BR102022024435A2 - Método proativo para reduzir vibrações em uma ou mais pás de um rotor de uma turbina eólica e turbina eólica - Google Patents

Abstract

Um método proativo e um sistema de turbina eólica relacionado são fornecidos para reduzir as vibrações nas pás do rotor quando o cubo do rotor está travado contra a rotação. O método inclui determinar uma orientação inicial da pá para a direção do vento e parâmetros de vento para o vento impactar as pás do rotor. Com base nos parâmetros de vento e na orientação das pás, é determinado um ângulo de ataque para as pás do rotor que reduzirá pelo menos as vibrações que se espera que sejam induzidas nas pás pelas condições atuais do vento. Com um controlador, as pás do rotor são inclinadas para atingir o ângulo de ataque usando um sistema de controle de passo. O ângulo de ataque é determinado e as pás do rotor são inclinadas a partir da orientação inicial da pá para o novo ângulo de ataque antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.

Description

MÉTODO PROATIVO PARA REDUZIR VIBRAÇÕES EM UMA OU MAIS PÁS DE UM ROTOR DE UMA TURBINA EÓLICA E TURBINA EÓLICA CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente divulgação se refere em geral a sistemas de geração de energia de turbina eólica e, mais particularmente, a sistemas e métodos para amortecer vibrações e cargas em turbinas eólicas, particularmente quando o rotor da turbina está travado, controlando o passo da pá.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] As turbinas eólicas modernas são comumente usadas para fornecer eletricidade à rede elétrica. As turbinas eólicas deste tipo compreendem geralmente uma torre e um rotor dispostos na torre. O rotor, que normalmente compreende um cubo e uma pluralidade de pás, é colocado em rotação sob a influência do vento nas pás. A referida rotação gera um torque que normalmente é transmitido através de um eixo de rotor para um gerador, seja diretamente (“acionado diretamente”) ou através do uso de uma caixa multiplicadora. Desta forma, o gerador produz eletricidade que pode ser fornecida à rede elétrica.

[003] Há uma tendência de tornar as pás das turbinas eólicas cada vez mais longas para capturar mais vento e converter a energia do vento em eletricidade. Isso resulta em pás mais flexíveis e mais propensas a instabilidades aeroelásticas, por exemplo, vibrações das pás. As pás vibratórias criam o risco de grandes danos potenciais em toda a turbina eólica.

[004] Quando a turbina eólica está em operação, um controlador de turbina eólica pode operar direta ou indiretamente qualquer sistema de acionamento auxiliar, como um sistema de passo (pitch) ou um sistema de orientação (yaw) para reduzir as cargas nas pás. Desta forma, as vibrações das pás podem ser neutralizadas. No entanto, o problema das instabilidades aeroelásticas também pode ser grave em circunstâncias em que a turbina eólica está pausada, em marcha lenta ou travado. Tais oscilações incluem em particular oscilações de borda.

[005] Pelo menos dois tipos de vibrações podem ocorrer durante as condições de pausada. A primeira é a vibração induzida por vórtices (VIV) quando um ângulo de ataque é em torno de 90 graus e vórtices lançados em frequências próximas às frequências próprias da pá. A segunda é a vibração induzida por estol (SIV) quando o ângulo de ataque está próximo aos ângulos de estol (por exemplo, 15 graus – 20 graus ou outras faixas dependendo do projeto da turbina eólica) e a interação do fluxo pode levar a vibrações das pás. O ângulo de ataque pode ser entendido como um ângulo geométrico entre uma direção de fluxo do vento e a corda de uma pá do rotor.

[006] As vibrações induzidas por vórtices e estol são fenômenos que, se não forem adequadamente projetados ou compensados, podem levar à falha da pá ou acelerar o dano da pá.

[007] Quando o rotor está travado contra a rotação, por exemplo, devido a tarefas de instalação, comissionamento ou manutenção, as pás podem experimentar instabilidades aeroelásticas, como as vibrações VIV e SIV. As pás são suscetíveis a essas vibrações quando os ângulos de ataque estão dentro de certas faixas (por exemplo, 25-45 graus para SIV e 70-110 graus para SIV para um determinado projeto de pá e turbina eólica). Como o rotor está travado, a rotação do rotor não pode ser usada para reduzir ou amortecer essas vibrações.

[008] Uma solução atual para os problemas citados inclui o uso de dispositivos aerodinâmicos acoplados às pás para reduzir os vórtices e/ou aumentar o amortecimento. No entanto, esta solução aumenta os custos e o tempo de instalação e remoção.

[009] Outra solução fornecida no pedido de patente dos EUA publicado 2020/0173418 propôs um método para reduzir vibrações nas pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em uma condição pausada ou travada que envolve o uso de sensores para medir primeiro um ou mais parâmetros de deformação indicativos ou vibrações ou oscilações (coletivamente referidas como vibrações neste documento) sendo induzidas nas pás. O método usa um controlador dedicado em comunicação com os sensores para determinar se existem vibrações com base nos parâmetros de deformação medidos. O controlador dedicado também está em comunicação com um sistema de acionamento de passo auxiliar e gera um sinal de saída para operar o sistema de acionamento auxiliar para alterar o passo da pá e reduzir as vibrações. O método e o sistema do pedido ‘418 publicado dependem, no entanto, da detecção real dos parâmetros induzidos por vibração. Em outras palavras, o método e o sistema são “reativos” às vibrações reais sendo induzidas nas pás, em que tais vibrações podem resultar em danos à pá ou a outros componentes da turbina eólica antes que possam ser amortecidos.

[0010] Além disso, cargas excessivas podem ser colocadas nos componentes da turbina eólica alterando o passo da pá de um rotor travado. Por exemplo, alguns ângulos de passo podem ser aceitáveis para amortecer as instabilidades aeroelásticas não operacionais (por exemplo, SIV e VIV), mas podem resultar em cargas inaceitáveis em certos componentes da turbina eólica.

[0011] A presente divulgação fornece exemplos de métodos e sistemas operacionais para turbinas eólicas que resolvem pelo menos parcialmente algumas das desvantagens acima mencionadas.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DA INVENÇÃO

[0012] Aspectos e vantagens da invenção serão apresentados em parte na descrição a seguir, ou podem ser óbvios a partir da descrição, ou podem ser aprendidos através da prática da invenção.

[0013] A presente divulgação abrange um método proativo para prevenir ou pelo menos reduzir as vibrações SIV/VIV em uma ou mais pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em uma condição de pausada com um cubo de rotor travado contra rotação e a turbina é incapaz de se orientar. O método inclui determinar uma orientação de pá inicial das pás para uma direção de vento de entrada, bem como um ou mais parâmetros de vento para o vento impactar as pás do rotor. Com base nesses parâmetros de vento e orientação inicial das pás, é determinado um ângulo de ataque para as pás do rotor que evitará vibrações SIV e VIV. Com um controlador (controlador de turbina ou controlador externo) em comunicação com um sistema de acionamento auxiliar, cada pá do rotor é inclinada independentemente para um ângulo de ataque específico que não é suscetível a SIV/VIV.

[0014] Em uma forma de realização particular, os parâmetros de vento e o ângulo de ataque são determinados em um momento, antes ou depois de colocar o cubo do rotor em uma condição travada.

[0015] Os parâmetros de vento podem incluir velocidade do vento e direção do vento, e o método pode incluir determinar que a velocidade do vento está acima de um nível limiar como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque. Depois que a velocidade do vento é determinada acima do nível limiar, o método pode determinar e usar a direção do vento para determinar o ângulo de ataque.

[0016] Uma forma de realização do método pode incluir determinar que o controle de orientação não está disponível para o cubo do rotor como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.

[0017] Em certas formas de realização, os parâmetros de vento considerados para determinar o ângulo de ataque podem incluir ainda um ou ambos os desvios do vento e fluxo ascendente de vento atuando nas pás do rotor.

[0018] O ângulo de ataque para os parâmetros de vento determinados pode ser calculado pelo controlador em tempo real. Em outra forma de realização, os ângulos de ataque para várias combinações de parâmetros de vento são predefinidos (por exemplo, por meio de modelagem ou empiricamente) e armazenados em tabelas de pesquisa eletrônica, funções ou algoritmos acessíveis pelo controlador.

[0019] Outras formas de realização de método podem incluir ainda determinar as condições de carga que serão geradas em um ou mais componentes da turbina eólica (como as raízes das pás, torre, dispositivo de travamento do cubo do rotor) com as pás do rotor posicionadas no ângulo de ataque e, quando a carga está acima de um nível limiar predeterminado, determinando um ângulo de ataque ajustado que reduz a carga a um nível aceitável enquanto ainda reduz as vibrações nas pás do rotor

[0020] A presente divulgação também abrange uma turbina eólica que compreende pás do rotor montadas em um cubo de rotor giratório e um ou mais sensores localizados para detectar parâmetros de vento que impactam as pás do rotor. A turbina eólica inclui um sistema de passo configurado para alterar um ângulo de passo das pás do rotor. Um controlador está em comunicação operável com o sistema de passo e, quando o cubo do rotor está travado contra rotação e a turbina não consegue guinar, é configurado para: determinar valores dos parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor; determinar uma orientação inicial das pás do rotor para uma direção de vento de entrada; com base nos parâmetros de vento, determinar um ângulo de ataque para as pás do rotor que pelo menos reduz as vibrações induzidas nas pás do rotor pelo vento; e controlar o sistema de passo para atingir o ângulo de ataque; e em que o ângulo de ataque é determinado e as pás do rotor são inclinadas desde a orientação inicial da pá até o ângulo de ataque antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.

[0021] Outras formas de realização da turbina eólica podem incluir configurações do controlador para obter qualquer combinação das funcionalidades discutidas acima em relação às várias formas de realização do método.

[0022] Estas e outras características, aspectos e vantagens da presente invenção serão melhor compreendidas com referência à seguinte descrição e reivindicações anexas. Os desenhos anexos, que são incorporados e fazem parte deste relatório descritivo, ilustram formas de realização da invenção e, juntamente com a descrição, servem para explicar os princípios da invenção.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0023] Uma divulgação completa e facilitadora da presente invenção, incluindo o melhor modo da mesma, direcionada a um técnico no assunto, é apresentada no relatório descritivo, que faz referência às figuras anexas, nas quais:
A Figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de uma turbina eólica de acordo com um exemplo;
A Figura 2 ilustra uma vista interna simplificada de uma nacela de uma turbina eólica de acordo com um exemplo;
A Figura 3 ilustra as pás da turbina eólica com sensores de deformação;
A Figura 4 mostra um fluxograma de um método para reduzir vibrações e carga nas pás do rotor de uma turbina eólica de acordo com um exemplo;
A Figura 5 mostra um fluxograma mais detalhado representando várias formas de realização do método; e
A Figura 6 mostra um fluxograma que descreve uma forma de realização de método alternativo.

[0024] O uso repetido de caracteres de referência no presente relatório descritivo e desenhos destina-se a representar as mesmas características ou elementos análogos da presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[001] Agora será feita referência em detalhes às formas de realização da invenção, um ou mais exemplos dos quais estão ilustrados nos desenhos. Cada exemplo é fornecido como explicação da invenção, não como limitação da invenção. De fato, será evidente para os técnicos no assunto que várias modificações e variações podem ser feitas 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 outra forma de realização. Assim, pretende-se que a presente invenção abranja tais modificações e variações que estejam dentro do escopo das reivindicações anexas e seus equivalentes.

[002] Conforme usado neste documento, o termo “controlador” refere-se não apenas a circuitos integrados referidos na técnica como sendo incluídos em um computador, mas também se refere a um microcontrolador, um microcomputador, um controlador lógico programável (CLP), um circuito integrado específico de aplicação, e outros circuitos programáveis. O controlador também é configurado para computar algoritmos de controle avançados e comunicar-se com uma variedade de protocolos baseados em Ethernet ou serial (Modbus, OPC, CAN, etc.). Além disso, um (os) dispositivo(s) de memória configurado(s) com o controlador podem geralmente incluir elemento(s) de memória incluindo, mas não limitado 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 somente leitura de disco compacto (CD-ROM), um disco magneto-óptico (MOD), um disco versátil digital (DVD) e/ou outros elementos de memória adequados. Tais dispositivos de memória (140) podem geralmente ser configurados para armazenar instruções legíveis por computador adequadas que, quando implementadas pelo(s) processador(es) (402), configuram o controlador para executar as várias funções conforme descritas neste documento.

[003] A Figura 1 ilustra uma vista em perspectiva de um exemplo de uma turbina eólica (160). Como mostrado, a turbina eólica (160) inclui uma torre (170) que se estende de uma superfície de suporte (150), uma nacela (161) montada na torre (170) e um rotor (115) acoplado à nacela (161). O rotor (115) inclui um cubo giratório (110) e pelo menos uma pá do rotor (120) acoplada e se estendendo para fora do cubo (110). Por exemplo, no exemplo ilustrado, o rotor (115) inclui três pás do rotor (120). No entanto, em uma forma de realização alternativa, o rotor (115) pode incluir mais ou menos de três pás do rotor (120). Cada pá do rotor (120) pode ser espaçada do cubo (110) para facilitar a rotação do rotor (115) para permitir que a energia cinética seja transferida do vento para energia mecânica utilizável e, posteriormente, energia elétrica. Por exemplo, o cubo (110) pode ser acoplado rotativamente a um gerador elétrico (162) (Figura 2) posicionado dentro da nacela (161) ou fazendo parte da nacela para produzir energia elétrica.

[004] A turbina eólica (160) inclui um controlador de turbina eólica (180) que pode estar localizado centralmente dentro da nacela (161) ou externo à nacela. No entanto, em outros exemplos, o controlador de turbina eólica (180) pode estar localizado dentro de qualquer outro componente da turbina eólica (160) ou em um local fora da turbina eólica. Além disso, o controlador (180) pode ser acoplado de forma comunicativa a qualquer número de componentes da turbina eólica (160) para controlar a operação de tais componentes.

[005] Por exemplo, o controlador (180) pode ser acoplado de forma comunicativa a um ou mais sistemas de acionamento auxiliar, tal como um sistema de passo (107) para ajustar um passo de pá. Alternativamente, o sistema de acionamento do controlador (180) pode compreender um sistema de orientação (20) para girar a nacela (161) em relação à torre em torno de um eixo de rotação.

[006] A presente divulgação se refere a situações em que o rotor (115) (e, portanto, o cubo do rotor (110)) é travado contra rotação, por exemplo, devido à instalação, comissionamento, tarefas de manutenção ou qualquer outro motivo. A presente divulgação contempla que o controlador (180) permanece acoplado de forma comunicativa a pelo menos o sistema de passo (107) no estado travado do rotor (115).

[007] No entanto, a presente divulgação também contempla que a função de “controlador” também pode ser fornecida por um controlador dedicado separado durante os estados travados do rotor, conforme descrito no pedido de patente dos EUA publicado 2020/0173418 discutido acima e aqui incorporado em sua totalidade para todos os propósitos. O controlador dedicado pode ser configurado para operar de forma autônoma, ou seja, independentemente do controlador de turbina eólica (180), pelo menos em algumas condições operacionais, e pode ser capaz de realizar tarefas como receber e emitir sinais e processar dados quando o controlador de turbina eólica (180) está uma condição de pausada com o rotor (115) travado.

[008] A turbina eólica (160) da Figura 1 pode ser colocada em um local offshore ou onshore.

[009] O controlador de turbina eólica (ou “sistema de controle central”) (180) pode incluir um ou mais processadores e dispositivos de memória associados configurados para executar uma variedade de funções implementadas por computador (por exemplo, realizar os métodos, etapas, cálculos e semelhantes e armazenar dados relevantes conforme divulgados neste documento). O controlador de turbina eólica pode executar várias funções diferentes, como receber, transmitir e/ou executar sinais de controle de turbina eólica e controlar a operação geral da turbina eólica. O controlador de turbina eólica pode ser programado para controlar a operação geral com base em informações recebidas de sensores indicando, por exemplo, cargas, velocidade do vento, direção do vento, falha de turbulência de um componente e outros.

[0010] O controlador de turbina eólica (180) também pode incluir um módulo de comunicações para facilitar as comunicações entre o controlador (180) e os componentes da turbina eólica e seus sistemas de controle individuais (por exemplo, um controlador para o sistema de passo (107), um controlador para o sistema de orientação (20), um sistema de controle do conversor e outros controles e componentes.

[0011] Além disso, o módulo de comunicações pode incluir uma interface de sensor (por exemplo, um ou mais conversores analógico-digital) para permitir que os sinais transmitidos de um ou mais sensores de parâmetros de vento ou sensores de carga sejam convertidos em sinais que possam ser compreendidos e processados pelo controlador (180). Deve ser apreciado que os sensores podem ser acoplados de forma comunicativa ao módulo de comunicações usando qualquer meio adequado como, por exemplo, uma conexão com fio ou uma conexão sem fio.

[0012] A Figura 2 ilustra uma vista interna simplificada de um exemplo da nacela (161) da turbina eólica (160) da Figura 1. Conforme mostrado, o gerador (162) pode ser disposto dentro da nacela (161) e acoplado ao rotor (115) para gerar energia elétrica da energia rotacional gerada pelo rotor (115). Por exemplo, o rotor (115) pode incluir um eixo de rotor principal (163) acoplado ao cubo (110) para rotação com o mesmo. O gerador (162) pode então ser acoplado ao eixo do rotor (163) de modo que a rotação do eixo do rotor (163) acione o gerador (162). Por exemplo, na forma de realização ilustrada, o gerador (162) inclui um eixo do gerador (166) acoplado rotativamente ao eixo do rotor (163) através de um caixa multiplicadora (164).

[0013] Deve ser apreciado que o eixo do rotor (163), a caixa multiplicadora (164) e o gerador (162) podem geralmente ser suportados dentro da nacela (161) por uma estrutura de suporte ou placa de apoio (165) posicionada no topo da torre de turbina eólica (170).

[0014] A nacela (161) é acoplada de forma rotativa à torre (170) através do sistema de orientação (20) de tal forma que a nacela (161) é capaz de girar em torno de um eixo rotativo ou “eixo de orientação” RA conforme representado na Figura 2. O sistema de orientação (20) compreende um rolamento de guinada tendo dois componentes de rolamento configurados para girar em relação ao outro. A torre (170) é acoplada a um dos componentes de rolamento e a placa de apoio ou estrutura de suporte (165) da nacela (161) é acoplada ao outro componente de rolamento. O sistema de orientação (20) compreende uma engrenagem anular (21) e uma pluralidade de acionamentos de orientação (22) com um motor (23), uma caixa multiplicadora (24) e um pinhão (25) para engatar com a engrenagem anular (21) para girar um dos componentes de rolamento em relação ao outro.

[0015] As pás (120) são acopladas ao cubo (110) com um sistema de controle de passo (107) que inclui um rolamento de passo (100) entre a pá (120) e o cubo (110). O rolamento de passo (100) compreende um anel interno e um anel externo (mostrado na Figura 2). A pá de turbina eólica (120) pode ser fixada no anel de rolamento interno ou no anel de rolamento externo, enquanto o cubo (110) está conectado no outro anel de rolamento. Uma pá (120) pode realizar um movimento de rotação relativo em relação ao cubo (110) quando o sistema de controle de passo (107) é acionado. O movimento de rotação é realizado em torno de um eixo de passo PA e, portanto, pode ser medido em graus. O anel de rolamento interno pode, portanto, realizar um movimento de rotação em relação ao anel de rolamento externo. O sistema de controle de passo (107) da Figura 2 compreende um pinhão acionável (108) que engrena com uma engrenagem anular (109) fornecida no anel de rolamento interno para colocar a pá de turbina eólica (120) em rotação.

[0016] Mesmo que o eixo de passo seja mostrado para apenas uma única pá (120), deve ficar claro que cada uma das pás (120) tem tal eixo de passo. Um sistema de passo único ou uma pluralidade de sistemas de passo individuais podem ser usados para girar as respectivas pás (120) em torno de seus eixos longitudinais.

[0017] No estado parado da turbina eólica (160) com o rotor (115) travado contra rotação por, por exemplo, um pino de travamento, a turbina eólica não está gerando energia elétrica e provavelmente não está recebendo energia elétrica de uma rede. Em tais casos, a turbina eólica (160) inclui ainda uma fonte de energia dedicada (140) (Figura 1), que pode compreender uma bateria ou um supercapacitor (não ilustrado) que armazena uma quantidade predefinida de energia para fornecer ao controlador (180) (ou um controlador dedicado) e ao sistema de acionamento auxiliar (20, 107) por um período de tempo predefinido. Em exemplos alternativos, a fonte de energia dedicada (140) pode compreender um gerador de combustível, tal como um gerador a diesel.

[0018] Conforme discutido em mais detalhes abaixo, os aspectos da presente divulgação dependem da detecção de parâmetros de vento que atuam nas pás (120), como direção e velocidade do vento. Com referência às Figuras 1 e 2, a turbina eólica (10) pode incluir um ou mais sensores de parâmetros de vento (125) para medir vários parâmetros de vento a montante da turbina eólica (160). Por exemplo, como mostrado na Figura 2, um sensor (125) pode estar localizado no cubo (110) de modo a medir um parâmetro de vento real a favor do vento da turbina eólica (160). O parâmetro de vento real pode ser qualquer um dos seguintes: uma rajada de vento, uma velocidade do vento, uma direção do vento, uma aceleração do vento, uma turbulência do vento, um cisalhamento do vento, um desvio de vento, uma esteira, ou similar. Além disso, o um ou mais sensores (125) podem incluir pelo menos um sensor LIDAR para medir parâmetros a favor do vento. Por exemplo, o sensor (125) no cubo (110) pode ser um sensor LIDAR, que é um radar de medição configurado para varrer uma região anular em torno da turbina eólica (160) e medir a velocidade do vento com base na reflexão e/ou dispersão da luz transmitida pelo sensor LIDAR do aerossol. O ângulo do cone (θ) e a faixa (R) do sensor LIDAR podem ser adequadamente selecionados para fornecer uma precisão de medição desejada, bem como uma sensibilidade aceitável.

[0019] Em outras formas de realização, conforme representado na Figura 2, um ou mais sensores LIDAR também podem estar localizados na torre de turbina eólica (170), em uma ou mais das pás de turbina eólica (120), na nacela (161), um mastro meteorológico da turbina eólica, ou em qualquer outro local adequado. Em ainda outras formas de realização, o sensor de parâmetro de vento (125) (48) pode estar localizado em qualquer local adequado perto da turbina eólica (160). Os sensores (125) podem ser configurados para medir um parâmetro de vento à frente de pelo menos uma porção específica, tipicamente as seções mais significativas do pás (120) em termos de contribuições dessas seções para o torque aerodinâmico nas pás (120). Essas seções podem incluir, por exemplo, seções próximas à ponta da pá.

[0020] Em formas de realização alternativas, os sensores (125) não precisam ser sensores LIDAR e podem ser quaisquer outros sensores adequados capazes de medir parâmetros de vento a montante da turbina eólica (160). Por exemplo, os sensores podem ser acelerômetros, sensores de pressão, sensores de ângulo de ataque, sensores de vibração, sensores MIMU, sistemas de câmeras, sistemas de fibra óptica, anemômetros, biruta, sensores de detecção e alcance sônicos (SODAR), infra lasers, radiômetros, tubos de pitot, balões meteorológicos (rawinsondes), outros sensores ópticos e/ou quaisquer outros sensores adequados. Deve ser apreciado que, conforme usado neste documento em relação aos sensores, o termo “determinar” e suas variações indicam que os vários sensores da turbina eólica podem ser configurados para fornecer uma medição direta dos parâmetros sendo monitorados ou uma medição indireta de tais parâmetros. Assim, os sensores (125) podem, por exemplo, ser usados para gerar sinais relativos ao parâmetro sendo monitorado, que podem então ser utilizados pelo controlador (180) para determinar a condição real do vento.

[0021] Outros aspectos da presente divulgação podem basear-se na determinação de cargas que atuam em certos componentes da turbina eólica (160). Com referência às Figuras (1 e 2), os sensores de carga (121) podem ser utilizados para medir uma deformação de um ou mais dos componentes relevantes, tais como as pás (120), torre (170), placa de base, e assim por diante. Tais sensores podem ser sensores de deformação um parâmetro de deformação/tração do componente. Por exemplo, a Figura 3 representa uma forma de realização em que os sensores de deformação (121) são medidores de deformação de fibra óptica fixados em uma estrutura das pás (120) de modo a medir deformações em quaisquer porções da pá, por exemplo, uma raiz de pá (34). Assim, cargas na pá podem ser calculadas com base nas deformações medidas. Os sensores de deformação (121) podem ser conectados entre si através de um caminho óptico (122), por exemplo, fibra óptica. O caminho óptico (122) também permite que os sensores de deformação (121) estejam em comunicação com uma unidade de interrogação de sensor (124) ou unidade de leitura colocada no cubo (110) ou na nacela (161). A unidade de interrogação de sensor (124) é configurada para alimentar o caminho óptico (122) com pulsos de luz emitidos (não ilustrado) e para receber pulsos de luz dos sensores de deformação (121). A unidade de interrogação (124) é ainda configurada para comparar os pulsos de luz emitidos com pulsos de luz recebidos de modo a determinar deflexões nas pás (120). O número e localização dos sensores de deformação (121) nas pás (120) (ou outros componentes) podem variar dependendo dos requisitos particulares.

[0022] O controlador (180) pode incluir ou pode ser integral com a unidade de interrogação do sensor (124). Alternativamente, a unidade de interrogação do sensor (124) pode ser separada do controlador (180) e em comunicação de dados entre si.

[0023] Em alguns outros exemplos, os sensores de deformação (121) podem ser fornecidos com sensores de temperatura. Os dados de temperatura dos sensores de temperatura podem ser levados em consideração pela unidade (124) ou mesmo pelo controlador (180) porque a temperatura pode afetar a operação e as características dos sensores de deformação (121).

[0024] Alternativamente, para o exemplo de medidores de tensão ópticos, outros tipos de sensores (121) capazes de indicar uma deformação de uma ou mais das pás (120) ou outros componentes podem ser usados. Exemplos incluem acelerômetros ou sensores de deslocamento em comunicação de dados com o controlador (180).

[0025] Em outras formas de realização, as condições de carga em vários componentes da turbina eólica (160) podem ser determinadas indiretamente. Por exemplo, o controlador (180) (ou outro controlador em comunicação com o controlador (180)) pode receber dados operacionais que podem consistir em qualquer ou uma combinação do seguinte: um ângulo de passo, uma velocidade do gerador, uma saída de energia, uma saída de torque, uma temperatura, uma pressão, uma razão de velocidade de ponta, uma densidade do ar ou outra condição de operação semelhante. O controlador então calcula uma condição de carga estimada em função de várias combinações dos dados operacionais. Em uma forma de realização, por exemplo, o controlador pode implementar uma funcionalidade de estimador com um algoritmo de controle tendo uma série de equações para determinar a condição de carga estimada em função do ângulo de passo, da velocidade do gerador, da potência de saída e da densidade do ar. Além disso, as equações podem ser resolvidas usando os dados operacionais e um ou mais mapas de desempenho aerodinâmico. Em uma forma de realização, os mapas de desempenho aerodinâmico são tabelas dimensionais ou não dimensionais que descrevem a carga e o desempenho do rotor (por exemplo, potência, empuxo, torque ou momento de flexão ou similar) sob determinadas condições (por exemplo, densidade, velocidade do vento, velocidade do rotor, ângulos de passo ou similares). Como tal, os mapas de desempenho aerodinâmico podem incluir coeficiente de potência, coeficiente de empuxo, coeficiente de torque e/ou derivadas parciais em relação ao ângulo de passo, velocidade do rotor ou razão de velocidade de ponta. Alternativamente, os mapas de desempenho aerodinâmico podem ser valores dimensionais de potência, empuxo e/ou torque em vez de coeficientes.

[0026] Além disso, a funcionalidade de controle também pode incluir uma ou mais tabelas de consulta eletrônica (LUTs). Em várias formas de realização, pelo menos algumas das LUTs podem incluir: um empuxo de turbina eólica, uma carga de pá, uma carga de torre, uma carga e eixo, uma carga de nacela, uma carga de cubo ou qualquer outra condição de carregamento de turbina eólica para várias combinações de parâmetros de vento. Como tal, dependendo da forma de realização, a condição de carga estimada pode ser representativa dos parâmetros de vento próximos à turbina eólica ou condições de carga da turbina eólica. Conforme mencionado, os parâmetros de vento podem incluir uma rajada de vento, uma velocidade do vento, uma direção do vento, uma aceleração do vento, uma turbulência do vento, um cisalhamento do vento, um desvio de vento, uma esteira ou similar. As condições de carregamento podem incluir um empuxo de turbina eólica, uma carga de pá, uma carga de torre, uma carga de eixo, uma carga de nacela, uma carga de cubo ou similar.

[0027] Com referência à Figura 4, uma forma de realização de um método (100) de acordo com aspectos da presente invenção é representada na forma de fluxograma. Na etapa (102), o estado do cubo do rotor é detectado pelo controlador por meio de qualquer sensor ou sinal de entrada adequado. Especialmente, é determinado se o cubo do rotor está ou não travado contra rotação. As linhas tracejadas na Figura 4 destinam-se a indicar que as etapas podem ser executadas em sequência ou simultaneamente.

[0028] Na etapa (104), os parâmetros de vento de interesse são determinados através dos sensores (125) discutidos acima. Esses parâmetros podem incluir, por exemplo, qualquer um ou combinação de direção do vento, velocidade do vento, desvio de vento e fluxo ascendente de vento. O desvio de vento é entendido como as variações da direção do vento em relação à altura vertical. O fluxo ascendente de vento é entendido como um ângulo do vento em relação à horizontal.

[0029] Na etapa (106), e a orientação inicial da pá das pás do rotor é determinada com base em vários fatores, como a posição do rotor (por exemplo, determinada por sensores de posição do rotor), posição de orientação em relação à direção do vento, geometria da turbina (por exemplo, inclinação do eixo, formato de cone, pré-curvatura da pá, torção da pá, etc.) e ângulo de passo. Deve ser apreciado que, uma vez que o rotor esteja travado, exceto o ângulo de passo, os fatores que não dependem de um parâmetro de vento não mudam.

[0030] Na etapa (108), é determinado um ângulo de ataque para as pás que reduzirá ou eliminará as vibrações das pás, bem como um comando/posição de passo que colocará as pás na orientação do ângulo de ataque desejado. O ângulo de ataque é geralmente referido como o ângulo entre a linha de direção da corda da pá e o vetor de vento relativo. Deve-se notar que o ângulo de ataque pode variar ao longo da extensão da pá devido à torção do projeto nas pás. Para a presente divulgação, o “ângulo de ataque” é uma posição da pá em relação ao vento de entrada que é calculada para alcançar a eliminação ou redução desejada das vibrações da pá com base na orientação inicial da pá. Uma vez que o ângulo de ataque desejado é calculado com base nos parâmetros identificados acima, um comando de passo é gerado pelo controlador para inclinar a(s) pá(s) para um ângulo de passo que alcance mais de perto o ângulo de ataque da pá. O sistema de controle e a metodologia garantem que os ângulos de ataque ao longo de todo o vão evitem os ângulos de ataque SIV/VIV.

[0031] Deve ser entendido que o ângulo de ataque pode variar para as pás individuais com base em sua orientação inicial de pá e parâmetros de vento variáveis em sua posição rotacional travada relativa diferente. Ângulos de ataque separados são determinados pelo controlador para cada pá individual e podem ser atualizados periodicamente ou atualizados mediante a detecção de alteração dos parâmetros de vento.

[0032] Na etapa (110), o controlador emite comandos para o sistema de controle de passo para inclinar as pás para a posição angular que atingirá mais de perto o ângulo de orientação de ataque desejado para a pá.

[0033] A Figura 5 é um diagrama de blocos representando várias outras formas de realização de métodos. Deve ser apreciado que nem todas as etapas representadas na Figura 5 são necessárias para qualquer forma de realização. Várias combinações das etapas representadas na Figura 5 estão dentro do escopo da presente divulgação.

[0034] Com referência à Figura 5, o método (200) inclui a etapa (202) em que um estado inicial do cubo do rotor é detectado pelo controlador para determinar se o cubo do rotor está travado contra rotação.

[0035] Na etapa (204), se o cubo do rotor não estiver travado, então o processo prossegue diretamente para a etapa (206), em que o processo de controle de passo está desligado (não ativado). Esta condição pode estar presente, por exemplo, em um estado parado da turbina eólica em que o rotor pode ficar em marcha lenta e girar.

[0036] Na etapa (204), se for determinado pelo controlador que o cubo do rotor está travado, então o processo prossegue para a etapa (208) em que o controlador determina o estado de orientação do rotor. Se o rotor for capaz de guinar, então na etapa (210) o processo desvia para a etapa (206) e o processo de controle de passo não é ativado. Esta etapa pode ser desejada quando for determinado que a capacidade de guinar para o cubo do rotor fornece capacidade suficiente para colocar as pás em uma posição relativa em relação ao vento que impede que as pás vibrem.

[0037] Na etapa (20), se for determinado pelo controlador que o sistema de orientação não é operável, então o processo prossegue para a etapa (212), em que um ou mais parâmetros de velocidade do vento são determinados pelo controlador por meio dos sensores de parâmetro de vento discutidos acima.

[0038] Na etapa (214), se for determinado pelo controlador que a velocidade do vento não está acima de um nível limiar que é definido de modo que as oscilações das pás não sejam uma preocupação, então os desvios para a etapa (206) e o processo de controle de passo não são ativados.

[0039] Na etapa (214), se for determinado pelo controlador que a velocidade do vento está acima do valor limite, então o processo prossegue para uma ou mais etapas para determinar outros parâmetros de vento desejados para calcular o ângulo de ataque. Por exemplo, na etapa (216), o controlador pode determinar a velocidade do vento. Na etapa (218), o controlador pode determinar uma posição e orientação inicial da pá em relação ao vento de entrada, conforme discutido acima. Na etapa (220), o controlador pode determinar o fluxo ascendente de vento que pode estar impactando as pás. Da mesma forma, na etapa (222), o controlador pode determinar o desvio de vento que pode estar impactando as pás.

[0040] Na etapa (224), com base nas variáveis (216-222), o controlador determina um ângulo de ataque para as pás que reduzirá ou impedirá que as pás vibrem. Isso pode ser calculado em tempo real por meio de um algoritmo implementado pelo controlador. Alternativamente, uma tabela de consulta eletrônica pode ser pré-gerada e armazenada em uma memória acessível pelo controlador. Esta consulta pode conter valores predefinidos de ângulo de ataque (posições) para a combinação de variáveis discutidas acima. Esses valores pré-definidos podem ser resultado de modelagem ou podem ter sido determinados empiricamente.

[0041] A etapa (224) também inclui o controlador que determina uma posição de passo de pá para as pás que apresentarão a pá ao vento no ângulo de orientação de ataque desejado.

[0042] Na etapa (226), o controlador emite um sinal de comando para o sistema de controle de passo e as pás são inclinadas para a posição de passo determinada. Conforme discutido acima, esta posição de passo pode ser diferente para cada pá dependendo da posição de rotação das pás, altura, parâmetros de vento variáveis em cada pá, etc., e as etapas (212, 226) podem ser realizadas para cada pá individual.

[0043] A Figura 6 representa uma forma de realização do método (200) com etapas para consideração das cargas induzidas em um ou mais dos componentes da turbina eólica no novo ângulo de orientação de ataque determinado. A etapa (224) é discutida acima em relação à Figura 5.

[0044] Na etapa (226), o controlador determina a carga esperada para ser induzida em um ou mais dos componentes da turbina eólica no novo ângulo de ataque, como as raízes da pá, torre, dispositivo de travamento do cubo do rotor ou qualquer outro componente que sofra cargas induzidas pelo vento. Essa determinação pode ser feita, por exemplo, pelo controlador referenciando uma tabela de consulta eletrônica armazenada que fornece valores de carga predefinidos para as pás em vários ângulos de ataque para vários parâmetros de vento. Essas informações podem ser geradas por meio de modelagem ou determinação empírica.

[0045] Na etapa (228), se a(s) carga(s) esperada(s) estiver(em) abaixo de um valor limite, então as pás são inclinadas para a posição angular determinada na etapa (224) sem considerações à carga esperada.

[0046] Na etapa (228), se a(s) carga(s) esperada(s) estiverem acima do valor limite, então o processo prossegue para a etapa (232), em que um ângulo de ataque ajustado à carga é determinado para reduzir a carga. Este ângulo de ataque ajustado à carga é um valor otimizado que reduz a carga a um nível aceitável (que pode estar acima ou abaixo do valor limite) enquanto ainda reduz as vibrações induzidas nas pás.

[0047] Deve ser apreciado que os vários métodos descritos neste documento são de natureza proativa, pois dependem de informações de parâmetros de vento, geometria da pá e posição da pá para prever ou estimar essencialmente se as vibrações da pá serão induzidas nas pás para um determinado conjunto de variáveis. Ações são tomadas para reorientar as pás para um novo ângulo de ataque que reduzirá ou eliminará as vibrações antes que elas ocorram.

[0048] A presente divulgação também abrange uma turbina eólica (160) com pás do rotor (120) montadas em um cubo giratório (110), bem como um ou sensores (125) localizados para detectar parâmetros de vento do vento impactando as pás do rotor (120), conforme discutido acima. A turbina eólica também pode incluir sensores de deformação (121) localizados em componentes que são propensos a cargas induzidas pelo vento. A turbina eólica (160) inclui um sistema de controle de passo (107) configurado para alterar um ângulo de passo das pás do rotor. Um controlador (180) está em comunicação operável com o sistema de passo. O controlador (180) está configurado para realizar as várias formas de realização de método descritas acima para inclinar as pás para uma posição que apresenta um novo ângulo de orientação de ataque da pá às condições de vento existentes para reduzir ou eliminar vibrações nas pás.

[0049] Esta descrição escrita usa exemplos para divulgar a invenção, incluindo o melhor modo, e também para permitir que qualquer técnico no assunto pratique a invenção, incluindo fazer e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e executar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido pelas reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorrem aos técnicos no assunto. Tais outros exemplos devem estar dentro do escopo das reivindicações se incluírem elementos estruturais que não diferem da linguagem literal das reivindicações, ou se incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças insubstanciais das linguagens literais das reivindicações.

[0050] Outros aspectos da invenção são fornecidos pelo objeto das seguintes cláusulas:
Cláusula 1: Um método proativo para reduzir as vibrações em uma ou mais pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em uma condição pausada com um cubo do rotor travado contra rotação, o método compreendendo: determinar um ou mais parâmetros de vento para o impacto do vento na pás do rotor; determinar uma orientação de pá inicial das pás do rotor para uma direção de vento de entrada; com base nos parâmetros de vento e orientação inicial das pás, determinar um ângulo de ataque para as pás do rotor que pelo menos reduzirá as vibrações esperadas a serem induzidas nas pás do rotor pelo vento; com um controlador, inclinar as pás do rotor para atingir o ângulo de ataque usando um sistema de acionamento auxiliar na turbina eólica; e em que o ângulo de ataque é determinado e as pás do rotor são inclinadas desde a orientação inicial da pá até o ângulo de ataque antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
Cláusula 2: O método proativo de acordo com a cláusula 1, em que os parâmetros de vento e o ângulo de ataque são determinados em um momento ou antes de colocar o cubo do rotor em uma condição travada.
Cláusula 3. O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, compreendendo ainda determinar que o controle de orientação não está disponível para o cubo do rotor antes de determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
Cláusula 4. O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que os parâmetros de vento compreendem a velocidade do vento e a direção do vento, e compreende ainda determinar que a velocidade do vento está acima de um nível limiar como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar o pás do rotor para o ângulo de ataque e após a velocidade do vento ser determinada acima do nível limiar, compreendendo ainda determinar a direção do vento e usar a direção do vento para determinar o ângulo de ataque.
Cláusula 5. O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que os parâmetros de vento considerados para determinar o ângulo de ataque compreendem ainda um ou ambos os desvios do vento e fluxo ascendente de vento atuando nas pás do rotor.
Cláusula 6. O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o ângulo de ataque para os parâmetros de vento determinados são predefinidos e armazenados em tabelas de consulta, funções ou algoritmos acessíveis pelo controlador.
Cláusula 7. O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, compreendendo ainda determinar a carga que será gerada em um ou mais componentes da turbina eólica com as pás do rotor posicionadas no ângulo de ataque e quando a carga estiver acima de um nível limiar predeterminado, determinar um ângulo de ataque ajustado que reduz a carga a um nível aceitável enquanto ainda reduz as vibrações nas pás do rotor.
Cláusula 8. Um método proativo para reduzir vibrações em uma ou mais pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está pausada com um cubo de rotor travado contra rotação, o método compreendendo: determinar um ou mais parâmetros de vento para o impacto do vento na pás do rotor; determinar uma orientação de pá inicial das pás do rotor para uma direção de vento de entrada; com base nos parâmetros de vento e orientação inicial das pás, determinar um ângulo de ataque para as pás do rotor que pelo menos reduzirá as vibrações induzidas nas pás do rotor pelo vento; determinar a carga que será gerada em um ou mais componentes da turbina eólica com as pás do rotor posicionadas no ângulo de ataque e quando a carga estiver acima de um nível limiar predeterminado, determinar um ângulo de ataque ajustado que reduz a carga a um nível aceitável enquanto ainda reduz as vibrações nas pás do rotor; com um controlador, inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado usando um sistema de acionamento auxiliar na turbina eólica; e em que o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado é determinado pelo controlador e as pás do rotor são inclinadas a partir da orientação inicial da pá para o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
Cláusula 9: O método proativo de acordo com a cláusula 8, em que os parâmetros de vento e o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado são determinados em um momento, antes ou depois de colocar o cubo do rotor em uma condição travada.
Cláusula 10: O método proativo de acordo com a cláusula 8 ou cláusula 9, em que os parâmetros de vento compreendem a velocidade do vento e a direção do vento, e compreende ainda determinar que a velocidade do vento está acima de um nível limiar como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado, ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado, e após a velocidade do vento ser determinada como acima do nível limiar, compreende ainda determinar a direção do vento e usar a direção do vento determinada para determinar a ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado.
Cláusula 11: O método proativo de acordo com qualquer uma das cláusulas 8-10, em que os parâmetros de vento considerados para determinar o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado compreendem ainda um ou ambos de desvio de vento e fluxo ascendente de vento atuando nas pás do rotor.
Cláusula 12: O método proativo de acordo com qualquer uma das cláusulas 8-11, compreendendo ainda determinar que o controle de orientação não está disponível para o cubo do rotor antes de determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
Cláusula 13: O método proativo de acordo com qualquer uma das cláusulas 8-12, em que o ângulo de ataque ou ângulo de ataque ajustado para os parâmetros de vento determinados são predefinidos e armazenados em tabelas de consulta acessíveis pelo controlador.
Cláusula 14: Uma turbina eólica, compreendendo: pás do rotor em um cubo de rotor giratório; um ou mais sensores localizados para detectar parâmetros de vento do vento impactando as pás do rotor; um sistema de passo configurado para alterar um ângulo de passo das pás do rotor; um controlador em comunicação operável com o sistema de passo; em que com o cubo do rotor travado contra rotação, o controlador é configurado para: determinar valores dos parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor; determinar uma orientação de pá inicial das pás do rotor para uma direção de vento de entrada; com base nos parâmetros de vento e na orientação inicial das pás, determinar um ângulo de ataque para as pás do rotor que reduzirá pelo menos as vibrações induzidas nas pás do rotor pelo vento; controlar o sistema de passo para inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque; e em que o ângulo de ataque é determinado e as pás do rotor são inclinadas desde a orientação inicial da pá até o ângulo de ataque antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
Cláusula 15: A turbina eólica de acordo com a cláusula 14, em que os parâmetros de vento e o ângulo de ataque são determinados pelo controlador em um momento ou antes de colocar o cubo do rotor em uma condição travada.
Cláusula 16: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que os parâmetros de vento compreendem a velocidade do vento e a direção do vento, o controlador configurado ainda para determinar que a velocidade do vento está acima de um nível limiar como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
Cláusula 17: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o controlador é ainda configurado para fatorar os parâmetros de vento adicionais de desvio de vento e fluxo ascendente de vento na determinação do ângulo de ataque.
Cláusula 18: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o ângulo de ataque para os parâmetros de vento determinados são predefinidos e armazenados em uma memória como tabelas de consulta acessíveis pelo controlador.
Cláusula 19: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o controlador é ainda configurado para determinar que o controle de orientação não está disponível para o cubo do rotor antes de determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
Cláusula 20: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o controlador é ainda configurado para determinar a carga que será gerada em um ou mais componentes da turbina eólica com as pás do rotor posicionadas no ângulo de ataque e quando a carga está acima de um nível limiar predeterminado, determinar um ângulo de ataque ajustado que reduz a carga a um nível aceitável enquanto ainda reduz as vibrações nas pás do rotor.

[0051] Esta descrição escrita usa exemplos para divulgar a invenção, incluindo o melhor modo, e também para permitir que qualquer técnico no assunto pratique a invenção, incluindo fazer e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e executar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido pelas reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorrem aos técnicos no assunto. Tais outros exemplos devem estar dentro do escopo das reivindicações se incluírem elementos estruturais que não diferem da linguagem literal das reivindicações, ou se incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças insubstanciais das linguagens literais das reivindicações.

Claims (14)

1. MÉTODO PROATIVO PARA REDUZIR VIBRAÇÕES EM UMA OU MAIS PÁS DE UM ROTOR DE UMA TURBINA EÓLICA quando a turbina eólica está em uma condição pausada com um cubo de rotor travado contra rotação, caracterizado pelo método compreender:
   determinar um ou mais parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor;
   determinar uma orientação de pá inicial das pás do rotor para uma direção de vento de entrada;
   com base nos parâmetros de vento e na orientação inicial das pás, determinar um ângulo de ataque para as pás do rotor que reduzirá pelo menos as vibrações induzidas nas pás do rotor pelo vento;
   com um controlador, inclinar as pás do rotor para atingir o ângulo de ataque usando um sistema de acionamento auxiliar na turbina eólica; e
   em que o ângulo de ataque é determinado e as pás do rotor são inclinadas a partir da orientação inicial da pá para o ângulo de ataque antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
2. MÉTODO PROATIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelos parâmetros de vento e pelo ângulo de ataque serem determinados em um momento, antes ou depois de colocar o cubo do rotor em uma condição travada.
3. MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado por compreender ainda determinar que o controle de orientação (yaw) não está disponível para o cubo do rotor antes de determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
4. MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelos parâmetros de vento compreenderem a velocidade do vento e a direção do vento, e compreender ainda determinar que a velocidade do vento está acima de um nível limiar como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque e após a velocidade do vento ser determinada como estando acima do nível limiar, compreendendo ainda determinar a direção do vento e usar a direção do vento para determinar o ângulo de ataque.
5. MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelos parâmetros de vento considerados para determinar o ângulo de ataque compreenderem ainda um ou ambos de desvio de vento e fluxo ascendente de vento atuando nas pás do rotor.
6. MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo ângulo de ataque para os parâmetros de vento determinados serem predefinidos e armazenados em tabelas de pesquisa, funções ou algoritmos acessíveis pelo controlador.
7. MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por compreender ainda determinar a carga que será gerada em um ou mais componentes da turbina eólica com as pás do rotor posicionadas no ângulo de ataque e quando a carga estiver acima de um nível limiar predeterminado, determinar um ângulo de ataque ajustado que reduz a carga a um nível aceitável.
8. TURBINA EÓLICA, caracterizada por compreender:
   pás de rotor em um cubo de rotor rotativo;
   um ou mais sensores localizados para detectar parâmetros de vento do vento impactando as pás do rotor;
   um sistema de passo configurado para alterar um ângulo de passo das pás do rotor;
   um controlador em comunicação operável com o sistema de passo;
   em que com o cubo do rotor travado contra rotação, o controlador é configurado para: determinar valores dos parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor;
   determinar uma orientação inicial da pá para uma direção de vento de entrada;
   com base nos parâmetros de vento, determinar um ângulo de ataque para as pás do rotor que pelo menos reduzirá as vibrações induzidas nas pás do rotor pelo vento;
   controlar o sistema de passo para inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque; e
   em que o ângulo de ataque é determinado e as pás do rotor são inclinadas a partir da orientação inicial da pá para o ângulo de ataque antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
9. TURBINA EÓLICA, de acordo com a reivindicação 8, caracterizada pelos parâmetros de vento e pelo ângulo de ataque serem determinados pelo controlador em um momento ou antes de colocar o cubo do rotor em uma condição travada.
10. TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 9, caracterizada pelos parâmetros de vento compreenderem a velocidade do vento e a direção do vento, o controlador configurado ainda para determinar que a velocidade do vento está acima de um nível limiar como um pré-requisito para determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
11. TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 10, caracterizada pelo controlador ser ainda configurado para fatorar os parâmetros de vento adicionais de desvio de vento e fluxo ascendente de vento na determinação do ângulo de ataque.
12. TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 11, caracterizada pelo ângulo de ataque para os parâmetros de vento determinados serem predefinidos e armazenados em uma memória como tabelas de consulta acessíveis pelo controlador.
13. TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 12, caracterizada pelo controlador ser ainda configurado para determinar que o controle de orientação não está disponível para o cubo do rotor antes de determinar o ângulo de ataque ou antes de inclinar as pás do rotor para o ângulo de ataque.
14. TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 13, caracterizada pelo controlador ser ainda configurado para determinar a carga que será gerada em um ou mais componentes da turbina eólica com as pás do rotor posicionadas no ângulo de ataque e quando a carga estiver acima de um nível limiar predeterminado, determinar um ângulo de ataque ajustado que reduz a carga a um nível aceitável.

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