BR102018000109B1

BR102018000109B1 - METHOD FOR OPERATING AN IMPULSE CONTROLLED WIND TURBINE HAVING ROTOR BLADES CONNECTED TO A HUB

Info

Publication number: BR102018000109B1
Application number: BR102018000109-4A
Authority: BR
Inventors: Thomas Franklin Perley; Thomas Frank Fric; Arne Koerber
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2017-01-04
Filing date: 2018-01-03
Publication date: 2023-09-12

Abstract

É proporcionado um método para a operação de uma turbina eólica (10) possuindo pás de rotor (22) conectadas a um cubo (20), em que um controlador (26) compensa o giro (twist) da pá induzido por torção. O método inclui a operação (200) da turbina eólica de acordo com uma curva de potência de saída nominal e valor máximo de impulso projetado, e detecção periódica ou contínua (202) de giro de torção induzido nas pás do rotor (22). Após a determinação do giro de torção ser induzido nas pás do rotor (22), o método inclui o ajuste (210) do valor máximo de impulso no programa de controle para compensar o giro induzido. O controlador (26) da turbina eólica controla então (212) o passo (pitch) das pás do rotor (22) em função do aumento do valor máximo de impulso de modo que a potência de saída da turbina eólica (10) não seja desnecessariamente limitada ou aumentada pelo giro induzido nas pás do rotor.A method is provided for operating a wind turbine (10) having rotor blades (22) connected to a hub (20), wherein a controller (26) compensates for torsion-induced blade twist. The method includes operating (200) the wind turbine in accordance with a curve of nominal output power and maximum designed thrust value, and periodic or continuous detection (202) of torsional rotation induced in the rotor blades (22). After determining the torsional spin being induced in the rotor blades (22), the method includes adjusting (210) the maximum thrust value in the control program to compensate for the induced spin. The wind turbine controller (26) then controls (212) the pitch of the rotor blades (22) as a function of increasing the maximum thrust value so that the output power of the wind turbine (10) is not unnecessarily limited or increased by the spin induced in the rotor blades.

Description

FIELD OF INVENTION

[001] A presente invenção refere-se, em geral, a turbinas eólicas, e mais particularmente a métodos de controle de carregamento e de impulso da turbina eólica com compensação para o giro (twist) da pá.[001] The present invention relates, in general, to wind turbines, and more particularly to methods of controlling wind turbine load and thrust with compensation for blade twist.

BACKGROUND OF THE INVENTION

[002] A energia eólica é considerada uma das fontes de energia mais limpas e amigável ao meio ambiente atualmente disponíveis, e as turbinas eólicas ganharam maior atenção a este respeito. Uma turbina eólica moderna tipicamente inclui uma torre, gerador, caixa de transmissão, nacela e um rotor que inclui uma ou mais pás do rotor. As pás do rotor captam a energia cinética do vento usando princípios de folha conhecidas e transmitem a energia cinética através da energia rotacional para girar um eixo que engata as pás do rotor com uma caixa de transmissão, ou se uma caixa de transmissão não é usada diretamente no gerador. O gerador converte então a energia mecânica em energia elétrica que pode ser implantada em uma rede elétrica.[002] Wind energy is considered one of the cleanest and most environmentally friendly energy sources currently available, and wind turbines have gained increased 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. The rotor blades capture the kinetic energy of the wind using known foil principles and transmit the kinetic energy through rotational energy to rotate a shaft that engages the rotor blades with a gearbox, or if a gearbox is not used directly in the generator. The generator then converts mechanical energy into electrical energy that can be deployed into an electrical grid.

[003] Durante a operação de uma turbina eólica, vários componentes da turbina eólica são submetidos a várias cargas devido às cargas de vento aerodinâmicas que atuam sobre a pá. Em particular, as pás do rotor apresentam carga significativa 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 do rotor. Para reduzir o carregamento da pá do rotor, vários métodos e aparelhos foram desenvolvidos para habilitar a arfagem (pitching) das pás do rotor durante a operação. A arfagem, de forma geral, permite que as pás do rotor lancem uma parte das cargas assim experimentadas.[003] 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 changes in loading during operation due to interaction with wind. Changes in wind speed and direction, for example, can modify the loads experienced by rotor blades. To reduce rotor blade loading, several methods and apparatus have been developed to enable pitching of the rotor blades during operation. Pitch, in general, allows the rotor blades to shed part of the loads thus experienced.

[004] A quantidade de energia produzida por uma turbina eólica é tipicamente limitada por limitações estruturais dos componentes individuais da turbina eólica. A potência disponível do vento é proporcional à área do rotor e ao quadrado do diâmetro do rotor. Assim, a quantidade de energia produzida a diferentes velocidades do vento pode ser significativamente maior através do aumento do diâmetro do rotor da turbina eólica. Tal aumento no tamanho do rotor, no entanto, também aumenta as cargas mecânicas e os custos dos materiais de uma forma que pode exceder o aumento correspondente na produção de energia. Além disso, embora seja útil controlar a potência e a velocidade do rotor, o impulso do vento no rotor realmente gera muitas cargas de fadiga dominantes, juntamente com qualquer assimetria desse impulso. A força de impulso vem de uma mudança de pressão à medida que o vento passa pela turbina e diminui a velocidade. Os termos “impulso”, “valor de impulso”, “parâmetro de impulso” ou termos semelhantes são, de forma geral, utilizados na arte para englobar uma força que atua na turbina eólica devido ao vento e na direção geral do vento, e também pode ser usado para descrever as entradas para um método de controle de um valor que muda em proporção direta ao impulso em uma região de operação de interesse (por exemplo, inclinação na direção flap-wise ou pá fora de plano individual ou médio, inclinação de torre (tower bending) ou aceleração do topo da torre).[004] The amount of energy produced by a wind turbine is typically limited by structural limitations of the individual components of the wind turbine. The available wind power is proportional to the rotor area and the square of the rotor diameter. Thus, the amount of energy produced at different wind speeds can be significantly greater by increasing the diameter of the wind turbine rotor. Such an increase in rotor size, however, also increases mechanical loads and material costs in a way that can exceed the corresponding increase in power production. Furthermore, although it is useful to control rotor power and speed, the wind thrust on the rotor actually generates many dominant fatigue loads, along with any asymmetry of that thrust. The thrust force comes from a change in pressure as the wind passes the turbine and slows down. The terms “thrust”, “thrust value”, “thrust parameter” or similar terms are generally used in the art to encompass a force acting on the wind turbine due to the wind and the general direction of the wind, and also can be used to describe the inputs to a method of controlling a value that changes in direct proportion to the thrust in an operating region of interest (e.g., pitch in the individual or average flap-wise or blade out-of-plane direction, pitch of tower bending or acceleration of the top of the tower).

[005] Os desenvolvimentos recentes na indústria de energia eólica levaram a novos métodos de controles de redução de carga mecânica que permitem que os diâmetros de rotor maiores sejam empregados com aumentos menores do que proporcionais nos custos de material. Por exemplo, algumas turbinas eólicas modernas podem implementar trem de transmissão e amortecedores de torre para reduzir cargas. Além disso, as turbinas eólicas modernas podem utilizar mecanismos individuais e coletivos de controle do passo da pá para reduzir a fadiga e as cargas extremas, permitindo maiores relações entre o diâmetro do rotor e as cargas estruturais ao mesmo tempo que reduzem o custo da energia.[005] Recent developments in the wind energy industry have led to new methods of mechanical load reduction controls that allow larger rotor diameters to be employed with smaller than proportional increases in material costs. For example, some modern wind turbines may implement drive train and tower dampers to reduce loads. Furthermore, modern wind turbines can utilize individual and collective blade pitch control mechanisms to reduce fatigue and extreme loads, enabling greater relationships between rotor diameter and structural loads while reducing energy costs.

[006] As turbinas eólicas convencionais são projetadas para uma velocidade de vento nominal, em que ocorre o impulso máximo e a geração máxima de potência. Na velocidade de vento nominal, o controlador da turbina tenta limitar o impulso estimado a um valor de limiar de controle (por exemplo, um valor de 350 kN na velocidade de vento nominal). À velocidade de vento superior à velocidade de vento nominal, as pás do rotor são lançadas para reduzir o impulso. Muitos métodos são conhecidos para determinar se devem passar as pás do rotor para reduzir o impulso. No entanto, esse controle de impulso não deveria desnecessariamente limitar a potência de saída da turbina eólica.[006] Conventional wind turbines are designed for a nominal wind speed, at which maximum thrust and maximum power generation occur. At rated wind speed, the turbine controller attempts to limit the estimated thrust to a control threshold value (e.g. a value of 350 kN at rated wind speed). At wind speeds greater than the rated wind speed, the rotor blades are deployed to reduce thrust. Many methods are known to determine whether to pass rotor blades to reduce thrust. However, this thrust control should not unnecessarily limit the power output of the wind turbine.

[007] Por conseguinte, são desejados métodos melhorados para controlar a carga de turbinas eólicas como uma função do controle de impulso, sem limitar prematuramente ou desnecessariamente a potência de saída.[007] Therefore, improved methods are desired for controlling the load of wind turbines as a function of thrust control, without prematurely or unnecessarily limiting the output power.

DESCRIPTION OF THE INVENTION

[008] Os aspectos e vantagens da invenção serão apresentados em parte na descrição que se segue, ou podem ser evidentes a partir da descrição, ou podem ser aprendidos através da prática da invenção.[008] The aspects and advantages of the invention will be presented in part in the following description, or may be evident from the description, or may be learned through the practice of the invention.

[009] Uma realização da presente invenção é a realização pelos presentes inventores de que as metodologias de controle de impulso convencionais na realidade superestimam o impulso em uma turbina eólica operacional e, assim, controlam o impulso (através do passo da pá) para um limiar ou valor máximo artificialmente baixo, limitando desnecessariamente a potência de saída. As metodologias atuais não levam em consideração o fato de que as pás de turbinas eólicas maiores se deformam por torção (giro) a velocidades de vento mais altas. Este giro induzido pode estar em uma direção de “pena”, em que as pás despejam vento e possuem cargas reduzidas, ou em uma direção de “potência” em que as pás produzem mais potência e aumentam as cargas. Os atuais inventores descobriram que, com certas turbinas eólicas, em que o impulso é controlado de modo a não exceder um valor de limiar projetado (por exemplo, um valor de 350 kN), após a medição, o impulso real das pás compatíveis com torsões giradas em direção a direção da pena é significativamente menor (por exemplo, cerca de (30)0 kN) do que o limite de limiar de controle projetado. Os mapas aerodinâmicos predefinidos (por exemplo, tabelas de consulta) que o controlador usa para correlacionar a velocidade de vento ao impulso não levam em consideração esse fenômeno. A turbina eólica é, assim, mantida em um valor de controle de impulso artificialmente baixo, resultando em potência de saída reduzida.[009] An embodiment of the present invention is the realization by the present inventors that conventional thrust control methodologies actually overestimate the thrust in an operational wind turbine and thus control the thrust (through blade pitch) to a threshold or artificially low maximum value, unnecessarily limiting output power. Current methodologies do not take into account the fact that larger wind turbine blades deform by twisting (rotating) at higher wind speeds. This induced spin can be in a “feather” direction, in which the blades shed wind and have reduced loads, or in a “power” direction, in which the blades produce more power and increase loads. The present inventors have discovered that, with certain wind turbines, where the thrust is controlled so as not to exceed a designed threshold value (e.g., a value of 350 kN), upon measurement, the actual thrust of the torsionally compatible blades rotated toward the feather direction is significantly smaller (e.g., about (30)0 kN) than the designed control threshold limit. The predefined aerodynamic maps (e.g. lookup tables) that the controller uses to correlate wind speed to thrust do not take this phenomenon into account. The wind turbine is thus maintained at an artificially low thrust control value, resulting in reduced power output.

[010] Por outro lado, quando as pás são giradas por torção para a direção de potência, as cargas das pás podem exceder o valor do limite projetado (por exemplo, se o controlador não usar a carga da pá real como variável de controle).[010] On the other hand, when the blades are rotated by torsion towards the power direction, the blade loads may exceed the designed limit value (for example, if the controller does not use the actual blade load as a control variable) .

[011] Assim, em uma forma de realização, a presente invenção é direcionada a um método para a operação de uma turbina eólica possuindo pás de rotor ligadas a um cubo, em que um controlador compensa o giro da pá induzido por torção. O método inclui a operação da turbina eólica de acordo com uma curva de potência de saída nominal e um valor máximo de impulso programado, e detectando periodicamente paro giro de torção induzido nas pás do rotor. Após a determinação do giro de torção ser induzida nas pás do rotor, o método inclui o ajuste do valor máximo de impulso programado no controlador para compensar o giro da pá induzida e o passo de controle das pás do rotor em função do valor máximo de impulso ajustado para que a potência de saída da turbina eólica não seja desnecessariamente limitada pelo giro induzido nas pás do rotor.[011] Thus, in one embodiment, the present invention is directed to a method for operating a wind turbine having rotor blades attached to a hub, in which a controller compensates for torsion-induced blade rotation. The method includes operating the wind turbine in accordance with a nominal output power curve and a programmed maximum thrust value, and periodically detecting the torsional rotation induced in the rotor blades. After determining the torsional turn is induced in the rotor blades, the method includes adjusting the maximum thrust value programmed into the controller to compensate for the induced blade spin and the control pitch of the rotor blades as a function of the maximum thrust value. adjusted so that the power output of the wind turbine is not unnecessarily limited by the spin induced in the rotor blades.

[012] Em uma certa forma de realização, o valor máximo de impulso programado é ajustado proporcionalmente com a quantidade de giro de torção induzido nas pás do rotor. Em uma forma de realização alternativa, o valor máximo de impulso programado é aumentado por uma quantidade predefinida após a determinação do giro de torção nas pás do rotor, em que esta quantidade ajustada é mantida até a velocidade de vento de corte da curva de potência de saída nominal.[012] In a certain embodiment, the maximum programmed thrust value is adjusted proportionally to the amount of torsional rotation induced in the rotor blades. In an alternative embodiment, the programmed maximum thrust value is increased by a predefined amount after determining the torsional turn in the rotor blades, wherein this adjusted amount is maintained until the cutoff wind speed of the power curve. nominal output.

[013] Em algumas formas de realização, o giro de torção induzido é diretamente detectado através da detecção de uma mudança no aspecto físico das pás do rotor resultantes do giro de torção induzido. Por exemplo, o giro de torção induzido pode ser diretamente detectado por um sensor montado nas pás do rotor, como um medidor de tensão, um sensor de fibra óptica que se desloca ao longo da pá, um sensor ou acelerômetro giroscópico, uma unidade de medição micro inercial (MIMU), e assim por diante.[013] In some embodiments, the induced torsional turn is directly detected by detecting a change in the physical appearance of the rotor blades resulting from the induced torsional turn. For example, induced torsional spin can be directly detected by a sensor mounted on the rotor blades, such as a strain gauge, a fiber optic sensor moving along the blade, a gyroscopic sensor or accelerometer, a measuring unit micro inertial (MIMU), and so on.

[014] Em outra forma de realização, o giro de torção induzido pode ser diretamente detectado opticamente por uma câmara disposta para ver um aspecto em envergadura (span-wise) da pá do rotor.[014] In another embodiment, the induced torsional rotation can be directly detected optically by a camera arranged to view a span-wise aspect of the rotor blade.

[015] Ainda em outra forma de realização, o giro de torção induzido pode ser diretamente detectado por um laser disposto para detectar a distorção da pá do rotor.[015] In yet another embodiment, the induced torsional rotation can be directly detected by a laser arranged to detect distortion of the rotor blade.

[016] Em certas formas de realização, o giro de torção induzido é indiretamente detectado ou inferido. Por exemplo, tal giro pode ser indiretamente detectado por uma carga de pá realmente medida, sendo inferior a um valor esperado a uma determinada velocidade de vento. Da mesma forma, o giro pode ser inferido de um impulso de rotor medido, inferior a um valor esperado a uma velocidade de vento definida, por exemplo, a velocidade de vento no joelho (knee) da curva de potência de saída.[016] In certain embodiments, the induced torsional rotation is indirectly detected or inferred. For example, such spin can be indirectly detected by an actually measured blade load being less than an expected value at a given wind speed. Similarly, spin can be inferred from a measured rotor thrust that is less than an expected value at a defined wind speed, for example, the wind speed at the knee of the output power curve.

[017] Ainda em outras formas de realização, o giro de torção induzido pode ser indiretamente detectado por uma inclinação de torre medida, sendo inferior a um valor esperado a uma velocidade de vento definida, por exemplo, a velocidade de vento no joelho da curva de potência de saída.[017] In still other embodiments, the induced torsional turn can be indirectly detected by a measured tower tilt, being less than an expected value at a defined wind speed, for example, the wind speed at the knee of the curve of output power.

[018] Uma forma de realização pode incluir inferir o giro de torção induzido de um ruído medido a uma velocidade de vento definida, sendo superior a ou inferior a um valor esperado.[018] One embodiment may include inferring the induced torsional rotation from a noise measured at a defined wind speed, being greater than or less than an expected value.

[019] Ainda em outra forma de realização, o giro de torção induzido é indiretamente detectado por uma diferença na velocidade de vento nominal entre um ângulo de passo da pá medido e um ângulo de passo da pá esperado.[019] In yet another embodiment, the induced torsional rotation is indirectly detected by a difference in nominal wind speed between a measured blade pitch angle and an expected blade pitch angle.

[020] O giro de torção induzido pode ser indiretamente detectado por uma diferença entre uma velocidade estimada de vento do controlador baseado em modelo (MBC) e uma velocidade de vento realmente medida.[020] Induced torsional spin can be indirectly detected by a difference between an estimated model-based controller (MBC) wind speed and an actually measured wind speed.

[021] Estas e outras características, aspectos e vantagens da presente invenção serão melhor compreendidas com referência à descrição a seguir e às reivindicações anexas. Os desenhos anexos, que são incorporados e constituem parte deste relatório descritivo, ilustram formas de realização da invenção e, juntamente com a descrição, servem para explicar os princípios da invenção.[021] These and other characteristics, aspects and advantages of the present invention will be better understood with reference to the following description and the attached claims. The attached drawings, which are incorporated and constitute part of this specification, illustrate embodiments of the invention and, together with the description, serve to explain the principles of the invention.

BRIEF DESCRIPTION OF FIGURES

[022] Uma divulgação completa e facilitadora da presente invenção, incluindo o seu melhor modo de realização, direcionada a uma pessoa versada na técnica, é apresentada no relatório descritivo, que faz referência às figuras anexas, nas quais: - a Figura 1 é uma vista em perspectiva de uma turbina eólica de acordo com uma forma de realização da presente descrição; - a Figura 2 ilustra uma perspectiva, vista interna de uma nacela de uma turbina eólica de acordo com uma forma de realização da presente descrição; - as Figuras 3A a 3C são diagramas de potência, impulso e ângulo de passo, respectivamente, em relação à velocidade de vento, que ilustra certos conceitos operacionais da presente invenção; - a Figura 4 é um diagrama esquemático de uma configuração de controlador de acordo com uma forma de realização da presente descrição; e - a Figura 5 é um diagrama de blocos, que ilustra um método para controlar uma turbina eólica para compensar o giro da pá de acordo com uma forma de realização da presente descrição.[022] A complete and facilitative disclosure of the present invention, including its best embodiment, directed to a person skilled in the art, is presented in the specification, which makes reference to the attached figures, in which: - Figure 1 is a perspective view of a wind turbine in accordance with an embodiment of the present description; - Figure 2 illustrates a perspective, internal view of a nacelle of a wind turbine according to an embodiment of the present description; - Figures 3A to 3C are diagrams of power, thrust and pitch angle, respectively, in relation to wind speed, which illustrate certain operational concepts of the present invention; - Figure 4 is a schematic diagram of a controller configuration in accordance with an embodiment of the present description; and - Figure 5 is a block diagram illustrating a method for controlling a wind turbine to compensate for blade rotation in accordance with an embodiment of the present description.

DESCRIPTION OF CARRYING OUT THE INVENTION

[023] A referência agora será feita em detalhes para formas de realização da invenção, um ou mais exemplos dos quais estão ilustrados nos desenhos. Cada exemplo é fornecido a título de explicação da invenção, não a título de limitação da invenção. Na verdade, será evidente para as pessoas versadas na técnica que podem ser feitas várias modificações e variações na presente invenção, sem se afastar do escopo ou espírito da invenção. Por exemplo, as características ilustradas ou descritas como parte de uma forma de realização podem ser usadas com outra forma de realização para produzir ainda uma outra forma de realização. Assim, pretende-se que a presente invenção abranja tais modificações e variações que se enquadram no escopo das reivindicações anexas e os seus equivalentes.[023] Reference will now be made in detail to embodiments of the invention, one or more examples of which are illustrated in the drawings. Each example is provided by way of explanation of the invention, not by way of 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 produce yet another embodiment. Thus, the present invention is intended to cover such modifications and variations that fall within the scope of the attached claims and their equivalents.

[024] A figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de uma turbina eólica (10). Conforme ilustrado, a turbina eólica (10) inclui uma torre (12) que se prolonga a partir de uma superfície de suporte (14), uma nacela (16) montada na torre (12) e um rotor (18) acoplado a nacela (16). O rotor (18) inclui um cubo rotativo (20) e pelo menos uma pá de rotor (22) acoplada e que se prolonga para fora a partir do cubo (20). Por exemplo, na forma de realização ilustrada, o rotor (18) inclui três pás de rotor (22). Cada pá de rotor (22) pode ser espaçada em torno do cubo (20) para facilitar a rotação do rotor (18) para permitir que a energia cinética seja transferida do vento para energia mecânica utilizável e, posteriormente, energia elétrica. Por exemplo, o cubo (20) pode ser acoplado rotativamente a um gerador elétrico (24) (Figura 2) posicionado dentro da nacela (16) para permitir a produção de energia elétrica.[024] Figure 1 illustrates a perspective view of a wind turbine (10). As illustrated, the wind turbine (10) includes a tower (12) extending from a support surface (14), a nacelle (16) mounted on the tower (12), and a rotor (18) coupled to the nacelle ( 16). The rotor (18) includes a rotating hub (20) and at least one rotor blade (22) coupled to and extending outwardly from the hub (20). For example, in the illustrated embodiment, the rotor (18) includes three rotor blades (22). Each rotor blade (22) may be spaced around the hub (20) to facilitate rotation of the rotor (18) to allow kinetic energy to be transferred from the wind to usable mechanical energy and subsequently electrical energy. For example, the cube (20) can be rotatably coupled to an electrical generator (24) (Figure 2) positioned within the nacelle (16) to allow the production of electrical energy.

[025] Como ilustrado, 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 estar disposto em qualquer local no ou na turbina eólica (10), em qualquer local na superfície de suporte (14) ou, de forma geral, em qualquer outro local. O controlador de turbina (26) pode, de forma geral, ser configurado para controlar os vários modos de operação (por exemplo, sequências de inicialização ou de desligamento) e/ ou componentes da turbina eólica (10). Por exemplo, o controlador (26) pode ser configurado para controlar o passo da pá ou ângulo de passo de cada uma das 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 uma posição angular de pelo menos uma pá de rotor (22) em relação ao vento. Por exemplo, o controlador de turbina (26) pode controlar o ângulo de passo das pás de rotor (22), individualmente ou simultaneamente, através da transmissão de sinais/ comandos de controle adequados para vários impulsos de passo ou mecanismos de ajuste de passo (32) (Figura 2) da turbina eólica (10). Especificamente, as pás de rotor (22) podem ser montadas rotativamente no cubo (20) por um ou mais rolamento de passo (não ilustrado) de tal modo que o ângulo de passo possa ser ajustado girando as pás do rotor (22) em torno dos seus eixos de passo (34) usando o mecanismo de ajuste de passo (32). Além disso, à medida que a direção (28) do vento muda, o controlador de turbina (26) pode ser configurado para controlar uma direção de guinagem da nacela (16) em torno de um eixo de guinagem (36) para posicionar as pás de rotor (22) em relação à direção (28) do vento, controlando assim as cargas que atuam sobre a turbina eólica (10). Por exemplo, o controlador de turbina (26) pode ser configurado para transmitir sinais/ comandos de controle para um mecanismo de acionamento de guinagem (38) (figura 2) da turbina eólica (10), de modo que a nacela (16) possa ser girada em torno do eixo de guinagem (30).[025] As illustrated, the wind turbine (10) may also include a turbine control system or a turbine controller (26) centralized within the nacelle (16). However, it should be appreciated that the turbine controller (26) may be disposed at any location in or on the wind turbine (10), at any location on the supporting surface (14) or, generally, at any other location. The turbine controller (26) may generally be configured to control various modes of operation (e.g., startup or shutdown sequences) and/or components of the wind turbine (10). For example, the controller (26) may be configured to control the blade pitch 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 to wind direction (28)) to control the loading on the rotor blades (22) by adjusting an angular position of at least one rotor blade (22) relative to the wind. For example, the turbine controller (26) can control the pitch angle of the rotor blades (22), individually or simultaneously, by transmitting suitable control signals/commands to various pitch pulses or pitch adjustment mechanisms ( 32) (Figure 2) of the wind turbine (10). Specifically, the rotor blades (22) may be rotatably mounted to the hub (20) by one or more pitch bearings (not shown) such that the pitch angle may be adjusted by rotating the rotor blades (22) around of its pitch axes (34) using the pitch adjustment mechanism (32). Additionally, as the wind direction (28) changes, the turbine controller (26) can be configured to control a yaw direction of the nacelle (16) about a yaw axis (36) to position the blades. rotor (22) in relation to the wind direction (28), thus controlling the loads that act on the wind turbine (10). For example, the turbine controller (26) can be configured to transmit control signals/commands to a yaw drive mechanism (38) (figure 2) of the wind turbine (10), so that the nacelle (16) can be rotated around the yaw axis (30).

[026] Deve ser apreciado que o controlador de turbina (26) pode, de forma geral, compreender um computador ou qualquer outra unidade de processamento adequada. Assim, o controlador de turbina (26) pode incluir um ou mais processadores e dispositivos(s) de memória associados, configurados para executar uma variedade de funções implementadas pelo computador, conforme discutido abaixo. Tal como aqui utilizado, o termo “processador” refere-se não apenas aos circuitos integrados referidos na arte como sendo incluídos em um computador, mas também se refere a um controlador, um micro controlador, um microcomputador, um controlador de lógica programável (PLC), um circuito integrado de aplicação específica e outros circuitos programáveis. Além disso, o(s) dispositivo(s) de memória do controlador de turbina (26) podem, de forma geral, compreender elementos de memória incluindo, mas não estão limitados a, meio legível por computador (por exemplo, memória de acesso aleatório (RAM)), meio não volátil legível por computador ( por exemplo, uma memória flash), um disquete, uma memória de leitura de disco compacta (CD-ROM), um disco magneto-óptico (MOD), um disco versátil digital (DVD) e/ ou outros elementos de memória adequados. Esse(s) dispositivo(s) de memória podem, de forma geral, ser configurados para armazenar instruções adequadas, legíveis por computador, que quando implementadas pelo(s) processador(es), configure o controlador (26) para executar várias funções implementadas pelo computador, incluindo, mas não se limitando a, executar algoritmos de controle de derivada integral proporcional ("PID"), incluindo vários cálculos dentro de um ou mais laços de controle PID, e várias outras funções adequadas implementadas pelo computador. Além disso, o controlador de turbina (26) pode também incluir vários canais de entrada/ saída para receber entradas de sensores e/ ou outros dispositivos de medição e para enviar sinais de controle para vários componentes da turbina eólica (10).[026] It should be appreciated that the turbine controller (26) may generally comprise a computer or any other suitable processing unit. Thus, the turbine controller (26) may include one or more processors and associated memory device(s) configured to perform a variety of computer-implemented functions, as discussed below. 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. Furthermore, the memory device(s) of the turbine controller (26) may generally comprise memory elements including, but are not limited to, computer-readable media (e.g., random access memory). (RAM)), non-volatile computer-readable medium (e.g., a flash memory), a floppy disk, a compact disk-readable memory (CD-ROM), a magneto-optical disk (MOD), a digital versatile disk ( DVD) and/or other suitable memory elements. Such memory device(s) may generally be configured to store suitable computer-readable instructions that, when implemented by the processor(s), configure the controller (26) to perform various implemented functions. by the computer, including, but not limited to, executing proportional integral derivative ("PID") control algorithms, including various calculations within one or more PID control loops, and various other suitable functions implemented by the computer. Furthermore, the turbine controller (26) may also include multiple input/output channels for receiving inputs from sensors and/or other measurement devices and for sending control signals to various components of the wind turbine (10).

[027] Deve também entender-se que o controlador pode ser um controlador singular ou incluir vários componentes, tais como controladores de passo e/ ou controladores de guinagem, que se comunicam com um controlador central para controlar especificamente o passo e a guinagem conforme discutido. Além disso, o termo “controlador” também pode abranger uma combinação de computadores, unidades de processamento e/ ou componentes relacionados em comunicação uns com os outros.[027] It should also be understood that the controller may be a singular controller or include multiple components, such as pitch controllers and/or yaw controllers, that 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 communicating with each other.

[028] Com referência agora à Figura 2, é ilustrada uma vista interna simplificada de uma forma de realização da nacela (16) da turbina eólica (10). Como ilustrado, um gerador (24) pode estar disposto dentro da nacela (16). Em geral, o gerador (24) pode ser acoplado ao rotor (18) da turbina eólica (10) para gerar energia elétrica 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 tal modo que a rotação do eixo de rotor (40) aciona o gerador (24). Por exemplo, na forma de realização ilustrada, o gerador (24) inclui um eixo de gerador (42) acoplado rotativamente ao eixo de rotor (40) através de um caixa de transmissão (44). No entanto, em outras formas de realização, deve ser apreciado que o eixo de gerador (42) pode ser acoplado rotativamente diretamente ao eixo do rotor (40). Alternativamente, o gerador (24) pode ser acoplado de forma direta ao eixo do rotor (40) (muitas vezes referido como uma “turbina eólica de acionamento direto”).[028] Referring now to Figure 2, a simplified internal view of an embodiment of the nacelle (16) of the wind turbine (10) is illustrated. As illustrated, a generator (24) may be disposed within the nacelle (16). In general, the generator (24) can be coupled to the rotor (18) of the wind turbine (10) to generate electrical energy from the rotational energy generated by the rotor (18). For example, the rotor (18) may include a main rotor shaft (40) coupled to the hub (20) for rotation therewith. The generator (24) can then be coupled to the rotor shaft (40) such 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) through a gearbox (44). However, in other embodiments, it should be appreciated that the generator shaft (42) can be rotatably coupled directly to the rotor shaft (40). Alternatively, the generator (24) can be directly coupled to the rotor shaft (40) (often referred to as a “direct drive wind turbine”).

[029] Deve ser apreciado que o eixo do rotor (40) pode, de forma geral, ser suportado dentro da nacela por uma armação de suporte ou placa de assentamento (46) posicionada sobre a torre (12) de turbina eólica. Por exemplo, o eixo de rotor (40) pode ser suportado pela placa de suporte (46) através de um par de blocos de descanso montados na placa de assentamento (46).[029] It should be appreciated that the rotor shaft (40) can, in general, be supported within the nacelle by a support frame or seating plate (46) positioned on the wind turbine tower (12). For example, the rotor shaft (40) may be supported by the support plate (46) through a pair of pillow blocks mounted on the bed plate (46).

[030] Além disso, como indicado acima, o controlador de turbina (26) também pode estar localizado dentro da nacela (16) da turbina eólica (10). Por exemplo, como ilustrado na forma de realização ilustrada, o controlador de turbina (26) está disposto dentro de uma cabine de controle (52) montada para uma porção da nacela (16). No entanto, em outras formas de realização, o controlador de turbina (26) pode estar disposto em qualquer outro local adequado sobre e/ ou dentro da turbina eólica (10) ou em qualquer localização adequada remota para a turbina eólica (10). Além disso, conforme descrito acima, o controlador de turbina (26) também pode ser acoplado comunicativamente a vários componentes da turbina eólica (10) para controlar, de forma geral, a turbina e/ ou tais componentes. Por exemplo, o controlador de turbina (26) pode ser acoplado comunicativamente ao(s) mecanismo(s) de acionamento de guinagem (38) da turbina eólica (10) para controlar e/ ou alterar a direção da guinagem da nacela (16) em relação à direção (28) do vento. Da mesma forma, o controlador de turbina (26) também pode ser acoplado comunicativamente a cada mecanismo de ajuste de passo (32) da turbina eólica (10) (um dos quais é ilustrado) para controlar e/ ou alterar o ângulo de passo das pás de rotor (22) em relação à direção (28) do vento. Por exemplo, o controlador de turbina (26) pode ser configurado para transmitir um sinal/ comando de controle para cada mecanismo de ajuste de passo (32) de tal modo que um ou mais atuadores (não ilustrados) do mecanismo de ajuste de passo (32) possam ser utilizados para girar as pás (22) em relação ao cubo (20).[030] Furthermore, as indicated above, the turbine controller (26) may also be located within the nacelle (16) of the wind turbine (10). For example, as illustrated in the illustrated embodiment, the turbine controller (26) is disposed within a control cabinet (52) mounted to a portion of the nacelle (16). However, in other embodiments, the turbine controller (26) may be disposed in any other suitable location on and/or within the wind turbine (10) or in any suitable location remote from the wind turbine (10). Furthermore, as described above, the turbine controller (26) may also be communicatively coupled to various components of the wind turbine (10) to generally control the turbine and/or such components. For example, the turbine controller (26) may be communicatively coupled to the yaw drive mechanism(s) (38) of the wind turbine (10) to control and/or change the yaw direction of the nacelle (16). relative to the direction (28) of the wind. Likewise, the turbine controller (26) may also be communicatively coupled to each pitch adjustment mechanism (32) of the wind turbine (10) (one of which is illustrated) to control and/or change the pitch angle of the wind turbines (10). rotor blades (22) in relation to the wind direction (28). For example, the turbine controller (26) may be configured to transmit a control signal/command to each pitch adjustment mechanism (32) such that one or more actuators (not illustrated) of the pitch adjustment mechanism ( 32) can be used to rotate the blades (22) in relation to the hub (20).

[031] A presente descrição é ainda direcionada a métodos para controlar a turbina eólica de uma maneira que compensa o giro induzido por torção nas pás (22), como explicado em maior detalhe abaixo. O controlador (26) pode ser utilizado para executar tais métodos e pode controlar o ajuste do passo das pás de rotor (22) com base em tais métodos para compensar o giro da pá, de modo que a potência de saída da turbina eólica (10) não seja desnecessariamente limitada por um valor máximo de impulso que não reflete a rotação da pá. Os métodos utilizados de acordo com a presente descrição eventualmente detectam se o giro está sendo induzido nas pás (22) e, em caso afirmativo, ajustam (aumenta ou diminua) o valor máximo de impulso de limiar no algoritmo de controle para compensar o giro da pá induzido ao mudar o ângulo de passo das pás (22). Ao fazê-lo, a turbina eólica (10) pode operar na potência de saída nominal e não está limitada por um valor máximo de impulso reduzido artificialmente que não reflete o impulso real da pá nas pás (22) giradas na direção da pena. Para as pás (22) giradas na direção de potência, o valor máximo de impulso pode ser diminuído para evitar ou limitar as pás que excedem.[031] The present description is further directed to methods for controlling the wind turbine in a manner that compensates for torsion-induced spin in the blades (22), as explained in greater detail below. The controller (26) can be used to perform such methods and can control the pitch adjustment of the rotor blades (22) based on such methods to compensate for blade rotation, so that the power output of the wind turbine (10 ) is not unnecessarily limited by a maximum thrust value that does not reflect blade rotation. The methods used in accordance with the present description eventually detect whether rotation is being induced in the blades (22) and, if so, adjust (increase or decrease) the maximum threshold impulse value in the control algorithm to compensate for the rotation of the blades (22). blade induced by changing the pitch angle of the blades (22). In doing so, the wind turbine (10) can operate at the rated output power and is not limited by an artificially reduced maximum thrust value that does not reflect the actual blade thrust on the blades (22) rotated in the direction of the feather. For blades (22) rotated in the power direction, the maximum thrust value can be decreased to avoid or limit overshooting blades.

[032] Os diagramas das Figuras 3A a 3C ilustram certos conceitos operacionais do presente método. A Figura 3A representa uma curva de potência projetado exemplar (linha contínua) para uma turbina eólica, em que o sistema atinge a potência de saída nominal a uma velocidade de vento nominal. À medida que a velocidade de vento aumenta, o controlador passa as pás para manter a potência de saída nominal até a velocidade de vento aumentar a velocidade de corte, como é bem conhecido pelas pessoas versadas na técnica. O controle de passo das pás ao longo da curva de potência projetado é representado pela curva de controle de passo na Figura 3C (linha contínua).[032] The diagrams in Figures 3A to 3C illustrate certain operational concepts of the present method. Figure 3A represents an exemplary designed power curve (solid line) for a wind turbine, in which the system achieves rated power output at a rated wind speed. As the wind speed increases, the controller passes the blades to maintain the rated output power until the wind speed increases the cut-off speed, as is well known to those skilled in the art. The pitch control of the blades along the designed power curve is represented by the pitch control curve in Figure 3C (solid line).

[033] A curva de potência projetado é desenvolvida com um valor máximo de impulso projetado como variável limitante, em que, na potência de saída nominal, a carga de impulso nas pás da turbina (e outros componentes) não excede esse valor máximo, como indicado pela curva de impulso da linha contínua na Figura 3B.[033] The designed power curve is developed with a maximum designed thrust value as the limiting variable, where, at rated output power, the thrust load on the turbine blades (and other components) does not exceed this maximum value, as indicated by the solid line impulse curve in Figure 3B.

[034] No entanto, à medida que a velocidade de vento aumenta ao longo da curva de potência projetado (Figura 3A), as pás na realidade podem girar (em relação a um eixo longitudinal da pá) devido a cargas induzidas por torção nas pás. Esse fenômeno é mais provável com pás maiores à medida que o tamanho e a potência produzida pelas turbinas eólicas crescem. Em certos casos, este giro induzido por torção resulta em uma apara artificial (e não intencional) das pás que resulta nas pás despejando vento. Como resultado, o sistema não atinge potência nominal na velocidade de vento nominal, como indicado pela curva da linha tracejada na Figura 3A. Ao mesmo tempo, a carga de impulso nas pás também é reduzida, conforme indiciado pela curva tracejada na Figura 3B rotulada “Curva real com giro da pá”. Em outras palavras, na velocidade de vento nominal, as pás não são realmente submetidas para os valores máximos de impulso programados limitantes e são desnecessariamente arremessados. Um “déficit de impulso” (Figura 3B) existe entre a carga de impulso real e a carga de impulso do projeto, quando as pás experimentam impulso induzido por torção. Se as pás tivessem um giro por torção para a direção de potência, haveria um “excesso de impulso” entre a carga de impulso real e a carga de impulso do projeto.[034] However, as wind speed increases along the projected power curve (Figure 3A), the blades may actually rotate (relative to a longitudinal axis of the blade) due to torsional-induced loads on the blades. . This phenomenon is more likely with larger blades as the size and power produced by wind turbines grow. In certain cases, this torsion-induced turning results in artificial (and unintentional) trimming of the blades which results in the blades shedding wind. As a result, the system does not achieve rated power at rated wind speed, as indicated by the dashed line curve in Figure 3A. At the same time, the thrust load on the blades is also reduced, as indicated by the dashed curve in Figure 3B labeled “Actual curve with blade rotation”. In other words, at the rated wind speed, the blades are not actually subjected to the maximum limiting programmed thrust values and are unnecessarily thrown. A “thrust deficit” (Figure 3B) exists between the actual thrust load and the design thrust load when the blades experience torsional-induced thrust. If the blades had a torsional turn for the power direction, there would be an “excess thrust” between the actual thrust load and the design thrust load.

[035] Com referência à Figura 3B, a presente metodologia reconhece que os métodos convencionais de controle de turbinas eólicas levam em consideração o déficit de impulso (pás giradas para a posição da pena) identificados na figura e, assim, limitam artificialmente a potência de saída da turbina eólica na velocidade de vento nominal, conforme ilustrado na Figura 3A. A metodologia atual detecta quando as pás experimentam giro e compensa esse giro, introduzindo um ajuste de “compensação de impulso” para a curva de impulso projetado da Figura 3B. Em essência, dependendo da direção do giro da pá, esse ajuste aumenta ou diminui o valor máximo de impulso do projeto no programa de controle. Em resposta, para o giro da pá de direção de penas, a curva de controle de passo (Figura 3C) não é limitada pelo “déficit de impulso” e é ajustada para o novo valor máximo de impulso (que inclui o valor de “compensação de impulso”). Por sua vez, o passo é alcançado que permite a curva de potência real da Figura 3A (linha tracejada) a se aproximar mais da curva de potência do projeto.[035] With reference to Figure 3B, the present methodology recognizes that conventional wind turbine control methods take into account the thrust deficit (blades rotated to the feather position) identified in the figure and thus artificially limit the thrust power. wind turbine output at rated wind speed, as illustrated in Figure 3A. The current methodology detects when the blades experience spin and compensates for that spin by introducing a “thrust compensation” adjustment to the projected thrust curve of Figure 3B. In essence, depending on the direction of blade rotation, this adjustment increases or decreases the maximum design thrust value in the control program. In response, for the turning of the feather steering blade, the pitch control curve (Figure 3C) is not limited by the “thrust deficit” and is adjusted to the new maximum thrust value (which includes the “boost compensation” value). impulse”). In turn, the step is reached that allows the actual power curve of Figure 3A (dashed line) to more closely approximate the design power curve.

[036] Com referência à Figura 4, é ilustrado um diagrama de blocos de uma forma de realização de componentes adequados, que podem ser incluídos dentro do controlador de turbina (26) que operam de acordo com aspectos do presente assunto. Como ilustrado, o controlador (26) pode incluir um ou mais processadores (60) e o(s) dispositivo(s) de memória associado (62) configurado para executar uma variedade de funções implementadas pelo computador (por exemplo, executando os métodos, etapas, cálculos e similares aqui descritos). Além disso, o controlador (26) também pode incluir um módulo de comunicação (64) para facilitar as comunicações entre o controlador (26) e os vários componentes da turbina eólica (10). Por exemplo, o módulo de comunicação (64) pode servir como uma interface para permitir que o controlador de turbina (26) transmita sinais de controle para cada mecanismo de ajuste de passo (32) para controlar o ângulo de passo das pás de rotor (22). Além disso, o módulo de comunicação (64) pode incluir uma interface de sensor (66) (por exemplo, um ou mais conversores analógico-digital) para permitir que os sinais de entrada transmitidos de, por exemplo, vários sensores de giro, a serem convertidos em sinais que podem ser entendidos e processados pelos processadores (60).[036] With reference to Figure 4, there is illustrated a block diagram of an embodiment of suitable components, which can be included within the turbine controller (26) that operate in accordance with aspects of the present subject matter. As illustrated, the controller (26) may include one or more processors (60) and associated memory device(s) (62) configured to perform a variety of functions implemented by the computer (e.g., executing the methods, steps, calculations and similar described here). Furthermore, the controller (26) may also include a communication module (64) to facilitate communications between the controller (26) and the various components of the wind turbine (10). For example, the communication module (64) may serve as an interface to allow the turbine controller (26) to transmit control signals to each pitch adjustment mechanism (32) to control the pitch angle of the rotor blades ( 22). Furthermore, the communication module (64) may include a sensor interface (66) (e.g., one or more analog-to-digital converters) to allow input signals transmitted from, for example, multiple rotation sensors, to be converted into signals that can be understood and processed by processors (60).

[037] A Figura 5 é um diagrama de uma forma de realização do método de acordo com aspectos da invenção. Deve-se entender que os métodos de acordo com a presente descrição podem, em formas de realização exemplificativas, ser métodos de retroalimentação em circuito fechado e podem ser utilizados para as pás de rotor (22) da turbina eólica (10), individualmente ou coletivamente. Por exemplo, valores de passo desejados, valores de passo de corrente e valores de passo total podem ser introduzidos e determinados individualmente para cada pá de rotor (22) ou coletivamente para a pluralidade de pás de rotor (22).[037] Figure 5 is a diagram of an embodiment of the method according to aspects of the invention. It is to be understood that the methods according to the present description may, in exemplary embodiments, be closed-loop feedback methods and may be used for the rotor blades (22) of the wind turbine (10), individually or collectively. . For example, desired pitch values, current pitch values, and total pitch values can be entered and determined individually for each rotor blade (22) or collectively for the plurality of rotor blades (22).

[038] Os métodos de acordo com estas formas de realização podem incluir, por exemplo, a determinação do valor de impulso atual ou real (102) para a turbina eólica (10), como pode ser apreciado a partir das Figuras 3A a 3C. Vários métodos e aparelhos podem ser utilizados para determinar um valor de impulso de corrente (102). Em algumas formas de realização, o valor de impulso atual pode ser medido. Por exemplo, os sensores (104), tais como medidores de tensão ou sensores de fibra óptica, podem ser colocados na turbina eólica (10), tal como nas pás do rotor (22) ou no eixo (40), para medir direta ou indiretamente o impulso ao qual as pás do rotor (22) estão sujeitas, por exemplo, correlacionando a deflexão da pá com o impulso. Alternativamente, os dispositivos de medição (106), tais como pêndulos ou acelerômetros, podem ser utilizados para medir um ângulo de passo da turbina eólica (10). O ângulo de passo pode estar correlacionado com o impulso ao qual as pás de rotor (22) estão sujeitas. Em outras formas de realização alternativas, a velocidade de vento no contravento da turbina eólica (10) pode ser medida, tal como através da utilização de um sensor de clima adequado (108). Sensores meteorológicos adequados incluem, por exemplo, dispositivos de Detecção e Variação de Luz (“LIDAR”), dispositivo sônico de Detecção e Variação de Luz (“SODAR”), anemômetros, para-brisas, barômetros e dispositivos de radar (como dispositivos de radar Doppler). A velocidade de vento contravento pode estar correlacionada com o impulso ao qual as pás de rotor (22) estão sujeitas. Por exemplo, em algumas formas de realização, a velocidade de vento e as mudanças nele podem ser estimadas através do uso, por exemplo, de um algoritmo de observação de vento, que pode ser incluído no controlador (26). O sistema de observação de vento pode inserir torque de carga aplicado ao gerador (24), medido por sensores adequados, como sensores no rotor do gerador (114) ou eixo de entrada, e torque de acionamento aplicado pelo vento, medido por sensores adequados, e pode estimar a velocidade de vento com base nessas entradas. A velocidade estimada do vento pode então ser utilizada para calcular um impulso estimado correspondente. Alternativamente, qualquer método ou aparelho apropriado pode ser utilizado para estimar o valor de impulso atual ou real.[038] Methods according to these embodiments may include, for example, determining the current or actual thrust value (102) for the wind turbine (10), as can be appreciated from Figures 3A to 3C. Various methods and apparatus can be used to determine a current pulse value (102). In some embodiments, the current impulse value may be measured. For example, sensors (104), such as strain gauges or fiber optic sensors, may be placed on the wind turbine (10), such as on the rotor blades (22) or shaft (40), to directly measure or indirectly the thrust to which the rotor blades (22) are subjected, for example, by correlating the blade deflection with the thrust. Alternatively, measuring devices (106), such as pendulums or accelerometers, can be used to measure a pitch angle of the wind turbine (10). The pitch angle may be correlated with the thrust to which the rotor blades (22) are subjected. In other alternative embodiments, the wind speed upwind of the wind turbine (10) can be measured, such as through the use of a suitable weather sensor (108). Suitable meteorological sensors include, for example, Light Detection and Ranging (“LIDAR”) devices, sonic Light Detection and Ranging (“SODAR”) devices, anemometers, windshields, barometers, and radar devices (such as Doppler radar). The upwind speed may be correlated with the thrust to which the rotor blades (22) are subjected. For example, in some embodiments, wind speed and changes therein can be estimated through the use of, for example, a wind observation algorithm, which can be included in the controller (26). The wind observation system may input load torque applied to the generator (24), measured by suitable sensors, such as sensors on the generator rotor (114) or input shaft, and wind-applied drive torque, measured by suitable sensors, and can estimate wind speed based on these inputs. The estimated wind speed can then be used to calculate a corresponding estimated thrust. Alternatively, any suitable method or apparatus may be used to estimate the actual or actual impulse value.

[039] Conforme ilustrado na Figura 3B, certas formas de realização podem incluir, por exemplo, o passo de calcular um déficit de impulso ou valor em excesso e um valor de compensação de impulso correspondente. Este cálculo pode basear-se no valor de impulso atual e em um valor máximo de impulso predeterminado, que, de forma geral, é entendido como um nível de impulso programado no controlador (26) que a turbina eólica (10) não deve exceder.[039] As illustrated in Figure 3B, certain embodiments may include, for example, the step of calculating a impulse deficit or excess value and a corresponding impulse compensation value. This calculation can be based on the current thrust value and a predetermined maximum thrust value, which, in general, is understood as a thrust level programmed in the controller (26) that the wind turbine (10) must not exceed.

[040] Voltando novamente à Figura 5, no passo (200), a turbina eólica está operando na curva de potência de saída projetado designada, que é determinada como uma função do valor máximo de impulso do projeto, conforme discutido acima.[040] Returning again to Figure 5, in step (200), the wind turbine is operating at the designated designed output power curve, which is determined as a function of the maximum design thrust value, as discussed above.

[041] No passo (202), a detecção do giro induzido por torção nas pás é realizada em uma base contínua ou por meio de uma entrada de um ou mais sensores (204). Podem ser utilizados vários métodos e dispositivos para este fim. Por exemplo, o giro de torção induzido pode ser detectado diretamente, detectando uma mudança em um aspecto físico das pás de rotor (22) resultantes do giro de torção induzido. Por exemplo, o giro de torção induzido pode ser detectado diretamente por um sensor (104) montado nas pás do rotor, tal como um medidor de tensão, um sensor de fibra óptica (120) que se desloca ao longo da pá, um sensor ou acelerômetro giroscópico, uma unidade de medição micro inercial (MIMU), e assim por diante. Esses sensores podem ser os mesmos sensores discutidos acima, usados para correlacionar a deflexão da pá com o impulso.[041] In step (202), detection of torsion-induced rotation in the blades is performed on a continuous basis or through an input from one or more sensors (204). Various methods and devices can be used for this purpose. For example, induced torsional rotation can be detected directly by detecting a change in a physical aspect of the rotor blades (22) resulting from the induced torsional rotation. For example, the induced torsional rotation can be detected directly by a sensor (104) mounted on the rotor blades, such as a strain gauge, a fiber optic sensor (120) moving along the blade, a sensor or gyroscopic accelerometer, a micro inertial measurement unit (MIMU), and so on. These sensors can be the same sensors discussed above that are used to correlate blade deflection with thrust.

[042] Em outra forma de realização, o giro induzido por torção pode ser detectado de forma óptica direta por uma câmara (122) disposta para visualizar um aspecto em espiral da pá do rotor. Por exemplo, a câmara (122) pode estar localizada na caixa da nacela (16) para capturar opticamente cada pá (22) à medida que passa a posição da câmera.[042] In another embodiment, torsion-induced rotation can be detected directly optically by a camera (122) arranged to visualize a spiral aspect of the rotor blade. For example, the camera (122) may be located in the nacelle housing (16) to optically capture each blade (22) as it passes the position of the camera.

[043] Ainda em outra forma de realização, o giro de torção induzido pode ser detectad0 diretamente por um laser (124) (Figura 2) disposto para detectar a distorção da pá do rotor.[043] In yet another embodiment, the induced torsional rotation can be detected directly by a laser (124) (Figure 2) arranged to detect the distortion of the rotor blade.

[044] Em certas formas de realização, o giro de torção induzido é indiretamente detectado por uma carga de pá realmente medida sendo inferior a ou superior a um valor esperado a uma determinada velocidade de vento, em que a carga da pá é calculada com base na deflexão da pá medida ou outros métodos. Da mesma forma, a torção pode ser inferida de um impulso de rotor medido inferior a ou superior a um valor esperado a uma velocidade de vento definida, por exemplo, a velocidade de vento no joelho da curva de potência de saída.[044] In certain embodiments, the induced torsional turn is indirectly detected by an actually measured blade load being less than or greater than an expected value at a given wind speed, wherein the blade load is calculated based on in measured blade deflection or other methods. Similarly, twist can be inferred from a measured rotor thrust less than or greater than an expected value at a defined wind speed, for example, the wind speed at the knee of the output power curve.

[045] Em ainda outras formas de realização, o giro de torção induzido pode ser indiretamente detectado por uma inclinação ou deflexão da torre medida (detectada pelo sensor (110)), sendo inferior a ou superior a um valor esperado a uma velocidade de vento definida, por exemplo a velocidade de vento no joelho da curva de potência de saída.[045] In still other embodiments, the induced torsional rotation can be indirectly detected by a measured tower tilt or deflection (detected by the sensor (110)), being less than or greater than an expected value at a wind speed defined, for example the wind speed at the knee of the output power curve.

[046] Uma forma de realização pode incluir inferir o giro de torção induzido de um ruído medido a uma velocidade de vento definida, sendo superior a ou inferior a um valor esperado.[046] One embodiment may include inferring the induced torsional rotation from a noise measured at a defined wind speed, being greater than or less than an expected value.

[047] Ainda em outra forma de realização, o giro de torção induzido pode ser indiretamente detectado por uma diferença na velocidade de vento nominal entre um ângulo de passo da pá medido e um ângulo de passo da pá esperado.[047] In yet another embodiment, the induced torsional rotation can be indirectly detected by a difference in nominal wind speed between a measured blade pitch angle and an expected blade pitch angle.

[048] O giro de torção induzido pode ser indiretamente detectado por uma diferença entre uma velocidade de vento estimada com controlador baseado em modelo (MBC) e uma velocidade de vento realmente medida.[048] Induced torsional spin can be indirectly detected by a difference between a model-based controller (MBC) estimated wind speed and an actually measured wind speed.

[049] Voltando novamente à Figura 5, no passo (206), determina-se que as pás (22) não estão sendo giradas e o programa de controle continua a operar a turbina eólica na curva de potência de saída nominal.[049] Returning again to Figure 5, in step (206), it is determined that the blades (22) are not being rotated and the control program continues to operate the wind turbine at the nominal output power curve.

[050] No passo (208), determina-se que as pás experimentam um giro induzido por torção (para a posição da pena nesta forma de realização). Após esta determinação, o processo prossegue para o passo (210) em que é introduzido um valor de compensação de impulso (Figura 3B) para aumentar o valor máximo de impulso de limiar no programa de controle para compensar o déficit de impulso. O controle de passo é então mantido ao valor de impulso aumentado no passo (212) de modo que a potência de saída da turbina eólica não é desnecessariamente limitada pelo giro induzido nas pás do rotor, conforme discutido acima em relação às Figuras 3A a 3C.[050] In step (208), it is determined that the blades experience a torsion-induced rotation (for the feather position in this embodiment). After this determination, the process proceeds to step (210) in which a impulse compensation value (Figure 3B) is introduced to increase the maximum threshold impulse value in the control program to compensate for the impulse deficit. Pitch control is then maintained at the increased thrust value in pitch (212) so that the power output of the wind turbine is not unnecessarily limited by the rotation induced in the rotor blades, as discussed above in relation to Figures 3A to 3C.

[051] Em uma certa forma de realização, o valor máximo de impulso de limiar é aumentado ou diminuído proporcionalmente com a quantidade de giro de torção induzido nas pás do rotor. O controlador calcula uma correlação entre o grau de giro da pá e a magnitude do valor de compensação de impulso. Em uma forma de realização alternativa, o valor máximo de impulso de limiar é aumentado ou diminuído por uma quantidade predefinida após a determinação do giro de torção nas pás do rotor, em que esta quantidade ajustada é mantida até a velocidade de vento de corte da curva de potência de saída avaliada.[051] In a certain embodiment, the maximum threshold thrust value is increased or decreased proportionally with the amount of torsional rotation induced in the rotor blades. The controller calculates a correlation between the degree of blade rotation and the magnitude of the thrust compensation value. In an alternative embodiment, the maximum threshold thrust value is increased or decreased by a predefined amount after determining the torsional turn in the rotor blades, wherein this set amount is maintained until the curve cut-off wind speed. of rated output power.

[052] A presente metodologia também incorpora formas de realização em que a detecção de giro induzido por torção nas pás de rotor conduz a uma determinação diferencial entre o impulso de limiar máximo programado e o impulso real, em que o valor de compensação de impulso é determinado como uma função do valor diferencial. Os métodos são descritos acima para medir o impulso real em vários locais na turbina eólica.[052] The present methodology also incorporates embodiments in which the detection of torsion-induced rotation in the rotor blades leads to a differential determination between the programmed maximum threshold thrust and the actual thrust, wherein the thrust compensation value is determined as a function of the differential value. Methods are described above for measuring the actual thrust at various locations on the wind turbine.

[053] Esta descrição escrita utiliza exemplos para divulgar a invenção, incluindo o melhor modo de realização, e também para permitir que qualquer pessoa versada na técnica pratique a invenção, incluindo fazer e usar qualquer dispositivo ou sistema e executar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido pelas reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorrem para as pessoas versadas na técnica. Tais outros exemplos pretendem estar dentro do escopo das reivindicações se eles incluem elementos estruturais que não diferem da linguagem literal das reivindicações, ou se eles incluem elementos estruturais equivalentes com diferenças não substanciais das linguagens literais das reivindicações. LISTA DE COMPONENTES [053] This written description uses examples to disclose the invention, including the best mode of embodiment, and also to allow any person skilled in the art to practice the invention, including making and using any device or system and performing any incorporated 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 language of the claims. LIST OF COMPONENTS

Claims

1. METHOD FOR OPERATING AN IMPULSE-CONTROLLED WIND TURBINE (10) HAVING ROTOR BLADES (22) CONNECTED TO A HUB (20), wherein a controller (26) compensates the rotation of the blade induced by torsion, characterized by the method understand: - operation (200) of the wind turbine (10) according to a nominal output power curve and the programmed maximum thrust value; - periodic or continuous detection (202) of torsional rotation induced in the rotor blades (10); - after determining the torsional rotation induced in the rotor blades (22), adjust (210) the maximum programmed thrust value to compensate for the torsional rotation by increasing or decreasing the maximum programmed thrust value; and - the controller (26) controlling the pitch of the rotor blades (10) depending on the adjusted maximum programmed thrust value, so that the output power of the wind turbine (10) is not limited or increased by the rotation induced in the blades of the rotor.

2. METHOD, according to claim 1, characterized in that adjusting the maximum programmed thrust value depends on the direction of rotation of the blade.

3. METHOD, according to any one of claims 1 to 2, characterized in that the maximum programmed thrust value is adjusted (210) proportionally to the amount of torsional rotation induced in the rotor blades (10).

4. METHOD, according to any one of claims 1 to 3, characterized in that the maximum programmed thrust value is adjusted (210) by a predefined amount after determining the torsional rotation in the rotor blades (22) up to the wind speed cutoff of the nominal output power curve.

5. METHOD, according to any one of claims 1 to 4, characterized in that the induced torsional rotation is directly detected (202) by detecting a change in a physical aspect of the rotor blades (22) resulting from the induced torsional rotation.

6. METHOD, according to any one of claims 1 to 5, characterized in that the induced torsional rotation is directly detected (202) by a sensor (104) mounted on the rotor blade (22).

7. METHOD according to any one of claims 1 to 6, characterized in that the induced torsional rotation is directly detected optically (202) by a camera (122) arranged to view a spanwise aspect of the rotor blade (10).

8. METHOD, according to any one of claims 1 to 7, characterized in that the induced torsional rotation is directly detected (202) by a laser (124) arranged to detect the distortion of the rotor blade.

9. METHOD, according to any one of claims 1 to 8, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202).

10. METHOD, according to claim 9, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202) by an actually measured blade load, being less than or greater than an expected value at a determined wind speed.

11. METHOD, according to any one of claims 9 to 10, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202) by a measured rotor impulse, being less than or greater than an expected value at a defined wind speed.

12. METHOD, according to any one of claims 9 to 11, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202) by a measured tower inclination, being less than an expected value at a defined wind speed.

13. METHOD, according to any one of claims 9 to 12, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202) by a noise measured at a defined wind speed, which is different from an expected value.

14. METHOD according to any one of claims 9 to 13, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202) by a difference at a defined wind speed in the output power curve between a measured blade pitch angle and an expected blade pitch angle.

15. METHOD according to any one of claims 9 to 14, characterized in that the induced torsional rotation is indirectly detected (202) by a difference between a model-based controller (MBC) estimated wind speed and an actual wind speed measure.