NO335851B1 - Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger - Google Patents
Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingningerInfo
- Publication number
- NO335851B1 NO335851B1 NO20063744A NO20063744A NO335851B1 NO 335851 B1 NO335851 B1 NO 335851B1 NO 20063744 A NO20063744 A NO 20063744A NO 20063744 A NO20063744 A NO 20063744A NO 335851 B1 NO335851 B1 NO 335851B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- turbine
- wind
- speed
- blade angle
- wind turbine
- Prior art date
Links
- 238000013016 damping Methods 0.000 title claims description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 10
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 title description 10
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 11
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 10
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
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
- F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
- F03D7/0224—Adjusting blade pitch
-
- 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
- F05B2240/00—Components
- F05B2240/90—Mounting on supporting structures or systems
- F05B2240/93—Mounting on supporting structures or systems on a structure floating on a liquid surface
-
- 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
- F05B2260/00—Function
- F05B2260/96—Preventing, counteracting or reducing vibration or noise
-
- 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
-
- 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
- Y02E10/727—Offshore wind turbines
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Wind Motors (AREA)
- Vibration Prevention Devices (AREA)
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
- Bridges Or Land Bridges (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger dvs. både bøyemode-svinqninger oq eventuelle ustabile frie stiv-legeme egensvingninqer, spesielt tårnsvingninger for en flytende vindturbininstallasjon innbefattende et flytelegeme, et over flytelegemet anordnet tårn, en oppå tårnet i forhold til vindretningen dreibart anordnet generator med en vindturbin, samt et ankerlinearrangement forbundet med ankere eller forankringer på havbunnen, idet generatoren, på basis av vindhastigheten ved regulering av bladvinkelen for turbinbladene, reguleres ved hjelp av en regulator fortrinnsvis i konstant effekt- eller turtalisområ-det for vindturbinen.
Utvikling av flytende, forankrede vindturbiner som kan benyttes på store vanndybder vil sterkt øke tilgangen på områder for utbygging av vindenergi til havs. Dagens teknologi for vindturbiner plassert i havet er i vesentlig grad begrenset til fast installerte tårn på liten vanndybde, under ca. 30 m.
Faste installasjoner på vanndybder over 30 m medfører generelt tekniske problemer og høye kostnader. Dette gjør at man frem til i dag har betraktet havdyp på mer enn ca. 30 m som teknisk og kommersielt ugunstig for installasjon av vindturbiner. Med flytende løsninger på større havdyp vil en frigjøre seg fra fundamenteringsproblemet og kostnader knyttet til kompliserte og arbeidskrevende installasjoner.
En vindturbin som er montert på et flytende fundament vil bevege seg pga krefter fra vind og bølger. En god design av vindturbinens fundament vi sikre at systemets egenperioder for stivlegemebevegelsene (jag, svai, hiv, rull, stamp og gir), ligger utenfor periodeområdet for havbølger som er ca. 5-20 sekunder.
Likevel vil det være krefter som virker ved egenperiodene for systemet (dønning, ikke-lineære bølgekrefter, vindhastighetsfluktuasjoner, strømkrefter etc). Om ikke slike krefter skal medføre uakseptable bevegelser må de ikke være for store og systemet må ha dempning ved de aktuelle perioder.
Med foreliggende oppfinnelse er det kommet frem til en løsning, nærmere bestemt en fremgangsmåte for effektiv demping av tårnsvingningene for vindturbininstallasjoner. Oppfinnelsen erkarakterisert vedde trekk som fremgår av vedføyde selvstendige krav 1.
De uselvstendige kravene angir fordelaktige løsninger ved oppfinnelsen.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det etterfølgende ved hjelp av eksempel og under henvisning til vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 viser et diagram med forskjellige turtallsområder for en turtalls- og propellvrid-ningsregulert vindturbin,
Fig. 2 viser et utsnitt av en konvensjonell bladvinkeiregulator,
Fig. 3 viser en overordnet skjematisk oversikt over et system med bladvinkeiregulator, vindturbin og vindturbinestimator, Fig. 4 viser diagrammer basert på simuleringsforsøk, med estimator og konvensjonell regulering, knyttet til horisontal forskyvning i toppen av tårnet med midlere vindhastighet 17 m/s, og irregulære bølger med signifikant bølgehøyde 3,5 m og periode 9,8 s, Fig. 5 viser diagrammer basert på simuleringsforsøk, med estimator og konvensjonell regulering, knyttet til skyvkraft på rotor med midlere vindhastighet 17 m/s, og irregulære bølger med signifikant bølgehøyde 3,5 m og periode 9,8 s, Fig. 6 viser diagrammer basert på simuleringsforsøk, med estimator og konvensjonell regulering, knyttet til bladvinkel med midlere vindhastighet 17 m/s, og irregulære bølger med signifikant bølgehøyde 3,5 m og periode 9,8s, Fig. 7 viser diagram basert på simuleringsforsøk, med estimator, stabilisator og konvensjonell regulering, knyttet til aktiv effekt levert til nettet med midlere vindhastighet 17 m/s, og irregulære bølger med signifikant bølgehøyde 3,5 m og periode 9,8 s, og Fig. 8 viser diagram over sammenhengen mellom skyvkraftkoeffisienten for rotoren og relativ vindhastighet mellom vind og turbin.
Når vind virker mot en vindturbininstallasjon vil kreftene fra vinden bidra til bevegelser i fundamentet. Kreftene fra vindturbinen er imidlertid avhengig av hvordan turbinen reguleres. Dvs. hvordan turtall og turbinbladenes vriding (pitch) varierer med vindhastigheten. Reguleringsalgoritmene vil variere med vindhastigheten. En typisk reguleringsfilo-sofi for landbaserte vindturbiner er vist i Fig 1, og med referanse til denne figuren vil det kunne erkjennes at
• i oppstarts-området er det små krefter som virker på vindturbinen. Vindkreftene vil i liten grad påvirke bevegelsene. Om bevegelsene blir påvirket av vindkreftene kan en regulere turbinen tilnærmet som i variabelt turtallsområde. • i variabelt turtallsområde har en tilnærmet konstant vridningsvinkel på turbinbia-dene. En søker å regulere turtallet til turbinen slik at maksimal effekt kan produ-seres til en hver tid, gitt den øyeblikkelige relative vindhastighet inn mot turbinen. Den relative vindhastigheten er sammensatt av midlere vindhastighet, variasjon i vindhastighet og tårnets bevegelse (hastighet). Dette medfører at en vil få økt effekt og økt skyvkraft fra turbinen når vinden øker. Dette medfører igjen at om systemet (vindturbin inklusiv fundament) beveger seg mot vinden ved en kombinert stamp og jage bevegelse, så oppleves dette som en økt vindhastighet for turbinen og skyvkraften øker. Dette er ekvivalent til en dempningskraft. (En kraft som virker mot hastigheten). Vindkreftene på turbinen vil derfor i dette vindhastig-hetsområdet bidra med positiv demping til systemet. Dette vil bidra til reduserte bevegelser ved systemets egenperioder. • i konstant moment-området har en kommet opp i turbinens merkeeffekt. Det er da vanlig at en holder tilnærmet konstant turtall og regulerer momentet og dermed effekten ved å regulere turbinbladenes vridningsvinkel. En søker å holde tilnærmet konstant effekt. Om vindhastigheten øker vil en dermed øke vridnings-vinkelen slik at momentet reduseres. Dette gir også en redusert skyvkraft til tross for økt vindhastighet. I motsetning til det som er tilfellet i variabelt turtallsområdet får en altså en negativ dempningseffekt. Et vanlig reguleringssystem vil søke å justere alle effektvariasjoner som skyldes endring i relativ vindhastighet inn mot turbinen Dette gjøres ved å endre bladenes vridningsvinkel slik at momentet på turbinen holdes konstant til tross for variasjon i relativ hastighet. Dette vil medføre at vindturbinen bidrar med negativ systemdempning som dermed øker tårnets bevegelse. Dette kan gi uakseptable store bevegelser.
Med foreliggende oppfinnelse er det funnet at det for å hindre den negative kopling mellom vindturbinenes regulering og systemets bevegelser må reguleringsalgoritmene modifiseres. Det er ønskelig å beholde et tilnærmet konstant turtall og moment i "konstant moment" området, men ved bruk av en vindturbinestimator, som vil bli beskrevet nærmere i det etterfølgende, hindrer en likevel at turbinen tilfører negativ dempning. Med vindturbinestimator menes en matematisk modell som på basis av innkommende vindhastighet for en fastholdt vindturbin beregner korresponderende responser som
rotasjonshastighet oq generatormoment for vindturbinen.
Fig. 2 viser et utsnitt av en bladvinkeiregulator med proporsjonal- og integralregulering (Pl). Pådraget til regulatoren er rotorhastigheten, cot, og utgangen er bladvinkelen, f3.
Dette er den endringen en må ha i turbinbiadvinkelen for å holde konstant effekt på turbinen når relativ vindhastighet endres.
Fig. 8 viser et diagram med sammenhengen mellom relativ vindhastighet og skyvkraftkoeffisienten for en konvensjonell bladvinkeiregulert vindturbin, der skyvkraften FTer gitt som
der p er tettheten til luft, A er sveipet areal av rotoren, CT er skyvkraftkoeffisienten for turbinen, Å er tipphastighetsforholdet, pp er bladvinkelen på turbinen, og ur er den relative vindhastigheten mellom turbinen og vinden. Fra diagrammet fremgår det at en økt relativ hastighet over merkevindhastigheten vil kunne gi en redusert skyvkraft på turbinen. Dette medfører at vindturbinen blir tilført negativ demping når den beveger seg frem og tilbake i vinden.
Dersom turbinens bevegelser kan skjules for bladvinkelregulatoren vil ikke skyvkraftkoeffisienten endres på samme måte som følge av bevegelsene til turbinen, og turbinen vil tilføre positiv dempning til systemet. Med "skjules" menes det at pådraget til bladvinkelregulatoren, som er den estimerte rotorhastigheten ved bruk av vindturbinestimatoren, ikke inneholder den innvirkningen som tårntoppbevegelsene ellers ville ha på dette pådraget. Pådraget er det signal som går inn på bladvinkelregulatoren.
For å skjule turbinbevegelsene for bladvinkelregulatoren er det mulig å benytte en vindturbinestimator (se Fig. 3), i form av en numerisk modell av den aktuelle vindturbinen. Vindturbinestimatoren kjøres i sann tid med målt bladvinkel og estimert innkommende vind som pådrag. Den estimerte rotorhastigheten a>t at vil ikke være påvirket av den virkelige turtinens bevegelser, og benyttes som pådrag i den virkelige turbinens bladvinkeiregulator.
Den numeriske vindturbinmodellen som er utgangspunktet for vindturbinestimatoren vil variere med ulike vindturbiner og med ulik detaljeringsgrad på den numeriske modellen. Et eksempel på en enkel numerisk vindturbinmodell basert på stasjonære sam-menhenger er beskrevet i det følgende.
Effekten Pturbsom overføres fra vinden til turbinen er gitt ved
der
ut - Resulterende vindhastighet på turbinen p - Lufttetthet
C ( å, 0) - Virkningsgradskoeffisient for turbinen Å - Turbinens tipphastighetsforhold
P - Rotorbladenes vinkel
r - Vindturbinens radius (lengden av rotorbladene)
Dette gir følgende turbinmoment på akslingen:
Der
cot- Turbintallet
Videre kan akseldynamikken uttrykkes ved følgende tre ligninger:
der
Q) g - Generatorturtall
J, -Turbinens treghetsmoment
Jg - Generatorens treghetsmoment
Tturb-Turbinmomentet
TEL - Generatorens elektriske motmoment dm- Akselens demping
k - Akselens stivhet
a>N- Nominell elektrisk frekvens
& twist - Akselens vridningsvinkel
Det er antatt at innkommende vindhastighet kan estimeres ved flere metoder, for eksempel ved å kombinere målinger av skyvkraft på rotor, moment på akslingen og akselerasjon av nacellen.
En vindturbinestimator der tårnbevegelsene skjules for bladvinkelregulatoren oppnås ved å benytte den numeriske modellen (1)- (5), med estimert innkommende vindhastighet, ut ft!,, og virkelig (målt) bladvinkel, /?, som pådrag. De resterende størrelsene i modellen (1) - (5) kan uttrykkes med understreket est. Utgangen fra vindturbinestimatoren (som er pådraget til bladvinkelregulatoren) blir da det estimerte turbinturtallet
A benytte estimatoren fører til at turbinen opplever en relativ vindhastighet med sterkt redusert påvirkning fra tårnets svingninger i forhold til tilfellet der estimator ikke benyttes. I tillegg vil tårnet fysisk svinge betydelig mindre, det vil bli mindre skyvkraft på rotoren, mindre variasjon i bladvinkel og mindre variasjon i produsert effekt ved bruk av estimatoren.
Simuleringsforsøk.
Med utgangspunkt i reguleringsløsningen som beskrevet ovenfor er det foretatt simule-ringsforsøk for en vindserier med middelvindhastighet 17 m/sek, og irregulære bølger med signifikant bølgehøyde 3.5 m og periode 9,8 s . Vindhastigheten ble valgt fordi behovet for demping er størst ved slike høye vindhastigheter. Dvs. når turbinene kjøres i konstant effekt modus. To ulike turbinmodeller er benyttet i simuleringene: En detaljert modell som representerer den virkelige turbinen og en forenklet modell som er benyttet i estimatoren (se Fig. 3). Den estimerte innkommende vindhastigheten er den eksakte innkommende vindhastigheten tillagt hvit støy.
Fig. 4-7 viser utsnitt av resultater fra simulering av vindserier ved 17 m/sek middelvindhastighet og med og uten estimator for demping av tårnsvingninger. Fig. 4 viser at det blir betydelige tårnsvingninger når turbinen kjører i konstant effekt modus og estimator ikke er benyttet. Dette gir seg også utslag i store fluktuasjoner i skyvkraften på rotor (se Fig. 5), bladvinkelen (se Fig. 6) og levert effekt til nettet (se Fig. 7). De høye amplitudene i tårnsvingningene ved konvensjonell regulering kan forklares som i det følgende: I konstant turtallsområdet reduseres skyvkraften når vindhastigheten øker. Får tårnet en hastighet bakover vil den relative vindhastigheten tårnet opplever bli redusert. Bladvinkelen (pitch) vil bli justert (øke) for å opprettholde momentet og dermed konstant effekt. Dermed vil også skyvkraften øke til tross for redusert relativ vindhastighet. Tilsvarende, når tårnet beveger seg med en hastighet mot vindretningen vil relativ vindhastighet øke. Bladvinkelen (pitch) vil justeres (bli redusert) for å redusere momentet. Dette vil også redusere skyvkraften. Denne måten å regulere turbinen på vil dermed gi en variasjon i skyvkraften som virker i samme retning som tårnbevegelsen.
Altså en negativ demping. Dette vil medføre en forsterkning av tårnbevegelsen, spesielt nær tårnets resonansperiode der bevegelsen er dempningsstyrt.
Benyttes estimatoren i h.h.t oppfinnelsen, så viser Fig. 4 - Fig. 7 at tårnsvingningene er godt dempet, samtidig som fluktasjonene i skyvkraft, bladvinkel og levert effekt reduseres. Estimatoren gir dermed ønsket virkning.
Den estimatorbaserte regulatoren (se Fig 3) virker kort beskrevet på den måten at tårnbevegelsene ikke blir synlige for bladvinkelregulatoren og at negativ demping dermed aldri blir introdusert i systemet. Dette oppnås ved å benytte en vindturbinestimator med estimert innkommende vindhastighet som pådrag. Pådraget til bladvinkelregulatoren er estimert rotasjonshastighet basert på estimert innkommende vindhastighet, iste-denfor virkelig rotasjonshastighet som er basert på virkelig relativ vindhastighet. Oppfinnelsen slik den er definert i kravene er ikke begrenset til eksemplene som beskrevet ovenfor. Således kan oppfinnelsen også benyttes for vindturbintårn der fleksibiliteten i tårnet som sådan er relativ stor, eller en kombinasjon av en flytende vindturbininstallasjon og fleksibelt tårn.
Claims (5)
1.
Fremgangsmåte for regulering av en flytende vindturbininstallasjon, idet vindturbininstallasjonen innbefatter et flytelegeme, et tårn anordnet over flytelegemet, en generator montert på tårnet og som er dreibart med hensyn til vindretningen og utstyrt med en vindturbin, og et ankerlinearrangement forbundet med ankere eller forankringer på en hav-bunn, idet generatoren er regulert i et konstant effekt- eller turtallområde ved regulering av en bladvinkel til turbinbladene ved hjelp av en bladvinkeiregulator,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter følgende trinn: bruk av en numerisk modell med estimert innkommende vindhastighet som dens pådrag for å estimere en rotorhastighet; og pådrag av den estimerte rotorhastigheten i bladvinkelregulatoren, idet bladvinkelregulatoren regulerer bladvinkelen basert på den innmatede estimerte rotorhastigheten; hvorved tårnbevegelser ikke er synlige for bladvinkelregulatoren og negativ demping ikke introduseres i installasjonen.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedaten faktisk målt bladvinkel likeså innmates i den numeriske modellen.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisertv e d at den estimerte innkommende vindhastigheten estimeres ved kombinasjon av målinger av skyvkraft på en rotor, moment på en aksel og akselerasjon av en nacel-le i vindturbininstallasjonen.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisertv e d at den numeriske modellen kjøres i sanntid.
5.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som heslt av de foranstående krav,karakterisert vedat den numeriske modellen baseres på følgende ligninger:
Pturber effekten overført fra vinden til turbinen,
Ut er den resulterende vindhastigheten på turbinen,
p er luftdensiteten,
Cp ( Å,/ 3) er virkningskoeffisienten til turbinen,
Å er turbinens tipphastighetsforhold,
/3 er vinkelen til rotorbladene,
Ter vindturbinens radius som er lengden til rotorbladene, U) t er turbinturtallet,
CJg er generatorturtallet,
Jter turbinens treghetsmoment,
Jg er generatores treghetsmoment,
Tturber turbinmomentet,
Tel er generatorens elektriske motmoment,
dmer akselens demping,
k er akselens stivhet, U) n er den nominelle elektriske frekvensen, og Otwist er akselens vridningsvinkel.
Priority Applications (12)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20063744A NO335851B1 (no) | 2006-08-22 | 2006-08-22 | Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger |
CN2007800347941A CN101558233B (zh) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | 用于衰减风力设备中的塔架振动的方法 |
ES07808608.9T ES2542994T3 (es) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Método para la amortiguación de las oscilaciones de la torre en instalaciones eólicas |
BRPI0715895A BRPI0715895B1 (pt) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | método para controlar uma instalação de turbina eólica flutuante |
EP07808608.9A EP2054620B1 (en) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Method for the damping of tower oscillations in wind power installations |
PT78086089T PT2054620E (pt) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Método para o amortecimento de oscilações de torre em instalações de energia eólica |
MX2009001714A MX2009001714A (es) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Metodo para el amortiguamiento de las oscilaciones de la torre en instalaciones de energia eolica. |
CA2660771A CA2660771C (en) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Method for the damping of tower oscillations in wind power installations |
JP2009525514A JP4925071B2 (ja) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | 風力発電設備のタワーの振動を減衰する方法 |
PL07808608T PL2054620T3 (pl) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Sposób tłumienia drgań wieży w instalacjach elektrowni wiatrowych |
PCT/NO2007/000291 WO2008023990A1 (en) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Method for the damping of tower oscillations in wind power installations |
US12/377,896 US8174137B2 (en) | 2006-08-22 | 2007-08-20 | Method for the damping of tower oscillations in wind power installations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20063744A NO335851B1 (no) | 2006-08-22 | 2006-08-22 | Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20063744L NO20063744L (no) | 2008-02-25 |
NO335851B1 true NO335851B1 (no) | 2015-03-09 |
Family
ID=39107009
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20063744A NO335851B1 (no) | 2006-08-22 | 2006-08-22 | Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8174137B2 (no) |
EP (1) | EP2054620B1 (no) |
JP (1) | JP4925071B2 (no) |
CN (1) | CN101558233B (no) |
BR (1) | BRPI0715895B1 (no) |
CA (1) | CA2660771C (no) |
ES (1) | ES2542994T3 (no) |
MX (1) | MX2009001714A (no) |
NO (1) | NO335851B1 (no) |
PL (1) | PL2054620T3 (no) |
PT (1) | PT2054620E (no) |
WO (1) | WO2008023990A1 (no) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO335851B1 (no) * | 2006-08-22 | 2015-03-09 | Hywind As | Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger |
ES2755000T3 (es) * | 2006-09-14 | 2020-04-21 | Vestas Wind Sys As | Métodos para controlar una turbina eólica conectada a la red de suministro eléctrico, turbina eólica y parque eólico |
ES2374666T3 (es) * | 2008-07-16 | 2012-02-20 | Siemens Aktiengesellschaft | Método y disposición para amortiguar oscilaciones de torre. |
US8659178B2 (en) * | 2009-02-27 | 2014-02-25 | Acciona Windpower, S.A. | Wind turbine control method, control unit and wind turbine |
CA2764451C (en) * | 2009-06-05 | 2018-09-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Available power estimator |
ES2382631B1 (es) * | 2009-09-03 | 2013-05-03 | Gamesa Innovation & Technology, S.L. | Metodos y sistemas de control de aerogeneradores |
US9478987B2 (en) * | 2009-11-10 | 2016-10-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Power oscillation damping employing a full or partial conversion wind turbine |
ES2536231T3 (es) * | 2010-08-13 | 2015-05-21 | Vestas Wind Systems A/S | Producción de energía eólica con fluctuaciones de potencia reducidas |
DE102010041508A1 (de) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Repower Systems Se | Drehzahlanpassung einer Windenergieanlage |
US8215896B2 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | General Electric Company | Apparatus and method for operation of an off-shore wind turbine |
US8169098B2 (en) * | 2010-12-22 | 2012-05-01 | General Electric Company | Wind turbine and operating same |
DE102011079433A1 (de) * | 2011-07-19 | 2013-01-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Ansteuerung eines Rotorblatts einer Windturbine |
JP6187935B2 (ja) * | 2011-11-04 | 2017-08-30 | 国立研究開発法人 海上・港湾・航空技術研究所 | 浮体式洋上風力発電施設の制御装置 |
US9644606B2 (en) * | 2012-06-29 | 2017-05-09 | General Electric Company | Systems and methods to reduce tower oscillations in a wind turbine |
CN102926930B (zh) * | 2012-11-12 | 2014-07-09 | 东南大学 | 一种风力发电***的独立变桨控制方法 |
CN103758698B (zh) * | 2014-01-22 | 2016-08-17 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 用于风电机组的转速控制方法和*** |
US9587629B2 (en) | 2014-06-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | Methods and systems to operate a wind turbine system using a non-linear damping model |
US9784241B2 (en) * | 2014-08-25 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for controlling a wind turbine |
JP6506664B2 (ja) * | 2015-09-10 | 2019-04-24 | 株式会社日立製作所 | 風力発電システムまたは風力発電システムの制御方法 |
US10774810B2 (en) | 2016-04-25 | 2020-09-15 | General Electric Company | System and method for estimating high bandwidth tower deflection for wind turbines |
EP3580452B1 (en) * | 2017-02-10 | 2023-07-19 | Vestas Wind Systems A/S | Position based vibration reduction of nacelle movement |
US11635062B2 (en) | 2018-11-07 | 2023-04-25 | General Electric Renovables Espana, S.L. | Wind turbine and method to determine modal characteristics of the wind turbine in a continuous manner |
DE102019105296A1 (de) * | 2019-03-01 | 2020-09-03 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage, Reglerstruktur, Windenergieanlage und Windpark |
US11199175B1 (en) | 2020-11-09 | 2021-12-14 | General Electric Company | Method and system for determining and tracking the top pivot point of a wind turbine tower |
US11703033B2 (en) | 2021-04-13 | 2023-07-18 | General Electric Company | Method and system for determining yaw heading of a wind turbine |
US11536250B1 (en) | 2021-08-16 | 2022-12-27 | General Electric Company | System and method for controlling a wind turbine |
EP4155534A1 (en) * | 2021-09-24 | 2023-03-29 | Siemens Gamesa Renewable Energy A/S | Controlling offshore wind turbines regarding a damping action |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
USRE30590E (en) * | 1970-03-09 | 1981-04-28 | Standard Oil Company (Indiana) | Vertically moored platform |
US4420692A (en) * | 1982-04-02 | 1983-12-13 | United Technologies Corporation | Motion responsive wind turbine tower damping |
US4435647A (en) | 1982-04-02 | 1984-03-06 | United Technologies Corporation | Predicted motion wind turbine tower damping |
US5155375A (en) * | 1991-09-19 | 1992-10-13 | U.S. Windpower, Inc. | Speed control system for a variable speed wind turbine |
DE10016912C1 (de) * | 2000-04-05 | 2001-12-13 | Aerodyn Eng Gmbh | Turmeigenfrequenzabhängige Betriebsführung von Offshore-Windenergieanlagen |
DE10113038C2 (de) * | 2001-03-17 | 2003-04-10 | Aloys Wobben | Turmschwingungsüberwachung |
FR2827015B1 (fr) * | 2001-07-06 | 2005-12-23 | Bouygues Offshore | Eolienne offshore et son procede de construction |
ATE441030T1 (de) * | 2002-03-08 | 2009-09-15 | Ocean Wind Energy Systems | Offshore-windenergieanlage |
DE10337997B4 (de) * | 2003-08-19 | 2005-11-10 | Zeljko Gajic | Befestigungsvorrichtung für eine Off-shore-Windenergieanlage |
US7692322B2 (en) * | 2004-02-27 | 2010-04-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Wind turbine generator, active damping method thereof, and windmill tower |
US7317260B2 (en) * | 2004-05-11 | 2008-01-08 | Clipper Windpower Technology, Inc. | Wind flow estimation and tracking using tower dynamics |
JP4766844B2 (ja) * | 2004-06-08 | 2011-09-07 | 株式会社Ihi | 水上風力発電装置 |
US7309930B2 (en) * | 2004-09-30 | 2007-12-18 | General Electric Company | Vibration damping system and method for variable speed wind turbines |
US20060082160A1 (en) * | 2004-10-14 | 2006-04-20 | Lee Tommy L | Wind powered generator platform |
NO325856B1 (no) * | 2005-11-01 | 2008-08-04 | Hywind As | Fremgangsmåte for demping av ustabile frie stivlegeme egensvingninger ved en flytende vindturbininstallasjon |
NO335851B1 (no) * | 2006-08-22 | 2015-03-09 | Hywind As | Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger |
-
2006
- 2006-08-22 NO NO20063744A patent/NO335851B1/no unknown
-
2007
- 2007-08-20 EP EP07808608.9A patent/EP2054620B1/en active Active
- 2007-08-20 MX MX2009001714A patent/MX2009001714A/es active IP Right Grant
- 2007-08-20 BR BRPI0715895A patent/BRPI0715895B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-08-20 ES ES07808608.9T patent/ES2542994T3/es active Active
- 2007-08-20 WO PCT/NO2007/000291 patent/WO2008023990A1/en active Application Filing
- 2007-08-20 US US12/377,896 patent/US8174137B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-08-20 PL PL07808608T patent/PL2054620T3/pl unknown
- 2007-08-20 JP JP2009525514A patent/JP4925071B2/ja active Active
- 2007-08-20 PT PT78086089T patent/PT2054620E/pt unknown
- 2007-08-20 CA CA2660771A patent/CA2660771C/en active Active
- 2007-08-20 CN CN2007800347941A patent/CN101558233B/zh active Active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
WIND ENERGY HANDBOOK; John Wiley & Sons, Ltd, 2001, kapittel 8: "The Controller" * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0715895A2 (pt) | 2013-07-30 |
BRPI0715895A8 (pt) | 2017-02-14 |
CN101558233B (zh) | 2012-02-22 |
JP4925071B2 (ja) | 2012-04-25 |
ES2542994T3 (es) | 2015-08-13 |
WO2008023990A1 (en) | 2008-02-28 |
NO20063744L (no) | 2008-02-25 |
CA2660771A1 (en) | 2008-02-28 |
MX2009001714A (es) | 2009-02-25 |
JP2010501777A (ja) | 2010-01-21 |
EP2054620A4 (en) | 2013-06-19 |
BRPI0715895B1 (pt) | 2020-06-09 |
EP2054620B1 (en) | 2015-06-24 |
US20100045038A1 (en) | 2010-02-25 |
PT2054620E (pt) | 2015-09-10 |
PL2054620T3 (pl) | 2015-12-31 |
EP2054620A1 (en) | 2009-05-06 |
US8174137B2 (en) | 2012-05-08 |
CA2660771C (en) | 2012-06-19 |
CN101558233A (zh) | 2009-10-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO335851B1 (no) | Fremgangsmåte ved vindturbininstallasjon for demping av tårnsvingninger | |
EP1952017B1 (en) | A method for damping tower vibrations in a wind turbine installation | |
Skaare et al. | Integrated dynamic analysis of floating offshore wind turbines | |
US9670908B2 (en) | Installation and method for exploiting wind energy | |
Cermelli et al. | WindFloat: a floating foundation for offshore wind turbines—part II: hydrodynamics analysis | |
CN102644546B (zh) | 风力涡轮机的叶片载荷减少 | |
Skaare et al. | Importance of control strategies on fatigue life of floating wind turbines | |
JP5443629B1 (ja) | 洋上風力発電装置および風力タービン制御装置 | |
US11572864B2 (en) | Floating wind turbine platform controlled to optimize power production and reduce loading | |
US20150147174A1 (en) | Coordinated control of a floating wind turbine | |
US20070212209A1 (en) | Method For Reduction Of Axial Power Variations Of A Wind Power Plant | |
Gaspar et al. | Compensation of a hybrid platform dynamics using wave energy converters in different sea state conditions | |
Sergiienko et al. | Review of scaling laws applied to floating offshore wind turbines | |
NO317431B1 (no) | Anordning ved vindkraftverk pa dypt vann | |
US20170314525A1 (en) | Underwater floating-type ocean current power generation device | |
JP2022548108A (ja) | オフショア浮動タワー風力タービンの制御方法並びに制御方法を使用する制御システム及び風力タービン | |
Kluger et al. | A first-order dynamics and cost comparison of wave energy converters combined with floating wind turbines | |
DK201470456A1 (en) | System for and Method of reducing Wake Effect of Offshore Wind Turbines | |
Dinius et al. | Control actuation options for the SpiderFLOAT floating offshore wind substructure | |
US20240183333A1 (en) | Floating wind turbine control below rated wind speed | |
TW201912929A (zh) | 風力發電裝置 | |
Themistokleous | Yaw control for floating wind turbines | |
Issoglio | Implementation of a Model Predictive Controller (MPC) for Floating Offshore Wind Turbines (FOWT) | |
Ma | Fishtailing behaviour of single point moored floating wind turbines | |
DK2807373T3 (en) | COORDINATED CONTROL OF A FLOATING WINDMILL |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO Owner name: HYWIND AS, NO |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: DEHNS NORDIC AS, FORNEBUVEIEN 33, 1366 LYSAKER |