ES2461856T3 - Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica - Google Patents
Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica Download PDFInfo
- Publication number
- ES2461856T3 ES2461856T3 ES05257848.1T ES05257848T ES2461856T3 ES 2461856 T3 ES2461856 T3 ES 2461856T3 ES 05257848 T ES05257848 T ES 05257848T ES 2461856 T3 ES2461856 T3 ES 2461856T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- wind turbine
- tower
- sensors
- fatigue
- analysis
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 17
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 9
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims description 4
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 12
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009661 fatigue test Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M5/00—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings
- G01M5/0066—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings by exciting or detecting vibration or acceleration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/028—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
- F03D7/0292—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power to reduce fatigue
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/04—Automatic control; Regulation
- F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M5/00—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings
- G01M5/0033—Investigating the elasticity of structures, e.g. deflection of bridges or air-craft wings by determining damage, crack or wear
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/10—Purpose of the control system
- F05B2270/109—Purpose of the control system to prolong engine life
- F05B2270/1095—Purpose of the control system to prolong engine life by limiting mechanical stresses
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/329—Azimuth or yaw angle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/332—Maximum loads or fatigue criteria
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/70—Type of control algorithm
- F05B2270/706—Type of control algorithm proportional-integral-differential
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
- F05B2270/807—Accelerometers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
Un procedimiento para determinar las cargas de fatiga de una torre de turbina eólica (190), comprendiendo el procedimiento: determinar (530) la posición de un componente de la turbina eólica dentro de una góndola (185) o encima de la torre (190) con respecto a una posición de referencia fija estando acoplados uno o más sensores (210, 212, 213), al componente de la turbina eólica; realizar (540) el análisis de las carga de fatiga de la torre en base a las señales de salida de los uno o más sensores utilizando un controlador de la turbina (220); y generar (550) una salida correspondiente a un análisis de las cargas de fatiga de la torre para proporcionar una representación gráfica de las mediciones de las cargas de fatiga actuales y / o históricas, en la que los resultados del análisis de fatiga comprenden un análisis de frecuencia espectral y además en la que el análisis de frecuencia espectral se utiliza para estimar los daños a las cimentaciones de la turbina eólica.
Description
Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica
La invención se refiere a los generadores de turbinas eólicas. Más en particular, la invención se refiere a la medición de las cargas de fatiga de la torre de una turbina eólica.
La energía eólica es considerada generalmente como la fuente de energía de mayor crecimiento en todo el mundo. La competitividad económica a largo plazo de la energía eólica en comparación con otras tecnologías de producción de energía ha representa el reto para los miembros de la industria de la energía eólica de reducir los costos de la energía eólica. Un tema de preocupación de las empresas explotadoras de turbinas eólicas es el daño debido a las cargas de fatiga producidas por la fluctuación de las condiciones del viento. La evaluación de las cargas de fatiga es importante en la industria de generación de energía eólica, puesto que los datos de las cargas de fatiga se pueden utilizar para verificar que los diseños no están sobre diseñados.
Las cargas de fatiga también pueden ser monitorizadas para determinar el rendimiento en diferentes entornos y en diferentes condiciones. El conocimiento de las cargas de fatiga también puede ser beneficioso para la empresa explotadora puesto que las condiciones de operación y la duración de la vida útil de una turbina eólica pueden ser ajustadas por la empresa explotadora para mejorar los márgenes de beneficio.
Por ejemplo, conociendo el nivel de los daños acumulados por fatiga equivalente de los componentes de la turbina, la empresa explotadora puede hacer funcionar de forma segura la turbina más allá de la vida de diseño y de esta manera extender la duración de la vida de servicio debido a que la vida de servicio está basada en los niveles de daños acumulados por fatiga equivalente medidos en lugar de los daños acumulados por fatiga equivalente derivados teóricamente que se utilizan para predecir una duración cronológica de la vida de diseño a partir de los datos de viento. Como otro ejemplo, en temporadas de vientos bajos o en años de vientos bajos en los que se produce unos daños por fatiga menores, la empresa explotadora puede aumentar la agresividad de la vida de la operación de la turbina para trabajar con mayor dureza y acumular más ciclos de fatiga al mismo tiempo que se captura más energía durante los episodios de viento. En este ejemplo, controlar el nivel de agresividad de la operación de la turbina sobre la base de los niveles de daños acumulados por fatiga equivalente permite a la empresa explotadora capturar más energía y más beneficios en turbinas recién instaladas. De este modo, la empresa explotadora se puede beneficiar haciendo que el rendimiento de la turbina se corresponda con el logro de modelos económicos basados en los niveles de daños acumulados por fatiga equivalente. (Por ejemplo, se puede generar un aumento de los ingresos mientras la turbina es nueva para beneficiarse de los tipos del valor a plazo del dinero).
Actualmente, las cargas de fatiga generalmente se miden usando sensores tales como indicadores de tensión unidos o soldados que requieren pericia para su instalación y mantenimiento y tienen solamente un ciclo de vida limitado de 6 a 24 meses. Por lo tanto, las técnicas actuales de monitorización de la fatiga son complejas, costosas y poco fiables en las aplicaciones de larga vida.
El documento EP 0 995 904 se refiere a las plantas de energía eólica en las que las cargas sobre los distintos componentes se monitorizan por medio del uso de sensores.
El documento EP 1 132 614 de manera similar se refiere a una planta de energía eólica que tiene sensores de carga.
El documento WO 02/075153 explica un dispositivo de monitorización de la oscilación de la torre.
El documento EP 1 361 445 se refiere a un indicador de velocidad del aire de flexión y una paleta para una turbina eólica.
De acuerdo con la invención como se define por las reivindicaciones adjuntas, el desplazamiento de la posición, las tensiones u otras cargas en una torre de turbina eólica se determinan usando un sensor normalmente unido a un componente. Los datos de los niveles de desplazamiento o de las tensiones medidos obtenidos por los sensores se utilizan en técnicas conocidas en el campo de la técnica que se utilizan para evaluar y determinar los daños por fatiga.
La invención se describirá a continuación con mayor detalle, a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos, en los que:
La figura 1 es una realización de componentes de la turbina eólica.
La figura 2 es un diagrama de bloques de un rotor de turbina eólica y el bastidor principal con una plataforma de acelerómetro y un controlador de la turbina.
La figura 3 ilustra una realización de una turbina eólica que tiene una unidad de medición inercial (IMU) y sensores de proximidad de medición de la deflexión del árbol principal.
La figura 4 ilustra una realización de sensores de proximidad que miden la velocidad del árbol principal y la posición de azimut de la pala.
La figura 5 es un diagrama de flujo de una realización de una técnica para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de la torre de la turbina eólica utilizando acelerómetros unidos a un componente sobre una torre.
Se divulgan técnicas y aparatos de medición y de evaluación de las cargas de fatiga de la torre de la turbina eólica. En una realización, y haciendo referencia a la torre, se utilizan señales de adelante y atrás y de lado a lado de un acelerómetro de dos ejes unido a una placa de asiento de una turbina eólica y las señales de eje de guiñada o señales de posición de azimut de guiñada para medir las cargas de fatiga de la torre. El uso de componentes de estado sólido (por ejemplo, un acelerómetro, un giroscopio) con una duración de la vida útil relativamente larga puede proporcionar una medición de las cargas de fatiga con requisitos de mantenimiento relativamente bajos. Otro beneficio es que estos sensores ya son utilizados comúnmente en las turbinas eólicas actuales existentes y por lo tanto, estos sensores también se pueden utilizar para fines de medición y de evaluación de las cargas de fatiga, lo que permite que se proporcionen la medición y evaluación de las cargas de fatiga con un coste relativamente bajo.
La figura 1 es una realización de componentes de la turbina eólica. Los componentes de la figura 1, excepto el cubo 110, están alojados en la góndola 185 encima de la torre 190. La altura de la torre 190 se puede seleccionar en base a factores y condiciones conocidas en la técnica. En una realización, se utilizan múltiples microcontroladores (por ejemplo, dentro del panel de control 195) para la monitorización y el control general del sistema incluyendo, por ejemplo, la regulación de la inclinación y la velocidad, eje de alta velocidad y la aplicación del freno de guiñada, la aplicación del motor de guiñada y de bomba y la monitorización de fallos. También se pueden utilizar arquitecturas alternativas de control distribuido o centralizado.
En operación, el sistema de control proporciona señales de control al controlador de inclinación variable de la pala 120 para controlar la inclinación de las palas (no mostradas en la figura 1) que accionan el cubo 110 como resultado del viento. En funcionamiento, el cubo 110 recibe tres palas; Sin embargo, se puede utilizar cualquier número de palas. El cubo 110 y las palas de la turbina se combinan para formar un rotor de turbina eólica.
El tren de accionamiento de la turbina eólica incluye el árbol de rotor 175 conectado al cubo 110 y a la caja de engranajes 160 que se utiliza para accionar el generador 150. En una realización, el par del rotor se transmite a través del acoplamiento 165. Cualquier tipo de generador, por ejemplo, se puede utilizar un generador bobinado de inducción de rotor en la turbina eólica de la figura 1. Un accionamiento de guiñada 170 y una plataforma de guiñada 180 proporcionan un sistema de orientación de guiñada a la turbina eólica. En una realización, el sistema de guiñada es monitorizado y controlado eléctricamente por el sistema de control basado en la información recibida de la paleta de viento 155 montada en la góndola 185.
Típicamente, la implementación de sensores de larga duración y fiables en una turbina eólica es difícil. Por ejemplo, la exposición climática, la vibración causada por las cargas dinámica, las fuerzas de rotación, y la necesidad de una interfaz de rotación o de telemetría para transmitir datos de carga al sistema de control de la turbina son retos difíciles. Para reducir los problemas de complejidad, coste y fiabilidad asociados con los tipos de sensores convencionales utilizados en la actualidad en componentes clave tales como, por ejemplo, las palas, cubo, árbol principal, bastidor principal, cubierta de guiñada y la torre, en la presente memoria descriptiva se describe el uso de acelerómetros, giroscopios y / o inclinómetros que pueden estar unidos a la estructura principal, u otra estructura de la turbina. A continuación se describe una realización que utiliza acelerómetros para determinar la posición de la placa de asiento; Sin embargo, en otras realizaciones, también pueden ser utilizados giroscopios para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga con las modificaciones apropiadas con respecto a las operaciones matemáticas realizadas en las señales de salida del acelerómetro.
La plataforma de acelerómetros contiene uno o más acelerómetros que se utilizan para detectar la aceleración producida por el movimiento del componente de la turbina eólica que se está supervisando, en este caso la placa de asiento 172 o cualquier bastidor fijo cerca de la parte superior de la torre. Puesto que la placa de asiento reacciona a las cargas y momentos producidos por las funciones de forzamiento del rotor y de los sistemas dinámicos, la placa de asiento es sometida a movimientos. Un acelerómetro o un giroscopio (por ejemplo, un giroscopio electromecánico, un giroscopio piezoeléctrico, una unidad de medición inercial, tal como un dispositivo basado en láser capaz de detectar el desplazamiento lineal o angular) se pueden utilizar para determinar el desplazamiento del bastidor principal con relación a la superficie del suelo (no mostrada). Los datos de desplazamiento se pueden utilizar para el análisis de la fatiga.
La figura 2 es un diagrama de bloques de un rotor de turbina eólica y del bastidor principal con una plataforma de acelerómetros y un controlador de la turbina. En una realización, la placa de asiento 200 soporta varios componentes de la turbina eólica, incluyendo el controlador 220 de la turbina y la plataforma 210. En una realización, la plataforma 210 incluye uno o más acelerómetros (por ejemplo, acelerómetros posicionados ortogonalmente 211, 212, 213) que reaccionan a las aceleraciones producidas por el movimiento de la placa de asiento 200. En una realización alternativa, la plataforma 210 incluye tres giroscopios de tipo angular. Alternativamente, se pueden utilizar giroscopios de tipo de avance para medir el ángulo de giro, en lugar de la velocidad de giro. También se puede utilizar un número diferentes de giroscopios y / o acelerómetros.
En una realización, para ambos tipos de giroscopio, un cristal piezoeléctrico situado dentro del conjunto de giroscopio es flexionado como consecuencia de las fuerzas inerciales cuando se mueve el conjunto de giroscopio. La tensión y la carga producidas por la flexión del cristal genera una carga eléctrica. Esta salida de carga eléctrica puede ser utilizada para determinar la velocidad de desplazamiento de la estructura del bastidor principal. Esta información junto con el tiempo transcurrido o incremental del evento, puede ser usada para determinar la magnitud, duración, y la orientación de las cargas resultante que actúan sobre la torre de la turbina eólica, lo cual se puede utilizar para efectuar el análisis de la fatiga.
En una realización, el controlador 220 de la turbina está acoplado a los acelerómetros de la plataforma 210 para determinar la posición de la placa de asiento 200 por medio de la medición de las aceleraciones producidas por las cargas impuestas sobre los componentes de la turbina. Mediante la determinación de la posición en 2 ejes de la placa de asiento 200 que corresponde a, por ejemplo, a los movimientos de adelante y atrás y de lado a lado, el controlador 220 de la turbina puede determinar las cargas que se imponen sobre los componentes de la turbina, incluyendo la torre de la turbina eólica. En una realización alternativa, el controlador 220 de la turbina puede determinar las cargas que se imponen sobre los componentes de la turbina incluyendo la torre de la turbina eólica y correlacionar esa carga con una dirección o direcciones de referencia de flexión de la torre de bastidor fijo específico (por ejemplo, una dirección norte -sur y una dirección este -oeste). El controlador 220 de la turbina (u otro componente computacional), puede realizar entonces las operaciones de medición y evaluación de las cargas de fatiga de las señales recibidas de los acelerómetros y el ángulo 240 de posición de azimut de guiñada de la placa de asiento 200 para determinar las cargas de fatiga actuales, acumuladas e históricas sobre la torre de la turbina eólica.
En una realización, el controlador 220 de la turbina (u otro componente computacional) puede procesar las señales recibidas de los acelerómetros para corregir la posición de guiñada, lo cual permite que las salidas de un acelerómetro de dos ejes se encuentren "alineadas" con un eje del indicador de tensiones en la base de la torre. Es decir, las señales de salida del acelerómetro se transforman desde un bastidor principal con el bastidor de referencia de guiñada variable a un bastidor de referencia de la base de la torre. En una realización, un filtro de paso bajo se aplica a las señales de salida del acelerómetro y las señales filtradas se integran dos veces para generar los datos de posición. Este procesamiento proporciona una primera etapa de correlación con un indicador de tensiones de la torre correspondiente. A continuación, se aplica una transformación a los datos de los sensores de desplazamiento de la parte superior de la torre para corregir la posición de guiñada y conseguir una referencia a los momentos de flexión de la torre de forma fija en 2 ejes correspondientes tales como las direcciones norte -sur y este -oeste. Los indicadores de tensiones situados en la base de la torre miden los momentos de flexión en 2 ejes que pueden corresponder a las direcciones de referencia de bastidor fijo Norte -Sur y Este -Oeste. Las señales del indicador de tensiones de la base de la torre se pueden utilizar para verificar que las señales obtenidas de las realizaciones que se han citado más arriba son exactas dentro de un margen aceptable; sin embargo, no se requieren indicadores de tensiones para la medición de los momentos de flexión de la torre.
En una realización, una correlación mejorada se puede lograr mediante la aplicación de un filtro de ranura 3P a las señales del acelerómetro integradas dos veces (es decir, los datos de posición) para compensar los efectos de dique de la torre de una turbina eólica con tres palas. Otros tipos de filtros se pueden aplicar para las turbinas eólicas con diferentes configuraciones. También se pueden utilizar otras técnicas computacionales.
La figura 3 ilustra una realización de una turbina eólica que tiene una unidad de medición inercial (IMU). En una realización, la IMU 300 está conectada a la carcasa de cojinete principal 310. La IMU 300 es un dispositivo basado en giroscopios y en acelerómetros que permite la medición de ángulos de balanceo, inclinación y guiñada, y tres aceleraciones de los ejes. La IMU 300 está acoplada a un controlador de la turbina que determina las cargas en base a las mediciones de la IMU. Las señales de salida de la IMU 300 pueden ser utilizadas como se ha descrito más arriba para llevar a cabo las funciones de medición y de evaluación de la fatiga.
La figura 3 también ilustra una realización de sensores de proximidad unidos a la carcasa de cojinete principal 310 y posicionados para medir los desplazamientos de la brida 320 del árbol principal producidos por el movimiento del rotor. En una realización, un mínimo de tres sensores de proximidad (por ejemplo, 350) se utilizan para determinar la posición de la superficie plana de la brida 320 del árbol principal. A continuación, en referencia a la figura 4, en una realización, los sensores de proximidad del árbol principal (por ejemplo, 410, 420, 430) se encuentran situados en posiciones adyacentes a la caja de engranajes. Los sensores 410 y 420 detectan la velocidad de rotación del árbol principal 400 y el sensor 430 detecta la posición de azimut de la pala mediante la activación una señal de pulsos que
corresponde a una pestaña de reinicio (no mostrada) que está posicionada para rotar a lo largo de la misma posición de acimut como una pala de rotor.
También se pueden utilizar posiciones de sensores alternativos. Por ejemplo, los sensores de proximidad pueden estar unidos a las palas. También, se pueden utilizar sensores alternativos, tales como un codificador de árbol principal 400. En una realización, la posición del plano de la brida 320 del árbol principal combinada con la velocidad del árbol principal 400 y la posición de azimut del rotor pueden ser utilizadas por el controlador 220 de la turbina para calcular la fatiga de una o más palas del rotor en el eje en el sentido de la aleta.
En una realización alternativa, la fatiga de la pala del rotor también se puede determinar por medio de la medición del movimiento de la pala del rotor de la turbina eólica con relación al bastidor del cubo del rotor. El movimiento de flexión de la pala del rotor puede ser detectado, por ejemplo, con una plataforma de sensor de proximidad Aeropac. Las señales de salida de la plataforma de sensor Aeropac pueden ser analizadas por el controlador 220 de la turbina para determinar la fatiga de la pala de rotor.
La figura 5 es un diagrama de flujo de una realización de una técnica para la medición y la evaluación de cargas de fatiga de la torre de la turbina eólica utilizando acelerómetros unidos a un componente en la parte superior de una torre. Las operaciones de la figura 5 se indican con un orden específico; Sin embargo, también se puede ejecutar un orden diferente de las operaciones.
Los componentes de turbinas eólicas son monitorizados con uno o más sensores 510. En una realización, se utilizan uno o más acelerómetros para monitorizar la aceleración de una placa de asiento de la turbina eólica producida por los movimientos de flexión de la torre. Otros componentes de la turbina eólica, por ejemplo, una caja de engranajes de la turbina eólica, un árbol principal de la turbina eólica, o un generador de la turbina eólica también pueden ser monitorizados. En realizaciones alternativas, también se pueden utilizar giroscopios y / u otros sensores.
En una realización, las señales de salida de los uno o más sensores se convierten en datos de posición, 520. Esto se puede lograr, por ejemplo, integrando dos veces las señales de aceleración de los acelerómetros. Si los datos del sensor no proporcionan la aceleración, por ejemplo, si los sensores son giroscopios que proporcionan datos de rotación, se utilizan diferentes operaciones matemáticas para generar datos de posición o de movimiento. Unos datos de posición de guiñada medidos también se pueden utilizar para transformar los datos de los sensores a posiciones de referencia de flexión de base de torre de 2 ejes ortogonal, tales como Norte -Sur y Este -Oeste. En una realización, los acelerómetros así como los giroscopios se pueden utilizar.
Los datos de posición son trasladados desde el bastidor de referencia de los sensores a un bastidor de referencia correspondiente a una parte inferior de la torre de la turbina eólica, 530. El traslado se puede llevar a cabo de cualquier manera conocida en la técnica. El traslado se utiliza para verificar que los sensores anteriores están funcionando correctamente, los indicadores de tensiones en la base de la torre no se requieren para todas las turbinas y sólo se instalarían con fines de prueba y verificación.
En una realización, el bastidor de referencia correspondiente a la parte inferior de la torre de turbina eólica es un emplazamiento dentro de la torre de la turbina en la que se emplaza tradicionalmente un indicador de tensiones. Usando esta realización, el análisis de fatiga tradicional se puede realizar usando los datos de posición trasladados. En realizaciones alternativas, también se pueden usar otros emplazamientos. Al trasladar los datos de movimiento a la porción inferior de la torre de la turbina, la medición y la evaluación de las cargas de fatiga se pueden realizar para la torre. Se puede usar cualquier técnica para el traslado de ejes coordenados.
Como una alternativa al filtrado, un controlador PID puede procesar las aceleraciones de la parte superior de la torre y la posición de azimut de guiñada. Aunque es probable que exista una diferencia de escala entre el procedimiento de carga de la parte superior de la torre y el procedimiento de carga de la base de la torre, un factor de escala apropiado puede ser utilizado para permitir que se realice la medición y evaluación de la fatiga. Como se ha descrito más arriba (530) la fatiga de la torre es determinada principalmente en los modos de flexión 1º y 2º. La fatiga de la torre se puede evaluar con uno o ambos de estos modos o con otros modos de flexión. La fatiga también puede ser evaluada en otros componentes de la turbina eólica.
La medición y / o la evaluación de las cargas de fatiga se realiza sobre los datos de posición trasladados y ajustados, 540. Una salida correspondiente a la medición y / o evaluación de las cargas de fatiga es generada, 550. La salida puede ser una representación gráfica de las mediciones de carga de fatiga actuales y / o históricas. La salida también puede ser los datos almacenados en un medio legible por ordenador que corresponde a las mediciones de carga de fatiga. También se pueden generar otras salidas.
En una realización alternativa, la evaluación de la fatiga se puede realizar sin la transformación a la base de la torre. Esto se puede lograr, por ejemplo, haciendo coincidir las señales por encima con la señal de tensiones por debajo. Por lo tanto, una señal de flexión de la torre en 2 ejes puede ser generada que debe ser igual a la serie de señales de los sensores de la parte superior de la torre con otras señales de verificación de los sensores del indicador de
tensiones de la base de la torre. Las señales de los sensores del indicador de tensiones de la base de la torre se pueden usar como una línea de base, debido a que pueden ser derivados o calibrados en carga de la torre.
Las señales de los sensores se pueden usar también para determinar otras características y / o condiciones de un sistema de turbina eólica. Por ejemplo, la frecuencia espectral de una torre de turbina eólica puede ser utilizada para determinar si una cimentación o una conexión de la torre con la placa de asiento pueden estar fallando. Como otro ejemplo, la frecuencia espectral del árbol principal se puede utilizar para determinar una grieta en el árbol, daños en la caja de engranajes o tren de accionamiento o daños en un rotor y / o grietas o daños en la cimentación de la turbina. Además, el procedimiento de medición de la brida del árbol principal puede ser utilizado para determinar un vector de rotación que representa la deflexión media en el sentido de la aleta de las palas del rotor que se pueden usar para determinar un desequilibrio aerodinámico de la pala.
En un ejemplo de aplicación, la información sobre los daños por fatiga equivalente a la torre se puede lograr utilizando las entradas de los sensores de estado sólido de movimiento de la parte superior de la torre (tales como los acelerómetros de varios ejes, inclinómetros, giroscopios o similares), junto con un sensor de posición de guiñada y la aplicación de técnicas matemáticas tales como doble integración, filtrado, transformación y escalado de la señal de tal manera que se produzcan momentos de flexión de la base de la torre de 2 ejes ortogonales de referencia. Aunque las señales de momentos de flexión de la torre de 2 ejes ortogonales se pueden conseguir por medio del uso de indicadores de tensiones, el uso de indicadores de tensiones sólo se utilizaría para verificar la precisión de los sensores de estado sólido, situados cerca de la parte superior de la torre. La flexión de la torre en 2 ejes ortogonales puede ser referenciada a posiciones permanentes tales como Norte -Sur y Este -Oeste.
En otro ejemplo de aplicación, los daños por fatiga equivalente al árbol principal y / o a la pala del rotor se pueden conseguir utilizando las entradas de los sensores de estado sólido de movimiento de la torre -parte superior (tales como una IMU que contenga acelerómetros de 3 ejes y giroscopios de 3 ejes o similares), acoplados a sensores de posición de velocidad del árbol principal y de acimut de la pala (tales como sondas digitales de proximidad o un codificador absoluto) y la aplicación de técnicas matemáticas tales como la doble integración, filtrado, transformación y escalado de la señal, de tal manera que produzca unos momentos de flexión del árbol principal o de la pala del rotor de 2 ejes ortogonales de referencia.
En otro ejemplo de aplicación, los daños por fatiga equivalente al árbol principal y / o las palas de rotor se pueden conseguir usando las entradas de los sensores de estado sólido de movimiento de torre -parte superior (tales como al menos tres sondas de proximidad situadas ortogonalmente aproximadamente para la medición de las deflexiones de la brida del árbol principal), acoplados a sensores de posición de acimut de la pala y de velocidad del árbol principal (tales como sondas de proximidad digitales o un codificador absoluto) y la aplicación de técnicas matemáticas tales como la doble integración, filtrado, transformación y escalado de la señal de tal manera que se produzcan unos momentos de flexión del árbol principal o de la pala de rotor en 2 ejes del. ortogonales de referencia.
En los ejemplos de aplicación anteriores, un objetivo es producir datos de la fatiga equivalente de los componentes clave de las turbinas eólicas. Los procedimientos matemáticos que se describen pueden producir señales de tensiones o de carga que son equivalente a las que se producirían si los componentes fueran instrumentados con indicadores de tensiones; sin embargo, debido a que los sensores son de estado sólido, tienen una duración de la vida más larga, lo cual puede proporcionar un diseño de la turbina eólica más rentable económicamente.
Los resultados de los análisis de fatiga también se pueden usar para determinar la agresividad de la operación de la turbina. Por ejemplo, un controlador de la turbina puede hacer selectivamente que una turbina eólica opere por encima de los niveles nominales.
La referencia en la memoria descriptiva a "una realización" significa que un determinado rasgo, estructura o característica descrita en conexión con la realización está incluido en al menos una realización de la invención. Las apariciones de la frase "en una realización" en diversos lugares de la memoria descriptiva no se refieren necesariamente todas ellas a la misma realización.
Claims (8)
- REIVINDICACIONES1. Un procedimiento para determinar las cargas de fatiga de una torre de turbina eólica (190), comprendiendo el procedimiento:determinar (530) la posición de un componente de la turbina eólica dentro de una góndola (185) o encima 5 de la torre (190) con respecto a una posición de referencia fija estando acoplados uno o más sensores (210, 212, 213), al componente de la turbina eólica;realizar (540) el análisis de las carga de fatiga de la torre en base a las señales de salida de los uno o más sensores utilizando un controlador de la turbina (220); ygenerar (550) una salida correspondiente a un análisis de las cargas de fatiga de la torre para proporcionar10 una representación gráfica de las mediciones de las cargas de fatiga actuales y / o históricas, en la que los resultados del análisis de fatiga comprenden un análisis de frecuencia espectral y además en la que el análisis de frecuencia espectral se utiliza para estimar los daños a las cimentaciones de la turbina eólica.
- 2. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende, además, el uso de los resultados del análisis de cargas de fatiga de la torre para controlar el rendimiento de la turbina.15 3. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende, además, la estimación de la información de la duración de la vida en base, al menos en parte, de los resultados del análisis de las cargas de fatiga de la torre.
- 4. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar la posición del componente de la turbina eólica comprende:recibir las señales de salida de uno o más acelerómetros (210, 212, 213);20 corregir las señales de los acelerómetros recibidas para la posición de guiñada del componente de la turbina eólica; ygenerar una indicación de la posición correspondiente al componente de la turbina eólica mediante la integración doble de las señales de aceleración recibidas de los uno o más acelerómetros.
- 5. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar la posición de un componente de la turbina eólica 25 dentro de la góndola (185) o encima de la torre (190) comprende:recibir señales de salida de uno o más giroscopios (210, 212, 213);corregir las señales recibidas de los giroscopios para la posición de guiñada del componente de la turbina eólica; ygenerar una indicación de la posición correspondiente al componente de la turbina eólica a partir de las se30 ñales recibidas de los uno o más giroscopios.
- 6. Una turbina eólica que comprende:uno o más sensores (210, 212, 213) para detectar un estado causado por el movimiento de un componente (120, 125, 160, 175) de una turbina eólica, indicando los uno o más sensores para generar señales de estado, el estado del componente ; y35 un controlador (220) de la turbina acoplado a los uno o más sensores para recibir las señales de estado y para determinar una posición de un componente de la turbina eólica encima de una torre (190) en base a las señales de estado de los uno o más sensores, para transformar la posición determinada desde un bastidor de referencia correspondiente a los emplazamientos de los sensores a un bastidor de referencia correspondiente a una porción inferior de la torre y para realizar el análisis de las cargas de fatiga de la torre en la40 posición transformada correspondiente a la porción inferior de la torre del citado controlador de la turbina(220) estando configurado además para generar (550) una salida correspondiente al análisis de las cargas de fatiga de la torre para proporcionar una representación gráfica de las mediciones de las cargas de fatiga actuales y / o históricas, y en el que los resultados del análisis de fatiga de la torre comprenden un análisis de frecuencia espectral y además en el que el análisis de la frecuencia espectral se utiliza para estimar los45 daños a las cimentaciones de una turbina eólica.
-
- 7.
- La turbina eólica de la reivindicación 6, en la que los uno o más sensores (210, 212, 213) comprenden uno o más acelerómetros y en la que el controlador de la turbina (220) recibe las señales de estado de los uno o más acelerómetros y corrige las señales de estado recibidas de la posición de guiñada del componente de la turbina eólica para generar una indicación de la posición correspondiente al componente de turbina eólica.
-
- 8.
- La turbina eólica de la reivindicación 7, en la que el controlador de la turbina (220) lleva a cabo una operación de integración en los datos de estado para determinar un movimiento del componente de la turbina eólica y además en la que el controlador de la turbina (220) provoca la aplicación de un filtro de ranura a los datos de movimiento.
-
- 9.
- La turbina eólica de la reivindicación 7, en la que los uno o más sensores (210, 212, 213) comprenden uno o más giroscopios y en la que el controlador de la turbina (220) recibe las señales de estado desde los uno o más giroscopios y corrige las señales de estado recibidas para la posición de guiñada del componente de la turbina eólica para generar una indicación de movimiento que corresponde al componente de la turbina eólica.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US20470 | 2004-12-23 | ||
US11/020,470 US7822560B2 (en) | 2004-12-23 | 2004-12-23 | Methods and apparatuses for wind turbine fatigue load measurement and assessment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2461856T3 true ES2461856T3 (es) | 2014-05-21 |
Family
ID=35809647
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES05257848.1T Active ES2461856T3 (es) | 2004-12-23 | 2005-12-20 | Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7822560B2 (es) |
EP (1) | EP1674724B1 (es) |
DK (1) | DK1674724T3 (es) |
ES (1) | ES2461856T3 (es) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2017140919A1 (es) * | 2016-02-18 | 2017-08-24 | Nabrawind Technologies SL | Dispositivo de ensayo para torres y cimentaciones eólicas |
Families Citing this family (112)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7322794B2 (en) * | 2003-02-03 | 2008-01-29 | General Electric Company | Method and apparatus for condition-based monitoring of wind turbine components |
WO2005083266A1 (ja) | 2004-02-27 | 2005-09-09 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | 風力発電装置およびそのアクティブ制振方法並びに風車タワー |
US7476985B2 (en) * | 2005-07-22 | 2009-01-13 | Gamesa Innovation & Technology, S.L. | Method of operating a wind turbine |
AU2007209631B2 (en) * | 2006-01-25 | 2010-03-18 | Vestas Wind Systems A/S | A wind turbine comprising at least one gearbox and an epicyclic gearbox |
BRPI0621442A2 (pt) * | 2006-03-16 | 2011-12-13 | Vestas Wind Sys As | método para reduzir fadiga por efeito de cargas nos componentes de uma turbina eólica submetida a esforço assimétrico de carga de seu rotor, sistema de controle para reduzir as fadiga por efeito de cargas nos componentes de uma turbina eólica submetidos a esforço assimétrico de carga no plano de seu rotor, turbina eólica, e área de captação de ventos |
DK2044326T3 (en) * | 2006-07-06 | 2018-12-03 | Acciona Windpower Sa | Systems, methods and devices for a wind turbine controller |
EP2132437B2 (en) * | 2007-03-30 | 2018-10-03 | Vestas Wind Systems A/S | Wind turbine with pitch control |
GB2458400B (en) * | 2007-05-04 | 2010-02-17 | Insensys Ltd | Wind turbine monitoring |
DK179081B1 (da) * | 2007-06-25 | 2017-10-16 | Siemens Wind Power As | Overvågning af en vindmølles vingefrekvenser |
DE102007030494A1 (de) * | 2007-06-30 | 2009-01-02 | Nordex Energy Gmbh | Verfahren zum Anfahren einer Windenergieanlage nach einer Betriebspause und Windenergieanlage, die das Verfahren ausführen kann |
DE102007031969A1 (de) | 2007-07-06 | 2009-01-08 | Nordex Energy Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Ermittlung einer Belastung einer Windenergieanlage |
DK200701144A (da) * | 2007-08-13 | 2009-02-14 | Siemens Wind Power As | Monitoring of blade frequencies of a wind turbine |
US8013738B2 (en) | 2007-10-04 | 2011-09-06 | Kd Secure, Llc | Hierarchical storage manager (HSM) for intelligent storage of large volumes of data |
WO2009045218A1 (en) | 2007-10-04 | 2009-04-09 | Donovan John J | A video surveillance, storage, and alerting system having network management, hierarchical data storage, video tip processing, and vehicle plate analysis |
CN101821500A (zh) * | 2007-10-05 | 2010-09-01 | 维斯塔斯风力系统有限公司 | 用于给风轮机的叶片除冰的方法、风轮机及其使用 |
EP2053241A1 (en) * | 2007-10-24 | 2009-04-29 | Ecotecnia Energias Renovables S.L. | Method for determining fatigue damage in a power train of a wind turbine |
US8607517B2 (en) | 2007-12-21 | 2013-12-17 | Tony Jolly | Tower foundation |
US8499513B2 (en) | 2007-12-21 | 2013-08-06 | Tony Jolly | Tower foundation |
WO2009085187A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-07-09 | Tony Jolly | Tower foundation |
US8215905B2 (en) * | 2007-12-31 | 2012-07-10 | General Electric Corporation | Methods and apparatus for error reduction in rotor loading measurements |
DK2108830T3 (da) | 2008-01-10 | 2019-11-25 | Siemens Gamesa Renewable Energy As | Fremgangsmåde til bestemmelse af udmattelseslast af en vindmølle og til udmattelseslaststyring og tilsvarende vindmøller |
EP2103915B1 (en) * | 2008-03-17 | 2016-11-16 | Siemens Aktiengesellschaft | Apparatus and method for determining a resonant frequency of a wind turbine tower |
WO2009121377A1 (en) * | 2008-04-01 | 2009-10-08 | Structural Data, S.L. | System and procedure for the real-time monitoring of fixed or mobile rigid structures such as building structures, aircraft, ships and/or the like |
EP2288808A4 (en) * | 2008-05-13 | 2012-06-20 | Purdue Research Foundation | MONITORING OF WIND TURBINES |
US7631564B1 (en) | 2008-06-06 | 2009-12-15 | General Electric Company | Direct shaft power measurements for rotating machinery |
US8020455B2 (en) | 2008-06-06 | 2011-09-20 | General Electric Company | Magnetostrictive sensing systems and methods for encoding |
NL2001878C2 (nl) * | 2008-08-07 | 2010-02-09 | Stichting Energie | Systeem en werkwijze voor compensatie van rotoronbalans voor een windturbine. |
EP2329331B1 (en) * | 2008-08-22 | 2016-04-27 | Vestas Wind Systems A/S | A method for evaluating performance of a system for controlling pitch of a set of blades of a wind turbine |
JP5244502B2 (ja) * | 2008-08-25 | 2013-07-24 | 三菱重工業株式会社 | 風車の運転制限調整装置及び方法並びにプログラム |
US8262354B2 (en) * | 2008-08-27 | 2012-09-11 | General Electric Company | Method and apparatus for load measurement in a wind turbine |
DE102008044652A1 (de) * | 2008-08-27 | 2010-03-04 | Nordex Energy Gmbh | Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einer Windgeschwindigkeitsmesseinrichtung |
US8951011B2 (en) | 2008-10-23 | 2015-02-10 | Vestas Wind Systems A/S | Wind turbine and a method for monitoring a wind turbine |
US7821153B2 (en) * | 2009-02-09 | 2010-10-26 | Grayhawke Applied Technologies | System and method for generating electricity |
DE102009009039A1 (de) * | 2009-02-16 | 2010-08-19 | Prüftechnik Dieter Busch AG | Windenergieanlage mit Überwachungssensoren |
EP2264314B1 (en) * | 2009-05-25 | 2016-05-25 | Vestas Wind Systems A/S | A method and a system for controlling operation of a wind turbine |
US8577509B2 (en) | 2009-06-24 | 2013-11-05 | Vestas Wind Systems A/S | Method and a system for controlling operation of a wind turbine |
US20110137586A1 (en) * | 2009-07-06 | 2011-06-09 | Yong Jiang | Wind turbine monitoring and adjusting |
US8451134B2 (en) * | 2009-07-24 | 2013-05-28 | Honeywell International Inc. | Wind turbine generator fault diagnostic and prognostic device and method |
DE102009036517A1 (de) * | 2009-08-07 | 2011-02-17 | Aerodyn Engineering Gmbh | Windenergieanlage mit Einrichtung zur Lastminimierung |
US7948103B2 (en) * | 2009-09-03 | 2011-05-24 | General Electric Company | Method and system for verifying wind turbine operation |
US7972112B2 (en) * | 2009-10-29 | 2011-07-05 | General Electric Company | Systems and methods for determining the angular position of a wind turbine rotor |
US8070439B2 (en) * | 2009-10-29 | 2011-12-06 | General Electric Company | Systems and methods for testing a wind turbine pitch control system |
EP2499358B1 (en) * | 2009-11-11 | 2016-05-04 | Vestas Wind Systems A/S | Improved control of wind turbine blade lift regulating means |
US7755210B2 (en) * | 2009-12-04 | 2010-07-13 | General Electric Company | System and method for controlling wind turbine actuation |
DK2365215T3 (da) * | 2010-03-10 | 2013-01-28 | Siemens Ag | Styring af rotationshastigheden af en vindmølle baseret på rotoracceleration |
US8043048B2 (en) * | 2010-04-08 | 2011-10-25 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring a structural health of a wind turbine |
US8222760B2 (en) * | 2010-06-29 | 2012-07-17 | General Electric Company | Method for controlling a proximity sensor of a wind turbine |
GB2482038B (en) | 2010-07-14 | 2014-07-23 | Vestas Wind Sys As | Ice detection method and system for wind turbine blades |
GB2482009B (en) | 2010-07-14 | 2014-07-23 | Vestas Wind Sys As | Ice detection and system for wind turbine blades |
US8210811B2 (en) * | 2010-08-16 | 2012-07-03 | General Electric Company | Apparatus and method for operation of a wind turbine |
US8035242B2 (en) * | 2010-11-09 | 2011-10-11 | General Electric Company | Wind turbine farm and method of controlling at least one wind turbine |
US20140203562A1 (en) * | 2011-02-11 | 2014-07-24 | Xzeres Corp. | System and method for controlling a wind turbine including conrolling yaw or other parameters |
CN102797634A (zh) * | 2011-05-27 | 2012-11-28 | 通用电气公司 | 风力涡轮机及监测风力涡轮机参数的方法 |
CN102900600B (zh) * | 2011-07-29 | 2015-09-09 | 西门子公司 | 风力发电机状态监测方法 |
DE102011053317A1 (de) * | 2011-09-06 | 2013-03-07 | GL Garrad Hassan Deutschland GmbH | Verfahren zum Bestimmen der Neigung eines Turmes |
DE102011117468B4 (de) * | 2011-11-02 | 2022-10-20 | Weidmüller Monitoring Systems Gmbh | Verfahren, Recheneinheit und Einrichtung zur Überwachung eines Antriebstrangs |
EP2607693A1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-26 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and system for determining a mechanical load |
GB201200491D0 (en) | 2012-01-12 | 2012-02-22 | Romax Technology Ltd | Method for operating a wind turbine generator |
CN104081043A (zh) * | 2012-01-27 | 2014-10-01 | 通用电气公司 | 风力涡轮机以及用于确定风力涡轮机的参数的方法 |
FR2986864B1 (fr) * | 2012-02-14 | 2014-02-28 | Snecma | Methode de mesure de la deformation d'une aube de turbomachine au cours du fonctionnement de la turbomachine |
CN102680221B (zh) * | 2012-05-11 | 2014-12-24 | 中国航空工业集团公司西安飞机设计研究所 | 一种飞机全机主操纵系统疲劳试验方法 |
CN103573552B (zh) | 2012-08-02 | 2016-02-24 | 通用电气公司 | 风力涡轮机及其降低转子不平衡的控制方法 |
US9366230B2 (en) * | 2013-03-14 | 2016-06-14 | General Electric Company | System and method for reducing loads acting on a wind turbine in response to transient wind conditions |
US9605558B2 (en) | 2013-08-20 | 2017-03-28 | General Electric Company | System and method for preventing excessive loading on a wind turbine |
DE102013014622A1 (de) * | 2013-09-02 | 2015-03-05 | Northrop Grumman Litef Gmbh | System und Verfahren zum Bestimmen von Bewegungen und Schwingungen bewegter Strukturen |
US9624905B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-04-18 | General Electric Company | System and method for preventing excessive loading on a wind turbine |
EP2853730A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-04-01 | Siemens Aktiengesellschaft | Monitoring mechanical load of a wind turbine component |
ES2751687T3 (es) * | 2013-10-07 | 2020-04-01 | Vestas Wind Sys As | Métodos y aparato para controlar turbinas eólicas |
US9606234B2 (en) | 2013-10-18 | 2017-03-28 | Tramontane Technologies, Inc. | Amplified optical circuit |
CN104595112B (zh) * | 2013-10-30 | 2018-01-16 | 通用电气公司 | 风力涡轮机及评估其上叶片健康状态的方法 |
EP3080444B1 (en) | 2013-12-09 | 2022-03-30 | General Electric Company | System and method for reducing oscillation loads of wind turbine |
US9631606B2 (en) | 2014-04-14 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for thrust-speed control of a wind turbine |
CN104101500A (zh) * | 2014-07-25 | 2014-10-15 | 北车风电有限公司 | 一种监测风电机组疲劳状态的方法 |
DE102014218266A1 (de) * | 2014-09-12 | 2016-03-17 | Robert Bosch Gmbh | Verfahren und Steuergerät zum Erfassen einer Last auf ein Rotorblatt einer Windenergieanlage |
US10036692B2 (en) | 2014-11-13 | 2018-07-31 | General Electric Company | System and method for estimating rotor blade loads of a wind turbine |
GB2532762A (en) * | 2014-11-27 | 2016-06-01 | Skf Ab | Load measurement device and method for determining load |
US9863402B2 (en) | 2015-02-13 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method for operating a wind turbine based on rotor blade margin |
DE102015206515A1 (de) | 2015-04-13 | 2016-10-13 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren zum Bestimmen einer Restlebensdauer einer Windenergieanlage |
DE102015206539A1 (de) | 2015-04-13 | 2016-10-13 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren zum Bestimmen einer Restlebensdauer einer Windenergieanlage |
US10683844B2 (en) * | 2015-05-27 | 2020-06-16 | Vestas Wind Systems A/S | Control of a wind turbine taking fatigue measure into account |
US20160356266A1 (en) * | 2015-06-03 | 2016-12-08 | General Electric Company | System and Method for Reducing Torsional Movement in a Wind Turbine Tower |
DK179416B1 (en) * | 2016-03-16 | 2018-06-18 | Deif As | Electrical pitch control system and a method for operating at least one rotor blade and use of the system for performing the method. |
WO2017174089A1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Vestas Wind Systems A/S | Control of a wind turbine taking noise into account |
US10774810B2 (en) | 2016-04-25 | 2020-09-15 | General Electric Company | System and method for estimating high bandwidth tower deflection for wind turbines |
DE102016117402A1 (de) * | 2016-09-15 | 2018-03-15 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren zur Ermittlung von Betriebslasten und zur Auslegung für Turmbauwerke, Turmbauwerk und Windenergieanlage |
CN108150360A (zh) * | 2016-12-05 | 2018-06-12 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 检测风电机组的等效载荷的方法和设备 |
US10451036B2 (en) | 2017-05-05 | 2019-10-22 | General Electric Company | Adjustment factor for aerodynamic performance map |
US10634121B2 (en) | 2017-06-15 | 2020-04-28 | General Electric Company | Variable rated speed control in partial load operation of a wind turbine |
US10539119B2 (en) | 2017-07-10 | 2020-01-21 | WindESCo, Inc. | System and method for augmenting control of a wind turbine assembly |
FR3073496B1 (fr) * | 2017-11-15 | 2020-11-20 | Sereema | Systeme et procede de diagnostic d'un desequilibre rotor d'une eolienne |
DK3499022T3 (da) * | 2017-12-12 | 2023-06-06 | Gen Electric | Fremgangsmåder til drift af en vindmølle |
FR3076580B1 (fr) * | 2018-01-08 | 2020-01-17 | Electricite De France | Estimation du jeu entre un mat et des fondations d'une eolienne |
US10808681B2 (en) | 2018-01-23 | 2020-10-20 | General Electric Company | Twist correction factor for aerodynamic performance map used in wind turbine control |
CN110206682B (zh) * | 2018-02-28 | 2020-06-26 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 动态确定偏航控制精度的方法和装置 |
US10778112B2 (en) | 2018-04-04 | 2020-09-15 | General Electric Company | DFIG converter with active filter |
CN108869195A (zh) * | 2018-06-21 | 2018-11-23 | 湘电风能有限公司 | 一种测量风力发电机组叶轮方位角的方法 |
US10677223B2 (en) * | 2018-09-17 | 2020-06-09 | General Electric Company | Method of customizing a wind turbine bedplate via additive manufacturing |
US11319926B2 (en) | 2018-10-22 | 2022-05-03 | General Electric Company | System and method for protecting wind turbines from extreme and fatigue loads |
US11635062B2 (en) | 2018-11-07 | 2023-04-25 | General Electric Renovables Espana, S.L. | Wind turbine and method to determine modal characteristics of the wind turbine in a continuous manner |
US11261844B2 (en) * | 2019-02-28 | 2022-03-01 | General Electric Company | System and method for predicting wind turbine shutdowns due to excessive vibration |
DK3739201T3 (da) | 2019-05-16 | 2024-06-03 | Siemens Gamesa Renewable Energy As | Fremgangsmåde til monitorering af den konstruktionsmæssige integritet af en vindmølles bærende konstruktion |
US11736056B2 (en) | 2019-05-30 | 2023-08-22 | General Electric Company | System and method for controlling harmonics in a renewable energy power system |
CN110067696B (zh) * | 2019-06-03 | 2020-05-19 | 浙江运达风电股份有限公司 | 一种风电机组载荷确定方法、装置、设备及可读存储介质 |
EP3772652A1 (en) * | 2019-08-08 | 2021-02-10 | Siemens Gamesa Renewable Energy A/S | Estimation of rotor operational characteristics for a wind turbine |
EP3859147A1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-08-04 | Ventus Engineering GmbH | Wake monitoring, wake management and sensory arrangements to such |
GB2597805B (en) * | 2020-08-07 | 2024-02-28 | Mbda Uk Ltd | Monitoring system |
CN112283047B (zh) * | 2020-09-10 | 2022-07-12 | 中车株洲电力机车研究所有限公司 | 一种基于风电机组净空监测的载荷监控方法及系统 |
US11408396B2 (en) * | 2021-01-08 | 2022-08-09 | General Electric Renovables Espana, S.L. | Thrust control for wind turbines using active sensing of wind turbulence |
EP4080042A1 (en) * | 2021-04-21 | 2022-10-26 | General Electric Renovables España S.L. | Yaw systems and methods |
SE545911C2 (en) * | 2021-11-05 | 2024-03-12 | Sigicom Ab | A wind turbine, a measurement system for a wind turbine system and method for providing measurement data |
EP4202217A1 (en) * | 2021-12-23 | 2023-06-28 | Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology S.L. | Method of determining a tilt and yaw bending moments at a wind turbine shaft by distance sensors |
CN117763972B (zh) * | 2023-12-29 | 2024-08-13 | 运达能源科技集团股份有限公司 | 风电机组塔架的载荷预测方法、装置、设备及介质 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4420692A (en) * | 1982-04-02 | 1983-12-13 | United Technologies Corporation | Motion responsive wind turbine tower damping |
US4955269A (en) * | 1988-02-04 | 1990-09-11 | Westinghouse Electric Corp. | Turbine blade fatigue monitor |
CN1092760C (zh) * | 1998-01-14 | 2002-10-16 | 丹麦控制工程公司 | 测量和控制风力发动机的振动的方法 |
EP0995904A3 (de) | 1998-10-20 | 2002-02-06 | Tacke Windenergie GmbH | Windkraftanlage |
DE10011393A1 (de) | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Tacke Windenergie Gmbh | Regelungssystem für eine Windkraftanlage |
EP1361445A1 (en) | 2001-01-22 | 2003-11-12 | Sociedad Anonima De Instalaciones De Control | Flexure air speed indicator and vane |
DE10113038C2 (de) | 2001-03-17 | 2003-04-10 | Aloys Wobben | Turmschwingungsüberwachung |
US6949922B2 (en) * | 2002-05-31 | 2005-09-27 | Siemens Westinghouse Power Corporation | Turbine blade clearance on-line measurement system |
US7160083B2 (en) * | 2003-02-03 | 2007-01-09 | General Electric Company | Method and apparatus for wind turbine rotor load control |
US6888262B2 (en) * | 2003-02-03 | 2005-05-03 | General Electric Company | Method and apparatus for wind turbine rotor load control |
-
2004
- 2004-12-23 US US11/020,470 patent/US7822560B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-12-20 DK DK05257848.1T patent/DK1674724T3/da active
- 2005-12-20 ES ES05257848.1T patent/ES2461856T3/es active Active
- 2005-12-20 EP EP05257848.1A patent/EP1674724B1/en not_active Not-in-force
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2017140919A1 (es) * | 2016-02-18 | 2017-08-24 | Nabrawind Technologies SL | Dispositivo de ensayo para torres y cimentaciones eólicas |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1674724A3 (en) | 2011-12-07 |
US20060140761A1 (en) | 2006-06-29 |
DK1674724T3 (da) | 2014-05-12 |
EP1674724A2 (en) | 2006-06-28 |
US7822560B2 (en) | 2010-10-26 |
EP1674724B1 (en) | 2014-04-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ES2461856T3 (es) | Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica | |
ES2655262T3 (es) | Sistema y procedimiento para monitorizar movimientos y vibraciones de estructuras en movimiento | |
ES2637892T3 (es) | Procedimiento y aparato para monitorizar componentes de turbinas eólicas en base a las condiciones | |
DK2469083T3 (en) | Offshore wind turbine and method for operating the same | |
JP2017090145A (ja) | 風車ブレード変形計測装置及び風車ブレード変形評価システム | |
ES2865100T3 (es) | Sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas | |
ES2517891T3 (es) | Método para medir la intensidad de turbulencia de una turbina de viento de eje horizontal | |
US7160083B2 (en) | Method and apparatus for wind turbine rotor load control | |
ES2329182T3 (es) | Procedimiento y dispositivo para proporcionar al menos una señal de sensor de entrada para una aplicacion de control y/o monitorizacion y dispositivo de control. | |
ES2684538T3 (es) | Un sistema y un método para la calibración del sensor de un aerogenerador | |
ES2924411T3 (es) | Sistema de detección de carga de pala para un aerogenerador | |
ES2940285T3 (es) | Sistemas y procedimientos para ensamblar un conjunto de pitch para su uso en una turbina eólica | |
CN102141004A (zh) | 用于监视和控制风力涡轮叶片偏转的系统和方法 | |
ES2662330T3 (es) | Métodos y sistemas para detectar modos de falla de sensor | |
CN103206342A (zh) | 桨叶载荷传感器的标定 | |
EP3232051A1 (en) | Method and device for loading detection of blade of wind power turbine | |
Rebelo et al. | Structural monitoring of a wind turbine steel tower—Part I: System description and calibration | |
US20190048850A1 (en) | Electrical pitch control system and a method for operating at least one rotor blade and use of the system for performing the method | |
ES2809307T3 (es) | Sistema y procedimiento para ajustar un momento flector de un eje en un aerogenerador | |
US20230258162A1 (en) | Measuring device for wind turbines | |
EP4179201B1 (en) | Determining sunlight effect on wind turbine tower inclination using tower top accelerometers | |
ES2967632T3 (es) | Procedimiento para determinar la velocidad del viento en el plano del rotor de un aerogenerador | |
US20170284376A1 (en) | Method and Control Device for Measuring a Load on a Rotor Blade of a Wind Power Plant | |
US12000379B2 (en) | Wind turbine system | |
TWI681115B (zh) | 風力發電機之基礎監測系統 |