ES2930810T3 - Procedimiento para reducir vibraciones en las palas de rotor de una turbina eólica - Google Patents

Procedimiento para reducir vibraciones en las palas de rotor de una turbina eólica Download PDF

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Abstract

Se proporcionan métodos (200) para reducir las vibraciones en una o más palas de rotor (120) de una turbina eólica (160), cuando la turbina eólica está en condiciones de parada. El método comprende medir (201) uno o más parámetros de deformación indicativos de deformación de una o más palas (120), determinar (202), en un controlador dedicado (190) para un sistema de accionamiento auxiliar (20, 107), una vibración de una o más de las palas (120) en función de los parámetros de deformación, en el que el controlador dedicado (190) para el sistema de accionamiento auxiliar está separado del controlador de la turbina eólica (180), y la generación (203), en el controlador dedicado (190), una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para reducir la vibración. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento para reducir vibraciones en las palas de rotor de una turbina eólica
[0001] La presente divulgación se refiere a procedimientos para reducir vibraciones en las palas de rotor de una turbina eólica y a turbinas eólicas configuradas para implementar dichos procedimientos para reducir vibraciones.
Antecedentes
[0002] Las turbinas eólicas modernas se usan comúnmente para suministrar electricidad a la red eléctrica. Las turbinas eólicas de este tipo comprenden, en general, una torre y un rotor dispuesto en la torre. El rotor, que comprende típicamente un buje y una pluralidad de palas, se pone en rotación bajo la influencia del viento en las palas. Dicha rotación genera un par de torsión que se transmite normalmente a través de un eje de rotor a un generador, bien directamente (accionamiento directo) o a través del uso de una multiplicadora. De esta manera, el generador produce electricidad que se puede suministrar a la red eléctrica.
[0003] Hay una tendencia a hacer que las palas de una turbina eólica sean cada vez más largas para capturar más viento y convertir la energía del viento en electricidad. Eso hace que las palas sean más flexibles y más propensas a inestabilidades aeroelásticas, por ejemplo, vibraciones de las palas. Las palas en vibración también pueden excitar formas de modo de rotor que crean riesgos de daños potenciales importantes en toda la turbina eólica.
[0004] Cuando la turbina eólica está en operación, un controlador de turbina eólica puede operar directa o indirectamente cualquier sistema de accionamiento auxiliar, tal como un sistema de pitch o un sistema de orientación para reducir las cargas en las palas. De esta manera, se pueden contrarrestar las vibraciones de las palas. Sin embargo, el problema de las inestabilidades aeroelásticas también puede ser grave en circunstancias en las que la turbina eólica está en condiciones de parada, ya sea en ralentí o bloqueada. Dichas oscilaciones incluyen, en particular, oscilaciones en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida.
[0005] Pueden producirse al menos dos oscilaciones o vibraciones en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida durante las condiciones de parada. Las primeras son las denominadas vibraciones inducidas por vórtices cuando un ángulo de ataque es de alrededor de 90 grados y el desprendimiento de los vórtices puede producirse en frecuencias cercanas a las frecuencias propias de las palas. Las segundas son vibraciones inducidas por la entrada en pérdida cuando el ángulo de ataque se aproxima a los ángulos de entrada en pérdida (por ejemplo, 15 grados-20 grados) y la interacción del flujo puede dar lugar a vibraciones en las palas. El ángulo de ataque puede entenderse como un ángulo geométrico entre una dirección de flujo del viento y la cuerda de una pala de rotor.
[0006] Las vibraciones inducidas por vórtice y entrada en pérdida son fenómenos que son difíciles de simular con herramientas de última generación, por lo que normalmente se ignoran durante la fase de diseño. Eso puede dar lugar a fallos de pala en la raíz de pala debido al laminado de la pala, los pernos de la pala, etc., o acelerar el daño por fatiga. Cuando todas las palas están vibrando en fase, existe el riesgo potencial de fallos graves. Uno de los peores escenarios se produce cuando las palas de rotor vibran en resonancia. La resonancia, incluso si dura poco tiempo y no causa un fallo grave, puede crear cargas que pueden afectar a la vida de fatiga de los componentes estructurales. Normalmente, el efecto de estas cargas es imposible de calcular ya que no hay información acerca de las cargas y el lapso de tiempo.
[0007] Cuando el rotor está bloqueado, por ejemplo debido a tareas de instalación, puesta en marcha o mantenimiento, el rotor no puede rotar para aliviar la vibración. Además, específicamente, cuando la turbina eólica aún no está operativa, por ejemplo la turbina eólica está instalada y aún no se ha puesto en marcha, o, por otro lado, está inactiva si se produce una pérdida de comunicación o cualquier otro fallo que no permita comunicarse con los controladores, el ángulo de orientación de la turbina eólica y el ángulo de pitch de pala son fijos y el ángulo del rotor o el acimut también son fijos. Ninguno de estos tres movimientos de orientación, pitch y rotor puede cambiarse si controles tales como software, firmware, etc. aún no están operativos. El riesgo de vibraciones excesivas o incluso de resonancia puede ser mayor porque ninguno de esos movimientos está disponible para aliviar las cargas y/o reducir las vibraciones.
[0008] Normalmente, una turbina eólica no está operativa después de su instalación y antes de completar la puesta en marcha de la misma. La turbina eólica también puede estar en parada durante una reparación de la turbina eólica que requiera que el rotor esté bloqueado o al menos detenido.
[0009] El riesgo de fallos graves de la turbina eólica no operativa podría reducirse con una alineación apropiada de la góndola con la dirección del viento predominante y las velocidades del viento. Sin embargo, se necesita una intervención manual para activar el mecanismo de orientación para rotar la góndola con respecto a la torre si cambia la dirección o la velocidad del viento, ya que la turbina eólica aún no se ha puesto en marcha.
[0010] Además, las turbinas eólicas pueden estar en parada con el rotor bloqueado y sin ningún control activado en la turbina eólica durante largos periodos de tiempo. Algunas turbinas eólicas pueden estar instaladas pero aún no puestas en marcha hasta varias semanas o meses después debido a las limitaciones de los proyectos de instalación en grandes parques de turbinas eólicas con varias turbinas eólicas por instalar. Los proyectos en alta mar son un claro ejemplo de ello.
[0011] El personal encargado de la puesta en marcha puede verse impedido de acudir a las turbinas eólicas para su puesta en marcha debido a las condiciones climáticas, por ejemplo, las velocidades del viento o las grandes olas. En estas situaciones en las que el rotor está estacionado durante mucho tiempo sin controles activos, las inestabilidades de las palas pueden ser un riesgo importante que puede causar daños críticos en la pala o en una conexión empernada de la pala. Además, las formas de modo de rotor también pueden excitarse, dando lugar a un fallo grave. Además, la situación es especialmente importante para palas grandes de turbina eólica, que típicamente se encuentran en aplicaciones en alta mar.
[0012] Una solución actual a los problemas citados incluye el uso de dispositivos aerodinámicos acoplados a las palas para reducir los vórtices y la entrada en pérdida. Sin embargo, esta solución puede reducir el rendimiento de las palas durante la operación.
[0013] Otra solución actual incluye establecer el ángulo de pitch de las palas de rotor en sustancialmente 90 grados (una posición de "veleta") cuando se evita que el rotor rote por medio de un pasador de bloqueo. Dicho ángulo de pitch particular puede reducir las cargas en las palas, al menos con algunas condiciones de viento. Sin embargo, el pasador de bloqueo puede sufrir cargas mayores cuando el ángulo de pitch se establece en dicha cantidad. El pasador de bloqueo debe reforzarse para soportar cargas mayores, por ejemplo, un pasador de bloqueo de gran tamaño. Además, incluso en la posición de veleta, no se pueden evitar realmente todas las vibraciones si, por ejemplo, la dirección del viento cambia con el tiempo. Es conocido controlar las vibraciones de las palas durante la parada; véanse, por ejemplo, los documentos US 2010/301605 A1 y US 2010/301604 A1.
[0014] La presente divulgación proporciona ejemplos de procedimientos y turbinas eólicas que resuelven, al menos parcialmente, algunas de las desventajas mencionadas anteriormente.
Breve explicación
[0015] En un aspecto, se proporciona un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 para reducir vibraciones en una o más palas de rotor de una turbina eólica, cuando la turbina eólica está en condiciones de parada. El procedimiento comprende medir uno o más parámetros de deformación indicativos de la deformación de una o más palas; y determinar, en un controlador dedicado para un sistema de accionamiento auxiliar, una vibración de una o más de las palas en base a los parámetros de deformación, en el que el controlador dedicado para el sistema de accionamiento auxiliar está separado del controlador de turbina eólica. El procedimiento comprende además generar, en el controlador dedicado, una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para reducir la vibración.
[0016] En este aspecto, el procedimiento puede reducir las vibraciones en las palas cuando la turbina eólica está en condiciones de parada. El procedimiento se puede realizar sin comunicación entre la turbina eólica y los controladores remotos, es decir, incluso durante la fase de puesta en marcha. Se puede reducir el riesgo de cargas elevadas o fallos entre la instalación y la puesta en marcha. Además, el procedimiento puede reducir el riesgo de resonancias cuando la turbina eólica está en condiciones de parada, así como el coste de las intervenciones manuales in situ.
[0017] En otro aspecto, se proporciona una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10 J Z que tiene una góndola, una torre y palas de rotor. La turbina eólica comprende un controlador de turbina eólica, uno o más sensores para medir la deformación de una o más de las palas y un sistema de accionamiento auxiliar para accionar uno o más componentes de turbina eólica. La turbina eólica comprende además un controlador dedicado para el sistema de accionamiento auxiliar. El controlador dedicado está configurado para operar independientemente del controlador de turbina eólica. El controlador dedicado está configurado además para determinar una vibración de una o más palas en base a la deformación medida y para generar una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para reducir la vibración, cuando la turbina eólica está en condiciones de parada.
[0018] Aún en otro aspecto, se proporciona un procedimiento para reducir vibraciones en una o más palas de rotor de una turbina eólica, cuando la turbina eólica está bloqueada durante una fase de puesta en marcha. La turbina eólica tiene un controlador de turbina eólica y un controlador de pitch dedicado para un sistema de accionamiento de pitch de la turbina eólica. El procedimiento comprende medir un esfuerzo de una o más de las palas en una dirección en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida con respecto a una cuerda de la pala. También comprende determinar, en el controlador de pitch dedicado, una condición de vibración de una o más palas en base al esfuerzo medido. El procedimiento comprende además generar, en el controlador de pitch dedicado, una señal de salida para operar el sistema de pitch para reducir las oscilaciones de una o más de las palas de rotor. Las ventajas derivadas de este aspecto pueden ser similares a las mencionadas con respecto al procedimiento del primer aspecto.
Breve descripción de los dibujos
[0019] En lo que sigue, se describirán ejemplos no limitantes de la presente divulgación, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
la figura 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con un ejemplo;
la figura 2 ilustra una vista interna simplificada de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un ejemplo;
la figura 3 ilustra una vista en perspectiva de una pala de rotor de la turbina eólica de la figura 1 de acuerdo con un ejemplo;
la figura 4 ilustra palas de la turbina eólica de la figura 1 con sensores para medir una deformación de la pala de acuerdo con un ejemplo;
la figura 5 muestra un diagrama de flujo de un procedimiento para reducir vibraciones en palas de rotor de una turbina eólica de acuerdo con un ejemplo.
Descripción detallada de ejemplos
[0020] En estas figuras, los mismos signos de referencia se han usado para designar elementos coincidentes.
[0021] La figura 1 ilustra una vista en perspectiva de un ejemplo de una turbina eólica 160. Como se muestra, la turbina eólica 160 incluye una torre 170 que se extiende desde una superficie de soporte 150, una góndola 161 montada en la torre 170 y un rotor 115 acoplado a la góndola 161. El rotor 115 incluye un buje rotatorio 110 y al menos una pala de rotor 120 acoplada a, y que se extiende hacia fuera desde, el buje 110. Por ejemplo, en el ejemplo ilustrado, el rotor 115 incluye tres palas de rotor 120. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 115 puede incluir un número mayor o menor que tres palas de rotor 120. Cada pala de rotor 120 se puede espaciar alrededor del buje 110 para facilitar la rotación del rotor 115 para permitir que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 110 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 162 (figura 2) situado dentro de la góndola 161 o que forma parte de la góndola, para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0022] La turbina eólica 160 también puede incluir un controlador de turbina eólica 180 localizado de forma central dentro de la góndola 161. Sin embargo, en otros ejemplos, el controlador de turbina eólica 180 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 160 o en una localización fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 180 se puede acoplar de forma comunicativa a cualquier número de componentes de la turbina eólica 160 para controlar la operación de dichos componentes.
[0023] Además, la turbina eólica 160 incluye un controlador dedicado 190 para un sistema de accionamiento auxiliar. El sistema de accionamiento auxiliar puede comprender un sistema de pitch 107 para ajustar un pitch de pala. De forma alternativa, el sistema de accionamiento auxiliar puede comprender un sistema de orientación 20 para hacer rotar la góndola 161 con respecto a la torre alrededor de un eje de rotación. En lo que sigue, se proporcionarán detalles de ambos ejemplos de sistemas de accionamiento auxiliar. El controlador dedicado 190 puede estar localizado de forma central dentro de la góndola 161. Sin embargo, en otros ejemplos, el controlador dedicado 190 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 160 o en una localización fuera de la turbina eólica. El controlador dedicado 190 puede controlar un único sistema de accionamiento auxiliar o, de forma alternativa, al menos dos de ellos.
[0024] El controlador dedicado 190 puede configurarse para operar de forma autónoma, es decir, independientemente del controlador de turbina eólica 180, al menos en algunas condiciones operativas. De esta forma, el controlador dedicado 190 puede, al menos, realizar tareas tales como recibir y emitir señales y procesar datos cuando el controlador de turbina eólica 180 está en condiciones de parada. Para operar de forma autónoma, el controlador dedicado 190 puede tener algoritmos adecuados para la operación antes de que se complete la fase de puesta en marcha. En otras condiciones operativas, por ejemplo, operación estándar normal, el controlador dedicado puede estar en comunicación y recibir señales de control desde el controlador de turbina eólica 180.
[0025] El término "controlador dedicado", tal como se usa a lo largo de la presente descripción, se refiere, preferentemente, a cualquier controlador al que se le confía el control de un solo componente o un solo sistema. Por ejemplo, el controlador de pitch dedicado solo controla el pitch de una o más palas y no está configurado para controlar, por ejemplo, un sistema de orientación. El controlador dedicado puede incluir uno o más procesadores y dispositivos de memoria asociados configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes, tal como se divulga en el presente documento).
[0026] Las condiciones de parada se refieren a aquellas condiciones en las que la turbina eólica aún no se ha puesto en marcha, es decir, los sistemas de control no están activados, las comunicaciones no están disponibles y el rotor está bloqueado. Las condiciones de parada, tal como se usan en la presente divulgación, también pueden incluir una turbina eólica estacionada, pero no bloqueada.
[0027] La turbina eólica 160 de la figura 1 puede colocarse en una localización en alta mar o en tierra.
[0028] El controlador de turbina eólica (o "sistema de control central") 180 puede incluir uno o más procesadores y dispositivos de memoria asociados configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes, tal como se divulga en el presente documento). El controlador de turbina eólica puede realizar varias funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica y controlar la operación general de la turbina eólica. El controlador de turbina eólica puede programarse para controlar la operación general en base a la información recibida desde los sensores, que indica, por ejemplo, cargas, velocidad del viento, dirección del viento, fallo de un componente por turbulencias y otros.
[0029] El controlador de turbina eólica también puede incluir un módulo de comunicaciones para facilitar las comunicaciones entre el controlador y los componentes de la turbina eólica y sus sistemas de control individuales. Es decir, el controlador de turbina eólica puede comunicarse, en operación, con un sistema de control de pitch, un sistema de control de orientación, un sistema de control de convertidor y otros controles y componentes.
[0030] Además, el módulo de comunicaciones puede incluir una interfaz de sensor (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores se conviertan en señales que puedan ser entendidas y procesadas por los procesadores. Debe apreciarse que los sensores pueden acoplarse de forma comunicativa al módulo de comunicaciones usando cualquier medio adecuado como, por ejemplo, una conexión por cable o una conexión inalámbrica. Como tal, el procesador se puede configurar para recibir una o más señales desde los sensores.
[0031] 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 incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. El procesador también está configurado para calcular algoritmos de control avanzados y comunicarse con una variedad de protocolos basados en Ethernet o en serie (Modbus, OPC, CAN, etc.). Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria puede(n) comprender uno o más elementos de memoria que incluyen, pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria se puede(n) configurar para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es), configuran el controlador para realizar las diversas funciones como se describe en el presente documento.
[0032] La figura 2 ilustra una vista interna simplificada de un ejemplo de la góndola 161 de la turbina eólica 160 de la figura 1. Como se muestra, el generador 162 puede estar dispuesto dentro de la góndola 161. En general, el generador 162 se puede acoplar al rotor 115 de la turbina eólica 160 para generar potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 115. Por ejemplo, el rotor 115 puede incluir un eje de rotor principal 163 acoplado al buje 110 para su rotación con el mismo. A continuación, el generador 162 se puede acoplar al eje de rotor 163 de modo que la rotación del eje de rotor 163 accione el generador 162. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 162 incluye un eje de generador 166 acoplado de forma rotatoria al eje de rotor 163 a través de una multiplicadora 164.
[0033] Se debe apreciar que el eje de rotor 163, la multiplicadora 164 y el generador 162 pueden estar soportados, en general, dentro de la góndola 161 por un bastidor de soporte o bancada 165 situado encima de la torre de turbina eólica 170.
[0034] La góndola 161 está acoplada de forma rotatoria a la torre 170 a través del sistema de orientación 20 de tal manera que la góndola 161 puede rotar alrededor de un eje rotatorio o "eje de orientación" RA. El sistema de orientación 20 comprende un rodamiento de orientación que tiene dos componentes de rodamiento configurados para rotar uno con respecto al otro. La torre 170 está acoplada a uno de los componentes de rodamiento, y la bancada o bastidor de soporte 165 de la góndola 161 está acoplada al otro componente de rodamiento. El sistema de orientación 20 comprende un engranaje anular 21 y una pluralidad de unidades de orientación 22 con un motor 23, una multiplicadora 24 y un piñón 25 que engrana con el engranaje anular 21 para hacer rotar uno de los componentes de rodamiento con respecto al otro.
[0035] Las palas 120 están acopladas al buje 110 con un rodamiento de pitch 100 entre la pala 120 y el buje 110. El rodamiento de pitch 100 comprende un anillo interior y un anillo exterior (mostrados en la figura 2). Una pala de turbina eólica se puede fijar al anillo de rodamiento interior o bien al anillo de rodamiento exterior, mientras que el buje está conectado al otro. Una pala 120 puede realizar un movimiento de rotación relativo con respecto al buje 110 cuando se acciona el sistema de pitch 107. El movimiento de rotación se realiza alrededor de un eje de pitch PA y, por lo tanto, se puede medir en grados, como se detallará adicionalmente junto con la figura 3. Por tanto, el anillo de rodamiento interior puede realizar un movimiento de rotación con respecto al anillo de rodamiento exterior. El sistema de pitch 107 de la figura 2 comprende un piñón 108 que se engrana con un engranaje anular 109 provisto en el anillo de rodamiento interior para poner en rotación la pala de turbina eólica.
[0036] Aunque el eje de pitch se muestra solo para una única pala, debe quedar claro que cada una de las palas tiene dicho eje de pitch. Además, se puede usar un único sistema de pitch o una pluralidad de sistemas de pitch individuales para hacer rotar la pala alrededor de sus ejes longitudinales.
[0037] Con respecto al ejemplo de la figura 1, la turbina eólica 160 incluye además una fuente de potencia dedicada 140 que puede comprender una batería o un ultracondensador (no ilustrado) que puede almacenar una cantidad predefinida de energía para alimentar el controlador dedicado 190 y el sistema de accionamiento auxiliar 20, 107 durante un período de tiempo predefinido. Es decir, la fuente de potencia dedicada 140 está configurada para proporcionar potencia en condiciones de parada. En ejemplos alternativos, la fuente de potencia dedicada 140 puede comprender un generador de combustible tal como un generador diésel.
[0038] Con referencia ahora a la figura 3, se ilustra una pala de rotor 120 para la turbina eólica 160. Además, como se muestra, la pala de rotor 120 tiene un lado de presión 22 y un lado de succión 24 que se extienden entre un borde de ataque 26 y un borde de salida 28 que se extienden desde una punta de pala 32 hasta una raíz de pala 34. La pala de rotor 120 define además el eje de pitch PA en relación con el buje de rotor 115 (figuras 1 y 2) que, típicamente, se extiende de forma perpendicular al buje de rotor 115 y a la raíz de pala 34 a través del centro de la raíz de pala 34. Un ángulo de pitch o un pitch de pala de la pala de rotor 120, es decir, un ángulo que determina una perspectiva de la pala de rotor 120 con respecto al flujo de aire que pasa por la turbina eólica 160, puede definirse mediante la rotación de la pala de rotor 120 alrededor del eje de pitch PA. Además, la pala de rotor 120 define adicionalmente una cuerda 42 y una envergadura 44. Más específicamente, como se muestra en la figura 3, la cuerda 42 puede variar a lo largo de la envergadura 44 de la pala de rotor 120. Por tanto, se puede definir una cuerda local para la pala de rotor 16 en cualquier punto de la pala 16 a lo largo de la envergadura 44.
[0039] En condiciones de parada, en un ejemplo específico, las palas 120 de la turbina eólica 160 pueden tener un ángulo de pitch establecido en aproximadamente 0 grados. El rotor 115 puede estar bloqueado, por lo que se evita que rote. El rotor se puede bloquear a través de un pasador de bloqueo (no ilustrado). Puesto que el ángulo de pitch se establece en dicha cantidad, las cargas en el pasador de bloqueo pueden ser menores que las cargas cuando el ángulo de pitch se establece en aproximadamente 90 grados ("veleta"). Por lo tanto, establecer el ángulo de pitch sustancialmente en 0 grados puede hacer que el pasador de bloqueo sea menos costoso y, por lo tanto, se puede optimizar la turbina eólica.
[0040] Además, en lo que sigue se puede suponer que la turbina eólica 160 aún no está puesta en marcha, es decir, el software o firmware para controlar la turbina eólica 160, por ejemplo a través del controlador de turbina eólica 180, aún no está operativo. Comunicaciones apropiadas entre la turbina eólica 160 y los controles remotos aún no están disponibles. Puesto que no hay controles remotos ni controles locales activados, los sistemas de accionamiento auxiliares no se pueden activar de forma remota.
[0041] De acuerdo con un aspecto, se divulga una turbina eólica 160 que tiene una góndola 161, una torre 170 y palas de rotor 120 según la figura 1. La figura 4 ilustra palas 120 de la turbina eólica de la figura 1 de acuerdo con un ejemplo. En este ejemplo, la turbina eólica 160 comprende sensores 121 para medir una deformación de una o más de las palas 120. Dichos sensores para medir una deformación pueden ser sensores de esfuerzo y pueden proporcionarse en una o más palas de rotor 120 para medir un parámetro de deformación/esfuerzo de la pala. La turbina eólica 161 también comprende un sistema de accionamiento auxiliar 20, 107 para accionar componentes de turbina eólica para ajustar las cargas en la pala. La turbina eólica 161 comprende además un controlador dedicado 190 para el sistema de accionamiento auxiliar, y el controlador dedicado 190 está configurado para operar independientemente de un controlador de turbina eólica 180. El controlador dedicado 190 está configurado además para determinar una vibración de una o más palas 120 y generar una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para reducir o contrarrestar la vibración, cuando la turbina eólica 160 está en condiciones de parada.
[0042] En la figura 4, el resto de los componentes de la turbina eólica 160 no se han ilustrado en aras de la claridad. En el ejemplo de la figura 4, los sensores de esfuerzo 121 son extensómetros de fibra óptica fijados en una estructura de las palas 120 para medir esfuerzos en cualquier parte de la pala, por ejemplo, una raíz de pala 34. Por tanto, las cargas en la pala se pueden calcular en base a los esfuerzos medidos. Los sensores de esfuerzo 121 están conectados entre sí a través de una vía óptica 122, por ejemplo, fibra óptica. La vía óptica 122 también permite que los sensores de esfuerzo 121 estén en comunicación con una unidad de interrogación de sensor 124 o una unidad de lectura colocada en el buje 115 o la góndola 161. La unidad de interrogación de sensor 124 está configurada para alimentar la vía óptica 122 con pulsos de luz emitidos (no ilustrados) y para recibir pulsos de luz desde los sensores de esfuerzo 121. La unidad de interrogación 124 está configurada además para comparar los pulsos de luz emitidos con los pulsos de luz recibidos para determinar desviaciones en las palas 120.
[0043] El número y la localización de los sensores de deformación 121 en las palas 120 pueden variar dependiendo de los requisitos particulares.
[0044] El controlador dedicado 190 puede incluir o puede ser solidario con la unidad de interrogación de sensor 124. De forma alternativa, la unidad de interrogación de sensor 124 puede estar separada del controlador dedicado 190 y estar en comunicación de datos entre sí. Cuando la unidad 124 y el controlador 190 están separados, la fuente de potencia dedicada 140 también suministra potencia a la unidad 124.
[0045] En algunos otros ejemplos, algunos sensores de esfuerzo 121 pueden estar provistos de sensores de temperatura. La unidad 124 o incluso el controlador dedicado 190 pueden tener en cuenta los datos de temperatura de los sensores de temperatura de las palas 120 porque la temperatura puede afectar a la operación y a las características de los sensores de deformación 121.
[0046] De forma alternativa al ejemplo de los extensómetros ópticos, se pueden usar otros sensores 121 capaces de indicar una deformación de una o más de las palas. Ejemplos incluyen acelerómetros o sensores de desplazamiento en la comunicación de datos con el controlador dedicado 190.
[0047] En un ejemplo de la turbina eólica 160, el sistema de accionamiento auxiliar es un sistema de pitch 107 para ajustar un ángulo de pitch de una sola pala, por ejemplo, el sistema de pitch 107 de la figura 2. De forma alternativa, el sistema de pitch puede ajustar el ángulo de pitch de múltiples palas al mismo tiempo.
[0048] De forma alternativa, el sistema de accionamiento auxiliar puede comprender un sistema de orientación 20 para rotar la góndola 161 con respecto a la torre 170 alrededor de un eje de rotación RA; véase, por ejemplo, la figura 2.
[0049] La figura 5 muestra un diagrama de flujo de un procedimiento para reducir vibraciones en palas de rotor de una turbina eólica 200 de acuerdo con un ejemplo. La turbina eólica 160 puede ser la ilustrada en la figura 1 y, por lo tanto, incluye el controlador de turbina eólica 180 y el controlador dedicado 190 para el sistema de accionamiento auxiliar de la turbina eólica.
[0050] De acuerdo con un aspecto, se divulga un procedimiento 200 para reducir vibraciones en una o más palas de rotor de una turbina eólica. El procedimiento 200 se implementa cuando la turbina eólica está en condiciones de parada. El procedimiento 200 comprende medir uno o más parámetros de deformación de una o más palas 201 y determinar, en el controlador dedicado 190, una vibración de una o más palas 202 en base a los parámetros de deformación. El procedimiento 200 también comprende generar, en el controlador dedicado 190, una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para contrarrestar la vibración 203.
[0051] De acuerdo con un ejemplo, los parámetros de deformación indicativos de la deformación de una o más palas pueden ser parámetros de esfuerzo.
[0052] En algunos ejemplos, se puede determinar una vibración de una o más palas cuando el parámetro de esfuerzo o deformación satisface un umbral de esfuerzo o deformación. A modo de ejemplo, el controlador dedicado 190 se puede configurar para determinar la vibración cuando el parámetro de esfuerzo satisface el umbral de esfuerzo.
[0053] Los esfuerzos en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida de la pala 120 pueden provocar una contraflexión de la pala 120 en sentido opuesto debido a las propiedades flexibles de la pala 120. Eso puede producir un desplazamiento oscilante de la pala 120 cuando la turbina eólica 120 está en condiciones de parada, como se ha descrito anteriormente. Por lo tanto, el umbral de esfuerzo del ejemplo anterior puede estar relacionado con un umbral de amplitud predefinido de la oscilación. Cuando el parámetro de esfuerzo satisface un umbral de esfuerzo, puede significar que la amplitud de la oscilación de una o más palas 120 puede ser excesiva. Entonces, se puede determinar una condición de vibración. En la figura 4, las flechas 125 designan direcciones ejemplares seguidas por el desplazamiento oscilante de las palas 120.
[0054] De acuerdo con algunos ejemplos, determinar una vibración de una o más palas puede comprender procesar una señal de entrada que incluye el parámetro de esfuerzo. La señal de entrada puede comprender una forma de onda del parámetro de esfuerzo a lo largo del tiempo. En un ejemplo del procedimiento 200, la señal de entrada puede recibirse desde la unidad de interrogación de sensor 124 o desde los sensores de esfuerzo 121.
[0055] Un desplazamiento o movimiento oscilante de una pala 120 durante un período de tiempo predefinido puede implicar una frecuencia. Por lo tanto, para procesar la señal de entrada, algunos ejemplos del procedimiento 200 pueden comprender filtrar la señal de entrada y analizar las frecuencias de la señal de entrada que satisfacen un umbral de frecuencia. De esta forma, solo se pueden analizar frecuencias en un intervalo crítico predefinido. De forma alternativa, la señal de entrada se puede procesar analizando todo el espectro de frecuencias de la señal de entrada. A través de ambas alternativas, el sistema de accionamiento auxiliar puede contrarrestar la condición de vibración cuando realmente se producen vibraciones peligrosas. Por tanto, el procedimiento 200 puede discriminar las vibraciones dañinas de los movimientos habituales y aceptables.
[0056] En un ejemplo, el procedimiento 200 puede comprender además determinar si una o más palas están en una condición de resonancia. El controlador dedicado 190 puede determinar dicha condición de resonancia de una o más palas. La condición de resonancia puede determinarse cuando la frecuencia de la señal de entrada satisface un umbral de resonancia. El umbral de resonancia puede implicar frecuencias mayores que el umbral de frecuencia. De forma alternativa, la condición de resonancia puede determinarse cuando la frecuencia de la señal de entrada y, por lo tanto, la energía de la vibración, aumenta durante un período de tiempo definido. El procedimiento 200 de acuerdo con ambos ejemplos permite operar el sistema de accionamiento auxiliar para interrumpir un flujo de aire responsable de vórtices y entradas en pérdida y reducir o eliminar la resonancia.
[0057] En algunos ejemplos, cuando se lleva a cabo el procedimiento 200, las palas 120 se disponen con un ángulo de pitch de sustancialmente 0 grados en condiciones de parada. Dicho ángulo de pitch implica un pasador de bloqueo más simple y, por tanto, una configuración optimizada de la turbina eólica.
[0058] En algunos ejemplos adicionales, la turbina eólica 160 puede estar en condiciones de parada durante la fase de puesta en marcha. El ejemplo del ángulo de pitch de sustancialmente 0 grados puede corresponder a una posición de estacionamiento predeterminada de las palas 120 cuando la turbina eólica 160 está en condiciones de parada.
[0059] En algunos ejemplos, el procedimiento 200 puede comprender además suministrar o alimentar potencia al controlador dedicado 190 y a los sistemas de accionamiento auxiliares 20, 107, con potencia desde una fuente de potencia dedicada 140 para el sistema de accionamiento auxiliar.
[0060] De acuerdo con otro ejemplo del procedimiento 200, la fuente de potencia dedicada 140 puede comprender una batería o un ultracondensador que puede almacenar una cantidad predefinida de energía para alimentar el controlador dedicado y los sistemas de accionamiento auxiliar durante un período de tiempo predefinido. Dicho período de tiempo puede ser de varias semanas o meses. En ejemplos alternativos, la fuente de potencia dedicada 140 puede comprender un generador de combustible tal como un generador diésel.
[0061] En algunos ejemplos, el sistema de pitch puede identificarse como un componente de categoría I, para el cual se garantiza una fuente de alimentación continua incluso durante la instalación, e incluso cuando la red está caída.
[0062] En algunos ejemplos del procedimiento 200, determinar una vibración de una o más palas puede comprender determinar si la una o más palas están oscilando en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida con respecto a una cuerda de la pala. Puede producirse una oscilación en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida a lo largo de la cuerda entre el borde de salida 28 y el borde de ataque 26 de la pala de rotor 120.
[0063] En un ejemplo del procedimiento 200, generar una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para contrarrestar la vibración puede comprender tener en cuenta la dirección del viento con respecto a la una o más palas.
[0064] En algunos ejemplos adicionales, el procedimiento 200 puede comprender además determinar si todas las palas están vibrando en fase. Si todas las palas están vibrando en fase, las consecuencias en la integridad de la turbina eólica 160 pueden ser peores, por ejemplo la rotura de un pasador de bloqueo del rotor o un fallo grave de la turbina. El controlador dedicado 190 puede comparar la señal de entrada de cada una de las palas entre sí para identificar una vibración en fase. La señal de salida se puede generar en base a la identificación de una vibración en fase, por ejemplo, la señal de salida se puede generar para operar el sistema de accionamiento auxiliar en mayor medida. El riesgo de una vibración en fase puede ser mayor cuando el ángulo de pitch de las palas de rotor 120 se establece en sustancialmente 0 grados que un ángulo de pitch de sustancialmente 90 grados.
[0065] En un ejemplo, el procedimiento 200 puede comprender además generar, en el controlador dedicado, una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar cuando se elimina la condición de vibración, para hacer que el sistema de accionamiento auxiliar vuelva a una posición de parada predeterminada. El procedimiento 200 se puede implementar en un bucle cerrado ya que la turbina eólica puede seguir leyendo el parámetro de esfuerzo para confirmar si la condición de vibración se sigue cumpliendo o no.
[0066] En un ejemplo del procedimiento 200, el sistema de accionamiento auxiliar puede comprender un sistema de pitch 107 para ajustar un pitch de pala de una o más de las palas de acuerdo con cualquiera de los ejemplos descritos en el presente documento.
[0067] De acuerdo con algunos ejemplos, el ángulo de pitch puede ajustarse individualmente para una pala 121 que está vibrando, es decir, cuando el controlador dedicado 190 ha determinado una vibración. Cuando la turbina eólica 160 está en condiciones de parada, un ángulo de pitch de una pala individual 120 puede cambiarse independientemente del ángulo de pitch de las otras palas e independientemente de su posición acimutal.
[0068] En otro ejemplo del procedimiento 200, la señal de salida puede incluir una consigna para ajustar el pitch de pala hasta el punto en que se pueda contrarrestar la condición de vibración. El pitch de pala se puede ajustar en un determinado grado suficiente para contrarrestar la condición de vibración para, al menos, reducirla. De forma alternativa, el pitch de pala se puede ajustar para eliminar la condición de vibración. El pitch de pala se puede ajustar en una sola pala o en una combinación de las mismas.
[0069] En algunos ejemplos del procedimiento 200, el ángulo de pitch de pala puede ajustarse en un intervalo de 10 a 90 grados para contrarrestar la condición de vibración. Este intervalo de ajuste puede ir más allá de un intervalo de pitch típico cuando la turbina eólica 160 está en operación. Dicho intervalo puede permitir modificar un flujo de viento que rodea la pala para contrarrestar de forma eficaz una condición de vibración. De forma alternativa, el ángulo de pitch de pala se puede ajustar en un intervalo de 15 a 75 grados.
[0070] En otro ejemplo del procedimiento 200, el sistema de accionamiento auxiliar puede comprender un sistema de orientación 20 para hacer rotar una góndola 161 con respecto a una torre 170 de la turbina eólica alrededor de un eje de rotación. Este sistema de orientación 20 sigue cualquiera de los ejemplos descritos en el presente documento.
[0071] En otro ejemplo del procedimiento 200, la señal de salida puede incluir una consigna para ajustar la orientación de la turbina eólica hasta el punto en que se elimine sustancialmente la condición de vibración. El sistema de orientación se puede ajustar de forma similar al sistema de pitch. En algunos ejemplos, el sistema de orientación se puede ajustar como una alternativa al sistema de pitch o incluso en combinación con el mismo.
[0072] En algunos ejemplos del procedimiento 200, se puede ajustar un ángulo de orientación en un intervalo de 15 a 90 grados, específicamente de 15 a 30 grados. Dicho intervalo puede permitir modificar un flujo de viento que rodea la pala para reducir o contrarrestar una condición de vibración.
[0073] Los datos basados en las señales de entrada y salida pueden registrarse en un dispositivo de almacenamiento (no ilustrado) para alimentar modelos de simulación informática en una fase posterior.
[0074] De acuerdo con aún otro aspecto, se divulga un procedimiento para reducir las vibraciones en una o más palas de rotor de una turbina eólica, cuando la turbina eólica está bloqueada durante la fase de puesta en marcha. La turbina eólica tiene un controlador de turbina eólica y un controlador de pitch dedicado para un sistema de accionamiento de pitch de la turbina eólica como se describe anteriormente junto con la figura 1. El procedimiento comprende medir un esfuerzo de la una o más palas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida con respecto a una cuerda de la pala. El procedimiento comprende además determinar, en el controlador de pitch dedicado, una condición de vibración de una o más palas en base al esfuerzo medido. También comprende generar, en el controlador de pitch dedicado, una señal de salida para operar el sistema de accionamiento de pitch para contrarrestar o reducir las oscilaciones de una o más palas, si se determina la condición de vibración.
[0075] En algunos ejemplos, el procedimiento puede comprender además alimentar el controlador de pitch dedicado 190 y el sistema de accionamiento de pitch 107 con potencia procedente de la fuente de potencia dedicada 140 para el sistema de accionamiento de pitch.
[0076] En otros ejemplos del procedimiento, la señal de salida puede incluir una consigna para ajustar el pitch de pala hasta el punto en que la condición de vibración pueda reducirse o contrarrestarse. El pitch de pala se puede ajustar en una sola pala o en una pluralidad de palas, como se ha mencionado anteriormente.
[0077] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluidos los modos de realización preferentes, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, lo que incluye la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.
[0078] Si los signos de referencia relacionados con los dibujos están colocados entre paréntesis en una reivindicación, son exclusivamente para intentar incrementar la inteligibilidad de la reivindicación y no se interpretarán como limitantes del alcance de la reivindicación.

Claims (13)

REIVINDICACIONES
1. Un procedimiento (200) para reducir vibraciones en una o más palas de rotor (120) de una turbina eólica (160), cuando la turbina eólica está en condiciones de parada, comprendiendo el procedimiento:
durante una fase de puesta en marcha,
suministrar potencia a un controlador dedicado (190) y a un sistema de accionamiento auxiliar (20, 107) desde una fuente de potencia dedicada (140) para el sistema de accionamiento auxiliar;
medir (201) uno o más parámetros de deformación indicativos de deformación de una o más palas (120); determinar (202), en el controlador dedicado (190) para el sistema de accionamiento auxiliar (20, 107), una vibración de una o más de las palas (120) en base a los parámetros de deformación, en el que el controlador dedicado (190) para el sistema de accionamiento auxiliar está separado del controlador de turbina eólica (180); y
generar (203), en el controlador dedicado (190), una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para reducir la vibración.
2. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que las palas están dispuestas con un ángulo de pitch de sustancialmente 0 grados en condiciones de parada.
3. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que la fuente de potencia dedicada (140) comprende una batería o un ultracondensador que almacena una cantidad predefinida de energía para alimentar el controlador dedicado (190) y el sistema de accionamiento auxiliar (20, 107) durante un período de tiempo predefinido.
4. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 3, en el que determinar una condición de vibración de una o más palas (202) comprende:
determinar si la una o más palas están oscilando en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida con respecto a una cuerda de pala.
5. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 4, que comprende además:
generar, en el controlador dedicado (190), una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar (20, 107) cuando se elimina la vibración, para hacer que el sistema de accionamiento auxiliar vuelva a una posición de parada predeterminada.
6. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 5, en el que el sistema de accionamiento auxiliar es un sistema de pitch (107) para ajustar un ángulo de pitch de una o más de las palas.
7. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 6, en el que la señal de salida incluye una consigna para ajustar el pitch de pala hasta el punto en el que se elimina sustancialmente la vibración.
8. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 5, en el que el sistema de accionamiento auxiliar es un sistema de orientación (20) para rotar una góndola (161) alrededor de un eje de rotación (RA) con respecto a una torre (170) de la turbina eólica.
9. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 8, en el que la señal de salida incluye una consigna para ajustar la orientación de la turbina eólica hasta el punto en el que se elimina sustancialmente la vibración.
10. Una turbina eólica (160) que tiene una góndola (161), una torre (170) y palas de rotor (120), en la que la turbina eólica comprende:
un controlador de turbina eólica;
uno o más sensores (121) para medir una deformación de una o más de las palas;
un sistema de accionamiento auxiliar (20, 107) para accionar uno o más componentes de turbina eólica; un controlador dedicado (190) para el sistema de accionamiento auxiliar, el controlador dedicado está configurado para operar independientemente del controlador de turbina eólica (180);
el controlador dedicado está configurado además para determinar una vibración de una o más de las palas en base a la deformación medida y para generar una señal de salida para operar el sistema de accionamiento auxiliar para reducir la vibración, cuando la turbina eólica está en condiciones de parada durante una fase de puesta en marcha; y
una fuente de potencia dedicada (140) para suministrar potencia al controlador dedicado (190) y al sistema de accionamiento auxiliar (120) durante la fase de puesta en marcha.
11. La turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10, en la que el sistema de accionamiento auxiliar es un sistema de pitch (107) para ajustar un ángulo de pitch de una o más de las palas (120).
12. La turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10, en la que el sistema de accionamiento auxiliar es un sistema de orientación (20) para rotar la góndola (161) alrededor de un eje de rotación (RA) con respecto a la torre (170).
13. La turbina eólica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 - 12, en la que la fuente de potencia dedicada (140) comprende una batería o un ultracondensador que almacena una cantidad predefinida de energía para alimentar el controlador dedicado y el sistema de accionamiento auxiliar durante un período de tiempo predefinido.
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