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    一種風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法，主要係於一風力發電機之葉片與其樞軸之銜接部位設有一第一偵測元件，以偵測一葉片Pitch角度值(βm)，另於該樞軸上設有一第二偵測元件，以偵測一量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)，而於該風力發電機之發電機上設有一第三偵測元件，以偵測一量測之功率值(Pm)及量測之三相電壓平均值(Vac-m)，另於一風向風速儀上設有一第四偵測元件，以偵測一量測之風速值(Um)，將上述各偵測元件取得之數據經由相互比對分析與處理，而可取得迅速且正確之故障偵測結果。
    公开号:TW201315895A
    申请号:TW100137051
    申请日:2011-10-12
    公开日:2013-04-16
    发明作者:shan-rong Huang；Wei-Nian Su
    申请人:Atomic Energy Council；
    IPC主号:
    专利说明:
    風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法
    本發明是有關一種風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法，尤指一種可利用多項偵測數據綜合判斷，以產生最正確客觀故障偵測結果之裝置及其判斷方法。
    風力發電由於係利用自然現象而可產生電力能源，符合綠能的潮流與趨勢，因此，乃為一目前被廣泛發展之新興產業，但隨著發電功率的增加，以及發電穩定性的要求，致使風力發電機的結構亦日趨複雜，造成其故障偵測及判斷亦逐漸困難。
    一般導致大型風力發電機無法正常運轉的原因，大致可歸類為以下二點：
    1.機械系統故障：大多係由於磨損與鏽蝕，或是液壓系統漏油，導致整體系統無法正常作動。
    2.監控系統故障：包括各種偵測元件故障與系統控制模組故障，若無法即時查覺，則有可能在上述機械系統故障時仍持續運轉，如此，將導致整體風力發電系統異常運轉，嚴重的，將會有過轉速與過負載等狀況發生。
    基於上述原因與情形，風力發電機使用時之即時故障偵知乃為一必須且重要的工作，但傳統風力發電機於維護或檢修時，常面臨下列問題：
    1.由於為避免平地上各種障礙物阻擋風力之作用，因此大多將風力發電機設置於較高空之位置，致使在定期檢查或維修時，無論是派人員上塔架進行維修檢查，或是將風力發電機之組件吊掛至地面進行維修，皆需耗費大量人力與成本。
    2.雖然各風力發電機上皆會有基本的偵測元件或感測器，用以確實掌握各組件的工作狀態，但隨著不同環境條件的影響，使其各偵測元件皆會產生故障損壞之情形，針對此一情形，較進步的風力發電機上皆會裝設備用的偵測元件，以避免部份偵測元件損壞而造成整體之工作異常，但對於部份中小型或低成本的風力發電機而言，上述裝設備用偵測元件的方式並不符合經濟效益，且其機艙內亦不易有足夠之空間，整體而言，並不容易實施。
    3.目前應用於風力發電機的監控系統中，其多係針對不同偵測元件所取得的單一偵測訊號分別以各自獨立之程式加以分析與處理，且於各監控程式之間並無相互比對訊號正確性之動作與功能，因此，容易有特定偵測元件故障而無法即時掌握之情形發生。
    有鑑於習見風力發電機之故障偵測系統於應用時有上述缺點，發明人乃針對該些缺點研究改進之道，終於有本發明產生。
    本發明之主要目的在於提供一種風力發電機之故障偵測裝置，其可於風力發電機上設置多組偵測元件，以提供正確判斷故障部位所需之各項偵測資訊。
    本發明之另一目的在於提供一種風力發電機之故障判斷方法，其可有效整合多組偵測數據加以綜合判斷，藉以產生最正確客觀故障偵測結果。
    本發明之又一目的在於提供一種風力發電機之故障偵測裝置，其可有效降低風力發電機保護設備之成本，且可避免單一偵測元件故障時造成整體之誤判情形。
    為達成上述目的及功效，本發明所採行的技術手段包括：一種風力發電機之故障偵測裝置，其主要係應用於一風力發電機上，該風力發電機具有可受風力驅動之葉片，且該葉片並連動一樞軸，由該樞軸經由一變速齒輪箱帶動一發電機發電，而該風力發電機可另結合一風向風速儀，該風向風速儀具有可受風力驅動之風速葉片；其特徵在於：該風力發電機另包括：一第一偵測元件，設於該葉片及樞軸之銜接部位，藉以偵測該葉片的量測之葉片Pitch角度值(βm)；一第二偵測元件，設於該樞軸上，藉以偵測該樞軸的量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)；一第三偵測元件，設於該發電機上，藉以偵測該發電機的量測之功率值(Pm)及量測之三相電壓平均值(Vac-m)；一第四偵測元件，設於該風速葉片中心部位，藉以偵測該量測之風速值(Um)。
    本發明所採行的技術手段另包括：一種風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法，其至少包括：
    a.　「輸入量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)、量測之三相電壓平均值(Vac-m)、量測之功率值(Pm)、量測之葉片Pitch角度值(βm)、量測之風速值(Um)」步驟；
    b.　「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)是否等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)；量測之三相電壓平均值(Vac-m)是否等於實際之三相電壓平均值(Vac)」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行c步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行d步驟；
    c.　「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑；量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑」步驟，若前一判斷步驟中之量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)不等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)，則該量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑，若該量測之三相電壓平均值(Vac-m)不等於實際之三相電壓平均值(Vac)，則該量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑；
    d.　「量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行e步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行f步驟；
    e.　「量測之功率值(Pm)錯誤」步驟；
    f.　「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)正常；量測之三相電壓平均值(Vac-m)正常」步驟；
    g.　「是否符合實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行i判斷步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行h步驟；
    h.　「量測之功率值(Pm)正常；量測之葉片Pitch角度值(βm)正常；量測之風速值(Um)正常」步驟；
    i.　「量測之葉片Pitch角度值(βm)是否等於實際之葉片Pitch角度值(β)」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行j步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行k步驟；
    j.　「量測之葉片Pitch角度值(βm)錯誤」步驟；
    k.　「量測之風速值(Um)錯誤」步驟。
    依上述方法，其中該b判斷步驟係經由下式
    V ac =6.0913 Ω rotor
    獲得一計算之三相電壓平均值(Vac-c)，且利用下式
    |V ac-m -V ac-c |30(volt)
    加以區隔，考慮暫態效應與不確定性因素，若該量測之三相電壓平均值(Vac-m)與該計算之三相電壓平均值(Vac-c)之間的誤差小於30伏特，則可判斷量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)，以及量測之三相電壓平均值(Vac-m)等於實際之三相電壓平均值(Vac)；反之，若上述誤差大於30伏特，由於並無第三者可用於比對，因此無法判定該量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)或量測之三相電壓平均值(Vac-m)何者為異常。
    依上述方法，其中該d判斷步驟係經由下式
    獲得一計算之功率值(Pc)，且利用下式
    可產生一相對誤差功率值(PRelative Error)，若該相對誤差功率值(PRelative Error)小於5%，則可判斷該量測之功率值(Pm)等於實際之功率值(P)。
    依上述方法，其中該g判斷步驟的風速、轉速、功率係數、及Pitch角度存在下列之相對關係，
    而輸出功率同時也受該Yaw角度與風向間之偏差角(ψ)影響，當該Yaw角度與風向間之偏差角(ψ)在16 o以內時，實際之功率係數(Cp)的差異小於5%，因此可忽略偏差角造成的影響，該實際之尖端速度比(λ)與實際之葉片Pitch角度值(β)具有下列關係式：
    λ=0.000435β2-0.09587β+4.955
    將該測得之葉片Pitch角度值(βm)代入，可得一計算之尖端速度比(λc)，而該計算之尖端速度比(λc)與一計算之功率係數(Cp-c)則具有下列關係式：
    C p =0.0079λ 3-0.0028λ 2-0.0042λ
    可得一計算之功率係數(Cp-c)；並可藉由上述關係繪得一實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線，經過近似化後可得下列判斷式：
    其中0.06為其邊界，若超出該範圍則視為有故障發生；且上述該判斷式有其使用限制，在風速<8 m/s，以及該Yaw角度與風向間之偏差角(ψ)>16o的情況下不適用。
    依上述方法，其中該i判斷步驟之Pitch角度係於0o(pitch up)至80o(pitch down)之間轉動，當Pitch轉至上限時(80o)，由於齒隙會造成1o至2o之誤差，此時合理的Pitch角度顯示應為78o~80o之間，如此透過Pitch重置(reset)的機制，即可判斷該Pitch角度感測器是否正常運作。
    為使本發明的上述目的、功效及特徵可獲致更具體的暸解，茲依下列附圖說明如下：
    請參第1圖所示，明顯可看出，本發明主要係適用於水平軸主動控制式風力發電機系統，其風力發電機具有一設置於預設支架10上之機座1，於該機座1上可經由複數軸承32、33樞接一樞軸3，該樞軸3之一端部設有葉片2，該葉片2具備主動式葉片Pitch控制系統，其係利用液壓馬達驅動傘形齒輪，帶動各葉片之Pitch角度同時轉動，而各葉片之Pitch角度則藉由與馬達連結之一第一偵測元件21(可為一編碼器encoder)感測回傳，由於馬達本身的硬體限制，各葉片之Pitch角度只能在0o(pitch up)至80o(pitch down)之間轉動，因此，當各葉片之Pitch轉至上限時(80o)，由於齒隙會造成1o至2o之誤差，此時合理的各葉片之Pitch角度顯示應為78o~80o之間，而該樞軸3之一端部則設有一第二偵測元件31，以供感測並輸出該樞軸3的量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)，且該樞軸3並可經由一變速齒輪箱34帶動一發電機4發電，於該發電機4之輸出端設有一第三偵測元件41，以供感測並輸出該發電機4的量測之功率值(Pm)及量測之三相電壓平均值(Vac-m)，而於該機座1上可另結合一風向風速儀5，該風向風速儀5具有可受風力驅動之風速葉片51，於該風速葉片51中心部位設有一第四偵測元件51，以供感測並輸出該該量測之風速值(Um)。
    請參第2至10圖所示，本發明之判斷方法流程主要包括：一「輸入量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)、量測之三相電壓平均值(Vac-m)、量測之功率值(Pm)、量測之葉片Pitch角度值(βm)、量測之風速值(Um)」S11步驟、一「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)是否等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)；量測之三相電壓平均值(Vac-m)是否等於實際之三相電壓平均值(Vac)」S12判斷步驟、一「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑；量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑」S13步驟、一「量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)」S14判斷步驟、一「量測之功率值(Pm)錯誤」S15步驟、一「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)正常；量測之三相電壓平均值(Vac-m)正常」S16步驟、一「是否符合實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線」S17判斷步驟、一「量測之功率值(Pm)正常；量測之葉片Pitch角度值(βm)正常；量測之風速值(Um)正常」S18步驟、一「量測之葉片Pitch角度值(βm)是否等於實際之葉片Pitch角度值(β)」S19判斷步驟、一「量測之葉片Pitch角度值(βm)錯誤」S20步驟、一「量測之風速值(Um)錯誤」S21步驟；其中：該「輸入量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)、量測之三相電壓平均值(Vac-m)、量測之功率值(Pm)、量測之葉片Pitch角度值(βm)、量測之風速值(Um)」S11步驟，係由前述設置於風力發電機上之第一、二、三、四偵測元件21、31、41、51分別將所測的之資訊傳入，經一「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)是否等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)；量測之三相電壓平均值(Vac-m)是否等於實際之三相電壓平均值(Vac)」S12判斷步驟，利用下式
    V ac =6.0913 Ω rotor
    可獲得一如第3圖中虛線所示的計算之三相電壓平均值(Vac-c)，且利用下式
    |V ac-m -V ac-c |30(volt)
    加以判別，考慮暫態效應與不確定性因素，若該量測之三相電壓平均值(Vac-m)與該計算之三相電壓平均值(Vac-c)之間的誤差小於30伏特(如第4圖中二中心線間界定的區域)，則可視為判斷結果為肯定”Y”，此時該量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)，以及量測之三相電壓平均值(Vac-m)等於實際之三相電壓平均值(Vac)，然後可再執行一「量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)」S14判斷步驟；反之，若上述誤差大於30伏特(判斷結果為否定”N”)，則至一「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑；量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑」S13步驟，由於並無第三者可用於比對，因此無法判定該量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)或量測之三相電壓平均值(Vac-m)何者為異常，而該「量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)」S14判斷步驟，係將電壓量測平均值(Vac-m)代入下式
    可獲得一如第4圖中曲線所示的計算之功率值(Pc)，且利用下式
    可產生一相對誤差功率值(PRelative Error)，若該相對誤差功率值(PRelative Error)大於5%，可視為該判斷結果為否定“N”，則至一「量測之功率值(Pm)錯誤」S15步驟，而若該相對誤差功率值(PRelative Error)小於5%，則可視為該判斷結果為肯定“Y”，則該量測之功率值(Pm)等於實際之功率值(P)，此時，可經一「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)正常；量測之三相電壓平均值(Vac-m)正常」S16步驟，再執行一「是否符合實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線」S17判斷步驟，由於水平軸風力發電系統的動力特性，其風速、轉速、功率係數、及Pitch角度存在下列之相對關係，
    而輸出功率同時也受該Yaw角度與風向間之偏差角(ψ)影響，如第5圖所示，其為ψ=0時，該實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)的關係曲面，而該第6圖則是固定該實際之葉片Pitch角度值(β)與Yaw角度與風向間之偏差角(ψ)，以將該第5圖之三維曲面簡化為二維曲線；由該第6圖中可看出，當該Yaw角度與風向間之偏差角(ψ)在16o以內時，實際之功率係數(Cp)的差異小於5%，因此，可忽略偏差角造成的影響，另經由實驗可繪得第7、8圖，該第7圖中之曲線方程式係對應下列該實際之尖端速度比(λ)與實際之葉片Pitch角度值(β)之關係式：
    λ=0.000435β2-0.09587β+4.955
    將該測得之葉片Pitch角度值(βm)代入，可得一計算之尖端速度比(λc)，而該第8圖中之曲線方程式則可對應下列該計算之尖端速度比(λc)與一計算之功率係數(Cp-c)之關係式：
    C p =0.0079λ 3-0.0028λ 2-0.0042λ
    可得一計算之功率係數(Cp-c)；並可藉由上述關係繪得一實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線(如第9圖所示)，經過近似化後可得下列判斷式：
    其中0.06為其邊界；但上式有其使用限制，在風速<8 m/s，以及ψ>16o的情況下不適用，第10圖係為分別過濾風速4~10 m/s的實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)實驗數據，由圖中可看出，風速4m/s至8m/s區間由於暫態慣性影響，Cp平均值均超過0.59(Betz limit)，因此上述判斷式只適用於風速≧8 m/s的情況；而能滿足該判斷式之範圍，視為判斷結果為肯定“Y”，則至一「量測之功率值(Pm)正常；量測之葉片Pitch角度值(βm)正常；量測之風速值(Um)正常」S18步驟；而若上述判斷式之數值超出該範圍(0.06)，則視為判斷結果為否定“N”，有故障發生，則再執行一「量測之葉片Pitch角度值(βm)是否等於實際之葉片Pitch角度值(β)」S19判斷步驟，由於馬達本身的硬體限制，Pitch角度只能在0o(pitch up)至80o(pitch down)之間轉動，因此，當Pitch轉至上限時(80o)，由於齒隙會造成1o至2o之誤差，此時合理的Pitch角度顯示應為78o~80o之間，如此透過Pitch重置(reset)的機制，能很容易判斷Pitch角度感測器是否正常運作，若其判斷結果為否定“N”，則至一「量測之葉片Pitch角度值(βm)錯誤」S20步驟，而若其判斷結果為肯定“Y”，則至一「量測之風速值(Um)錯誤」S21步驟，以完成所有故障偵測判斷方法的流程。
    綜合以上所述，本發明之風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法確可達成整合多組偵測數據加以綜合判斷，以產生最正確客觀故障偵測結果之功效，實為一具新穎性及進步性之發明，爰依法提出申請發明專利；惟上述說明之內容，僅為本發明之較佳實施例說明，舉凡依本發明之技術手段與範疇所延伸之變化、修飾、改變或等效置換者，亦皆應落入本發明之專利申請範圍內。
    1．．．機座
    10．．．支架
    2．．．葉片
    21．．．第一偵測元件
    3．．．樞軸
    31．．．第二偵測元件
    32、33．．．軸承
    34．．．變速齒輪箱
    4．．．發電機
    41．．．第三偵測元件
    5．．．風向風速儀
    51．．．第四偵測元件
    S11．．．輸入量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)、量測之三相電壓平均值(Vac-m)、量測之功率值(Pm)、量測之葉片Pitch角度值(βm)、量測之風速值(Um)
    S12量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)是否等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)；量測之三相電壓平均值(Vac-m)是否等於實際之三相電壓平均值(Vac)
    S13量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑；量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑
    S14量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)
    S15量測之功率值(Pm)錯誤
    S16量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)正常；量測之三相電壓平均值(Vac-m)正常
    S17是否符合實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線
    S18．．．量測之功率值(Pm)正常；量測之葉片Pitch角度值(βm)正常；量測之風速值(Um)正常
    S19．．．量測之葉片Pitch角度值(βm)是否等於實際之葉片Pitch角度值(β)
    S20．．．量測之葉片Pitch角度值(βm)錯誤
    S21．．．量測之風速值(Um)錯誤
    第1圖係本發明之基本結構示意圖。
    第2圖係本發明之判斷方法流程圖。
    第3圖係本發明之電壓與轉速關係圖。
    第4圖係本發明之功率曲線圖。
    第5圖係本發明在Yaw角度與風向間之偏差角為0時的實際之功率係數的曲面圖。
    第6圖係本發明在固定該實際之葉片Pitch角度值及Yaw角度與風向間之偏差角的實際之尖端速度比對實際之功率係數圖。
    第7圖係本發明之實際之尖端速度比對實際之葉片Pitch角度值曲線圖。
    第8圖係本發明之實際之功率係數對實際之尖端速度比曲面圖。
    第9圖係本發明之實際之功率係數對實際之尖端速度比對實際之葉片Pitch角度值曲面圖。
    第10圖係本發明於風速4~10 m/s之實際之功率係數對實際之尖端速度比比較圖。
    S11．．．輸入量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)、量測之三相電壓平均值(Vac-m)、量測之功率值(Pm)、量測之葉片Pitch角度值(βm)、量測之風速值(Um)
    S12．．．量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)是否等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)；量測之三相電壓平均值(Vac-m)是否等於實際之三相電壓平均值(Vac)
    S13．．．量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑；量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑
    S14．．．量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)
    S15．．．量測之功率值(Pm)錯誤
    S16．．．量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)正常；量測之三相電壓平均值(Vac-m)正常
    S17．．．是否符合實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線
    S18．．．量測之功率值(Pm)正常；量測之葉片Pitch角度值(βm)正常；量測之風速值(Um)正常
    S19．．．量測之葉片Pitch角度值(βm)是否等於實際之葉片Pitch角度值(β)
    S20．．．量測之葉片Pitch角度值(βm)錯誤
    S21．．．量測之風速值(Um)錯誤
    权利要求:
    Claims (6)
    [1] 一種風力發電機之故障偵測裝置，其主要係應用於一風力發電機上，該風力發電機具有可受風力驅動之葉片，該葉片並連動一樞軸，由該樞軸經由一變速齒輪箱帶動一發電機發電，而該風力發電機可另結合一風向風速儀，該風向風速儀具有可受風力驅動之風速葉片；其特徵在於：該風力發電機另包括：一第一偵測元件，設於該葉片及樞軸之銜接部位，藉以偵測該葉片的量測之葉片Pitch角度值(βm)；一第二偵測元件，設於該樞軸上，藉以偵測該樞軸的量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)；一第三偵測元件，設於該發電機上，藉以偵測該發電機的量測之功率值(Pm)及量測之三相電壓平均值(Vac-m)；一第四偵測元件，設於該風速葉片中心部位，藉以偵測該量測之風速值(Um)。
    [2] 一種風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法，其至少包括：a.　「輸入量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)、量測之三相電壓平均值(Vac-m)、量測之功率值(Pm)、量測之葉片Pitch角度值(βm)、量測之風速值(Um)」步驟；b.　「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)是否等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)；量測之三相電壓平均值(Vac-m)是否等於實際之三相電壓平均值(Vac)」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行c步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行d步驟；c.　「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑；量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑」步驟，若該b判斷步驟中之量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)不等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)，則該量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)存疑，若該量測之三相電壓平均值(Vac-m)不等於實際之三相電壓平均值(Vac)，則該量測之三相電壓平均值(Vac-m)存疑；d.　「量測之功率值(Pm)是否等於實際之功率值(P)」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行e步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行f步驟；e.　「量測之功率值(Pm)錯誤」步驟；f.　「量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)正常；量測之三相電壓平均值(Vac-m)正常」步驟；g.　「是否符合實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行i判斷步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行h步驟；h.　「量測之功率值(Pm)正常；量測之葉片Pitch角度值(βm)正常；量測之風速值(Um)正常」步驟；i.　「量測之葉片Pitch角度值(βm)是否等於實際之葉片Pitch角度值(β)」判斷步驟，若判斷結果為否定"N"，則執行j步驟，若判斷結果為肯定"Y"，則執行k步驟；j.　「量測之葉片Pitch角度值(βm)錯誤」步驟；k.　「量測之風速值(Um)錯誤」步驟。
    [3] 如申請專利範圍第2項所述之風力發電機之故障偵測判斷方法，其中該b判斷步驟係經由下式V ac =6.0913 Ω rotor 獲得一計算之三相電壓平均值(Vac-c)，且利用下式|V a c-m -V ac-c |30(volt)加以區隔，考慮暫態效應與不確定性因素，若該量測之三相電壓平均值(Vac-m)與該計算之三相電壓平均值(Vac-c)之間的誤差小於30伏特，則可判斷量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)等於實際之葉片轉速值(Ωrotor)，以及量測之三相電壓平均值(Vac-m)等於實際之三相電壓平均值(Vac)；反之，若上述誤差大於30伏特，由於並無第三者可用於比對，因此無法判定該量測之葉片轉速值(Ωrotor-m)或量測之三相電壓平均值(Vac-m)何者為異常。
    [4] 如申請專利範圍第2項所述之風力發電機之故障偵測判斷方法，其中該d判斷步驟係經由下式 獲得一計算之功率值(Pc)，且利用下式 可產生一相對誤差功率值(PRelative Error)，若該相對誤差功率值(PRelative Error)小於5%，則可判斷該量測之功率值(Pm)等於實際之功率值(P)。
    [5] 如申請專利範圍第2項所述之風力發電機之故障偵測判斷方法，其中該g判斷步驟的風速、轉速、功率係數、及Pitch角度存在下列之相對關係， 而輸出功率同時也受該Yaw角度與風向間之偏差角(Ψ)影響，當該Yaw角度與風向間之偏差角(Ψ)在16°以內時，實際之功率係數(Cp)的差異小於5%，因此可忽略偏差角造成的影響，該實際之尖端速度比(λ)與實際之葉片Pitch角度值(β)具有下列關係式：λ=0.000435β 2-0.09587β+4.955將該測得之葉片Pitch角度值(βm)代入，可得一計算之尖端速度比(λc)，而該計算之尖端速度比(λc)與一計算之功率係數(Cp-c)則具有下列關係式：C p =0.0079λ 3-0.0028λ 2-0.0042λ可得一計算之功率係數(Cp-c)；並可藉由上述關係繪得一實際之功率係數(Cp)-實際之尖端速度比(λ)-實際之葉片Pitch角度值(β)曲線，經過近似化後可得下列判斷式： 其中0.06為其邊界，若超出該範圍則視為有故障發生；且上述該判斷式有其使用限制，在風速<8 m/s，以及該Yaw角度與風向間之偏差角(Ψ)>16°的情況下不適用。
    [6] 如申請專利範圍第2項所述之風力發電機之故障偵測裝置及其判斷方法，其中該i判斷步驟之Pitch角度係於0°(pitch up)至80°(pitch down)之間轉動，當Pitch轉至上限時(80°)，由於齒隙會造成1°至2°之誤差，此時合理的Pitch角度顯示應為78°~80°之間，如此透過Pitch重置(reset)的機制，即可判斷該Pitch角度感測器是否正常運作。
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    同族专利:
    公开号 | 公开日
    TWI486522B|2015-06-01|
    引用文献:
    公开号 | 申请日 | 公开日 | 申请人 | 专利标题
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