WO2020240657A1 - 検出装置、検出方法、及びプログラム - Google Patents

検出装置、検出方法、及びプログラム Download PDF

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WO2020240657A1
WO2020240657A1 PCT/JP2019/020879 JP2019020879W WO2020240657A1 WO 2020240657 A1 WO2020240657 A1 WO 2020240657A1 JP 2019020879 W JP2019020879 W JP 2019020879W WO 2020240657 A1 WO2020240657 A1 WO 2020240657A1
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WO
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wind speed
wind
power generator
information
unit
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/020879
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English (en)
French (fr)
Inventor
和徳 池田
謙司 吉水
勇樹 見村
賀浩 谷山
Original Assignee
株式会社東芝
東芝エネルギーシステムズ株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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Publication date
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Priority to PCT/JP2019/020879 priority patent/WO2020240657A1/ja
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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
    • 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

  • Embodiments of the present invention relate to detection devices, detection methods, and programs.
  • wind turbine blades (hereinafter simply referred to as blades) are constantly affected by lightning strikes and fluctuating winds, and therefore tend to be tired or damaged.
  • Technology to detect blade damage is important because downtime due to component failure in wind turbines leads to increased downtime.
  • AE Acoustic Emission
  • AE Acoustic Emission
  • AE a phenomenon in which elastic energy stored inside is emitted as sound waves (elastic waves, AE waves) when a material is deformed or broken.
  • some methods have adopted a method of measuring the amount of blade deformation and changes over time using a non-contact displacement meter such as a laser displacement sensor.
  • blade damage is detected by comparing the amount of blade deformation estimated when the blade is healthy (that is, undamaged) with the amount of blade deformation actually measured. can do.
  • the load acting on the blade is estimated from the wind speed of the wind received by the blade, and the amount of deformation of the blade when the blade is healthy is derived from the estimated load. Further, regarding the wind received by the blade, it was assumed that the wind speed at one point measured by the sensor was uniformly distributed in the height direction of the wind power generator.
  • An object to be solved by the present invention is to provide a detection device, a detection method, and a program capable of accurately detecting damage to a blade even when the wind speed differs depending on the height.
  • the detection device of the embodiment includes a wind speed information acquisition unit, a load information acquisition unit, an estimation unit, and a detection unit.
  • the wind speed information acquisition unit acquires wind speed information indicating the wind speed at a predetermined position of the wind power generator.
  • the load information acquisition unit acquires load information for deriving the load received by the wind power generator.
  • the estimation unit estimates the wind speed distribution showing the relationship between the height of the wind power generator and the wind speed in the horizontal direction based on the wind speed information and the load information.
  • the detection unit estimates the load acting on the blade portion of the wind power generator based on the wind velocity distribution, and based on the estimated load, indicates the amount of deformation that should occur when the blade portion is sound. Damage to the blade portion is calculated by calculating the amount and comparing the deformation amount at the time of sound with the actual deformation amount indicating the deformation amount of the blade portion measured by the measuring unit that measures the deformation amount of the blade portion. Is detected.
  • FIG. 6 is a schematic view of the wind power generator 100 of the first embodiment as viewed from the side.
  • the block diagram which shows the example of the structure of the detection apparatus 200 of 1st Embodiment.
  • the figure which shows the example of the structure of the displacement information 221 of the 1st Embodiment.
  • the figure which shows the example of the structure of the wind speed information 222 of 1st Embodiment.
  • the figure which shows the example of the structure of the location information 223 of the 1st Embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic view of the wind power generator 100A of the second embodiment as viewed from the side.
  • the block diagram which shows the example of the structure of the detection apparatus 200A of 2nd Embodiment.
  • the figure which shows the example of the structure of the distortion information 225 of the 2nd Embodiment.
  • the flowchart which shows the flow of the process performed by the detection apparatus 200A of the 2nd Embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a configuration of a wind power generation system 1 to which the detection device 200 of the first embodiment is applied.
  • FIG. 2 is a schematic view of the wind power generator 100 of the first embodiment as viewed from the side.
  • the wind power generation system 1 includes, for example, a wind power generator 100 and a detection device 200.
  • the wind power generator 100 is a generator that generates electricity using wind power.
  • the detection device 200 is a device that detects damage to the blade portion 110 in the wind power generator 100.
  • the wind power generator 100 includes, for example, a blade portion 110, a hub portion 120, a nacelle portion 130, and a tower portion 140.
  • the blade portion 110 is a blade of a wind turbine that is radially supported by the hub portion 120 and rotates in response to the wind.
  • the hub portion 120 is supported radially by the blade portion 110 and is rotatably supported by the nacelle portion 130.
  • the nacelle unit 130 rotatably supports the hub unit 120 and houses a mechanism (generator, speed increaser, etc.) for generating power by using the power generated by the rotation.
  • the tower portion 140 supports the nacelle portion 130 at a predetermined height from the ground.
  • the displacement sensor 150 and the wind speed sensor 160 are provided in the nacelle portion 130.
  • the displacement sensor 150 is an example of a “measuring unit”.
  • the displacement sensor 150 measures the amount of deformation of the blade portion 110.
  • the amount of deformation here is an amount in which the blade portion 110 receives a load due to the wind (wind load) and moves in the direction of the wind.
  • the distribution of the wind speed in the wind power generator 100 (hereinafter referred to as the wind speed distribution) is the distribution W1
  • the distribution of the wind load in the blade portion 110 (hereinafter referred to as the wind load distribution) is the distribution W2.
  • the wind speed distribution here is a function showing the relationship between the height in the height direction (Z-axis direction) and the wind speed of the wind blowing in the horizontal direction (for example, the Y-axis direction).
  • the wind load distribution is a function showing the relationship between the height in the height direction (Z-axis direction) and the horizontal load (wind load) acting on the blade portion 110 by the wind blowing in the horizontal direction.
  • the blade portion 110 receives the wind load indicated by the distribution W2 on the blade surface, and moves from the position of the blade portion 110 # indicated by the dotted line to the position of the blade portion 110 indicated by the solid line.
  • the displacement sensor 150 measures the amount of deformation according to the amount of movement.
  • the displacement sensor 150 includes, for example, a distance sensor, a control unit, and a communication unit.
  • the distance sensor is, for example, a non-contact type distance sensor that irradiates a target with a laser and measures the distance to the object according to the time required for the irradiated laser to receive the reflected light reflected by the object. is there.
  • the distance sensor is installed so that the laser is emitted in the direction of the surface of revolution.
  • the rotating surface is a surface drawn by the blade portion 110 in response to the rotation of the hub portion 120. In the example of FIG. 2, the case where the laser irradiation port of the distance sensor is attached to the outside of the nacelle portion 130 so as to face the direction of the rotating surface is shown.
  • the distance sensor of the displacement sensor 150 measures the distance from the distance sensor to the blade portion 110 each time the irradiated laser is blocked by the blade portion 110.
  • the control unit of the displacement sensor 150 calculates the amount of movement in the horizontal direction by using the Pythagorean theorem based on the difference between the distance measured by the distance sensor and the reference value, thereby calculating the amount of deformation in the blade unit 110. Is derived.
  • the reference value here is the distance from the distance sensor to the blade portion 110 in a reference state in which the blade portion 110 is not moving due to the wind load.
  • the communication unit of the displacement sensor 150 transmits the amount of deformation of the blade unit 110 led out by the control unit to the detection device 200.
  • the wind speed sensor 160 measures the wind speed at a predetermined position in the wind power generator 100.
  • the wind speed sensor 160 is installed in the nacelle unit 130, for example, and measures the wind speed of the wind blowing in the horizontal direction at the installed position.
  • the wind speed sensor 160 includes a communication unit and transmits information indicating the measured wind speed to the detection device 200.
  • FIG. 3 is a block diagram showing an example of the configuration of the detection device 200 of the first embodiment.
  • the detection device 200 includes, for example, a communication unit 210, a storage unit 220, and a control unit 230.
  • the communication unit 210 receives the deformation amount measured by the displacement sensor 150 and the wind speed measured by the wind speed sensor 160.
  • the communication method between the communication unit 210 and the sensor may be arbitrary, but for example, communication using a communication network such as the Internet, wireless communication such as specific low power, or an optical fiber cable may be used. It may be performed by the wired communication used. In addition, communication may be performed by combining these.
  • the storage unit 220 is, for example, an HDD (Hard Disk Drive), a flash memory, a RAM (Random Access Memory), or the like. Displacement information 221 and wind speed information 222, location information 223, and weather information 224 are stored in the storage unit 220.
  • HDD Hard Disk Drive
  • flash memory a flash memory
  • RAM Random Access Memory
  • the displacement information 221 is information indicating the amount of deformation of the blade portion 110, for example, the amount of displacement measured by the displacement sensor 150, or information indicating the time-series change of the amount of displacement.
  • the wind speed information 222 is information indicating the wind speed at a predetermined position in the wind power generator 100, for example, the wind speed measured by the wind speed sensor 160 or the information indicating the time-series change of the wind speed.
  • Location information 223 is information regarding the location of the wind power generator 100.
  • the location information 223 is, for example, information indicating a place where the wind power generator 100 is constructed and the environment around the place.
  • the location information 223 is, for example, information indicating whether the wind power generator 100 is constructed on a flat land, a mountain, or an ocean.
  • the location information 223 is, for example, information indicating whether or not a wind turbine (wind power generator) is constructed at a location close to the wind power generator 100.
  • the wind speed distributions differ from each other in each terrain of flat land, mountain, or ocean.
  • the flow of wind that has passed through the wind turbines installed upwind may be disturbed, and it is known that the turbulence affects the wind turbines installed downwind.
  • the wind conditions in the wind power generator 100 differ depending on whether or not there is a wind turbine in the place where the wind power generator 100 is constructed or in the vicinity thereof. If the wind conditions in the wind power generator 100 are different, naturally, the load received by the wind power generator 100 from the wind is different. That is, the location information 223 can be said to be information for deriving the load received by the wind power generator 100 from the wind, and is an example of "load information”.
  • Meteorological information 224 is information indicating the weather in the area where the wind power generator 100 is constructed.
  • the weather information 224 is information indicating, for example, the current season, weather, temperature, humidity, atmospheric pressure, wind speed, wind direction, future weather forecast, wind condition forecast, etc. in the area.
  • the weather information 224 can be said to be information for deriving the load received by the wind power generator 100 from the wind, and is another example of the "load information".
  • the control unit 230 includes, for example, a displacement information acquisition unit 231, a wind speed information acquisition unit 232, a location information acquisition unit 233, a weather information acquisition unit 234, a wind speed distribution estimation unit 235, and a damage detection unit 236.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 is an example of the "estimation unit”.
  • the damage detection unit 236 is an example of a “detection unit”.
  • the components constituting the control unit 230 are realized, for example, by executing a program (software) by a hardware processor such as a CPU (Central Processing Unit). Some or all of these components are hardware (circuit section; It may be realized by (including circuits), or it may be realized by the cooperation of software and hardware.
  • the program may be stored in advance in a storage device (a storage device including a non-transient storage medium) such as an HDD (Hard Disk Drive) or a flash memory, or a removable storage device such as a DVD or a CD-ROM. It is stored in a medium (non-transient storage medium) and may be installed by mounting the storage medium in a drive device.
  • the displacement information acquisition unit 231 acquires the amount of displacement (an example of "displacement information") in the blade unit 110.
  • the displacement information acquisition unit 231 acquires, for example, the displacement amount measured by the displacement sensor 150 via the communication unit 210.
  • the displacement information acquisition unit 231 may acquire the displacement amount in the blade unit 110 by referring to the displacement information 221 stored in the storage unit 220.
  • the displacement information acquisition unit 231 outputs the acquired displacement amount to the damage detection unit 236.
  • the wind speed information acquisition unit 232 acquires the wind speed (an example of "wind speed information") at a predetermined position in the wind power generator 100.
  • the wind speed information acquisition unit 232 acquires, for example, the wind speed measured by the wind speed sensor 160 via the communication unit 210.
  • the wind speed information acquisition unit 232 may acquire the wind speed at a predetermined position in the wind power generator 100 by referring to the wind speed information 222 stored in the storage unit 220.
  • the wind speed information acquisition unit 232 outputs the acquired wind speed to the wind speed distribution estimation unit 235.
  • the location information acquisition unit 233 acquires information on the location of the wind power generator 100 (an example of "location information").
  • the location information acquisition unit 233 acquires information on the location of the wind power generator 100 by referring to the location information 223 stored in the storage unit 220, for example.
  • the location information acquisition unit 233 may acquire information on the location of the wind power generator 100 from an external distribution server device or the like via the communication unit 210.
  • the distribution server device stores, for example, information on the location of the wind power generator 100 managed by the wind power generation system 1, and receives information on the location of the wind power generator 100 in response to a request from the detection device 200. Send to.
  • the location information acquisition unit 233 outputs the acquired information regarding the location to the wind speed distribution estimation unit 235.
  • the weather information acquisition unit 234 acquires information indicating the weather in the area where the wind power generator 100 is constructed (an example of "weather information").
  • the weather information acquisition unit 234 acquires information indicating the weather in the area where the wind power generator 100 is constructed, for example, by referring to the weather information 224 stored in the storage unit 220.
  • the weather information acquisition unit 234 may acquire information indicating the weather in the area where the wind power generator 100 is constructed from an external distribution server device or the like via the communication unit 210.
  • the distribution server device stores, for example, information indicating the weather in various areas, and transmits the information indicating the weather in the wind power generator 100 to the detection device 200 in response to a request from the detection device 200.
  • the weather information acquisition unit 234 outputs information indicating the acquired weather to the wind speed distribution estimation unit 235.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 is based on information indicating the wind speed acquired by the wind speed information acquisition unit 232, information on the location acquired by the location information acquisition unit 233, and information indicating the weather acquired by the weather information acquisition unit 234. The wind speed distribution in the wind power generator 100 is estimated.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 uses known numerical fluid analysis technology (for example, "Latest technology for wind power generation Dn system", Kahiro Taniyama, Toshimasa Yamada, Norihito Ogasawara, Toshiba Review Vol.74 No. 1, January 2019 ) Is used to estimate the wind conditions around the wind power generator 100.
  • the wind condition can be estimated in consideration of the effects of turbulence caused by the terrain on which the wind power generator 100 is constructed and the turbulence of the wind flow that occurs after passing through the wind turbine. it can.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 performs wind condition analysis (simulation) in advance, for example, simulating a combination of various location conditions and meteorological conditions that can be assumed in the wind power generator 100.
  • the location condition here is related to the terrain in which the wind power generator 100 is located, and indicates the information corresponding to the information regarding the location acquired by the location information acquisition unit 233, that is, the terrain such as flat land, mountains, and ocean. Information is desirable.
  • the meteorological conditions here relate to the weather in the area where the wind power generator 100 is constructed, and correspond to the information indicating the weather acquired by the meteorological information acquisition unit 234.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 stores, for example, information indicating the wind conditions according to the combination of the location conditions and the weather conditions in a database (not shown) as a result of performing the wind condition analysis.
  • the result of performing the wind condition analysis is information indicating the condition of the wind blowing on the wind power generator 100, which is estimated according to the combination of the location condition and the weather condition of the wind power generator 100.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 refers to the database based on the information on the location acquired by the location information acquisition unit 233 and the information indicating the weather acquired by the weather information acquisition unit 234.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 acquires the result of performing the wind condition analysis corresponding to the combination of the information on the location and the information indicating the weather from the database.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 estimates the wind speed distribution in the wind power generator 100 so that the result of performing the wind condition analysis acquired from the database and the information indicating the wind speed acquired by the wind speed information acquisition unit 232 match. ..
  • the wind speed distribution estimation unit 235 acquires, for example, the rate of change of the wind speed in the height direction from the result of performing the wind condition analysis.
  • the wind speed at the height at which the wind speed sensor 160 is installed matches the wind speed acquired by the wind speed information acquisition unit 232, and the rate of change of the wind speed at the height performs wind condition analysis.
  • the wind speed distribution in the wind power generator 100 is estimated so as to match the rate of change obtained from the above results.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 outputs information indicating the estimated wind speed distribution in the wind power generator 100 to the damage detection unit 236.
  • the damage detection unit 236 detects damage to the blade unit 110.
  • the damage detection unit 236 detects whether or not the blade unit 110 is damaged as damage to the blade unit 110, and if the blade unit 110 is damaged, whether or not the damage is progressing.
  • the damage detection unit 236 includes a deformation amount that is considered to occur when the blade unit 110 is sound (hereinafter referred to as a healthy deformation amount) and an actually measured change amount of the blade unit 110 (hereinafter referred to as an actual deformation amount). ), And if the difference between the two is equal to or greater than a predetermined threshold value, it is determined that the blade portion 110 is damaged. On the other hand, the damage detection unit 236 determines that the blade unit 110 is not damaged when the difference between the two is less than a predetermined threshold value.
  • the damage detection unit 236 determines that the damage is progressing when the rate of change of the actual deformation amount in the blade unit 110 with time is equal to or more than a predetermined threshold value. To do. On the other hand, when the rate of change is less than a predetermined threshold value, the damage detection unit 236 determines that the damage has not progressed.
  • the damage detection unit 236 determines whether or not the blade unit 110 is damaged will be described in detail.
  • the magnitude of the wind speed received by the blade portion 110 and the magnitude of the wind load received by the blade portion 110 are the same. That is, if the wind speed received by the blade portion 110 is relatively high, the wind load acting on the blade portion 110 is relatively large, and if the wind speed received by the blade portion 110 is relatively low, the wind load acting on the blade portion 110 is relatively large. It will be small.
  • the damage detection unit 236 first estimates the wind load distribution in the blade unit 110 based on the wind speed distribution of the wind power generator 100 estimated by the wind speed distribution estimation unit 235. For example, the damage detection unit 236 stores a proportional constant indicating the ratio of the wind speed and the wind load in advance, and derives the wind load distribution by calculating the wind load obtained by multiplying the wind speed shown in the wind speed distribution by the proportional constant. To do.
  • the proportional constant used here may be one constant or may be composed of a set of a plurality of different constants set according to the wind speed.
  • the damage detection unit 236 calculates the amount of deformation at sound for each height of the blade unit 110 based on the derived wind load distribution and the design value of the flexural rigidity of the blade unit 110. Then, the damage detection unit 236 compares the healthy deformation amount at the height corresponding to the actual deformation amount and the actual deformation amount among the calculated healthy deformation amounts for each height. The damage detection unit 236 determines whether or not the blade unit 110 is damaged according to the difference between the two.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of the configuration of the displacement information 221 in the first embodiment.
  • the displacement information 221 includes items such as a time and a displacement amount.
  • the time indicates the time when the displacement amount was measured.
  • the displacement amount indicates the displacement amount measured by the displacement sensor 150.
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of the configuration of the wind speed information 222 in the first embodiment.
  • the wind speed information 222 includes items such as a time and a wind speed.
  • the time indicates the time when the wind speed was measured.
  • the wind speed indicates the wind speed measured by the wind speed sensor 160.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of the configuration of the location information 223 in the first embodiment.
  • the location information 223 includes, for example, an item of location and a proximity wind turbine.
  • the location has flatland, mountainous, and marine items, and a check mark is shown on the terrain where the wind power generator 100 is constructed.
  • the proximity wind turbine has, for example, an item with or without an item, and a check mark is indicated according to the presence or absence of the wind turbine installed in the vicinity of the wind power generator 100. Even if the location information 223 provides more detailed information about the location, for example, information indicating whether the wind power generator 100 is installed on the mountaintop or on the slope in the mountainous terrain. Good. Further, in the location information 223, when there is a proximity wind turbine, information indicating in which direction the proximity wind turbine is installed when viewed from the wind power generator 100 may be indicated.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of the configuration of the weather information 224 in the first embodiment.
  • the weather information 224 includes items such as a date and time, a season, a weather, and a wind direction. At daytime, the date and time when the weather was announced or predicted is indicated. The season indicates the season corresponding to the date and time. The weather indicates the weather announced at that date and time and the weather predicted at that date and time. The wind direction indicates the wind direction announced at that date and time and the wind direction predicted at that date and time. In addition to this, the weather information 224 may include information indicating wind speed, humidity, atmospheric pressure, and the like.
  • FIG. 8 is a flowchart showing a flow of processing performed by the detection device 200 of the first embodiment.
  • the detection device 200 acquires the location information 223 by the location information acquisition unit 233 (step S100).
  • the detection device 200 acquires the weather information 224 by the weather information acquisition unit 234 (step S101).
  • the detection device 200 acquires wind speed information 222 by the wind speed information acquisition unit 232 (step S102).
  • the detection device 200 estimates the wind speed distribution based on the database that stores the analysis result of the wind condition analysis by the wind speed distribution estimation unit 235 (step S103).
  • the wind speed distribution estimation unit 235 acquires the analysis results of the wind condition analysis corresponding to the location information 223 and the weather information 224 from the database, and matches the acquired analysis results with the wind speed information 222 to obtain the wind speed distribution in the wind power generator 100. To estimate.
  • the detection device 200 estimates the wind load distribution in the blade unit 110 by the damage detection unit 236 using the estimated wind speed distribution (step S104).
  • the detection device 200 acquires the design value of the flexural rigidity of the sound blade unit 110 by the damage detection unit 236 (step S105).
  • the detection device 200 may acquire the design value of the flexural rigidity from an external server device or the like via the communication unit 210, or the storage unit 220 or the like stores information indicating the design value of the flexural rigidity in advance. , The information may be acquired from the storage unit 220.
  • the detection device 200 calculates the deformation amount (A) at the time of sound by the damage detection unit 236 using the wind load distribution estimated in step S104 and the design value acquired in step S105 (step S106). Further, the detection device 200 acquires the actual deformation amount (B) by acquiring the displacement information 221 by the displacement information acquisition unit 231 (step S107).
  • the detection device 200 determines whether or not the difference between the healthy deformation amount (A) and the actual deformation amount (B) is less than a predetermined threshold value (described as A ⁇ B in FIG. 8) by the damage detection unit 236. (Step S108). When the difference is less than a predetermined threshold value, that is, A ⁇ B, the damage detection unit 236 determines that the blade unit 110 is not damaged (step S110). When the difference is equal to or greater than a predetermined threshold value, the damage detection unit 236 determines whether or not the rate of increase over time in the actual deformation amount (B) is equal to or greater than the predetermined threshold value (step S109).
  • the damage detection unit 236 determines that the blade unit 110 is damaged and the damage has not progressed (step S111).
  • the damage detection unit 236 determines that the blade unit 110 is damaged and the damage is progressing (step S112). ..
  • the detection device 200 of the first embodiment includes a wind speed information acquisition unit 232, a location information acquisition unit 233 (an example of a "load information acquisition unit"), and a weather information acquisition unit 234 ("load information").
  • the wind speed information acquisition unit 232 acquires the wind speed information 222.
  • the wind speed information 222 is information indicating the wind speed at a predetermined position of the wind power generator 100.
  • the location information acquisition unit 233 acquires the location information 223.
  • the location information 223 is an example of information regarding the load received by the wind power generator 100, and is information regarding the location of the wind power generator 100.
  • the weather information acquisition unit 234 acquires the weather information 224.
  • the weather information 224 is an example of information on the load received by the wind power generator 100, and is information on the weather at the place where the wind power generator 100 is constructed.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 estimates the wind speed distribution in the wind power generator 100 based on the wind speed information 222, the location information 223, and the weather information 224.
  • the damage detection unit 236 detects damage to the blade unit 110.
  • the damage detection unit 236 estimates the wind load distribution in the blade unit 110 based on the wind speed distribution, and compares the healthy deformation amount according to the estimated wind load distribution with the actual deformation amount according to the displacement information 221. Detects damage to the blade portion 110.
  • the detection device 200 in the first embodiment can estimate the wind speed distribution and can detect the damage of the blade portion 110 without assuming that the wind speed is uniform in the height direction. If the wind speed distribution can be estimated accurately, it is possible to detect the damage of the blade portion 110 with higher accuracy.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 can easily estimate the wind speed distribution in the wind power generator 100 by referring to the database and using the result of the simulation in advance. Is.
  • the damage detection unit 236 determines that there is damage in the blade unit 110
  • the damage is caused by determining whether or not the damage is progressing. It is possible to accurately determine the response of the case according to the progress of the damage.
  • the present embodiment is different from the above-described first embodiment in that damage to the blade portion 110 is detected by using the strain of the tower portion 140.
  • FIG. 9 is a schematic view of the wind power generator 100A of the second embodiment as viewed from the side.
  • the wind power generation system 1A includes a plurality of strain sensors 170 (strain sensors 170-1 to 170-5).
  • the strain sensor 170 is provided at a position corresponding to a predetermined height in the tower portion 140.
  • the strain sensor 170 measures the strain generated at a predetermined height in the tower portion 140 provided with the strain sensor 170.
  • the strain sensor 170 is, for example, a strain gauge whose electrical resistance changes according to the strain generated in an object, and outputs an electric signal according to the strain.
  • the strain sensor 170 includes a communication unit and transmits information indicating the measured strain amount to the detection device 200.
  • the wind speed distribution (distribution W1) in the wind power generator 100A is assumed.
  • the wind load distribution (distribution W2) in the blade portion 110 can be estimated based on the assumed wind speed distribution (distribution W1).
  • the load distribution acting on the tower portion 140 (hereinafter referred to as the load distribution) can be estimated as the distributions W3 and W4.
  • the load distribution here is a function showing the relationship between the height in the height direction (Z-axis direction) and the load in the horizontal direction (for example, the Y-axis direction) acting on the tower portion 140.
  • the load distribution acting on the tower portion 140 includes the distribution of the horizontal load acting on the tower portion 140 due to the wind blowing in the horizontal direction (distribution W3) and the load distribution from the blade portion 110 to the tower portion 140 via the nacelle portion 130.
  • the horizontal load distribution (distribution W4) that acts is included.
  • the strain sensor 170 measures the amount of strain according to the height direction of the tower unit 140, and the strain distribution (hereinafter referred to as strain distribution) can be derived based on the measured strain amount. (For example, distribution W5).
  • FIG. 10 is a block diagram showing an example of the configuration of the detection device 200A of the second embodiment.
  • the detection device 200A includes, for example, a communication unit 210, a storage unit 220A, and a control unit 230A.
  • Distortion information 225 is stored in the storage unit 220A.
  • the strain information 225 is information indicating the strain amount of the tower unit 140, for example, information indicating the strain amount for each height measured by the strain sensor 170, or information indicating a time-series change in the strain amount for each height. Is.
  • the control unit 230A includes a wind speed distribution estimation unit 235A and a strain information acquisition unit 237.
  • the strain information acquisition unit 237 is an example of the “load information acquisition unit”.
  • the strain information acquisition unit 237 acquires information (an example of "tower deformation amount information”) indicating the strain amount (an example of "deformation amount”) in the tower unit 140.
  • the strain information acquisition unit 237 acquires, for example, the amount of strain measured by the strain sensor 170 via the communication unit 210.
  • the strain information acquisition unit 237 may acquire the strain amount in the tower unit 140 by referring to the strain information 225 stored in the storage unit 220.
  • the strain information acquisition unit 237 outputs the acquired strain amount to the wind speed distribution estimation unit 235A.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A assumes the wind speed distribution (distribution W1) in the wind power generator 100A and corrects the assumed wind speed distribution (distribution W1) so as to match the actually measured measured value.
  • the wind speed distribution in the machine 100 is estimated.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A estimates the load distribution (distribution W3, W4) acting on the tower unit 140 based on, for example, the assumed wind speed distribution (distribution W1).
  • the wind speed distribution estimation unit 235A calculates the strain amount of the tower unit 140 that is considered to be generated according to the estimated load distribution (distributions W3 and W4) so that the calculated strain amount matches the actually measured strain amount.
  • the strain amount actually measured is a strain amount according to the strain distribution (distribution W5), and is a strain amount measured by the strain sensor 170.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A corrects the wind speed distribution so that the wind speed at a predetermined height, which is estimated from the assumed wind speed distribution (distribution W1), matches the wind speed actually measured at that height, for example. To do.
  • the wind speed actually measured at that height is the wind speed of a predetermined height in the wind power generator 100 measured by the wind speed sensor 160.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A outputs information indicating the corrected wind speed distribution to the damage detection unit 236 as information estimated as the wind speed distribution.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of the configuration of strain information 225 in the second embodiment.
  • the strain information 225 includes, for example, a time and items of strain gauges # 1 to strain gauges # 5.
  • the time indicates the time when the strain amount of the tower unit 140 was measured.
  • Strain gauges # 1 to strain gauges # 5 indicate the amount of strain according to a predetermined height measured by the strain sensor 170.
  • FIG. 12 is a flowchart showing the flow of processing performed by the detection device 200A of the second embodiment. Since the processes shown in steps S201 and S203 to S211 in FIG. 12 are the same as the processes shown in steps S102 and S104 to S112 in FIG. 8, the description thereof will be omitted.
  • step S200 the detection device 200A acquires distortion information 225 by the distortion information acquisition unit 237.
  • step S202 the detection device 200A estimates the wind speed distribution by the wind speed distribution estimation unit 235A.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A estimates the wind speed distribution by correcting the wind speed distribution so that the assumed wind speed distribution matches the strain distribution acquired in step S200.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A estimates the wind speed distribution by correcting the wind speed distribution so that the assumed wind speed distribution matches the strain distribution of the tower unit 140 actually measured by the strain sensor 170.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A estimates the wind speed distribution by correcting the wind speed distribution so that the assumed wind speed distribution matches the wind speed at a predetermined position actually measured by the wind speed sensor 160.
  • the strain information acquisition unit 237 acquires the strain information 225
  • the wind speed distribution estimation unit 235A obtains the strain information 225 and the strain information 225.
  • the wind speed distribution is estimated using the wind speed information 222.
  • the strain information 225 is an example of "tower deformation amount information", and is information indicating a strain amount (an example of "deformation amount") in the tower portion 140.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A assumes a wind speed distribution.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A estimates the wind speed distribution in the wind power generator 100 by correcting the assumed wind speed distribution.
  • the wind speed distribution estimation unit 235A ensures that the amount of deformation of the tower unit 140 that should be caused by the load acting on the tower unit estimated based on the wind speed distribution matches the amount of deformation of the tower unit 140 that was actually measured. , Correct the wind speed distribution.
  • the detection device 200A of the second embodiment has the same effect as that of the first embodiment described above.
  • the wind speed distribution estimation unit 235 estimates the wind speed distribution in the wind power generator 100 based on the wind speed information 222, the location information 223, and the weather information 224. As a result, damage to the blade portion 110 can be detected without assuming that the wind speed received by the wind power generator 100 is uniform in the height direction, and damage to the blade portion 110 can be detected accurately by estimating the wind speed distribution accurately. It becomes possible.

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Abstract

実施形態の検出装置は、風速情報取得部と、荷重情報取得部と、推定部と、検出部と、を持つ。風速情報取得部は、風力発電機の所定位置における風速を示す風速情報を取得する。荷重情報取得部は、前記風力発電機が受ける荷重を導出するための荷重情報を取得する。推定部は、前記風速情報、及び前記荷重情報に基づいて、前記風力発電機における高さと水平方向の風速との関係を示す風速分布を推定する。検出部は、前記風速分布に基づいて前記風力発電機のブレード部に作用する荷重を推定し、前記推定した荷重に基づいて前記ブレード部が健全である場合に生じるべき変形量を示す健全時変形量を算出し、前記健全時変形量と、前記ブレード部の変形量を測定する測定部により測定された前記ブレード部の変形量を示す実変形量とを比較することにより、前記ブレード部の損傷を検出する。

Description

検出装置、検出方法、及びプログラム
　本発明の実施形態は、検出装置、検出方法、及びプログラムに関する。
　近年、アクセスが困難な山間部や、洋上への風力発電機の建設が増加している。風力発電機を構成する部品のうち、特に風車ブレード（以下、単にブレードという）は、落雷や変動する風の影響を絶えず受けるため、疲労したり損傷したりする確率が高い傾向にある。風力発電機における部品の故障による停止がダウンタイムの増加につながるため、ブレードの損傷を検出する技術が重要となる。
　ブレードの損傷を検出する技術として、ＡＥ（Acoustic Emission）センサ、或いは歪ゲージなどのセンサを用いた技術がある。ＡＥは、材料が変形あるいは破壊する際に、内部に蓄えていた弾性エネルギーを音波（弾性波、ＡＥ波）として放出する現象である。この音波をＡＥセンサで検出することによりブレードの損傷の有無を判定することが可能である。しかし、損傷を検出するためには、センサをブレード上に配置しなければならないという短所があった。
　このような短所を受けて、レーザ変位センサなどの非接触式の変位計を用いてブレードの変形量や経時変化を測定する方法が採用されているものがある。このような方法では、ブレードが健全である（つまり、損傷していない）場合に推定されるブレードの変形量と、実際に測定したブレードの変形量とを比較することにより、ブレードの損傷を検出することができる。このようにして損傷を検出する場合、ブレードが受ける風の風速からブレードに作用する荷重が推定され、推定された荷重からブレードが健全である場合におけるブレードの変形量が導出されていた。また、ブレードが受ける風について、センサにより測定された一箇所の風速が、風力発電機における高さ方向において一様に分布すると仮定されていた。
　しかしながら、風力発電機の大容量化に伴い、ハブの高さやブレードの半径が、共に数１０メートルとなる大型の風力発電機が一般的となってきた。このような大型の風力発電機において、上述したように、ブレードが受ける風の風速が高さに関わらず一様と仮定してしまうと、実際の風の状況（風況）と大きく乖離してしまう場合があり得る。このような場合、風速から推定されるブレードが健全である場合の変形量に誤差が生じてしまい、ブレードの損傷を精度よく検出することが困難となっていた。
VGB Project Report "Condition Monitoring of Wind Turbines", January 2015, Fraunhofer Institute for Wind Energy
　本発明が解決しようとする課題は、高さに応じて風速が異なる場合でも、ブレードの損傷を精度よく検出することができる検出装置、検出方法、及びプログラムを提供することである。
　実施形態の検出装置は、風速情報取得部と、荷重情報取得部と、推定部と、検出部と、を持つ。風速情報取得部は、風力発電機の所定位置における風速を示す風速情報を取得する。荷重情報取得部は、前記風力発電機が受ける荷重を導出するための荷重情報を取得する。推定部は、前記風速情報、及び前記荷重情報に基づいて、前記風力発電機における高さと水平方向の風速との関係を示す風速分布を推定する。検出部は、前記風速分布に基づいて前記風力発電機のブレード部に作用する荷重を推定し、前記推定した荷重に基づいて前記ブレード部が健全である場合に生じるべき変形量を示す健全時変形量を算出し、前記健全時変形量と、前記ブレード部の変形量を測定する測定部により測定された前記ブレード部の変形量を示す実変形量とを比較することにより、前記ブレード部の損傷を検出する。
第１の実施形態の検出装置２００が適用される風力発電システム１の構成の例を示す図。 第１の実施形態の風力発電機１００を側面からみた模式図。 第１の実施形態の検出装置２００の構成の例を示すブロック図。 第１の実施形態の変位情報２２１の構成の例を示す図。 第１の実施形態の風速情報２２２の構成の例を示す図。 第１の実施形態の立地情報２２３の構成の例を示す図。 第１の実施形態の気象情報２２４の構成の例を示す図。 第１の実施形態の検出装置２００が行う処理の流れを示すフローチャート。 第２の実施形態の風力発電機１００Ａを側面からみた模式図。 第２の実施形態の検出装置２００Ａの構成の例を示すブロック図。 第２の実施形態の歪情報２２５の構成の例を示す図。 第２の実施形態の検出装置２００Ａが行う処理の流れを示すフローチャート。
　以下、実施形態の検出装置、検出方法、およびプログラムを、図面を参照して説明する。
（第１の実施形態）
　まず、第１の実施形態について説明する。
　風力発電システム１の構成について、図１及び図２を用いて説明する。図１は、第１の実施形態の検出装置２００が適用される風力発電システム１の構成の例を示す図である。図２は、第１の実施形態の風力発電機１００を側面からみた模式図である。
　図１に示すように、風力発電システム１は、例えば、風力発電機１００と、検出装置２００とを備える。風力発電機１００は、風力を用いて発電する発電機である。検出装置２００は、風力発電機１００におけるブレード部１１０の損傷を検出する装置である。
　風力発電機１００は、例えば、ブレード部１１０と、ハブ部１２０と、ナセル部１３０と、タワー部１４０を備える。ブレード部１１０は、ハブ部１２０により放射状に支持され、風を受けて回動する風車の羽根である。ハブ部１２０は、ブレード部１１０放射状に支持すると共に、ナセル部１３０により回動可能に支持される。ナセル部１３０は、ハブ部１２０を回動可能に支持し、回転により生じた動力を用いて発電を行うための機構（発電機や増速器など）を収容する。タワー部１４０は、ナセル部１３０を地上から所定の高さに支持する。
　図２に示すように、本実施形態では、変位センサ１５０と、風速センサ１６０とが、ナセル部１３０に設けられる。変位センサ１５０は、「測定部」の一例である。
　変位センサ１５０は、ブレード部１１０の変形量を測定する。ここでの変形量は、ブレード部１１０が風による荷重（風荷重）を受けて風向き方向に移動する量である。
　図２に示すように、風力発電機１００における風速の分布（以下、風速分布という）が分布Ｗ１であり、ブレード部１１０における風荷重の分布（以下、風荷重分布という）が分布Ｗ２であるとする。ここでの風速分布は、高さ方向（Ｚ軸方向）における高さと、水平方向（例えば、Ｙ軸方向）に吹く風の風速との関係を示す関数である。風荷重分布は、高さ方向（Ｚ軸方向）における高さと、当該水平方向に吹く風によりブレード部１１０に作用する当該水平方向の荷重（風荷重）との関係を示す関数である。ブレード部１１０は、ブレード面に分布Ｗ２で示される風荷重を受け、点線により示されるブレード部１１０＃の位置から、実線により示されるブレード部１１０の位置に移動する。変位センサ１５０は、この移動量に応じた変形量を測定する。
　変位センサ１５０は、例えば、距離センサと、制御部と、通信部とを備える。距離センサは、例えば、対象にレーザを照射し、照射したレーザが物体に反射した反射光を受光するまでに要した時間に応じて、当該物体までの距離を測定する非接触式の距離センサである。距離センサは、レーザが回転面の方向に照射されるように設置される。回転面は、ハブ部１２０の回転に応じてブレード部１１０により描かれる面である。図２の例では、距離センサのレーザ照射口が回転面の方向を向くようにして、ナセル部１３０の外側に取り付けられた場合を示している。
　変位センサ１５０の距離センサは、照射したレーザがブレード部１１０に遮られる度に、距離センサからブレード部１１０までの距離を測定する。変位センサ１５０の制御部は、距離センサにより測定された距離と基準値との差分に基づいて、ピタゴラスの定理を用いるなどして水平方向の移動量を算出することにより、ブレード部１１０における変形量を導出する。ここでの基準値は、ブレード部１１０が風荷重を受けて移動していない基準の状態における、距離センサからブレード部１１０までの距離である。変位センサ１５０の通信部は、制御部により導出されたブレード部１１０の変形量を検出装置２００に送信する。
　風速センサ１６０は、風力発電機１００における所定位置の風速を測定する。風速センサ１６０は、例えば、ナセル部１３０に設置され、設置された位置における水平方向に吹く風の風速を測定する。風速センサ１６０は、通信部を備え、測定した風速を示す情報を検出装置２００に送信する。
　図３は、第１の実施形態の検出装置２００の構成の例を示すブロック図である。検出装置２００は、例えば、通信部２１０と、記憶部２２０と、制御部２３０とを備える。通信部２１０は、変位センサ１５０により測定された変形量、及び風速センサ１６０により測定された風速を受信する。通信部２１０とセンサとの通信方法は、任意であってよいが、例えば、インターネットなどの通信ネットワークを用いた通信、或いは特定小電力などの無線通信で行われてもよいし、光ファイバーケーブルなどを用いた有線通信で行われてもよい。また、これらを組み合わせて通信が行われてもよい。
　記憶部２２０は、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリ、ＲＡＭ（Random Access Memory）などである。記憶部２２０には、変位情報２２１と、風速情報２２２と、立地情報２２３と、気象情報２２４とが記憶される。
　変位情報２２１は、ブレード部１１０の変形量を示す情報であり、例えば、変位センサ１５０により測定された変位量、或いは当該変位量の時系列変化を示す情報である。
　風速情報２２２は、風力発電機１００における所定位置の風速を示す情報であり、例えば、風速センサ１６０により測定された風速、或いは当該風速の時系列変化を示す情報である。
　立地情報２２３は、風力発電機１００の立地に関する情報である。立地情報２２３は、例えば、風力発電機１００が建設されている場所や、その場所の周辺の環境を示す情報である。立地情報２２３は、例えば、風力発電機１００が平地、山岳、海洋の何れの地形に建設されているかを示す情報である。立地情報２２３は、例えば、風力発電機１００に近接する場所に風車（風力発電機）が建設されているか否かを示す情報である。
　一般に、平地、山岳、又は海洋の各々の地形において風速分布が互いに異なることが知られている。また、複数の風車が設置されるウィンドファームでは、風上に設置された風車を通過した風の流れが乱れることがあり、その乱れが風下に設置された風車に影響を与えることが知られている。これは、風力発電機１００が建設されている場所、或いは近接する場所に風車が有るか否かにより、風力発電機１００における風況が異なることを示している。風力発電機１００における風況が異なれば、当然、風力発電機１００が風から受ける荷重が異なる。すなわち、立地情報２２３は、風力発電機１００が風から受ける荷重を導出するための情報ということができ、「荷重情報」の一例である。
　気象情報２２４は、風力発電機１００が建設されている地域における気象を示す情報である。気象情報２２４は、例えば、当該地域における現在の季節、天候、気温、湿度、気圧、風速、風向き、或いは今後の天気予報、風況予報などを示す情報である。
　一般に、地域によって季節に応じた特有の風（季節風）が吹くことが知られている。また、天候や気温などの気象条件により間接的に、或いは風速や風向きにより直接的に風力発電機１００における風況を推測することが可能である。風力発電機１００における風況を推測することができれば、風力発電機１００が風から受ける荷重を推測することが可能である。すなわち、気象情報２２４は、風力発電機１００が風から受ける荷重を導出するための情報ということができ、「荷重情報」の他の一例である。
　制御部２３０は、例えば、変位情報取得部２３１と、風速情報取得部２３２と、立地情報取得部２３３と、気象情報取得部２３４と、風速分布推定部２３５と、損傷検出部２３６とを備える。ここで、風速分布推定部２３５は、「推定部」の一例である。損傷検出部２３６は、「検出部」の一例である。
　制御部２３０を構成する構成要素は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのハードウェアプロセッサがプログラム（ソフトウェア）を実行することにより実現される。これらの構成要素のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）などのハードウェア（回路部；circuitryを含む）によって実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されてもよい。プログラムは、予めＨＤＤ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリなどの記憶装置（非一過性の記憶媒体を備える記憶装置）に格納されていてもよいし、ＤＶＤやＣＤ－ＲＯＭなどの着脱可能な記憶媒体（非一過性の記憶媒体）に格納されており、記憶媒体がドライブ装置に装着されることでインストールされてもよい。
　変位情報取得部２３１は、ブレード部１１０における変位量（「変位情報」の一例）を取得する。変位情報取得部２３１は、例えば、変位センサ１５０により測定された変位量を、通信部２１０を介して取得する。変位情報取得部２３１は、記憶部２２０に記憶された変位情報２２１を参照することにより、ブレード部１１０における変位量を取得するようにしてもよい。変位情報取得部２３１は、取得した変位量を、損傷検出部２３６に出力する。
　風速情報取得部２３２は、風力発電機１００における所定位置の風速（「風速情報」の一例）を取得する。風速情報取得部２３２は、例えば、風速センサ１６０により測定された風速を、通信部２１０を介して取得する。風速情報取得部２３２は、記憶部２２０に記憶された風速情報２２２を参照することにより、風力発電機１００における所定位置の風速を取得するようにしてもよい。風速情報取得部２３２は、取得した風速を、風速分布推定部２３５に出力する。
　立地情報取得部２３３は、風力発電機１００における立地に関する情報（「立地情報」の一例）を取得する。立地情報取得部２３３は、例えば、記憶部２２０に記憶された立地情報２２３を参照することにより、風力発電機１００における立地に関する情報を取得する。立地情報取得部２３３は、通信部２１０を介して外部の配信サーバ装置などから風力発電機１００における立地に関する情報を取得するようにしてもよい。この場合、配信サーバ装置は、例えば、風力発電システム１において管理する風力発電機１００の立地に関する情報を記憶し、検出装置２００からの要求に応じて風力発電機１００の立地に関する情報を検出装置２００に送信する。立地情報取得部２３３は、取得した立地に関する情報を、風速分布推定部２３５に出力する。
　気象情報取得部２３４は、風力発電機１００が建設された地域における気象を示す情報（「気象情報」の一例）を取得する。気象情報取得部２３４は、例えば、記憶部２２０に記憶された気象情報２２４を参照することにより、風力発電機１００が建設された地域における気象を示す情報を取得する。気象情報取得部２３４は、通信部２１０を介して外部の配信サーバ装置などから風力発電機１００が建設された地域における気象を示す情報を取得するようにしてもよい。この場合、配信サーバ装置は、例えば、様々な地域における気象を示す情報を記憶し、検出装置２００からの要求に応じて風力発電機１００における気象を示す情報を検出装置２００に送信する。気象情報取得部２３４は、取得した気象を示す情報を、風速分布推定部２３５に出力する。
　風速分布推定部２３５は、風速情報取得部２３２により取得された風速を示す情報、立地情報取得部２３３により取得された立地に関する情報、及び気象情報取得部２３４により取得された気象を示す情報に基づいて、風力発電機１００における風速分布を推定する。
　風速分布推定部２３５は、既知の数値流体解析の技術（例えば、「風力発Ｄｎシステムの最新技術」　谷山　賀浩、山田　敏雅、小笠原　憲人、東芝レビュー　Ｖｏｌ．７４　Ｎｏ．１　２０１９年１月、を参照）を用いて、風力発電機１００の周辺における風況を推定する。係る数値流体解析の技術では、風力発電機１００が建設された地形に起因した乱流や、風車を通過した後に生じる風の流れの乱れ等の影響を考慮して、風況を推定することができる。
　風速分布推定部２３５は、例えば、風力発電機１００において想定し得る様々な立地条件と気象条件との組み合わせを模擬した風況解析（シミュレーション）を予め実施する。ここでの立地条件は、風力発電機１００が立地された地形に関するものであり、立地情報取得部２３３により取得された立地に関する情報に対応する情報、つまり、平地、山岳、海洋などの地形を示す情報であることが望ましい。同様に、ここでの気象条件は、風力発電機１００が建設された地域の気象に関するものであって、気象情報取得部２３４により取得された気象を示す情報に対応する情報であることが望ましい。
　風速分布推定部２３５は、風況解析を実施した結果、例えば立地条件と気象条件との組み合わせに応じた風況を示す情報、をデータベース（不図示）に記憶させる。ここで、風況解析を実施した結果とは、風力発電機１００の立地条件と気象条件との組み合わせに応じて推定された、風力発電機１００に吹く風の状況を示す情報である。
　風速分布推定部２３５は、立地情報取得部２３３により取得された立地に関する情報、及び気象情報取得部２３４により取得された気象を示す情報に基づいて、データベースを参照する。風速分布推定部２３５は、データベースから、当該立地に関する情報、及び当該気象を示す情報の組合せに対応する風況解析を実施した結果を取得する。
　風速分布推定部２３５は、データベースから取得した風況解析を実施した結果と、風速情報取得部２３２により取得された風速を示す情報とが整合するように、風力発電機１００における風速分布を推定する。風速分布推定部２３５は、例えば、風況解析を実施した結果から高さ方向における風速の変化率を取得する。風速分布推定部２３５は、例えば、風速センサ１６０が設置された高さにおける風速が、風速情報取得部２３２により取得された風速と一致し、当該高さにおける風速の変化率が風況解析を実施した結果から取得した変化率と一致するように、風力発電機１００における風速分布を推定する。風速分布推定部２３５は、推定した風力発電機１００における風速分布を示す情報を、損傷検出部２３６に出力する。
　損傷検出部２３６は、ブレード部１１０の損傷を検出する。損傷検出部２３６は、ブレード部１１０の損傷として、ブレード部１１０が損傷しているか否か、及びブレード部１１０が損傷している場合には、当該損傷が進行しているか否かを検出する。
　損傷検出部２３６は、ブレード部１１０が健全である場合に生じると考えられる変形量（以下、健全時変形量という）と、実際に測定されたブレード部１１０の変化量（以下、実変形量という）とを比較し、両者の差が所定の閾値以上である場合、ブレード部１１０が損傷していると判定する。一方、損傷検出部２３６は、両者の差が所定の閾値未満である場合、ブレード部１１０が損傷していないと判定する。
　損傷検出部２３６は、ブレード部１１０が損傷していると判定した場合において、ブレード部１１０における実変形量の経時的な変化率が所定の閾値以上である場合、損傷が進行していると判定する。一方、損傷検出部２３６は、当該変化率が所定の閾値未満である場合、損傷が進行していないと判定する。
　ここで、損傷検出部２３６がブレード部１１０の損傷の有無を判定する方法について詳しく説明する。一般に、風力発電機１００において、ブレード部１１０が受ける風速の大小と、ブレード部１１０が受ける風荷重の大小とは、その傾向が一致すると考えられる。つまり、ブレード部１１０が受ける風速が比較的大きければブレード部１１０に作用する風荷重が比較的大きなものとなり、ブレード部１１０が受ける風速が比較的小さければブレード部１１０に作用する風荷重は比較的小さなものとなる。
　この性質を利用し、損傷検出部２３６は、まず、風速分布推定部２３５により推定された風力発電機１００の風速分布に基づいて、ブレード部１１０における風荷重分布を推定する。例えば、損傷検出部２３６は、風速と風荷重の比を示す比例定数を予め記憶しておき、風速分布に示される風速に比例定数を乗算した風荷重を算出することにより、風荷重分布を導出する。なお、ここで用いる比例定数は、一つの定数であってもよいし、風速に応じて設定される互いに異なる複数の定数の集合により構成されるものであってもよい。
　次に、損傷検出部２３６は、導出した風荷重分布と、ブレード部１１０における曲げ剛性の設計値とに基づいて、ブレード部１１０における高さごとの健全時変形量を算出する。そして、損傷検出部２３６は、算出した高さごとの健全時変形量のうち、実変形量に対応する高さにおける健全時変形量と、実変形量とを比較する。損傷検出部２３６は、両者の差に応じて、ブレード部１１０が損傷しているか否かを判定する。
　図４は、第１の実施形態における変位情報２２１の構成の例を示す図である。変位情報２２１は、例えば、時刻と、変位量との項目を備える。時刻には、変位量が測定された時刻が示される。変位量には、変位センサ１５０により測定された変位量が示される。
　図５は、第１の実施形態における風速情報２２２の構成の例を示す図である。風速情報２２２は、例えば、時刻と、風速との項目を備える。時刻には、風速が測定された時刻が示される。風速には、風速センサ１６０により測定された風速が示される。
　図６は、第１の実施形態における立地情報２２３の構成の例を示す図である。立地情報２２３は、例えば、立地と、近接風車との項目を備える。立地には、平地、山岳、及び海洋の項目があり、風力発電機１００が建設されている場所に該とする地形にチェックマークが示される。近接風車には、例えば、あり、なしの項目があり、風力発電機１００に近接して設置された風車の有無に応じたチェックマークが示される。立地情報２２３には、立地について、更に詳細な情報、例えば、山岳地形における山頂に風力発電機１００が設置されているのか、傾斜面に設置されているのかを示す情報、が示されていてもよい。また、立地情報２２３には、近接風車がある場合において、風力発電機１００からみて何れの方角に近接風車が設置されているかを示す情報が示されていてもよい。
　図７は、第１の実施形態における気象情報２２４の構成の例を示す図である。気象情報２２４は、例えば、日時と、季節と、天気と、風向などの項目を備える。日時には、天気などが発表又は予測された日時が示される。季節には、日時に該当する季節が示される。天気には、その日時に発表された天気や、その日時において予測されている天気が示される。風向には、その日時に発表された風向きや、その日時において予測されている風向きが示される。気象情報２２４には、この他に、風速や湿度、気圧などを示す情報が示されていてもよい。
　ここで、図８を用いて検出装置２００がブレード部１１０の損傷を検出する処理について説明する。図８は、第１の実施形態の検出装置２００が行う処理の流れを示すフローチャートである。
　検出装置２００は、立地情報取得部２３３により立地情報２２３を取得する（ステップＳ１００）。検出装置２００は、気象情報取得部２３４により気象情報２２４を取得する（ステップＳ１０１）。検出装置２００は、風速情報取得部２３２により風速情報２２２を取得する（ステップＳ１０２）。
　検出装置２００は、風速分布推定部２３５により、風況解析の解析結果を記憶したデータベースに基づき風速分布を推定する（ステップＳ１０３）。風速分布推定部２３５は、立地情報２２３及び気象情報２２４に対応する風況解析の解析結果をデータベースから取得し、取得した解析結果を風速情報２２２と整合させることにより、風力発電機１００における風速分布を推定する。検出装置２００は、推定した風速分布を用いて、損傷検出部２３６によりブレード部１１０における風荷重分布を推定する（ステップＳ１０４）。
　検出装置２００は、損傷検出部２３６により、健全なブレード部１１０における曲げ剛性の設計値を取得する（ステップＳ１０５）。検出装置２００は、曲げ剛性の設計値を、通信部２１０を介して外部のサーバ装置などから取得してもよいし、予め記憶部２２０などに曲げ剛性の設計値を示す情報を記憶させておき、記憶部２２０から当該情報を取得するようにしてもよい。
　検出装置２００は、損傷検出部２３６により、ステップＳ１０４にて推定した風荷重分布、及びステップＳ１０５において取得した設計値を用いて、健全時変形量（Ａ）を算出する（ステップＳ１０６）。また、検出装置２００は、変位情報取得部２３１により変位情報２２１を取得することで、実変形量（Ｂ）を取得する（ステップＳ１０７）。
　検出装置２００は、損傷検出部２３６により、健全時変形量（Ａ）と実変形量（Ｂ）との差分が所定の閾値未満である（図８においてＡ≒Ｂと記載）か否かを判定する（ステップＳ１０８）。損傷検出部２３６は、差分が所定の閾値未満である、つまりＡ≒Ｂである場合、ブレード部１１０に損傷がないと判定する（ステップＳ１１０）。損傷検出部２３６は、差分が所定の閾値以上である場合、実変形量（Ｂ）における経時的な増加率が所定の閾値以上であるか否かを判定する（ステップＳ１０９）。損傷検出部２３６は、実変形量（Ｂ）における経時的な増加率が所定の閾値未満である場合、ブレード部１１０に損傷が有り、その損傷は進行していないと判定する（ステップＳ１１１）。損傷検出部２３６は、実変形量（Ｂ）における経時的な増加率が所定の閾値以上である場合、ブレード部１１０に損傷が有り、且つその損傷は進行していると判定する（ステップＳ１１２）。
　以上、説明したように第１の実施形態の検出装置２００は、風速情報取得部２３２と、立地情報取得部２３３（「荷重情報取得部」の一例）と、気象情報取得部２３４（「荷重情報取得部」の一例）と、風速分布推定部２３５（「推定部」の一例）と、損傷検出部２３６（「検出部」の一例）とを備える。風速情報取得部２３２は、風速情報２２２を取得する。風速情報２２２は、風力発電機１００の所定位置における風速を示す情報である。立地情報取得部２３３は、立地情報２２３を取得する。立地情報２２３は、風力発電機１００が受ける荷重に関する情報の一例であり、風力発電機１００の立地に関する情報である。気象情報取得部２３４は、気象情報２２４を取得する。気象情報２２４は、風力発電機１００が受ける荷重に関する情報の一例であり、風力発電機１００が建設された場所における気象に関する情報である。風速分布推定部２３５は、風速情報２２２、立地情報２２３、及び気象情報２２４に基づいて、風力発電機１００における風速分布を推定する。損傷検出部２３６は、ブレード部１１０の損傷を検出する。損傷検出部２３６は、風速分布に基づいてブレード部１１０における風荷重分布を推定し、推定した風荷重分布に応じた健全時変形量と、変位情報２２１に応じた実変形量とを比較することにより、ブレード部１１０の損傷を検出する。
　これにより、第１の実施形態における検出装置２００は、風速分布を推定することができ、風速が高さ方向に一様と仮定することなくブレード部１１０の損傷を検出することができる。風速分布を精度よく推定することができれば、ブレード部１１０の損傷をより高精度に検出することが可能である。
　また、第１の実施形態における検出装置２００では、風速分布推定部２３５が、データベースを参照することにより、予めシミュレーションした結果を用いて容易にして風力発電機１００における風速分布を推定することが可能である。
　また、第１の実施形態における検出装置２００では、損傷検出部２３６が、ブレード部１１０における損傷が有ると判定した場合に、当該損傷が進行しているか否かを判定することより、損傷がある場合の対応を損傷の進行に応じて的確に判断することが可能となる。
（第２の実施形態）
　次に、第２の実施形態について、説明する。本実施形態においては、タワー部１４０の歪を用いてブレード部１１０の損傷を検出する点において、上述した第１の実施形態と相違する。
　以下では、上述した第１の実施形態とは異なる構成について、風力発電システム１Ａ、風力発電機１００Ａなど、符号の末尾に「Ａ」の文字を付して説明する。また、上述した第１の実施形態と同様の構成については、特に説明が必要な場合を除き、同じ符号を付してその説明を省略する。
　図９は、第２の実施形態の風力発電機１００Ａを側面からみた模式図である。風力発電システム１Ａは、複数の歪センサ１７０（歪センサ１７０－１～１７０－５）を備える。
　歪センサ１７０は、タワー部１４０における所定の高さに応じた位置に設けられる。歪センサ１７０は、自身が設けられたタワー部１４０における所定の高さに生じた歪を測定する。歪センサ１７０は、例えば、物体に生じる歪に応じて電気抵抗が変化する歪ゲージであり、歪に応じた電気信号を出力する。歪センサ１７０は、通信部を備え、測定した歪量を示す情報を検出装置２００に送信する。
　図９に示すように、本実施形態では、風力発電機１００Ａにおける風速分布（分布Ｗ１）を仮定する。この場合、第１の実施形態において説明したとおり、仮定した風速分布（分布Ｗ１）に基づいて、ブレード部１１０における風荷重分布（分布Ｗ２）を推定することができる。
　同様な考え方により、風速分布（分布Ｗ１）を仮定すると、タワー部１４０に作用する荷重の分布（以下、荷重分布という）を、分布Ｗ３、Ｗ４と推定することが可能である。ここでの荷重分布は、高さ方向（Ｚ軸方向）における高さと、タワー部１４０に作用する水平方向（例えば、Ｙ軸方向）の荷重との関係を示す関数である。タワー部１４０に作用する荷重分布には、水平方向に吹く風によりタワー部１４０に作用する当該水平方向の荷重の分布（分布Ｗ３）と、ブレード部１１０からナセル部１３０を介してタワー部１４０に作用する水平方向の荷重の分布（分布Ｗ４）とが含まれる。
　また、本実施形態では、歪センサ１７０によりタワー部１４０の高さ方向に応じた歪量が測定され、測定した歪量に基づいて歪の分布（以下、歪分布という）を導出することができる（例えば、分布Ｗ５）。
　図１０は、第２の実施形態の検出装置２００Ａの構成の例を示すブロック図である。検出装置２００Ａは、例えば、通信部２１０と、記憶部２２０Ａと、制御部２３０Ａとを備える。
　記憶部２２０Ａには、歪情報２２５が記憶される。歪情報２２５は、タワー部１４０の歪量を示す情報であり、例えば、歪センサ１７０により測定された高さごとの歪量を示す情報、或いは高さごとの歪量の時系列変化を示す情報である。
　制御部２３０Ａは、風速分布推定部２３５Ａと、歪情報取得部２３７とを備える。歪情報取得部２３７は、「荷重情報取得部」の一例である。
　歪情報取得部２３７は、タワー部１４０における歪量（「変形量」の一例）を示す情報（「タワー変形量情報」の一例）を取得する。歪情報取得部２３７は、例えば、歪センサ１７０により測定された歪量を、通信部２１０を介して取得する。歪情報取得部２３７は、記憶部２２０に記憶された歪情報２２５を参照することにより、タワー部１４０における歪量を取得するようにしてもよい。歪情報取得部２３７は、取得した歪量を風速分布推定部２３５Ａに出力する。
　風速分布推定部２３５Ａは、風力発電機１００Ａにおける風速分布（分布Ｗ１）を仮定し、仮定した風速分布（分布Ｗ１）が実際に測定された測定値と整合するように補正することにより、風力発電機１００における風速分布を推定する。
　風速分布推定部２３５Ａは、例えば、仮定した風速分布（分布Ｗ１）に基づいて、タワー部１４０に作用する荷重分布（分布Ｗ３、Ｗ４）を推定する。風速分布推定部２３５Ａは、推定した荷重分布（分布Ｗ３、Ｗ４）に応じて生じると考えられるタワー部１４０の歪量を算出し、算出した歪量が実際に測定された歪量と整合するように、風速分布を補正する。ここで、実際に測定された歪量とは、歪分布（分布Ｗ５）に応じた歪量であり、歪センサ１７０により測定された歪量である。
　風速分布推定部２３５Ａは、例えば、仮定した風速分布（分布Ｗ１）から推定される、所定の高さにおける風速が、実際にその高さにおいて測定された風速と整合するように、風速分布を補正する。実際にその高さにおいて測定された風速とは、風速センサ１６０により測定された、風力発電機１００における所定の高さの風速である。
　風速分布推定部２３５Ａは、補正した風速分布を示す情報を、風速分布として推定される情報として損傷検出部２３６に出力する。
　図１１は、第２の実施形態における歪情報２２５の構成の例を示す図である。歪情報２２５は、例えば、時刻と、歪ゲージ＃１～歪ゲージ＃５の項目を備える。時刻には、タワー部１４０の歪量が測定された時刻が示される。歪ゲージ＃１～歪ゲージ＃５には、歪センサ１７０により測定された所定の高さに応じた歪量がそれぞれ示される。
　図１２は、第２の実施形態の検出装置２００Ａが行う処理の流れを示すフローチャートである。図１２におけるステップＳ２０１、Ｓ２０３～Ｓ２１１に示す処理は、図８におけるステップＳ１０２、Ｓ１０４～Ｓ１１２に示す処理と同様であるため、その説明を省略する。
　ステップＳ２００において、検出装置２００Ａは、歪情報取得部２３７により歪情報２２５を取得する。
　ステップＳ２０２において、検出装置２００Ａは、風速分布推定部２３５Ａにより風速分布を推定する。風速分布推定部２３５Ａは、仮定した風速分布が、ステップＳ２００により取得された歪分布と整合するように風速分布を補正することにより、風速分布を推定する。風速分布推定部２３５Ａは、仮定した風速分布が、実際に歪センサ１７０により測定されたタワー部１４０の歪分布と整合するように風速分布を補正することで、風速分布を推定する。風速分布推定部２３５Ａは、仮定した風速分布が、実際に風速センサ１６０により測定された所定位置の風速と整合するように風速分布を補正することで、風速分布を推定する。
　以上説明したように、第２の実施形態の検出装置２００Ａでは、歪情報取得部２３７（「荷重情報取得部」の一例）が歪情報２２５を取得し、風速分布推定部２３５Ａが歪情報２２５及び風速情報２２２を用いて風速分布を推定する。歪情報２２５は、「タワー変形量情報」の一例であり、タワー部１４０における歪量（「変形量」の一例）を示す情報である。風速分布推定部２３５Ａは、風速分布を仮定する。風速分布推定部２３５Ａは、仮定した風速分布を補正することで、風力発電機１００における前記風速分布を推定する。風速分布推定部２３５Ａは、風速分布に基づいて推定される前記タワー部に作用する荷重により生じるべきタワー部１４０の変形量と、実際に測定されたタワー部１４０の変形量とが整合するように、風速分布を補正する。これにより、第２の実施形態の検出装置２００Ａでは、上述した第１の実施形態と同様の効果を奏する。
　以上説明した少なくともひとつの実施形態によれば、風速分布推定部２３５が風速情報２２２、立地情報２２３、及び気象情報２２４に基づいて、風力発電機１００における風速分布を推定する。これにより、風力発電機１００が受ける風速が高さ方向に一様と仮定することなくブレード部１１０の損傷を検出でき、風速分布を精度よく推定することでブレード部１１０の損傷を精度よく検出することが可能となる。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

Claims (8)

  1. 　風力発電機の所定位置における風速を示す風速情報を取得する風速情報取得部と、
    　前記風力発電機が受ける荷重を導出するための荷重情報を取得する荷重情報取得部と、
    　前記風速情報、及び前記荷重情報に基づいて、前記風力発電機における高さと水平方向の風速との関係を示す風速分布を推定する推定部と、
    　前記風速分布に基づいて前記風力発電機のブレード部に作用する荷重を推定し、前記推定した荷重に基づいて前記ブレード部が健全である場合に生じるべき変形量を示す健全時変形量を算出し、前記健全時変形量と、前記ブレード部の変形量を測定する測定部により測定された前記ブレード部の変形量を示す実変形量とを比較することにより、前記ブレード部の損傷を検出する検出部と、
    　を備える検出装置。
  2. 　前記荷重情報取得部は、前記荷重情報として、前記風力発電機の立地に関する立地情報、及び前記風力発電機が建設された地域における気象を示す気象情報を取得し、
    　前記推定部は、前記風速情報、前記立地情報及び前記気象情報に基づいて、前記風力発電機における前記風速分布を推定する、
    　請求項１に記載の検出装置。
  3. 　前記推定部は、前記風力発電機の立地条件と気象条件との組み合わせに応じて推定された前記風力発電機に吹く風の状況を示す情報を記憶したデータベースを参照することにより、前記風力発電機における前記風速分布を推定する、
    　請求項２に記載の検出装置。
  4. 　前記荷重情報取得部は、前記荷重情報として、前記風力発電機のタワー部における変形量を示すタワー変形量情報を取得し、
    　前記推定部は、前記風速情報、及び前記タワー変形量情報に基づいて、前記風力発電機における前記風速分布を推定する、
    　請求項１に記載の検出装置。
  5. 　前記推定部は、前記風速分布を仮定し、仮定した前記風速分布に基づいて推定される前記タワー部に作用する荷重により生じるべき前記タワー部の変形量と、実際に測定された前記タワー部の変形量とが整合するように、前記風速分布を補正することで、前記風力発電機における前記風速分布を推定する、
    　請求項４に記載の検出装置。
  6. 　前記検出部は、前記ブレード部における損傷の有無を判定し、前記ブレード部に損傷が有る判定した場合には、当該損傷が進行しているか否かを判定する、
    　請求項１に記載の検出装置。
  7. 　検出装置が、
    　風力発電機における所定位置の風速を示す風速情報を取得し、
    　前記風力発電機が受ける荷重を導出するための荷重情報を取得する荷重情報取得部と、
    　前記風速情報、及び前記荷重情報に基づいて、前記風力発電機における高さと水平方向の風速との関係を示す風速分布を推定し、
    　前記風速分布に基づいて前記風力発電機のブレード部に作用する荷重を推定し、前記推定した荷重に基づいて前記ブレード部が健全である場合に生じる変形量を示す健全時変形量を算出し、前記健全時変形量と、前記ブレード部の変形量を測定する測定部により測定された前記ブレード部の変形量を示す実変形量とを比較することにより、前記ブレード部の損傷を検出する、
    　検出方法。
  8. 　検出装置に、
    　風力発電機における所定位置の風速を示す風速情報を取得させ、
    　前記風力発電機が受ける荷重を導出するための荷重情報を取得する荷重情報取得部と、
    　前記風速情報、及び前記荷重情報に基づいて、前記風力発電機における高さと水平方向の風速との関係を示す風速分布を推定させ、
    　前記風速分布に基づいて前記風力発電機のブレード部に作用する荷重を推定させ、前記推定した荷重に基づいて前記ブレード部が健全である場合に生じる変形量を示す健全時変形量を算出させ、前記健全時変形量と、前記ブレード部の変形量を測定する測定部により測定された前記ブレード部の変形量を示す実変形量とを比較することにより、前記ブレード部の損傷を検出させる、
    　プログラム。
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