ES2936255T3 - Sistema y procedimiento para predecir paradas de turbinas eólicas debido a vibraciones excesivas - Google Patents

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Abstract

Un método para operar una turbina eólica incluye determinar al menos una condición de viento de la turbina eólica para una pluralidad de intervalos de tiempo. El método también incluye determinar un estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo. Además, el método incluye determinar al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo. Además, el método incluye predecir si un evento de viaje es inminente en base a al menos una condición del viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo y el parámetro de vibración. Por lo tanto, el método incluye además implementar una acción de control para la turbina eólica para evitar el evento de disparo. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para predecir paradas de turbinas eólicas debido a vibraciones excesivas
CAMPO
[0001] La presente divulgación se refiere en general a turbinas eólicas y, más en particular, a un sistema y un procedimiento para predecir paradas de turbinas eólicas debido a vibraciones excesivas.
ANTECEDENTES
[0002] La producción de energía eólica está aumentando rápidamente hasta convertirse en una parte integral del ecosistema mundial de generación de potencia. Las turbinas eólicas modernas son sistemas muy sofisticados compuestos por componentes mecánicos avanzados, conjuntos eléctricos y electrónicos, y módulos de software de control con el fin de lograr la máxima conversión de la energía eólica en energía eléctrica.
[0003] Generalmente, una turbina eólica incluye una turbina que tiene un rotor que incluye un conjunto de buje giratorio que tiene múltiples palas. Las palas transforman la energía eólica en un par mecánico de rotación que acciona uno o varios generadores a través del rotor.
[0004] A veces, pero no siempre, los generadores están acoplados rotacionalmente al rotor a través de una caja de engranajes. La caja de engranajes eleva la velocidad de rotación intrínsecamente baja del rotor para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica de rotación en energía eléctrica, que se introduce en una red de suministro a través de al menos una conexión eléctrica. También existen turbinas eólicas de transmisión directa sin engranajes. El rotor, el generador, la caja de engranajes y otros componentes suelen estar montados dentro de una carcasa, o góndola, que se coloca sobre una base que puede ser una celosía o una torre tubular.
[0005] A medida que aumenta la potencia nominal de las turbinas eólicas, también aumentan las cargas y los esfuerzos ejercidos sobre la turbina eólica. Estas cargas pesadas deben tenerse en cuenta no sólo durante las fases de diseño de la turbina y trazado del parque eólico, sino también durante la operación. Las turbinas modernas están equipadas con una gran variedad de sensores destinados a controlar los parámetros clave de operación y medioambientales, tanto internos como externos a la turbina eólica. Los parques eólicos dependen de sistemas de control y adquisición de datos (SCADA) para gestionar esos datos. Los datos operativos en tiempo real incluyen parámetros como la potencia de la turbina, la velocidad de viento, la velocidad del rotor y la velocidad del generador. A efectos de archivo de datos, un sistema SCADA típico registra datos sobre cientos de parámetros promediados en intervalos de diez minutos. Los cambios en cualquier valor se notifican como códigos de estado. Los factores que contribuyen a un código de estado pueden ser internos (es decir, parámetros de funcionamiento, temperaturas de los componentes, vibraciones) o externos (es decir, condiciones ambientales extremas) a la turbina eólica.
[0006] En función de la gravedad del problema, un código de estado activa un boletín informativo, una advertencia o un fallo (es decir, una desconexión (“trip”), una avería). Para una turbina eólica típica de gran escala, pueden generarse cientos de códigos de estado diferentes y agruparse en una categoría (como Categoría I, II, III, IV, etc.) en función de la gravedad. Por ejemplo, los códigos de estado de la Categoría I pueden ser los más graves y dar lugar a una parada de la turbina destinada a mitigar posibles daños en la misma. Los códigos de estado de la Categoría IV, por otro lado, pueden ser principalmente informativos. Los códigos de estado de las Categorías II y III pueden exigir una inspección inmediata o acciones recomendadas para la próxima visita de mantenimiento programada.
[0007] Los códigos de estado que conducen a una parada de la turbina son preocupantes, ya que representan una pérdida de producción de potencia y, a menudo, daños en un componente de la turbina eólica. Los parques eólicos suelen estar situados en zonas alejadas de las residenciales y, a veces, en alta mar debido a los requisitos de la fuente de viento. Si se produce una parada de la turbina, a menudo se envían ingenieros especializados para realizar un diagnóstico. Las ubicaciones remotas de las turbinas eólicas suelen ser de difícil acceso y su mantenimiento se convierte en un costoso reto.
[0008] Por lo tanto, la predicción anticipada de las averías de la turbina es de interés para los operadores de potencia eólica, ya que esta capacidad les permite reducir la gravedad y la frecuencia de las averías. Como tal, la presente divulgación está dirigida a un sistema y un procedimiento para predecir paradas de turbinas eólicas debido a vibraciones excesivas. El documento EP 2 131 038 A2 proporciona un ejemplo de detección de un evento de desconexión.
BREVE DESCRIPCIÓN
[0009] Los aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden resultar obvios a partir de la descripción, o pueden aprenderse mediante la práctica de la invención.
[0010] En un aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento según la reivindicación 1 para operar una turbina eólica. El procedimiento incluye determinar, a través de un procesador, al menos una condición de viento de la turbina eólica para una pluralidad de intervalos de tiempo. El procedimiento también incluye determinar, a través del procesador, un estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo. Además, el procedimiento incluye determinar, a través del procesador, al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo. Además, el procedimiento incluye predecir, a través de un modelo informático predictivo programado en el procesador, la inminencia de una desconexión en función de la condición de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de los intervalos de tiempo y el parámetro de vibración. Así, el procedimiento incluye además implementar, a través del procesador, una acción de control para la turbina eólica con el fin de prevenir el evento de desconexión.
[0011] En una realización, determinar el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo puede incluir determinar si la turbina eólica está apagada al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo.
[0012] En otra realización, determinar al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo puede incluir determinar, a través del procesador, un nivel de vibración de uno o más componentes de la turbina eólica, comparar continuamente, a través del procesador, el nivel de vibración con un umbral de vibración, generar, a través del procesador, un fallo inducido por vibración cuando el nivel de vibración supere el umbral de vibración, y determinar, a través del procesador, un número de fallos inducidos por vibración para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo. En tales realizaciones, el componente o componentes de la turbina eólica pueden incluir, por ejemplo, una bancada, una torre, una caja de engranajes, un generador, un eje principal, una pala del rotor o un rotor.
[0013] En otras realizaciones, determinar el nivel de vibración de uno o más componentes de la turbina eólica puede incluir recopilar datos de vibración para la pluralidad de intervalos de tiempo a través de uno o más sensores. En otras realizaciones, determinar la(s) condición(es) de viento de la turbina eólica para la pluralidad de intervalos de tiempo puede incluir recibir, a través del modelo generado por ordenador, datos de viento en tiempo real para la pluralidad de intervalos de tiempo y la estimación, a través del modelo generado por ordenador, de la(s) condición(es) de viento de la turbina eólica en función de los datos de viento en tiempo real.
[0014] En ciertas realizaciones, la(s) condición(es) de viento puede(n) incluir la velocidad o la dirección de viento. En tales realizaciones, determinar la(s) condición(es) de viento de la turbina eólica para la pluralidad de intervalos de tiempo puede incluir determinar al menos una de una velocidad media de viento y/o una dirección media de viento para la pluralidad de intervalos de tiempo. Además, determinar la(s) condición(es) de viento de la turbina eólica para la pluralidad de intervalos de tiempo puede incluir determinar al menos una de una velocidad de viento predominante y/o una dirección de viento predominante basada en la velocidad de viento media y/o la dirección de viento media para la pluralidad de intervalos de tiempo. Más concretamente, en una realización, determinar la velocidad de viento predominante y/o la dirección de viento predominante basada en la velocidad de viento media y/o la dirección de viento media para la pluralidad de intervalos de tiempo puede incluir generar una primera rosa de los vientos para la pluralidad de intervalos de tiempo sin un evento de desconexión utilizando la velocidad de viento media y la dirección de viento media, generar una segunda rosa de los vientos para la pluralidad de intervalos de tiempo con un evento de desconexión utilizando la velocidad de viento media y la dirección de viento media, y determinar la velocidad de viento predominante y la dirección de viento predominante utilizando la primera y la segunda rosa de los vientos.
[0015] Así pues, predecir si la desconexión es inminente basándose en las condiciones de viento, el estado de la turbina eólica al principio de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo y el parámetro de vibración incluye además predecir si la desconexión es inminente basándose en la velocidad y la dirección predominantes de viento, el estado de la turbina eólica al principio de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo y el parámetro de vibración.
[0016] La acción de control de la turbina eólica para evitar la desconexión incluye pitchear una o varias palas de rotor de la turbina eólica, la orientación de una góndola de la turbina eólica y/o la reducción de potencia de la turbina eólica.
[0017] En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a un sistema según la reivindicación 12 para operar una turbina eólica. El sistema incluye un controlador que tiene al menos un procesador. El procesador está configurado para realizar una pluralidad de operaciones, que incluyen, entre otras, determinar al menos una condición de viento de la turbina eólica para una pluralidad de intervalos de tiempo, determinar un estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo, determinar al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo, predecir, mediante un modelo informático predictivo programado en el procesador, si es inminente una desconexión basándose en al menos una condición de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de los intervalos de tiempo de la pluralidad, y el parámetro de vibración, e implementar una acción de control de la turbina eólica para evitar la desconexión. También debe entenderse que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales que se describen en el presente documento.
[0018] En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para operar una turbina eólica. El procedimiento incluye determinar, a través del procesador, si se ha producido un evento de parada durante uno o más de la pluralidad de intervalos de tiempo. Además, el procedimiento incluye determinar, a través del procesador, un nivel de vibración de uno o más componentes de la turbina eólica. Además, el procedimiento incluye comparar continuamente, a través del procesador, el nivel de vibración con un umbral de vibración. Además, el procedimiento incluye generar, a través del procesador, un fallo inducido por vibración cuando el nivel de vibración supera el umbral de vibración. El procedimiento también incluye determinar, a través del procesador, un número de fallos inducidos por vibraciones para un intervalo de tiempo precedente dentro de la pluralidad de intervalos de tiempo. De este modo, el procedimiento incluye además predecir, a través de un modelo informático predictivo programado en el procesador, si es inminente un evento de desconexión basándose en si el evento de desconexión se produjo durante uno o más de la pluralidad de intervalos de tiempo, y en el número de fallos inducidos por vibraciones. Así, el procedimiento incluye implementar, a través del procesador, una acción de control para la turbina eólica con el fin de evitar el evento de desconexión. También debe entenderse que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las etapas y/o características adicionales descritas en el presente documento.
[0019] Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente invención se comprenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan y forman parte de esta especificación, ilustran realizaciones de la invención y, junto con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
[0020] Una divulgación completa y habilitante de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto ordinario en la materia, se expone en la especificación, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
La FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica según la presente divulgación;
La FIG. 2 ilustra una vista interna simplificada de una góndola según la presente divulgación;
La FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques de una realización de un controlador según la presente divulgación; La FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de una realización de un procedimiento de funcionamiento de una turbina eólica según la presente divulgación; y
La FIG. 5A ilustra una realización de una primera rosa de los vientos que representa todos los datos históricos sin paradas según la presente divulgación;
La FIG. 5B ilustra una realización de una segunda rosa de los vientos con condiciones de viento que inician la parada de la turbina según la presente divulgación.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
[0021] A continuación, se hará referencia en detalle a las realizaciones de la invención, uno o más ejemplos de las cuales se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la misma. De hecho, será evidente para los expertos en la materia que pueden realizarse diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la misma. Por ejemplo, las características ilustradas o descritas como parte de una realización pueden utilizarse con otra realización para obtener una realización aún mayor. Así pues, se pretende que la presente invención abarque las modificaciones y variaciones que entren dentro del ámbito de las reivindicaciones adjuntas.
[0022] Refiriéndonos ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una realización de una turbina eólica 10 según la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye generalmente una torre 12 que se extiende desde una superficie de apoyo 14, una góndola 16 montada en la torre 12, y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala 22 acoplada al buje 20 y que se extiende hacia el exterior. Por ejemplo, en la realización ilustrada, el rotor 18 incluye tres palas 22. Sin embargo, en una realización alternativa, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas 22. Cada pala 22 del rotor puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 y permitir que la energía cinética se transfiera de viento a energía mecánica utilizable y, posteriormente, a energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede acoplarse de forma giratoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir la producción de energía eléctrica.
[0023] La turbina eólica 10 también puede incluir un controlador de turbina eólica 26 centralizado dentro de la góndola 16. Sin embargo, en otras realizaciones, el controlador 26 puede estar situado dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 10 o en un lugar exterior a la turbina eólica 10. Además, el controlador 26 puede estar acoplado comunicativamente a cualquier número de componentes de la turbina eólica 10 con el fin de controlar el funcionamiento de dichos componentes y/o implementar una acción correctiva o de control. Como tal, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Así, en varias realizaciones, el controlador 26 puede incluir instrucciones adecuadas legibles por ordenador que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar varias funciones diferentes, como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de la turbina eólica. En consecuencia, el controlador 26 puede configurarse generalmente para controlar los distintos modos de operación (por ejemplo, las secuencias de arranque o parada), reducir o aumentar la potencia de la turbina eólica, y/o los componentes individuales de la turbina eólica 10.
[0024] En la FIG. 2 se muestra una vista interna simplificada de una versión de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, un generador 24 puede estar dispuesto dentro de la góndola 16 y apoyado sobre una bancada 46. En general, el generador 24 puede estar acoplado al rotor 18 para producir potencia eléctrica a partir de la energía rotacional generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en la figura, el rotor 18 puede incluir un eje 34 acoplado al buje 20 para girar con él. El eje del rotor 34 puede, a su vez, estar acoplado de forma giratoria a un eje generador 36 del generador 24 a través de una caja de engranajes 38. Como suele entenderse, el eje del rotor 34 puede proporcionar una entrada de par elevado y baja velocidad a la caja de engranajes 38 en respuesta a la rotación de las palas del rotor 22 y el buje 20. A continuación, la caja de engranajes 38 puede estar configurada para convertir la entrada de par elevado y baja velocidad en una salida de par reducido y alta velocidad para accionar el eje del generador 36 y, por lo tanto, el generador 24.
[0025] La turbina eólica 10 también puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de pitch 32 acoplados de forma comunicativa al controlador de la turbina eólica 26, estando cada mecanismo(s) de ajuste de pitch 32 configurado para hacer girar un rodamiento de pitch 40 y, por tanto, la pala(s) individual(es) del rotor 22 alrededor de su eje de pitch 28 respectivo. Además, como se muestra, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación ("yaw drive mechanisms”) 42 configurados para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, contactando un rodamiento de orientación ("yaw bearing”) 44 de la turbina eólica 10 que esté dispuesto entre la góndola 16 y la torre 12 de la turbina eólica 10).
[0026] Además, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o varios sensores 48, 50 para supervisar diversas condiciones de viento de la turbina eólica 10. Por ejemplo, puede medirse la dirección de viento entrante 52, la velocidad de viento o cualquier otra condición adecuada de viento cerca de la turbina eólica 10, como por ejemplo mediante el uso de un sensor meteorológico adecuado 48. Entre los sensores meteorológicos adecuados se incluyen, por ejemplo, dispositivos de detección y localización por luz ("LIDAR"), dispositivos de detección y localización sónica ("SODAR"), anemómetros, veletas, barómetros, dispositivos de radar (como los dispositivos de radar Doppler) o cualquier otro dispositivo de detección que pueda proporcionar información sobre la dirección de viento conocido en la actualidad o desarrollado posteriormente en la materia. También pueden utilizarse otros sensores 50 para medir otros parámetros de operación de la turbina eólica 10, como los parámetros de vibración descritos en el presente documento.
[0027] Refiriéndose ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de una realización del controlador 26 según la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada que puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador26 para realizarvarias funciones diferentes, como recibir, transmitiry/o ejecutar señales de control de la turbina eólica. Más concretamente, como se muestra, se ilustra un diagrama de bloques de una realización de componentes adecuados que pueden incluirse dentro del controlador 26 de acuerdo con aspectos de ejemplo de la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesador(es) 54 con uno o más modelos implementados por ordenador 56 almacenados en el mismo, así como dispositivo(s) de memoria asociado(s) 58 configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares divulgados en el presente documento).
[0028] Tal como se utiliza en el presente documento, el término "procesador" se refiere no sólo a los circuitos integrados mencionados en la materia como incluidos en un ordenador, sino también a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado de aplicación específica y otros circuitos programables. Además, el (los) dispositivo(s) de memoria 58 puede(n) comprender, en general, elementos de memoria que incluyen, entre otros, 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 sólo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados.
[0029] En general, dicho(s) dispositivo(s) de memoria 58 puede(n) estar configurado(s) para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando son implementadas por el(los) procesador(es) 54, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones según se describe en el presente documento. Además, el controlador 26 también puede incluir una interfaz de comunicaciones 60 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. La interfaz puede incluir uno o varios circuitos, terminales, clavijas, contactos, conductores u otros componentes para enviar y recibir señales de control. Además, el controlador 26 puede incluir una interfaz de sensor 62 (por ejemplo, uno o más convertidores analógico-digital) para permitir que las señales transmitidas desde los sensores 48, 50 se conviertan en señales que puedan ser comprendidas y procesadas por el procesador o procesadores 54.
[0030] Refiriéndose ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama de flujo de una realización de un procedimiento 100 para operar una turbina eólica. En general, el procedimiento 100 se describirá aquí con referencia a la turbina eólica 10 y al controlador 26 de las FIGS. 1-3. Sin embargo, debe apreciarse que el procedimiento 100 divulgado puede implementarse con turbinas eólicas que tengan cualquier otra configuración adecuada. Además, aunque la FIG. 4 muestra las etapas realizadas en un orden determinado a efectos ilustrativos y de discusión, los procedimientos aquí expuestos no se limitan a ningún orden o disposición en particular. Los expertos en la materia que utilicen la información aquí expuesta comprenderán que varias etapas de los procedimientos aquí expuestos pueden omitirse, reorganizarse, combinarse y/o adaptarse de diversas maneras sin apartarse del alcance de la presente divulgación.
[0031] Como se muestra en (102), el procedimiento 100 puede incluir la determinación, a través del procesador(es) 54, de al menos una condición de viento de la turbina eólica 10 para una pluralidad de intervalos de tiempo. Por ejemplo, en ciertas realizaciones, la(s) condición(es) de viento puede(n) incluir la velocidad o la dirección de viento.
[0032] Más concretamente, en una realización, el modelo 56 implementado por ordenador aquí descrito puede corresponder a un modelo transitorio de dinámica de fluidos que está configurado para recibir datos de viento en tiempo real de la turbina eólica 10 para la pluralidad de intervalos de tiempo. Los datos en tiempo real pueden ser utilizados por el modelo como condiciones iniciales. Como tal, el modelo de dinámica de fluidos está configurado para estimar las condiciones de viento de la turbina eólica 10 en función de los datos de viento en tiempo real, por ejemplo, proporcionando datos de viento promediados de diez minutos en una red mundial de puntos nodales. En un ejemplo, los datos de viento pueden incluir una medición de la fecha y la hora para un intervalo de tiempo determinado (por ejemplo, intervalos de diez minutos), una variable binaria (por ejemplo, Sí/No) que indique si hubo una parada de la turbina en el periodo de diez minutos, una velocidad media de viento durante el intervalo de tiempo, y/o una dirección media de viento durante el intervalo de tiempo.
[0033] Además, en varias realizaciones, el (los) procesador(es) 54 puede(n) estar configurado(s) para determinar una velocidad de viento predominante y/o una dirección de viento predominante basándose en la velocidad media de viento y/o la dirección media de viento para la pluralidad de intervalos de tiempo. Por ejemplo, como se muestra en las FIGS. 5A y 5B, el/los procesador(es) 54 puede(n) estar configurado(s) para generar una primera y una segunda rosas de los vientos 150, 152 para evaluar la dependencia de los eventos de desconexión de las condiciones de viento predominante. Como se muestra, las rosas de los vientos 150, 152 ilustran la frecuencia y la velocidad de viento que sopla desde cada dirección. La FIG. 5A ilustra una primera rosa de los vientos 150 que representa todos los datos históricos sin desconexiones, mientras que la FIG. 5B ilustra una segunda rosa de los vientos 152 con condiciones de viento que inician la desconexión de la turbina. Así, como se muestra particularmente en la FIG. 5B, la dirección predominante de viento procede de la dirección noreste. Debe entenderse que la primera y segunda rosa de los vientos 150, 152 se proporcionan únicamente con fines ilustrativos y no pretenden ser limitativas. Además, debe entenderse que la configuración de las rosas de los vientos según la presente divulgación variará, al menos, en función del emplazamiento de la turbina eólica. Por ello, el procesador o procesadores 54 pueden estar configurados para generar diversos diagramas, gráficos y/o análisis estadísticos que relacionen las condiciones de viento con los eventos de desconexión. Por ejemplo, en determinados casos, el procesador o procesadores 54 pueden utilizar histogramas, gráficos de dispersión, análisis de árbol de partición, etc., y/o combinaciones de los mismos.
[0034] Volviendo a la FIG. 4, como se muestra en (104), el procedimiento 100 también puede incluir determinar, a través del procesador 54, de un estado de la turbina eólica 10 al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo. Por ejemplo, en una realización, el procesador 54 está configurado para determinar si la turbina eólica 10 está apagada al comienzo de cada uno de los intervalos de tiempo. Más concretamente, el procesador o procesadores 54 pueden determinar una hora de inicio de cada evento de parada y, a continuación, evaluar los valores de potencia desclasificados, que indican la duración de cada evento de parada.
[0035] Todavía refiriéndose a la FIG. 4, como se muestra en (106), el procedimiento 100 puede incluir determinar, a través del procesador 54, al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica 10 para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo. Por ejemplo, como se muestra, el procesador 54 puede estar configurado para determinar un nivel de vibración 112 de uno o más componentes de la turbina eólica 10. Más concretamente, en ciertas realizaciones, el procesador o procesadores 54 pueden recopilar datos de vibración para la pluralidad de intervalos de tiempo a través de uno o más sensores (por ejemplo, a través del sensor o sensores 50).
[0036] En tales realizaciones, el componente o componentes de la turbina eólica 10 pueden incluir, por ejemplo, la bancada 46, la torre 12, la caja de engranajes 38, el generador 24, el eje principal 34, una o más de las palas del rotor 22, el rotor 18, y/o cualquier otro componente de la turbina eólica. Así, como se muestra en 114, el procesador 54 está configurado para comparar continuamente el nivel de vibración 112 con un umbral de vibración 114. Si el nivel de vibración supera el umbral de vibración, el procesador 54 está configurado para generar un fallo inducido por vibración 116. Así, el procesador 54 también puede incluir un rastreador de fallos 118 configurado para determinar o rastrear un número de fallos inducidos por vibración para el uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo.
[0037] Como se muestra en (108), el procedimiento 100 puede incluir la predicción, mediante un modelo informático predictivo programado dentro del procesador 54, de si un evento de desconexión es inminente basándose en las diversas condiciones de viento, el estado de la turbina eólica 10 al principio de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo (es decir, si la turbina eólica 10 está apagada al principio de un intervalo de tiempo precedente), y/o el parámetro de vibración. Así, en determinadas realizaciones, el procesador o procesadores 54 están configurados para predecir si el evento de desconexión es inminente utilizando la velocidad y la dirección predominantes de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo y los niveles de vibración de los distintos componentes de la turbina eólica.
[0038] Más específicamente, en ciertas realizaciones, el procesador(es) 54 puede estar configurado para seguir un algoritmo predeterminado para predecir un evento de desconexión inminente. En una realización, por ejemplo, si se ha producido una desconexión en un intervalo de tiempo precedente (por ejemplo, en el último intervalo de 10 minutos), el procesador(es) 54 está configurado para establecer una variable indicadora como "SÍ", independientemente de la duración de la desconexión tras un fallo inducido por vibraciones. Además, como se ha mencionado, el procesador(es) 54 está configurado para determinar un número de fallos por vibración en un intervalo de tiempo precedente (por ejemplo, la hora anterior). Tales alarmas informativas no suelen provocar un evento de parada. Por lo tanto, al tener en cuenta los eventos de apagado anteriores, así como las alarmas/fallos de vibración anteriores, el procesador(es) 54 puede predecir con mayor precisión los eventos de apagado inminentes. En una realización, por ejemplo, para modelar la probabilidad de que se produzca un evento de parada en un intervalo de tiempo posterior, el procesador(es) 54 puede utilizar la regresión logística con una función logit, según la ecuación (1) siguiente:
Figure imgf000007_0001
Ecuación (1)
donde f(x) es una función lineal que incluye como variables las condiciones de viento, las paradas anteriores y el número de fallos de vibración. A continuación, puede calcularse la relación de probabilidades para cada uno de los cuadrantes de las rosas de los vientos 150, 152 descritas en el presente documento. Si la razón de probabilidades para un cuadrante concreto es mayor que la unidad, el riesgo de experimentar una parada en el siguiente intervalo de tiempo aumenta cuando se produce una parada en el intervalo de tiempo anterior y un mayor número de alarmas de vibración en la hora anterior. Más concretamente, basándose en el modelo informático predictivo, el procesador o procesadores 54 predicen que un evento de parada es inminente si la estimación de P(Parada=Sí) de la(s) ecuación(es) supera un valor umbral de probabilidad. Por consiguiente, al predecir con mayor exactitud y antelación una parada inminente, la presente divulgación permite obtener ganancias sustanciales al evitar el tiempo de inactividad, aumentando así el tiempo de funcionamiento y los ingresos asociados a la producción de energía.
[0039] En referencia a la FIG. 4, como se muestra en (110), el procedimiento 100 puede incluir implementar, a través del procesador 54, una acción de control para la turbina eólica con el fin de evitar el evento de desconexión. Por ejemplo, en una realización, la acción de control puede incluir pitchear una o más palas de rotor 22 de la turbina eólica 10, la orientación de la góndola 16 de la turbina eólica 10 (por ejemplo, en sentido contrario a la dirección de viento entrante 52), la reducción de potencia de la turbina eólica 10, y/o cualquier otra acción de control adecuada.
[0040] Más arriba se describen en detalle algunas realizaciones ejemplares de una turbina eólica, un controlador para una turbina eólica y procedimientos para controlar una turbina eólica. Los procedimientos, la turbina eólica y el controlador no se limitan a las realizaciones específicas aquí descritas, sino que los componentes de la turbina eólica y/o el controlador y/o las etapas de los procedimientos pueden utilizarse independientemente y por separado de otros componentes y/o etapas aquí descritos. Por ejemplo, el controlador y los procedimientos también pueden utilizarse en combinación con otros sistemas y procedimientos de potencia de la turbina eólica, y no se limitan a la práctica únicamente con el sistema de potencia aquí descrito. Más bien, la realización ejemplar puede implementarse y utilizarse en conexión con muchas otras aplicaciones de turbinas eólicas o sistemas de potencia, como los sistemas de energía solar.
[0041] Aunque características específicas de diversas realizaciones de la invención pueden mostrarse en algunos dibujos y no en otros, esto es sólo por conveniencia. De acuerdo con los principios de la invención, cualquier característica de un dibujo puede ser referenciada y/o reivindicada en combinación con cualquier característica de cualquier otro dibujo.

Claims (12)

REIVINDICACIONES
1. Un procedimiento para operar una turbina eólica, el procedimiento comprendiendo:
determinar, mediante un procesador, al menos una condición de viento de la turbina eólica para una pluralidad de intervalos de tiempo;
determinar, a través del procesador, un estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo;
determinar, a través del procesador, al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o varios intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo;
predecir, mediante un modelo informático predictivo programado en el procesador, si es inminente un evento de desconexión basándose en la, al menos una, condición de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo, la velocidad y la dirección predominantes de viento y el parámetro de vibración; y,
aplicar, a través del procesador, una acción de control de la turbina eólica para evitar la desconexión, en la que al menos una de las acciones consiste en pitchear una o varias palas de rotor de la turbina eólica, la orientación de una góndola de la turbina eólica o la reducción de potencia de la turbina eólica.
2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo comprende además la determinación de si la turbina eólica está apagada al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo.
3. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que determinar el al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo comprende, además:
determinar, a través del procesador, un nivel de vibración de uno o varios componentes de la turbina eólica; comparar continuamente, a través del procesador, el nivel de vibración con un umbral de vibración; generar, a través del procesador, un fallo inducido por vibración cuando el nivel de vibración supere el umbral de vibración; y,
determinar, a través del procesador, un número de fallos inducidos por vibración para uno o más intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo.
4. El procedimiento de la reivindicación 3, en el que determinar el nivel de vibración de uno o más componentes de la turbina eólica comprende además la recopilación de datos de vibración para la pluralidad de intervalos de tiempo a través de uno o más sensores.
5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que determinar la al menos una condición de viento de la turbina eólica para la pluralidad de intervalos de tiempo comprende, además:
recibir, a través del modelo generado por ordenador, datos de viento en tiempo real para la pluralidad de intervalos de tiempo; y,
estimar, mediante el modelo generado por ordenador, al menos una condición de viento de la turbina eólica en función de los datos de viento en tiempo real.
6. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una condición de viento comprende la velocidad o la dirección de viento.
7. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que determinar la al menos una condición de viento de la turbina eólica para la pluralidad de intervalos de tiempo comprende además determinar al menos una de una velocidad media de viento y/o una dirección media de viento para la pluralidad de intervalos de tiempo.
8. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que determinar la al menos una condición de viento de la turbina eólica para la pluralidad de intervalos de tiempo comprende, además:
determinar al menos una de las velocidades y/o direcciones predominantes de viento basándose en la velocidad y/o dirección media de viento para la pluralidad de intervalos de tiempo.
9. El procedimiento de la reivindicación 8, en el que determinar al menos una de la velocidad de viento predominante y/o la dirección de viento predominante basada en la velocidad de viento media y/o la dirección de viento media para la pluralidad de intervalos de tiempo comprende, además:
generar una primera rosa de los vientos para la pluralidad de intervalos de tiempo sin un evento de desconexión utilizando la velocidad media de viento y la dirección media de viento;
generar una segunda rosa de los vientos para la pluralidad de intervalos de tiempo con un evento de desconexión utilizando la velocidad media de viento y la dirección media de viento; y,
determinar la velocidad de viento predominante y la dirección de viento predominante utilizando la primera y segunda rosa de los vientos.
10. El procedimiento de la reivindicación 9, en el que predecir si el evento de desconexión es inminente basándose en la al menos una condición de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo, y el parámetro de vibración comprende, además:
predecir si el evento de desconexión es inminente basándose en la velocidad y la dirección predominantes de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo y el parámetro de vibración.
11. El procedimiento de la reivindicación 3 o cualquiera de las reivindicaciones dependientes de la misma, en el que el uno o más componentes de la turbina eólica comprenden al menos uno de una bancada, una torre, una caja de engranajes, un generador, un eje principal, una pala del rotor o un rotor.
12. Un sistema para operar una turbina eólica, el sistema comprende:
un controlador que comprende al menos un procesador, el procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones, la pluralidad de operaciones comprendiendo:
determinar al menos una condición de viento de la turbina eólica para una pluralidad de intervalos de tiempo;
determinar un estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo;
determinar al menos un parámetro de vibración de la turbina eólica para uno o varios intervalos de tiempo precedentes de la pluralidad de intervalos de tiempo;
predecir, mediante un modelo informático predictivo programado en el procesador, si es inminente un evento de desconexión basándose en la, al menos una, condición de viento, el estado de la turbina eólica al comienzo de cada uno de la pluralidad de intervalos de tiempo, la velocidad de viento predominante y la dirección de viento predominante, y el parámetro de vibración; y,
aplicar una acción de control de la turbina eólica para evitar la desconexión, que incluye al menos pitchear una o varias palas de rotor de la turbina eólica, orientar una góndola de la turbina eólica o reducir la potencia de la turbina eólica.
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