ES2622845T3

ES2622845T3 - Método y aparato para proteger turbinas eólicas de fenómenos extremos

Info

Publication number: ES2622845T3
Application number: ES12722674.4T
Authority: ES
Inventors: Chris Spruce; Robert Bowyer; Christopher Palmer
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2011-05-06
Filing date: 2012-05-03
Publication date: 2017-07-07
Anticipated expiration: 2032-05-03
Also published as: WO2012152280A1; US20140140843A1; CN103597206B; CN103597206A; US9822763B2; EP2705252B1; EP2705252A1

Abstract

Sistema de control para una turbina eólica, que comprende: un dispositivo de detección (20) montado en la turbina eólica para detectar la velocidad de viento en una posición a barlovento de la turbina eólica; un controlador para recibir y procesar señales del dispositivo de detección para detectar una ráfaga operativa extrema a barlovento de la turbina eólica, y para generar una o más señales de control para variar un parámetro de funcionamiento de la turbina eólica en respuesta a la ráfaga operativa extrema detectada, caracterizado porque el controlador comprende un diferenciador (85) para diferenciar una medición de la velocidad de viento detectada, y un filtro (90) para filtrar la señal diferenciada, y en el que el controlador está configurado para detectar la ráfaga operativa extrema cuando, tal como se determinó mediante el filtro, la salida del diferenciador supera (95) un valor predeterminado durante un periodo de tiempo predeterminado.

Description

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DESCRIPCION

Metodo y aparato para proteger turbinas eolicas de fenomenos extremos Campo de la invencion

Esta invencion se refiere a turbinas eolicas y, en particular, a la deteccion de antemano de condiciones de viento extremas aguas arriba y al control de turbinas eolicas en respuesta a tales condiciones detectadas.

Antecedentes de la invencion

Es importante que una turbina eolica tenga una informacion de antemano de la condicion del viento que llegara en breve a la turbina. Tal informacion proporciona al controlador de turbina un tiempo suficiente para ajustar los parametros de funcionamiento, tales como angulo de paso de pala o velocidad de rotor, para que coincidan con las condiciones que se aproximan. Esto puede realizarse por una variedad de razones. A velocidades del viento mas bajas, es importante maximizar la energfa que puede extraerse del viento fijando parametros tales como angulo de paso de pala en una posicion optima. A velocidades del viento mas altas, es importante ajustar los parametros de turbina para evitar el funcionamiento en condiciones que pueden conducir a danos. Las turbinas eolicas tienen una potencia nominal y, cuando se supera esta potencia de salida, se ajustaran el angulo de paso de pala y otros parametros de funcionamiento para reducir la cantidad de energfa que se extrae del viento. Tambien es necesario que las turbinas eolicas esten disenadas para resistir condiciones de funcionamiento extremas. Normalmente, estas condiciones extremas son fenomenos individuales excepcionales o un pequeno numero de fenomenos acumulados que producen grandes cargas, a menudo desequilibradas, sobre la turbina eolica y danaran la turbina o reduciran la vida util global de los componentes de turbina, tales como las palas o la caja de engranajes en una cantidad significativa.

Se requiere que las turbinas eolicas cumplan parametros de diseno en relacion con condiciones extremas tal como se establece en la norma internacional IEC 61400-1 3a edicion 2005. La seccion 6.3.2 de la norma define una variedad de condiciones de viento extremas que incluyen velocidad de viento extrema, turbulencia extrema y rafagas extremas. Con el fin de cumplir estos requisitos, se requiere sobredimensionar considerablemente las turbinas eolicas para el uso habitual, lo que aumenta enormemente la cantidad de material usado en componentes de turbina tales como las palas, la caja de engranajes y la torre. Esto aumenta a su vez el coste de la instalacion de la turbina eolica y el coste de la generacion de energfa.

Se han realizado muchas propuestas para determinar condiciones de viento de antemano. Generalmente, estas incluyen sensores situados en la turbina que determinan el viento aguas arriba. Se da a conocer un ejemplo en el documento EP-A-0970308, que da a conocer el uso de un lfdar o un aparato de deteccion remota similar, montado en la gondola en la turbina eolica, y que detecta las condiciones de varios diametros de rotor aguas arriba de la turbina. Basandose en las condiciones detectadas, el controlador, que puede estar a bordo de la turbina o puede ser un controlador de central eolica independiente, puede ordenar a una turbina individual o grupo de turbinas cambiar sus parametros de funcionamiento antes de que las condiciones de viento detectadas lleguen a la turbina. Se da a conocer otro ejemplo en el documento US-A-20060140764, en el que el lfdar esta montado en el buje de rotor y tiene una pluralidad de direcciones de vision que estan inclinadas alejandose del eje de rotacion del buje, de modo que la rotacion del buje garantiza un barrido conico del aire aguas arriba por el haz. Las multiples direcciones de vision pueden conseguirse tambien usando varios sistemas lfdar dedicados y/o usando lfdar multiplexados o un divisor de haz.

El estado de la tecnica conocido proporciona varios ejemplos de deteccion de antemano de condiciones de viento en una turbina eolica. Sin embargo, nada en la tecnica permite la deteccion de un cambio extremo en las rafagas operativas y por tanto nada puede proteger a la turbina de las consecuencias de una rafaga extrema de este tipo. La presente invencion tiene como objetivo abordar esta deficiencia en el estado de la tecnica anterior.

Por consiguiente, la invencion proporciona un sistema de control para una turbina eolica, tal como se define en la reivindicacion 1.

La invencion tambien proporciona un metodo para controlar una turbina eolica tal como se define en la reivindicacion 12.

Las realizaciones de la invencion tienen la ventaja de que mediante la diferenciacion de un parametro de viento adecuado, puede detectarse el inicio de una rafaga operativa extrema. Esto permite que el controlador de sistema determine si hay una rafaga operativa extrema tal como se define por la IEC 61400-1 comentada a continuacion y, por tanto, si es necesario llevar a cabo una accion evasiva.

Segun la invencion, un filtro determina si la salida del diferenciador supera un valor predeterminado durante un periodo de tiempo predeterminado. Esto tiene la ventaja de que los cambios instantaneos, que pueden producirse por la turbulencia, no estan indicados como fenomenos extremos y un fenomeno extremo solo se senaliza cuando el cambio detectado se mantiene durante un periodo de tiempo.

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El valor predeterminado puede depender de la magnitud de la velocidad de viento detectada. Esto es ventajoso ya que cuanto mas alta es la velocidad de viento, menor es el aumento de velocidad requerido para producir una sobrecarga y danos. El periodo de tiempo predeterminado puede ser de hasta 3 segundos pero normalmente es de 1 segundo.

En otra realizacion de la invencion, el parametro de viento detectado es la velocidad de viento, y las senales de velocidad de viento se descomponen en componentes axiales, laterales y, opcionalmente, verticales. El diferenciador actua sobre la componente axial para determinar la tasa de cambio de la velocidad de viento axial. Este enfoque es ventajoso ya que puede proporcionar una medida mas precisa de la velocidad de rafaga. Alternativamente, el diferenciador puede actuar sobre o bien la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las componentes de viento lateral y axial, o la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las componentes de viento lateral, axial y vertical.

El dispositivo de deteccion puede detectar el parametro de viento en una pluralidad de distancias a barlovento de la turbina eolica. Esto tiene la ventaja de que pueden detectarse cambios en el frente de viento que se aproxima, de modo que no se lleva a cabo ninguna accion evasiva innecesaria cuando una rafaga operativa extrema detectada a una distancia lejana se degrada a un fenomeno que no esta clasificado como extremo a medida que se aproxima a la turbina.

En una realizacion, el dispositivo de deteccion es un lfdar de haces multiples de puertas de seleccion multiples.

La senal de control generada por el controlador en respuesta a una rafaga operativa extrema detectada puede comprender una orden de parada de la turbina o de reduccion de la capacidad normal de la turbina.

La invencion tambien se refiere a una turbina eolica que tiene un sistema de control tal como se define anteriormente.

Breve descripcion de los dibujos

A continuacion se describiran realizaciones de la invencion, solo a modo de ejemplo, y con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

la figura 1 es una representacion esquematica de un frente de viento que incluye una rafaga operativa extrema que se aproxima a una turbina eolica

la figura 2 muestra un diagrama esquematico de una primera realizacion de la invencion; en la que se detecta una rafaga operativa extrema basandose en una componente de velocidad axial; y

la figura 3 muestra un diagrama esquematico de una segunda realizacion de la invencion.

Descripcion de una realizacion

La norma internacional IEC 61400-1 3a edicion, establece los requisitos de diseno para turbinas eolicas. El capttulo 6.3.2 al que se hizo referencia anteriormente establece y define condiciones de viento extremas que incluyen fenomenos de cizalladura del viento, velocidades de viento pico debido a tormentas y cambios rapidos en la velocidad y direccion del viento. La magnitud de una rafaga operativa extrema viene dado por:

imagen1

01 viene dado por 01 = Iref(0,75Vbuje + b); b = 5,6 m/s

Iref es el valor esperado de la turbulencia de altura de buje a una velocidad de viento promedio de 10 min de 15 m/s Vbuje es la velocidad de viento a la altura del buje;

Vei es la velocidad de viento extrema esperada, promediada a lo largo de 3 segundos, en un periodo de un ano;

D es el diametro de rotor

A1 es el parametro de escala de turbulencia, segun A, =

La velocidad de viento esta definida como:

[0,7z Z < 60m [42m z 60 m

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imagen2

La figura 1 ilustra una realizacion de la invencion en la que un Ifdar o un aparato de deteccion remota similar 20 esta montado en una turbina eolica 30. La turbina eolica tiene palas 40 y un buje 50. El Kdar esta montado en la superficie superior de la gondola de turbina detras de las palas de rotor con una direccion de vision que se extiende generalmente delante de las palas. Pueden usarse ubicaciones alternativas para el Kdar, por ejemplo puede montarse en el buje para rotar con el buje para proporcionar un barrido conico. En la figura 1, la direccion de vision del lfdar se muestra mediante las lmeas discontinuas 60. Si no rota con el buje, el lfdar puede estar dotado de un mecanismo de barrido independiente para proporcionar un barrido conico.

El lfdar puede ser un lfdar de puertas de seleccion multiples. Esto quiere decir que el lfdar puede detectar las condiciones de viento en una pluralidad de distancias con respecto a la turbina eolica. Esto hace posible monitorizar el progreso de un fenomeno extremo detectado que puede reducir su intensidad a medida que se aproxima a la turbina eolica. Esto es importante, dado que impide que se lleve a cabo una accion evasiva que es innecesaria si la gravedad del fenomeno disminuye a medida que se aproxima a la turbina. Reaccionar a un fenomeno extremo es indeseable a menos que sea absolutamente necesario y producira una perdida temporal en la produccion de energfa. Sin embargo, detectar las condiciones de viento relativamente lejos de la turbina es deseable, dado que proporciona mas tiempo a la turbina para reaccionar.

El lfdar es un lfdar de haces multiples que tiene al menos dos haces que le permiten detectar la direccion de movimiento. Aunque no es esencial, el lfdar puede tener tres o mas haces. Estos haces pueden producirse mediante cualquier metodo adecuado, por ejemplo usando un unico dispositivo lfdar con un divisor de haz o multiplexor o usando una pluralidad de dispositivos.

En la figura 1, el lfdar 20 detecta las condiciones de viento en dos intervalos: 50 m y 100 m. Esto es solo a modo de ejemplo y puede elegirse un numero diferente de intervalos dependiendo del lugar y el numero de intervalos que el lfdar elegido puede medir. Se muestra un frente de viento 70 avanzando hacia la turbina. Este frente cambia de intensidad en un punto justo antes del intervalo de 100 m, mostrandose el cambio mediante una serie de lmeas separadas de manera cercana 80 que representan una rafaga que se encuentra dentro de la definicion de rafaga operativa extrema proporcionada anteriormente. En el intervalo de 50 m, el lfdar no detecta la rafaga, dado que no ha avanzado todavfa lo suficientemente lejos hacia la turbina. Para determinar si las condiciones de viento detectadas en el intervalo de 100 m deben tratarse como rafaga operativa extrema, el controlador de turbina eolica diferencia una medida de la senal de velocidad de viento proporcionada por el lfdar para determinar la tasa de cambio de velocidad. En la practica, las senales de velocidad de viento cambiaran frecuentemente de manera instantanea una gran cantidad. Sin embargo, al determinar si el cambio puede tratarse como fenomeno extremo, es importante determinar si esta tasa de cambio se mantiene a lo largo de un periodo de tiempo, por ejemplo entre aproximadamente de 0,5 a 2 segundos. Esto puede conseguirse filtrando la senal diferenciada. Si la senal alcanza el umbral, entonces el controlador puede ordenar la accion evasiva. Para un lfdar con puertas de seleccion multiples, el controlador puede determinar si la senal alcanza el umbral (este umbral puede variar de una puerta de seleccion a otra) para puertas de seleccion consecutivas, antes de ordenar la accion evasiva; de nuevo, esto es para reducir las activaciones falsas.

El controlador examina la velocidad de viento detectada y descompone esta velocidad en componentes de velocidad lateral y axial, representando la componente lateral la velocidad de desplazamiento en una direccion paralela al plano de rotacion del rotor de turbina eolica, o normal a su eje de rotacion, y representando la componente axial la velocidad paralela al eje de rotacion. Una vez que se ha determinado la componente axial, se diferencia para proporcionar la aceleracion o tasa de cambio de la componente axial. Si esta aceleracion supera el umbral proporcionado, entonces se lleva a cabo la accion. El umbral puede superarse durante un periodo de tiempo tal como se menciono anteriormente para que el cambio de direccion se trate como cambio extremo. El periodo de tiempo puede depender de la magnitud de la aceleracion, de modo que puede ser necesario detectar un frente de viento que cambia mas rapidamente durante un tiempo mas corto que uno que apenas supera el umbral de fenomeno extremo para que se lleve a cabo la accion evasiva.

Como alternativa para examinar de manera sencilla la componente de velocidad axial, el controlador puede examinar el cambio de velocidad de viento total determinando V( V/af 2 + Vax 2) donde Vlat es la velocidad lateral y Vax es la velocidad axial. Otra alternativa, si el lfdar tiene 3 o mas haces, es usar la magnitud absoluta del viento calculando V(V*at2 + Vax2 + Vvert2) donde VVert es la componente de velocidad vertical del viento.

Una vez que el controlador detecta que el umbral se ha superado durante el tiempo predeterminado, ordena a la turbina llevar a cabo la accion evasiva. Esto puede requerir una parada controlada o una parada de emergencia de la turbina o alguna otra accion tal como variar el angulo de paso de pala para la potencia de salida. La eleccion de la accion evasiva dependera de la gravedad del fenomeno extremo.

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Las figuras 2 y 3 ilustran las dos realizaciones descritas. En la figura 2, un Ifdar 20 montado en una turbina eolica emite una pluralidad de haces 60 para detectar un parametro del frente de viento a barlovento 70. En esta realizacion, el lfdar es un lfdar de haces multiples que tiene una pluralidad de haces o direcciones de vision, mostrandose dos en la figura, y que detecta la velocidad del viento. El controlador actua sobre la salida de senal de velocidad mediante el lfdar 20 en 80 para descomponer esta velocidad en dos componentes: una velocidad axial en la direccion del eje de rotacion del rotor de turbina eolica, y una velocidad lateral que es la velocidad en el plano del rotor o normal al eje de rotacion. Un diferenciador 85 actua sobre la velocidad axial para proporcionar una salida dVax/dt que es la aceleracion axial del viento y por tanto es indicativa de un cambio en las condiciones de viento que podna indicar una rafaga operativa extrema. Esta salida se proporciona a un filtro 90 que filtra la senal a lo largo de un periodo de tiempo predeterminado. En esta realizacion, el periodo de tiempo predeterminado es de 1 segundo. Un detector de umbral 95 recibe la salida del filtro y una indicacion de velocidad de viento y determina si se ha superado el umbral. El detector de umbral incluye una tabla de consulta de umbrales a diferentes velocidades de viento. En 100, donde la salida del detector de umbral indica un fenomeno extremo, el controlador ordena una accion evasiva y provoca por consiguiente que se ajuste un parametro de la turbina eolica. Este parametro puede ser una parada total.

La realizacion de la figura 3 es similar a la de la figura 2, excepto porque el controlador actua sobre la senal de salida mediante el lfdar 20 en 80 para determinar la velocidad de viento descomponiendo la medicion de velocidad de viento del lfdar en sus componentes axial y lateral y tomando entonces la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las dos componentes V( Vat 2 + Vax 2). El diferenciador 85 actua sobre la velocidad medida resultante para proporcionar una salida para el filtro 90 dV/dt que es una medida de aceleracion del viento y por tanto indicativa de una rafaga operativa extrema.

Por tanto, las realizaciones de la invencion permiten que se detecten rafagas operativas extremas y se lleve a cabo una accion evasiva antes de que los fenomenos lleguen a la turbina eolica. Esto se consigue determinando la aceleracion de al menos una componente axial del viento y la velocidad de viento. Esto permite cambiar las restricciones de diseno en la turbina, de modo que no tienen que resistir la carga producida por cambios extremos en la direccion del viento. A su vez, esto permite a los disenadores de turbinas eolicas usar componentes mas ligeros, reduciendo el coste de las turbinas eolicas y por tanto el coste de la produccion de energfa. Alternativamente, permite que los componentes existentes se hagan funcionar a potencias de salida nominales mas altas, incrementando por tanto la energfa que puede extraerse de una turbina dada.

Son posibles muchas modificaciones a las realizaciones descritas anteriormente y se les ocurriran a los expertos en la tecnica sin apartarse de la invencion. Por ejemplo, el controlador puede montarse en, y ser parte de, una turbina individual, o puede ser un controlador remoto que controla multiples turbinas que forman un parque eolico o parte de un parque eolico.

Claims

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REIVINDICACIONES

Sistema de control para una turbina eolica, que comprende:

un dispositivo de deteccion (20) montado en la turbina eolica para detectar la velocidad de viento en una posicion a barlovento de la turbina eolica;

un controlador para recibir y procesar senales del dispositivo de deteccion para detectar una rafaga operativa extrema a barlovento de la turbina eolica, y para generar una o mas senales de control para variar un parametro de funcionamiento de la turbina eolica en respuesta a la rafaga operativa extrema detectada, caracterizado porque el controlador comprende un diferenciador (85) para diferenciar una medicion de la velocidad de viento detectada, y un filtro (90) para filtrar la senal diferenciada, y en el que el controlador esta configurado para detectar la rafaga operativa extrema cuando, tal como se determino mediante el filtro, la salida del diferenciador supera (95) un valor predeterminado durante un periodo de tiempo predeterminado.

Sistema de control segun la reivindicacion 1, en el que el valor predeterminado depende de la magnitud de la velocidad de viento detectada.

Sistema de control segun la reivindicacion 1, en el que el controlador comprende ademas un divisor para descomponer las senales de velocidad de viento del dispositivo de deteccion en componentes axial y lateral, y en el que el diferenciador actua sobre la componente axial.

Sistema de control segun la reivindicacion 1, en el que el controlador comprende ademas un divisor para descomponer las senales de velocidad de viento del dispositivo de deteccion en componentes axial, lateral y vertical, y en el que el diferenciador actua sobre la componente axial.

Sistema de control segun la reivindicacion 1, en el que el controlador comprende ademas un divisor para descomponer las senales de velocidad de viento del dispositivo de deteccion en componentes axial y lateral, y en el que el diferenciador actua sobre la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las componentes axial y lateral.

Sistema de control segun la reivindicacion 1, en el que el controlador comprende ademas un divisor para descomponer las senales de velocidad de viento del dispositivo de deteccion en componentes axial, lateral y vertical, y en el que el diferenciador actua sobre la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las componentes axial, lateral y vertical.

Sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior, en el que el dispositivo de deteccion es un lfdar de haces multiples.

Sistema de control segun la reivindicacion 7, en el que el lfdar es un lfdar de puertas de seleccion multiples.

Sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior, en el que la senal de control generada por el controlador en respuesta a una rafaga operativa extrema detectada comprende una orden de parada de turbina.

Sistema de control segun la reivindicacion 8, en el que la senal de control generada por el controlador en respuesta a una rafaga operativa extrema detectada, activada a lo largo de puertas de seleccion multiples, comprende una orden de parada de turbina.

Turbina eolica que incluye un sistema de control segun cualquier reivindicacion anterior.

Metodo para controlar una turbina eolica, que comprende:

• detectar la velocidad de viento en una posicion a barlovento de la turbina eolica usando un dispositivo de deteccion montado en la turbina;

• recibir y procesar las senales del dispositivo de deteccion en un controlador, en el que procesar las senales comprende diferenciar una medicion de la velocidad de viento detectada;

• filtrar la senal diferenciada para determinar si la senal diferenciada supera un valor predeterminado durante un periodo de tiempo predeterminado, detectando de este modo una rafaga operativa extrema; y

• generar una o mas senales de control para variar un parametro de funcionamiento de la turbina eolica en respuesta a la rafaga operativa extrema detectada.

Metodo segun la reivindicacion 12, en el que el valor predeterminado de la velocidad de viento diferenciada depende de la magnitud de la velocidad de viento detectada.

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17.

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Metodo segun la reivindicacion 12, que comprende ademas descomponer la velocidad de viento detectada en senales de componente axial y lateral, y diferenciar la componente axial.

Metodo segun la reivindicacion 12, que comprende ademas descomponer la velocidad de viento detectada en senales de componente axial, lateral y vertical, y diferenciar la componente axial.

Metodo segun la reivindicacion 12, que comprende ademas descomponer las senales de velocidad de viento en senales de componente axial y lateral, y diferenciar la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las componentes axial y lateral.

Metodo segun la reivindicacion 12, que comprende ademas descomponer las senales de velocidad de viento en senales de componente axial, lateral y vertical, y diferenciar la rafz cuadrada de la suma de los cuadrados de las componentes axial, lateral y vertical.

18. Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 12 a 17, en el que la senal de control generada por el controlador en respuesta a una rafaga operativa extrema detectada comprende una orden de parada de turbina.