(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
風力発電装置のモニタリングシステムであって、
風速を取得するための風速取得部と、
前記風速取得部により取得された前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、前記風力発電装置のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するための風況同定部と、
少なくとも、前記風況同定部によって同定された前記風況パラメータと前記ロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、前記風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出部と、を備えることを特徴とする風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項２】
前記風況同定部は、
風速と、前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、前記ロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとの既知の相関関係を用い、
前記風速取得部により取得された前記風速及び前記風速の発現時における前記出力又は前記ピッチ角の少なくとも一方を前記相関関係に当てはめて、
前記風況パラメータを同定するように構成されたことを特徴とする請求項１に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項３】
前記風況同定部は、前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、に加えてさらに前記ロータに作用する風の前記乱れ度に基づいて、前記風況パラメータを同定するように構成されたことを特徴とする請求項１又は２に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項４】
前記風況同定部は、少なくとも、前記出力が前記風力発電装置の定格出力以下であるときの前記風速と前記出力との第１相関に基づき、前記風況パラメータを同定するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至３の何れか一項に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項５】
前記風況同定部は、少なくとも、前記出力が前記風力発電装置の定格出力以上であるときの前記風速と前記ピッチ角との第２相関に基づき、前記風況パラメータを同定するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至４の何れか一項に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項６】
前記疲労荷重算出部によって算出された前記疲労荷重に基づいて前記部品の寿命を推定するための寿命推定部をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至５の何れか一項に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項７】
前記寿命推定部によって推定された前記部品の前記寿命に基づいて、前記部品のメンテナンスを促す情報を出力するメンテナンス情報出力部をさらに備えることを特徴とする請求項６に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項８】
前記風速取得部は、前記風力発電装置のナセルに設置された風速計の計測結果に基づいて前記風速を取得するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至７の何れか一項に記載の風力発電装置のモニタリングシステム。
【請求項９】
ウィンドファームのモニタリングシステムであって、
前記ウィンドファームに属する風力発電装置の各々に関して風速を取得するための風速取得部と、
前記風速取得部により取得された前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の各々の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、前記風力発電装置の各々のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを前記風力発電装置の各々について同定するための風況同定部と、
少なくとも、前記風況同定部によって同定された前記風況パラメータと前記ロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、前記風力発電装置の各々に関して該風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出部と、を備えることを特徴とするウィンドファームのモニタリングシステム。
【請求項１０】
風力発電装置のモニタリング方法であって、
風速を取得する風速取得ステップと、
前記風速取得ステップで取得された前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、前記風力発電装置のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するための風況同定ステップと、
少なくとも、前記風況同定ステップにて同定された前記風況パラメータと前記ロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、前記風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出ステップと、を備えることを特徴とする風力発電装置のモニタリング方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、風力発電装置をモニタリングするための風力発電装置のモニタリングシステム及びモニタリング方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、地球環境の保全の観点から、風力を利用して発電を行う風力発電装置が注目されている。一般に、風力発電装置は、複数のブレードがハブに取り付けられたロータを有しており、風を受けて回転するロータの回転エネルギーによって発電機を駆動するようになっている。
【０００３】
通常、風力発電装置が受ける風の条件は、地形などの影響により異なる。実際の風の条件が設計想定以上に厳しくなると、風力発電装置が受ける変動荷重が増大する。そのため、風力発電装置の各構成部位（例えば、翼、ナセル、タワー及び補機類等）が設計時に想定した時期よりも早く損傷し、交換時期が早まる可能性がある。予期せぬ損傷が起きた場合、交換部品の手配や交換工事の手配等に時間を要することからダウンタイムが発生し、事業者あるいはメーカーの損失が増大する懸念がある。
【０００４】
その対策として、風力発電装置に荷重計測装置を設置して荷重をリアルタイムでモニタリングする方法が知られている。例えば特許文献１には、荷重計測装置として電気式歪みゲージや光ファイバを用いて風力発電装置の歪み変化を計測し、この計測データを用いて、風力発電装置に作用する荷重を正常値と比較することによって風力発電装置の健全性に関する状態の監視を行う方法が記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】国際公開第２０１１／０２４３０４号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、従来の荷重計測機器を用いた手法は、個々の風力発電装置が実際に経験する変動荷重を直接的にモニタリングすることができるものの、以下の点で不利な面があった。
まず、荷重計測機器が高価であるため、設置コストが嵩んでしまうという問題が挙げられる。特に、ウィンドファームのような大規模な風力発電施設の場合、個々の風力発電装置で風の条件が異なるため、各風力発電装置に荷重計測機器を設置する必要があり、全体としての設置コストは高騰する。また、荷重計測機器を用いる場合、定期的なメンテナンスやキャリブレーションが必要となり、手間が煩雑な上、ランニングコストも嵩んでしまう。さらに、荷重計測機器はその繊細な性質上、誤信号などが生じやすく、モニタリング精度の信頼性を確保することが難しいという問題もあった。
【０００７】
本発明の少なくとも一実施形態は、上述の事情に鑑み、風力発電装置が経験する疲労荷重を簡便な装置構成で把握可能な風力発電装置のモニタリングシステム及びモニタリング方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明の少なくとも一実施形態に係る風力発電装置のモニタリングシステムは、
風速を取得するための風速取得部と、
前記風速取得部により取得された前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、前記風力発電装置のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するための風況同定部と、
少なくとも、前記風況同定部によって同定された前記風況パラメータと前記ロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、前記風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出部と、を備えることを特徴とする。
なお、一実施形態では、「前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角」は、風速取得部により風速が取得された時刻近傍における風力発電装置の出力又はピッチ角である。
【０００９】
上記風力発電装置のモニタリングシステムは、疲労荷重算出部にて、風力発電装置の疲労強度に影響を与える因子の一つである乱れ度と、更にこれに加えてウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとを用いて風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するようになっている。例えば、ウィンドシアの存在下では、翼が１回転する間に翼断面への相対流速ベクトルが変化するため、翼に働く空力荷重は周期的に変化する。これにより風力発電装置の部品に繰り返し荷重が作用し、風力発電装置の部品の疲労荷重も増大する。同様に、吹上角も、翼の回転に起因して繰り返し荷重を発生させるものである。そこで、上記風力発電装置のモニタリングシステムでは、モニタリング対象の風力発電装置に作用する風の条件（風況パラメータ）を同定し、この風況パラメータに基づいて当該風力発電装置の部品の疲労荷重を算出する構成としたので、荷重計測機器を用いない簡便な装置構成にて、モニタリング対象の風力発電装置が経験する疲労荷重を把握することができる。
なお、上記風力発電装置のモニタリングシステムは、風況同定部にて、風速と、風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するようになっている。一般に、風力発電装置の出力は、ロータ面へ流入する風エネルギーによって動的に変化する。そして、通常運転においては、その風エネルギーの変化に応じて所定の出力が得られるように翼のピッチ角が制御される。ロータ面へ流入する風エネルギーは、風速の他に、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータにも依存しているから、風エネルギー、すなわち風速及び前記風況パラメータと、風力発電装置の出力又はピッチ角とは互いに相関性を有していることになる。この関係を用いれば、多数の風速計を用いなくても、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを、風速と、風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて同定することができる。
このように、上記風力発電装置のモニタリングシステムによれば、荷重計測機器を用いなくても、風力発電装置の性能（例えば風速、出力、ピッチ角等）のモニタリングデータを用いて、モニタリング対象の風力発電装置の部品の疲労荷重を把握することができる。
【００１０】
幾つかの実施形態において、
前記風況同定部は、
風速と、前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、前記ロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとの既知の相関関係を用い、
前記風速取得部により取得された前記風速及び前記風速の発現時における前記出力又は前記ピッチ角の少なくとも一方を前記相関関係に当てはめて、
前記風況パラメータを同定するように構成される。
このように、風速と、風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとの既知の相関関係を利用すれば、風速取得部により取得された風速及びこれに対応する出力又はピッチ角の少なくとも一方から風況パラメータを容易に同定することができる。
【００１１】
幾つかの実施形態において、
前記風況同定部は、前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、に加えてさらに前記ロータに作用する風の前記乱れ度に基づいて、前記風況パラメータを同定するように構成される。
風力発電装置のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータは、ロータに作用する風の乱れ度の影響を受け得るため、風況同定部においてこの乱れ度をさらに考慮して風況パラメータを同定することによって、疲労荷重のモニタリング精度を向上させることができる。
【００１２】
一実施形態において、前記風況同定部は、少なくとも、前記出力が前記風力発電装置の定格出力以下であるときの前記風速と前記出力との第１相関に基づき、前記風況パラメータを同定するように構成される。
風力発電装置は、風力発電装置の出力がその定格出力以下であるとき、上述したように風力発電装置の出力は、ロータ面へ流入する風エネルギーによって時々刻々と変化する。そのため、風エネルギーに影響を与える因子の一つである風況パラメータの変化は、風速に応じた出力の変化に如実に反映される。したがって、風力発電装置の出力がその定格出力以下であるときは、風況パラメータの変化が風速に応じた出力変化に表れる。よって、風力発電装置の出力が定格出力以下の場合の風速と出力との第１相関を少なくとも考慮することで風況パラメータを同定することができる。すなわち、風速が同じであっても風況パラメータが異なれば出力が異なることとなり、このような風速と出力との関係（第１相関）に着目することで、風況パラメータを同定することが可能となる。
【００１３】
一実施形態において、前記風況同定部は、少なくとも、前記出力が前記風力発電装置の定格出力以上であるときの前記風速と前記ピッチ角との第２相関に基づき、前記風況パラメータを同定するように構成される。
典型的な風力発電装置では、定格出力運転時において、ピッチ角制御によって出力が一定となるように制御される。そのため、風エネルギーに影響を与える因子である風速及び風況パラメータの変化は、ピッチ角の変化に表れることとなる。そこで、風力発電装置の出力がその定格出力以上であるときの風速とピッチ角との第２相関を少なくとも考慮することで風況パラメータを同定することができる。すなわち、風速が同じであっても風況パラメータが異なればピッチ角が異なることとなり、このような風速とピッチ角との関係（第２相関）に着目することで、風況パラメータを同定することが可能となる。
【００１４】
幾つかの実施形態に係る風力発電装置のモニタリングシステムは、前記疲労荷重算出部によって算出された前記疲労荷重に基づいて前記部品の寿命を推定するための寿命推定部をさらに備える。
これにより、モニタリング対象の風力発電装置に作用する風の条件（風況パラメータ）を考慮して算出された風力発電装置の部品の疲労荷重を活用し、当該部品の寿命推定を高精度に行うことができる。
【００１５】
一実施形態では、前記寿命推定部によって推定された前記部品の前記寿命に基づいて、前記部品のメンテナンスを促す情報を出力するメンテナンス情報出力部をさらに備える。
これにより、適切なタイミングでメンテナンスを行うことが可能となる。
【００１６】
幾つかの実施形態において、前記風速取得部は、前記風力発電装置のナセルに設置された風速計の計測結果に基づいて前記風速を取得するように構成される。
このように、ナセル（すなわちロータ面に近い位置）に設置された風速計の計測結果に基づいて風速を取得することによって、より一層高精度な疲労荷重を算出することができる。
【００１７】
本発明の少なくとも一実施形態に係るウィンドファームのモニタリングシステムは、
前記ウィンドファームに属する風力発電装置の各々に関して風速を取得するための風速取得部と、
前記風速取得部により取得された前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の各々の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、前記風力発電装置の各々のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを前記風力発電装置の各々について同定するための風況同定部と、
少なくとも、前記風況同定部によって同定された前記風況パラメータと前記ロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、前記風力発電装置の各々に関して該風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出部と、を備える。
上記ウィンドファームのモニタリングシステムによれば、荷重計測機器を用いなくても、ウィンドファームの各風力発電装置の性能（例えば風速、出力、ピッチ角等）のモニタリングデータを用いて、モニタリング対象の風力発電装置の部品の疲労荷重を把握することができる。
【００１８】
本発明の少なくとも一実施形態に係る風力発電装置のモニタリング方法は、
風速を取得する風速取得ステップと、
前記風速取得ステップで取得された前記風速と、前記風速の発現時における前記風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、前記風力発電装置のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するための風況同定ステップと、
少なくとも、前記風況同定ステップにて同定された前記風況パラメータと前記ロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、前記風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出ステップと、を備えることを特徴とする。
【００１９】
上記風力発電装置のモニタリング方法では、風況同定ステップにて、モニタリング対象の風力発電装置に作用する風の条件（風況パラメータ）を同定した後、疲労荷重算出ステップにて、前記風況パラメータに基づいて当該風力発電装置の部品の疲労荷重を算出する構成としている。これにより、荷重計測機器を用いない簡便な装置構成にて、モニタリング対象の風力発電装置が経験する疲労荷重を把握することができる。
また、上記風力発電装置のモニタリング方法は、風況同定ステップにて、風速と、風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するようになっている。これにより、多数の風速計を用いなくても、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを、風速と、風力発電装置の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて同定することができる。
このように、上記風力発電装置のモニタリング方法によれば、荷重計測機器を用いなくても、風力発電装置の性能（例えば風速、出力、ピッチ角等）のモニタリングデータを用いて、モニタリング対象の風力発電装置の部品の疲労荷重を把握することができる。
【発明の効果】
【００２０】
本発明の少なくとも一実施形態によれば、荷重計測機器を用いない簡素化された装置構成を可能とし、風力発電装置の性能（例えば風速、出力、ピッチ角等）のモニタリングデータを用いて、モニタリング対象の風力発電装置の部品の疲労荷重を把握することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２１】
【図１】一実施形態に係る風力発電装置及びそのモニタリングシステムを示す構成図である。
【図２】風力発電装置のロータ面への流入風を説明するための図である。
【図３】ウィンドシアを説明するための図である。
【図４】風力発電装置の出力曲線を示す図である。
【図５】（ａ）はべき指数に対応した出力曲線を示す図で、（ｂ）はべき指数に対応した風速とピッチ角の相関を示す図である。
【図６】（ａ）は第１相関テーブルの構成例を示す図で、（ｂ）は第２相関テーブルの構成例を示す図である。
【図７】疲労荷重テーブルの構成例を示す図である。
【図８】メンテナンス時期テーブルの構成例を示す図である。
【図９】一実施形態に係る風力発電装置のモニタリング方法を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００２２】
以下、添付図面に従って本発明の実施形態について説明する。ただし、実施形態として以下に記載され、あるいは、実施形態として図面で示された構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
【００２３】
図１は一実施形態に係る風力発電装置１及びそのモニタリングシステム１０を示す構成図である。
図１には、本実施形態に係るモニタリングシステム１０が適用される風力発電装置１の一構成例を示している。この風力発電装置１は、少なくとも一本の翼２及びハブ３を含むロータ４と、ロータ４の回転エネルギーによって駆動される発電機５と、ロータ４を回転自在に支持するナセル６と、ナセル６が取り付けられるタワー７とを備える。なお、風力発電装置１は、地上に設置されるものであってもよく、洋上に設置されるものであってもよい。
【００２４】
また、一実施形態において、風力発電装置１は、ナセル６の上部に設置された風速計８と、翼２のピッチ角を制御するためのピッチ角制御機構９とをさらに備えている。風力発電装置１を遠隔監視するための遠隔監視システム（例えばSCADA；Supervisory Control And Data
Acquisition）が設けられている場合、風速計８からの風速データ、ピッチ角制御機構９によるピッチ角制御データ、及び発電機５の出力データ（風力発電装置１の出力データ）はこの遠隔監視システムによって収集されてもよい。なお、ここでは風速計８がナセル６に設置された場合を例示している。この場合、ナセル６（すなわちロータ面に近い位置）に設置された風速計８の計測結果に基づいて風速を取得することで、後述する演算によって、より高精度な疲労荷重を算出できるという利点を有する。ただし、風速計８は、風力発電装置１の他の部位に設置されていてもよいし、風力発電装置１の近傍に設けられた観測タワーに設置されていてもよい。また、風速計８による測定メカニズムも特に限定されず、例えば、カップ型風速計やドップラーライダー式風速計を使用することができる。
【００２５】
本実施形態に係るモニタリングシステム１０は、例えば、中央演算処理装置（ＣＰＵ）、メモリ、外部記憶装置及び入出力装置からなるコンピュータによって構成され、外部記憶装置に記憶されたプログラムを実行することで、以下に示す所定の機能を実現可能に構成されている。モニタリングシステム１０は、風力発電装置１に設けられていてもよいし、風力発電装置１の遠隔地に設けられていてもよく、その場合、通信回線を介して各種のデータを授受可能に構成されている。
【００２６】
幾つかの実施形態において、モニタリングシステム１０は、風速取得部１１と、出力取得部１２又はピッチ角取得部１３の少なくとも一方と、風況同定部１４と、疲労荷重算出部１５と、記憶部１８とを備えている。また、モニタリングシステム１０は、寿命推定部１６と、メンテナンス情報出力部１７とを更に備えていてもよい。
【００２７】
以下、各部の詳細な構成について説明する。
風速取得部１１は、風力発電装置１の風速を取得するように構成されている。一実施形態において、風速取得部１１は所定時間の風速の統計量を取得し、これを後述する演算において風速として扱う。なお、風速取得部１１において、ナセル６に設置された風速計８の計測値を風速として取得する場合、風速計８の計測値を補正した風速を用いるようにしてもよい。例えばアップウィンド型の風力発電装置１の場合、ナセル６に設置される風速計８はロータ４が風の流れを阻害する可能性があるため、風速計８の計測値を補正することによって、より正確な風速を取得することができる。風速の統計量としては、例えば、風速計８で計測された所定時間の風速の平均風速が用いられる。また、風速取得部１１は、ロータ４に作用する風の乱れ度を取得するように構成されていてもよい。乱れ度は、風速の変動成分であり、風速変動の標準偏差で与えられる統計量として扱われる。この乱れ度は、ロータ面内において一定とみなすことができ、よって、風速計８で計測した風速から乱れ度が導出できる。
【００２８】
出力取得部１２は、風力発電装置１の出力を取得するように構成されている。
ピッチ角取得部１３は、翼２のピッチ角を取得するように構成されている。
なお、上述の遠隔監視システムが設けられている場合、モニタリングシステム１０は、風速取得部１１で取得した風速及び乱れ度、出力取得部１２で取得した風力発電装置１の出力、並びにピッチ角取得部１３で取得したピッチ角は、前記遠隔監視システムを介して取得してもよい。
【００２９】
記憶部１８には、風速取得部１１で取得された風速と、風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、ロータ４に作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとの既知の相関関係が記憶されている。この相関関係として、出力が風力発電装置１の定格出力以下であるときの風速と出力との第１相関を示す第１相関テーブル１９と、出力が風力発電装置１の定格出力以上であるときの風速とピッチ角との第２相関を示す第２相関テーブル２０と、が記憶部１８に格納されていてもよい。さらに、記憶部１８には、風速と疲労荷重との相関関係を示す疲労荷重テーブル２１が格納されていてもよい。なお、第１相関テーブル１９、第２相関テーブル２０又は疲労荷重テーブル２１は、乱れ度ごとに設けられていてもよい。
【００３０】
風況同定部１４は、風速取得部１１により取得された風速と、風速の発現時における風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、風力発電装置１のロータ４に作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定するように構成されている。なお、一実施形態では、「風速の発現時における風力発電装置１の出力又はピッチ角」は、風速取得部１１により風速が取得された時刻近傍における風力発電装置１の出力又はピッチ角である。また、風況同定部１４は、風速取得部１１により取得された風速、及び、風速の発現時における出力又はピッチ角の少なくとも一方を、記憶部１８に記憶された相関関係に当てはめて、風況パラメータを同定するように構成されてもよい。このように、風況同定部１４において、風速と、風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとの既知の相関関係を利用すれば、風速取得部１１により取得された風速及びこれに対応する出力又はピッチ角の少なくとも一方から風況パラメータを容易に同定することができる。
【００３１】
また、風況同定部１４は、風速取得部１１で取得された風速と、該風速の発現時における風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方と、に加えてさらに風速取得部１１で取得された乱れ度に基づいて、風況パラメータを同定するように構成されてもよい。風力発電装置１のロータ４に作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータは、ロータ４に作用する風の乱れ度の影響を受け得るため、風況同定部１４においてこの乱れ度をさらに考慮して風況パラメータを同定することによって、モニタリングシステム１０における疲労荷重のモニタリング精度を向上させることができる。
【００３２】
疲労荷重算出部１５は、少なくとも、風況同定部１４によって同定された風況パラメータとロータ４に作用する風の乱れ度とに基づいて、風力発電装置１の部品（例えば、翼２、ナセル６、タワー７及び補機類等）の疲労荷重を算出するように構成されている。ここで算出された疲労荷重は、不図示の出力部からデータ出力されてもよいし、記憶部１８に蓄積されて、必要に応じて寿命の算出等に用いられてもよい。
【００３３】
上記構成を有するモニタリングシステム１０は、主として風力発電装置１の部品の疲労荷重を算出するものである。例えば疲労荷重が風力発電装置１の設計荷重を超過した場合、設計時に考慮された耐用年数に満たない内に風力発電装置の故障若しくは事故が生じる可能性がある。そのため、疲労荷重を低減するような制御を行ったり、あるいは疲労荷重を考慮したメンテナンスを行うことが望ましく、こういった対策を講じるためにも、風力発電装置１の疲労荷重を把握することが重要となる。そこで、本実施形態に係る風力発電装置１は、風力発電装置１が経験する疲労荷重を簡便な装置構成で把握可能としている。
【００３４】
以下、本実施形態に係るモニタリングシステム１０の作用について詳細に説明する。
風力発電装置１に作用する疲労荷重には、風力発電装置１のロータ面へ流入する風エネルギーに起因した荷重が含まれる。特に、風エネルギーの中でも、風力発電装置１に作用する疲労荷重への影響が大きい因子として、ロータ面における風の乱れ度と、ウィンドシア又は吹上角を含む風況パラメータとが挙げられる。例えば、ウィンドシアの存在下では、翼２が１回転する間に翼断面への相対流速ベクトルが変化するため、翼に働く空力荷重は周期的に変化する。これにより風力発電装置１の部品に繰り返し荷重が作用し、風力発電装置１の部品の疲労荷重も増大する。同様に、吹上角も、翼の回転に起因して繰り返し荷重を発生させるものである。そこで、本実施形態では、ロータ面における風の乱れ度と、更にこれに加えてウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータとを用いて風力発電装置１の部品の疲労荷重を算出する構成となっている。
【００３５】
なお、本実施形態では、風力発電装置１の部品の疲労荷重の算出において、最初に、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータの同定を行っている。以下の説明では、疲労荷重を算出するための風況パラメータとしてウィンドシアを用いるとともに、風況パラメータの同定に出力及びピッチ角を用いる場合について例示している。ただし、疲労荷重を算出するための風況パラメータとして吹上角を用いてもよいし、ウィンドシア及び吹上角の両方を用いても良い。また、風況パラメータの同定に、出力又はピッチ角のいずれか一方のみを用いるようにしてもよい。
【００３６】
図２は風力発電装置１のロータ面への流入風を説明するための図である。
同図に示すように、風力発電装置１のロータ面への流入風は、通常、高さＺ方向に異なる風速Ｖを有している。この流入風は、平均風速の空間分布であるウィンドシアと、変動成分である乱れ度とに分けられる。上記したように乱れ度はロータ面内において一定とみなすことができるので、風速計８で計測した風速から乱れ度が導出できる。一方、ウィンドシアは、風速計８の１点における計測では得られない。よって、何らかの方法によりウィンドシアが推定できれば、その値をもとに風力発電装置１の疲労荷重が計算できる。一般的には、ウィンドシアは複数高さに風速計を設置した観測マストやリモートセンシングが用いられているが、いずれも高価である。そこで、本実施形態では、風力発電装置１の性能（例えば風速、出力、ピッチ角等）のモニタリングデータを用いて、ウィンドシアを推定するようにしている。
【００３７】
図３はウィンドシアを説明するための図である。
一実施形態におけるモニタリングシステム１０では、ウインドシアの存在により、ハブ高さでの風速が等しくてもロータ面へ流入する風エネルギーが変化し、風力発電装置１の出力が変化することを利用して、ウインドシアを同定するものである。一般的なアップウィンド型の風力発電装置１においては、図３に示すように、ウインドシアを表すパラメータであるべき指数αの増加に伴い、ロータ４で回転エネルギーに変換可能な風エネルギーは減少する傾向にある。すなわち、べき指数αが増加すると、風力発電装置１の出力は減少するといった相関がある。
【００３８】
この相関を用いてべき指数を求めることができる。
すなわち、風速取得部１１により取得された風速と、出力取得部１２により取得された出力、又は、ピッチ角取得部１３により取得されたピッチ角と、に基づいてべき指数αを同定する。
【００３９】
具体的には、まず、風速取得部１１で取得した風速Ｖと、出力取得部１２で取得した、該風速の発現時における風力発電装置１の出力Ｐとから、図４に示す出力曲線が得られる。そして、記憶部１８に格納された第１相関テーブル１９を用いて、この出力曲線に該当するべき指数αを抽出する。
【００４０】
図５（ａ）はべき指数に対応した出力曲線を示す図で、図５（ｂ）はべき指数に対応した風速とピッチ角の相関を示す図である。図６（ａ）は第１相関テーブルの構成例を示す図で、図６（ｂ）は第２相関テーブルの構成例を示す図である。図７は疲労荷重テーブルの構成例を示す図である。
【００４１】
ここで、図５（ａ）及び図６（ａ）に示す第１相関テーブル１９について説明する。図５（ａ）に示すように、風力発電装置１が定格出力以下（部分負荷）のとき、べき指数αが増加すると風力発電装置１の出力Ｐは減少するというように、べき指数αと、風速Ｖに応じた出力Ｐとは相関性を有する。この相関を本実施形態では第１相関と呼ぶ。この第１相関に基づいて作成したデータテーブルの一例を図６（ａ）に示す。同図に示す第１相関テーブル１９には、風速Ｖに対応した出力Ｐが、べき指数αごとに記憶されている。例えば、風速Ｖ＝４ｍ／ｓに対応した出力Ｐとして、べき指数α＝０．１には出力Ｐ（α＝０．１）１が紐付けられており、べき指数α＝０．２にはＰ（α＝０．２）１が紐付けられている。通常、風力発電装置１が定格出力以下のとき、この出力Ｐ（α＝０．１）１と出力Ｐ（α＝０．２）１とは異なる値を示すため、風速Ｖに応じた出力Ｐからべき指数αを一義的に導くことができる。
【００４２】
一方、風力発電装置１の定格出力時（全負荷時）には、通常、風力発電装置１の出力を一定に維持するため、風力発電装置１の制御量であるピッチ角θがべき指数αに応じて変化する。この関係を利用すれば、上述した出力Ｐと同様に、ピッチ角θに基づいてべき指数αを逆算（同定）することができる。図５（ｂ）に示すように、風力発電装置１の定格出力時、べき指数αが増加すると翼２のピッチ角θは減少するように制御されるため、べき指数αと翼２のピッチ角θとは相関性を有する。この相関を本実施形態では第２相関と呼ぶ。この第２相関に基づいて作成したデータテーブルの一例を図６（ｂ）に示す。同図に示す第２相関テーブル２０には、風速Ｖに対応したピッチ角θが、べき指数αごとに記憶されている。例えば、風速Ｖ＝１４ｍ／ｓに対応したピッチ角θとして、べき指数α＝０．１にはピッチ角θ（α＝０．１）１が紐付けられており、べき指数α＝０．２にはピッチ角θ（α＝０．２）１が紐付けられている。通常、風力発電装置１の定格出力時、このピッチ角θ（α＝０．１）１とピッチ角θ（α＝０．２）１とは異なる値を示すため、風速Ｖに応じたピッチ角θからべき指数αを一義的に導くことができる。
【００４３】
このように、少なくとも、風力発電装置１の出力がその定格出力以下であるときは、風況パラメータの変化が風速に応じた出力変化に表れるため、風速と出力との第１相関（第１相関テーブル１９）を考慮することで風況パラメータを確実に同定することができる。すなわち、風速が同じであっても風況パラメータが異なれば出力が異なることとなり、この出力の変化を用いることで、風速に対応した風況パラメータを同定することが可能となる。また、少なくとも、風力発電装置１の出力がその定格出力以上であるときは、風速とピッチ角との第２相関（第２相関テーブル２０）を考慮することで風況パラメータを確実に同定することができる。すなわち、風速が同じであっても風況パラメータが異なればピッチ角が異なることとなり、このピッチ角の変化を用いることで、風速に対応した風況パラメータを同定することが可能となる。
【００４４】
なお、第１相関テーブル１９又は第２相関テーブル２０は、乱れ度ごとに設けられていてもよい。その場合、風速取得部１１で取得された乱れ度に基づいて、適切な第１相関テーブル１９又は第２相関テーブル２０を選択する。
上記実施形態では、アップウィンド型の風力発電装置１について例示したが、ダウンウィンド型の風力発電装置１にも適用可能である。ダウンウィンド型の風力発電装置の場合べき指数αが増加すると出力が増加する場合もあるが、べき指数αと、風速に対応した出力Ｐ又はピッチ角θとが相関性を有するため、上記と同様にべき指数αを同定できる。
【００４５】
そして、上記したように同定したべき指数αを用いて、疲労荷重算出部１５にて風力発電装置１の部品の疲労荷重を算出する。一実施形態では、図７に示す疲労荷重テーブル２１を用いても疲労荷重を算出してもよい。この疲労荷重テーブル２１には、風速Ｖに対応した疲労荷重ＤＥＬ（以下、疲労荷重Ｄと称する）が、べき指数αごとに記憶されている。例えば、風速Ｖ＝６ｍ／ｓに対応した疲労荷重Ｄとして、べき指数α＝０．１には疲労荷重Ｄ（α＝０．１）１が紐付けられており、べき指数α＝０．２には疲労荷重Ｄ（α＝０．２）１が紐付けられている。この疲労荷重テーブル２１を用いて、同定により得られたべき指数αに対応する疲労荷重Ｄを抽出する。これにより、計測された風車出力から、寿命や交換時期を推定することが可能である。
【００４６】
このように、上記モニタリングシステム１０によれば、荷重計測機器や多数の風速計を用いなくても、風力発電装置１の性能（例えば風速、乱れ度、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方、風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方等）のモニタリングデータを用いて、風力発電装置１の部品の疲労荷重を精度良く算出することができる。
【００４７】
また、上記モニタリングシステム１０は、以下の構成を更に備えていてもよい。
幾つかの実施形態に係るモニタリングシステム１０は、疲労荷重算出部１５によって算出された疲労荷重に基づいて風力発電装置１の部品の寿命を推定するための寿命推定部１６をさらに備える。例えば、疲労荷重を用いた寿命の推定において、下記式（１）を用いることができる。
【数１】
0005984791.tif 000002
なお、式（１）において、Ｔｓｉｔｅは推定寿命、Ｔｄｅｓｉｇｎは設計寿命（耐用年数）、Ｌｓｉｔｅは疲労荷重算出部１５で算出された疲労荷重推定値、Ｌｄｅｓｉｇｎは設計疲労荷重である。
これにより、モニタリング対象の風力発電装置１に作用する風の条件（風況パラメータ）に基づいて算出された風力発電装置１の部品の疲労荷重を活用し、当該部品の寿命推定を高精度に行うことができる。
【００４８】
さらに一実施形態では、寿命推定部１６によって推定された風力発電装置１の部品の寿命に基づいて、風力発電装置１の部品のメンテナンスを促す情報を出力するメンテナンス情報出力部１７をさらに備えていてもよい。例えば、メンテナンス情報出力部１７では、図８に示すメンテナンス情報テーブルを用いて、好適なメンテナンス時期を出力するようにしてもよい。メンテナンス情報テーブル２２には、風力発電装置１の部品の寿命Ｔ０１，Ｔ０２，…と、メンテナンス情報（例えば推奨メンテナンス時期）とが紐つけられて記憶されている。これにより、適切なタイミングで風力発電装置１のメンテナンスを行うことが可能となる。
【００４９】
図９は一実施形態に係る風力発電装置のモニタリング方法を示すフローチャートである。
以下、図９を参照して、一実施形態に係る風力発電装置１のモニタリング方法について詳述する。なお、ここでは風況パラメータとしてウィンドシアを用い、風況パラメータの同定に際しては出力又はピッチ角を用いる場合について例示する。
【００５０】
最初に、モニタリングシステム１０は、風速取得ステップにおいて、風速計８で計測された風速を取得すると共に、風力発電装置１の出力を取得する（Ｓ１）。ここでは、例えば図４に示すような風力発電装置１の出力曲線を取得してもよい。
【００５１】
次いで、風況同定ステップにおいて、風速取得ステップで取得された風速と、風速の発現時における風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、風力発電装置１のロータ４に作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを同定する（Ｓ２）。その際、予め、出力曲線Ｐ（Ｖ）又はピッチ角スケジュールθ（Ｖ）を、べき指数αと乱れ度ＴＩをパラメータとし、風速Ｖに対するテーブル（図６（ａ），（ｂ）参照）として計算しておき、このテーブルを用いて風況パラメータであるべき指数αの同定を行ってもよい。このテーブルの計算においては、翼素運動量理論などに基づく空力弾性応答解析ツール（BLADED, FAST, HAWC2など）を使用してもよい。なお、出力曲線Ｐ（Ｖ）又はピッチ角スケジュールθ（Ｖ）は、以下のパラメータを含む関数によって与えられる。
【数２】
0005984791.tif 000003
具体的に、図６（ａ），（ｂ）に示すテーブルを照会して、定格出力以下であるときは、出力Ｐの実測値から風速Ｖごとにべき指数αを同定する。ここで、乱れ度は、風速計８で計測された風速を処理したものを使用してもよい。同様に、ピッチ角θから風速Ｖごとにべき指数αを同定する。定格出力以上であるときは、ピッチ角θの制御値から風速Ｖごとにべき指数αを同定する。
【００５２】
次いで、疲労荷重算出ステップにおいて、少なくとも、風況同定ステップにて同定された前記風況パラメータと、ロータ４に作用する風の乱れ度とに基づいて、風力発電装置１の部品の疲労荷重を算出する（Ｓ３）。その際、あらかじめ、疲労荷重ＤＥＬ（Ｖ）を、べき指数αと乱れ度ＴＩをパラメータとし、風速Ｖに対するテーブル（図７参照）として計算しておき、このテーブルを用いて疲労荷重を算出してもよい。このテーブルの計算においては、翼素運動量理論などに基づく空力弾性応答解析ツール（BLADED, FAST, HAWC2など）を使用してもよい。なお、疲労荷重ＤＥＬ（Ｖ）は、以下のパラメータを含む関数によって与えられる。
【数３】
0005984791.tif 000004
具体的に、図７に示す疲労荷重テーブル２１を用いて、風況同定ステップで同定されたべき指数αに対応する疲労荷重Ｄを風速Ｖごとに抽出する。そして、各風速Ｖの疲労荷重Ｄを風速出現率を用いて通算し、通年の疲労荷重Ｌｓｉｔｅとする。
【００５３】
また、上記風力発電装置１のモニタリング方法では、寿命推定ステップにおいて、疲労荷重算出ステップで算出された疲労荷重に基づいて風力発電装置１の部品の寿命を推定してもよい（Ｓ４）。この場合、上述の式（１）によって疲労荷重から寿命を推定することができる。
【００５４】
さらに、上記風力発電装置１のモニタリング方法では、メンテナンス情報出力ステップにおいて、寿命推定ステップによって推定された部品の寿命に基づいて、部品のメンテナンスを促す情報を出力してもよい（Ｓ５）。この場合、既に説明した図８に示すメンテナンス情報テーブル２２を用いて部品のメンテナンスを促す情報を出力してもよい。
【００５５】
なお、上述の実施形態では、風況パラメータとしてウィンドシアを用い、且つ、風況パラメータの同定に風力発電装置１の出力を用いた場合について詳細に説明したが、本実施形態はこの構成に限定されるものではなく、風況パラメータとしてはウィンドシアの替わりに吹上角を用いてもよいし、ウィンドシア及び吹上角の両方を用いてもよい。また、風況パラメータの同定には、風力発電装置１の出力の替わりにピッチ角を用いてもよいし、出力及びピッチ角の両方を用いてもよい。
【００５６】
以上説明したように、上述の実施形態によれば、荷重計測機器や多数の風速計を用いなくても、風力発電装置１の性能（例えば風速、乱れ度、ウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方、風力発電装置１の出力又はピッチ角の少なくとも一方等）のモニタリングデータを用いて、風力発電装置１の部品の疲労荷重を精度良く算出することができる。
【００５７】
また、上述の実施形態に係るモニタリングシステム１０は、複数の風力発電装置１を有するウィンドファームにも適用できる。
すなわち、一実施形態に係るウィンドファームのモニタリングシステムは、
ウィンドファームに属する風力発電装置の各々に関して風速を取得するための風速取得部（図１における風速取得部１１に相当）と、風速取得部により取得された風速と、風速の発現時における風力発電装置の各々の出力又はピッチ角の少なくとも一方とに基づいて、風力発電装置の各々のロータに作用する風のウィンドシア又は吹上角の少なくとも一方を含む風況パラメータを風力発電装置の各々について同定するための風況同定部（図１における風況同定部１４に相当）と、少なくとも、風況同定部によって同定された風況パラメータとロータに作用する風の乱れ度とに基づいて、風力発電装置の各々に関して該風力発電装置の部品の疲労荷重を算出するための疲労荷重算出部（図１における疲労荷重算出部１５に相当）とを備える。
【００５８】
上記ウィンドファームのモニタリングシステムによれば、荷重計測機器や多数の風速計を用いなくても、風力発電装置の各々の性能のモニタリングデータを用いて、風力発電装置の各々に関して該風力発電装置の部品の疲労荷重を精度良く算出することができる。
なお、このウィンドファームのモニタリングシステムにおいても、上述した寿命推定部１６、メンテナンス情報出力部１７等を備えていてもよく、上述したモニタリングシステム１０の構成を適用可能である。
【００５９】
以上、本発明の実施形態について詳細に説明したが、本発明はこれに限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲において、各種の改良や変形を行ってもよいのはいうまでもない。
【符号の説明】
【００６０】
１          風力発電装置
２          翼
３          ハブ
４          ロータ
５          発電機
６          ナセル
７          タワー
８          風速計
９          ピッチ角制御機構
１０        モニタリングシステム
１１        風速取得部
１２        出力取得部
１３        ピッチ角取得部
１４        風況同定部
１５        疲労荷重算出部
１６        寿命推定部
１７        メンテナンス情報出力部
１８        記憶部
１９        第１相関テーブル
２０        第２相関テーブル
２１        疲労荷重テーブル
２２        メンテナンス情報テーブル
【図１】
0005984791.tif 000005
【図２】
0005984791.tif 000006
【図３】
0005984791.tif 000007
【図４】
0005984791.tif 000008
【図５】
0005984791.tif 000009
【図６】
0005984791.tif 000010
【図７】
0005984791.tif 000011
【図８】
0005984791.tif 000012
【図９】
0005984791.tif 000013