ES2873399T3 - Método y sistema de control para la protección de turbinas eólicas - Google Patents

Abstract

Un método de control de una turbina eólica que está funcionando según una señal de control que hace que la turbina eólica se sobreexplote por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica, comprendiendo el método: obtener una o más señales, o valores de variables, que indican la vida útil de fatiga de uno o más de los componentes de la turbina eólica a partir de sensores de turbina (302, 304); y aplicar uno o más algoritmos de estimador de uso de vida útil a las señales o valores para determinar medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina; calcular, para cada uno de los componentes de turbina, una tasa de consumo de vida de fatiga basándose en las medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina; y caracterizado por controlar la turbina para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga para al menos uno de los componentes de turbina, en el que la reducción de la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica se determina aplicando una función predeterminada que reduce la cantidad de sobreexplotación en proporción a la tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno del al menos un componente de turbina.

Description

DESCRIPCIÓN

Método y sistema de control para la protección de turbinas eólicas

Realizaciones de la presente invención se refieren a un método y a un sistema de control para su uso en la protección de una turbina eólica frente a condiciones de funcionamiento adversas tales como fenómenos meteorológicos a corto plazo.

La figura 1A ilustra una turbina eólica 1 grande convencional, tal como se conoce en la técnica, que comprende una torre 10 y una góndola de turbina eólica 20 situada encima de la torre 10. El rotor de turbina eólica 30 comprende tres palas de turbina eólica 32, cada una de las cuales tiene una longitud L. El rotor de turbina eólica 30 puede comprender otro número de palas 32, tal como una, dos, cuatro, cinco o más. Las palas 32 están montadas en un buje 34 que está ubicado a una altura H por encima de la base de la torre. El buje 34 se conecta 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 incrementa la velocidad de rotación y, a su vez, acciona un generador eléctrico dentro de la góndola 20 para convertir la energía extraída del viento mediante las palas 32 en rotación en salida de potencia eléctrica. Las palas 32 de turbina eólica definen un área barrida A, que es el área de un círculo trazado por las palas 32 en rotación. El área barrida dicta cuánto de una 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 los momentos de flexión experimentados por los componentes de la turbina 1 durante el funcionamiento. La turbina puede estar situada en tierra firme, tal como se ilustra, o mar adentro. En este último caso la torre se conectará a una estructura de cimentación de monopilotaje, trípode, mástil en celosía u otra, 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 torre o la parte superior de torre, por ejemplo. El controlador de turbina eólica procesa entradas procedentes de sensores y otros sistemas de control y genera señales de salida para actuadores tales como actuadores de paso, controlador de par motor de generador, contactores de generador, interruptores para activar frenos de árbol, motores de guiñada, etc.

La figura 1B muestra, esquemáticamente, una central de energía eólica 100 convencional que comprende una pluralidad de turbinas eólicas 110, comunicándose los controladores de cada una con un controlador de central de energía (PPC) 130. El PPC 130 puede comunicarse bidireccionalmente con cada turbina. Las turbinas emiten potencia a un punto de conexión a la red 140 tal 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 emitirá la potencia activa máxima hasta su potencia de régimen tal como lo especifique el fabricante.

La figura 2 ilustra una curva de potencia 55 convencional de una turbina eólica que representa gráficamente la velocidad del viento en el eje x con respecto 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 potencia emitida por el generador de turbina eólica en función de la velocidad del viento. Tal como se conoce bien en la técnica, la turbina eólica empieza a generar potencia a una velocidad de conexión del viento Vmín. La turbina funciona entonces en condiciones de carga reducida (también denominada carga parcial) hasta que se alcanza la velocidad de régimen del viento en el punto V^r. A la velocidad de régimen del viento se alcanza la potencia de generador de régimen (o nominal) y la turbina está funcionando a plena carga. La velocidad de conexión del viento en una turbina eólica típica puede ser de 3 m/s y la velocidad de régimen del viento puede ser de 12 m/s, por ejemplo. El punto Vmáx es la velocidad de desconexión del viento que es la velocidad del viento más alta a la que puede hacerse funcionar la turbina eólica mientras se suministra potencia. A velocidades del viento iguales, y superiores, a la velocidad de desconexión del viento la turbina eólica se para por motivos de seguridad, en particular para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica. Alternativamente, la salida de potencia puede disminuirse en rampa en función de velocidad del viento hasta una potencia cero.

La potencia de régimen de una turbina eólica se define en la norma IEC 61400 como la salida de potencia eléctrica continua máxima que está previsto que una turbina eólica logre en condiciones de funcionamiento y externas normales. Las turbinas eólicas comerciales grandes se diseñan generalmente para una vida útil de 20 a 25 años y se diseñan para limitar la salida de potencia al nivel de potencia de régimen de modo que la carga de los componentes no sea excesiva con vientos fuertes y no se superen la vida de fatiga y las cargas de diseño de los componentes.

Recientemente se ha progresado en el control de turbinas de tal manera que pueden producir una potencia adicional limitada por encima de la potencia de régimen, en condiciones de funcionamiento dadas, según lo indica la zona sombreada 58. Se entiende que el término “sobreexplotación” significa producir más de la potencia activa de régimen durante el funcionamiento a plena carga controlando uno o más parámetros de turbina tales como la velocidad de rotor, el par motor o la corriente de generador. Un aumento de la demanda de velocidad, la demanda de par motor y/o la demanda de corriente de generador aumenta la potencia adicional producida por sobreexplotación, mientras que una disminución de la demanda de velocidad, par motor y/o corriente de generador disminuye la potencia adicional producida por sobreexplotación. Tal como se entenderá, la sobreexplotación se aplica a la potencia activa, y no a la potencia reactiva. Cuando se sobreexplota la turbina, la turbina se hace funcionar de manera más agresiva de lo normal, y el generador tiene una salida de potencia que es mayor que la potencia de régimen para una velocidad del viento dada. El nivel de potencia de sobreexplotación puede ser de hasta el 30% por encima de la salida de potencia de régimen, por ejemplo. Esto permite una mayor extracción de potencia cuando esto resulte ventajoso para el operador, particularmente cuando las condiciones externas tales como la velocidad del viento, la turbulencia y los precios de la electricidad permitan una generación de potencia más rentable.

Una sobreexplotación provoca un mayor desgaste o fatiga en componentes de la turbina eólica, lo que puede dar como resultado un fallo prematuro de uno o más componentes y requerir la parada de la turbina para mantenimiento. Como tal, la sobreexplotación se caracteriza por un comportamiento transitorio. Cuando se sobreexplota una turbina, puede ser durante tan solo unos pocos segundos, o durante un periodo de tiempo prolongado si las condiciones de viento y la vida de fatiga de los componentes favorecen una sobreexplotación.

Las turbinas eólicas se hacen funcionar habitualmente como parte de una central de energía eólica que comprende una pluralidad de turbinas eólicas, tal como se muestra en la figura 1B. El documento US-A-6.724.097 da a conocer el funcionamiento de una central eólica de este tipo. Se determina la salida de cada turbina y se controlan una o más turbinas de modo que se reduce la potencia de salida de una o más turbinas si la salida total excede la salida de régimen de la central. Una disposición de este tipo es útil ya que la suma de las potencias de régimen individuales puede exceder la salida de régimen de la central de energía eólica, pero en un momento dado no todas las turbinas pueden estar funcionando a plena capacidad; algunas pueden estar paradas para mantenimiento y algunas pueden estar experimentando condiciones de viento que distan de ser idóneas. Aunque el enfoque adoptado en el documento US-A-6.724.097 se ocupa de evitar un exceso de producción de una central de energía eólica, la salida total de la central puede no alcanzar la potencia de central de régimen. Por tanto, en ocasiones es deseable sobreexplotar la salida de una o más de las turbinas para aumentar la salida total de la central de energía. Sin embargo, tal sobreexplotación supone el riesgo de dañar las turbinas, especialmente si las turbinas se exponen posteriormente a fenómenos meteorológicos adversos mientras están sobreexplotadas.

Las técnicas de control existentes tienden a centrarse en controlar turbinas eólicas que están funcionando a o por debajo de una potencia de régimen. El documento US-A-6.850.821 da a conocer un controlador de turbina eólica que usa condiciones de esfuerzo medido como 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 con mucha turbulencia en comparación con condiciones con menos turbulencia que tienen la misma velocidad del viento promedio. El documento US-A-2006/0273595 da a conocer hacer funcionar de manera intermitente una central de energía eólica con una salida de potencia de régimen aumentada basándose en una evaluación de parámetros de funcionamiento con respecto a especificaciones de diseño de componentes y aumentar de manera intermitente 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 niveles de potencia de régimen usando la realimentación procedente de un modelo de daños en el tiempo continuo que calcula la tasa a la que se acumulan los daños en cualquier momento. Los documentos USA-2013/0257051 y ^uS-A-2014/0248123 son ejemplos de una turbina eólica controlada a través de su potencia de régimen.

La presente invención tiene como objetivo proporcionar unos métodos y un aparato mejorados para controlar turbinas eólicas para proporcionar protección adicional frente a un envejecimiento prematuro y una acumulación de daños por fatiga cuando están funcionando en un modo de sobreexplotación, y particularmente para protegerlas frente a daños por fatiga provocados por condiciones de funcionamiento adversas.

Sumario de la invención

La invención se define en las reivindicaciones independientes a las que se hace referencia ahora. En las reivindicaciones dependientes se exponen características preferidas.

Las tasas de acumulación de daños por fatiga de componentes en turbinas eólicas varían sustancialmente en diferentes condiciones de funcionamiento. Para algunos componentes mecánicos, el funcionamiento con turbulencia muy elevada provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga que es mucho mayor que con turbulencia normal. Para algunos componentes eléctricos, el funcionamiento a temperaturas muy altas provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga (tal como tasa de rotura de aislamiento) que es mucho mayor que a temperaturas normales. Como ejemplo, una regla empírica para devanados de generador consiste en que una disminución de 10°C de la temperatura de devanado aumenta la vida útil en un 100%. Realizaciones de la invención proporcionan un método y un controlador que reducen, o incluso cancelan completamente, la sobreexplotación cuando una turbina está funcionando en condiciones ambientales particularmente adversas.

Según un primer aspecto de la invención, se proporciona un método de control de una turbina eólica que está funcionando según una señal de control que hace que la turbina eólica se sobreexplote por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica. El método comprende las etapas de: obtener una o más señales, o valores de variables, que indican la vida útil de fatiga de uno o más de los componentes de la turbina eólica a partir de sensores de turbina; aplicar algoritmos respectivos de estimador de uso de vida útil (LUE) a las señales o valores para determinar medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina; calcular, para cada uno de los componentes de turbina, una tasa de consumo de vida de fatiga basándose en las medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina; y controlar la turbina para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga para al menos uno de los componentes de turbina.

Este método proporciona un elemento de anulación para tener en cuenta mayores cargas de fatiga sobre la turbina y el generador provocadas por una generación de potencia aumentada. Los LUE, especialmente para algunos componentes mecánicos y estructurales, se usan en el corto plazo, de un orden de minutos o segundos, para detectar tasas rápidas de cambio de fatiga que indican fenómenos de viento adversos. Esto puede aprovecharse de manera útil para proporcionar una acción de control de protección que para la turbina, o que no llega a pararla, por ejemplo un acceso rápido a un “modo seguro”, tal como un modo de disminución de velocidad, o una reducción de la sobreexplotación aplicada, hasta que el fenómeno haya pasado y la turbina pueda volver de nuevo a la sobreexplotación. Tal uso a corto plazo significa que se proporcionará protección frente a, por ejemplo, una tormenta que pase por una central de energía eólica, en la que tengan lugar grandes cambios de las condiciones de funcionamiento en una turbina eólica dada a lo largo del periodo de tiempo de segundos o minutos.

En particular, las realizaciones pueden proteger frente a la fatiga de ciclo corto (LCF), que es un modo de degradación de material en el que se inducen deformaciones plásticas en un componente de turbina o de generador debido al entorno de funcionamiento. La LCF está caracterizada por deformaciones plásticas de gran amplitud y baja frecuencia. En las turbinas eólicas estas grandes deformaciones se producen en zonas de concentración de esfuerzos y se agravan cuando la turbina eólica está funcionando más allá de su nivel de generación de potencia de régimen (es decir, durante una sobreexplotación) y experimenta simultáneamente condiciones de funcionamiento adversas provocadas por condiciones externas, tales como un fenómeno meteorológico extremo. Por tanto, la LCF se refiere al pequeño número de ciclos de fatiga que contribuyen a una fracción significativa de los daños por fatiga a vida útil de un componente.

El uso de los LUE para determinar una tasa de consumo de vida de fatiga permite que los controladores de turbina modifiquen el control de la turbina eólica en respuesta a la señal de control de sobreexplotación, para reducir o cancelar la cantidad de sobreexplotación aplicada. Esto ayuda a garantizar que se controle el envejecimiento de la vida de turbina durante una sobreexplotación, y se mantenga la tasa de uso de vida de turbina dentro de la envolvente de diseño. La envolvente de diseño consiste en el intervalo de parámetros de funcionamiento dentro de los cuales está previsto que la turbina funcione (envolvente de diseño de funcionamiento) o sobreviva (envolvente de diseño de supervivencia). Por ejemplo, la envolvente de diseño de funcionamiento para el parámetro de funcionamiento de temperatura del aceite de la caja de engranajes puede ser de 10°C a 65°C, es decir, si la temperatura del aceite de la caja de engranajes sale de este intervalo entonces la turbina estará fuera de su envolvente de diseño de funcionamiento. En este caso, la turbina se protege mediante alarmas (denominadas en la norma IEC 61400-1 “funciones de protección”) y parará si la temperatura del aceite de la caja de engranajes sale de este intervalo. Además de definirse por límites de funcionamiento en tiempo real, tales como limitaciones de temperaturas y de corriente eléctrica, la envolvente de diseño de funcionamiento también, o alternativamente, puede definirse por las cargas, incluidas las cargas de fatiga, usadas para diseñar los componentes mecánicos y partes de los componentes eléctricos; es decir las “cargas de diseño”.

Los LUE se monitorizan de manera continua o periódica para proporcionar estimadores inferenciales en línea, en tiempo real, de uso de vida de componente. Por tanto, los LUE pueden usarse para determine periódicamente la tasa de consumo de vida de fatiga, permitiendo un control a corto plazo de una turbina eólica frente a fenómenos extremos a corto plazo basándose en los LUE.

Calcular la tasa de consumo de vida de fatiga comprende opcionalmente, para cada componente: muestrear periódicamente la vida de fatiga consumida por el componente de turbina; y determinar el cambio de la vida de fatiga consumida a lo largo de un periodo de tiempo predeterminado que comprende uno o más de los periodos de muestreo. El periodo de tiempo predeterminado, a lo largo del cual se determina el cambio de la vida de fatiga consumida, puede seleccionarse para evitar sustancialmente la fatiga de ciclo corto para el uno o más componentes de turbina. El periodo de tiempo predeterminado puede ser preferiblemente menor de una hora y mayor de 0,5 segundos. Más preferiblemente, el periodo de tiempo predeterminado es menor de 15 minutos y mayor de 10 segundos. Todavía más preferiblemente, el periodo de tiempo predeterminado puede ser de alrededor de 10 minutos, o alrededor de 30 segundos.

La reducción de la cantidad según la cual se sobreexplota la turbina eólica se determina aplicando una función predeterminada que reduce la cantidad de sobreexplotación determinado en proporción a la tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno del al menos un componente de turbina. La función predeterminada puede especificar un primer valor para la tasa de consumo de vida de fatiga con el cual el control proporcional empieza a reducir la demanda de potencia, y un segundo valor con el cual el control proporcional deja de reducir la demanda de potencia. Los valores primero y segundo pueden ser dependientes del componente, teniendo por tanto la función diferentes valores de parámetros para cada componente que se esté monitorizando.

El método comprende además opcionalmente: calcular, para cada uno de los componentes de turbina, un valor de demanda de potencia de componente indicativo de la cantidad de potencia según la cual ha de reducirse la sobreexplotación basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga de componente; determinar un valor de demanda de potencia de turbina basándose en la demanda de potencia de componente mínima; y controlar la turbina para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en el valor de demanda de potencia de turbina determinado. El método puede comprender además opcionalmente: comparar el valor de demanda de potencia de turbina con un valor de demanda de potencia procedente de un controlador de sobreexplotación; seleccionar el valor de demanda de potencia inferior; y controlar la potencia de turbina según el valor de demanda de potencia inferior.

Alternativamente, el método puede comprender además opcionalmente: calcular, para cada uno de los componentes de turbina, un valor de demanda de potencia de componente indicativo de la cantidad de potencia según la cual ha de reducirse la sobreexplotación basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga de componente; comparar las demandas de potencia de componente con un valor de demanda de potencia procedente de un controlador de sobreexplotación; seleccionar el valor de demanda de potencia inferior; y controlar la potencia de turbina según el valor de demanda de potencia inferior.

Las demandas de potencia de componente o turbina pueden calcularse opcionalmente como la fracción o porcentaje de sobreexplotación que puede aplicarse basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga de componente.

La tasa de consumo de vida de fatiga puede normalizarse basándose en un valor máximo de la tasa de consumo de vida de fatiga para ese componente, que puede obtenerse a partir de una base de datos o una tabla de consulta locales o remotas.

La turbina puede controlarse, para reducir la cantidad según la cual se sobreexplota la turbina eólica, de la siguiente manera: reduciendo la salida de potencia de la turbina a la potencia de régimen de la turbina; reduciendo la salida de potencia de la turbina a un valor disminuido inferior a la potencia de régimen de la turbina; o parando la turbina eólica. Las opciones adicionales incluyen reducir temporalmente la salida de potencia a cero y mantener una conexión a la red; reducir temporalmente la salida de potencia a cero y desconectarla de la red; o desconectarla de la red al tiempo que se mantiene una velocidad de rotación sustancial de modo que la reconexión a la red es más rápida.

El método puede emplearse dentro de un controlador de turbina eólica, dentro de un controlador de central de energía, o distribuido entre los dos.

Según un segundo aspecto de la invención, se proporciona un controlador para una turbina eólica, comprendiendo el controlador un estimador de uso de vida útil. El controlador de turbina eólica está configurado para: recibir una señal de control desde un controlador de sobreexplotación que hace que la turbina eólica se sobreexplote por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica; y ajustar la cantidad según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en una entrada procedente del estimador de uso de vida útil. El estimador de uso de vida útil calcula una tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno de uno o más de una pluralidad de componentes de turbina calculando medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina basándose en un algoritmo de uso de vida útil para cada componente, funcionando los algoritmos de uso de vida útil con una o más señales, o valores de variables, que indican la vida útil de fatiga de los componentes, obteniéndose, o derivándose, las señales o los valores a partir de sensores en la turbina eólica. El controlador de turbina eólica está configurado para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga para al menos uno de los componentes de turbina.

El controlador de sobreexplotación puede ser parte del controlador de turbina eólica, o puede ubicarse por separado. También puede proporcionarse un controlador correspondiente proporcionado al nivel de la central de energía eólica.

Según un tercer aspecto de la invención, se proporciona un programa informático que, cuando se ejecuta en un controlador de turbina eólica, hace que el mismo lleve a cabo cualquiera de los métodos descritos anteriormente o a continuación.

El método y la estrategia de control anteriores pueden emplearse para identificar el funcionamiento en condiciones de turbulencia inusualmente elevada. Tales condiciones de turbulencia elevada pueden producirse por viento procedente de una dirección de terreno complejo, el funcionamiento dentro de una estela y/o el funcionamiento en una tormenta. La sobreexplotación puede reducirse entonces, turbina a turbina, reduciéndose de ese modo la tasa de acumulación de daños por fatiga en componentes mecánicos que son sensibles a turbulencia y/o incurren en fatiga en función de la potencia. Alternativamente, o además, la estrategia de control puede identificar un funcionamiento a temperaturas locales inusualmente altas en componentes eléctricos para permitir también que se reduzca la sobreexplotación, reduciéndose de ese modo la tasa de acumulación de daños por fatiga (aislamiento) en componentes eléctricos para los que la fatiga está en función de la potencia. Para componentes eléctricos esto se aplica particularmente a aquellos con constantes de tiempo térmicas breves de menos de aproximadamente 1 h-3 h. Debido a la naturaleza no lineal de las funciones de daños por fatiga, la funcionalidad implementada por realizaciones de la invención, denominada evitación de funcionamiento en condiciones adversas (SOA), puede estar activa opcionalmente sólo durante un máximo del 1% al 10% del tiempo, medido en una central de energía eólica completa durante todo un año. Sin embargo, esta pequeña reducción de la sobreexplotación puede proporcionar una reducción grande (del 20 al 50%) de daños por fatiga adicionales en algunos componentes.

Breve descripción de los dibujos

La invención se describirá ahora adicionalmente a modo de ejemplo sólo 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 central de energía eólica convencional que comprende una pluralidad de turbinas eólicas;

la figura 2 es un gráfico de la velocidad del viento con respecto a la potencia que muestra una curva de potencia para una turbina eólica convencional;

la figura 3 es un esquema de una disposición de controlador de turbina eólica;

la figura 4 es un esquema de la implementación lógica de un controlador de SOA;

la figura 5 es una representación de una función de ganancia; y

la figura 6 es un ejemplo específico del esquema de la figura 4.

Descripción detallada de realizaciones preferidas

Según realizaciones de la invención, una señal de control de sobreexplotación se genera mediante un controlador de sobreexplotación y la usa un controlador de turbina eólica para sobreexplotar la turbina. La manera específica en la que se generan las señales de control de sobreexplotación no es crucial para las realizaciones de la presente invención, pero se facilitará un ejemplo para facilitar la comprensión.

Cada turbina eólica puede incluir un controlador de sobreexplotación, como parte del controlador de turbina eólica. El controlador de sobreexplotación calcula una señal de petición de sobreexplotación que indica una cantidad hasta la que la turbina ha de sobreexplotar la salida de potencia por encima de la salida de régimen. El controlador recibe datos desde los sensores de turbina, tales como ángulo de paso, velocidad de rotor, salida de potencia, etc. y puede enviar órdenes, tales como puntos de consigna para ángulo de paso, velocidad de rotor, salida de potencia, etc. El controlador también puede recibir órdenes desde la red, por ejemplo desde el operador de red para reforzar o reducir la salida de potencia activa o reactiva en respuesta a la demanda o un fallo en la red.

La figura 3 muestra un ejemplo esquemático de una disposición de controlador de turbina en la que un controlador de sobreexplotación 301 genera una señal de control de sobreexplotación que puede usarse por controladores de turbina eólica para aplicar una sobreexplotación a la turbina. La señal de control de sobreexplotación puede generarse dependiendo de la salida de uno o más sensores 302/304 que detectan parámetros de funcionamiento de la turbina y/o condiciones locales tales como velocidad y dirección del viento. El controlador de sobreexplotación 301 comprende uno o más módulos de control funcionales que pueden usarse en diversos aspectos del control de sobreexplotación. Pueden proporcionarse módulos funcionales adicionales, las funciones de módulos pueden combinarse y algunos módulos pueden omitirse.

El módulo de controlador de uso de vida (LUC) 305 puede usar LUE para controlar la vida útil de los componentes asociados. Esta función de control compara la estimación actual de vida de componente usada con un valor objetivo para uso de vida en el momento actual en la vida de la turbina. La cantidad de sobreexplotación aplicada a la turbina eólica se manipula entonces para limitar la tasa de uso de vida (RLU) a largo plazo. La señal de activación para la función de LUC en cualquier momento es la diferencia entre la estimación de vida de componente usada y el valor objetivo para uso de vida en ese momento.

La sobreexplotación aprovecha la brecha que existe normalmente entre las cargas de diseño de componente y las cargas experimentadas por cada turbina en funcionamiento, que son normalmente más leves que las condiciones simuladas según la norma IEC para las que se calcularon las cargas de diseño. La sobreexplotación hace que la demanda de potencia para la turbina se aumente con vientos fuertes o bien hasta que se alcanza un límite de funcionamiento especificado por una restricción de funcionamiento (temperatura, etc.), o bien hasta que se alcanza un límite de potencia superior que se ha establecido para impedir que se excedan cargas de diseño de componente. Las restricciones de funcionamiento, implementadas por el módulo de control de restricciones de funcionamiento 306, limitan la posible demanda de potencia de sobreexplotación en función de diversos parámetros de funcionamiento. Por ejemplo, cuando se ha establecido una función de protección para iniciar una parada cuando la temperatura del aceite de la caja de engranajes excede 65°C, una restricción de funcionamiento puede dictar una disminución lineal en la señal de punto de consigna de sobreexplotación máxima posible en función de la temperatura del aceite de la caja de engranajes para temperaturas superiores a 60°C, alcanzándose un punto en que “la sobreexplotación no es posible” (es decir, una señal de punto de consigna de potencia igual a la potencia de régimen nominal) a 65°C.

El límite de potencia máxima o superior puede calcularse mediante un módulo de cálculo de límite de potencia máxima 307. El nivel de potencia máxima para un tipo de turbina dado está restringido por los límites de carga definitivos o extremos de los componentes mecánicos de turbina eólica, y los límites de diseño de los componentes eléctricos, dado que la potencia máxima no puede aumentarse de manera segura más allá de un nivel que hará que la turbina experimente valores de carga mecánica o cargas eléctricas mayores que sus límites de carga de diseño definitivos. El nivel de potencia máxima puede refinarse adicionalmente para cada turbina individual, calculándose en base a los valores de carga de fatiga para cada turbina, basándose en una o más de las condiciones a las que se enfrenta cada una de las turbinas eólicas en su ubicación o posición específica en la central de energía eólica, determinándose niveles de potencia máxima individual para cada turbina en un sitio dado. El nivel de potencia máxima individual puede establecerse de modo que la tasa de consumo de vida de fatiga de la turbina, o de componentes de turbina individuales, da una vida de fatiga que corresponde a, o excede, la vida útil objetivo particular.

Las demandas de potencia desde los módulos funcionales se proporcionan a una función de valor mínimo, el bloque 308, y se selecciona el valor de demanda de potencia más baja. Puede proporcionarse un bloque mínimo 309 adicional que selecciona la demanda de potencia mínima desde el controlador de sobreexplotación 301 y cualquier otra demanda de potencia de turbina, tales como las especificadas por un operador de red, para producir la demanda de potencia final aplicada por el controlador de turbina eólica.

Como alternativa, el controlador de sobreexplotación puede ser parte del controlador PPC 130 de la figura 1B por ejemplo. El controlador PPC se comunica con cada una de las turbinas y puede recibir datos desde las turbinas, tales como ángulo de paso, velocidad de rotor, salida de potencia, etc. y puede enviar órdenes a turbinas individuales, tales como puntos de consigna para ángulo de paso, velocidad de rotor, salida de potencia, etc. El PPC 130 también recibe órdenes desde la red, por ejemplo desde el operador de red para reforzar o reducir la salida de potencia activa o reactiva en respuesta a la demanda o un fallo en la red. El controlador de cada turbina eólica se comunica con el PPC 130.

El controlador PPC 130 recibe datos de salida de potencia desde cada una de las turbinas y conoce, por tanto, la salida de potencia activa y reactiva de cada turbina y de la central en su conjunto en el punto de conexión a la red 140. Si se requiere, el controlador PPC 130 puede recibir un punto de consigna de funcionamiento para la salida de potencia activa de la central de energía en su conjunto y dividir el mismo entre cada una de las turbinas de modo que la salida no exceda el punto de consigna asignado por el operador. Este punto de consigna de central de energía puede ser cualquiera desde 0 hasta la salida de potencia activa de régimen para la central. La salida de “potencia de régimen'' para la central es la suma de la salida de potencia activa de régimen de las turbinas individuales en la central. El punto de consigna de central de energía puede estar por encima de la salida de potencia de régimen de la central, es decir, se sobreexplota toda la central.

El PPC puede recibir una entrada directamente desde la conexión a la red, o puede recibir una señal que es una medida de la diferencia entre la salida de central de potencia total y la salida de central de potencia de régimen o nominal. Esta diferencia puede usarse para proporcionar la base para una sobreexplotación por turbinas individuales. En teoría, puede sobreexplotarse sólo una única turbina, pero se prefiere sobreexplotar una pluralidad de las turbinas, y lo más preferido es enviar la señal de sobreexplotación a todas las turbinas. La señal de sobreexplotación enviada a cada turbina puede no ser un control fijo, sino que, en su lugar, puede ser una indicación de una cantidad máxima de sobreexplotación que puede realizar cada turbina. Cada turbina puede tener un controlador asociado, que puede implementarse dentro del controlador de turbina o de manera centralizada tal como en el PPC, que determinará si la turbina puede responder a la señal de sobreexplotación y, en ese caso, según qué cantidad. Por ejemplo, cuando el controlador dentro del controlador de turbina determina que las condiciones en una turbina dada son favorables y están por encima de la velocidad de régimen del viento, puede responder de manera positiva y la turbina dada se sobreexplota. A medida que los controladores implementan la señal de sobreexplotación, la salida de la central de energía crecerá.

Por tanto, se genera una señal de sobreexplotación, o bien de manera centralizada o bien en cada turbina individual, siendo la señal indicativa de la cantidad de sobreexplotación que puede realizarse por una o más turbinas, o las turbinas de la central de energía en su conjunto.

Según una primera realización, cada turbina responde individualmente a señales de sobreexplotación según un controlador de evitación de funcionamiento en condiciones adversas (SOA) 303 del tipo mostrado en la figura 3. El controlador de SOA genera una señal indicativa de la cantidad de sobreexplotación que puede aplicarse, para reducir la cantidad de sobreexplotación aplicada a la turbina eólica. La señal se determina basándose en entradas procedentes de uno o más sensores de turbina 302, que se usan para determinar la tasa en tiempo real de uso de vida útil para uno o más componentes de turbina. Las tasas de uso de vida útil (RLU) se usan para determinar el valor de señal y, por tanto, para controlar la cantidad de sobreexplotación aplicada a cada turbina. Se usan valores de estimador de uso de vida útil (LUE) para determinar los valores de RLU.

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

Los LUE pueden usarse en el controlador de turbina para determinar si la fatiga total experimentada en un momento dado está por debajo o por encima del nivel que está previsto que la turbina resista, y el controlador de turbina puede decidir sobreexplotar cuando los daños están por debajo del nivel esperado. En este tipo específico de aplicación, que puede implementarse por el controlador de uso de vida 305 por ejemplo, se aplican correcciones a largo plazo a lo largo del transcurso de semanas, meses o años.

Los LUE también pueden usarse para medir la tasa de acumulación de fatiga, en contraposición a un nivel absoluto. Si las vidas de fatiga de los componentes se están consumiendo rápidamente, el controlador de turbina puede decidir no sobreexplotar la turbina incluso si los daños por fatiga actuales son menores de lo esperado en ese momento. La tasa de uso de vida de fatiga puede ser entonces una entrada para el controlador de sobreexplotación y puede servir de ayuda en la decisión acerca de si sobreexplotar o no. Tales usos de los valores de LUE se prestan a correcciones a largo plazo que se aplican a lo largo del transcurso de semanas, meses o años.

En cambio, realizaciones de la invención usan LUE en un mecanismo de protección a corto plazo, controlando turbinas eólicas para protegerlas frente a daños provocados en componentes por fenómenos extremos a corto plazo al reducir la cantidad de potencia adicional generada cuando se está aplicando una sobreexplotación. Se trata de un mecanismo de protección en vez de un mecanismo para determinar si sobreexplotar o no.

La funcionalidad de SOA para la tasa de componente de uso de vida se introduce para componentes eléctricos y mecánicos claves, para proporcionar protección adicional frente al envejecimiento prematuro y a la acumulación de daños por fatiga cuando la turbina está funcionando en condiciones ambientales particularmente adversas. Los componentes protegidos pueden incluir uno o más de: palas; cojinetes de paso; elementos de accionamiento o actuadores de paso; buje; árbol principal; alojamiento de cojinetes principales; cojinetes principales; cojinetes de caja de engranajes; dientes de engranajes, particularmente para esfuerzos de flexión y/o punto de contacto; generador, incluyendo los devanados, particularmente con respecto al envejecimiento térmico; cojinetes de generador; convertidor; cable de caja de bornes de generador, particularmente con respecto al envejecimiento térmico; elementos de accionamiento de guiñada; cojinete de guiñada; torre; estructura de soporte mar adentro si está presente; cimentación, y devanados de transformador. Por tanto, pueden calcularse RLU para uno o más de los siguientes componentes:

- palas;

- cojinetes de paso;

- elementos de accionamiento o actuadores de paso;

- buje;

- árbol principal;

- alojamiento de cojinetes principales;

- cojinetes principales;

- cojinetes de caja de engranajes;

- dientes de engranajes;

- generador;

- cojinetes de generador;

- convertidor;

- cable de caja de bornes de generador;

- elementos de accionamiento de guiñada;

- cojinete de guiñada;

- torre;

- estructura de soporte mar adentro si está presente;

- cimentación;

- devanados de transformador.

Puede usarse cualquier sensor adecuado para calcular la vida usada para los componentes enumerados anteriormente, incluyendo sensores de medición eléctrica y de temperatura. Pueden calcularse uno o más valores de RLU para cada uno de los componentes, dado que pueden aplicarse diferentes estimadores de uso de vida útil a un componente dado.

La figura 4 muestra una implementación esquemática de ejemplo de la lógica implicada en el control de SOA para un número, M, de componentes. El LUE para un componente dado se muestrea mediante el muestreador 401 cada AT segundos. El componente lógico 402 determina entonces el cambio en el LUE desde que se obtuvo la última muestra, proporcionando por tanto una tasa de cambio de estimación de uso de vida útil, o RLU. El RLU se convierte opcionalmente en un valor de porcentaje, y se normaliza posiblemente, mediante el componente lógico 403 para obtener un valor para el RLU que sea conveniente de usar y que pueda compararse con RLU para otros componentes. El valor de porcentaje de RLU se aplica entonces a un componente lógico de cálculo de ganancia 404, que aplica una función de ganancia 405 al valor para determinar una demanda de potencia u otro valor apropiado indicativo de la cantidad de sobreexplotación que puede aplicarse.

La salida del controlador de SOA puede proporcionarse a una función de valor mínimo de demanda de potencia de turbina que toma todas las demandas de potencia que recibe la turbina e identifica el valor mínimo. Por tanto, la salida de controlador de SOA se compara con la demanda de potencia de salida del resto del controlador de sobreexplotación y la función de SOA tendrá prioridad si su demanda de potencia es menor que la del controlador de sobreexplotación.

La figura 5 muestra una versión ampliada de un ejemplo de la función de ganancia 405 de la figura 4, a través de la cual se hace pasar el valor de porcentaje de la tasa de uso de vida. La función de ganancia 405 es una curva que indica valores fraccionarios de sobreexplotación permitida como una proporción de una señal de sobreexplotación del 100% nominal con respecto a un valor indicativo de RLU para un componente dado. Un primer valor, “%SOA_RLU_Componente_Bajo”, proporciona el valor con el que una acción de control proporcional empieza a reducir la demanda de potencia. Un segundo valor, “%SOA_RLU_Componente_Alto”, proporciona el valor con el cual el control proporcional deja de reducir la demanda de potencia. El valor “%-SOA-Componente_Límite_Salida” es el nivel mínimo al que puede reducirse la sobreexplotación. El operador puede modificar cada uno de estos parámetros. La forma de la parte de control proporcional de la curva, para un componente dado, está definida por tanto por los dos pares de coordenadas tal como se muestra en la figura 5:

(%SOA_RLU_Componente_Bajo, 100%)

(%SOA_RLU_Componente_Alto, %SOA_Componente_Límite_Salida)

El límite de salida superior es preferiblemente una constante y puede ser igual al 100%. Las otras tres ordenadas son parámetros que varían dependiendo de los componentes en cuestión. También se muestran niveles de potencia de ejemplo por motivos de claridad, con una potencia nominal de 1670 kW y un nivel de sobreexplotación máximo (100%) de 1800 kW.

El valor para “%SOA_RLU_Componente_Bajo” puede establecerse, por defecto, en el 80% y el valor para “%SOA_RLU_Componente_Alto” puede establecerse, por defecto, en el 90% para todos los componentes, pero los puntos de consigna bajo y alto individuales pueden adaptarse para cada componente y puede ajustarlos un usuario mediante una interfaz de usuario. A medida que la medición de tasa de uso de vida aumenta por encima del valor de punto de consigna bajo “%SOA_RLU_Componente_Bajo”, la acción de control proporcional reduce el “% de sobreexplotación” hasta que alcanza el nivel mínimo establecido por “%-SOA-Componente_Límite_Salida”, que es un parámetro que puede cambiar un usuario y puede establecerse en 0%. También pueden usarse valores negativos para “%-SOA-Componente_Límite_Salida” para reducir la especificación de potencia de la turbina por debajo de la potencia de régimen para proteger los componentes en el caso de valores de RLU extremos.

Como alternativa a usar “%-SOA-Componente_Límite_Salida” dentro de la función de la figura 5, la potencia de sobreexplotación permisible “% de sobreexplotación” puede hacerse pasar a través de una función de selección adicional, una función de selección de valor bajo, antes de pasarse a una función de selección de valor bajo adicional que es común a cualquier otra función de control de sobreexplotación que pueda implementarse junto con la funcionalidad de SOA. La primera función de selección de valor bajo compara la(s) “señal(es) de % de sobreexplotación” con el valor mínimo “%SOA-Límite-Salida”, un parámetro que puede establecer el usuario mediante una interfaz y que representa la reducción máxima de “% de sobreexplotación”, entre 0-100%, que puede aplicarse mediante SOA. La diferencia en este caso consiste en que “%SOA-Límite-Salida” se aplica a todos los componentes, mientras que “%-SOA-Componente_Límite_Salida” proporciona límites inferiores individuales para componentes individuales.

El cálculo de los puntos en la porción de control proporcional de la función puede llevarse a cabo de manera computacionalmente eficiente, calculando los diversos parámetros sólo en uno o en ambos de los siguientes momentos:

(a) en la inicialización del control de potencia al acceder a un modo que permite la sobreexplotación; y/o

(b) siempre que se detecta un cambio de parámetro desde la interfaz de usuario.

Usando la curva de respuesta descrita anteriormente, el controlador de SOA identifica periodos en los que el RLU es particularmente alto en uno o más componentes y proporciona una señal de sobreexplotación “%SOA_Sobreexplotación_Componente_M” para el M-ésimo componente indicativa de la cantidad de sobreexplotación que el componente puede realizar en vista del RLU. La señal de sobreexplotación puede representar, por ejemplo, un valor en forma de un porcentaje que es menor del 100%.

El procesamiento descrito anteriormente se aplica en paralelo para cada uno de los componentes que se esté monitorizando. Con el fin de proporcionar un valor de sobreexplotación global se selecciona el valor mínimo para “%SOA_Sobreexplotación_Componente_M”, que representa el valor de sobreexplotación permitida más bajo para cualquiera de los componentes monitorizados. Esto se logra haciendo pasar los valores de sobreexplotación, “%SOA_Sobreexplotación_Componente_M”, obtenidos para cada componente monitorizado a través de un componente lógico de selección “MÍN” 406 común en la figura 4, que selecciona el valor mínimo como la potencia de sobreexplotación permisible “% de sobreexplotación”. Se apreciará que pueden usarse otros métodos para determinar la cantidad de sobreexplotación permitida basándose en los RLU de componentes individuales.

Realizaciones de la invención tienen como objetivo reducir sustancialmente, o eliminar, los daños por fatiga de ciclo corto sufridos debido a una sobreexplotación. Los daños por fatiga de ciclo corto se provocan por el viento turbulento, en vez de variaciones más lentas tales como cambios estacionales o de día/noche. Se produce viento turbulento con un contenido de frecuencia de menos de aproximadamente una hora. La escala temporal entre realizar respectivas determinaciones de RLU, y posteriormente determinar un valor para la cantidad de sobreexplotación que puede realizarse, se selecciona de modo que sea pertinente al viento turbulento. Por tanto, el tiempo, “N_SOA seg.”, entre actualizaciones sucesivas de la cantidad de sobreexplotación, “% de sobreexplotación”, es relativamente corto. Este periodo de tiempo puede ser menor de 1 hora y mayor de 0,5 segundos. Preferiblemente, el periodo de tiempo puede ser menor de 15 minutos y mayor de 10 segundos. Más preferiblemente, el periodo de tiempo puede ser de 30 segundos, o de alrededor de 30 segundos. Tal como se describe a continuación, el periodo de tiempo puede definirse en relación con el escalón de tiempo de control del controlador de sobreexplotación.

El tiempo de muestreo, AT, entre la obtención de muestras del LUE para un componente dado también es relativamente corto. AT puede ser preferiblemente de entre menos de un minuto y más de o igual a 1 segundo. Más preferiblemente, AT es de 30 segundos, o aproximadamente 30 segundos. El tiempo de muestreo puede ser una fracción de número entero del escalón de tiempo de control usada para el controlador de sobreexplotación principal. El valor de potencia de sobreexplotación permisible basado en RLU descrito anteriormente puede usarse junto con otras salidas de funciones de control, procedentes de otros controles y restricciones de funcionamiento, para seleccionar de manera definitiva un valor de sobreexplotación permisible.

Se describirá un ejemplo particular de la funcionalidad de SOA en relación con la figura 6. En la figura 6 se muestran componentes lógicos de la clase mostrada en la figura 4, usados para calcular valores de ganancia de sobreexplotación permisibles para cualquiera de los siguientes componentes:

- Devanado de estator de generador n.° 1

- Devanado de estator de generador n.° 2

- Devanado de estator de generador n.° 3

- Cable de caja de bornes de generador

- Devanado de transformador n.° 1

- Devanado de transformador n.° 2

- Devanado de transformador n.° 3

- Contacto de diente de engranaje de caja de engranajes

- Flexión de diente de engranaje de caja de engranajes

- Cojinete de caja de engranajes n.° 1

- Cojinete de caja de engranajes n.° 2

- Cojinete de generador (extremo de accionamiento)

- Cojinete de generador (extremo sin accionamiento)

- Árbol principal

- Torre

- Palas

- Cojinetes de paso;

- Elementos de accionamiento o actuadores de paso;

- Buje;

- Alojamiento de cojinetes principales;

- Cojinetes principales;

- Convertidor;

- Elementos de accionamiento de guiñada;

- Cojinete de guiñada;

- Estructura de soporte mar adentro si está presente;

- Cimentación;

La figura 6 muestra componentes lógicos para tres de los devanados de estator de generador de la turbina. Pueden proporcionarse componentes lógicos similares para otros componentes de turbina, de tal manera que la SOA puede emitir una “señal de % de sobreexplotación” para cada RLU calculado para cada componente deseado. El método se aplica dentro de un entorno de control de sobreexplotación global en el que un controlador de sobreexplotación está aplicando un control de sobreexplotación a intervalos de escalón de tiempo dados. La SOA se usa para modificar el control de sobreexplotación.

El valores de LUE que se emplean, por ejemplo “LUEDevanadoGen1”, pueden consistir en valores de RecuentoBajo y RecuentoAlto para facilitar una exactitud mejorada cuando se calcula la tasa de vida usada en el cálculo de SOA. El recuento bajo se incrementa en una primera resolución, que es preferiblemente una resolución granular fina, y el recuento alto se incrementa en una segunda resolución que es menor que la primera resolución. Cuando el recuento bajo alcanza un límite predeterminado, se restablece, y el recuento alto se incrementa en uno.

El controlador de SOA actúa en cada escalón de tiempo de control del controlador de sobreexplotación, o con cualquier múltiplo de número entero N_SOA de este escalón de tiempo, mientras observa todavía los intervalos de valores “N_SOA seg.” preferidos descritos anteriormente. El controlador de sobreexplotación puede tener un escalón de tiempo de varias decenas de segundos, y puede ser de menos de un minuto. El escalón de tiempo puede ser de desde 15 hasta 45 segundos y puede ser, por ejemplo, de 30 segundos. Para un escalón de tiempo de controlador de sobreexplotación de 30 segundos, el controlador de SOA puede actuar cada 30 segundos, o cada 60 segundos, o cada 90 segundos, o cada 120 segundos, etcétera. Un parámetro “PARÁM_N_SOA” proporciona el número de escalones de tiempo de control de sobreexplotación que tienen lugar entre escalones de tiempo de SOA. El parámetro puede modificarse en la consola de operador y puede tener un valor por defecto de 1.

Para una señal dada, por ejemplo devanado de estator de generador n.° 1, el valor de RLU que se usa en el cálculo de SOA será la suma de los valores de RLU a lo largo de los últimos “N_SOA” escalones de tiempo. Por ejemplo, si “N_SOA” = 3, el escalón de tiempo de SOA es de 90 segundos, y entonces el valor de RLU usado para el devanado de estator de generador n.° 1 es entonces la suma de los RLU a lo largo de los tres escalones de tiempo de 30 segundos anteriores. El valor de “SOA_RLU_Componente” usado para el devanado de estator de generador n.° 1 es entonces la diferencia entre el valor actual del recuento_bajo y el valor del recuento_bajo 90 segundos antes, sumado a la diferencia entre el valor actual del recuento_alto y el valor del recuento_alto 90 segundos antes.

En cualquier realización, con el fin de calcular el valor de RLU para un componente dado, el valor de estimación de uso de vida útil para el componente puede determinarse periódicamente, y puede sumarse la diferencia a lo largo del periodo “N_SOA seg.” para proporcionar el cambio del valor de estimación de uso de vida útil a lo largo de ese periodo. Tal como se describió anteriormente, el valor de estimación de uso de vida útil puede determinarse usando un tiempo de muestreo AT que es menor que el tiempo “N_SOA seg.”, por ejemplo puede usarse un tiempo de muestreo de 4 segundos cuando “N_SOA seg.” es de 30 segundos.

El valor de RLU para un componente dado puede determinarse como un valor normalizado, normalizado basándose en el valor máximo conocido del RLU para ese componente obtenido a partir de una base de datos o tabla de consulta para un periodo de muestreo predeterminado. Usar el valor máximo a partir de una tabla de consulta garantiza que el valor de RLU puede expresarse, por ejemplo, como un porcentaje no mayor del 100%. Por ejemplo, para cada RLU, la normalización puede usar el valor de RLU máximo que puede lograrse a partir de la tabla de consulta en el tiempo de muestra disponible. Como ejemplo particular, en el bloque “Convertir a %” en la figura 6, SOA_RLU_Componente se divide por el cambio máximo en “SOA_RLU_Componente” que, a partir de una simulación o de otro modo, se espera que se produzca en algún momento a lo largo del tiempo AT, para garantizar que el valor para “%SOA_RLU_Componente” nunca exceda el 100%.

Los métodos de control descritos en el presente documento pueden implementarse directamente en un controlador de turbina. Alternativamente, los métodos pueden implementarse en un controlador de sitio local, tal como un controlador de central de energía eólica, en el que se aplican la función de control y un elemento de anulación asociado, individualmente, a una pluralidad de turbinas eólicas y la demanda de potencia de salida de la función de control se aplica entonces a los controladores de turbina individuales. Alternativamente, los métodos pueden implementarse de manera remota de modo similar. En algunas realizaciones, los métodos pueden implementarse como parte de un controlador de sobreexplotación, que controla la cantidad de potencia generada por encima de la potencia de régimen mediante la sobreexplotación de la turbina. En otras realizaciones, el controlador puede usarse para controlar la disminución de régimen de una turbina, reduciendo la potencia por debajo de la potencia de régimen usando la entrada procedente de LUE.

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

Debe observarse que pueden aplicarse realizaciones de la invención a turbinas tanto de velocidad constante como de velocidad variable. La turbina puede emplear un control activo de paso, mediante lo cual se logra una limitación de potencia por encima de la velocidad de régimen del viento mediante una variación de ángulo de pala, lo que implica hacer rotar la totalidad o parte de cada pala para reducir el ángulo de ataque. Alternativamente, la turbina puede emplear un control activo por pérdida aerodinámica, que logra una limitación de potencia por encima de la velocidad de régimen del viento al regular el paso de las palas para que entren en pérdida aerodinámica, en el sentido opuesto al usado en el control activo de paso.

- Estimadores de uso de vida útil

Ahora se describirán los estimadores de uso de vida útil con más detalle. El algoritmo requerido para estimar el uso de vida útil variará de componente a componente y los LUE pueden comprender una biblioteca de algoritmos de LUE que incluye algunos o la totalidad de los siguientes: duración de carga, distribución de revolución de carga, conteo de flujo de lluvia, daños por ciclo de esfuerzos, daños por ciclo de temperatura, tasa de reacción térmica de generador, tasa de reacción térmica de transformador y desgaste de cojinetes. Adicionalmente, pueden usarse otros algoritmos. Tal como se mencionó anteriormente, la estimación de uso de vida útil sólo puede usarse para componentes claves seleccionados y el uso de una biblioteca de algoritmos permite seleccionar un nuevo componente para LUE y el algoritmo adecuado seleccionado a partir de la biblioteca y parámetros específicos establecidos para esa parte de componente.

En una realización, se implementan LUE para todos los componentes principales de la turbina descritos en el presente documento, incluyendo la estructura de pala, los cojinetes y pernos de pala, el sistema de paso de pala, el sistema de árbol principal y cojinetes, la caja de engranajes (incluyendo punto de contacto de diente de engranaje, flexión de raíz de diente de engranaje de caja de engranajes y/o cojinetes de caja de engranajes), el generador (incluyendo devanados, cojinetes y/o cable de caja de bornes), el convertidor, el transformador (incluyendo devanados de transformador), el sistema de guiñada, la torre y la cimentación. Alternativamente, puede realizarse una selección de uno o más de los LUE.

Como ejemplos de los algoritmos apropiados, puede usarse un conteo de flujo de lluvia en los estimadores de estructura de pala, pernos de pala, sistema de paso, sistema de árbol principal, convertidor, sistema de guiñada, torre y cimentación. En el algoritmo de estructura de pala, el conteo de flujo de lluvia se aplica al momento de flexión de raíz de pala en el sentido del flap y en el sentido del borde para identificar los valores promedio y el intervalo de ciclos de esfuerzo y la salida se envía al algoritmo de daños por ciclo de esfuerzos. Para los pernos de pala, el conteo de flujo de lluvia se aplica al momento de flexión de perno para identificar los valores promedio y el intervalo de ciclos de esfuerzo y la salida se envía al algoritmo de daños por ciclo de esfuerzos. En los estimadores de sistema de paso, sistema de árbol principal, torre y cimentación, el algoritmo de conteo de flujo de lluvia también se aplica para identificar los valores promedio y el intervalo de ciclos de esfuerzo y la salida se envía al algoritmo de daños por ciclo de esfuerzos. 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 motor de árbol principal;

- Torre - esfuerzo de torre;

- Cimentación - esfuerzo de cimentación.

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

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

Si es posible se prefiere usar sensores existentes para proporcionar las entradas con las que funcionan los algoritmos. Por tanto, por ejemplo, es habitual en las turbinas eólicas medir directamente el momento de flexión de raíz de pala en el sentido del borde y en el sentido del flap requerido para los estimadores de estructura de pala, cojinete de pala y 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, lo que permite calcular la fuerza de paso. Estos son sólo ejemplos y otros parámetros requeridos como entradas pueden medirse directamente o inferirse a partir de otras salidas de sensores disponibles. Para algunos parámetros, puede ser ventajoso usar sensores adicionales si un valor no puede inferirse con suficiente exactitud.

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 Fatigue loads

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 (degradación química):

Norma IEC 60076-12 “Power Transformers - Part 12: Loading guide for dry-type power transformers”, sección 5.

Claims (14)

1. REIVINDICACIONES

   i. Un método de control de una turbina eólica que está funcionando según una señal de control que hace que la turbina eólica se sobreexplote por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica, comprendiendo el método:

   obtener una o más señales, o valores de variables, que indican la vida útil de fatiga de uno o más de los componentes de la turbina eólica a partir de sensores de turbina (302, 304); y

   aplicar uno o más algoritmos de estimador de uso de vida útil a las señales o valores para determinar medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina;

   calcular, para cada uno de los componentes de turbina, una tasa de consumo de vida de fatiga basándose en las medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina; y caracterizado por

   controlar la turbina para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga para al menos uno de los componentes de turbina, en el que la reducción de la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica se determina aplicando una función predeterminada que reduce la cantidad de sobreexplotación en proporción a la tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno del al menos un componente de turbina.
2. 2. Un método según la reivindicación 1, en el que calcular la tasa de consumo de vida de fatiga comprende, para cada componente:

   muestrear periódicamente la vida de fatiga consumida por el componente de turbina; y

   determinar el cambio de la vida de fatiga consumida a lo largo de un periodo de tiempo predeterminado que comprende uno o más de los periodos de muestreo.
3. 3. Un método según la reivindicación 2, en el que el periodo de tiempo predeterminado, a lo largo del cual se determina el cambio de la vida de fatiga consumida, es menor de una hora y mayor de 0,5 segundos.
4. 4. Un método según la reivindicación 3, en el que el periodo de tiempo predeterminado, a lo largo del cual se determina el cambio de la vida de fatiga consumida, es menor de 15 minutos y mayor de 10 segundos.
5. 5. Un método según la reivindicación 1, en el que la función predeterminada especifica un primer valor para la tasa de consumo de vida de fatiga con el cual el control proporcional empieza a reducir la demanda de potencia, y un segundo valor con el cual el control proporcional deja de reducir la demanda de potencia.
6. 6. Un método según cualquier reivindicación anterior, que comprende además:

   calcular, para cada uno de los componentes de turbina, un valor de demanda de potencia de componente indicativo de la cantidad de potencia según la cual ha de reducirse la sobreexplotación basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga de componente;

   determinar un valor de demanda de potencia de turbina basándose en la demanda de potencia de componente mínima; y

   controlar la turbina para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en el valor de demanda de potencia de turbina determinado.
7. 7. Un método según la reivindicación 6, que comprende además:

   comparar el valor de demanda de potencia de turbina con un valor de demanda de potencia procedente de un controlador de sobreexplotación;

   seleccionar el valor de demanda de potencia inferior; y

   controlar la potencia de turbina según el valor de demanda de potencia inferior.
8. 8. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, que comprende además:

   calcular, para cada uno de los componentes de turbina, un valor de demanda de potencia de componente indicativo de la cantidad de potencia según la cual ha de reducirse la sobreexplotación basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga de componente;

   comparar las demandas de potencia de componente con un valor de demanda de potencia procedente de un controlador de sobreexplotación;

   seleccionar el valor de demanda de potencia inferior; y

   controlar la potencia de turbina según el valor de demanda de potencia inferior.
9. 9. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 6 a 8, en el que las demandas de potencia de componente o turbina se calculan como la fracción o porcentaje de sobreexplotación que puede aplicarse basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga de componente.
10. 10. Un método según la reivindicación 2, o cualquier reivindicación dependiente de la reivindicación 2, que comprende además:

    normalizar la tasa de consumo de vida de fatiga basándose en un valor máximo de la tasa de consumo de vida de fatiga para ese componente.
11. 11. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, que comprende además:

    a intervalos, controlar la turbina para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica de la siguiente manera:

    parando la turbina eólica;

    reduciendo temporalmente la salida de potencia a cero y manteniendo una conexión a la red;

    reduciendo temporalmente la salida de potencia a cero y desconectándola de la red; o

    desconectándola de la red al tiempo que se mantiene una velocidad de rotación sustancial.
12. 12. Un controlador (301) para una turbina eólica, comprendiendo el controlador un estimador de uso de vida útil;

    en el que el controlador de turbina eólica está configurado para:

    recibir una señal de control desde un controlador de sobreexplotación (303) que hace que la turbina eólica se sobreexplote por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica; y

    ajustar la cantidad según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en una entrada procedente del estimador de uso de vida útil;

    en el que el estimador de uso de vida útil calcula una tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno de uno o más de una pluralidad de componentes de turbina calculando medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina basándose en un algoritmo de uso de vida útil para cada componente, funcionando los algoritmos de uso de vida útil con una o más señales, o valores de variables, que indican la vida útil de fatiga de los componentes, obteniéndose, o derivándose, las señales o los valores a partir de sensores en la turbina eólica;

    caracterizado porque

    el controlador de turbina eólica está configurado para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga para al menos uno de los componentes de turbina, y en el que la reducción de la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica se determina aplicando una función predeterminada que reduce la cantidad de sobreexplotación en proporción a la tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno del al menos un componente de turbina.
13. 13. Un controlador (301) para una central de energía eólica, estando el controlador configurado para, para cada de una pluralidad de turbinas eólicas:

    recibir una señal de control desde un controlador de sobreexplotación (303) que hace que la turbina eólica se sobreexplote por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica; y

    ajustar la cantidad según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en una entrada procedente del estimador de uso de vida útil;

    en el que el estimador de uso de vida útil calcula una tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno de uno o más de una pluralidad de componentes de turbina calculando medidas de la vida de fatiga consumida por cada uno de los componentes de turbina basándose en un algoritmo de uso de vida útil para cada componente, funcionando los algoritmos de uso de vida útil con una o más señales, o valores de variables, que indican la vida útil de fatiga de los componentes, obteniéndose, o derivándose, las señales o los valores a partir de sensores en la turbina eólica;

    caracterizado porque

    el controlador de turbina eólica está configurado para reducir la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica basándose en la tasa de consumo de vida de fatiga para al menos uno de los componentes de turbina, y en el que la reducción de la cantidad de potencia según la cual se sobreexplota la turbina eólica se determina aplicando una función predeterminada que reduce la cantidad de sobreexplotación en proporción a la tasa de consumo de vida de fatiga para cada uno del al menos un componente de turbina.
14. 14. Un programa informático que, cuando se ejecuta en un controlador de turbina eólica, hace que el mismo lleve a cabo el método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11.