ES2880698T3 - Factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico usado en el control de turbinas eólicas - Google Patents

Factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico usado en el control de turbinas eólicas Download PDF

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Abstract

Un procedimiento (100) para controlar una turbina eólica (10) que tiene un rotor con al menos una pala de rotor, comprendiendo el procedimiento: controlar (102), por medio de un procesador, la turbina eólica en base a al menos un mapa de rendimiento aerodinámico; determinar (104) al menos un parámetro de velocidad de la turbina eólica; determinar (106) un factor de rigidez en torsión de pala; determinar (108), por medio del procesador, un factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico en función del al menos un parámetro de velocidad, la densidad del aire y el factor de rigidez en torsión de pala, en el que determinar el factor de corrección de torsión para el al menos un mapa de rendimiento aerodinámico comprende además la utilización de una o más tablas de consulta, una o más ecuaciones o un modelo de simulación; aplicar (110) el factor de corrección de torsión a al menos un mapa de rendimiento aerodinámico para obtener un mapa de rendimiento aerodinámico ajustado determinando un coeficiente de potencia ajustado, o un coeficiente de empuje de par ajustado o un coeficiente de par ajustado, multiplicando el factor de corrección de torsión por al menos uno de entre un coeficiente de potencia, un coeficiente de par o un coeficiente de empuje obtenido del al menos un mapa de rendimiento aerodinámico; y, controlar (112) la turbina eólica (10) en base al mapa de rendimiento aerodinámico ajustado.

Description

DESCRIPCIÓN
Factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico usado en el control de turbinas eólicas
[0001] La presente invención se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a factores de corrección de torsión para mapas de rendimiento aerodinámico usados en controladores de turbinas eólicas que tienen en cuenta la torsión y/o rigidez en torsión de las palas.
[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas cobran cada vez más importancia en este sentido. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y un rotor. El rotor incluye típicamente un buje giratorio que tiene una o más palas de rotor unidas al mismo. Un rodamiento de pitch se configura típicamente de manera operativa entre el buje y la pala de rotor para permitir la rotación alrededor de un eje de pitch. Las palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora o, si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.
[0003] Los cambios en las condiciones atmosféricas, por ejemplo, la velocidad del viento, las turbulencias del viento, las ráfagas de viento, la dirección del viento y la densidad pueden influir significativamente en la energía producida por el generador. La potencia de salida del generador se incrementa con la velocidad del viento hasta que la velocidad del viento alcanza una velocidad nominal de viento para la turbina. A la velocidad nominal del viento y por encima de ella, el generador funciona a una potencia nominal. La potencia nominal es una potencia de salida a la que el generador puede funcionar con un nivel de fatiga o carga extrema para los componentes de turbina que está predeterminado como aceptable. A velocidades del viento superiores a una determinada velocidad, normalmente conocida como límite de disparo, la turbina eólica puede implementar una acción de control, tal como apagar o reducir la potencia de la turbina eólica para proteger los componentes de la turbina eólica contra daños. Además, puede haber determinadas velocidades del viento y/o consignas operativas (tales como la velocidad o la potencia del generador) que dan lugar a una acción correctiva (tal como una acción de control de pitch) por debajo de la potencia nominal.
[0004] En determinados sistemas de control, tal como el sistema descrito en la patente de los Estados Unidos n.°: 9.605.558 presentada el 20 de agosto de 2013 titulada "System and Method for Preventing Excessive Loading on a Wind Turbine [Sistema y procedimiento para prevenir una carga excesiva en una turbina eólica]", se estima una condición del viento utilizando datos de funcionamiento de turbina eólica, una serie de ecuaciones y uno o más mapas de rendimiento aerodinámico. El/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico son tablas o gráficos dimensionales o no dimensionales que describen la carga y el rendimiento del rotor (por ejemplo, potencia, empuje, par, momento de flexión o similar) en condiciones dadas (por ejemplo, densidad, velocidad del viento, velocidad del rotor, ángulos de pitch o similar). Como tales, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico puede(n) incluir: coeficientes de potencia, coeficiente de empuje, coeficientes de par y/o derivadas parciales con respecto al ángulo de pitch, la velocidad del rotor o la relación de velocidad de punta (“tip speed ratio”). De forma alternativa, los mapas de rendimiento aerodinámico pueden ser valores dimensionales de potencia, de empuje y/o de par en lugar de coeficientes. Una vez que se conocen los coeficientes deseados, el controlador puede controlar la turbina eólica basándose en los mismos.
[0005] El/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico mencionado(s) anteriormente es/son estático(s) y se determina(n) típicamente durante una fase de diseño de la turbina eólica. Por lo tanto, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico no depende(n) de las condiciones cambiantes del viento que pueden estar presentes durante el funcionamiento de la turbina eólica, tales como la velocidad del viento, la intensidad de las turbulencias, la cizalladura del viento o las ráfagas repentinas de viento. Además, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico no tiene(n) en cuenta la torsión de las palas.
[0006] Procedimientos para controlar turbinas eólicas de acuerdo con la técnica anterior también se conocen a partir de los documentos WO2016/078669 A1 y US2013/302161 A1.
[0007] Por consiguiente, en la técnica sería deseable un sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica que incluya factores de corrección de torsión para que los mapas de rendimiento aerodinámico tengan en cuenta la torsión de las palas.
[0008] Diversos aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción o se pueden descubrir llevando a la práctica la invención.
[0009] En un aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para controlar una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1.
[0010] En un modo de realización, el parámetro de velocidad puede incluir la velocidad del viento, la velocidad del rotor, la velocidad del generador o cualquier otro parámetro de velocidad de la turbina eólica.
[0011] De acuerdo con la invención, el procedimiento incluye determinar el factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico en función de la densidad del aire, el parámetro de velocidad y el factor de rigidez en torsión de pala. Por ejemplo, en un modo de realización, la etapa de determinar el factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico puede incluir elevar al cuadrado el parámetro de velocidad, multiplicar la densidad del aire por el parámetro de velocidad elevado al cuadrado para obtener un valor multiplicado y dividir el valor multiplicado por el factor de rigidez en torsión de pala.
[0012] De acuerdo con la invención, la etapa de determinar el factor de corrección de torsión para el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico incluye utilizar una o más tablas de consulta, una o más ecuaciones o un modelo de simulación.
[0013] En varios modos de realización, la etapa de determinar el factor de rigidez en torsión de pala puede incluir determinar un factor de escala entre una rigidez en torsión de diseño y una rigidez en torsión real de la pala de rotor.
[0014] De acuerdo con la invención, la etapa de aplicar el factor de corrección de torsión al/a los mapa(s) de rendimiento aerodinámico para obtener el mapa de rendimiento aerodinámico ajustado incluye multiplicar el coeficiente de potencia, un coeficiente de par o el coeficiente de empuje obtenidos a partir del/de los mapa(s) de rendimiento aerodinámico por el factor de corrección de torsión.
[0015] En determinados modos de realización, el procedimiento puede incluir además determinar automáticamente un objetivo revisado de relación de velocidad de punta y un objetivo revisado de ángulo de pitch como una función o el factor de corrección de torsión y/u otras entradas tradicionales para los mapas de rendimiento aerodinámico.
[0016] En modos de realización adicionales, la etapa de controlar la turbina eólica en base al mapa de rendimiento aerodinámico ajustado puede incluir implementar una acción de control que comprende al menos una de alterar el ángulo de pitch de una pala de rotor, modificar el par del generador, modificar la velocidad del generador, modificar la potencia de salida, orientar la góndola de la turbina eólica, frenar uno o más componentes de turbina eólica o activar un elemento de modificación de flujo de aire en una pala de rotor.
[0017] La presente invención también está dirigida a un sistema para controlar una turbina eólica que tiene un rotor con al menos una pala de rotor, de acuerdo con la reivindicación 7.
[0018] Diversas características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos que se incorporan en, y constituyen una parte de, esta memoria descriptiva, ilustran los modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
[0019] En los dibujos:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 2 ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que pueden incluirse en un controlador de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para controlar una turbina eólica en base a un mapa de rendimiento aerodinámico ajustado de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un mapa de rendimiento aerodinámico de acuerdo con una construcción convencional;
la FIG. 6 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un mapa de rendimiento aerodinámico de acuerdo con la presente divulgación; y
la FIG. 7 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para generar un controlador aerodinámico para su uso por un controlador de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.
[0020] A continuación, se hará referencia con detalle a modos de realización de la invención, uno o más ejemplos de los cuales se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, resultará evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención. Por ejemplo, características ilustradas o descritas como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para producir otro modo de realización más. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.
[0021] En general, la presente materia está dirigida a un factor de corrección de torsión para un mapa de rendimiento aerodinámico usado en sistemas de control de turbinas eólicas y a procedimientos para determinarlo. Los mapas de rendimiento aerodinámico son, en general, formas estáticas para condiciones de flujo de entrada uniformes. Sin embargo, en el funcionamiento real de una turbina eólica, se sabe que la forma de las palas de rotor y las condiciones del viento de entrada varían de las condiciones de diseño originales que suponen condiciones idealizadas. Para tener en cuenta dichas variaciones, la presente divulgación incluye un factor de corrección de torsión que puede usarse para generar y/o modificar el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico dentro del sistema de control de turbina eólica. Más específicamente, los factores de corrección de torsión descritos en el presente documento están configurados para tener en cuenta la deformación y la torsión de las palas.
[0022] De este modo, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico descrito(s) en el presente documento corrige(n) la torsión de pala para evitar errores en las estimaciones de la velocidad del viento y el empuje. Por lo tanto, si la turbina eólica tiene un empuje limitado, la corrección de la torsión de pala permite el funcionamiento con un empuje de diseño mayor para obtener más energía en el codo de la curva de potencia. Además, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico descrito(s) en el presente documento dictaminan automáticamente cómo cambian la relación óptima de velocidad de punta (TSR) y el ángulo de pitch en función de la torsión de pala, lo que permite que el controlador pitchee la pala más hacia la potencia en casos en los que la punta de pala se tuerce para ponerla en bandolera. Además, el controlador puede recuperar la pérdida de potencia manteniéndose más cerca del ángulo de ataque óptimo cerca de la punta de pala. Por tanto, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico de la presente divulgación proporciona(n) estimaciones más precisas de la velocidad del viento y del empuje y una recuperación mejorada de la pérdida de potencia debido a la torsión de pala.
[0023] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una turbina eólica 10 de acuerdo con aspectos de la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 comprende un rotor 12 que tiene una pluralidad de palas de rotor 14 montadas en un buje 20. La turbina eólica 10 también incluye una góndola 22 que está montada encima de una torre 16. El rotor 12 está acoplado operativamente a un generador eléctrico 24 (FIG.
2) alojado dentro de la góndola 22. La torre 16 expone las palas de rotor 14 al viento (representado direccionalmente por la flecha 26), lo que hace que las palas de rotor 14 giren alrededor de un eje 28. De este modo, las palas de rotor 14 transforman la energía cinética del viento en un par rotacional, que se transforma además en energía eléctrica por medio del generador eléctrico 24.
[0024] Con referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 22 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 24 puede estar dispuesto dentro de la góndola 22. En general, el generador 24 puede estar acoplado al rotor 12 para producir energía eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 12. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 12 puede incluir un eje de rotor 34 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 34 puede, a su vez, estar acoplado de forma rotativa a un eje de generador 36 del generador 24 a través de una multiplicadora 38. Como se entiende generalmente, el eje de rotor 34 puede proporcionar una entrada de par alto y velocidad baja a la multiplicadora 38 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 14 y del buje 20. La multiplicadora 38 puede estar configurada entonces para convertir la entrada de par alto y velocidad baja en una salida de par bajo y velocidad alta para accionar el eje de generador 36 y, por tanto, el generador 24.
[0025] La turbina eólica 10 puede incluir también un controlador 30 centralizado dentro de la góndola 22. De forma alternativa, el controlador 30 puede estar situado dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 10 o en una ubicación en el exterior de la turbina eólica 10. Además, el controlador 30 se puede acoplar comunicativamente a cualquier número de componentes de la turbina eólica 10 para controlar el funcionamiento de dichos componentes y/o implementar diversas acciones de corrección como se describe en el presente documento. De este modo, el controlador 30 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 30 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 30 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica. En consecuencia, el controlador 30 puede configurarse, en general, para controlar los diversos modos de funcionamiento (por ejemplo, secuencias de arranque o parada), reducir la potencia de la turbina eólica y/o controlar diversos componentes de la turbina eólica 10, como se analizará con más detalle a continuación. Aún con referencia a la FIG. 2, cada pala de rotor 14 puede incluir también un mecanismo de ajuste de pitch 32 configurado para hacer rotar cada pala de rotor 14 sobre su eje de pitch 33. Además, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 40 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una multiplicadora de accionamiento de pitch 42 y un piñón de accionamiento de pitch 44. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 40 se puede acoplar a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 de modo que el motor de accionamiento de pitch 40 imparta fuerza mecánica a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42. De forma similar, la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 44 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 44 puede, a su vez, estar en acoplamiento rotativo con un rodamiento de pitch 46 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 14 correspondiente de tal manera que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 44 causa la rotación del rodamiento de pitch 46. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 40 acciona la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 y el piñón de accionamiento de pitch 44, haciendo rotar de este modo el rodamiento de pitch 46 y la pala de rotor 14 sobre el eje de pitch 33. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación 66 acoplados de forma comunicativa al controlador 30, donde cada mecanismo de accionamiento de orientación 66 está configurado para cambiar el ángulo de la góndola 22 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un rodamiento de orientación 68 de la turbina eólica 10).
[0026] Haciendo referencia, en general, a las FIGS. 1 -3, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores 48, 50, 52, 54 para medir diversos parámetros de viento de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 1, el sensor 48 está ubicado en el buje 20 para medir un parámetro de viento real a barlovento desde la turbina eólica 10. El parámetro de viento real puede ser cualquiera de los siguientes: una ráfaga de viento, la velocidad del viento, la dirección del viento, la aceleración del viento, una turbulencia del viento, la cizalladura del viento, un viraje del viento, una interferencia de estela o similar. Además, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 puede(n) incluir al menos un sensor LIDAR para medir parámetros de barlovento. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 1, el sensor LIDAR 48 es un radar de medición configurado para explorar una región anular alrededor de la turbina eólica 10 y medir la velocidad del viento basándose en la reflexión y/o dispersión de la luz transmitida por el sensor LIDAR desde el aerosol. El ángulo de cono (0) y el alcance (R) del sensor LIDAR 48 pueden seleccionarse adecuadamente para proporcionar una precisión de medición deseada así como una sensibilidad aceptable.
[0027] En el modo de realización ilustrado, los sensores 48, 50, 52, 54 están ubicados en el buje 20 en el cual se montan las palas de rotor 14. En modos de realización adicionales, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 también pueden estar ubicados cerca de la base de la torre de turbina eólica 16, en una o más de las palas de rotor 14, en la góndola 22, en un mástil meteorológico de la turbina eólica 10 o en cualquier otra ubicación adecuada. En otros modos de realización adicionales, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 puede(n) estar ubicado(s) en cualquier ubicación adecuada en o cerca de la turbina eólica 10. Además, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 puede(n) configurarse para medir un parámetro de viento por delante de al menos una parte específica, típicamente las secciones más significativas de las palas de rotor 14 en términos de contribuciones de esas secciones al par aerodinámico en las palas de rotor 14, por ejemplo, secciones cercanas a las puntas de las palas de rotor 14. Los puntos por delante de las palas de rotor 14 en los que la velocidad del viento es medida por el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 se representan mediante el plano 25, como se muestra en la FIG. 1.
[0028] En modos de realización alternativos, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 puede(n) ser cualquier otro sensor adecuado capaz de medir parámetros del viento a barlovento de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 puede(n) ser acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores MIMU, sistemas de cámara, sistemas de fibra óptica, anemómetros, veletas, sensores sónicos de detección y determinación de distancia (SODAR), láseres de infrarrojos, radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado. También se debe apreciar que, tal como se usa en el presente documento, el término "supervisar" y sus variaciones indican que los diversos sensores de la turbina eólica 10 pueden configurarse para proporcionar una medición directa de los parámetros que se supervisan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 pueden usarse, por ejemplo, para generar señales relacionadas con el parámetro que se esté supervisando, que puede utilizarse entonces por el controlador 30 para determinar la condición real.
[0029] En referencia específica a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización del controlador 30 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 30 puede incluir uno o más procesadores 58, un estimador de condición de turbina eólica 56 y uno o más dispositivos de memoria asociados 60 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares, y almacenar datos pertinentes, tal como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 30 puede incluir también un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 30 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Además, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir una interfaz de sensor 64 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 se conviertan en señales que puedan entenderse y procesarse por los procesadores 58. Se debe apreciar que el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 pueden estar acoplados de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 está(n) acoplado(s) a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54 puede(n) acoplarse a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. De este modo, el procesador 58 puede configurarse para recibir una o más señales desde el/los sensor(es) 48, 50, 52, 54.
[0030] El estimador de condición de turbina eólica 56 puede considerarse un software que utiliza datos operativos para calcular, en tiempo real, diversas condiciones de turbina eólica. Además, el estimador de condición de turbina eólica 56 puede comprender un firmware que incluye el software, que puede ser ejecutado por el/los procesador(es) 58. Además, el estimador de condición de turbina eólica 56 puede estar en comunicación con los diversos sensores 48, 50, 52, 54 y dispositivos de la turbina eólica 10, que pueden proporcionar los datos operativos al estimador de condición de turbina eólica 56.
[0031] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados que en la técnica se menciona que están incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 60 puede(n) comprender generalmente elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medios legibles por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), medios no volátiles legibles por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disco flexible, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 60 puede(n) configurarse generalmente para almacenar instrucciones adecuadas legibles por ordenador que, cuando son implementadas por el/los procesador(es) 58, configuran el controlador 30 para realizar diversas funciones que incluyen, pero sin limitarse a, estimar una o más condiciones de viento de la turbina eólica 10 en base a los datos operativos, transmitir señales de control adecuadas para implementar acciones de control en respuesta a la detección de condiciones de viento transitorias y/u otras diversas funciones adecuadas implementadas por ordenador.
[0032] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento 100 para controlar la turbina eólica 10 de acuerdo con la presente divulgación. Por ejemplo, como se muestra en 102, el procedimiento 100 incluye controlar la turbina eólica 10 en base a al menos un mapa de rendimiento aerodinámico. El/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico descrito(s) en el presente documento se refiere(n), en general, a tablas o gráficos dimensionales o no dimensionales que describen la carga y el rendimiento del rotor (por ejemplo, potencia, empuje, par, momento de flexión o similar) en condiciones dadas (por ejemplo, densidad, velocidad del viento, velocidad del rotor, ángulos de pitch o similar). Como tales, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico puede(n) incluir: coeficiente de potencia, coeficiente de empuje, coeficiente de par y/o derivadas parciales con respecto al ángulo de pitch, la velocidad del rotor o la relación de velocidad de punta (TSR). De forma alternativa, el/los mapa(s) de rendimiento aerodinámico puede(n) ser valores dimensionales de potencia, de empuje y/o de par en lugar de coeficientes.
[0033] En referencia todavía a la FIG. 4, como se muestra en 104, el procedimiento 100 incluye determinar al menos un parámetro de velocidad de la turbina eólica 10. Más específicamente, el parámetro de velocidad puede supervisarse usando uno o más del/de los sensor(es) 48, 50, 52, 54 y/o puede determinarse o estimarse por medio del controlador 30. Por ejemplo, en un modo de realización, el parámetro de velocidad puede incluir la velocidad del viento, la velocidad del rotor, la velocidad del generador o cualquier otro parámetro de velocidad de la turbina eólica 10. Además, debe entenderse que el parámetro de velocidad, por ejemplo, la velocidad del viento, puede ser una velocidad del viento específica de la pala que puede ser diferente debido a la cizalladura del viento, la sombra de la torre, etc.
[0034] Como se muestra en 106, el procedimiento 100 incluye determinar un factor de rigidez en torsión de pala. Por ejemplo, en un modo de realización, el factor de rigidez en torsión de pala puede ser igual a un factor de escala entre una rigidez en torsión de diseño y una rigidez en torsión real de la pala de rotor.
[0035] Como se muestra en 108, el procedimiento 100 incluye determinar un factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico en función del/de los parámetro(s) de velocidad y el factor de rigidez en torsión de pala. Por ejemplo, en un modo de realización, el/los procesador(es) 58 puede(n) configurarse para utilizar una o más tablas de consulta, una o más ecuaciones o un modelo de simulación para determinar los factores de corrección de torsión descritos en el presente documento. Más específicamente, en determinados modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir determinar el factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico en función de la densidad del aire, el parámetro de velocidad y el factor de rigidez en torsión de pala. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 30 puede determinar el factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico basándose en la siguiente Ecuación (1), en la que el controlador 30 eleva al cuadrado el parámetro de velocidad u , multiplica el parámetro de velocidad elevado al cuadrado u2 por la densidad del aire p para obtener un valor multiplicado y, a continuación, divide el valor multiplicado pu2 por el factor de rigidez en torsión de pala P_AdjGJSt.
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Ecuación (1)
[0036] Además, debe entenderse que el controlador 30 puede determinar un factor de corrección de torsión específico de pala para cada una de las palas de rotor 14. Así, para una turbina eólica con tres palas de rotor 14 como se muestra en la FIG. 1, esto dará lugar a tres factores de corrección de torsión, lo que dará lugar a tres coeficientes de potencia, empuje o par ajustados, como se describe con respecto a las Ecuaciones (2)-(4) a continuación.
[0037] Haciendo referencia, en particular, a las FIGS. 5 y 6, se representan dos mapas de rendimiento aerodinámico 70, 72 para ilustrar las ventajas del factor de corrección de torsión. Por ejemplo, como se muestra, los mapas de rendimiento aerodinámico 70, 72 son gráficos del ángulo de pitch frente a TSR que proporciona un coeficiente de empuje correspondiente Ct. Además, como se muestra, cada uno de los mapas 70, 72 incluye simulaciones de una pala de rotor rígida en torsión 74 y de una pala de rotor flexible 76. Sin embargo, el mapa 70 de la FIG. 5 ilustra cómo los contornos del mapa y la línea de pitch óptima comienzan a cambiar cuando varía solamente la densidad o la rigidez de pala o la velocidad del viento. Por el contrario, el mapa 72 de la FIG. 6 ilustra cómo la variación se reduce en gran medida cuando determinadas combinaciones de las variables anteriores, a saber, el factor de corrección de torsión (pu2/P_AdjGJSt) no cambia.
[0038] Volviendo a la FIG. 4, como se muestra en 110, el procedimiento 100 incluye aplicar el factor de corrección de torsión al/a los mapa(s) de rendimiento aerodinámico para obtener un mapa de rendimiento aerodinámico ajustado. En modos de realización particulares, la etapa de aplicar el factor de corrección de torsión (por ejemplo, Ftorsión_potencia y Ftorsión_empuje) al/a los mapa(s) de rendimiento aerodinámico para obtener el mapa de rendimiento aerodinámico ajustado puede incluir multiplicar el factor de corrección de torsión por un coeficiente de potencia, un coeficiente de par o un coeficiente de empuje obtenido del/de los mapas de rendimiento aerodinámico. Los factores de corrección de torsión pueden ser una función de uno o más de los siguientes parámetros: velocidad del viento, densidad, rigidez de pala, P_AdjGJSt, factor de corrección de torsión, velocidad del rotor y/o velocidad del generador.
[0039] Por ejemplo, cuando el factor de corrección de torsión está basado en la velocidad del rotor, el factor de corrección de torsión, Ftorsión se puede utilizar para ajustar el mapa de rendimiento aerodinámico, por ejemplo, por medio de las siguientes Ecuaciones (2) y (3):
Cp = C pEsmmador * Ftorsión potencia Ecuación (2)
Cch = Cbístim ado r * Ftorsión_empuje Ecuación (3)
Oto = CtaESTi mador * Ftorsión par Ecuación (4)
Donde Cp es el coeficiente de potencia ajustado,
Cth es el coeficiente de empuje ajustado,
Cto es el coeficiente de par ajustado,
Cpestimador es el coeficiente de potencia del mapa de rendimiento aerodinámico,
CthESTIMADOR es el coeficiente de empuje del mapa de rendimiento aerodinámico,
CtoESTIMADOR es el coeficiente de par del mapa de rendimiento aerodinámico,
Ftorsión_potencia es el factor de corrección de torsión para el coeficiente de potencia,
Ftorsión_empuje es el factor de corrección de torsión para el coeficiente de empuje, y
Ftorsión_par es el factor de corrección de torsión para el coeficiente de par.
[0040] Por tanto, en determinados modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir ajustar una o más estimaciones posteriores que dependen de los coeficientes ajustados. Por ejemplo, dichas estimaciones posteriores pueden incluir el momento de base de la torre, un momento de desequilibrio, el momento de encastre de pala, etc. En determinados modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir además determinar automáticamente una relación de velocidad de punta, TSR, revisada y un ángulo de pitch revisado en función del factor de corrección de torsión utilizando el mapa de rendimiento aerodinámico ajustado.
[0041] En referencia de nuevo a la FIG. 4, como se muestra en 112, el procedimiento 100 incluye controlar la turbina eólica 10 en base al/a los mapa(s) de rendimiento aerodinámico ajustado(s). Por ejemplo, en un modo de realización, el estimador de condición de turbina eólica 56 puede implementar un algoritmo de control que tiene una serie de ecuaciones para determinar una condición de turbina eólica estimada en función del ángulo de pitch, la velocidad del generador, la potencia de salida y la densidad del aire. Además, las ecuaciones pueden resolverse usando los datos operativos y los mapas de rendimiento aerodinámico actualizados. Dicha metodología de control proporciona un control preciso de la turbina eólica que maximiza la potencia de salida y reduce una carga excesiva de la turbina eólica. En modos de realización alternativos, el procedimiento 100 también se puede usar para aumentar el rendimiento. En dichos modos de realización, las cargas pueden aumentar.
[0042] En modos de realización particulares, la etapa de controlar la turbina eólica en base al mapa de rendimiento aerodinámico ajustado puede incluir implementar una acción de control. La(s) acción(es) de control descrita(s) en el presente documento puede(n) ser cualquier acción de control adecuada para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10. Por ejemplo, en varios modos de realización, la acción de control puede incluir reducir o aumentar temporalmente la potencia de la turbina eólica para permitir que las cargas que actúan sobre uno o más de los componentes de turbina eólica se reduzcan o controlen de otro modo. Aumentar la potencia de la turbina eólica, por ejemplo, aumentando el par, puede ralentizar temporalmente la turbina eólica y actuar como un freno para ayudar a reducir las cargas. Reducir la potencia de la turbina eólica puede incluir reducir la velocidad, reducir el par o una combinación de ambas cosas. Además, puede reducirse la potencia de la turbina eólica reduciendo la velocidad y aumentando el par, lo que puede ser beneficioso para mantener la potencia. En otro modo de realización, puede reducirse la potencia de la turbina eólica 10 pitcheando una o más de las palas de rotor 14 sobre de su eje de pitch 33. Más específicamente, el controlador 30 puede controlar, en general, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 para alterar el ángulo de pitch de cada pala de rotor 14 entre -10 grados (es decir, una posición de potencia de la pala de rotor 14) y 90 grados (es decir, una posición en bandolera de la pala de rotor 14). En otro modo de realización más, puede reducirse temporalmente la potencia de la turbina eólica 10 modificando la demanda de par en el generador 24. En general, la demanda de par se puede modificar usando cualquier procedimiento, proceso, estructura y/o medio adecuado conocido en la técnica. Por ejemplo, en un modo de realización, la demanda de par en el generador 24 puede controlarse usando el controlador 30 transmitiendo una señal/comando de control adecuados al generador 24 para modular el flujo magnético producido dentro del generador 24.
[0043] También puede reducirse temporalmente la potencia de la turbina eólica 10 orientando la góndola 22 para cambiar el ángulo de la góndola 22 con respecto a la dirección del viento. En otros modos de realización, el controlador 30 puede configurarse para accionar uno o más frenos mecánicos o activar un elemento de modificación de flujo de aire en una pala de rotor con el fin de reducir la velocidad de rotación y/o la carga de las palas de rotor 14, reduciéndose así la carga en los componentes. En otros modos de realización más, el controlador 30 puede configurarse para realizar cualquier acción de control apropiada conocida en la técnica. Además, el controlador 30 puede implementar una combinación de dos o más acciones de control.
[0044] En referencia ahora a la FIG. 7, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para generar un mapa de rendimiento aerodinámico para su uso por el controlador de turbina eólica 30 durante el funcionamiento de la turbina eólica. Como se muestra en 202, el procedimiento 200 incluye determinar al menos un parámetro de velocidad de la turbina eólica 10. Como se muestra en 204, el procedimiento 200 incluye obtener, por medio del controlador de turbina eólica 30, un factor de rigidez en torsión de pala. Como se muestra en 206, el procedimiento 200 incluye determinar, por medio del controlador de turbina eólica 30, un factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico en función del/de los parámetro(s) de velocidad, el factor de rigidez en torsión de pala y la densidad del aire. Como se muestra en 208, el procedimiento 200 incluye generar el mapa de rendimiento aerodinámico en base al factor de corrección de torsión, uno o más valores de relación de velocidad de punta y ángulos de pitch de la pala de rotor 14.
[0045] También debe apreciarse que una ventaja de la presente invención es que el sistema y procedimiento pueden implementarse usando componentes existentes de la turbina eólica 10. Por lo tanto, un usuario no está obligado a adquirir, instalar y mantener nuevos equipos. Además, el controlador 30 puede estar integrado con un sistema de control más amplio, tal como, pero sin limitarse a, un sistema de control de turbina eólica, un sistema de control de planta, un sistema de supervisión remoto o combinaciones de los mismos.
[0046] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para permitir que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema, así como la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define mediante las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos concebidos por los expertos en la técnica.

Claims (7)

REIVINDICACIONES
1. Un procedimiento (100) para controlar una turbina eólica (10) que tiene un rotor con al menos una pala de rotor, comprendiendo el procedimiento:
controlar (102), por medio de un procesador, la turbina eólica en base a al menos un mapa de rendimiento aerodinámico;
determinar (104) al menos un parámetro de velocidad de la turbina eólica;
determinar (106) un factor de rigidez en torsión de pala;
determinar (108), por medio del procesador, un factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico en función del al menos un parámetro de velocidad, la densidad del aire y el factor de rigidez en torsión de pala, en el que determinar el factor de corrección de torsión para el al menos un mapa de rendimiento aerodinámico comprende además la utilización de una o más tablas de consulta, una o más ecuaciones o un modelo de simulación;
aplicar (110) el factor de corrección de torsión a al menos un mapa de rendimiento aerodinámico para obtener un mapa de rendimiento aerodinámico ajustado determinando un coeficiente de potencia ajustado, o un coeficiente de empuje de par ajustado o un coeficiente de par ajustado, multiplicando el factor de corrección de torsión por al menos uno de entre un coeficiente de potencia, un coeficiente de par o un coeficiente de empuje obtenido del al menos un mapa de rendimiento aerodinámico; y,
controlar (112) la turbina eólica (10) en base al mapa de rendimiento aerodinámico ajustado.
2. El procedimiento (100) de la reivindicación 1, en el que el parámetro de velocidad comprende al menos uno de entre la velocidad del viento, la velocidad del rotor o la velocidad del generador de la turbina eólica.
3. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que la determinación del factor de corrección de torsión para el mapa de rendimiento aerodinámico comprende además:
elevar al cuadrado el parámetro de velocidad;
multiplicar la densidad del aire por el parámetro de velocidad elevado al cuadrado para obtener un valor multiplicado; y
dividir el valor multiplicado por el factor de rigidez en torsión de pala.
4. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que la determinación del factor de rigidez en torsión de pala comprende además determinar un factor de escala entre una rigidez en torsión de diseño y una rigidez en torsión real de la pala del rotor.
5. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además determinar automáticamente una relación de velocidad de punta revisada y un ángulo de pitch revisado en función del factor de corrección de torsión usando el mapa de rendimiento aerodinámico ajustado.
6. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que controlar la turbina eólica en base al mapa de rendimiento aerodinámico ajustado comprende además implementar una acción de control que comprende al menos una de alterar el ángulo de pitch de una pala de rotor, modificar el par del generador, modificar la velocidad del generador, modificar la potencia de salida, orientar la góndola de la turbina eólica, frenar uno o más componentes de turbina eólica o activar un elemento de modificación de flujo de aire en una pala de rotor.
7. Un sistema para controlar una turbina eólica (10) que tiene un rotor con al menos una pala de rotor, comprendiendo el sistema:
un controlador de turbina eólica (30) que comprende al menos un procesador (58), estando configurado el al menos un procesador para realizar las operaciones de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes.
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