ES2858575T3

ES2858575T3 - Procedimiento para mitigar cargas descontroladas de pala en caso de un fallo de sistema de pitch

Info

Publication number: ES2858575T3
Application number: ES17382682T
Authority: ES
Inventors: Santiago Tomas; Raveendra Penmatsa; Soeren Georg; Ramy Michael Souri; Ryan Michael Sunyak; Darren John Danielsen; Robert Peter Slack
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2017-10-13
Filing date: 2017-10-13
Publication date: 2021-09-30
Anticipated expiration: 2037-10-13
Also published as: DK3470669T3; EP3470669A1; EP3470669B1; US10830208B2; US20190113021A1

Abstract

Un procedimiento para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica, comprendiendo el procedimiento: determinar, a través de uno o más sensores, una carga de rotor real de la turbina eólica; determinar, a través de un controlador de turbina, una carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica; determinar la diferencia entre la carga de rotor real y la carga de rotor estimada; y, determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia.

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento para mitigar cargas descontroladas de pala en caso de un fallo de sistema de pitch

CAMPO

[0001] La presente divulgación se refiere generalmente a turbinas eólicas y, más particularmente a sistemas y procedimientos para mitigar cargas descontroladas en el caso de un fallo de sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica.

ANTECEDENTES

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas cobran cada vez más importancia en este sentido. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola, y un rotor que incluye una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan energía cinética del viento usando principios de lámina conocidos y transmiten la energía cinética a través de energía rotativa para girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora, o si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede desplegar en una red de suministro.

[0003] Durante la operación, la dirección del viento que propulsa la turbina eólica puede cambiar. La turbina eólica puede por tanto ajustar la góndola a través, por ejemplo, de un ajuste de guiñada (“yaw”) sobre un eje longitudinal de la torre para mantener la alineación con la dirección del viento. Además, las palas de rotor individuales pueden rotar sobre un eje de pitch del mismo a través de un sistema de pitch que tiene un controlador de pitch.

[0004] Durante la operación normal, el controlador de pitch recibe los comandos de pitch del controlador de turbina. Con esta información, el controlador de pitch envía un comando de velocidad de pitch (por ejemplo, una referencia de velocidad) a un motor de pitch y recibe retroalimentación de un codificador (“encoder”) de sistema de pitch, tal como un codificador de motor de pitch. El codificador de sistema de pitch envía entonces retroalimentación de posición al controlador de pitch y el controlador de pitch calcula la velocidad de pitch a partir de la retroalimentación considerando el tiempo de muestreo. Los documentos US 2015/0361964 A1 y US 2015/0337802 A1 son ejemplos de procedimientos para controlar palas de turbina eólica ajustando un comando de ángulo de pitch.

[0005] Sin embargo, si falla el codificador de sistema de pitch, el controlador interpreta las señales de retroalimentación como "pala que no se mueve" y aumenta la velocidad de referencia en un intento de alcanzar el comando de posición de pitch del controlador. Este aumento acelera el motor de pitch y la velocidad de pitch, produciendo de este modo una condición de descontrol de pala hacia posición de potencia o de bandera, dependiendo del signo de la última referencia de velocidad. Adicionalmente, la retroalimentación desde el controlador de pitch al controlador de turbina se congela, lo que es similar a la condición de bloqueo de pala, incluso si la pala de rotor se mueve realmente.

[0006] Como tal, cuando el codificador de sistema de pitch presenta un fallo, el controlador de pitch no puede determinar si la pala de rotor está moviéndose o no ya que el controlador no recibe retroalimentación de movimiento de pitch. En la condición de bloqueo de pala, el controlador de turbina puede recibir una señal de fallo de codificador ya que la corriente puede estar yendo al motor de pitch en un intento de mover la pala, aunque no pueda hacerlo.

[0007] Con el fin de reducir de manera efectiva las cargas causadas por la condición de descontrol de pala, el controlador de turbina necesita poder diferenciar entre el escenario de bloqueo de pala y el escenario de descontrol de pala.

[0008] Por consiguiente, se desearían sistemas y procedimientos mejorados para identificar la condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch a fin de reducir las cargas causadas de este modo.

BREVE DESCRIPCIÓN

[0009] Aspectos y ventajas de la invención se expondrán parcialmente en la descripción siguiente, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.

[0010] En un aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch de un sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica. El procedimiento incluye determinar, a través de uno o más sensores, una carga de rotor real de la turbina eólica. El procedimiento también incluye determinar, a través de un controlador de turbina, de una carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica. Además, el procedimiento incluye determinar una diferencia entre la carga de rotor real y la carga de rotor estimada. Como tal, el procedimiento incluye determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia.

[0011] En un modo de realización, la etapa de determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia puede incluir determinar si la diferencia es mayor que un umbral predeterminado. En otro modo de realización, la etapa de determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia puede incluir determinar si la carga de rotor estimada es menor que la carga de rotor real en una cantidad predeterminada.

[0012] En modos de realización adicionales, el procedimiento puede incluir recibir, mediante el controlador de turbina, una señal de un controlador de pitch del sistema de pitch indicativo del fallo de sistema de pitch.

[0013] En modos de realización adicionales, la(s) condición/condiciones operativa(s) puede(n) incluir uno o más ángulos de pitch de las palas de rotor, velocidad de rotor, velocidad de generador, salida de par, salida de potencia, o cualquier otro parámetro operativo de la turbina adecuado. Además, la(s) condición/condiciones del viento puede(n) incluir velocidad del viento, dirección del viento, turbulencia, ráfaga de viento, cizalladura del viento o cualquier otro parámetro del viento.

[0014] Por tanto, en un modo de realización, la etapa de determinar la carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica puede incluir el cálculo de la carga de rotor estimada de la turbina eólica como una función de la velocidad del viento, la velocidad de rotor y uno o más ángulos de pitch.

[0015] En modos de realización particulares, la carga de rotor real y la carga de rotor estimada pueden corresponder a cualquier rotor, pala de rotor y/o carga del buje de la turbina eólica. Por ejemplo, en un modo de realización, la carga de rotor real y la carga de rotor estimada pueden corresponder al momento de flexión de brida de buje, un momento de flexión de pala o cualquier otra condición de carga del rotor

[0016] En varios modos de realización, el procedimiento puede incluir determinar si la condición de descontrol de pala está posicionada hacia una posición de bandera o de potencia. En dichos modos de realización, el procedimiento puede incluir la generación de un vector de momentos de flexión de brida de buje reales medidos y determinar si la condición de descontrol de pala está posicionada hacia posición de bandera o de potencia en función del vector.

[0017] En ciertos modos de realización, el procedimiento puede incluir además implementar una acción correctiva en función de la diferencia.

[0018] En otro ejemplo, la presente divulgación se dirige a un sistema para identificar una condición de descontrol de una pala de rotor de una turbina eólica. El sistema incluye un sistema de pitch para rotar la pala de rotor, al menos un sensor configurado para monitorizar una carga de rotor real de la turbina eólica, y un controlador de turbina acoplado de forma comunicativa al al menos un sensor y al controlador de pitch. Además, el sistema de pitch incluye un controlador de pitch. El controlador incluye al menos un procesador configurado para realizar una o más operaciones, que incluyen, pero no se limitan a, recibir una señal del controlador de pitch indicativa de un fallo de sistema de pitch, en respuesta a recibir la señal, determinar una carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica, determinando una diferencia entre la carga de rotor real y la carga de rotor estimada, determinando si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia.

[0019] En un ejemplo, el/los sensor(es) puede(n) incluir un sensor de proximidad, un sensor inductivo, una unidad de medición inercial en miniatura (MIMU), un sensor de presión, un acelerómetro, un sensor SODAR (Sonic Detection and Ranging), un sensor LIDAR (Light Detection and Ranging), un sensor óptico, o similar. Debería entenderse también que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales como se describe en el presente documento.

[0020] En otro aspecto más, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para mitigar cargas en el caso de un fallo de sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica. El procedimiento incluye recibir, a través de un controlador de turbina, una señal de un controlador de pitch indicativo del fallo de sistema de pitch. Además, el procedimiento incluye determinar, a través de uno o más sensores, una carga de rotor real de la turbina eólica. El procedimiento también incluye determinar, a través del controlador de turbina, una carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica. Otra etapa incluye determinar, a través del controlador de turbina, de una diferencia entre la carga de rotor real y la carga de rotor estimada. El procedimiento incluye además determinar, a través del controlador de turbina, si una condición de pala defectuosa está presente en la pala de rotor en función de la diferencia. Si la condición de pala defectuosa está presente, el procedimiento también incluye implementar una acción correctiva en función de un tipo de condición de pala defectuosa.

[0021] En ciertos modos de realización, el tipo de condición de pala defectuosa puede incluir una condición de descontrol de pala o una condición de bloqueo de pala. También se debe entender que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las características y/o etapas adicionales como se describe en el presente documento.

[0022] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

[0023] En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las cuales:

La FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 2 ilustra una vista interna, en perspectiva de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

La FIG. 3 ilustra una diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que pueden incluirse en un controlador de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica y reducir las cargas en función de lo mismo de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica y reducir las cargas en función de lo mismo de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 6 ilustra un gráfico de un modo de realización del valor máximo de la diferencia entre el momento de flexión de brida de buje real y el momento de flexión de brida de buje estimado para cada una de las series de tiempo simuladas (eje y) y la velocidad del viento promedio de esas series de tiempo (eje x) de acuerdo con la presente divulgación; y

La FIG. 7 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación, que ilustra de manera particular diversas variables utilizadas para calcular un vector para determinar el tipo de condición de descontrol de pala.

DESCRIPCIÓN DETALLADA

[0024] Ahora se hará referencia con detalle a modos de realización de la invención, de los que uno o más ejemplos se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de las reivindicaciones. Por ejemplo, se pueden usar rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para producir otro modo más de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones de modo que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0025] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un ejemplo de una turbina eólica 10 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia fuera del buje 20. Por ejemplo, en el ejemplo ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un ejemplo alternativo, el rotor 18 puede incluir un número mayor o menor de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética del viento se transfiera en energía mecánica utilizable, y posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede estar acoplado de forma rotatoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0026] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un ejemplo de una góndola 16 de una turbina eólica 10. Como se muestra, un generador 24 puede estar dispuesto dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 puede acoplarse al rotor 18 de la turbina eólica 10 para generar energía eléctrica a partir de la energía rotativa generada por el rotor 18. Por ejemplo, el rotor 18 puede incluir un eje principal 40 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El generador 24 puede acoplarse entonces al eje principal 40 de modo que la rotación del eje principal 40 accione el generador 24. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 24 incluye un eje de generador 42 acoplado de forma rotativa al eje principal 40 a través de una multiplicadora 44. Sin embargo, en otros ejemplos, debe apreciarse que el eje de generador 42 puede acoplarse de forma rotativa directamente al eje principal 40. Como alternativa, el generador 24 puede acoplarse de forma rotativa directamente al eje principal 40. Debería apreciarse que el eje principal 40 puede recibir soporte generalmente dentro de la góndola 16 mediante un bastidor de soporte o bancada 46 posicionado encima de la torre de turbina eólica 12.

[0027] Como se muestra en las FIGS. 1 y 2, la turbina eólica 10 puede incluir también un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 26 dentro de la góndola 16. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, el controlador de turbina 26 está dispuesto dentro de un armario de control 52 montado en una porción de la góndola 16. Sin embargo, debería apreciarse que el controlador de turbina 26 puede estar dispuesto en cualquier ubicación sobre o en la turbina eólica 10, en cualquier ubicación de la superficie de soporte 14 o generalmente en cualquier otra ubicación. El controlador de turbina 26 puede configurarse generalmente para controlar los diversos modos de funcionamiento (por ejemplo, secuencias de arranque o parada) y/o componentes de la turbina eólica 10.

[0028] Además, como se muestra en la FIG. 2, uno o más sensores 57, 58, 59 pueden proporcionarse en la turbina eólica 10. Más específicamente, como se muestra, un sensor de pala 57 puede estar configurado con una o más de las palas de rotor 22 para monitorizar las palas de rotor 22, por ejemplo para cargas, lo cual se describe con más detalle en el presente documento. Además, como se muestra, un sensor de buje 59 se puede configurar con el buje 20 para monitorizar el buje 20, por ejemplo, para cargas, lo cual se describe con más detalle en el presente documento. También se debe apreciar que, tal como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y sus variaciones indican que los diversos sensores de la turbina eólica 10 pueden configurarse para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores descritos en el presente documento pueden usarse, por ejemplo, para generar señales relacionadas con el parámetro que esté monitorizándose, que puede utilizarse entonces por el controlador 26 para determinar la condición.

[0029] En un ejemplo, el/los sensor(es) 57, 58 puede(n) incluir un sensor de proximidad, un sensor inductivo, una unidad de medición inercial en miniatura (MIMu ), un sensor de presión, un acelerómetro, un sensor SODAR (Sonic Detection and Ranging), un sensor LIDAR (Light Detection and Ranging), un sensor óptico, o similar. Debería entenderse también que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales como se describe en el presente documento.

[0030] Además, como se muestra, puede proporcionarse un sensor de viento 58 en la turbina eólica 10. El sensor de viento 58, que puede ser por ejemplo una veleta, y anemómetro, y sensor LIDAR, u otro sensor adecuado, puede medir la velocidad y dirección del viento. Como tales, los sensores 57, 58, 59 pueden estar además en comunicación con el controlador 26, y pueden proporcionar información relativa al controlador 26.

[0031] Además, el controlador de turbina 26 también puede estar acoplado de forma comunicativa a diversos componentes de la turbina eólica 10 para controlar generalmente la turbina eólica 10 y/o dichos componentes. Por ejemplo, el controlador de turbina 26 puede estar acoplado de forma comunicativa al/a los mecanismo(s) de accionamiento de guiñada 38 de la turbina eólica 10 para controlar y/o alterar la dirección de guiñada de la góndola 16 con respecto a la dirección 28 (FIG. 1) del viento. Además, a medida que cambia la dirección 28 del viento, el controlador de turbina 26 puede estar configurado para controlar un ángulo de guiñada de la góndola 16 sobre un eje de guiñada 36 para posicionar las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento, controlando de este modo las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador de turbina 26 puede estar configurado para transmitir señales/comandos de control a un mecanismo de accionamiento de guiñada 38 (FIG. 2) de la turbina eólica 10, a través de un controlador de guiñada o transmisión directa, de modo que la góndola 16 pueda rotar alrededor del eje de guiñada 36 a través de un rodamiento de guiñada 56.

[0032] De forma similar, el controlador de turbina 26 también puede estar acoplado de forma comunicativa a un sistema de pitch 30 que tiene una pluralidad de mecanismos de ajuste de pitch 33 (uno de las cuales se muestra) a través del controlador de pitch 32 para controlar y/o alterar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento). Por ejemplo, el controlador de turbina 26 y/o el controlador de pitch 32 pueden estar configurados para transmitir una señal de control/comando a cada mecanismo de ajuste de pitch 33 de modo que uno o más actuadores (no mostrados) del mecanismo de ajuste de pitch 33 puedan utilizarse para ajustar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22 rotando las palas 22 a lo largo de sus ejes de pitch 34 a través de un rodamiento de pitch 54. El controlador de turbina 26 puede controlar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22, bien individualmente o simultáneamente, transmitiendo señales/comandos de control adecuados a un controlador de pitch de la turbina eólica 10, que puede estar configurado para controlar la operación de una pluralidad de accionamientos de pitch o mecanismos de ajuste de pitch 33 (FIG. 2) de la turbina eólica, o controlando directamente el funcionamiento de la pluralidad de accionamientos de pitch o mecanismos de ajuste de pitch.

[0033] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que pueden incluirse dentro del controlador 26 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesador(es) 60 y dispositivo(s) de memoria asociado(s) 62 configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizando los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenando datos relevantes, tal como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 26 puede incluirtambién un módulo de comunicaciones 64 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Además, el módulo de comunicaciones 64 puede incluir una interfaz de sensor 66 (por ejemplo, uno o más convertidores analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 57, 58, 59 se conviertan en señales que puedan entenderse y procesarse por los procesadores 60. Debería apreciarse que los sensores 57, 58, 59 pueden estar acoplados de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 64 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 57, 58, 59 están acoplados a la interfaz de sensor 66 a través de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 57, 58, 59 pueden acoplarse a la interfaz de sensor 66 a través de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.

[0034] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" se refiere no solamente a circuitos integrados referidos en la técnica como incluyéndose en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el(los) dispositivo(s) de memoria 62 puede(n) comprender en general elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medios legibles por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), medios no volátiles legibles por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disco flexible, una memoria de solo lectura compacta (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 62 puede(n) estar configurado(s) generalmente para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementen por el/los procesador(es) 60, configuren el controlador 26 para realizar diversas funciones que incluyan, pero no se limitan a, transmitir señales de control adecuadas para implementar acción(es) correctiva(s) en respuesta a una señal de distancia que exceda un umbral predeterminado como se describe en el presente documento, así como varias otras funciones adecuadas implementadas por ordenador.

[0035] Como se ha explicado anteriormente, la turbina eólica 10, tal como la góndola 16 de la misma, puede rotar sobre el eje de guiñada 36 según se requiera. En particular, la rotación sobre el eje de guiñada 36 puede producirse debido a cambios en la dirección del viento 28, de modo que el rotor 18 esté alineado con la dirección del viento 28. Además, el/los controlador(es) de pitch 32 está(n) configurado(s) para comunicarse con el controlador de turbina 26 con respecto a la dirección del viento 28, carga de pala, etc. Como tal(es), el/los controlador(es) de pitch 32 controla(n) el/los mecanismo(s) 33 a fin de rotar las palas de rotor 22 sobre los ejes de pitch 34. Sin embargo, cuando el controlador de pitch 32 presenta un fallo, el controlador de turbina 26 no puede determinar si las palas de rotor 22 se mueven o no, ya que el controlador de pitch 32 puede enviar retroalimentación de movimiento de pitch. Por tanto, en dichas situaciones, el controlador de turbina 26 está configurado para implementar una estrategia de control para reducir la carga sobre la pala de rotor con fallo y/o para prevenir el desequilibrio del rotor.

[0036] En referencia ahora a las FIGS. 4 y 5, se ilustran, respectivamente, un procedimiento 100 y un sistema 200 para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch de modo que las cargas asociadas con el fallo puedan ser mitigadas. Más específicamente, como se muestra en la FIG.

4, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización del procedimiento 100 para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch. Como se muestra en 102, el procedimiento 100 incluye recibir, por el controlador de turbina 26, una señal del controlador de pitch 32 indicativa del fallo de sistema de pitch. Como se muestra en 104, el procedimiento 100 incluye determinar, a través de uno o más sensores 57, 58, 59, una carga de rotor real de la turbina eólica 22, tal como un momento de flexión de brida de buje real o un momento de encastre de pala real. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, el controlador de turbina 26 puede recibir señales de los sensores de los sensores de la turbina eólica 57, 58, 59 a fin de determinar un momento de rotor medido 202.

[0037] En referencia de nuevo a la FIG. 4, como se muestra en 106, el procedimiento 100 incluye además determinar, a través del controlador de turbina 26, una carga de rotor estimada de la turbina eólica 22, por ejemplo, un momento de flexión de brida de buje real estimado, en función de una o más condiciones operativas y/o condiciones del viento de la turbina eólica 10. En ciertos modos de realización, la(s) condición/condiciones operativa(s) puede(n) incluir ángulos de pitch de las palas de rotor 22, velocidad de rotor, velocidad de generador, salida de par, salida de potencia, o cualquier otro parámetro operativo de la turbina adecuado. Además, la(s) condición/condiciones del viento puede(n) incluir velocidad del viento, dirección del viento, turbulencia, ráfaga de viento, cizalladura del viento o cualquier otro parámetro del viento. Es más, ciertas condiciones operativas y/o del viento pueden estimarse en lugar de monitorizarse directamente.

[0038] Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, el controlador de turbina 26 puede incluir un estimador de la velocidad del viento 206 configurado para generar una velocidad del viento estimada Vest- Como tal, el estimador de la velocidad del viento 206 puede estar configurado para recibir datos operativos de la turbina eólica que pueden incluir cualquiera de los siguientes: un ángulo de pitch, una velocidad de generador, una salida de potencia, un salida de par, una temperatura, una presión, un coeficiente de velocidad en la punta, una densidad de aire u otra condición operativa similar. El estimador de la velocidad del viento 206 calcula entonces la velocidad del viento estimada como una función de diversas combinaciones de los datos operativos. En un modo de realización, por ejemplo, el estimador de velocidad del viento 206 puede implementar un algoritmo de control que tiene una serie de ecuaciones para determinar la velocidad del viento estimada como una función del ángulo de pitch, la velocidad de generador, la salida de potencia y la densidad del aire. Además, las ecuaciones pueden resolverse usando los datos operativos y uno o más parámetros de modelo de pala. En un modo de realización, los parámetros de modelo de pala son tablas dimensionales o no dimensionales que describen la carga y el rendimiento de rotor (por ejemplo, potencia, empuje, par, o momento de flexión, o similar) en condiciones dadas (por ejemplo, densidad, velocidad del viento, velocidad de rotor, ángulos de pitch, o similar). Como tales, los parámetros de modelo de pala pueden incluir: coeficiente de potencia, coeficiente de empuje, coeficiente de par y/o derivadas parciales con respecto al ángulo de pitch, la velocidad de rotor o el coeficiente de velocidad en la punta. Alternativamente, los parámetros de modelo de pala pueden ser valores dimensionales de potencia, empuje y/o torsión en lugar de coeficientes. Por tanto, como se muestra en la FIG.

5, el controlador de turbina 26 puede calcular un modelo de empuje para cada pala 208 como una función de la velocidad estimada del viento Vest, la velocidad de rotor wr, y uno o más ángulos de pitch 0 de las palas de rotor 22. El controlador de turbina 26 puede calcular entonces el momento de rotor estimado 204 como una función del coeficiente de empuje por pala 208 y/o la posición de rotor $r, dependiendo del tipo de carga de rotor que se calcula.

[0039] En referencia de nuevo a la FIG. 4, como se muestra en 108, el procedimiento 100 incluye determinar una diferencia entre la carga o el momento real de rotor y la carga o el momento de rotor estimado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, el controlador de turbina 26 compara el momento de pala de rotor medido 202 y el momento de rotor estimado 204 en 210 para determinar la diferencia 212 entre ellos. Por tanto, el controlador de turbina 26 puede determinar si una condición de pala defectuosa está presente en la pala de rotor 22 en función de la diferencia 212. Tal como se usa en este documento, la condición de pala defectuosa puede englobar varios tipos de condiciones, que incluyen, pero no se limitan a una condición de descontrol de pala o una condición de bloqueo de pala.

[0040] Por tanto, como se muestra en 110 de la FIG. 4, el procedimiento ilustrado 100 incluye determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia 212. Más específicamente, en un modo de realización, si la retroalimentación de la posición del pitch es incorrecta debido a un fallo o pérdida del sistema de pitch (por ejemplo, tal como un fallo de codificador del motor de pitch), la diferencia será mayor que en cualquier otro escenario. Como tal, el controlador de turbina 26 puede determinar si la diferencia 212 es mayor que un umbral predeterminado. Más específicamente, como se muestra en la FIG. 6, se ilustra un gráfico de un modo de realización del valor máximo de la diferencia entre el momento de flexión de brida de buje real y el momento de flexión de brida de buje estimado para cada una de las series de tiempo simuladas (eje y) y la velocidad del viento promedio de esas series de tiempo (eje x) de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la diferencia 304 entre el momento de flexión de brida de buje medido y el momento de flexión de brida de buje estimado para la condición de descontrol de pala está por encima del umbral 302, mientras que la diferencia 306 entre el momento de flexión de brida de buje medido y el momento de flexión de brida de buje estimado para la condición de bloqueo de pala es menor que el umbral 302. En otro modo de realización, el controlador de turbina 26 puede determinar si la carga de rotor estimada es menor que la carga de rotor real en una cantidad predeterminada.

[0041] En referencia de nuevo a la FIG. 4, si la condición de pala defectuosa está presente, como se muestra en 112, el procedimiento 100 puede incluir además implementar una acción correctiva en función de la carga de rotor real y la carga de rotor estimada. Por ejemplo, en ciertos modos de realización, la acción correctiva puede incluir apagar la turbina eólica 10, frenar la turbina eólica 10, reducir la potencia de la turbina eólica 10, o aumentar la potencia de la turbina eólica 10. En modos de realización adicionales, la reducción o el aumento de la potencia de la turbina eólica 10 puede incluir alterar un ángulo de pitch de una o más de las palas de rotor 22, modificar un par de generador, modificar una velocidad de generador, modificar una salida de potencia, guiñada de la góndola 16 de la turbina eólica 10, frenar uno o más componentes de turbina eólica, activar un elemento modificador del flujo de aire en una de las palas de rotor 22, o cualquier combinación de los mismos.

[0042] Una vez confirmada la condición de descontrol de pala, el procedimiento 100 también puede incluir determinar si la condición de descontrol de pala está posicionada hacia posición de bandera (es decir, el movimiento de pitch hacia un pitch en ralentí) o de potencia (es decir, el movimiento de pitch hacia un pitch mínimo/fino). En dichos modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir generar un vector de momentos de flexión de brida de buje reales medidos de la pala de rotor 22 y determinar si la condición de descontrol de pala está posicionada hacia una posición de bandera o de potencia en función del vector. Por tanto, el momento de flexión de brida de buje medido puede usarse, como un vector, para diferenciar entre la pala en descontrol hacia una posición de potencia (es decir, el buje 20 flexionándose hacia la torre 12 en la posición de una pala con fallo) o hacia una posición de bandera (es decir, el buje 20 flexionándose hacia la torre 12 en la posición de pala con fallo 180 grados).

[0043] Por ejemplo, la FIG. 7 ilustra una pala de rotor con fallo de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, uno de los sensores 57, 58, 59 descritos aquí mide un momento de nutación D de la turbina eólica 10, considerando tanto las cargas aerodinámicas como las de gravedad. Además, como se muestra, uno de los sensores 57, 58, 59 descritos aquí mide un momento de guiñada Q de la turbina eólica 10. Considerando el desplazamiento por gravedad, el controlador de turbina 26 calcula entonces el momento de flexión de brida de buje medido MrRf como un vector, donde y es el ángulo del vector con la pala de rotor en la posición de las seis en punto y a es el ángulo entre el momento de guiñada (-Q) y el vector MrRf. En general, si la posición de rotor de la pala con fallo y es igual a 90 grados, entonces la condición de descontrol de pala se está moviendo hacia una posición de potencia. Además, si la posición de rotor de la pala con fallo menos y es igual a 90 grados negativos, entonces la condición de descontrol de pala se está moviendo hacia una posición de bandera. Como tal, conociendo la posición de rotor RP de B1 (que en este caso es de aproximadamente 120 grados), si y está cerca de 30 grados, entonces B1 presenta un fallo con descontrol hacia una posición de potencia. Por el contrario, si y está cerca de los 210 grados, entonces B1 presenta un fallo con descontrol hacia una posición de bandera.

[0044] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para permitir que cualquier experto en la técnica practique la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones adjuntas.

320049-1/GECW-323 LISTA DE COMPONENTES

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para identificar una condición de descontrol de pala en el caso de un fallo de sistema de pitch de una pala de rotor de una turbina eólica, comprendiendo el procedimiento:

determinar, a través de uno o más sensores, una carga de rotor real de la turbina eólica; determinar, a través de un controlador de turbina, una carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica;

determinar la diferencia entre la carga de rotor real y la carga de rotor estimada; y,

determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia.

2- El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia comprende además determinar si la diferencia es mayor que un umbral predeterminado.

3. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar si la condición de descontrol de pala está presente en función de la diferencia comprende además determinar si la carga de rotor estimada es menor que la carga de rotor real en una cantidad predeterminada.

4- El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además recibir, por el controlador de turbina, una señal de un controlador de pitch del sistema de pitch indicativa del fallo de sistema de pitch.

5 El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la una o más condiciones operativas comprende al menos uno de uno o más ángulos de pitch de las palas de rotor, velocidad de rotor, velocidad de generador, salida de par o salida de potencia.

6- El procedimiento de la reivindicación 5, en el que la una o más condiciones del viento comprende al menos una de velocidad del viento, dirección del viento, turbulencia, ráfaga de viento, o cizalladura del viento, y en el que determinar la carga de rotor estimada de la turbina eólica en función de al menos una de una o más condiciones operativas de la turbina eólica o una o más condiciones del viento de la turbina eólica comprende además calcular la carga de rotor estimada de la turbina eólica como una función de la velocidad del viento, la velocidad de rotor y el uno o más ángulos de pitch.

7- El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la carga de rotor real y la carga de rotor estimada comprende al menos uno de un momento de flexión de brida de buje o un momento de flexión de pala.

8- El procedimiento de la reivindicación 7, que comprende además determinar si la condición de descontrol de pala está posicionada hacia una posición de bandera o de potencia.

9. El procedimiento de la reivindicación 8, que comprende además generar un vector de momentos de flexión de brida de buje reales medidos y determinar si la condición de descontrol de pala está posicionada hacia una posición de bandera o de potencia en función del vector.

10. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además implementar una acción correctiva en función de la diferencia.