(57)【要約】【課題】機械強度の低下による風力発電装置の固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置の異常有無を検知可能な風力発電装置の状態監視装置を提供する。【解決手段】周波数分析部１２０，１２２は、それぞれ振動センサ７０，７２により検出される振動の周波数分析を行なう。固有振動数検出部１３０は、周波数分析の結果に基づいて、ナセルの向きに応じた風力発電装置の固有振動数を検出する。変化率算出部１５０は、固有振動数検出部１３０により検出される固有振動数の低下率を算出する。異常検知部１６０は、変化率算出部１５０により算出された固有振動数の低下率がしきい値を超えると、風力発電装置が異常であると判定する。【選択図】図６
2015072006.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
支柱上に回動可能に支持されるナセルを有する風力発電装置の状態監視装置であって、
前記風力発電装置に生じる振動を検出する振動検出部と、
前記振動検出部により検出される振動の周波数分析を行なう周波数分析部と、
前記周波数分析の結果に基づいて、前記ナセルの向きに応じた前記風力発電装置の固有振動数を検出する固有振動数検出部と、
前記固有振動数検出部により検出される固有振動数に基づいて前記風力発電装置の異常有無を検知する異常検知部とを備える、風力発電装置の状態監視装置。
【請求項２】
前記ナセルの向きは、複数に区分され、
前記固有振動数検出部は、前記周波数分析の結果に基づいて、前記ナセルの向きの区分毎に前記固有振動数を検出し、
前記異常検知部は、区分毎に検出された複数の前記固有振動数のうちのいずれかについて前記風力発電装置の設置当初からの低下率が所定値を超えると、前記風力発電装置が異常であると検知する、請求項１に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項３】
前記固有振動数検出部は、前記ナセルの向きの区分毎に少なくとも６つの異なる固有振動数を検出する、請求項１または２に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項４】
前記固有振動検出部は、所定の環境条件が予め定められた期間継続した場合に前記固有振動数を検出する、請求項１から３のいずれか１項に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項５】
前記周波数分析部は、前記振動検出部により検出される振動の波形に対してフーリエ変換を実行することによって前記周波数分析を行ない、
前記フーリエ変換の対象となる波形の時間軸長さは、３００秒以上である、請求項１から４のいずれか１項に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項６】
前記振動検出部は、複数の振動センサを含む、請求項１から５のいずれか１項に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項７】
前記固有振動数検出部は、前記複数の振動センサのうちの第１の振動センサにより検出される振動のスペクトルの位相と、前記複数の振動センサのうちの第２の振動センサにより検出される振動のスペクトルの位相との比較結果に基づいて、前記風力発電装置の振動モードを同定する、請求項６に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項８】
前記第１の振動センサは、前記支柱に対する前記ナセルの回動軸よりも前記ナセルの前方側に設けられ、
前記第２の振動センサは、前記回動軸よりも前記ナセルの後方側に設けられる、請求項７に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【請求項９】
前記風力発電装置は、風力を受けるブレードの回転に伴なって回転する回転機器の振動を検出する回転振動検出部を含み、
前記振動検出部は、前記回転振動検出部よりも低い周波数の振動を検出可能に構成される、請求項１から８のいずれか１項に記載の風力発電装置の状態監視装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、風力発電装置の状態監視装置に関し、特に、支柱上に回動可能に支持されるナセルを有する風力発電装置の状態監視装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
環境に配慮した発電設備として風力発電装置が注目されている。風力発電装置においては、風力を回転力に変換するブレードおよびその回転力を電力に変換するための変換装置（増速機および発電機）を格納するナセルが支柱上の高所（たとえば地上数十メートル）に配設される。ナセルは、支柱上に回動可能に支持され、風向きに応じて回動するように構成されている。
【０００３】
このような風力発電装置においては、種々の状態監視が行なわれている。たとえば、ブレードからの回転力を伝達する主軸を受ける軸受や、増速機に設けられる軸受などの状態監視に適用可能な、加速度センサを用いた異常予知装置が知られている（たとえば特許文献１参照）。
【０００４】
また、特開２０１１−１８５６３２号公報（特許文献２）には、振動センサで検出された振動信号の周波数を分析して得られる固有振動数の変化に基づいて、風力発電装置のブレードに設けられる軸受の異常を精度良く検出する異常検出装置が開示されている（特許文献２参照）。
【０００５】
一方、風力発電装置の非回転部（代表的には支柱（タワー））の状態監視については、現状、定期的な目視検査や打音検査などにより異常検知が行なわれている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００５−１６４３１４号公報
【特許文献２】特開２０１１−１８５６３２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
風力発電装置において、軸受や増速機等の回転部材だけでなく、支柱に代表される非回転部についても自動で状態監視を行なうことが望まれている。具体的には、支柱に生じた亀裂や結合要素（ボルトや溶接等）の損傷等に起因する機械強度（剛性）の低下を自動で検出することが望まれている。一般的に、機械強度の低下は、固有振動数の変化（低下）を検出することによって検知可能である。しかしながら、支柱の剛性には、支柱の周方向における結合要素の強度ばらつきや、支柱のベース（土台）の形状等に起因した異方性があり、この支柱の剛性の異方性によって固有振動数が変化する。このために、機械強度の低下による固有振動数の変化を正確に検出できない可能性がある。
【０００８】
それゆえに、この発明の目的は、機械強度の低下による風力発電装置の固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置の異常有無を検知可能な風力発電装置の状態監視装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
この発明によれば、風力発電装置の状態監視装置は、支柱上に回動可能に支持されるナセルを有する風力発電装置の状態監視装置であって、振動検出部と、周波数分析部と、固有振動数検出部と、異常検知部とを備える。振動検出部は、風力発電装置に生じる振動を検出する。周波数分析部は、振動検出部により検出される振動の周波数分析を行なう。固有振動数検出部は、周波数分析の結果に基づいて、ナセルの向きに応じた風力発電装置の固有振動数を検出する。異常検知部は、固有振動数検出部により検出される固有振動数に基づいて風力発電装置の異常有無を検知する。
【００１０】
好ましくは、ナセルの向きは、複数に区分される。固有振動数検出部は、周波数分析の結果に基づいて、ナセルの向きの区分毎に固有振動数を検出する。異常検知部は、区分毎に検出された複数の固有振動数のうちのいずれかについて風力発電装置の設置当初からの低下率が所定値を超えると、風力発電装置が異常であると検知する。
【００１１】
好ましくは、固有振動数検出部は、ナセルの向きの区分毎に少なくとも６つの異なる固有振動数を検出する。
【００１２】
好ましくは、固有振動検出部は、所定の環境条件が予め定められた期間継続した場合に固有振動数を検出する。一例として、数日間にわたり周囲の温度及び湿度が安定し、かつ、晴天の場合に、固有振動検出部は固有振動数を検出する。
【００１３】
好ましくは、周波数分析部は、振動検出部により検出される振動の波形に対してフーリエ変換を実行することによって周波数分析を行なう。フーリエ変換の対象となる波形の時間軸長さは、３００秒以上である。
【００１４】
好ましくは、振動検出部は、複数の振動センサを含む。
さらに好ましくは、固有振動数検出部は、複数の振動センサのうちの第１の振動センサにより検出される振動のスペクトルの位相と、複数の振動センサのうちの第２の振動センサにより検出される振動のスペクトルの位相との比較結果に基づいて、風力発電装置の振動モードを同定する。
【００１５】
さらに好ましくは、第１の振動センサは、支柱に対するナセルの回動軸よりもナセルの前方側に設けられる。第２の振動センサは、回動軸よりもナセルの後方側に設けられる。
【００１６】
好ましくは、風力発電装置は、風力を受けるブレードの回転に伴なって回転する回転機器の振動を検出する回転振動検出部を含む。振動検出部は、回転振動検出部よりも低い周波数の振動を検出可能に構成される。
【発明の効果】
【００１７】
この発明においては、ナセルの向きに応じた風力発電装置の固有振動数が検出されるので、機械強度の低下による固有振動数の変化を、ナセルの向きが変わることによる固有振動数の変化と切り離して検出することができる。したがって、この発明によれば、機械強度の低下による風力発電装置の固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置の異常有無を検知することができる。また、定期的な目視検査や打音検査などを廃止したり、または検査間隔を延長したりすることが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】この発明の実施の形態１による状態監視装置が適用される風力発電装置の外観図である。
【図２】風力発電装置の構成を詳細に示した図である。
【図３】タワーに亀裂が生じた場合の亀裂の長さと固有振動数との関係の一例を示した図である。
【図４】亀裂の長さと固有振動数の低下率との関係の一例を示した図である。
【図５】風力発電装置を上方から見た図である。
【図６】図２に示す状態監視装置の機能ブロック図である。
【図７】周波数分析部の処理を説明するための図である。
【図８】状態監視装置において監視される固有振動数を示した図である。
【図９】発電機の定格に応じて区分される固有振動数を説明するための図である。
【図１０】実施の形態３における状態監視装置の機能ブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、図面を参照しつつ、本発明の実施の形態について説明する。以下に複数の実施の形態について説明するが、各実施の形態で説明された構成を適宜組合わせることは出願当初から予定されている。なお、以下の説明では、同一または対応する要素には同一の符号を付して、それらについての詳細な説明は繰り返さない。
【００２０】
［実施の形態１］
図１は、この発明の実施の形態１による状態監視装置が適用される風力発電装置の外観図である。図１を参照して、風力発電装置１０は、ロータヘッド２０と、ブレード３０と、ナセル９０と、タワー１００とを備える。タワー１００の上部にナセル９０が設置される。ナセル９０は、タワー１００の上部において回動可能に支持され、風向きに応じてナセル９０の向き（ヨー角）が制御される。
【００２１】
ブレード３０は、ロータヘッド２０の周方向に取り付けられる。ブレード３０は、ピッチ角（ブレード３０の風受け面の角度）を変更可能に構成され、風力等に応じてピッチ角が適宜制御される。ロータヘッド２０には、ナセル９０の内部に導入される主軸が接続されており、主軸は、出力軸に発電機が接続される増速機の入力軸に連結される（図示せず）。
【００２２】
図２は、風力発電装置１０の構成を詳細に示した図である。図２を参照して、ナセル９０の内部には、主軸３５と、増速機４０と、発電機５０と、主軸用軸受６０と、振動センサ６５，７０，７２と、状態監視装置８０とが設けられる。ナセル９０は、タワー１００上においてヨー駆動装置１０５により回動自在に支持される。
【００２３】
主軸３５は、ロータヘッド２０に接続され、ロータヘッド２０からナセル９０内に進入して増速機４０の入力軸に接続される。主軸３５は、ブレード３０が風力を受けることによって発生する回転力を増速機４０の入力軸へ伝達する。ブレード３０は、ロータヘッド２０に設けられ、風力を回転力に変換して主軸３５に伝達する。
【００２４】
増速機４０は、主軸３５と発電機５０との間に設けられ、主軸３５の回転速度を増速して発電機５０へ出力する。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。発電機５０は、増速機４０の出力軸に接続され、増速機４０から受ける回転力によって発電する。発電機５０は、たとえば、誘導発電機によって構成される。
【００２５】
主軸用軸受６０は、主軸３５を回転自在に支持する。主軸用軸受６０は、転がり軸受によって構成され、たとえば、自動調心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。主軸用軸受６０は、単列のものでも複列のものでもよい。振動センサ６５は、主軸用軸受６０の振動を検出する。なお、振動センサ６５は、この発明における「回転振動検出部」の一実施例に対応するものである。
【００２６】
振動センサ７０，７２は、風力発電装置１０に生じる振動を検出する。この風力発電装置１０に生じる振動を検出する振動センサの数は、１つであってもよいし、３つ以上あってもよいが、複数であることが好ましい。１つのセンサが振動の節に存在しても、その他のセンサで振動を検出したり、個々のセンサの出力は小さくても複数のセンサの出力に基づいて固有振動が発生しているものと判断したりし得るからである。
【００２７】
振動センサ７０，７２の各々は、水平方向に直交する２軸方向の振動を少なくとも検知可能であり、たとえば圧電素子を用いた加速度センサによって構成される。振動センサ７０，７２は、主軸用軸受６０の振動を検出する振動センサ６５よりも低い周波数の振動を検出可能に構成され、たとえば０．０５Ｈｚの低周波まで測定可能（±３ｄＢ範囲）な公知の低周波用の加速度センサを採用可能である。
【００２８】
この実施の形態１では、振動センサ７０，７２は、ナセル９０内に設けられ、たとえばナセル９０内のフレームに取り付けられる。振動センサ７０は、タワー１００に対するナセル９０の回動軸よりもナセル９０の前方側（ロータヘッド２０側）に設けられる。一方、振動センサ７２は、タワー１００に対するナセル９０の回動軸よりもナセル９０の後方側（発電機５０側）に設けられる。なお、振動センサ７０，７２の配置は、このようなものに限定されるものではないが、図示されるようにナセル９０の回動軸を挟んで両側にそれぞれ振動センサ７０，７２を配置することによって、風力発電装置１０の振動モードを精度よく同定することが可能となる（後述）。
【００２９】
状態監視装置８０は、振動センサ７０，７２の検出値を受ける。そして、状態監視装置８０は、予め準備されたプログラム等に従って風力発電装置１０の状態監視処理を実行する。状態監視装置８０による状態監視の一例として、状態監視装置８０は、風力発電装置１０の固有振動数を検出し、設備設置当初からの固有振動数の変化（低下）を監視することによって、金属疲労等によりタワー１００に生じた亀裂や結合要素（ボルトや溶接等）の損傷等に起因する機械強度（剛性）の低下が生じているか否かを検知する。風力発電装置１０の固有振動数の検出については、状態監視装置８０は、振動センサ７０，７２によって検出される振動波形の周波数分析を行ない、その周波数分析結果に基づいて固有振動数を検出する。
【００３０】
図３，図４を用いて、タワー１００に亀裂が生じた場合の固有振動数の変化（低下）について解析したシミュレーション結果を説明する。図３は、タワーに亀裂が生じた場合の亀裂の長さと固有振動数との関係の一例を示した図である。図４は、亀裂の長さと固有振動数の低下率との関係の一例を示した図である。この図３，図４では、一例として、タワー１００のねじり振動についての固有振動数が示されている。
【００３１】
シミュレーションは、風力発電装置１０の有限要素モデルを作成し、タワー１００に亀裂が生じていない場合と、所定量の亀裂を与えた場合とについて行なった。シミュレーションでは、タワー１００は、直径２ｍ板厚８ｍｍの鋼製の薄肉円筒であって高さ５０ｍとし、タワー１００の上端に近いところに鋼板の厚みに達する亀裂を周方向に与えた。
【００３２】
図３，図４を参照して、亀裂長角度（ｄｅｇ）は、タワー１００の周方向に与えた亀裂の長さを表わすものであり、亀裂長角度０°は亀裂無しの場合を示し、亀裂長角度１８０°はタワー周方向の半周にわたって亀裂を与えた場合を示す。
【００３３】
亀裂長角度６０°（タワー全周の１／６）では、固有振動数の低下は見られないが、亀裂長角度１２０°（タワー全周の１／３）になると、固有振動数の低下が見られ、亀裂長角度１８０°（タワー全周の１／２）では、固有振動数が大きく低下する。このように、タワー１００に亀裂が生じると、タワー１００の剛性が低下し、固有振動数の低下となって現れる。そこで、振動センサ７０，７２の検出値を用いて風力発電装置１０の固有振動数を検出し、設備設置当初からの固有振動数の変化（低下）を監視することによって、タワー１００に生じた亀裂や結合要素（ボルトや溶接等）の損傷等の異常が検知される。
【００３４】
ここで、風力発電装置１０の固有振動数は、ナセル９０の向き（ヨー角）によって変化する。タワー１００以下の構造物の剛性について、タワー１００の周方向にばらつきがあるからである。すなわち、一般的に、タワーは、いくつかの円筒部材をフランジのついたリング状の鋼部材で繋ぎ合わせることによって構成されるところ、フランジ面の加工誤差やボルト締付力のばらつき等によって、タワー全体の曲げ剛性には方向（水平方向）によるばらつきがある。また、地面にはコンクリートのベース等が設けられるが、このベースの形状もタワーの周方向に均一であるとは限らない。ベースが設置される地面自体の剛性も、方向によるばらつきは少なからず存在し得る。
【００３５】
このように、タワーを含むタワー以下の構造物の剛性は、タワーの周方向にばらついており、以下では、これを「タワーの剛性の異方性」と称する。ナセル９０は、図１，２に示したように長方形あるいは長筒状の形状をしているので、ナセル９０の向きが変わると、タワー以下の構造物にかかる力の分布が変わり、タワーの剛性の異方性によって固有振動数が変化する。そこで、この実施の形態１では、図５に示すように、任意の基準方向からのナセル９０の向きαに応じて風力発電装置１０の固有振動数を監視する。これにより、タワーの剛性の異方性による、ナセル９０の向きαに応じた固有振動数の変化の影響を排除し、タワー１００に生じた亀裂等による剛性低下に基づく固有振動数の変化（低下）を精度よく検出することができる。
【００３６】
図６は、図２に示した状態監視装置８０の機能ブロック図である。図６を参照して、状態監視装置８０は、ハイパスフィルタ（ＨＰＦ）１１０，１１２と、周波数分析部１２０，１２２と、固有振動数検出部１３０と、記憶部１４０と、変化率算出部１５０と、異常検知部１６０とを含む。
【００３７】
ＨＰＦ１１０は、振動センサ７０から受ける検出信号について、予め定められた周波数よりも高い信号成分を通過させ、低周波成分を遮断する。ＨＰＦ１１０は、振動センサ７０の検出信号に含まれる直流成分を除去するために設けられるものである。振動センサ７０の検出信号が直流成分を含まないものであれば、ＨＰＦ１１０を省略してもよい。
【００３８】
周波数分析部１２０は、ＨＰＦ１１０によって直流成分が除去された振動波形に対して周波数分析を行ない、分析結果を固有振動数検出部１３０へ出力する。具体的には、周波数分析部１２０は、ＨＰＦ１１０から受ける振動波形に対して高速フーリエ変換（ＦＦＴ）処理を行ない、図７に示すようなフーリエスペクトルおよび位相差スペクトルの算出結果を固有振動数検出部１３０へ出力する。
【００３９】
図３に示したように、風力発電装置１０の固有振動数は、低いところでは０．３Ｈｚ程度になり得るところ、この固有振動数についてたとえば１％の変化を監視するためには、０．００３Ｈｚ程度の周波数分解能が必要となる。そこで、この実施の形態１では、周波数分析部１２０におけるフーリエ変換の対象となる振動波形の時間軸長さＴは３００秒以上とされる。周波数分解能は、１／Ｔで表わされるので、０．００３Ｈｚ程度の周波数分解能を実現するためには、時間軸長さＴは３００秒以上の長さが必要となるからである。
【００４０】
なお、特に図示しないが、フーリエ変換によって得られたスペクトルを複数回測定して平均化してもよい。これにより、ランダムなノイズ成分を小さくすることができる。
【００４１】
ＨＰＦ１１２は、振動センサ７２の検出信号を受ける。周波数分析部１２２は、ＨＰＦ１１２によって直流成分が除去された振動波形を受ける。ＨＰＦ１１２および周波数分析部１２２の構成は、それぞれＨＰＦ１１０および周波数分析部１２０と同様であるので、説明を繰り返さない。
【００４２】
固有振動数検出部１３０は、周波数分析部１２０，１２２による周波数分析の結果に基づいて、風力発電装置１０の固有振動数を検出する。詳しくは、図７に示すように、フーリエスペクトルにおいては、固有振動数ｆはピーク値で示され、位相差スペクトルにおいては、固有振動数ｆはスペクトルの位相が反転するゼロクロス点で示される。そこで、固有振動数検出部１３０は、周波数分析部１２０および／または１２２から受けるフーリエスペクトルのピーク値を検出するか、あるいは周波数分析部１２０および／または１２２から受ける位相差スペクトルのゼロクロス点を検出することによって固有振動数ｆを検出する。
【００４３】
ここで、上述のように、風力発電装置１０の固有振動数は、ナセル９０の向きα（図５）によって変化するところ、この実施の形態１では、ナセル９０の向きに応じて固有振動数が監視される。
【００４４】
図８は、状態監視装置８０において監視される固有振動数を示した図である。図８を参照して、ナセル９０の向きは、３０°毎に区分される。そして、固有振動数検出部１３０は、上述の方法によって固有振動数を検出するとともにその検出時のナセル９０の向きを取得し、ナセル９０の向きに応じた区分の固有振動数を検出したものとする。ナセル９０の向きは、ヨー駆動装置１０５（図２）に設けられる角度センサ、あるいはヨー駆動装置１０５への角度指令値に基づいて検知可能である。なお、区分はこれに限定されるものではない。１区分の範囲を広くして区分の数を減らしてもよいし、１区分の範囲を狭くして区分の数を増やしてもよい。
【００４５】
なお、ナセル９０の向きを回転させるヨー駆動装置１０５が作動している状態では、駆動用歯車の接触剛性が増すので、ナセル９０とタワー１００とのねじり方向の剛性も向上する。そこで、ヨー駆動装置１０５の消費電力や回転速度等を入力または測定し、これらに応じて区分をさらに細分化して固有振動数を記憶・比較し、固有振動数の低下を検出してもよい。たとえば、ヨー駆動装置１０５の消費電力が定格の１０％以下、１０〜６０％、そして６０％以上と、ナセル９０の各向きに対してさらに区分を設けるとよい。
【００４６】
さらに、この実施の形態１では、各区分において６つの固有振動数が検出される。たとえば、ナセル９０の向きが０〜３０°の区分において、ｆ１（１）〜ｆ１（６）の６つの固有振動数が検出される。このようにした理由は以下のとおりである。すなわち、振動モードとしては、タワーの曲げとねじりとについて確認する必要がある。この場合、曲げについては、重根が存在するので２つの固有値が存在し、ねじりについては、１つの固有値が存在する。また、曲げおよびねじりの各々の振動モードについて高次のモードが存在するところ、この実施の形態１では、少なくとも２次までの振動モードを確認することとして、合計６つの固有振動数を検出することとしたものである。なお、より高次のモードまで確認するために、より多くの固有振動数を検出してもよい。
【００４７】
なお、各区分において少なくとも６つの固有振動数を検出することは、この発明においては必須の構成ではない。たとえば、シミュレーション結果から、タワーの周方向に生じる亀裂に対しては、タワーのねじり振動の固有振動数が相対的に大きく変化するので、各区分においてねじり振動の固有振動数のみを検出するようにしてもよい。
【００４８】
再び図６を参照して、固有振動数検出部１３０は、設備設置当初に検出される固有振動数をナセル９０の向きの区分毎に記憶部１４０に記録する。なお、図８に示される各固有振動数が設備設置後直ちに検出されるとは限らないが、風力発電装置１０の稼働時間の累積に伴ない全ての固有振動数が検出されて記録される。あるいは、各区分において固有振動数を検出するために、ナセル９０の向きが各区分に入るようにナセル９０を強制的に回動させてもよい。そして、記憶部１４０に記録された設備設置当初の各固有振動数を基準として、固有振動数の低下に基づく状態監視が行なわれる。
【００４９】
変化率算出部１５０は、固有振動数検出部１３０によって検出される固有振動数、およびその検出時のナセル９０の向きに関する情報を受ける。そして、変化率算出部１５０は、ナセル９０の向きに応じた固有振動数の基準値（設備設置当初の値）を記憶部１４０から読出し、固有振動数検出部１３０から受ける固有振動数と比較することによって固有振動数の低下率を算出する。なお、上述のように、固有振動数は区分毎に６つ管理されており、検出された各固有振動数について低下率が算出される。
【００５０】
異常検知部１６０は、変化率算出部１５０の算出結果に基づいて、風力発電装置１０の異常を検知する。すなわち、異常検知部１６０では、６つの固有振動数に対して異常と判定するための固有振動数低下率のしきい値が予め設定されており、変化率算出部１５０により算出された低下率がしきい値を超える場合には、風力発電装置１０が異常であると判定される。なお、ナセル９０の向きのいずれかの区分において６つの固有振動数の１つでも低下率がしきい値を超えると、風力発電装置１０が異常であると判定される。
【００５１】
なお、上記においては、設備設置当初の固有振動数が記憶部１４０に記録されるものとしたが、固有振動数検出部１３０により検出される固有振動数をナセル９０の向きの区分毎に常時記録し、変化率算出部１５０は、記憶部１４０に記録されたデータに基づいて変化率を算出するようにしてもよい。
【００５２】
また、特に図示しないが、異常検知部１６０による異常有無の検知結果は、無線または有線の通信手段によって外部の状態監視サーバ等に送信され、異常が検知された場合には、風力発電装置１０や状態監視サーバ等においてアラームが表示される。
【００５３】
なお、固有振動数を精度よく検出するためには、固有振動を励起させる外力が大きい方が望ましい。そこで、固有振動数検出部１３０が固有振動数を検出する条件として、たとえば、風速や発電機５０の発電量、主軸３５の回転速度等に下限を設けてもよい。あるいは、ナセル９０の向きの上記区分のうち最も風の吹く方向（範囲）に対応する区分に限定して、固有振動数検出部１３０が固有振動数を検出するようにしてもよい。
【００５４】
また、特に図示しないが、固有振動数の検出は、ブレードに含まれる水分量や、ブレードの内部・外部に付着・堆積した水・氷・雪等の量が変化しない状況において行なわれるのが好ましい。ブレードは、軽量化のために、ＣＦＲＰ（Carbon  Fiber  Reinforced  Plastics：炭素繊維強化プラスチック）やＧＦＲＰ（Glass  Fiber  Reinforced  Plastics：ガラス繊維強化プラスチック）等によって構成されたり、内部に空洞が設けられたりするところ、吸水性を有する上記材料の吸水量やブレード内部の空洞に侵入した水分量の変化、或いはブレードの内部・外部に付着・堆積した水・氷・雪等の量の変化に伴なう質量変化は、検出される固有振動数に影響を及ぼすからである。
【００５５】
そこで、気温や湿度を計測し、これらの情報に基づいて、たとえば気温１０℃以上で湿度７０％以下である時間が７２時間以上継続したような場合にのみ、固有振動数の検出及び異常判定を行なうようにしてもよい。なお、上記の温度、湿度、継続時間は一例であり、風力発電装置を設置した場所に応じて異常判定を行なう条件を決定することができる。また、温度や湿度だけでなく天候の情報を併用してもよく、たとえば晴天の場合に固有振動数の検出及び異常判定を行なうようにしてもよい。
【００５６】
以上のように、この実施の形態１においては、ナセル９０の向きに応じた風力発電装置１０の固有振動数が検出されるので、タワー１００の剛性低下による固有振動数の変化を、ナセル９０の向きが変わることによる固有振動数の変化と切り離して検出することができる。したがって、この実施の形態１によれば、タワー１００の剛性低下による風力発電装置１０の固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置１０の異常有無を検知することができる。また、定期的な目視検査や打音検査などを廃止したり、または検査間隔を延長したりすることが可能となる。
【００５７】
また、この実施の形態１によれば、ナセル９０の向きの区分毎に６つの異なる固有振動数が検出され監視されるので、風力発電装置１０に生じる振動モードに応じた固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置の異常有無を検知することができる。
【００５８】
また、この実施の形態１によれば、周波数分析部１２０，１２２におけるフーリエ変換の対象となる振動波形の時間軸長さを３００秒以上としたので、０．３Ｈｚ程度の低周波の固有振動数についても、固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置１０の異常有無を検知することができる。
【００５９】
［実施の形態２］
風力発電装置１０に対する励振力となり得るものには、主に、風力、ブレード３０の回転による遠心力、増速機４０の歯車の噛み合い伝達誤差による力などがある。この実施の形態２では、増速機４０の歯車の噛み合い伝達誤差により生じる励振力に着目し、発電機５０の発電量に応じて固有振動数がさらに区分される。これにより、たとえば、発電量が多いとき（たとえば定格の８０％以上）よりも発電量が中程度のとき（たとえば定格の５０％程度）の方がフーリエスペクトルにおいて固有振動数のピークが卓越している場合に、発電量が中程度のときに検出される固有振動数を用いてより正確に異常判定を行なうことが可能となる。
【００６０】
この実施の形態２における風力発電装置の構成は、実施の形態１における風力発電装置１０と同じである。
【００６１】
図９は、発電機５０の定格に応じて区分される固有振動数を説明するための図である。図９とともに図８を参照して、ナセル９０の向きが０〜３０°のときの固有振動数ｆ１（１）について、発電機５０の定格がたとえば０〜４０％、４０〜８０％、８０％以上の３つの区分にさらに分類される。図示しないが、ナセル９０の向きに応じて区分される、図８に示したその他の固有振動数の各々についても、固有振動数ｆ１（１）と同様に、発電機５０の定格に応じて固有振動数がさらに区分される。
【００６２】
この実施の形態２によれば、増速機４０の歯車の噛み合い伝達誤差により生じる励振力の影響を大きく受ける振動モードの固有振動数を的確に検出して、風力発電装置１０の異常有無を検知することができる。
【００６３】
なお、上記においては、発電機５０の発電量に応じて固有振動数をさらに区分するものとしたが、その他にも、風速や風向（特にナセル９０の向きに対する風向）に応じて固有振動数を区分してもよい。
【００６４】
［実施の形態３］
図２に示したように、振動センサ７０は、タワー１００に対するナセル９０の回動軸よりもナセル９０の前方側（ロータヘッド２０側）に設けられ、振動センサ７２は、タワー１００に対するナセル９０の回動軸よりもナセル９０の後方側（発電機５０側）に設けられる。すなわち、振動センサ７０，７２は、ナセル９０の回動軸を挟んで反対側に配設される。この実施の形態３では、このような振動センサ７０，７２の配置のもとで、風力発電装置１０の振動モード（曲げ／ねじり）が精度良く同定される。
【００６５】
具体的には、振動センサ７０からの信号に基づく振動のスペクトルと、振動センサ７２からの信号に基づく振動のスペクトルとの位相が反転しているとき、ねじりの振動モードが生じていると判定される。また、振動センサ７０からの信号に基づく振動のスペクトルと、振動センサ７２からの信号に基づく振動のスペクトルとの位相が同じであれば、曲げの振動モードが生じていると判定される。
【００６６】
この実施の形態３における風力発電装置の全体構成は、図１，２に示した実施の形態１における風力発電装置１０と同じである。
【００６７】
図１０は、実施の形態３における状態監視装置８０Ａの機能ブロック図である。図１０を参照して、この状態監視装置８０Ａは、図６に示した状態監視装置８０の構成において、振動モード同定部１７０をさらに含む。
【００６８】
振動モード同定部１７０は、周波数分析部１２０，１２２による周波数分析結果に基づいて、発生している振動モードを同定する。詳しくは、振動モード同定部１７０は、周波数分析部１２０から受けるスペクトルの位相と、周波数分析部１２２から受けるスペクトルの位相とを比較する。そして、振動モード同定部１７０は、位相が互いに反転していれば、ねじりの振動モードが発生しているものと判定し、互いの位相が略一致していれば、曲げの振動モードが発生しているものと判定する。そして、振動モード同定部１７０は、その同定結果を異常検知部１６０へ通知する。
【００６９】
これにより、変化率算出部１５０の算出結果に基づいて風力発電装置１０の異常が検知された場合に、振動モード同定部１７０による振動モードの同定結果に基づいて、どのような振動モードが生じているかについても検知することができる。
【００７０】
以上のように、この実施の形態３によれば、風力発電装置１０の固有振動数の変化を正確に検出して風力発電装置１０の異常有無を検知するとともに、異常時の風力発電装置１０の振動モードを精度良く同定することができる。
【００７１】
なお、上記の各実施の形態においては、ナセル９０内に設けられる状態監視装置８０，８０Ａによって風力発電装置１０の異常検知が行なわれるものとしたが、たとえば、周波数分析部１２０，１２２（図６，図１０）の分析結果を外部の状態監視サーバ（図示せず）へ送信し、状態監視サーバによって固有振動数の検出を行なうことによって異常有無を検知してもよい。
【００７２】
今回開示された各実施の形態は、適宜組合わせて実施することも予定されている。そして、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、上記した実施の形態の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許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。
【符号の説明】
【００７３】
１０  風力発電装置、２０  ロータヘッド、３０  ブレード、３５  主軸、４０  増速機、５０  発電機、６０  主軸用軸受、６５，７０，７２  振動センサ、８０，８０Ａ  状態監視装置、９０  ナセル、１００  タワー、１０５  ヨー駆動装置、１１０，１２０  ＨＰＦ、１２０，１２２  周波数分析部、１３０  固有振動数検出部、１４０  記憶部、１５０  変化率検出部、１６０  異常検知部、１７０  振動モード同定部。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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