特開 2023-2029 風力発電装置の余寿命診断方法および余寿命診断装置

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2023002029

(43)【公開日】2023-01-10

(54)【発明の名称】風力発電装置の余寿命診断方法および余寿命診断装置

(51)【国際特許分類】

   F03D 17/00 20160101AFI20221227BHJP

   F03D 1/06 20060101ALI20221227BHJP

   G01M 99/00 20110101ALI20221227BHJP

   G01N 17/00 20060101ALI20221227BHJP

【ＦＩ】

F03D17/00

F03D1/06 Z

G01M99/00 A

G01N17/00

【審査請求】未請求

【請求項の数】13

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2021103015

(22)【出願日】2021-06-22

(71)【出願人】

【識別番号】000005108

【氏名又は名称】株式会社日立製作所

(74)【代理人】

【識別番号】110001807

【氏名又は名称】弁理士法人磯野国際特許商標事務所

(72)【発明者】

【氏名】苗村 伸夫

【テーマコード（参考）】

2G024

2G050

3H178

【Ｆターム（参考）】

2G024AD34

2G024BA12

2G050AA01

2G050BA03

2G050BA05

2G050BA06

2G050BA12

2G050EB01

2G050EB02

3H178AA03

3H178AA40

3H178AA43

3H178BB57

3H178BB65

3H178BB73

3H178CC02

3H178DD12Z

3H178DD54X

3H178EE02

(57)【要約】

【課題】風力発電事業者であれば容易に入手可能な情報のみを用いて、風力発電装置の力学的特性を考慮した余寿命評価ができる風力発電装置の余寿命診断方法を提供する。
【解決手段】風力発電装置１の余寿命診断方法は、疲労モデル作成部２１は、風力発電装置１の疲労特性（例えば、風力発電装置に作用する疲労等価荷重）をモデル化し、設計疲労演算部２２は、疲労特性と設計風況とから設計疲労を計算し、実疲労演算部２３は、疲労特性と風力発電装置の建設地における実風況とから実疲労を計算し、余寿命評価部２４は、設計疲労と実疲労を用いて余寿命を計算する。例えば、容易に入手可能な情報から風力発電装置に作用する疲労等価荷重をモデル化し、得られた疲労等価荷重と設計風況・実風況での風速頻度分布および乱流強度から、設計風況・実風況での疲労蓄積を定量化・比較することで、高精度に余寿命を診断する。
【選択図】図２

【特許請求の範囲】

【請求項1】

余寿命診断装置を用いた風力発電装置の余寿命診断方法であって、
前記余寿命診断装置は、疲労モデル作成部、設計疲労演算部、実疲労演算部および余寿命評価部を有し、
前記疲労モデル作成部は、風力発電装置の疲労特性をモデル化し、
前記設計疲労演算部は、前記疲労特性と設計風況とから設計疲労を計算し、
前記実疲労演算部は、前記疲労特性と風力発電装置の建設地における実風況とから実疲労を計算し、
前記余寿命評価部は、前記設計疲労と前記実疲労を用いて余寿命を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項2】

請求項１に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記設計疲労演算部に用いられる前記設計風況が、年平均風速と乱流クラスによって定義される
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項3】

請求項２に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記実疲労演算部に用いられる前記実風況が、前記風力発電装置で計測された風速および乱流強度である
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項4】

請求項１に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記余寿命評価部は、前記実疲労を前記設計疲労で除した疲労損傷度を用いて、前記余寿命を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項5】

請求項１から４のいずれかに記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部は、前記風力発電装置の構成要素の疲労等価荷重を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項6】

請求項５に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部は、前記風力発電装置のブレードの疲労等価荷重を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項7】

請求項６に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部は、前記風力発電装置で計測された風速と回転数を使用して前記ブレードの前記疲労等価荷重を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項8】

請求項７に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部は、前記風力発電装置のロータ直径、ブレード質量、ブレード重心からロータ面内方向の前記ブレードの前記疲労等価荷重を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項9】

請求項７に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部は、前記風力発電装置のブレード形状およびねじり角の理論式からロータ面外方向の前記ブレードの前記疲労等価荷重を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項10】

請求項９に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部で用いる前記ねじり角の理論式において、前記風力発電装置で計測された風速と回転数の関係から算出した最適周速比を用いる
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項11】

請求項９に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部で用いる前記ブレード形状には、前記ブレードの写真を用いる
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項12】

請求項１に記載の風力発電装置の余寿命診断方法において、
前記疲労モデル作成部は、ブレードの形状および風力発電装置の運転条件を推定し、数値シミュレーションを用いて、ブレードに作用する回転面内方向および面外方向の疲労等価荷重を計算する
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断方法。

【請求項13】

風力発電装置の疲労特性をモデル化する疲労モデル作成部と、
前記疲労特性と設計風況とから設計疲労を計算する設計疲労演算部と、
前記疲労特性と風力発電装置の建設地における実風況とから実疲労を計算する実疲労演算部と、
前記設計疲労と前記実疲労を用いて余寿命を計算する余寿命評価部とを備える
ことを特徴とする風力発電装置の余寿命診断装置。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、風力発電装置の余寿命診断方法および余寿命診断装置に関する。

【背景技術】

【0002】

再生可能エネルギー活用への関心の高まりから、風力発電装置の世界的な市場拡大が予測されている。メガワット級の風力発電装置としては、ブレードを回転するハブに放射状に取りつけたロータと、主軸を介してロータを支持するナセルと、ナセルを下部からヨー回転を許して支持するタワーを備えているものが頻繁に用いられる。

【0003】

風力発電装置では、時々刻々と変化する風をエネルギー源として発電を行う。したがって、実際に風力発電装置に流入する風の風速や乱れが設計条件よりも弱い場合、風力発電装置に蓄積する疲労に余裕が生じ、設計寿命よりも長期間にわたって運転可能となることが多い。このような寿命の延長は頻繁に行われつつあるが、寿命延長の際には対象の風力発電装置が今後何年間、運転可能であるかを正確に見積もる必要がある。

【0004】

風力発電装置の寿命推定する方法として、特許文献１では風力発電装置のごく一部にひずみセンサを取り付け、風力発電装置の設計情報を用いることで、未計測位置での疲労損傷度および余寿命を推定する方法が提案されている。

【0005】

特許文献２では、風速の平均値と標準偏差の積である変動動圧を用いて、診断対象の風力発電装置での変動動圧の発生頻度分布と、設計条件での変動動圧の発生頻度分布とから疲労の蓄積度合いを定量化する方法が提案されている。また、変動動圧にロータのスラスト係数やブレードのモーメント係数を乗じることで、力学的特性を考慮する構成となっている。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0006】

【特許文献1】特開２０１６－２１７１３３号公報

【特許文献2】特開２０１６－１８８６１２号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0007】

しかしながら、特許文献１に記載の方法は、商用風力発電装置では取り付けられることの少ないひずみセンサが必要であり、風力発電装置メーカでない限り必要な設計情報を入手することは困難である。

【0008】

一方、特許文献２に記載の方法は、容易に適用可能ではあるものの、考慮可能な風力発電装置の力学的特性はスラスト係数やモーメント係数に限定される。したがって、風速や乱流強度に応じて力学的特性が大きく変化し、疲労の蓄積度合いに影響を与える場合には、高精度な寿命推定が困難になる可能性がある。

【0009】

本発明はこのような状況を鑑みて成されたものであり、風力発電事業者であれば容易に入手可能な情報のみを用いて、風力発電装置の力学的特性を考慮した余寿命評価ができる風力発電装置の余寿命診断方法および余寿命診断装置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】

【0010】

前記課題を解決するため、本発明の風力発電装置の余寿命診断方法は、余寿命診断装置を用いた風力発電装置の余寿命診断方法であって、前記余寿命診断装置は、疲労モデル作成部、設計疲労演算部、実疲労演算部および余寿命評価部を有し、前記疲労モデル作成部は、風力発電装置の疲労特性（例えば、風力発電装置に作用する疲労等価荷重）をモデル化し、前記設計疲労演算部は、前記疲労特性と設計風況とから設計疲労を計算し、前記実疲労演算部は、前記疲労特性と風力発電装置の建設地における実風況とから実疲労を計算し、前記余寿命評価部は、前記設計疲労と前記実疲労を用いて余寿命を計算することを特徴とする。本発明のその他の態様については、後記する実施形態において説明する。

【発明の効果】

【0011】

本発明によれば、風力発電事業者であれば容易に入手可能な情報のみを用いて、風力発電装置の力学的特性を考慮した余寿命評価ができる。

【図面の簡単な説明】

【0012】

【図1】本実施形態に係る風力発電装置の全体概略構成図である。

【図2】本実施形態に係る余寿命診断装置の構成を示す図である。

【図3】ブレードの面内方向および面外方向を説明するための図である。

【図4】ブレードの面内方向の疲労等価荷重の計算方法を説明するための図である。

【図5】ブレードの密度分布モードの例を説明するための図である。

【図6】ブレードの曲げモーメント分布を説明するための図である。

【図7】ブレードの面内方向の疲労等価荷重を説明するための図である。

【図8】ブレードの面外方向の疲労等価荷重の計算方法を説明するための図である。

【図9】最適周速比の求め方を説明するための図である。

【図10】回転数及びピッチ角特性について説明するための図である。

【図11】乱流強度によるブレードの面外方向の疲労等価荷重の変化を説明するための図である。

【図12】設計風況及び実風況での風速頻度分布を説明するための図である。

【発明を実施するための形態】

【0013】

本発明を実施するための実施形態について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。
図１は、本実施形態に係る風力発電装置１の全体概略構成図である。図１に示すように、風力発電装置１は、風を受けて回転するブレード２、ブレード２を支持するハブ３、ナセル４、及びナセル４を回動可能に支持するタワー５を備える。ナセル４内に、ハブ３に接続されハブ３と共に回転する主軸６、主軸６に接続され回転速度を増速する増速機７、及び増速機７により増速された回転速度で回転子を回転させて発電運転する発電機８を備えている。ブレード２の回転エネルギーを発電機８に伝達する部位は、動力伝達部と称され、本実施形態では、主軸６及び増速機７が動力伝達部に含まれる。そして、増速機７及び発電機８は、メインフレーム９上に保持されている。また、ブレード２及びハブ３によりロータ１０が構成される。

【0014】

タワー５内の底部（下部）に、電力の周波数を変換する電力変換器１１、電流の開閉を行うスイッチング用の開閉器及び変圧器（図示せず）、及び制御装置１２などが配されている。制御装置１２として、例えば、制御盤又はＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）が用いられる。

【0015】

なお、図１に示す風力発電装置１は、３枚のブレード２とハブ３にてロータ１０を構成する例を示すが、これに限られず、ロータ１０はハブ３と少なくとも１枚のブレード２にて構成してもよい。

【0016】

図２は、本実施形態に係る余寿命診断装置２０の構成を示す図である。図２は、図１で示した風力発電装置１のブレード２に対する余寿命診断装置２０の構成を示す。余寿命診断装置２０は、処理部、外部記憶部、入力部、表示部、通信部などを含んで構成され、処理部には、疲労モデル作成部２１、設計疲労演算部２２、実疲労演算部２３、余寿命評価部２４を備える。表示部は、ディスプレイなどであり、余寿命診断装置２０による処理の実行状況や実行結果などを表示する。入力部は、キーボードやマウスなどのコンピュータに指示を入力するための装置であり、プログラム起動などの指示を入力する。処理部は、中央演算処理装置（ＣＰＵ）であり、メモリに格納される各種プログラムを実行する。通信部は、ＬＡＮなどを介して、他の装置と各種データやコマンドを交換する。外部記憶部は、余寿命診断装置２０が処理を実行するための各種データを保存する。メモリは、余寿命診断装置２０が処理を実行する各種プログラムおよび一時的なデータを保持する。

【0017】

（疲労モデル作成部２１）
疲労モデル作成部２１では、風力発電装置のカタログやモニタリング装置、施工図面や公知の理論式などを用いて、ブレード２の形状および風力発電装置１の運転条件を推定し、数値シミュレーションを用いて、ブレード２に作用する回転面内方向および面外方向の疲労等価荷重を計算する。

【0018】

図３は、ブレード２の面内方向および面外方向を説明するための図である。図３に回転面内と、面外方向の定義を図示する。符号１００は、ナセル４を後方から見た後方図であり、この後方図１００ではブレード２の回転方向（破線参照）を面内方向とする。一方、符号１１０は、ナセル４を横方向から見た横方向図であり、この横方向図１１０ではブレード２の前後方向（破線参照）を面外方向とする。

【0019】

図２に戻り、疲労モデル作成部２１内での処理は、診断対象ごとに異なり、実施形態ではブレード２の面内方向及び面外方向の荷重を対象とするが、この一方でもよく、診断対象はブレード２以外の風力発電装置１の構成要素でもよい。ブレード以外の構成要素としては、例えば、タワー５、主軸６、増速機７、発電機８、メインフレーム９などを診断対象にできる。

【0020】

図４は、ブレードの面内方向の疲労等価荷重の計算方法を説明するための図である。図４に、面内方向の疲労等価荷重をモデル化するための一つの方法を示す。まず、典型的なブレードの密度分布モード４０１とロータ半径４０２から、以下の（式１）で表される密度分布推定式４０３を構築する。

【0021】

【数1】

【0022】

ここで、ｒ_ｎはブレードの根元を０、先端を１とした無次元長さ、ｍ(ｒ_ｎ)はブレードの長手方向の単位長さ当たり密度分布、Φ(ｒ_ｎ)は密度分布モード４０１、Ｒはロータ半径４０２またはブレード長さ、Ａ、Ｂは未知の補正係数である。

【0023】

発明者らの鋭意検討の結果、種々のブレードの密度分布ｍ(ｒ_ｎ)をロータ半径４０２（Ｒ）の１.３乗で除した値は、おおよそ同様の分布Φ(ｒ_ｎ)を持つことが明らかになった。したがって、このΦ(ｒ_ｎ)とＲから密度分布を逆算することができる。ただし、Φ(ｒ_ｎ)をそのまま用いると、ブレード質量４０４やブレード重心４０５が実物と異なる場合があるため、補正係数Ａ，Ｂを用いて、ブレード質量４０４とブレード重心４０５を実物と一致させる。

【0024】

なお、（式１）ではロータ半径４０２（Ｒ）の１．３乗を用いているが、必ずしも１.３乗である必要はない。過去には１.５乗がよいとする文献があり、今後のブレードの軽量化に伴って、１.３乗よりも小さな値が妥当となることもあり得る。Φ(ｒ_ｎ)は一般に公開されているブレードの密度分布をＲの１.３乗で除すことで容易に入手できる。

【0025】

図５は、ブレードの密度分布モードの例を説明するための図である。図５において、横軸はブレードの根元を０、先端を１とした無次元長さであり、縦軸は密度分布モードである。図５の上側にブレード２の形状を示す。ブレード２の密度分布（ブレードの密度分布モード）は、例えば図５に示すような密度分布となる。

【0026】

式１の補正係数Ａ，Ｂは、ブレード質量４０４（Ｍ）とブレード重心４０５（ＣＧ）に関する下記の連立方程式４０６を解くことで決定される。

【0027】

【数2】

【0028】

【数3】

【0029】

ここで、ｒはブレードの根元からの距離、Ｒ_Ｂはロータ半径Ｒからハブ半径を引いたブレード長さである。（式２）、（式３）は、未知の変数である補正係数Ａ，Ｂを含むため、これらを連立して解くことで補正係数Ａ，Ｂの値が一意に定まり、得られた補正係数Ａ，Ｂを式１に代入すると、図４に戻り、ブレード密度４０７が推定できる。ブレード密度４０７が分かれば、ブレード曲げモーメント分布４０８が計算できる。

【0030】

図６は、ブレード２の曲げモーメント分布を説明するための図である。図６において、横軸はブレードの根元を０、先端を１とした無次元長さであり、縦軸は曲げモーメント分布である。図６の上側に、ブレード２の形状を示す。図６に示すようなブレード２が水平方向になった際の自重によるブレード曲げモーメント分布４０８（図４参照）を計算でき、これを面内方向のブレード疲労等価荷重４１１（図４参照）を計算するための加重振幅として使用できる。

【0031】

なお、面内方向では、ブレードが真横になった際の自重によるブレード曲げモーメントが、ブレードに作用するモーメントの最大振幅に対応するため、この自重によるモーメントのみを考慮すれば、疲労等価荷重を高精度に推定できる。

【0032】

一方、図４に戻り、面内方向のブレード疲労等価荷重４１１の計算には、風力発電装置の運転風速ごとのロータ回転数（回転数特性４１０）が必要である。これは、ＳＣＡＤＡデータに含まれる風速と回転数の情報４０９から最小二乗法などを用いて推定できる。

【0033】

このようにして得たブレード曲げモーメント分布４０８と回転数特性４１０から、ブレードの任意の長さ方向位置における任意の風速での面内方向のブレード疲労等価荷重４１１を計算できる。

【0034】

図７は、ブレードの面内方向の疲労等価荷重を説明するための図である。横軸は平均風速であり、縦軸は面内方向の疲労等価荷重である。例えば、図７に示すようなブレード根元での面内方向のブレード疲労等価荷重４１１（図４参照）を計算する場合、ブレード曲げモーメント分布４０８（図４参照）から根元での値を選択し、ブレード材料のＳＮ曲線の傾きでべき乗して、回転数特性４１０（図４参照）から得られる回転数を乗じると、疲労等価荷重が得られる。

【0035】

ただし、図４に戻り、得られる面内方向のブレード疲労等価荷重４１１はブレードの自重によるものであり、ブレードの振動などの影響は考慮されないため、必要に応じて補正係数を導入してもよい。あるいは、振動を考慮できるように、後述の面外方向の疲労等価荷重を計算する際に使用するブレード形状と、密度分布、回転数特性、回転数特性と同様の方法で取得できるピッチ角特性を用いて数値シミュレーションによって、面内方向のブレード疲労等価荷重４１１を計算してもよい。

【0036】

図８は、ブレード２の面外方向の疲労等価荷重の計算方法を説明するための図である。図８に面外方向の疲労等価荷重をモデル化するための一つの方法を示す。まず、ブレード形状８０１を写真や図面などから取得し、既知のブレード長さや根元の直径などを基準として翼弦長分布８０２を得る。写真を用いる場合、例えば、風力発電装置１が停止しており、ブレード２が風による力を受けないフェザーとなった状態で、ブレード２が真下を向いているときに図１のようにナセル４の真横の方向から、ブレード２を撮影すると、妥当な形状を取得できる。

【0037】

図９は、最適周速比の求め方を説明するための図である。横軸は平均風速、縦軸はロータ回転数を示す。ＳＣＡＤＡ４０９のデータに含まれる風速と回転数から、図９に示すようなロータ回転数が風速に対して変化する範囲での勾配を最小二乗法などで計算し、ロータ半径で除すことで、周速比８０３（ＴＳＲ：Tip Speed Ratio）を得る。周速比８０３が分かると、例えば発電量を最大化する場合のブレード２のねじり角分布８０４を、以下の理論式によって求めることができる。

【0038】

【数4】

【0039】

ここで、θ(ｒ)はねじり角、α(ｒ)は風速と回転速度からなる合成速度ベクトルと翼弦長方向とのなす角度である迎え角を示す。迎え角はブレード２の断面を構成する翼型によって異なるが、風力発電装置１では、翼型の最大揚抗比での迎え角が用いられることが多く、例えば、ブレード２の翼弦長が最大となる位置よりも内側では８度、外側では４度といった値を用いるとよい。

【0040】

（式４）はねじり各分布を与える一例であり、近年では発電量の最大化ではなく、発電コストの最小化などでブレード２が設計されることもあることから、別の式を用いてもよい。

【0041】

最後に、面内方向の疲労等価荷重でも述べたように、ＳＣＡＤＡ８０５のデータに含まれる風速と回転数およびピッチ角の情報から最小二乗法による線形回帰や移動平均などを用いて、回転数・ピッチ角特性８０６を推定する。

【0042】

図１０は、回転数及びピッチ角特性について説明するための図である。図１０について、符号２００の図は、横軸を風速、縦軸をロータ回転数としたときの回転数特性図２００である。一方、符号２１０の図は、横軸を風速、縦軸をピッチ角としたときのピッチ角特性図２１０である。図１０に示すような回転数・ピッチ角特性８０６を、図１０の回転数特性図２００やピッチ角特性図２１０から推定することができる。

【0043】

これらの情報を用いると、翼素運動量理論や数値流体力学を用いたシミュレーションによって、ブレード２に作用する流体力を計算し、面外方向のブレード疲労等価荷重８０７を算出することができる。

【0044】

図１１は、乱流強度によるブレード２の面外方向の疲労等価荷重の変化を説明するための図である。横軸は平均風速であり、縦軸は面外方向の疲労等価荷重である。面外方向の疲労等価荷重は、乱流強度によって大きく変化するため、シミュレーションは種々の乱流強度に対して行い、図１１に示すように乱流強度ごとの疲労等価荷重を算出することが望ましい。

【0045】

ブレード密度分布４０７（図４参照）が推定できていれば、流体力の計算に加えて、空力弾性計算が適用でき、ブレード２の振動の影響を面内及び面外の疲労等価荷重に反映できる。あるいは、簡素な方法で面外方向のブレード疲労等価荷重８０７（図８参照）を計算することもできる。例えば、翼素運動量理論を用いてブレード２がナセル４の直上および直下に位置する際の流体力を計算し、曲げモーメント分布を求めて、直上および直下の際の曲げモーメントの差分として計算される荷重振幅を、ブレード材料のＳＮ曲線の傾きでべき乗して、回転数を乗じると、面外方向のブレード疲労等価荷重８０７（図８参照）が得られる。

【0046】

（設計疲労演算部２２）
以上のようにして、疲労モデル作成部２１で得られた疲労等価荷重と、設計風況を用いて、設計疲労演算部２２では、設計風況における疲労蓄積を計算する。設計風況は風力発電装置の型式認証などで定められており、一般的には年平均風速と乱流クラスで定義される。

【0047】

図１２は、設計風況及び実風況での風速頻度分布を説明するための図である。横軸は平均風速、縦軸は風速頻度分布である。図１２は、風速頻度分布の一例を示すもので、実風風況を用いるのがよいが、その測定データも毎年同じになるとは限らない。そこで、設計疲労演算部２２では、設計風況における疲労蓄積を計算する。他方、後述する実疲労演算部２３では、風力発電装置１の建設地における実風況での疲労蓄積を計算する。

【0048】

まず、疲労等価荷重に乱流強度の影響が考慮されていない場合には、乱流クラスを用いて、疲労等価荷重を補正する。具体的には、上述の疲労等価荷重の計算方法で、面内方向の計算の際に数値シミュレーションを用いなかった場合や、面外方向の計算で簡素な方法を用いた場合、補正を施してもよい。ただし、面内方向については乱流の影響は小さいため、無視してもよい。補正の方法としては、例えば、乱流クラスを定義するパラメータを用いることが考えられる。乱流クラスは、以下の（式５）のIで定義される。

【0049】

【数5】

【0050】

ここで、Ｕは風速、ＴＩは乱流強度の９０％タイル値である。補正では、設計風況として指定されているＩの値を用いて、疲労等価荷重にＩの関数として定義される補正値を乗じたりすればよい。例えば、乱流強度の大小に応じて、Ｉの値が０．１６、０．１４、０．１２の場合に対して、図１１のような補正後の疲労等価荷重を計算する。このようにして得た補正後の疲労等価荷重と図１２に示すような年平均風速で定まるレイリー分布の風速頻度分布を用いて、下記の（式６）で定義されるＤ_{ｆａｃｔｏｒ}によって設計疲労を定量化する。

【0051】

【数6】

【0052】

ここで、Ｕ_ｉｎ、Ｕ_ｏｕｔは風力発電装置１が発電を行う最小風速と最大風速を表すカットイン、カットアウト風速、φ（Ｕ）は風速の発生頻度、ＤＥＬ′(Ｕ)は補正後の疲労等価荷重、ｍはブレード材料のＳＮ曲線の傾きである。設計疲労の計算では、φ（Ｕ）に設計風況の年平均風速で定義されるレイリー分布に従う風速頻度分布を用いるとよい。このとき、φ（Ｕ）の積分値が風力発電装置１の設計寿命となるように、φ（Ｕ）を定めておく。

【0053】

（実疲労演算部２３）
実疲労演算部２３では、（式６）を用いて、風力発電装置１の建設地における実風況でのＤ_{ｆａｃｔｏｒ}を実疲労として計算する。まず、設計疲労演算部２２と同様に、必要に応じて疲労等価荷重に補正を施す。このとき、補正に用いる乱流クラスのパラメータIは、実風況を表すＳＣＡＤＡデータの風速、乱流強度を用いて、各風速での乱流強度の９０％タイル値を計算し、得られた曲線に（式５）が最接近するように最小二乗法などを用いて決定する。次に、ＳＣＡＤＡデータから図１２に示すような実風況での風速頻度分布φ（Ｕ）を求め、式６を用いて実風況での疲労蓄積を表すＤ_{ｆａｃｔｏｒ}を計算する。

【0054】

（余寿命評価部２４）
最後に、余寿命評価部２４では、設計疲労演算部２２および実疲労演算部２３で計算された、設計風況でのＤ_{ｆａｃｔｏｒ}（Ｄｄ）と実風況でのＤ_{ｆａｃｔｏｒ}（Ｄｒ）から、余寿命を計算する。診断対象である風力発電装置１のこれまでの運転期間をＴ０、Ｄｒの計算時に使用した風速頻度分布の基となるＳＣＡＤＡデータの取得期間をＴ１とすると、風力発電装置１のブレード２の余寿命Ｌは下記の（式７）で計算できる。

【0055】

Ｌ＝Ｔ１／（Ｄｒ／Ｄｄ）－Ｔ０ ・・・（式７）

【0056】

また、風力発電装置１のブレード２の現時点での疲労損傷度Ｄは、
Ｄ＝（Ｄｒ×Ｔ０）／（Ｄｄ×Ｔ１）・・・（式８）
となる。Ｔ０＝Ｔ１のときは、ＤｒとＤｄの比Ｄｒ／Ｄｄが疲労損傷度となる。なお、面外方向、面内方向の両方の疲労等価荷重を計算している場合には、（式６）のＤ_{ｆａｃｔｏｒ}や（式７）のＬを両方に対して計算し、面外方向と面内方向に対して計算したＬのうち、小さい方をブレード２の余寿命と考えればよい。同様に、疲労等価荷重をブレード２以外の構成要素を含む複数の構成要素に対しても計算した場合には、各々に対して計算したＬの最小値を風力発電装置１の余寿命と考えてもよい。

【0057】

本実施形態の風力発電装置１の余寿命診断方法は、余寿命診断装置２０を用いた風力発電装置の余寿命診断方法であって、余寿命診断装置２０は、疲労モデル作成部２１、設計疲労演算部２２、実疲労演算部２３および余寿命評価部２４を有し、疲労モデル作成部２１は、風力発電装置１の疲労特性（例えば、風力発電装置に作用する疲労等価荷重）をモデル化し、設計疲労演算部２２は、疲労特性と設計風況とから設計疲労を計算し、実疲労演算部２３は、疲労特性と風力発電装置の建設地における実風況とから実疲労を計算し、余寿命評価部２４は、設計疲労と実疲労を用いて余寿命を計算することが特徴である。例えば、容易に入手可能な情報から風力発電装置に作用する疲労等価荷重をモデル化し、得られた疲労等価荷重と設計風況・実風況での風速頻度分布および乱流強度から、設計風況・実風況での疲労蓄積を定量化・比較することで、高精度に余寿命を診断することができる。

【0058】

以上の構成を有する風力発電装置１の余寿命診断装置２０を用いることで、実施形態によれば、容易に入手可能な情報からブレードの余寿命を診断することができる。この実施形態では、風速と乱流強度に伴って大きく変化するブレードの力学的特性を考慮して疲労等価荷重を計算し、疲労等価荷重と風速及び乱流強度の発生頻度を用いて疲労蓄積を評価することで、高精度な余寿命診断が可能となる。一方、前述の特許文献２の方法では、風速の平均値と標準偏差の積である変動動圧に、平均風速での力学的特性を表すスラスト係数またはモーメント係数を乗じて疲労蓄積を計算するため、乱流に相当する風速の標準偏差の範囲で変動するスラスト係数やモーメント係数の変化を考慮できない可能性がある。

【符号の説明】

【0059】

１ 風力発電装置
２ ブレード
３ ハブ
４ ナセル
５ タワー
６ 主軸
７ 増速機
８ 発電機
９ メインフレーム
１０ ロータ
１１ 電力変換器
１２ 制御装置
２０ 余寿命診断装置
２１ 疲労モデル作成部
２２ 設計疲労演算部
２３ 実疲労演算部
２４ 余寿命評価部
４０１ 密度分布モード
４０２ ロータ半径
４０３ 密度分布推定式
４０４ ブレード質量
４０５ ブレード重心
４０６ 質量・重心の連立方程式
４０７ ブレード密度分布
４０８ ブレード曲げモーメント分布
４０９ ＳＣＡＤＡ（風速、回転数）
４１０ 回転数特性
４１１ 面内方向のブレード疲労等価荷重
８０１ ブレード形状
８０２ 翼弦長分布
８０３ 周速比
８０４ ねじり角分布
８０５ ＳＣＡＤＡ（風速、ピッチ角）
８０６ 回転数・ピッチ角特性
８０７ 面外方向のブレード疲労等価荷重

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】

【図12】