ES2818100T3 - Método y sistema de control para turbinas eólicas - Google Patents

Abstract

Un método de control de una turbina eólica (1), comprendiendo el método: determinar un consumo de vida a fatiga objetivo para cada uno de uno o más componentes de la turbina eólica; comparar el consumo de vida a fatiga objetivo con una medida de consumo de vida a fatiga para cada uno de los uno o más componentes de turbina; y controlar la salida de potencia de turbina basándose en la comparación; caracterizado porque el consumo de vida a fatiga objetivo se determina combinando datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica y datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga causados por variaciones estacionales en condiciones de funcionamiento de turbina; en el que los datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga se obtienen a partir de una programación estacional que define las tasas estacionales previstas de acumulación de daños por fatiga, derivada la programación estacional: i) a partir de datos ambientales para el sitio en el que se ubica la turbina eólica y/o el sitio en el que se ubica una planta de energía eólica que incluye la turbina eólica y/o los sitios en los que se ubican una o más plantas de energía eólica cercanas; y ii) usando valores de la salida de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil.

Description

DESCRIPCIÓN

Método y sistema de control para turbinas eólicas

Realizaciones de la presente invención se refieren a métodos y sistemas de control para su uso en la protección de una turbina eólica del desgaste excesivo de componentes.

La figura 1A ilustra una turbina eólica grande convencional 1, como se conoce en la técnica, que comprende una torre 10 y una góndola de turbina eólica 20 situada en la parte superior de la torre 10. El rotor de turbina eólica 30 comprende tres palas de turbina eólica 32, cada una que tiene una longitud L. El rotor de turbina eólica 30 puede comprender otro número de palas 32, como una, dos, cuatro, cinco o más. Las palas 32 están montadas en un buje 34 que se ubica a una altura H por encima de la base de la torre. El buje 34 está conectado a la góndola 20 a través de un árbol de baja velocidad (no mostrado) que se extiende desde la parte delantera de la góndola 20. El árbol de baja velocidad acciona una caja de engranajes (no mostrada) que aumenta la velocidad rotacional y, a su vez, acciona un generador eléctrico dentro de la góndola 20 para convertir la energía extraída del viento por las palas rotatorias 32 en la salida de potencia eléctrica. Las palas de turbina eólica 32 definen un área barrida A, que es el área de un círculo delineado por las palas rotatorias 32. El área barrida determina cuánta masa de aire dada se intercepta por la turbina eólica 1 y, por tanto, influye en la salida de potencia de la turbina eólica 1 y las fuerzas y momentos de flexión experimentados por los componentes de la turbina 1 durante el funcionamiento. La turbina puede estar en tierra, como se ilustra, o en mar. En este último caso, la torre estará conectada a un monopilote, trípode, celosía u otra estructura de cimentación, y la cimentación puede ser o bien fija o bien flotante.

Cada turbina eólica tiene un controlador de turbina eólica, que puede ubicarse en la base de la torre o en la parte superior de la torre, por ejemplo. El controlador de turbina eólica procesa entradas de sensores y otros sistemas de control y genera señales de salida para actuadores como actuadores de paso, controlador de par de fuerzas de generador, contactores de generador, conmutadores para activar frenos del árbol, motores de guiñada, etc.

La figura 1B muestra, de manera esquemática, un ejemplo de una planta de energía eólica convencional 100 que comprende una pluralidad de turbinas eólicas 110, el controlador de cada una de las cuales se comunica con un controlador de planta de energía (PPC) 130. El PPC 130 puede comunicarse bidireccionalmente con cada turbina. Las turbinas envían potencia a un punto de conexión de red 140, como se ilustra mediante la línea gruesa 150. En funcionamiento, y suponiendo que las condiciones del viento lo permitan, cada una de las turbinas eólicas 110 enviará la máxima potencia activa hasta su potencia nominal especificada por el fabricante.

La figura 2 ilustra una curva de potencia convencional 55 de una turbina eólica que representa gráficamente la velocidad del viento en el eje x frente a la salida de potencia en el eje y. La curva 55 es la curva de potencia normal para la turbina eólica y define la salida de potencia por el generador de turbina eólica en función de la velocidad del viento. Como bien se conoce en la técnica, la turbina eólica comienza a generar potencia en una velocidad del viento de arranque Vmín. La turbina entonces se hace funcionar en condiciones de carga parcial (también conocida como carga parcial) hasta que se alcanza la velocidad nominal del viento en el punto V^r. A la velocidad nominal del viento se alcanza la potencia nominal del generador (o de régimen nominal) y la turbina se hace funcionar a plena carga. La velocidad del viento de arranque en una turbina eólica típica puede ser de 3 m/s y la velocidad nominal del viento puede ser de 12 m/s, por ejemplo. El punto Vmáx es la velocidad del viento de interrupción que es la velocidad del viento más alta a la que la turbina eólica puede hacerse funcionar mientras se entrega potencia. A velocidades de viento iguales a y, por encima de, la velocidad del viento de interrupción, la turbina eólica se apaga por razones de seguridad, en particular para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica. Alternativamente, la salida de potencia puede reducirse en función de la velocidad del viento a potencia cero.

La potencia nominal de una turbina eólica se define en el documento IEC 61400 como la salida de potencia eléctrica máxima continua que una turbina eólica está diseñada para lograr en condiciones normales de funcionamiento y externas. Las turbinas eólicas grandes comerciales están generalmente diseñadas para una vida útil de 20 a 25 años y están diseñadas para hacerse funcionar a la potencia nominal de modo que no superen las cargas de diseño y la vida a fatiga de los componentes.

Las tasas de acumulación de daños por fatiga de componentes individuales en turbinas eólicas varían sustancialmente en diferentes condiciones de funcionamiento. La tasa de desgaste, o acumulación de daños, tiende a aumentar a medida que aumenta la potencia generada. Las condiciones del viento también afectan a la tasa de acumulación de daños. Para algunos componentes mecánicos, el funcionamiento en turbulencia muy alta provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga que es muchas veces mayor que en turbulencia normal. Para algunos componentes eléctricos, el funcionamiento a temperaturas locales muy altas, que pueden provocarse por altas temperaturas ambientales, provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga, como la tasa de rotura de aislamiento, que es muchas veces mayor que en temperaturas normales. Como ejemplo, una regla general para bobinados de generador es que una disminución de 10°C en la temperatura de bobinado aumenta la vida útil en un 100 %.

Recientemente se ha avanzado en el control de turbinas de manera que pueden producir más potencia que la potencia nominal como se indica mediante el área sombreada 58 de la figura 2. El término “funcionamiento por encima de la capacidad nominal” se entiende que significa la producción de más de la potencia activa nominal durante el funcionamiento a plena carga mediante el control de uno o más parámetros de turbina como la velocidad de rotor, par de fuerzas o corriente de generador. Un aumento en la demanda de velocidad, la demanda de par de fuerzas y/o la demanda de corriente de generador aumenta la potencia adicional producida por funcionamiento por encima de la capacidad nominal, mientras que una disminución en la demanda de velocidad, par de fuerzas y/o corriente de generador disminuye la potencia adicional producida por funcionamiento por encima de la capacidad nominal. Como se entenderá, el funcionamiento por encima de la capacidad nominal se aplica a la potencia activa, y no a la potencia reactiva. Cuando la turbina está funcionando por encima de la capacidad nominal, la turbina funciona de manera más enérgica de lo normal, y el generador tiene una salida de potencia que es superior a la potencia nominal para una velocidad del viento dada. El nivel de potencia de funcionamiento por encima de la capacidad nominal puede ser hasta un 30 % superior a la salida de potencia nominal, por ejemplo. Esto permite una mayor extracción de potencia cuando esto es ventajoso para el operador, particularmente cuando condiciones externas como la velocidad del viento, turbulencia y los precios de la electricidad permiten una generación de potencia más rentable.

El funcionamiento por encima de la capacidad nominal provoca un mayor desgaste o fatiga en componentes de la turbina eólica, que puede dar como resultado un fallo temprano de uno o más componentes y requerir el apagado de la turbina para su mantenimiento. Como tal, el funcionamiento por encima de la capacidad nominal está caracterizado por un comportamiento transitorio. Cuando una turbina está funcionando por encima de la capacidad nominal, puede durar tan poco como unos pocos segundos, o durante un período de tiempo prolongado si las condiciones del viento y la vida a fatiga de los componentes son favorables para el funcionamiento por encima de la capacidad nominal.

Las técnicas de control existentes tienden a centrarse en responder directamente a las mediciones de las condiciones de turbina. El documento US-A-6.850.821 da a conocer un controlador de turbina eólica que usa condiciones de esfuerzo medido como una entrada que permite el control de la potencia de salida en función del esfuerzo medido. Por tanto, por ejemplo, la salida de potencia puede reducirse en condiciones de viento muy turbulentas en comparación con condiciones menos turbulentas que tienen la misma velocidad promedio del viento. El documento US-A-2006/0273595 da a conocer el funcionamiento de manera intermitente de una planta de energía eólica a una salida de potencia nominal aumentada basándose en una evaluación de parámetros de funcionamiento con respecto a las tasas de diseño de componentes y el aumento de manera intermitente de la potencia de salida de una turbina eólica basándose en la evaluación. El documento EP-1.911.968 describe un sistema de control de turbina eólica en el que se hace funcionar una turbina dentro de los niveles de potencia nominal usando retroalimentación de un modelo de daños de tiempo continuo que calcula la tasa a la que se acumula el daño en cualquier momento.

Los estimadores de uso de vida útil pueden usarse para garantizar que los límites de carga de fatiga de todos los componentes de la turbina permanezcan dentro de sus tiempos de vida útil de diseño. Las cargas que experimentan un componente dado (ya sean momentos de flexión, temperaturas, fuerzas o movimientos, por ejemplo) pueden medirse y la cantidad de vida a fatiga consumida del componente puede calcularse, por ejemplo usando una técnica como un conteo del flujo de lluvia y la regla de Miner o una ecuación de descomposición química. Basándose en los estimadores de uso de vida útil, las turbinas individuales pueden hacerse funcionar de tal manera que no excedan sus límites de diseño. Un dispositivo, módulo, componente de software o componente lógico para la medición de la vida a fatiga consumida para un componente de turbina dado también puede denominarse su estimador de uso de vida útil, y el mismo acrónimo (LUE) se usará para referirse al algoritmo para determinar una estimación de uso de vida útil y el dispositivo, módulo o software o componente lógico correspondiente.

Los estimadores de uso de vida útil ofrecen una indicación útil de la cantidad de desgaste experimentado por un componente dado. Sin embargo, se ha apreciado que el uso simplemente de LUE en aplicaciones de control de turbinas eólicas, mediante lo cual la salida de potencia de turbina se controla basándose en estimaciones de uso de vida útil, es subóptimo, sobre todo porque ese control solo tiene en cuenta la tasa prevista de acumulación de daños a lo largo de toda la vida útil de la turbina.

En el documento WO 2013/044925 se describe un método particular de control de una turbina eólica en respuesta a el daño experimentado en componentes de la turbina. Un controlador para una turbina eólica incluye un optimizador de turbina y un estimador de uso de vida útil. El optimizador de turbina envía puntos de ajuste para parámetros de funcionamiento de la turbina eólica basándose en una entrada de demanda de potencia y una entrada del estimador de uso de vida útil. El estimador de uso de vida útil calcula una medida de la vida a fatiga consumida por cada uno de una pluralidad de componentes de turbina basándose en un algoritmo de uso de vida útil para cada componente, los algoritmos de uso de vida útil que se hacen funcionar en valores de variables que afectan a la vida a fatiga de los componentes, obteniéndose los valores de sensores en la turbina eólica. Los cálculos de uso de vida útil pueden implementarse en una turbina que ya ha estado en servicio por el uso de datos históricos, y cálculos apropiados, para determinar estimaciones de valores iniciales para los estimadores de uso de vida útil. Otro ejemplo de control de una turbina eólica se describe en el documento US-A-2014/0288855.

La presente invención tiene como objetivo proporcionar métodos y aparatos de control de turbinas eólicas mejorados para proporcionar protección adicional contra el envejecimiento prematuro y la acumulación de daños por fatiga cuando se usan LUE.

Sumario de la invención

La invención se define en las reivindicaciones independientes a las que se hace referencia ahora. Características preferidas se establecen en las reivindicaciones dependientes.

Realizaciones de la invención generalmente se refieren al uso de estimadores de uso de vida útil (LUE) en diversos escenarios de control. Por definición, los LUE están observar en períodos a lo largo de toda la vida útil de la turbina, normalmente de 20 a 25 años. Los cambios en la tasa de acumulación de daños por fatiga son relativamente pequeños de un año a otro, pero normalmente tienen grandes variaciones de mes a mes o de estación a estación. Se ha observado que, cuando se usan LUE en funciones de control de turbina, el rendimiento del control puede ser sustancialmente subóptimo si se usan LUE inmediatamente después de poner en marcha la función de control, sin inicialización. Por ejemplo, si se usa para el control de funcionamiento por encima de la capacidad nominal, y el control de funcionamiento por encima de la capacidad nominal se pone en marcha en mitad de un invierno del hemisferio norte, las condiciones de viento alto suprimirán todo funcionamiento por encima de la capacidad nominal durante cerca de tres estaciones. El valor financiero de la generación en los primeros años de un proyecto es desproporcionadamente alto, y por lo tanto es valioso contar con una estrategia inteligente de control que permita el uso lo antes posible de funcionamiento por encima de la capacidad nominal, u otro control de turbinas basado en LUE, que evite restringir innecesariamente la generación de potencia.

Según un primer aspecto de la invención se proporciona un método de control de una turbina eólicatal como se define mediante la reivindicación adjunta 1.

El control de una turbina eólica según este método tiene la ventaja de que las variaciones estacionales en el daño por fatiga se tienen en cuenta al controlar la salida de potencia de turbina desde el punto de activación del método de control. Esto evita un período de inicialización durante el cual el control de salida de potencia basado en el consumo de vida a fatiga no puede realizarse de manera fiable. Esto también mejora los métodos existentes teniendo en cuenta las variaciones estacionales en el consumo de vida a fatiga desde el punto de activar el método de control.

Opcionalmente, el control de la salida de potencia de turbina producida comprende el control del nivel de potencia al que la turbina eólica está funcionando por encima de la capacidad nominal. Opcionalmente, el método además comprende reducir o evitar el funcionamiento por encima de la capacidad nominal de la turbina si la vida a fatiga consumida por un componente es superior al consumo objetivo de ese componente.

Opcionalmente, los datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga se obtienen a partir de una programación que define la tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga para cada uno de una pluralidad de períodos de tiempo a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica. Opcionalmente cada uno de la pluralidad de períodos de tiempo es un año, o un múltiplo de los mismos. Además, o alternativamente, la programación que define la tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga está determinada por un operador.

Opcionalmente, el método comprende además determinar medidas de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina mediante: la obtención de una o más señales, o valores de variables, que indiquen la vida útil a fatiga de los uno o más componentes de turbina eólica a partir de sensores de turbina; y la aplicación de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil a las señales o valores para determinar las medidas de la vida a fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina. Opcionalmente, el periodo de toma de muestras para las una o más señales, o valores de variables, es entre 10 ms y 4 segundos.

Los datos indicativos de una tasa de acumulación de daños por fatiga se obtienen a partir de una programación que define las tasas estacionales previstas de acumulación de daños por fatiga. Opcionalmente, la programación estacional comprende valores previstos para variaciones en tasas de acumulación de daños por fatiga para cada uno de una pluralidad de períodos de tiempo, siendo los períodos de la misma duración, o más cortos que, una estación. Además, o como alternativa, el programa estacional contiene valores que indican el porcentaje o fracción por el cual la acumulación de daño objetivo se aumenta o disminuye durante un período de tiempo dado dependiendo de la variación estacional.

La programación estacional se deriva de datos ambientales para el sitio en el que se ubica la turbina eólica y/o el sitio en el que se ubica una planta de energía eólica que incluye la turbina eólica y/o los sitios en los que se ubican una o más plantas de energía eólica cercanas. Los datos pueden incluir uno o más de: velocidad del viento, dirección del viento, intensidad de turbulencias, densidad de aire, formación de hielo y topografía de sitio y terreno del sitio o sitios; y/o datos de funcionamiento de energía producida y otras medidas.

Opcionalmente, el método se inicia en un punto en el tiempo después de la puesta en servicio de la turbina eólica. Los datos de sitio pueden incluir: uno o más de velocidad del viento, dirección del viento, intensidad de turbulencias, densidad de aire, formación de hielo y topografía de sitio y terreno para el sitio o los sitios desde la puesta en servicio; y/o datos de funcionamiento de energía producida y otras medidas desde la puesta en servicio.

La programación estacional se deriva además usando valores de la salida de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil. La programación estacional puede derivarse combinando los datos de sitio y los valores de la salida de los uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil según una ponderación. La ponderación hacia los valores de estimador de uso de vida útil puede aumentar a medida que se obtienen datos adicionales de los uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil.

Opcionalmente, los datos de sitio se obtienen antes de la construcción, y/o antes de la puesta en servicio, de la turbina eólica o la planta de energía eólica.

Opcionalmente, determinar un consumo de vida a fatiga objetivo para cada uno de los uno o más componentes de la turbina eólica y comparar el consumo de vida a fatiga objetivo con una medida de consumo de vida a fatiga para cada uno de los uno o más componentes de turbina se realiza con una tasa de toma de muestras de entre una vez cada 10 minutos y una vez al día. Opcionalmente, la tasa de toma de muestras es una vez por hora, o una vez por día. Según un segundo aspecto de la invención, también puede proporcionarse un controlador para una turbina eólica, configurándose el controlador para: determinar un consumo de vida a fatiga objetivo para cada uno de los uno o más componentes de la turbina eólica; comparar el consumo de vida a fatiga objetivo con una medida de consumo de vida a fatiga para cada uno de los uno o más componentes de turbina; y controlar la salida de potencia de turbina basándose en la comparación. El controlador está configurado para determinar el consumo de vida a fatiga mediante la combinación de datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica y datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga provocados por variaciones estacionales en condiciones de funcionamiento de turbina.

Según un tercer aspecto de la invención también puede proporcionarse un controlador correspondiente para una planta de energía eólica.

Según un cuarto aspecto se proporciona un programa informático correspondiente que cuando se ejecuta en un controlador de turbina eólica o controlador de planta de energía eólica provoca que se lleve a cabo cualquiera de los métodos descritos en el presente documento.

Breve descripción de los dibujos

La invención se describirá ahora además a modo de ejemplo solamente y con referencia a las figuras adjuntas en las que:

la figura 1A es una vista frontal esquemática de una turbina eólica convencional;

la figura 1B es una representación esquemática de una planta de energía eólica convencional que comprende una pluralidad de turbinas eólicas;

la figura 2 es un gráfico que ilustra una curva de potencia convencional de una turbina eólica;

la figura 3 es un gráfico que ilustra daños por fatiga experimentados por un componente de turbina de ejemplo a lo largo de un período de dos años, con y sin control de funcionamiento por encima de la capacidad nominal;

la figura 4 es un ejemplo de un controlador según un segundo aspecto de la invención;

la figura 5 es un gráfico que ilustra daños por fatiga experimentado por una primera turbina y su uso para estimar daños por fatiga experimentados por una segunda turbina; y

la figura 6 es el gráfico de la figura 3 con una representación gráfica de ejemplo adicional de daños experimentado al emplear el controlador de la figura 4 como controlador de funcionamiento por encima de la capacidad nominal. Descripción detallada de las realizaciones preferidas

Se describirán realizaciones de la invención que hacen uso de estimadores de uso de vida útil (LUE) en diversos escenarios de control. Esto incluye el uso de estimadores de uso de vida útil en: control de funcionamiento por encima de la capacidad nominal; controles de funcionamiento no por encima de la capacidad nominal, por ejemplo, reducción de funcionamiento para evitar que la vida real de turbina sea inferior a la vida de diseño, y funciones que no implican control de bucle cerrado, por ejemplo, programación de mantenimiento. En particular, las realizaciones se refieren a la inicialización de funciones de control que usan LUE.

La figura 3 muestra un ejemplo del daño por fatiga que puede experimentar un componente de turbina eólica de ejemplo durante un período de dos años. La línea que va del punto A al punto B, definida por puntos y guiones alternos, representa la tasa lineal de manera continua de acumulación de daños por fatiga, a lo largo de una vida útil de 20 a 25 años. Esta línea indica el daño por fatiga que se acumulan a una tasa lineal y a la tasa de diseño, es decir, el 100 % de la vida a fatiga se habrá usado cuando se haya alcanzado la vida útil de turbina. La línea que va del punto A al punto C, definida por guiones espaciados uniformemente, representa un ejemplo de la tasa lineal de manera continua de acumulación de daños por fatiga para un sitio típico de planta de energía de turbina eólica, en el que el 95 % del daño por fatiga de vida útil se producen a lo largo de una vida útil de 20 a 25 años. Esta línea indica la acumulación de fatiga a una tasa más realista para un sitio real, lo que da una utilización del 95 % de la vida a fatiga a lo largo de la vida útil de la turbina.

Debe indicarse que la figura 3 es un esquema a efectos ilustrativos, en particular el eje Y se muestra como “daños por fatiga”, mientras que en la práctica esto puede ser “daños por fatiga máximo en un componente”, y el componente con el daño por fatiga máximo puede variar a medida que pasa el tiempo. Sin embargo, esto no afectaría materialmente a la forma de los gráficos.

Un ejemplo de la acumulación de daños por fatiga a lo largo de dos años típicos, para una planta de energía eólica en el hemisferio norte, se muestra en la línea continua que discurre a través de los puntos A-D-E-F-G-H-I-J-C. Esta línea representa el funcionamiento normal en un sitio típico, es decir, funcionamiento a un nivel de potencia máximo igual a la potencia nominal. Este gráfico es para el caso en el que el funcionamiento comienza al inicio de un período de invierno. Como puede verse, una mayor cantidad de daños por fatiga se experimenta durante las estaciones que tienen velocidades del viento promedio más altas, particularmente durante el invierno. La tasa de acumulación de daños por fatiga puede ser mayor que la tasa lineal prevista de 20 a 25 años durante el invierno, más baja en verano, y aproximadamente igual durante la primavera y el otoño. En el ejemplo de la figura 3, la tendencia de vida de diseño a largo plazo se supera inicialmente, durante A-D-E-K, porque la primera estación de funcionamiento es invierno. Sin embargo, esto no es un problema porque después de un año de funcionamiento, punto G, el daño por fatiga es del 95 % del valor de diseño.

El controlador de turbina del documento WO 2013/044925 describe un optimizador de turbina que compara la proporción de la vida a fatiga consumida por los componentes con un consumo objetivo basándose en la antigüedad del componente, y evita el funcionamiento por encima de la capacidad nominal de la turbina si la vida a fatiga consumida por cualquier componente es mayor que el consumo objetivo para ese componente. En otro ejemplo, el optimizador de turbina compara la proporción de la vida a fatiga consumida por los componentes más dañados con un consumo objetivo basándose en la antigüedad de ese componente y evita el funcionamiento por encima de la capacidad nominal de la turbina si la vida a fatiga consumida es mayor que el consumo objetivo para ese componente. Estos son ejemplos de una función de control en la que la salida de potencia de la turbina se controla usando una señal de nivel de potencia que depende de la vida a fatiga consumida por los componentes de la turbina. Tales métodos de control, ya estén implementados en el controlador de turbina eólica, en el controlador de planta de energía o en cualquier otra ubicación, pueden usarse en cualquier realización de la invención.

Un controlador de turbina eólica que altera la salida de potencia, como la salida de potencia por encima de la capacidad nominal, basándose en una medida de consumo de vida a fatiga puede suponer una acumulación lineal de manera continua de daños por fatiga a lo largo de la vida útil de 20 a 25 años , por ejemplo. La curva de daños por fatiga que se seguirá para una estrategia de control de funcionamiento por encima de la capacidad nominal también se muestra en la figura 3. Esto sigue la línea A-D-E-F inicialmente, pero luego diverge en el punto K y sigue la línea marcada con “L”, que puede verse como que tiene valores de daños por fatiga justo por encima de la línea F-G-H-I-J-C. Este controlador selecciona como objetivo una tasa lineal de acumulación de daños por fatiga a lo largo de 20 a 25 años. Como resultado, la turbina eólica no está en funcionamiento por encima de la capacidad nominal hasta el punto K, lo que ilustra la desventaja de seleccionar como objetivo simplemente una tasa lineal de acumulación de daños por fatiga a lo largo de la vida útil.

Después del punto K, las partes en las que la línea “L” está por debajo de la línea A-B (la línea de puntos y guiones alternos) indican períodos en los que se produce un funcionamiento por encima de la capacidad nominal, y las partes por encima de la línea A-B ilustran cuando no se produce un funcionamiento por encima de la capacidad nominal. Se supone en la figura 3 que el funcionamiento por encima de la capacidad nominal da una tasa de acumulación de daños por fatiga, durante vientos de velocidad del viento por encima de la nominal, es decir, 15 % más alta que en funcionamiento normal. Obsérvese que el funcionamiento por encima de la capacidad nominal solo tiene lugar durante aproximadamente el 20 - 35 % del tiempo total en la mayoría de los sitios. Puede observarse que a lo largo de los dos primeros años de funcionamiento, tiene lugar relativamente poco funcionamiento por encima de la capacidad nominal, y muy poco tiene lugar en los meses de invierno, ya que esto provocaría daños por fatiga por encima del modelo lineal de daños por fatiga. Sin embargo, períodos de daños por fatiga por encima de del promedio pueden desplazarse por períodos de daños por fatiga por debajo del promedio, lo que permite que los componentes de turbina permanezcan finalmente dentro de la envolvente de diseño. Esto representa una oportunidad perdida para la producción de potencia adicional que puede ser particularmente importante para el operador de turbina durante la fase de funcionamiento inicial de una planta de energía eólica.

La envolvente de diseño consiste en el intervalo de parámetros de funcionamiento dentro del cual la turbina está diseñada para hacerse funcionar (envolvente de diseño funcional) o sobrevivir (envolvente de diseño de supervivencia). Por ejemplo, la envolvente de diseño funcional para la temperatura de aceite de la caja de engranajes de parámetro de funcionamiento puede ser de 10°C a 65°C, es decir, si la temperatura de aceite de la caja de engranajes se mueve fuera de este intervalo, entonces la turbina estará fuera de su envolvente de diseño funcional.

En este caso, la turbina está protegida por alarmas (denominadas en el documento IEC 61400-1 como “funciones de protección”) y se apagará si la temperatura de aceite de la caja de engranajes se mueve fuera de este intervalo. Además de estar definido por límites de funcionamiento en tiempo real, como limitaciones de corriente eléctrica y temperaturas, la envolvente de diseño funcional también puede definirse, o alternativamente, por las cargas, incluyendo cargas de fatiga, usadas para diseñar los componentes mecánicos y partes de los componentes eléctricos; es decir, las “cargas de diseño”.

El funcionamiento por encima de la capacidad nominal aprovecha la diferencia que existe normalmente entre las cargas de diseño de los componentes y las cargas experimentadas por cada turbina en funcionamiento, que es normalmente más benigna que las condiciones simuladas de la norma IEC para las que se calcularon las cargas de diseño. El funcionamiento por encima de la capacidad nominal provoca que la demanda de potencia de la turbina se aumente en vientos fuertes hasta que se alcance o bien un límite de funcionamiento especificado por una restricción funcional (temperatura, etc.), o bien hasta que se alcance un límite de potencia superior que se ha establecido para evitar que las cargas de diseño de componentes se superen. Las restricciones funcionales limitan la posible señal de punto de ajuste de funcionamiento por encima de la capacidad nominal en función de diversos parámetros de funcionamiento. Por ejemplo, cuando existe una función de protección en su sitio para iniciar el apagado cuando la temperatura de aceite de la caja de engranajes supera los 65°C como se ha mencionado anteriormente, una restricción funcional puede dictar una disminución lineal en la señal de punto de ajuste funcionamiento por encima de la capacidad nominal máximo posible en función de la temperatura de aceite de la caja de engranajes para temperaturas superiores a 60 °C, alcanzando un “ funcionamiento por encima de la capacidad nominal máximo posible no posible” (es decir, una señal de punto de ajuste de potencia igual a potencia nominal) a 65 °C.

Una solución al problema de la supresión de potencia innecesaria en funciones de control basadas en LUE es usar un período de inicialización. Realizaciones descritas en el presente documento proporcionan una solución alternativa.

Según un aspecto de la invención, puede proporcionarse un controlador mejorado. El controlador mejorado puede evitar la necesidad de inicializar los valores de LUE. En particular, el controlador mejorado evita el uso de un período prolongado para la inicialización de los valores de LUE y, en consecuencia, permite una mayor producción de energía en los primeros años cruciales tras el despliegue del control de funcionamiento por encima de la capacidad nominal.

En general, el controlador implementa un método de control para controlar la salida de potencia por una turbina eólica. El método de control incluye determinar un consumo de vida a fatiga objetivo para cada uno de los uno o más componentes de la turbina eólica; comparar el consumo de vida a fatiga objetivo con una medida de consumo de vida a fatiga para cada uno de los uno o más componentes de turbina; y controlar la cantidad de potencia producida basándose en la comparación. El método de control general puede ser similar al descrito en el documento WO 2013/044925 antes mencionado. Sin embargo, según el primer aspecto, el consumo de vida a fatiga objetivo se determina combinando datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica y datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga provocados por variaciones estacionales en las condiciones de funcionamiento de turbina.

La figura 4 muestra un ejemplo de un controlador 601, que se usa como un controlador de funcionamiento por encima de la capacidad nominal, para controlar el nivel de potencia producido cuando la turbina eólica está en funcionamiento por encima de la capacidad nominal. El controlador recibe, como entrada, datos de las programaciones 602 y 603. Las programaciones pueden estar en forma de tablas almacenadas en memoria accesible por el controlador y que contienen conjuntos de valores. La programación 602 se aplica a todos los componentes para los que se usa un LUE en el controlador, mientras que la programación 603 es específica de componente. Alternativamente, puede proporcionarse una programación específica 602 para cada componente.

La programación 602 define la tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga para al menos una parte de la vida de la turbina. Por ejemplo, la tasa objetivo puede definirse para cada período de un conjunto de períodos de tiempo. En el ejemplo de la figura 4, la tasa objetivo se establece en una base anual, y la programación puede comprender un conjunto de valores que definen la tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga para cada año. Por supuesto, pueden usarse otros períodos de tiempo. Por ejemplo, la programación puede tener valores establecidos para cada 18 meses o cada dos años. La entrada recibida por el controlador, ¿objetivo (iy), es la tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga para el año actual, iy, en el momento de la toma de muestras.

El operador puede definir una programación de la tasa de acumulación de daños por fatiga para cada año de vida de la turbina que permanece. La tasa de vida usada puede ser lineal, es decir, ¿objetivo es la misma para cada año iy. Alternativamente, por ejemplo, la tasa de vida objetivo usada puede establecerse alta para los primeros años de funcionamiento, para potenciar la salida de potencia en los valiosos primeros años. Como ejemplo particular, durante una vida de 20 años, más del 5 % de uso de vida útil se destinaría a cada uno de los primeros años de funcionamiento. Para compensar esto, la vida objetivo puede modificarse a menos del 5 % de uso de vida útil en años posteriores.

La programación 603 define la tasa prevista de acumulación de daños por fatiga para cada estación, para un componente, mostrada en el presente documento como “LUE1”. La tasa prevista indica cómo se prevé que la tasa de acumulación de daños por fatiga varíe debido a las variaciones estacionales en las condiciones de funcionamiento de turbina. La programación puede verse como un modelo que detalla la variación estacional de la tasa de acumulación de daños por fatiga y puede ser específico del sitio de turbina. La entrada recibida por el controlador, ¿prevista (is), es la tasa relativa prevista de acumulación de daños por fatiga para la estación actual, is, en el momento de toma de muestras.

La programación 603 para cada estación puede determinarse en base a los datos históricos para el sitio, y es dependiente de uno o más de los siguientes factores: velocidad del viento, dirección del viento, intensidad de turbulencias, densidad de aire, formación de hielo (monitorizada por ejemplo basándose en el cambio de peso de pala usando sensores de carga) y topografía y terreno del sitio. La tasa relativa prevista de acumulación de daños por fatiga para la estación is, ¿prevista (is), puede calcularse fuera de línea antes del funcionamiento del controlador. Valores de ejemplo para la programación que define variaciones previstas en la tasa de acumulación de daños por fatiga para un componente, a efectos de ilustración, son los siguientes:

Estación 1 (Invierno): 0,9%

Estación 2 (Primavera): 0 %

Estación 3 (Verano): -1,0 %

Estación 4 (Otoño): 0,1 %

Estos valores representan un cambio porcentual o fraccional en el daño soportado por encima del promedio anual del componente. Los valores indican la respectiva tasa relativa de acumulación de daños por fatiga entre estaciones.

Debe indicarse que, aunque la tasa prevista de acumulación de daños por fatiga para cada estación proporciona una medida de cómo la tasa de acumulación de daños por fatiga varía de estación a estación, puede usarse una granulación más fina de los períodos de tiempo a la de estaciones enteras. En particular, los períodos de tiempo más cortos que una estación pueden usarse, como los datos mes a mes, siempre y cuando se tenga cuidado de evitar grandes saltos de mes a mes si los datos históricos disponibles para rellenar la tabla son escasos.

La identificación de los valores para ¿prevista (is) puede usar datos históricos para el sitio específico de turbina y/o datos de otras plantas de energía eólica. Para una turbina eólica que ejecutará el controlador desde el momento de la puesta en servicio, los datos previos a la construcción pueden usarse para identificar la forma prevista de la tasa de uso de LUE a lo largo de los períodos de tiempo elegidos (por ejemplo, estación a estación o mes a mes). Cuando está aplicándose un reajuste del software de controlador a una turbina eólica existente, por ejemplo, algunos años después del momento de la puesta en servicio de la turbina, puede usarse el mismo enfoque, pero con los datos funcionales de la planta de energía eólica y/o turbina eólica, como los almacenados en un sistema SCADA, usándose en lugar de, o además de, los datos previos a la construcción.

La programación de variación estacional para un componente de turbina dado puede determinarse usando herramientas estándar existentes, tales como programas de sitio de turbina. Estos programas pueden calcular diversos parámetros relacionados con las condiciones de funcionamiento de una turbina eólica mediante la realización de un intervalo de cálculos diferentes que pueden ejecutarse en una simulación por ordenador de una turbina eólica. Por ejemplo, el cálculo de programación puede incluir casos de prueba para vientos a velocidades promedio estacionales y duraciones promedio estacionales, para diferentes direcciones del viento, para diferentes turbulencias de viento, y así sucesivamente. Como se apreciará, existen muchas velocidades de viento diferentes, condiciones de viento y/o condiciones de funcionamiento de turbina eólica para las cuales existen casos de prueba que van a ejecutarse en la simulación de turbina eólica de la programación de daños por fatiga. La simulación también puede tener en cuenta la topografía de sitio. Los casos de prueba pueden incluir datos de sitio verdaderos y reales o datos artificiales (por ejemplo, para funcionamiento a velocidades de viento cercanas a la velocidad del viento de interrupción superior, que rara vez se experimentan). La simulación puede calcular o determinar la programación de daños por fatiga estacional soportados por los diversos componentes en la turbina eólica basándose en la simulación de cargas determinadas que afecten a esos componentes de la turbina eólica.

Opcionalmente, tras el funcionamiento de la turbina durante un período de tiempo, entonces puede haber un cambio en la programación 603 de usar la tasa prevista determinada como se indicó anteriormente, a usar la tasa determinada de acuerdo con los LUE haciéndose funcionar como parte del controlador como se describe a continuación. Los LUE proporcionan una medición directa del uso de vida a fatiga y, por lo tanto, pueden usarse para proporcionar una programación más específica de tasas específicas estacionales de acumulación de daños por fatiga. Esta conmutación puede ocurrir después de un período de tiempo predeterminado, por ejemplo un año o más de funcionamiento, o después de la puesta en servicio del control basado en LUE. La transición puede reducirse desde la tasa prevista inicial hasta la tasa determinada de LUE.

En un ejemplo particular, el valor de programación para la tasa prevista de acumulación de daños por fatiga en un momento dado puede determinarse usando tanto datos históricos del sitio como valores derivados de LUE. Por ejemplo, la tasa prevista de acumulación de daños por fatiga para un período de tiempo dado según la programación puede calcularse como un promedio entre la tasa prevista basándose en datos históricos de sitio y la tasa prevista basándose en datos de LUE. Puede aplicarse una ponderación a los valores obtenidos por ambos métodos y un promedio ponderado usado.

Las ponderaciones aplicadas a los valores obtenidos por los datos históricos para el sitio y los valores derivados de LUE pueden variar con el tiempo. A medida que se acumulan más datos por los LUE, puede colocarse una mayor ponderación sobre los valores obtenidos según este método, y una menor ponderación puede colocarse sobre los valores obtenidos usando programas de sitio y/o datos previos a la construcción. La ponderación aplicada puede depender directamente del período de tiempo de datos disponibles según el método particular. Por ejemplo, si se dispone de 2 años de datos previos a la construcción/de sitio y solo se dispone de un año de datos de LUE, la ponderación puede aplicarse 2:1 a favor del valor determinado usando datos de sitio. A medida que aumenta el período de tiempo para datos disponibles usando LUE, aumenta la ponderación hacia valores derivados de LUE y disminuye la ponderación relativa hacia datos basados en sitio.

Los datos a partir de los cuales se determina la programación 603 pueden ser insuficientes por un número de razones. Por ejemplo, los datos previos a la construcción disponibles o previos a la puesta en servicio para una turbina dada pueden ser insuficientes, por ejemplo, se dispone de datos de menos de un año completo. Alternativamente, o además, una turbina dada puede estar sometida a retraso en la construcción y/o se pone en servicio más tarde que otras turbinas, o experimenta un tiempo de inactividad sustancialmente pronto, con el resultado de que los datos de LUE para esa turbina pueden no ser todavía un indicador preciso de la tasa prevista de acumulación de daños por fatiga para las diferentes estaciones.

Con el fin de complementar la programación 603, puede usarse la información de LUE asociada con una o más de otras turbinas para dar una estimación generalmente más precisa para valores de ¿prevista (is).

La información de LUE puede tomarse de una o más de otras turbinas que se encuentran en las mismas proximidades que la turbina en cuestión. Esto puede aplicarse en particular a turbinas ubicadas en el mismo sitio de la planta de energía eólica, pero puede obtenerse información útil para turbinas en las mismas proximidades geográficas donde las variaciones estacionales en condiciones de funcionamiento, como la velocidad del viento y la densidad de aire, sean similares. Las mismas proximidades geográficas pueden incluir turbinas de hasta 100 km desde la turbina en cuestión, por ejemplo.

Preferiblemente, las turbinas usadas para proporcionar datos adicionales basados en LUE son del mismo tipo que la turbina en cuestión.

Como característica opcional adicional, los datos de LUE de una o más de otras turbinas pueden usarse para definir la forma, o variación relativa, de la tasa de uso de vida a fatiga de LUE prevista para una turbina dada de interés.

La figura 5 muestra un gráfico de ejemplo en el que se muestra la tasa relativa de acumulación de daños por fatiga para cada estación para una primera turbina, WT1. La tasa de acumulación de daños por fatiga se determina usando uno o más LUE aplicados a esa turbina. Aunque no se muestran, datos relativos a la tasa de acumulación de daños por fatiga para WT1 pueden haberse acumulado para uno o más años anteriores para proporcionar un año completo de datos relativos a variaciones estacionales en la tasa de acumulación de daños por fatiga.

Una segunda turbina, WT2, experimenta un período de tiempo de inactividad, mostrado para invierno y primavera en este ejemplo. El tiempo de inactividad puede deberse a un fallo con la turbina o a que la turbina se retrasó en la puesta en servicio, entre otras razones.

En lugar de depender de los datos de sitio previos a la construcción para determinar una programación 603 de la tasa prevista de acumulación de daños por fatiga para WT2, los datos de LUE de WT1 pueden usarse para proporcionar una programación, en el supuesto de que las tasas relativas de acumulación de daños para las estaciones serán similares para WT1 y WT2. Opcionalmente, puede usarse un desplazamiento para compensar diferencias de tasa de acumulación de daños por fatiga entre turbinas. El valor de desplazamiento dependerá de si la turbina de interés, WT2, es posible que provoque daños por fatiga a una tasa inferior o superior a WT1. Este desplazamiento dependerá de la posición de WT2 con respecto a WT1 dentro de la planta de energía eólica, y por lo tanto puede determinarse basándose en información de sitio, incluyendo opcionalmente información topográfica.

Se muestran tasas promedio de acumulación de daños por fatiga en la figura 5 para cada estación. Los períodos de tiempo pueden ser más cortos en duración, como mensualmente.

La información de LUE procedente de la turbina WT1 y/u otras turbinas en las mismas proximidades puede combinarse con datos de sitio previos a la construcción de la manera descrita anteriormente para llegar a una programación 603 más precisa si se requiere.

La fatiga objetivo para un tiempo dado se calcula a partir de dos programaciones 602 y 603 en determinados momentos de toma de muestras, y se compara con los valores de LUE mediante una base componente a componente. La diferencia de valores objetivo con respecto a los valores de LUE se usa para controlar la salida de potencia de la turbina eólica. A continuación se describe un ejemplo específico de cómo puede lograrse esto.

Con referencia al resto del controlador 601, se toman muestras periódicamente de dos entradas de las programaciones 602 y 603 en el periodo de tiempo de controlador AT. Debe indicarse que las líneas en ángulo con arcos a través de las mismas indican elementos de toma de muestras con tasas de toma de muestras constantes. El daño por fatiga objetivo en un tiempo dado se calcula combinando la tasa objetivo especificada de acumulación de daños por fatiga de controlador con la variación estacional prevista. El daño por fatiga objetivo puede modificarse según la tasa estacional prevista de acumulación. La salida, ¿objetivo (iy, is, t), es el daño por fatiga objetivo para el tiempo t en la estación is en el año iy. A continuación se muestra un ejemplo:

El componente es cojinetes de caja de engranajes.

¿objetivo(iy) = [6 % 5,9 % 5,8 %...]

p^revista (is) = [+0,9 % 0 -1 % 0,1 %], donde:

La estación 1 es invierno

La estación 2 es primavera

La estación 3 es verano

La estación 4 es otoño

Fecha de puesta en servicio de turbina = primer día de estación de invierno

Tiempo t = punto medio del otoño del 3er año de funcionamiento

Entonces:

¿objetivo (iy, is, t) = (objetivo de fatiga del año 1) (objetivo de fatiga del año 2) (3,5/4) * (objetivo de fatiga del año 3) (desplazamiento de fatiga previsto de la estación 1) (desplazamiento de fatiga previsto de la estación 2) (desplazamiento de fatiga previsto de la estación 3) 0,5 * (desplazamiento de fatiga previsto de la estación 4)

= 6 % 5,9 % (3,5/4)*5,8 % 0,9 % 0 % -1 % 0,5*0,1 %

= 16,925 %

El daño por fatiga objetivo ¿objetivo (iy, is, t), se usa entonces para controlar la potencia producida por la turbina. El daño por fatiga objetivo en el tiempo t se compara con el daño real, determinado usando LUE1, por un comparador que da un valor de, la señal de error de daños por fatiga. Esto se alimenta a un controlador “C” que convierte el error de daños por fatiga en una demanda de potencia PdORci. Esto puede lograrse usando teoría de control estándar, por ejemplo multiplicando de por el inverso de la ganancia de bucle abierto y luego aplicando una ley de control como control proporcional-integral (PI). En el ejemplo de la figura 4, la demanda de potencia Pd0rc3 indica el funcionamiento por encima de la capacidad nominal máximo deseado que va a aplicarse por la turbina. Esta demanda de potencia puede ser un valor del 0 % al 100 %, donde el 0 % no está en funcionamiento por encima de la capacidad nominal y el 100 % está en funcionamiento por encima de la capacidad nominal máximo permisible, o puede expresarse en unidades de potencia, por ejemplo kilovatios. En otros ejemplos, cuando el controlador se usa para otras estrategias de control que anulan el daño por fatiga y la demanda de potencia, la demanda de potencia puede ser, en cambio, una indicación de la cantidad de reducción de funcionamiento que debe aplicarse a una turbina.

El proceso descrito anteriormente se realiza para uno o más LUE adicionales al mismo tiempo, como se indica en la figura 4. La misma tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga puede usarse en los diferentes LUE, pero con diferentes programaciones de tasa estacional prevista de acumulación de daños por fatiga para cada componente. La programación de tasa prevista de acumulación de daños por fatiga depende de la susceptibilidad de los diferentes componentes a la variación estacional en la acumulación de daños. Los componentes cuya fatiga es altamente dependiente del viento tendrán variaciones estacionales acentuadas, con mayor acumulación de fatiga durante los meses de viento alto, y menos durante los meses de viento bajo. Tales componentes que son altamente dependientes del viento pueden ser, por ejemplo, los dientes de engranaje y el sistema de guiñada. Por el contrario, algunos componentes tienen su acumulación de fatiga dominada por factores distintos de la velocidad del viento/turbulencia, etc. Un ejemplo es la fatiga de la pestaña en el sentido del borde de pala, que está dominada por las inversiones de carga soportadas al moverse entre las orientaciones de posición horizontal a medida que se hacen rotar las palas. En este caso, el daño por fatiga se ve afectado principalmente por el número de revoluciones por minuto del rotor. Mientras que el rotor se hará rotar un par de veces más en condiciones de viento alto, esto no tiene un gran impacto sobre el daño por fatiga. Como tal, las variaciones a lo largo de las diferentes estaciones en la acumulación de daños por fatiga serán mucho menos pronunciadas para tales componentes.

Se selecciona la demanda de potencia mínima a través de los diferentes LUE, siendo el valor P^dorc2, y puede aplicarse una función limitadora. La función del limitador es restringir el funcionamiento por encima de la capacidad nominal a un valor máximo del 100 %, dado que si el valor de LUE es particularmente bajo, el error en el daño por fatiga puede conducir a una cantidad de funcionamiento por encima de la capacidad nominal al 100 %. La demanda de potencia de funcionamiento por encima de la capacidad nominal limitada se añade entonces a la demanda de potencia nominal de turbina Pnom. La demanda de potencia resultante Pd1 puede alimentarse opcionalmente en un bloque “MIN”, que selecciona la demanda de potencia mínima entre todas las diferentes demandas de potencia que pueden aplicarse a la turbina, donde se aplican otras demandas de potencia. Esto puede incluir demandas de potencia especificadas por el operador de red, por ejemplo, reducción de potencia, e instrucciones del administrador local del sitio para la demanda de potencia, etc. La salida del bloque “MIN”, Pd2, representa la demanda de potencia final que se envía al controlador de turbina o se usa por el controlador de turbina (dentro del bloque de WT), para controlar la cantidad de potencia producida por la turbina eólica. Tal control puede lograrse mediante el control de uno o más de los tres ángulos de paso de la turbina, y/o la corriente del generador, por ejemplo.

El controlador de la figura 4 puede usar diversos intervalos de tiempo. El intervalo de tiempo AT es una vez por hora en el ejemplo de la figura 4, pero pueden usarse otros valores.

Es deseable que el intervalo de tiempo AT sea corto en comparación con una estación, que en el presente documento es un período de condiciones de funcionamiento generalmente consistentes en lugar de necesariamente un período de tres meses. La duración mínima de una estación puede, por ejemplo, ser de un mes. En este caso, el intervalo de tiempo AT tendría que ser corto en relación con un mes, para dar un rendimiento de bucle cerrado satisfactorio, lo que generalmente requiere un mínimo de alrededor de 20 intervalos de tiempo para producirse dentro de ese período de tiempo. Esto significa que el intervalo de tiempo más largo debe ser del orden de un día. También es deseable que el intervalo de tiempo sea lo suficientemente largo para no interactuar con el viento turbulento, o con otro controlador que responda a vientos turbulentos, como un controlador de paso de bucle cerrado o un controlador de generador que se hace funcionar en una escala temporal de alrededor de 50Hz. Como tal, los intervalos de tiempo deben ser de 10 minutos o más.

Por lo tanto, el intervalo de tiempo AT debe ser de entre 10 minutos y un día de duración. Preferiblemente, el intervalo de tiempo es de una hora o un día de duración.

El intervalo de tiempo AT^lue difiere del intervalo de tiempo AT y se describe a continuación con más detalle.

La figura 6 ilustra el funcionamiento de un controlador según el primer aspecto de la invención superpuesto sobre la figura 3. El controlador da rendimiento a lo largo de la línea A-L-M-N-O-P-Q-R-B. También se supone una tasa aproximadamente un 15 % más alta de aumento de daños por fatiga, durante vientos de una velocidad del viento superior a la nominal, con respecto a la del controlador de funcionamiento por encima de la capacidad normal más sencillo de la figura 3, que responde solo a una estimación lineal de tasa de acumulación de daños. Comparando el rendimiento de los controladores de la figura 3 y la figura 6, el controlador de la figura 3 es capaz de utilizar solo un daños por fatiga adicional del 1-2 % al final del año 1, y un número similar al final del año 2 (punto L), mientras que el controlador mejorado puede ser capaz de utilizar un daños por fatiga adicional estimado del 5 % en ambos casos (puntos O y B). Esto significa una captura de energía sustancialmente mayor del controlador en los primeros años de funcionamiento, con aproximadamente tres veces más captura de energía adicional de funcionamiento por encima de la capacidad normal con respecto al controlador de funcionamiento por encima de la capacidad normal más simple (un 2,5 % adicional en lugar de alrededor del 0,75 %).

Si bien el controlador se describe anteriormente principalmente para su uso con, o como parte de, un controlador de funcionamiento por encima de la capacidad normal, debe apreciarse que el controlador puede usarse con cualquier metodología de control que use LUE para compensar el daño por fatiga y la demanda de potencia.

El controlador puede implementarse directamente en un controlador de turbina. Alternativamente, el controlador puede implementarse en un controlador de sitio local, como un controlador de planta de energía, o puede implementarse de manera remota, mediante lo cual la salida del controlador se aplica entonces al controlador de turbina. El controlador puede, en algunas realizaciones, implementarse como parte de un controlador de funcionamiento por encima de la capacidad normal, que controla la cantidad de funcionamiento por encima de la capacidad normal aplicado a una turbina eólica. En otras realizaciones, el controlador puede usarse para controlar la reducción de funcionamiento de una turbina, reduciendo la potencia por debajo de la potencia nominal usando una entrada de los LUE. Los controladores, funciones y elementos lógicos descritos en el presente documento pueden implementarse como componentes de hardware o software que se ejecutan en uno o más procesadores ubicados en las turbinas eólicas, el PPC o una ubicación remota, o una combinación de los mismos.

Los controladores, funciones y elementos lógicos descritos en el presente documento pueden implementarse como componentes de hardware o software que se ejecutan en uno o más procesadores ubicados en las turbinas eólicas, el PPC o una ubicación remota, o una combinación de los mismos.

Debe indicarse que las realizaciones de la invención pueden aplicarse tanto a turbinas de velocidad constante como de velocidad variable. La turbina puede emplear un control de paso activo, mediante lo cual la limitación de potencia por encima de la velocidad nominal del viento se logra mediante la variación de paso, lo que implica la rotación total o parcial de cada pala para reducir el ángulo de ataque. Alternativamente, la turbina puede emplear un control por entrada en pérdida activo, que logra una limitación de potencia por encima de la velocidad del viento nominal regulando el paso de las palas en entrada en pérdida, en la dirección opuesta a la usada en el control de paso activo.

Estimadores de uso de vida útil

Los estimadores de uso de vida útil ahora se describirán con más detalle.

El algoritmo requerido para estimar el uso de vida útil variará de un componente a componente y los LUE pueden comprender una biblioteca de algoritmos de LUE que incluyen algunos o todos de los siguientes: duración de carga, distribución de revolución de carga, recuento de flujo de lluvia, daño de ciclo de esfuerzo, daño de ciclo de temperatura, tasa de reacción térmica de generador, tasa de reacción térmica de transformador y desgaste de cojinete. Adicionalmente pueden usarse otros algoritmos. Como se mencionó anteriormente, la estimación de uso de vida útil solo puede usarse para componentes clave seleccionados y el uso de una biblioteca de algoritmos habilitará que se seleccione un nuevo componente para LUE y el algoritmo adecuado seleccionado de la biblioteca y parámetros específicos establecidos para esa parte de componente.

En una realización, los LUE se implementan para todos los componentes principales de la turbina que incluyen la estructura de pala, los cojinetes y pernos de pala, el sistema de paso de pala, el árbol principal y el sistema de cojinetes, la caja de engranajes (que incluye el punto de contacto de diente-engranaje, flexión de raíz de diente-engranaje de caja de engranajes y/o cojinetes de caja de engranajes), el generador (que incluye bobinas, cojinetes y/o cables de caja de terminal), el convertidor, el transformador (que incluye bobinas de transformador), el sistema de guiñada, la torre y la cimentación. Alternativamente, puede hacerse una selección de uno o más de estos LUE.

Como ejemplos de los algoritmos apropiados, puede usarse un recuento de flujo de lluvia en la estructura de pala, pernos de pala, sistema de paso, sistema de árbol principal, convertidor, sistema de guiñada, estimadores de torre y de cimentación. En el algoritmo de estructura de pala, el recuento de flujo de lluvia se aplica al momento de flexión en el sentido del borde y en el sentido de la pestaña de raíz de pala para identificar el intervalo de ciclo de esfuerzo y los valores medios y la salida se envía al algoritmo de daños del ciclo de esfuerzo. Para los pernos de pala, el recuento de flujo de lluvia se aplica al momento de flexión de perno para identificar el intervalo de ciclo de esfuerzo y valores medios y la salida enviada al algoritmo de daños de ciclo de esfuerzo. En el sistema de paso, el sistema de árbol principal, y los estimadores de torre y cimentación también se aplica el algoritmo de recuento de flujo de lluvia para identificar el intervalo de ciclo de esfuerzo y los valores medios y la salida enviada al algoritmo de daños de ciclo de esfuerzo. Los parámetros a los que se aplica el algoritmo de flujo de lluvia pueden incluir:

- Sistema de paso - fuerza de paso;

- Sistema de árbol principal - par de fuerzas de árbol principal;

- Torre -esfuerzo de torre;

- Cimentación - esfuerzo de cimentación.

En el sistema de guiñada se aplica el algoritmo de flujo de lluvia a la torsión de parte superior de torre para identificar la duración de carga y esta salida se envía al algoritmo de daños de ciclo de esfuerzo. En el convertidor, la potencia de generador y las RPM se usan para inferir la temperatura y el recuento de flujo de lluvia se usa sobre esta temperatura para identificar el ciclo de temperatura y los valores medios.

El uso de vida útil en los cojinetes de pala puede monitorizarse mediante o bien la introducción de carga en el sentido de la pestaña y la velocidad de paso de pala como entradas para el algoritmo de duración de carga o para un algoritmo de desgaste de cojinete. Para la caja de engranajes, la duración de revolución de carga se aplica al par de fuerzas de árbol principal para calcular la vida útil usada. Para el generador, las RPM de generador se usan para inferir la temperatura de generador que se usa como entrada para el algoritmo de generador de tasa de reacción térmica. Para el transformador, la temperatura de transformador se infiere a partir de la potencia y la temperatura ambiente para proporcionar una entrada al algoritmo de tasa de reacción térmica de transformador.

Siempre que sea posible, se prefiere usar sensores existentes para proporcionar las entradas en las que los algoritmos se hacen funcionar. Por tanto, por ejemplo, es común para turbinas eólicas medir directamente el momento de flexión de raíz de pala en el sentido de la pestaña y en el sentido del borde requerido para la estructura de pala, cojinete de pala y los estimadores de pernos de pala. Para el sistema de paso, puede medirse la presión en una primera cámara del cilindro y puede inferirse la presión en una segunda cámara, habilitando que se calcule la fuerza de paso. Estos son solo ejemplos y otros parámetros requeridos como entradas pueden medirse directamente o inferirse a partir de otras salidas de sensor disponibles. Para algunos parámetros, puede ser ventajoso usar sensores adicionales si no puede inferirse un valor con suficiente precisión. El intervalo de tiempo para la toma de muestras de los parámetros de LUE, ATLUEn, puede ser normalmente de 10 ms hasta 4 segundos.

Los algoritmos usados para los diversos tipos de estimación de fatiga se conocen y pueden encontrarse en las siguientes normas y textos:

Distribución de revolución de carga y duración de carga:

Guidelines for the Certification of Wind Turbines, Germainischer Lloyd, Sección 7.4.3.2 Cargas de fatiga

Flujo de lluvia:

Norma IEC 61400-1 “ Wind turbines - Part 1 : Design requirements, anexo G

Suma de Miner:

Norma IEC 61400-1 “Wind turbines - Part 1 : Design requirements, anexo G

Ley de potencia (Descomposición química):

IEC 60076-12 “Power Transformers - Part 12: Loading guide for dry-type power transformers", Sección 5.

Claims (15)

1. REIVINDICACIONES

   i. Un método de control de una turbina eólica (1), comprendiendo el método:

   determinar un consumo de vida a fatiga objetivo para cada uno de uno o más componentes de la turbina eólica;

   comparar el consumo de vida a fatiga objetivo con una medida de consumo de vida a fatiga para cada uno de los uno o más componentes de turbina; y

   controlar la salida de potencia de turbina basándose en la comparación;

   caracterizado porque el consumo de vida a fatiga objetivo se determina combinando datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica y datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga causados por variaciones estacionales en condiciones de funcionamiento de turbina;

   en el que los datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga se obtienen a partir de una programación estacional que define las tasas estacionales previstas de acumulación de daños por fatiga, derivada la programación estacional:

   i) a partir de datos ambientales para el sitio en el que se ubica la turbina eólica y/o el sitio en el que se ubica una planta de energía eólica que incluye la turbina eólica y/o los sitios en los que se ubican una o más plantas de energía eólica cercanas; y

   ii) usando valores de la salida de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil.
2. 2. Un método según la reivindicación 1, en el que controlar la salida de potencia de turbina producida comprende controlar el nivel de potencia al que la turbina eólica se hace funcionar por encima de la capacidad nominal; y

   el método comprende además reducir o prevenir el funcionamiento por encima de la capacidad nominal de la turbina si la vida a fatiga consumida por un componente es superior al consumo objetivo para ese componente.
3. 3. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que los datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga se obtienen a partir de una programación que define la tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga para cada uno de una pluralidad de períodos de tiempo a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica.
4. 4. Un método según cualquier reivindicación anterior que comprende además determinar medidas de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina mediante:

   la obtención de una o más señales, o valores de variables, que pueden usarse para indicar la vida útil a fatiga de los uno o más componentes de turbina eólica a partir de sensores de turbina; y

   la aplicación de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil a las señales o valores para determinar medidas de la vida útil a fatiga consumida para cada uno de los componentes de turbina.
5. 5. Un método según la reivindicación 1, en el que la programación estacional comprende valores previstos para variaciones en tasas de acumulación de daños por fatiga para cada uno de una pluralidad de períodos de tiempo, siendo los períodos de la misma duración, o más cortos que, una estación.
6. 6. Un método según la reivindicación 1 o la reivindicación 5, en el que la programación estacional contiene valores que indican el porcentaje o fracción por el cual la acumulación de daños objetivo se aumenta o disminuye durante un período de tiempo dado dependiendo de una variación estacional.
7. 7. Un método según la reivindicación 1 o la reivindicación 5 o la reivindicación 6, en el que los datos incluyen uno o más de:

   velocidad del viento, dirección del viento, intensidad de turbulencias, densidad de aire, formación de hielo y topografía de sitio y terreno del sitio o sitios; y/o

   datos de funcionamiento para energía producida.
8. 8. Un método según la reivindicación 1 o cualquiera de las reivindicaciones 5 a 7, en el que el método se inicia en un momento posterior a la puesta en servicio de la turbina eólica; y

   en el que los datos de sitio incluyen uno o más de:

   velocidad del viento, dirección del viento, intensidad de turbulencias, densidad de aire, formación de hielo y topografía de sitio y el terreno del sitio o sitios después de la puesta en servicio; y/o

   datos de funcionamiento para energía producida y otras variables después de la puesta en servicio.
9. 9. Un método según la reivindicación 1 o cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, en el que la programación estacional se deriva combinando los datos de sitio y los valores de la salida de los uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil según una ponderación.
10. 10. Un método según la reivindicación 9, en el que la ponderación hacia los valores estimadores de uso de vida útil aumenta a medida que se obtienen datos adicionales a partir de los uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil.
11. 11. Un método según la reivindicación 1 o cualquiera de las reivindicaciones 5 a 10, en el que se obtienen los datos de sitio antes de la construcción, y/o antes de la puesta en servicio, de la turbina eólica o la planta de energía eólica.
12. 12. Un controlador (601) para una turbina eólica (1) o una planta de energía eólica (100), estando configurado el controlador para:

    determinar un consumo de vida a fatiga objetivo para cada uno de los uno o más componentes de la turbina eólica;

    comparar el consumo de vida a fatiga objetivo con una medida de consumo de vida a fatiga para cada uno de los uno o más componentes de turbina; y

    controlar la salida de potencia de turbina basándose en la comparación;

    caracterizado porque el controlador está configurado para determinar el consumo de vida a fatiga objetivo combinando datos indicativos de una tasa objetivo de acumulación de daños por fatiga a lo largo de al menos una parte de la vida de funcionamiento de la turbina eólica y datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga provocados por variaciones estacionales en condiciones de funcionamiento de turbina;

    en el que los datos indicativos de una tasa prevista de acumulación de daños por fatiga se obtienen a partir de una programación estacional que define las tasas estacionales previstas de acumulación de daños por fatiga, derivada la programación estacional:

    i) a partir de datos ambientales del sitio en el que se ubica la turbina eólica y/o el sitio en el que se ubica una planta de energía eólica que incluye la turbina eólica y/o los sitios en los que se ubican una o más plantas de energía eólica cercanas; y

    ii) usando valores de la salida de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil.
13. 13. Un controlador según la reivindicación 12 configurado para llevar a cabo el método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11.
14. 14. Un programa informático que cuando se ejecuta en un controlador de turbina eólica o controlador de planta de energía eólica provoca que se lleve a cabo el método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11.
15. 15. Una turbina eólica (1) o planta de energía eólica (100) que comprende un controlador (601) según la reivindicación 12 o 13.