ES2878021T3 - Procedimiento y dispositivo para determinar el desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica - Google Patents

Procedimiento y dispositivo para determinar el desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica Download PDF

Info

Publication number
ES2878021T3
ES2878021T3 ES17204425T ES17204425T ES2878021T3 ES 2878021 T3 ES2878021 T3 ES 2878021T3 ES 17204425 T ES17204425 T ES 17204425T ES 17204425 T ES17204425 T ES 17204425T ES 2878021 T3 ES2878021 T3 ES 2878021T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
function
rotor
moment
wind power
power plant
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES17204425T
Other languages
English (en)
Inventor
Bernd Hellmich
René Haevernick
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Nordex Energy SE and Co KG
Original Assignee
Nordex Energy SE and Co KG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Nordex Energy SE and Co KG filed Critical Nordex Energy SE and Co KG
Application granted granted Critical
Publication of ES2878021T3 publication Critical patent/ES2878021T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0292—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power to reduce fatigue
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D80/00—Details, components or accessories not provided for in groups F03D1/00 - F03D17/00
    • F03D80/40—Ice detection; De-icing means
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Procedimiento para determinar un desequilibrio estático (110) de un rotor (103) de una central de energía eólica (100), en el que el rotor (103) presenta un momento de inercia conocido y un eje de rotación (111), que comprende: - determinar una aceleración angular dependiente de la ubicación y un par motor dependiente de la ubicación en función del ángulo de rotación (107) durante una revolución del rotor; - determinar un momento de inercia como el producto de la aceleración angular y el momento de inercia de la masa, - sumar el momento de inercia determinado y el par determinado en función de la ubicación a un par total en función de la ubicación; - determinar una función trigonométrica a partir del momento total dependiente de la ubicación; - determinar el desequilibrio estático (110), que tiene una masa a una distancia (112) del eje de rotación (111) del rotor (103) y un ángulo (114), en función de una amplitud (115) y un desplazamiento de fase (116) de la función trigonométrica determinada.

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento y dispositivo para determinar el desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica
La solicitud se refiere a un procedimiento para determinar el desequilibrio estático de la masa de un rotor de una central de energía eólica con respecto a la magnitud y la ubicación (ángulo de rotación), así como a un dispositivo adaptado para lleva a cabo dicho procedimiento.
Los movimientos de rotación pueden conducir a excitaciones indeseables dependientes de la velocidad en presencia de un desequilibrio. Las fuerzas centrífugas circulantes y desequilibradas pueden, por ejemplo, provocar daños prematuros en los rodamientos, ruidos molestos y otros efectos indeseables. En particular, los movimientos de rotación en caso de desequilibrio pueden provocar excitaciones indeseables en función de la velocidad.
El documento EP 2354 538 A1 se refiere a un procedimiento de calibración in situ de los sensores de carga de una central de energía eólica, en el que la calibración se basa únicamente en las mediciones realizadas cuando el generador está apagado.
El documento EP 2434 146 A1 se refiere a los procedimientos para determinar el estado de la masa de un rotor de una central de energía eólica, en el que se determina un cambio de masa.
Es deseable divulgar un procedimiento para determinar el desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica que proporcione una determinación sencilla y fiable. Además, es deseable divulgar un dispositivo que permita detectar de forma sencilla y fiable un desequilibrio de un rotor de una central de energía eólica incluso durante el funcionamiento de la misma.
La invención se caracteriza por un procedimiento para determinar un desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica, y por un dispositivo correspondiente adaptado para llevar a cabo el procedimiento.
De acuerdo con al menos una realización, el rotor tiene un momento de inercia conocido y un eje de rotación. En concreto, se trata de rotores con un eje de rotación horizontal en el campo gravitatorio terrestre. Si el eje de rotación no es perpendicular a la fuerza de gravedad que actúa sobre el rotor, sino que se encuentra en un ángulo inferior a 90°, el procedimiento también es aplicable, pero teniendo en cuenta el ángulo de inclinación específico con respecto a la perpendicular del campo de gravedad o del campo de flotación.
Una aceleración angular dependiente de la ubicación y un par motor dependiente de la ubicación se determinan durante una revolución del rotor en función del ángulo de rotación. El momento de inercia se determina como el producto de la aceleración angular y el momento de inercia de la masa. El momento de inercia determinado y el par determinado se suman a un par total dependiente de la ubicación. Se determina una función trigonométrica a partir del momento total dependiente de la ubicación. De acuerdo con al menos una realización, el desequilibrio tiene una distancia de una masa de desequilibrio desde el eje de rotación del rotor y un ángulo. El desequilibrio se determina en función de la amplitud y el desplazamiento de fase de la función trigonométrica determinada.
El procedimiento de acuerdo con la solicitud se basa en la medición del par rotatorio generado por el desequilibrio rotatorio en el campo de fuerzas externo. En particular, esto se logra mediante la detección simultánea de las fluctuaciones de velocidad, es decir, la aceleración angular, y el par, por ejemplo, los pares de frenado y de conducción, en el rotor giratorio. Para determinar el desequilibrio se determinan los pares dependientes del ángulo de rotación y las velocidades angulares y/o aceleraciones angulares del rotor. En este procedimiento, los valores requeridos se miden a lo largo de una revolución o se registran desde el sistema de control de la planta y se lleva a cabo un desglose en aquellas partes que son generadas por el desequilibrio y, por otro lado, en aquellas partes que pueden ser rastreadas a otras causas. La medición y/o el registro pueden realizarse en línea durante el funcionamiento por el propio sistema o fuera de línea mediante una medición adicional. La medición en línea puede llevarse a cabo, por ejemplo, durante el giro, la puesta en marcha o el funcionamiento de alimentación de la central de energía eólica.
Por ejemplo, si no hay desequilibrio, la amplitud de la función trigonométrica es 0. Cuanto mayor sea el desequilibrio, por ejemplo, la masa de desequilibrio, mayor será la amplitud de la función trigonométrica. Por ejemplo, el desplazamiento de fase de la función trigonométrica especifica el ángulo en el que se encuentra la masa de desequilibrio con respecto a un punto cero determinados. Así, mediante el procedimiento según la solicitud, es posible determinar el desequilibrio durante el funcionamiento de la central de energía eólica en función de la aceleración angular determinada en función de la ubicación y del par motor en función de la ubicación mediante al menos una función matemática.
Por ejemplo, la función trigonométrica es una función de seno y/o una función de coseno. En términos de una función sinusoidal, el cruce del cero de los valores negativos a los positivos está en 0° si la masa de desequilibrio está también en un ángulo de 0°. Si la masa de desequilibrio en un ángulo no es igual a 0°, el cruce del cero de la función sinusoidal se desplaza y el ángulo puede derivarse de este desplazamiento de fase.
En particular, es posible utilizar el procedimiento de acuerdo con la solicitud un desequilibrio conocido y ya determinado para medir o controlar el momento de inercia de la masa del rotor. En las turbinas eólicas, por ejemplo, el momento de inercia de la masa cambia durante el funcionamiento debido a la acumulación uniforme de hielo sin que cambie el desequilibrio.
De acuerdo con al menos una realización, la determinación del desequilibrio real comprende la realización de una comparación de coeficientes para la amplitud y el desplazamiento de fase. Así, el desequilibrio puede concluirse con un cálculo comparativamente sencillo.
De acuerdo con al menos una realización, el par total dependiente de la ubicación se transforma en función del ángulo de rotación en un espacio de imagen. Se determina una amplitud compleja como la intensidad del momento de desequilibrio en el espacio de la imagen de la función transformada. El ángulo del desequilibrio estático se determina en función de la amplitud compleja.
De acuerdo con al menos una realización, la parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja se filtran para un determinado espacio de valores de los parámetros de funcionamiento de la central de energía eólica. Se determina una media de la parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja. El desequilibrio estático se determina a partir de los valores medios de las partes real e imaginaria de la amplitud compleja. Por ejemplo, los parámetros de funcionamiento son al menos uno de: velocidad, potencia de accionamiento, potencia de frenado y ángulo de ataque.
De acuerdo con al menos una realización, se determina al menos un parámetro de funcionamiento. La parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja se representan cada una como una función del al menos un parámetro de funcionamiento. Una parte de la amplitud compleja se determina en función del al menos un parámetro de funcionamiento. En particular, la proporción se determina mediante una función de ajuste continua para la parte real y la parte imaginaria. El desequilibrio estático se determina en función de la proporción determinada.
De acuerdo con al menos una realización, la función de ajuste es una función polinómica. De modo alternativo o adicional, la función de ajuste es una función exponencial.
De acuerdo con al menos una realización, se coloca un peso de prueba en el rotor. Se determina un efecto de perturbación en la amplitud compleja en función del peso de prueba. Por ejemplo, el momento de inercia de la masa del rotor puede determinarse mediante el peso de prueba.
De acuerdo con al menos una realización, el momento total se transforma en espacio de imagen utilizando una transformación de Fourier. Se aprovecha el hecho de que las perturbaciones causadas por el desequilibrio durante una revolución del rotor tienen una curva sinusoidal o cosinusoidal.
De acuerdo con al menos una realización, la central de energía eólica está acoplada a una red eléctrica durante la realización del procedimiento según la aplicación. En particular, la central de energía eólica inyecta energía eléctrica a la red eléctrica durante la ejecución del procedimiento de detección de desequilibrios según la aplicación.
En particular, el rotor es impulsado por un flujo, por ejemplo, el viento, durante la realización del procedimiento según la aplicación. La corriente hace girar el rotor, de modo que la central de energía eólica inyecta energía eléctrica en la red eléctrica. Mientras tanto, es posible determinar el desequilibrio con el procedimiento según la aplicación. Por consiguiente, el procedimiento puede aplicarse a la central de energía eólica montado y puede llevarse a cabo durante el funcionamiento. Esto reduce el tiempo de inactividad y las pérdidas de producción, ya que no es necesario desconectar la central de energía eólica de la red para medir el desequilibrio.
De acuerdo con al menos una realización, el procedimiento se lleva a cabo de forma recurrente de manera temporalmente espaciada. El procedimiento se lleva a cabo a intervalos regulares o irregulares, por ejemplo, en función de los parámetros de funcionamiento, para determinar el desequilibrio o un cambio en el desequilibrio de forma recurrente. De acuerdo con al menos una realización adicional, el procedimiento se realiza de forma continua. Durante cada revolución del rotor, se determina el desequilibrio para poder reaccionar rápidamente a los cambios en el desequilibrio. El procedimiento se repite sin la aplicación de un peso de prueba. El momento de inercia conocido del rotor con un desequilibrio conocido se utiliza para detectar cambios en el desequilibrio, es decir, el desequilibrio real presente.
Mediante una ejecución continua del procedimiento, es posible utilizar los valores medios de los valores determinados para determinar el desequilibrio. De esta manera, por ejemplo, se puede aumentar la precisión.
Otras ventajas, características y otras realizaciones serán evidentes a partir de los siguientes ejemplos explicados junto con las figuras.
Se muestra en las figuras:
Figura 1 una representación esquemática de una central de energía eólica de acuerdo con una realización,
Figura 2 una representación esquemática de un rotor con desequilibrio y un dispositivo de acuerdo con una realización, y
Figura 3 una representación esquemática de una función trigonométrica de acuerdo con una realización.
La Figura 1 muestra un diagrama esquemático de una central de energía eólica 100 de acuerdo con una realización de ejemplo. La central de energía eólica 100 incluye una torre alargada 101 como soporte. La torre 101 está unida a una base.
Una góndola 102 está dispuesta en un extremo de la torre 101 opuesto al suelo. La góndola 102 puede girar alrededor de un eje de rotación en relación con la torre 101. En particular, el eje de rotación está dirigido en la misma dirección que la dirección principal de extensión de la torre 101.
Por ejemplo, la góndola 102 incluye un generador (no mostrado) acoplado a un rotor 103 a través de un eje de rotor (no mostrado). El rotor 103 incluye una o más palas de rotor 104 dispuestas sobre un cubo de rotor 105. En funcionamiento, el rotor 103 se hace girar por un flujo, en particular por el viento. Esta rotación se transmite a través del eje del rotor al generador, que convierte la energía cinética del rotor en energía eléctrica.
En particular, el eje de rotación del rotor 111 no es paralelo a un campo gravitatorio o de flotación, que es en particular el campo gravitatorio de la tierra. Por ejemplo, el eje de rotación del rotor 111 está orientado perpendicularmente al campo gravitatorio. En particular, el eje de rotación está orientado horizontalmente. Con un eje rotatorio alineado de esta manera, es posible que se produzca un desequilibrio estático y un desequilibrio puramente dinámico, también conocido como desequilibrio de momento. En particular, el desequilibrio estático puede determinarse mediante el procedimiento que se describe con más detalle a continuación.
La Figura 2 muestra una representación esquemática del rotor 103 acoplado a un dispositivo 120 adecuado para llevar a cabo el procedimiento según la solicitud de acuerdo con al menos una realización. El rotor 103 gira en sentido contrario a las agujas del reloj en el plano de las palas. El dispositivo 120 puede estar estructuralmente unificado con un dispositivo de control de la central de energía eólica 100, o el dispositivo de control de la central de energía eólica puede estar configurado para lleva a cabo el procedimiento según la aplicación.
Se proporciona un codificador del ángulo de rotación 106 para determinar el ángulo de rotación del rotor 103 durante cada revolución alrededor del eje de rotación del rotor 111. En consecuencia, se conoce la posición del rotor. Además, se determinan una velocidad de giro y un par motor del rotor, por ejemplo, mediante el dispositivo 118, que puede comprender una pluralidad de sensores y dispositivos de medición. Cada una de las variables requeridas se mide o adquiere del sistema de control de la central de energía eólica 100 durante una revolución. Se conoce el momento de inercia de la masa del rotor 103. Por ejemplo, el momento de inercia se determina por el procedimiento de un peso adicional. Por lo tanto, el momento de inercia se conoce por los datos dados o por la determinación de los mismos. Por ejemplo, el codificador del ángulo de rotación 106 incluye un marcador 108 en el rotor giratorio 103 y un sensor en el sistema estacionario que detecta cuando el marcador pasa por el sensor. En la realización ilustrada, la marca 108 es la marca cero con respecto a la cual se determina el ángulo de rotación 107 del rotor 103.
Para detectar un desequilibrio 110 en el rotor 103, el rotor 103 debe girar. Por un lado, se detecta el ángulo de giro 107, así como el par de frenado o de accionamiento y la velocidad angular w del rotor 103. Los medios para detectar la posición de las marcas pueden ser sensores fotoeléctricos, sensores fotoeléctricos reflectantes, codificadores inductivos y capacitivos, codificadores basados en corrientes de Foucault, codificadores incrementales, codificadores de cuadratura, sensores de inclinación, todo tipo de técnicas de imagen y variables derivadas del sistema de control de la planta.
En particular, el par de frenado o el par de accionamiento puede calcularse a partir de la potencia que está presente aguas abajo del generador. El ángulo de giro 107 y la potencia se registran simultáneamente de forma sincronizada. En consecuencia, la potencia se conoce en función del ángulo de giro.
Alternativamente, también es posible utilizar un par objetivo especificado por un controlador de la central de energía eólica 100 para el cálculo.
A partir de los valores registrados, se calcula la velocidad angular w del rotor, en la medida en que no se ha medido directamente. A la inversa, integrando la velocidad angular, se puede calcular el ángulo de rotación relativo a una sola marca del rotor, integrando desde el momento en que el rotor está sobre la marca. La velocidad angular w puede utilizarse entonces para calcular la aceleración angular w y un par de frenado o de accionamiento mb en función del ángulo de giro 107 en puntos discretos alrededor de la circunferencia del rotor 103, dependiendo del ángulo de giro. Lo importante en este contexto es la determinación de los tamaños en función del ángulo de rotación 107 y no en función del tiempo.
El procedimiento también puede realizarse con el rotor 103 funcionando muy lentamente, por ejemplo, durante una operación de giro. En el caso de las centrales de energía eólica, las vibraciones que deben medirse se sitúan en un rango de frecuencias muy bajo, inferior a 1 Hz para el balanceado operativo convencional. En este ámbito, las mediciones con sensores de aceleración son complejas y a menudo propensas a errores debido a las pequeñas aceleraciones que deben medirse. Además, el balanceado debe realizarse en condiciones de viento que permitan una velocidad suficiente y constante, lo que suele conllevar la correspondiente pérdida de producción. Esto se puede evitar con el procedimiento según la aplicación.
Por definición del desequilibrio 110, el par que actúa sobre un rotor en el campo gravitatorio es igual al desequilibrio 110 por la constante de aceleración del campo gravitatorio, es decir, en el campo gravitatorio de la Tierra, la aceleración debida a la gravedad g. Si no hay pares adicionales que actúen de forma similar sobre el rotor 103 y que no puedan ser detectados, el desequilibrio 110 puede calcularse a partir del cambio de velocidad angular resultante. El rotor 103 tiene un momento de inercia I conocido. El desequilibrio 110 puede representarse como el producto de una masa puntual de desequilibrio que gira alrededor de un eje de rotación 111 a una distancia 112. El rotor 103 recibe además la acción del conocido par de frenado o de arrastre Mb.
Un medio para detectar la posición del marcador, por ejemplo, el codificador del ángulo de rotación 106, pasa una señal por un canal de transmisión al dispositivo 120, que es por ejemplo un contador o un convertidor A/D. En particular, el dispositivo 120 también está adaptado para detectar simultáneamente el par de frenado y los parámetros de funcionamiento, como la velocidad del viento, la potencia, el ángulo de inclinación y la velocidad de rotación. Esta información puede utilizarse para calcular las velocidades angulares y los pares de frenado o accionamiento que dependen del ángulo de giro.
En términos simplificados, la suma de los pares M de la inercia y de la entrada o salida del rotor incluyendo su desequilibrio 110 es igual al par Mu generado por el desequilibrio en el campo gravitatorio.
Sobre la base de la siguiente ecuación (1) a (4) y considerando la representación de la figura 2, se puede ver que la aceleración angular w' es una función del ángulo de rotación 107, también denominado $:
M = M u ( 1 )
con
M=MB+I-c • 1 o+m-r ■c •o (2)
en la que MB se define como el par de frenado, es decir, el signo es contrario al par de desequilibrio, y se puede graficar con
Mu =m-g-r-eos (cp-cpa) (3)
en la que significa
w: velocidad angular
w': aceleración angular
Q: el ángulo del rotor, también denominado ángulo de giro 107, se mide en dirección opuesta al sentido de giro del rotor
Qu: el ángulo del desequilibrio resultante con respecto a la marca de grado cero 108, también denominado ángulo 114, por ejemplo, se elimina en dirección opuesta al sentido de rotación del rotor
g: aceleración debida a la gravedad
I: momento de inercia de la masa del rotor y de la parte giratoria del tren motriz
r radio de la masa puntual m en el rotor, por lo que el desequilibrio resultante puede representarse como el producto m­ r, también denominado distancia 112
m: masa de la masa puntual por la que se calcula el desequilibrio resultante 110 como el producto m -r
A partir de las ecuaciones (1) a (3), suponiendo que I >> mr2, se obtiene la ecuación del momento angular
f((p) = MB((p)+I-w((p) = g-m-r-cos ((p-(pv) (4),
en la que el lado izquierdo de la ecuación se determina a partir de la medición y el lado derecho contiene las cantidades buscadas m-r y Qu .
Las magnitudes buscadas pueden determinarse ajustando una función trigonométrica (Figura 3), como una función coseno o una función seno, a los valores medidos y por medio de la comparación de los coeficientes.
De acuerdo con otros ejemplos de realización, esta función también se transforma en un espacio de imagen de una función f($) a F(1/$). En esta función transformada F la parte desequilibrada se concentra idealmente en un valor de la función, por ejemplo, en A = F (1/(2n)) en el caso de una transformación de Fourier.
En la transformación que es una transformación integral, y en particular una transformación de Fourier, la cantidad de desequilibrio debe concentrarse en el menor número de puntos posible en el espacio de la imagen.
En el caso de la transformación de Fourier de una secuencia de aceleraciones angulares a lo largo de una revolución, el desequilibrio 110 se concentra en un punto del espacio de la imagen de la transformada. De forma análoga a la transformación de una función coseno como serie temporal, este punto puede denominarse primer armónico y puede evaluarse con respecto al valor máximo de la función coseno subyacente. Esto da el desequilibrio m -r y el ángulo 0u. En otras palabras, se calculan los coeficientes complejos de los primeros armónicos de la función transformada.
Mediante la fijación de un desequilibrio de corrección de la misma magnitud que el desequilibrio m -r en la posición angular efectiva $u 180°, o al eliminar el desequilibrio m -r en la posición angular efectiva 0u, se puede corregir el desequilibrio.
En particular, ningún par de perturbación adicional actúa sobre el rotor 103 para hacer contribuciones significativas al coeficiente evaluado de F en el espacio de la imagen. Esto puede garantizarse limitando dichos pares de perturbación restringiéndolos a ciertas condiciones de funcionamiento, o asegurando que tengan una dependencia significativa de uno o más parámetros de funcionamiento. Los parámetros de funcionamiento se determinan, por ejemplo, mediante un dispositivo de medición 109. A continuación, los pares perturbadores pueden representarse como una función V de estos parámetros y, mediante la evaluación en diferentes valores para los parámetros relevantes, puede separarse la función V de F.
En el caso ideal, si el primer armónico A de la transformación se representa en función de los parámetros de funcionamiento pertinentes, el resultado es una constante independiente de los parámetros de funcionamiento. En la práctica, sin embargo, debido a diversas influencias dependientes de la velocidad angular, es en su mayoría exacta o aproximadamente una función polinómica.
Por medio de una función de ajuste se puede representar la relación entre los parámetros de funcionamiento y el primer armónico como una función continua. En particular, la función de ajuste es una función polinómica. La parte constante de la función polinómica es la aceleración angular buscada, en base a la cual se puede calcular el ángulo $u de la masa desequilibrada.
El procedimiento de acuerdo con la solicitud permite medir la aceleración angular mediante el análisis de la señal, mientras se eliminan los componentes debidos a los errores de medición y a los cambios reales de la aceleración angular o debidos a otras causas (fricción, flujo, etc.). Este procedimiento se puede utilizar in situ sin necesidad de instalar sensores adicionales para medir la fuerza. El procedimiento es especialmente adecuado para centrales de energía eólica. Aquí, el par cambia de manera estocástica debido al flujo y, por lo tanto, puede distinguirse de las fluctuaciones de par que determinan el desequilibrio.
Además de la transformación rápida de Fourier, también son adecuadas la transformación discreta de Fourier, la transformación z y otras transformadas básicas del espacio vectorial que comprende el vector dado por los valores medidos en una revolución.
La función de ajuste continua no es necesariamente una función polinómica, ya que en ciertas circunstancias puede ser necesario utilizar funciones de ajuste distintas de las funciones polinómicas, como las funciones exponenciales, dependiendo de la naturaleza de las perturbaciones.
La figura 3 muestra una representación esquemática de una forma de onda coseno de la aceleración angular frente al ángulo de rotación causado por el desequilibrio 110. Un desplazamiento de fase 116 corresponde al ángulo 114 en el que el desequilibrio 110 está dispuesto con respecto al punto cero 108 predeterminado. De acuerdo con ejemplos de realización, el desplazamiento de fase 116 corresponde al ángulo 114 en el que el desequilibrio 110 está dispuesto con respecto al punto cero 108 predeterminado. Una amplitud 115 es proporcional a una magnitud del desequilibrio 110. En el ejemplo mostrado, el desplazamiento de fase 116 es de 90°.
En consecuencia, el desplazamiento de fase 116 de la función trigonométrica vista en la Figura 3 puede utilizarse para inferir el ángulo 114 del desequilibrio 110. La amplitud 115 puede utilizarse para inferir la masa por el radio del desequilibrio 110.
De acuerdo con ejemplos de realización, se predetermina un valor umbral para la amplitud 115. Dentro del valor umbral, el efecto del desequilibrio 110 es tan pequeño que no se toman contramedidas.
El procedimiento de acuerdo con la solicitud permite determinar el desequilibrio 110 con un esfuerzo razonable y en particular in situ, es decir, durante el funcionamiento. Para ello no es necesario un banco de balanceado o similar, que en el caso de los rotores 103 de los aerogeneradores 110 sólo se puede utilizar con mucho gasto para determinar un desequilibrio. El procedimiento según la determinación también permite determinar el desequilibrio 110 independientemente de la velocidad a la que se mueve el rotor 103. También es posible una medición si el rotor 103 no funciona a la velocidad nominal o cerca de las frecuencias de resonancia. Especialmente a velocidades de viento más altas, se puede evitar así una pérdida de producción debida al balanceo. Además, no es necesario que la central de energía eólica 100 sea accesible para realizar el procedimiento. No es necesario establecer pesos de prueba si se conoce el momento de inercia de la masa del rotor y de la parte giratoria del tren de transmisión. El procedimiento según la solicitud permite una determinación del desequilibrio 110 del rotor giratorio 103, que es aplicable in situ en la central de energía eólica 100 montado y que puede llevarse a cabo a bajas velocidades de rotación y con poco esfuerzo, en particular con poco esfuerzo para la tecnología de medición y la tecnología de accionamiento. De modo convencional, por ejemplo, la tecnología de medición requerida ya está parcial o totalmente presente en la central de energía eólica 100 con el fin de controlar la central 100.
Debido a la utilización de las magnitudes en función del ángulo de giro 107, el cálculo del desequilibrio 110 es más sencillo que si se utilizara una dependencia temporal. El momento total determinado se compone del momento causado por el desequilibrio 110 y otros momentos. En consecuencia, se presenta una señal compuesta por varias señales superpuestas. Una función de filtro, como una transformación de Fourier, permite filtrar la función seno o coseno representativa del desequilibrio 110. También es posible una transformación de Laplace u otras funciones de filtro.
El procedimiento de acuerdo con la solicitud permite determinar y localizar el desequilibrio 110 durante el funcionamiento de la central de energía eólica 100. De este modo, se reduce el tiempo de inactividad y el rendimiento de la central de energía eólica 100 durante la determinación del desequilibrio 110. Esto aumenta la eficiencia de la central de energía eólica 100. Además, se puede reducir el desgaste corrigiendo el desequilibrio, lo que reduce el mantenimiento y aumenta la vida útil. El par se determina en particular a partir de la potencia y la fluctuación de la velocidad. El procedimiento es factible durante el funcionamiento de producción de la central de energía eólica 100, es decir, mientras la energía eléctrica de la central de energía eólica se inyecta en la red eléctrica conectada. El control del desequilibrio permite reducir las cargas de fatiga y, por lo tanto, diseñar los componentes de forma más favorable. Esto reduce los costos de fabricación y aumenta la eficiencia económica de la planta.
Listado de referencias
100 central de energía eólica
101 torre
102 góndola
103 rotor
104 pala de rotor
105 cubo de rotor
106 codificador del ángulo de rotación
107 ángulo de rotación
108 marcador
109 dispositivo de medición
110 desequilibrio
111 eje de rotación
112 distancia
114 ángulo
115 amplitud
116 desplazamiento de fase
118 dispositivo
120 dispositivo

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Procedimiento para determinar un desequilibrio estático (110) de un rotor (103) de una central de energía eólica (100), en el que el rotor (103) presenta un momento de inercia conocido y un eje de rotación (111), que comprende:
- determinar una aceleración angular dependiente de la ubicación y un par motor dependiente de la ubicación en función del ángulo de rotación (107) durante una revolución del rotor;
- determinar un momento de inercia como el producto de la aceleración angular y el momento de inercia de la masa,
- sumar el momento de inercia determinado y el par determinado en función de la ubicación a un par total en función de la ubicación;
- determinar una función trigonométrica a partir del momento total dependiente de la ubicación;
- determinar el desequilibrio estático (110), que tiene una masa a una distancia (112) del eje de rotación (111) del rotor (103) y un ángulo (114), en función de una amplitud (115) y un desplazamiento de fase (116) de la función trigonométrica determinada.
2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que la determinación del desequilibrio estático (110) comprende:
- realizar una comparación de coeficientes para la amplitud (115) y el desplazamiento de fase (116).
3. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en el que la determinación de la función trigonométrica comprende:
- determinar una función seno o una función coseno.
4. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 3, que comprende:
-transformar el momento total dependiente de la localización en función del ángulo de rotación (107) en un espacio de imagen;
- determinar una amplitud compleja como la intensidad del momento de desequilibrio en el espacio de la imagen de la función transformada;
- determinar el ángulo (114) del desequilibrio estático (110) en función de la amplitud compleja.
5. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 4, que comprende:
- filtrar la parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja para un determinado espacio de valores de los parámetros de funcionamiento de la central de energía eólica (100);
- determinar un valor promedio respectivo de la parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja; - determinar el desequilibrio estático (110) a partir de los valores medios de la parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja.
6. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 4 o 5, que comprende:
- determinar al menos un parámetro de funcionamiento,
- representar la parte real y la parte imaginaria de la amplitud compleja, cada una en función del al menos un parámetro de funcionamiento; y
- determinar un componente de la amplitud compleja en función del al menos un parámetro de funcionamiento mediante una función de ajuste continua para la parte real y la parte imaginaria;
- determinar el desequilibrio estático (110) en función de la proporción determinada.
7. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 6, en el que la función de ajuste es una función polinómica.
8. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 6 o 7, en el que la función de ajuste es una función exponencial.
9. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 4 a 8,
- colocar un peso de prueba en el rotor (103),
- determinar la influencia de una perturbación en la amplitud compleja en función del peso de prueba.
10. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 4 a 9, que comprende:
- transformar el momento total dependiente de la ubicación en el espacio de la imagen mediante una transformación de Fourier.
11. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 10, en el que la central de energía eólica (100) está acoplada a una red eléctrica mientras se realiza el procedimiento.
12. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 11, en el que la ejecución del procedimiento se realiza de forma recurrente y espaciada en el tiempo o de forma continua.
13. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 12, en el que el rotor (103) es accionado por un flujo mientras se realiza el procedimiento.
14. Dispositivo (120) para una central de energía eólica (100) para determinar un desequilibrio estático (110) de un rotor (103) de la central de energía eólica (100), en el que el dispositivo (120) está conformado para llevar a cabo un procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 13.
ES17204425T 2017-11-29 2017-11-29 Procedimiento y dispositivo para determinar el desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica Active ES2878021T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP17204425.7A EP3492735B1 (de) 2017-11-29 2017-11-29 Verfahren und vorrichtung zum ermitteln einer statischen unwucht eines rotors einer windenergieanlage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2878021T3 true ES2878021T3 (es) 2021-11-18

Family

ID=60543385

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES17204425T Active ES2878021T3 (es) 2017-11-29 2017-11-29 Procedimiento y dispositivo para determinar el desequilibrio estático de un rotor de una central de energía eólica

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP3492735B1 (es)
DK (1) DK3492735T3 (es)
ES (1) ES2878021T3 (es)

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7086834B2 (en) * 2004-06-10 2006-08-08 General Electric Company Methods and apparatus for rotor blade ice detection
GB2459726A (en) * 2008-03-28 2009-11-04 Insensys Ltd A method of detecting ice formation on wind turbine blades and other methods of wind turbine monitoring
EP2354538A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-10 Lm Glasfiber A/S A method of in situ calibrating load sensors of a wind turbine blade
EP2434146A1 (en) * 2010-09-24 2012-03-28 Siemens Aktiengesellschaft Method of and device for determining a mass condition of a rotor of a wind turbine, and method of operating a wind turbine

Also Published As

Publication number Publication date
EP3492735B1 (de) 2021-04-07
EP3492735A1 (de) 2019-06-05
DK3492735T3 (da) 2021-07-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2879663T3 (es) Aerogenerador y procedimiento de funcionamiento de aerogenerador con zona de exclusión de velocidad de rotación
ES2934673T3 (es) Sistemas y procedimiento para controlar una turbina eólica
DK201700026Y4 (da) Apparatur til justering af yaw for en vindturbine
ES2355312T3 (es) Turbina eólica y procedimiento para determinar al menos un parámetro de rotación de un rotor de turbina eólica.
ES2875430T3 (es) Determinación del ángulo de inclinación de una torre de turbina eólica
US8622698B2 (en) Rotor-sector based control of wind turbines
ES2305211T3 (es) Vigilancia de oscilaciones de torre.
ES2845934T3 (es) Procedimiento y sistema de validación de turbina eólica
ES2881227T3 (es) Sistemas y procedimiento para reducir las oscilaciones de la torre en una turbina eólica
ES2511090T3 (es) Dispositivo de control para una instalación de energía eólica
US8410625B2 (en) Method for wind turbine yaw control
EP2267301B1 (en) Arrangement and method to control the yawing of a wind turbine
ES2942286T3 (es) Método de detección de desbalance de palas de turbina eólica doblemente alimentada con base en datos de corriente del estator
ES2923904T3 (es) Método y sistema para determinar la torsión dinámica de una pala de turbina eólica
EP2653722B1 (en) Yaw error sensor, wind turbine and yaw angle adjustment
EP2175131A2 (en) Apparatus and method for continuous pitching of wind turbine blades
US20130031966A1 (en) Method and system for determining a mass change at a rotating blade of a wind turbine
KR20120103512A (ko) 풍력 터빈의 회전자 블레이드 시스템의 블레이드 피치각 불평형 탐지 방법 및 배열체
ES2573827T3 (es) Control de turbinas eólicas basado en sectores de rotor
ES2911511T3 (es) Sistema y método de diagnóstico de un desequilibrio del rotor de un aerogenerador
DK179333B1 (en) Method of identifying a wind distribution pattern over the rotor plane and a wind turbine thereof
RU2013128762A (ru) Способ эксплуатации ветровой энергетической установки
SE534957C2 (sv) Metod för att bestämma ett balanserat läge hos en vindturbin
DK2532885T3 (en) Wind turbine with an electric generator
WO2019038710A1 (en) SENSOR ARRANGEMENT FOR DETECTING FLEXION MOMENTS IN AN ELONGATE COMPONENT; ELONGATE COMPONENT; SENSOR SYSTEM AND WIND TURBINE