ES2837898T3 - Procedimiento para determinar la dinámica de carga de un parque eólico - Google Patents

Procedimiento para determinar la dinámica de carga de un parque eólico Download PDF

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Abstract

Procedimiento para determinar la dinámica de carga de un parque eólico (1) en efecto retroactivo del viento, en el que el parque eólico (1) presenta un tren de propulsión (10) que comprende los componentes giratorios que transmiten la energía del rotor (3) al generador (9), caracterizado por los pasos: a) determinar la potencia de aceleración instantánea (Paceleración) que conduce a la aceleración del tren de propulsión (10) a partir de la velocidad de rotación medida (ω) del tren de propulsión (10); b) determinar la potencia (Ptransmitida) que actualmente transmite el tren de propulsión (10); y c) determinar la dinámica de carga como un gradiente (d/dt) de la suma de la potencia de aceleración actual (Paceleración) y la potencia transmitida (Ptransmitida) actual.

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento para determinar la dinámica de carga de un parque eólico
La invención se refiere a un procedimiento para determinar la dinámica de carga de una planta de energía eólica y a un procedimiento basado en ella para operar un parque eólico, un parque eólico diseñada para llevar a cabo este procedimiento y a un correspondiente producto de programa informático.
En el caso de las centrales eólicas conocidas, un rotor que es giratorio alrededor de un eje esencialmente horizontal y que tiene palas del rotor dispuestas en él de manera que puedan ser giradas para ajustar el ángulo de las palas, puede ser puesto en rotación por el viento. El rotor está conectado a un generador para convertir la energía de rotación del rotor en energía eléctrica, si es necesario a través de un eje de rotor y/o un engranaje. Los componentes giratorios que transmiten la energía del rotor al generador se denominan colectivamente tren de propulsión y están dispuestos en una góndola montada de forma giratoria en una torre.
La interacción del rotor con el viento, necesaria para la generación de energía eléctrica, es muy dinámica, entre otras cosas debido a la turbulencia que se produce, por lo que las fuerzas que actúan sobre el rotor y el par resultante que actúa sobre el tren de propulsión pueden fluctuar bastante en algunos casos. Sin embargo, esas fluctuaciones representan una carga considerable para los componentes individuales del parque eólico, en particular, para el tren de propulsión, por lo que se intenta limitarlas a un nivel máximo permisible especificado para proteger los componentes. Si se supera este límite, el sistema de control del parque eólico puede, por ejemplo, reducir la velocidad o la potencia de salida, lo que por lo general también reduce la carga dinámica del parque eólico.
Para determinar la carga dinámica, se sabe que se debe estimar la turbulencia por medio de una velocidad de viento medida directamente o una velocidad de viento derivada de las cifras actuales de funcionamiento del parque eólico utilizando un modelo adecuado y luego derivar la carga dinámica del parque eólico a partir de esto. Sin embargo, las velocidades de viento medidas con frecuencia no son exactas debido al lugar de medición requerido en la góndola, ya que la medición está directamente influenciada por el rotor giratorio. Al derivar la velocidad del viento de las cifras de funcionamiento, como la velocidad de rotación del rotor, por ejemplo, se debe utilizar un modelo para determinar la velocidad del viento además del modelo de turbulencia, lo que contribuye a una considerable incertidumbre con respecto a la velocidad del viento determinada de esta manera. En consecuencia, la carga dinámica del parque eólico, que se determina sobre la base de la velocidad del viento medida o derivada de las cifras de funcionamiento, tampoco es exacta.
A fin de proteger a pesar de ello el parque eólico de los daños, de modo regular se prevén factores de seguridad para las diversas etapas de la determinación de la carga dinámica, lo que significa que, por ejemplo, se reduce la velocidad o la potencia de salida de un parque eólico debido a la supuesta mayor carga dinámica sin que esto sea realmente necesario.
Una determinación más precisa de las turbulencias que se producen realmente, que luego también conduce a una determinación más precisa de la carga dinámica del parque eólico, básicamente es posible con la ayuda de los sistemas LI-DAR. Sin embargo, estos sistemas son muy costosos y propensos a fallar.
El documento EP 3 156 646 A1 se refiere a una planta de energía eólica con un controlador de velocidad y un controlador de generador. En particular, se describe un control de avance que considera un par de fuerzas total que se tiene en cuenta para determinar un cambio temporal del ángulo de ajuste de la hoja.
Por lo tanto, la invención se basa en el estado de la técnica antes mencionado, y se basa en la tarea de crear procedimientos, así como un parque eólico en la que se mejora la determinación de la carga dinámica del parque eólico.
Esta tarea se resuelve por medio de los procedimientos de acuerdo con las reivindicaciones 1 y 5, así como con el parque eólico de acuerdo con la reivindicación 8 y el producto de programa informático de acuerdo con la reivindicación 9.
Por lo tanto, la invención se refiere a un procedimiento para determinar la dinámica de carga de un parque eólico en reacción al viento, en el que el parque eólico presenta un tren de propulsión que comprende los componentes rotativos que transmiten potencia del rotor al generador, caracterizado por los pasos
a) determinar la potencia de aceleración instantánea que conduce a la aceleración del tren de propulsión a partir de la velocidad de rotación medida del tren de propulsión;
b) determinar la potencia momentánea transmitida por el tren de propulsión; y
c) determinar la dinámica de carga como un gradiente de la suma de la potencia de aceleración actual y la potencia eléctrica actual.
Sobre la base de este procedimiento, la invención también se refiere a un procedimiento para operar un parque eólico con un sistema de control de planta y un tren de propulsión que comprende los componentes rotativos que transmiten potencia del rotor al generador, siendo que, si un valor límite predeterminado es superado por la dinámica de carga predeterminada de acuerdo con la invención, el sistema de control de planta inicia medidas para reducir la carga dinámica.
Además, la invención también se refiere a un sistema de energía eólica que comprende un rotor con varias palas ajustables con respecto al ángulo de las palas, el cual está dispuesto de manera girable en una góndola dispuesta de manera rotatoria en una torre y está conectado por medio de un tren de propulsión a un generador dispuesto en la góndola para convertir la energía eólica que actúa en el rotor en energía eléctrica, y un sistema de control para controlar el parque eólico y sus componentes, estando el sistema de control diseñado para llevar a cabo uno de los procedimientos de acuerdo con la invención.
La invención también se refiere a un producto de programa informático de acuerdo con la reivindicación 9.
La invención ha reconocido que, sobre la base de las cifras de funcionamiento de un parque eólico que se pueden determinar de manera fiable, es posible determinar un indicador, en este caso denominado dinámica de carga, para la carga dinámica de la turbina eólica causada por la reacción con el viento que actúa sobre el rotor. Por un lado, esta dinámica de carga es mucho más precisa que la carga dinámica determinada a partir de modelos basados en la velocidad del viento, y, por otro lado, no se requieren sensores complejos y costosos como los sistemas LIDAR. Más bien, es posible confiar completamente en los parámetros de medición y control que ya están disponibles de forma regular para el control de un parque eólico.
Para determinar la dinámica de carga, primero se determina la potencia de aceleración actual que lleva a la aceleración del tren de propulsión. Para ello se utiliza la velocidad de rotación del tren de propulsión, que puede especificarse, por ejemplo, como velocidad angular u> o velocidad n = w/2n.
La energía rotacional puede ser determinada por medio de un momento de inercia de masa J, que debe ser determinado para cada parque eólico o al menos para cada tipo de parque eólico, pero el que, por lo demás es constante:
Figure imgf000003_0001
Del gradiente de ello resulta aquella potencia que produce la aceleración -es decir, el incremento o la reducción de la velocidad de rotación- del tren de propulsión:
r, dE ¡rotacion
aceleración d t
Además, se determina aquella potencia que es transmitida actualmente por el tren de propulsión, es decir, del rotor al generador del parque eólico.
Esa potencia puede determinarse, por un lado, del par de fuerzas que actúa en el tren de propulsión junto con la velocidad de giro según la fórmula
transmitida = M 1 " “ ¿ 1 M * "
y, por el otro, también puede basarse en la energía eléctrica entregada por el generador que es sustancialmente equivalente a la energía transmitida por el tren de propulsión.
Si se mide el par de fuerzas en el tren de propulsión, se puede utilizar el valor medido correspondiente. Pero incluso en este caso, es preferible utilizar el valor del punto de ajuste del par de fuerzas que se requiere regularmente para el direccionamiento en el control del sistema y que, por lo tanto, está disponible para determinar la potencia transmitida en lugar de un par medido. Los correspondientes controles del sistema de las centrales eólicas están conformados para regular el par de fuerzas real al valor del punto de ajuste del par de fuerzas, por lo que, al menos en los sistemas modernos, solo se producen divergencias extremadamente pequeñas e insignificantes del valor real y del valor nominal del par de fuerzas. Dado que estas divergencias -por pequeñas que sean- sin embargo, fluctúan regularmente alrededor del valor nominal, se ha demostrado que el uso del valor nominal del par de fuerzas conduce directamente a un resultado más robusto en la determinación de la dinámica de carga de acuerdo con la invención, ya que de esta manera también se evitan todas las inexactitudes en el registro del valor real.
Si se utiliza la energía eléctrica como alternativa, el valor medido correspondiente en caso necesario todavía puede preverse de una función de corrección o un factor de corrección k, para tener en cuenta las posibles pérdidas en el generador y/o entre el generador y el registro de potencia de los componentes, como, por ejemplo, los convertidores y/o transformadores. La corrección con la ayuda de un factor de corrección k puede hacerse, por ejemplo, mediante: Pero el factor k también puede ser 1.
Ptransmitida — k ■ P eléctrico
Por supuesto también es posible determinar la potencia transmitida tanto sobre la base del par de fuerzas, como también sobre la base de la potencia eléctrica a fin de obtener un valor que dado el caso sea más exacto aún, por ejemplo, mediante la formación del valor medio.
La actual potencia de aceleración y la potencia actualmente transmitida entonces se suman a una potencia PTotai que representa la carga total del tren de propulsión y, por lo tanto, también del parque eólico
Ptotal = Paceleración + Ptransmitida
El gradiente de esta potencia total PTotai constituye la dinámica de carga deseada del parque eólico:
Dinámica de ca rga — ' so,í“-----d t
En la dinámica de carga de acuerdo con la invención se trata, por lo tanto, de una medida para aquella energía que es aportada actualmente por el viento a través del rotor al parque eólico, es decir, un tipo de potencia efectiva del rotor. Como se ha explicado, en el procedimiento de acuerdo con la invención, la dinámica de carga se determina exclusivamente sobre la base de los valores característicos de funcionamiento ya registrados para el control del parque eólico por otras razones y, en particular, que pueden registrarse de manera fiable y precisa, o sobre la base de los valores nominales disponibles para el control, de modo que, por lo general, no se requieren sensores adicionales o similares. No hace falta aclarar que antes de que los valores medidos se tengan en cuenta en el procedimiento según la invención, pueden ser suavizados por filtros adecuados, si es necesario, con el fin de suprimir en la medida de lo posible las perturbaciones estocásticas o similares. En el caso de las demás variables necesarias para la determinación, como por ejemplo el momento de inercia de la masa J, se trata de valores que, tras una determinación inicial, pueden suponerse como permanentemente constantes.
Es preferible que la dinámica de carga determinada según la invención se normalice, por ejemplo, a un intervalo adimensional entre 0 y 1. A tal fin, la dinámica de carga determinada según se ha explicado anteriormente puede, por ejemplo, normalizarse mediante una dinámica de carga máxima admisible en la que el eslabón más débil del tren de tracción u otro componente del parque eólico falle o al menos sufra daños de manera no admisible. Así, con una normalización correspondiente, se asumiría una sobrecarga del parque eólico con una dinámica de carga de 1. La dinámica de carga determinada de acuerdo con la invención puede ser tenida en cuenta en el funcionamiento de un parque eólico para contrarrestar las cargas dinámicas excesivas, que pueden producir daños en el parque eólico. En el procedimiento de operación de un parque eólico de acuerdo con la invención, se prevé por lo tanto que, si la dinámica de carga determinada según la invención excede un valor límite predeterminado, el sistema de control del parque eólico toma medidas para reducir la carga dinámica.
En el caso de una dinámica de carga normalizada a un intervalo de 0 a 1, se puede prever, por ejemplo, que se intente reducir la carga dinámica de un valor de 0,6, 0,7 o 0,75.
En particular, en el caso de medidas para reducir la carga dinámica que pueden ser escaladas, se prefiere que la intensidad de las medidas se adapte en forma proporcional, y además preferiblemente de manera lineal, en la medida en que se exceda el valor límite. De forma alternativa, es posible tomar diferentes medidas o combinaciones de varias medidas dependiendo del grado en que se exceda el valor límite predeterminado.
Dicho de otro modo, si el valor límite predeterminado para la dinámica de carga solo se excede ligeramente, solamente se debe tomar una medida apropiada acotada para reducir la carga dinámica (también para no influenciar de manera innecesaria la entrada de energía del parque eólico), mientras que si el valor límite predeterminado se excede seriamente o incluso poco antes de que se alcance una dinámica de carga normalizada de 1, es necesario tomar las medidas para reducir la carga dinámica en mayor grado o incluso tomar varias medidas en paralelo.
Entre las posibles medidas para reducir la carga dinámica se incluyen
- reducción de energía;
- reducción de las revoluciones;
- aumentar el ángulo de la pala para reducir el empuje de la torre y/o el riesgo de bloqueo;
- activación o modificación de un Individual Pitch Control;
- activación o modificación de los reguladores para amortiguar la vibración del tren de tracción y/o la vibración de la torre; y
- modificación de la característica de revoluciones-par de fuerzas o la característica de revoluciones-potencia.
Al reducir la potencia y/o las revoluciones, que pueden escalarse en forma arbitraria del 0 % al 100 % (lo que equivale a apagar o detener la turbina), se altera el grado de retroalimentación con el viento y la turbulencia que se produce en el proceso, lo que también puede reducir la carga dinámica. Se puede lograr un efecto comparable cambiando de manera adicional o alternativa la característica de revoluciones-par de fuerzas o la característica de revolucionespotencia del parque eólico.
Mediante el incremento adicional o alternativo del ángulo de las palas del rotor que son ajustables con respecto a este ángulo, se puede reducir aún más el empuje de la torre y/o el riesgo de interrupción de corriente. Se ha demostrado que esta medida también puede reducir la carga dinámica. Aquí también, puede escalarse el grado de la medida mediante la medida del incremento del ángulo de la pala.
Por último, es posible activar de modo alternativo o adicional controladores que pueden no estar activos durante el funcionamiento normal o modificar los controladores que ya están activos ajustando los parámetros de control y/o los valores nominales. Estos controladores incluyen el llamado "individual pitch control" así como controladores para amortiguar las oscilaciones del tren de tracción y/o las oscilaciones de la torre. Estos controladores no suelen estar activos durante el funcionamiento normal porque no son necesarios para el funcionamiento seguro y eficiente de un parque eólico durante el funcionamiento normal y, por lo tanto, los componentes de un parque eólico direccionados por los controladores pueden protegerse del desgaste permaneciendo en un modo sustancialmente estacionario. Por ejemplo, en el individual pitch control, el ángulo de las palas de cada pala del rotor es ajustado en forma individual y con frecuencia también se cambia constantemente en función de la posición de las palas del rotor cuando giran alrededor del eje del rotor, a fin de mantener el momento de paso en el eje del rotor lo más bajo posible.
En función de la situación real (viento), no puede excluirse la posibilidad que una de las medidas mencionadas no logre una reducción inmediata o suficiente de la carga dinámica. En este caso, es preferible que se inicie al menos una de las medidas mencionadas anteriormente de manera alternativa o adicional.
Para una mayor aclaración respecto del parque eólico de acuerdo con la invención, así como del producto de programa informático de acuerdo con la invención, se hace referencia a las explicaciones anteriores.
La invención se explica en mayor detalle a continuación mediante un ejemplo de realización ventajoso con referencia a los dibujos adjuntos. Se muestra:
Figura 1: una representación esquemática de la góndola de un parque eólico de acuerdo con la invención; y Figura 2a-c: esquemas básicos para realizaciones alternativas del procedimiento de acuerdo con la invención. La figura 1 muestra en forma esquemática la góndola 2 de un parque eólico 1 de acuerdo con la invención la que, por lo tanto, es adecuada para llevar a cabo el procedimiento de acuerdo con la invención. El parque eólico 1 comprende un rotor 3 con un total de tres palas del rotor 5 fijadas de forma rotatoria a un cubo del rotor 4 mediante dispositivos de ajuste del ángulo de las palas que no se muestran. El rotor 3 está dispuesto de forma rotatoria en la góndola 2, que a su vez está dispuesta de forma rotatoria alrededor de un eje vertical en una torre 6 mediante una propulsión azimutal 14.
El cubo del rotor 4 está conectado por medio del eje del rotor 7 con un engranaje intermedio 8 a un generador 9 para convertir la energía eólica que actúa en el rotor 3 en energía eléctrica. Los componentes que transmiten la potencia del rotor 3 al generador 9, es decir, en particular el eje del rotor 7 y el engranaje 8, forman el tren de propulsión 10. En ejemplo de realización ilustrado, el generador 9 es un generador asíncrono doblemente alimentado, en el que parte de la energía generada se alimenta directamente, y otra parte de la energía se alimenta mediante un convertidor 11 y un elemento de conmutación 12 a un transformador (no mostrado) situado en la base de la torre 6 y desde allí se transmite a una red de suministro público.
Entre el engranaje 7 y el generador 9 además se dispuso un freno 13, con el que se puede frenar un movimiento de rotación del tren de propulsión 10 y bloquear el rotor 3 si es necesario. Además, se han previsto sensores de medición 14 para determinar las revoluciones del rotor o bien el número de revoluciones del eje 7 entre el engranaje 8 y el generador 9.
El parque eólico 1 y todos sus componentes son controlados por el controlador del sistema 20. Para ello, todos los valores medidos registrados en el parque eólico 1, así como los valores nominales, son ingresados, por ejemplo, por un operador de red al controlador del sistema 20 a través de una línea de datos 21 y se convierten en señales de control con ayuda de algoritmos de control almacenados en una memoria 22 y conocidos, en principio, por el especialista en la materia, cuyas señales de control a su vez son emitidas a los distintos componentes del parque eólico 1.
De acuerdo con la invención, el controlador de sistema 1 está conformado para implementar el procedimiento de acuerdo con la invención que se describe con más detalle a continuación, para lo cual un producto de programa informático diseñado para este fin se almacena en la memoria 22 y es ejecutado por el controlador de sistema 20. En la figura 2 se muestran los esquemas básicos de implementaciones alternativas del procedimiento de acuerdo con la invención, cada una de las cuales puede ser ejecutada por el controlador de sistema 20 y cuyo resultado puede ser tenido en cuenta en el control del parque eólico 1.
En la figura 2a, se usan como valores iniciales la velocidad angular w medida por los sensores de medición 14 y el valor nominal de par de fuerzas Mnomnai disponible en el controlador de sistema 20. La velocidad angular w se pasa a través de un filtro para reducir cualquier fluctuación estocástica debido a su propiedad como valor medido, mientras que por lo general no se requiere un filtro para el valor nominal de par de fuerzas Mnominai. En caso de que el valor nominal de par de fuerzas Mnomnai fluctúe fuertemente, al menos en ocasiones, también se puede prever aquí un filtro correspondiente (véase también la figura 2b).
La velocidad angular w filtrada se usa junto con un valor almacenado en la memoria para el momento de inercia de masa J para determinar la energía rotativa de acuerdo con la fórmula
y mediante la consecuente formación del gradiente, se determina la potencia de aceleración con la fórmula
p _ u rl c F ¡rotación
" aceleración ' ~~
En forma paralela se determina a partir de la velocidad angular w y el valor nominal de par de fuerzas Mnominai, la potencia transmitida por el tren de propulsión
^transmitida ~ ^nominal ' ^
Las dos potencias así definidas se suman y del resultado de la suma se obtiene a continuación el gradiente. El resultado se normaliza por medio de un valor máximo almacenado en la memoria 22, de modo que se obtiene una dinámica de carga normalizada que puede adoptar un valor entre 0 y 1.
En la figura 2b se representó una realización alternativa del procedimiento de acuerdo con la invención que se diferencia de aquel ilustrado en la figura 2a solamente en que en lugar del valor nominal del par de fuerzas Mnominai se usa un par de fuerzas medido Mmed. A fin de reducir las fluctuaciones estocásticas, este valor medido se pasa primero por un filtro antes de calcular la potencia transmitida según la fórmula
p .... = M . -en
transmitida med
Por lo demás, la implementación de acuerdo con la figura 2b es idéntica a aquella de la figura 2a, por lo que se hace referencia a las explicaciones brindadas para esa figura.
En la figura 2c se muestra otra aplicación alternativa. Allí, la potencia transmitida no se determina a través de un par de fuerzas, sino por medio de la energía eléctrica generada por Peiéctrica. La energía eléctrica Peiéctnca generada ya es determinada regularmente por el controlador del sistema 20 por otras razones, de manera que puede ser utilizada directamente para implementar el procedimiento de acuerdo con la invención.
La energía eléctrica generada se alimenta a través de un filtro y un elemento de corrección en el que se corrige mediante un factor de corrección constante k almacenado en la memoria 22 para compensar las posibles pérdidas en el sistema eléctrico del parque eólico, directamente a la suma con la potencia de aceleración determinada de la manera ya descrita, La dinámica normalizada de carga se determina como se describe en relación con la figura 2a.
La dinámica de carga normalizada es tenida en cuenta por el controlador del sistema 20 de tal manera que, si un valor límite de 0,75 almacenado en la memoria 22 es excedido por la dinámica de carga normalizada, el controlador del sistema 20 reduce la potencia suministrada a la red y/o la velocidad de rotación del rotor 3. La medida en la que se reduce la potencia o la velocidad de rotación es linealmente proporcional a la medida en la que se excede el valor límite: por ejemplo, si el valor límite solo se excede ligeramente, la velocidad de rotación solo se reduce en menor medida, mientras que una aproximación al valor máximo permitido de 1 puede significar una reducción de la velocidad de rotación a cero. El especialista está familiarizado con los métodos utilizados para reducir la potencia o la velocidad de rotación de un parque eólico y, por lo tanto, no necesita más explicaciones.
Se ha demostrado que al reducir la potencia suministrada y/o las revoluciones, puede reducirse de manera regular la carga dinámica de un parque eólico.

Claims (9)

REIVINDICACIONES
1. Procedimiento para determinar la dinámica de carga de un parque eólico (1) en efecto retroactivo del viento, en el que el parque eólico (1) presenta un tren de propulsión (10) que comprende los componentes giratorios que transmiten la energía del rotor (3) al generador (9), caracterizado por los pasos:
a) determinar la potencia de aceleración instantánea (Paceteración) que conduce a la aceleración del tren de propulsión (10) a partir de la velocidad de rotación medida (u>) del tren de propulsión (10);
b) determinar la potencia (Ptmnsmitida) que actualmente transmite el tren de propulsión (10); y
c) determinar la dinámica de carga como un gradiente (d/dt) de la suma de la potencia de aceleración actual (Paceteración) y la potencia transmitida (Ptransmitida) actual.
2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, que además comprende el paso:
a) normalización de la dinámica de carga, preferentemente a un intervalo adimensional de 0 a 1.
3. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 2,
caracterizado porque
la potencia transmitida (Ptransmitida) actualmente se calcula a partir de un valor nominal del par de fuerzas (Mnominai) o de un par de fuerzas medido (Mmed).
4. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 2,
caracterizado porque
la potencia transmitida (Ptransmitida) actualmente es la potencia eléctrica (Peiéctrica) medida.
5. Procedimiento para operar un parque eólico (1) con un controlador del sistema (20) y un tren de propulsión (10) que comprende los componentes rotativos que transmiten la potencia del rotor (3) al generador (9), en el que el procedimiento comprende la determinación de la dinámica de carga de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores,
caracterizado porque
al excederse un valor límite predeterminado por la dinámica de carga, el controlador del sistema (20) inicia medidas para reducir la carga dinámica.
6. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 5,
caracterizado porque
la intensidad de las medidas para reducir la carga dinámica está adecuada en forma proporcional, más preferentemente de manera proporcional lineal, al grado en el que se excede el valor límite.
7. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 5 y 6,
caracterizado porque
las medidas para reducir la dinámica de carga comprenden una o varias medidas del grupo de:
- reducción de energía;
- reducción de las revoluciones;
- aumentar el ángulo de la pala para reducir el empuje de la torre y/o el riesgo de bloqueo;
- activación o modificación de un Individual Pitch Control;
- activación o modificación de los reguladores para amortiguar la vibración del tren de tracción y/o la vibración de la torre; y
- modificación de la característica de revoluciones-par de fuerzas o la característica de revoluciones-potencia.
8. Parque eólico (1) que comprende un rotor (3) con varias palas del rotor (5) ajustables respecto del ángulo de la pala, fijadas de forma rotatoria en la góndola (2) dispuesta en forma rotatoria en la torre (2) y con un generador (9) dispuesto en la góndola (2) conectado por medio de un tren de propulsión (10), para transformar la energía del viento que actúa sobre el rotor (3) en energía eléctrica, y un controlador del sistema (20) para controlar el parque eólico (1) y sus componentes, caracterizado porque
el controlador del sistema (20) se conformó para llevar a cabo el procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores.
9. Producto de programa informático que comprende partes del programa que producen, cuando están cargados en el controlador del sistema (20) de un parque eólico (1) que el controlador del sistema lleve a cabo un procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 7.
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