ES2901411T3 - Funcionamiento de una turbina eólica - Google Patents

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Steven Buck
Michael J Asheim
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Abstract

Método para hacer funcionar una turbina eólica, que comprende las siguientes etapas - derivar al menos una característica (133) de turbulencia de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica - determinar al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica, - hacer funcionar la turbina eólica según el al menos un parámetro (134) específico de turbina determinado, - derivar la al menos una característica (133) de turbulencia - basándose en al menos una característica (132) de pala de rotor medida de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y - basándose en una primera correlación (121) entre características de pala de rotor de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y características de flujo de entrada específicas de turbina eólica de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica, - determinar el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica - basándose en la al menos una característica (133) de turbulencia derivada y - basándose en una segunda correlación (122) entre la característica de turbulencia específica de turbina y el parámetro específico de turbina, en el que - el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica representa las emisiones acústicas, - la al menos una característica de pala de rotor representa una fuerza de vibración de al menos una pala de rotor, - se deriva la fuerza de vibración de la al menos una pala de rotor basándose en al menos una señal de medición proporcionada por - al menos un sensor de acelerador, y/o - al menos un sensor de galga extensiométrica, y/o - al menos un sensor de presión no estacionaria asignado a la al menos una pala de rotor, - se filtra la al menos una señal de medición en un intervalo de frecuencia definible, - se determina una energía (132) de señal de la al menos una señal (131) de medición filtrada, - la primera correlación (121) representa una proporcionalidad entre la energía (132) de señal y una cantidad en la que k0,5 uin k representa una energía cinética de turbulencia, uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.

Description

DESCRIPCIÓN
Funcionamiento de una turbina eólica
Campo de la invención
La invención se refiere a un método para hacer funcionar una turbina eólica y a una turbina eólica.
Una preocupación creciente relacionada con las turbinas eólicas es la emisión acústica, en particular la emisión de ruido que también se denomina contaminación acústica o emisión de ruido. De ese modo, se sospecha desde hace mucho tiempo que el ruido provocado por el viento entrante o afluente, en particular provocado por la turbulencia del viento de flujo de entrada que incide sobre la turbina eólica, contribuye sustancialmente a las emisiones de ruido de las turbinas eólicas. Los niveles especialmente altos de turbulencia eólica dan como resultado un aumento de la emisión acústica. Para compensar eso, una turbina eólica puede detenerse para altos niveles de turbulencia con el fin de reducir la emisión acústica.
Una posibilidad para determinar características de turbulencia como, por ejemplo, medir niveles de turbulencia (que también puede denominarse “intensidad de turbulencia”) del viento de flujo de entrada se ha basado en mediciones de velocidad del viento con anemómetro de cazoletas. Los anemómetros de cazoletas requieren tiempos de promediado del orden de, por ejemplo, 10 minutos para medir la intensidad de turbulencia y, por tanto, no son adecuados para un control preciso de la turbina considerando la intensidad de turbulencia.
Según una posible realización, pueden montarse uno o más anemómetros en una torre meteorológica (“torre MET”) que puede estar ubicada, por ejemplo, aproximadamente a 200 m hacia una dirección predominante del viento. Pueden usarse diferentes tipos de anemómetros como, por ejemplo, combinaciones de anemómetro de cazoletas/veleta ubicados en la torre a diversas alturas. Como realización ventajosa, pueden usarse anemómetros ultrasónicos que no comprenden partes móviles y que aplican una frecuencia de muestreo, por ejemplo, de 20 Hz, lo que los hace particularmente adecuados para resolver de manera exacta las características de turbulencia.
La distancia entre la turbina eólica y la torre MET puede presentar cierta incertidumbre en las características de turbulencia resultantes en un plano de rotor de la turbina eólica. Es decir, la turbulencia se mide 200 a barlovento de la turbina eólica y evolucionará hasta llegar a la turbina eólica.
El documento WO 2014/078770 se refiere a un sistema de turbina eólica que incluye un sensor configurado para detectar un parámetro indicativo del estado actual o futuro de generación de ruido de la pala de rotor. El sistema de turbina eólica incluye además un circuito de gestión de ruido configurado para seleccionar una medida de atenuación de ruido en respuesta al parámetro detectado.
Por tanto, el objeto es superar las desventajas mencionadas anteriormente y, en particular, proporcionar un enfoque mejorado para hacer funcionar una turbina eólica, en particular reduciendo la emisión acústica durante el funcionamiento de la turbina eólica.
Este problema se resuelve según las características de las reivindicaciones independientes. Otras realizaciones resultan de las reivindicaciones dependientes.
Para superar este problema, se proporciona un método para hacer funcionar una turbina eólica, que comprende las siguientes etapas
- derivar al menos una característica de turbulencia de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica,
- determinar al menos un parámetro específico de turbina eólica, y
- hacer funcionar la turbina eólica según al menos un parámetro específico de turbina determinado,
- derivar la al menos una característica (133) de turbulencia
- basándose en al menos una característica (132) de pala de rotor medida de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y
- basándose en una primera correlación (121) entre características de pala de rotor de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y características de flujo de entrada específicas de turbina eólica de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica,
- determinar el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica
- basándose en la al menos una característica (133) de turbulencia derivada y
- basándose en una segunda correlación (122) entre la característica de turbulencia específica de turbina y el parámetro específico de turbina,
en el que
- el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica representa emisiones acústicas,
- la al menos una característica de pala de rotor representa una fuerza de vibración de al menos una pala de rotor,
- se deriva la fuerza de vibración de la al menos una pala de rotor basándose en al menos una señal de medición proporcionada por
- al menos un sensor de acelerador, y/o
- al menos un sensor de galga extensiométrica, y/o
- al menos un sensor de presión no estacionaria asignado a la al menos una pala de rotor,
- se filtra la al menos una señal de medición en un intervalo de frecuencia definible,
- se determina una energía (132) de señal de la al menos una señal (131) de medición filtrada,
- la primera correlación (121) representa una proporcionalidad entre la energía (132) de señal y una cantidad k0,5 uin
en la que
k representa una energía cinética de turbulencia,
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
La solución propuesta se centra en determinar al menos un parámetro específico de turbina eólica que representa las emisiones acústicas basándose en al menos una característica de turbulencia derivada de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica, controlando de ese modo el funcionamiento de la turbina eólica en consecuencia. Al evaluar de manera exacta y rápida las características de turbulencia y compensarlas apropiadamente mediante un control de funcionamiento apropiado, se proporcionará un manejo regulado de al menos un parámetro específico de turbina eólica que ofrece un control adaptativo que compensará posibles cambios en las características de turbulencia.
El parámetro específico de turbina eólica puede ser una emisión acústica que se origina en las palas de rotor de la turbina eólica. La característica de turbulencia puede ser un nivel de turbulencia (“intensidad de turbulencia”) de un campo de viento entrante (“turbulencia de flujo de entrada”) en el que el nivel de turbulencia del campo de viento tiene una relación directa (“relación” o “correlación”) con las emisiones acústicas procedentes de las palas. Al determinar la turbulencia del flujo de entrada y tener una comprensión general de cómo se modificará a escala la emisión acústica con esto (que puede ser específico de la máquina individual, por ejemplo, basado en el diseño de la pala o el modo de funcionamiento), pueden usarse varias estrategias de control para reducir el nivel de ruido. Al implementar mediciones directamente en las palas, pueden derivarse características de turbulencia en segundos en lugar de en varios minutos.
La primera correlación representa una proporcionalidad entre las vibraciones de las palas y la característica de flujo de entrada de la atmósfera basándose en la cual puede derivarse la característica de turbulencia. Para ello, pueden absorberse diversos parámetros en una única constante de proporcionalidad, por ejemplo una densidad de aire, una masa de la pala, un coeficiente de sustentación de la pala, etc. Esta proporcionalidad individual puede determinarse fácilmente de manera experimental durante la instalación de la turbina (es decir antes, por ejemplo, mediante correlación entre mediciones directas de características de turbulencia usando anemometría de velocidad del viento y mediciones directas de las vibraciones de las palas.
La segunda correlación representa una relación entre el parámetro específico de turbina que es la emisión acústica y las características de turbulencia derivadas basándose en la primera correlación. De manera similar a la primera correlación, la segunda correlación puede determinarse de manera experimental antes del inicio del funcionamiento de la turbina eólica.
Puede determinarse la característica de turbulencia mediante sensores asignados a al menos una pala de rotor como, por ejemplo, acelerómetros o sensores de galga extensométrica. Las señales de medición resultantes en las palas (ya sea en la raíz de pala o en toda la estructura de las palas) pueden usarse para determinar la turbulencia del flujo de entrada. Como ejemplo, analizando un historial de tiempo de estas señales de medición, puede determinarse una aceleración de las vibraciones de las palas dando una representación de la característica de turbulencia, es decir, la estructura de la turbulencia que incide sobre las palas.
Alternativamente, puede determinarse la característica de turbulencia mediante una medición directa de un campo de viento delante de un rotor usando una técnica de teledetección. Posibles formas de realización serían un LIDAR montado en una góndola (“detección y alcance de luz”) o SODAR (“detección y alcance de sonido/sónicos”) o RADAR.
Hacer funcionar la turbina eólica según el al menos un parámetro específico de turbina determinado puede depender de la clase de determinación de la característica de turbulencia (acelerómetros, detección con galga o teledetección) y del/de los parámetro(s) de control usado(s) por la turbina eólica para controlar el funcionamiento. De ese modo, pueden aplicarse varias estrategias/tecnologías de control para controlar la emisión acústica si se detecta un aumento de la intensidad de turbulencia.
Esto puede incluir las rpm (revoluciones por minuto) del rotor, paso combinado, paso individual, aletas (flaps) pasivas o activas e incluso ángulo de guiñada. Todos estos métodos tendrían, por ejemplo, el mismo objetivo, mantener la emisión acústica deseada, caracterizada por al menos un parámetro acústico tal como SPL (“nivel de presión sonora”, por sus siglas en inglés) y, por tanto, requerirían una compensación para niveles aumentados de ruido inducido por turbulencia. Como ejemplo, el esquema de control se optimizará para mantener la emisión acústica deseada mientras se maximiza simultáneamente la producción de energía eléctrica de la turbina.
Se filtra la al menos una señal de medición en un intervalo de frecuencia definible.
Como ejemplo, la al menos una señal de medición (como, por ejemplo, la proporcionada por un acelerómetro) puede procesarse, por ejemplo, transformándola en un dominio de frecuencia y aplicando un filtro entre, por ejemplo, 5 Hz y 12,5 Hz.
Se determina una energía de señal de la al menos una señal de medición filtrada.
Basándose en la señal de medición filtrada, puede derivarse una fuerza de vibración de la pala de rotor respectiva como un posible parámetro de las características de pala.
La métrica usada para la fuerza de vibración es una “energía integrada de la señal” (“energía de señal”). Esta cantidad también puede denominarse “contenido de acelerómetro de alta frecuencia” (HFAC, por sus siglas en inglés) y puede calcularse según la ecuación:
HFAC = [Sj2i Síia(f)d f]° '5
en la que
Saa es la densidad espectral de potencia de la señal del acelerómetro, y
f1 y f2 son los límites inferior y superior, respectivamente, del intervalo de frecuencia de interés.
La primera correlación representa una proporcionalidad entre la energía de señal y una cantidad
k05 uin
en la que
k representa una energía cinética de turbulencia,
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local (es decir, la velocidad de flujo de entrada incidente en cada sección en el sentido de la envergadura de la pala debida al viento y al movimiento de rotación del rotor) Según otra realización, la al menos una característica de turbulencia representa:
- una intensidad de turbulencia, o
- una energía cinética de turbulencia, o
- una disipación de la turbulencia.
En aún otra realización, se deriva un valor de la intensidad de turbulencia según:
Figure imgf000005_0001
en la que
IT representa la intensidad de turbulencia
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
k es la energía cinética de turbulencia
Según una siguiente realización, se deriva la energía cinética de turbulencia según
Figure imgf000005_0002
en la que
A es una constante de proporcionalidad que se define mediante la primera correlación,
HFAC representa la energía de señal,
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
El problema expuesto anteriormente también se resuelve mediante una turbina eólica que comprende una unidad de procesamiento que está dispuesta para
- derivar al menos una característica (133) de turbulencia de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica - determinar al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica,
- hacer funcionar la turbina eólica según el al menos un parámetro (134) específico de turbina determinado, - derivar la al menos una característica (133) de turbulencia
- basándose en al menos una característica (132) de pala de rotor medida de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y
- basándose en una primera correlación (121) entre características de pala de rotor de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y características de flujo de entrada específicas de turbina eólica de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica,
- determinar el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica
- basándose en la al menos una característica (133) de turbulencia derivada y
- basándose en una segunda correlación (122) entre las características de turbulencia específicas de turbina y el parámetro específico de turbina,
en la que
- el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica representa emisiones acústicas,
- la al menos una característica de pala de rotor representa una fuerza de vibración de al menos una pala de rotor,
- se deriva la fuerza de vibración de la al menos una pala de rotor basándose en al menos una señal de medición proporcionada por
- al menos un sensor de acelerador, y/o
- al menos un sensor de galga extensiométrica, y/o
- al menos un sensor de presión no estacionaria asignado a la al menos una pala de rotor,
- se filtra la al menos una señal de medición en un intervalo de frecuencia definible,
- se determina una energía (132) de señal de la al menos una señal (131) de medición filtrada,
- la primera correlación (121) representa una proporcionalidad entre la energía (132) de señal y una cantidad k05 uin
en la que
k representa una energía cinética de turbulencia,
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
El problema expuesto anteriormente también se resuelve mediante un dispositivo no reivindicado que comprende y/o está asociado con una unidad de procesador y/o circuito cableado y/o un dispositivo lógico que está dispuesto de tal manera que pueda ejecutarse en el mismo el método descrito en el presente documento.
Dicha unidad de procesamiento puede comprender al menos uno de los siguientes: un procesador, un microcontrolador, un circuito cableado, un ASIC, una FPGA, un dispositivo lógico.
La solución proporcionada en el presente documento comprende además un producto de programa informático no reivindicado que puede cargarse directamente en una memoria de un ordenador digital, que comprende partes de código de software para realizar las etapas del método tal como se describe en el presente documento.
Además, el problema expuesto anteriormente se resuelve mediante un medio legible por ordenador no reivindicado, por ejemplo, almacenamiento de cualquier clase, que tiene instrucciones ejecutables por ordenador adaptadas para hacer que un sistema informático realice el método tal como se describe en el presente documento.
Se muestran e ilustran realizaciones de la invención en las siguientes figuras:
la figura 1 muestra en un diagrama de bloques una vista general esquemática de una realización a modo de ejemplo de la solución propuesta;
la figura 2 ilustra de manera abstracta una correlación entre las vibraciones de las palas y la intensidad de turbulencia;
la figura 3 muestra un gráfico que visualiza una correlación del nivel de presión sonora SPL frente a la intensidad de turbulencia medida por las aceleraciones de las palas.
Según la solución propuesta, se determinarán características de turbulencia como, por ejemplo, la intensidad de turbulencia del viento entrante que incide sobre la turbina eólica, basándose en características de pala de rotor, es decir, la fuerza de vibración de al menos una pala de rotor respectiva. Tal clase de intensidad de turbulencia derivada basándose en las características de pala también puede denominarse “intensidad de turbulencia equivalente”. Basándose en eso, se deriva un parámetro de turbina, es decir, las emisiones acústicas que se originan a partir de la turbina eólica durante el funcionamiento, en la que el funcionamiento de la turbina eólica se controla según la emisión acústica derivada.
La figura 1 muestra en un diagrama 100 de bloques una descripción general esquemática de una realización a modo de ejemplo de la solución propuesta. Por tanto, el diagrama de bloques visualiza una secuencia de etapas del procedimiento que podrían estar separadas lógicamente en etapas del procedimiento (resaltadas por un recuadro 110) que se centran en la medición, el filtrado y procesamiento de al menos una señal de sensor y etapas del procedimiento (resaltadas por un recuadro 120) asignadas a una funcionalidad de controlador de turbina.
Según el enfoque propuesto, la funcionalidad 120 de controlador se basa en varias correlaciones específicas de turbina eólica que, por ejemplo, se derivarán o definirán e implementarán en la turbina eólica respectiva antes de iniciar su funcionamiento designado, es decir, durante la instalación de la turbina eólica. “ Implementar”, como ejemplo, significa organizar información relevante según una o más tablas de consulta que se almacenan en una memoria de la turbina eólica respectiva.
De ese modo, una primera correlación 121 representa una relación de características de pala con características de flujo de entrada de la atmósfera que, de nuevo, están relacionadas específicamente con características de turbulencia, por ejemplo de flujo de aire o viento que incide sobre la turbina eólica. Las características de turbulencia pueden ser un parámetro de turbulencia de interés como, por ejemplo, una intensidad de turbulencia, una energía cinética de turbulencia o una tasa de disipación de turbulencia. Además, una segunda correlación 122 representa una relación de características de turbulencia con al menos un parámetro de turbina específico de turbina, es decir, las emisiones acústicas.
En este ejemplo, la segunda correlación 122 puede establecerse entre la intensidad de turbulencia y los niveles de sonido emitidos, por ejemplo cuantificados mediante un nivel de presión sonora (“SPL”) general.
La presión sonora o presión acústica es la desviación de la presión local con respecto a la presión atmosférica ambiental (promedio o de equilibrio), provocada por una onda sonora. En el aire, la presión sonora puede medirse con un micrófono (véase, por ejemplo https://en.wikipedia.org/wiki/Sound pressure).
Según la solución propuesta, las correlaciones correlación 121, 122 primera y segunda representan un “modelo físico” específico de turbina eólica (indicado por un recuadro 123) basándose en que se deriva información de control que se usa para el control de funcionamiento (indicado por un recuadro 124) de la turbina eólica respectiva. A continuación, se hará referencia a cada una de las etapas del procedimiento y se explicarán con más detalle: Derivación de HFAC (“contenido de acelerómetro de alta frecuencia”) basándose en las vibraciones de las palas medidas:
Según una realización a modo de ejemplo de la solución propuesta, se derivan características de turbulencia de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica durante una primera etapa 111 basándose en uno o más sensores de acelerador (también denominados “acelerómetros”) ubicados en una o más palas de la turbina eólica para evaluar la “fuerza de vibración” de una o más palas de rotor, en las que la fuerza de vibración representa a su vez la intensidad de turbulencia o el nivel de turbulencia directamente en el plano del rotor.
Como ejemplo, un acelerómetro de tres ejes está ubicado en una estación de, por ejemplo, 30 m en el sentido de la envergadura de cada una de las palas de rotor. Una señal de medición (“señal de sensor”), es decir, una señal de aceleración (a la que se hace referencia mediante una flecha 130) representa el resultado de la medición de la vibración a lo largo del eje en el sentido de la aleta, es decir, la aceleración perpendicular a una línea de cuerda de la pala de rotor. Esta señal 130 de medición puede usarse porque se espera que la fuerza de sustentación no estacionaria debida a la turbulencia sea significativamente mayor que la fuerza de arrastre no estacionaria y, por tanto, debe dar como resultado una señal de vibración más fuerte y, por tanto, una señal 130 de aceleración más diferenciada. Una posible frecuencia de muestreo de esa señal 130 de medición puede estar en 25 Hz.
Durante una siguiente etapa 112, se procesa la señal 130 de medición resultante de la etapa 111, por ejemplo, transformándola en un dominio de frecuencia y aplicando un filtro entre, por ejemplo, 5 Hz y 12,5 Hz.
Una señal 131 de medición filtrada resultante (también denominada “porción de alta frecuencia del espectro de señal del acelerómetro”) se hace pasar a una etapa 113 de procedimiento posterior derivando la fuerza de vibración de la pala de rotor respectiva como un posible parámetro de las características de pala.
La métrica usada para la fuerza de vibración es una “energía integrada de la señal” 131. Esta cantidad puede denominarse “contenido de acelerómetro de alta frecuencia” (HFAC) y puede calcularse según la ecuación:
HFAC = [S^Saa(ndf]°'5 ( 1 )
en la que
Saa es la densidad espectral de potencia de la señal del acelerómetro, y
f1 y f2 son los límites inferior y superior, respectivamente, del intervalo de frecuencia de interés.
El “contenido de acelerómetro de alta frecuencia” (HFAC) también puede denominarse energía de señal.
Para Saa dado en unidades de (m2/s4)/Hz el HFAC tiene unidades de m/s2 y es equivalente a una media cuadrática de la señal 130 de aceleración si se filtrase en filtro de paso de banda entre fi y f2. El límite inferior de frecuencia puede elegirse como, por ejemplo, 5 Hz para evitar los modos de resonancia dominantes de la pala, y el límite superior puede elegirse según la frecuencia de Nyquist del sistema, es decir, 12,5 Hz.
El HFAC resultante (indicado por una flecha 132) puede reenviarse como un parámetro de entrada a la funcionalidad 120 de controlador.
Durante la instalación de una turbina eólica: relacionar la cantidad de HFAC con la energía cinética de la turbina de un flujo de aire
Puede usarse un análisis de modificación a escala para relacionar una cantidad de HFAC con las características de turbulencia antes del inicio del funcionamiento de la turbina eólica; se implementan los resultados de la modificación a escala como la primera correlación 121 que define el modelo 123 físico.
De ese modo, como suposición, una longitud de onda de turbulencia en el armazón de la pala viene dada por la siguiente ecuación
h = Y (2)
en la que
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local (es decir, la velocidad de flujo de entrada incidente en cada sección en el sentido de la envergadura de la pala debida al viento y al movimiento de rotación del rotor), y f es la frecuencia de las fluctuaciones turbulentas en la superficie de la pala.
Dado el intervalo de frecuencia expuesto de 5 a 12,5 Hz y suponiendo velocidades típicas de velocidad de flujo de entrada local de pala de entre aproximadamente 50 y 100 m/s, las fluctuaciones turbulentas que provocan estas vibraciones tendrán longitudes de onda del orden de 5 a 20 m. Esto significa que las longitudes de onda de turbulencia son muy grandes con respecto a las longitudes de cuerda de las palas, y debe ser suficiente un análisis aerodinámico cuasiestacionario. Con esta suposición y la suposición de aerodinámica lineal, la fuerza aerodinámica sobre la pala es proporcional a la presión dinámica local F:
F~i¿2 ( 2.1 )
en la que
u es la velocidad de flujo de entrada de pala local.
La velocidad de flujo de entrada de pala local u puede expandirse a
- la velocidad de flujo de entrada de pala media local uin (término medio), y
- una velocidad de flujo de entrada de pala de perturbación local u’ (término de perturbación)
en la que:
U = Uin U '
y basándose en (2.1)
F ~ (uin u')2 = uin2 2uinuf u'2 (2 . 2 )
El lado derecho de la proporcionalidad consiste ahora en un término estacionario uin2 y un término no estacionario 2uinu’+ u’2. Puede suponerse que el término estacionario está equilibrado por una fuerza de reacción estacionaria de la porción interna de la pala y no contribuirá a las vibraciones medidas (es decir, la señal de 1/rotación está significativamente por debajo de 5 Hz). Además, se supone que la componente de flujo medio uin es mucho mayor que la componente de perturbación u’, por lo que puede despreciarse el término u’2. Además, se predice que una aceleración vibratoria de la pala de rotor respectiva será proporcional a la fuerza aerodinámica no estacionaria sobre la pala (es decir, despreciando la rigidez de la pala y los efectos de amortiguación en el sistema vibratorio), lo que da como resultado una proporcionalidad esperada:
a ~ uinu ' (2 . 3 )
en la que
a es una aceleración en el sentido de la aleta de la sección de pala
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local
u’ es la velocidad de flujo de entrada de pala de perturbación local
Las condiciones de flujo en el armazón de la pala de rotor deben relacionarse con las mediciones realizadas en la torre meteorológica. Suponiendo que se realiza isotropía local en estas escalas de longitud, según la hipótesis de Kolmogorov (véase, por ejemplo, https://en.wikipedia.org/wiki/Turbulence#Kolmogorov.27s theory of 1941), de ello se deduce que la velocidad de fluctuación u’ es estadísticamente independiente de la orientación de la pala. Entonces, por su definición, una energía cinética de turbulencia k es proporcional a la media de cuadrados de u’, es decir
k = - 9 ( V u '2 v '2 w'2 9 ) = - 9 U'2 ( 2 .4 )
en la que u, v y w son las tres componentes del vector de velocidad. Cabe señalar que se espera que la velocidad de fluctuación en el armazón de la sección de la pala sea igual (en un sentido estadístico) al valor medido en el armazón estacionario. Es decir, el movimiento de rotación del rotor afecta a la velocidad de flujo de entrada local “media”, pero las fluctuaciones alrededor de la media son independientes de este movimiento. Por tanto, la energía cinética de turbulencia k medida en el armazón estacionario debe ser aproximadamente igual a la cantidad en el armazón de la pala. Tomando la media cuadrática de ambos lados de la proporcionalidad de la ecuación (2.3), se halla la proporcionalidad final de la siguiente ecuación
arms~uin.k (3 )
donde
arms es la media cuadrática de la señal 131 de aceleración filtrada,
k representa la energía cinética de turbulencia del flujo de aire, que viene dada ahora por el valor medido por un anemómetro ultrasónico a la altura del cubo en la torre meteorológica, y
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
El término uin k05 también puede denominarse “característica de flujo de entrada” de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica.
La proporcionalidad de la ecuación (3) puede verificarse de manera experimental. La figura 2 muestra a modo de ejemplo la relación/correlación entre HFAC y se usa una cantidad uin k05 en la que HFAC (es decir, efectivamente arms si la señal de aceleración se filtrase en filtro de paso de banda entre 5 y 12,5 Hz) en lugar de arms .
La figura 2 ilustra de manera abstracta una relación/correlación entre las vibraciones de las palas y la intensidad de turbulencia basándose en relaciones de modificación a escala usadas para simplificar. Es decir, se han absorbido diversos parámetros en una única constante de proporcionalidad (que se denomina “A” a continuación en el presente documento), por ejemplo la densidad del aire, la masa de la pala, el coeficiente de sustentación de la pala, etc. Esta constante de proporcionalidad individual A puede determinarse fácilmente de manera experimental durante la instalación de la turbina eólica, tal como se muestra en la figura 2, mediante correlación entre mediciones directas de características de turbulencia usando anemometría de velocidad del viento y mediciones directas de las vibraciones de las palas. La constante de proporcionalidad A será tanto específica de la turbina eólica como dependiente del emplazamiento. Se espera que el proceso de determinación experimental de la constante de proporcionalidad A sea mucho más simple y probablemente más exacto que un cálculo analítico de la constante de proporcionalidad A, que sería muy engorroso e implicaría las distribuciones de masa y sustentación a lo largo de la pala, junto con un modelo de distribución de turbulencia detallado.
El ejemplo de la figura 2 muestra el contenido del acelerómetro de alta frecuencia (HFAC) frente a una cantidad k05 uin que representa la característica de flujo de entrada de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica. De ese modo, puede medirse la energía cinética de turbulencia k, por ejemplo, mediante un anemómetro sónico a 200 m a barlovento de la turbina eólica y se necesitan varios minutos de datos de velocidad del viento para calcularse.
La cantidad de HFAC puede calcularse usando tan sólo varios segundos de datos. Cada punto de datos de la figura 2 representa un promedio de 10 minutos.
Determinación de la intensidad de turbulencia I t que representa características de turbulencia
En consecuencia, puede reformularse la proporcionalidad de la ecuación (3) que se refleja en la figura 2 como
k0,5uin = A * HFAC
en la que
A representa una constante de proporcionalidad “A” que va a determinarse de manera experimental (por ejemplo, A = 172,4), y
uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local a la sección de la pala de rotor que puede calcularse basándose en la velocidad de rotor de la pala y la velocidad del viento.
Según un gráfico 200 visualizado en la figura 2, una abscisa 201 representa una cantidad uink05 y una primera ordenada 202 representa HFAC (que es efectivamente arms si la señal 130 de aceleración se filtrase con un filtro de paso de banda entre 5 y 12,5 Hz) en lugar de arms.
La velocidad de flujo de entrada local media uin se calcula como la magnitud de la suma vectorial del vector de viento y la velocidad de rotación en la ubicación del acelerómetro. El valor de HFAC se toma como el valor promedio de las tres palas. Cada punto 210 representado gráficamente representa un segmento de datos de 10 minutos, y el conjunto de datos completo usado abarca aproximadamente 40 horas de datos. Los datos están coloreados por la velocidad del viento media U representada por una segunda ordenada 203 para mostrar que la proporcionalidad se mantiene para una amplia gama de condiciones de funcionamiento de la turbina.
El ajuste lineal que se muestra en el gráfico 200 (indicado por una línea 220) puede usarse entonces para calcular la energía cinética de turbulencia k para un segmento de datos dado. Cabe señalar que, aunque los valores de la energía cinética de turbulencia k necesitan del orden de, por ejemplo, 10 minutos para calcularse debido a las grandes escalas de longitud que comprenden la turbulencia, pueden calcularse los valores de HFAC para periodos del orden de, por ejemplo, segundos, ya que se compone específicamente sólo de frecuencias superiores a 5 Hz. En el análisis que sigue, se mapea cada valor de HFAC en un valor de energía cinética de turbulencia k a partir de esta relación 220 lineal, que se usa luego para calcular una intensidad de turbulencia para cada segmento de datos de 15 segundos. El valor resultante para la intensidad de turbulencia también puede denominarse “intensidad de turbulencia equivalente” para reflejar el hecho de que no es un valor de intensidad de turbulencia calculado formalmente.
En consecuencia, después de determinar una cantidad de HFAC real basándose en la media cuadrática de una señal 131 de aceleración de pala filtrada y basándose en la constante de proporcionalidad A conocida y basándose en la velocidad de flujo de entrada de pala media local uin conocida, puede derivarse el valor de energía cinética de turbina k correspondiente según
Figure imgf000010_0001
Puede derivarse el valor correspondiente de la intensidad de turbulencia I t en consecuencia:
Figure imgf000010_0002
El valor resultante de la intensidad de turbulencia (equivalente) I t (indicado por una flecha 133) se usará como parámetro de entrada para la siguiente etapa de procedimiento basándose en la correlación 122.
Durante la instalación de una turbina eólica: Relacionar la cantidad de presión sonora “SPL” con la cantidad de intensidad de turbulencia:
La figura 3 muestra un gráfico 300 con una abscisa 301 que representa la intensidad de turbulencia (equivalente) I t y con una ordenada 302 que representa un nivel de presión sonora SPL cuantificado en unidades de dB (decibelios). El gráfico 300 visualiza la correlación 122 del SPL general frente a la intensidad de turbulencia (equivalente) Ti medida por las aceleraciones de pala. De manera similar a la relación 121, se ha determinado la relación 122 de manera experimental antes del inicio del funcionamiento de la turbina eólica y se ha almacenado en consecuencia en la memoria de la turbina eólica. Por tanto, cada punto 310 de datos representa una medición de 15 segundos. Una curva 320 muestra un ajuste logarítmico de una distribución de valores de los puntos 310 de datos.
Determinación del nivel de presión sonora “SPL” que representa las emisiones acústicas
Basándose en el valor 133 de intensidad de turbulencia determinado y basándose en la correlación 122 ya almacenada durante la instalación de la turbina eólica, puede determinarse el valor de SPL correspondiente (indicado por una flecha 134) que representa las emisiones acústicas que se originan actualmente a partir de la turbina eólica.
Control del funcionamiento de la turbina eólica
Las emisiones acústicas determinadas representadas por el valor 134 de SPL se usarán como parámetro de entrada para controlar el funcionamiento de la turbina (124) eólica ajustando al menos un parámetro de turbina eólica de interés como, por ejemplo, al menos uno de los siguientes:
- paso de la pala,
- par de torsión del rotor,
- velocidad del rotor (rpm, revoluciones por minuto)
Cabe señalar que la determinación de la intensidad 133 de turbulencia basándose en vibraciones de las palas, es decir, la fuerza de la vibración, es una realización a modo de ejemplo de la solución propuesta de deducir características de turbulencia de la atmósfera. Otras posibles realizaciones pueden ser
- una determinación directa de la energía cinética de turbulencia, y/o
- una determinación de una tasa de disipación de turbulencia, y/o
- derivar una correlación del HFAC con las emisiones acústicas.
Según otras realizaciones alternativas de la solución propuesta, pueden usarse diferentes clases de sensores como, por ejemplo, sensores de galga extensométrica que pueden asignarse a una o más palas de rotor. De ese modo, también pueden detectarse deformaciones de pala relacionadas con las vibraciones de las palas mediante sensores de galga extensométrica. Seguir un proceso casi idéntico produciría entonces una proporcionalidad entre la deformación de pala no estacionaria (“características de pala”) y características de turbulencia y, a su vez, un método de medición de características de turbulencia como la intensidad de turbulencia usando galgas extensométricas.
Según otra realización alternativa, pueden determinarse características de pala basándose en una presión no estacionaria sobre al menos una pala de rotor cerca del borde de ataque. De ese modo, las fluctuaciones de presión cerca del borde de ataque de una pala de rotor, donde la capa límite aerodinámica de la pala no ha realizado una transición a un estado de turbulencia, se deben a características de flujo de entrada y, por tanto, a características de turbulencia. En consecuencia, la determinación de características de turbulencia basándose en características de presión medidas en la pala de rotor también permitiría la determinación propuesta de la emisión acústica.
El control del rotor o el cubo del rotor dependerá del método de determinación (acelerómetros, detección con galga o teledetección) y del/de los parámetro(s) de control que usa la turbina para ajustar su funcionamiento. Como ejemplo, la turbina eólica tiene varias tecnologías actuales y posiblemente futuras que pueden aplicarse para controlar las emisiones acústicas cuando se determina un aumento de la intensidad de turbulencia. Estos incluyen las rpm del rotor, paso combinado, paso individual, aletas pasivas o activas e incluso ángulo de guiñada. Todos estos métodos tendrían el mismo objetivo fundamental, mantener la emisión acústica deseada, caracterizada por al menos un parámetro acústico tal como SPL y, por tanto, requerir una compensación para los niveles aumentados de ruido inducidos por turbulencias. De manera ideal, se optimizará el esquema de control para mantener la emisión acústica deseada mientras se maximiza simultáneamente la producción de energía eléctrica de la turbina.
El nivel básico de control sería reducir las rom del rotor y, a su vez, la velocidad de pala, lo que reducirá directamente el ruido generado por la turbulencia. Un esquema de control secundario sería hacer que el rotor regule el paso hacia fuera (menores ángulos de ataque) cuando se detecten aumentos en la intensidad de turbulencia. Esto también puede aplicarse en una escala más lenta a través de aletas de acción lenta o guiñada de la turbina para reducir el margen de pérdida en las palas y garantizar el cumplimiento con el ruido de las emisiones acústicas del rotor. Un método de control más sofisticado sería usar el historial de tiempo de las señales medidas (o teledetección) para determinar el mejor funcionamiento de pala (ángulo de paso o ángulo de aleta) en una base de pala por pala. Dado que las fluctuaciones en la velocidad del viento tendrán cierto gradiente, se usan los datos de palas anteriores (vibración, deformación, etc.) para controlar el funcionamiento de la siguiente pala. Esto sería un bucle continuo ya que cada pala sucesiva se usaría para controlar la siguiente pala.
Si se utiliza una tecnología de teledetección, entonces puede tomarse un muestreo del campo de viento entrante antes de que incida sobre el rotor. Al saber qué vientos esperar, el rotor podría anticipar el viento y funcionar en las mejores condiciones para ese viento específico que incide sobre el mismo. Para eso, se necesitaría utilizar un sistema de control anticipativo (feed-forward) para que se monitorice el campo de viento delante de una pala monitoreado y lo conozca la turbina con el fin de realizar los ajustes apropiados en el funcionamiento de las turbinas. Las aletas activas también proporcionarían más flexibilidad en funcionamiento, ya que podrían ajustar el funcionamiento a lo largo de todo el rotor de manera individual e independiente entre sí (a diferencia del paso de las palas, que ajustaría toda la pala). Esto significaría que podrían tratarse variaciones de turbulencia local a lo largo de toda la envergadura de la pala, no sólo de manera colectiva.
Al evaluar de manera exacta y rápida características de turbulencia y compensarlas adecuadamente, sería posible garantizar emisiones acústicas como niveles de ruido hasta mayores intensidades de turbulencia y ofrecer la capacidad de tener un control adaptativo que compensará estas intensidades de turbulencia cambiantes. La solución propuesta usa la energía de vibración medida en la pala a frecuencias superiores a 5 Hz para la evaluación de características de turbulencia. Según una realización a modo de ejemplo, puede usarse un acelerómetro en el sentido de la aleta montado en pala en una estación en el sentido de la envergadura de 30 m. tal como ya se explicó en relación con la figura 2, el contenido del acelerómetro de alta frecuencia (HFAC) se correlaciona bien con la intensidad de turbulencia promediada de 10 minutos. El beneficio es entonces que puede medirse esta energía de vibración durante periodos de tiempo bastante más cortos, del orden de segundos, lo que hace que sea más propicia para su uso como medición del sistema de control.
Las mediciones del acelerómetro pueden usarse para evaluar características de turbulencia en segundos, en lugar de varios minutos. Además, se realiza la medición directamente en la pala, que es la que se ve afectada más significativamente por el cambio en las condiciones de flujo de entrada y es el principal cuerpo generador de ruido por turbulencia. Por este motivo, y la robustez de los sensores, los acelerómetros montados en pala ofrecen una buena solución para recibir realimentación en tiempo real que puede usarse en una estrategia de control.
La cantidad HFAC descrita anteriormente se basa en el contenido espectral de la señal del acelerómetro sólo por encima de, por ejemplo, 5 Hz. Esto significa que puede calcularse la cantidad en tan sólo, por ejemplo, 0,2 segundos. Sin embargo, es probable que los tiempos de cálculo más largos sean beneficiosos para los propósitos de robustez, donde aún no se han determinado requisitos específicos. Al monitorizar el cambio de1HFAC, el controlador de turbina puede adaptarse para ser más o menos agresivo en sus velocidades y configuraciones de paso.
La solución propuesta ofrece la capacidad de maximizar el rendimiento energético de las turbinas mientras se mantiene el cumplimiento acústico. Esto da como resultado un mejor ROR para los propietarios de turbinas y mejores relaciones entre los propietarios de las turbinas, los vecinos de las turbinas y el proveedor o la tecnología de las turbinas eólicas.
Como ventaja, pueden ampliarse los términos contractuales y las garantías ofrecidas en los equipos de turbina eólica, lo que da como resultado una mejor posición competitiva del proveedor de turbinas eólicas respectivo en el mercado global.
Aunque la presente invención se ha dado a conocer en forma de realizaciones preferidas y variaciones de las mismas, se entenderá que podrían realizarse numerosas modificaciones y variaciones adicionales a las mismas sin apartarse del alcance de la invención, que se define en las reivindicaciones adjuntas.
En aras de la claridad, debe entenderse que el uso de “un(o)” o “una” en la totalidad de esta solicitud no excluye una pluralidad, y “que comprende” no excluye otras etapas o elementos.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    Método para hacer funcionar una turbina eólica, que comprende las siguientes etapas
    - derivar al menos una característica (133) de turbulencia de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica
    - determinar al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica,
    - hacer funcionar la turbina eólica según el al menos un parámetro (134) específico de turbina determinado,
    - derivar la al menos una característica (133) de turbulencia
    - basándose en al menos una característica (132) de pala de rotor medida de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y
    - basándose en una primera correlación (121) entre características de pala de rotor de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y características de flujo de entrada específicas de turbina eólica de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica,
    - determinar el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica
    - basándose en la al menos una característica (133) de turbulencia derivada y
    - basándose en una segunda correlación (122) entre la característica de turbulencia específica de turbina y el parámetro específico de turbina,
    en el que
    - el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica representa las emisiones acústicas, - la al menos una característica de pala de rotor representa una fuerza de vibración de al menos una pala de rotor,
    - se deriva la fuerza de vibración de la al menos una pala de rotor basándose en al menos una señal de medición proporcionada por
    - al menos un sensor de acelerador, y/o
    - al menos un sensor de galga extensiométrica, y/o
    - al menos un sensor de presión no estacionaria asignado a la al menos una pala de rotor, - se filtra la al menos una señal de medición en un intervalo de frecuencia definible,
    - se determina una energía (132) de señal de la al menos una señal (131) de medición filtrada, - la primera correlación (121) representa una proporcionalidad entre la energía (132) de señal y una cantidad
    k0,5 uin
    en la que
    k representa una energía cinética de turbulencia,
    uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
    Método según la reivindicación 1, en el que
    la al menos una característica de turbulencia representa:
    - una intensidad de turbulencia, o
    - una energía cinética de turbulencia, o
    - una disipación de turbulencias.
    Método según con la reivindicación 2, en el que
    se deriva un valor de la intensidad de turbulencia según:
    Figure imgf000014_0001
    en la que
    IT representa la intensidad de turbulencia
    uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
    k es la energía cinética de turbulencia
    Método según con la reivindicación 3, en el que
    se deriva la energía cinética de turbulencia según
    (A * HFAC\ 2
    fc = ---------------V «m /
    en la que
    A es una constante de proporcionalidad definida por la primera correlación
    HFAC es la energía (132) de señal
    uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
    Turbina eólica, que comprende
    una unidad de procesamiento que está dispuesta para
    - derivar al menos una característica (133) de turbulencia de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica
    - determinar al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica,
    - hacer funcionar la turbina eólica según el al menos un parámetro (134) específico de turbina determinado,
    - derivar la al menos una característica (133) de turbulencia
    - basándose en al menos una característica (132) de pala de rotor medida de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y
    - basándose en una primera correlación (121) entre características de pala de rotor de al menos una pala de rotor de la turbina eólica y características de flujo de entrada específicas de turbina eólica de la atmósfera que incide sobre la turbina eólica,
    - determinar el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica
    - basándose en la al menos una característica (133) de turbulencia derivada y
    - basándose en una segunda correlación (122) entre las características de turbulencia específicas de turbina y el parámetro específico de turbina,
    en el que
    - el al menos un parámetro (134) específico de turbina eólica representa las emisiones acústicas, - la al menos una característica de pala de rotor representa una fuerza de vibración de al menos una pala de rotor,
    - se deriva la fuerza de vibración de la al menos una pala de rotor basándose en al menos una señal de medición proporcionada por
    - al menos un sensor de acelerador, y/o
    - al menos un sensor de galga extensiométrica, y/o
    - al menos un sensor de presión no estacionaria asignado a la al menos una pala de rotor, - se filtra la al menos una señal de medición en un intervalo de frecuencia definible,
    - se determina una energía (132) de señal de la al menos una señal (131) de medición filtrada, - la primera correlación (121) representa una proporcionalidad entre la energía (132) de señal y una cantidad
    k0,5 uin
    en la que
    k representa una energía cinética de turbulencia,
    uin es la velocidad de flujo de entrada de pala media local.
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