ES2947764T3 - Una turbina eólica con prevención de entrada en pérdida del rotor - Google Patents
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Abstract
Un método 400 para operar una turbina eólica 100 se basa en proporcionar una turbina eólica 100 que incluye un sistema de control 112 programado para ajustar un ángulo de inclinación de una o más palas 108 del rotor sin conocimiento de la eficiencia de las palas del rotor. El ángulo de paso de las palas de una o más palas 108 del rotor se ajusta en respuesta a las condiciones actuales experimentadas por la turbina eólica 100 para proporcionar un ángulo de paso de las palas mayor o igual que el ángulo de paso de las palas necesario para mantener una parada mínima predeterminada del rotor. margen de acuerdo con el rendimiento aerodinámico modelado de las palas de rotor 108 de manera que se mantiene el funcionamiento continuo de la turbina eólica 100 sin transiciones al modo de parada. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Una turbina eólica con prevención de entrada en pérdida del rotor
[0001] La materia de esta divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas, y, más en particular, a un sistema y procedimiento que utiliza modelos de turbina eólica y estados estimados para mantener la operación continua de una turbina eólica sin transiciones a un modo de entrada en pérdida perjudicial.
[0002] Durante la última década, las turbinas eólicas han recibido una atención incrementada como fuentes de energía alternativas ambientalmente seguras y relativamente económicas. Con este creciente interés, se han realizado esfuerzos considerables para desarrollar turbinas eólicas que sean fiables y eficaces.
[0003] En general, una turbina eólica incluye un rotor que tiene múltiples palas. El rotor está montado en una carcasa o góndola, que se sitúa encima de una torre tubular. Las turbinas eólicas de uso general (es decir, las turbinas eólicas diseñadas para proporcionar potencia eléctrica a una red de suministro) pueden tener grandes rotores (por ejemplo, de 50 o más metros de longitud). Además, las turbinas eólicas típicamente están montadas en torres de al menos 80 metros de altura. Las palas en estos rotores transforman la energía eólica en una fuerza o par de torsión de rotación que acciona uno o más generadores que se pueden acoplar de forma rotacional al rotor a través de una multiplicadora. La multiplicadora aumenta la velocidad de rotación inherentemente baja del rotor de turbina para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica en energía eléctrica, que se alimenta a una red de suministro. Véanse, por ejemplo, los documentos WO 2011/150931, EP 1918 581, US2010/0098540 y EP 2 075462. Las palas de turbina eólica se han incrementado continuamente de tamaño para incrementar la captación de energía. Sin embargo, a medida que las palas se han incrementado de tamaño, se ha vuelto cada vez más difícil controlar la captación de energía óptima. La carga de pala es dependiente de la velocidad del viento, velocidad específica (TSR) y/o del ajuste de pitch de la pala. La TSR es la proporción de la velocidad de rotación de la punta de pala con respecto a la velocidad del viento. Es importante optimizar la operación de la turbina eólica, incluyendo la captación de energía a través de pala, para reducir el coste de la energía producida. Los ajustes de pitch de las palas (es decir, el ángulo de ataque de la pala con forma de perfil alar (“airfoif’)), proporciona uno de los parámetros utilizados en el control de turbina eólica. Típicamente, los controladores están configurados para proporcionar un ajuste de la velocidad de rotor (es decir, la velocidad de rotación del buje alrededor del que rotan las palas) ajustando el pitch de pala de una manera que proporcione una transferencia de energía del viento incrementada o disminuida, que, en consecuencia, se espera que ajuste la velocidad de rotor.
[0004] Las turbinas eólicas con sofisticados sistemas de control mantienen constantes la velocidad y potencia por el control de pitch de pala activo. La producción de potencia para una turbina eólica se ve afectada negativamente si las palas de la turbina eólica operan en un estado no óptimo. Además, la baja densidad del aire o una caída de la densidad del aire también puede dar como resultado una pérdida de transferencia de energía del viento a las palas.
[0005] La entrada en pérdida aerodinámica provoca una disminución de la sustentación y un incremento de los coeficientes de arrastre para una pala de turbina eólica. El inicio de la entrada en pérdida se señala por un cambio brusco en el rendimiento de una turbina eólica evidente por la degradación de la potencia de salida frente a la potencia esperada. Más específicamente, se dice que el rotor ha entrado en pérdida si cualquier incremento de la velocidad del viento reduce el empuje sobre el rotor. En caso de entrada en pérdida aerodinámica, la transferencia de energía del viento se reduce precipitadamente. La degradación de la potencia resultante de la pérdida de transferencia de energía es más significativa durante los periodos de vientos nominales en los que la salida de potencia total se anticipa por el controlador. Es decir, el sistema de control interpreta la disminución de potencia como una necesidad de obtener un par de torsión de rotor incrementado. El sistema de control reacciona solicitando una disminución del pitch de pala, lo que incrementa el ángulo de ataque en un esfuerzo por incrementar la transferencia de energía del viento. El incremento del ángulo de ataque por el sistema de control de una pala que ha entrado en pérdida aerodinámicamente incrementa además la separación de flujo, incrementando la condición de entrada en pérdida y disminuyendo además la transferencia de energía del viento. Como tales, los sistemas actuales no abordan condiciones tales como una operación con aire a baja densidad que pueden provocar una entrada en pérdida aerodinámica.
[0006] Por lo tanto, lo que se necesita es un procedimiento para operar una turbina eólica que mantenga el ángulo de pitch de pala en un ángulo mayor que o igual a un ángulo de pitch mínimo calculado para una gran variedad de turbinas eólicas y condiciones del viento para evitar que el rotor de turbina eólica tenga que entrar en una condición de entrada en pérdida.
[0007] De ahí que se proporcione la presente invención, como se define por las reivindicaciones adjuntas.
[0008] Diversas características, aspectos y ventajas de la invención son evidentes a partir de la siguiente descripción detallada tomada junto con los dibujos adjuntos en los que los mismos caracteres representan las mismas piezas a lo largo de los dibujos, en los que:
la figura 1 es una ilustración de una configuración de ejemplo de una turbina eólica;
la figura 2 es una vista en perspectiva en corte de una góndola de la configuración de turbina eólica de ejemplo mostrada en la figura 1;
la figura 3 es un diagrama de bloques de una configuración de ejemplo; es un diagrama de bloques de una configuración de ejemplo de un sistema de control para la configuración de turbina eólica mostrada en la figura 1;
la figura 4 es un diagrama de flujo de proceso de un procedimiento de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación; y
la figura 5 ilustra un mapa aerodinámico típico del coeficiente de par de torsión, Cm, en función de la velocidad específica y ángulo de pitch de pala para una pala de turbina eólica.
[0009] Aunque las figuras de los dibujos anteriormente identificadas exponen modos de realización alternativos, también se contemplan otros modos de realización de la presente invención, como se señala en el análisis. En todos los casos, esta divulgación presenta modos de realización ilustrados de la presente invención a modo de representación y no de limitación. Se pueden concebir otras numerosas modificaciones y modos de realización que se encuentren dentro del alcance y el espíritu de los principios de la presente invención por los expertos en la técnica.
[0010] En referencia a la figura 1, se divulga una turbina eólica 100 de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente invención. La turbina eólica 100 incluye una góndola 102 montada encima de una torre 104 alta, de la que solo se muestra una porción en la figura 1. La turbina eólica 100 también comprende un rotor de turbina eólica 106 que incluye una o más palas de rotor 108 fijadas a un buje 110 rotatorio. Aunque la turbina eólica 100 ilustrada en la figura 1 incluye tres palas de rotor 108, no existen límites específicos en el número de palas de rotor 108 requeridas por los modos de realización descritos en el presente documento. La altura de la torre 104 se selecciona en base a factores y condiciones conocidos en la técnica.
[0011] En algunas configuraciones y en referencia a la figura 2, diversos componentes están alojados en la góndola 102 encima de la torre 104. Uno o más microcontroladores u otros componentes de control están alojados dentro de un panel de control 112. Los microcontroladores incluyen hardware y software configurados y programados para proporcionar un sistema de control que proporcione una monitorización y control del sistema global, incluyendo, sin limitación, regulación de pitch y velocidad, aplicación de freno de orientación y eje rápido, aplicación de motor de bomba y orientación y monitorización de fallos. En modos de realización alternativos de la divulgación, el sistema de control puede ser una arquitectura de control distribuida no proporcionada exclusivamente por el panel de control 112 como se apreciaría por un experto en la técnica. El sistema de control proporciona señales de control a un accionamiento de pitch de pala 114 variable de acuerdo con el rendimiento aerodinámico modelado de las palas de rotor para controlar el pitch de las palas 108 (figura 1) que accionan el buje 110 como resultado del viento. En algunas configuraciones, los pitches de las palas 108 se controlan individualmente por el accionamiento de pitch de pala 114.
[0012] El tren de potencia de la turbina eólica 100 incluye un eje de rotor principal 116 (también denominado "eje lento") conectado al buje 110 y soportado por un rodamiento principal 130 y, en un extremo opuesto del eje 116, a una multiplicadora 118. La velocidad de rotación del eje de rotor principal 116 o la velocidad de rotor se puede medir por instrumentos o dispositivos de medición adecuados. En algunas configuraciones, la velocidad de rotación del buje se conoce a partir de un codificador 117 en un eje rápido conectado al extremo de eje de un generador 120. Además, la velocidad de rotor se puede determinar a partir de un conmutador de proximidad 119 en el eje rápido o lento. Además, la velocidad de rotor se puede medir directamente con dispositivos de detección, tales como detección estroboscópica óptica de un eje rápido o lento indicado. La información de la velocidad de rotor se puede proporcionar al sistema de control junto con otras condiciones de turbina actuales. La multiplicadora 118, en algunas configuraciones, utiliza una geometría de doble vía para accionar un eje rápido 121. El eje rápido 121 se usa para accionar el generador 120, que está montado en el armazón principal 132. En algunas configuraciones, el par de torsión de rotor se transmite por medio del acoplamiento 122. El generador 120 puede ser de cualquier tipo adecuado, por ejemplo, un generador de inducción de rotor bobinado.
[0013] El accionamiento de orientación 124 y la plataforma de orientación 126 proporcionan un sistema orientador de orientación para la turbina eólica 100. De acuerdo con un modo de realización, la anemometría proporciona información para el sistema orientador de orientación, incluyendo la dirección del viento instantáneo medido y la velocidad del viento en la turbina eólica. La anemometría se puede basar en una veleta 128. La información de anemometría, incluyendo, sin limitación, la fuerza del viento, la velocidad del viento y la dirección del viento, se puede proporcionar al sistema de control para proporcionar entradas para la determinación de la velocidad del viento eficaz, entre otras cosas. En algunas configuraciones, el sistema de orientación está montado en una brida (“flange”) provista encima de la torre 104.
[0014] Además del/de los sensor(es) de velocidad de rotor y de los sensores de velocidad del viento tal como se describe en el presente documento, se pueden emplear sensores de potencia de turbina para proporcionar el nivel de salida de potencia eléctrica, se pueden emplear sensores de ángulo de pitch 123 para proporcionar ángulos de pitch de pala individuales y colectivos, y se pueden emplear sensores de temperatura 125 para proporcionar la temperatura ambiente. La información de velocidad de generador, potencia eléctrica, ángulo(s) de pitch de pala y temperatura
ambiente actual resultante se puede proporcionar al sistema de control de forma similar a la información de velocidad de rotor y velocidad del viento descrita en el presente documento.
[0015] Un procedimiento preferido para la estimación de la velocidad del viento de acuerdo con un modo de realización requiere mediciones de potencia eléctrica, velocidad de generador, ángulos de pitch de pala y temperatura ambiente. La medición de la temperatura ambiente se emplea de acuerdo con un aspecto para el cálculo/estimación de la densidad del aire, que, de forma alternativa, se puede medir directamente por medio de sensores más costosos.
[0016] En algunas configuraciones y en referencia a la figura 3, un sistema de control 300 de ejemplo para la turbina eólica 100 incluye un bus 302 u otro dispositivo de comunicaciones para comunicar información. El/los procesador(es) 304 está(n) acoplado(s) al bus 302 para procesar información, incluyendo información de los sensores identificados en el presente documento para medir la velocidad de rotor/generador, la potencia eléctrica, los ángulos de pitch de pala, la temperatura ambiente y la velocidad del viento eficaz. El sistema de control 300 incluye además una memoria de acceso aleatorio (RAM) 306 y/u otro(s) dispositivo(s) de almacenamiento de datos 308. La RAM 306 y el/los dispositivo(s) de almacenamiento 308 están acoplados al bus 302 para almacenar y transferir información e instrucciones para ejecutarse por el/los procesador(es) 304. La RAM 306 (y también el/los dispositivo(s) de almacenamiento de datos 308, en caso requerido) también se puede usar para almacenar variables temporales u otra información intermedia durante la ejecución de instrucciones por el/los procesador(es) 304. El sistema de control 300 también puede incluir una memoria de solo lectura (ROM) y/u otro(s) dispositivo(s) de almacenamiento estático(s) 310, que se acople(n) al bus 302 para almacenar y proporcionar información e instrucciones estáticas (es decir, no cambiantes) al/a los procesador(es) 304. El/los dispositivo(s) de entrada/salida 312 puede(n) incluir cualquier dispositivo conocido en la técnica para proporcionar datos de entrada al sistema de control 300 y para proporcionar salidas de control predeterminadas. Las instrucciones se proporcionan a la memoria desde un dispositivo de almacenamiento, tal como un disco magnético, un circuito integrado de memoria de solo lectura (ROM), CD-ROM, DVD, por medio de una conexión remota que sea alámbrica bien o inalámbrica, proporcionando acceso a uno o más medios accesibles electrónicamente, etc. En algunos modos de realización, se pueden usar circuitos con cableado permanente en lugar de o en combinación con instrucciones de software. Por tanto, la ejecución de secuencias de instrucciones no está limitada a ninguna combinación específica de circuitos de hardware e instrucciones de software.
[0017] La interfaz de sensor 314 es una interfaz que permite que el sistema de control 300 se comunique con uno o más sensores tal como se describe en el presente documento. La interfaz de sensor 314 puede ser o puede comprender, por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital que conviertan señales analógicas en señales digitales que se puedan usar por el/los procesador(es) 304. En un modo de realización, la interfaz de sensor incluye señales de un dispositivo de determinación de la velocidad de rotor, anemometría de la veleta 128, sensor(es) de potencia eléctrica, sensor(es) de ángulo de pitch de pala y sensor(es) de temperatura ambiente.
[0018] Un procedimiento para operar una turbina eólica 100 se ilustra de acuerdo con un modo de realización en el diagrama de flujo de proceso 400 mostrado en la figura 4. El procedimiento realizado supone que las palas 108 se comportan de acuerdo con modelos, que postulan que la eficacia de las palas no se ha visto comprometida, para estimar la velocidad del viento. De acuerdo con un modo de realización, el control operativo comienza programando un margen de entrada en pérdida del rotor mínimo predeterminado en el sistema de control 300, como se representa en la etapa 401. De acuerdo con un aspecto, se dice que el rotor ha entrado en pérdida si cualquier incremento de la velocidad del viento reduce el empuje sobre el rotor. De acuerdo con un modo de realización preferido, se dice que el rotor ha entrado en pérdida si una disminución de la velocidad de rotor provoca una disminución del par de torsión aerodinámico producido por el rotor. La figura 5 ilustra un mapa aerodinámico típico del coeficiente de par de torsión, Cm, en función de la velocidad específica y ángulo de pitch de pala de acuerdo con un modo de realización. El cálculo del ángulo de pala mínimo, basado en dichas curvas, requiere el conocimiento de la velocidad específica, es decir, de la velocidad de rotor y de la velocidad del viento. La velocidad de rotor, como se describe en el presente documento, se puede calcular a partir de la medición de la velocidad de generador. La velocidad del viento se puede estimar, medir en una única ubicación y posteriormente promediar en el tiempo, o medir espacialmente con un instrumento Lidar o Sodar.
[0019] Con referencia continuada a la figura 4, los sensores de condición de turbina tal como se describe en el presente documento se escanean por medio de la interfaz de sensor 314 del sistema de control para proporcionar, sin limitación, información de velocidad de rotor/generador actual, la potencia de salida eléctrica actual, los ángulos de pitch de pala actuales y la temperatura ambiente actual como se representa en la etapa 403.
[0020] Además, la velocidad del viento eficaz actual se estima por medio del sistema de control 300 en respuesta a las lecturas del sensor de condición del viento como se representa en la etapa 405.
[0021] Usando la velocidad del viento y la velocidad de rotor estimadas actuales en base a la información proporcionada en las etapas 403 y 405, el margen de entrada en pérdida del rotor actual se determina por medio del sistema de control 300 calculando la distancia desde el pitch de pala colectivo actual hasta el ángulo de pitch de pala colectivo mínimo que provocaría que la turbina alcanzara la línea de entrada en pérdida del rotor de acuerdo con el rendimiento aerodinámico modelado de las palas de rotor en las condiciones de operación actuales, como se representa en la etapa 407.
[0022] Si es necesario, el sistema de control puede ajustar el pitch de pala de una o más palas de rotor 108 en respuesta al ángulo de pitch de pala colectivo mínimo determinado en la etapa 407 para proporcionar un ángulo de pitch de pala colectivo mayor que o igual al pitch de pala colectivo necesario para mantener el margen de entrada en pérdida del rotor mínimo predeterminado de acuerdo con el rendimiento aerodinámico modelado de las palas de rotor, como se representa en la etapa 409.
[0023] Aunque lo anterior se ha descrito como que determina la velocidad del viento y la velocidad de rotor directamente a partir de los sistemas o instrumentos correspondientes, la velocidad del viento y la velocidad de rotor se pueden proporcionar a partir de otras localizaciones o sistemas, tales como estaciones meteorológicas, predictores meteorológicos, a partir de una central de monitorización/control de planta eólica, a partir de condiciones meteorológicas previstas, a partir de dispositivos de monitorización montados externamente, a partir de instrumentos montados en otras áreas de la turbina eólica o en cualquier otra parte en la planta de turbinas eólicas, tal como directamente en las palas, o por otros procedimientos o sistemas adecuados para proporcionar la velocidad del viento y/o la velocidad de rotor y/u otros parámetros adecuados para calcular las velocidades específicas.
[0024] La operación del ángulo de pitch de pala colectivo en ángulos iguales a o por encima del pitch de pala mínimo determinado en la etapa 409 proporciona una operación que reduce o elimina las condiciones de entrada en pérdida aerodinámica resultantes, sin limitación, de condiciones de operación con aire a baja densidad susceptibles de entrada en pérdida aerodinámica.
[0025] La invención se define por el juego de reivindicaciones adjunto.
Claims (5)
1. Una turbina eólica (100) que comprende:
al menos una pala de rotor (108) que tiene un ángulo de pitch ajustable;
uno o más sensores de turbina (117, 119, 123, 125, 128); y
un sistema de control (112) programado para ajustar un ángulo de pitch de pala de una o más palas de rotor, de acuerdo con el rendimiento aerodinámico modelado de las palas de rotor (108), en la que el sistema de control (112) está configurado además para:
recibir información de los sensores de turbina (117....128) para proporcionar condiciones actuales experimentadas por la turbina eólica (100);
determinar un margen de entrada en pérdida del rotor actual calculando una distancia desde un ángulo de pitch de pala colectivo actual hasta un ángulo de pitch de pala colectivo mínimo que provocaría que la turbina eólica (100) alcanzara una línea de entrada en pérdida del rotor de acuerdo con el rendimiento aerodinámico modelado en dichas condiciones actuales; y
ajustar el ángulo de pitch de pala en respuesta al margen de entrada en pérdida del rotor actual para proporcionar un ángulo de pitch de pala que sea mayor que o igual al ángulo de pitch de pala necesario para mantener un margen de entrada en pérdida del rotor mínimo predeterminado de modo que la operación continua de la turbina eólica (100) se mantenga sin transiciones al modo de entrada en pérdida;
y en la que el margen de entrada en pérdida del rotor mínimo predeterminado se basa en una curva de coeficiente de par de torsión en función de la velocidad específica de pala de rotor y ángulo de pitch de pala de rotor, una curva de coeficiente de empuje en función de la velocidad específica de pala de rotor y ángulo de pitch de pala de rotor, o una combinación de los mismos.
2. La turbina eólica (100) de acuerdo con la reivindicación 1, en la que las condiciones actuales experimentadas por la turbina eólica comprenden la velocidad del viento y la velocidad de rotor estimadas.
3. La turbina eólica (100) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en la que las condiciones actuales experimentadas por la turbina eólica comprenden la velocidad del viento y la velocidad de rotor medidas.
4. La turbina eólica (100) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en la que los uno o más sensores de turbina comprenden al menos un sensor de velocidad de rotor (117, 119), al menos un sensor de ángulo de pitch de pala (123), al menos un sensor de potencia eléctrica y al menos un sensor de temperatura ambiente (125).
5. La turbina eólica (100) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en la que los uno o más sensores de turbina comprenden uno o más sensores de velocidad del viento (128) y uno o más sensores de velocidad de rotor (117, 119).
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