for wireless communication from a magnetic field generated by a component, and a wireless transmission unit 500 for wirelessly transmitting the state of the wind turbine generator 10 monitored by the sensor unit 301, the wireless transmission unit 500 includes: For use as a power source for wireless transmission unit 500, power storage unit 510 that stores the current extracted by current detection unit 300 is included.
  • the wireless transmission unit 500 digitally converts an analog signal indicating the state of the wind power generator 10 and a processing unit 504 that processes the output of the A / D conversion unit 502 for wireless transmission. And a wireless transmission circuit unit 506 for transmitting a digital signal indicating the state of the wind turbine generator 10 processed by the processing unit 504.
  • the current detection unit 300 extracts the current used for the wireless transmission unit 500 from the output current of the generator provided in the wind turbine generator 10.
  • the wireless transmission circuit unit 506 transmits a digital signal using a specific low power wireless.
  • the sensor unit 301 further includes an antenna 400 that radiates the state of the wind power generator 10 as a radio wave, and the antenna 400 has omnidirectionality in the relationship between the radiation direction of the radio wave and the radiation intensity.
  • the sensor unit 301 further includes an antenna 400 that radiates the state of the wind power generator 10 as a radio wave, and the antenna 400 has directivity with respect to the relationship between the radiation direction of the radio wave and the radiation intensity.
  • the third embodiment relates to a monitoring device and a monitoring method for a wind turbine generator, and more specifically, monitors the inside of a casing that houses a main bearing, a speed increaser, and a generator of a wind turbine of the wind turbine generator.
  • the present invention relates to a monitoring device and a monitoring method for a wind power generator.
  • the operation state of the wind turbine is remotely monitored by an operation monitoring device (Supervision Control And Data Acquisition: SCADA) or a state monitoring device (Condition Monitoring System: CMS).
  • SCADA operation information such as the power generation amount and wind speed of a windmill is collected, and in CMS, damage or deterioration state of equipment is monitored.
  • CMS Content Monitoring System
  • a monitoring device in the combine grain discharging device, a monitoring device that monitors the state of kernel discharging when switching the operation state from the kernel discharging stop state to the discharging driving state, etc. has also been proposed (see, for example, JP-A-2005-237338).
  • an inspection is performed periodically (for example, every month) in which the worker climbs the windmill and visually confirms the interior of the nacelle installed above the tower of the windmill. To be implemented.
  • the worker since it is necessary for the worker to climb the windmill himself and visually check the damage and deterioration state of the equipment stored in the nacelle, there is a problem that it takes a long time for the inspection. Therefore, if the worker can visually check the state of the nacelle remotely without climbing the windmill, the work time required for the inspection can be shortened, and as a result, the work load in the inspection can be reduced.
  • the third embodiment has been made in view of the above problems, and its purpose is to reduce the work load in the inspection of the interior of the casing that houses the main bearing, the speed increaser, and the generator of the wind turbine of the wind turbine generator. It is possible to provide a monitoring device and a monitoring method for a wind turbine generator that can be performed and can inspect the inside of the housing in real time even during operation of the windmill.
  • wind turbine 810 of the wind turbine generator according to Embodiment 3 includes blade 820, nacelle 830 as a casing, tower 840, main shaft 850, speed increaser 860, and generator 870.
  • the main bearing 880 is mainly provided. Inside the nacelle 830, a main shaft 850, a speed increasing device 860, a generator 870, a main bearing 880, and a camera 891 as a photographing unit are stored.
  • the camera 891 constitutes a wind turbine generator monitoring apparatus according to Embodiment 3 to be described later.
  • the nacelle 830 is installed above the tower 840 installed on the ground (not shown), that is, at a high place.
  • the blade 820 is connected to one end of a main shaft 850 that protrudes outside the nacelle 830.
  • the main shaft 850 is supported in the nacelle 830 by a main bearing 880 so as to be rotatable around the shaft.
  • a speed increaser 860 is connected to the other end of the main shaft 850 opposite to one end to which the blade 820 is connected.
  • the main bearing 880 is a rolling bearing and is, for example, a self-aligning roller bearing, a tapered roller bearing, a cylindrical roller bearing, or a ball bearing. These bearings may be single-row or double-row.
  • the speed increaser 860 is provided in the nacelle 830 between the main shaft 850 and the generator 870.
  • the speed increaser 860 increases the rotation speed of the main shaft 850 and outputs the rotation speed of the main shaft 850 increased through the output shaft 861 to the generator 870.
  • the speed increaser 860 is configured by a gear speed increasing mechanism including a planetary gear, an intermediate shaft, a high speed shaft, and the like.
  • the generator 870 is connected to the output shaft 861 of the speed increaser 860, and generates power by the rotation output from the speed increaser 860.
  • the generator 870 is, for example, an induction generator.
  • blade 820 is rotated by receiving wind force, so that main shaft 850 connected to blade 820 rotates while being supported by main bearing 880.
  • the rotation of the main shaft 850 is transmitted to the speed increaser 860 to be increased in speed and converted into rotation of the output shaft 861.
  • the rotation of the output shaft 861 is transmitted to the generator 870, and an electromotive force is generated in the generator 870 due to electromagnetic induction. In this way, the wind power generator of the third embodiment operates.
  • the wind turbine generator monitoring apparatus is a wind power generator that monitors the inside of the nacelle 830 that houses the main bearing 880, the speed increaser 860, and the generator 870 of the wind turbine 810 of the wind turbine generator according to the third embodiment.
  • the wind turbine generator monitoring apparatus according to the third embodiment includes a camera 891 serving as an imaging unit disposed inside nacelle 830 and a monitoring computer 890 disposed outside nacelle 830. Mainly prepared.
  • the camera 891 is, for example, fixed to the ceiling portion in the nacelle 830 and acquires an image inside the nacelle 830.
  • the camera 891 is configured to be able to pan and tilt as indicated by arrows in FIG.
  • a power cable 893 and a communication cable 894 are connected to the camera 891, and an image inside the nacelle 830 acquired by the camera 891 is displayed outside the nacelle 830 via the communication cable 894. Forwarded to
  • one camera 891 may be arranged as shown in FIG. 13, or a plurality of cameras 891 may be arranged. Further, the camera 891 may be fixedly disposed on the ceiling portion in the nacelle 830, but is not limited thereto. That is, the camera 891 only needs to be disposed at a position where an image inside the nacelle 830 can be acquired. For example, the camera 891 may be disposed fixed to the bottom surface of the nacelle 830. Further, the camera 891 may be a normal camera for confirming the internal appearance of the nacelle 830, but is not limited thereto.
  • the camera 891 may be an infrared camera, and is preferably an infrared thermo camera that can confirm the temperature distribution of the monitoring target. Further, when a plurality of cameras 891 are arranged inside the nacelle 830, a normal camera and an infrared thermo camera may be arranged respectively.
  • the monitoring computer 890 includes a monitor 892 as a display unit that displays an image inside the nacelle 830 acquired by the camera 891, and is installed in a monitoring room (not shown) on the ground away from the windmill, for example.
  • a computer main body 895 of the monitoring computer 890 is equipped with a memory as a storage unit that stores an image of the monitoring area inside the nacelle 830 acquired by the camera 891. The image once stored in the memory can be displayed again on the monitor 892.
  • the monitoring computer 890 can detect the rotation speed of the main shaft 850 or the generator shaft as a rotating member arranged inside the nacelle 830 based on the image inside the nacelle 830 acquired by the camera 891. It is configured.
  • the monitoring method of the third embodiment is a monitoring method of monitoring the inside of the nacelle 830 that houses the main bearing 880, the speed increaser 860, and the generator 870 of the wind turbine 810 of the wind turbine generator of the third embodiment. It implements using the monitoring apparatus for wind power generators of the said Embodiment 3.
  • FIG. 12 referring to FIG. 12, an image inside nacelle 830 is acquired by camera 891 arranged inside nacelle 830 of the wind turbine generator.
  • the camera 891 is an infrared thermocamera
  • the image inside the nacelle 830 acquired by the camera 891 includes information on the temperature distribution inside the nacelle 830.
  • the internal state of the nacelle 830 is confirmed from the internal image of the nacelle 830 displayed on the monitor 892 of the monitoring computer 890 arranged outside the nacelle 830.
  • the image of the monitoring area inside the nacelle 830 acquired by the camera 891 is compared with the image of the monitoring area acquired by the camera 891 and stored in the memory of the computer main body 895 before the image.
  • the damage or deterioration state of the device inside the nacelle 830 is confirmed in more detail.
  • the image inside the nacelle 830 of the wind turbine 810 of the wind turbine generator is acquired by the camera 891, and the image is arranged outside the nacelle 830. Displayed on the monitor 892 of the computer 890. Therefore, in the inspection of the inside of the nacelle 830, the worker climbs up to the nacelle 830 installed at a high place, and displays it on the monitor 892 of the monitoring computer 890 installed in the monitoring room on the ground without visually confirming the inside. With the image to be displayed, the state inside the nacelle 830 can be visually confirmed from the outside.
  • the inside of the nacelle 830 can be remotely visually confirmed, and as a result, the work load in the inspection of the nacelle 830 of the wind power generator is reduced. be able to. Moreover, in the monitoring apparatus for wind power generators of Embodiment 3, the inside of the nacelle 830 can be visually confirmed in real time by the image inside the nacelle 830 displayed on the monitor 892 even during the operation of the windmill 810. Therefore, it is possible to inspect at an arbitrary time and to shorten the inspection cycle.
  • the camera 891 may be configured to be capable of panning and tilting. Thereby, the range in which an image can be acquired by the camera 891 inside the nacelle 830 becomes wider.
  • the camera 891 may be fixedly arranged inside the nacelle 830, but is not limited thereto. That is, as shown in FIG. 14, the camera 891 is disposed on a belt 896 installed inside the nacelle, and the drive motor 898 is operated so that the camera 891 is moved along the rail 897 in the direction of the arrow in the figure. You may arrange
  • the camera 891 can be panned and tilted and is movably arranged inside the nacelle 830, the range in which an image can be acquired by the camera 891 is further widened. Note that panning and tilting of the camera 891 and movement along the rail 897 can be controlled by a monitoring computer 890 arranged outside the nacelle 830.
  • the camera 891 may include, for example, an infrared thermocamera that can confirm the temperature distribution of the monitoring target.
  • the temperature distribution inside the nacelle 830 can be further confirmed.
  • the internal state of the nacelle 830 can be confirmed in more detail.
  • the wind turbine generator monitoring apparatus may further include a memory as a storage unit that stores an image of the monitoring area inside the nacelle 830 acquired by the camera 891. . Accordingly, the image of the monitoring area inside the nacelle 830 acquired by the camera 891 is compared with the image of the monitoring area acquired by the camera 891 before the image, and the device inside the nacelle 830 is compared. Damage and deterioration can be confirmed. As a result, it is possible to confirm in more detail the damage or deterioration state of the equipment inside the nacelle 830.
  • thermocamera When an infrared thermocamera is used as the camera 891, information on one temperature distribution inside the nacelle 830 and other temperature distribution inside the nacelle 830 acquired before the one temperature distribution. By comparing with the above information, the change in temperature distribution inside the nacelle 830 can be confirmed in more detail. Then, based on the obtained temperature distribution change information, it is possible to determine whether or not an abnormality has occurred in a device inside the nacelle 830.
  • the monitoring device for wind power generators is based on the images of the main shaft 850 and the generator shaft inside the nacelle 830 acquired by the camera 891, and the rotation speed of the main shaft 850 and the generator shaft. May be configured to be able to detect. Thereby, the rotational speed of the main shaft 850 or the generator shaft can be detected without separately providing a mechanism such as a rotation detector for detecting the rotational speed of the main shaft 850 or the generator shaft.
  • the monitoring device for wind power generators of Embodiment 3 is a monitoring device for wind power generators that monitors the inside of a housing that houses a main bearing, a speed increaser, and a generator of a wind turbine of the wind power generator. It has a configuration. That is, the wind turbine generator monitoring apparatus according to the third embodiment is arranged inside the casing, and the imaging unit that acquires an image inside the casing and the outside of the casing are acquired by the imaging unit. And a display unit on which an image inside the housing is displayed.
  • an image inside the wind turbine casing of the wind turbine generator is acquired by the photographing unit, and the image is displayed on a display unit arranged outside the casing. Therefore, in the inspection of the inside of the housing, the operator can visually check the internal state by an image displayed on the display unit arranged outside the housing without directly checking the inside directly after entering the housing. Can be confirmed. As a result, it is possible to reduce the work load in the inspection inside the casing of the wind turbine generator. Moreover, in the monitoring apparatus for wind power generators of Embodiment 3, the inside of the housing can be visually confirmed in real time even during the operation of the windmill by the image inside the housing displayed on the display unit.
  • casing means the nacelle of the windmill of a wind power generator.
  • the photographing unit may be configured to be able to pan and tilt. Further, the photographing unit may be arranged so as to be movable inside the housing. Thereby, the range which can acquire an image with an imaging
  • the photographing unit may include an infrared thermo camera.
  • the temperature distribution inside the housing can be confirmed.
  • the state inside the housing can be confirmed in more detail.
  • the monitoring apparatus for wind power generators may further include a storage unit that stores an image of a monitoring area inside the housing acquired by the imaging unit. Thereby, the image of the monitoring area inside the housing acquired by the imaging unit and the image of the monitoring area inside the housing acquired by the imaging unit and stored in the storage unit before the image are obtained. It becomes possible to compare. As a result, the state inside the housing can be confirmed in more detail.
  • the said monitoring apparatus for wind power generators is comprised so that detection of the rotational speed of the rotation member arrange
  • the monitoring method according to the third embodiment is a monitoring method for monitoring the inside of a casing that houses a main bearing, a speed increaser, and a generator of a wind turbine of a wind turbine generator, and includes the following steps. That is, the monitoring method according to the third embodiment includes a step of acquiring an image inside the housing by a photographing unit disposed inside the housing, and a housing displayed on a display unit disposed outside the housing. And a step of confirming the internal state of the housing from the internal image.
  • the internal state of the housing is confirmed by the above steps, in the inspection of the interior of the housing, the operator does not enter the housing and directly check the inside, The internal state can be visually confirmed by an image displayed on the display unit arranged outside the housing. As a result, it is possible to reduce the work load in the inspection inside the casing of the wind turbine generator. Further, in the monitoring method of the third embodiment, the inside of the housing can be visually confirmed in real time even during the operation of the windmill by the image inside the housing displayed on the display unit. Therefore, inspection can be performed at an arbitrary time, and the inspection cycle can be further shortened.
  • the monitoring method of the third embodiment it is possible to reduce the work load in the inspection of the inside of the casing that houses the main bearing, the speed increaser, and the generator of the wind turbine of the wind turbine generator. It is possible to provide a monitoring method capable of inspecting the inside of the housing in real time even during operation of the windmill.
  • the image inside the casing acquired by the photographing unit may include information on the temperature distribution inside the casing. Thereby, the state inside the housing can be confirmed in more detail.
  • the monitoring method described above compares the image of the monitoring area inside the housing acquired by the imaging unit with the image of the monitoring area acquired by the imaging unit before the image, There may be further included a step of confirming the state. Thereby, the state inside the housing can be confirmed in more detail.
  • the main bearing of the wind turbine of the wind power generator, the speed increaser, and the interior of the housing for storing the generators It is possible to provide a monitoring device and a monitoring method for a wind turbine generator that can reduce the work load in the inspection and can inspect the inside of the casing in real time even during operation of the windmill.
  • the monitoring apparatus and monitoring method for a wind power generator according to the present invention is required to reduce the work load in the inspection of the inside of the casing that houses the main bearing, the speed increaser, and the generator of the wind turbine of the wind power generator.
  • it can be applied particularly advantageously.

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Abstract

　風力発電装置に設けられた機器の異常を診断する状態監視システムであって、状態監視システムは、機器に設けられるセンサ（７０Ａ～７０Ｈ）を含むモニタ装置（８０）と、モニタ装置（８０）が機器の異常を診断するために使用するしきい値を設定し、しきい値に基づいて機器の異常を診断する監視側制御装置と、機器の状態を監視する監視用端末とを備える。これにより、風力発電装置に設けられる機器の異常について適切に診断できる状態監視システムを提供することができる。

Description

状態監視システム
　この発明は、状態監視システムに関し、特に、風力発電装置の主軸や増速機、ナセル等の状態を監視する状態監視システムに関する。
　風力発電装置においては、風力を受けるブレードに接続される主軸を回転させ、増速機により主軸の回転を増速した上で発電機のロータを回転させることによって発電が行われる。この主軸、増速機、発電機等の異常を診断する異常診断装置として以下のような技術が知られている。
　特開２００９－２４３４２８号公報（特許文献１）は、風車の監視装置を開示する。この風車の監視装置は、風車に設けられた複数のセンサによって計測された計測データに基づいて作成される特性値を用いて、風車の状態を監視する風車の監視装置であって、計測時間に関連付けられた複数の特性値が特性項目別に格納されているとともに、同じ計測時間に関連付けられている特性値を一つのデータセットとした場合に、このデータセットには、所定の特性項目の特性値に応じて決定されるクラス分類を示す識別情報が付与されて格納されている第１記憶手段と、計測時間に関連付けられた複数の特性値が特性項目別に格納されているとともに、同じ計測時間に関連付けられている特性値を一つのデータセットとした場合に、このデータセットには、所定の特性項目の特性値に応じて決定されるクラス分類を示す識別情報が付与されており、かつ、データセットを構成する特定の特性項目の特性値が予め定義されている所定の基準範囲に属している第２記憶手段と、第１記憶手段から診断に用いる複数のデータセットを抽出して設定するとともに、第２記憶手段から診断に用いる複数のデータセットを抽出して設定する診断設定手段と、診断設定手段によって設定された被診断データファイルのデータセットおよび基準データファイルのデータセットを元に、統計的演算手法を用いて、風車の状態を表す状態指標値を算出する指標値算出手段と、指標値算出手段によって算出された状態指標値に基づいて、風車の状態を評価する評価手段と、評価手段による評価結果を通知する通知手段とを備える。
　この監視装置によれば、風車の状態監視を自動で行うとともに、その状態評価を適切な基準に従い定量的に行うことが可能となる（特開２００９－２４３４２８号公報参照）。
特開２００９－２４３４２８号公報
　しかしながら、上記の特許文献１（特開２００９－２４３４２８号公報）に開示される監視装置では、専門家が関与しないですべて自動的に診断するため、診断を誤る可能性がある。特に、高度な診断が要求される風力発電装置の状態監視では、診断の正確さが求められるため、専門家が診断することが必要である。
　また、一方、常時、専門家が監視装置からの送られてくるデータを分析することは高コストにつながり、現実的ではない。
　そこで、この発明は、かかる課題を解決するためになされたものであり、その目的は、風力発電装置に設けられる機器の異常について適切に診断できる状態監視システムを提供することである。
　この発明は、要約すると、風力発電装置に設けられた機器の異常を診断する状態監視システムであって、状態監視システムは、機器に設けられるセンサを含むモニタ装置と監視側制御装置と監視用端末から構成され、診断前の第１の期間にモニタ装置が測定したデータを監視側制御装置に送信し、監視側制御装置は、送信されたデータに基づきしきい値を生成後、監視側制御装置は、第１の期間経過後の第２の期間に、モニタ装置によって収集されたデータとデータに対応するしきい値とに基づいて機器が異常か否かを診断し、診断結果は監視用端末に表示される。
　好ましくは、しきい値設定用データは、風力発電装置の運転条件ごとに計測され、しきい値は、運転条件ごとに決定され、運転条件は、風速、主軸の回転速度、発電機軸の回転速度、発電量、発電機軸のトルクを示す物理量の少なくともいずれか１つによって規定される。
　好ましくは、データは、機器の振動、機器から発生するアコーステックエミッション、機器の温度、機器の動作音のいずれか１つに関するデータを含む。
　好ましくは、データは、機器の状態を示す診断パラメータに変換され、診断パラメータは、実効値、ピーク値、平均値、クレストファクター、エンベロープ処理後の実効値、エンベロープ処理後のピーク値のいずれか１つを含む。
　好ましくは、モニタ装置は、インターネットと接続可能な送信部を含み、送信部は、しきい値設定用データを送信し、監視側制御装置は、しきい値設定用データから統計的手法を用いて、しきい値を生成する。
　好ましくは、機器は複数であり、状態監視システムは、モニタ装置を制御する監視用端末をさらに備え、監視用端末は、診断の結果を表示する表示部を含み、表示部は、第２の期間において、監視側制御装置により異常と診断された機器と、機器の異常に関する情報とについて表示する。
　さらに好ましくは、表示部は、同一運転条件に対応するデータを経時的に表示する。
　また、さらに好ましくは、しきい値設定用データは、風力発電装置の運転条件ごとに計測され、しきい値は、運転条件ごとに決定され、表示部は、データのうち最新のデータの周波数スペクトルと、データの運転条件と同一であって監視側制御装置に格納され、現在までしきい値を用いて正常と判断されたデータの周波数スペクトルとを同時表示する。
　また、さらに好ましくは、しきい値設定用データは、風力発電装置の運転条件ごとに計測され、しきい値は、運転条件ごとに決定され、表示部は、データのうち最新のデータのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、データの運転条件と同一であって監視側制御装置に格納され、現在までしきい値を用いて正常と判断されたデータのエンベロープ処理後の周波数スペクトルとを同時表示する。
　また、さらに好ましくは、表示部は、データのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、予め算出された内輪欠陥周波数、外輪欠陥周波数および転動体欠陥周波数とを同時表示する。
　また、さらに好ましくは、表示部は、データの周波数スペクトルと、アンバランスおよびミスアライメントに関連した回転周波数および歯車のかみ合い周波数とを表示する。
　また、さらに好ましくは、表示部は、データのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、歯車のかみ合い周波数とを表示する。
　好ましくは、状態監視システムは、モニタ装置を制御する監視用端末をさらに備え、監視用端末から監視側制御装置が診断に用いるしきい値を改定できる。
　この発明によれば、風力発電装置に設けられる機器の状態が異常か否かを精度の良く診断できる。また、詳細な診断の際に風力発電装置の状態のデータを容易かつ短時間に専門家に提供できる。さらに、専門家を常時駐在させることなく、コストを削減することができる。
本実施の形態の状態監視システムの全体構成を概略的に示した図である。 風力発電装置１０の構成を概略的に示した図である。 本実施の形態に用いられる各種のデータの関係を説明するための図である。 基礎データ収集期間での処理を説明するためのフローチャートを示す図である。 風力発電装置１０の学習期間での処理を説明するためのフローチャートを示す図である。 運用期間での処理を説明するためのフローチャートである。 監視用端末３４０のモニタに表示される診断パラメータの値の経時的な変化を示す図である。 監視用端末３４０のモニタに表示されるある運転条件下での周波数スペクトルを示す図である。 監視用端末３４０のモニタに表示される測定データの振動エンベロープスペクトルを示す図である。 無線送信側にある無線送信機能付きセンサユニット（無線センサモジュール）３０１の構成を示すブロック図である。 無線受信側にある受信用機器（無線センサモジュール）６０１の構成の一例を示すブロック図である。 実施の形態３の風力発電装置の構成を示す概略図である。 風力発電装置用監視装置の構成を示す概略図である。 撮影部の構成を示す概略図である。
　以下、本発明について図面を参照して詳しく説明する。なお、図中同一又は相当部分には同一の符号を付してその説明は繰り返さない。
　[実施の形態１]
　＜状態監視システムの全体構成＞
　図１は、本実施の形態の状態監視システムの全体構成を概略的に示した図である。図１を参照して、状態監視システムは、モニタ装置８０と、データサーバ（監視側制御装置）３３０と監視用端末３４０とを備える。
　モニタ装置８０は後述するセンサ７０Ａ～７０Ｈ（図２）を含み、センサの検出値から実効値、ピーク値、クレストファクター、エンベロープ処理後の実効値、エンベロープ処理後のピーク値等を算出し、インターネット３２０を介してデータサーバ３３０へ送信する。
　ここでは、モニタ装置８０とデータサーバ３３０との通信は有線によって行われるとして説明したが、これに限定されることなく、無線によって通信が行われてもよい。
　データサーバ３３０と監視用端末３４０とは、たとえば社内ＬＡＮ（Ｌｏｃａｌ　Ａｒｅａ　Ｎｅｔｗｏｒｋ）によって接続される。監視用端末３４０は、データサーバ３３０が受信した測定データを閲覧、測定データの詳細な解析、モニタ装置の設定変更、風力発電装置の各機器の状態を表示させる。
　＜風力発電装置の構成＞
　図２は、風力発電装置１０の構成を概略的に示した図である。図２を参照して、風力発電装置１０は、主軸２０と、ブレード３０と、増速機４０と、発電機５０と、主軸受６０を備える。風力発電装置１０はセンサ７０Ａ～７０Ｈと、モニタ装置８０とを備える。増速機４０、発電機５０、主軸受６０、センサ７０Ａ～７０Ｈおよびモニタ装置８０は、ナセル９０に格納され、ナセル９０は、タワー１００によって支持される。
　主軸２０は、ナセル９０内に進入して増速機４０の入力軸に接続され、主軸受６０によって回転自在に支持される。そして、主軸２０は、風力を受けたブレード３０により発生する回転トルクを増速機４０の入力軸へ伝達する。ブレード３０は、主軸２０の先端に設けられ、風力を回転トルクに変換して主軸２０に伝達する。
　主軸受６０は、ナセル９０内において固設され、主軸２０を回転自在に支持する。主軸受６０は、転がり軸受によって構成され、たとえば、自動調芯ころ軸受や円すいころ軸受、円筒ころ軸受、玉軸受等によって構成される。なお、これらの軸受は、単列のものでも複列のものでもよい。
　センサ７０Ａ～７０Ｈは、ナセル９０の内部の各機器に固設される。具体的には、センサ７０Ａは、主軸受６０の上面に固設され、主軸受６０の状態を監視する。センサ７０Ｂ～７０Ｄは、増速機４０の上面に固設され、増速機４０の状態を監視する。センサ７０Ｅ，７０Ｆは、発電機５０の上面に固設され、発電機５０の状態を監視する。センサ７０Ｇは主軸受６０に固設され、ミスアライメントとナセルの異常振動を監視する。センサ７０Ｈは主軸受６０に固設され、アンバランスとナセルの異常振動を監視する。
　増速機４０は、主軸２０と発電機５０との間に設けられ、主軸２０の回転速度を増速して発電機５０へ出力する。一例として、増速機４０は、遊星ギヤや中間軸、高速軸等を含む歯車増速機構によって構成される。なお、特に図示しないが、この増速機４０内にも、複数の軸を回転自在に支持する複数の軸受が設けられている。発電機５０は、増速機４０の出力軸に接続され、増速機４０から受ける回転トルクによって発電する。発電機５０は、たとえば、誘導発電機によって構成される。なお、この発電機５０内にも、ロータを回転自在に支持する軸受が設けられている。
　モニタ装置８０は、ナセル９０の内部に設けられ、センサ７０Ａ～７０Ｈが検出した各機器の振動、音、ＡＥ（Ａｃｏｕｓｔｉｃ　ｅｍｉｓｓｉｏｎ）等のデータを受ける。なお、図示はしていないが、センサ７０Ａ～７０Ｈとモニタ装置８０とは、有線ケーブルで接続されている。
　監視用端末３４０には、少なくとも、データサーバ３３０に格納されている測定データを閲覧、詳細な解析、モニタ装置の設定変更、風力発電装置１０の各機器の状態について表示させるプログラムが予め格納されている。監視用端末３４０には風力発電装置１０の専門家が判断するのに役立つ風力発電装置１０の各機器についてのデータが表示される。
　なお、監視用端末３４０を構成する各構成要素は、一般的なものである。したがって、本発明の本質的な部分は、記憶媒体に格納された上述したソフトウェア（プログラム）であるともいえる。
　＜診断パラメータと故障モードの関係＞
　図３は、本実施の形態に用いられる各種のデータの関係を説明するための図である。図３を参照して、各種センサによって測定される項目（測定項目）と、この測定項目のデータから算出される診断パラメータと、このパラメータの値としきい値とを比較して異常判定される。図３に示すように風力発電装置１０のうち異常である部位とその部位の故障モードの関係が示されている。
　具体的には、図２、図３の示すように、主軸受６０については、主軸受６０に固設された高周波用振動センサ７０Ａにより測定されたデータからモニタ装置８０により、実効値を算出し、対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０に主軸受６０が軸受損傷していることが表示される。
　また、主軸受６０については、主軸の半径方向振動を測定するように付けた低周波用振動センサ７０Ｈにより、測定されたデータからモニタ装置８０により１次回転周波数成分、２次回転周波数成分、３次回転周波数成分を算出し、それぞれの対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０に主軸受６０がアンバランスであることが表示される。
　さらに、主軸受６０については、主軸の軸方向振動を測定するように付けた低周波用振動センサ７０Ｇにより、測定されたデータからモニタ装置８０により１次回転周波数成分、２次回転周波数成分、３次周波数成分を算出し、対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０に主軸受６０がミスアライメントであることが表示される。
　さらに、増速機４０については、高周波用振動センサ７０Ｂ～７０Ｄにより、測定されたデータからモニタ装置８０により実効値を算出し、対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０に増速機４０が軸受損傷していることが表示される。
　さらに、増速機４０については、高周波用振動センサ７０Ｂ～７０Ｄにより、測定されたデータからモニタ装置８０により歯車の１次かみ合い周波数成分、２次かみ合い周波数成分、３次かみ合い周波数成分を算出し、それぞれの測定値に対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０に増速機４０が歯車損傷していることが表示される。
　さらに、発電機５０については、高周波用振動センサ７０Ｅ，７０Ｆにより、測定されたデータからモニタ装置８０により実効値を算出し、対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０に発電機５０が軸受損傷していることが表示される。
　さらに、ナセル９０については、主軸の半径方向振動を測定するように付けた低周波用振動センサ７０Ｈにより、測定されたデータからモニタ装置８０により低周波振動成分を算出し、対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０にナセル９０が異常振動していることが表示される。
　また、ナセル９０については、主軸の軸方向振動を測定するように付けた低周波用振動センサ７０Ｇにより、測定されたデータからモニタ装置８０により低周波振動成分を算出し、対応するしきい値を越えている場合には、監視用端末３４０にナセル９０が異常振動していることが表示される。
　上記測定項目は、理解を容易にするために、一部を取り出したものであって、これに限定されることなく、振動センサ、ＡＥセンサ、温度センサ、音センサの測定データを、統計的手法を用いて、実効値、ピーク値、平均値、クレストファクター、エンベロープ処理後の実効値、エンベロープ処理後のピーク値を算出し、対応するしきい値と比較して、風力発電装置１０の機器の状態を把握することができ、監視用端末３４０に機器の状態を表示する。
　＜状態監視システムの動作＞
　本実施の形態１の状態監視システムの動作について以下に説明する。まず、状態監視システムは、まず、風力発電装置１０の診断運転条件を設定するための基礎データ収集期間での処理（図４参照）と、基礎データ収集期間経過後、診断運転条件を満たす運転測定データが異常か否かを判断するしきい値を生成する学習期間での処理（図５参照）と、学習期間経過後、風力発電装置１０の実際の運用が行われ、学習期間に生成されたしきい値を用いて風力発電装置１０の状態を監視する運用期間での処理（図６参照）とから構成される。
　（基礎データ収集期間での処理）
　基礎データ収集期間とは、風力発電装置１０の診断運転条件を決定するために必要な基礎データ収集する期間である。この基礎データ収集期間での処理について説明する。
　図４は、基礎データ収集期間での処理を説明するためのフローチャートを示す図である。図４を参照して、風力発電装置１０の動作が開始されると、ステップＳ１において、担当者（operator）によって監視用端末３４０から基礎データ収集指令がデータサーバ３３０に送信されると、データサーバ３３０を通して、モニタ装置８０に基礎データ収集指令が送信される（ステップＳ２）。モニタ装置８０は、基礎データ収集指令を受けると風力発電装置１０の各機器の振動等の各種データ（以下、測定データという。）および回転速度、発電電流の各種のデータ（以下、運転条件データという。）を同時に収集し（ステップＳ３）、振動等の各種データである測定データから診断パラメータを算出し（ステップＳ４）、この診断パラメータ、測定データおよび運転条件データをデータサーバ３３０に送信する（ステップＳ５）。
　データサーバ３３０は診断パラメータ、測定データおよび運転条件データを受信し、記憶部へ格納する（ステップＳ６）。この測定データおよび運転条件データの測定（ステップＳ３）、診断パラメータの算出（ステップＳ４）、データサーバ３３０への送信（ステップＳ５）およびデータサーバ３３０における記憶部への格納（ステップＳ６）の処理は、モニタ装置８０が監視用端末３４０から基礎データ収集終了指令を受信するステップＳ７まで続けられる（ステップＳ７；ＮＯ）。
　なお、運転条件データは、回転速度、発電電流に限定されることなく、風速、発電機軸のトルクなど風力発電装置１０の運転状態を特徴づける物理量も含まれる。
　また、測定データは、振動に限定されることなく、ＡＥ、温度、音響など機器の状態を示す物理量も含まれる。
　担当者が監視用端末３４０から基礎データ収集の終了を指示する場合（ステップＳ９１；ＹＥＳ）には、監視用端末３４０から基礎データ収集終了指令がデータサーバ３３０に送信される（ステップＳ９）。すると上述したようにモニタ装置８０は、基礎データを収集することを終了し処理が終了する（ステップＳ７；ＹＥＳ）。同時にデータサーバ３３０は基礎データ収集期間に収集した全ての診断パラメータ、測定データおよび運転条件データを監視用端末３４０に送信する（ステップＳ１０）。なお、担当者が監視用端末３４０から基礎データ収集の終了を指示しない場合（ステップＳ９１；ＮＯ）には、処理がそのまま終了する。
　監視用端末３４０では、診断パラメータ、測定データおよび運転条件データを表示し（ステップＳ１１）、担当者はその診断パラメータと運転条件データを見て、診断運転条件を指定する（ステップＳ１２）。ここで診断運転条件は、状態監視システムが診断する運転条件である。たとえば、診断運転条件を、主軸の回転速度が１２ｒｐｍから１７ｒｐｍであり、かつ、発電電流が３００Ａから１０００Ａと指定した場合、回転速度、発電電流の各種のデータ（運転条件データ）を測定し、風力発電装置１０の主軸の回転速度が１２ｒｐｍから１７ｒｐｍの範囲にあり、かつ、発電電流が３００Ａから１０００Ａの範囲にあれば、運転条件と診断運転条件を満たすために、同時に測定した測定データから診断パラメータを算出し、診断パラメータに対応するしきい値と比較して診断する。なお、運転条件が診断運転条件を満たさない場合は、風力発電装置１０の各機器の状態の診断を実施しない。なお、診断運転条件は複数個指定できる。
　監視用端末３４０において、指定された診断運転条件をデータサーバ３３０に送信し（ステップＳ１３）、データサーバ３３０は診断運転条件を記憶部に格納する（ステップＳ１４）。以上で、基礎データ収集期間での監視用端末３４０、データサーバ３３０の処理が終了する。
　（学習期間での処理）
　学習期間とは、上述した風力発電装置１０の診断運転条件を決定するために必要な基礎データ収集期間経過後に、風力発電装置１０の各機器の状態を判断するためのしきい値を生成する期間である。この学習期間での処理について説明する。
　図５は、風力発電装置１０の学習期間での処理を説明するためのフローチャートを示す図である。図５を参照して、担当者が監視用端末３４０において学習開始を指示すると、監視用端末３４０から学習開始指令がデータサーバ３３０に送信され（ステップＳ１５）、データサーバ３３０は、学習開始指令を受けて、記憶部に格納されている診断運転条件を読出し、モニタ装置８０に送信し（ステップＳ１６）、モニタ装置８０は、診断運転条件を受信し（ステップＳ１７）、測定データと運転条件データを同時に測定し（ステップＳ１８）、モニタ装置８０は、振動等の各種データである測定データから診断パラメータを算出する（ステップＳ１９）。
　現在の運転条件が診断運転条件を満足する場合は、診断パラメータ、測定データおよび運転条件データをデータサーバ３３０に送信する（ステップＳ２０）。　データサーバ３３０は、測定データおよび運転条件データの測定（ステップＳ１８）、診断パラメータの算出（ステップＳ１９）、データサーバ３３０への送信（ステップＳ２０）およびデータサーバ３３０における記憶部への格納（ステップＳ２２）の処理は、モニタ装置８０が監視用端末３４０から学習終了指令を受信するステップＳ２１まで続けられる（ステップＳ２１；ＮＯ）。
　担当者が監視用端末３４０から学習の終了を指示する場合（ステップＳ２４１；ＹＥＳ）には、監視用端末３４０から学習終了指令がデータサーバ３３０に送信される（ステップＳ２４）。データサーバ３３０は、モニタ装置８０に学習終了指令を送信し（ステップＳ２３）、モニタ装置８０は測定データおよび運転条件データの収集を終了し処理が終了する（ステップＳ２１；ＹＥＳ）。同時にデータサーバ３３０は、記憶部に格納された診断パラメータの統計的演算により、診断運転条件ごとに診断パラメータのしきい値を自動的に生成する（ステップＳ２５）。しきい値はデータサーバ３３０の記憶部に格納し、監視用端末３４０に送信する（ステップＳ２６）。監視用端末３４０はしきい値を受信し、モニタ等の表示部に表示し（ステップＳ２７）、担当者はしきい値を確認できる。以上で、学習期間でのデータサーバ３３０、モニタ装置８０の処理が終了する。なお、担当者が監視用端末３４０から学習の終了を指示しない場合（ステップＳ２４１；ＮＯ）には、処理がそのまま終了する。
　なお、しきい値を生成するための基礎データ収集期間および学習期間は、任意に変更できる。
　風力発電装置１０の各機器が正常状態である場合の測定データを用いて、しきい値は各風力発電装置１０の各機器ごと、各診断運転条件ごとに生成される。
　ここでは、理解を容易にするために、具体例として、ある診断運転条件下において一台の風力発電装置１０の一つの機器について２段階のしきい値が生成される場合について以下、具体的に説明する。
　ステップＳ２２で記憶部に格納された診断パラメータの値は複数個あり、複数個の診断パラメータの平均値をμ０、標準偏差をσ０とする。たとえば、第一のしきい値ＣＴをμ０＋３σ０と仮定し、第二のしきい値ＷＮを第一のしきい値の３倍と仮定する。第一のしきい値ＣＴおよび第二のしきい値ＷＮはそれぞれ、式（１）、式（２）で示される。
　しきい値ＣＴ＝μ０＋３σ０…（１）
　しきい値ＷＮ＝３（μ０＋３σ０）…（２）
　このしきい値ＣＴ，ＷＮを用いて後述する運用期間の診断パラメータを用いて、データサーバ３３０が風力発電装置１０の各機器の状態が異常か否かを判断し、その結果が監視用端末３４０に表示される。たとえば、このしきい値ＣＴを越える場合には、監視用端末３４０に、対応する機器の状態が異常な状態を示すたとえば「注意」などの表示がなされる。またこのしきい値ＷＮを越える場合には、監視用端末３４０に、対応する機器の状態がより異常の程度が大きい状態を示すたとえば「警告」などの表示がなされる。
　このように、しきい値を２段階に分けることで、しきい値ＣＴより小さい測定データについては、専門家の判断を必要とせず、一方、しきい値ＷＮより大きい測定データについては専門家が慎重に風力発電装置１０の各機器の状態を判断することが必要となることが容易に分類でき、しきい値ＣＴとしきい値ＷＮとの間に測定データが当てはまる場合には、たとえば、風力発電装置１０の各機器の状態の様子を見ながら、専門家に診断させるかどうかを決定できる。
　このような構成を取ることにより、専門家を常時駐在させることなく、コストを削減することができる。
　なお、しきい値のレベルを２段階にして説明したが、しきい値のレベルはこれに限定されることになく、さらに複数のレベルを設定してもよい。
　（運転期間での処理）
　運転期間とは、学習期間経過後、風力発電装置１０の実際の運用が行われ、学習期間に生成されたしきい値を用いて風力発電装置１０の状態を監視する期間である。この運転期間での処理について説明する。
　図６は、運用期間での処理を説明するためのフローチャートである。図６を参照して、監視用端末３４０から、担当者によって風力発電装置１０の各機器の状態の診断を開始するための指令（診断開始指令）がデータサーバ３３０に送信されると（ステップＳ３０）、データサーバ３３０はこの診断開始指令を受け、モニタ装置８０に診断運転条件が送信される（ステップＳ３１）。
　モニタ装置８０は、診断運転条件を受信し（ステップＳ３２）、風力発電装置１０の各機器の振動データなどの測定データと、主軸の回転速度、発電機電流などの運転条件データを同時に測定する（ステップＳ３３）。
　モニタ装置８０は、現在の運転条件が診断運転条件を満足しているか否かを判断し（ステップＳ３４）、満足している場合（ステップＳ３４；ＹＥＳ）には、測定データから診断パラメータを計算し（ステップＳ３５）、診断パラメータ、測定データおよび運転条件データをデータサーバ３３０に送信する（ステップＳ３６）。一方、満足しない場合（ステップＳ３４；ＮＯ）には、再度測定データおよび運転条件データを測定するステップＳ３３に処理が戻る。
　従って、モニタ装置は、現在の運転条件が診断運転条件を満足している場合にのみ、診断パラメータ、測定データおよび運転条件データをデータサーバ３３０に送信する。
　データサーバ３３０は、これらのデータを受信する（ステップＳ３７）。データサーバ３３０は、この診断パラメータと学習期間に生成されたしきい値とに基づいて、風力発電装置１０の各機器の状態を判断する。たとえば、データサーバ３３０は、診断パラメータ値が第二のしきい値ＷＮを越えていたら、診断結果をＷＮとし、診断パラメータ値が第一のしきい値ＣＴを越えていたら、診断結果をＣＴとする（ステップＳ３８）。この診断結果と診断パラメータ値、測定データおよび運転条件データをデータサーバ３３０の記憶部に格納し、これらのデータを監視用端末３４０に送信する（ステップＳ３９）。
　監視用端末３４０は、診断結果、診断パラメータ値、測定データ、運転条件データを受信し（ステップＳ４０）、診断結果を表示する。診断結果がＷＮならば「警告」と表示し、ＣＴならば「注意」、これ以外ならば「良好」と表示する（ステップＳ４１）。
　また、診断結果がＷＮやＣＴの場合には、担当者にＥ－ｍａｉｌを送信することによって、確実に異常状態であることを知らせることができる。
　風力発電装置１０の運転方法が変化した場合、診断運転条件やしきい値を変更する必要が発生する。このような場合も図４のステップＳ１からの手続きを取れば、診断運転条件を変更して、しきい値を新たに設定できる。なお、しきい値は監視用端末３４０から担当者によって変更が可能である。
　なお、図６のステップＳ４０において、監視用端末３４０が診断結果と共に診断パラメータ値、測定データを受信するので、監視用端末３４０は、専門家に対して評価・解析できるような最新かつ最適な測定データ等を容易に提供でき、また、この測定データ等とこれに関連するデータをモニタ（図示せず）上に同時表示可能にさせる環境を提供できる。
　よって、専門家はそのモニタからの画像をもとに詳細な診断が必要か否かを容易に判断できる。
　（監視用端末のモニタに表示される測定結果）
　図７は、監視用端末３４０のモニタに表示される診断パラメータの値の経時的な変化を示す図である。図７を参照して、縦軸に実効値が示され、横軸に過去６０日間の月日が示されている。また、波形Ｗ１は、診断パラメータの一例の経時的な変化を示し、実線Ｌ１，Ｌ２は、それぞれ機器の状態が第１の状態（上述した「注意」状態）、第２の状態（上述した「警告」状態）であるしきい値を示し、波形Ｗ１と合わせて表示されている。
　たとえば、監視用端末３４０の表示部（図示せず）に、このような経時的に診断パラメータの値を表示させることにより、専門家は、９月２０日付近から実効値が増加し、９月３０日前には対応する機器の実効値が「注意」状態を超えていることが把握でき、この機器に対してさらなる詳細診断が必要であると判断できる。
　なお、これらのしきい値を超えないにしても、最新の診断パラメータの値が上昇傾向にあるとか、上昇傾向にあるが、しきい値までには余裕があるなどの、先を見通した予測が可能である。
　図８は、監視用端末３４０のモニタに表示されるある運転条件下での周波数スペクトルを示す図である。
　図８の波形Ｗ２は、最新の測定データを示し、一方、波形Ｗ３は、任意の日時（過去）の正常データ周波数スペクトルを示す。なお、波形Ｗ２，Ｗ３が測定されたときの運転条件は同一である。波形Ｗ２で示される機器の状況を正確に把握するために、監視用端末３４０は上に波形Ｗ２と合わせて、比較として波形Ｗ３を同時に表示する。専門家が、波形Ｗ２と波形Ｗ３とを比較することにより、監視対象の機器の状態が正常状態に近いのか、異常状態に近いのかが簡易に把握でき、測定データの評価を短時間に行うことが可能である。
　図９は、監視用端末３４０のモニタに表示される測定データの振動エンベロープスペクトルを示す図である。図９を参照して周波数領域Ａ１～Ａ５（斜線部）は、第１次～第５次までの欠陥周波数（外輪欠陥周波数）に５パーセントの許容範囲を含んだ領域を示し、波形Ｗ４と同時に表示されている。
　このような許容範囲を設けた理由は、回転速度の測定時と振動の測定時がずれたり、振動測定の初めと終わりで回転速度が変化したりすると、測定された周波数スペクトルと予め算出される欠陥周波数が異なった場合でも、風力発電装置１０の各機器の状態の異常検出を可能にするためである。
　このように予め算出された欠陥周波数に許容範囲を含ませることで、風力発電装置１０の各機器の異常検出（欠陥検出）が容易となる。特に、風車の場合は回転速度が変化するため、この許容範囲を設定する際には回転速度の変化に応じて設けることが好ましい。
　なお、上述した欠陥周波数には、たとえば外輪が欠陥しているときに発生する周波数（外輪欠陥周波数）、内輪が欠陥しているときに発生する周波数（内輪欠陥周波数）、転動体が欠陥しているときに発生する周波数（転動体欠陥周波数）があるが、これらについては、下記の式（３）～式（５）によって予め算出できる。
　外輪欠陥周波数：Ｆｏ＝（Ｆｒ／２）×（１－（ｄ／Ｄ）×ｃｏｓα）×ｚ…（３）
　内輪欠陥周波数：Ｆｉ＝（Ｆｒ／２）×（１＋（ｄ／Ｄ）×ｃｏｓα）×ｚ…（４）
　転動体欠陥周波数：Ｆｂ＝（Ｆｒ／２）×（Ｄ／ｄ）（１－（ｄ／Ｄ）２×ｃｏｓ２α）…（５）
　ここで、「Ｆｒ」は回転周波数（Ｈｚ）、「ｄ」は転動体の直径（ｍｍ）、「Ｄ」はピッチ円直径（ｍｍ）、「α」は接触角度、「ｚ」は転動体数を示す。また、第ｎ次（ｎは自然数）の欠陥周波数は、それぞれｎ×Ｆｏ，ｎ×Ｆｉ，ｎ×Ｆｂを計算することで求めることができる。
　[実施の形態２]
　上述した実施の形態１の状態監視システムでは、たとえば、風力発電装置１０の発電機の出力を測定するために発電機の出力電流を測定する場合もある。このような電流を測定するセンサとして、被測定電線を切断しないで測定導体を挟みこむだけで電線を流れる電流を測定できるクランプ型の電流センサが利用されてきた。
　一方、センサにはこのケーブル配線を不要とする無線通信機能を備えたものがある。たとえば、特開２００８－１７１４０３号公報に記載されている発明は、信号ケーブル等の配線簡略化を可能とした無線出力センサ、近接センサ、加工装置、および制御システムを提供することを目的としている。
　具体的には、特開２００８－１７１４０３号公報に記載されている発明の無線出力センサは、検出対象を検出するセンサ部と、上記センサ部の検出に係るセンサデータを無線で送信処理をする無線送信部と、上記無線送信部の処理に係るセンサデータを送信する送信アンテナと、上記センサ部と無線送信部それぞれの電源となる電池を搭載する電池搭載部とを備えたことを特徴とするものである。
　上記特開２００８－１７１４０３号公報に記載されている発明のセンサと無線送信部の電源として電池、太陽光による発電、振動による発電のいずれかを使用している。
　しかしながら、上記特開２００８－１７１４０３号公報に記載されている発明においては、電池の交換が必要なこと、太陽光による充電や、振動による充電が満たされる特別な条件のもとでしか使用できないという問題がある。
　したがって、このような問題を解決するために、本発明の一実施例の目的は、被測定電線の周囲に誘起する磁界から電流を取り出して無線通信の電源として利用し、無線通信で測定値（発電機の電流値）を送信する無線送信機能付き電流センサを提供することである。
　図１０は、無線送信側にある無線送信機能付きセンサユニット（無線センサモジュール）３０１の構成を示すブロック図である。図１０を参照して、このセンサユニット３０１は、発電機の出力電流を測定する電流検出部（電流センサ）３００と、抵抗３０２と、入力部３０４と、電流検出部３００によって測定された測定値を無線送信するための無線送信部５００と、アンテナ４００とを含む。たとえば、このセンサユニット３０１の一例として、無線送信機能付きクランプ型電流センサを挙げることができる。
　無線送信部５００は、電流検出部（電流センサ）３００のアナログ出力信号をデジタル信号に変換するＡ／Ｄ変換部５０２と、デジタル信号を制御するＣＰＵ（制御部）５０４と、無線通信用に高周波信号を発生させる無線送信回路部５０６とを含み、アンテナ４００を介して、この高周波信号を受信側（たとえば図１のデータサーバ３３０）に測定値（測定データ）を送信する。また、無線送信部５００は、内部の構成回路（たとえば、上述したＡ／Ｄ変換部５０２等）に電源を蓄電する蓄電部５１０をさらに含む。電流検出部３００で検出した被測定電線（たとえば発電機の出力電流）の交流電流成分により生じる磁界から電流を取り出し、この蓄電部５１０はこの電流を蓄電し、電源として利用する。なお、電流検出部３００を電流検出の目的として利用せず、この蓄電部５１０に電流を蓄電させることだけに用い、風力発電装置１０の状態を診断するために別のセンサ（たとえば振動センサ）を用いることもできる。
　また電流測定は、変流器方式のクランプ型のセンサユニット３０１の出力端子から出力される電流を、抵抗３０２を用いて、電圧に変換して入力する。抵抗値から決まる変流器方式の電流センサの電流対電圧の関係から電流値に変換する。
　なお、ここでは、無線送信部５００の電源として、蓄電部５１０を設けていると説明したが、これに限らずセンサユニット３０１全体の電源として用いてもよい。
　また、アンテナ４００は、送信されたまたは受信された電波の放射方向と放射強度との関係について無指向性を有するものであっても良いし、指向性を有するであっても良い。
　図１１は、無線受信側にある受信用機器（無線センサモジュール）６０１の構成の一例を示すブロック図である。図１１を参照して、受信用機器６０１（たとえば図２のモニタ装置８０）は、電波を受信するためのアンテナ６０２と、アンテナ６０２を介して受信した信号を変換する無線受信部７００と、変換された信号（測定データ）を出力する出力部６０４と、この測定データを収集・保存するデータ収集部６０６と、無線受信部７００に電源を供給するＤＣ電源６０８とを含む。なお、ＤＣ電源６０８は、無線受信部７００の電源として説明したが、これに限らず、受信用機器全体の電源として用いてもよい。
　無線受信部７００は、受信した信号を復調する無線受信回路部７０２と、無線受信回路部７０２を制御するＣＰＵ（制御部）７０４とを含む。
　測定データを送受信する無線通信の方式については、電波法による無線局の免許を受けることなく利用できる特定小電力無線を利用することもできる。この方式を設けることで、費用の低減を図ることができる。
　最後に、図等を用いて、実施の形態１，２について総括する。
　実施の形態１は、図１、図２の示すように、風力発電装置１０に設けられた機器４０～６０の異常を診断する状態監視システムであって、状態監視システムは、機器に設けられるセンサを含むモニタ装置８０と監視側制御装置（データサーバ）３３０と監視用端末３４０から構成され、診断前の第１の期間（学習期間）にモニタ装置８０が測定したデータを監視側制御装置に送信し、監視側制御装置は、送信されたデータ（しきい値生成用データ）に基づきしきい値を生成後、監視側制御装置は、第１の期間経過後の第２の期間（運用期間）に、モニタ装置８０によって収集されたデータとデータに対応するしきい値とに基づいて機器が異常か否かを診断し、診断結果は監視用端末３４０に表示される。
　好ましくは、しきい値設定用データは、風力発電装置１０の運転条件ごとに計測され、しきい値は、運転条件ごとに決定され、運転条件は、風速、主軸の回転速度、発電機軸の回転速度、発電量、発電機軸のトルクを示す物理量の少なくともいずれか１つによって規定される。
　好ましくは、測定データは、機器４０～６０の振動、機器４０～６０から発生するアコーステックエミッション、機器４０～６０の温度、機器４０～６０の動作音のいずれか１つに関するデータを含む。
　好ましくは、測定データは、機器４０～６０の状態を示す診断パラメータに変換され、診断パラメータは、実効値、ピーク値、平均値、クレストファクター、エンベロープ処理後の実効値、エンベロープ処理後のピーク値のいずれか１つを含む。
　好ましくは、モニタ装置８０は、インターネット３２０と接続可能な送信部を含み、送信部は、しきい値設定用データを送信し、データサーバ３３０は、しきい値設定用データのうちから統計的手法を用いて抽出した抽出データに基づき、しきい値を生成する。
　好ましくは、機器４０～６０は複数台あり、状態監視システムは、モニタ装置８０を制御する監視用端末３４０をさらに備え、監視用端末３４０は、診断の結果を表示するモニタを含み、モニタは、第２の期間において、監視側制御装置３３０により異常と診断された機器と、その機器の異常に関する情報とについて表示する。
　さらに好ましくは、モニタは、同一運転条件に対応する測定データを経時的に表示する。
　また、さらに好ましくは、しきい値設定用データは、風力発電装置１０の運転条件ごとに計測され、しきい値は、運転条件ごとに決定され、モニタは、データのうち最新のデータの周波数スペクトルと、測定データの運転条件と同一であってデータサーバ３３０に格納され、現在までしきい値を用いて正常と判断されたデータの振動スペクトルとを同時表示する。
　また、さらに好ましくは、しきい値設定用データは、風力発電装置１０の運転条件ごとに計測され、しきい値は、運転条件ごとに決定され、モニタは、データのうち最新のデータのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、データの運転条件と同一であってデータサーバ３３０に格納され、現在までしきい値を用いて正常と判断されたデータのエンベロープ処理後の周波数スペクトルとを同時表示する。
　また、さらに好ましくは、モニタは、データのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、予め算出された内輪欠陥周波数、外輪欠陥周波数および転動体欠陥周波数とを同時表示する。
　また、さらに好ましくは、モニタは、データの周波数スペクトルと、アンバランスおよびミスアライメントに関連した回転周波数および歯車のかみ合い周波数とを表示する。
　また、さらに好ましくは、モニタは、データのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、歯車のかみ合い周波数とを表示する。
　好ましくは、状態監視システムは、モニタ装置８０を制御する監視用端末３４０をさらに備え、監視用端末３４０から監視側制御装置３３０が診断に用いるしきい値を改定できる。
　次に、実施の形態２は、図１０、図１１に示すように、風力発電装置１０の状態を監視するセンサユニット３０１であって、風力発電装置１０に設けられた機器の出力電流の交流電流成分によって生じる磁界から無線通信に用いる電流を取り出す電流検出部３００と、センサユニット３０１によって監視した風力発電装置１０の状態を無線送信するための無線送信部５００とを備え、無線送信部５００は、無線送信部５００の電源として使用するために、電流検出部３００によって取り出された電流を蓄電する蓄電部５１０を含む。
　好ましくは、無線送信部５００は、風力発電装置１０の状態を示すアナログ信号をデジタル変換するＡ／Ｄ変換部５０２と、Ａ／Ｄ変換部５０２の出力を無線送信のために処理する処理部５０４と、処理部５０４によって処理された風力発電装置１０の状態を示すデジタル信号を送信するための無線送信回路部５０６とを含む。
　さらに好ましくは、電流検出部３００は、風力発電装置１０に設けられた発電機の出力電流から無線送信部５００に用いる電流を取り出す。
　また、さらに好ましくは、無線送信回路部５０６は、特定小電力無線を用いてデジタル信号を送信する。
　好ましくは、センサユニット３０１は、風力発電装置１０の状態を電波として放射するアンテナ４００をさらに備え、アンテナ４００は、電波の放射方向と放射強度との関係について無指向性を有する。
　好ましくは、センサユニット３０１は、風力発電装置１０の状態を電波として放射するアンテナ４００をさらに備え、アンテナ４００は、電波の放射方向と放射強度との関係について指向性を有する。
　［実施の形態３］
　実施の形態３は、風力発電装置用監視装置および監視方法に関するものであり、より特定的には、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部を監視する風力発電装置用監視装置および監視方法に関するものである。
　風力発電装置においては、運転監視装置（Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒｙ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ａｎｄ　Ｄａｔａ　Ａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎ：ＳＣＡＤＡ）や状態監視装置（Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　Ｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ：ＣＭＳ）などにより風車の運転状態が遠隔的に監視される。ＳＣＡＤＡでは、風車の発電量や風速などの運転情報が収集され、ＣＭＳでは、機器の損傷や劣化状態などが監視される。一方、このような監視装置の他の例としては、コンバインの穀粒排出装置において、穀粒の排出停止状態から排出駆動状態に運転状態を切り替える際に穀粒排出の状態を監視するモニタリング装置なども提案されている（たとえば、特開２００５－２３７３３８号公報参照）。
　風力発電装置においては、ＳＣＡＤＡやＣＭＳによる遠隔監視に加えて、作業者が自ら風車に登り、風車のタワー上方に設置されるナセルの内部を目視確認する検査が定期的（たとえば１月毎）に実施される。この場合、作業者が自ら風車に登り、ナセルの内部に格納された機器の損傷や劣化状態を目視確認する必要があるため、検査に長時間を要するという問題がある。したがって、作業者が風車に登ることなく、ナセルの内部の状態を遠隔的に目視確認することができれば、検査に要する作業時間が短縮され、その結果検査における作業負担を軽減することができる。
　実施の形態３は、上記課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部の検査における作業負担を軽減することが可能でかつ、風車の動作中でもリアルタイムに当該筐体の内部を検査することが可能な風力発電装置用監視装置および監視方法を提供することである。
　以下、より具体的に、図面に基づいて実施の形態３を説明する。
　まず、実施の形態３の風力発電装置の構成について説明する。図１２を参照して、実施の形態３の風力発電装置の風車８１０は、ブレード８２０と、筐体としてのナセル８３０と、タワー８４０と、主軸８５０と、増速機８６０と、発電機８７０と、主軸受８８０とを主に備えている。ナセル８３０の内部には、主軸８５０と、増速機８６０と、発電機８７０と、主軸受８８０と、撮影部としてのカメラ８９１が格納されている。カメラ８９１は、後述する実施の形態３の風力発電装置用監視装置を構成する。
　ナセル８３０は、地上（図示しない）に設置されたタワー８４０の上方、すなわち高所に設置されている。ブレード８２０は、ナセル８３０の外部に突出した主軸８５０の一端に接続されている。主軸８５０は、ナセル８３０内において主軸受８８０により軸周りに回転可能に支持されている。主軸８５０のブレード８２０が接続される一端とは反対側の他端には、増速機８６０が接続されている。主軸受８８０は、転がり軸受であって、たとえば自動調芯ころ軸受、円すいころ軸受、円筒ころ軸受、あるいは玉軸受などである。また、これらの軸受は、単列のものでも複列のものでもよい。
　増速機８６０は、ナセル８３０内において主軸８５０と発電機８７０との間に設けられている。増速機８６０は、主軸８５０の回転を増速し、出力軸８６１を介して増速された主軸８５０の当該回転を発電機８７０へ出力する。増速機８６０は、たとえば遊星ギヤや中間軸、高速軸などを含む歯車増速機構により構成される。発電機８７０は、増速機８６０の出力軸８６１に接続され、増速機８６０から出力された回転により発電する。発電機８７０は、たとえば誘導発電機である。
　次に、実施の形態３の風力発電装置の動作について説明する。図１２を参照して、まず、風力を受けてブレード８２０が回転することにより、ブレード８２０に接続された主軸８５０が主軸受８８０により支持されつつ回転する。主軸８５０の当該回転は、増速機８６０に伝達されて増速され、出力軸８６１の回転に変換される。そして、出力軸８６１の当該回転は発電機８７０に伝達され、電磁誘導作用により発電機８７０において起電力が発生する。このようにして、実施の形態３の風力発電機は動作する。
　次に、実施の形態３の風力発電装置用監視装置の構成について説明する。実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、上記実施の形態３の風力発電装置の風車８１０の主軸受８８０、増速機８６０および発電機８７０を格納するナセル８３０の内部を監視する風力発電装置用監視装置である。すなわち、実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、ナセル８３０のように高所に設置された風車のナセルの内部を監視する風力発電装置用監視装置である。図１３を参照して、実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、ナセル８３０の内部に配置される撮影部としてのカメラ８９１と、ナセル８３０の外部に配置される監視用コンピュータ８９０とを主に備えている。
　カメラ８９１は、たとえばナセル８３０内の天井部に固定して配置されており、ナセル８３０の内部の画像を取得する。カメラ８９１は、図１３中矢印に示すようにパンおよびチルトが可能に構成されている。カメラ８９１には、電源ケーブル８９３および通信ケーブル８９４が接続されており、カメラ８９１により取得されたナセル８３０の内部の画像は、通信ケーブル８９４を介してナセル８３０の外部に配置される監視用コンピュータ８９０に転送される。
　ナセル８３０の内部には、図１３に示すように一のカメラ８９１が配置されていてもよいし、また複数のカメラ８９１が配置されていてもよい。また、カメラ８９１は、ナセル８３０内の天井部に固定して配置されていてもよいがこれに限られるものではない。すなわち、カメラ８９１は、ナセル８３０の内部の画像を取得可能な位置に配置されていればよく、たとえばナセル８３０の底面部に固定して配置されていてもよい。また、カメラ８９１は、ナセル８３０の内部の外観状態を確認するための通常のカメラであってもよいが、これに限られるものではない。すなわち、カメラ８９１は、赤外線カメラであってもよく、特に監視対象物の温度分布を確認することができる赤外線サーモカメラであることが好ましい。また、複数のカメラ８９１がナセル８３０の内部に配置される場合には、通常のカメラと赤外線サーモカメラとがそれぞれ配置されてもよい。
　監視用コンピュータ８９０は、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の画像を表示する表示部としてのモニタ８９２を含み、たとえば風車から離れた地上の監視室（図示しない）内などに設置される。監視用コンピュータ８９０のコンピュータ本体８９５には、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の監視領域の画像を記憶する記憶部としてのメモリが搭載されている。一旦メモリに記憶された当該画像は、モニタ８９２に再度表示させることができる。また、監視用コンピュータ８９０は、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の画像に基づいて、ナセル８３０の内部に配置される回転部材としての主軸８５０や発電機軸の回転速度を検出することが可能に構成されている。
　次に、実施の形態３の監視方法について説明する。実施の形態３の監視方法は、上記実施の形態３の風力発電装置の風車８１０の主軸受８８０、増速機８６０および発電機８７０を格納するナセル８３０の内部を監視する監視方法であって、上記実施の形態３の風力発電装置用監視装置を用いて実施される。まず、図１２を参照して、風力発電装置のナセル８３０の内部に配置されるカメラ８９１によりナセル８３０の内部の画像が取得される。ここで、カメラ８９１が赤外線サーモカメラである場合には、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の画像は、ナセル８３０の内部の温度分布の情報を含んでいる。
　次に、ナセル８３０の外部に配置される監視用コンピュータ８９０のモニタ８９２に表示されるナセル８３０の内部の画像より、ナセル８３０の内部の状態が確認される。次に、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の監視領域の画像と、当該画像より前にカメラ８９１により取得され、コンピュータ本体８９５のメモリに記憶された当該監視領域の画像とを比較することにより、ナセル８３０の内部にある機器の損傷や劣化状態などがより詳細に確認される。そして、当該比較に基づき、ナセル８３０の内部の機器についてメンテナンスの要否などが判断される。このようにしてナセル８３０の内部の状態が確認され、実施の形態３の監視方法が完了する。
　以上のように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、風力発電装置の風車８１０のナセル８３０の内部の画像がカメラ８９１により取得され、当該画像がナセル８３０の外部に配置された監視用コンピュータ８９０のモニタ８９２に表示される。そのため、ナセル８３０の内部の検査において、作業者が高所に設置されるナセル８３０まで登りその内部を目視確認することなく、地上にある監視室内に設置された監視用コンピュータ８９０のモニタ８９２に表示される画像により、ナセル８３０の外部からその内部の状態を目視確認することができる。すなわち、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、ナセル８３０の内部を遠隔的に目視確認することが可能であり、その結果風力発電装置のナセル８３０の内部の検査における作業負担を軽減することができる。また、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、モニタ８９２に表示されたナセル８３０の内部の画像により、風車８１０の動作中でもナセル８３０の内部をリアルタイムに目視確認することができる。そのため、任意の時間に検査可能で、かつ検査周期をより短くすることが可能となる。このように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置によれば、風力発電装置の風車８１０の主軸受８８０、増速機８６０および発電機８７０を格納するナセル８３０の内部の検査における作業負担を軽減し、かつ風車８１０の動作中でもリアルタイムにナセル８３０の内部を検査することができる。
　また、上述のように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、カメラ８９１は、パンおよびチルトが可能に構成されていてもよい。これにより、ナセル８３０の内部においてカメラ８９１により画像を取得可能な範囲がより広くなる。
　また、上述のように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、カメラ８９１は、ナセル８３０の内部において固定して配置されていてもよいが、これに限られるものではない。すなわち、図１４に示すように、カメラ８９１が、ナセルの内部に設置されたベルト８９６上に配置され、駆動モータ８９８を動作させることにより、当該カメラ８９１がレール８９７に沿って図中矢印方向に移動可能に配置されていてもよい。これにより、カメラ８９１がパンおよびチルトが可能に構成される場合と同様に、ナセル８３０の内部においてカメラ８９１により画像を取得可能な範囲がより広くなる。さらに、カメラ８９１が、パンおよびチルトが可能でかつ、ナセル８３０の内部において移動可能に配置されている場合には、カメラ８９１により画像を取得可能な範囲が一層広くなる。なお、カメラ８９１のパンおよびチルト、ならびにレール８９７に沿った移動は、ナセル８３０の外部に配置された監視用コンピュータ８９０により制御可能となっている。
　また、上述のように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、カメラ８９１は、たとえば監視対象物の温度分布を確認することができる赤外線サーモカメラを含んでいてもよい。これにより、ナセル８３０の内部の外観状態に加えて、ナセル８３０の内部の温度分布をさらに確認することができる。その結果、ナセル８３０の内部の状態をより詳細に確認することができる。
　また、上述のように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の監視領域の画像を記憶する記憶部としてのメモリをさらに備えていてもよい。これにより、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の監視領域の画像と、当該画像よりも前にカメラ８９１により取得された当該監視領域の画像とを比較しつつ、ナセル８３０の内部の機器の損傷や劣化状態を確認することができる。その結果、ナセル８３０の内部の機器の損傷や劣化状態をより詳細に確認することができる。また、カメラ８９１として赤外線サーモカメラが採用される場合には、ナセル８３０の内部の一の温度分布の情報と、当該一の温度分布よりも前に取得されたナセル８３０の内部の他の温度分布の情報とを比較することにより、ナセル８３０の内部における温度分布の変化をより詳細に確認することができる。そして、得られた温度分布の変化の情報に基づいて、ナセル８３０の内部の機器の異常発生の有無などを判定することができる。
　また、上述のように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、カメラ８９１により取得されるナセル８３０の内部の主軸８５０や発電機軸の画像に基づいて、主軸８５０や発電機軸の回転速度を検出することが可能に構成されていてもよい。これにより、主軸８５０や発電機軸の回転速度を検出する回転検出器などの機構を別途設けることなく、主軸８５０や発電機軸の回転速度を検出することができる。
　以下、実施の形態３について総括する。
　実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部を監視する風力発電装置用監視装置であって、以下の構成を備えている。すなわち、実施の形態３の風力発電装置用監視装置は、筐体の内部に配置され、筐体の内部の画像を取得する撮影部と、筐体の外部に配置され、撮影部により取得される筐体の内部の画像が表示される表示部とを備えている。
　実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、風力発電装置の風車の筐体の内部の画像が撮影部により取得され、当該画像が筐体の外部に配置された表示部に表示される。そのため、筐体の内部の検査において、作業者が筐体内に入って直接その内部を目視確認することなく、筐体の外部に配置される表示部に表示される画像によりその内部の状態を目視確認することができる。その結果、風力発電装置の筐体の内部の検査における作業負担を軽減することができる。また、実施の形態３の風力発電装置用監視装置では、表示部に表示された筐体の内部の画像により、風車の動作中でも当該筐体の内部をリアルタイムに目視確認することができる。そのため、任意の時間に検査可能となり、かつ検査周期をより短くすることが可能となる。このように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置によれば、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部の検査における作業負担を軽減することが可能でかつ、風車の動作中でもリアルタイムに当該筐体の内部を検査することが可能な風力発電装置用監視装置を提供することができる。なお、筐体とは、風力発電装置の風車のナセルを意味する。
　上記風力発電装置用監視装置において、撮影部は、パンおよびチルトが可能に構成されていてもよい。また、撮影部は、筐体の内部において移動可能に配置されていてもよい。これにより、筐体の内部において撮影部により画像を取得することが可能な範囲がより広くなる。
　上記風力発電装置用監視装置において、撮影部は、赤外線サーモカメラを含んでいてもよい。これにより、筐体の内部の外観状態に加えて、筐体の内部の温度分布を確認することができる。その結果、筐体の内部の状態をより詳細に確認することができる。
　上記風力発電装置用監視装置は、撮影部により取得される筐体の内部の監視領域の画像を記憶する記憶部をさらに備えていてもよい。これにより、撮影部により取得される筐体の内部の監視領域の画像と、当該画像よりも前に撮影部により取得され、記憶部に記憶された筐体の内部の当該監視領域の画像とを比較することが可能となる。その結果、筐体の内部の状態をさらに詳細に確認することができる。
　上記風力発電装置用監視装置は、撮影部により取得される筐体の内部の画像に基づいて、筐体の内部に配置される回転部材の回転速度を検出することが可能に構成されていてもよい。これにより、回転部材の回転速度を検出するための機構を別途設けることなく、回転部材の回転速度を検出することができる。
　実施の形態３の監視方法は、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部を監視する監視方法であって、以下のステップを備えている。すなわち、実施の形態３の監視方法は、筐体の内部に配置される撮影部により筐体の内部の画像を取得するステップと、筐体の外部に配置される表示部に表示される筐体の内部の画像より、筐体の内部の状態を確認するステップとを備えている。
　実施の形態３の監視方法では、上記ステップにより筐体の内部の状態が確認されるため、筐体の内部の検査において、作業者が筐体内に入って直接その内部を目視確認することなく、筐体の外部に配置される表示部に表示される画像によりその内部の状態を目視確認することができる。その結果、風力発電装置の筐体の内部の検査における作業負担を軽減することができる。また、実施の形態３の監視方法では、表示部に表示される筐体の内部の画像により、風車の動作中でも当該筐体の内部をリアルタイムに目視確認することができる。そのため、任意の時間に検査可能となり、かつ検査周期をより短くすることが可能となる。このように、実施の形態３の監視方法によれば、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部の検査における作業負担を軽減することが可能でかつ、風車の動作中でもリアルタイムに当該筐体の内部を検査することが可能な監視方法を提供することができる。
　上記監視方法において、撮影部により取得される筐体の内部の画像は、筐体の内部の温度分布の情報を含んでいてもよい。これにより、筐体の内部の状態をより詳細に確認することができる。
　上記監視方法は、撮影部により取得される筐体の内部の監視領域の画像と、当該画像よりも前に撮影部により取得された当該監視領域の画像とを比較することにより、筐体の内部の状態を確認するステップをさらに備えていてもよい。これにより、筐体の内部の状態をさらに詳細に確認することができる。
　以上の説明から明らかなように、実施の形態３の風力発電装置用監視装置および監視方法によれば、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部の検査における作業負担を軽減することが可能でかつ、風車の動作中でもリアルタイムに当該筐体の内部を検査することが可能な風力発電装置用監視装置および監視方法を提供することができる。
　今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
　本発明の風力発電装置用監視装置および監視方法は、風力発電装置の風車の主軸受、増速機および発電機を格納する筐体の内部の検査における作業負担を軽減することが要求される風力発電装置用監視装置および監視方法において、特に有利に適用され得る。
　１０　風力発電装置、２０　主軸、３０　ブレード、４０　増速機、５０　発電機、６０　主軸受、７０Ａ～７０Ｈ　センサ、８０　モニタ装置、９０　ナセル、１００　タワー、３００　電流検出部、３０１　センサユニット、３０２　抵抗、３０４　入力部、３２０　インターネット、３３０　データサーバ、３３０　監視側制御装置、３４０　監視用端末、４００，６０２　アンテナ、５００　無線送信部、５０２　Ａ／Ｄ変換部、５０４　処理部、５０６　無線送信回路部、５１０　蓄電部、６０１　受信用機器、６０４　出力部、６０６　データ収集部、６０８　電源、７００　無線受信部、７０２　無線受信回路部、８１０　風車、８２０　ブレード、８３０　ナセル、８４０　タワー、８５０　主軸、８６０　増速機、８６１　出力軸、８７０　発電機、８８０　主軸受、８９０　監視用コンピュータ、８９１　カメラ、８９２　モニタ、８９３　電源ケーブル、８９４　通信ケーブル、８９５　コンピュータ本体、８９６　ベルト、８９７　レール、８９８　駆動モータ。

Claims (10)

  1. 　風力発電装置に設けられた機器の異常を診断する状態監視システムであって、
    　前記機器に設けられるセンサを含むモニタ装置と、
    　前記モニタ装置が前記機器の異常を診断するために使用するしきい値を設定し、前記しきい値に基づいて前記機器の異常を診断する監視側制御装置と、
    前記機器の状態を監視する監視用端末装置とを備え、
    　前記モニタ装置は、前記診断前の第１の期間に計測したしきい値設定用データを前記監視側制御装置へ送信し、
    　前記監視側制御装置は、前記しきい値設定用データに基づき、前記しきい値を生成し、
    　前記モニタ装置は、前記第１の期間経過後の第２の期間に、測定したデータを前記監視側制御装置に送信し、
    前記監視側制御装置は、前記データと前記データに対応する前記しきい値とに基づいて前記機器が異常か否かを診断し、前記監視用端末装置に診断の結果を送信する、状態監視システム。
  2. 　前記しきい値設定用データは、前記風力発電装置の運転条件ごとに計測され、
    　前記しきい値は、前記運転条件ごとに決定され、
    　前記運転条件は、風速、主軸の回転速度、発電機軸の回転速度、発電量、発電機軸のトルクを示す物理量の少なくともいずれか１つによって規定される、請求項１に記載の状態監視システム。
  3. 　前記データは、前記機器の振動、前記機器から発生するアコーステックエミッション、前記機器の温度、前記機器の動作音のいずれか１つに関するデータを含む、請求項１に記載の状態監視システム。
  4. 　前記データは、前記機器の状態を示す診断パラメータに変換され、
    　前記診断パラメータは、実効値、ピーク値、平均値、クレストファクター、エンベロープ処理後の実効値、エンベロープ処理後のピーク値のいずれか１つを含む、請求項１に記載の状態監視システム。
  5. 　前記モニタ装置は、
    　インターネットと接続可能な送信部を含み、
    　前記送信部は、前記しきい値設定用データを送信し、
    　前記監視側制御装置は、
    　前記しきい値設定用データのうちから統計的手法を用いて前記しきい値を生成する、請求項１に記載の状態監視システム。
  6. 　前記状態監視システムは、
    　前記モニタ装置を制御する監視用端末をさらに備え、
    　前記監視用端末から前記監視側制御装置が診断に用いるしきい値を改定できる、請求項１に記載の状態監視システム。
  7. 　前記機器は複数であり、
    　前記状態監視システムは、
    　前記モニタ装置を制御する監視用端末をさらに備え、
    　前記監視用端末は、
    　前記診断の結果を表示する表示部を含み、
    　前記表示部は、
    　前記第２の期間において、前記機器のうち前記監視側制御装置により異常と診断された
    機器と、前記機器の異常に関する情報とについて表示する、請求項１に記載の状態監視システム。
  8. 　前記表示部は、同一運転条件に対応する前記データを経時的に表示する、請求項７に記載の状態監視システム。
  9. 　前記しきい値設定用データは、前記風力発電装置の運転条件ごとに計測され、
    　前記しきい値は、前記運転条件ごとに決定され、
    　前記表示部は、
    　前記データのうち最新のデータの周波数スペクトルと、前記データの前記運転条件と同一であって前記監視側制御装置に格納され、現在まで前記しきい値を用いて正常と判断されたデータの周波数スペクトルとを同時表示する、請求項７に記載の状態監視システム。
  10. 　前記しきい値設定用データは、前記風力発電装置の運転条件ごとに計測され、
    　前記しきい値は、前記運転条件ごとに決定され、
    　前記表示部は、前記データのうち最新のデータのエンベロープ処理後の周波数スペクトルと、前記データの前記運転条件と同一であって前記監視側制御装置に格納され、現在まで前記しきい値を用いて正常と判断されたデータのエンベロープ処理後の周波数スペクトルとを同時表示する、請求項７に記載の状態監視システム。
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