ES2920684T3

ES2920684T3 - Sistema y procedimiento para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2920684T3
Application number: ES13898996T
Authority: ES
Inventors: Danian Zheng; Xiongzhe Huang; William Edwin Holley; Conner B Shane; Raveendra Penmatsa; Jignesh Govindlal Gandhi; Timothy Botsford Cribbs
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2013-12-09
Filing date: 2013-12-09
Publication date: 2022-08-08
Anticipated expiration: 2033-12-09
Also published as: EP3080444A1; CA2931690C; WO2015085465A1; CA2931690A1; EP3080444B1; US10107261B2; DK3080444T3; US20160305403A1; EP3080444A4

Abstract

Se proporciona un sistema y un método para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica inducida por alta turbulencia y/o combinadas con otras condiciones ambientales. El método incluye determinar al menos un parámetro de viento en la turbina eólica; monitoreo de una condición operativa de la turbina eólica; Determinar, por un procesador, una varianza de al menos una de las condiciones operativas monitoreadas o una pluralidad de los parámetros del viento, en el que la varianza es indicativa de una oscilación que ocurre en uno o más componentes de la turbina eólica; determinar, por un procesador, un punto de conjunto operativo basado en la varianza; y, operando la turbina eólica en función del punto de conjunto de operaciones cuando la varianza indica que la oscilación tiene una frecuencia dentro de una cierta banda de frecuencia para modificar la frecuencia, en la que la frecuencia modificada está fuera de la banda de frecuencia y reduce las cargas de oscilación que ocurren el uno o más componentes de la turbina eólica. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica

[0001] La presente materia objeto se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a un sistema y procedimiento para reducir las cargas de oscilación en una turbina eólica inducidas por alta turbulencia y/o en combinación con otras condiciones ambientales.

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor son los principales elementos para convertir la energía eólica en energía eléctrica. Las palas típicamente tienen el perfil en sección transversal de un perfil alar de modo que, durante la operación, el aire fluya sobre la pala produciendo una diferencia de presión entre sus lados. En consecuencia, una fuerza ascensional, que se dirige desde el lado de presión hacia el lado de succión, actúa sobre la pala. La fuerza ascensional genera par de torsión en el eje de rotor principal, que está engranado a un generador para producir electricidad.

[0003] Durante el arranque inicial de una turbina eólica, se producen oscilaciones en diversos componentes de turbina eólica a medida que la velocidad del generador se incrementa a la velocidad nominal. Las oscilaciones de los componentes individuales tienen una tendencia a excitar la turbina eólica cuando la frecuencia de las oscilaciones es igual a una de las frecuencias de resonancia de la turbina eólica, que es la frecuencia a la que la amplitud de respuesta es un máximo relativo. Como se usa en el presente documento, se pretende que el término "resonancia" englobe la tendencia de un componente de turbina eólica a oscilar con mayor amplitud en algunas frecuencias que en otras y/o una vibración de gran amplitud producida por una vibración relativamente pequeña cerca de la misma frecuencia de vibración que la frecuencia natural del sistema resonante o banda de frecuencias. Además, la resonancia se puede deber al efecto de acoplamiento de la torre con el mecanismo de accionamiento de pitch y/o al efecto de acoplamiento de la torre con el regulador de velocidad. A dichas frecuencias, incluso pequeñas acciones de excitación periódicas pueden producir oscilaciones de gran amplitud, porque el componente puede almacenar energía de vibración.

[0004] Como tal, se han implementado diversas tecnologías de control para controlar la velocidad del generador de la turbina eólica durante el arranque para evitar que los componentes oscilen en una de sus frecuencias de resonancia. Por ejemplo, diversas tecnologías de control determinan una zona de exclusión de velocidad para el generador y previenen que la velocidad del generador opere en esta zona durante más tiempo que un periodo de tiempo predeterminado para evitar excitar el sistema. La zona de exclusión de velocidad de una turbina eólica típicamente se refiere a una región dentro de la región de velocidad variable de la turbina eólica donde no está permitido que el generador opere durante periodos prolongados. Sin embargo, dichas estrategias de control típicamente solo se ocupan de las condiciones de arranque de la turbina eólica y no consideran las oscilaciones provocadas por la alta intensidad de turbulencia y/u otras condiciones ambientales en combinación con el estado operativo de la turbina eólica que se producen durante la operación posterior.

[0005] Por ejemplo, a medida que las velocidades del viento varían y crean turbulencias en la turbina eólica, la velocidad del generador varía de forma correspondiente y puede excitar frecuencias de resonancia de diversos componentes de turbina eólica, provocando, de este modo, cargas de oscilación y/o de resonancia que pueden dañar la turbina eólica. Más específicamente, las palas de rotor tienden a experimentar oscilaciones o vibraciones en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y/o un comportamiento de resonancia con alta turbulencia que incrementa las cargas en el borde de pala por encima de las cargas de diseño. Se producen oscilaciones en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida de pala de rotor en la dirección de cuerda de la pala de rotor entre el borde de ataque y el borde de salida y pueden dañar la pala debido a la poca amortiguación dirigida a dichas oscilaciones.

[0006] Otras estrategias de control reducen y/o previenen la carga de diversos componentes de turbina eólica al parar la turbina eólica por encima de una determinada velocidad del viento (de desconexión) en un esfuerzo de minimizar las cargas. Aunque esta estrategia previene las cargas perjudiciales que se podrían producir debido a la mayor turbulencia en el viento, una desventaja es la falta de captura de energía en la región por encima de la velocidad de desconexión. Además, un breve incremento de la velocidad del viento puede desencadenar la parada de la turbina, mientras que la recuperación de la producción de potencia normal puede llevar algún tiempo. Del mismo modo, la aparición de alta turbulencia a velocidades del viento nominales también incrementará la probabilidad de que se desencadene una parada de la turbina. Todavía otras tecnologías de control reducen y/o previenen la carga de diversos componentes de turbina eólica al medir la velocidad del viento por medio de un sensor e implementando una acción de control cuando las velocidades del viento indican condiciones turbulentas. Dichas estrategias, sin embargo, no consideran las cargas de resonancia y/o de oscilación como se describe en el presente documento. Otras estrategias de control se divulgan en el documento US 2010/158687 A1.

[0007] En consecuencia, en la técnica se desearía un sistema y procedimiento mejorados para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica debidas a alta turbulencia y/o en combinación con otras condiciones ambientales.

[0008] Diversos aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden quedar claros a partir de la descripción.

[0009] La presente invención está definida por las reivindicaciones adjuntas. En un modo de realización, la etapa de determinar el al menos un parámetro del viento puede incluir estimar el parámetro del viento utilizando cualquier combinación de los siguientes: una o más condiciones de operación de la turbina eólica, una pluralidad de ecuaciones, uno o más mapas de rendimiento aerodinámico, una o más tablas de consulta (LUT), uno o más parámetros adaptativos de la turbina eólica y/o derivaciones de cualquier forma de velocidad del rotor/generador que se calcula o deriva con respecto a los ángulos de pitch y/o el flujo de generador. Los parámetros adaptativos de la turbina eólica pueden ser cualquier parámetro cambiante de la turbina eólica, incluyendo, pero sin limitarse a, previa experiencia de operación, datos históricos, entradas adaptativas, coeficientes, ganancias, pérdidas, constantes o similares.

[0010] La etapa de determinar el al menos un parámetro del viento incluye filtrar una pluralidad de parámetros del viento para determinar con más exactitud el parámetro del viento.

[0011] En diversos modos de realización, las condiciones de operación pueden ser cualquiera de las siguientes: una velocidad/ángulo de pitch, velocidad del rotor/generador, una salida de potencia, una salida de medición de flujo de par de torsión/generador, o similares.

[0012] En otro modo de realización, el sistema puede incluir además uno o más sensores configurados para medir uno o más parámetros del viento y/o las condiciones de operación. Aún en otro modo de realización, el procesador puede incluir además uno o más filtros de paso bajo configurados para filtrar cualquiera de las siguientes: una pluralidad de parámetros del viento medidos y/o estimados y/o una o más consignas de operación. En todavía modos de realización adicionales, el procesador puede incluir además una o más funciones en S, en el que la consigna de operación es una entrada para la función en S de modo que la función en S esté configurada para estabilizar una transición a la consigna de operación.

[0013] Diversos características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de la presente memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para exponer los principios de la invención.

[0014] 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 de un modo de realización de la góndola de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un controlador de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un procesador de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 5 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento de acuerdo con la presente divulgación.

[0015] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos 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, se pueden usar los rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0016] En general, la presente materia objeto está dirigida a un sistema y procedimiento para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica debidas a alta turbulencia y/o en combinación con otras condiciones ambientales. Las condiciones ambientales pueden ser cualquier condición ambiental que provoque una oscilación en uno o más componentes de turbina eólica, incluyendo picos de viento, variación de la velocidad del viento con la altura, cambios en la dirección del viento, densidad del aire y/o similares. Como tal, la presente divulgación permite que la turbina eólica continúe en operación a mayores velocidades de desconexión a niveles de alta intensidad de turbulencia. Más específicamente, la presente materia objeto está configurada para detectar o inferir una oscilación que se produce en un componente de turbina eólica, por ejemplo, una pala de rotor, determinando la velocidad del viento y la velocidad del generador correspondiente y determinando una varianza en la velocidad del viento y/o bien en la velocidad del generador. Como se usa en el presente documento, se pretende que los términos "oscilar" u "oscilaciones" engloben cualquier movimiento hacia adelante y hacia atrás, hacia arriba y hacia abajo y/o de lado a lado de un componente de turbina eólica, incluyendo, pero sin limitarse a, cualquier movimiento debido a la sombra de torre, torre como presa “tower dam”, variación de la velocidad del viento con la altura y/o intensidad de turbulencia. Además, las oscilaciones también pueden englobar cualquier forma de medición directa y/o indirecta por uno o más sensores (por ejemplo, acelerómetros y/o galgas) que se pueden montar en la turbina eólica.

[0017] Si la varianza indica que la oscilación del componente de turbina eólica tiene una frecuencia dentro de una determinada banda de frecuencias, por ejemplo, una frecuencia en o cerca de una o más frecuencias de resonancia, el sistema puede modificar la frecuencia de modo que la frecuencia modificada ya no esté dentro de la banda de frecuencias para prevenir que las cargas de oscilación dañen el componente de turbina eólica. En un modo de realización, por ejemplo, la presente divulgación utiliza una combinación de velocidad del viento estimada y/o real y varianza de la velocidad del generador/velocidad del viento para reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica (por ejemplo, ajustando la velocidad del generador, la velocidad de par de torsión, o ambas) para evitar la resonancia de pala en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y reducir las cargas en el borde de pala. Además, la reducción de potencia/aumento de potencia puede considerar la capacidad eléctrica de la turbina eólica de modo que una consigna de operación modificada, por ejemplo, una demanda de par de torsión y/o una demanda de velocidad del generador, realmente se pueda lograr. Además, la presente divulgación puede utilizar una serie de filtros de paso bajo y funciones S para hacer que la transición a una consigna de operación seleccionada sea fácil y estable.

[0018] Los diversos modos de realización del sistema y procedimiento descritos en el presente documento proporcionan numerosas ventajas. Por ejemplo, la presente divulgación reduce y/o previene que las cargas de oscilación inducidas por alta intensidad de turbulencia dañen la turbina eólica, al tiempo que también se incrementa la velocidad de desconexión para ayudar a los clientes a asegurar una mayor producción de energía anual (AEP). Además, la presente divulgación se puede implementar usando componentes existentes de la turbina eólica. Como tal, no se requiere que un usuario adquiera, instale y mantenga nuevos equipos. Además, el sistema se puede integrar 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.

[0019] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 que puede implementar la tecnología de control de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje 20 rotatorio y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 se puede espaciar alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera, a partir del viento, en energía mecánica utilizable y, posteriormente, energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0020] La turbina eólica 10 también puede incluir un controlador de turbina eólica 26 centralizado dentro de la góndola 16. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 26 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de turbina eólica 10 o en una localización fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 26 se puede acoplar en comunicación a cualquier número de componentes de turbina eólica 10 para operar dichos componentes y/o para implementar las etapas de la presente divulgación como se describe en el presente documento. Como tal, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica. En consecuencia, el controlador 26 se puede configurar, en general, para controlar los diversos modos de operación (por ejemplo, secuencias de arranque o parada), reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica, controlar diversos componentes de turbina eólica 10, y/o implementar las diversas etapas del procedimiento descrito en el presente documento como se analizará con más detalle a continuación.

[0021] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 24 se puede acoplar al rotor 18 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 34 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 34, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje de generador 36 del generador 24 a través de una multiplicadora 38. Como se entiende, en general, el eje de rotor 34 puede proporcionar una entrada de baja velocidad y alto par de torsión a la multiplicadora 38 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. Entonces, la multiplicadora 38 puede estar configurada para convertir la entrada de baja velocidad y alto par de torsión en una salida de alta velocidad y bajo par de torsión para accionar el eje de generador 36 y, por tanto, el generador 24. La turbina eólica 10 también puede incluir un convertidor (no mostrado) configurado para conectar el generador 24 a la red y para garantizar un suministro de energía constante. Más específicamente, el convertidor está configurado para convertir una demanda de par de torsión predeterminada en potencia de rotación para accionar el generador 24.

[0022] Cada pala de rotor 22 también puede incluir un mecanismo de ajuste de pitch 32 configurado para rotar cada pala de rotor 22 alrededor de su eje de pitch 28. 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 caja de engranajes 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 caja de engranajes de accionamiento de pitch 42 de modo que el motor de accionamiento de pitch 40 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 42. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento de pitch 42 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 44 para la rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 44 puede estar, a su vez, en acoplamiento de rotación con un rodamiento de pitch 46 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 44 provoque 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 caja de engranajes 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 22 alrededor del eje de pitch 28. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación [yaw] 66 acoplados en comunicación al controlador 26, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 66 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un rodamiento de orientación 68 de la turbina eólica 10).

[0023] Todavía en referencia a la FIG. 2, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores 48, 50, 52 configurados para medir o monitorizar diversos parámetros del viento y/o una o más condiciones de operación de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en diversos modos de realización, los sensores pueden incluir sensores de pala 48 para medir un ángulo de pitch de una de las palas de rotor 22; sensores de generador 50 para monitorizar el generador 24 (por ejemplo, par de torsión, velocidad de rotación, aceleración y/o salida de potencia); y/o diversos sensores de viento 52 para medir diversos parámetros del viento, tales como velocidad del viento, picos de viento, turbulencia del viento, variación de la dirección del viento con la altura, cambios en la dirección del viento, densidad del aire o similares. También se debe entender que se puede emplear cualquier número o tipo de sensores y en cualquier localización. Por ejemplo, los sensores pueden ser unidades de medición microinerciales (MIMU), galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de distancia y detección por luz (LIDAR), sistemas de cámara, sistemas de fibra óptica, anemómetros, veletas, sensores de distancia y detección por sonido (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas del viento, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado. También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indican que los diversos sensores se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se están monitorizando o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores se pueden usar, por ejemplo, para generar señales en relación con el parámetro que se está monitorizando, que, entonces, se puede utilizar por el controlador 26 para determinar el parámetro real.

[0024] En referencia ahora a las FIGS. 3 y 4, se ilustran diagramas de bloques de diversos modos de realización del controlador 26 y el procesador 58 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra en la FIG. 3, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 58, un estimador de parámetros del viento 56 y dispositivo(s) de memoria 60 asociado(s) configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). En otros modos de realización, el uno o más procesadores 58 pueden operar independientemente del controlador 56. Adicionalmente, el controlador 26 puede incluir un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 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 los sensores 48, 50, 52 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 58. Se debe apreciar que los sensores 48, 50, 52 se pueden acoplar en comunicación al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 48, 50, 52 están acoplados a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 48, 50, 52 se pueden acoplar 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.

[0025] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como que se incluyen 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 aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 60 pueden comprender, en general, elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, un disco compacto de memoria de solo lectura (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 60, en general, se puede(n) configurar para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 58, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones, incluyendo, pero sin limitarse a, determinar uno o más parámetros del viento de la turbina eólica 10, determinar y seleccionar una consigna operativa apropiada para diversos componentes de turbina eólica, transmitir señales de control adecuadas para implementar acciones de control para prevenir que las cargas dañen la turbina eólica, y/u otras diversas funciones implementadas por ordenador adecuadas. Además, el estimador de parámetros del viento 56 se puede considerar un software que utiliza una pluralidad de condiciones de operación para calcular, en tiempo real, el parámetro del viento actual. Además, el estimador de parámetros del viento 56 puede comprender firmware que incluya el software, que se puede ejecutar por el procesador 58. Además, el estimador de parámetros del viento 56 puede estar en comunicación con los diversos sensores y dispositivos de la turbina eólica 10.

[0026] Todavía en referencia a la FIG. 3, en un modo de realización, el procesador 58 puede recibir una o más señales de los sensores 48, 50, 52 que sean representativas de uno o más parámetros del viento o una o más condiciones de operación de la turbina eólica 10. Los parámetros del viento pueden reflejar una ráfaga de viento, una velocidad del viento, una dirección del viento, una aceleración del viento, una turbulencia del viento, una variación de la velocidad del viento con la altura, una variación de la dirección del viento con la altura, una estela o similares. De forma alternativa, el estimador de parámetros del viento 56 puede estimar el/los parámetro(s) del viento como una función de diversos datos de operación. Los datos de operación pueden incluir uno cualquiera o combinación de los siguientes: un ángulo de pitch, una velocidad del generador, una salida de potencia, una demanda y/o velocidad de par de torsión, una velocidad específica, una velocidad del rotor o similares. En consecuencia, el estimador de parámetros del viento 56 está configurado para implementar un algoritmo de control que tiene una serie de ecuaciones para determinar el parámetro del viento estimado. Como tal, las ecuaciones se resuelven usando los datos y/o condiciones de operación, uno o más mapas de rendimiento aerodinámico, una o más tablas de consulta (LUT) o cualquier combinación de los mismos.

[0027] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama esquemático para ilustrar además la funcionalidad del procesador 58 de acuerdo con la presente divulgación. Como se menciona, el procesador 58 determina al menos un parámetro del viento real o estimado en la turbina eólica 10. En un modo de realización, se utilizan uno o más filtros etiquetados (70) para mejorar la estabilidad de los parámetros del viento medidos y/o estimados debido a las altas variaciones en los valores medidos y/o estimados. En un modo de realización, por ejemplo, el filtro 70 puede ser un filtro de paso bajo. En otro modo de realización, el filtro 70 puede ser un filtro de paso de banda. En modos de realización adicionales, el filtro 70 puede ser cualquier otro filtro adecuado conocido en la técnica. El filtro de paso bajo filtra las señales con alta frecuencia de la pluralidad de parámetros del viento, proporcionando, de este modo, datos más fiables. Además, el filtro de paso bajo como se describe en el presente documento puede ser un filtro que deje pasar señales de baja frecuencia, pero atenúe (es decir, reduzca la amplitud de) las señales con frecuencias menores que una frecuencia de corte. En otros modos de realización, se puede usar el filtro de paso bajo junto con un filtro de paso alto. Además, se puede usar cualquier número de filtros de paso bajo o filtros de paso alto de acuerdo con la presente divulgación. Como tal, el filtro de paso alto puede dejar pasar señales de alta frecuencia, pero atenuar las señales con frecuencias menores que una frecuencia de corte. Entonces, las señales con alta frecuencia se pueden sustraer de la señal sin procesar de modo que solo queden las señales con baja frecuencia.

[0028] Además, el procesador 58 puede introducir los parámetros del viento filtrados o no filtrados en una función en S 70 para proporcionar una estimación de parámetros con más exactitud. En un modo de realización, la función en S 70 es una ecuación matemática que tiene una forma de S. Por ejemplo, en un modo de realización, la función en S 70 se puede representar por: y = k/(1+a*exp(b*x)), en la que k, a y b son parámetros de la curva en S, x es la entrada e y es la salida. Se debe entender por los expertos en la técnica que la función en S 70 también puede ser cualquier otra función matemática adecuada, por ejemplo, una función sigmoidea. Además, el procesador 58 puede incluir cualquier otro algoritmo o función adecuada.

[0029] El procesador 58 también está configurado para determinar una varianza 72 de la condición de operación monitorizada y de los parámetros del viento, en el que la varianza es indicativa de una oscilación que se produce en uno o más componentes de turbina eólica. Por ejemplo, en un modo de realización, los sensores 48, 50, 52 están configurados para monitorizar la condición de operación, por ejemplo, una velocidad del generador fluctuante, y almacenar la condición de operación monitorizada en uno o más dispositivos de memoria 60. Si la varianza 72 de la condición de operación indica que la oscilación está dentro de una determinada banda de frecuencias, por ejemplo, un intervalo de frecuencias que incluye una o más frecuencias de resonancia de una de las componentes del viento, entonces el procesador 58 se configura para desintonizar o modificar la frecuencia de la oscilación de modo que esté fuera de la banda de frecuencias. En un modo de realización, la banda de frecuencias puede ser una banda de frecuencias predeterminada. Por ejemplo, la banda de frecuencias predeterminada puede incluir un intervalo de frecuencias determinado por el diseño de experimento (DOE). Además, la banda de frecuencias predeterminada puede ser una banda de frecuencias calculada que tenga resultados de pruebas de perturbación manuales o automatizadas. De forma alternativa, la banda de frecuencias se puede calcular dinámicamente realizando pruebas de perturbación automatizadas y analizando los resultados de pruebas en base a los datos recopilados.

[0030] Además, la varianza 72, en general, se refiere a los ajustes hacia arriba y hacia abajo de la velocidad del generador debidos a las velocidades del viento hacia arriba y hacia abajo experimentadas por la turbina eólica 10. En otro modo de realización, la varianza 72 puede ser las mediciones o estimaciones hacia arriba y hacia abajo de la alta velocidad del viento. Las "altas" velocidades del viento variables típicamente se refieren a velocidades del viento por encima de 15 metros/segundo (m/s) y son indicativas de una alta intensidad de turbulencia. Los niveles de "alta" intensidad de turbulencia típicos varían de aproximadamente un 5 % a aproximadamente un 20 % para la turbina eólica. Se debe entender, sin embargo, que las "altas" velocidades del viento y la "alta" intensidad de turbulencia como se describe en el presente documento son términos ilustrativos y no se pretende que limiten la presente divulgación de ninguna manera. Además, aunque la velocidad del viento promedio puede permanecer dentro de los límites de diseño, dichos ajustes hacia arriba y hacia abajo de la velocidad del generador y/o velocidad del viento estimada o medida hacia arriba y hacia abajo tienden a excitar las frecuencias de resonancia en diversos componentes de turbina eólica. Como tal, incluso cambios periódicos relativamente pequeños en la velocidad del generador y/o velocidad del viento pueden producir oscilaciones de gran amplitud en los diversos componentes de turbina eólica, provocando, de este modo, daños. Por ejemplo, en un modo de realización, la frecuencia de resonancia provoca cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida en la pala de rotor 22. Como se menciona, las cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida son cargas en la dirección de cuerda entre el borde de ataque y el borde de salida y se extienden en el plano del rotor. Las cargas en las flaps son perpendiculares a las cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y se extienden fuera del plano del rotor. Las cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida típicamente son mayores que las cargas en las flaps porque existe más material en la dirección en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida. También se debe entender que se puede encontrar una frecuencia de resonancia o energía de vibración en cualquier otro componente de turbina eólica y no se limita a las palas de rotor 22.

[0031] De acuerdo con la invención, el procesador 58 calcula una desviación estándar de la condición de operación monitorizada como parte de la determinación de la varianza 72. Por ejemplo, en un modo de realización, los sensores 48, 50, 52 pueden monitorizar o medir la condición de operación y enviar las señales correspondientes al procesador 58, que puede almacenar la condición de operación monitorizada durante un periodo de tiempo predeterminado en uno o más dispositivos de memoria 60. Como tal, el procesador 58 está configurado para calcular la desviación estándar de la condición de operación monitorizada. La desviación estándar como se describe en el presente documento indica la variación o dispersión que existe a partir de un valor promedio (medio) o esperado.

[0032] Además, el procesador 58 puede incluir uno o más filtros adaptativos para facilitar y estabilizar el cálculo de la desviación estándar de la condición de operación monitorizada para mejorar la estabilidad del sistema. Por ejemplo, los uno o más filtros adaptativos pueden ser cualquier tipo de filtro que se pueda adaptar a las condiciones cambiantes del sistema, tales como constantes de tiempo, ganancia y/o similares. Por ejemplo, los uno o más filtros pueden ser filtros de paso bajo, filtros de paso alto, filtros de paso de banda o cualquier otro filtro adecuado conocido en la técnica. Como tal, la varianza 72 se puede determinar a partir de la desviación estándar calculada de la condición de operación monitorizada, o a partir de una combinación de los datos del sensor de la condición de operación y a partir de la desviación estándar calculada de la monitorizada.

[0033] Todavía en referencia a la FIG. 4, el procesador 58 también está configurado para determinar una consigna de operación modificada en base a la varianza 72 de la condición de operación monitorizada y los parámetros del viento reales o estimados. En otro modo de realización, el procesador 58 está configurado para seleccionar entre la consigna de operación modificada y una consigna de operación actual cuando la varianza 72 indica que la oscilación que se produce en el componente de turbina eólica es con una determinada banda de frecuencias que potencialmente puede dañar el componente, tal como un intervalo que incluye la frecuencia de resonancia del componente. Se pretende que la consigna de operación actual o no modificada englobe cualquier consigna adecuada establecida por el controlador 26 para operar la turbina eólica 10 en condiciones operativas y de viento normal (es decir, la varianza 72 no es indicativa de una oscilación que tenga una frecuencia dentro de la banda de frecuencias). Como tal, si la varianza 72 indica que la oscilación tiene una frecuencia con la banda de frecuencias, el controlador 26 puede cambiar la consigna de operación para modificar la frecuencia de la oscilación a una frecuencia modificada que esté fuera de la banda de frecuencias para reducir cargas de oscilación en la turbina eólica 10 inducidas por alta intensidad de turbulencia. Si no se detectan dichas cargas de oscilación, el controlador 26 puede continuar en operación en su estado actual. En modos de realización adicionales, el procesador 58 se puede configurar para introducir la consigna de operación en un filtro, una función en S, o ambos, que se configuran para facilitar y estabilizar la transición a la consigna de operación modificada.

[0034] En diversos modos de realización, la consigna de operación también puede tener en consideración la capacidad eléctrica de la turbina eólica 10. Como se usa en el presente documento, se pretende que el término "capacidad eléctrica" de la turbina eólica 10 englobe la cantidad de electricidad que la turbina eólica 10 puede producir. Como tal, el presente sistema y procedimiento limita la consigna de operación de modo que se pueda lograr eléctricamente. La capacidad eléctrica de la turbina eólica 10 puede ser una función de, al menos, la disponibilidad de par de torsión como se determina por el convertidor de la turbina eólica 10. En otras palabras, el par de torsión disponible que acciona el generador 24 y produce electricidad está limitado por las corrientes y voltajes suministrados por el convertidor. Como tal, la disponibilidad de par de torsión no se puede incrementar arbitrariamente porque está limitada por el convertidor. En consecuencia, la presente divulgación puede determinar la disponibilidad de par de torsión o límite de par de torsión y prohibir que la turbina eólica 10 opere por encima de dicho límite.

[0035] En vista de la varianza 72 y/o la consigna de operación, el controlador 26 puede operar la turbina eólica 10 implementando cualquier acción de control adecuada. Se debe entender que la acción de control como se describe en el presente documento puede englobar cualquier comando o restricción adecuada por el controlador 26. Por ejemplo, en varios modos de realización, la acción de control puede incluir temporalmente reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica 10 para modificar la frecuencia de oscilaciones de uno o más componentes de turbina eólica, previniendo, de este modo, que las cargas de oscilación dañen los componentes. Además, la reducción de potencia y el aumento de potencia de la turbina eólica 10 es una función de la velocidad del viento. Como tal, los ajustes realizados para reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica 10 durante las altas velocidades del viento tienen un mayor efecto en las cargas disminuidas que en las menores velocidades del viento.

[0036] El aumento de potencia de la turbina eólica, tal como aumentando el par de torsión, la velocidad del generador, o ambos, puede incrementar temporalmente la salida de potencia de la turbina eólica 10, en el que las velocidades del viento indican condiciones benignas o no turbulentas. De forma similar, la reducción de potencia de la turbina eólica puede incluir la reducción de la velocidad del generador, el par de torsión o una combinación de ambos. En otro modo de realización, se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 pitcheando una o más de las palas de rotor 22 alrededor su eje de pitch 28. Más específicamente, el controlador 26 puede controlar, en general, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 para alterar el ángulo de pitch de cada pala de rotor 22 entre 0 grados (es decir, una posición de potencia de la pala de rotor 22) y 90 grados (es decir, una posición de bandera de la pala de rotor 22). Como tal, en un modo de realización, el controlador 26 puede ordenar una nueva consigna de pitch (por ejemplo, de 0 grados a 5 grados), mientras que, en otro modo de realización, el controlador 26 puede especificar una nueva restricción de pitch (por ejemplo, una restricción para garantizar que en el pitch posterior los comandos son de al menos 5 grados).

[0037] Todavía en otro modo de realización, temporalmente se puede reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica 10 modificando la demanda de par de torsión en el generador 24. En general, se puede modificar la demanda de par de torsión usando cualquier procedimiento, proceso, estructura y/o medio adecuado conocido en la técnica. Por ejemplo, en un modo de realización, la demanda de par de torsión en el generador 24 se puede controlar usando el controlador 26 transmitiendo una señal de control/comando adecuado al convertidor para modular el flujo magnético producido dentro del generador 24.

[0038] Temporalmente también se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 por orientación de la góndola 22 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto a la dirección del viento. En otros modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para accionar uno o más frenos mecánicos para reducir la velocidad de rotación de las palas de rotor 22, reduciendo, de este modo, la carga de los componentes. Todavía en otros modos de realización, el controlador 26 puede modificar un banco de carga y/o un mecanismo reductor-elevador. Aún en otro modo de realización, el controlador 26 puede accionar uno o más elementos de modificación del flujo de aire, tales como una o más flaps de pala, generadores de torbellinos, complementos, y/o similares, el controlador 26 se puede configurar para realizar cualquier acción de control apropiada conocida en la técnica. Además, el controlador 26 puede implementar una combinación de dos o más acciones de control.

[0039] En referencia ahora a la FIG. 5, se ilustra un diagrama de flujo del procedimiento 100 para reducir las cargas de oscilación en una turbina eólica debidas a alta turbulencia o en combinación con otras condiciones ambientales de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. Como se muestra, el procedimiento 100 incluye una primera etapa 102 de determinar al menos un parámetro del viento en la turbina eólica, por ejemplo, una velocidad del viento. Una etapa 104 posterior incluye monitorizar una condición de operación de la turbina eólica, por ejemplo, una velocidad del generador fluctuante. Además, el procedimiento 100 incluye una etapa 106 de determinar, por un procesador, una varianza de la condición de operación monitorizada y de una pluralidad de parámetros del viento, en el que la varianza es indicativa de una oscilación que se produce en uno o más componentes de turbina eólica. En una etapa posterior, el procedimiento 100 incluye determinar, por un procesador, de una consigna de operación en base a la varianza (etapa 108). El procedimiento 100 también incluye operar la turbina eólica en base a la consigna de operación cuando la varianza indica que la oscilación tiene una frecuencia dentro de una determinada banda de frecuencias para modificar la frecuencia, en el que la frecuencia modificada está fuera de la banda de frecuencias y reduce las cargas de oscilación que se producen en los uno o más componentes de turbina eólica inducidas por alta intensidad de turbulencia. (etapa 110).

[0040] Esta descripción por escrito usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance de la invención se define por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento (100) para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica (10) inducidas por alta turbulencia o en combinación con otras condiciones ambientales, comprendiendo el procedimiento: determinar (102) al menos un parámetro del viento en la turbina eólica (10); en el que determinar (102) el al menos un parámetro del viento comprende filtrar una pluralidad de parámetros del viento; monitorizar (104) una condición de operación de la turbina eólica (10);

determinar (106), por un procesador (58), una varianza (72) de la condición de operación monitorizada en base a al menos en parte la desviación estándar de la condición de operación, y de la pluralidad de los parámetros del viento, en el que la varianza (72) es indicativa de una oscilación que se produce en uno o más componentes de turbina eólica;

determinar (108), por el procesador (58), una consigna de operación en base a la varianza (72); y operar (110) la turbina eólica (10) en base a la consigna de operación cuando la varianza (72) indica que la oscilación comprende una frecuencia dentro de una determinada banda de frecuencias para modificar la frecuencia, en el que la frecuencia modificada está fuera de la banda de frecuencias y reduce las cargas de oscilación que se producen en los uno o más componentes de turbina eólica.

2. El procedimiento (100) de la reivindicación 1, en el que la banda de frecuencias comprende una de una banda de frecuencias predeterminada o una banda de frecuencias calculada.

3. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que la banda de frecuencias comprende una o más frecuencias de resonancia de los uno o más componentes de turbina eólica.

4. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que los uno o más componentes de turbina eólica comprenden una pala de rotor (22) de la turbina eólica (10), y en el que la varianza (72) es indicativa de una de una oscilación de borde de pala o una oscilación de flap de pala.

5. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que el al menos un parámetro del viento refleja una cualquiera de o combinación de las siguientes: una ráfaga de viento, una velocidad del viento, una dirección del viento, una aceleración del viento, una turbulencia del viento, una variación de la velocidad del viento con la altura, una variación de la dirección del viento con la altura o una estela.

6. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que la etapa de determinar el al menos un parámetro del viento en la turbina eólica (10) comprende además al menos uno de los siguientes: utilizar uno o más sensores (48, 50, 52) para medir el parámetro del viento o estimar el parámetro del viento, en el que estimar el parámetro del viento comprende uno de o combinación de los siguientes: una o más condiciones de operación de la turbina eólica (10), una pluralidad de ecuaciones, uno o más mapas de rendimiento aerodinámico, una o más tablas de consulta, o uno o más parámetros adaptativos de la turbina eólica (10).

7. El procedimiento (100) de la reivindicación 1, en el que la etapa de filtrar la pluralidad de parámetros del viento comprende además utilizar uno de o una combinación de un filtro de paso bajo, un filtro de paso alto o un filtro de paso de banda.

8. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que la condición de operación monitorizada comprende uno cualquiera de o una combinación de los siguientes: un ángulo de pitch, una velocidad del generador (24), una salida de potencia o una salida de par de torsión.

9. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además utilizar un filtro (70) para estabilizar la desviación estándar de la condición de operación monitorizada.

10. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar la consigna de operación (108) en base a la varianza (72) comprende además considerar la capacidad eléctrica de la turbina eólica (10), en el que la capacidad eléctrica de la turbina eólica (10) es una función de al menos una disponibilidad de par de torsión de la turbina eólica (10).

11. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además introducir la consigna de operación en uno de un filtro o una función en S (70) para estabilizar una transición a la consigna de operación.

12. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que la etapa (110) de operar la turbina eólica (10) en base a la consigna de operación comprende además al menos uno de reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica (10), en el que reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica (10) comprende además modificar uno de o una combinación de una velocidad del generador (24), una demanda de par de torsión, un ángulo de pitch de una pala de rotor (22), una salida de potencia, una orientación de una góndola (16) de la turbina eólica (10), un banco de carga, un mecanismo reductorelevador, o accionar uno o más elementos de modificación del flujo de aire.

13. Un sistema para reducir las cargas de oscilación de una turbina eólica (10) inducidas por alta turbulencia o en combinación con otras condiciones ambientales, comprendiendo el sistema:

un procesador (58) configurado para:

determinar (102) al menos un parámetro del viento en la turbina eólica (10), en el que determinar (102) el al menos un parámetro del viento comprende filtrar una pluralidad de parámetros del viento; monitorizar (104) una condición de operación de la turbina eólica (10);

determinar (106) una varianza (72) de la condición de operación monitorizada en base a al menos en parte la desviación estándar de la condición de operación, y de la pluralidad de los parámetros del viento, en el que la varianza (72) es indicativa de una oscilación que se produce en uno o más componentes de turbina eólica;

determinar (108) una consigna de operación en base a la varianza (72); y

un controlador (26) acoplado en comunicación al procesador (58), en el que el controlador (26) está configurado para operar la turbina eólica (10) en base a la consigna de operación cuando la varianza (72) indica que la oscilación comprende una frecuencia dentro de una determinada banda de frecuencias para modificar la frecuencia, en el que la frecuencia modificada está fuera de la banda de frecuencias y reduce las cargas de oscilación que se producen en los uno o más componentes de turbina eólica.