ES2573333T3 - Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso de un conjunto de palas de una turbina eólica - Google Patents

Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso de un conjunto de palas de una turbina eólica Download PDF

Info

Publication number
ES2573333T3
ES2573333T3 ES09779894.6T ES09779894T ES2573333T3 ES 2573333 T3 ES2573333 T3 ES 2573333T3 ES 09779894 T ES09779894 T ES 09779894T ES 2573333 T3 ES2573333 T3 ES 2573333T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
values
wind turbine
moment
load
signal
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
Application number
ES09779894.6T
Other languages
English (en)
Inventor
Erik Carl Lehnskov Miranda
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Vestas Wind Systems AS
Original Assignee
Vestas Wind Systems AS
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Vestas Wind Systems AS filed Critical Vestas Wind Systems AS
Application granted granted Critical
Publication of ES2573333T3 publication Critical patent/ES2573333T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • 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
    • F03D7/0276—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling rotor speed, e.g. variable speed
    • 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
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • 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
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/024—Adjusting aerodynamic properties of the blades of individual blades
    • 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
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • 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
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F03D7/046—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic with learning or adaptive control, e.g. self-tuning, fuzzy logic or neural network
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B23/00—Testing or monitoring of control systems or parts thereof
    • G05B23/02—Electric testing or monitoring
    • G05B23/0205—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults
    • G05B23/0259—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults characterized by the response to fault detection
    • G05B23/0286—Modifications to the monitored process, e.g. stopping operation or adapting control
    • G05B23/0294—Optimizing process, e.g. process efficiency, product quality
    • 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
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/80—Diagnostics
    • 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
    • F05B2270/20—Purpose of the control system to optimise the performance of a machine
    • 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
    • F05B2270/32—Wind speeds
    • 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
    • F05B2270/331—Mechanical loads
    • 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
    • F05B2270/708—Type of control algorithm with comparison tables
    • 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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Fuzzy Systems (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema para el control de paso de un conjunto de palas de rotor (26) de una turbina eólica, en el que el sistema de control de paso es un sistema de control de paso individual adaptado para medir señales de carga (3) que son indicativas de la carga en las palas de rotor y para controlar de forma individual los ángulos de paso de las palas de rotor (26) sobre la base de las señales de carga medidas (3), las señales de carga (3) incluyen un momento de carga de dirección de batimiento, comprendiendo la turbina eólica un buje adaptado para portar el conjunto de palas de rotor (26), y comprendiendo el procedimiento las etapas de: - filtrado (18) del momento de carga de dirección de batimiento medido para obtener una señal 1P, - obtención de valores de parámetros mediante el cálculo (20) de la amplitud y/o las desviaciones estándar de la señal 1P, - obtención (24) de información con respecto a las condiciones del viento en el emplazamiento de la turbina eólica, - selección (25) de un conjunto de valores teóricos correspondientes a los valores esperados para las amplitudes y/o las desviaciones estándar de la señal 1P bajo las condiciones del viento dadas, - comparación (22) los valores de los parámetros obtenidos con los valores teóricos seleccionados, y sobre la base de dicha comparación, evaluación (22) del rendimiento del sistema para el control del paso, y determinación de si el control individual de los ángulos de paso de las palas de rotor en realidad compensa o no variaciones individuales en la carga sobre las palas de rotor de la manera y el alcance esperados.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
DESCRIPCION
Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso de un conjunto de palas de una turbina eolica
CAMPO DE LA INVENCION
La presente invencion se refiere a un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema para el control del paso de un conjunto de palas de rotor de una turbina eolica. El procedimiento de la presente invencion es particularmente adecuado para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso individual.
ANTECEDENTES DE LA INVENCION
En las turbinas eolicas de paso controlado, a veces se utiliza una estrategia de control de paso individual y/o dclica con el fin de compensar las variaciones en la carga en las palas de rotor de la turbina eolica. De este modo, se puede obtener una reduccion de cargas desiguales y de cizallamiento en el rotor, aumentando asf la vida util esperada del rotor y/o el buje. En este caso, el angulo de paso en un punto espedfico en el tiempo de una pala determinada se selecciona de acuerdo con las cargas que afectan a esa pala en ese momento. En consecuencia, un angulo de paso general que coincide con la estrategia de control y con la potencia de salida deseada de la turbina eolica y que se aplica a todas las palas se «superpone» mediante un ajuste individual para cada pala. Los ajustes individuales tienen en cuenta cargas individuales de cada pala, por ejemplo, efectos que surgen del hecho de que las palas se coloquen en diferentes posiciones angulares. Los ajustes individuales pueden, por ejemplo, estimarse de una manera puramente dclica, es decir, unicamente sobre la base de la posicion angular del rotor. Por ejemplo, cabe esperar que la velocidad del viento experimentada por una pala colocada de tal manera que apunte en direccion ascendente sea mayor que la velocidad del viento experimentada por una pala colocada en otra posicion angular. Tales efectos, asf como los efectos que se espera que se produzcan durante el paso por la torre, se pueden estimar y tomar en consideracion en funcion del conocimiento de la posicion angular del rotor. De forma alternativa o adicional, se pueden medir cargas individuales sobre las palas, directa o indirectamente, por medio de sensores.
Un ejemplo de un sistema de control de paso individual se divulga en el documento WO 2007/012487. En el sistema divulgado en el documento WO 2007/012487 no es posible determinar si el sistema de control de paso individual funciona o no como se esperaba, es decir, si los ajustes individuales del angulo de paso de cada pala coinciden o no con las cargas individuales reales sobre cada pala. Por ejemplo, un sensor con funcionamiento incorrecto o una estimacion incorrecta del campo de viento podna dar lugar a ajustes incorrectos o no optimos de los angulos de paso individuales, lo que a su vez resulta en un aumento de las cargas sobre las palas y el rotor. Por lo tanto, es deseable poder evaluar el rendimiento del sistema de control de paso individual.
El documento US 2002/0000723 A1 divulga un sistema de control para un planca de energfa eolica. El sistema de control comprende medios de deteccion para su uso en la cuantificacion directa o indirecta de la tension actual de la turbina. Mediante la comparacion con la tension admisible, la turbina siempre funcionara con una velocidad de rotor y un rendimiento de potencia optimizados en el aspecto economico. Se muestra un modelo economico para derivar distribuciones de datos en comparacion con distribuciones reales de la instalacion de energfa eolica. De esta manera, se calcula un nivel de funcionamiento optimo.
El documento US 2004/0112131 A1 divulga un aparato y un procedimiento que permite la deteccion de la carga sobre una instalacion de energfa eolica basada en el hecho de que todas las cargas que se producen en una instalacion de energfa eolica actuan sobre la torre de la instalacion. Describe un sensor en la region de la base de la torre para detectar la suma de todas las cargas que actuan sobre la instalacion de energfa eolica.
El documento «Further load reductions with individual pitch control» (Mayor reduccion de las cargas mediante control de paso individual) de BUSSANYI et al. muestra una adicion a los algoritmos de control de paso individual, que es capaz de reducir el pico de carga dominante de los componentes fijos, lo que permite reducciones significativas de la carga pico en toda la estructura.
En el capitulo «Individual Pitch Control» (Control de paso individual) del «Wind Energy Handbook» (Manual de energia eolica) de Tony Burton et al. se establece que si se puede obtener una medida instantanea de cargas asimetricas de sobre turbinas eolicas, podria ser posible reducirlas mediante el control de paso individual.
DESCRIPCION DE LA INVENCION
Es, por lo tanto, objeto de los modos de realizacion de la invencion proporcionar un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso individual.
Aunque la invencion se define en las reivindicaciones independientes, se exponen aspectos adicionales de la invencion en las reivindicaciones dependientes, en los dibujos y en la siguiente descripcion.
El sistema de control de paso es un sistema de control de paso individual, por ejemplo, un denominado «control de guinada de inclinacion» (TYC) adaptado para controlar los angulos de paso individuales de las palas, de tal manera
que se reducen los momentos de inclinacion y/o los momentos de guinada sobre el rotor de la turbina eolica. El procedimiento de acuerdo con la presente invencion se aplica con el fin de evaluar si los ajustes individuales de los angulos de paso de las palas en realidad compensan o no las variaciones individuales en la carga sobre las palas en la forma y la medida esperadas.
5 Los valores de los parametros, asf como la informacion relativa a las condiciones del viento, se pueden obtener por medicion directa de los valores relevantes o mediante calculos basados en valores medidos. Por otra parte, los valores de los parametros y/o la informacion relativa a las condiciones del viento pueden estar basados de forma parcial o total en estimaciones.
Los valores de los parametros son indicativos de al menos un momento de carga del buje de la turbina eolica. Los 10 valores de los parametros pueden ser uno o mas momentos de carga, tales como un momento de guinada y/o un momento de inclinacion del buje. De forma alternativa o adicional, pueden incluir otros tipos de valores medidos, calculados o estimados, por ejemplo, un valor de desviacion estandar o promedio de un momento de carga durante un intervalo de tiempo especificado, siempre que sean indicativos de los momentos de carga experimentados por el buje. Por lo tanto, los valores de los parametros obtenidos proporcionan informacion con respecto a las cargas 15 reales experimentadas por el buje.
Las condiciones de viento pueden incluir la velocidad media del viento, cizalladura del viento, direccion del viento, en particular con respecto al plano del rotor, areas de sombra del viento, variaciones del campo del viento, etc.
Los valores de los parametros obtenidos se comparan con los valores teoricos correspondientes. Los valores teoricos se seleccionan de tal manera que reflejen el comportamiento esperado de los valores de los parametros 20 obtenidos en las circunstancias dadas, en particular, bajo las condiciones de viento dadas. Si esta comparacion revela desviaciones significativas, es una indicacion de que los momentos de carga del buje difieren de los momentos de carga esperados en las circunstancias dadas. En consecuencia, existe el riesgo de que la parte individual del control de paso no funcione como se espera, resultando posiblemente en cargas excesivas en el buje y/o el rotor. Esto puede deberse, por ejemplo, a uno o mas sensores que funcionan mal o a estimaciones incorrectas. 25 De manera alternativa o adicional, puede ser una indicacion de que las cargas asimetricas sobre los componentes de la turbina eolica sean tan grandes que el sistema se sature, es decir, el sistema no es capaz de proporcionar una compensacion total por las cargas asimetricas. Las posibles razones de las desviaciones detectadas podnan incluir, pero no estan limitadas a:
- un defecto o un sensor suelto
30 - propiedades de un pegamento utilizado en uno o mas componentes de la turbina, por ejemplo, para fijar un
sensor a una pala, que cambian con el paso del tiempo
- errores en una senal de azimut, es decir, una senal relativa a la posicion angular del rotor
- grandes retrasos inesperados en la transmision de datos
- una pala de rotor montada incorrectamente
35 - calibracion de la posicion de paso incorrecta
- contaminacion de la pala de rotor, por ejemplo, suciedad o hielo
- perdida no intencionada de la turbina eolica
- condiciones de viento extremas que provocan la saturacion de la amplitud de paso del sistema de control de
paso individual.
40 Por lo tanto, el procedimiento de la presente invencion permite la evaluacion del rendimiento del sistema para el control de paso. Por lo tanto, se puede asegurar que los momentos de carga del buje se mantienen a un nivel bajo constante, y que los posibles problemas pueden ser detectados antes de que se produzcan danos por fatiga en los componentes de la turbina.
Una ventaja del procedimiento de la presente invencion es que puede aplicarse facilmente a las turbinas eolicas 45 existentes sin necesidad de componentes adicionales o equipos de hardware.
El procedimiento puede comprender ademas la etapa de generar una senal de alarma en el caso de que la etapa de evaluacion revele que el rendimiento del sistema para el control de paso no es optimo. De acuerdo con este modo de realizacion, se alerta a un operador en el caso de que el procedimiento de la presente invencion revele que los valores de los parametros obtenidos se desvfan de los valores esperados, o que se comportan de manera diferente 50 respecto a lo que se espera. La generacion de una senal de alarma indica al operador que investigue las razones de la desviacion del comportamiento esperado y, en caso de que la desviacion este causada por un fallo, se asegure de que este fallo se gestione de una manera apropiada. En caso de que la desviacion este causada por la saturacion del sistema, el operador puede analizar el angulo de paso que se ha monitorizado. Las desviaciones de este tipo
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
pueden estar causadas por una ganancia demasiado alta en el sistema o por condiciones de viento fuerte, como un cizallamiento extremadamente grande o un error de guinada y, por lo tanto, pueden ser necesaria la recalibracion de los sensores o la investigacion de posibles fallos en la veleta.
Al menos un momento de carga del buje de la turbina eolica puede comprender un momento de inclinacion del buje. En el presente contexto, el termino «momento de inclinacion» debe interpretarse en el sentido de un momento de carga alrededor de un eje que es sustancialmente perpendicular a una direccion longitudinal definida por la construccion de la torre de la turbina eolica, y sustancialmente perpendicular a un eje definido por un eje principal de la transmision de la turbina eolica.
De forma alternativa o adicional, al menos un momento de carga del buje de la turbina eolica puede comprender un momento de guinada del buje. En el presente contexto, el termino «momento de guinada» debe interpretarse en el sentido de un momento de carga alrededor de un eje que es sustancialmente paralelo a y coincide con una direccion longitudinal definida por la construccion de la torre de la turbina eolica.
En base a un momento de inclinacion obtenido y/o a un momento de guinada obtenido se puede realizar un procesamiento de datos adicionales con el fin de obtener valores procesados mas adecuados como una entrada para la etapa de comparacion que el momento de inclinacion obtenido y/o el momento de guinada obtenido. Tales datos de procesamiento pueden incluir, por ejemplo, el filtrado electronico de los datos obtenidos. Esto se describe con mayor detalle mas adelante.
La etapa de obtencion de valores de parametros puede, por lo tanto, comprender la etapa de medicion de uno o mas valores de medicion y de procesamiento de dichos valores medidos con el fin de obtener los valores de los parametros. Por ejemplo, las cargas de las palas en el sentido del batimiento o las deflexiones de las palas se puede medir por medio de sensores colocados en las palas, y/o las deflexiones de la torre se pueden medir por medio de sensores colocados en la construccion de la torre. Sobre la base de estas mediciones, se puede calcular el impacto de la carga sobre el buje, y los valores calculados, o posiblemente el resultado de un procesamiento adicional de los valores calculados, se pueden utilizar como entrada de valor de parametro para la etapa de comparacion. Los valores medidos se obtienen preferiblemente por medio de uno o mas sensores adecuados, por ejemplo, sensores de fibra optica o extensometros. Como alternativa, uno o mas momentos de carga del buje se pueden medir directamente.
La etapa de procesamiento de los valores medidos puede comprender el filtrado de los valores de medicion. Esto debe interpretarse para incluir valores de filtrado calculados a partir de los valores medidos. Los procedimientos de filtrado adecuados podnan incluir, pero no se limitan a, filtrado de paso bajo, filtrado de paso alto o filtrado de paso de banda. El procesamiento tambien podna incluir un analisis de frecuencia utilizando una transformada rapida de Fourier (FFT), algoritmo de Goertzel o una demodulacion coherente con la frecuencia portadora determinada por la frecuencia de rotacion actual del rotor.
La etapa de obtencion de valores de parametros puede comprender la medicion de un momento de direccion de batimiento, o un momento de flexion fuera de plano, de una o mas palas de la turbina. En el presente contexto, el termino «momento de batimiento» debe interpretarse en el sentido de las cargas sobre las palas a lo largo de una direccion sustancialmente perpendicular al plano del rotor de la turbina eolica.
De acuerdo con un modo de realizacion preferido de la invencion, la etapa de obtencion de valores de parametros se puede realizar de la siguiente manera. Inicialmente, se miden los momentos de batimiento de una o mas de las palas, por ejemplo, por medio de un sensor de fibra optica o un extensometro dispuesto en o cerca de la base de cada una de las palas. Sobre la base de estas mediciones y del conocimiento respecto a la posicion angular de cada pala alrededor del eje de rotacion del rotor, es posible calcular las cargas del buje, en particular, los momentos de inclinacion y guinada del buje. En consecuencia, los momentos de direccion de batimiento medidos de las palas son indicativos de los momentos de carga del buje de la turbina eolica.
Posteriormente, los momentos de direccion de batimiento se filtran, por ejemplo, utilizando una de las tecnicas de filtrado mencionadas anteriormente. En un modo de realizacion particularmente preferido, los momentos de direccion de batimiento se transforman primero usando una transformada rapida de Fourier (FFT), permitiendo asf realizar el filtrado en el dominio de frecuencia. La senal transformada se filtra a continuacion usando uno o mas filtros de paso de banda, por ejemplo, dos filtros de paso de banda que pasan a frecuencias correspondientes al contenido IP y 2P del momento de direccion de batimiento, respectivamente. El momento de direccion de batimiento se puede filtrar una vez para obtener el contenido 1P y/o una vez para obtener el contenido 2P. El filtrado se puede hacer en el dominio de frecuencia, despues de la FFT, o puede hacerse en el dominio de tiempo, mediante los procedimientos tradicionales de paso de banda. Si el sistema de paso individual funciona de manera apropiada, se espera que el contenido 1P del momento de direccion de batimiento sea mucho menor de lo que sena en el caso de que el sistema de paso individual no estuviese encendido. En consecuencia, la amplitud del contenido 1P da una indicacion de si el sistema de paso individual esta operando o no de manera optima, y si esta amplitud supera un valor umbral predefinido, puede generarse de forma ventajosa una alarma con el fin de informar a un operador de que el sistema de paso individual probablemente no esta funcionando como se esperaba. Ademas, se puede calcular la desviacion estandar de las senales 1P y/o 2P. Resulta que la desviacion estandar de la senal 1P es significativamente menor si
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
el sistema individual de paso funciona de manera apropiada que si el sistema de paso individual no esta encendido. En consecuencia, la desviacion estandar de la senal 1P se puede utilizar como indicacion de si el sistema de paso individual funciona o no de manera optima.
De forma alternativa o adicional, los armonicos de orden superior, tales como los contenidos 3P, 4P contenidos, etc. pueden analizarse. En caso de problemas con el sistema de paso individual, por ejemplo, debido a perdida, no solo aumenta el contenido 2P del momento de batimiento, sino tambien los armonicos superiores de 1P, por ejemplo, contenido 3P, contenido 4P, etc. 1P se reduciran igualmente. En consecuencia, estos armonicos de orden superior tambien se pueden analizar a fin de obtener informacion relevante para el rendimiento del sistema de paso individual.
La etapa de seleccion de un conjunto de valores teoricos puede comprender la seleccion de valores de una tabla de consulta. Alternativamente, el conjunto de valores teoricos se puede calcular dinamicamente sobre la base de las condiciones de viento dadas. Los valores teoricos que dependen de las condiciones del viento, por ejemplo, lfmite como funcion de la velocidad del viento, pueden ser utilizados de forma ventajosa. Los valores teoricos a menudo pueden obtenerse a partir de simulaciones aeroelasticas.
De forma alternativa o adicional, la etapa de seleccion de un conjunto de valores teoricos puede comprender la seleccion entre los valores calculados teoricamente y/o la etapa de seleccion de un conjunto de valores teoricos entre los valores obtenidos empmcamente. De acuerdo con un modo de realizacion preferido, el conjunto de valores teoricos se selecciona de una tabla de consulta que contiene valores que en parte se obtienen empmcamente y en parte se calculan.
El procedimiento puede comprender ademas la etapa de almacenamiento de los valores de los parametros obtenidos en una base de datos. Los valores de los parametros almacenados pueden ser utilizados para analisis estadfsticos del rendimiento de la turbina eolica. Los datos de varias turbinas eolicas pueden, por ejemplo, compararse, y se puede calcular una distribucion esperada. Esto es muy relevante en parques eolicos.
Como se ha descrito anteriormente, el sistema de paso puede controlarse de manera ventajosa de acuerdo con una estrategia de control individual.
De acuerdo con un segundo aspecto, la invencion proporciona un sistema de control para controlar el funcionamiento de un sistema de paso para una turbina eolica, estando adaptado el sistema de control para llevar a cabo el procedimiento de acuerdo con el primer aspecto de la invencion.
La invencion se refiere ademas a una turbina eolica que comprende un buje adaptado para portar un conjunto de palas de rotor y un sistema de control de este tipo.
Debe tenerse en cuenta que una persona experta en la tecnica reconocena facilmente que cualquier caractenstica descrita en combinacion con el primer aspecto de la invencion tambien se podna combinar con el segundo aspecto de la invencion, y viceversa.
BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS
La invencion se describira a continuacion en mayor detalle con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 es un diagrama que ilustra un procedimiento para hacer funcionar un sistema de paso individual para una turbina eolica,
La figura 2 es un diagrama que se ilustra un procedimiento de acuerdo con un modo de realizacion de la invencion,
La figura 3 es una pala de rotor de una turbina eolica que tiene un sensor montado en la misma,
La figura 4 es un grafico que muestra la amplitud del momento de batimiento como funcion de frecuencia a una velocidad del viento de 12 m/s, y
La figura 5 es un grafico que muestra la amplitud del momento de batimiento como funcion de frecuencia a una velocidad del viento de 14 m/s.
DESCRIPCION DETALLADA DE LOS DIBUJOS
La figura 1 es un diagrama que ilustra un procedimiento para hacer funcionar un sistema de paso individual para una turbina eolica. Un campo de viento 1 afecta a un rotor 2 de una turbina eolica. Durante esta carga, las senales 3, por ejemplo, en forma de momentos de direccion de batimiento, se miden sobre el rotor 2. Las senales de carga 3 medidas se envfan a una unidad de estimacion 4 junto con informacion 5 acerca de la posicion angular del rotor 2 y, por lo tanto, informacion sobre la posicion angular de cada una de las palas de rotor. Sobre la base de las senales de carga 3 medidas y la informacion 5 con respecto a la posicion angular del rotor 2 de la unidad de estimacion 4, estima el momento de inclinacion, Mincl, y el momento de guinada, Mgui, sobre el buje en las condiciones de viento que se experimentan actualmente por la turbina eolica.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
El momento de guinada estimado, Mgui, se env^a a un comparador 6 y se compara con un valor de referencia, Mref gui, y el resultado se alimenta a un controlador de momento de guinada 7. Del mismo modo, el momento de inclinacion estimado Mincl se alimenta a un comparador 8 y se compara con un valor de referencia, Mref. incl., y el resultado se alimenta a un controlador de momento de inclinacion 9. Sobre la base de los resultados de las comparaciones realizadas por los comparadores 6 y 8, cada uno del controlador de momento de guinada 7 y el controlador de momento de inclinacion 9 suministra una senal a un accionador de paso dclico 10. Sobre la base de las senales recibidas y un valor de desplazamiento de paso 11, el accionador de paso dclico 10 calcula una senal de control 12, 13 y 14 para cada una de las palas de rotor. El valor de desplazamiento de paso 11 representa un angulo de paso dictado por la estrategia de control de la turbina eolica, que se debe aplicar a cada una de las palas de rotor. Cada senal de control 12, 13, 14 se alimenta a un controlador de paso 15, 16, 17 adaptado para controlar el paso de una pala de rotor correspondiente. Cada controlador de paso 15, 16, 17 controla el paso de la pala de rotor correspondiente de acuerdo con las senales de control 12, 13, 14 recibidas.
Por lo tanto, de acuerdo con el procedimiento ilustrado por el diagrama de la figura 1, el angulo de paso de cada una de las palas de rotor se compone de una parte comun determinada por la estrategia de control utilizada para controlar la turbina eolica y una parte individual que se selecciona con el fin de minimizar los momentos de carga, en particular, los momentos de guinada, Mgui, y los momentos de inclinacion, Mincl, sobre el buje de la turbina eolica.
La figura 2 es un diagrama que se ilustra un procedimiento de acuerdo con un modo de realizacion de la invencion. El procedimiento ilustrado en la figura 2 es adecuado para evaluar el rendimiento de un sistema siguiendo el procedimiento que se ilustra en el diagrama de la figura 1. Las senales de carga 3, que se miden y se utilizan para controlar el sistema de paso individual en el procedimiento ilustrado en la figura 1, se envfan adicionalmente a unos filtros electronicos 18 y 19. Los filtros electronicos 18, 19 son preferiblemente filtros de paso de banda, cada uno adaptado para transmitir un determinado rango de frecuencias. El filtro electronico 18 esta adaptado para permitir el paso de las frecuencias correspondientes al contenido 1P de las senales de carga 3, y el filtro electronico 19 esta adaptado para permitir el paso de las frecuencias correspondientes al contenido 2P de las senales de carga 3.
El filtro electronico 18 pasa la senal 1P filtrada a una unidad de calculo 20, y la unidad de calculo 20 calcula la amplitud de la senal 1P filtrada. Del mismo modo, el filtro electronico 19 pasa la senal 2P filtrada a una unidad de calculo 21, y la unidad de calculo 21 calcula la amplitud de la senal 2P filtrada. Las amplitudes calculadas se envfan a un comparador 22, asf como a una base de datos 23. Las amplitudes almacenadas en la base de datos 23 pueden utilizarse para fines estadfsticos como se describio anteriormente.
De forma alternativa o adicional al calculo de las amplitudes de las senales filtradas, las unidades de calculo 20 y 21 pueden calcular las desviaciones estandar de las senales filtradas. Se espera que la desviacion estandar de al menos la senal 1P sea significativamente mayor cuando el sistema de control de paso individual no esta en funcionamiento que cuando funciona de manera optima.
Ademas, la velocidad del viento 24 se mide y se envfa a una tabla de consulta 25. En base a la velocidad del viento 24 medida, y posiblemente a otra informacion pertinente relativa a las condiciones del viento, se seleccionan valores adecuados y esperados empmcos y/o teoricos para las amplitudes 1P y 2P y/o las desviaciones estandar se seleccionan en la tabla de consulta 25. Los valores seleccionados se introducen en el comparador 22. El comparador 22 compara entonces las amplitudes calculadas y/o las desviaciones estandar con los valores suministrados por la tabla de consulta 25. En el caso de que se detecte una diferencia significativa en uno o ambos valores, por ejemplo, en caso de que al menos una de las diferencias exceda un valor umbral predefinido, el comparador 22 genera una senal de alarma, indicando de ese modo a un operador que el sistema de paso individual no esta funcionando como se espera. El operador puede entonces tomar las medidas adecuadas con el fin de investigar la causa de la deficiencia y, posiblemente, tomar medidas para garantizar un funcionamiento mas optimo del sistema de paso individual.
La figura 3 es una pala de rotor 26 de una turbina eolica. La pala de rotor 26 comprende una parte de punta 27 y una parte de rafz 28. En la parte de rafz 28, un sensor 29 esta dispuesto para medir momentos de direccion de batimiento de la pala de rotor 26 durante el funcionamiento de la turbina eolica. El sensor 29 es preferiblemente un sensor de fibra optica, pero que tambien puede ser otro tipo de sensor adecuado para la medicion de momentos de carga en la pala de rotor 26, por ejemplo, un extensometro. El sensor tambien puede estar dispuesto en la parte de punta 27 de la pala de rotor 26, en cuyo caso se adapta preferiblemente para medir deflexiones de la pala de rotor 26.
La figura 4 es un grafico que muestra la amplitud del momento de batimiento como funcion de la frecuencia a una velocidad del viento de 12 m/s, y la figura 5 es un grafico que muestra la amplitud del momento de batimiento como funcion de la frecuencia a una velocidad del viento de 14 m/s. Ambos graficos se han obtenido empmcamente, es decir, son el resultado de mediciones. En ambos graficos, la lmea continua representa la situacion en la que el sistema de control de paso individual se desconecta, es decir, el paso de las palas de rotor se controla exclusivamente sobre la base de la estrategia de control seleccionada para la turbina eolica. La lmea discontinua representa la situacion donde el sistema de control de paso individual esta encendido.
Se desprende de las figuras 4 y 5 que el contenido 1P de la senal se reduce significativamente cuando el sistema de
control de paso individual esta encendido. Por otra parte, el contenido 2P de la senal se incrementa ligeramente cuando el sistema de control de paso individual esta encendido. Esto se debe a que la turbina eolica tiende a la perdida cuando el control de paso individual esta encendido.
Los graficos de las figuras 4 y 5 son adecuados para su uso en una tabla de consulta a fin de utilizarse en la etapa 5 de comparacion de un procedimiento de acuerdo con la presente invencion. Por ejemplo, un valor umbral para la amplitud de la senal 1P para una velocidad eolica dada puede seleccionarse facilmente debido a la diferencia significativa entre el contenido 1P cuando el sistema de control de paso individual esta funcionando de manera optima y cuando el sistema de control de paso individual esta completamente apagado.

Claims (11)

  1. 5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
    REIVINDICACIONES
    1. Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema para el control de paso de un conjunto de palas de rotor (26) de una turbina eolica, en el que el sistema de control de paso es un sistema de control de paso individual adaptado para medir senales de carga (3) que son indicativas de la carga en las palas de rotor y para controlar de forma individual los angulos de paso de las palas de rotor (26) sobre la base de las senales de carga medidas (3), las senales de carga (3) incluyen un momento de carga de direccion de batimiento,
    comprendiendo la turbina eolica un buje adaptado para portar el conjunto de palas de rotor (26), y comprendiendo el procedimiento las etapas de:
    - filtrado (18) del momento de carga de direccion de batimiento medido para obtener una senal 1P,
    - obtencion de valores de parametros mediante el calculo (20) de la amplitud y/o las desviaciones estandar de la senal 1P,
    - obtencion (24) de informacion con respecto a las condiciones del viento en el emplazamiento de la turbina eolica,
    - seleccion (25) de un conjunto de valores teoricos correspondientes a los valores esperados para las amplitudes y/o las desviaciones estandar de la senal 1P bajo las condiciones del viento dadas,
    - comparacion (22) los valores de los parametros obtenidos con los valores teoricos seleccionados, y
    sobre la base de dicha comparacion, evaluacion (22) del rendimiento del sistema para el control del paso, y determinacion de si el control individual de los angulos de paso de las palas de rotor en realidad compensa o no variaciones individuales en la carga sobre las palas de rotor de la manera y el alcance esperados.
  2. 2. Un procedimiento de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que la comparacion (22) de los valores de los parametros obtenidos con los valores teoricos seleccionados comprende determinar si una diferencia entre los valores de los parametros obtenidos y los valores teoricos seleccionados supera un valor umbral predefinido.
  3. 3. Un procedimiento de acuerdo con la reivindicacion 2, que comprende ademas la etapa de generar una senal de alarma en el caso de que la etapa de evaluacion revele que las diferencias entre los valores de los parametros obtenidos y los valores teoricos seleccionados superan un valor umbral predefinido.
  4. 4. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que los valores de los parametros son indicativos de al menos un momento de carga del buje de la turbina eolica y el al menos un momento de carga del buje de la turbina eolica comprende un momento de inclinacion del buje.
  5. 5. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que los valores de los parametros son indicativos de al menos un momento de carga del buje de la turbina eolica y el al menos un el momento de carga del buje de la turbina eolica comprende un momento de guinada del buje.
  6. 6. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la etapa de seleccionar un conjunto de valores teoricos comprende seleccionar (25) valores de una tabla de consulta.
  7. 7. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la etapa de seleccionar un conjunto de valores teoricos comprende seleccionar entre valores calculados teoricamente.
  8. 8. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la etapa de seleccionar un conjunto de valores teoricos comprende seleccionar entre valores obtenidos empmcamente.
  9. 9. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende ademas la etapa de almacenar (23) los valores de los parametros obtenidos en una base de datos.
  10. 10. Un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende ademas las etapas de:
    - filtrado (18) del momento de cargas de direccion de batimiento medido para obtener una senal 2P y/o senales de orden superior,
    - obtencion de valores de parametros mediante el calculo (20) de la amplitud y/o las desviaciones estandar de la senal 2P y/o senales de orden superior,
    - seleccion (25) de un conjunto de valores teoricos correspondientes a valores esperados para las amplitudes y/o las desviaciones estandar bajo las condiciones del viento dadas para la senal 2P y/o senales de orden superior,
    - comparacion (22) de los valores de los parametros obtenidos con los valores teoricos seleccionados para la
    senal 2P y/o senales de orden superior.
  11. 11. Un sistema de control para controlar el funcionamiento de un sistema de paso para una turbina eolica, estando adaptado el sistema de control para realizar el procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
    5 12. Una turbina eolica que comprende un buje adaptado para portar un conjunto de palas de rotor (26) y un sistema
    de control de acuerdo con la reivindicacion ll.
ES09779894.6T 2008-08-22 2009-06-23 Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso de un conjunto de palas de una turbina eólica Active ES2573333T3 (es)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US9092208P 2008-08-22 2008-08-22
DKPA200801153 2008-08-22
US90922P 2008-08-22
DK200801153 2008-08-22
PCT/EP2009/057820 WO2010020450A1 (en) 2008-08-22 2009-06-23 A method for evaluating performance of a system for controlling pitch of a set of blades of a wind turbine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2573333T3 true ES2573333T3 (es) 2016-06-07

Family

ID=41009904

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES09779894.6T Active ES2573333T3 (es) 2008-08-22 2009-06-23 Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso de un conjunto de palas de una turbina eólica

Country Status (4)

Country Link
US (1) US8880379B2 (es)
EP (1) EP2329331B1 (es)
ES (1) ES2573333T3 (es)
WO (1) WO2010020450A1 (es)

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012019609A1 (en) * 2010-08-12 2012-02-16 Vestas Wind Systems A/S Control of a wind power plant
US20120080881A1 (en) * 2010-10-05 2012-04-05 Vaibhav Srivastava System, device, and method for automated monitoring and operation of wind turbines
WO2012118549A1 (en) 2010-12-09 2012-09-07 Northern Power Systems, Inc. Systems for load reduction in a tower of an idled wind-power unit and methods thereof
EP2497946A1 (en) * 2011-03-09 2012-09-12 Siemens Aktiengesellschaft Method and arrangement for detecting a blade pitch angle misalignment of a rotor blade system of a wind turbine
ES2398020B1 (es) * 2011-03-17 2014-09-05 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Métodos y sistemas para aliviar las cargas producidas en los aerogeneradores por las asimetrías del viento.
ES2408246B1 (es) * 2011-12-15 2014-09-02 Acciona Windpower, S.A. Método de operación de un aerogenerador
US8890349B1 (en) * 2012-01-19 2014-11-18 Northern Power Systems, Inc. Load reduction system and method for a wind power unit
WO2013152767A1 (en) * 2012-04-11 2013-10-17 Kk-Electronic A/S Method for controlling a profile of a blade on a wind turbine
ES2644936T3 (es) * 2012-06-08 2017-12-01 Vestas Wind Systems A/S Método de funcionamiento de una turbina eólica así como un sistema adecuado para ello
US9726144B2 (en) * 2013-01-09 2017-08-08 General Electric Company Method for optimizing the operation of a wind turbine
ES2751687T3 (es) * 2013-10-07 2020-04-01 Vestas Wind Sys As Métodos y aparato para controlar turbinas eólicas
US20150132130A1 (en) * 2013-11-12 2015-05-14 NAB & Associates, Inc. Wind turbine noise and fatigue control
US9372201B2 (en) * 2014-03-31 2016-06-21 Alstom Renewable Technologies Yaw and pitch angles
US9784241B2 (en) * 2014-08-25 2017-10-10 General Electric Company System and method for controlling a wind turbine
CN104977923A (zh) * 2015-06-16 2015-10-14 黄染之 一种风电机组故障的检修方法
JP6405324B2 (ja) * 2016-01-29 2018-10-17 三菱重工業株式会社 風力発電装置及びその運転方法
CN105911976B (zh) * 2016-04-18 2018-09-07 中国神华能源股份有限公司 一种火电厂故障自动分析装置、方法及系统
EP3589835B1 (en) * 2017-03-01 2020-11-04 Vestas Wind Systems A/S Performance monitoring of a multi-rotor wind turbine system
EP3631199B1 (en) 2017-05-31 2024-04-10 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine yaw control system with improved wind direction tracking
ES2716774A1 (es) * 2017-12-14 2019-06-14 Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology SL Método de control de un aerogenerador y un aerogenerador que comprende unos medios de control configurados para llevar a cabo el método de control
CN108105030B (zh) * 2017-12-28 2019-10-18 中国船舶重工集团海装风电股份有限公司 一种基于风机传感器的偏航校准方法
WO2023193866A1 (en) * 2022-04-07 2023-10-12 Vestas Wind Systems A/S Controlling activation of individual pitch control of wind turbine rotor blades based on detected wind events

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10011393A1 (de) * 2000-03-09 2001-09-13 Tacke Windenergie Gmbh Regelungssystem für eine Windkraftanlage
DE10113039B4 (de) * 2001-03-17 2017-12-07 Aloys Wobben Windenergieanlage
US7322794B2 (en) * 2003-02-03 2008-01-29 General Electric Company Method and apparatus for condition-based monitoring of wind turbine components
US7822560B2 (en) * 2004-12-23 2010-10-26 General Electric Company Methods and apparatuses for wind turbine fatigue load measurement and assessment
US7351033B2 (en) * 2005-09-09 2008-04-01 Mcnerney Gerald Wind turbine load control method
WO2007053417A1 (en) * 2005-11-01 2007-05-10 Wms Gaming Inc. Powering devices in wagering game machines
US7914250B2 (en) * 2006-12-08 2011-03-29 General Electric Company Method and system for estimating life of a gearbox
EP2000667B1 (en) * 2007-06-04 2011-08-10 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for controlling load reduction for a wind turbine rotor

Also Published As

Publication number Publication date
EP2329331B1 (en) 2016-04-27
WO2010020450A1 (en) 2010-02-25
US8880379B2 (en) 2014-11-04
EP2329331A1 (en) 2011-06-08
US20110178771A1 (en) 2011-07-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2573333T3 (es) Un procedimiento para evaluar el rendimiento de un sistema de control de paso de un conjunto de palas de una turbina eólica
CN105408625B (zh) 基于叶片上测量的负荷和加速度的风力涡轮机的操作方法及装置
ES2549936T3 (es) Sistema y método para identificar la probabilidad de un impacto en torre en el que una pala de rotor impacta en la torre de una turbina eólica
ES2701707T3 (es) Procedimiento de funcionamiento de un aerogenerador y aerogenerador
DK2306005T3 (en) A method of reducing vibrations and wind turbine implementing the method
ES2879663T3 (es) Aerogenerador y procedimiento de funcionamiento de aerogenerador con zona de exclusión de velocidad de rotación
ES2764974T3 (es) Mejoras relacionadas con la determinación de desequilibrios del rotor en una turbina eólica
EP2530302B1 (en) Wind turbine and control method for controlling the same
KR101476986B1 (ko) 풍력 터빈용 제어 장치
US9874198B2 (en) Method of operating a wind turbine
ES2922170T3 (es) Método y sistema para controlar una turbina eólica para gestionar vibraciones de pala en sentido del borde
JP5857083B2 (ja) 荷重分配推測
GB2482661A (en) Upwind wind turbine with tower-mounted air pressure sensors
CN110023619A (zh) 风力涡轮机的控制方法
EP3394436B1 (en) Controlling wind turbines according to reliability estimates
WO2011134473A1 (en) A method and system for detecting angular deflection in a wind turbine blade or component
JP2014181706A (ja) 様々なセンサの位置を使用して荷重を決定すること
CN110352300A (zh) 多转子风力涡轮机系统的性能监测
US20120180314A1 (en) Composite shroud and methods for attaching the shroud to plural blades
JP6147335B2 (ja) 少なくとも１つの風力タービンブレードのピッチ角を制御するための方法
CN108368832A (zh) 用于操作风力涡轮机的方法和装置
BR112017004890B1 (pt) Método de cálculo de um perfil de deflexão de pá de uma pá de turbina eólica e sistema de monitoramento de deflexão de pá
BR112022012048B1 (pt) Controle de turbina eólica
US20210010457A1 (en) Method and system for controlling a wind turbine to manage edgewise blade vibrations
DK179264B1 (en) System and method for controlling yaw of a wind turbine