JP2013148058A - 風力発電装置及びその運転制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】風力発電装置の前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる風力発電装置及びその運転制御方法を提供する。
【解決手段】少なくとも前方風速計測器２０の変位に基づいて、前方風速計測器２０による計測が行われる前方遠隔位置Ａ’を特定する。前方風速計測器２０で計測された前方遠隔位置Ａ’における風速に基づいて、風力発電装置１を制御する。
【選択図】 図２

Description

本発明は、風力発電装置及びその運転制御方法に係り、具体的には、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御が可能な風力発電装置及びその運転制御方法に関する。

近年、地球環境の保全の観点から、再生エネルギーとしての風を利用して発電を行う風力発電装置の普及が進んでいる。風力発電装置は、一般に、複数のブレード及びハブで構成されるロータが風を受けることによって、ロータに連結された主軸が回転し、この主軸の回転を増速機で増速して発電機に入力することで、発電機において電力が生成されるようになっている。

ところで、ロータ回転時におけるブレードの軌跡で形成される平面（ロータ回転面）内における風速は一様ではないため、ブレードに作用する荷重はブレードごとに異なり、ロータにはアンバランスな風荷重が作用する。しかも、風力発電装置は、採算性向上の観点から大型化が進んでおり、ロータに作用する風荷重は増加する傾向にある。
そのため、風力発電装置の各部（例えば、主軸受や増速機等）はアンバランスで大きな荷重が付与されることになり、このことが風力発電装置の各部の耐用年数の減少要因になっている。

したがって、例えば突風により風荷重が増大したときに、ピッチ駆動装置により各ブレードのピッチ角を独立して調節し、各ブレードに作用する荷重を均等化することが望まれる。
ところが、突風がブレードに到達してからピッチ駆動装置によるピッチ角調節を開始しても、ピッチ角の変更が完了するまでにタイムラグがあるため、風速の経時変化に遅れなく追従してピッチ角調節を行うことは難しい。
よって、各ブレードに作用する荷重を均等化するためには、ロータが受ける風の風速を事前に知って、ロータへの風の到達に先立ってピッチ制御を行うことが望ましい。

また、パワー係数Ｃｐが最大になるロータの回転数は、風速ごとに異なることが知られている。そのため、風力発電装置の効率向上の観点においても、ロータが受ける風の風速を事前に知って、ロータへの風の到達に先立って風力発電装置の運転制御を行うことが望ましい。

そこで、風力発電装置の前方遠隔位置における風速（すなわち、ロータが将来受けるであろう風の風速）を計測し、その計測結果を風力発電装置の運転制御に活用する試みがなされている。
なお、風力発電装置の前方遠隔位置における風速は、例えば、ライダー（ＬＩＤＡＲ：Ｌｉｇｈｔ Ｄｅｔｅｃｔｉｏｎ Ａｎｄ Ｒａｎｇｉｎｇ）と称される計測器によって計測可能である。ライダーとは、レーザ光を遠隔位置に照射し、該遠隔位置における大気中のエアロゾルからの散乱光を検出し、レーザ光と散乱光の周波数のずれ（ドップラーシフト）から遠隔位置における風速を計測する装置である。

例えば、特許文献１及び２には、ハブに取り付けたライダーで計測した風力発電装置の前方遠隔位置における風速に基づいて各ブレードのピッチ角を独立して調節して、ロータに作用する風荷重を均等化する技術が開示されている。
また、特許文献３には、ナセルに取り付けた計測器で計測した前方遠隔位置における風速に基づいて、所望のパワー係数Ｃｐが得られるようにブレードのピッチ角を調節する風力発電装置の運転制御方法が開示されている。
なお、特許文献１〜３のように、ライダーに代表される前方風速計測器をナセルやハブに取り付けるのは、風向きに追従するようにナセルを旋回制御する場合であっても、ロータの正面の前方遠隔位置における風速を常に計測するためである。

米国特許第７９５０９０１号明細書 米国特許第７２８１８９１号明細書 米国特許第６３２０２７２号明細書

しかしながら、特許文献１〜３のように、ライダーに代表される前方風速計測器をナセルやハブに取り付ける場合、タワーの撓みや振動によって前方風速計測器が変位するため、計測予定位置とは異なる位置における風速を計測することになる。特に、浮体式洋上風車の場合、波や潮汐の影響やロータ及びタワーに作用する風荷重によって、風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりするから、ナセルやハブに取り付けられた前方風速計測器は大きく変位し、前方風速計測器による風速計測が実際に行われる位置と計測予定位置とのずれが大きくなる。
したがって、特許文献１〜３に記載の風力発電装置の運転制御方法では、ロータに作用する風荷重の均等化や、風力発電装置の運転効率の向上といったメリットを、意図したとおりに享受することは難しい。

本発明は、上述の事情に鑑みてなされたものであり、風力発電装置の前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる風力発電装置及びその運転制御方法を提供することを目的とする。

本発明の第１の態様に係る風力発電装置の運転制御方法は、前方風速計測器を備える風力発電装置の運転制御方法であって、前記前方風速計測器により、前記風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測するステップと、少なくとも前記前方風速計測器の変位に基づいて、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置を特定するステップと、計測された前記風速と、特定された前記前方遠隔位置とに基づいて前記風力発電装置を制御するステップとを備えることを特徴とする。

この風力発電装置の運転制御方法では、少なくとも前方風速計測器の変位に基づいて風速の計測が行われる前方遠隔位置を特定し、風速の計測結果および特定された前方遠隔位置に基づく風力発電装置の制御を行う。したがって、前方風速計測器が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
とりわけ、浮体式洋上風車の場合、波や潮汐の影響やロータ及びタワーに作用する風荷重によって、風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりするから、陸上風車や着床式洋上風車などに比べて前方風速計測器の変位が大きくなる。そのため、前方風速計測器の変位の影響により、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを意図したとおりに享受することが特に難しい。したがって、上記風力発電装置の運転制御方法の適用により、浮体式洋上風車の場合においても前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受しうることは、非常に有益である。

上記風力発電装置の運転制御方法において、前記前方遠隔位置を特定するステップでは、前記前方風速計測器の変位および前記前方風速計測器の計測方向に基づいて、前記前方遠隔位置を特定してもよい。
このように、前方風速計測器の変位だけでなく、前方風速計測器の計測方向に基づいて風速計測が行われる前方遠隔位置を特定することで、風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定精度が向上する。よって、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットをより効果的に享受できる。

また、前方風速計測器の変位および計測方向に基づいて前方遠隔位置を特定する場合、前記風力発電装置は浮体式洋上風車であり、上記風力発電装置の運転制御方法は、前記風力発電装置のタワーの鉛直方向に対する傾斜角から前記前方風速計測器の計測方向を求めるステップをさらに備えてもよい。
浮体式洋上風車では、波や潮汐の影響やロータ及びタワーに作用する風荷重によって風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりするものの、タワーの撓みは比較的小さい。よって、タワーの撓みが風速計測位置のずれに及ぼす影響は無視できるから、前方風速計測器の計測方向の変化はタワーの傾斜のみによって発生するとみなすことができる。このような事情から、浮体式洋上風車の場合、タワーの傾斜角から前方風速計測器の計測方向を求めることができる。

あるいは、前方風速計測器の変位および計測方向に基づいて前方遠隔位置を特定する場合、上記風力発電装置の運転制御方法は、前記前方風速計測器の傾き量を角速度センサで計測するステップと、前記前方風速計測器の傾き量から、前記前方風速計測器の計測方向を求めるステップとをさらに備えてもよい。
これにより、浮体式洋上風車、着床式洋上風車、陸上風車等のあらゆるタイプの風力発電装置について、前方風速計測器の計測方向を求めることができる。なお、前方風速計測器の傾き量を計測する「角速度センサ」として、ＸＹＺ方向の加速度とＸＹＺ軸回りの角速度とを同時に計測可能な６軸モーションセンサを用いてもよい。

上記風力発電装置の運転制御方法において、前記前方風速計測器の姿勢は、前方風速計測器の変位にかかわらず、一定に維持されてもよい。
これにより、前方風速計測器の計測方向が一定に維持されるため、前方風速計測器の変位のみに基づいて、風速の計測が行われる前方遠隔位置を高精度に特定できる。また、前方風速計測器の姿勢が変化しうる場合とは異なり、前方風速計測器の計測方向は不変であるから、風速が計測される前方遠隔位置を特定する際の誤差は、主として前方風速計測器の変位の検出誤差に起因したものだけである。そのため、風速が計測される前方計測位置を高精度に特定することができ、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。

上記風力発電装置の運転制御方法において、前記前方風速計測器の前記変位は、加速度センサ又はＧＰＳ受信機からなる変位検出手段の計測結果から取得してもよい。
この場合、前記前方風速計測器及び前記変位検出手段は、前記風力発電装置のナセル又はハブに取り付けられており、前記変位検出手段によって検出された前記ナセル又はハブの変位から、前記前方風速計測器の前記変位を取得してもよい。これにより、変位検出手段の検出結果から間接的に前方風速計測器の変位を求めることができる。なお、変位検出手段を前方風速計測器に取り付けて、前方風速計測器の変位を変位検出手段によって直接的に測定してもよい。

あるいは、上記風力発電装置の運転制御方法において、前記前方風速計測器の前記変位は、前記前方風速計測器の既知の周期的変位から推定してもよい。
風力発電装置のタワー構造体の振動は概ね周期的であるから、前方風速計測器の周期的変位を予め計測しておけば、この周期的変位から前方風速計測器の変位を推定することできる。これにより、前方風速計測器の変位を変位検出手段（例えば加速度センサやＧＰＳ受信機）によって常に監視する必要がなくなる。

上記風力発電装置の運転制御方法において、前記風速を計測するステップでは、前記前方遠隔位置おいて前記風力発電装置のブレードに対応する領域の風速を選択的に計測してもよい。
このように、将来の風速に基づく風力発電装置の運転制御を行うのに必要な最小限の風速情報（ブレードに対応する領域の風速）を選択的に計測することで、サンプリング周波数が低い前方風速計測器でも使用可能になる。

また本発明の第１の態様に係る風力発電装置は、風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測する前方風速計測器と、少なくとも前記前方風速計測器の変位に基づいて、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置を特定する計測位置特定部と、前記前方風速計測器によって計測された前記風速と、前記計測位置特定部によって特定された前記前方遠隔位置とに基づいて、前記風力発電装置の運転制御を行う運転制御部とを備えることを特徴とする。

この風力発電装置では、少なくとも前方風速計測器の変位に基づいて風速の計測を行う前方遠隔位置を計測位置特定部によって特定し、風速の計測結果および特定された前方遠隔位置に基づく風力発電装置の運転制御を運転制御部により行う。したがって、前方風速計測器が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
とりわけ、浮体式洋上風車の場合、波や潮汐の影響やロータ及びタワーに作用する風荷重によって、風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりするから、陸上風車や着床式洋上風車などに比べて前方風速計測器の変位が大きくなる。そのため、前方風速計測器の変位の影響により、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを意図したとおりに享受することが特に難しい。したがって、上記風力発電装置のように構成することで、浮体式洋上風車の場合においても前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受しうることは、非常に有益である。

上記風力発電装置において、前記計測位置特定部は、前記前方風速計測器の変位および前記前方風速計測器の計測方向に基づいて、前記前方遠隔位置を特定してもよい。
このように、前方風速計測器の変位だけでなく、前方風速計測器の計測方向に基づいて風速計測が行われる前方遠隔位置を特定することで、風速計測が行われる前方遠隔位置の特定精度が向上する。よって、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットをより効果的に享受できる。

また、計測位置特定部が前方風速計測器の変位および計測方向に基づいて前方遠隔位置を特定する場合、上記風力発電装置は、浮体構造物によって支持されるタワー上にナセルが設けられた浮体式洋上風車であり、前記浮体構造物、前記タワーおよび前記ナセルの少なくとも一つに設けられ、互いに異なる高さに設置された一対の加速度センサと、前記一対の加速度センサの計測結果から前記前方風速計測器の計測方向を算出する計測方向算出部とをさらに備えていてもよい。
浮体式洋上風車では、波や潮汐の影響やロータ及びタワーに作用する風荷重によって風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりするものの、タワーの撓みは比較的小さい。よって、タワーの撓みが風速計測位置のずれに与える影響は無視できるから、前方風速計測器の計測方向の変化はタワーの傾斜のみによって発生するとみなすことができる。このような事情から、浮体式洋上風車の場合、浮体構造物、タワー及びナセルの少なくとも一つに高さを異ならせて設置した一対の加速度センサの計測結果からタワー傾斜角が得られ、最終的に前方風速計測器の計測方向を求めることができる。

あるいは、計測位置特定部が前方風速計測器の変位および計測方向に基づいて前方遠隔位置を特定する場合、上記風力発電装置は、前記前方風速計測器の傾き量を計測する角速度センサと、前記角速度センサの計測結果から前記前方風速計測器の計測方向を算出する計測方向算出部とをさらに備えていてもよい。
これにより、浮体式洋上風車、着床式洋上風車、陸上風車等のあらゆるタイプの風力発電装置について、前方風速計測器の計測方向を求めることができる。

上記風力発電装置は、前記前方風速計測器の変位にかかわらず、前記前方風速計測器の姿勢を一定に維持する姿勢維持手段をさらに備えてもよい。
これにより、前方風速計測器の計測方向が一定に維持されるため、前方風速計測器の変位のみに基づいて、風速の計測が行われる前方遠隔位置を高精度に特定できる。また、前方風速計測器の姿勢が変化しうる場合とは異なり、前方風速計測器の計測方向は不変であるから、風速が計測される前方遠隔位置を特定する際の誤差は、主として前方風速計測器の変位の検出誤差に起因したものだけである。そのため、風速が計測される前方計測位置を高精度に特定することができ、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。

上記風力発電装置は、加速度センサ又はＧＰＳ受信機からなり、前記前方風速計測器の前記変位を取得する変位検出手段をさらに備えてもよい。
この場合、前記前方風速計測器及び前記変位検出手段は、前記風力発電装置のナセル又はハブに取り付けられており、前記変位検出手段によって検出された前記ナセル又はハブの変位から、前記前方風速計測器の前記変位を取得してもよい。これにより、変位検出手段の検出結果から間接的に前方風速計測器の変位を求めることができる。なお、変位検出手段を前方風速計測器に取り付けて、前方風速計測器の変位を変位検出手段によって直接的に測定してもよい。

あるいは、上記風力発電装置は、前記前方風速計測器の周期的変位を予め記憶した記憶手段をさらに備え、前記前方風速計測器の前記変位を、前記記憶手段に記憶された前記周期的変位から推定してもよい。
風力発電装置のタワー構造体の振動は概ね周期的であるから、前方風速計測器の周期的変位を計測して記憶手段に予め記憶しておけば、この周期的変位から前方風速計測器の変位を推定できる。これにより、前方風速計測器の変位を変位検出手段（例えば加速度センサやＧＰＳ受信機）によって常に監視する必要がなくなる。

また上記風力発電装置は、ブレードと、前記前方遠隔位置において前記ブレードに対応する領域の風速を選択的に計測するように前記前方風速計測器を制御する計測器制御部をさらに備えてもよい。
このような前方風速計測器の制御により、最小限の風速情報（ブレードに対応する領域の風速）を選択的に計測することで、サンプリング周波数が低い前方風速計測器でも使用可能になる。

また本発明の第２の態様に係る風力発電装置の運転制御方法は、前方風速計測器を備える風力発電装置の運転制御方法であって、前記前方風速計測器により、前記風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測するステップと、前記前方風速計測器の変位にかかわらず、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置を一定に維持するステップと、計測された前記風速に基づいて前記風力発電装置を制御するステップとを備えることを特徴とする。
この風力発電装置の運転制御方法によれば、前方風速計測器による計測を行う前方遠隔位置を一定に維持するようにしたので、前方風速計測器が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。

さらに本発明の第２の態様に係る風力発電装置は、風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測する前方風速計測器と、前記前方風速計測器によって計測された前記風速に基づいて、前記風力発電装置の運転制御を行う運転制御部とを備え、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置は、前記前方風速計測器の変位にかかわらず、一定に維持されることを特徴とする。
この風力発電装置によれば、前方風速計測器による計測を行う前方遠隔位置を一定に維持するようにしたので、前方風速計測器が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御部による運転制御のメリットを効果的に享受できる。

本発明の第１の態様によれば、少なくとも前方風速計測器の変位に基づいて風速の計測を行う前方遠隔位置を特定し、風速の計測結果および特定された前方遠隔位置に基づく運転制御を行うようにしたので、前方風速計測器が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。
また、本発明の第２の態様によれば、前方風速計測器による計測を行う前方遠隔位置を一定に維持するようにしたので、前方風速計測器が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。

第１実施形態に係る風力発電装置の全体構成例を示す図である。 浮体式洋上風車の場合における、前方風速計測器による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。 図２に示した手法で風速計測位置を特定する場合における、風力発電装置の運転制御の内容を示すブロック図である。 陸上風車又は着床式洋上風車の場合における、前方風速計測器による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。 図４に示した手法で風速計測位置を特定する場合における、風力発電装置の運転制御の内容を示すブロック図である。 第２実施形態に係る風力発電装置の全体構成例を示す図である。 図６に示す風力発電装置の姿勢維持手段の一例を示す斜視図である。 図６に示す風力発電装置の姿勢支持手段の別の例を示す図である。 浮体式洋上風車の場合における、前方風速計測器による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。 陸上風車又は着床式洋上風車の場合における、前方風速計測器による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。 第３実施形態に係る風力発電装置の構成例を示す図であり、浮体式洋上風車の場合を例示したものである。 第３実施形態に係る風力発電装置の構成例を示す図であり、陸上風車又は着床式洋上風車の場合を例示したものである。 第３実施形態に係る風力発電装置の運転制御の内容を示すブロック図である。 前方風速計測器の風速計測が行われる計測エリアの一例を示す図である。

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、この実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、特定的な記載がない限り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。

［第１実施形態］
図１は、第１実施形態に係る風力発電装置の全体構成例を示す図である。同図に示すように風力発電装置１は、少なくとも一本のブレード２と、ブレード２が取り付けられるハブ（ロータハブ）４と、ハブ４に連結された主軸６と、主軸６の回転を増速する増速機８と、増速機８の出力軸９に接続された発電機１０とを備える。なお、主軸６は主軸受７によってナセル１２に回転自在に支持されている。

ブレード２が風を受けることで、ブレード２及びハブ４で構成されるロータ５が回転する。ロータ５が回転すると、主軸６もロータ５とともに回転する。主軸６の回転は、増速機８によって増速された後、出力軸９を介して発電機１０に入力される。これにより、発電機１０において電力が生成される。
なお、増速機８は、任意の形式のものを用いることができ、例えば、ギヤ式の増速機であってもよいし、油圧ポンプ及び油圧モータを組み合わせた油圧トランスミッションからなる増速機であってもよい。また、増速機８を用いずに、主軸６の回転を発電機１０に直接入力してもよい。

また、風力発電装置１には、ロータ５の正面の前方遠隔位置Ａにおける風速を計測する前方風速計測器２０が設けられている。なお、ロータ５から前方遠隔位置Ａまでの距離は、例えば１００〜３００ｍ程度であってもよい。
前方風速計測器２０の風速計測原理は、前方遠隔位置Ａに照射された電磁波（例えばレーザ光）と、その位置における大気中のエアロゾルからの散乱光との周波数のずれ（ドップラーシフト）から風速を求めるものであってもよい。前方風速計測器２０の具体例として、ライダーを挙げることができる。

前方風速計測器２０は、図１に示すようにナセル１２に取り付けてもよい。あるいは、前方風速計測器２０をハブ４に取り付けてもよい。これにより、ナセル１２が風向きに追従して図１の矢印方向に旋回制御される場合であっても、ロータ５の正面の前方遠隔位置における風速を容易に計測することができる。

また、前方風速計測器２０による風速計測は、ロータ５の正面の前方の平面Ｐ内における計測エリア２２における複数の位置において行い、計測エリア２２における風速分布を求めるようにしてもよい。

前方風速計測器２０によって計測された前方遠隔位置Ａにおける風速は、現在よりも所定時間経過後の将来においてロータ５が受けるであろう風の風速を意味する。前方風速計測器２０によって計測された風速（将来の風速）は、ロータ５への風の到達に先立って風力発電装置１を運転制御するために用いられる。
例えば、前方風速計測器２０で計測した風速に基づいて、ハブ４内に設けられたブレード２のピッチ角を調節するためのアクチュエータ（例えば、油圧シリンダや電動モータ）３を制御して、ブレード２を図１の矢印方向に旋回させてブレード２のピッチ角を調節してもよい。あるいは、前方風速計測器２０で計測した風速に基づいて、パワー係数Ｃｐが最大となるような回転数でロータ５が回転するように風力発電装置１の各部（例えば、発電機１０と電力系統との間に設けられる周波数変換回路）を制御してもよい。

ところで、風力発電装置１では、ロータ５やタワー１４に作用する風荷重（風に起因する空気力学的な力）によって、タワー１４は撓んだり、振動したりする結果、前方風速計測器２０は変位する。とりわけ、浮体構造物にタワーが支持された浮体式洋上風車の場合、前方風速計測器２０の振動の周期は小さく、振幅が大きい。しかも、タワーが陸上又は海底に固定された風力発電装置とは異なり、浮体式洋上風車の場合、波や潮汐の影響やロータ５及びタワー１４に作用する風荷重によって、風車全体が傾いたり、タワー１４が浮き沈みしたりするから、前方風速計測器２０は上下方向にも大きく変位する。
そこで、本実施形態では、前方遠隔位置における風速に基づく風力発電装置１の運転制御を行うに際し、風速が実際に計測される前方遠隔位置を特定し、この特定された前方遠隔位置を風力発電装置１の運転制御に用いる。
以下、風力発電装置１が浮体式洋上風車である場合と、風力発電装置１が陸上風車又は着床式洋上風車である場合とに分けて、風速が実際に計測される前方遠隔位置を特定する手法について順に説明する。

図２は、浮体式洋上風車の場合における、前方風速計測器２０による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。なお、図２において、実線で示したのは風力発電装置１の実際の状態であり、破線で示したのは風力発電装置１の基準状態である。

風力発電装置１が浮体式洋上風車の場合、図２に示すように、タワー１４の撓みは小さいが、波や潮汐の影響やロータ５及びタワー１４に作用する風荷重によって風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりする。そのため、前方風速計測器２０で実際に風速が計測される位置（前方遠隔位置）Ａ’は、基準状態における計測予定位置Ａからずれている。

基準状態に対する前方風速計測器２０の変位は、ナセル１２に取り付けた第１加速度センサ３０で計測したナセル１２の加速度を積分して求めたナセル１２の変位から得られる。
なお、第１加速度センサ３０の取付け位置は、前方風速計測器２０の変位を取得可能である限り特に限定されず、ハブ４やタワー１４の上端部に第１加速度センサ３０を取り付けてもよいし、前方風速計測器２０に第１加速度センサ３０を直接取り付けてもよい。

また、タワー１４の高さ、ナセル１２の重量、浮体構造物１６の係留状態等に関する風力発電装置１の詳細情報から、風力発電装置１が傾く際の大よその支点は決まっている。そのため、ナセル１２の変位が第１加速度センサ３０の計測結果から得られれば、図２の実線で示した実際の状態における、タワー１４の鉛直方向に対する傾斜角θは概ね特定される。また、浮体式洋上風車の場合、タワー１４の撓みは無視できるから、タワー１４の傾斜角θは前方風速計測器２０の計測角度とほぼ一致する。したがって、第１加速度センサ３０の計測結果から、ナセル１２の変位だけでなく、前方風速計測器２０の大よその計測角度θも得られる。
なお、前方風速計測器２０の計測角度θとは、前方風速計測器２０の計測方向を示す角度であり、実際に風速計測が行われる前方遠隔位置Ａ’と前方風速計測器２０とを結ぶ線が水平方向に対してなす角度を意味する。

あるいは、前方風速計測器２０の計測角度θをより高精度に算出するために、第１加速度センサ３０とは異なる高さに設置された第２加速度センサ３２を利用して、タワー１４の傾斜角θを取得してもよい。すなわち、第１加速度センサ３０で計測した加速度を積分して得られる第１加速度センサ３０の位置、および、第２加速度センサ３２で計測した加速度を積分して得られる第２加速度センサ３２の位置に基づいて、タワー１４の傾斜角θを求めてもよい。これにより、実際に風速計測が行われる前方遠隔位置Ａ’と前方風速計測器２０とを結ぶ線が水平方向に対してなす計測角度θを高精度に算出できる。

なお、前方風速計測器２０の計測方向を示す計測角度θの算出精度を向上させる観点から、第２加速度センサ３２は、第１加速度センサ３０に比べて十分に低い位置に設置するのが好ましい。例えば、第１加速度センサ３０がナセル１２やハブ４やタワー１４の上端部に取り付けられる場合、第２加速度センサ３２は浮体構造物１６の内部またはタワー１４の下端部に設置するのが好ましい。
なお、図２には、浮体構造物１６の内部に第２加速度センサ３２を設置した例を示している。

そして、前方風速計測器２０の変位、前方風速計測器２０の計測角度θ、および、既知である前方風速計測器２０の計測距離Ｌを用いて、実際に風速の計測が行われる前方遠隔位置Ａ’の座標（ｘ’，ｙ’）を求めることができる。

なお、図２には、説明の便宜上、前方風速計測器２０がＸＹ平面（風力発電装置１のロータ５の回転中心軸を通る鉛直方向に沿った平面）内において変位する例を示した。実際には、前方風速計測器２０はＸＹ平面に直交するＺ方向を含めてＸＹＺ方向に任意の軌跡で３次元的に変位しうるが、図２を用いて上述した前方遠隔位置Ａ’の特定手法は、前方風速計測器２０がＸＹＺ方向に３次元的に変位する場合にも同様に適用できる。
ただし、前方風速計測器２０がＸＹＺ方向に３次元的に変位する場合、前方風速計測器２０の３次元的な変位と、タワー１４の３次元的な傾斜角を取得する必要がある。よって、第１加速度センサ３０及び第２加速度センサ３２は、例えばＸＹＺ方向の３軸の加速度を計測可能な３軸加速度センサを用いることが好ましい。

図３は、図２で説明した手法で風速計測が実際に行われる前方遠隔位置Ａ’を特定する場合における、風力発電装置１の運転制御の内容を示すブロック図である。

図３に示すように、前方風速計測器２０、第１加速度センサ３０及び第２加速度センサ３２による計測結果は、風車コントローラ４０に送られて、風力発電装置１の運転制御に用いられる。
具体的には、第１加速度センサ３０によって計測されたＸＹＺ方向の加速度（ナセル１２の加速度）α_１は、風車コントローラ４０の変位算出部４２に送られて、変位算出部４２において前方風速計測器２０の変位が算出される。また、ナセル１２のＸＹＺ方向の加速度α_１は、第２加速度センサ３２で計測されたＸＹＺ方向の加速度α_２とともに風車コントローラ４０の計測方向算出部４４に送られて、計測方向算出部４４において前方風速計測器２０の計測方向を示す計測角度θが算出される。なお、前方風速計測器２０の計測方向を示す計測角度θを、ナセル１２の加速度α_１および風力発電装置１の詳細情報を用いて算出する場合、第２加速度センサ３２は省略してもよい。
風車コントローラ４０の計測位置特定部４６は、変位算出部４２で得られた前方風速計測器２０の変位と、計測方向算出部４４で得られた前方風速計測器２０の計測角度θとを用いて、実際に風速計測が行われる前方遠隔位置Ａ’を特定する。すなわち、計測位置特定部４６によって、前方遠隔位置Ａ’の座標（ｘ’，ｙ’，ｚ’）を求める。
そして、風車コントローラ４０の運転制御部４８は、前方風速計測器２０で計測した風速Ｖと、計測位置特定部４６で特定した前方遠隔位置Ａ’とに基づいて、風力発電装置１の運転制御を行う。すなわち、運転制御部４８は、前方遠隔位置Ａ’における風速Ｖに基づいて、ロータ５への風の到達に先立って各ブレード２のピッチ角を独立して調整するようにアクチュエータ３を制御してもよい。あるいは、運転制御部４８は、前方遠隔位置Ａ’における風速Ｖに基づいて、ロータ５への風の到達に先立って、所望のパワー係数Ｃｐが得られる回転数でロータ５が回転するように風力発電装置１を運転制御してもよい。なお、ロータ５の回転数を制御するには、例えば、発電機１０と電力系統との間に設けられる周波数変換回路４９の制御により、発電機１０のトルクを調節してもよい。この場合、周波数変換回路４９とは例えばＡＣ−ＤＣ−ＡＣコンバータを意味する。

図４は、陸上風車又は着床式洋上風車の場合における、前方風速計測器２０による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。
陸上風車又は着床式洋上風車の場合、前方風速計測器２０が変位する主な要因がタワー１４の撓みである点で浮体式洋上風車の場合と異なるが、浮体式洋上風車の場合と同様に前方風速計測器２０の変位が生じる。そのため、前方風速計測器２０で実際に風速が計測される位置（前方遠隔位置）Ａ’は、基準状態における計測予定位置Ａからずれる。

前方風速計測器２０の変位は、ナセル１２に取り付けた加速度センサ３４で計測したナセル１２の加速度を積分して求めたナセル１２の変位から得られる。
なお、加速度センサ３４の取付け位置は、前方風速計測器２０の変位を取得可能である限り特に限定されず、ハブ４やタワー１４の上端部に加速度センサ３４を取り付けてもよいし、前方風速計測器２０自体に加速度センサ３４を取り付けてもよい。

また、タワー１４の高さ及び剛性、ナセル１２の重量等に関する風力発電装置１の詳細情報から、タワー１４の大よその撓み状態は決まっている。そのため、ナセル１２の変位が加速度センサ３４の計測結果から得られれば、図４の実線で示した実際の状態における、前方風速計測器２０の傾き量が概ね特定される。したがって、加速度センサ３４の計測結果から、ナセル１２の変位だけでなく、前方風速計測器２０の大よその計測角度θも得られる。
なお、前方風速計測器２０の傾き量とは、図４の破線で示した基準状態に対するＸＹＺ軸回りの前方風速計測器２０の回転角度を意味する。

あるいは、前方風速計測器２０の計測角度θをより高精度に算出するために、加速度センサ３４として、ＸＹＺ方向の加速度だけでなく、ＸＹＺ軸回りの角速度も同時に計測可能な６軸モーションセンサを用いてもよい。すなわち、加速度センサ（６軸モーションセンサ）３４で計測されたナセル１２の加速度及び角速度を積分することで、前方風速計測器２０の変位と計測角度θとを算出してもよい。

そして、前方風速計測器２０の変位、前方風速計測器２０の計測角度θ、および、既知である前方風速計測器２０の計測距離Ｌを用いて、風速の計測が実際に行われる前方遠隔位置Ａ’を特定することができる。

なお、図４を用いて説明した前方遠隔位置Ａ’の特定手法は、風力発電装置１が陸上風車又は着床式洋上風車である場合に限定されず、風力発電装置１が浮体式洋上風車である場合にも適用可能である。

図５は、図４で説明した手法で風速計測が実際に行われる前方遠隔位置Ａ’を特定する場合における、風力発電装置１の運転制御の内容を示すブロック図である。

図５に示すように、前方風速計測器２０及び６軸モーションセンサ３４による計測結果は、風車コントローラ４０に送られて、風力発電装置１の運転制御に用いられる。
具体的には、６軸モーションセンサ３４によって計測されたＸＹＺ方向の加速度（ナセル１２の加速度）αは、風車コントローラ４０の変位算出部４２に送られて、変位算出部４２において前方風速計測器２０の変位が算出される。また、６軸モーションセンサ３４によって計測されたＸＹＺ軸回りの角速度（ナセル１２の角速度）ωは、風車コントローラ４０の計測方向算出部４４に送られて、計測方向算出部４４において前方風速計測器２０の計測角度θが算出される。
風車コントローラ４０の計測位置特定部４６は、変位算出部４２で得られた前方風速計測器２０の変位と、計測方向算出部４４で得られた計測角度θとを用いて、実際に風速計測が行われる前方遠隔位置Ａ’を特定する。すなわち、計測位置特定部４６によって、前方遠隔位置Ａ’の座標（ｘ’，ｙ’，ｚ’）を求める。
そして、風車コントローラ４０の運転制御部４８は、前方風速計測器２０で計測した風速Ｖと、計測位置特定部４６で特定した前方遠隔位置Ａ’とに基づいて、風力発電装置１の運転制御を行う。すなわち、運転制御部４８は、前方遠隔位置Ａ’における風速Ｖに基づいて、ロータ５への風の到達に先立って各ブレード２のピッチ角を独立して調整するようにアクチュエータ３を制御してもよい。あるいは、運転制御部４８は、前方遠隔位置Ａ’における風速Ｖに基づいて、ロータ５への風の到達に先立って、所望のパワー係数Ｃｐが得られる回転数でロータ５が回転するように風力発電装置１を運転制御してもよい。なお、ロータ５の回転数を制御するには、例えば、発電機１０と電力系統との間に設けられる周波数変換回路（例えば、ＡＣ−ＤＣ−ＡＣコンバータ）４９の制御により、発電機１０のトルクを調節してもよい。

以上説明したように、本実施形態では、少なくとも前方風速計測器２０の変位に基づいて風速の計測が実際に行われる前方遠隔位置Ａ’を計測位置特定部４６により特定し、風速の計測結果および特定された前方遠隔位置Ａ’に基づく風力発電装置１の制御を運転制御部４８によって行う。
したがって、前方風速計測器２０が変位しても、前方遠隔位置Ａ’における風速Ｖに基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。とりわけ、風力発電装置１が浮体式洋上風車の場合、波や潮汐の影響やロータ５及びタワー１４に作用する風荷重によって、風車全体が傾いたり、浮き沈みしたりするから、陸上風車や着床式洋上風車などに比べて前方風速計測器２０の変位が大きくなり、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを意図したとおりに享受することが特に難しい。したがって、本実施形態のような風力発電装置１の運転制御により、浮体式洋上風車の場合においても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受しうることは非常に有益である。

また本実施形態では、計測位置特定部４６は、前方風速計測器２０の変位および前方風速計測器２０の計測方向（具体的には計測角度θ）に基づいて、前方遠隔位置Ａ’を特定するようにしたので、風速が実際に計測される前方遠隔位置Ａ’の特定精度が向上する。よって、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットをより効果的に享受できる。

なお、本実施形態では、加速度センサ３０，３４で計測した加速度を積分して前方風速計測器２０の変位を算出する例を示したが、加速度センサ３０，３４に替えて任意のセンサを用いてもよい。例えば、ＧＰＳ受信機を用いて前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位を計測してもよい。

あるいは、前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位やＸＹＺ軸回りの回転量の周期的変化を予め計測して記憶手段（メモリ）に記憶しておき、これらの周期的変化に関する情報を記憶手段から読み出して、前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位やＸＹＺ軸回りの回転量を推定してもよい。
風力発電装置のタワー構造体の振動は概ね周期的であるから、前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位やＸＹＺ軸回りの回転量の周期的変化を予め計測しておけば、これらの周期的変化に関する情報から前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位やＸＹＺ軸回りの回転量を推定できる。これにより、前方風速計測器２０の変位や傾き量をセンサ（例えば加速度センサ（６軸モーションセンサを含む）やＧＰＳ受信機）によって常に監視する必要がなくなる。

［第２実施形態］
次に第２実施形態に係る風力発電装置について説明する。本実施形態の風力発電装置は、前方風速計測器２０の姿勢を一定に維持するようにした点を除けば、第１実施形態の風力発電装置１と同様である。よって、ここでは、第１実施形態の風力発電装置１と同一の箇所については共通する符号を付してその説明を省略し、第１実施形態との相違点を中心に説明する。

図６は、第２実施形態の風力発電装置の全体構成例を示す図である。図７は、図６に示す風力発電装置の姿勢維持手段の一例を示す斜視図である。図８は、図６に示す風力発電装置の姿勢維持手段の別の例を示す図である。

図６に示すように、風力発電装置１００は、前方風速計測器２０の姿勢を一定に維持する姿勢維持手段５０を備えている。姿勢維持手段５０は、例えば、ステージ５２及びこのステージ５２が常に水平になるようにステージ５２を支持する水平支持ユニット５４で構成されていてもよい。
なお、図６には、姿勢維持手段５０を介して前方風速計測器２０がナセル１２に取り付けられた例を示したが、前方風速計測器２０は、ナセル１２以外に取り付けられていてもよく、例えば姿勢維持手段５０を介してタワー１４に取り付けられていてもよい。

図７に示す例では、姿勢維持手段５０の水平支持ユニット５４として６軸モーションベースを用い、６軸モーションベースによってステージ５２を水平に維持するようになっている。
ここで、６軸モーションベースとは、油圧シリンダや電動シリンダ等のリニアアクチュエータ５５（５５−１〜５５−６）を６台備え、各リニアアクチュエータ５５を独立して制御することで、ＸＹＺ方向の移動およびＸＹＺ軸回りの回転を含む６軸動作を実現する装置をいう。６軸モーションベースの各リニアアクチュエータ５５のストローク量は、ステージ５２に取り付けられた６軸モーションセンサ５６により検出されたステージ５２のＸＹＺ方向の移動量及びＸＹＺ軸回りの回転量に基づくフィードバック制御で調節される。これにより、ステージ５２は常に水平に維持される。
なお、ステージ５２に取り付けた６軸モーションセンサ５６は、前方風速計測器２０の変位や傾き量を計測するためのセンサ３０，３４と兼用してもよい。

また図８に示す例では、姿勢維持手段５０の水平支持ユニット５４として、ステージ５２をナセル１２に吊り下げる弾性部材５８及びダンパ５９を用いる。弾性部材５８を設けることで、ナセル１２が傾いた際、弾性部材５８が伸縮して常にステージ５２を水平に維持できる。また、ダンパ５９を設けることで、ステージ５２の振動が抑制され、ステージ５２を安定して水平に維持できる。なお、図８には弾性部材５８及びダンパ５９を２組しか示していないが、実際には少なくとも３組の弾性部材５８及びダンパ５９によってステージ５２をナセル１２に吊り下げている。
なお、ここでは、弾性部材５８及びダンパ５９で構成される水平支持ユニット５４を用いてステージ５２をナセル１２に吊り下げる例について説明したが、ステージ５２はタワー１４の上端部に吊り下げるように取り付けてもよい。また、ステージ５２をナセル１２又はタワー１４の上端部に吊り下げる態様に替えて、弾性部材５８及びダンパ５９で構成される水平支持ユニット５４を介してステージ５２をナセル１２又はタワー１４の上端部に載置してもよい。
上記構成の姿勢維持手段５０は、図７に示すようなアクチュエータ５５を用いた構成のものに比べて簡素であり、製造コストの削減に寄与するだけでなく、姿勢維持手段５０の故障頻度を大幅に低減できる。

ここで、本実施形態において、風速計測が実際に行われる前方遠隔位置を特定する手法について説明する。

図９は、浮体式洋上風車の場合における、前方風速計測器２０による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。図１０は、陸上風車又は着床式洋上風車の場合における、前方風速計測器２０による風速計測が実際に行われる前方遠隔位置の特定手法を説明するための図である。

浮体式洋上風車の場合、図９に示すように、タワー１４が角度θだけ傾斜しても、前方風速計測器２０は姿勢維持手段５０によって姿勢が一定に維持されているため、前方風速計測器２０の計測方向（計測角度）は不変である。また、第１実施形態と同様に、加速度センサ３０で計測された加速度を積分することで、前方風速変速機２０の変位が取得されるようになっている。そのため、前方風速変速機２０の変位に基づいて、風速が実際に計測される前方遠隔位置Ａ’は特定可能である。

同様に、陸上風車又は着床式洋上風車の場合、図１０に示すように、タワー１４が撓んでも、前方風速計測器２０は姿勢維持手段５０によって姿勢が一定に維持されているため、前方風速計測器２０の計測方向は不変である。また、第１実施形態と同様に、加速度センサ３４で計測された加速度を積分することで、前方風速変速機２０の変位が取得されるようになっている。そのため、前方風速変速機２０の変位に基づいて、風速が実際に計測される前方遠隔位置Ａ’は特定可能である。

なお、図９及び１０には、加速度センサ３０，３４で計測した加速度を積分して前方風速計測器２０の変位を算出する例を示したが、加速度センサ３０，３４に替えて任意のセンサを用いてもよい。例えば、ＧＰＳ受信機を用いて前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位を計測してもよい。
あるいは、前方風速計測器２０のＸＹＺ方向の変位をセンサの計測結果から求めるのではなく、前方風速計測器２０の周期的変位を予め計測しておき、この既知の周期的変位から推定してもよい。

以上説明したように、本実施形態では、少なくとも前方風速計測器２０の変位に基づいて風速の計測が実際に行われる前方遠隔位置Ａ’を特定し、風速の計測結果および特定された前方遠隔位置Ａ’に基づく風力発電装置１の制御を行う。
したがって、前方風速計測器２０が変位しても、前方遠隔位置Ａ’における風速Ｖに基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。

また本実施形態では、姿勢維持手段５０を用いて、前方風速計測器２０の変位にかかわらず前方風速計測器２０の姿勢を一定に維持するようにしたので、前方風速計測器２０の計測方向が不変となり、前方風速計測器２０の変位のみに基づいて、風速の計測が実際に行われる前方遠隔位置Ａ’を高精度に特定できる。
また、前方風速計測器２０の姿勢が変化しうる場合とは異なり、前方風速計測器２０の計測方向は不変であるから、風速が計測される前方遠隔位置Ａ’を特定する際の誤差は、主として前方風速計測器２０の変位の誤差に起因したものである。そのため、風速が計測される前方計測位置Ａ’を高精度に特定することができ、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットをより一層効果的に享受できる。

［第３実施形態］
次に第３実施形態に係る風力発電装置について説明する。本実施形態では、計測角度および計測距離が可変な前方風速計測器を用いて、常に同じ前方遠隔位置で計測された風速に基づいて風力発電装置の運転制御を行う。
以下、第１実施形態の風力発電装置１と同一の箇所については共通する符号を付してその説明を省略し、第１実施形態との相違点を中心に説明する。

図１１及び１２は本実施形態に係る風力発電装置の構成例を示す図であり、図１１は浮体式洋上風車の場合を例示しており、図１２は陸上風車又は着床式洋上風車の場合を例示している。

図１１及び１２に示すように、風力発電装置２００は、ナセル１２に取り付けられた６軸モーションセンサ６０を備える。６軸モーションセンサ６０によって、ＸＹＺ方向の変位およびＸＹＺ軸回りの回転量が計測される。この計測結果から、風速の計測位置を一定に維持するための前方風速計測器２０の計測距離Ｌ’と計測角度φが求まる。これら計測距離Ｌ’及び計測角度φは、前方風速計測器２０の制御に用いられる。

図１３は、風力発電装置２００の運転制御の内容を示すブロック図である。同図に示すように、６軸モーションセンサ６０の計測結果は、風車コントローラ７０に送られて、風力発電装置２００の運転制御に用いられる。
具体的には、６軸モーションセンサ６０によって計測されたＸＹＺ方向の加速度（ナセル１２の加速度）αは、風車コントローラ７０の変位算出部７１に送られて、変位算出部７１において前方風速計測器２０の変位が算出される。また、６軸モーションセンサ６０によって計測されたＸＹＺ軸回りの角速度（ナセル１２の角速度）ωは、風車コントローラ７０の傾き算出部７２に送られて、傾き算出部７２において前方風速計測器２０の傾き量が算出される。なお、前方風速計測器２０の傾き量とは、図１１又は１２の破線で示した基準状態に対するＸＹＺ軸回りの前方風速計測器２０の回転角度を意味する。
風車コントローラ７０の計測距離算出部７３は、変位算出部７１で得られた前方風速計測器２０の変位に基づいて、風速の計測位置を一定に維持するための計測距離Ｌ’を求める。また、風車コントローラ７０の計測角度算出部７４は、傾き算出部７２で得られた前方風速計測器２０の傾き量に基づいて、風速の計測位置を一定に維持するための計測角度φを求める。このようにして得られた計測距離Ｌ及び計測角度φは、計測器制御部７５による前方風速計測器２０の制御の指令値として用いられる。
風車コントローラ７０の計測器制御部７５は、前方風速計測器２０の計測距離がＬ’となり、前方風速計測器２０の計測角度がφとなるように、前方風速計測器２０を制御する。具体的には、前方風速計測器２０がライダーである場合、計測器制御部７５は前方風速計測器（ライダー）２０のレーザ光の焦点距離およびレーザ光照射方向を調節する。これにより、前方風速計測器２０による風速の計測は、常に同じ計測位置Ａで行われるようになる。
そして、風車コントローラ７０の運転制御部７６は、前方風速計測器２０で計測した風速Ｖに基づいて、風力発電装置１の運転制御を行う。すなわち、運転制御部７６は、前方遠隔位置Ａにおける風速Ｖに基づいて、ロータ５への風の到達に先立って各ブレード２のピッチ角を独立して調整するようにアクチュエータ３を制御してもよい。あるいは、運転制御部７６は、前方遠隔位置Ａにおける風速Ｖに基づいて、ロータ５への風の到達に先立って、所望のパワー係数Ｃｐが得られる回転数でロータ５が回転するように風力発電装置２００を運転制御してもよい。なお、ロータ５の回転数を制御するには、例えば、発電機１０と電力系統との間に設けられる周波数変換回路（例えば、ＡＣ−ＤＣ−ＡＣコンバータ）４９の制御により、発電機１０のトルクを調節してもよい。

以上説明したように、本実施形態によれば、風速の計測が行われる前方遠隔位置Ａを一定に維持するようにしたので、前方風速計測器２０が変位しても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御部による運転制御のメリットを効果的に享受できる。

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。

例えば、上述の実施形態では、前方風速計測器２０による風速計測を円形状の計測エリア２２（図１参照）における複数の位置において行う例を説明したが、前方風速計測器２０による風速計測はより狭い計測エリアにて行ってもよい。

図１４は、前方風速計測器２０の風速計測が行われる計測エリアの一例を示す図である。同図において符号Ｐで示したのは、風力発電装置１から距離ｄだけ離れた位置において、ロータ回転面に対向するように広がる平面である。
前方風速計測器２０の計測エリア２２は、図１４に示すように、風力発電装置１の前方に距離ｄだけ離れた位置（計測位置）における領域２２Ａ〜２２Ｃであってもよい。ここで、平面Ｐ内における領域２２Ａ〜２２Ｃは、それぞれ、ブレード２Ａ〜２Ｃに対応しており、将来の風速に基づく風力発電装置１の運転制御を行うのに必要な最小限の風速情報が取得できるように設定される。例えば、領域２２Ａ〜２２Ｃは、各ブレード２Ａ〜２Ｃが将来受ける風が計測位置において通過する領域であってもよい。なお、前方風速計測器２０による風速計測は、領域２２Ａ〜２２Ｃのうちの重要部分（例えば、領域２２Ａ〜２２Ｃのうちブレード先端部周辺に対応する部分）のみについて行ってもよい。
また、ロータ５の回転に伴って領域２２Ａ〜２２Ｃの位置も刻々と変化するから、計測エリア２２たる領域２２Ａ〜２２Ｃの設定は、ロータ５の回転数および距離ｄなどを考慮して前方風速計測器２０による風速計測時にその都度行われる。
なお、計測エリア２２の設定は、風車コントローラ４０，７０に設けた計測器制御部（不図示）によって行ってもよい。すなわち、計測器制御部による制御下で、前方風速計測器２０は、前方遠隔位置においてブレード２Ａ〜２Ｃに対応する領域２２Ａ〜２２Ｃの風速を選択的に計測するようになっていてもよい。

このように、ロータ回転面に対応する円形領域２３の全てを計測エリア２２とするのではなく、周方向について選出された一部の領域２２Ａ〜２２Ｃのみを計測エリア２２とすることで、前方風速計測器２０の少ないサンプリング数で風力発電装置１の運転制御に必要な風速を計測できる。よって、前方風速計測器２０のサンプリング周期が低い場合であっても、前方遠隔位置における風速に基づく運転制御のメリットを効果的に享受できる。

１ 風力発電装置
２ ブレード
３ ピッチ駆動アクチュエータ
４ ハブ（ロータヘッド）
６ 主軸
７ 主軸軸受
８ 増速機
９ 出力軸
１０ 発電機
１２ ナセル
１４ タワー
１６ 浮体構造物
２０ 前方風速計測器
３０ 第１加速度センサ
３２ 第２加速度センサ
４０ 風車コントローラ
４２ 変位算出部
４４ 計測方向算出部
４６ 計測位置特定部
４８ 運転制御部
４９ 周波数変換回路
５０ 姿勢維持手段
５２ ステージ
５４ 水平支持ユニット
５５ リニアアクチュエータ
５６ ６軸モーションセンサ
５８ 弾性部材
５９ ダンパ
６０ ６軸モーションセンサ
７０ 風車コントローラ
７１ 変位算出部
７２ 傾き算出部
７３ 計測距離算出部
７４ 計測角度算出部
７５ 計測器制御部
７６ 運転制御部
１００ 風力発電装置
２００ 風力発電装置

Claims (18)

1. 前方風速計測器を備える風力発電装置の運転制御方法であって、
   前記前方風速計測器により、前記風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測するステップと、
   少なくとも前記前方風速計測器の変位に基づいて、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置を特定するステップと、
   計測された前記風速と、特定された前記前方遠隔位置とに基づいて前記風力発電装置を制御するステップとを備えることを特徴とする風力発電装置の運転制御方法。
2. 前記前方遠隔位置を特定するステップでは、前記前方風速計測器の変位および前記前方風速計測器の計測方向に基づいて、前記前方遠隔位置を特定することを特徴とする請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。
3. 前記風力発電装置は浮体式洋上風車であり、
   前記風力発電装置のタワーの鉛直方向に対する傾斜角から前記前方風速計測器の計測方向を求めるステップをさらに備えることを特徴とする請求項２に記載の風力発電装置の運転制御方法。
4. 前記前方風速計測器の傾き量を角速度センサで計測するステップと、
   前記前方風速計測器の傾き量から、前記前方風速計測器の計測方向を求めるステップとをさらに備えることを特徴とする請求項２に記載の風力発電装置の運転制御方法。
5. 前記前方風速計測器の姿勢は、該前方風速計測器の変位にかかわらず、一定に維持されることを特徴とする請求項１に記載の風力発電装置の運転制御方法。
6. 前記前方風速計測器の前記変位は、加速度センサ又はＧＰＳ受信機からなる変位検出手段の検出結果から取得されることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか一項に記載の風力発電装置の運転制御方法。
7. 前記前方風速計測器の前記変位は、前記前方風速計測器の既知の周期的変位から推定されることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか一項に記載の風力発電装置の運転制御方法。
8. 前記風速を計測するステップでは、前記前方遠隔位置おいて前記風力発電装置のブレードに対応する領域の風速を選択的に計測することを特徴とする請求項１乃至７のいずれか一項に記載の風力発電装置の運転制御方法。
9. 風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測する前方風速計測器と、
   少なくとも前記前方風速計測器の変位に基づいて、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置を特定する計測位置特定部と、
   前記前方風速計測器によって計測された前記風速と、前記計測位置特定部によって特定された前記前方遠隔位置とに基づいて、前記風力発電装置の運転制御を行う運転制御部とを備えることを特徴とする風力発電装置。
10. 前記計測位置特定部は、前記前方風速計測器の変位および前記前方風速計測器の計測方向に基づいて、前記前方遠隔位置を特定することを特徴とする請求項９に記載の風力発電装置。
11. 前記風力発電装置は、浮体構造物によって支持されるタワー上にナセルが設けられた浮体式洋上風車であり、
    前記浮体構造物、前記タワーおよび前記ナセルの少なくとも一つに設けられ、互いに異なる高さに設置された一対の加速度センサと、
    前記一対の加速度センサの計測結果から前記前方風速計測器の計測方向を算出する計測方向算出部とをさらに備えることを特徴とする請求項１０に記載の風力発電装置。
12. 前記前方風速計測器の傾き量を計測する角速度センサと、
    前記角速度センサの計測結果から前記前方風速計測器の計測方向を算出する計測方向算出部とをさらに備えることを特徴とする請求項１０に記載の風力発電装置。
13. 前記前方風速計測器の変位にかかわらず、前記前方風速計測器の姿勢を維持する姿勢維持手段をさらに備えることを特徴とする請求項９に記載の風力発電装置。
14. 加速度センサ又はＧＰＳ受信機からなり、前記前方風速計測器の前記変位を取得する変位検出手段をさらに備えることを特徴とする請求項９乃至１３のいずれか一項に記載の風力発電装置。
15. 前記前方風速計測器の周期的変位を予め記憶した記憶手段をさらに備え、
    前記前方風速計測器の前記変位は、前記記憶手段に記憶された前記周期的変位から推定されることを特徴とする請求項９乃至１３のいずれか一項に記載の風力発電装置。
16. ブレードと、
    前記前方遠隔位置において前記ブレードに対応する領域の風速を選択的に計測するように前記前方風速計測器を制御する計測器制御部をさらに備えることを特徴とする請求項９乃至１５のいずれか一項に記載の風力発電装置。
17. 前方風速計測器を備える風力発電装置の運転制御方法であって、
    前記前方風速計測器により、前記風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測するステップと、
    前記前方風速計測器の変位にかかわらず、前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置を一定に維持するステップと、
    計測された前記風速に基づいて前記風力発電装置を制御するステップとを備えることを特徴とする風力発電装置の制御方法。
18. 風力発電装置の前方遠隔位置における風速を計測する前方風速計測器と、
    前記前方風速計測器によって計測された前記風速に基づいて、前記風力発電装置の運転制御を行う運転制御部とを備え、
    前記前方風速計測器による計測が行われる前記前方遠隔位置は、前記前方風速計測器の変位にかかわらず、一定に維持されることを特徴とする風力発電装置。

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