BR102018075814B1

BR102018075814B1 - Método de operação de uma turbina eólica, método de determinação de fatiga em pelo menos um componente de turbina eólica e método de realização de uma operação de manutenção em pelo menos um componente de turbina eólica

Info

Publication number: BR102018075814B1
Application number: BR102018075814-4A
Authority: BR
Inventors: Tomas Santiago; Danielsen Darren; Sanz Francesc Xavier; Paura Ingo; Davoust Samuel; Agarwal Pranav
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2017-12-12
Filing date: 2018-12-12
Publication date: 2022-05-17
Also published as: CN110017249B; US20190178231A1; DK3499022T3; US11041483B2; ES2946538T3; EP3499022B1; EP3499022A1; CN110017249A; BR102018075814A2

Abstract

A presente invenção refere-se a um método de operação de uma turbina eólica e a um método de determinação de fatiga em um componente de turbina eólica. O método de operação de uma turbina eólica compreende determinar uma fatiga acumulada de referência, determinar um tempo operacional, obter um indicador de carga parcial, determinar uma fatiga acumulada real, comparar a fatiga acumulada real com a fatiga acumulada de referência e controlar a operação da turbina eólica. O método de determinação de fatiga em um componente de turbina eólica compreende determinar um tempo operacional, obter velocidade do vento, obter intensidade de turbulência, determinar um tempo para cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência e determinar uma fatiga acumulada real. Em um aspecto adicional, também é fornecido um controlador de turbina eólica configurado para realizar qualquer um dos métodos revelados no presente documento.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção refere-se a métodos de operação de uma turbina eólica e, mais particularmente, a métodos de operação de uma turbina eólica tendo em vista o dano por fatiga em um ou mais componentes de turbina eólica.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] As turbinas eólicas modernas são usadas comumente para suprir eletricidade à rede elétrica. As turbinas eólicas desse tipo compreendem, em geral, um rotor com um cubo de rotor e uma pluralidade de pás. O rotor é colocado em rotação sob a influência do vento nas pás. A rotatividade de uma haste de rotor aciona um rotor de gerador tanto diretamente (“acionado diretamente”) como através do uso de uma caixa de engrenagens.

[003] Uma velocidade variável de turbina eólica pode, tipicamente, ser controlada com a variação do torque de gerador e o ângulo de inclinação das lâminas. Como resultado, o torque aerodinâmico, a velocidade de rotor e a potência elétrica gerada terão variações.

[004] As turbinas eólicas e componentes de turbina eólica podem ser projetados considerando a vida útil de modelo (por exemplo, 20 anos). Isso significa que é esperado que uma turbina eólica seja retirada de serviço após 20 anos de operação. Em um cenário ideal, todos os componentes da turbina eólica ou um grande número de componentes da turbina eólica atingem o final da sua vida útil individual substancialmente no mesmo momento, isto é, no final da vida útil da turbina eólica. Nesse caso, nenhum dos componentes de turbina eólica é superdimensionado. Cada um dos componentes é dimensionado corretamente, reduzindo assim o peso e o custo da turbina eólica.

[005] No entanto, na realidade, uma turbina eólica nem sempre funcionará exatamente de acordo com as expectativas, como, por exemplo, as condições reais do vento durante o funcionamento podem ser diferentes das condições de vento esperadas. Portanto, uma turbina eólica pode ser submetida a cargas mais altas ou cargas inferiores àquelas para as quais a turbina eólica foi projetada. Isto pode acontecer quando as condições de vento do local medido durante um período de tempo antes da instalação da turbina eólica diferirem das condições de vento reais às quais a turbina eólica é submetida. Essas diferenças podem ser produzidas, por exemplo, por um novo objeto erguido em frente da turbina eólica (ou turbinas) que modifica as condições do vento, por exemplo, um novo parque eólico instalado em frente a um antigo parque eólico. Além disso, a campanha de medição realizada durante um tempo relativamente curto antes da instalação do parque eólico pode não refletir todas as condições de vento às quais a turbina eólica pode ser submetida durante sua vida útil.

[006] Tais diferenças na condição do vento podem levar a uma turbina eólica não alcançando sua vida útil, o que pode exigir o reparo de um componente ou a retirada antecipada do serviço. Alternativamente, as diferenças das condições reais do vento para as condições esperadas do vento também podem levar a turbina eólica sendo submetida a cargas menores do que o esperado. As cargas na turbina eólica podem ser modificadas controlando, por exemplo, o ângulo do passo de modo a maximizar ou minimizar a potência de saída. Maximizar a potência de saída geralmente exige que as pás capturem energia mais alta, o que inevitavelmente leva a cargas maiores na turbina eólica.

[007] Turbinas eólicas são geralmente projetadas para suportar tanto condições extremas, por exemplo, uma rajada de vento, como cargas cíclicas com uma magnitude inferior às cargas projetadas. Essas cargas cíclicas ou cargas de fadiga podem ocasionar a falha de um componente. Em alguns casos, cargas de fadiga podem ser as cargas mais importantes quando se projeta uma turbina eólica ou um componente específico de turbina eólica, por exemplo, uma torre de turbina eólica. Portanto, a determinação do dano real por fadiga em uma turbina eólica ou em um componente de turbina eólica pode permitir o aumento da vida útil da turbina eólica ou do componente da turbina eólica ou reprogramar as operações de manutenção.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[008] Em uma primeira realização, é fornecido um método de operação de uma turbina eólica. O método compreende determinar uma fadiga acumulada de referência de pelo menos um componente de turbina eólica, determinar um tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica que compreende períodos de obtenção de carga e obter um indicador de carga parcial de pelo menos um componente de turbina eólica para cada um dos períodos de obtenção de carga. Além disso, o método compreende determinar uma fadiga acumulada real no pelo menos um componente de turbina eólica que compreende obter um indicador de carga acumulada por meio da adição dos indicadores de carga parcial de cada um dos períodos de obtenção de carga. O método compreende adicionalmente comparar a fadiga acumulada real com a fadiga acumulada de referência e controlar o funcionamento da turbina eólica com base, pelo menos, em um resultado da comparação da fadiga acumulada real com a fadiga acumulada de referência.

[009] Nessa realização, a operação da turbina eólica é ajustada de acordo com um resultado da comparação da fadiga acumulada real e da fadiga acumulada de referência, isto é, determinar se o componente da turbina eólica tem pelo menos fadiga acumulada mais ou menos real do que a esperada. Por conseguinte, a disponibilidade de turbinas eólicas pode ser melhorada, por exemplo, através do planejamento de operações de manutenção em componentes de turbinas eólicas com uma fadiga acumulada real maior do que a fadiga acumulada de referência na vida útil, por exemplo, um valor limiar da fadiga acumulada teórica, determinado na vida útil, ou prolongar a vida útil de componentes de turbina eólica que têm menos fadiga acumulada real do que a fadiga acumulada de referência na vida útil, por exemplo, um valor limiar da fadiga acumulada teórica esperada na vida útil do componente. Como resultado, a operação da turbina eólica pode ser otimizada e o custo da energia (COE) também pode ser reduzido.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[010] Realizações não limitantes da presente invenção serão descritas a seguir com referência às Figuras anexas, em que: a Figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de uma turbina eólica de acordo com uma realização; a Figura 2 ilustra uma vista interna detalhada de uma nacela de uma turbina eólica de acordo com uma realização; a Figura 3 mostra um fluxograma de um método de operação de uma turbina eólica de acordo com uma realização; a Figura 4 mostra um fluxograma de uma realização de um método de operação de uma turbina eólica; a Figura 5 mostra um fluxograma de uma realização de um método de operação de uma turbina eólica; a Figura 6 mostra um fluxograma de uma realização de um método de determinação da fatiga em um componente de turbina eólica; e a Figura 7 mostra um fluxograma de uma realização de um método de determinação da fatiga em um componente de turbina eólica.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[011] Nessas figuras, os mesmos sinais de referência foram usados para designar elementos correspondentes.

[012] Tempo operacional de um componente aqui deve significar um tempo que um componente esteve em operação.

[013] A vida útil de um componente deve significar a vida útil máxima esperada de um componente.

[014] Aqui, a fadiga acumulada de referência deve significar preferencialmente um acúmulo de cargas teóricas de fadiga (com ou sem um fator de segurança) que se espera que uma turbina eólica (componente) experimente.

[015] Fadiga acumulada de referência na vida útil deve significar as cargas teóricas de fadiga acumuladas (com ou sem um fator de segurança) que uma turbina eólica (componente) deverá suportar durante sua vida útil.

[016] Tendência de fadiga acumulada de referência deve significar uma curva ou linha indicando um acúmulo de cargas teóricas de fadiga esperadas (com ou sem um fator de segurança) desde o início da operação de uma turbina eólica (componente) até a vida útil.

[017] Fadiga acumulada de referência no tempo operacional deve significar as cargas teóricas de fadiga acumuladas esperadas (com ou sem um fator de segurança) durante o tempo em que uma turbina eólica (componente) estiver em operação.

[018] Fadiga acumulada real é um cálculo ou estimativa das cargas de fadiga reais que uma turbina eólica (componente) foi submetida durante o seu tempo operacional.

[019] A Figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de uma realização de uma turbina eólica 200. Conforme mostrado, a turbina eólica 200 inclui uma torre 210 que se estende a partir de uma superfície de sustentação 211, uma nacela 220 montada na torre 210 e um rotor 230 acoplado à nacela 220. O rotor 230 inclui um cubo giratório 231 e pelo menos uma pá de rotor 232 acoplada a e que se estende para fora do cubo 231. Por exemplo, na realização ilustrada, o rotor 230 inclui três pás de rotor 232. No entanto, em uma realização alternativa, o rotor 230 pode incluir mais ou menos que três pás de rotor 232. Cada pá de rotor 232 pode estar espaçada ao redor do cubo 231 para facilitar o giro do rotor 230 para permitir que a energia cinética seja transferida do vento para energia mecânica útil e, subsequentemente, para energia elétrica. Por exemplo, o cubo 231 pode ser acoplado de modo giratório a um gerador elétrico 221 (Figura 2) posicionado dentro da nacela 220 para permitir que a energia elétrica seja produzida.

[020] A turbina eólica 200 pode incluir, também, um controlador de turbina eólica 240 centralizado no interior da nacela 220. No entanto, em outras realizações, o controlador de turbina eólica 240 pode estar situado dentro de qualquer componente da turbina eólica 200 ou em um local fora da turbina eólica. Além disso, o controlador 240 pode ser acoplado de modo comunicativo a qualquer número de componentes da turbina eólica 200 a fim de controlar a operação de tais componentes e/ou de determinar a fadiga acumulada real de tais componentes. Em algumas realizações, o controlador pode ser adicionalmente configurado para realizar uma operação de manutenção em um componente de turbina eólica. Em algumas realizações, o controlador de turbina eólica pode ser acoplado de forma comunicativa a sensores para obter velocidade de vento ou intensidade de turbulência. O controlador da turbina eólica será explicado em mais detalhes abaixo.

[021] A Figura 2 ilustra uma vista interna simplificada de uma realização da nacela 220 da turbina eólica 200 da Figura 1. Conforme mostrado, o gerador 221 pode ser disposto dentro da nacela 220. Em geral, o gerador 221 pode ser acoplado ao rotor 230 da turbina eólica 200 para gerar energia elétrica a partir da energia gerada pelo rotor 230. Por exemplo, o rotor 230 pode incluir uma haste de rotor principal 222 acoplada ao cubo 231 para girar com o mesmo. O gerador 221 pode, então, ser acoplado à haste de rotor 222 de modo que a rotação da haste de rotor 222 acione o gerador 221. Por exemplo, na realização ilustrada, o gerador 221 inclui uma haste de gerador 223 acoplada de modo giratório à haste de rotor 222 através de uma caixa de engrenagens 224. Deve ser apreciado que o eixo do rotor 222, a caixa de engrenagens 223 e o gerador 221 podem geralmente ser sustentados dentro da nacela 220 por um quadro de sustentação ou chapa de apoio 225 posicionada no topo da torre de turbina eólica 210.

[022] As pás 232 são acopladas ao cubo 231 com um rolamento de passo entre a pá 232 e o cubo 231 e podem realizar um movimento de rotação relativo em relação ao cubo 231 quando o sistema de passo 233 é atuado.

[023] A Figura 3 é um fluxograma de um método de operação 1a de uma turbina eólica 200 de acordo com uma realização.

[024] No bloco 10, determina-se uma fatiga acumulada de referência de pelo menos um componente de turbina eólica. Tal fatiga acumulada de referência deve, de preferência, significar um acúmulo de cargas de fatiga teórica que é esperado que o pelo menos um componente de turbina eólica experimente.

[025] Em algumas realizações, a fatiga acumulada de referência pode compreender um fator de segurança, por exemplo, um valor limiar da fatiga acumulada teórica do pelo menos um componente de turbina eólica. De acordo com esse aspecto, uma fatiga acumulada real pode ser comparada a uma fatiga acumulada de referência.

[026] A fatiga acumulada de referência e, consequentemente, a fatiga acumulada teórica, é baseada em simulações de fatiga teórica realizadas para projetar e/ou analisar o comportamento estrutural da turbina eólica, e se seus componentes. Por exemplo, o formato e o material dos componentes podem ser considerados para simular a fatiga acumulada de referência.

[027] Em algumas realizações, essas simulações podem considerar um local específico, isto é, considerar as condições específicas de vento previstas ou projetadas. Em algumas dessas realizações, a fatiga acumulada de referência pode ser determinada considerando o tempo durante o qual se espera que a turbina eólica funcione sob várias combinações de velocidade do vento e intensidade de turbulência. Essas velocidades do vento e intensidades de turbulência podem ser obtidas a partir de uma campanha de medição do local de vento ou de outras medições empíricas.

[028] Uma fatiga acumulada de referência na vida útil pode ser obtida, por exemplo, um valor limiar da fatiga acumulada teórica calculada na vida útil projetada. De acordo com esse aspecto, a fadiga acumulada de referência na vida útil projetada pode ser usada para determinar onde a fadiga acumulada real de pelo menos um componente de turbina eólica está em relação ao limite projetado de fadiga, isto é, a fadiga acumulada teórica na vida útil projetada. Por exemplo, se a vida útil projetada de um componente é de 20 anos, a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada é a carga de fatiga teórica acumulada (com ou sem um fator de segurança) que se espera que o componente de turbina eólica suporte durante esses 20 anos.

[029] Em algumas realizações, pode ser obtida uma tendência de fatiga acumulada de referência. A tendência de fatiga acumulada de referência é uma curva ou linha que indica um acúmulo de cargas de fatiga esperada teórica que é esperado que um componente de turbina eólica suporte durante sua vida útil projetada, isto é, desde o início de uma operação do componente até a vida útil projetada. Essa curva ou linha indica a evolução da fatiga acumulada de referência durante a vida útil projetada. Consequentemente, a curva ou linha compreende a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada. A tendência de fatiga acumulada de referência pode compreender um fator de segurança.

[030] Em algumas realizações, uma tendência de fatiga acumulada de referência pode ser determinada interpolando a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada. Em outras realizações, uma tendência de fatiga acumulada de referência pode ser determinada por simulações.

[031] A partir de uma tendência de fatiga acumulada de referência, uma fatiga acumulada de referência pode assim ser determinada a qualquer momento durante a vida útil projetada. Portanto, uma fatiga acumulada de referência no tempo operacional, ou seja, o tempo que um componente está em funcionamento, por exemplo, 7 anos, pode ser determinado a partir dessa curva ou linha, ou seja, da tendência de fatiga acumulada de referência. Nessas realizações, a fatiga acumulada de referência no tempo operacional pode assim ser determinada com base no tempo operacional e na tendência de fatiga acumulada de referência.

[032] Tal fatiga acumulada teórica pelo tempo operacional significa a fatiga acumulada esperada para um componente de turbina eólica durante o tempo operacional.

[033] Em algumas realizações, a fatiga acumulada teórica e a fatiga acumulada de referência podem ser iguais. Em algumas realizações, a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada pode corresponder a um valor entre 80% e 100% da fatiga acumulada teórica na vida útil projetada.

[034] A determinação de um tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica é representada no bloco 20. O tempo operacional compreende períodos de obtenção de carga. No bloco 30, é representada a obtenção de um indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica para cada um dos períodos de obtenção de carga. Durante cada um dos períodos de obtenção de carga, um indicador de carga pode ser obtido, portanto, cada um dos indicadores de carga obtidos em cada um dos períodos de obtenção de carga é um indicador de carga parcial. Tal indicador de carga parcial pode ser obtido por meio de qualquer um dos métodos descritos abaixo, por exemplo, por meio da obtenção de velocidade do vento e intensidade de turbulência e da determinação de um tempo para cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência ou por meio da estimativa de cargas de um controlador de turbina eólica. O bloco 40 representa a determinação da fatiga acumulada, ou seja, a fatiga acumulada em tempo real, e compreende obter um indicador de carga acumulada por meio da adição dos indicadores de carga parcial de cada um dos períodos de obtenção de carga. O indicador de carga acumulada representa o acúmulo de todos os indicadores de carga parcial que foram obtidos nos períodos de obtenção de carga, ou seja, o indicador de carga acumulada durante o tempo operacional.

[035] Essa fatiga acumulada real pode ser determinada por diferentes métodos. Por exemplo, a fatiga acumulada pode ser calculada por meio da determinação de uma carga de fatiga equivalente com base pelo menos no indicador de carga acumulada obtido do pelo menos um componente de turbina eólica. Essa carga de fatiga equivalente pode ser determinada por diferentes métodos. Nesse aspecto, são adicionadas cargas de fatiga equivalente determinadas em diferentes períodos de obtenção de carga durante o tempo operacional. Então, a fatiga acumulada em tempo real pode ser obtida para o tempo operacional.

[036] No bloco 50, a fatiga acumulada, ou seja, determinada a partir das cargas reais, e a fatiga acumulada de referência são comparadas. Então, no bloco 60, a operação da turbina eólica é controlada com base pelo menos em um resultado de tal comparação.

[037] No bloco 20, é determinado o tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica. O tempo operacional é definido como o tempo no qual um componente vem trabalhando. O tempo operacional geralmente coincide com o tempo total no qual um componente vem trabalhando desde a sua instalação. Entretanto, o tempo operacional pode ser redefinido se uma operação de manutenção específica foi realizada, por exemplo, substituição do elemento do componente de turbina eólica que é submetido a cargas de fatiga. Se um componente for substituído, o tempo operacional desse componente é consequentemente redefinido. Em algumas realizações, o tempo operacional máximo de um componente pode ser 20 anos.

[038] O tempo operacional compreende períodos de obtenção de carga, que são os períodos em que são obtidos os indicadores de cargas parciais. Um período de obtenção de carga pode ser, por exemplo, de 1 minuto a 120 minutos, especificamente cerca de 10 minutos. O tempo total dos períodos de obtenção de carga coincidem com o tempo operacional do componente.

[039] Se componentes diferentes forem monitorados, o tempo operacional e a carga de fadiga podem ser diferentes para cada um deles, por exemplo, um componente pode ter sido substituído após 20.000 horas de operação e, após a substituição do componente, o tempo operacional seria iniciado a partir de 0, e outro componente ainda pode estar funcionando após 40.000 horas de operação.

[040] No bloco 30, é obtido um indicador de carga parcial de pelo menos um componente de turbina eólica para cada um dos períodos de obtenção de carga. Em algumas realizações, pode ser obtido um indicador de carga parcial de qualquer um dos componentes de turbina eólica. Pelo menos um componente de turbina eólica pode ser, por exemplo, uma pá de turbina eólica, um cubo, uma torre, uma caixa de engrenagens ou um eixo principal. Em algumas realizações, a obtenção de um indicador de carga parcial pode compreender obter cargas de um componente de turbina eólica. As cargas também podem ser obtidas apenas de uma porção de um componente de turbina eólica como de uma base de torre ou de um acessório de raiz de pá.

[041] Em algumas realizações, a obtenção de um indicador de carga parcial de pelo menos um componente de turbina eólica pode compreender medir cargas no pelo menos componente de turbina eólica com um sensor.

[042] Por exemplo, o pelo menos componente de turbina eólica pode ser a torre, pelo menos uma pá de rotor, um cubo, o trem de acionamento ou o sistema de passo. Os sensores para medir cargas podem ser medidores de tensão, acelerômetros ou similares. Os sensores para medir cargas nesses componentes podem ser montados diretamente sobre os componentes ou nos componentes. Para uma pá de rotor, por exemplo, um momento de flexão de aba e/ou de bordo pode ser determinado a partir dessas medidas. Para a torre, uma carga medida pode ser, por exemplo, um momento de flexão na parte de trás da torre. Alternativa ou adicionalmente, um momento de flexão de lado a lado pode ser medido. Para um trem de acionamento, poderia ser medida uma carga de flexão em um eixo do rotor ou em um local em uma caixa de engrenagem. Para sistemas de passo, uma ou mais cargas de um motor de passo podem ser detectadas. Uma série temporal de dados para as cargas selecionadas nos componentes selecionados pode assim ser obtida.

[043] Alternativamente, a obtenção de um indicador de carga parcial de pelo menos um componente de turbina eólica pode compreender estimar cargas no pelo menos um componente de turbina eólica. As cargas podem ser estimadas pelo controlador de turbina eólica com base nas variáveis operacionais da turbina eólica em combinação com as condições externas medidas. Em algumas realizações, as cargas podem ser estimadas, por exemplo, pelo controlador de turbina eólica, com base em um dentre um ângulo de passo, uma potência elétrica, uma velocidade angular de um rotor de turbina eólica e um torque de um rotor de turbina eólica. Em algumas realizações, a medição da potência de saída do gerador e o ângulo de passo das pás permite determinar cargas aplicadas à turbina eólica. Então, após correlacionar essas cargas, por exemplo, pelo controlador de turbina eólica, cargas aplicadas a um componente de turbina eólica podem ser estimadas. As cargas na turbina eólica podem, alternativamente, ser estimadas a partir do ângulo de passo e da velocidade angular do rotor de turbina eólica. Em outras realizações, as cargas na turbina eólica podem ser obtidas a partir do torque e da velocidade angular do rotor de turbina eólica.

[044] Estimar cargas na turbina eólica pelo controlador de turbina eólica e depois calcular como essas cargas afetam o pelo menos um componente de turbina eólica fornece um método confiável para obter um indicador de carga a partir de um componente de turbina eólica, por exemplo, cargas de um componente de turbina eólica. Neste aspecto, como as cargas são obtidas indiretamente, não é mais necessário fornecer sensores de carga no componente para medir diretamente as cargas. Sensores de carga, como medidores de tensão, podem precisar ser substituídos a cada 6 a 24 meses e calibrados periodicamente. Além disso, a instalação de medidores de tensão em todos os componentes a serem monitorados pode geralmente requerer perícia e é muito trabalhosa. Além disso, as cargas são medidas apenas nos componentes que possuem um medidor de tensão. A medição de cargas pode, portanto, ser relativamente dispendiosa. Portanto, estimar cargas no pelo menos um componente de turbina eólica aumenta a confiabilidade e estabilidade da obtenção de cargas do pelo menos um componente de turbina eólica. Além disso, esses parâmetros operacionais são geralmente medidos em todas as turbinas eólicas e, portanto, nenhum sensor adicional pode ser necessário.

[045] Em algumas realizações, sensores de carga, por exemplo, medidores de tensão, podem ser instalados em alguns componentes a serem monitorados durante os primeiros meses da operação da turbina eólica, por exemplo, durante os primeiros 6 meses, para calibrar como o controlador de turbina eólica estima as cargas de vento.

[046] Em algumas outras realizações, cargas em um componente de turbina eólica, ou em alguns componentes, podem ser obtidas de cargas de medição direta, enquanto cargas em outro componente de turbina eólica, ou em alguns outros componentes, podem ser obtidas a partir da estimativa de cargas.

[047] Em realizações adicionais, a obtenção de um indicador de carga parcial de pelo menos um componente durante um período de tempo predeterminado pode compreender obter a velocidade do vento e a intensidade de turbulência e, então, calcular cargas, por exemplo, realizar simulações aeroelásticas, no pelo menos um componente durante um período de obtenção de carga baseado pelo menos na dita velocidade do vento e turbulência do vento.

[048] Nessas realizações, obter a velocidade do vento pode compreender determinar a velocidade do vento de pelo menos um dentre o ângulo de passo, uma saída de potência elétrica, uma velocidade angular do rotor de turbina eólica e um torque de um rotor de rotor de turbina eólica. Portanto, a velocidade do vento pode ser obtida pelo controlador de turbina eólica de um parâmetro operacional de turbina eólica. Alternativa ou adicionalmente, a velocidade do vento pode ser diretamente medida por um sensor de vento.

[049] Em algumas realizações, a intensidade de turbulência pode ser obtida por meio da medição da intensidade de turbulência com um sensor de turbulência. Um LIDAR pode ser um exemplo de um sensor de turbulência. Alternativamente, a intensidade de turbulência pode ser obtida das variações da velocidade angular do rotor de turbina eólica ou das variações da velocidade angular do rotor de gerador. Um controlador de turbina eólica pode determinar a partir das variações da velocidade angular, por exemplo, ondulações, a intensidade de turbulência.

[050] Em algumas outras realizações, a intensidade de turbulência pode ser obtida de uma série de anemômetros dispostos em diferentes alturas. Tais séries de anemômetros podem ser dispostas na torre da turbina eólica ou em um mastro de medição instalado em um parque eólico. Um mastro de medição com vários anemômetros pode determinar a turbulência do vento que afeta o parque eólico. Então, um controle de parque eólico ou um controlador de turbina eólica de cada uma das turbinas eólicas do parque eólico pode calcular a intensidade de turbulência que afeta cada uma das turbinas eólicas. Este cálculo pode considerar a posição de cada turbina eólica e como algumas turbinas eólicas afetam o vento recebido por outras turbinas eólicas, por exemplo, rastros.

[051] Após a obtenção da velocidade do vento e da intensidade de turbulência, o controlador de turbina eólica pode calcular cargas no componente de turbina eólica (ou turbinas) durante um período de obtenção de carga, por exemplo, por meio de simulações aeroelásticas. Tal cálculo de carga pode compreender determinar um tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência durante o período de obtenção da carga. Então, um indicador de carga pode ser obtido do pelo menos um componente de turbina eólica ou de diversos componentes de turbina eólica.

[052] Nessas realizações, o tempo durante o qual um componente de turbina eólica opera sob uma combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência durante todo o tempo operacional ou durante um período de obtenção de carga específico pode ser calculado usando uma matriz e/ou uma tabela de consulta. Uma vez determinado o tempo de cada velocidade do vento e turbulência, as cargas nos componentes das turbinas eólicas podem ser obtidas de uma maneira semelhante à obtida com o uso de uma distribuição Weibull predefinida para uma dada velocidade do vento, como descrito na norma IEC 64100-1 ed. 4. No entanto, em vez de usar uma distribuição Weibull predefinida, a velocidade do vento em tempo real e a intensidade da turbulência são usadas como entradas. Por conseguinte, as cargas são calculadas com maior precisão.

[053] Nesse aspecto, a determinação do tempo total durante o qual a turbina eólica está operando sob uma combinação específica de velocidade do vento e intensidade de turbulência indica as cargas que a turbina eólica foi submetida durante o tempo total dos períodos de obtenção da carga, ou seja, tempo operacional do componente. Portanto, a determinação do tempo durante o qual uma turbina eólica está operando sob uma combinação específica de pelo menos velocidade do vento e intensidade de turbulência pode ser um indicador de carga de pelo menos um componente de turbina eólica.

[054] De acordo com esse aspecto, simulações aeroelásticas podem ser usadas para determinar cargas para uma dada combinação de velocidade do vento, intensidade de turbulência e tempo dessa combinação. Essas simulações podem ser realizadas antecipadamente. Por exemplo, durante uma fase de projeto, várias combinações de tempo, velocidade de vento e intensidade de turbulência podem ser simuladas antecipadamente para estimar cargas em um componente de vento quando o componente de vento é submetido a uma dessas combinações.

[055] Além da velocidade do vento e da intensidade de turbulência, os dados de cisalhamento do vento e/ou a turbulência na escala de comprimento podem ser obtidos. O cisalhamento do vento pode ser definido como a variação da velocidade do vento ao longo de uma altura acima do nível do solo. A turbulência na escala de comprimento pode ser definida como o comprimento de onda da turbulência. Nesse aspecto, o tempo durante o qual um componente de turbina eólica está operando sob cada combinação de velocidade de vento, intensidade de turbulência e dados de cisalhamento de vento e/ou turbulência de escala de comprimento pode ser calculado. Consequentemente, um indicador de carga, por exemplo, cargas em um componente de turbina eólica, pode ser mais precisamente determinado.

[056] Em algumas outras realizações, o cisalhamento de vento pode ser obtido de uma série de anemômetros dispostos em diferentes alturas. Tais séries de anemômetros podem ser dispostas em um mastro de medição instalado em um parque eólico. Alternativamente, pode ser usado um LIDAR para obter dados de cisalhamento de vento.

[057] Em algumas realizações, a turbulência na escala de comprimento pode ser obtida a partir de um mastro de medição. A turbulência na escala de comprimento do vento pode ser obtida analisando a frequência da velocidade do vento determinada pelos anemômetros do mastro de medição. Tal como na obtenção de uma intensidade de turbulência, a turbulência na escala de comprimento que afeta uma turbina eólica pode ser calculada a partir da escala de comprimentos obtida pelo mastro de medição, isto é, obtida do parque eólico, e derivada para cada turbina eólica, por exemplo, a posição de cada turbina eólica, rastros afetando cada turbina eólica ou outras estruturas que afetam o fluxo do vento. Alternativamente, pode ser usado um LIDAR para obter dados de cisalhamento de vento.

[058] Em aplicações afastadas do litoral, além das condições de vento, as condições da água também podem ser levadas em conta. A direção do vento e a direção da onda podem ser diferentes em uma turbina eólica afastada do litoral. Como a frequência e/ou a magnitude das cargas produzidas pelas condições do vento e pelas condições da água podem ser diferentes, essas cargas podem afetar o componente da turbina eólica de uma maneira diferente. Considerando esses aspectos, uma direção de onda, uma altura de onda, energia de onda, frequência de onda ou maré pode ser obtida. Um tempo para cada combinação de parâmetros de vento, por exemplo, velocidade do vento e intensidade de turbulência, e os parâmetros da água podem ser determinados. De acordo com esse aspecto, o espectro de JONSWAP (Joint North Sea Wave Project) pode ser determinado. O espectro de JONSPWAP é uma relação empírica que define a distribuição da energia das ondas com a frequência das ondas no oceano. O espectro JONSWAP pode ser obtido por uma boia. Além disso, outros parâmetros da água também podem ser obtidos por uma boia.

[059] Portanto, a obtenção de um indicador de carga parcial de pelo menos um componente de turbina eólica pode compreender obter um parâmetro de água que compreende pelo menos uma direção de onda, espectro de JONSWAP, uma altura de onda, frequência de onda e maré; uma carga de cálculo de pelo menos um componente de turbina eólica durante um período de obtenção de carga é ainda baseada no parâmetro de água obtido.

[060] Nesse aspecto, o tempo durante o qual um componente de turbina eólica opera sob cada combinação de uma velocidade de vento, intensidade de turbulência e/ou dados de cisalhamento de vento e/ou turbulência de escala de comprimento e/ou direção de onda e/ou espectro de JONSWAP e/ou onda altura e/ou frequência de ondas e/ou maré pode ser calculado. Isto quer dizer que o cálculo de cargas em pelo menos um componente de turbina eólica pode compreender determinar um tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência durante um período de carga e especificamente a cada combinação de vento velocidade, intensidade de turbulência e pelo menos um dos dados de cisalhamento do vento, uma turbulência de escala de comprimento e um parâmetro de água, por exemplo, direção de onda e/ou espectro de JONSWAP e/ou altura de onda e/ou frequência de onda e/ou maré, durante um período de obtenção de carga.

[061] Consequentemente, um indicador de carga, por exemplo, cargas em um componente de turbina eólica em turbinas eólicas afastadas do litoral, levando em consideração as condições do vento e as condições das ondas, podem ser obtidas com maior precisão.

[062] Um indicador de carga parcial para um período de obtenção de carga específico pode ser obtido por qualquer um dos métodos aqui descritos. A determinação da fadiga acumulada real pode compreender obter o indicador de carga parcial para o último período de obtenção de carga e recuperar os indicadores de carga parcial obtidos anteriormente para os períodos de obtenção de carga anteriores do controlador de turbina eólica. O indicador de carga parcial para cada período pode, portanto, ser armazenado no controlador de turbina eólica ou em qualquer servidor disponível para esse fim.

[063] Nos casos em que a obtenção de um indicador de carga parcial compreende pelo menos a velocidade do vento e a intensidade da turbulência durante um período de obtenção da carga, por exemplo, durante aproximadamente 10 minutos, o indicador de carga parcial e o tempo para cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência pode ser armazenado no controlador ou em um servidor adicional.

[064] Depois de obter cargas do componente durante todos os períodos de obtenção de carga, a fadiga acumulada real no componente durante o tempo operacional é determinada como representado no bloco 40. Para determinar a fadiga acumulada real, vários indicadores de carga parcial, por exemplo, cargas obtidas durante diferentes períodos de tempo são acumuladas para obter a fadiga real acumulada durante o tempo operacional. Portanto, as cargas obtidas do componente em tempos predeterminados anteriores podem ser armazenadas no controlador de turbina eólica. A velocidade do vento, a intensidade da turbulência e o tempo durante o qual um componente é submetido a uma combinação específica de velocidade do vento e intensidade de turbulência podem adicionalmente ser armazenados.

[065] Em algumas realizações, a velocidade do vento, a intensidade de turbulência, a direção da onda, a altura da onda, a frequência da onda e o tempo durante o qual um componente é submetido a uma combinação específica de velocidade do vento, intensidade de turbulência, direção da onda, altura da onda e frequência da onda podem ser armazenados.

[066] Em algumas realizações, em que cargas são obtidas pelo menos da velocidade do vento e da intensidade da turbulência, a fadiga acumulada real pode ser obtida por meio do cálculo do tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência durante o tempo operacional. Nesse aspecto, o tempo de cada combinação durante um período de tempo predeterminado pode ser adicionado ao tempo previamente calculado de cada combinação para períodos anteriores, de modo a ter o tempo total durante o qual a turbina eólica operou sob uma combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência durante o tempo operacional. Depois de determinar o tempo para cada combinação de velocidade do vento e turbulência durante o tempo operacional, a fadiga acumulada real de um componente ou de alguns componentes pode ser determinada. As simulações podem ser usadas para explicar diferentes condições de vento de estocástica, por exemplo, diferentes perfis de turbulência com a mesma média de velocidade do vento e turbulência, para determinar a fadiga real acumulada nos componentes da turbina eólica.

[067] Em algumas realizações, a determinação da fatiga acumulada real pode compreender determinar uma carga de fatiga equivalente com base pelo menos no indicador de carga parcial obtido do pelo menos um componente de turbina eólica. A carga de fadiga equivalente pode ser determinada independentemente do método usado para obter um indicador de carga. Isso significa que um indicador de carga pode ser obtido por meio da medição direta das cargas em um componente, da estimativa das cargas através da medição dos parâmetros operacionais da turbina eólica, do cálculo das cargas através da medição da velocidade e turbulência do vento e do cálculo das por determinação indireta de velocidade do vento e/ou turbulência. Consequentemente, as várias cargas de fadiga equivalentes, cada uma das mesmas determinada durante diferentes períodos de tempo, isto é, para cada um dos períodos de obtenção de carga, podem ser acumuladas para obter a fadiga acumulada real durante o tempo operacional. Portanto, as cargas de fadiga equivalentes determinadas em períodos anteriores podem ser armazenadas no controlador de turbina eólica.

[068] As cargas de fadiga equivalentes transformam a tensão de amplitude variável das cargas aplicadas a um componente de turbina eólica durante um período, por exemplo, uma série temporal de 10 minutos, em uma única faixa de tensão de amplitude constante que causaria um dano equivalente ao longo do mesmo número de ciclos. Carga de fadiga equivalente pode ser obtida por vários métodos, como algoritmo de contagem de ciclos de fluxo de chuva no domínio do tempo ou usando técnicas espectrais, como o método de Dirlik.

[069] Em algumas realizações, uma carga de fadiga equivalente pode ser obtida por meio da aplicação de um algoritmo de contagem de ciclo de fluxo de chuva aos valores das cargas obtidas para determinar o número de ciclos nas faixas de cargas para cada carga obtida. Tal algoritmo de contagem de ciclos de fluxo de chuva baseia-se na determinação e contagem de cargas de pico. Mediante a determinação e contagem das cargas de pico, as cargas podem ser decompostas em vários números de ciclos de diferentes magnitudes. Então, podem ser obtidas cargas de fatiga equivalentes por um período, por exemplo, por um período de obtenção de carga.

[070] Em realizações alternativas, pode ser obtida uma carga de fatiga equivalente por meio da aplicação, por exemplo, do método de Dirlik. Nesse método, pode ser calculada uma densidade espectral de potência real de cargas para o pelo menos um componente durante um período de obtenção de carga. A densidade espectral de potência real de cada carga aplicada a pelo menos um componente é, então, calculada e ponderada com o uso de uma função de densidade de probabilidade. Então, pode ser obtida uma carga de fatiga equivalente. Os métodos de cálculo de uma carga de fadiga equivalente com base na análise espectral, por exemplo, o método de Dirlik, são menos precisos do que aqueles baseados no domínio do tempo. No entanto, esses métodos não requerem um enorme poder computacional para implementação dos mesmos em tempo real em uma turbina eólica, como no método de algoritmo de contagem de ciclos de fluxo de chuva. Portanto, o método de Dirlik pode ser mais simples e mais barato que os métodos baseados no domínio do tempo. Uma comparação de métodos espectrais e no domínio do tempo pode ser encontrada, por exemplo, em P. Ragan e L. Manuel, Comparing Estimates of Wind Turbine Fatigue Loads using Time-Domain and Spectral Methods, Wind Engineering Volume 31, n° 2, 2007.

[071] Em algumas realizações, a determinação de uma carga de fadiga equivalente pode compreender determinar uma carga equivalente de dano e/ou uma distribuição de duração de carga.

[072] Em algumas realizações, a determinação de uma fadiga real acumulada pode levar em conta alguns eventos, como partidas, paradas ou perdas de grade, uma vez que esses eventos podem aumentar a fadiga.

[073] Em algumas realizações, o método de operação de uma turbina eólica pode adicionalmente compreender determinar a orientação da nacela. Desse modo, a fadiga acumulada real pode ser pelo menos baseada no indicador de carga obtido e na orientação da nacela. Isto pode ser particularmente relevante nos casos em que o indicador de carga parcial é obtido a partir da velocidade do vento e da turbulência da intensidade. Desse modo, a direção das cargas em um componente de turbina eólica pode ser determinada e a fadiga acumulada real pode, assim, ser determinada com maior precisão.

[074] No bloco 50, a fatiga acumulada real, ou seja, determinada a partir das cargas reais, e a fatiga acumulada de referência são comparadas.

[075] Então, no bloco 60, a operação da turbina eólica é controlada com base pelo menos em um resultado da comparação da fatiga acumulada com a fatiga acumulada de referência no pelo menos um componente de turbina eólica.

[076] A operação de turbina eólica pode assim ser adaptada de acordo com o resultado de tal comparação.

[077] Em algumas realizações, pode ser obtida uma tendência de fatiga acumulada de referência. A tendência de fatiga acumulada de referência pode ser obtida, por exemplo, de simulações. A tendência de fadiga acumulada de referência é uma linha ou curva que indica a evolução de cargas de fadiga teórica (com ou sem um fator de segurança) desde quando o componente teoricamente começa a operar até o final da vida útil projetada.

[078] O método de operação de uma turbina eólica pode compreender comparar uma tendência da fatiga acumulada real com a tendência de fatiga acumulada de referência.

[079] Uma fatiga acumulada de referência no tempo operacional pode assim ser determinada com base pelo menos na tendência de fatiga acumulada de referência e no tempo operacional do pelo menos um componente de turbina eólica.

[080] Portanto, o método de operação de uma turbina eólica pode compreender determinar uma fatiga acumulada de referência no tempo operacional do pelo menos um componente de turbina eólica com base pelo menos no tempo operacional e na tendência de fatiga acumulada de referência do pelo menos um componente de turbina eólica.

[081] De acordo com esse aspecto, não apenas a situação do componente em relação à fadiga acumulada de referência na vida útil projetada é determinada, mas também a situação do componente em relação à fadiga acumulada de referência no tempo operacional é determinada, ou seja, a fadiga acumulada de referência esperada para esse tempo operacional.

[082] Tal fatiga acumulada de referência no tempo operacional pode ser calculada por meio da interpolação da magnitude da referência acumulada na vida útil projetada, por exemplo, 20 anos, ou por meio da determinação da magnitude da tendência de fatiga acumulada de referência que corresponde a um tempo operacional, por exemplo, 5 anos.

[083] Nos casos em que a tendência de fadiga acumulada de referência é maior do que a fadiga acumulada real, a turbina eólica pode ser operada de forma mais agressiva, a fim de aumentar a potência de saída, uma vez que a fadiga real é menor do que a esperada. Nessas realizações, a fadiga acumulada de referência no tempo operacional no componente da turbina eólica é também maior do que a fadiga acumulada real.

[084] Portanto, em algumas realizações, o controle da operação de uma turbina eólica pode compreender elevar a classificação da turbina eólica quando a tendência de fatiga acumulada de referência é maior que a fatiga acumulada real.

[085] Quando uma turbina eólica tem sua classificação elevada, a turbina eólica é controlada para render mais energia, às custas de cargas mais elevadas. Desta forma, o ângulo de passo pode ser ajustado para receber cargas mais elevadas, o que implica maior potência de saída e cargas mais elevadas. Em algumas realizações, tal estratégia de elevação da classificação pode ser mantida enquanto a fadiga real acumulada no componente, ou de todos os componentes selecionados, é mantida sob a tendência de fadiga acumulada de referência. A produção de potência pode assim ser aumentada.

[086] Em algumas realizações, a inclinação da tendência de fadiga acumulada de referência e a inclinação da fadiga acumulada real durante um período específico do tempo operacional também podem ser calculadas. Comparando essas inclinações, o mau funcionamento do componente pode ser detectado precocemente.

[087] Adicional ou alternativamente, o método pode compreender prolongar a vida útil do pelo menos um componente de turbina eólica quando a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada, por exemplo, a fatiga acumulada teórica do final da vida útil projetada que tem um fator de segurança, for maior que a fatiga acumulada real. A vida útil do componente pode ser prolongada enquanto a fadiga acumulada real é ainda menor do que a fadiga acumulada de referência na vida útil projetada, por exemplo, um valor limiar da fadiga acumulada teórica ou enquanto a tendência da fadiga acumulada real é inferior à tendência de fadiga acumulada de referência. Como resultado, a potência de saída e a disponibilidade podem ser aumentadas, e o custo de energia da turbina eólica pode assim ser reduzido.

[088] Nos casos em que o acúmulo de fadiga do componente de turbina eólica excede a tendência de fadiga acumulada de referência, o funcionamento da turbina eólica pode ser ajustado. Exceder a fadiga acumulada de referência implica que a fadiga acumulada de referência no tempo operacional também seja menor do que a fadiga acumulada real.

[089] Em algumas realizações, o método pode compreender rebaixar a classificação da turbina eólica para reduzir as cargas do pelo menos um componente de turbina eólica quando a fatiga acumulada real excede ou é maior que a tendência de fatiga acumulada de referência.

[090] Quando uma turbina eólica tem sua classificação rebaixada, o ângulo de passo é ajustado para reduzir as cargas na turbina eólica, por exemplo, reduzindo o impulso e, consequentemente, o componente ou componentes da turbina eólica. Tal redução de carga implica uma redução da potência de saída. Em algumas realizações, a velocidade angular do gerador ou torque pode ser reduzida.

[091] Em algumas realizações, o controle da operação da turbina eólica pode compreender realizar uma operação de manutenção do pelo menos um componente de turbina eólica quando a fatiga acumulada real excede a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada, por exemplo, um valor limiar da fatiga acumulada teórica na vida útil projetada. Como resultado, falhas inesperadas dos componentes podem ser evitadas antecipadamente. Portanto, a disponibilidade da turbina eólica pode ser aprimorada.

[092] Adicional ou alternativamente, o método pode compreender realizar uma operação de manutenção quando a fatiga acumulada real é maior que a tendência de fatiga acumulada de referência.

[093] Em algumas realizações, uma operação de manutenção pode ser reparar o componente ou uma parte do componente. Em outras realizações, uma operação de manutenção pode ser repor ou substituir o componente ou uma parte do componente.

[094] A Figura 4 mostra um fluxograma de um método de operação 1 a de uma turbina eólica 200 de acordo com uma realização.

[095] Como na Figura 3, no bloco 10, é determinada uma fatiga acumulada de referência de pelo menos um componente de turbina eólica. No bloco 20, é determinado um tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica. Nos blocos 31 e 32, a obtenção da velocidade do vento e a obtenção da intensidade de turbulência são respectivamente representadas. Um tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de pelo menos a velocidade do vento e intensidade de turbulência durante um tempo operacional é determinado no bloco 36. O bloco 35 é opcional. No bloco 35, uma orientação de nacela pode ser determinada. A orientação da nacela pode ser determinada pelo controlador de turbina eólica, por exemplo, comparando a orientação da nacela e um ponto fixo. De acordo com a Figura 4, os blocos 31, 32 e 36 e, opcionalmente 35, permitem a obtenção de um indicador de carga de um componente de turbina eólica. No bloco 40, é determinada uma fatiga acumulada real, ou seja, a fatiga acumulada em tempo real, com base pelo menos no tempo determinado para cada combinação de pelo menos velocidade do vento e intensidade de turbulência durante o tempo operacional e, opcionalmente, incluindo a orientação de nacela.

[096] Conforme descrito em relação à Figura 3, no bloco 50, a fatiga acumulada real e a fatiga acumulada teórica são comparadas, e, no bloco 60, a operação da turbina eólica é controlada com base pelo menos em um resultado de tal comparação.

[097] A velocidade do vento e a intensidade da turbulência podem ser obtidas por meio de qualquer um dos métodos descritos em relação à Figura 3. Após a obtenção de uma série de velocidades de vento e intensidades de turbulência durante um período de tempo, por exemplo, um período de obtenção de carga, o método pode compreender determinar um tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência durante um tempo operacional. Na Figura 4, isto compreende adicionar os tempos de cada combinação de pelo menos a velocidade do vento e a intensidade de turbulência durante o período de tempo aos tempos previamente calculados de cada combinação de pelo menos a velocidade do vento e a intensidade de turbulência de modo que um tempo total de cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência possa ser determinado para o tempo operacional, por exemplo, desde a instalação do componente. Essas operações podem ser calculadas com o uso de uma matriz e/ou uma tabela de consulta. Então, o tempo de cada combinação de velocidade do vento e turbulência é determinado e, consequentemente, é obtido um indicador de carga acumulado. Nesse aspecto, as cargas que têm atuado no componente da turbina eólica durante o tempo operacional podem ser obtidas de maneira semelhante àquela conforme obtido com o uso de uma distribuição Weibull predefinida para uma dada velocidade do vento, conforme descrito na IEC 64100-1 ed. 4. No entanto, em vez de usar uma distribuição Weibull predefinida, a velocidade do vento em tempo real e a intensidade da turbulência são consideradas. Consequentemente, as cargas são calculadas com maior precisão e o indicador de carga é assim obtido com maior precisão.

[098] Nesse aspecto, a determinação do tempo total durante o qual a turbina eólica opera sob uma combinação específica de, pelo menos, velocidade do vento e intensidade de turbulência, representa ou indica as cargas, ou seja, um indicador de carga acumulada durante o qual a turbina eólica foi submetida durante o tempo operacional do componente.

[099] Opcionalmente, a orientação da nacela pode ser determinada e pode ser uma entrada para obter o indicador de carga. Desta forma, a matriz também pode armazenar a orientação da nacela para cada combinação de velocidade do vento e turbulência. Portanto, o efeito da velocidade do vento e da turbulência no componente (ou componentes) da turbina eólica pode ser mais precisamente determinado.

[0100] A Figura 5 mostra um fluxograma de uma realização de um método de operação de uma turbina eólica 1.

[0101] No método representado na Figura 5, além de obter a velocidade do vento no bloco 31 e a intensidade de turbulência no bloco 32, o método compreende adicionalmente obter cisalhamento de vento no bloco 33, e determinar a orientação de nacela no bloco 35. O método opcionalmente compreende obter turbulência na escala de comprimento no bloco 34. Conforme descrito em relação à Figura 4, no bloco 36, o método compreende determinar um tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de pelo menos velocidade do vento, intensidade de turbulência, cisalhamento de vento e uma orientação de nacela. Opcionalmente, tal combinação pode adicionalmente incluir turbulência na escala de comprimento.

[0102] Em outras realizações, a velocidade do vento, a intensidade de turbulência, turbulência na escala do comprimento e uma orientação de nacela podem ser obtidos. Portanto, o método compreende determinar um tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada combinação de pelo menos velocidade do vento, intensidade de turbulência, turbulência na escala do comprimento e orientação de nacela.

[0103] Considerar o cisalhamento de vento e a turbulência na escala de comprimento para determinar as cargas que uma turbina eólica é submetida, aumenta a precisão para obter uma carga de fadiga que atua nos componentes da turbina eólica.

[0104] Em algumas realizações, o método de operação de uma turbina eólica pode compreender um método de determinação de fadiga em um componente de turbina eólica de acordo com qualquer um dos exemplos descritos pela presente invenção.

[0105] Em uma realização adicional, é fornecido um método de determinação de fatiga em um componente de turbina eólica.

[0106] A Figura 6 mostra um fluxograma que representa um método de determinação 100 de fadiga em um componente de turbina eólica de acordo com uma realização. No bloco 20, o método compreende determinar um tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica que tem uma pluralidade de períodos de obtenção de carga. O método compreende adicionalmente obter a velocidade do vento para cada um dos períodos de obtenção de cargas no bloco 31 e obter a intensidade de turbulência para cada um dos períodos de obtenção de carga no bloco 32. São determinadas as combinações de velocidade do vento e intensidade de turbulência para cada um dos períodos de obtenção de carga. Ademais, o método compreende, no bloco 36, tempos para cada uma das combinações de velocidade do vento e de intensidade de turbulência durante o tempo operacional.

[0107] Em algumas realizações, esses tempos podem ser determinados por meio do acúmulo do tempo durante o qual a turbina eólica é submetida a cada um de pelo menos velocidade do vento e intensidade de turbulência determinada para diferentes períodos de obtenção de carga durante o tempo operacional. O tempo operacional pode ser dividido em diferentes períodos de obtenção de carga. Portanto, o tempo total durante o qual a turbina é submetida a uma combinação específica de velocidade do vento e de intensidade de turbulência durante o tempo operacional é o acúmulo de tempos parciais durante os diferentes períodos de obtenção de carga.

[0108] O bloco 35 é opcional. É determinada a orientação de nacela no bloco 35. A velocidade do vento, a intensidade de turbulência e a orientação de nacela podem ser obtidas de acordo com qualquer uma das realizações reveladas pela presente invenção.

[0109] Ademais, no bloco 40, o método compreende determinar uma fatiga acumulada real do componente de turbina eólica, com base pelo menos nos tempos determinados para as combinações de velocidade do vento e intensidade de turbulência e, opcionalmente, incluir a orientação de nacela. A fatiga acumulada real do componente de turbina eólica pode ser determinada de acordo com qualquer uma das realizações reveladas pela presente invenção. Em algumas realizações, a determinação da fatiga acumulada real do componente pode compreender acumular, por exemplo, adicionar, tempos para cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência determinada para os períodos de obtenção de carga.

[0110] Em algumas realizações, um método de determinação de uma fatiga acumulada real em um componente de turbina eólica pode compreender adicionalmente obter um cisalhamento de vento e/ou turbulência na escala do comprimento de modo similar àquele descrito em relação ao método representado na Figura 5. Nessas realizações, a determinação de um tempo para cada combinação de velocidade do vento e intensidade de turbulência compreende adicionalmente pelo menos um dentre a orientação de nacela, cisalhamento de vento e turbulência na escala do comprimento.

[0111] Em algumas realizações, um método de determinação de uma fatiga acumulada real em um componente de turbina eólica pode compreender adicionalmente obter uma direção de onda e/ou altura de onda e/ou uma frequência de onda de maneira similar conforme anteriormente descrito.

[0112] A Figura 7 mostra um fluxograma que representa um método de determinação 100 de fadiga em um componente de turbina eólica de acordo com uma realização. No bloco 20, o método compreende determinar um tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica que tem uma pluralidade de períodos de obtenção de carga. O método compreende adicionalmente obter velocidade do vento para cada um dos períodos de obtenção de cargas no bloco 31, obter a intensidade de turbulência para cada um dos períodos de obtenção de carga no bloco 32 e obter pelo menos um parâmetro de água no bloco 37. São determinadas combinações de velocidade do vento, intensidade de turbulência e pelo menos um parâmetro de água para cada um dos períodos de obtenção de carga. Ademais, o método compreende, no bloco 36, tempos para cada uma das combinações de velocidade do vento, intensidade de turbulência e pelo menos um parâmetro de água durante o tempo operacional.

[0113] Um parâmetro de água pode ser pelo menos um dentre uma direção de onda, espectro JONSWAP, uma altura de onda, frequência de onda e maré.

[0114] Em algumas realizações, podem ser determinadas combinações de velocidade do vento, intensidade de turbulência, direção de onda, altura de onda e direção de onda. O método pode compreender adicionalmente tempos para cada uma das combinações de velocidade do vento, intensidade de turbulência, espectro JONSWAP e direção de onda durante o tempo operacional.

[0115] Em algumas realizações, também podem ser considerados cisalhamento de vento e/ou escala de comprimento. Nesse aspecto, a determinação da fatiga em um componente de turbina eólica pode compreender determinar combinações de velocidade do vento, intensidade de turbulência, pelo menos um parâmetro de água, por exemplo, direção de onda e/ou espectro JONSWAP e/ou altura de onda e/ou frequência de onda e/ou maré, e pelo menos um dentre dados de cisalhamento de vento e turbulência na escala do comprimento para cada um dos períodos de obtenção de carga. Ademais, o método pode compreender determinar tempos para cada uma das combinações de velocidade do vento, intensidade de turbulência, pelo menos um parâmetro de água, por exemplo, direção de onda e/ou espectro JONSWAP, altura de onda e/ou frequência de onda e/ou maré, e pelo menos um dentre dados de cisalhamento de vento e turbulência na escala do comprimento durante o tempo operacional. O método pode adicionalmente compreender determinar uma fatiga acumulada real no componente de turbina eólica com base pelo menos nos tempos determinados para essas combinações.

[0116] Em uma realização adicional, é fornecido um método de realização de uma operação de manutenção em um componente de turbina eólica. O método compreende determinar uma fatiga acumulada de referência do componente de turbina eólica e determinar um tempo operacional do componente de turbina eólica que compreende períodos de obtenção de carga. Ademais, o método compreende obter um indicador de carga parcial dos componentes de turbina eólica para cada um dos períodos de obtenção de carga e determinar uma fatiga acumulada real no componente de turbina eólica que compreende obter um indicador de carga acumulada por meio da adição dos indicadores de carga parcial de cada um dos períodos de obtenção de carga. A fatiga acumulada real e a fatiga acumulada de referência são comparadas. O método compreende adicionalmente realizar uma operação de manutenção no componente de turbina eólica quando a fatiga acumulada real exceder a fatiga acumulada de referência, especificamente substituindo o componente de turbina eólica.

[0117] Em algumas realizações, a determinação de uma fatiga acumulada de referência no componente de turbina eólica compreende determinar uma fatiga acumulada de referência na vida útil projetada. Nessas realizações, a fatiga acumulada real e a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada podem ser comparadas. Uma operação de manutenção é realizada quando a fatiga acumulada real exceder a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada. Nessas realizações, a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada compreende um fator de segurança.

[0118] Em algumas realizações, a determinação de uma fatiga acumulada de referência na turbina eólica compreende adicionalmente determinar uma tendência de fatiga acumulada de referência.

[0119] Em algumas realizações, uma operação de manutenção pode ser reparar o componente ou uma parte do componente. Em outras realizações, uma operação de manutenção pode ser repor ou substituir o componente ou uma parte do componente.

[0120] Em ainda uma realização adicional, é fornecido um controlador de turbina eólica (240 na Figura 1) configurado para realizar qualquer um dos métodos de operação de uma turbina eólica ou para realizar uma operação de manutenção em um componente de turbina eólica descrito no presente documento. O controlador de turbina eólica é configurado para determinar um tempo operacional de pelo menos um componente de turbina eólica que compreende períodos de obtenção de carga e para obter um indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica para cada um dos períodos de obtenção de carga. Ademais, o controlador de turbina eólica é configurado para determinar uma fatiga acumulada real no pelo menos um componente de turbina eólica por meio da obtenção de um indicador de carga acumulada por meio da adição dos indicadores de carga parcial dos períodos de obtenção de carga, por meio, por exemplo, do armazenamento dos dados de períodos anteriores. O controle de turbina eólica é adicionalmente configurado para obter uma fatiga acumulada de referência do pelo menos um componente de turbina eólica. Além disso, o controlador de turbina eólica é configurado para comparar a fatiga acumulada real com a fatiga acumulada de referência e controlar a operação da turbina eólica com base pelo menos no resultado da comparação da fatiga acumulada com a fatiga acumulada de referência por meio, por exemplo, do envio de um sinal para o controlador de passo ou do envio de uma mensagem para um usuário para programar uma operação de manutenção. Esse alarme de manutenção pode ser gerado pelo controlador de turbina eólica ou por um servidor conectado a um SCADA que armazena todos os dados de turbina eólica.

[0121] O controlador de turbina eólica pode incluir um ou mais processadores e dispositivos de memória associados configurados para executar uma variedade de funções implementadas por computador (por exemplo, executando os métodos, etapas, cálculos e similares e armazenando dados relevantes como aqui revelados) de acordo com qualquer um dos métodos aqui descritos. De acordo com essa realização, o controlador pode realizar várias funções diferentes, como receber, transmitir e/ou executar sinais de controle de turbina eólica, por exemplo, determinar um tempo operacional, obter uma fatiga acumulada de referência ou determinar uma fatiga acumulada real. Ademais, o controlador também pode controlar a operação da turbina eólica. Por exemplo, o controlador pode ser configurado para controlar o passo de pá ou o ângulo de passo de cada uma das pás para controlar a saída de potência gerada pela turbina eólica por meio do ajuste de uma posição angular de pelo menos uma pá em relação ao vento. Como resultado, a operação da turbina eólica pode ter sua classificação elevada ou rebaixada.

[0122] O controlador também pode incluir um módulo de comunicações para facilitar as comunicações entre o controlador e os vários componentes da turbina eólica. Por exemplo, o módulo de comunicações pode incluir uma interface de sensor (por exemplo, um ou mais conversores analógico em digital) para permitir que os sinais transmitidos de um ou mais sensores sejam convertidos em sinais que possam ser entendidos e processados pelos processadores. Deve ser entendido que os sensores podem ser acoplados de forma comunicativa ao módulo de comunicações com o uso de qualquer meio adequado, como, por exemplo, uma conexão com fios ou uma conexão sem fios. Assim, o processador pode ser configurado para receber um ou mais sinais dos sensores.

[0123] Conforme usado no presente documento, o termo "processador" se refere não somente a circuitos integrados referidos na técnica como sendo incluídos em um computador, mas se refere também a um controlador, um microcontrolador, um microcomputador, um controlador lógico programável (PLC), um circuito integrado específico a uma aplicação e outros circuitos programáveis. O processador também é configurado para computar algoritmos de controle avançados e se comunicar com uma variedade de protocolos baseados em Ethernet ou em série. (Modbus, OPC, CAN, etc.). Adicionalmente, o dispositivo de memória (ou dispositivos) 60 pode geralmente compreender elemento de memória (ou elementos) que inclui, porém, sem limitação, 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 somente para leitura de disco compacto (CD-ROM), um disco óptico-magnético (MOD), um disco digital versátil (DVD) e/ou outros elementos de memória adequados. Tal dispositivo de memória (ou dispositivos) pode ser configurado para armazenar instruções legíveis por computador adequadas que, quando implantadas pelo processador (ou processadores), configuram o controlador para executar várias funções conforme descrito no presente documento.

[0124] Deve também ser entendido que qualquer número ou tipo de sensores pode ser empregado na turbina eólica 200 e em qualquer localização e estão de acordo com qualquer um dos exemplos aqui revelados.

[0125] Em algumas realizações, o controlador de turbina eólica é adicionalmente configurado para obter velocidade do vento e intensidade de turbulência. O controlador de turbina eólica pode determinar a velocidade do vento a partir de uma velocidade angular do rotor de turbina eólica medida por um sensor ou por um grupo de sensores. A intensidade de turbulência pode ser determinada pelo controlador de turbina eólica a partir de um LIDAR, que pode enviar um sinal para o controle ou a partir de ondulações de uma velocidade angular do rotor de turbina eólica ou do rotor de gerador medida por um sensor. Em algumas dessas realizações, o controlador de turbina eólica pode ser acoplado de forma comunicativa a sensores para obter velocidade de vento ou intensidade de turbulência. Ademais, o controlador de turbina eólica pode ser acoplado de maneira comunicativa a sensores para obter qualquer um dos parâmetros de água descritos no presente documento e/ou cisalhamento de vento e/ou turbulência na escala do comprimento.

[0126] Este relatório descritivo usa exemplos para revelar a invenção, inclusive as realizações preferenciais, e também possibilita que qualquer técnico no assunto pratique a invenção, inclusive produza e use quaisquer dispositivos ou sistemas e realize quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido pelas reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorram à técnicos no assunto. Tais outros exemplos se destinam a estar dentro do escopo das reivindicações se possuírem elementos estruturais que não os diferem da linguagem literal das reivindicações, ou se os mesmos incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças insubstanciais da linguagem literal das reivindicações. Aspectos das várias realizações descritas, assim como outros equivalentes conhecidos para cada um de tais aspectos, podem ser misturados e combinados por um técnico no assunto para construir realizações e técnicas adicionais, de acordo com princípios desta invenção. Se os sinais de referência relacionados aos desenhos são colocados entre parênteses em uma reivindicação, os mesmos são apenas para tentar aumentar a inteligibilidade da reivindicação e não devem ser interpretados como limitantes do escopo da reivindicação.

Claims

1. MÉTODO DE OPERAÇÃO (1) DE UMA TURBINA EÓLICA (200) caracterizado por compreender: gerar uma tendência de fadiga acumulada de referência, a tendência de fadiga acumulada de referência sendo uma curva ou linha que indica um acúmulo de cargas de fadiga esperada teórica que é esperado que pelo menos um componente de turbina eólica suporte durante uma vida útil projetada do pelo menos um componente de turbina eólica; determinar (10) uma fatiga acumulada de referência do pelo menos um componente de turbina eólica utilizando a tendência de fadiga acumulada de referência e um tempo operacional de referência; determinar (20) um tempo operacional real do pelo menos um componente de turbina eólica que compreende uma pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (31) uma velocidade de vento para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (32) uma intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; combinar pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; determinar (36) um tempo durante o qual o pelo menos um componente de turbina eólica está submetido a cada um dos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (30) um indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas com base nos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência e no tempo durante o qual o pelo menos um componente de turbina eólica está submetido a cada um dos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; calcular (40) uma carga de fatiga real no pelo menos um componente de turbina eólica por meio da adição dos indicadores de carga parcial de cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; comparar (50) a carga de fatiga real com a fatiga acumulada de referência; e controlar (60) a operação da turbina eólica (200) com base pelo menos em um resultado da comparação da carga de fatiga real com a fatiga acumulada de referência.

2. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela obtenção (31) da velocidade de vento compreender determinar a velocidade de vento de pelo menos um dentre um ângulo de passo, uma saída de potência elétrica, uma velocidade angular de um rotor de turbina eólica (230) e um torque de um rotor de turbina eólica (230).

3. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela obtenção (32) da intensidade de turbulência compreender determinar a intensidade de turbulência a partir de ondulações de uma velocidade angular de um rotor de turbina eólica (230) ou de um rotor de gerador (221).

4. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela obtenção (30) do indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica compreender adicionalmente: obter (33) dados de cisalhamento de vento; e em que calcular (40) a carga de fatiga real do pelo menos um componente de turbina eólica durante cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas é adicionalmente baseado nos dados de cisalhamento de vento obtidos (33).

5. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela obtenção (30) do indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica compreender adicionalmente: obter (34) turbulência na escala de comprimento; e em que calcular (40) a carga de fatiga real do pelo menos um componente de turbina eólica durante cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas é adicionalmente baseado na turbulência na escala de comprimento obtida (34).

6. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela obtenção (30) do indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica compreender adicionalmente: obter (37) um parâmetro de água que compreende pelo menos um dentre direção de onda, espectro JONSWAP, altura de onda, frequência de onda e maré; em que calcular (40) a carga de fatiga real do pelo menos um componente de turbina eólica durante cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas é adicionalmente baseado no parâmetro de água obtido (37).

7. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela obtenção (30) do indicador de carga parcial compreender adicionalmente determinar (28) uma orientação de nacela (220).

8. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo tempo operacional de referência ser a vida útil projetada.

9. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo controle (60) da operação da turbina eólica compreender adicionalmente: realizar uma operação de manutenção no pelo menos um componente de turbina eólica quando a carga de fatiga real exceder a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada.

10. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo controle (60) da operação da turbina eólica compreender adicionalmente: prolongar uma vida útil esperada do pelo menos um componente de turbina eólica quando a fatiga acumulada de referência na vida útil projetada é maior que a carga de fatiga real.

11. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo controle (60) da operação da turbina eólica compreender adicionalmente: rebaixar uma classificação da turbina eólica (200) para reduzir cargas no pelo menos um componente de turbina eólica quando a carga de fatiga real exceder a tendência de fatiga acumulada de referência.

12. MÉTODO (1), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo controle (60) da operação da turbina eólica compreender adicionalmente: elevar uma classificação da turbina eólica (200) quando a carga de fatiga real é menor que a tendência de fatiga acumulada de referência.

13. MÉTODO DE DETERMINAÇÃO (100) DE FATIGA EM PELO MENOS UM COMPONENTE DE TURBINA EÓLICA, o método sendo caracterizado por compreender: determinar (20) um tempo operacional do pelo menos um componente de turbina eólica que compreende uma pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (31) uma velocidade de vento para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (32) uma intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; combinar uma pluralidade de pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; determinar (36) um tempo durante o qual o pelo menos um componente de turbina eólica está submetido a cada um dos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; somar os tempos determinados (36) durante os quais o pelo menos um componente de turbina eólica está submetido a cada um dos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas para obter um tempo total de cada um da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para o tempo operacional; e determinar (40) uma carga de fatiga real no pelo menos um componente de turbina eólica baseado pelo menos no tempo total de cada um da pluralidade de pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência.

14. MÉTODO (100), de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por compreender adicionalmente: obter (33) dados de cisalhamento de vento; agrupar combinações da velocidade de vento, da intensidade de turbulência e dos dados de cisalhamento de vento para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; e determinar tempos para cada uma das combinações da velocidade de vento, da intensidade de turbulência e dos dados de cisalhamento de vento para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas durante o tempo operacional.

15. MÉTODO (100), de acordo com a reivindicação 14, caracterizado por compreender adicionalmente: obter (34) turbulência na escala de comprimento; agrupar combinações da velocidade de vento, da intensidade de turbulência, dos dados de cisalhamento de vento e da turbulência na escala de comprimento; e determinar tempos para cada uma das combinações da velocidade de vento, da intensidade de turbulência, dos dados de cisalhamento de vento e da turbulência na escala de comprimento durante o tempo operacional.

16. MÉTODO DE REALIZAÇÃO DE UMA OPERAÇÃO DE MANUTENÇÃO EM PELO MENOS UM COMPONENTE DE TURBINA EÓLICA, caracterizado por compreender: gerar uma tendência de fadiga acumulada de referência, a tendência de fadiga acumulada de referência sendo uma curva ou linha que indica um acúmulo de cargas de fadiga esperada teórica que é esperado que o pelo menos um componente de turbina eólica suporte durante uma vida útil projetada do pelo menos um componente de turbina eólica; determinar (10) uma fatiga acumulada de referência do pelo menos um componente de turbina eólica utilizando a tendência de fadiga acumulada de referência e um tempo operacional de referência; determinar (20) um tempo operacional do pelo menos um componente de turbina eólica que compreende uma pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (31) uma velocidade de vento para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (32) uma intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; combinar pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; determinar (36) um tempo durante o qual o pelo menos um componente de turbina eólica está submetido a cada um dos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; obter (30) um indicador de carga parcial do pelo menos um componente de turbina eólica para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas com base nos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência e no tempo durante o qual o pelo menos um componente de turbina eólica está submetido a cada um dos pares da velocidade de vento e da intensidade de turbulência para cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; calcular (40) uma carga de fatiga real no pelo menos um componente de turbina eólica por meio da adição dos indicadores de carga parcial de cada um da pluralidade de períodos de obtenção de cargas; comparar (50) a carga de fatiga real com a fatiga acumulada de referência; e realizar uma operação de manutenção no pelo menos um componente de turbina eólica quando a carga de fatiga real exceder a fatiga acumulada de referência, especificamente substituindo o pelo menos um componente de turbina eólica.