BR102015015592B1

BR102015015592B1 - Sistema de turbina eólica e método de operação de uma turbina eólica

Info

Publication number: BR102015015592B1
Application number: BR102015015592-1A
Authority: BR
Inventors: Ameet Shridhar Deshpande; Pranav Agarwal
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2014-06-30
Filing date: 2015-06-26
Publication date: 2022-08-02
Also published as: CA2895386C; EP2963283A1; DK2963283T3; BR102015015592A2; US9587629B2; EP2963283B1; CA2895386A1; US20150377213A1; ES2660579T3; CN105298749B; CN105298749A

Abstract

SISTEMA DE TURBINA EÓLICA E MÉTODO DE OPERAÇÃO DE UMA TURBINA EÓLICA. Trata-se de um sistema de turbina eólica. O sistema de turbina eólica inclui uma torre, uma pluralidade de palhetas, um rotor sustentado pela torre e acoplado de modo giratório à pluralidade de palhetas, uma unidade de controle programada para prever uma energia Iíquida da torre em um ou mais pontos futuros no tempo, e se a energia líquida prevista estiver dentro de um limite de projeto, então continuar com os modelos de controle que operam em linha de base para a operação normal do sistema de turbina eólica, se a energia líquida prevista exceder o limite de projeto, então usar um modelo de amortecimento de torre não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar o amortecimento de torre do sistema de turbina eólica.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção refere-se a turbinas eólicas e, mais particularmente, à redução de oscilações de torre em turbinas eólicas.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] As turbinas eólicas ganham cada vez mais importância como fontes renováveis de geração de energia. Nos últimos tempos, a tecnologia de turbina eólica tem sido cada vez mais aplicada em aplicações de geração de energia em grande escala. Uma turbina eólica inclui tipicamente uma torre e um rotor acoplado de modo giratório a duas ou mais palhetas. Maximizar a saída de energia ao minimizar cargas das turbinas eólicas em condições de vento variadas é um desafio que existe na obtenção de energia eólica.

[003] Oscilações ou vibrações de torre podem causar carregamento significativo de uma turbina eólica e pode ser resultado de várias perturbações tais como turbulência, rajadas grandes e súbitas, amortecimento ineficiente ou transições entre condições eólicas. Uma torre pode vibrar ao longo de qualquer grau de liberdade. Por exemplo, a torre pode vibrar em uma direção anterior e posterior (comumente denominada como assentimento de torre), em uma direção lado a lado (comumente denominada negação de torre) ou ao longo de seu eixo geométrico longitudinal (comumente denominada como vibração de torsão).

[004] O assentimento de torre é geralmente causado por rotação e impulso aerodinâmico das palhetas. Cada vez que uma palheta de rotor passa na frente da torre, o impulso do choque de vento na torre diminui. Tal variação contínua na força do vento tende a induzir oscilações na torre. Ademais, se a velocidade de rotor for tal que uma palheta de rotor passe sobre a torre cada vez que a torre estiver em uma de suas posições extremas (para frente ou para trás), as oscilações de torre podem ser amplificadas. Oscilações na direção anterior e posterior são algumas vezes “automaticamente” minimizadas devido ao amortecimento aerodinâmico que conta com o fato de que o topo da torre oscila constantemente na direção anterior e posterior. Quando o topo da torre se move contra o vento (ou para frente), o impulso de rotor é aumentado. Esse aumento de impulso de rotor impulsiona a torre de volta a favor do vento. O impulso a favor do vento, por sua vez, auxilia no amortecimento das oscilações de torre. De modo similar, quando o topo da torre se move a favor do vento, o impulso de rotor pode ser aumentado. Essa diminuição de impulso de rotor impulsiona a torre de volta contra o vento. O impulso contra o vento também auxilia no amortecimento das oscilações de torre.

[005] Embora o amortecimento aerodinâmico auxilie na redução de oscilações sob muitas circunstâncias, se a velocidade de rotor for sincronizada com as oscilações de torre, a torre pode oscilar em alta taxa causando tensão mecânica e possíveis danos à torre. Ademais, tal sincronização pode amplificar a velocidade de rotor na frequência de ressonância de torre, potencialmente danificando, dessa forma, geradores e/ou trens de transmissão conectados às palhetas de rotor. Mesmo quando o amortecimento aerodinâmico auxilia na redução de oscilações, o amortecimento é um conjunto de procedimentos reativo que começa somente após as vibrações e oscilações de torre ocorreram. Portanto, uma torre que conta com esse tipo de amortecimento precisa ser robusta o suficiente para suportar cargas até que os conjuntos de procedimentos de amortecimento aerodinâmico sejam ativados. Para reduzir os custos de energia, espera-se que diferentes tipos de torres e palhetas sejam utilizados. Para permitir a flexibilidade de projeto, cargas extremas precisam ser previstas e evitadas.

[006] Portanto, há uma necessidade para um método e sistema intensificado para evitar a ocorrência de cargas extremas em turbinas eólicas.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[007] De acordo com uma realização, um sistema de turbina eólica inclui uma torre, uma pluralidade de palhetas, um rotor sustentado pela torre e acoplado de modo giratório à pluralidade de palhetas, uma unidade de controle programada para prever uma energia líquida da torre em um ou mais pontos futuros no tempo, e se a energia líquida prevista estiver dentro de um limite de projeto, então continuar com os modelos de controle que operam em linha de base para a operação normal do sistema de turbina eólica, se a energia líquida prevista exceder o limite de projeto, então usar um modelo de amortecimento de torre não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar o amortecimento de torre do sistema de turbina eólica.

[008] De acordo com outra realização, um sistema de turbina eólica inclui uma torre, uma pluralidade de palhetas, um rotor sustentado pela torre e acoplado de modo giratório à pluralidade de palhetas, uma unidade de controle programada para prever um parâmetro indicativo de movimento de carga de torre da torre em um ou mais pontos futuros no tempo, e se o parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre estiver dentro de um limite de projeto, então continuar com os modelos de controle que operam em linha de base para a operação normal do sistema de turbina eólica, se o parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre exceder o limite de projeto, então usar um modelo de amortecimento de torre não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar o amortecimento de torre do sistema de turbina eólica.

[009] De acordo com ainda outra realização dos presentes conjuntos de procedimento, um método de operação de uma turbina eólica que inclui prever uma energia líquida de uma torre de turbina eólica em um ou mais pontos futuros no tempo, e se a energia líquida prevista estiver dentro de um limite de projeto, então usar os modelos de controle que operam em linha de base para gerar comandos para controlar o amortecimento de torre do sistema de turbina eólica, se a energia líquida prevista exceder o limite de projeto, então usar um modelo de amortecimento de torre não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar cargas de torre do sistema de turbina eólica.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[010] Esses e outros recursos e aspectos de realizações da presente invenção serão mais bem entendidos quando a descrição detalhada a seguir for lida com referência aos desenhos anexos nos quais caracteres similares representam partes similares em todos os desenhos, nos quais: a Figura 1 é uma representação de uma turbina eólica; a Figura 2 é uma vista em perspectiva em corte parcial de uma porção da turbina eólica mostrada na Figura 1; a Figura 3 é um fluxograma que ilustra um método para operar a turbina eólica referida na Figura 1 e na Figura 2, de acordo com uma realização da presente invenção; a Figura 4 é um fluxograma que ilustra um método para determinar um coeficiente de amortecimento variável não linear que é gerado por um modelo de amortecimento de torre não linear, de acordo com uma realização da presente invenção; a Figura 5 mostra um exemplo de um meio-plano de um diagrama de plano de fase que pode ser usado para determinar um coeficiente de amortecimento variável não linear, de acordo com uma realização da presente invenção; e a Figura 6 é um fluxograma que ilustra um método para determinar se os comandos de amortecimento de torre satisfazem restrições de taxa de passo e, se não, para modificar os comandos de amortecimento de torre, de acordo com uma realização da presente invenção.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[011] A menos que sejam definidos de outro modo, termos técnicos e científicos usados no presente documento têm o mesmo significado que é comumente entendido por um técnico no assunto à qual está invenção pertence. Os termos “um” e “uma” não indicam uma limitação de quantidade, mas, em vez disso, indicam a presença de pelo menos um dos itens denominados. O termo “ou” é destinado a ser inclusivo e significa um, alguns ou todos os itens listados. O uso de “incluir”, “compreender” ou “ter” e variações dos mesmos no presente documento é destinado a englobar os itens listados em seguida e equivalentes dos mesmos bem como itens adicionais. Os termos “sistema de controle” ou “controlador” podem incluir tanto um único componente como uma pluralidade de componentes, que são ou ativos e/ou passivos e são conectados ou, de outro modo, acoplados entre si para fornecer a função ou funções descritas.

[012] A Figura 1 é uma representação de uma turbina eólica 10. Embora a turbina eólica 10 ilustrada para fins de exemplo seja uma turbina eólica de geração de potência elétrica de eixo geométrico horizontal, em algumas realizações, a turbina eólica 10 pode compreender uma configuração de eixo geométrico vertical e/ou uma turbina eólica do tipo moinho de vento (não mostrada). A turbina eólica 10 pode ser acoplada a uma rede elétrica (não mostrada) para receber potência elétrica da mesma para acionar a operação da turbina eólica 10 e/ou seus componentes associados e/ou para suprir potência elétrica gerada pela turbina eólica 10 ao mesmo. Embora somente uma turbina eólica 10 seja mostrada, em algumas realizações, uma pluralidade de turbinas eólicas 10 pode ser agrupada de modo que o grupo possa ser referido como um "parque eólico".

[013] A turbina eólica 10 inclui uma torre 14, um corpo 16 (algumas vezes denominado como "nacele") e um rotor 18 acoplado ao corpo 16 para rotação em relação ao corpo 16 em torno de um eixo geométrico de rotação 20. O rotor 18 inclui um cubo 22 e uma ou mais palhetas 24 que se estendem radialmente para fora do cubo 22 para conversor energia eólica em energia rotacional. Embora o rotor 18 seja descrito e ilustrado no presente documento como tendo três palhetas 24, o rotor 18 pode ter qualquer número de palhetas 24. O comprimento das palhetas 24 pode variar dependendo da aplicação. Em algumas realizações, o rotor 18 geralmente se volta contra o vento para obter a energia eólica. Em certas outras realizações, o rotor 18 se volta a favor do vento para obter a energia eólica. Em algumas realizações, o rotor 18 pode não se voltar exatamente contra o vento ou a favor do vento, mas pode ser inclinado, em geral, em qualquer ângulo (que pode ser variável) em relação a uma direção do vento para obter energia do mesmo.

[014] O rotor 18 pode incluir as palhetas 24 de qualquer formato, tipo e configuração. Por exemplo, com base no formato, tipo e configuração das palhetas 24, o rotor 18 pode incluir um rotor em duto, um rotor de turbina eólica de Darrieus, um rotor de turbina eólica de Savonious, um rotor de moinho de vento tradicional ou similares. O rotor de moinho de vento tradicional, por exemplo, pode ser para bombear água, tal como, porém, sem limitação, rotores de quatro palhetas que têm obturadores de madeira e/ou velas de tecido.

[015] A turbina eólica 10 inclui adicionalmente um ou mais sensores 12 acoplados a um ou mais componentes da turbina eólica 10 e/ou à rede elétrica para medir um ou mais parâmetros de tais componentes. Os sensores 12 podem incluir, porém sem limitação, sensores configurados para medir a velocidade de rotor atual, aceleração de rotor atual, ângulos de passo atuais de uma ou mais das palhetas 24, deslocamentos, guinada, momentos, tensão, estresse, torção, danos, falha, torque de rotor, uma anomalia na rede elétrica, gerador de velocidade e/ou uma anomalia de potência suprida a qualquer componente da turbina eólica 10.

[016] A turbina eólica 10 inclui adicionalmente um ou mais sistemas de controle 28 acoplados aos sensores 12 e pelo menos a alguns dos componentes de turbina eólica 10 para controlar, em geral, a operação de turbina eólica 10. Na configuração presentemente contemplada, o sistema de controle 28 é disposto dentro da turbina eólica 10. No entanto, adicional ou alternativamente, o sistema de controle 28 pode ser remoto em relação à turbina eólica 10 e/ou a outros componentes da turbina eólica 10. O sistema de controle 28 pode ser usado para monitoramento e controle geral de sistema que inclui, por exemplo, passo de palheta e regulagem de velocidade, eixo de alta velocidade e aplicações de freio de guinada, aplicações de guinada e motor de bomba e/ou monitoramento de falha. Arquiteturas alternativas de controle distribuído ou centralizado podem ser usadas em algumas realizações.

[017] A Figura 2 é uma vista em perspectiva em corte parcial de uma porção da turbina eólica 10 mostrada na Figura 1. A turbina eólica 10 inclui um ou mais dispositivos de controle de torque. Os dispositivos de controle de torque podem incluir, por exemplo, um conversor, um gerador elétrico, um dispositivo de armazenamento de bateria, e/ou uma carga de resistor Shunt. Em uma realização específica, o dispositivo de controle de torque compreende um gerador elétrico 26 acoplado ao rotor 18. O gerador elétrico 26 pode ser opcionalmente acoplado ao rotor 18 por meio de uma caixa de engrenagens (não mostrada) e pode compreender qualquer tipo adequado de gerador elétrico, tal como, porém, sem limitação, um gerador de indução com rotor bobinado. Em algumas realizações, a turbina eólica 10 pode incluir um freio 30, tal como, por exemplo, um freio de estacionamento hidráulico, um freio eletromagnético, um freio centrífugo, um freio de corrente parasita (retardador) ou um freio magnético, para frear a rotação do rotor 18 para, por exemplo, interromper a rotação do rotor 18, frear o rotor 18 contra o torque de vento total e/ou reduzir a geração de potência elétrica do gerador elétrico 26.

[018] A turbina eólica 10 pode incluir adicionalmente um dispositivo de controle de passo, tal como um sistema de passo de palheta variável 32 para controlar de forma seletiva um ângulo de passo das palhetas 24. Em algumas realizações, os ângulos de passo das palhetas 24 são individualmente controlados pelo sistema de passo de palheta variável 32. O sistema de passo de palheta variável 32 pode incluir um ou mais atuadores 34 acoplados ao cubo 22 e às palhetas 24 para mudar o ângulo de passo das palhetas 24. Os atuadores 34 podem incluir, porém sem limitação, motores elétricos, cilindros hidráulicos, molas e/ou servomecanismos e podem ser acionados por qualquer meio adequado, tal como, porém, sem limitação, fluido hidráulico, potência elétrica, potência eletroquímica e/ou potência mecânica. Adicional ou alternativamente, os atuadores 34 podem ser acionados por energia extraída da inércia rotacional do rotor 18 e/ou de uma fonte de energia armazenada (não mostrada) que supre potência aos componentes da turbina eólica 10 durante uma anomalia de rede na rede elétrica acoplada a turbina eólica 10.

[019] Conforme anteriormente observado em referência à Figura 1, a turbina eólica 10 inclui adicionalmente os sensores 12 e o sistema de controle 28. O sistema de controle 28, por exemplo, pode ser um subsistema de processamento, um processador, um microprocessador, um chip embutido ou similares. O sistema de controle 28 é acoplado de modo operável ao freio 30 e ao controlador de passo variável 32. Conforme anteriormente observado em referência à Figura 1, os sensores 12 são posicionados em relação a um ou mais componentes da turbina eólica 10 e/ou à rede elétrica para medir um ou mais parâmetros de tais componentes. Embora os sensores 12 sejam ilustrados no presente documento como acoplados a vários componentes de turbina eólica 10, incluindo a torre 14, a pluralidade de palhetas 24 e o cubo 22, os sensores 12 ilustrados no presente documento não são limitados aos componentes, sendo que os sensores ilustrados no presente documento não são limitados aos componentes aos quais cada sensor é mostrado como acoplado nem ao local mostrado em tais componentes. Em vez disso, os sensores 12 podem ser acoplados a qualquer componente da turbina eólica 10 e/ou à rede elétrica em qualquer local da mesma para medir qualquer parâmetro do mesmo.

[020] O sistema de controle 28 prevê um parâmetro indicativo de movimento de carga de torre, tal como energia líquida da torre 14 em um ou mais pontos futuros no tempo. O sistema de controle 28 inclui um modelo de amortecimento de torre não linear 29 que é usado pelo sistema de controle 28 para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar o amortecimento de torre da turbina eólica 10 quando o parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre exceder o limite de projeto. Conforme usado no presente documento, o termo “modelo de amortecimento de torre não linear” se refere a um modelo matemático que usa um coeficiente de amortecimento variável não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar amortecimento de torre da torre 14 na turbina eólica 10. Conforme usado no presente documento, o termo “coeficiente de amortecimento variável não linear” se refere a um coeficiente que varia com uma variação em: estresse/carga/deflexão da torre 14, uma quantidade de dissipação de energia exigida para controlar o amortecimento de torre e/ou o tempo restante para interromper o movimento da torre 14 para controlar o amortecimento de torre a torre 14.

[021] A Figura 3 é um fluxograma que ilustra um método 300 para operar a turbina eólica 10 referida na Figura 1 e na Figura 2, de acordo com uma realização da presente invenção. Os blocos da Figura 3 podem ser executados pela unidade de controle 28. O número de referência 302 é representativo da deflexão de torre atual da torre de turbina eólica 14. O número de referência 304 é representativo da velocidade de torre atual 304 da torre 14 e o número de referência 306 é representativo da aceleração de torre atual. Em uma realização, os valores nos blocos 302, 304 e 306 podem ser computados com base nas informações captadas por um ou mais dos sensores 12. Por exemplo, em uma realização, a deflexão de torre atual pode ser computada com base em informações representativas de movimento de base de torre da torre 14. Em outra realização, a deflexão de torre atual pode ser computada a partir da aceleração de topo da torre, da estimativa de impulso de topo da torre, do momento de assentimento e guinada.

[022] No bloco 308, a deflexão de torre da torre 14 em um ou mais pontos futuros no tempo (T) é prevista com base pelo menos em parte na deflexão de torre atual 302, na velocidade de torre atual 304 e na aceleração de torre atual 306. A deflexão de torre, por exemplo, pode ser prevista com o uso da seguinte equação (1):

em que yprevisto é a deflexão de torre prevista em um tempo futuro ° XY de entrada T s°e° gundos, 0 é a velocidade de torre atual, 0 é a deflexão de X torre atual e 0 é a aceleração de torre atual. O tempo futuro de entrada T segundos, por exemplo, pode ser comandado por um usuário ou pela unidade de controle 28. A deflexão de torre, por exemplo, pode ser prevista pela unidade de controle 28.

[023] No bloco 310, um parâmetro indicativo de movimento de carga de torre pode ser previsto em um ou mais pontos futuros no tempo. Conforme usado no presente documento, o termo “parâmetro indicativo de movimento de carga de torre” se refere a um parâmetro que é indicativo de cargas que atuam na torre 14, e uma comparação do parâmetro com um limiar predefinido separa a operação normal da torre 14 da operação de torre anormalmente estressada. Em uma realização, a parâmetro indicativo de movimento de carga de torre é previsto com base na deflexão de torre prevista. O parâmetro indicativo de movimento de carga de torre, por exemplo, pode compreender a energia líquida da torre 14, a energia potencial da torre 14, energia cinética da torre 14, a deflexão de torre bidirecional, o assentimento de torre, a guinada de torre ou combinações dos mesmos. A energia líquida inclui energia potencial líquida da torre 14, energia cinética líquida da torre 14 ou um total das energias potencial líquida e cinética líquida. Em uma realização, a energia líquida é prevista com base pelo menos na deflexão de torre prevista. Em uma realização alternativa ou adicional, a energia líquida é prevista com base pelo menos em parte em uma deflexão de torre, uma velocidade de torre e na frequência natural da torre 14. Por exemplo, quando a parâmetro indicativo de movimento de carga de torre é energia líquida, então a energia líquida pode ser prevista com o uso das seguintes equações (2) e (5):

em que previsto é representativo do total das energias potencial líquida e cinética líquida da torre 14, w é a frequência natural da torre 14, Ydim é um primeiro parâmetro não dimensional que é w vezes a deflexão de torre não X dimensional prevista e dim é um segundo parâmetro não dimensional que é uma divisão da velocidade anterior e posterior de torre não dimensional atual e da frequência natural. Em uma realização, o Rprevisto é representativo de um raio de um diagrama de plano de fase mostrado em referência à Figura 5. O primeiro parâmetro não dimensional Ydim pode ser representado pela seguinte equação (3):

em que yprevisto é uma deflexão de torre prevista no tempo futuro de entrada T, K é rigidez modal de torre e Fzaero é impulso de rotor. Ademais, o segundo parâmetro não dimensional Xdim pode ser representado com o uso da seguinte equação (4):

[024] A equação (2) prevê a energia líquida com o uso do primeiro parâmetro não dimensional e do segundo parâmetro não dimensional. Em uma realização, a energia líquida pode ser prevista com o uso de parâmetros dimensionais que incluem a deflexão de torre prevista e a velocidade de anterior e posterior de torre atual com o uso da seguinte equação (5):

em que X0é deflexão de torre atual ou deflexão de torre prevista. O número de referência 312 é representativo de um limite de projeto da torre 14. Conforme usado no presente documento, o termo “limite de projeto” se refere a um projeto ou uma limitação estrutural da torre 14. Por exemplo, o limite de projeto 312 pode incluir energia potencial máxima armazenada na torre 14, durante a operação da turbina eólica 10, em um limite máximo de deflexão de torre da torre 14. Em outro exemplo, o limite de projeto 312 pode incluir o limite máximo de deflexão de torre da torre 14 ou o movimento de base de torre máximo além do qual a torre 14 pode ser danificada. Observa-se que o limite de projeto 312 de uma turbina eólica pode ser diferente do limite de projeto 312 de outra turbina eólica devido a diferença de projeto, estrutura, comprimento, altura, massa e outras características das turbinas eólicas. Em uma realização, o limite de projeto 12 pode ser classificado no tempo de comissionamento da turbina eólica 10, e tal limite de projeto classificado 312 pode mudar com o tempo e uso da turbina eólica 10. O limite de projeto 312 pode incluir adicional ou alternativamente a energia potencial máxima da torre 14, a energia líquida máxima da torre 14, a energia cinética máxima da torre 14, o movimento de base de torre máximo e/ou a deflexão máxima de torre.

[025] No bloco 314, o indicador de movimento de carga de torre previsto é comparado ao limite de projeto correspondente 312. Quando o indicador de movimento de carga de torre previsto é a energia líquida prevista, então a energia líquida prevista é comparada ao limite de projeto 312 que compreende a energia líquida máxima. O parâmetro indicativo de movimento de carga de torre é comparado ao limite de projeto 312 para garantir que o modelo de amortecimento de torre não linear 29 seja usado/ativado somente quando estresse/cargas/deflexão extremos na torre 14 forem iminentes. Portanto, no bloco 316, quando for determinado que o indicador de momento de carga de torre previsto não excede o limite de projeto 312, então, no bloco 318, a operação normal da turbina eólica 10 é continuada com o uso de modelos de controle que operam em linha de base. Os modelos de controle que operam em linha de base compreendem qualquer modelo e/ou método de controle adequados que são usados para operação normal de dia a dia da turbina eólica 10 quando a turbina eólica 10 não experimenta cargas/deflexão/estresse na torre 14.

[026] Observa-se que, quando o indicador de movimento de carga de torre previsto excede o limite de projeto correspondente 312, isso esmo é indicativo do estresse, cargas e/ou deflexão extremos iminentes da torre 14. Quando o indicador de movimento de carga de torre previsto excede o limite de projeto correspondente 312, então no bloco 320, a unidade de controle 28 usa o modelo de amortecimento de torre não linear 29 para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar o amortecimento de torre da torre 14 na turbina eólica 10. Consequentemente, o modelo de amortecimento de torre não linear 29 é usado/ativado somente quando estresse/cargas/deflexão extremos na torre 14 forem iminentes. Em uma realização específica, o modelo de amortecimento de torre não linear 29 é configurado para gerar os comandos de amortecimento de torre com base pelo menos em parte no coeficiente de amortecimento variável não linear, em uma massa da torre, em uma direção de movimento da torre, em uma sensibilidade aerodinâmica e na velocidade angular da torre. Em uma realização, o modelo de amortecimento de torre não linear 29 é configurado para gerar os comandos de amortecimento de torre em fase com uma velocidade de torre da torre, e os comandos de amortecimento de torre incluem um comando de alteração de ângulo de passo exigido para as palhetas 24. Por exemplo, quando o comando de amortecimento de torre inclui o comando de alteração de ângulo de passo exigido, então a alteração de ângulo de passo exigido para as palhetas 24 pode ser determinada com o uso da seguinte equação (6):

em que adição é o comando de amortecimento de torre ou o comando de alteração de ângulo de passo exigido, $ é o coeficiente de • X amortecimento variável não linear, 0 a velocidade atual ou a velocidade ôFAero prevista da torre, M é a massa modal da torre 14,

é a sensibilidade de impulso aerodinâmico com ângulo de passo, FzAero é impulso de rotor e ® é a frequência natural da torre 14. A alteração de ângulo de passo exigido para as palhetas 24, por exemplo, pode incluir uma alteração de passo coletivo que satisfaz as restrições de taxa de passo, aas restrições de aceleração de passo ou ambas da turbina eólica 10. A alteração de ângulo de passo exigido para as palhetas 24 pode compreender o mesmo comando para cada palheta 24 ou pode compreender um comando de ângulo de passo independente para cada uma das palhetas 24.

[027] Ademais, no bloco 322, pode-se determinar se os comandos de amortecimento de torre satisfazem restrições de taxa de passo e/ou restrições de aceleração de passo da turbina eólica 10. As restrições de taxa de passo, por exemplo, podem incluir capacidade de taxa de passo máxima do sistema de passo de palheta variável 32 e dos atuadores 34. As restrições de aceleração de passo, por exemplo, podem incluir capacidade de aceleração de passo máxima do sistema de passo de palheta variável 32 e dos atuadores 34. A determinação de se os comandos de amortecimento satisfazem restrições de taxa de passo ou restrições de aceleração de passo da turbina eólica 10, de acordo com uma realização, é explicada em mais detalhes em referência à Figura 6.

[028] A Figura 4 é um fluxograma que ilustra um método 400 para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear que é gerado pelo modelo de amortecimento de torre não linear 29, de acordo com uma realização da presente invenção. O número de referência 402 é representativo do parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre que é previsto no bloco 310 na Figura 3. Ademais, conforme anteriormente observado em referência à Figura 3, o número de referência 312 é representativo do limite de projeto da torre 14.

[029] No bloco 404, um fator de redução de energia pode ser determinado com base no parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre 402 e no limite de projeto 312. Em uma realização, quando o parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre 402 é a energia líquida prevista da torre 14, então o fator de redução de energia pode ser determinado com base na energia líquida prevista e no limite de projeto 312, ou seja, a energia líquida máxima da torre 14 no limite máximo de deflexão de torre da torre 14. Por exemplo, o fator de redução de energia pode ser determinado com o uso da seguinte equação (7):

em que Erelação é o fator de redução de energia, Pcarga de torre é o parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre 402, e P limite de projeto é o limite de projeto 312. Em uma realização, quando o parâmetro previsto indicativo de movimento de carga de torre 402 é a energia líquida (Rprevisto) e o limite de projeto correspondente 312 é a energia potencial máxima (Rmax) da torre 14 no limite máximo de deflexão de torre, então o fator de redução de energia Erelação pode ser determinado com o uso da seguinte equação (8):

[030] No bloco 406, um tempo restante para interromper o movimento da torre 14 que resulta na deflexão de torre da torre 14 é determinado. Conforme usado no presente documento, a frase “tempo restante para interromper” se refere a um período de tempo máximo desde o tempo atual antes do qual se o movimento da torre 14 não for interrompido, então a torre 14 pode ser danificada. Por exemplo, em uma realização, o tempo restante para interromper o movimento da torre 14 pode ser determinado com o uso de as seguintes equações (9) e (10):

em que previsto é uma representação angular do tempo restante para interromper o movimento da torre 14 e também é o ângulo formado em um diagrama de plano de fase (mostrado na Figura 5) entre o estado de torre que inclui deflexão de torre e velocidade de anterior e posterior de torre e um eixo geométrico X de referência, Ydim é o primeiro parâmetro não dimensional determinado na equação (4) e Xdim é o segundo parâmetro não dimensional θ determinado na equação (3). O previsto pode ser usado para determinar ao tempo restante para interromper o movimento da torre com o uso da seguinte equação (10):

em que res tan te é tempo restante para interromper o movimento da torre e a é a frequência natural da torre 14. No bloco 408, o coeficiente de amortecimento variável não linear que é uma função do fator de redução de energia e do tempo restante para interromper o movimento da torre 14 pode ser determinado. Em uma realização, o coeficiente de amortecimento variável não linear pode ser determinado resolvendo-se uma função com base no tempo restante para interromper o movimento da torre 14 e no fator de redução de energia. A função, por exemplo, pode ser determinada resolvendo-se um problema de otimização de valor de limite de dois pontos. O problema de otimização de valor de limite de dois pontos, por exemplo, pode ser resolvido para uma trajetória de torre em um diagrama de plano de fase, em que uma trajetória de torre começa de uma posição de torre atual e uma velocidade de torre atual e termina em um limite de deflexão de torre de projeto e velocidade de torre zero e assumindo amortecimento constante todo o tempo. A solução pode mapear cada trajetória de torre para o coeficiente de amortecimento variável não linear, que é uma função escalar bidimensional de deflexão de torre e velocidade de torre.

[031] A função pode ser alternativa ou adicionalmente parametrizada pela relação de redução de energia e pelo tempo restante para interromper o movimento da torre 14. A função parametrizada pelo fator de redução de energia e pelo tempo restante para interromper movimento da torre pode ser resolvida numericamente para determinar os coeficientes de amortecimento variável não lineares que podem se assemelhar às identificações de contorno conforme mostrado na Figura 5. O coeficiente de amortecimento variável não linear pode ser armazenado como uma tabela de consulta com entradas não dimensionais e usadas online. Na realização alternativa, o coeficiente de amortecimento variável não linear pode ser determinado com base em uma função de aproximação. Por exemplo, o coeficiente de amortecimento variável não linear pode ser determinado resolvendo-se a função de aproximação a seguir mostrada pela equação (11):

em que ^ é coeficiente de amortecimento variável não linear, previsto é uma representação angular do tempo restante para interromper o movimento da torre 14 e Erelação é o fator de redução de energia.

[032] Em uma realização, o coeficiente de amortecimento variável não linear pode ser determinado com base em uma tabela de consulta que mapeia o tempo restante para interromper o movimento da torre 14 e o fator de redução de energia para o coeficiente de amortecimento variável não linear. Por exemplo, a tabela de consulta pode ser gerada resolvendo-se a função de equação (11) para vários valores possíveis do tempo restante para interromper o movimento da torre 14 e do fator de redução de energia.

[033] Em uma realização, o modelo de amortecimento de torre não linear 29 pode determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear com base em um diagrama de plano de fase. A Figura 5 mostra um exemplo de um meio-plano 500 de um diagrama de plano de fase que pode ser usado para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear, de acordo com uma realização. Para fins de ilustração, somente o meio-plano 500 do diagrama de plano de fase é mostrado na Figura 5. O outro meio-plano (não mostrado) é antissimétrico em relação ao mostrado em meio-plano 500. Na configuração presentemente contemplada, o eixo geométrico Y 502 representa uma deflexão de torre dimensional ou não dimensional e o eixo geométrico X 504 representa uma velocidade de anterior e posterior de torre dimensional ou não dimensional. Em uma realização, o eixo geométrico Y 502 representa o primeiro parâmetro não dimensional determinado na equação (3) e o eixo geométrico X 504 representa o segundo parâmetro não dimensional determinado na equação (4).

[034] O número de referência 312 mostrado no eixo geométrico Y 502 representa o limite máximo de deflexão de torre de uma torre de turbina eólica defletida em uma direção a favor do vento (+1) e uma direção contra o vento (-1). O raio de vários semicírculos 508 no meio-plano 500 representa a energia líquida de torres, e vários números escritos nas linhas de limite dos semicírculos representam coeficientes de amortecimento variável não lineares. O raio R0 do semicírculo mais interno 508 representa a energia líquida máxima como o limite de projeto 312 da torre e, portanto, o coeficiente variável não linear observado no semicírculo mais interno é igual a 0 (mostrado pelo número de referência 510). Conforme é evidente a partir dos semicírculos 508, uma mudança do raio (energia líquida) dos semicírculos 508 e da velocidade de anterior e posterior de torre muda o coeficiente de amortecimento de torre coeficiente não linear observado em cada semicírculo correspondente 508. Por exemplo, quando um raio de um semicírculo 508 é R1, então o coeficiente de amortecimento de torre coeficiente não linear é igual a 0,25, e quando o raio do semicírculo 508’ é R2, então o coeficiente de amortecimento de torre coeficiente não linear é igual a 0,3.

[035] Em uma realização, a energia líquida prevista é mapeada no diagrama de plano de fase para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear. Em outra realização, a deflexão de torre prevista e a velocidade anterior e posterior atual são mapeadas no diagrama de plano de fase para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear.

[036] O amortecimento/as cargas/o estresse da torre 14 podem ser controlados dissipando-se pelo menos uma porção da energia líquida da torre 14. A energia líquida da torre 14, por exemplo, pode ser dissipada pelo passo das palhetas em fase com a velocidade de torre. Desse modo, sempre que a torre para de se mover e a velocidade de torre é zero, a alteração/adição de passo pode ser próxima a zero. Se o dispositivo de controle de passo, tal como o sistema de passo de palheta variável 32 ou os atuadores 34, for limitado por uma taxa de passo máxima, e se taxa de passo muito agressiva for demandada quando a torre estiver movendo, o passo pode não ter a capacidade de reverter a zero no tempo restante para interromper o movimento da torre 14 e aumentará a energia líquida da torre 14 em vez de diminuir a energia líquida da torre 14. Portanto, é desejável limitar a agressividade de amortecimento de torre não linear se a taxa de passo máxima e a aceleração de passo máximo forem baixas. A Figura 6 é um fluxograma que ilustra um método 600 para determinar se os comandos de amortecimento de torre satisfazem as restrições de taxa de passo e, em caso negativo, para modificar os comandos de amortecimento de torre. O número de referência 602 é representativo da alteração de ângulo de passo exigido nas palhetas 24. Conforme anteriormente observado em referência à Figura 3, os comandos de amortecimento de torre podem incluir o comando de alteração de ângulo de passo exigido 602. O número de referência 604 é representativo do tempo para interromper o movimento da torre 14. No bloco 606, uma taxa de passo exigida é determinada com base na alteração de ângulo de passo exigido 602 e no tempo restante 604 para interromper o movimento da torre 14. A taxa de passo exigida, por exemplo, pode ser determinada com o uso da seguinte equação (12):

em que taxa é taxa de passo exigida para alcançar a alteração de θ passo exigida pelo tempo restante para interromper a torre 14, adição é o comando de amortecimento de torre ou o comando de alteração de ângulo de T passo exigido e res tan te é o tempo restante para interromper o movimento da torre 14. No bloco 608, uma verificação é realizada para determinar se a taxa de passo exigida é maior que uma taxa de passo máxima de um dispositivo de controle de passo, tal como o sistema de passo de palheta variável 32 ou os atuadores 34. Conforme usado no presente documento, o termo “taxa de passo máxima” se refere a uma taxa classificada/máxima de mudanças de ângulos de passo que pode ser alcançada pelo dispositivo de controle de passo. Quando é determinado que a taxa de passo exigida é maior do que a taxa de passo máxima, então, no bloco 610, os comandos de passo de amortecimento de torre são gerados para mudar o ângulo de passo das palhetas 24 na taxa de passo máxima para alcançar a alteração de ângulo de passo exigido nos ângulos de passo das palhetas 24. No contrário, quando for determinado que a taxa de passo exigida é menor ou igual à taxa de passo máxima, então, no bloco 612, os comandos de amortecimento de torre são gerados para mudar os ângulos de passo das palhetas 24 na taxa de passo exigida para alcançar a alteração de ângulo de passo exigido nos ângulos de passo das palhetas 24.

[037] Embora somente determinados recursos da invenção tenham sido ilustrados e descritos no presente documento, muitas modificações e mudanças ocorrerão àqueles técnicos no assunto. Portanto, deve-se entender que as reivindicações anexas são destinadas a cobrir todas as tais modificações e mudanças à medida que se encontram dentro do escopo verdadeiro da invenção.

Claims

1. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10) compreendendo: uma torre (14); uma pluralidade de palhetas (24); um rotor (22) sustentado pela torre (14) e acoplado de modo giratório à pluralidade de palhetas (24); uma unidade de controle (28) programada para: prever uma energia líquida da torre (14) em um ou mais pontos futuros no tempo, em que a energia líquida da torre (14) inclui uma energia potencial da torre (14), uma energia cinética da torre (14) ou um total das energias potencial líquida da torre (14) e cinética líquida da torre (14); caracterizado por se a energia líquida prevista estiver dentro de um limite de projeto, então continuar com os modelos de controle que operam em linha de base para operação normal do sistema de turbina eólica (10); se a energia líquida prevista exceder o limite de projeto, então usar um modelo de amortecimento de torre não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar o amortecimento de torre do sistema de turbina eólica (10); em que o modelo de amortecimento de torre não linear é configurado para gerar os comandos de amortecimento de torre com base pelo menos em parte em um coeficiente de amortecimento variável não linear, uma massa da torre (14), uma direção de movimento da torre (14), uma sensibilidade aerodinâmica e uma frequência natural da torre (14).

2. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo modelo de amortecimento de torre não linear ser configurado para gerar os comandos de amortecimento de torre em fase com uma velocidade de torre da torre (14).

3. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelos comandos de amortecimento de torre compreenderem uma alteração de ângulo de passo exigida que satisfaz restrições de taxa de passo, restrições de aceleração de passo ou ambas do sistema de turbina eólica (10).

4. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo modelo de amortecimento de torre não linear ser configurado para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear que é uma função de um tempo restante para interromper um movimento da torre (14) e um fator de redução de energia.

5. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo modelo de amortecimento de torre não linear ser configurado para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear com base em uma tabela de consulta que mapeia o tempo restante para interromper o movimento da torre (14) e o fator de redução de energia para o coeficiente de amortecimento variável não linear.

6. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo modelo de amortecimento de torre não linear ser configurado para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear com base pelo menos em parte em um diagrama de fase plana.

7. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo modelo de amortecimento de torre não linear ser configurado para determinar o coeficiente de amortecimento variável não linear resolvendo-se uma função com base no tempo restante para interromper o movimento da torre (14) e no fator de redução de energia.

8. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pela unidade de controle (28) ser adicionalmente programada para determinar a função resolvendo-se um problema de otimização de valor de limite de dois pontos.

9. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pela unidade de controle (28) ser adicionalmente programada para prever a energia líquida com base pelo menos em parte em uma deflexão de torre prevista.

10. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pela unidade de controle (28) ser adicionalmente programada para prever a deflexão de torre (14) com base pelo menos em parte em uma deflexão de torre atual, uma velocidade de torre atual e uma aceleração de torre atual.

11. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pela unidade de controle (28) ser programada para prever a energia líquida adicionalmente com base pelo menos em uma deflexão de torre (14), na velocidade de torre e na frequência natural da torre (14).

12. SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo limite de projeto compreender uma energia potencial máxima da torre em um limite máximo de deflexão de torre da torre (14).

13. MÉTODO (600) DE OPERAÇÃO DE UM SISTEMA DE TURBINA EÓLICA (10), conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado por compreender: prever uma energia líquida de uma torre de turbina eólica (14) em um ou mais pontos futuros no tempo; e se a energia líquida prevista estiver dentro de um limite de projeto, então continuar com os modelos de controle que operam em linha de base para a operação normal da turbina eólica (10); se a energia líquida prevista exceder o limite de projeto, então usar um modelo de amortecimento de torre não linear para gerar comandos de amortecimento de torre para controlar cargas de torre da turbina eólica (10).