ES2616706T3 - Método y aparato para proteger turbinas eólicas de daños - Google Patents

Método y aparato para proteger turbinas eólicas de daños Download PDF

Info

Publication number
ES2616706T3
ES2616706T3 ES10805229.1T ES10805229T ES2616706T3 ES 2616706 T3 ES2616706 T3 ES 2616706T3 ES 10805229 T ES10805229 T ES 10805229T ES 2616706 T3 ES2616706 T3 ES 2616706T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
wind
extreme
wind turbine
turbine
conditions
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
ES10805229.1T
Other languages
English (en)
Inventor
Robert Bowyer
Christopher Spruce
Justin Creaby
Jens Jakob Wedel-Heinen
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 ES2616706T3 publication Critical patent/ES2616706T3/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
    • F03D7/04—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
    • 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
    • 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
    • F03D7/0204—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor for orientation in relation to wind direction
    • F03D7/0208—Orientating out of wind
    • F03D7/0212—Orientating out of wind the rotating axis remaining horizontal
    • 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
    • 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
    • F03D7/0256—Stall control
    • 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
    • F03D7/0264—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor for stopping; controlling in emergency situations
    • 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
    • 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
    • F05B2260/82—Forecasts
    • 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
    • F05B2270/32—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
    • F05B2270/321—Wind directions
    • 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
    • F05B2270/322—Control parameters, e.g. input parameters the detection or prediction of a wind gust
    • 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
    • F05B2270/804—Optical devices
    • F05B2270/8042—Lidar systems
    • 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

Abstract

Sistema de control para una turbina eólica, que comprende un dispositivo montado en la turbina eólica para detectar una propiedad de condiciones del viento en una posición en contra del viento de la turbina eólica, un corrector para corregir una salida del dispositivo de detección y proporcionar una salida corregida para tener en cuenta inducción axial y coherencia del viento, un detector para recibir y procesar la salida corregida para detectar condiciones de viento extremo en la posición en contra del viento de la turbina eólica y proporcionar una salida de activación de acción extrema tras la detección de las condiciones de viento extremo, y un controlador para generar una o más señales de control para variar un punto de referencia de funcionamiento de la turbina eólica hasta un valor fuera de un valor de funcionamiento normal tras recibir la activación de acción extrema.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
DESCRIPCION
Metodo y aparato para proteger turbinas eolicas de danos Campo de la invencion
Esta invencion se refiere a turbinas eolicas y mas espedficamente a la proteccion de turbinas eolicas del dano producido por condiciones excepcionales o de viento extremo.
Antecedentes de la invencion
Cuando se selecciona una turbina eolica para una ubicacion de funcionamiento dada, deben considerarse las caractensticas del sitio tales como las complejidades del terreno del sitio y las condiciones de viento normal. Las turbinas elegidas pueden hacerse funcionar idealmente a potencia nominal durante la mayor cantidad de tiempo posible. Sin embargo, en la practica, las velocidades del viento son variables y la turbina debe poder hacer frente a una amplia variedad de velocidades del viento. A velocidades del viento inferiores, la salida de potencia o bien sera cero, si hay viento insignificante, o bien por debajo de la potencia nominal. Una vez la velocidad del viento aumenta hasta por encima de lo requerido para la generacion de potencia nominal, la turbina se protegera del dano, por ejemplo, variando el paso de las palas para reducir la potencia extrafda del viento. En casos extremos, la turbina puede apagarse o dar guinadas fuera del viento para impedir un dano catastrofico. Sin embargo, un procedimiento de apagado o guinada de emergencia lleva tiempo, y en algunas circunstancias puede no ser capaz de impedir que se produzca un dano grave a los componentes de la turbina
Cuando se disenan turbinas eolicas, es deseable maximizar la longitud de las palas y en general minimizar el peso de los componentes. Sin embargo, este procedimiento es un equilibrio entre la reduccion en el coste de generar electricidad y la integridad de la turbina eolica; la turbina debe disenarse para poder soportar las condiciones mas intensas del viento al que se expondra.
Una condicion del viento parcialmente problematica es una rafaga extrema. Una rafaga de este tipo puede producirse solo una vez al ano o cada pocos anos, pero tiene el potencial de producir un dano grave a la turbina eolica. Un perfil de rafaga particular usado por los disenadores es la denominada rafaga de tipo “sombrero mejicano” en la que la velocidad del viento incidente disminuye justo antes de que la rafaga incida en la turbina. La disminucion en la velocidad se detecta en la turbina que puede ajustar el paso de las palas en respuesta a aumentar la potencia generada. Cuando la rafaga extrema incide entonces en el rotor de turbina, se ajusta el paso de las palas en un angulo inapropiado que aumenta enormemente la carga sobre las palas y por tanto la posibilidad de dano grave a los componentes de la turbina. La condicion de rafaga extrema de tipo sombrero mejicano se describe en la norma internacional IEC 64100-1, tercera edicion en S.6.3.2.2. La norma internacional IEC 61400-1 define una rafaga como un cambio temporal en la velocidad del viento (definiciones 3.20) y velocidad de viento extremo como el valor de la velocidad del viento superior, promediada con respecto a t s con una probabilidad anual de superar 1/N (“periodo de recurrencia”: N anos). Una nota a esta definicion establece que en la norma, se usan periodos de recurrencia de N=50 anos y N=1 ano e intervalos de tiempo promedio de t=3 y =10 min, sin embargo, la turbina se disena usando velocidades de viento extremo para casos de carga de diseno.
La seccion 6.3.2.2 define una rafaga operativa extrema (EOG) como:
La magnitud de la rafaga a la altura del cubo V'rafaga viene dada para las clases de turbina eolica convencionales por la siguiente relacion:
Vrafaga = \ 1,35(Vg1 ~ Vcubo X3,3
a
1 + 0,1
f D ^
V
V A1 JJ
donde
a1 es el valor representativo de la desviacion estandar de la turbulencia;
A1 es el parametro de escala de la turbulencia;
D es el diametro del rotor.
Otras condiciones extremas que deben tener en cuenta los disenadores de turbinas eolicas incluyen cambios extremos en la direccion del viento, cizalladura de viento extremo, turbulencia extrema y una rafaga coherente extrema con cambio de direccion.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
Debido a la necesidad de disenar turbinas eolicas que sobrevivan a estas condiciones extremas, las turbinas son efectivamente demasiado complejas para las condiciones de funcionamiento normales. Se ha apreciado que si pudieran mitigarse los efectos de estas condiciones de funcionamiento extremas, se reducina en particular la cantidad de material usado en las palas de turbina disminuyendo los costes de fabricacion. Alternativamente, las palas podnan hacerse mas grandes lo que podna aumentar la captura de energfa a velocidades del viento bajas y permitir que se logre una mayor potencia nominal.
Sumario de la invencion
Segun la invencion, se proporciona un sistema de control para una turbina eolica, que comprende un dispositivo montado en la turbina eolica para detectar una propiedad de condiciones del viento en una posicion en contra del viento de la turbina eolica, un detector para recibir y procesar senales procedentes del dispositivo de deteccion para detectar condiciones de viento extremo en la posicion en contra del viento de la turbina eolica y proporcionar una salida, un corrector para procesar una salida del dispositivo de deteccion y corregir la salida para tener en cuenta la induccion axial y/o la coherencia del viento, y un controlador para generar una o mas senales de control en respuesta a la salida corregida del dispositivo de deteccion para variar un punto de referencia de funcionamiento de la turbina eolica hasta un valor fuera de un valor de funcionamiento normal en respuesta a la deteccion de la condicion de viento extremo.
La invencion tambien proporciona un metodo de control de una turbina eolica, que comprende detectar un parametro de condiciones del viento en una posicion en contra del viento de la turbina usando un dispositivo de deteccion montado en la turbina eolica, recibir y procesar senales de salida procedentes del dispositivo de deteccion en un detector para detectar una condicion de viento extremo en la posicion en contra del viento de la turbina eolica, comprendiendo el procesamiento corregir la senal de salida para tener en cuenta la induccion axial y/o la coherencia del viento, y generar una o mas senales de control en un controlador para variar un punto de referencia de funcionamiento de la turbina eolica hasta un valor fuera de un valor de funcionamiento normal en respuesta a la deteccion de la condicion de viento extremo.
Las realizaciones de la invencion permiten que una turbina eolica detecte condiciones de viento extremo con suficiente antelacion como para que pueda emprenderse una accion evasiva antes de que las condiciones extremas lleguen a la turbina eolica. Esto permite que se mitiguen los efectos potencialmente catastroficos de las condiciones extremas. Los datos reunidos por el dispositivo de deteccion se corrigen para tener en cuenta la induccion axial y/o la coherencia del viento. Esto se facilita preferiblemente mediante el uso de un dispositivo de deteccion de compuerta de seleccion multiple que detecta condiciones en una pluralidad de posiciones. Tanto la correccion para induccion axial como para coherencia del viento tienen la ventaja de que la deteccion de eventos extremos es mas precisa, evitando la accion evasiva innecesaria que da como resultado una perdida de generacion de potencia, por tanto solo deben emprenderse cuando es absolutamente necesario. Puesto que las realizaciones de la invencion tienen la ventaja de mitigar los efectos de condiciones de viento extremo, los componentes de la turbina eolica tales como las palas no tienen que disenarse para soportar todo el efecto de las condiciones de viento extremo. Como resultado, las palas y otros componentes pueden ser mas ligeros, con menos material, reduciendo asf los costes de fabricacion. Alternativamente, para una instalacion dada, pueden usarse palas grandes, permitiendo que se extraiga mas energfa del viento.
Preferiblemente, el detector detecta uno o mas de velocidad de viento extremo, rafagas de viento extremo, turbulencia extrema, cambio extremo de direccion del viento y cizalladura de viento extremo. La accion evasiva emprendida en respuesta a la deteccion dependera de que condicion extrema, o de que combinacion de condiciones extremas, se detecte y de su gravedad.
Preferiblemente, el dispositivo de deteccion detecta una propiedad de condiciones del viento en una pluralidad de posiciones en contra del viento de la turbina eolica y preferiblemente en posiciones entre 0,5 y 3 diametros de rotor delante de la turbina eolica. El dispositivo de deteccion puede montarse en la gondola de la turbina, en la torre, en el cubo o en palas individuales. Puede usarse un unico dispositivo montado en una pala o pueden usarse multiples dispositivos en una pala. Pueden usarse uno o mas dispositivos en mas de una pala.
Las senales de control generadas por el controlador en respuesta a la deteccion de un evento extremo pueden comprender una senal de guinada y/o una senal de potencia. La senal de potencia puede comprender una instruccion de apagado del generador, una instruccion de ajuste de paso de pala del rotor, una instruccion de salida de potencia del generador y/o una instruccion de lfmite de empuje.
Preferiblemente, el valor de la una o mas senales de control se determina con referencia a los valores existentes de los parametros que van a controlarse.
Preferiblemente el dispositivo de deteccion es un anemometro Doppler, tal como un anemometro laser Doppler. Un Lidar es un dispositivo de deteccion preferido.
La invencion tambien se refiere a una turbina eolica que tiene un sistema de control tal como se definio anteriormente.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
Ahora se describiran realizaciones de la invencion, a modo de ejemplo unicamente, y con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
la figura 1 es una vista de extremo de una turbina eolica;
la figura 2 es una vista lateral de la turbina eolica de la figura 1 mostrandose las palas solo parcialmente; y
la figura 3 es una vista esquematica de un controlador para la turbina eolica de las figuras 1 y 2.
Las figuras 1 y 2 ilustran una turbina eolica 1 que realiza la invencion que comprende una torre 2, una gondola 3 que aloja un generador (no mostrado) y un rotor 14 que porta tres palas de rotor 5. Parte de la torre y parte de las palas se omiten en la figura 2 por motivos de claridad. Un buje 4 esta montado en el cubo de rotor y un anemometro de cazoletas 6 y un sensor de viento ultrasonico 7 estan dispuestos sobre la superficie superior de la gondola 3. Aunque los rotores de turbina eolica mas comerciales tienen tres palas, el numero de palas puede ser diferente.
Un dispositivo de deteccion 10 tambien esta montado en la turbina eolica. El dispositivo de deteccion detecta una o mas propiedades del viento en una posicion delante de o en contra del viento de la turbina eolica. El dispositivo de deteccion puede ser un dispositivo de medicion de la velocidad del viento sencillo, pero un dispositivo preferido es un anemometro Doppler. Este dispositivo es preferiblemente un anemometro laser Doppler tal como un Lidar, aunque pueden usarse otros tipos de anemometro Doppler tal como un SODAR o RADAR. En la siguiente descripcion se usa un Lidar como el dispositivo preferido. En algunas realizaciones mas sencillas puede usarse un dispositivo de anemometro que no usa el efecto Doppler. El Lidar se muestra en las figuras 1 y 2 montado en la superficie superior de la gondola, pero su posicion puede variar. Por ejemplo, puede montarse en la torre, en la parte inferior de la gondola, en el buje o incluso en las palas. En este ultimo caso, puede montarse un Lidar independiente en cada pala o un unico Lidar en solo una o dos de las palas. Una pala puede tener mas de un Lidar.
Se conoce el uso de Lidar para controlar el funcionamiento de una turbina eolica en condiciones de funcionamiento normales, por ejemplo, del documento US 6.320.272 de Lading et al. Este documento ensena el uso de un sistema de medicion laser de la velocidad del viento tal como un Lidar (Light Deteccion and Ranging, radar optico) montado en la gondola. El Lidar funciona emitiendo un haz de laser delante de la turbina eolica para medir condiciones a una distancia delante de la turbina eolica. El Lidar funciona de una manera conocida o bien detectando moleculas de aire o bien detectando partfculas atrapadas en la corriente de aire y calculando informacion sobre el flujo de aire a partir de estas mediciones. Esta informacion puede incluir la velocidad y la direccion del viento y la cizalladura del viento en las direcciones vertical y horizontal, aunque los parametros que pueden calcularse dependeran de la complejidad del Lidar usado. En los usos conocidos del Lidar, pueden controlarse los parametros de funcionamiento de la turbina eolica para optimizar la cantidad de energfa que puede extraerse del viento.
En realizaciones de la presente invencion, se usa el Lidar conjuntamente con el sistema controlador para detectar una condicion de entrada de viento extremo, tal como una rafaga, que o bien requiere que la turbina eolica se someta a un apagado de emergencia o bien que se “sumerja” en el viento de manera que la rafaga no dane la turbina. Esto ultimo puede incluir ajustar el paso de las palas a una posicion extrema de manera que se minimice la carga sobre las palas. Esto tambien puede incluir, adicional o alternativamente, someter a una guinada rapida para mover el rotor fuera del viento. La primera opcion puede incluir desconectar el generador de la turbina de la red de distribucion electrica. Esta accion contrasta con la tecnica anterior que busca realizar pequenos ajustes de optimizacion en puntos de referencia del sistema para optimizar el rendimiento.
Las condiciones de viento extremo se definen en la norma IEC 61400-1 como eventos de cizalladura del viento por encima de una determinada magnitud, velocidades del viento maximas debidas a tormentas y cambios rapidos en la velocidad y la direccion del viento. Normalmente son eventos que se producen muy rara vez, por ejemplo de promedio una vez al ano.
En una realizacion sencilla de la invencion, el Lidar detecta una rafaga coherente extrema a aproximadamente 0,5 - 3 diametros de rotor aguas arriba del rotor. Para un rotor de 100 m de diametro, esto es aproximadamente 50 - 300 m y para una rafaga de 30 m/s, equivale a un aviso previo de 1,6 - 10 s de la rafaga. Esta distancia no es fija, pero necesita estar suficientemente lejos delante de la turbina eolica para permitir que la turbina eolica emprenda la accion evasiva cuando se requiere. El lfmite de la distancia estara regido por la potencia y la calidad del Lidar.
En el caso sencillo de deteccion de rafaga coherente, el Lidar puede ser una unidad de tipo simple observacion que tiene una unica unidad de medicion laser que envfa un unico haz de laser aguas arriba de la turbina. Sin embargo, se prefiere que se usen una pluralidad de unidades de medicion laser, por ejemplo prefiriendose detectar una rafaga extrema. Esta redundancia es deseable ya que la deteccion de un evento extremo es un evento de seguridad cntico y la redundancia protege contra el fallo de una o mas las unidades de medicion laser. Por el mismo motivo se prefiere que las unidades de medicion laser tengan cada una sus propias lmeas de suministro electrico separadas ffsicamente para diferentes fuentes de suministro electrico dentro de la turbina. Si no se proporcionan suministros electricos individuales, entonces al menos deben estar presentes dos suministros.
El Lidar puede detectar una rafaga extrema varios segundos antes de que llegue a la turbina eolica. Esto da tiempo suficiente para que el controlador de la turbina comience el apagado o emprenda otra accion evasiva. El controlador,
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
basandose en datos recibidos del Lidar, puede reiniciar entonces la turbina una vez que ha pasado la rafaga.
Por tanto, el Lidar se usa en este supuesto sencillo para evitar la carga extrema de los componentes de la turbina producida por rafagas extremas. Como resultado, no es necesario que los componentes de la turbina se disenen para soportar tales cargas altas y pueden realizarse mas ligeros o mas grandes para aumentar la captura de energfa a velocidades del viento inferiores.
Cuando el Lidar detecta que la rafaga extrema no es suficientemente grave como para requerir un apagado total, el controlador puede reducir la velocidad de rotacion del rotor y reducir el par de torsion a traves de una senal de demanda de corriente del generador antes de que la rafaga alcance el rotor. Esto tiene la ventaja de que puede reanudarse el funcionamiento normal mas rapidamente que en el ejemplo anterior. Se apreciara que el movimiento del punto de referencia del generador es significativo y mucho mayor que el que se aplicana para optimizar el rendimiento en condiciones normales. Por tanto, en respuesta a la deteccion de una rafaga extrema, el controlador puede ajustar un punto de referencia de demanda de corriente del generador a un valor que no apague la turbina eolica pero que esta fuera de las condiciones de funcionamiento normales para el generador.
En una realizacion mas compleja, el controlador puede proteger la turbina eolica frente a tanto rafagas extremas como cambios de direccion de viento extremo. Esto requiere un Lidar mas complejo ya que debe detectar tanto la direccion como la velocidad, aunque por lo demas es similar a la disposicion descrita anteriormente que requiere solo un Lidar de tipo observacion frontal. La redundancia y los controles son ambos tal como se describio anteriormente. En todas las realizaciones de la invencion, puesto que la rafaga u otra deteccion de evento extremo es un evento de seguridad cntico, la turbina debe tener un modo seguro que pueda aparecer por defecto si falla el Lidar.
En realizaciones mas complejas, el Lidar puede detectar la velocidad, la direccion, la cizalladura vertical y una cizalladura horizontal del viento. La capacidad para detectar todos estos parametros requiere un Lidar mas complejo que el de tipo sencillo de observacion frontal de las realizaciones anteriores. Un Lidar adecuado es un Lidar de barrido que usa una unica o preferiblemente multiples unidades de medicion laser que tienen cada una, una direccion de observacion inclinada con respecto al eje de rotacion del rotor de turbina. Puede usarse una unica unidad con multiples lentes para generar multiples haces. Cuando el Lidar se monta en el cubo de rotor, estos haces describiran cada uno un drculo que permite un mapa bidimensional del campo eolico que va a construirse. Un ejemplo de este tipo de Lidar se describe en el documento US-A-7.281.891. Alternativamente, cuando el Lidar se monta en un componente estatico de la turbina eolica, el Lidar puede dotarse de un mecanismo de exploracion tal como un espejo rotatorio para permitir que el haz o los haces exploren el campo eolico. Este tipo de dispositivo Lidar tambien se conoce.
Preferiblemente, el Lidar medira las condiciones del viento en una pluralidad de distancias delante de la turbina eolica. Tambien se conoce en la tecnica un Lidar de compuerta de seleccion multiple. Son deseables multiples mediciones de distancia ya que el frente de viento que se aproxima a la turbina eolica variara y se desarrollara.
Ademas de medir las condiciones del viento a varias distancias, tambien es deseable, aunque no esencial, corregir los datos obtenidos del Lidar para tener en cuenta la induccion axial y la coherencia del viento. Aunque estas correcciones no son esenciales, se prefiere realizar la correccion, ya que un fallo puede dar como resultado que una rafaga se identifique como extrema cuando no lo es y que se emprenda una accion evasiva innecesaria. Esto da como resultado una perdida innecesaria de produccion y una perdida economica para el operador.
Se produce induccion axial delante del rotor y se produce por una acumulacion de presion delante del rotor producida por el rotor. Esto tiende a ralentizar el flujo de aire a traves del rotor y extiende el flujo de aire radialmente hacia el exterior.
Se requiere correccion de la coherencia del viento ya que la naturaleza turbulenta del viento hace que el flujo de aire cambie cuando se mueve de un punto a otro. Por tanto, una rafaga detectada en una compuerta de seleccion distante puede cambiar drasticamente en el momento que la rafaga alcanza la turbina eolica. Las correcciones de coherencia pueden basarse en datos y modelos acumulados a partir de multiples mediciones de compuerta de seleccion y pueden ser espedficas para una turbina eolica dada ya que las condiciones locales tales como el terreno pueden afectar a la coherencia local.
Un controlador que implementa estas correcciones se ilustra en la figura 3. El campo eolico se ilustra en 20 y se detecta por el Lidar 30 que emite, en multiples intervalos, mediciones de la velocidad del viento 32, la direccion del viento 34, la cizalladura vertical 36 y la cizalladura horizontal 38. Estos valores se corrigen por el controlador en primer lugar para la induccion axial en 40 y luego para la coherencia en 42 aunque el orden de correccion no es importante. Entonces se convierten las mediciones corregidas en una senal de tiempo en 44 aplicando una funcion de transferencia de la distancia con respecto al tiempo para proporcionar senales de Lidar corregidas que proporcionan una entrada a una unidad de deteccion de evento extremo 46. Esta unidad procesa las senales del Lidar y si se detecta un evento extremo que dana como resultado una carga extrema, la unidad puede emitir un evento de activacion de accion extrema. La unidad de deteccion de evento extremo puede detectar una velocidad de viento extremo 48, rafaga operativa extrema 50, turbulencia extrema 52, cambio de direccion extremo 54 y
5
10
15
20
25
30
35
40
45
cizalladura de viento extremo 56 y emitir una senal de activacion en una salida respectiva tal como se muestra en la figura 3. Las activaciones de salida extrema forman entradas para una unidad de accion de evento extremo 60 que envfa instrucciones a la turbina para que emprenda la accion evasiva apropiada dependiendo de la entrada de activacion extrema. Un evento dado puede generar una o mas activaciones y la unidad de accion extrema determina que accion emprender basandose en el tipo y el numero de activaciones. Cada condicion extrema, combinacion de condiciones extremas y nivel de extremidad de cada condicion tiene un curso de accion predeterminado. Esto puede almacenarse, por ejemplo, como una tabla de consulta dentro de la unidad de accion de evento extremo 60.
La unidad de accion de evento extremo emite uno o ambos de una instruccion de angulo de guinada 64 o una peticion de nivel de potencia 62. Las senales de peticion se envfan como senales de nivel de potencia de evento extremo y de angulos de guinada de evento extremo a una unidad de control de produccion 70 que tambien recibe como entrada senales de realimentacion de la turbina 72 procedentes de la turbina eolica y genera como salidas senales de control del sistema que se aplican a la turbina eolica 80 para controlar los parametros de la turbina eolica.
La senal de angulo de guinada desarrollada por la unidad de accion de evento extremo 60, cuando se aplica a una senal de control por la unidad de control de produccion hace que el accionamiento de guinada de la turbina eolica mueva el rotor fuera del viento. La senal de control se ha desarrollado en respuesta a la deteccion previa de un evento extremo y hay tiempo suficiente para que el accionamiento de guinada de la turbina eolica mueva el rotor fuera de la trayectoria del viento que se aproxima antes de que llegue a la turbina, de modo que se minimiza la carga sobre el rotor producida por el acontecimiento extremo y se minimiza el dano.
La senal de control del nivel de potencia desarrollada por la unidad de accion de evento extremo 60 hara que el nivel de potencia del generador cambie desde su punto de referencia de funcionamiento normal hasta un nivel por debajo de las condiciones de funcionamiento normales. La senal de peticion de nivel de potencia enviada dependera de la naturaleza y la gravedad del evento extremo y puede incluir una instruccion de apagado del generador en respuesta a la cual el controlador realiza un apagado de emergencia. Esto puede implicar abrir los contactos del generador e impedir la generacion de energfa, desconectando asf el generador de la red electrica a la que esta unido.
Alternativamente, el perfil de nivel de potencia enviado a la unidad de control de produccion 70 puede comprender una referencia de paso que proporciona un nuevo punto de referencia para que las palas del rotor se muevan de modo que la carga sobre las palas se reduce cuando el evento extremo alcanza la turbina eolica. Un tercer nivel de potencia proporciona una senal de referencia de potencia nueva para reducir la potencia generada por el generador; y un cuarto nivel de potencia es una senal de lfmite de empuje. Ha de entenderse que esto no es una lista exhaustiva de respuestas a la deteccion de un evento extremo y que el controlador responde a la deteccion de un evento extremo emprendiendo la accion apropiada para minimizar o evitar el dano a los componentes de la turbina eolica.
Aunque en algunos eventos extremos es esencial el apagado del generador, se prefiere emprender una accion menos drastica si es posible, ya que la accion puede revertirse mas rapidamente cuando las senales recibidas del Lidar indican que el evento extremo ha pasado y que pueden reanudarse los puntos de referencia de funcionamiento normal.
Las realizaciones de la invencion tienen la ventaja de que puede evitarse o minimizarse el dano a los componentes de la turbina eolica producido por eventos extremos mediante la deteccion con antelacion del evento, seguido por la accion evasiva que puede emprenderse antes de que el evento extremo llegue a la turbina eolica. Como resultado, no es necesario que los componentes de la turbina eolica, en particular las palas, se disenen para soportar todo el impacto de los eventos extremos y por tanto pueden realizarse usando menos material o mas grandes.
Son posibles diversas modificaciones a las realizaciones descritas y se les ocurriran a los expertos en la tecnica sin apartarse de la invencion que se define por las reivindicaciones siguientes.

Claims (10)

  1. 1.
    10
  2. 2.
    15
  3. 3.
  4. 4.
    20
  5. 5.
  6. 6.
    25
  7. 7.
    30 8.
  8. 9.
  9. 10.
    35
    40
  10. 11.
    REIVINDICACIONES
    Sistema de control para una turbina eolica, que comprende
    un dispositivo montado en la turbina eolica para detectar una propiedad de condiciones del viento en una posicion en contra del viento de la turbina eolica,
    un corrector para corregir una salida del dispositivo de deteccion y proporcionar una salida corregida para tener en cuenta induccion axial y coherencia del viento,
    un detector para recibir y procesar la salida corregida para detectar condiciones de viento extremo en la posicion en contra del viento de la turbina eolica y proporcionar una salida de activacion de accion extrema tras la deteccion de las condiciones de viento extremo, y
    un controlador para generar una o mas senales de control para variar un punto de referencia de funcionamiento de la turbina eolica hasta un valor fuera de un valor de funcionamiento normal tras recibir la activacion de accion extrema.
    Sistema de control segun la reivindicacion 1, en el que el detector detecta uno o mas de velocidad de viento extremo, rafaga de viento extremo, turbulencia extrema, cambio extremo de direccion del viento y cizalladura de viento extremo.
    Sistema de control segun la reivindicacion 1 o 2, en el que el dispositivo de deteccion mide condiciones del viento en una pluralidad de posiciones en contra del viento de la turbina eolica.
    Sistema de control segun la reivindicacion 1, 2 o 3, en el que el dispositivo de deteccion esta montado en la gondola de turbina eolica, en la torre de turbina eolica, en una pala del rotor de turbina eolica o en el cubo de rotor de turbina eolica.
    Sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior, en el que el dispositivo de deteccion detecta condiciones del viento en una posicion entre 0,5 y 3 diametros de rotor en contra del viento de la turbina eolica.
    Sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior, en el que la una o mas senales de control comprenden una senal de guinada, una senal de nivel de potencia, una instruccion de apagado del generador, una instruccion de paso de pala del rotor, una instruccion de salida de potencia del generador o una instruccion de lfmite de empuje.
    Sistema de control segun la reivindicacion 6, en el que el valor de la una o mas senales de control se determina con referencia a valores existentes de los parametros que van a controlarse.
    Sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior, en el que el dispositivo de deteccion es un anemometro Doppler o un Lidar.
    Turbina eolica que incluye un sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior.
    Metodo de control de una turbina eolica, que comprende
    detectar un parametro de condiciones del viento en una posicion en contra del viento de la turbina usando un dispositivo de deteccion montado en la turbina eolica,
    corregir una salida del dispositivo de deteccion y proporcionar una salida corregida para tener en cuenta la induccion axial y la coherencia del viento,
    recibir y procesar la salida corregida para detectar una condicion de viento extremo en la posicion en contra del viento de la turbina eolica y proporcionar una activacion de accion extrema, y
    generar una o mas senales de control en un controlador para variar un punto de referencia de funcionamiento de la turbina eolica hasta un valor fuera de un valor de funcionamiento normal tras recibir la activacion de accion extrema.
    Metodo segun la reivindicacion 10, en el que el detector detecta uno o mas de velocidad de viento extremo, rafaga de viento extremo, turbulencia extrema, cambio extremo de direccion del viento y cizalladura de viento extremo.
    Metodo segun la reivindicacion 10 u 11, en el que el dispositivo de deteccion detecta condiciones del viento en una pluralidad de posiciones en contra del viento de la turbina eolica.
ES10805229.1T 2009-12-23 2010-12-21 Método y aparato para proteger turbinas eólicas de daños Active ES2616706T3 (es)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US289872P 2001-05-09
US28987209P 2009-12-23 2009-12-23
GB0922601 2009-12-23
GB0922601A GB2476507A (en) 2009-12-23 2009-12-23 Method And Apparatus For Protecting Wind Turbines From Gust Damage
PCT/EP2010/070443 WO2011076818A2 (en) 2009-12-23 2010-12-21 Method and apparatus for protecting wind turbines from damage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2616706T3 true ES2616706T3 (es) 2017-06-14

Family

ID=41716942

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES10805229.1T Active ES2616706T3 (es) 2009-12-23 2010-12-21 Método y aparato para proteger turbinas eólicas de daños

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8907511B2 (es)
EP (1) EP2516852B1 (es)
CN (1) CN102782315B (es)
ES (1) ES2616706T3 (es)
GB (1) GB2476507A (es)
WO (1) WO2011076818A2 (es)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10746901B2 (en) * 2008-06-12 2020-08-18 Ophir Corporation Systems and methods for predicting arrival of wind event at aeromechanical apparatus
JP4995209B2 (ja) * 2009-01-05 2012-08-08 三菱重工業株式会社 風力発電装置及び風力発電装置の風向推定方法
GB2476316B (en) 2009-12-21 2014-07-16 Vestas Wind Sys As A wind turbine having a control method and controller for predictive control of a wind turbine generator
GB2476506A (en) 2009-12-23 2011-06-29 Vestas Wind Sys As Method And Apparatus Protecting Wind Turbines From Low Cycle Fatigue Damage
GB2481789A (en) * 2010-06-30 2012-01-11 Vestas Wind Sys As Reducing yaw error in wind turbines
GB2487715A (en) * 2011-01-18 2012-08-08 Vestas Wind Sys As Method and apparatus for protecting wind turbines from extreme wind direction changes
US9188104B2 (en) * 2011-06-30 2015-11-17 Vestas Wind Systems A/S System and method for controlling power output from a wind turbine or wind power plant
US9234506B2 (en) * 2011-10-14 2016-01-12 Vestas Wind Systems A/S Estimation of wind properties using a light detection and ranging device
US9644610B2 (en) * 2011-12-06 2017-05-09 Vestas Wind Systems A/S Warning a wind turbine generator in a wind park of an extreme wind event
CN104321527B (zh) * 2012-05-18 2017-07-07 罗蒙温德股份公司 用于控制至少一个风力涡轮机叶片的桨距角的方法
US9551321B2 (en) 2013-06-26 2017-01-24 General Electric Company System and method for controlling a wind turbine
US9605558B2 (en) 2013-08-20 2017-03-28 General Electric Company System and method for preventing excessive loading on a wind turbine
US10221834B2 (en) 2013-09-05 2019-03-05 Vestas Wind Systems A/S Safety system for a wind turbine
US9624905B2 (en) 2013-09-20 2017-04-18 General Electric Company System and method for preventing excessive loading on a wind turbine
WO2015058209A1 (en) 2013-10-18 2015-04-23 Tramontane Technologies, Inc. Amplified optical circuit
DK3080444T3 (da) 2013-12-09 2022-06-13 Gen Electric System og fremgangsmåde til reducering af oscillationsbelastninger af vindmølle
US9631606B2 (en) 2014-04-14 2017-04-25 General Electric Company System and method for thrust-speed control of a wind turbine
US10036692B2 (en) 2014-11-13 2018-07-31 General Electric Company System and method for estimating rotor blade loads of a wind turbine
WO2016128005A1 (en) 2015-02-12 2016-08-18 Vestas Wind Systems A/S Control system for wind turbine having multiple rotors arranged to control support arm orientation
US9863402B2 (en) 2015-02-13 2018-01-09 General Electric Company System and method for operating a wind turbine based on rotor blade margin
CN105156272B (zh) * 2015-09-16 2018-04-17 国电联合动力技术有限公司 一种风力发电机组湍流风况控制方法
JP6421134B2 (ja) 2016-01-29 2018-11-07 三菱重工業株式会社 風力発電装置及びその運転方法
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
US20180003154A1 (en) * 2016-06-30 2018-01-04 General Electric Company Methods and systems for feedforward control of wind turbines
US10539116B2 (en) * 2016-07-13 2020-01-21 General Electric Company Systems and methods to correct induction for LIDAR-assisted wind turbine control
US9926912B2 (en) 2016-08-30 2018-03-27 General Electric Company System and method for estimating wind coherence and controlling wind turbine based on same
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
CN109944749B (zh) * 2017-12-21 2020-10-09 北京金风科创风电设备有限公司 极端湍流的识别方法、装置、设备及计算机可读存储介质
US10808681B2 (en) 2018-01-23 2020-10-20 General Electric Company Twist correction factor for aerodynamic performance map used in wind turbine control
US10778112B2 (en) 2018-04-04 2020-09-15 General Electric Company DFIG converter with active filter
DE102018108858A1 (de) * 2018-04-13 2019-10-17 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlage, Windpark sowie Verfahren zum Regeln einer Windenergieanlage und eines Windparks
US11261845B2 (en) 2018-07-26 2022-03-01 General Electric Company System and method for protecting wind turbines during extreme wind direction change
US11319926B2 (en) 2018-10-22 2022-05-03 General Electric Company System and method for protecting wind turbines from extreme and fatigue loads
EP3680479B1 (en) * 2019-01-08 2021-06-09 Nordex Energy SE & Co. KG Method for operating a wind turbine
US11736056B2 (en) 2019-05-30 2023-08-22 General Electric Company System and method for controlling harmonics in a renewable energy power system
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

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5155375A (en) 1991-09-19 1992-10-13 U.S. Windpower, Inc. Speed control system for a variable speed wind turbine
WO1998042980A1 (en) 1997-03-26 1998-10-01 Forskningscenter Risø A wind turbine with a wind velocity measurement system
DE10033183C2 (de) 2000-07-07 2002-08-08 Max Planck Gesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung und Vorhersage von Strömungsparametern turbulenter Medien
GB2398841A (en) * 2003-02-28 2004-09-01 Qinetiq Ltd Wind turbine control having a Lidar wind speed measurement apparatus
JP4626265B2 (ja) * 2004-10-28 2011-02-02 東京電力株式会社 風力発電装置、風力発電装置の制御方法およびコンピュータプログラム
DE102005045516A1 (de) 2005-09-22 2007-03-29 Daubner & Stommel GbR Bau-Werk-Planung (vertretungsberechtigter Gesellschafter: Matthias Stommel, 27777 Ganderkesee) Verfahren zur Anpassung einer Windenergieanlage an gegebene Windverhältnisse
US7342323B2 (en) * 2005-09-30 2008-03-11 General Electric Company System and method for upwind speed based control of a wind turbine
ES2418368T3 (es) 2005-10-17 2013-08-13 Vestas Wind Systems A/S Pala de turbina eólica con perfil aerodinámico variable
ES2288121B1 (es) * 2006-05-31 2008-10-16 GAMESA INNOVATION & TECHNOLOGY, S.L. Metodo de operacion de un aerogenerador.
JP4470933B2 (ja) * 2006-09-08 2010-06-02 祥人 平田 任意の観測地点数に対応した風況予測制御による地域型風力発電システム
EP1911968A1 (en) * 2006-10-10 2008-04-16 Ecotecnia Energias Renovables S.L. Control system for a wind turbine and method of controlling said wind turbine
US7950901B2 (en) * 2007-08-13 2011-05-31 General Electric Company System and method for loads reduction in a horizontal-axis wind turbine using upwind information
DK2110551T4 (da) 2008-04-15 2019-05-13 Siemens Ag Fremgangsmåde og indretning til prognose-baseret vindmøllestyring
GB2476316B (en) 2009-12-21 2014-07-16 Vestas Wind Sys As A wind turbine having a control method and controller for predictive control of a wind turbine generator
GB2476506A (en) 2009-12-23 2011-06-29 Vestas Wind Sys As Method And Apparatus Protecting Wind Turbines From Low Cycle Fatigue Damage

Also Published As

Publication number Publication date
EP2516852A2 (en) 2012-10-31
GB0922601D0 (en) 2010-02-10
EP2516852B1 (en) 2017-01-25
US8907511B2 (en) 2014-12-09
GB2476507A (en) 2011-06-29
WO2011076818A3 (en) 2011-12-15
CN102782315B (zh) 2015-09-09
WO2011076818A2 (en) 2011-06-30
US20130033040A1 (en) 2013-02-07
CN102782315A (zh) 2012-11-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2616706T3 (es) Método y aparato para proteger turbinas eólicas de daños
ES2587854T3 (es) Sistema y método para el control de la salida de potencia de una turbina eólica o una planta de generación eólica
US8622698B2 (en) Rotor-sector based control of wind turbines
US8928164B2 (en) Method and apparatus for protecting wind turbines from fatigue damage
ES2681024T3 (es) Aerogenerador y procedimiento para el control de un aerogenerador o de un parque eólico
ES2573326T3 (es) Sistema y procedimiento para la reducción de las cargas en una turbina eólica de eje horizontal que utiliza barlovento
ES2623028T3 (es) Aparato y método para reducir el error de guiñada en turbinas eólicas
ES2569235T3 (es) Método de control para una turbina eólica
CA2916479C (en) Turbine fluid velocity field measurement
ES2670797T3 (es) Parque eólico, procedimiento de control del mismo y unidad de generación de energía eólica
ES2626910T3 (es) Pala de turbina eólica dotada de sistema de medición óptico de la velocidad del viento
ES2546984T3 (es) Control de turbinas eólicas en un parque eólico
US9217415B2 (en) Estimation of wind properties using a light detection and ranging device
ES2604334T3 (es) Un método para la guiñada de un rotor de una turbina eólica
ES2947764T3 (es) Una turbina eólica con prevención de entrada en pérdida del rotor
JP2008303883A (ja) 音波気象探知機を有する風力エネルギータービン用早期警戒システム
ES2865054T3 (es) Sistema de control, parque eólico y procedimientos de optimización del funcionamiento de una turbina eólica
ES2880698T3 (es) Factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico usado en el control de turbinas eólicas
ES2957486T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica en base a una desviación de pitch colectivo
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
ES2763074T3 (es) Control para una turbina eólica
KR101656478B1 (ko) 풍력발전기
KR20190092558A (ko) 풍력 발전 설비의 제어 방법
US11415110B2 (en) Wind turbine blade, a method of controlling a wind turbine, a control system, and a wind turbine
US20210262448A1 (en) A wind turbine blade, a method of controlling a wind turbine, a control system, and a wind turbine