ES2937953T3

ES2937953T3 - Límites de empuje para turbinas eólicas

Info

Publication number: ES2937953T3
Application number: ES19160638T
Authority: ES
Inventors: Francesco Perrone
Original assignee: GE Renewable Germany GmbH
Current assignee: GE Renewable Germany GmbH
Priority date: 2019-03-04
Filing date: 2019-03-04
Publication date: 2023-04-03
Anticipated expiration: 2039-03-04
Also published as: PL3705716T3; US20200347822A1; CN111648916A; EP3705716A1; CN111648916B; EP3705716B1; EP3705716B9

Abstract

Un método para definir una pluralidad de límites de empuje para una turbina eólica que tiene un rotor con una pluralidad de palas y que está ubicada en un sitio. Los límites de empuje definen valores de empuje aerodinámico en el rotor que no deben excederse en funcionamiento. El método comprende proporcionar una distribución de la velocidad del viento representativa del sitio y definir una pluralidad de isolíneas de probabilidad de turbulencia constante que representan un parámetro de turbulencia en función de la velocidad del viento. El parámetro de turbulencia es indicativo de la variación de la velocidad del viento. Las isolíneas corresponden a los niveles cuantiles de turbulencia de la distribución de la velocidad del viento. Los rangos de turbulencia se pueden definir con respecto a las isolíneas y los límites de empuje se pueden definir para los rangos de turbulencia. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Límites de empuje para turbinas eólicas

[0001] La presente divulgación se refiere a definir límites de empuje para el empuje aerodinámico (“aerodynamic thrust”) en el rotor de turbinas eólicas. La presente divulgación se refiere además a usar dichos límites de empuje en la operación de turbina eólica.

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, directamente (directamente accionado) o bien a través del uso de una multiplicadora. De esta forma, el generador produce electricidad que se puede suministrar a la red eléctrica.

[0003] Una turbina eólica de velocidad variable se puede controlar típicamente variando el par de torsión de generador y el ángulo de pitch de las palas. Como resultado, variarán el par de torsión aerodinámico, la velocidad del rotor y la potencia eléctrica.

[0004] Una estrategia de control de la técnica anterior común de una turbina eólica de velocidad variable se describe con referencia a la figura 3. En la figura 3, la operación de una turbina eólica de velocidad variable típica se ilustra en términos del ángulo de pitch (p), la potencia eléctrica generada (P), el par de torsión de generador (M) y la velocidad de rotación del rotor (u>), en función de la velocidad del viento.

[0005] En un primer intervalo operacional, de la velocidad de conexión a una primera velocidad del viento (por ejemplo, aproximadamente 5 o 6 m/s), el rotor se puede controlar para rotar a una velocidad sustancialmente constante que sea justo lo suficientemente alta para poder controlarlo con exactitud. La velocidad de conexión puede ser, por ejemplo, de aproximadamente 3 m/s.

[0006] En un segundo intervalo operacional, de la primera velocidad del viento (por ejemplo, aproximadamente 5 o 6 m/s) a una segunda velocidad del viento (por ejemplo, aproximadamente 8,5 m/s), el objetivo es en general maximizar la salida de potencia manteniendo el ángulo de pitch de las palas constante para capturar la máxima energía. Para lograr este objetivo, el par de torsión de generador y la velocidad del rotor se pueden variar para mantener la velocidad específica A (velocidad tangencial de la punta de las palas de rotor dividida entre la velocidad del viento dominante) constante para maximizar el coeficiente de potencia Cp.

[0007] Para maximizar la salida de potencia y mantener Cp constante en su valor máximo, el par de torsión de rotor se puede establecer de acuerdo con la siguiente ecuación: T = k.w2, en la que k es una constante y u> es la velocidad de rotación del generador. En una turbina eólica de accionamiento directo, la velocidad del generador es sustancialmente igual a la velocidad del rotor. En una turbina eólica que comprende una multiplicadora, normalmente existe una proporción sustancialmente constante entre la velocidad del rotor y la velocidad del generador.

[0008] En un tercer intervalo operacional, que comienza al alcanzar la velocidad de rotación del rotor nominal y se extiende hasta alcanzar la potencia nominal, la velocidad del rotor se puede mantener constante, y el par de torsión de generador se puede variar a dicho efecto. En términos de velocidades del viento, este tercer intervalo operacional se extiende sustancialmente de la segunda velocidad del viento a la velocidad del viento nominal, por ejemplo, de aproximadamente 8,5 m/s a aproximadamente 11 m/s.

[0009] En un cuarto intervalo operacional, que se puede extender de la velocidad del viento nominal a la velocidad de desconexión (por ejemplo, de aproximadamente 11 m/s a 25 m/s), las palas se pueden rotar ("pitcheaf) para mantener el par de torsión aerodinámico suministrado por el rotor sustancialmente constante. En la práctica, el pitch se puede accionar de modo que mantenga la velocidad del rotor sustancialmente constante. A la velocidad de desconexión, se interrumpe la operación de la turbina eólica.

[0010] En el primer, segundo y tercer intervalos operativos, es decir, a velocidades del viento por debajo de la velocidad del viento nominal (la zona subnominal de operación), las palas se mantienen normalmente en una posición de pitch constante, a saber, la "posición de pitch por debajo del valor nominal". Dicha posición de pitch por defecto puede ser en general próxima a un ángulo de pitch de 0°. Sin embargo, el ángulo de pitch exacto en condiciones "por debajo del valor nominal" depende del diseño completo de la turbina eólica.

[0011] La operación descrita anteriormente se puede traducir en una denominada curva de potencia, tal como la mostrada en la figura 3. Dicha curva de potencia puede reflejar la operación óptima teórica de la turbina eólica. Sin embargo, en un intervalo de velocidades del viento alrededor de la velocidad del viento nominal, el empuje aerodinámico en el rotor puede ser alto, como se ilustra en la figura 4. Dicho empuje aerodinámico alto da lugar a cargas de flexión altas en la raíz de pala. Las cargas altas en la raíz de pala a su vez pueden dar lugar a cargas altas en la torre. Si una turbina eólica sufre cargas altas repetidamente, se puede reducir la vida de fatiga de los componentes de turbina eólica tales como las palas.

[0012] Es conocido en la técnica anterior definir un límite de empuje. Un límite de empuje se puede entender como un nivel máximo de empuje aerodinámico en el rotor que no se puede exceder en operación. La operación de la turbina eólica se ajusta por tanto, cuando es necesario, para evitar que el empuje exceda el límite de empuje. La operación se desvía por tanto de la operación óptima teórica y la salida de energía eléctrica se ve afectada negativamente.

[0013] En algunos sitios, y en particular en aplicaciones en alta mar, se ha descubierto que las palas a veces sufren cargas altas en la raíz y daño por fatiga en vientos altamente turbulentos, incluso si se ha definido dicho límite de empuje.

[0014] El documento EP 2799711 divulga un procedimiento de operación de una turbina eólica que tiene un rotor con una pluralidad de palas, un sistema para determinar una o más cargas en la turbina eólica, un registro histórico de datos sobre la operación de turbina eólica y un sistema de control para controlar uno o más parámetros operativos de la turbina eólica. El procedimiento comprende determinar las cargas en la turbina eólica y almacenar las cargas determinadas en la turbina eólica en el registro histórico. El procedimiento comprende además obtener, del registro histórico, una característica indicativa de las cargas en la turbina eólica acumuladas con el tiempo, y determinar uno o más límites de empuje de viento dependiendo de la característica obtenida indicativa de las cargas acumuladas con el tiempo. Uno o más parámetros operativos de la turbina eólica se controlan para mantener el empuje de viento en la turbina eólica dentro de los límites de empuje de viento determinados.

Breve explicación

[0015] En un aspecto, se proporciona un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 para definir una pluralidad de límites de empuje para una turbina eólica que tiene un rotor con una pluralidad de palas y que se localiza en un sitio. Los límites de empuje definen valores de empuje aerodinámico en el rotor que no se deben exceder en operación. El procedimiento comprende proporcionar una distribución de velocidad del viento representativa para el sitio y definir una pluralidad de isolíneas de probabilidad de turbulencia constante que representan un parámetro de turbulencia en función de la velocidad del viento. Las isolíneas corresponden a niveles de cuantiles de turbulencia de la distribución de velocidad del viento. El parámetro de turbulencia es indicativo de la variación de velocidad del viento. El procedimiento comprende además definir intervalos de turbulencia con respecto a las isolíneas y definir límites de empuje para los intervalos de turbulencia.

[0016] De acuerdo con este aspecto, se puede definir una pluralidad de límites de empuje de los que se puede seleccionar uno en operación de acuerdo con las circunstancias. Para condiciones de alta turbulencia, se puede definir un límite de empuje menor y para condiciones de baja turbulencia, se puede definir un límite de empuje mayor. Al seleccionar los límites de empuje de esta manera, se pueden reducir las cargas altas en componentes de turbina eólica, mientras se maximiza la salida de potencia de la turbina eólica cuando sea posible (es decir, en condiciones de baja turbulencia).

[0017] Al usar un enfoque probabilístico en base a niveles de cuantiles de turbulencia para la definición de diferentes niveles de empuje, se ha descubierto un buen equilibrio posible entre el alivio de las cargas estructurales y la extracción de potencia del viento.

[0018] La definición de límites de empuje de esta manera también permite un ajuste específico de sitio en base a la distribución de intensidad de turbulencia en el sitio de interés. Tanto los niveles de confianza como los valores umbrales se pueden ajustar para maximizar la extracción de potencia del viento para sitios con turbulencia relativamente baja, considerando que el nivel de carga probablemente permanecerá dentro de los límites de diseño. Por otra parte, para sitios donde se puede esperar alta turbulencia, se puede lograr un mejor equilibrio entre la seguridad estructural (en términos de cargas) y la extracción de potencia por una definición apropiada de los niveles de confianza y valores umbrales de empuje relativos.

[0019] En otro aspecto, la presente divulgación proporciona una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10.

Breve descripción de los dibujos

[0020] A continuación 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 curva de potencia de una turbina eólica de acuerdo con la técnica anterior;

la figura 4 ilustra esquemáticamente un empuje aerodinámico en función de la velocidad del viento cuando una turbina eólica se opera de acuerdo con una curva de potencia teórica;

la figura 5 ilustra esquemáticamente un ejemplo de determinación de una isolínea de turbulencia constante; la figura 6 ilustra esquemáticamente un ejemplo de un procedimiento de operación de una turbina eólica; las figuras 7 - 9 ilustran esquemáticamente el efecto de niveles de empuje dinámico para diferentes distribuciones de viento; y

las figuras 10 y 11 ilustran esquemáticamente el efecto de variar niveles de empuje sobre el rendimiento de energía anual y los momentos de flexión de raíz de pala.

Descripción detallada de ejemplos

[0021] En estas figuras, los mismos signos de referencia se han usado para designar elementos coincidentes.

[0022] La figura 1 ilustra una vista en perspectiva de un ejemplo de una turbina eólica 1. Como se muestra, la turbina eólica 1 incluye una torre 2 que se extiende desde una superficie de soporte 3, una góndola 4 montada en la torre 2 y un rotor 5 acoplado a la góndola 4. El rotor 5 incluye un buje rotatorio 6 y al menos una pala de rotor 7 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 6. Por ejemplo, en el ejemplo ilustrado, el rotor 5 incluye tres palas de rotor 7. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 5 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 7. Cada pala de rotor 7 se puede espaciar del buje 6 para facilitar rotar el rotor 5 para permitir que la energía cinética se transfiera del viento a energía mecánica utilizable y, posteriormente, energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 6 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 10 (figura 2) situado dentro de la góndola 4 o que forma parte de la góndola, para permitir que se produzca energía eléctrica. La rotación del rotor se puede transmitir directamente, por ejemplo en turbinas eólicas de accionamiento directo, o a través del uso de una multiplicadora, a un generador.

[0023] La figura 2 ilustra una vista interna simplificada de un ejemplo de una góndola 4 de una turbina eólica 1. El rotor 5 puede incluir un eje de rotor principal 8 acoplado al buje 6 para su rotación con el mismo. A continuación, el generador 10 se puede acoplar al eje de rotor 8 de modo que la rotación del eje de rotor 8 acciona el generador 10. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 10 incluye un eje de generador 11 acoplado de forma rotatoria al eje de rotor 8 a través de una multiplicadora 9.

[0024] En la figura 2, el rotor de turbina eólica 5 se puede montar de forma rotatoria en una trama de soporte 12 a través de dos rodamientos de rotor en una región de acoplamiento. En otros ejemplos, la trama de soporte 12 no se puede extender a través del buje 6 y por lo tanto el rotor se puede soportar por un solo rodamiento de rotor, comúnmente llamado rodamiento principal.

[0025] El generador 10 se puede acoplar eléctricamente al convertidor. El convertidor de turbina eólica puede adaptar la potencia eléctrica de salida del generador a los requisitos de la red eléctrica. En algunos ejemplos, el convertidor se puede colocar dentro de la góndola 4; sin embargo, en otros ejemplos se puede colocar en otras localizaciones de la turbina eólica.

[0026] Se debe apreciar que el rotor 5 de la turbina eólica y el generador 10 se pueden soportar por una bancada o una trama de soporte 12 situada encima de la torre de turbina eólica 2.

[0027] La góndola 4 se acopla de forma rotatoria a la torre 2 a través de un sistema de orientación 20 (“yaw system”). El sistema de orientación comprende un rodamiento de orientación (no visible en la figura 2) que tiene dos componentes de rodamiento configurados para rotar uno con respecto al otro. La torre 2 se acopla a un primer componente de rodamiento y la góndola 4, por ejemplo, la bancada o trama de soporte 12, se acopla al segundo 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 para engranar con el engranaje anular para rotar uno de los componentes de rodamiento con respecto al otro.

[0028] La figura 3 ilustra una curva de potencia de una turbina eólica de acuerdo con la técnica anterior. La operación de una turbina eólica de velocidad variable en función de la velocidad del viento se ha explicado anteriormente en el presente documento. Cabe destacar que la operación de la turbina eólica no se basa necesariamente en una medición directa real de la velocidad del viento. Más bien, la velocidad del viento se puede derivar o estimar a partir de la velocidad de rotación del rotor. Típicamente, la velocidad del generador se mide en turbinas eólicas. A partir de la velocidad del generador, se puede derivar fácilmente la velocidad del rotor.

[0029] La figura 4 ilustra esquemáticamente una fuerza de empuje aerodinámico en función de la velocidad del viento cuando una turbina eólica se opera de acuerdo con una curva de potencia teórica. Como se puede ver en la figura 4, el empuje aerodinámico en el rotor alcanza su punto máximo alrededor de la velocidad del viento nominal. De acuerdo con aspectos de la presente divulgación, se puede introducir una pluralidad de niveles de empuje para evitar el punto máximo alto en el empuje aerodinámico y de este modo limitar las cargas estructurales.

[0030] En la figura 4, se indica un único límite de empuje Tl. De acuerdo con aspectos de la presente divulgación, se puede definir una pluralidad de límites de empuje. Y dependiendo del nivel de turbulencia en un momento dado, se puede seleccionar uno de estos límites de empuje. A continuación, la turbina eólica se opera para garantizar que el empuje aerodinámico en el rotor permanece por debajo del límite de empuje seleccionado.

[0031] La figura 5 ilustra esquemáticamente un ejemplo de determinación de una isolínea de probabilidad de turbulencia constante. En un procedimiento para definir una pluralidad de límites de empuje para una turbina eólica en el que los límites de empuje definen valores de empuje aerodinámico en el rotor que no se deben exceder en operación, se puede usar el ejemplo de la figura 5. Se proporciona una distribución de velocidad del viento representativa para el sitio. En este ejemplo específico, se ha proporcionado un intervalo de viento de 10 m/s a 20 m/s. Típicamente, los límites de empuje actuarán en un intervalo de velocidades del viento alrededor de la velocidad del viento nominal, por ejemplo, de 1 - 3 m/s por debajo de la velocidad del viento nominal a 1 - 3 m/s por encima de la velocidad del viento nominal.

[0032] La distribución de velocidad del viento se puede obtener de mediciones de la velocidad del viento, por ejemplo, usando un mástil meteorológico, antes de la instalación de la turbina eólica o parque eólico. La distribución de velocidad del viento también se puede obtener de mediciones de velocidad del viento en sitios similares o de simulación por ordenador.

[0033] En la figura 5 se define una pluralidad de isolíneas de probabilidad de turbulencia constante. Las isolíneas representan un parámetro de turbulencia indicativo de la variación de velocidad del viento en función de la velocidad del viento. En este ejemplo particular, el parámetro de turbulencia es la desviación estándar de la velocidad del viento con respecto a una velocidad del viento media. En otros ejemplos, se podrían usar otros parámetros de turbulencia, tales como por ejemplo, intensidad de turbulencia o varianza de velocidad del viento. La intensidad de turbulencia se puede definir como la desviación estándar dividida entre la velocidad del viento media. La desviación estándar es la raíz cuadrada de la varianza.

[0034] En este ejemplo particular además, se supone que el parámetro de turbulencia es una función lineal de la velocidad del viento.

[0035] Las isolíneas en la figura 5 corresponden a niveles de cuantiles de probabilidad de turbulencia de la distribución de velocidad del viento. Las tres líneas corresponden a los cuantiles 5 %, 50 % y 95 %. Es decir, se ha usado una regresión basada en cuantiles. Se supone que la desviación estándar en este ejemplo es una función lineal de la velocidad del viento:

[0036] En el presente documento aum es la desviación estándar en función de la velocidad del viento V para una de las isolíneas. Los parámetros aa y ba son los parámetros de la función lineal. Von y V f son la velocidad del viento en el extremo inferior y el extremo superior del intervalo de viento para el que se van a determinar las funciones lineales.

[0037] Se pueden definir diferentes parámetros aa y ba para cada una de las isolíneas.

[0038] La distribución de velocidad del viento se puede considerar como una colección de puntos de datos de combinaciones de velocidad del viento y desviación estándar de la misma.

[0039] En la regresión basada en cuantiles, la función de coste Ja que se debe minimizar para un nivel de cuantil constante se da en la siguiente ecuación:

Kiü

[0040] La isolínea del 95 % representa un nivel de confianza de un 95 % de que la turbulencia en la distribución de velocidad del viento está por debajo del nivel indicado, es decir, en este ejemplo, la desviación estándar de velocidad del viento para una determinada velocidad del viento está por debajo de la línea.

[0041] En este ejemplo particular, se eligió un intervalo de 10 m/s a 20 m/s, pero debe quedar claro que se podrían usar diferentes intervalos de velocidad del viento. En algunos ejemplos, un intervalo de velocidad del viento se puede dividir en porciones más pequeñas, por ejemplo, 10 -12 m/s, 12 -14 m/s, etc.

[0042] Y para cada uno de estos rangos más pequeños, se podría realizar una regresión basada en cuantiles para encontrar porciones de una isolínea. En dicho caso, con las ecuaciones anteriores, una isolínea puede comprender varias porciones lineales.

[0043] Una vez se han definido las isolíneas, se pueden definir intervalos de turbulencia con respecto a las isolíneas. Las isolíneas se pueden definir por encima de una isolínea, por debajo de una isolínea o entre isolíneas. Uno o más de los bordes o extremos de los intervalos de turbulencia se definen de este modo por las isolíneas.

[0044] En este ejemplo particular, se puede definir un intervalo de turbulencia por debajo de un 5 %, un segundo intervalo de turbulencia que se extiende de un 5 a un 95 %, y se puede definir un tercer intervalo de turbulencia para la turbulencia por encima de la isolínea del 95 %. Debe quedar claro que los valores de 5, 50 y 95 % se indican meramente como ejemplos y que se podrían usar otros valores. También debe quedar claro que se pueden definir más isolíneas (y más intervalos de turbulencia) que en el ejemplo aquí.

[0045] Finalmente, para cada uno de estos intervalos, los límites de empuje se pueden definir de modo que las cargas (máximo) se mantengan por debajo de un nivel aceptable predefinido incluso con vientos altamente turbulentos. Por otra parte, si el viento es menos turbulento, se pueden usar límites mayores porque las cargas máximas permanecerán por debajo de un nivel aceptable.

[0046] La figura 6 ilustra esquemáticamente un ejemplo de un procedimiento de operación de una turbina eólica. Una vez que se ha definido una pluralidad de límites de empuje para diferentes intervalos de turbulencia, como se acaba de ilustrar con referencia a la figura 5, un procedimiento para operar una turbina eólica podría comprender estimar una velocidad del viento y el parámetro de turbulencia y seleccionar un límite de empuje en base al parámetro de turbulencia estimada y la velocidad del viento estimada. A continuación, la turbina eólica se puede operar de modo que un empuje en el rotor esté por debajo del límite de empuje seleccionado.

[0047] La entrada para el bloque 30 incluye los parámetros ao y bai para cada una de las n isolíneas definidas, en las que n es el número total de isolíneas e i es el número de una isolínea individual. La salida del bloque es uno o más valores de desviación estándar ^opara la velocidad del viento media dada Vw. En este caso específico, se definen dos valores de desviación estándar para cada velocidad del viento, 05 % y 095%.

[0048] En operación, la velocidad del viento V se podría determinar de forma sustancialmente continua.

[0049] De forma sustancialmente continua en el presente documento quiere decir que la velocidad del viento se determina con frecuencia suficientemente alta como para que se pueda tener en cuenta de manera significativa en la operación de turbina eólica.

[0050] Una turbina eólica puede comprender un sistema de detección remota para medir las condiciones del viento corriente arriba del rotor, por ejemplo, un SODAR o LIDAR. Y el sistema de control de la turbina eólica se puede configurar para recibir las condiciones del viento desde el sistema de detección remota y determinar la velocidad del viento y la turbulencia que incide en el rotor en base a las mediciones del viento corriente arriba.

[0051] De forma alternativa, la turbina eólica puede comprender un anemómetro de góndola, y el sistema de control se configura para determinar la velocidad del viento y la turbulencia en base a mediciones del anemómetro de góndola. Es decir, el anemómetro de góndola da mediciones continuas de la velocidad del viento V. Para un intervalo (el intervalo más reciente), se podrían calcular una velocidad del viento media Vw y una variación de velocidad del viento (en este ejemplo, desviación estándar Ow) a partir de los datos del anemómetro de góndola. Sin embargo, es conocido que la fiabilidad de las mediciones de velocidad del viento usando un anemómetro de góndola es limitada ya que el viento se ve perturbado cuando alcanza el anemómetro.

[0052] Aún en otro ejemplo, estimar la velocidad del viento puede comprender determinar una salida de potencia, un ángulo de pitch de las palas y una velocidad de rotación del rotor. En base a la salida de potencia, el ángulo de pitch de las palas y la velocidad de rotación del rotor, la velocidad del viento se puede estimar usando un filtro de Kalman. Típicamente, se proporcionan sensores y sistemas adecuados en una turbina eólica para medir la salida de potencia, un ángulo de pitch de las palas (esto debe estar disponible para un control de pitch adecuado) y la velocidad de rotación del rotor (típicamente, se puede medir la velocidad de rotación del rotor de generador). Se ha descubierto que el uso de un filtro de Kalman es fiable para estimar la velocidad del viento.

[0053] A partir de una serie temporal de mediciones de velocidad del viento V, la velocidad del viento media Vw y el parámetro de turbulencia indicativo de la variación de velocidad del viento se pueden derivar en el bloque 40. Una de las salidas del bloque 40 es el parámetro de turbulencia elegido. En este caso se usa la desviación estándar Ow con respecto a una velocidad del viento media. La salida del bloque 40 se proporciona como entrada a los bloques 30 y 50.

[0054] Dentro del bloque 50, se define una pluralidad de intervalos de turbulencia, por debajo del menor nivel de cuantil, por encima del mayor nivel de cuantil y entre los niveles de cuantiles. Para cada uno de los intervalos de turbulencia, se define un límite de empuje. En este ejemplo particular, Tmáx es el mayor límite de empuje, Tmín es el menor límite de empuje y Tmedio es el límite de empuje promedio. Cuando se activa Tmín, se da mayor prioridad a mantener las cargas por debajo de un nivel aceptable y se sacrifica más la salida de potencia eléctrica potencial.

[0055] Si el nivel de turbulencia (salida del bloque 40) y la velocidad del viento (salida del bloque 40) son conocidos en un momento dado, entonces también es conocido en qué intervalo de turbulencia está operando la turbina eólica.

[0056] Si es conocido, el límite de empuje adecuado Tsel se puede seleccionar de los límites de empuje definidos previamente en el bloque 50. A continuación, la turbina eólica se puede operar para asegurarse de que el empuje aerodinámico en el rotor permanece por debajo del límite seleccionado.

[0057] Con este fin, el empuje aerodinámico en el rotor se podría medir directamente, por ejemplo, usando sensores de tensión o deformación adecuados en las palas. De forma alternativa, el empuje sobre el rotor se puede estimar calculando el empuje en base a la velocidad del viento estimada, la velocidad de rotación del rotor y el ángulo de pitch de las palas.

[0058] En operación, se puede comparar a continuación un empuje estimado en el rotor con el límite de empuje seleccionado, y si el empuje estimado está por encima del límite de empuje seleccionado, se puede enviar una señal de pitch colectiva (desde el control de turbina eólica) a las palas del rotor (o a los sistemas de control de pitch) para pitchear las palas y reducir el empuje en el rotor.

[0059] En otro aspecto de la presente divulgación, y de acuerdo con el ejemplo ilustrado, se proporciona una turbina eólica. La turbina eólica comprende un rotor con una pluralidad de palas, uno o más sistemas de pitch para rotar las palas alrededor de ejes longitudinales de las palas, un generador y un sistema de control. El sistema de control se configura para estimar una velocidad del viento y una turbulencia, y para seleccionar un nivel de empuje en base a la turbulencia y la velocidad del viento estimada, en el que el nivel de empuje se selecciona de una pluralidad de límites de empuje para diferentes intervalos de turbulencia y para enviar señales a los sistemas de pitch para pitchear conjuntamente las palas de modo que el empuje aerodinámico en el rotor esté por debajo del nivel de empuje seleccionado. La pluralidad de niveles de empuje se ha determinado por regresión basada en cuantiles de una distribución de velocidad del viento de la velocidad del viento y un parámetro indicativo de turbulencia.

[0060] En ejemplos, se puede emplear una técnica de filtro de Kalman para estimar la velocidad del viento, alimentándose el filtro de Kalman por variables tales como la salida de potencia, el ángulo de pitch de pala y la velocidad de rotación del rotor.

[0061] Las figuras 7 - 9 ilustran esquemáticamente el efecto de niveles de empuje dinámico para diferentes distribuciones de viento. Las figuras 7 - 9 ilustran diferentes distribuciones de velocidad del viento para la misma turbina eólica en un sitio dado. De acuerdo con los ejemplos descritos anteriormente en el presente documento, en base a una distribución de velocidad del viento específica, se han definido niveles de cuantiles de probabilidad de turbulencia. En la figura 7, en el mismo sitio, el viento tiene una intensidad de turbulencia relativamente baja. En la figura 8, la distribución de velocidad del viento es un promedio o sustancialmente comparable a la distribución de velocidad del viento teórica. Finalmente, en la figura 9, se muestra una distribución de velocidad del viento que tiene una turbulencia relativamente alta.

[0062] En el caso de la figura 7, el límite de empuje que se seleccionará a menudo es un límite alto, priorizando la producción de energía. Sin embargo, en el caso de la figura 9, el límite de empuje que se seleccionará más a menudo es un límite bastante bajo, sacrificando la salida de potencia pero garantizando que las cargas permanecen por debajo de un límite predefinido.

[0063] Para todos los casos, la turbina eólica puede incorporar alguna forma de control para evitar cambiar rápidamente los límites de empuje. Esto podría suceder, por ejemplo, cuando la turbulencia está próxima a una isolínea. Para evitar dichos cambios rápidos, se puede incorporar un control de histéresis. Una forma de implementar dicho control podría ser un retardo temporal entre la introducción de un intervalo de empuje y la selección de un límite de empuje. Otra forma de implementar dicho control es tener separaciones entre intervalos de turbulencia y variar (linealmente) los límites de empuje entre los intervalos de empuje definidos.

[0064] En un ejemplo de operación, para cada una de las isolíneas predefinidas, se definen uno o más niveles de verificación, y en el que no se cambia un límite de empuje hasta que el parámetro de turbulencia de viento alcanza uno de los niveles de verificación. Los niveles de verificación pueden definir pequeñas bandas alrededor de las isolíneas.

[0065] Las figuras 10 y 11 ilustran esquemáticamente el efecto de variar niveles de empuje sobre el rendimiento de energía anual y los momentos de flexión de raíz de pala. En la figura 10, se ilustra la AEP (producción de energía anual) de una turbina eólica con tres configuraciones diferentes en tres escenarios diferentes. Los tres ajustes diferentes incluyen un único límite de empuje alto Tmedio, un único límite de empuje bajo Tmín y una pluralidad de límites de empuje Tvar. Los límites de empuje variable incluyen Tmín, Tmedio y Tmáx mayor que Tmedio como se define de acuerdo con los ejemplos de la presente divulgación. Los tres escenarios incluyen simulaciones de velocidad del viento con diferentes niveles de intensidad de turbulencia, indicados con las letras A, B y C. El escenario A corresponde a un escenario con turbulencia relativamente baja o pequeña, el escenario B corresponde a una turbulencia "promedio", mientras que el escenario corresponde a un viento altamente turbulento.

[0066] En la figura 11, se muestra el momento de flexión en la raíz de pala para los mismos tres ajustes (Tmedio, Tmín, Tvar) y los mismos tres escenarios simulados (A, B y C). Se puede ver en la figura 10 que la variación dinámica de los límites de empuje da como resultado una producción de energía anual incrementada en los escenarios A y B. Se puede ver en la figura 11 que la variación dinámica de los límites de empuje también garantiza que se controlan las cargas. En el escenario de viento más turbulento (C), el momento de raíz de pala alcanza su límite para el control con un único límite de empuje alto. En el escenario C, el único límite de empuje proporciona una producción de energía anual ligeramente mayor pero a un coste significativo de cargas altas. Estas cargas altas pueden dar como resultado daños por fatiga lo que puede dar lugar a un peor rendimiento en el futuro o al reemplazo o retiro prematuro de la turbina eólica o sus componentes.

[0067] La definición de límites de empuje de la manera divulgada en el presente documento con regresión basada en cuantiles permite un ajuste específico de sitio en base a la distribución de intensidad de turbulencia en el sitio de interés. Tanto los niveles de confianza (cuantiles) como los valores umbrales se pueden ajustar para maximizar la extracción de potencia del viento para sitios con turbulencia relativamente baja, mientras que para sitios donde hay turbulencia alta, se puede lograr un mejor equilibrio entre seguridad estructural (en términos de cargas) y la extracción de potencia por una definición apropiada de los niveles de confianza y valores umbrales de empuje relativos.

[0068] De acuerdo con los ejemplos divulgados en el presente documento, se ha divulgado un procedimiento para operar una turbina eólica que incluye un rotor con una pluralidad de palas. El procedimiento puede comprender determinar una serie temporal de velocidades del viento y derivar una velocidad del viento media y un parámetro de turbulencia que indica la variabilidad de la velocidad del viento a partir de la serie temporal. A continuación, se puede seleccionar un límite de empuje de una pluralidad de límites de empuje en base al parámetro de turbulencia derivado y la velocidad del viento. En base al límite de empuje seleccionado, la turbina eólica se puede operar para garantizar que un empuje en el rotor está por debajo del límite de empuje seleccionado.

[0069] La pluralidad de límites de empuje se puede definir para intervalos del parámetro de turbulencia para cada posible velocidad del viento (dentro de un intervalo de velocidad del viento). Y los intervalos del parámetro de turbulencia a la velocidad del viento media se definen por intervalos de confianza de que el parámetro de turbulencia para la velocidad del viento media está por debajo de un valor dado en datos de viento representativos para una localización de la turbina eólica.

[0070] En algunos ejemplos, los datos de viento representativos para una localización de la turbina eólica incluyen datos para una banda de velocidades del viento que incluye una velocidad del viento nominal de la turbina eólica. Es para velocidades del viento alrededor de la velocidad del viento nominal que el empuje aerodinámico en el rotor y las correspondientes cargas pueden ser altos. Para velocidades del viento próximas a una velocidad de conexión y velocidades del viento que son significativamente mayores que la velocidad del viento nominal, ese empuje aerodinámico es relativamente bajo. En el primer caso, esto se debe a que la energía del viento es baja y en el último caso, esto se debe a que las palas de la turbina eólica ya se han pitcheado a ángulos de pitch suficientemente altos para mantener el par de torsión de rotor en el nivel nominal. Las velocidades del viento próximas a una velocidad de conexión y próximas a una velocidad de desconexión, o significativamente mayores que una velocidad del viento nominal, se pueden excluir con seguridad de dicho análisis de probabilidad.

[0071] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo los modos de realización preferentes, y también para permitir que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistemas y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para definir una pluralidad de límites de empuje para una turbina eólica que tiene un rotor con una pluralidad de palas y que se localiza en un sitio, en el que los límites de empuje definen valores de empuje aerodinámico en el rotor que no se deben exceder en operación, el procedimiento caracterizado por que comprende:

proporcionar una distribución de velocidad del viento representativa para el sitio,

definir una o más isolíneas de probabilidad de turbulencia constante que representan un parámetro de turbulencia en función de la velocidad del viento, en el que las isolíneas corresponden a niveles cuantiles de turbulencia de la distribución de velocidad del viento y el parámetro de turbulencia es indicativo de la variación de velocidad del viento; y

definir intervalos de turbulencia con respecto a las isolíneas; y

definir límites de empuje para los intervalos de turbulencia.

2. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el parámetro de turbulencia indicativo de la variación de velocidad del viento es una desviación estándar de la velocidad del viento con respecto a un valor medio de la velocidad del viento en un intervalo de tiempo.

3. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 2, en el que las isolíneas definen la desviación estándar como una función lineal de la velocidad del viento dentro de un intervalo de velocidad del viento.

4. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 3, en el que la distribución de velocidad del viento para el sitio se basa en mediciones del viento en un sitio de la turbina eólica.

5. Un procedimiento para operar una turbina eólica que incluye un rotor con una pluralidad de palas, comprendiendo el procedimiento:

proporcionar una pluralidad de límites de empuje definidos de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1-4;

determinar la velocidad del viento y el parámetro de turbulencia;

seleccionar un límite de empuje en base al parámetro de turbulencia determinado y la velocidad del viento determinada; y

operar la turbina eólica de modo que un empuje en el rotor esté por debajo del límite de empuje seleccionado.

6. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 5, en el que operar la turbina eólica de modo que un empuje en el rotor esté por debajo del límite de empuje predeterminado comprende:

comparar el empuje en el rotor con el límite de empuje seleccionado, y

si el empuje está por encima del límite de empuje seleccionado, enviar una señal de pitch colectiva a las palas del rotor para pitchear las palas y reducir el empuje en el rotor.

7. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 5 o 6, en el que estimar una velocidad del viento comprende:

determinar una salida de potencia;

determinar un ángulo de pitch de las palas;

determinar una velocidad de rotación del rotor; y

estimar una velocidad del viento en base a la salida de potencia, el ángulo de pitch de las palas y la velocidad de rotación del rotor usando un filtro de Kalman.

8. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 6 o 7, que comprende estimar el empuje en el rotor y en el que estimar el empuje en el rotor comprende calcular el empuje en el rotor en base a la velocidad del viento estimada, la velocidad de rotación del rotor y el ángulo de pitch de las palas.

9. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 5-8, en el que para cada una de las isolíneas predefinidas, se definen uno o más niveles de verificación, y en el que no se cambia un límite de empuje hasta que el parámetro de turbulencia de viento alcanza uno de los niveles de verificación.

10. Una turbina eólica que comprende:

un rotor con una pluralidad de palas,

uno o más sistemas de pitch para rotar las palas alrededor de ejes longitudinales de las palas, un generador; y

un sistema de control, en la que el sistema de control se configura para determinar una velocidad del viento y una turbulencia, y

para seleccionar un nivel de empuje en base a la turbulencia y la velocidad del viento estimada, en la que el nivel de empuje se selecciona de una pluralidad de límites de empuje para diferentes intervalos de turbulencia y

para enviar señales a los sistemas de pitch para pitchear conjuntamente las palas de modo que el empuje aerodinámico en el rotor esté por debajo del nivel de empuje seleccionado, en la que la pluralidad de niveles de empuje se determina por un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 4.

11. La turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10, en la que el sistema de control se configura para determinar una velocidad del rotor, determinar los ángulos de pitch de las palas y para determinar una salida de potencia del generador, y en la que

el sistema de control se configura además para estimar una velocidad del viento en base a la velocidad del rotor, los ángulos de pitch de las palas y la salida de potencia del generador.

12. La turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 11, en la que el sistema de control se configura además para estimar la turbulencia en base a una variación de la velocidad del viento.

13. La turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10, que comprende además un sistema de detección remota para medir las condiciones del viento corriente arriba del rotor y el sistema de control se configura para recibir las condiciones del viento desde el sistema de detección remota y para determinar la velocidad del viento y la turbulencia.

14. La turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 10, que comprende además un anemómetro de góndola, y el sistema de control se configura para determinar la velocidad del viento y la turbulencia en base a mediciones del anemómetro de góndola.