KR101706508B1 - Data Analysis System of Mechanical Load Measurement Data for Wind Turbine - Google Patents
Data Analysis System of Mechanical Load Measurement Data for Wind Turbine Download PDFInfo
- Publication number
- KR101706508B1 KR101706508B1 KR1020160087936A KR20160087936A KR101706508B1 KR 101706508 B1 KR101706508 B1 KR 101706508B1 KR 1020160087936 A KR1020160087936 A KR 1020160087936A KR 20160087936 A KR20160087936 A KR 20160087936A KR 101706508 B1 KR101706508 B1 KR 101706508B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- load
- uncertainty
- data
- wind
- measurement
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 title 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 6
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 claims description 3
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 claims 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 abstract description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 17
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 14
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 12
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 9
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 6
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 238000013502 data validation Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012938 design process Methods 0.000 description 2
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 241001442234 Cosa Species 0.000 description 1
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 description 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 201000009482 yaws Diseases 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- F03D13/00—Assembly, mounting or commissioning of wind motors; Arrangements specially adapted for transporting wind motor components
- F03D13/30—Commissioning, e.g. inspection, testing or final adjustment before releasing for production
-
- 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
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
-
- 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
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
- Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
Description
본 발명은 풍력 발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에 관한 것이다. 보다 상세하게는 풍력발전기 날개, 주축 및 타워 등의 주요 부위에서 측정된 방대한 물리량들을 여러 단계의 데이터 처리과정을 거쳐서 시계열 및 통계 값, 피로해석과 등가하중 해석을 수행하는 풍력 발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에 관한 것이다.The present invention relates to a fatigue analysis and equivalent load analysis system for a wind turbine. More particularly, the present invention relates to a method of fatigue analysis and equivalent of a wind power generator that performs time series and statistical value analysis, fatigue analysis and equivalent load analysis through various stages of data processing of vast amounts of physical quantities measured in main parts such as wind turbine blades, And a load analysis system.
풍력 발전이란 공기의 유동이 가진 운동 에너지의 공기역학적(aerodynamic) 특성을 이용하여 로터(rotor)를 회전시켜 기계적 에너지로 변환시키고 이 기계적 에너지를 이용하여 전기를 얻는 기술이다.Wind power is a technology that uses a mechanical energy to generate electricity by rotating rotor by using aerodynamic characteristic of kinetic energy of air flow.
이러한 풍력을 이용하는 풍력 발전기는 주요 구성 요소로서 날개(blade)와 허브(hub)로 구성된 로터와 회전에 의하여 구동되며 나셀(Nacelle) 내부에 위치되는 발전기로 구성된다.A wind turbine using such wind power is composed of a rotor composed of a blade and a hub as main components, and a generator driven by rotation and located inside Nacelle.
이러한 풍력 발전기는 환경오염을 발생시키지 않고 무한정의 바람을 사용하므로, 세계적으로 환경에 대한 관심이 고조되고 있는 요즘, 전기 에너지의 발전기로서 관심이 높아지고 있다.Since these wind generators use infinite winds without causing environmental pollution, interest in the environment is increasing worldwide, and attention is increasing as a generator of electric energy these days.
풍력발전은 운전방식에 따라 일정속 운전과 가변속 운전으로 나뉜다. 이 중 일정속 운전은 풍속의 변화에 관계없이 터빈을 일정한 속도로 회전시키는 방식으로, 터빈 속도를 제어할 필요가 없다는 장점이 있으나 설계 풍속을 벗어나는 다른 풍속에서는 에너지 변환 효율이 낮다. 특히 우리나라처럼 풍속이 일정치 않은 지역에서는 항상 낮은 효율을 지니므로 대용량 풍력발전 시스템에서는 점차 사용하지 않는 추세이다.Wind power generation is divided into constant speed operation and variable speed operation depending on the operation mode. Among them, the constant speed operation is a method of rotating the turbine at a constant speed irrespective of the change of the wind speed, but there is no need to control the turbine speed, but energy conversion efficiency is low at other wind speeds deviating from the design wind speed. Especially, in regions where wind velocity is not constant like Korea, it is always low efficiency, so it is not used gradually in large capacity wind power generation system.
이와 달리, 가변속 운전 방식의 풍력발전은 풍속에 따라 최대 전력점이 변화하기 때문에 터빈속도를 블레이드의 최적 주속비(풍속에 대한 블레이드 끝점 속도의 비)로 동작하도록 피치(pitch) 제어함으로써 항상 최대전력을 얻을 수 있게 하는 방식을 말한다.On the other hand, because the maximum power point changes according to the wind speed, the variable speed operation type wind turbine is pitch controlled to operate the turbine speed to the optimum blade ratio (ratio of the blade end point speed to the wind speed) It is the way to get it.
그런데, 이러한 종래 피치 제어 방식의 경우, 정격 운전 풍속보다 낮은 범위에서 정격 풍속보다 높은 범위로 변환되어 풍력 발전기가 운전이 될 환경에 많이 노출되기 쉽다.However, in the case of the conventional pitch control method, the range is lower than the rated operating wind speed and is higher than the rated wind speed, so that the wind power generator is likely to be exposed to an environment where the wind power generator is to be operated.
특히, 우리나라와 같이 산간 지역, 태풍, 돌풍 등이 발생하기 쉬우므로 풍력 발전기의 발전기 측에 과도한 힘이 전달되기 쉽다.Especially, it is likely that excessive force is transmitted to the generator side of the wind power generator because it is likely to occur in mountainous areas, typhoons, and gusts like Korea.
부연하면, 갑작스러운 돌풍 등으로 인해 정격 풍속 범위로 변환될 때, 풍력 발전기의 에어로 토크(즉, 로터의 토크)가 갑작스럽게 증가되어 풍력 발전기의 발전기 측으로 과도한 힘이 전달된다. 이때, 로터의 과도한 회전으로 인해 로터 하중이 발생하게 되며, 이는 풍력 발전기 내부 Drive-train, 샤프트(shaft)에 피해를 가하게 된다.In addition, when converted to the rated wind speed range due to sudden gusts, the aero torque of the wind turbine (i.e., the torque of the rotor) is suddenly increased and excessive force is transmitted to the generator side of the wind turbine. At this time, due to the excessive rotation of the rotor, a rotor load is generated, which damages the drive train and the shaft inside the wind turbine.
본 발명은 풍력발전기의 주요 부위인 날개, 샤프트, 나셀 및 타워 등의 부위에 스트레인게이지, 진동센서 등을 설치하여 풍력발전시스템이 가동 중에 발생되는 벤딩 및 비틀림 모우멘트, 진동 등을 측정한 후, 이를 바탕으로 피로해석을 수행함으로써 풍력발전시스템 제작사가 설계 과정에서 진행하였던 피로해석의 적합성 유무를 판단하는 것이 가능한 풍력 발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템을 제공하는 것이다.In the present invention, a strain gauge, a vibration sensor, or the like is installed on a wing, a shaft, a nacelle and a tower, which are the main parts of a wind turbine, to measure bending and torsional moments and vibrations generated during operation of the wind turbine, And a fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine capable of judging the suitability of the fatigue analysis performed by the wind turbine generator company during the design process.
한편, 본 발명에서 이루고자 하는 기술적 과제들은 이상에서 언급한 기술적 과제들로 제한되지 않으며, 언급하지 않은 또 다른 기술적 과제들은 아래의 기재로부터 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.It is to be understood that both the foregoing general description and the following detailed description of the present invention are exemplary and explanatory and are not intended to limit the invention to the precise form disclosed. It can be understood.
본 발명의 일 실시예에 따른 풍력발전기의 피로와 등가하중 해석 시스템은 풍력발전기의 시료, 상기 시료의 물리량을 측정하는 센서부 및 상기 센서부의 측정된 물리량을 통해 시계열 및 통계 데이터를 도출하고, 레인플로우 카운팅을 거쳐 피로 해석 및 등가하중 해석을 하는 제어부를 포함한다.The system for analyzing fatigue and equivalent load of a wind turbine according to an embodiment of the present invention derives time series and statistical data through a sample of a wind turbine generator, a sensor unit for measuring a physical quantity of the sample, and a measured physical quantity of the sensor unit, And a controller for performing fatigue analysis and equivalent load analysis through flow counting.
또한, 상기 센서부는 스트레인 게이지, 변위계, 로드셀, 토크, 가속도계, 속도계 중에서 적어도 하나로 구성될 수 있다.The sensor unit may include at least one of a strain gage, a displacement gauge, a load cell, a torque, an accelerometer, and a speedometer.
또한, 상기 센서부의 설치 위치는 다음의 조건을 만족할 수 있다.In addition, the installation position of the sensor unit may satisfy the following conditions.
- 단위 하중에 대한 높은 변형률이 발생하는 위치, 응력과 하중 사이의 선형관계를 제공해주며 하중 유입경로를 피할 수 있는 위치, 균일한 응력이 측정되는 위치(즉, 높은 응력/변형률 구배를 받지 않는 곳, 응력 집중을 받지 않는 위치), 충분한 공간을 확보하는 위치, 온도 교상이 용이한 위치, 균일한 하중치를 갖는 물질 상의 위치, 측정 장비를 쉽게 고정 또는 부착할 수 있는 물질 상의 위치.- location where high strain on unit load occurs, position that can avoid load inflow path, position where uniform stress is measured (that is, place where high stress / strain gradient is not taken , Position where stress concentration is not applied), position to ensure sufficient space, location where temperature can easily be determined, position on material with uniform load, position of material that can easily fix or attach measuring equipment.
또한, 상기 센서부에서 상기 측정된 물리량의 유효성 검사는 다음의 데이터 조건 중 적어도 하나에서 구현될 수 있다.The validity check of the measured physical quantity in the sensor unit may be implemented in at least one of the following data conditions.
- 센서부 교정, 센서부 작동범위 초과, 잡음 등으로 발생된 측정 에러 데이터, 센서부 및 데이터 수집장비의 측정범위를 벗어나는 측정결과에 대한 배제 데이터, 정상적인 상태에서 측정된 참조 데이터(reference data)와 시료에서 측정되는 데이터를 실시간 상호 비교를 통하여 적합성을 검증 데이터, 시료 인근의 지형 또는 다른 풍력발전기나 건물 등의 영향으로 인해서 발생되는 풍속의 왜곡 또는 후류 효과 등의 조건에서 측정된 데이터, 데이터 측정 중에 갑작스런 풍향의 변화로 인하여 나셀의 요잉(yawing)이 진행되는 과정에서 측정된 데이터.- Measurement error data caused by calibration of the sensor part, operation range of the sensor part, noise, etc., exclusion data of the measurement part which is out of the measuring range of the sensor part and the data collecting device, reference data measured in the normal state, Verification of suitability through real-time mutual comparison of data measured in the sample Data measured in conditions such as wind speed distortion or wake effect caused by data, the terrain near the sample or other wind power generators or buildings, Data measured during the course of the yawing of the nacelle due to sudden changes in the wind direction.
또한, 상기 등가 하중은 1 Hz 주파수일 때의 값으로 표현되며 다음의 수학식으로 표현될 수 있다.Also, the equivalent load is represented by a value at a frequency of 1 Hz and can be expressed by the following equation.
[수학식][Mathematical Expression]
(여기서, Req는 등가하중이고, Ri는 i번째 하중이고, ni는 i번째 하중의 횟수이고, neq는 사이클의 등가 횟수이고, m은 해당 재료의 SN 커브 기울기이다)(Where R eq is the equivalent load, Ri is the i th load, ni is the number of the i th load, n eq is the number of cycles equivalent, and m is the SN curve slope of the material)
본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 방법은 풍력발전기의 시료의 하중을 측정하는 I 단계, 상기 시료의 물리량을 측정하는 II 단계 및 측정된 물리량의 유효성을 검사한 후, 상기 유효성에 따라 상기 시료의 피로 해석 및 등가하중 해석을 도출하는 III 단계를 포함할 수 있다.The method for fatigue analysis and equivalent load analysis of a wind turbine according to the present invention includes a step I for measuring the load of a sample of a wind turbine, a step II for measuring a physical quantity of the sample, and a step for checking the validity of the measured physical quantity, And the step (III) of deriving the fatigue analysis and the equivalent load analysis of the sample.
본 발명은 풍력발전기의 물리량을 이용하여 자동으로 시계열 및 통계값, 피로해석, 등가하중 해석을 수행하는 풍력 발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템을 제공하는 것으로 시스템에 기록된 프로그램을 이용하여 측정된 데이터를 읽어드려 피로해석 등을 수행한다. The present invention provides a fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind power generator that automatically performs time series and statistical values, fatigue analysis, and equivalent load analysis using the physical quantity of a wind turbine generator, The data is read and fatigue analysis is performed.
또한, 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템은 풍력발전기의 주요 부위인 날개, 샤프트, 나셀 및 타워 등의 부위에 스트레인게이지, 진동센서 등을 설치하여 풍력발전시스템이 가동 중에 발생되는 벤딩 및 비틀림 모우멘트, 진동 등을 측정한 후, 이를 바탕으로 피로해석을 수행함으로써 풍력발전시스템 제작사가 설계 과정에서 진행하였던 피로해석의 적합성 유무를 판단하는 것이 가능하다.In addition, the fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention can be realized by installing strain gauges and vibration sensors on the main parts of a wind turbine such as wings, shafts, nacelles and towers, It is possible to judge whether the manufacturer of the wind power generation system is suitable for the fatigue analysis which has been carried out during the design process by performing the fatigue analysis based on the measured bending and torsional moments and vibrations.
한편, 본 발명에서 얻을 수 있는 효과는 이상에서 언급한 효과들로 제한되지 않으며, 언급하지 않은 또 다른 효과들은 아래의 기재로부터 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.It should be understood, however, that the effects obtained by the present invention are not limited to the above-mentioned effects, and other effects not mentioned may be clearly understood by those skilled in the art to which the present invention belongs It will be possible.
본 명세서에 첨부되는 다음의 도면들은 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 것이며, 발명의 상세한 설명과 함께 본 발명의 기술사상을 더욱 이해시키는 역할을 하는 것이므로, 본 발명은 그러한 도면에 기재된 사항에만 한정되어 해석되어서는 아니 된다.
도 1은 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템의 구성도를 나타낸다.
도 2는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 자료 획득 장치(IMC module)의 구성도를 나타낸다.
도 3a 내지 3c는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 성능시험 기간 동안 풍속, 출력, 로터의 회전속도 및 기계 하중 측정값을 시계열 데이터로 나타내는 그래프이며, 도 3d 내지 도 3f는 본 발명의 일 실시예에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 풍속 대비 풍력발전기의 주요 부위에서 발생되는 측정 물리량들에 대한 분석 결과를 나타내는 그래프이다.
도 4는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 풍력발전기의 상태별 즉, 시작, 정지, 요잉 등의 상태에 따른 고유 진동수 측정 결과를 나타내는 그래프이다.
도 5a 내지 5b는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 레인플로 카운팅을 거친 10분 데이터의 각 하중별 누적 횟수 피로 하중 스펙트럼을 나타내는 그래프이며, 도 5c 내지 5e는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 구한 하중과 누적 횟수를 이용하여 1 Hz로 표기하는 등가하중을 구한 결과를 나타내는 그래프이다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS The accompanying drawings, which are included to provide a further understanding of the invention and are incorporated in and constitute a part of this application, illustrate preferred embodiments of the invention and, together with the description, And shall not be interpreted.
Fig. 1 shows a configuration diagram of a fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention.
2 is a block diagram of a data acquisition device (IMC module) in a fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention.
FIGS. 3A to 3C are graphs showing time-series data of wind speed, output, rotor rotational speed, and mechanical load measurement values during a performance test period in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention, Is a graph showing results of analysis of measured physical quantities generated at main portions of a wind turbine relative to wind speed in a fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to an embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a graph showing the natural frequency measurement results according to the states of the wind turbine generator, such as start, stop, yaw, etc., in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine according to the present invention.
5A to 5B are graphs showing the cumulative number of fatigue load spectra of each 10-minute data obtained by the rain flow counting in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine according to the present invention, The equivalent load expressed by 1 Hz is obtained by using the load obtained by the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine and the cumulative frequency.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
본 발명의 실시예들은 당해 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명을 더욱 완전하게 설명하기 위하여 제공되는 것이며, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다. 오히려, 이들 실시예는 본 개시를 더욱 충실하고 완전하게 하고, 당업자에게 본 발명의 사상을 완전하게 전달하기 위하여 제공되는 것이다.The embodiments of the present invention are described in order to more fully explain the present invention to those skilled in the art, and the following embodiments may be modified into various other forms, The present invention is not limited to the embodiment. Rather, these embodiments are provided so that this disclosure will be more faithful and complete, and will fully convey the scope of the invention to those skilled in the art.
또한, 이하의 도면에서 각 구성은 설명의 편의 및 명확성을 위하여 과장된 것이며, 도면 상에서 동일 부호는 동일한 요소를 지칭한다. 본 명세서에서 사용된 바와 같이, 용어 "및/또는" 는 해당 열거된 항목 중 어느 하나 및 하나 이상의 모든 조합을 포함한다.Also, in the following drawings, each configuration is exaggerated for convenience and clarity of description, and the same reference numerals denote the same elements in the drawings. As used herein, the term "and / or" includes any and all combinations of any of the listed items.
본 명세서에서 사용된 용어는 특정 실시예를 설명하기 위하여 사용되며, 본 발명을 제한하기 위한 것이 아니다.The terminology used herein is for the purpose of describing particular embodiments only and is not intended to be limiting of the invention.
본 명세서에서 사용된 바와 같이, 단수 형태는 문맥상 다른 경우를 분명히 지적하는 것이 아니라면, 복수의 형태를 포함할 수 있다. 또한, 본 명세서에서 사용되는 경우 "포함한다(comprise)" 및/또는 "포함하는(comprising)"은 언급한 형상들, 숫자, 단계, 동작, 부재, 요소 및/또는 이들 그룹의 존재를 특정하는 것이며, 하나 이상의 다른 형상, 숫자, 동작, 부재, 요소 및 /또는 그룹들의 존재 또는 부가를 배제하는 것이 아니다.As used herein, the singular forms "a," "an," and "the" include singular forms unless the context clearly dictates otherwise. Also, " comprise "and / or" comprising "when used herein should be interpreted as specifying the presence of stated shapes, numbers, steps, operations, elements, elements, and / And does not preclude the presence or addition of one or more other features, integers, operations, elements, elements, and / or groups.
본 발명은 풍력발전시스템 성능시험 항목 가운데 가장 중요한 분야인"피로 해석 및 등가하중 해석"을 명시한 것으로서 풍력발전시스템의 주요 부위인 날개, 샤프트, 나셀 및 타워 등의 부위에 스트레인게이지, 진동센서 등을 설치하여 풍력발전시스템이 가동 중에 발생되는 벤딩 및 비틀림 모우멘트, 진동 등을 측정한 후, 이를 바탕으로 피로해석을 수행함으로써 풍력발전시스템 제작사가 설계 과정에서 진행하였던 피로해석의 적합성 유무를 판단하는 절차이다.The present invention specifies "fatigue analysis and equivalent load analysis" which is one of the most important performance test items of wind power generation system. It includes strain gauges and vibration sensors at the main parts of wind turbine system such as wing, shaft, nacelle and tower The wind power generation system is designed to measure the bending and torsional moments and vibrations generated during the operation of the wind power generation system, and then the fatigue analysis is performed based on the measurements to determine whether the fatigue analysis is appropriate to be.
이러한, 물리량 측정은 자연 대기상태에서 풍력발전기의 상태(전력생산, 아이들링, 비상정지 등)를 기준으로 시동풍속에서부터 종단풍속 구간까지 연속적인 측정이 필요하기 때문에 최소 6개월에서 1년 이상 장기적으로 이루어지며, 따라서, 본 발명은 풍력발전시스템 기계적 하중 시험의 경우, 동일한 조건에서의 반복적인 측정 즉, 비교시험이 사실상 불가능함에 따라 대안으로 측정심사에 관한 세부적인 시험절차에 대해서 기술하고자 한다.This physical measurement requires a continuous measurement from the starting wind speed to the end wind speed section based on the state of the wind turbine generator in the natural standby state (power generation, idling, emergency stop, etc.) Therefore, the present invention intends to describe a detailed test procedure for the measurement examination as an alternative, in the case of the mechanical load test of the wind power system, as repetitive measurements under the same conditions, i.e., comparative tests, are virtually impossible.
풍력 발전 시스템의 주요 부위인 날개, 주축 및 타워 부위에 스트레인게이지와 진동센서를 부착하여 풍력발전시스템 가동 중에 측정되는 변위량을 하중 값으로 환산 후, 피로해석 및 등가하중 해석 수행하며, 기계적 하중 측정에 적용되는 센서류 및 데이터 수집 장치들은 데이터 수집이 이루어지기 전, 국/내외 교정 기관을 통하여 사전 교정을 거쳐 측정한다.A strain gauge and a vibration sensor are attached to the wing, main shaft and tower parts of the wind power generation system to convert the amount of displacement measured during operation of the wind power generation system into a load value. Then, fatigue analysis and equivalent load analysis are performed. Applicable sensors and data collection devices are pre-calibrated and measured by a national / international calibration laboratory before data collection is performed.
본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템은 시료(풍력발전시스템), 스트레인게이지, 진동계, 측정 모듈(IMC)로 구성된다.The fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention comprises a sample (wind power generation system), a strain gauge, a vibration meter, and a measurement module (IMC).
여기서, 본 발명의 일 실시예에서 측정에 사용되는 시료는 1.5 MW급 풍력발전시스템(Model: HJWT-1500)을 이용하며, 이를 통한 측정 결과를 기술한다.Here, in the embodiment of the present invention, the sample used for the measurement is a 1.5 MW wind power generation system (Model: HJWT-1500), and the measurement result is described.
우선, 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템은 시험 장소 검토와 시험장비 적절성 검토를 수행한다.First, the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine perform the examination of the test site and the appropriateness examination of the test equipment.
시험 장소의 검토에서는 기계적 하중 측정 시험 현장에 설치된 기상탑이 풍력발전기에 작용하는 바람의 풍속을 측정하기 위해 풍력발전기에 아래의 규격 상의 요구조건을 만족하여 설치되었는지 확인하며, 기상탑이 풍력발전시스템의 출력에 영향을 주지 않는 위치에 설치되어 있다면, 다음으로 주변의 다른 풍력발전시스템 등에 의한 영향을 배제하여 유효 측정 방위 구간을 산정한다.In the examination of the test site, it was confirmed that the meteorological tower installed on the test site of the mechanical load measurement was installed to satisfy the following requirements on the wind turbine to measure the wind speed acting on the wind turbine. The influence of other wind power generation systems in the vicinity is excluded, and an effective measurement bearing section is calculated.
또한, 시험규격에서 요구되는 스트레인게이지, 진동계, 기계물리량수집장치 등의 장비가 아래와 같이 규격에서 요구하는 사양을 만족하는지 점검한다.In addition, check that equipment such as strain gauges, vibration systems, mechanical physical quantity collection devices required by the test standards meet the specifications required by the following standards.
이후, 시험의 착수에서는 다음과 같이 측정 대상 물리량을 검토하고, 센서부의 요건을 검토하고, 데이터를 수집한 후, 데이터를 정렬하며, 측정된 자료를 검증한 후, 이를 분석하여, 교정 및 불확도에 따른 최종 결과를 도출한다.Then, at the start of the test, the physical quantities to be measured are examined as follows, the requirements of the sensor section are reviewed, data is collected, data is sorted, the measured data are verified, The final result is obtained.
① 측정 대상 물리량① Measured object physical quantity
○ 풍력발전기의 기본 하중량○ Basic weight of wind power generator
- 블레이드 : 플랩(flap) 및 에지(edge) 굽힘 모멘트- Blade: flap and edge bending moment
- 로터 : 경사(tilt) 모멘트, 요잉(yaw) 모멘트, 토크(torque)- rotor: tilt moment, yaw moment, torque,
- 타워 : 굽힘 모멘트- Tower: Bending moment
○ 기상 물리량○ meteorological quantity
- 풍속 : 허브 높이 기준- Wind speed: Based on hub height
- 풍향 : 허브 높이 기준- Wind direction: Based on hub height
○ 풍력발전기 가동 물리량 : 풍력발전기 제어기 데이터를 활용할 수 있다.○ Operation quantity of wind power generator: It is possible to utilize wind power generator controller data.
- 전력 : 의무- Power: Mandatory
- 로터 속도 : 의무- Rotor speed: duty
- 피치 각도 : 의무 가변 피치 풍력발전기에만 적용- Pitch angle: Applicable only to obligatory variable pitch wind turbine generator
- 요잉 위치 : 의무- Yoying Location: Mandatory
- 로터 방위각 : 의무- Rotor azimuth: duty
- 그리드 연결 : 권장- Grid connection: recommended
- 브레이크 상태 : 권장- Brake condition: recommended
② 센서의 형태② Sensor type
○ 스트레인 게이지 브리지○ Strain gauge bridge
○ 로드 셀/토크 튜브(압전 셀 포함)○ Load cell / torque tube (including piezoelectric cell)
○ 가속도계, 속도, 회전 및 변위 변환기○ Accelerometer, speed, rotation and displacement transducer
③ 센서 위치의 결정③ Determination of sensor position
○ 총 구조 하중의 측정을 위한 센서의 부착 위치로서 아래와 같은 조건을 만족하는 위치를 선정한다.○ The position of the sensor that meets the following conditions is selected as the attachment position of the sensor for measuring the total structural load.
- 단위 하중에 대한 높은 변형률이 발생하는 위치- location where high strain on unit load occurs
- 응력과 하중 사이의 선형관계를 제공해주며 하중 유입경로를 피할 수 있는 지점- a point that provides a linear relationship between stress and load and avoids the load inflow path
- 균일한 응력이 보이는 곳(즉, 높은 응력/변형률 구배를 받지 않는 곳, 응력 집중을 받지 않는 곳)- where there is a uniform stress (ie, where there is no high stress / strain gradient, where stress concentration is not)
- 센서를 부착할 수 있는 충분한 공간- enough space to attach the sensor
- 온도 교상이 용이한 곳- Where temperature can be easily determined
- 균일한 하중치를 갖는 물체(예를 들면, 복합재료보다 단일 철이 우수)- An object with a uniform load (for example, a single iron is better than a composite material)
- 측정 장비를 쉽게 고정 또는 부착할 수 있는 물질- materials that can be easily fixed or attached to measuring equipment
(2) 물리량 수집 : 풍력발전기 상태 기준(2) Physical quantity collection: wind turbine condition standard
○ 정상 상태(steady-state operation)의 MLC(Measurement load cases)Measurement load cases (MLC) of steady-state operation
- 전력 생산(power production)- Power production
- 오류상태에서의 전력생산(power production with occurrence of fault)- Power production with occurrence of fault.
- 무출력 상태 : 정지(parking), 공회전(idling)- No output: parking, idling,
○ 천이 상태(transient events)의 MLC(Measurement load cases)Measurement load cases (MLC) of transient events
- 작동 개시(start up)- start up
- 정상 가동 중단(normal shut-down)- normal shut-down
- 비상 가동 중단(emergency shut-down)- Emergency shut-down
- 그리드 연계 상실(grid failure)- grid failure
(3) 물리량 수집 행렬 : 평균풍속과 난류강도 기준의 시계열 데이터(3) Physical quantity collection matrix: Time series data based on mean wind speed and turbulence intensity
○ 전력 생산 조건○ Power generation conditions
- 풍속은 1 m/s 구간, 난류강도는 2 % 구간으로 분할하여 정격풍속(vr)까지 각각의 풍속 구간에서의 10분간 시계열에 축적된 데이터 개수는 최소 30개 이상이 되어야 하며, 이들 데이터와는 별도로 여러 가지 서로 다른 난류강도에서도 측정이 기록되어야 한다. 각각의 풍속 구간에서 최소한 4개의 난류 구간은 최소 3개의 시계열을 포함하여야 한다.- The number of data accumulated in the 10-minute time series in each wind speed section up to the rated wind speed (v r ) should be at least 30 or more, by dividing the wind speed to 1 m / s and the turbulence intensity to 2% , Measurements should be recorded at various different turbulence intensities. At least four turbulent sections in each wind speed section should contain at least three time series.
- 정격풍속 vr에서 종단풍속 vout보다 5 m/s 낮은 풍속의 영역에서는, 각각의 풍속 구간에서 10분간의 시계열의 누적 개수는 최소한 8개 이상이어야 한다. 단, 구간 내에서는 난류강도에 대한 어떠한 다른 부가조건은 없다.- The cumulative number of time series for 10 minutes in each wind speed section should be at least 8 in the range of wind velocity lower than 5 m / s lower than the terminal wind speed v out at rated wind speed v r . However, there are no additional conditions for the turbulence intensity in the section.
- 종단풍속 vout보다 5 m/s 낮은 풍속부터 종단풍속 vout까지의 구간에서는 기록되어야 하는 시계열의 시간은 2분으로 줄어들 수도 있다.Termination velocity v of the time series of time to be recorded in the interval of from 5 m / s lower than the wind speed to the end-out wind speed v out may be reduced to two minutes.
- 종단풍속 vout보다 5 m/s 낮은 풍속부터 종단풍속 vout보다 1 m/s 낮은 풍속까지의 각각의 풍속 구간에서는 최소한 3개의 시계열이 기록되어야 한다.Termination velocity v in each velocity interval of from 5 m / s lower than the wind speed to the end-out wind speed v out than 1 m / s low wind speeds to be recorded at least three time-series.
- 종단풍속 vout에서는 최소한 1개의 시계열이 기록되어야 한다.At least one time series shall be recorded in the termination wind speed v out .
- 종단풍속 vout보다 5 m/s 낮은 풍속부터 종단풍속 vout까지의 영역에서는 난류강도에 대한 조건은 없다. 2분의 시계열은 10분의 시계열로부터 얻어질 수 있다. 다만, 10분의 시계열에서 나누어진 2분 시계열 사이에 서로 겹치는 구간은 없어야 한다.Termination velocity v from 5 m / s wind speed lower than the end-out velocity v in the region of up out there is no criteria for the turbulence intensity. The 2-minute time series can be obtained from the 10-minute time series. However, there should be no overlap between the 2-minute time series divided by the 10-minute time series.
○ 전력 생산과 오류 상태의 발생○ Generation of power generation and error condition
- 풍속은 정격풍속 vr보다 6 m/s 낮은 풍속부터 정격풍속보다 2 m/s 이상 낮은 풍속, 정격풍속보다 2 m/s낮은 풍속부터 정격풍속보다 2 m/s 높은 풍속 및 정격풍속보다 2 m/s 이상 높은 풍속 이상의 세 구간으로 나뉜다. 각각의 시계열의 지속 시간은 최소한 2분 이상이어야 한다.- wind speed rated wind speed v r than 6 m / s from the low wind speed 2 m / s or higher than the rated wind speed low wind speed, the rated wind speed than 2 m / s from the low wind speed 2 m / s than the rated wind speed high wind speed and the rated
○ 무출력 상태(정지 또는 공회전)○ No output status (stop or idle)
- 정지 또는 아이들링 측정 하중 케이스(MLC)에 대한 풍속 구간의 크기는 4m/s가 권장된다. 시계열의 지속시간은 10분이 권장된다. 무출력 상태에서의 측정은 가장 바람직하지 않은 유동 유입 각도를 포함한 다양한 요(yaw)의 오 정렬(miss align) 각도에서 이루어져야 한다.- The wind speed range for stop or idling measurement load cases (MLC) is recommended to be 4 m / s. The duration of the time series is recommended to be 10 minutes. Measurements in the no-output state should be made at misalignment angles of various yaws, including the least undesirable flow inlet angle.
(4) 측정 자료의 검증(4) Verification of measurement data
○ 자료 검증 : 유효성 검사(data validation)Data validation: data validation
- 데이터가 센서 교정, 센서 작동범위 초과, 잡음 등으로 발생된 측정 에러.- Measurement error caused by data calibration, sensor operating range, noise, etc.
- 센서류 및 데이터 수집장비의 측정범위를 벗어나는 측정결과에 대한 배제.- Exclusion from measurement results beyond the measurement range of sensors and data collection equipment.
- 정상적인 상태에서 측정된 참조 데이터(reference data)와 시험대상 풍력발전기에서 측정되는 데이터를 실시간 상호 비교를 통하여 적합성을 검증.- Verification of compliance through real-time mutual comparison between reference data measured in normal condition and data measured in wind turbine under test.
- 시험용 풍력발전기 인근에 설치된 다른 물체로 인해서 발생되는 후류 효과 등의 조건에서 측정된 풍향 데이터- wind direction data measured under conditions such as the wake effect caused by other objects installed near the test wind turbine
- 데이터 측정 중에 갑작스런 풍향의 변화로 인하여 요잉(yawing)이 진행되는 과정에서 측정된 데이터.- Data measured during yawing due to sudden changes in wind direction during data measurement.
(5) 측정 자료 분석(5) Analysis of measurement data
○ 시계열 데이터(time series)Time series data (time series)
- 모든 측정 하중과 통계량들이 평균풍속에 대해 표기되어야 하며 평균값, 최대값, 최소값 및 표준편차를 표기한다.- All measured loads and statistics shall be indicated for the average wind speed and the average, maximum, minimum and standard deviation shall be indicated.
○ 하중 스펙트럼○ Load spectrum
- 데이터는 정상 평균 풍속에서 10분 동안만의 샘플링 작업 이후, 고대역 필터링을 거쳐서 난류강도를 계산한다.- The data calculates the turbulence intensity through high-pass filtering after only 10 minutes of sampling at normal average wind speed.
○ 레인플로 카운팅(rainflow counting)○ Rainflow counting
- 각각의 측정된 시간 이력에 대한 피로하중 스펙트럼을 레인플로 카운팅 방법을 사용하여 산출한다.- The fatigue load spectrum for each measured time history is calculated using the re-flow counting method.
- 각각의 하중범위는 최소 50개 이상으로 나누어 레인플로 카운팅 해야 한다.- Each load range should be divided into at least 50 and re-flow counting.
○ 등가 하중(Equivalent loads)○ Equivalent loads
- 등가 하중은 일반적으로 1 Hz 주파수일 때의 값으로 표현되며 아래와 같은 [수학식 1]로 표현할 수 있다.- Equivalent load is generally expressed as a value at a frequency of 1 Hz and can be expressed by the following Equation (1).
[수학식 1][Equation 1]
(여기서, Req는 등가하중이고, Ri는 i번째 하중이고, ni는 i번째 하중의 횟수이고, neq는 사이클의 등가 횟수이고, m은 해당 재료의 SN 커브 기울기이다)(Where R eq is the equivalent load, Ri is the i th load, ni is the number of the i th load, n eq is the number of cycles equivalent, and m is the SN curve slope of the material)
(6)시험결과(6) Test results
시험결과는 다음과 같은 조건을 반영하여 최종 결과를 도출한다.The results of the test are derived from the following conditions.
① 교정① Calibration
- 센서 교정, 측정 계통의 교정, 하중 교정- Sensor calibration, measurement system calibration, load calibration
- 신호 변환에 대한 요약- Summary of Signal Conversion
② 데이터베이스 ② Database
- 수집 행렬 : 수집 행렬을 위한 설정 값－풍속, 난류 간격, 풍향범위 등- collection matrix: set value for collection matrix - wind velocity, turbulence interval, wind direction range, etc.
- 자료 검증 : 자료 정렬과 허용 한계, 제거된 자료들에 대한 설명- Data validation: data sorting and tolerance limits, description of removed data
- 최종 데이터베이스 : 타당성 검사를 거쳐서 남은 자료들에 대한 시방서, 파일 수 등- Final database: the specification, the number of files, etc. for the remaining data after the feasibility check.
③ 시간응답 및 하중 통계③ Time response and load statistics
- 서로 다른 풍속에서 모든 관련 채널에 대한 시간응답의 도시- City of time response for all relevant channels at different wind speeds
- 하중 통계 요약에 대한 도시적 표현(부속서 C 참조)- Urban representation of the summary of load statistics (see Annex C)
④ 풍력발전기 동역학④ Wind power generator dynamics
- 해석방법 : 방법론과 알고리즘에 관한 기술－분해능, 평균, 가중치- Interpretation method: description of methodology and algorithm - resolution, average, weight
- 전원이 차단된 풍력발전기의 주파수 스펙트럼 : 모든 관련 채널에 대한 주- the frequency spectrum of the off-line wind turbine: a note for all relevant channels
파수 스펙트럼의 도시City of waveness spectrum
- 동작 중인 풍력발전기의 주파수 스펙트럼 : 저속 및 고속의 풍속에서 모든 관련 채널들의 주파수 스펙트럼의 도시- The frequency spectrum of the wind turbine in operation: the frequency spectrum of all relevant channels at low and high wind speeds.
⑤ 피로 하중⑤ Fatigue load
- 해석 방법 : 방법론과 알고리즘에 관한 기술－분해능, 평균, 가중치- Interpretation method: description of methodology and algorithm - resolution, average, weight
- 하중 스펙트럼 : 모든 관련 채널에 대한 하중 스펙트럼의 도시. 각종 표들을 기록- Load spectrum: City of the load spectrum for all relevant channels. Record various tables
- 등가 하중 : 일정한 난류 및 요잉(yawing) 오차에서 관련 모든 채널에 대- Equivalent load: For a given turbulence and yawing error,
한 풍속 대비 등가 하중 그래프Graph of Equivalent Load vs. Wind Velocity
⑥ 불확도 평가⑥ Uncertainty assessment
- 교정 불확도- calibration uncertainty
- 측정 하중, 시계열, 평균 하중, 등가범위 및 스펙트럼의 불확도를 소수 세 자리까지 표기하고 측정불확도의 유효숫자는 두 자리 또는 세 자리로 산정하며, 별도의 요구가 없는 한 95 % 의 신뢰수준으로 표시하도록 함.- Uncertainty of measurement load, time series, average load, equivalent range and spectrum shall be indicated to three decimal places. Effective number of measurement uncertainty shall be calculated as two or three digits. .
다음은 본 발명의 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템을 통한, 기계 하중 측정 시험 결과를 설명한다. 후술할 기계 하중 측정 시험 결과는 일 실시예에 따른 결과를 나타내므로, 본 발명이 이러한 실시예로 한정되는 것은 아니다.The results of the mechanical load measurement test through the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine of the present invention will be described below. The mechanical load measurement test results to be described later show the results according to one embodiment, and thus the present invention is not limited to these embodiments.
1. 소개1. Introduction
풍력발전시스템의 기계적 안정성을 판단하기 위하여 풍력발전기에 가해지는 기계 하중을 분석함.Analyzes the mechanical load applied to the wind turbine to determine the mechanical stability of the wind turbine.
2. 풍력발전기2. Wind generator
○ 명 칭 : 1 500 kW 풍력발전시스템 용 도 : 계통연계형○ Name: 1 500 kW Wind Power System Usage: Grid type
○ 형 식 : 수평축형 철탑구조 : 원형관형○ Model: Horizontal axis type steel tower structure: Circular tube type
3. 측정 장소3. Measuring place
○ 한국에너지기술연구원 신재생에너지연구기지(제주시 구좌읍 해맞이 해안로 294)에 설치된 1,500 kW 풍력발전시스템○ 1,500 kW wind turbine system installed at the Korea Renewable Energy Research Center (294)
4. 기기 사용4. Using the device
4.1 측정 장치의 구성도4.1 Configuration diagram of measuring device
1 500 kW 풍력발전시스템에 설치된 기계 하중 측정 장치들의 배열은 도 1과 같이 구성됨1 500 kW The arrangement of the mechanical load measuring devices installed in the wind power generation system is as shown in Fig.
4.2 자료 획득 장치(IMC module)4.2 Data acquisition device (IMC module)
자료 획득 장치는 도 2에 도시된 바와 같이 구성된다.The data acquisition device is configured as shown in FIG.
○ BusDAQ○ BusDAQ
Ethernet (100 Mbit)Ethernet (100 Mbit)
Storage on PC/network driveStorage on PC / network drive
CAN max. Baud rate 1 MBit/sCAN max.
○ Uni8○ Uni8
Max Sampling rate 1 000 Hz
Max Bandwidth 200 Hz
8 Channels8 Channels
Full Bridge/Half Bridge/Quarter Bridge/DC-ExcitationFull Bridge / Half Bridge / Quarter Bridge / DC-Excitation
○ Bridge2○ Bridge2
Max Sampling rate 5,000 HzMax Sampling rate 5,000 Hz
Max Bandwidth 1,000 HzMax Bandwidth 1,000 Hz
2 Channels2 Channels
Full Bridge/Half Bridge/Quarter Bridge/DC-ExcitationFull Bridge / Half Bridge / Quarter Bridge / DC-Excitation
○ C8○ C8
Max Sampling rate 100 Hz
Max Bandwidth 20 Hz
8 Channels8 Channels
Voltage up to 50/60 VVoltage up to 50/60 V
5. 기계 하중에 필요한 계측 값은 다음과 같음.5. The measured values required for mechanical load are as follows.
- 나셀의 진동 : 나셀 내부의 프레임에 가속도계를 부착하여 수평 방향과 수직 방향의 가속도 측정.- Vibration of the nacelle: Accelerometer measures the horizontal and vertical acceleration by attaching an accelerometer to the frame inside the nacelle.
- 회전자 각속도 : 발전기의 회전속도와 기어 비를 이용하여 산출.- Rotor angular speed: Calculated by using generator speed and gear ratio.
- 회전자 방위각 : 날개의 에지 방향 모우멘트를 이용하여 연산.- Rotor azimuth angle: Calculated using the edge moment of the wing.
- 블레이드 하중 : 세 개의 날개에서 플랩방향과 에지 방향 모우멘트 측정.- Blade loading: Measurement of flap direction and edge direction moment on three wings.
- 타워 모멘트 : 지표면에 고정되어 있어 나셀 좌표계와 정렬(align)을 위한 요(yaw) 각도 고려 필요.- Tower Moment: Fixed on the surface of the earth, requiring consideration of the yaw angle for alignment with the nacelle coordinate system.
6. 시간응답 및 하중 통계6. Time response and load statistics
도 3a 내지 3c는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 성능시험 기간 동안 풍속, 출력, 로터의 회전속도 및 기계 하중 측정값을 시계열 데이터로 나타내는 그래프이며, 기계 물리량은 초기 1분, 풍속, 출력, 회전 속도는 10분 데이터로 나타낸다.FIGS. 3A to 3C are graphs showing time-series data of wind speed, output, rotor rotational speed, and mechanical load measurement values during a performance test in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention. Minute, wind speed, output, and rotation speed are represented by 10 minutes data.
또한, 도 3d 내지 도 3f는 본 발명의 일 실시예에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 풍속 대비 풍력발전기의 주요 부위에서 발생되는 측정 물리량들에 대한 분석 결과를 나타내는 그래프이다. FIGS. 3D to 3F are graphs showing the analysis results of the measured physical quantities generated at the main parts of the wind turbine relative to the wind speed in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine according to the embodiment of the present invention.
이를 살펴보면, 먼저, 블레이드에 가해지는 하중은 풍속의 증가에 따라 플랩 방향으로는 크게 증가하고 있는 반면, 에지 방향 하중은 평균값이 "0" 인근에 위치한 대신 풍속이 증가함에 따라 진폭이 증가하고 있다. First, the load applied to the blade increases greatly in the flap direction as the wind speed increases, while the amplitude in the edge direction load increases as the wind speed increases, instead of being located near the average value of "0".
반면, 난류도의 경우에는 풍속이 증가함에 따라 작아지는 반면 출력은 증가하는 결과를 나타내고 있으며, 높은 풍속 구간의 측정이 이루어지지 않아 출력 제한은 관찰되지는 않고 있으나 가변속도 발전기를 채택하여 풍속에 따라 회전자 속도가 증가한다.On the other hand, in the case of turbulence, the output is increased while the wind speed is decreased, but the output is increased, and the output limit is not observed because the measurement of the high wind speed section is not performed. However, The rotor speed increases.
타워 하단의 하중에 있어서는 수직 방향으로는 큰 변화가 없는 반면 굽힘 모멘트의 경우 에는 풍속에 비례하는 모습을 보이고 있으며, 메인 샤프트의 토크 또한 풍속에 따라 증가하는 경향을 나타내고 있음을 알 수 있다.In the case of the bending moment, the load at the bottom of the tower does not change significantly in the vertical direction, but the shape is proportional to the wind speed, and the torque of the main shaft also increases with the wind speed.
7. 풍력발전기 동역학7. Wind power generator dynamics
도 4는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 풍력발전기의 상태별 즉, 시작, 정지, 요잉 등의 상태에 따른 고유 진동수 측정 결과를 나타내는 그래프이다.FIG. 4 is a graph showing the natural frequency measurement results according to the states of the wind turbine generator, such as start, stop, yaw, etc., in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine according to the present invention.
풍력발전기의 상태별 즉, 시작, 정지, 요잉 등의 상태에 따른 고유 진동수 측정은 나셀에 가속도 센서를 설치하여 풍력발전기 최상부인 나셀에서 발생되는 진동을 측정 후 FFT 분석을 거쳐 고유 진동수를 도출해내는데, FFT 분석을 위해서는 충분한 길이의 데이터가 필요하며 주파수 스펙트럼을 넓게 관찰하기 위해서는 데이터의 샘플링 수에 따라 결정된다. 본 발명은 50 Hz로 데이터를 측정하여 분석을 진행하였고, 그 결과를 도 4에 나타낸다.The natural frequency measurement according to the condition of the wind turbine generator, ie, start, stop, yawing, etc. is performed by measuring the vibration generated in the nacelle at the top of the wind turbine generator by installing an acceleration sensor in the nacelle, For FFT analysis, a sufficient length of data is required, and in order to observe the frequency spectrum widely, it is determined according to the number of sampled data. In the present invention, the data was measured at 50 Hz and the analysis was carried out. The results are shown in FIG.
8. 피로하중8. Fatigue load
피로도 측정을 위해서 등가 하중은 일반적으로 1 Hz 주파수일 때의 값으로 표현되며 아래와 같은 [수학식 1]로 표현된다.For fatigue measurement, the equivalent load is generally expressed as a value at a frequency of 1 Hz and expressed by the following equation (1).
[수학식 1][Equation 1]
(여기서, Req는 등가하중이고, Ri는 i번째 하중이고, ni는 i번째 하중의 횟수이고, neq는 사이클의 등가 횟수이고, m은 해당 재료의 SN 커브 기울기이다)(Where R eq is the equivalent load, Ri is the i th load, ni is the number of the i th load, n eq is the number of cycles equivalent, and m is the SN curve slope of the material)
또한, 레인플로 카운팅을 거친 10분 데이터의 각 하중별 누적 횟수는 도 5a 및 도 5b와 같이 나타난다. 여기서, 도 5a 내지 5b는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 레인플로 카운팅을 거친 10분 데이터의 각 하중별 누적 횟수 피로 하중 스펙트럼을 나타내는 그래프이다.In addition, the accumulated number of 10-minute data for each load subjected to the re-flow counting is shown in FIGS. 5A and 5B. 5A to 5B are graphs showing a cumulative number of fatigue load spectra of each 10-minute data obtained by the rain flow counting in the fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention.
또한, 상술한 [수학식 1]의 등가하중과 누적 횟수를 이용하여 1 Hz로 표기하는 등가하중을 구한 결과를 보여주며, 등가하중은 하중지수(m)에 의해 다른 결과가 발생되게 되는데, 도 5c 내지 도 5e에 도시된 바와 같이 모든 부품에 있어 풍속이 증가함에 따라 등가하중도 증가하는 경향을 나타냄을 확인 할 수 있다.Also, the equivalent load represented by 1 Hz is obtained by using Equivalent Load and Cumulative Number of Equations (1) described above, and the equivalent load is different depending on the load index (m) 5c to 5e, the equivalent load tends to increase as the wind speed increases for all the parts.
여기서, 도 5c 내지 5e는 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템에서 구한 하중과 누적 횟수를 이용하여 1 Hz로 표기하는 등가하중을 구한 결과를 나타내는 그래프이다.5C to 5E are graphs showing results obtained by calculating the equivalent load expressed by 1 Hz using the load and the cumulative number of times obtained by the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine according to the present invention.
추가적으로, 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템은 측정불확도 산출 근거에 따라 측정불확도를 추정하여, 이를 측정 결과에 반영함으로써, 신뢰 수준을 높일 수 있다.In addition, the fatigue analysis and equivalent load analysis system of the wind turbine according to the present invention can increase the confidence level by estimating the measurement uncertainty based on the measurement uncertainty calculation basis and reflecting the measurement uncertainty on the measurement result.
본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템은 측정불확도 산출 근거는 다음과 같다.In the fatigue analysis and equivalent load analysis system of a wind turbine according to the present invention, the calculation uncertainty of measurement is as follows.
1. 풍속 측정불확도1. Wind speed measurement uncertainty
1.1. 개요1.1. summary
1) 풍력발전시스템에 대하여 풍속의 측정불확도를 추정한다.1) Estimate the measurement uncertainty of the wind speed for the wind power system.
2) 이용규격 KS C IEC 61400－13 풍력발전시스템- 제13부 기계적 하중 측정2) Usage standard KS C IEC 61400-13 Wind power generation system -
3) 풍력발전기의 기계적 하중 측정에 대하여 규정하며 수풍면적이 40m2 이상인 대형 수평 축 풍력발전기를 대상으로 한다.3) For large-scale horizontal axis wind turbine with 40m 2 or more flow area, stipulated for mechanical load measurement of wind turbine generator.
1.2. 불확도 모델링1.2. Uncertainty modeling
풍속(
1.3. 측정불확도 추정1.3. Estimation of measurement uncertainty
1.3.1. 풍속측정 자료1.3.1. Wind speed measurement data
- 불확도 추정 유형 A type- uncertainty estimation type A type
5회 반복 측정결과 표준편차는 0.14 m/sThe standard deviation of 5 repeated measurements is 0.14 m / s
반복 측정에 의한 표준불확도 (
0.19 / 5 = 0.09 m/s0.19 / 5 = 0.09 m / s
1.3.2. 측정장비 자료1.3.2. Measuring instrument data
- 불확도추정유형 B type- uncertainty estimation type B type
(1) 교정성적서(1) Calibration certificate
교정성적서 확장불확도는 0.1 m/s (신뢰수준 약 95 % , 포함인자 k = 2)The calibration certificate extended uncertainty is 0.1 m / s (confidence level approx. 95%, coverage factor k = 2)
자유도 8Degree of
따라서 장비 교정에 의한 표준불확도 (
0.11/2 = 0.06 m/s0.11 / 2 = 0.06 m / s
(2) 풍속계 운전특성(2) Anemometer operating characteristics
풍속계 운전 특성상 표준불확도는 다음과 같다. 이는 직사각형 분포로 고려하면 나눔인자 
자유도 8Degree of
따라서 풍속계 장착에 의한 흐름 왜곡 표준불확도 
(3) 풍속계 장착에 의한 흐름 왜곡 (3) Flow distortion due to anemometer mounting
풍속계 장착에 의한 흐름 왜곡 표준불확도는 풍속의 ±1 % 추정된다. 이는 직사각형 분포로 고려하면 나눔인자 
자유도 8Degree of
따라서 풍속계 장착에 의한 흐름 왜곡 표준불확도 (
(4) 자료처리장치(4) Data processing device
속도 센서의 신호를 받아 처리하는 DLS(Meteorological Data Logging Sub System)의 ±0.1% 이내이다. 따라서 이는 직사각형 분포로 고려하면 나눔인자 
자유도 8Degree of
따라서 DLS 의한 표준불확도 (
1.3.3. 감도계수1.3.3. Sensitivity coefficient
모델링에 따라 측정값은 1차함수로 편미분시 감도계수는 1이다. 또한 모든 불확도 요인은 독립적으로 영향을 미치므로 감도계수는 편미분으로 계산되는 1을 적용한다.According to the modeling, the measured value is a linear function, and the sensitivity coefficient when partial differentiation is 1. Also, since all uncertainty factors affect independently, the sensitivity coefficient, 1, which is calculated as the partial derivative, applies.
1.3.4. 합성표준불확도1.3.4. Composite standard uncertainty
모든 불확도 요인을 불확도 전파법칙에 따라 양의 제곱근을 하여 합성표준불확도를 구한다 (이때 감도계수는 1 이므로 별도 표기는 하지 않는다)All the uncertainty factors are multiplied by the positive square root of the uncertainty propagation law to obtain the combined standard uncertainty (the sensitivity coefficient is 1, so it is not indicated separately)
1.3.5. 유효자유도1.3.5. Effective degree of freedom
Welch-Satterthwaite 공식을 적용하여 유효자유도를 구하면 다음과 같다.The effective degree of freedom is obtained by applying the Welch-Satterthwaite formula as follows.
1.3.6. 포함인자1.3.6. Inclusion factor
t 분포 테이블에서 신뢰수준 약 95 %, 유효자유도 8 에서 포함인자 k는 2 이다.In the t distribution table, the confidence level is about 95%, the effective factor of freedom is 8, and the coverage factor k is 2.
1.3.7. 확장불확도 (
확장불확도는 합성표준불확도와 포함인자의 곱으로 구해진다.The expanded uncertainty is determined by multiplying the composite standard uncertainty by the inclusion factor.
따라서 확장불확도 
2 X 0.16= 0.32 m/s2 X 0.16 = 0.32 m / s
유효 2자리로 수치맺음하면 측정불확도는 다음과 같다.In case of 2 digits, the measurement uncertainty is as follows.
0.32 m/s (신뢰수준 약 95 %, k=2)0.32 m / s (confidence level about 95%, k = 2)
1.4. 측정값 보고1.4. Report the measurement
측정불확도를 반영한 측정값의 표현은 다음과 같다The representation of the measurement values reflecting the measurement uncertainty is as follows
측정값 ± 확장불확도 (신뢰수준 약 95 %, k =2)Measured value ± Extended uncertainty (confidence level approx. 95%, k = 2)
(12.42 ± 0.32) m/s (신뢰수준 약 95 %, k =2)(12.42 ± 0.32) m / s (confidence level about 95%, k = 2)
1.5. 불확도 총괄표1.5. Uncertainty summary table
2. 블레이드의 평활 방향과 날 방향 측정불확도2. Uncertainty of blade direction and blade direction measurement
2.1. 개요2.1. summary
1) 풍력발전시스템에 대하여 등가하중의 측정불확도를 추정한다.1) Estimate the measurement uncertainty of the equivalent load for the wind power system.
2) 이용 규격 : KS C IEC 61400－13 풍력발전시스템- 제13부 기계적 하중 측정2) Specifications: KS C IEC 61400-13 Wind power generation system -
3) 풍력발전기의 기계적 하중 측정에 대하여 규정하며 수풍면적이 40m2 이상인 대형 수평축 풍력발전기를 대상으로 한다.3) For large-scale horizontal axis wind turbine with 40m 2 or more swim area, which is specified for mechanical load measurement of wind turbine generator.
2.2. 불확도 모델링2.2. Uncertainty modeling
등가 하중은 다음과 같은 식에 의해 정의된다.The equivalent load is defined by the following equation.
여기에서,From here,
Req ：등가 하중(Nm)R eq : Equivalent load (Nm)
Ri ：피로 하중 스펙트럼의 i번째 부류에 해당하는 하중R i : load corresponding to the i-th class of the fatigue load spectrum
ni ：피로 하중 스펙트럼의 i번째 부류에 해당하는 사이클 수n i : the number of cycles corresponding to the i-th class of the fatigue load spectrum
neq ：등가 사이클 수n eq : equivalent cycle number
m：관련 재료에 대한 S－N 곡선의 기울기m: slope of the S-N curve for the relevant material
2.3. 측정불확도 추정2.3. Estimation of measurement uncertainty
평활 방향(f)과 날 방향(e)의 측정불확도는 다음과 같은 요인으로 이루어져 있다.The uncertainty of measurement in the direction of the smoothing (f) and the direction of the blade (e) consists of the following factors.
<불확도 요인><Uncertainty factor>
2.3.1 교정 불확도2.3.1 Calibration uncertainty
센서와 굽힘 모멘트의 관계에 대한 상수 A 의 불확도를 구하는 것임.The uncertainty of the constant A for the relationship between the sensor and the bending moment.
실제 입력한 하중에 따라 발생되는 전기적인 신호를 측정하여 그 관계를 회귀분석을 통하여 상수 A의 불확도를 구한다.Measure the electrical signal generated by the actual load and calculate the uncertainty of the constant A by regression analysis.
1) 교정 행렬의 결정1) Determination of the calibration matrix
회전자의 평활 방향(f)과 날 방향(e)의 굽힘 모멘트는 평활 방향(f)의 스트레인게이지와 날 방향(e)의 스트레인게이지를 사용하여 측정한다. 평활 방향(f)과 날 방향(e)의 굽힘 모멘트(M)에 대한 측정신호의 의존성은 교정에 의하여 결정한다.The flexural moment of the rotor in the smoothing direction (f) and the blade direction (e) are measured using a strain gauge in the smoothing direction (f) and a strain gauge in the blade direction (e). The dependence of the measurement signal on the bending moment (M) in the smoothing direction (f) and the blade direction (e) is determined by calibration.
평활 방향(f))의 신호에 대한 날 방향(e)의 굽힘 모멘트의 혼신효과의 가능성과 날 방향(e)의 신호에 대한 평활 방향(f)의 굽힘 모멘트의 혼신효과의 가능성들 역시 교정에 의하여 결정하고, 하중 측정 과정에서 수정한다.The possibility of interference effects of the bending moment of the blade direction e with respect to the signal of the smoothing direction f and the interference effects of the bending moment of the smooth direction f with respect to the signal of the blade direction e are also And shall be amended during the load measurement process.
이 부분은 실제 측정을 통해서 교정계수 A를 추정한다. A의 단위는 굽힘 모멘트에 대한 스트레인게이지의 감도계수이다(μV/V /Nm).This section estimates the calibration factor A through actual measurements. The unit of A is the sensitivity coefficient of the strain gage to the bending moment (μV / V / Nm).
측정 행렬로부터 나온 기울기 값은 다음과 같다.The slope values from the measurement matrix are as follows.
여기에서From here
Ai(i＝1... 4) : 측정계수. A2와 A3 상수는 혼신에 의하여 발생되며, 이상적인 경우는 0이다. 교정계수 A의 값과 그것에 연관된 A형의 불확도(sAi)는 측정자료를 이용하여 선형회귀법으로 유도한다.Ai (i = 1 ... 4): Measurement factor. The A2 and A3 constants are caused by interference and are ideally zero. The value of the calibration factor A and the associated uncertainty of type A (s Ai ) are derived by linear regression using measurement data.
Y = ax + bY = ax + b
<회귀분석을 통해 얻은 표준불확도><Standard uncertainty obtained through regression analysis>
교정계수 A의 단위는 (μV/V/Nm)이나, 실측에서는 mV/V/kNm를 사용하였다.The unit of calibration factor A is (μV / V / Nm), but in practice, mV / V / kNm is used.
교정계수 A 의 B형 불확도 (uAi)는 다음과 같은 불확도 인자를 갖는다.The type B uncertainty (u Ai ) of the calibration factor A has the following uncertainty factors.
- 측정된 신호(
- 측정된 하중(uFf와 uFe)- the measured loads (uF f and uF e )
- 스트레인게이지와 작용 하중 사이의 측정된 거리(uLf와 uLe)- the measured distance between the strain gage and the working load (uL f and uL e )
- 회전자 축(uaf와 uae)에 작용된 하중의 방향- the direction of the load acting on the rotor axes (u af and u ae )
- 회전자 시위(uaf와 uae)에 작용된 하중의 방향- the direction of the load acting on the rotor protrusions (u af and u ae )
이러한 불확도는 최대 적용된 교정 하중으로서 실험에 의하여 판단된다.This uncertainty is determined by experimentation as the maximum applied calibration load.
<교정하중 주요 측정값><Calibration load main measurement value>
각각의 교정계수에서의 B형의 불확도는 다음과 같은 방법에 의하여 결정된다.The uncertainty of type B at each calibration coefficient is determined by the following method.
(A의 단위 : mV/V / N m)(Unit of A: mV / V / Nm)
A1, A2, A3, A4의 수식은 각각 5개의 인자로 구성되어 있으며, 각 인자별로 편미분하여 감도계수를 구한다.The formula of A1, A2, A3, A4 consists of five factors, and the sensitivity coefficient is obtained by partial differentiation for each factor.
B형의 불확도들 사이에 상관관계가 없다고 가정하면 다음과 같다.Assuming there is no correlation between the uncertainties of type B:
이때 사용되는 인자의 값은 다음의 표에 값을 이용하며, 각도는 거의 차이가 없는 것으로 본다.The values of the parameters used in this case are shown in the following table.
즉, cosa 및 cosθ 은 1이 된다.That is, cosa and cos &thetas;
편미분에 의해 구해진 개별 인자에 의한 감도계수와 불확도 전파법칙을 적용하여 양의 제곱근으로 A1의 불확도를 구한다.Apply the sensitivity coefficient and the uncertainty propagation rule by the individual factors obtained by the partial differentials to obtain the uncertainty of A1 with the square root of the positive.
동일한 방법으로 
편미분에 의해 구해진 개별 인자에 의한 감도계수와 불확도 전파법칙을 적용하여 양의 제곱근으로 A2 의 불확도를 구한다.Apply the sensitivity coefficient and the uncertainty propagation rule by the individual factors obtained by the partial differentials to obtain the uncertainty of A2 with the square root of the positive.
편미분에 의해 구해진 개별 인자에 의한 감도계수와 불확도 전파법칙을 적용하여 양의 제곱근으로 A3의 불확도를 구한다.The uncertainty of A3 is obtained by applying the sensitivity coefficient and the uncertainty propagation law by the individual factors obtained by the partial differential to the square root of the positive.
편미분에 의해 구해진 개별 인자에 의한 감도계수와 불확도 전파법칙을 적용하여 양의 제곱근으로 A4의 불확도를 구한다.Apply the sensitivity coefficient and the uncertainty propagation rule by the individual factors obtained by the partial differentials to obtain the uncertainty of A4 with the square root of the positive.
교정계수 A에 대한 불확도는 불확도 추정 타입 A형
일반적으로 불확도 표기는 ua1으로 해야 하나, SA1으로 표기한 것은 IEC TS 61400-13 규격의 표현방식에 따라 교정계수 A1의 불확도와 혼동을 방지하고자 SA1 로 표시하였다.In general, the uncertainty indication should be ua1, but the indication of SA1 is indicated as S A1 to avoid confusion with the uncertainty of the calibration coefficient A1 according to the expression of IEC TS 61400-13.
2) 교정 행렬의 사용2) Use of calibration matrix
a) 무시할 수 없는 혼신 교정 행렬은 다음의 역교정 행렬을 이용하여 측정신호를 하중신호로 전환하는 데 사용된다.a) A non-negligible cross-correlation matrix is used to convert the measurement signal into a load signal using the following inverse calibration matrix.
D 계수에서의 불확도는 상기 방정식의 변수인 A값과 ucA값으로 결정될 수 있다.The uncertainty in the D coefficient can be determined by the values A and u cA of the above equation.
D1 에서 Ai 인자별 편비분하여 감도계수를 구하면 다음과 같다.The sensitivity coefficient is obtained by dividing by the factor of A i in D 1 .
그리고 D2, D3, D4도 비슷한 형태이며, 상기 식과 같은 부분 도함수이다.D 2 , D 3 , and D 4 are similar forms, and are partial derivatives like the above equations.
D2 에서 Ai 인자별 편비분하여 감도계수를 구하면 다음과 같다The sensitivity coefficient is obtained by dividing the factor of A i in D 2 by
D3 에서 Ai 인자별 편비분하여 감도계수를 구하면 다음과 같다The sensitivity coefficient is obtained by dividing by the factor of A i in D 3
D4 에서 Ai 인자별 편비분하여 감도계수를 구하면 다음과 같다The sensitivity coefficient is obtained by dividing by the factor of A i in D 4 , as follows.
계수 Di의 불확도는 교정 불확도(ucal,f와 ucal,e)로 인하여 측정 하중 불확도로 전환된다.The uncertainty of the coefficient D i is converted to the measurement uncertainty due to the calibration uncertainty (u cal, f and u cal, e ).
평활 방향(f) 및 날 방향(e)과 A2, A4 를 모두 구하여 계산하면 된다.It can be calculated by obtaining both the smoothing direction (f) and the blade direction (e) and A 2 and A 4 .
혼신을 무시할 수 있는 경우, 교정 행렬의 이용은 크게 간략화 된다. 이 경우, 교정의 불확도에 의한 측정 하중상의 상대적인 불확도는 교정계수의 상대적인 불확도와 같이 표현할 수 있다.If the interference can be ignored, the use of the calibration matrix is greatly simplified. In this case, the relative uncertainty on the measured load due to the uncertainty of the calibration can be expressed as the relative uncertainty of the calibration coefficient.
2.3.2 시계열2.3.2 Time series
평활 방향(f)과 날 방향(e)의 굽힘 모멘트의 각 시간상 샘플의 값에 대한 불확도는 적용된 교정결과(ucal,f와 ucal,e)에 의한 불확도와 측정된 신호상(uSf와 uSe)의 불확도로 구성되어 있다.The uncertainty of the value of the sample at each time of the bending moments in the direction of the smoothing (f) and the direction of the blade (e) depends on the uncertainties due to the applied calibration results (u cal, f and u cal, e ) Of uncertainty.
a) 교정불확도a) Calibration uncertainty
교정불확도 ucal,f 와 ucal,e 의 값은 시간당 샘플에 의하여 결정된다.Calibration uncertainty u cal, f And u cal, e are determined by the samples per hour.
b) 신호 불확도b) signal uncertainty
측정된 신호 불확도는 신호의 잡음(예를 들면, 전자기적인 접촉), 영점표류(예를 들면 스트레인게이지의 온도효과)에서 발생하며, 여기서 D 계수가 구해지면, 아래 공식에서 계산된다.The measured signal uncertainty arises from the noise of the signal (eg electromagnetic contact), zero drift (eg temperature effect of the strain gage), where the D coefficient is calculated from the following formula.
c) 전체적인 불확도c) Overall uncertainty
계측의 불확도 그리고 평활 방향(f) 및 날 방향(e)의 굽힘 모멘트 측정에 의한 시간기록에 따른 신호의 불확도는 다음 공식에 의하여 계산된다.The uncertainty of the measurement and the uncertainty of the signal due to the time recording by measuring the bending moments in the direction of the direction of deflection (f) and of the direction of the edges (e) are calculated by the following formula:
2.3.3 풍속에 대한 평균 하중2.3.3 Average load on wind speed
평활 방향(f) 평균 모멘트와 날 방향(e) 평균 모멘트는 평활방향(f) 신호, 날 방향(e) 신호 및 풍속의 10분간 측정한 평균값에 의한 함수로써 측정된다.Smooth direction (f) Average moment and blade direction (e) The average moment is measured as a function of the mean value measured in 10 minutes of the smooth direction (f) signal, the blade direction (e) signal and wind speed.
a) 교정 불확도a) Calibration uncertainty
교정 불확도로 인한 10분간 평균 하중의 불확도는 다음과 같이 결정된다.The uncertainty of the 10-minute average load due to the calibration uncertainty is determined as follows.
여기에서 N은 빈에서 전체 숫자이다.Where N is the whole number in the bin.
b) 신호 불확도b) signal uncertainty
신호 불확도에 의한 10분간의 평균 하중의 불확도는 간주된 빈의 10분간의 평균값의 표준편차를 계산함으로 인하여 A형의 불확도로써 결정된다.The uncertainty of the 10-minute average load due to the signal uncertainty is determined by the uncertainty of the type A due to the calculation of the standard deviation of the 10-minute average of the considered bin.
c) 풍속의 불확도c) uncertainty of wind speed
빈당 측정된 풍속불확도(uv,i)는 KS C IEC 61400－12의 부속서 D 내의 풍속의 B형 불확도에 의하여 결정한다. 이때 하중커브의 기울기를 이용하여 빈 평균 굽힘 모멘트의 관련 불확도로 계산된다.The measured wind speed uncertainty (u v, i ) per bin is determined by the type B uncertainty of the wind speed in Annex D of IEC 61400-12. The slope of the load curve is then used to calculate the relative uncertainty of the bin average bending moment.
여기에서, i는 간주된 빈의 색인이며, 두 번째 빈에서부터 시작한다(i＝2)Here, i is the index of the bin considered and starts from the second bin (i = 2)
이때 풍속변화에 따른 하중 변화를 해당 빈 별로 계산하면 그 빈에서의 측정불확도가 된다.In this case, the change of the load due to the change of the wind speed is calculated for each bin, which is the measurement uncertainty in the bin.
풍속 12 m/s 대역에서 측정불확도 0.32 m/s 이고 표준불확도는 0.16 m/s 가 된다.The measurement uncertainty is 0.32 m / s and the standard uncertainty is 0.16 m / s at the wind velocity of 12 m / s.
풍속 11 m/s 와 12 m/s 구간에서의 하중 변화량을 적용할 경우 다음과 같다.The load variation at the wind speeds of 11 m / s and 12 m / s is as follows.
uv,e 은 uv,f와 동일한 방식으로 구해진다.uv, e are obtained in the same way as uv, f.
d) 전체적인 불확도d) Overall uncertainty
전체적인 불확도는 다음의 식을 이용한 각 빈 평균 굽힘 모멘트에 상당하는 하중 범위로서 빈에 대하여 계산한다.The overall uncertainty is calculated as the load range corresponding to each bin average bending moment using the following equation:
이때 Uf를 구성하는 불확도가 각각 0.269, 0.100, 0.026 (kNm)이라면 Uf 합성표준 불확도는 0.288 kNm 가 된다.At this time, if the uncertainties constituting Uf are 0.269, 0.100, and 0.026 (kNm), the Uf synthesis standard uncertainty is 0.288 kNm.
또한 Ue 를 구성하는 불확도가 각 각 28.072, 4.888, 2.379 (kNm)이라면 Uc 합성표준불확도는 28.592 kNm 가 된다.Also, if the uncertainties constituting Ue are 28.072, 4.888, and 2.379 (kNm), then the Uc synthesis standard uncertainty is 28.592 kNm.
2.3.4 풍속에 따른 등가하중 범위2.3.4 Equivalent load range according to wind speed
평활 방향(f)과 날 방향(e)의 모멘트에 등가하중 범위는 10분간의 평균풍속과 함께 10분간 시계열의 평활 방향(f)의 신호와 날 방향(e)의 신호의 변화 값을 측정하여 풍속의 함수로써 결정한다. 10분간의 하중신호는 측정 행렬(수식 5 참조)을 이용하여 평활 방향(f)과 날 방향(e) 모멘트의 10분간 시계열의 값으로 전환시킨다. 레인플로 카운팅 기법에 의하여 10분간의 시계열 하중은 하중 범위로 전환된다.The equivalent load to the moments of the smoothing direction (f) and the direction of the blade (e) was measured by measuring the change in signal of the direction of the smoothing direction (f) and the signal of the blade direction (e) It is determined as a function of wind speed. The 10-minute load signal is converted to a time series value of 10 minutes in the direction of the smoothing (f) and the direction of the blade (e) using the measurement matrix (see Equation 5). The time series load for 10 minutes is converted to the load range by the rain flow counting technique.
a) 교정 불확도a) Calibration uncertainty
교정 불확도에 따른 10분의 등가하중 범위당 불확도는 몬테카를로법에 의하여 결정된다. 이 과정에서, 각 등가하중 Req값의 계산은 하중의 변형된 시계열과 함께한 수회(예를 들면 10번)만큼 반복된다. 수정된 시계열은 다음의 방법을 따른다.The uncertainty per equivalent load range of 10 minutes according to the calibration uncertainty is determined by the Monte Carlo method. In this process, the calculation of each equivalent load Req value is repeated a number of times (for example, 10 times) together with the modified time series of the load. The modified time series shall be as follows.
여기에서, From here,
Mf*(t)와 Me*(t)：수정된 시계열Mf * (t) and Me * (t): modified time series
Ran ：0의 평균값과 1[N(0,1)]의 표준편차를 가진 일반적인 분포에서 나온 임의의 숫자Ran: Any number from a normal distribution with an average value of 0 and a standard deviation of 1 [N (0,1)].
ucal,f과 ucal,e ：3.2 시계열에 주어진 교정 불확도ucal, f and ucal, e: 3.2 Calibration uncertainty given in time series
<교정 시 사용된 데이터를 이용하여 가정한 등가하중 (kNm)><Assumed equivalent load (kNm) using data used at calibration>
난수 Ran은 시계열 수정에서 1번 나오며, 10분 내에 모든 시간 표본은 Ran 의 같은 값을 이용하여 수정된다. 이 방법에서, 각각의 10분간의 시계열당 평활 방향(f)과 날 방향(e)하중으로부터 다수의 Req 값들(Req *)이 획득된다.The random number, Ran, appears one time in the time series correction, and within ten minutes all time samples are modified using the same value of Ran. In this method, a number of R eq values (R eq * ) are obtained from the shear direction (f) and the nose direction (e) load for each 10 minute time series.
여기서 N은 빈(Bin)구간으로 간주되는 숫자이다.Where N is a number considered as a bin section.
b) 신호 불확도b) signal uncertainty
신호 불확도에 의한 각각의 10분간의 평균적 등가하중 범위의 불확도는 고려되는 빈(Bin)구간의 10분간의 평균값의 표준편차를 계산함으로써 A형의 불확도로 결정된다. 신호의 불확도에 의한 다양한 10분간의 평균 하중 값의 불확도는 상호 연관되어 있지 않다고 추정된다. 그러므로 신호의 불확도에 의한 빈(Bin)구간－평균 하중의 불확도는 각 빈(Bin)구간(stdevReq,f과 stdevReq,e)의 10분간 평균값의 표준편차를 이용하거나, 각 빈당 숫자(N)로서 결정된다.The uncertainty of the average equivalent load range for each 10 minutes due to the signal uncertainty is determined by the uncertainty of the A type by calculating the standard deviation of the 10-minute average of the bin intervals considered. It is assumed that the uncertainty of the average 10-minute load value due to the uncertainty of the signal is not correlated. Therefore, the uncertainty of the bin-interval load due to the uncertainty of the signal can be calculated by using the standard deviation of the 10-minute average of each bin interval (stdevReq, f and stdevReq, e) .
c) 풍속 불확도c) wind speed uncertainty
빈당(uv,i) 측정된 풍속의 불확도는 KS C IEC 61400－12의 부속서 D 내의 풍속의 B형불확도로 결정한다. 이 불확도는 Req 곡선의 다음 식의 곡선을 사용하는 빈－평균 굽힘 모멘트(uv,f와 uv,e)에 연관된 불확도로 전환한다.(Uv, i) The uncertainty of the measured wind speed is determined by the type B uncertainty of the wind speed in Annex D of IEC 61400-12. This uncertainty is converted to the uncertainty associated with the bin-averaged bending moments (uv, f and uv, e) using the curve of the Req curve:
여기에서, i는 간주된 빈의 색인이며, 두 번째 빈에서부터 시작한다(i＝2).Here, i is the index of the bin considered, starting from the second bin (i = 2).
uv,f(1)와 uv,e(1)의 값은 각각의 uv,f(2)와 uv,e(2)와 동일하다.The values of uv, f (1) and uv, e (1) are the same as uv, f (2) and uv, e (2), respectively.
Req,f 등가하중 90 kNm 과 85 kNm 에서의 풍속은 각 각 12 m/s 와 11 m/s 이다. 또한 풍속 12 m/s 대역에서 측정불확도 0.32 m/s 이고 표준불확도는 0.16 m/s 가 된다. 풍속 11 m/s 와 12 m/s 구간에서의 등가하중변화량을 적용할 경우 다음과 같다.Req, f The equivalent wind loads at 90 kNm and 85 kNm are 12 m / s and 11 m / s, respectively. The measurement uncertainty is 0.32 m / s and the standard uncertainty is 0.16 m / s at the wind velocity of 12 m / s. The equivalent load variation at the wind speeds of 11 m / s and 12 m / s is as follows.
uv,e 은 uv,f와 동일한 방식으로 구해진다.uv, e are obtained in the same way as uv, f.
d) 전체적인 불확도d) Overall uncertainty
전체적인 불확도는 다음의 식을 이용한 각 빈 평균 등가하중에 대하여 계산한다.The overall uncertainty is calculated for each bin average equivalent load using the following equation:
이때 각 인자의 불확도가 3.8, 1.7, 0.8 kNm 라면 전체 불확도 Uf 는 4.2가 된다.If the uncertainty of each factor is 3.8, 1.7, and 0.8 kNm, then the total uncertainty Uf is 4.2.
Ue 은 Uf 와 동일한 방식으로 구해진다.Ue is obtained in the same way as Uf.
이때 각 인자의 불확도가 22.3, 9.9, 3.2 kNm 라면 전체 불확도 Ue 는 24.7이 된다.If the uncertainty of each factor is 22.3, 9.9 and 3.2 kNm, the total uncertainty Ue is 24.7.
2.3.5 연간 하중 범위2.3.5 Annual Load Range
연간 하중 범위는 선정된 연간 풍속, 선정된 난류 강도 및 운영상 사건의 횟수(그리드 손상, 제동장치 동작) 등을 통하여 결정할 수 있다. 이것은 이에 상응하는 특정한 바람의 조건 및 상응하는 운영상의 사건 및 연간 발생하는 횟수의 사용 결과를 추가함으로써 선정된 10분간 시계열의 레인플로 카운팅을 통하여 완료된다. 전체 10분간 사용된 연속 측정기간은 다음의 식을 따른다.The annual load range can be determined by the selected annual wind speed, the selected turbulence intensity, and the number of operational events (grid damage, braking action). This is accomplished through a selected 10-minute time-series rainflow counting by adding the corresponding specific wind conditions and corresponding operating events and the number of occurrences of the number of occurrences per year. The continuous measurement period used for the entire 10 minutes is as follows.
여기에서,From here,
Ran ：전체 10분간의 모든 시간 샘플로서 사용된 난수Ran: random number used as a sample for all 10 minutes of all time
(정규분포에서 평균 0, 표준편차 1 의 정규분포에서 추출된 임의의 수이다)(An arbitrary number extracted from the normal distribution of
2.4. 측정값 보고2.4. Report the measurement
측정값의 보고는 다음과 같이 표현 할 수 있다The report of the measurement can be expressed as
1) Flat 하중1) Flat load
Mf*(t)＝Mf(t)＋RanXucal,f＋RannXusig,f 에서Mf * (t) = Mf (t) + RanXucal, f + RannXusig, f
Mf(t) = 85.0 ucal,f = 3.810 , usig,f = 1.703 일 경우Mf (t) = 85.0 ucal, f = 3.810, usig, f = 1.703
신뢰수준 약 95 % 로 범위를 나타내면 정규분포에서 포함인자는 k=2가 되어 If the confidence level is around 95%, the coverage factor is k = 2 in the normal distribution
Mf*(t)＝85.0 ± 2 X 3.810 ±2 X1.703으로 표시할 수 있다.Mf * (t) = 85.0 +/- 2 X 3.810 +/- 2 X 1.703.
Mf*(t) 의 범위는 다음과 같이 표현된다,The range of Mf * (t) is expressed as:
73.974 ≤ Mf*(t) ≤96.026 (신뢰수준 약 95%, 포함인자 k=2)73.974 ≤ Mf * (t) ≤ 96.026 (confidence level approx. 95%, inclusion factor k = 2)
2) Edge 하중2) Edge load
Me*(t)＝Me(t)＋RanXucal,e＋RannXusig,e 에서Me * (t) = Me (t) + RanXucal, e + RannXusig, e
Me(t) = 700 ucal,e = 28.072 , usig,f = 4.888 일 경우Me (t) = 700 ucal, e = 28.072, usig, f = 4.888
신뢰수준 약 95 % 로 범위를 나타내면 정규분포에서 포함인자는 k=2가 되어If the confidence level is around 95%, the coverage factor is k = 2 in the normal distribution
Me*(t)＝700.0 ± 2 X28.072 ±2 X4.888으로 표시할 수 있다.Me * (t) = 700.0 ± 2 X28.072 ± 2 X4.888.
Me*(t) 의 범위는 다음과 같이 표현된다.The range of Me * (t) is expressed as follows.
634.080 ≤ Me*(t) ≤ 765.920 (신뢰수준 약 95%, 포함인자 k = 2)634.080? Me * (t)? 765.920 (confidence level about 95%, inclusion factor k = 2)
2.5. 불확도 총괄2.5. Uncertainty overall
2.5.1. 평활 방향2.5.1. Smooth direction
2.5.2. 날 방향2.5.2. Blade direction
이상에서 설명한 것은 본 발명에 따른 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템을 실시하기 위한 하나의 실시예에 불과한 것으로서, 본 발명은 한 실시예에 한정되지 않고, 이하의 특허청구범위에서 청구하는 바와 같이 본 발명의 요지를 벗어남이 없이 당해 발명이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 누구든지 다양한 변경 실시가 가능한 범위까지 본 발명의 기술적 정신이 있다고 할 것이다.Although the present invention has been described in connection with what is presently considered to be preferred embodiments, it is to be understood that the invention is not limited to the disclosed embodiments, but, on the contrary, It will be understood by those of ordinary skill in the art that various changes in form and details may be made therein without departing from the spirit and scope of the invention as defined in the appended claims.
Claims (7)
상기 시료의 물리량을 측정하는 센서부; 및
상기 센서부의 측정된 물리량을 통해 시계열 및 통계 데이터를 도출하고, 레인플로우 카운팅을 거쳐 피로 해석 및 등가하중 해석을 하는 제어부;를
포함하고,
상기 센서부에서 상기 측정된 물리량의 유효성 검사는 다음의 데이터 조건 중 적어도 하나에서 구현되고,
상기 등가 하중은 1 Hz 주파수일 때의 값으로 표현되며 다음의 수학식으로 표현되는 것을 특징으로 하는 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템.
[데이터 조건]
센서부 교정, 센서부 작동범위 초과, 잡음 등으로 발생된 측정 에러 데이터, 센서부 및 데이터 수집장비의 측정범위를 벗어나는 측정결과에 대한 배제 데이터, 정상적인 상태에서 측정된 참조 데이터(reference data)와 시료에서 측정되는 데이터를 실시간 상호 비교를 통하여 적합성을 검증 데이터, 시료 인근의 지형 또는 다른 풍력발전기나 건물 등의 영향으로 인해서 발생되는 풍속의 왜곡 또는 후류 효과 등의 조건에서 측정된 데이터, 데이터 측정 중에 갑작스런 풍향의 변화로 인하여 나셀의 요잉(yawing)이 진행되는 과정에서 측정된 데이터
[수학식]
(여기서, Req는 등가하중이고, Ri는 i번째 하중이고, ni는 i번째 하중의 횟수이고, neq는 사이클의 등가 횟수이고, m은 해당 재료의 SN 커브 기울기이다)
Samples of wind power generators;
A sensor unit for measuring a physical quantity of the sample; And
A control unit for deriving time series and statistical data from the measured physical quantity of the sensor unit and performing fatigue analysis and equivalent load analysis through a lane flow counting;
Including,
Wherein validation of the measured physical quantity at the sensor unit is implemented in at least one of the following data conditions,
Wherein the equivalent load is expressed by a value at a frequency of 1 Hz and is expressed by the following equation.
[Data condition]
Measurement error data generated by calibration of the sensor part, operation range of the sensor part, noise, etc., exclusion data of the measurement part of the sensor part and the data collection device outside the measurement range, reference data measured in a normal state, Data is measured in real-time mutual comparisons to verify suitability. Data measured under conditions such as wind speed distortions or wake effects caused by data, the terrain near the sample or other wind turbines or buildings, In the course of the yawing of the nacelle due to the change of the wind direction,
[Mathematical Expression]
(Where R eq is the equivalent load, Ri is the i th load, ni is the number of the i th load, n eq is the number of cycles equivalent, and m is the SN curve slope of the material)
센서부는 스트레인 게이지, 변위계, 로드셀, 토크, 가속도계, 속도계 중에서 적어도 하나로 구성되는 것을 특징으로 하는 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템.
The method according to claim 1,
Wherein the sensor unit comprises at least one of a strain gauge, a displacement meter, a load cell, a torque, an accelerometer, and a speedometer.
상기 센서부의 설치 위치는 다음의 조건을 만족하는 것을 특징으로 하는 풍력발전기의 피로 해석 및 등가하중 해석 시스템.
- 단위 하중에 대한 높은 변형률이 발생하는 위치, 응력과 하중 사이의 선형관계를 제공해주며 하중 유입경로를 피할 수 있는 위치, 균일한 응력이 측정되는 위치(즉, 높은 응력/변형률 구배를 받지 않는 곳, 응력 집중을 받지 않는 위치), 충분한 공간을 확보하는 위치, 온도 교상이 용이한 위치, 균일한 하중치를 갖는 물질 상의 위치, 측정 장비를 쉽게 고정 또는 부착할 수 있는 물질 상의 위치.
3. The method of claim 2,
Wherein the installation position of the sensor section satisfies the following conditions.
- location where high strain on unit load occurs, position that can avoid load inflow path, position where uniform stress is measured (that is, place where high stress / strain gradient is not taken , Position where stress concentration is not applied), position to ensure sufficient space, location where temperature can easily be determined, position on material with uniform load, position of material that can easily fix or attach measuring equipment.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020160087936A KR101706508B1 (en) | 2016-07-12 | 2016-07-12 | Data Analysis System of Mechanical Load Measurement Data for Wind Turbine |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020160087936A KR101706508B1 (en) | 2016-07-12 | 2016-07-12 | Data Analysis System of Mechanical Load Measurement Data for Wind Turbine |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR101706508B1 true KR101706508B1 (en) | 2017-02-16 |
Family
ID=58264922
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020160087936A KR101706508B1 (en) | 2016-07-12 | 2016-07-12 | Data Analysis System of Mechanical Load Measurement Data for Wind Turbine |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (1) | KR101706508B1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109726411A (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-07 | 北京万源工业有限公司 | The calculation method of wind energy conversion system engine room structure fatigue strength |
| KR20190063688A (en) | 2017-11-30 | 2019-06-10 | 한국에너지기술연구원 | Method of optimizing capture matrix |
| CN110608138A (en) * | 2019-10-21 | 2019-12-24 | 南京工业大学 | Wind turbine blade real-scale simulation wind power distributed loading test system and operation method |
| KR102109493B1 (en) * | 2019-04-10 | 2020-05-12 | 군산대학교산학협력단 | Method for building fatigue load models for wind turbine |
| WO2020200421A1 (en) * | 2019-04-01 | 2020-10-08 | Acciona Energia S.A. | A method for estimating remaining useful life of components of an operational wind turbine |
| CN111859679A (en) * | 2020-07-24 | 2020-10-30 | 国电联合动力技术有限公司 | Wind turbine generator test load obtaining method, simulation load comparing method and simulation load comparing device |
| CN111985104A (en) * | 2020-08-20 | 2020-11-24 | 上海电气风电集团股份有限公司 | Method and device for estimating equivalent fatigue load of wind driven generator and computer readable storage medium |
| CN112100563A (en) * | 2020-09-11 | 2020-12-18 | 广州汽车集团股份有限公司 | Multi-axis load equivalent processing method and device, computer equipment and medium |
| KR20210126207A (en) * | 2020-04-10 | 2021-10-20 | 군산대학교산학협력단 | Method for building fatigue load models for wind turbine |
| CN114018576A (en) * | 2021-09-30 | 2022-02-08 | 中国北方车辆研究所 | Real vehicle dynamic load bench equivalent test method and system for transmission device |
| US20220082086A1 (en) * | 2020-09-14 | 2022-03-17 | Nordex Energy Se & Co. Kg | Method of operating a wind turbine |
| CN114856935A (en) * | 2022-04-26 | 2022-08-05 | 无锡风电设计研究院有限公司 | Wind turbine state analysis and control method |
| CN116357525A (en) * | 2023-03-22 | 2023-06-30 | 同济大学 | Fixed offshore wind turbine model test device |
| WO2023123685A1 (en) * | 2021-12-27 | 2023-07-06 | 北京金风科创风电设备有限公司 | Method and apparatus for evaluating service life of wind power generator set |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009195384A (en) * | 2008-02-20 | 2009-09-03 | Delta Tooling Co Ltd | Fatigue analyzer and computer program |
| KR20100125458A (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-30 | 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 | Stress analysis device of windmill structure, computer-readable recording medium with stress analysis program recorded thereon, and wind power system |
| JP2011501172A (en) | 2007-10-24 | 2011-01-06 | エコテクニア エネルギアス レノバブルス， エス．エル． | A method for determining fatigue damage of wind turbine transmission mechanisms. |
| KR20150138099A (en) * | 2014-05-29 | 2015-12-09 | 한국기계연구원 | Design analysis method of blade |
-
2016
- 2016-07-12 KR KR1020160087936A patent/KR101706508B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2011501172A (en) | 2007-10-24 | 2011-01-06 | エコテクニア エネルギアス レノバブルス， エス．エル． | A method for determining fatigue damage of wind turbine transmission mechanisms. |
| JP2009195384A (en) * | 2008-02-20 | 2009-09-03 | Delta Tooling Co Ltd | Fatigue analyzer and computer program |
| KR20100125458A (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-30 | 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 | Stress analysis device of windmill structure, computer-readable recording medium with stress analysis program recorded thereon, and wind power system |
| KR20150138099A (en) * | 2014-05-29 | 2015-12-09 | 한국기계연구원 | Design analysis method of blade |
Cited By (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109726411A (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-07 | 北京万源工业有限公司 | The calculation method of wind energy conversion system engine room structure fatigue strength |
| CN109726411B (en) * | 2017-10-31 | 2024-04-02 | 北京万源工业有限公司 | Method for calculating fatigue strength of cabin structure of wind turbine |
| KR20190063688A (en) | 2017-11-30 | 2019-06-10 | 한국에너지기술연구원 | Method of optimizing capture matrix |
| KR101995858B1 (en) | 2017-11-30 | 2019-07-04 | 한국에너지기술연구원 | Method of optimizing capture matrix |
| WO2020200421A1 (en) * | 2019-04-01 | 2020-10-08 | Acciona Energia S.A. | A method for estimating remaining useful life of components of an operational wind turbine |
| JP7240527B2 (en) | 2019-04-01 | 2023-03-15 | アクシオナ ジェネラシオン リノバブル，ソシエダッド アノニマ | Method for assessing remaining useful life of operational wind turbine components |
| JP2022530198A (en) * | 2019-04-01 | 2022-06-28 | アクシオナ ジェネラシオン リノバブル，ソシエダッド アノニマ | A method for assessing the remaining life of a component of an operable wind turbine |
| KR102109493B1 (en) * | 2019-04-10 | 2020-05-12 | 군산대학교산학협력단 | Method for building fatigue load models for wind turbine |
| CN110608138A (en) * | 2019-10-21 | 2019-12-24 | 南京工业大学 | Wind turbine blade real-scale simulation wind power distributed loading test system and operation method |
| CN110608138B (en) * | 2019-10-21 | 2024-02-27 | 南京工业大学 | Wind turbine blade real-scale simulation wind power distributed loading test system and operation method |
| KR102406870B1 (en) | 2020-04-10 | 2022-06-10 | 군산대학교산학협력단 | Method for building fatigue load models for wind turbine |
| KR20210126207A (en) * | 2020-04-10 | 2021-10-20 | 군산대학교산학협력단 | Method for building fatigue load models for wind turbine |
| CN111859679A (en) * | 2020-07-24 | 2020-10-30 | 国电联合动力技术有限公司 | Wind turbine generator test load obtaining method, simulation load comparing method and simulation load comparing device |
| CN111859679B (en) * | 2020-07-24 | 2023-12-26 | 国电联合动力技术有限公司 | Wind turbine generator test load acquisition method, and method and device for comparing wind turbine generator test load with simulation load |
| CN111985104A (en) * | 2020-08-20 | 2020-11-24 | 上海电气风电集团股份有限公司 | Method and device for estimating equivalent fatigue load of wind driven generator and computer readable storage medium |
| CN112100563B (en) * | 2020-09-11 | 2024-04-19 | 广州汽车集团股份有限公司 | Multi-axis load equivalent processing method, device, computer equipment and medium |
| CN112100563A (en) * | 2020-09-11 | 2020-12-18 | 广州汽车集团股份有限公司 | Multi-axis load equivalent processing method and device, computer equipment and medium |
| EP3967871B1 (en) | 2020-09-14 | 2022-11-02 | Nordex Energy SE & Co. KG | A method of operating a wind turbine |
| US20220082086A1 (en) * | 2020-09-14 | 2022-03-17 | Nordex Energy Se & Co. Kg | Method of operating a wind turbine |
| US11692528B2 (en) * | 2020-09-14 | 2023-07-04 | Nordex Energy Se & Co. Kg | Method of operating a wind turbine |
| CN114018576A (en) * | 2021-09-30 | 2022-02-08 | 中国北方车辆研究所 | Real vehicle dynamic load bench equivalent test method and system for transmission device |
| CN114018576B (en) * | 2021-09-30 | 2023-09-29 | 中国北方车辆研究所 | Equivalent test method and system for real vehicle dynamic load stand of transmission device |
| WO2023123685A1 (en) * | 2021-12-27 | 2023-07-06 | 北京金风科创风电设备有限公司 | Method and apparatus for evaluating service life of wind power generator set |
| CN114856935A (en) * | 2022-04-26 | 2022-08-05 | 无锡风电设计研究院有限公司 | Wind turbine state analysis and control method |
| CN114856935B (en) * | 2022-04-26 | 2024-05-03 | 无锡风电设计研究院有限公司 | Wind turbine state analysis and control method |
| CN116357525A (en) * | 2023-03-22 | 2023-06-30 | 同济大学 | Fixed offshore wind turbine model test device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101706508B1 (en) | Data Analysis System of Mechanical Load Measurement Data for Wind Turbine | |
| KR101476986B1 (en) | Control device for a wind power plant | |
| Meng et al. | Study on the aerodynamic damping for the seismic analysis of wind turbines in operation | |
| Mouzakis et al. | Fatigue loading parameter identification of a wind turbine operating in complex terrain | |
| Amano et al. | Aerodynamics of wind turbines: emerging topics | |
| Elizondo et al. | Experimental study of a small wind turbine for low‐and medium‐wind regimes | |
| CN105587474A (en) | Method and device for testing equivalent wind speed of wind wheels of wind turbine generator systems | |
| CN106768917A (en) | A kind of pneumatic equipment bladess scene load test and appraisal procedure | |
| Schepers et al. | Verification of European wind turbine design codes, VEWTDC; Final report | |
| Santos et al. | Mechanical loads test report for the US Department of Energy 1.5-megawatt wind turbine | |
| Antoniou et al. | Influence of wind characteristics on turbine performance | |
| Bedon et al. | Experimental tests of a vertical-axis wind turbine with twisted blades | |
| Loss et al. | Using MEMS acceleration sensors for monitoring blade tip movement of wind turbines | |
| Corbus et al. | Analysis and comparison of test results from the small wind research turbine test project | |
| Aagaard Madsen et al. | The DAN-AERO MW experiments. Final report | |
| Karlina-Barber et al. | The effect of wakes on the fatigue damage of wind turbine components over their entire lifetime using short-term load measurements | |
| Pitance et al. | Experimental validation of Pharwen code using data from Vertical-axis wind turbines | |
| CN115310375A (en) | Wind turbine generator cabin transfer function fitting method based on fluid dynamics model | |
| Corbus et al. | Small wind research turbine | |
| Pedersen et al. | Wind turbine measurement technique—an open laboratory for educational purposes | |
| Esu | Vibration-based condition monitoring of wind turbine blades | |
| Wallace | Development and validation of a wind generator field testing methodology | |
| Koukoura et al. | Offshore wind turbine foundation model validation with wind farm measurements and uncertainty quantification | |
| Koukoura | Validated loads prediction models for offshore wind turbines for enhanced component reliability | |
| CN214944743U (en) | Offshore wind turbine load test data acquisition system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
| GRNT | Written decision to grant | ||
| FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20191210 Year of fee payment: 4 |