BR102022024439A2

BR102022024439A2 - Método proativo para prevenir vibrações em uma ou mais pás de rotor de uma turbina eólica e turbina eólica

Info

Publication number: BR102022024439A2
Application number: BR102022024439-1A
Authority: BR
Inventors: Darren John Danielsen
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2021-12-08
Filing date: 2022-11-30
Publication date: 2023-06-20

Abstract

Um método proativo evita vibrações em uma ou mais pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em estado de marcha lenta paralisado com um cubo do rotor livre para girar. O método determina uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor e que a taxa de revolução real das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima. Um parâmetro de vento é detectado e determinado como estando acima de um limite. O método também detecta se a energia da rede está disponível para inclinar as pás do rotor. Com base no parâmetro do vento, um controlador determina um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás para pelo menos a taxa de revolução mínima. O controlador inicia a inclinação das pás do rotor para aumentar a taxa de revolução das pás do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.

Description

MÉTODO PROATIVO PARA PREVENIR VIBRAÇÕES EM UMA OU MAIS PÁS DE 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 cubo do rotor está em condições de paralisação com o cubo do rotor em marcha lenta.

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, em que a rotação gera um torque que 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 em vibração 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 quaisquer sistemas 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 paralisada, em marcha lenta ou travada. Nesta condição, as oscilações de borda são uma preocupação particular.

[005] Pelo menos dois tipos de vibrações podem ocorrer durante as condições de paralisada. 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] 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.

[008] O pedido de patente dos EUA publicado 2010/0301605 propõe um método para reduzir as vibrações nas pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em estado de marcha lenta. Meios de registro são fornecidos para registrar uma situação de produção de energia em marcha lenta da turbina eólica em relação a uma rede elétrica, bem como meios de detecção para detectar oscilações de borda em uma ou mais das pás. Os meios de controle são usados para controlar o ângulo de passo das pás e são adaptados para alterar o ângulo de passo quando os meios de registro registram que a turbina eólica está operando em uma situação de produção de energia em marcha lenta e os meios de detecção detectam oscilações de borda em uma ou mais das pás. Esta solução, no entanto, é reativa por natureza, pois as correções não são feitas no ângulo de passo até que as vibrações posteriores sejam realmente detectadas nas pás. Essas vibrações podem potencialmente causar fadiga e cargas excessivas em componentes críticos da turbina eólica, como empuxo e torque excessivos do rotor, cargas de pás individuais, cargas de torre e similares.

[009] Além disso, as soluções atuais não consideram a situação em que a energia da rede não está disponível para a turbina eólica em marcha lenta e apenas uma quantidade limitada (tempo) de energia está disponível para o sistema de controle de guinada por meio de uma fonte de alimentação de reserva.

[0010] 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

[0011] 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.

[0012] A presente divulgação abrange um método proativo para prevenir ou pelo menos reduzir vibrações em uma ou mais pás de rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em um estado de marcha lenta paralisada com um cubo de rotor livre para girar. O método é “proativo” no sentido de que não depende da detecção de vibrações reais antes de tomar uma ação corretiva, mas age antes de tais vibrações serem induzidas nas pás do rotor.

[0013] O método inclui determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor. Essa taxa pode ser calculada em tempo real ou pode ser predeterminada e armazenada em uma tabela de consulta eletrônica que é acessada pelo controlador do aerogerador. O método inclui ainda determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima. Um ou mais parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor são detectados e o controlador determina se os parâmetros de vento estão acima de um limite. O método inclui determinar que a energia da rede está disponível para a turbina eólica e, com base nos parâmetros de vento, o controlador determina um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás (ou seja, o cubo do rotor) para pelo menos a taxa de revolução mínima. Este ângulo de passo pode ser calculado em tempo real ou pode ser predeterminado e armazenado em uma tabela de consulta eletrônica que é acessada pelo controlador da turbina eólica. O controlador emite um comando de passo para inclinar o número mínimo designado de pás do rotor para o ângulo de passo. As pás do rotor são inclinadas para aumentar a taxa de revolução do cubo do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.

[0014] Em uma forma de realização particular, o método inclui determinar que o controle de guinada não está disponível para o cubo do rotor antes de inclinar as pás do rotor. Presume-se que, se o controle de guinada estiver disponível, o cubo do rotor pode ser guinado para uma posição em relação ao vento para evitar vibrações das pás, tornando desnecessária a inclinação das pás.

[0015] Os parâmetros do vento podem variar. Por exemplo, os parâmetros do vento podem incluir velocidade do vento e direção do vento, em que o método determina que a velocidade do vento está acima de uma velocidade limite como um pré-requisito para inclinar as pás do rotor. Parâmetros de vento adicionais, tais como desvio do vento e fluxo ascendente do vento atuando nas pás do rotor, também podem ser usados para determinar o comando de passo necessário para obter uma orientação específica das pás em relação ao vento.

[0016] Certas formas de realização podem incluir determinar quando a energia da rede não está disponível para a turbina eólica, em que as pás do rotor são inclinadas usando uma fonte de alimentação de reserva. Nesta situação, o método pode ainda incluir determinar (com o controlador) um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima e inclinar apenas o menor número de pás de rotor. Esta forma de realização pode incluir o monitoramento da fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia (que pode ser o nível de energia necessário para empenar a pá do rotor para um orientação do cata-vento. Se uma pá do rotor designada como uma dentre o número mínimo de pás se aproximar do nível mínimo de energia, o controlador pode isolar a pá do rotor de inclinação adicional e designar uma ou mais pás do rotor diferentes como o menor número de pás do rotor para atingir o taxa de revolução mínima.

[0017] A invenção também abrange outra forma de realização do método proativo para evitar vibrações em uma ou mais pás do rotor quando a turbina eólica está em estado de marcha lenta paralisada com o cubo do rotor livre para girar. Esta forma de realização inclui determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita ou pelo menos reduz as vibrações das pás do rotor e determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima. Um ou mais parâmetros de vento para o impacto do vento nas pás do rotor são detectados e determinados como estando acima de um limite. Se for determinado que a energia da rede não está disponível para a turbina eólica para inclinar as pás do rotor, então o método usa uma fonte de alimentação de reserva para inclinar as pás do rotor. O controlador lança um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima e inclina apenas esse número mínimo de pás de rotor.

[0018] A forma de realização acima pode incluir o monitoramento da fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia que pode ser necessário para empenar as pás. Se uma pá de rotor designada como uma dentre o número mínimo de pás se aproximar do nível de energia mínimo, o controlador pode isolar a pá de rotor de inclinação adicional e designar uma ou mais pás de rotor diferentes como o menor número de pás de rotor para atingir a taxa de revolução mínima.

[0019] A presente invenção também abrange uma turbina eólica tendo uma pluralidade de pás de rotor em um cubo de rotor giratório, bem como um ou mais sensores localizados para detectar parâmetros de vento que impactam as pás do rotor. Um sistema de inclinação é configurado para alterar um ângulo de passo das pás do rotor e um controlador está em comunicação operável com o sistema de inclinação. Quando o cubo do rotor está paralisado em estado de marcha lenta e livre para girar, o controlador é configurado para: determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor; determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima; determinar se um ou mais parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor estão acima de um limite; determinar se a energia da rede está disponível para a turbina eólica; com base nos parâmetros de vento, determinar um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás para pelo menos a taxa de revolução mínima; emitir um comando de passo para o sistema de controle de passo para inclinar as pás do rotor para o ângulo de passo; e em que as pás do rotor são inclinadas para aumentar a taxa de revolução das pás do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.

[0020] A turbina eólica pode incluir uma fonte de alimentação de reserva para o sistema de controle de passo, em que o controlador é ainda configurado para: determinar quando a energia da rede não está disponível para a turbina eólica; determinar um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima; e emitir um comando de passo para o sistema de controle de passo para inclinar apenas o menor número de pás do rotor usando a fonte de alimentação de reserva. Nesta forma de realização, o controlador também pode ser configurado para monitorar a fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia e para isolar as pás do rotor de serem inclinadas quando a energia disponível para a pá do rotor atinge o nível mínimo de energia. O controlador então redesignará uma ou mais outras pás do rotor como o menor número de pás do rotor para atingir a taxa de revolução mínima.

[0021] 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

[0022] Uma divulgação completa e habilitante da presente invenção, incluindo o melhor modo da mesma, dirigida a um técnico no assunto, é apresentada no relatório descritivo, que faz referência às figuras anexas, nas quais:
A Figura 1 é uma vista em perspectiva de uma turbina eólica de acordo com um exemplo;
A Figura 2 é uma vista interna simplificada de uma nacela de uma turbina eólica de acordo com um exemplo;
A Figura 3 é um diagrama de pás da turbina eólica com componentes associados do sistema de controle de passo;
A Figura 4 é 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 é um fluxograma de um método alternativo para reduzir vibrações e carga em pás de rotor de uma turbina eólica; e
As Figuras 6a e 6b mostram um fluxograma mais detalhado representando várias formas de realização de métodos de acordo com a invenção.
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

[0023] 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.

[0024] 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.

[0025] 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) é 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.

[0026] 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.

[0027] 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. O sistema de acionamento auxiliar (107) pode compreender um sistema de orientação (20) para girar a nacela (161) em relação à torre em torno de um eixo de rotação.

[0028] A presente divulgação se refere a situações em que o rotor (115) está em um estado paralisado com o cubo do rotor (110) destravado e livre para girar em modo marcha lenta. A presente divulgação contempla que o controlador (180) permanece acoplado comunicativamente a pelo menos o sistema de passo (107) no estado travado do rotor (115).

[0029] A presente divulgação também contempla que a função de “controlador” também pode ser fornecida por um controlador dedicado separado durante o estado travado do rotor, conforme descrito no pedido de patente dos EUA publicado 2022/0173418 que é 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 paralisação com o rotor (115) travado.

[0030] A turbina eólica (160) da Figura 1 pode ser colocada em um local offshore ou onshore.

[0031] 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.

[0032] 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.

[0033] 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.

[0034] 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).

[0035] 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).

[0036] 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.

[0037] 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. Motores individuais são fornecidos para acionar rotativamente os pinhões (108). Em um estado operacional da turbina eólica (160) em que a turbina eólica está produzindo energia e conectada a uma rede, a energia para acionar os motores de passo é fornecida pela rede ou saída do gerador.

[0038] 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.

[0039] No estado de marcha lenta paralisado da turbina eólica (160) com o rotor (115) livre para girar, 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. Conforme discutido em mais detalhes abaixo em relação à Figura 3, a fonte de energia dedicada (140) pode incluir fontes de energia individuais para cada um dos motores de passo.

[0040] 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(s) parâmetro(s) de vento real(is) pode(m) ser qualquer um ou uma combinação dos seguintes: rajada de vento, velocidade do vento, direção do vento, aceleração do vento, turbulência do vento, cisalhamento do vento, desvio de vento, esteira e fluxo ascendente de vento. 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.

[0041] 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), em um mastro meteorológico da turbina eólica, ou em qualquer outro local adequado. Em ainda outras formas de realização, um ou mais sensores de parâmetro de vento (125) pode estar localizado em qualquer local adequado na proximidade 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.

[0042] 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, 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.

[0043] Outros aspectos da presente divulgação podem se basear 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 que detectam um parâmetro de deformação/tração do componente.

[0044] 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 energia 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, energia, 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 energia, 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 energia, empuxo e/ou torque em vez de coeficientes.

[0045] A Figura 3 representa uma configuração do sistema de controle de passo em que um motor de passo individual (130) é atribuído para acionar o pinhão (108) (Figura 2) em cada pá de rotor (120). O controlador (180) está em comunicação operável com um controlador associado a cada motor de passo (130). Como mencionado, em um estado de operação da turbina eólica, a energia é fornecida aos motores de passo (130) a partir da energia da rede (132). Para situações em que a energia da rede não está disponível, a fonte de alimentação de reserva (140) (Figura 1) é fornecida por uma fonte de alimentação de reserva individual (134) (como uma bateria, super capacitor, gerador a diesel ou gás, ou semelhante) associada a cada motor de passo (130). As fontes de alimentação de reserva individuais (134) estão em comunicação com o controlador (130). Uma fonte de alimentação de reserva (135) pode também ser fornecido para o controlador (180).

[0046] Com referência à Figura 4, uma forma de realização de um método (200) de acordo com aspectos da presente invenção é representada na forma de fluxograma. Na etapa (202), o estado de marcha lenta do cubo do rotor é detectado pelo controlador. Especialmente, é determinado que o cubo do rotor não está travado e está livre para girar. As linhas tracejadas na Figura 4 destinam-se a transmitir que esta etapa (202) pode ser realizada em conjunto com qualquer número de outras etapas do processo.

[0047] Na etapa (204), uma taxa de revolução mínima do cubo do rotor (e pás) que impedirá ou reduzirá substancialmente as vibrações induzidas nas pás do rotor. Essa taxa de revolução pode ser predeterminada (por exemplo, empiricamente ou por meio de modelagem) e armazenada em uma tabela de consulta eletrônica acessível pelo controlador. Alternativamente, este valor pode ser calculado em tempo real pelo controlador.

[0048] Na etapa (206), determina-se que o cubo do rotor está girando a uma taxa inferior à taxa de revolução mínima da etapa (204). A taxa de revolução do cubo do rotor pode ser medida diretamente ou derivada de outros parâmetros. Se a taxa de revolução do cubo do rotor estiver acima da taxa de revolução mínima da etapa (204), então o método não prossegue.

[0049] Na etapa (208), um ou mais parâmetros de vento de interesse (por exemplo, velocidade do vento) são determinados através dos sensores discutidos acima. Esses parâmetros podem incluir, por exemplo, qualquer um ou combinação de direção do vento, velocidade do vento, desvio do vento e fluxo ascendente do vento. O desvio do 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. A etapa (208) também inclui uma determinação de se o(s) parâmetro(s) de vento de interesse estão acima de um valor limite. Por exemplo, se a velocidade do vento for detectada, determina-se que a velocidade do vento está em um valor conhecido por induzir vibrações nas pás. Se a velocidade do vento estiver abaixo do valor limite, o método não prossegue.

[0050] As linhas tracejadas na Figura 4 indicam que as etapas (202 a 208) podem ser realizadas essencialmente em paralelo.

[0051] Na etapa (210), é feita a determinação de que a energia da rede está disponível para o sistema de controle de passo. Se a energia da rede não estiver disponível, estão o método depende de fontes de alimentação de reserva, conforme discutido em mais detalhes abaixo.

[0052] Na etapa (212), um ângulo de passo é determinado para as pás do rotor que gerarão rotações do cubo do rotor acima da taxa de revolução mínima da etapa (204). Como a energia da rede está disponível, pode ser preferível inclinar todas as pás de modo que cada pá contribui para o aumento da rotação do cubo do rotor. Inclinar menos do que todas as pás também é uma opção. Os ângulos de inclinação para vários parâmetros de vento podem ser calculados em tempo real pelo controlador ou podem ser predeterminados (por exemplo, com base em modelagem ou determinados empiricamente) e armazenados em um banco de dados eletrônico (ou seja, uma tabela de consulta) que é acessível pelo controlador. Assim, a etapa de determinação dos ângulos de inclinação inclui acessar e recuperar um valor armazenado do ângulo de ataque de inclinação para os parâmetros de vento detectados.

[0053] Na etapa (214), o controlador emite um comando de passo para as pás do rotor para atingir o ângulo de passo determinado na etapa (212).

[0054] A Figura 5 representa uma forma de realização de método alternativo (300) em forma de fluxograma. Na etapa (302), o estado de marcha lenta do cubo do rotor é detectado pelo controlador. Especialmente, é determinado que o cubo do rotor não está travado e está livre para girar. As linhas tracejadas na Figura 5 destinam-se a transmitir que esta etapa (302) pode ser realizada em conjunto com qualquer número de outras etapas do processo.

[0055] Na etapa (304), uma taxa de revolução mínima do cubo do rotor (e pás) que impedirá ou reduzirá substancialmente as vibrações sendo induzidas nas pás do rotor. Essa taxa de revolução pode ser predeterminada (por exemplo, empiricamente ou por meio de modelagem) e armazenada em uma tabela de consulta eletrônica acessível pelo controlador. Alternativamente, este valor pode ser calculado em tempo real pelo controlador.

[0056] Na etapa (306), determina-se que o cubo do rotor está girando a uma taxa inferior à taxa de revolução mínima da etapa (304). A taxa de revolução do cubo do rotor pode ser medida diretamente ou derivada de outros parâmetros. Se a taxa de revolução do cubo do rotor estiver acima da taxa de revolução mínima da etapa (204), então o método não prossegue.

[0057] Na etapa (308), um ou mais parâmetros de vento de interesse (por exemplo, velocidade do vento) 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 do vento e fluxo ascendente do vento. O desvio do 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. A etapa (308) também inclui uma determinação de se o(s) parâmetro(s) de vento de interesse estão acima de um valor limite. Por exemplo, se a velocidade do vento for detectada, determina-se que a velocidade do vento está em um valor conhecido por induzir vibrações nas pás. Se a velocidade do vento estiver abaixo do valor limite, o método não prossegue.

[0058] As linhas tracejadas na Figura 5 indicam que as etapas (302 a 308) podem ser realizadas essencialmente em paralelo.

[0059] Na etapa (310), determina-se que a energia da rede não está disponível para o sistema de controle de passo. Se a energia da rede não estiver disponível, então o método depende de fontes de alimentação de reserva na etapa (312).

[0060] Na etapa (314), a determinação é feita quanto ao número mínimo de pás (e ângulo de passo) que precisam ser inclinadas para gerar a taxa de revolução mínima da etapa (304). Porque as fontes de alimentação de reserva são limitadas pela capacidade (e, portanto, pelo tempo operacional), o objetivo é preservar o máximo possível da capacidade das fontes de alimentação de reserva. Por exemplo, se apenas uma pá puder ser inclinada para atingir a taxa de revolução mínima, então as fontes de alimentação associadas às outras pás poderão ser preservadas. As fontes de alimentação de reserva podem ser monitoradas para garantir que haja reserva suficiente em cada fonte para garantir que a respectiva pá possa ser empenada para uma orientação a fim de interromper a rotação do cubo do rotor.

[0061] Na etapa (316), apenas o número mínimo de pás determinado na etapa (314) é inclinado para aumentar a rotação do cubo do rotor (e pás).

[0062] As Figuras 6a e 6b são um diagrama de blocos representando várias outras formas de realização de método. Deve ser apreciado que nem todas as etapas representadas nas Figuras 6a e 6b são necessárias para qualquer forma de realização. Várias combinações das etapas representadas nas Figuras 6a e 6b estão dentro do escopo da presente divulgação.

[0063] Com referência à Figura 6a, o método (400) inclui a etapa (402) em que um estado inicial do cubo do rotor é detectado pelo controlador para determinar se o cubo do rotor está em marcha lenta e livre para girar (isto é, não está travado contra rotação).

[0064] Na etapa (404), se o cubo do rotor não estiver em marcha lenta, então o processo prossegue diretamente para a etapa (406), em que o processo de controle de passo está desligado (não ativado). Esta condição pode estar presente, por exemplo, em um estado paralisado da turbina eólica em que o rotor está travado.

[0065] Na etapa (404), se for determinado pelo controlador que o cubo do rotor está em marcha lenta, então o processo prossegue para a etapa (408) em que o controlador determina o estado de guinada do rotor. Se o rotor for capaz de guinar, então na etapa (410) o processo desvia para a etapa (406) e o processo de controle de inclinação 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.

[0066] Na etapa (410), se for determinado pelo controlador que o sistema de guinada não é operável, então o processo prossegue para a etapa (412) em que um ou mais parâmetros de vento são determinados, o que pode incluir uma ou ambas a direção do vento e a velocidade do vento.

[0067] Na etapa (414), a determinação é feita se o parâmetro do vento (por exemplo, velocidade do vento) excede um valor limite que requer ação adicional do sistema de controle de passo para evitar vibrações da pá. Se o parâmetro de vento não exceder o valor limite, então a ação corretiva não é necessária e o processo de controle de inclinação reverte para a etapa (406) e não é ativado.

[0068] Se o parâmetro de vento exceder o valor limite na etapa (414), então o processo prossegue para a etapa (416) em que a taxa de revolução do rotor é determinada pelo controlador.

[0069] Na etapa (418), a determinação é feita se a taxa de revolução do rotor excede um valor limite definido. Se isso acontecer, então a suposição é que o rotor está girando a uma taxa suficiente para evitar que vibrações sejam induzidas nas pás e o processo reverte para a etapa (406) e o processo de controle de passo cessa. Se a taxa não exceder o valor limite, então o processo prossegue para várias etapas (420-426), que podem ser realizadas simultaneamente ou sequencialmente.

[0070] Nas etapas (420 e 422), se não for feita na etapa (412), a direção do vento e a velocidade do vento são medidas. Parâmetros de vento adicionais também podem ser medidos, como fluxo ascendente na etapa (424) e desvio do vento na etapa (426).

[0071] Na etapa (423), a orientação das pás pode ser determinada com base em vários fatores, como a posição do rotor (por exemplo, determinada por sensores de posição do rotor), posição de guinada em relação à direção do vento, geometria da turbina (por exemplo, inclinação do eixo, forma do cone, précurvatura da pá, torção da pá, etc.) e ângulo de passo. A orientação da pá pode ser usada como uma consideração para determinar o comando de passo para uma pá individual.

[0072] Com referência à Figura 6b, o processo continua até a etapa (428), em que o controlador determina um comando de passo para todas as pás que é suficiente para aumentar a taxa de revolução do rotor acima do valor limite.

[0073] Na etapa (430), o estado da energia da rede disponível para a turbina eólica é detectado. Se a energia da rede estiver disponível na etapa (432) para acionar os motores de inclinação, então o processo prossegue para a etapa (434) em que o controlador emite o comando de passo para todas as pás. As pás são então inclinadas para aumentar a taxa de revolução do rotor.

[0074] Se a energia da rede não estiver disponível na etapa (432), o processo prossegue para a etapa (438), onde é determinado se a energia de reserva está disponível para inclinar as pás. Se a energia de reserva não estiver disponível (assim como a energia da rede não estiver disponível), o processo reverte para a etapa (406) e cessa.

[0075] Se a energia de reserva estiver disponível na etapa (438), então o processo prossegue para a etapa (440), em que o controlador determina o número mínimo de pás (e ângulo de passo) que são necessárias para aumentar as revoluções do rotor para pelo menos o valor limite. Por exemplo, se a energia da rede estiver disponível na etapa (430), todas as pás do rotor podem ser usadas. No entanto, se a energia da rede não estiver disponível, é desejável usar um número mínimo (por exemplo, um) das pás para preservar a energia de reserva para as outras pás.

[0076] Na etapa (442), o controlador emite o comando de ângulo de passo para o número mínimo de pás, que são então inclinadas.

[0077] Na etapa (428), o processo continua a monitorar as fontes de alimentação de reserva para as pás, particularmente para a pá que está sendo inclinada. A intenção é garantir que exista energia suficiente para um passo final em que a pá seja empenada para uma posição que impeça a elevação. Quando a fonte de alimentação para a pá que está sendo inclinada atinge um nível mínimo definido, o controlador irá isolar esta pá e redesignar uma ou mais das outras pás para inclinação.

[0078] Outros aspectos da invenção são fornecidos pelo objeto das seguintes cláusulas:
Cláusula 1: Um método proativo para evitar vibrações em uma ou mais pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em um estado de marcha lenta paralisada com um cubo do rotor livre para girar, o método compreendendo: determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor; determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima; detectar um ou mais parâmetros de vento para o impacto do vento nas pás do rotor e determinar se os parâmetros de vento estão acima de um limite de limiar; determinar que a energia da rede está disponível para a turbina eólica; com base nos parâmetros de vento, com um controlador, determinar um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás para pelo menos a taxa de revolução mínima; com o controlador, inclinar as pás do rotor para o ângulo de passo; e em que as pás do rotor são inclinadas para aumentar a taxa de revolução das pás do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
Cláusula 2: O método proativo de acordo com a cláusula 1, em que a taxa de revolução mínima é predeterminada, armazenada eletronicamente e acessível pelo controlador.
Cláusula 3: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o ângulo de passo para uma pluralidade de combinações dos parâmetros de vento é predeterminado, armazenado eletronicamente e acessível pelo controlador.
Cláusula 4: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, compreendendo ainda determinar que o controle de guinada não está disponível para o cubo do rotor antes de inclinar as pás do rotor.
Cláusula 5: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que os parâmetros do vento compreendem a velocidade do vento e a direção do vento, e compreende ainda determinar que a velocidade do vento está acima de uma velocidade limite como um pré-requisito para inclinar as pás do rotor.
Cláusula 6: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que os parâmetros de vento compreendem ainda um ou ambos os desvios do vento e fluxo ascendente do vento atuando nas pás do rotor.
Cláusula 7: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que quando a energia da rede não está disponível para a turbina eólica, as pás do rotor são inclinadas com uma fonte de alimentação de reserva, o método compreendendo ainda: o controlador determinando um número mínimo das pás do rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima; e inclinando apenas o menor número de pás do rotor.
Cláusula 8: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, compreendendo ainda o monitoramento da fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia.
Cláusula 9: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que quando a pá do rotor sendo inclinada se aproxima do valor mínimo de energia, compreendendo ainda a redefinição de uma ou mais pás de rotor diferentes como o menor número de pás de rotor para atingir a taxa de revolução mínima.
Cláusula 10: O método proativo de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o nível mínimo de energia corresponde à energia necessária para empenar a pá do rotor para uma orientação para interromper a geração de levantamento na pá.
Cláusula 11: Um método proativo para evitar vibrações em uma ou mais pás do rotor de uma turbina eólica quando a turbina eólica está em um estado de marcha lenta paralisada com um cubo do rotor livre para girar, o método compreendendo: determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor; determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima; detectar um ou mais parâmetros de vento para o vento que impacta nas pás do rotor e determinar se os parâmetros de vento estão acima de um limite de limiar; determinar que a energia da rede não está disponível para a turbina eólica para inclinar as pás do rotor; inclinar as pás do rotor com uma fonte de alimentação de reserva; determinar um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima; e inclinar apenas o menor número de pás do rotor para atingir a taxa de revolução mínima.
Cláusula 12: O método proativo de acordo com a cláusula 11, compreendendo ainda o monitoramento da fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia.
Cláusula 13: O método proativo de acordo com a cláusula 11 ou 12, em que quando a pá do rotor sendo inclinada se aproxima do valor mínimo de energia, redesignar uma ou mais pás do rotor diferentes como o menor número de pás do rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima.
Cláusula 14: O método proativo de acordo com qualquer uma das cláusulas 11-13, em que o nível mínimo de energia corresponde à energia necessária para empenar a pá do rotor para uma orientação para evitar a geração de levantamento pela pá.
Cláusula 15: Uma turbina eólica, compreendendo: pás de rotor em um cubo de rotor rotativo; um ou mais sensores localizados para detectar parâmetros de vento do vento que impacta as pás do rotor; um sistema de inclinação 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 em um estado de marcha lenta paralisado livre para girar, o controlador é configurado para: determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor; determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima; determinar se um ou mais parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor estão acima de um limite de limiar; determinar se a energia da rede está disponível para a turbina eólica; com base nos parâmetros de vento, determinar um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás para pelo menos a taxa de revolução mínima; emitir um comando de passo para o sistema de controle de passo para inclinar as pás do rotor para o ângulo de passo; e em que as pás do rotor são inclinadas para aumentar a taxa de revolução das pás do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
Cláusula 16: A turbina eólica de acordo com a cláusula anterior, compreendendo ainda uma fonte de alimentação de reserva para o sistema de controle de passo, o controlador ainda configurado para: determinar quando a energia da rede não está disponível para a turbina eólica; determinar um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima; e emitir um comando de passo para o sistema de controle de passo para inclinar apenas o menor número de pás do rotor usando a fonte de alimentação de reserva.
Cláusula 17: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o controlador é ainda configurado para monitorar a fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia.
Cláusula 18: A turbina eólica de acordo com qualquer cláusula anterior, em que o controlador é ainda configurado para isolar as pás do rotor de serem inclinadas quando a energia disponível para a pá do rotor atingir o nível de energia mínimo e para redesignar uma ou mais outras pás do rotor a serem inclinadas como o menor número de pás do rotor para atingir a taxa de revolução mínima.

[0079] 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

MÉTODO PROATIVO PARA PREVENIR VIBRAÇÕES EM UMA OU MAIS PÁS DE ROTOR DE UMA TURBINA EÓLICA quando a turbina eólica está em um estado de marcha lenta paralisada com um cubo de rotor livre para girar, caracterizado pelo método compreender:
determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evita vibrações das pás do rotor;
determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima;
detectar um ou mais parâmetros de vento para o impacto do vento nas pás do rotor e determinar se os parâmetros de vento estão acima de um limite de limiar;
determinar que a energia da rede está disponível para a turbina eólica;
com base nos parâmetros de vento, com um controlador, determinar um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás para pelo menos a taxa de revolução mínima;
com o controlador, inclinar as pás do rotor para o ângulo de passo; e
em que as pás do rotor são inclinadas para aumentar a taxa de revolução das pás do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela taxa de revolução mínima ser predeterminada, armazenada eletronicamente e acessível pelo controlador.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo ângulo de passo para uma pluralidade de combinações dos parâmetros de vento ser predeterminado, armazenado eletronicamente e acessível pelo controlador.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por compreender ainda determinar que o controle de guinada não está disponível para o cubo do rotor antes de inclinar as pás do rotor.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelos parâmetros do vento compreenderem a velocidade do vento e a direção do vento, e compreender ainda determinar que a velocidade do vento está acima de uma velocidade limite como um prérequisito para inclinar as pás do rotor.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelos parâmetros de vento compreenderem ainda um ou ambos os desvios do vento e fluxo ascendente do vento atuando nas pás do rotor.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por quando a energia da rede não está disponível para a turbina eólica, as pás do rotor serem inclinadas com uma fonte de alimentação de reserva, o método compreendendo ainda:
o controlador determinar um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima; e
inclinar apenas o menor número de pás do rotor.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por compreender ainda monitorar a fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia.
MÉTODO PROATIVO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por, quando a pá do rotor sendo inclinada se aproxima do valor mínimo de energia, compreender ainda a redesignação de uma ou mais pás de rotor diferentes como o menor número de pás de rotor para atingir a taxa de revolução mínima.
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 que impacta as pás do rotor;
um sistema de inclinação 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 em um estado de marcha lenta paralisado livre para girar, o controlador é configurado para:
determinar uma taxa de revolução mínima das pás do rotor que evite vibrações das pás do rotor;
determinar que a taxa de revolução das pás do rotor está abaixo da taxa de revolução mínima;
determinar se um ou mais parâmetros de vento para o vento que impacta as pás do rotor estão acima de um limite;
determinar que a energia da rede está disponível para a turbina eólica;
com base nos parâmetros de vento, determinar um ângulo de passo para uma ou mais das pás do rotor para aumentar a rotação das pás para pelo menos a taxa de revolução mínima;
emitir um comando de passo para o sistema de controle de passo para inclinar as pás do rotor para o ângulo de passo; e
em que as pás do rotor são inclinadas para aumentar a taxa de revolução das pás do rotor antes das vibrações serem induzidas nas pás do rotor.
TURBINA EÓLICA, de acordo com a reivindicação 10, caracterizada por compreender ainda uma fonte de alimentação de reserva para o sistema de controle de passo, o controlador ainda configurado para:
determinar quando a energia da rede não está disponível para a turbina eólica;
determinar um número mínimo de pás de rotor a serem inclinadas para atingir a taxa de revolução mínima; e
emitir um comando de passo para o sistema de controle de passo para inclinar apenas o menor número de pás do rotor usando a fonte de alimentação de reserva.
TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 11, caracterizada pelo controlador ser ainda configurado para monitorar a fonte de alimentação de reserva para cada uma das pás do rotor para garantir que a energia disponível para cada pá do rotor individual não caia abaixo de um valor mínimo de energia.
TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 12, caracterizada pelo controlador ser ainda configurado para isolar as pás do rotor de serem inclinadas quando a energia disponível para a pá do rotor atingir o nível de energia mínimo e para redesignar uma ou mais outras pás de rotor a serem inclinadas como o menor número de pás do rotor para atingir a taxa de revolução mínima.