BR102014001384A2 - Method for adjusting a pitch angle of a rotor blade on a wind turbine and wind turbine - Google Patents
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Abstract
método para ajustar um ângulo de passo de uma pá de rotor em uma turbina eólica e turbina eólica. trata-se de turbinas eólicas e métodos para ajustar ângulos de passo de pás de rotor em turbinas eólicas. um método inclui monitorar um valor operacional da turbina eólica e fornecer o valor operacional a um controlador, em que o controlador utiliza um algoritmo de controle derivado integral proporcional para ajustar o ângulo de passo. o método inclui ainda ajustar um fator de ganho para o algoritmo de controle derivado integral proporcional a um primeiro valor de ganho quando o valor operacional está dentro de uma primeira região operacional e ajustar um fator de ganho para o algoritmo de controle derivado integral proporcional a um segundo valor de ganho quando o valor operacional está dentro de uma segunda regiãooperacional. o segundo valor de ganho é diferente do primeiro valor de ganho e a segunda região operacional é diferente da primeira região operacional.Method for adjusting a pitch angle of a rotor blade on a wind turbine and wind turbine. These are wind turbines and methods for adjusting rotor blade pitch angles in wind turbines. One method includes monitoring a wind turbine operating value and providing the operating value to a controller, wherein the controller uses a proportional integral derived control algorithm to adjust the pitch angle. The method further includes adjusting a gain factor for the integral derived control algorithm proportional to a first gain value when the operating value is within a first operating region and adjusting a gain factor for the integral derived control algorithm proportional to a first. second gain value when the operational value is within a second operational region. The second gain value is different from the first gain value and the second operating region is different from the first operating region.
Description
“MÉTODO PARA AJUSTAR UM ÂNGULO DE PASSO DE UMA PÁ DE ROTOR EM UMA TURBINA EÓLICA E TURBINA EÓLICA” Campo da Invenção [001] A presente revelação refere-se geralmente a turbinas eólicas e, mais particularmente, a métodos e aparelho para ajustar os ângulos de passo de pás de rotor em turbinas eólicas.Field of the Invention Field of the Invention [001] The present disclosure relates generally to wind turbines and, more particularly, methods and apparatus for adjusting the angles. of step of rotor blades on wind turbines.
Antecedentes da Invenção [002] A energia eólica é considerada uma dentre as mais limpas, as fontes de energia mais ecologicamente corretas atualmente disponíveis e as turbinas eólicas têm ganhado elevada atenção nesse aspecto. Uma turbina eólica moderna tipicamente inclui uma torre, gerador, caixa de engrenagem, nacela e um rotor que inclui uma ou mais pás de rotor. As pás de rotor capturam energia cinética do vento com o uso de conhecidos princípios de lâmina e transmitem a energia cinética através de energia rotacional para girar um eixo que acopla as pás de rotor a uma caixa de engrenagem ou se uma caixa de engrenagem não é usada, diretamente ao gerador. O gerador, então, converte a energia mecânica para energia elétrica que pode ser distribuída a uma grade de utilidade. [003] Durante a operação de uma turbina eólica, vários componentes da turbina eólica são submetidos a várias cargas devido a cargas de vento aerodinâmicas que atuam na pá. Em particular, as pás de rotor experimentam carregamento significativo e mudanças frequentes no carregamento, durante a operação devido à interação com o vento. As mudanças na velocidade e direção do vento, por exemplo, podem modificar as cargas experimentadas pelas pás de rotor. Para reduzir o carregamento da pá de rotor, vários métodos e aparelho foram desenvolvidos para permitir a arfagem das pás de rotor durante operação. A arfagem geralmente permite as pás de rotor para verter uma porção das cargas experimentadas pelo mesmo. [004] Tais métodos e aparelho para arfar as pás de rotor tipicamente utilizadas de controladores que determinam ângulos de passo apropriados para as pás de rotor com base nas condições de operação. Vários algoritmos de controle podem ser utilizados nos controladores, tais como algoritmos de controle derivado integral proporcional ("PID"). No entanto, os algoritmos conhecidos utilizados para determinar ângulos de passo apropriados têm uma variedade de desvantagens. Por exemplo, os fatores de ganho utilizados nas várias equações em algoritmos de controle PID tipicamente devem ser selecionados para equilibrar interesses conflitantes, ou seja, a correspondência de o sistema de ajuste de passo e a quantidade de trabalho que o sistema de ajuste de passo realiza. Ganhos menores reduzem a quantidade de trabalho, isso reduz o risco de dano ao sistema, mas também reduz a capacidade de resposta de o sistema, assim, resultando em cargas extremas mais altas que o sistema pode responder de forma adequada. Os ganhos mais altos aumentam a capacidade de resposta do sistema, assim, resultando em cargas extremas menores, mas também aumentam a quantidade de trabalho, assim, aumentando o risco de dano ao sistema. [005] Consequentemente, os métodos e aparelho aprimorados para ajustar os ângulos de passo de pás de rotor em turbinas eólicas são desejados na técnica. Especificamente, os métodos e aparelho que permitem para talho específico do controlador de sistema de ajuste de passo e algoritmo de controle associado para variar as condições de operação devem ser vantajosos.Background of the Invention Wind energy is considered to be one of the cleanest, most environmentally friendly energy sources available today and wind turbines have gained high attention in this regard. A modern wind turbine typically includes a tower, generator, gearbox, nacelle and a rotor that includes one or more rotor blades. Rotor blades capture kinetic energy from the wind using known blade principles and transmit kinetic energy through rotational energy to rotate an axis that engages the rotor blades to a gearbox or if a gearbox is not used. , directly to the generator. The generator then converts mechanical energy to electrical energy that can be distributed to a utility grid. During the operation of a wind turbine, various components of the wind turbine are subjected to various loads due to aerodynamic wind loads acting on the blade. In particular, rotor blades experience significant loading and frequent loading changes during operation due to interaction with the wind. Changes in wind speed and direction, for example, can modify the loads experienced by rotor blades. To reduce rotor blade loading, various methods and apparatus have been developed to allow rotor blade pitching during operation. Pitching generally allows the rotor blades to shed a portion of the loads experienced by it. Such methods and apparatus for tipping typically used rotor blades from controllers that determine appropriate pitch angles for the rotor blades based on operating conditions. Various control algorithms can be used in controllers, such as proportional integral derived control ("PID") algorithms. However, known algorithms used to determine appropriate pitch angles have a variety of disadvantages. For example, the gain factors used in the various equations in PID control algorithms typically must be selected to balance conflicting interests, ie, the pitch adjustment system match and the amount of work that the pitch adjustment system performs. . Smaller gains reduce the amount of work, this reduces the risk of system damage, but also reduces the responsiveness of the system, thus resulting in higher extreme loads that the system can respond appropriately. Higher gains increase the responsiveness of the system thus resulting in lower extreme loads but also increase the amount of work thereby increasing the risk of system damage. Accordingly, improved methods and apparatus for adjusting the pitch angles of rotor blades in wind turbines are desired in the art. Specifically, the methods and apparatus that allow for specific adjustment of the pitch adjustment system controller and associated control algorithm for varying operating conditions must be advantageous.
Breve Descrição da Invenção [006] Os aspectos e vantagens da invenção serão apresentados em parte na descrição a seguir ou podem ser óbvios a partir da descrição ou podem ser aprendidos através da prática da invenção. [007] Em uma realização, a presente revelação é direcionada a um método para ajustar um ângulo de passo de uma pá de rotor em uma turbina eólica. O método incluí monitorar um valor operacional da turbina eólica e fornecer o valor operacional a um controlador, em que o controlador utiliza um algoritmo de controle derivado integral proporcional para ajustar o ângulo de passo. O método inclui ainda ajustar um fator de ganho para o algoritmo de controle derivado integral proporcional a um primeiro valor de ganho quando o valor operacional está dentro de uma primeira região operacional e ajustar um fator de ganho para o algoritmo de controle derivado integral proporcional a um segundo valor de ganho quando o valor operacional está dentro de uma segunda região operacional. O segundo valor de ganho é diferente do primeiro valor de ganho e a segunda região operacional é diferente da primeira região operacional. [008] Em outra realização, a presente revelação é direcionada a uma turbina eólica. A turbina eólica inclui uma torre, uma naceia montada para a torre e um rotor acoplado à naceia, o rotor que compreende um cubo e uma pluralidade de pás de rotor. A turbina eólica inclui ainda um gerador e uma pluralidade de mecanismos de ajuste de passo, cada um dentre a pluralidade de mecanismos de ajuste de passo acoplado a uma dentre a pluralidade de pás de rotor. A turbina eólica inclui ainda um controlador em comunicação operável com um dentre a pluralidade de mecanismos de ajuste de passo, o controlador utiliza um algoritmo de controle derivado integral proporcional. O controlador é configurado para ajustar um fator de ganho para o algoritmo de controle derivado integral proporcional a um primeiro valor de ganho quando um valor operacional da turbina eólica está dentro de uma primeira região operacional. O controlador é configurado ainda para ajustar um fator de ganho para o algoritmo de controle derivado integral proporcional a um segundo valor de ganho quando o valor operacional está dentro de uma segunda região operacional. O segundo valor de ganho é diferente do primeiro valor de ganho, e a segunda região operacional é diferente da primeira região operacional. [009] Esses e outros recursos, aspectos e vantagens da presente invenção irão se tornar melhor compreendidos com referencia à descrição e reivindicações anexadas a seguir. Os desenhos em anexo, que são incorporados e constituem uma parte desse relatório descritivo, ilustram as realizações da invenção e, junto com a descrição, serve para explicar os princípios da invenção.Brief Description of the Invention Aspects and advantages of the invention will be set forth in part in the following description or may be obvious from the description or may be learned by practicing the invention. In one embodiment, the present disclosure is directed to a method for adjusting a pitch angle of a rotor blade in a wind turbine. The method includes monitoring a wind turbine operating value and providing the operating value to a controller, wherein the controller uses a proportional integral derived control algorithm to adjust the pitch angle. The method further includes adjusting a gain factor for the integral derived control algorithm proportional to a first gain value when the operating value is within a first operating region and adjusting a gain factor for the integral derived control algorithm proportional to a first. second gain value when the operating value is within a second operating region. The second gain value is different from the first gain value and the second operating region is different from the first operating region. In another embodiment, the present disclosure is directed to a wind turbine. The wind turbine includes a tower, a tower-mounted naceea and a rotor coupled to the naceia, the rotor comprising a hub and a plurality of rotor blades. The wind turbine further includes a generator and a plurality of pitch adjustment mechanisms, each of a plurality of pitch adjustment mechanisms coupled to one of a plurality of rotor blades. The wind turbine further includes a controller in communication operable with one of the plurality of pitch adjustment mechanisms, the controller utilizing a proportional integral derived control algorithm. The controller is configured to set a gain factor for the integral derived control algorithm proportional to a first gain value when a wind turbine operating value is within a first operating region. The controller is further configured to adjust a gain factor for the integral derived control algorithm proportional to a second gain value when the operating value is within a second operating region. The second gain value is different from the first gain value, and the second operating region is different from the first operating region. These and other features, aspects and advantages of the present invention will become better understood with reference to the following description and appended claims. The accompanying drawings, which are incorporated and form a part of this specification, illustrate the embodiments of the invention and, together with the description, serve to explain the principles of the invention.
Breve Descrição dos Desenhos [010] Uma revelação habilitadora e completa da presente invenção, que inclui o melhor modo da mesma, direcionada a uma pessoa de habilidade comum na técnica, é apresentada no relatório descritivo, que faz referencia às figuras anexadas, nas quais: [011] A Figura 1 é uma vista em perspectiva de uma turbina eólica de acordo com uma realização da presente revelação; [012] A Figura 2 ilustra uma vista interna em perspectiva de uma nacela de uma turbina eólica de acordo com uma realização da presente revelação; [013] A Figura 3 é um diagrama de blocos que ilustra um algoritmo de controle derivado integral proporcional de acordo com uma realização da presente revelação; [014] A Figura 4 é um diagrama de blocos que ilustra um método para ajustar um ângulo de passo de uma pá de rotor de acordo com uma realização da presente revelação; [015] A Figura 5 é um gráfico que ilustra as mudanças em um valor operacional ao longo do tempo de acordo com uma realização da presente revelação; [016] A Figura 6 é um gráfico que ilustra as mudanças em um fator de ganho com base nas mudanças em um valor operacional de acordo com uma realização da presente revelação; [017] A Figura 7 é um gráfico que ilustra as mudanças em um fator de ganho com base nas mudanças em um valor operacional de acordo com outra realização da presente revelação; [018] A Figura 8 é um gráfico que ilustra as mudanças em um fator de ganho com base nas mudanças em um valor operacional de acordo com outra realização da presente revelação; [019] A Figura 9 é um gráfico que ilustra as mudanças em um fator de ganho com base nas mudanças em um valor operacional de acordo com outra realização da presente revelação; e [020] A Figura 10 é um gráfico que ilustra as mudanças em um fator de ganho com base nas mudanças em um valor operacional de acordo com outra realização da presente revelação.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS A enabling and complete disclosure of the present invention, including the best mode thereof, directed to a person of ordinary skill in the art, is presented in the descriptive report, which makes reference to the attached figures, in which: Figure 1 is a perspective view of a wind turbine according to one embodiment of the present disclosure; Figure 2 illustrates an internal perspective view of a wind turbine nacelle in accordance with one embodiment of the present disclosure; Figure 3 is a block diagram illustrating a proportional integral derived control algorithm according to one embodiment of the present disclosure; Figure 4 is a block diagram illustrating a method for adjusting a pitch angle of a rotor blade according to one embodiment of the present disclosure; Figure 5 is a graph illustrating changes in an operational value over time in accordance with one embodiment of the present disclosure; [016] Figure 6 is a graph illustrating changes in a gain factor based on changes in an operating value according to one embodiment of the present disclosure; [7] Figure 7 is a graph illustrating changes in a gain factor based on changes in an operating value in accordance with another embodiment of the present disclosure; [8] Figure 8 is a graph illustrating changes in a gain factor based on changes in an operating value in accordance with another embodiment of the present disclosure; Figure 9 is a graph illustrating changes in a gain factor based on changes in an operating value in accordance with another embodiment of the present disclosure; and [020] Figure 10 is a graph illustrating changes in a gain factor based on changes in an operating value in accordance with another embodiment of the present disclosure.
Descrição Detalhada da Invenção [021] Agora será feita em detalhes referência às realizações da invenção, um ou mais exemplos que são ilustrados nos desenhos. Cada exemplo é fornecido a título de explicação da invenção, sem limitação da invenção. De fato, será aparente para aqueles versados na técnica que várias modificações e variações podem ser feitas na presente invenção sem se afastar do escopo ou espírito da invenção. Por exemplo, os recursos ilustrados ou descritos como parte de uma realização podem ser usados com outra realização para render ainda a uma realização adicional. Assim, pretende-se que a presente invenção cubra tais modificações e variações conforme estão dentro do escopo das reivindicações anexadas e seus equivalentes.DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION Now in detail will be made reference to the embodiments of the invention, one or more examples which are illustrated in the drawings. Each example is provided by way of explanation of the invention without limitation of the invention. Indeed, it will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations may be made to the present invention without departing from the scope or spirit of the invention. For example, features illustrated or described as part of one embodiment may be used with another embodiment to yield to yet another embodiment. Thus, it is intended that the present invention cover such modifications and variations as are within the scope of the appended claims and their equivalents.
[022] A Figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de uma realização de uma turbina eólica 10. Conforme mostrado, a turbina eólica 10 inclui uma torre 12 que se estende a partir de uma superfície de suporte 14, uma nacela 16 montada na torre 12 e um rotor 18 acoplado à nacela 16. O rotor 18 inclui um cubo giratório 20 e pelo menos uma pá de rotor 22 acoplada e que se estende para fora do cubo 20. Por exemplo, na realização ilustrada, o rotor 18 inclui três pás de rotor 22. No entanto, em uma realização alternativa, o rotor 18 pode incluir mais ou menor que três pás de rotor 22. Cada pá de rotor 22 pode ser espaçada perto do cubo 20 para facilitar a rotação do rotor 18 para permitir que energia cinética seja transferida a partir do vento em energia mecânica útil e subsequentemente, energia elétrica. Por exemplo, o cubo 20 pode ser acoplado de forma giratória a um gerador elétrico 24 (Figura 2) posicionado dentro da nacela 16 para permitir que a energia elétrica seja produzida. [023] Conforme mostrado, a turbina eólica 10 também pode incluir um sistema de controle de turbina ou um controlador de turbina 26 centralizado dentro da nacela 16. No entanto, deve ser apreciado que o controlador de turbina 26 pode ser disposto em qualquer localização sobre ou na turbina eólica 10, em qualquer localização na superfície de suporte 14 ou geralmente em qualquer outra localização. O controlador de turbina 26 pode geralmente ser configurado para controlar os vários modos de operação (por exemplo, sequências de iniciação e desligamento) e/ou componentes da turbina eólica 10. Por exemplo, o controlador 26 pode ser configurado para controlar a passo de pá ou ângulo de passo de cada uma dentre as pás de rotor 22 (isto é, um ângulo que determina uma perspectiva das pás de rotor 22 em relação à direção 28 do vento) para controlar o carregamento nas pás de rotor 22 ajustando-se uma posição angular de pelo menos uma pá de rotor 22 relativa ao veto. Por exemplo, o controlador de turbina 26 pode controlar o ângulo de passo das pás de rotor 22, tanto individualmente quanto simultaneamente, transmitindo-se sinais/comandos de controle apropriado para várias unidades de passo ou mecanismos de ajuste de passo 32 (Figura 2) da turbina eólica 10. Especificamente, as pás de rotor 22 podem ser montadas de forma giratória para o cubo 20 por um ou mais mancal(is) de passo (não ilustrado) de modo que o ângulo de passo possa ser ajustado girando-se as pás de rotor 22 a cerca de seus eixos geométricos de passo 34 com o uso dos mecanismos de ajuste de passo 32. Adicionalmente, conforme a direção 28 do vento muda, o controlador de turbina 26 pode ser configurado para controlar uma direção de vertical da nacela 16 próximo de um eixo geométrico vertical 36 para posicionar as pás de rotor 22 em relação à direção 28 do vento, desse modo controlando as cargas que atuam na turbina eólica 10. Por exemplo, o controlador de turbina 26 pode ser configurado para transmitir sinais/comandos de controle a um mecanismo de orientação 38 (Figura 2) da turbina eólica 10 de modo que a nacela 16 possa ser girada em torno d o eixo geométrico vertical 30. [024] Deve ser apreciado que o controlador de turbina 26 pode geralmente compreender um computador ou qualquer outra unidade de processamento apropriada. Assim, em inúmeras realizações, o controlador de turbina 26 pode incluir um ou mais processador(es) e dispositivo(s) de memória associado configurados para realizar uma variedade de funções implantadas por computador. Conforme usado no presente documento, o termo “processador” se refere não somente aos circuitos integrados referidos na técnica como sendo incluídos em um computador, mas também se refere a um controlador, um microcontrolador, um microcomputador, um controlador lógico programáveí (PLC), um circuito integrado de aplicação específica e outros circuitos programáveis. Adicionalmente, o dispositivo(s) de memória do controlador de turbina 26 e/ou controlador de passo 30 pode geralmente compreender elemento(s) de memória que incluem, mas não são limitados a, meio legível por computador (por exemplo, memória de acesso aleatório (RAM)), memória não volátil legível por computador (por exemplo, uma memória rápida), um disquete, um disco compacto somente de leitura (CD- ROM), um disco magnético-óptico (MOD), um disco digital versátil (DVD) e/ou outros elementos de memória apropriados. Tal dispositivo(s) de memória pode geralmente ser configurado para armazenar instruções legíveis por computador apropriadas que, quando implantadas pelo processador(s), configuram o controlador 26 para realizar várias funções implantadas por computador que incluem, mas não são limitadas a, realizar algoritmos de controle derivado integral proporcional (“PID”), que inclui vários cálculos dentro de um ou mais laços de controle PID, e várias outras funções apropriadas implantadas por computador. Adicionalmente, o controlador de turbina 26 também pode incluir vários canais de entrada/saída para receber entradas a partir de sensores e/ou outros dispositivos de medição e para enviar sinais de controle a vários componentes da turbina eólica 10. [025] Deve ser compreendido adicionalmente que o controlador pode ser um controlador singular ou incluir vários componentes, tais como controladores de passo e/ou controladores de guinada, que se comunica com um controlador central para controlar especificamente passo e guinada conforme discutido. Adicionalmente, o termo “controlador” também pode abranger uma combinação de computadores, unidade de processamentos e/ou componentes relacionados em comunicação um com o outro. [026] Agora, com referência à Figura 2, uma vista interna simplificada de uma realização da nacela 16 da turbina eólica 10 é ilustrada. Conforme mostrado, um gerador 24 pode ser disposto dentro da nacela 16. Em geral, o gerador 24 pode ser acoplado ao rotor 18 da turbina eólica 10 para gerar potência elétrica a partir da energia rotacional gerada pelo rotor 18. Por exemplo, o rotor 18 pode incluir um eixo de rotor principal 40 acoplado ao cubo 20 para rotação com o mesmo. O gerador 24 pode, então, ser acoplado ao eixo de rotor 40 de modo que a rotação do eixo de rotor 40 acione o gerador 24. Por exemplo, na realização ilustrada, o gerador 24 inclui um eixo de gerador 42 acoplado de forma giratória ao eixo de rotor 40 através de uma caixa de engrenagem 44. No entanto, em outras realizações, deve ser apreciado que o eixo de gerador 42 pode ser acoplado de forma giratória diretamente ao eixo de rotor 40. Alternativamente, o gerador 24 pode ser diretamente acoplado de forma giratória ao eixo de rotor 40 (muitas vezes referido como uma “turbina eólica de acionamento direto”). [027] Deve ser apreciado que o eixo de rotor 40 pode geralmente ser suportado dentro da nacela por um quadro de suporte ou placa de apoio 46 posicionada no topo da torre de turbina eólica 12. Por exemplo, o eixo de rotor 40 pode ser suportado pela placa de apoio 46 através de um par de blocos-coxim 48, 50 montados na placa de apoio 46. [028] Adicionalmente, conforme indicado acima, o controlador de turbina 26 também pode ser localizado dentro da nacela 16 da turbina eólica 10. Por exemplo, as mostrado na realização ilustrada, o controlador de turbina 26 é disposto dentro de uma cabine de controle 52 montada para uma porção de a nacela 16. No entanto, em outras realizações, o controlador de turbina 26 pode ser disposto em qualquer outra localização apropriada sobre e/ou dentro da turbina eólica 10 ou em qualquer localização apropriada remota para a turbina eólica 10. Além disso, conforme descrito acima, o controlador de turbina 26 também pode ser acoplado de forma comunicativa a vários componentes da turbina eólica 10 para geralmente controlar a turbina eólica e/ou tais componentes. Por exemplo, o controlador de turbina 26 pode ser acoplado de forma comunicativa ao(s) mecanismo(s) de orientação 38 da turbina eólica 10 para controlar e/ou alterar a direção de vertical da nacela 16 relativo à direção 28 (Figura 1) do vento. Similarmente, o controlador de turbina 26 também pode ser acoplado de forma comunicativa a cada mecanismo de ajuste de passo 32 da turbina eólica 10 (um do qual é mostrado) através do controlador de passo 30 para controlar e/ou alterar o ângulo de passo das pás de rotor 22 relativo à direção 28 do vento. Por exemplo, o controlador de turbina 26 pode ser configurado para transmitir um sinal/comando de controle a cada mecanismo de ajuste de passo 32 de modo que um ou mais atuadores (não mostrados) do mecanismo de ajuste de passo 32 podem ser utilizado girar as pás 22 relativas ao cubo 20. [029] Conforme discutido, o controlador 26 pode controlar ajuste de passo das pás de rotor 22. Tal controle é facilitado pelo menos em parte pelo uso de um algoritmo de controle PID. Por exemplo, o controlador 26 pode executar um laço de controle PID para cada pá de rotor individual 22 ou para um grupo de pás de rotor 22. Conforme é geralmente compreendido, um algoritmo de controle PID inclui um mecanismo de retroalimentação de laço de controle genérico que é amplamente usado em aplicações de processamento para calcular um “erro” como a diferença entre um valor de processo medido (PV) (por exemplo, ângulo de passo atual) e um valor de ponto de ajuste desejado (SP) (por exemplo, ângulo de passo desejado). Assim, utilizando um laço de controle PID, o controlador 26 pode ser configurado para minimizar o erro ajustando-se as entradas de controle de processo. [030] Por exemplo, a Figura 3 é um diagrama de blocos de um algoritmo de controle PID, que é bem conhecido e não precisa ser explicado em detalhes no presente documento. Geralmente, o algoritmo de controle PID envolve três parâmetros separados: os valores proporcional (P), integral (I) e derivado (D). Esses valores são combinados para fornecer uma saída de variável controlada (CV) a partir do laço de controle PID como uma função de tempo. No âmbito de tempo, o valor proporcional (P) (também chamado de “ganho”) faz uma mudança para a saída CV que é proporcional ao valor de erro atual (e(t)) entre os valores de ponto de ajuste (SP) e processo (PV) multiplicados por um fator de ganho proporcional ajustado Kp: [031] O valor integral (I) (também chamado “redefinição”) faz uma mudança para a saída CV que é proporcional à magnitude e a duração do erro integrando-se o erro ao longo do tempo e multiplicando o valor por um fator de ganho integral ajustado Kj: [032] O termo integral (I) acelera o processo em direção ao ponto de ajuste e elimina o inerente erro de estado permanente que ocorre com controladores somente proporcionais. [033] O valor derivado (D) (também chamado de “taxa”) faz uma mudança para saída CV como uma função do declive do erro ao longo do tempo multiplicado por um fator de ganho derivado ajustado Kdi [034] O termo derivado (D) diminui a taxa de mudança da emissão de controlador e reduz a magnitude da ampliação produzida pelo termo integral (I). [035] Os termos proporcional (P), integral (I) e derivado (D) são somados para calcular a saída CV (u(t)) do controlador PID: [036] Conforme discutido abaixo, o algoritmo de controle é “ajustado” aos requisitos específicos do processo através de ajuste dos diferentes fatores de ganho (Kp, Ki, Kd) para alcançar uma ótima resposta de controle. [037] Conforme discutido, os métodos e aparelho aprimorados para ajustar os ângulos de passo de as pás de rotor 22, que permitem talho específico do controlador 26 e algoritmo de controle associado, são desejados. Consequentemente, a presente revelação é direcionada ainda a métodos para ajustar o ângulo de passo das pás de rotor 22 e a turbinas eólicas 10 que incluem controladores 26 com capacidade de tal operação. Tais métodos permitem ajuste dos fatores de ganho utilizados no algoritmo de controle com base em valores operacionais detectados durante a operação da turbina eólica, de modo que vários níveis de ganhos possam ser vantajosamente utilizados em condições de operação apropriadas. Por exemplo, baixos ganhos podem ser utilizados em condições de operação em que o risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22 é baixo, altos ganhos podem ser utilizados em condições de operação em que o risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22 é alto e médios ganhos podem ser utilizados em condições de operação em que o risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22 é médio. [038] Um método de acordo com a presente revelação pode incluir, por exemplo, monitorar um ou mais valores operacionais da turbina eólica 10, conforme mostrado na etapa 100 da Figura 4. Os valores operacionais apropriados incluem, por exemplo, a velocidade do vento, direção do vento, intensidade de turbulência, velocidade do rotor de gerador, aceleração do rotor de gerador e sinais de carga gerados durante operação de turbina eólica 10 (que podem ser gerados devido a, por exemplo, velocidade do vento, direção do vento, intensidade de turbulência, etc.). Outros valores operacionais apropriados, tais como outras condições de tempo apropriadas e/ou outras condições de operação apropriadas de vários componentes de turbina eólica, podem adícionalmente ser utilizados. Vários sensores podem ser utilizados para fornecer tal monitoramento de valores operacionais. Por exemplo, a Figura 2 ilustra um sensor de tempo 60 e um acelerômetro 62. Os sensores de tempo apropriados 60 incluem, por exemplo, dispositivos de medição e detecção de luz (Light Detection And Ranging “LIDAR”), dispositivos de medição e detecção de som (Sonic Detection and Ranging “SODAR”), anemômetros, catavento, barômetros e dispositivos de radar (tais como dispositivos de radar Doppler). Tais sensores de tempo 60 têm a capacidade de monitorar vários valores operacionais relacionados às condições de tempo, tais como velocidade do vento, direção do vento e intensidade de turbulência. Conforme mostrado adicionaimente na Figura 2, um acelerômetro 62 é montado em um rotor 64 do gerador 24. O acelerômetro 62 tem, assim, a capacidade de monitorar a aceleração do rotor de gerador. Outros sensores apropriados podem se utilizados para monitorar outros valores operacionais apropriados, conforme desejado ou requerido. [039] Conforme mostrado na etapa 102 da Figura 4, um método de acordo com a presente revelação pode incluir ainda fornecer os valores operacionais ao controlador 26. Por exemplo, os vários sensores utilizados para monitorar os valores operacionais podem estar em comunicação com o controlador 26, tal como através de uma comunicação sem fio ou com fio e podem então fornecer tais valores operacionais. [040] Conforme discutido, o controlador 26 pode utilizar algoritmos PID para ajustar o ângulo de passo de as várias pás de rotor 22. Um método de acordo com a presente revelação pode assim incluir ajustar um ou mais fatores de ganho Kp, Ki, Kd com base nos valores operacionais. Por exemplo, cada valor operacional e mudanças ao mesmo, podem ser correlacionados ao risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22. Os fatores de ganho Kp, Ki, Kd podem, então, ser ajustados com base nas mudanças nos valores operacionais de modo que os fatores de ganho apropriados Kp, Ki, Kd são utilizados que são apropriados para o associado risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22. Deve ser compreendido que os fatores de ganho de acordo com as presentes revelações são multiplicadores utilizados conforme discutido acima em algoritmos PiD. Deve ser adicionalmente compreendido que os valores de ganho, conforme discutido abaixo, são valores numéricos utilizados como fatores de ganho nos algoritmos PID. [041] Por exemplo, conforme mostrado na Figura 4, um método de acordo com a presente revelação pode incluir ajustar um ou mais fatores de ganho Kp, Ki, Kd aos respectivos primeiros valores de ganho 120, conforme mostrado na etapa 106, quando um ou mais valores operacionais estão dentro das primeiras regiões operacionais 122, conforme mostrado na etapa 104. A Figura 5, por exemplo, ilustra um gráfico de um valor operacional durante um período de tempo exemplificativo definido. Conforme mostrado, durante vários períodos de tempo, um valor operacional, que na representação gráfica é a aceleração de rotor 64, está dentro de uma primeira região operacional 122. A primeira região operacional 122 é uma região correlacionada com, geralmente, baixo risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22 e é tipicamente uma região que engloba níveis operacionais durante operação da turbina eólica prolongada normal 10. A Figura 6 ilustra um gráfico de mudanças no fator de ganho com base nas mudanças no valor operacional. Conforme mostrado, de acordo com a presente revelação, quando um valor operacional está dentro da primeira região operacional 122, um fator de ganho pode ser ajustado e permanece em um primeiro valor de ganho 120. [042] Em algumas realizações conforme mostrado, o primeiro valor de ganho 120 pode ser 1. Alternativamente, no entanto, qualquer valor apropriado acima ou abaixo 1 pode ser utilizado como um primeiro valor de ganho 120. [043] Conforme mostrado adicionalmente na Figura 4, um método de acordo com a presente revelação pode incluir ajustar um ou mais fatores de ganho Kp, Ki, Kd a respectivos segundos valores de ganho 124, conforme mostrado na etapa 110, quando um ou mais valores operacionais estão dentro das segundas regiões operacionais 126, conforme mostrado na etapa 108. Os segundos valores de ganho 124 são diferentes dos primeiros valores de ganho associados 120, e as segundas regiões operacionais 126 são diferentes daquelas primeiras regiões operacionais associadas 122. Em algumas realizações os segundos valores de ganho 124 podem ser maiores que os primeiros valores de ganho associados 120, enquanto em outras realizações os segundos valores de ganho 124 podem ser menores que os primeiros valores de ganho associados 120. Similarmente, em algumas realizações a segunda região operacional 126 pode ser maior que a primeira região operacional associada 126, enquanto em outras realizações a segunda região operacional 126 pode ser menor que a primeira região operacional associada 126. A Figura 5, por exemplo, ilustra um gráfico de um valor operacional durante um período de tempo exemplificativo definido. Conforme mostrado, durante vários períodos de tempo, um valor operacional, que na representação gráfica é a aceleração de rotor 64, está dentro de uma segunda região operacional 126. A segunda região operacional 126 é uma região correlacionada a geralmente alto risco de excessivo carregamento de pá de rotor 22. No gráfico mostrado, a segunda região operacional 126 é uma região que engloba níveis de alta aceleração de rotor 64. A Figura 6 ilustra um gráfico de mudanças no fator de ganho com base nas mudanças no valor operacional. Conforme mostrado, de acordo com a presente revelação, quando um valor operacional está dentro da segunda região operacional 126, um fator de ganho pode ser ajustado e permanece em um segundo valor de ganho 124. [044] Nas Figuras 5 e 6, o segundo valor de ganho 124 é maior que o primeiro valor de ganho associado 120 e a segunda região operacional 126 é maior que a primeira região operacional 122. As Figuras 7 a 10 ilustram outras várias realizações. Em algumas realizações conforme mostrado, o segundo valor de ganho 124 pode ser uma segunda faixa de valor de ganho. A segunda faixa de valor de ganho 124 pode se estender do primeiro valor de ganho 120, tal como a partir de um valor logo acima ou abaixo do primeiro valor de ganho 120 e pode adicionalmente em algumas realizações incluir o primeiro valor de ganho 120, de modo que um traçado geraimente contínuo de valores de ganho é fornecido. Aiternativamente, no entanto, o segundo valor de ganho 124 pode ser qualquer valor apropriado ou faixa de valores. [045] Em algumas realizações, conforme mostrado nas Figuras 7 e 9, o segundo valor de ganho 124 ou faixa de valor de ganho 124 é maior que o primeiro valor de ganho 120. Em outras realizações, conforme mostrado nas Figuras 8 e 10, o segundo valor de ganho 124 ou faixa de valor de ganho 124 é menor que o primeiro valor de ganho 120. Embora as realizações conforme mostrado nas Figuras 7 a 10 ilustrem a segunda região operacional 126 como maior que a primeira região operacional 122, deve ser compreendido que em outras realizações, a segunda região operacional 126 pode ser menor que a primeira região operacional 122. [046] Em algumas realizações conforme mostrado, o segundo valor de ganho 124 pode estar entre aproximadamente 2 e aproximadamente 4. Alternativamente, no entanto, qualquer valor apropriado acima aproximadamente de 4 ou abaixo aproximadamente de 2 pode ser utilizado como um segundo valor de ganho 124. [047] Conforme mostrado adicionalmente na Figura 4, um método de acordo com a presente revelação pode em algumas realizações incluir ainda ajustar um ou mais fatores de ganho Kp, Ki, Kd aos respectivos terceiros valores de ganho 128, conforme mostrado na etapa 114, quando um ou mais valores operacionais estão dentro das terceiras regiões operacionais 130, conforme mostrado na etapa 112. Os terceiros valores de ganho 128 são diferentes dos primeiros valores de ganho associados 120 e podem ainda ser diferentes dos segundos valores de ganho associados 124, As terceiras regiões operacionais 130 são diferentes das primeiras regiões operacionais associadas 122 e segundas regiões operacionais 126, Em algumas realizações, os terceiros valores de ganho 128 podem ser menores que os primeiros valores de ganho associados 120, embora em outras realizações, os terceiros valores de ganho 128 possam ser maiores que os primeiros valores de ganho associados 120, Adicionalmente, em algumas realizações, os terceiros valores de ganho 128 podem ser menores que os segundos valores de ganho associados 124, embora em outras realizações, os terceiros valores de ganho 128 podem ser maiores que os segundos valores de ganho associados 124. Similarmente, em algumas realizações, as terceiras regiões operacionais 130 podem ser menores que a primeiras regiões operacionais associadas 122, embora em outras realizações, as terceiras regiões operacionais 130 podem ser maiores que a primeiras regiões operacionais associadas 122 e menores que as segundas regiões operacionais associadas 126, embora em outras realizações ainda, as terceiras regiões operacionais 130 podem ser maiores que as segundas regiões operacionais associadas 126. A Figura 5, por exemplo, ilustra um gráfico de um valor operacional durante um período de tempo exemplificativo definido. Conforme mostrado, durante vários períodos de tempo, um valor operacional, que na representação gráfica é a aceleração de rotor 64, está dentro de uma terceira região operacional 130. A terceira região operacional 130 é uma região correlacionada a geralmente risco médio de excessivo carregamento de pá de rotor 22. No gráfico mostrado, a terceira região operacional 130 é uma região que engloba níveis de alta desaceleração de rotor 64. A Figura 6 ilustra um gráfico de mudanças no fator de ganho com base nas mudanças no valor operacional. Conforme mostrado, de acordo com a presente revelação, quando um valor operacional está dentro da terceira região operacional 130, um fator de ganho pode ser ajustado e permanece em um terceiro valor de ganho 128. [048] Em algumas realizações, o terceiro valor de ganho 128 pode ser uma terceira faixa de valor de ganho, conforme mostrado nas Figuras 6 a 10. Em algumas realizações conforme mostrado na Figura 6, a terceira faixa de valor de ganho 128 pode se estender entre o primeiro valor de ganho 120 e o segundo valor de ganho 124, tal como a partir de um valor logo acima do primeiro valor de ganho 120 a um valor logo abaixo do segundo valor de ganho 120 e podem ainda em algumas realizações incluir o primeiro e o segundo valores de ganho 120, 124, de modo que um traçado geralmente contínuo de valores de ganho é fornecido. Em outras realizações, conforme mostrado nas Figuras 7 a 10, a terceira faixa de valor de ganho 128 pode se estender a partir do primeiro valor de ganho 120 tal como a partir de um valor logo acima ou abaixo do primeiro valor de ganho 120 e pode ainda em algumas realizações incluir o primeiro valor de ganho 120, de modo que um traçado geralmente contínuo de valores de ganho é fornecido. Alternativamente, no entanto, o terceiro valor de ganho 128 pode ser qualquer valor apropriado ou faixa de valores. [049] Nas Figuras 5 e 6, o terceiro valor de ganho 128 ou faixa de valor de ganho 128 é maior que o primeiro valor de ganho associado 120 e menor que o segundo valor de ganho 124 e a terceira região operacional 130 é maior que a primeira região operacional 122 e menor que a segunda região operacional 126. Em outras realizações, conforme mostrado nas Figuras 7 e 10, o terceiro valor de ganho 128 ou faixa de valor de ganho 128 é maior que o primeiro valor de ganho 120. Adicionalmente, na Figura 7, a terceira faixa de valor de ganho 128 é menor que a segunda faixa de valor de ganho 124, enquanto na Figura 10, o terceiro valor de ganho 128 ou faixa de valor de ganho 128 é maior que o segundo valor de ganho 124 ou faixa de valor de ganho 124. Em outras realizações, conforme mostrado nas Figuras 8 e 9, o terceiro valor de ganho 128 ou faixa de valor de ganho 128 é menor que o primeiro valor de ganho 120. Adicionalmente, na Figura 8, a terceira faixa de valor de ganho 128 é menor que a segunda faixa de valor de ganho 124, enquanto na Figura 9, o terceiro valor de ganho 128 ou faixa de valor de ganho 128 são menores que o segundo valor de ganho 124 ou faixa de valor de ganho 124. Embora as realizações conforme mostrado nas Figuras 8 a 9 ilustrem, a terceira região operacional 130 como menor que a primeira região operacional 122, deve ser compreendido que em outras realizações, a terceira região operacional 130 pode ser maior que a primeira região operacional 122 e, opcionalmente, a segunda região operacional 126, [050] Deve ser compreendido adicionalmente que os primeiros valores de ganho, bem como outros valores apropriados de ganho, podem ser valores únicos ou faixas de valores, conforme desejado ou requerido. [051] Deve ser adicionalmente compreendido que a presente revelação não é limitada a três valores de ganho e regiões operacionais, e em vez disso qualquer número apropriado ou valores e regiões está dentro do escopo e espírito da presente revelação. [052] Deve ser observado que um fator de ganho utilizado em um método de acordo com a presente revelação pode ser um fator de ganho proporcional Kp, um fator de ganho integral Ki, ou um fator de ganho derivado Kd. [053] Em realizações exemplificativas, um método de acordo com a presente revelação pode ainda incluir ajustar um ângulo de passo de uma ou mais pás de rotor 22, conforme mostrado na etapa 116 da Figura 4 e conforme discutido acima. [054] A presente revelação é ainda direcionada a um controlador 26 que utiliza um algoritmo de controle PID e a uma turbina eólica 10 que utiliza tal controlador 26. O controlador 26, de acordo com a presente revelação, pode ser configurado para ajustar um ou mais fatores de ganho Kp, Ki, Kd aos primeiros valores de ganho 120 quando os valores operacionais estão dentro das primeiras regiões operacionais 122, aos segundos valores de ganho 124 quando os valores operacionais estão dentro das segundas regiões operacionais 126 e opcionalmente aos terceiros valores de ganho 128 quando valores operacionais estão dentro das terceiras regiões operacionais 130, conforme discutido acima. O controlador 26 pode estar em comunicação operável com um ou mais mecanismos de ajuste de passo 32 e, assim, pode ser operável para afastar uma ou mais pás de rotor 22 conforme desejado ou requerido. [055] Esta descrição escrita usa exemplos para revelar a invenção, que incluem o melhor modo e também para permitir a qualquer pessoa versada na técnica a colocar a invenção em prática, incluindo fabricar e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e que realizam quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido pelas reivindicações e podem incluir outros exemplos que ocorram àqueles versados na técnica. Tais outros exemplos são destinados a estarem dentro do escopo das reivindicações se incluírem elementos estruturais que não se diferem da linguagem literal das reivindicações ou se os mesmos incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças não substanciais das linguagens literais das reivindicações.Figure 1 illustrates a perspective view of one embodiment of a wind turbine 10. As shown, wind turbine 10 includes a tower 12 extending from a support surface 14, a nacelle 16 mounted on tower 12 and a rotor 18 coupled to nacelle 16. Rotor 18 includes a rotating hub 20 and at least one coupled rotor blade 22 extending out of hub 20. For example, in the illustrated embodiment, rotor 18 includes three rotor blades. rotor 22. However, in an alternative embodiment, rotor 18 may include more or less than three rotor blades 22. Each rotor blade 22 may be spaced near hub 20 to facilitate rotation of rotor 18 to allow kinetic energy. be transferred from the wind into useful mechanical energy and subsequently electrical energy. For example, hub 20 may be pivotally coupled to an electric generator 24 (Figure 2) positioned within nacelle 16 to allow electrical power to be produced. As shown, wind turbine 10 may also include a turbine control system or a turbine controller 26 centralized within nacelle 16. However, it should be appreciated that turbine controller 26 may be arranged at any location on top of the turbine. or on wind turbine 10, at any location on support surface 14 or generally at any other location. Turbine controller 26 may generally be configured to control the various modes of operation (e.g., start and stop sequences) and / or components of wind turbine 10. For example, controller 26 may be configured to control paddle step or pitch angle of each of the rotor blades 22 (i.e., an angle that determines a perspective of the rotor blades 22 relative to wind direction 28) to control loading on the rotor blades 22 by adjusting a position angle of at least one rotor blade 22 relative to the veto. For example, turbine controller 26 can control the pitch angle of rotor blades 22, both individually and simultaneously, by transmitting appropriate control signals / commands to various step units or step adjustment mechanisms 32 (Figure 2). Specifically, rotor blades 22 may be rotatably mounted to hub 20 by one or more pitch bearings (not shown) so that the pitch angle may be adjusted by rotating the rotor blades 22 about their pitch 34 geometric axes using the pitch adjusting mechanisms 32. Additionally, as wind direction 28 changes, turbine controller 26 can be configured to control a vertical direction of the nacelle 16 near a vertical geometry 36 to position the rotor blades 22 relative to the wind direction 28, thereby controlling the loads acting on the wind turbine 10. For example, the turbine controller 2 6 may be configured to transmit control signals / commands to a steering mechanism 38 (Figure 2) of wind turbine 10 so that nacelle 16 may be rotated about vertical geometry 30. [024] It should be appreciated that the turbine controller 26 may generally comprise a computer or any other suitable processing unit. Thus, in numerous embodiments, turbine controller 26 may include one or more processor (s) and associated memory device (s) configured to perform a variety of computer-implemented functions. As used herein, the term "processor" refers not only to integrated circuits referred to in the art as being included in a computer, but also refers to a controller, a microcontroller, a microcomputer, a programmable logic controller (PLC), an application-specific integrated circuit and other programmable circuits. Additionally, turbine controller 26 and / or step controller 30 memory device (s) may generally comprise memory elements (s) that include, but are not limited to, computer readable media (e.g., access memory). (RAM)), computer readable non-volatile memory (for example, fast memory), a floppy disk, a read-only compact disc (CD-ROM), a magnetic-optical disc (MOD), a versatile digital disc ( DVD) and / or other appropriate memory elements. Such memory device (s) may generally be configured to store appropriate computer readable instructions which, when deployed by processor (s), configure controller 26 to perform various computer-implemented functions that include, but are not limited to, performing algorithms. proportional integral derived control (“PID”), which includes various calculations within one or more PID control loops, and various other appropriate computer-implemented functions. Additionally, turbine controller 26 may also include multiple input / output channels for receiving inputs from sensors and / or other metering devices and for sending control signals to various components of wind turbine 10. [025] Must be understood Additionally, the controller may be a single controller or include various components, such as step controllers and / or yaw controllers, which communicate with a central controller to specifically control pitch and yaw as discussed. Additionally, the term "controller" may also encompass a combination of computers, processing units and / or related components in communication with one another. Referring now to Figure 2, a simplified internal view of one embodiment of wind turbine nacelle 16 is illustrated. As shown, a generator 24 may be disposed within nacelle 16. In general, generator 24 may be coupled to rotor 18 of wind turbine 10 to generate electrical power from the rotational energy generated by rotor 18. For example, rotor 18 may include a main rotor shaft 40 coupled to hub 20 for rotation therewith. The generator 24 may then be coupled to the rotor shaft 40 so that rotation of the rotor shaft 40 drives the generator 24. For example, in the illustrated embodiment, the generator 24 includes a generator shaft 42 rotatably coupled to the rotor shaft 40. rotor shaft 40 via a gearbox 44. However, in other embodiments, it should be appreciated that generator shaft 42 can be rotatably coupled directly to rotor shaft 40. Alternatively, generator 24 can be directly coupled rotatably to rotor shaft 40 (often referred to as a "direct drive wind turbine"). It should be appreciated that the rotor shaft 40 may generally be supported within the nacelle by a support frame or bearing plate 46 positioned at the top of the wind turbine tower 12. For example, the rotor shaft 40 may be supported. by the backing plate 46 through a pair of cushion blocks 48, 50 mounted on the backing plate 46. In addition, as indicated above, the turbine controller 26 may also be located within the wind turbine nacelle 16. For example, as shown in the illustrated embodiment, turbine controller 26 is disposed within a control cabin 52 mounted to a portion of nacelle 16. However, in other embodiments, turbine controller 26 may be arranged in any other portion. appropriate location over and / or within the wind turbine 10 or any appropriate remote location for the wind turbine 10. In addition, as described above, the turbine controller 26 may also be tightly coupled. unicative to various components of wind turbine 10 to generally control the wind turbine and / or such components. For example, turbine controller 26 may be communicatively coupled to wind turbine orientation mechanism (s) 38 to control and / or change the vertical direction of nacelle 16 relative to direction 28 (Figure 1) of the wind. Similarly, turbine controller 26 may also be communicatively coupled to each step adjustment mechanism 32 of wind turbine 10 (one of which is shown) via step controller 30 to control and / or change the pitch angle of the rotor blades 22 relative to wind direction 28. For example, turbine controller 26 may be configured to transmit a control signal / command to each step adjusting mechanism 32 such that one or more actuators (not shown) of the step adjusting mechanism 32 may be used to rotate the blades 22 relative to hub 20. [029] As discussed, controller 26 can control pitch adjustment of rotor blades 22. Such control is facilitated at least in part by the use of a PID control algorithm. For example, controller 26 may execute a PID control loop for each individual rotor blade 22 or for a group of rotor blades 22. As is generally understood, a PID control algorithm includes a generic control loop feedback mechanism. which is widely used in processing applications to calculate an “error” as the difference between a measured process value (PV) (eg current pitch angle) and a desired setpoint (SP) value (eg desired pitch angle). Thus, using a PID control loop, controller 26 can be configured to minimize error by adjusting the process control inputs. [030] For example, Figure 3 is a block diagram of a PID control algorithm, which is well known and need not be explained in detail herein. Generally, the PID control algorithm involves three separate parameters: the proportional (P), integral (I), and derived (D) values. These values are combined to provide controlled variable (CV) output from the PID control loop as a time function. Over time, the proportional value (P) (also called “gain”) makes a change to CV output that is proportional to the current error value (e (t)) between setpoint values (SP) and process (PV) multiplied by an adjusted proportional gain factor Kp: [031] The integral value (I) (also called “reset”) makes a change to the CV output that is proportional to the magnitude and duration of the error by integrating it. if the error over time and multiplying the value by an adjusted integral gain factor Kj: [032] The integral term (I) accelerates the process toward the setpoint and eliminates the inherent steady state error that occurs with controllers. only proportional. [033] The derived value (D) (also called “rate”) makes a change to CV output as a function of the error slope over time multiplied by an adjusted derived gain factor. Kdi [034] The derived term ( D) decreases the rate of change of controller emission and reduces the magnitude of the magnification produced by the integral term (I). [035] The proportional (P), integral (I), and derivative (D) terms are summed to calculate the PID controller CV (u (t)) output: [036] As discussed below, the control algorithm is “adjusted ”To process specific requirements by adjusting the different gain factors (Kp, Ki, Kd) to achieve optimum control response. [037] As discussed, improved methods and apparatus for adjusting the pitch angles of the rotor blades 22, which allow specific tailoring of controller 26 and associated control algorithm, are desired. Accordingly, the present disclosure is further directed to methods for adjusting the pitch angle of rotor blades 22 and wind turbines 10 including controllers 26 capable of such operation. Such methods allow adjustment of the gain factors used in the control algorithm based on operating values detected during wind turbine operation, so that various gain levels can be advantageously used under appropriate operating conditions. For example, low gains may be used in operating conditions where the risk of excessive rotor blade loading 22 is low, high gains may be used in operating conditions where the risk of excessive rotor blade loading 22 is high. and medium gains can be used in operating conditions where the risk of excessive rotor blade loading 22 is medium. [038] A method according to the present disclosure may include, for example, monitoring one or more operating values of wind turbine 10, as shown in step 100 of Figure 4. Appropriate operating values include, for example, wind speed , wind direction, turbulence intensity, generator rotor speed, generator rotor acceleration, and load signals generated during wind turbine operation 10 (which may be generated due to, for example, wind speed, wind direction, turbulence intensity, etc.). Other appropriate operating values, such as other appropriate weather conditions and / or other appropriate operating conditions of various wind turbine components, may additionally be used. Various sensors may be used to provide such operational value monitoring. For example, Figure 2 illustrates a time sensor 60 and an accelerometer 62. Suitable time sensors 60 include, for example, Light Detection And Ranging (LIDAR) devices, measuring and sensing devices. (Sonic Detection and Ranging “SODAR”), anemometers, weathervane, barometers and radar devices (such as Doppler radar devices). Such time sensors 60 are capable of monitoring various operating values related to weather conditions such as wind speed, wind direction and turbulence intensity. As shown further in Figure 2, an accelerometer 62 is mounted on a generator rotor 64. The accelerometer 62 thus has the ability to monitor generator rotor acceleration. Other appropriate sensors may be used to monitor other appropriate operating values as desired or required. As shown in step 102 of Figure 4, a method according to the present disclosure may further include providing operating values to controller 26. For example, the various sensors used to monitor operating values may be in communication with the controller. 26, such as via wireless or wired communication and can then provide such operational values. As discussed, controller 26 may use PID algorithms to adjust the pitch angle of the various rotor blades 22. A method according to the present disclosure may thus include adjusting one or more gain factors Kp, Ki, Kd based on operating values. For example, each operating value and changes thereto can be correlated to the risk of excessive rotor blade loading 22. The gain factors Kp, Ki, Kd can then be adjusted based on changes in operating values so that Appropriate gain factors Kp, Ki, Kd are used which are appropriate for the associated risk of excessive rotor blade loading 22. It should be understood that the gain factors according to the present disclosures are multipliers used as discussed above in algorithms. PiD. It should further be understood that gain values, as discussed below, are numeric values used as gain factors in PID algorithms. For example, as shown in Figure 4, a method according to the present disclosure may include adjusting one or more gain factors Kp, Ki, Kd to their first gain values 120, as shown in step 106, when a or more operating values are within the first operating regions 122 as shown in step 104. Figure 5, for example, illustrates a graph of an operating value over a defined exemplary time period. As shown, over several periods of time, an operating value, which in the graphical representation is rotor acceleration 64, is within a first operating region 122. The first operating region 122 is a region correlated with generally low risk of over-rotation. rotor blade loading 22 and is typically a region that encompasses operating levels during normal extended wind turbine 10 operation. Figure 6 illustrates a graph of changes in gain factor based on changes in operating value. As shown, according to the present disclosure, when an operating value is within the first operating region 122, a gain factor may be adjusted and remains at a first gain value 120. [042] In some embodiments as shown, the first gain value 120 may be 1. Alternatively, however, any appropriate value above or below 1 may be used as a first gain value 120. [043] As further shown in Figure 4, a method according to the present disclosure may include adjusting one or more gain factors Kp, Ki, Kd to respective second gain values 124 as shown in step 110 when one or more operating values are within the second operating regions 126 as shown in step 108. The second values 124 are different from the first associated gain values 120, and the second operating regions 126 are different from those first associated operating regions. 122. In some embodiments the second gain values 124 may be greater than the first associated gain values 120, while in other embodiments the second gain values 124 may be smaller than the first associated gain values 120. Similarly, in some embodiments embodiments the second operating region 126 may be larger than the first associated operating region 126, while in other embodiments the second operating region 126 may be smaller than the first associated operating region 126. Figure 5, for example, illustrates a graph of a value operational for a defined exemplary period of time. As shown, for various periods of time, an operating value, which in the graphical representation is rotor acceleration 64, is within a second operating region 126. The second operating region 126 is a region correlated with generally high risk of excessive load loading. rotor blade 22. In the graph shown, the second operating region 126 is a region encompassing high rotor acceleration levels 64. Figure 6 illustrates a graph of changes in gain factor based on changes in operating value. As shown, according to the present disclosure, when an operating value is within the second operating region 126, a gain factor may be adjusted and remains at a second gain value 124. [044] In Figures 5 and 6, the second gain value 124 is greater than the first associated gain value 120 and the second operating region 126 is greater than the first operating region 122. Figures 7 to 10 illustrate other various embodiments. In some embodiments as shown, the second gain value 124 may be a second gain value range. The second gain value range 124 may extend from the first gain value 120, such as from a value just above or below the first gain value 120, and may in some embodiments further include the first gain value 120 of so that a continuously manageable plot of gain values is provided. Alternatively, however, the second gain value 124 may be any appropriate value or range of values. [045] In some embodiments, as shown in Figures 7 and 9, the second gain value 124 or gain value range 124 is greater than the first gain value 120. In other embodiments, as shown in Figures 8 and 10, the second gain value 124 or gain value range 124 is less than the first gain value 120. Although the embodiments as shown in Figures 7 through 10 illustrate the second operating region 126 as larger than the first operating region 122, it should be It is understood that in other embodiments, the second operating region 126 may be smaller than the first operating region 122. [046] In some embodiments as shown, the second gain value 124 may be between approximately 2 and approximately 4. Alternatively, however, any appropriate value above about 4 or below about 2 may be used as a second gain value 124. [047] As further shown in Figure 4, a method of According to the present disclosure, in some embodiments it may further include adjusting one or more gain factors Kp, Ki, Kd to respective third gain values 128, as shown in step 114, when one or more operating values are within the third regions. 130 as shown in step 112. The third gain values 128 are different from the first associated gain values 120 and may still differ from the second associated gain values 124. The third operating regions 130 are different from the first associated operating regions 122. and second operating regions 126. In some embodiments, the third gain values 128 may be less than the first associated gain values 120, although in other embodiments, the third gain values 128 may be greater than the first associated gain values 120. Additionally, in some embodiments, the third gain values 128 may be lower than the second associated gain values 124, although in other embodiments, the third gain values 128 may be greater than the second associated gain values 124. Similarly, in some embodiments, the third operating regions 130 may be smaller than the first associated operating regions 122, although in other embodiments, the third operating regions 130 may be larger than the first associated operating regions 122 and smaller than the second associated operating regions 126, although in still other embodiments, the third operating regions 130 may be larger than the associated second operating regions 126. Figure 5, for example, illustrates a graph of an operating value over a defined exemplary time period. As shown, over several periods of time, an operating value, which in the graphical representation is rotor acceleration 64, is within a third operating region 130. The third operating region 130 is a region correlated to generally medium risk of excessive load loading. rotor blade 22. In the graph shown, the third operating region 130 is a region encompassing high rotor deceleration levels 64. Figure 6 illustrates a graph of changes in gain factor based on changes in operating value. As shown, according to the present disclosure, when an operating value is within the third operating region 130, a gain factor may be adjusted and remains at a third gain value 128. [048] In some embodiments, the third value of Gain 128 may be a third gain value range, as shown in Figures 6 to 10. In some embodiments as shown in Figure 6, the third gain value range 128 may extend between the first gain value 120 and the second. gain value 124, such as from a value just above the first gain value 120 to a value just below the second gain value 120 and may still in some embodiments include the first and second gain values 120, 124, so that a generally continuous plot of gain values is provided. In other embodiments, as shown in Figures 7 to 10, the third gain value range 128 may extend from the first gain value 120 such as from a value just above or below the first gain value 120 and may still in some embodiments include the first gain value 120, such that a generally continuous plot of gain values is provided. Alternatively, however, the third gain value 128 may be any appropriate value or range of values. [049] In Figures 5 and 6, the third gain value 128 or gain value range 128 is greater than the first associated gain value 120 and less than the second gain value 124 and the third operating region 130 is greater than the first operating region 122 is smaller than the second operating region 126. In other embodiments, as shown in Figures 7 and 10, the third gain value 128 or gain value range 128 is greater than the first gain value 120. Additionally , in Figure 7, the third gain value range 128 is smaller than the second gain value range 124, while in Figure 10 the third gain value 128 or gain value range 128 is greater than the second gain value range. gain 124 or gain value range 124. In other embodiments, as shown in Figures 8 and 9, the third gain value 128 or gain value range 128 is smaller than the first gain value 120. Additionally, in Figure 8 , the third gain value range 128 is less r is that the second gain value range 124, while in Figure 9, the third gain value 128 or gain value range 128 is smaller than the second gain value 124 or gain value range 124. Although embodiments as shown in Figures 8 through 9 illustrate, the third operating region 130 as smaller than the first operating region 122, it should be understood that in other embodiments, the third operating region 130 may be larger than the first operating region 122 and optionally the second operating region 126, It should further be understood that the first gain values as well as other appropriate gain values may be single values or ranges of values as desired or required. It should further be understood that the present disclosure is not limited to three gain values and operating regions, and instead any appropriate number or values and regions is within the scope and spirit of the present disclosure. [052] It should be noted that a gain factor used in a method according to the present disclosure may be a proportional gain factor Kp, an integral gain factor Ki, or a derived gain factor Kd. [053] In exemplary embodiments, a method according to the present disclosure may further include adjusting a pitch angle of one or more rotor blades 22 as shown in step 116 of Figure 4 and as discussed above. The present disclosure is further directed to a controller 26 using a PID control algorithm and a wind turbine 10 using such a controller 26. Controller 26 according to the present disclosure may be configured to adjust one or more plus gain factors Kp, Ki, Kd at first gain values 120 when operating values are within first operating regions 122, second gain values 124 when operating values are within second operating regions 126 and optionally at third values of gain 128 when operating values are within the third operating regions 130, as discussed above. Controller 26 may be in operable communication with one or more pitch adjusting mechanisms 32 and thus may be operable to spread one or more rotor blades 22 as desired or required. [055] This written description uses examples to disclose the invention, which include the best mode and also to enable any person skilled in the art to practice the invention, including manufacturing and using any devices or systems and performing any embodied methods. The patentable scope of the invention is defined by the claims and may include other examples that occur to those skilled in the art. Such other examples are intended to be within the scope of the claims if they include structural elements that do not differ from the literal language of the claims or if they include equivalent structural elements with non-substantial differences from the literal languages of the claims.
Claims (20)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BR102014001384A BR102014001384A2 (en) | 2014-01-21 | 2014-01-21 | Method for adjusting a pitch angle of a rotor blade on a wind turbine and wind turbine |
Applications Claiming Priority (1)
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|---|---|---|---|
| BR102014001384A BR102014001384A2 (en) | 2014-01-21 | 2014-01-21 | Method for adjusting a pitch angle of a rotor blade on a wind turbine and wind turbine |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
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| BR102014001384A2 true BR102014001384A2 (en) | 2015-12-22 |
Family
ID=55082951
Family Applications (1)
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|---|---|---|---|
| BR102014001384A BR102014001384A2 (en) | 2014-01-21 | 2014-01-21 | Method for adjusting a pitch angle of a rotor blade on a wind turbine and wind turbine |
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-
2014
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