ES2957486T3

ES2957486T3 - Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica en base a una desviación de pitch colectivo

Info

Publication number: ES2957486T3
Application number: ES20203108T
Authority: ES
Inventors: Bernard Landa; Samuel Bryan Shartzer; Shuang Gu
Original assignee: General Electric Renovables Espana SL
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL
Priority date: 2019-10-22
Filing date: 2020-10-21
Publication date: 2024-01-19
Anticipated expiration: 2040-10-21
Also published as: US20210115897A1; US11242841B2; CN112696317A; DK3812578T3; EP3812578B1; EP3812578A1

Abstract

Se proporcionan un sistema y un método para controlar una turbina eólica basándose en una compensación de paso colectiva. En consecuencia, se determina una condición de viento que actúa sobre un rotor de la turbina eólica, se establece un primer ángulo de paso colectivo para la pluralidad de palas del rotor y se hace funcionar la turbina eólica. Se determina un empuje del rotor basado, al menos en parte, en las condiciones del viento, y se calcula un ángulo de paso colectivo real. Un desplazamiento de paso colectivo se determina basándose en la diferencia entre el primer ángulo de paso colectivo y el ángulo de paso colectivo real. El offset de paso colectivo está integrado con al menos un comando de consigna de paso. La al menos una orden de punto de ajuste de paso se transmite a un mecanismo de control de paso de la turbina eólica. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo

Campo

[0001]La presente divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas, y más en particular a sistemas y procedimientos para controlar turbinas eólicas en base a una desviación (“offset”) depitchcolectivo.

Antecedentes

[0002]La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y una o más palas de rotor. La góndola incluye un conjunto de rotor acoplado a la caja de engranajes y al generador. El conjunto de rotor y la caja de engranajes se montan en una trama de soporte de bancada localizada dentro de la góndola. La una o más palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para girar un eje que acopla las palas de rotor a una caja de engranajes o, si no se usa una caja de engranajes, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica, la energía eléctrica se puede transmitir a un convertidor y/o un transformador alojado dentro de la torre y utilizar posteriormente en una red de suministro.

[0003]Durante la operación, la velocidad del viento que hace funcionar a la turbina eólica puede cambiar. Por tanto, la turbina eólica puede ajustar elpitchde las palas de rotor individuales alrededor de un eje depitcha través de, por ejemplo, un mecanismo de ajuste depitch.Durante las operaciones habituales, el mecanismo de ajuste depitchrecibe instrucciones depitchdesde el controlador de turbina. En lo que respecta a velocidades del viento por debajo del umbral nominal de la turbina eólica, el controlador de turbina puede calcular elpitchdeseado de las palas de rotor individuales para maximizar la potencia producida a la velocidad del viento dada. En lo que respecta a velocidades del viento por encima del umbral nominal de la turbina eólica, el controlador de turbina puede calcular elpitchdeseado de las palas de rotor individuales para reducir la producción de empuje por debajo de un límite de diseño específico.

[0004]Para garantizar el cálculo exacto de las instrucciones depitch,elpitchde las palas de rotor individuales debe ponerse a cero. Un enfoque para poner a cero las palas de rotor es mediante el establecimiento de una localización depitchcero de las palas en base a una referencia mecánica en el encastre de pala. Sin embargo, este enfoque es costoso y la experiencia ha demostrado que la precisión de la referencia mecánica puede no ser adecuada para garantizar una verdadera localización depitchcero. Además, las palas de rotor se pueden fabricar con una torsión aerodinámica, que también puede desviarse de un valor de diseño nominal. De este modo, puede haber una diferencia entre el ángulo depitchpercibido por el controlador de turbina y el ángulo depitchreal, o eficaz, de cualquier pala de rotor individual.

[0005]De este modo, el controlador de turbina puede combinar los ángulos depitchpercibidos para las palas de rotor como un ángulo depitchcolectivo para el rotor y utilizar el ángulo depitchcolectivo para calcular las instrucciones depitch.Sin embargo, dado que puede haber una diferencia, o desviación, entre los ángulos depitchcolectivo real y percibido, la instrucción depitchresultante puede dar como resultado que la turbina eólica opere en una configuración no óptima para la velocidad del viento dada.

[0006]Por tanto, la técnica busca continuamente sistemas y procedimientos nuevos y mejorados que aborden los problemas mencionados anteriormente. En consecuencia, la presente divulgación se refiere a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo.

La publicación de WU DINGHUIET AL.:"Fault diagnosis of pitch sensor bias for wind turbine based on the multiinnovation Kalman filter", 35a CONFERENCIA DE CONTROL CHINA (CCC) de 2016, TCCT, 27 de julio de 2016, páginas 6403-6407, XP03295241 4, DOI: 10.1 109/CHICC.201 6.7554363, se refiere al diagnóstico de fallos de los sensores depitch.El documento US 20121078518 A1 se refiere a la determinación de la desviación depitch.

Breve descripción

[0007]Los aspectos y ventajas de la invención se expondrán, en parte, en la siguiente descripción, o pueden ser obvios a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.

[0008]En un aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo. El procedimiento puede incluir determinar, por medio de un controlador, una condición de viento en la turbina eólica. El procedimiento también puede incluir establecer un primer ángulo depitchcolectivo para la pluralidad de palas de rotor montadas en un buje giratorio de un rotor de la turbina eólica. El procedimiento puede incluir operar la turbina eólica con la pluralidad de palas de rotor en el primer ángulo depitchcolectivo. Además, el procedimiento puede incluir determinar, por medio del controlador, un empuje del rotor en base a, al menos en parte, la condición de viento. El procedimiento también puede incluir calcular, por medio del controlador, un ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor en base a, al menos en parte, el empuje. Además, el procedimiento puede incluir determinar, por medio del controlador, la desviación depitchcolectivo en base a la diferencia entre el primer ángulo depitchcolectivo y el ángulo depitchcolectivo real. Además, el procedimiento puede incluir integrar la desviación depitchcolectivo con al menos una instrucción de consigna (“setpoint”) depitch.Además, el procedimiento también puede incluir transmitir, por medio del controlador, la instrucción de consigna depitchintegrada a un mecanismo de control depitchde la turbina eólica.

[0009]En un modo de realización, determinar el empuje del rotor puede incluir medir, por medio de uno o más sensores, al menos uno del esfuerzo de flexión (“bending strain”) de la torre o la deformación de la torre (“deflection of the tower”). La determinación también puede incluir calcular el empuje en función de al menos uno del esfuerzo de flexión o la deformación.

[0010]En un modo de realización, calcular el ángulo depitchcolectivo real puede incluir calcular un coeficiente de empuje en base al empuje del rotor. El cálculo también puede incluir calcular una velocidad específica (“tip speed ratio”) para el rotor en condiciones de viento y obtener el ángulo depitchcolectivo real para el coeficiente de empuje a la velocidad específica en base a un mapa de rendimiento aerodinámico del rotor. En un modo de realización adicional, el procedimiento también puede incluir calcular la instrucción de consigna depitchpara optimizar el empuje o el coeficiente de potencia en la condición de viento, en el que la condición de viento puede ser inferior a un valor umbral.

[0011]En un modo de realización, determinar la desviación depitchcolectivo se realiza al menos de una de las siguientes maneras: de forma continua, a un intervalo predeterminado o en respuesta a una entrada de sensor específica.

[0012]En un modo de realización, la desviación depitchcolectivo se determina después de al menos una de entre una instalación de pala o una instalación de mecanismo de control depitch.El procedimiento también puede incluir integrar una retroalimentación de mecanismo de control depitchcon la desviación depitchcolectivo para calibrar el controlador.

[0013]En otro modo de realización, el procedimiento puede incluir realizar una comprobación del sistema con el controlador para comprobar si hay un fallo en el sistema depitch.El procedimiento puede incluir ignorar la desviación depitchcolectivo cuando se detecta un fallo en el sistema depitch. Además, el procedimiento puede incluir generar al menos una de entre una señal de mantenimiento o una señal de parada de turbina cuando se detecta un fallo en el sistema depitch.

[0014]En un modo de realización, el controlador puede incluir al menos uno de entre un controlador de turbina o un módulo de controlador separado acoplado de forma comunicativa al controlador de turbina. En otro modo de realización, el procedimiento puede incluir comparar la desviación depitchcolectivo con un límite de desviación de pitchcolectivoy generar una señal de salida para desencadenar un evento de mantenimiento cuando se supere el límite de desviación depitchcolectivo.

[0015]En un modo de realización adicional, el procedimiento también puede incluir calcular la instrucción de consigna depitchpara limitar la producción de empuje en la condición de viento, en el que la condición de viento puede ser mayor que un valor umbral.

[0016]En otro aspecto, la presente divulgación se refiere a un sistema para controlar una turbina eólica. El sistema puede incluir un sistema depitchpara establecer un primer ángulo depitchcolectivo para una pluralidad de palas de rotor montadas en un buje giratorio de un rotor de la turbina eólica. El sistema depitchtambién puede incluir un controlador depitch.El sistema puede incluir además al menos un primer sensor configurado para monitorizar una condición de viento en la turbina eólica y al menos un segundo sensor para monitorizar una condición de carga de la turbina eólica. Además, el sistema puede incluir un controlador de turbina acoplado de forma comunicativa al primer y segundo sensores y al controlador de pitch. El controlador puede incluir al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones. La pluralidad de operaciones puede incluir, por ejemplo, establecer el primer ángulo depitchcolectivo para la pluralidad de palas de rotor. La pluralidad de operaciones también puede incluir determinar un empuje del rotor en base a, al menos en parte, la condición de viento. La pluralidad de operaciones puede incluir además calcular un ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor en base a, al menos en parte, el empuje. Además, la pluralidad de operaciones puede incluir determinar la desviación depitchcolectivo en base a la diferencia entre el primer ángulo depitchcolectivo y el ángulo depitchcolectivo real. La pluralidad de operaciones también puede incluir integrar la desviación depitchcolectivo con la instrucción de consigna depitch.Además, la pluralidad de operaciones puede incluir transmitir la instrucción de consigna depitchintegrada al mecanismo de control depitchde la turbina eólica. Se debe entender que el sistema puede incluir, además, cualquiera de las etapas y/o rasgos característicos adicionales descritos en el presente documento.

[0017]Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.

Breve descripción de los dibujos

[0018]Una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, se expone en la memoria descriptiva, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:

la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 2 ilustra una vista interna, en perspectiva, de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema para controlar una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático de otro modo de realización de un sistema para controlar una turbina eólica, que ilustra, en particular, un controlador acoplado de forma comunicativa a un controlador de turbina de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un modo de realización de un mapa de rendimiento aerodinámico que ilustra, en particular, la curva de consigna óptima para un rotor de una turbina eólica en función de la velocidad específica y el ángulo depitchcolectivo superpuesta a una curva de coeficientes de empuje de acuerdo con la presente divulgación; la FIG. 6 ilustra un modo de realización de un mapa de rendimiento aerodinámico que ilustra, en particular, la curva de consigna óptima para un rotor de una turbina eólica en función de la velocidad específica y el ángulo depitchcolectivo superpuesta a una curva de coeficientes de potencia de acuerdo con la presente divulgación; la FIG. 7 ilustra una curva de un modo de realización de la potencia de salida de turbina eólica (eje y) frente a la velocidad del viento (ejex),que ilustra, en particular, los umbrales de velocidad del viento de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 8 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo de acuerdo con la presente divulgación.

[0019]Se pretende que el uso repetido de caracteres de referencia en la presente memoria descriptiva y los dibujos represente rasgos característicos o elementos idénticos o análogos de la presente invención.

Descripción detallada

[0020]Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que uno o más ejemplos se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, resultará evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención. Por ejemplo, se pueden usar rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que estén dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0021]Como se usa en el presente documento, los términos "primero", "segundo" y "tercero" se pueden usar de manera intercambiable para distinguir un componente de otro y no pretenden indicar la localización o la importancia de los componentes individuales.

[0022]Los términos "acoplado", "fijado", "unido a" y similares se refieren tanto al acoplamiento, la fijación o la unión directos como al acoplamiento, la fijación o la unión indirectos a través de uno o más componentes o características intermedios, a menos que se especifique de otro modo en el presente documento.

[0023]El lenguaje aproximado, como se usa en el presente documento a lo largo de la memoria descriptiva y las reivindicaciones, se aplica para modificar cualquier representación cuantitativa que podría variar de manera permisible sin dar como resultado un cambio en la función básica con la que está relacionada. En consecuencia, un valor modificado por un término o términos, tales como "aproximadamente" y "sustancialmente", no se debe limitar al valor preciso especificado. En al menos algunos casos, el lenguaje aproximado puede corresponder a la precisión de un instrumento para medir el valor, o la precisión de los procedimientos o máquinas para construir o fabricar los componentes y/o sistemas. Por ejemplo, el lenguaje aproximado se puede referir a estar dentro de un margen de un 10 %.

[0024]Aquí y a lo largo de la memoria descriptiva y las reivindicaciones, las limitaciones de intervalo se combinan e intercambian, dichos intervalos se identifican e incluyen todos los subintervalos contenidos en los mismos a menos que el contexto o el lenguaje lo indique de otro modo. Por ejemplo, todos los intervalos divulgados en el presente documento incluyen los valores límite, y los valores límite se pueden combinar independientemente entre sí.

[0025]En general, la presente divulgación se refiere a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo. En particular, la presente divulgación puede incluir un sistema y procedimiento que puede facilitar la detección de una diferencia entre unpitchcolectivo percibido del rotor de una turbina eólica y elpitchcolectivo real del rotor de la turbina eólica en base a, en parte, el empuje generado por el rotor. Una desviación depitchcolectivo se puede calcular o introducir en el sistema de control de la turbina eólica para tener en cuenta la diferencia entre elpitchcolectivo percibido y elpitchcolectivo real del rotor. La utilización de la desviación depitchcolectivo puede facilitar que el controlador de turbina eólica opere la turbina eólica en un punto de máxima eficacia para una velocidad de viento dada. La utilización de la desviación depitchcolectivo también puede facilitar la operación segura de la turbina eólica siempre que las velocidades del viento superen una velocidad de viento nominal para la turbina.

[0026]En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 100 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 100 incluye, en general, una torre 102 que se extiende desde una superficie de soporte 104, una góndola 106, que incluye una concha externa 160, montada en la torre 102 y un rotor 108 acoplado a la góndola 106. El rotor 108 incluye un buje rotatorio 110 y al menos una pala de rotor 112 acoplada a y que se extiende hacia fuera desde el buje 110. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 108 incluye tres palas de rotor 112. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 108 puede incluir un número mayor o menor que tres palas de rotor 112. Cada pala de rotor 112 se puede espaciar alrededor del buje 110 para facilitar la rotación del rotor 108 para permitir que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 110 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 118 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 106 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0027]La turbina eólica 100 también puede incluir un controlador 202 (FIG. 3). En un modo de realización, el controlador 202 puede ser un controlador de turbina eólica 204 centralizado dentro de la góndola 106. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 202 puede estar localizado dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 100 o en una localización fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 202 puede estar acoplado de forma comunicativa a cualquier número de componentes de la turbina eólica 100 para controlar los componentes. Así pues, el controlador 202 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 202 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 202 para que realice diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica.

[0028]En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 106 de la turbina eólica 100 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 118 se puede acoplar al rotor 108 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 108. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 108 puede incluir un eje de rotor 122 acoplado al buje 110 para la rotación con el mismo. El eje de rotor 122 se puede sostener de forma rotatoria mediante un rodamiento (“bearing”) principal 144. El eje de rotor 122, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje de generador 124 del generador 118 a través de una caja de engranajes 126 conectada a una trama de soporte de bancada 136 mediante uno o más brazos de par de torsión 142. Como se entiende en general, el eje de rotor 122 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la caja de engranajes 126 como respuesta a la rotación de las palas de rotor 112 y del buje 110. La caja de engranajes 126 puede estar configurada a continuación para convertir la entrada de par de torsión alto y velocidad baja en una salida de par de torsión bajo y velocidad alta para accionar el eje de generador 124 y, por tanto, el generador 118.

[0029]Cada pala de rotor 112 puede incluir también un mecanismo de control depitch120 configurado para rotar cada pala de rotor 112 alrededor de su eje depitch116. El mecanismo de control depitch120 puede incluir un controlador depitch150 configurado para recibir al menos una instrucción de consigna depitchdesde el controlador 202. Además, cada mecanismo de control depitch120 puede incluir un motor de accionamiento depitch128 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento depitch130 y un piñón de accionamiento depitch132. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento depitch128 puede estar acoplado a la caja de engranajes de accionamiento depitch130 de modo que el motor de accionamiento depitch128 imparta fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch130. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento depitch130 puede estar acoplada al piñón de accionamiento depitch132 para la rotación con el mismo. El piñón de accionamiento depitch132 puede estar, a su vez, en acoplamiento de rotación con un rodamiento depitch(“pitch bearing”) 134 acoplado entre el buje 110 y una correspondiente pala de rotor 112 de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch132 causa la rotación del rodamiento depitch 134.Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento depitch128 acciona la caja de engranajes de accionamiento depitch130 y el piñón de accionamiento depitch132, haciendo rotar de este modo el rodamiento depitch134 y la(s) pala(s) de rotor 112 alrededor del eje depitch116. De forma similar, la turbina eólica 100 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación (“yaw drive mechanisms”) 138 acoplados de forma comunicativa al controlador 202, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 138 para cambiar el ángulo de la góndola 106 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un rodamiento de orientación (“yaw bearing”) 140 de la turbina eólica 100).

[0030]La rotación de cada pala de rotor 112 alrededor de su eje depitch116 mediante su respectivo mecanismo de control depitch120 puede establecer un ángulo depitchpara cada una de las palas de rotor 112. En un modo de realización, el ángulo depitchpuede ser una desviación angular con respecto a una localización depitchcero. La localización depitchcero puede establecerse, por ejemplo, durante la instalación de las palas en base a una referencia mecánica en el encastre de pala o una protuberancia que desencadena un interruptor de límite para automatizar el proceso de calibración. El controlador 202 puede hacer un seguimiento del ángulo depitchde la(s) pala(s) de rotor 112 en base a una desviación acumulativa con respecto a la localización depitchcero. Por tanto, el controlador 202 puede transmitir la(s) instrucción(es) de consigna depitcha los mecanismos de control depitch120 ordenando que la(s) pala(s) de rotor 112 roten un número específico de grados, según considere un codificador montado en el motor, en relación con el ángulo depitchpercibido de la(s) pala(s) de rotor 112.

[0031]En un modo de realización, el ángulo depitchpercibido de cada una de las palas de rotor 112 se puede combinar para producir un primer ángulo depitchcolectivo del rotor 108. Por ejemplo, si el controlador 202 percibe que cada una de las palas de rotor 112 está inclinada 5 grados desde la localización depitchcero, entonces el primer ángulo depitchcolectivo del rotor 108 sería de 5 grados. Así pues, el controlador 202 puede establecer el primer ángulo depitchcolectivo para la pluralidad de palas de rotor 112 al transmitir la(s) instrucción(es) de consigna depitchal mecanismo de control depitch120 ordenando que cada una de las palas de rotor 112 rote un número específico de grados.

[0032]En referencia todavía a la FIG. 2, se pueden proporcionar uno o más sensores 214, 216, 218 en la turbina eólica 100 para monitorizar el rendimiento de la turbina eólica 100 y/o las condiciones ambientales que afectan a la turbina eólica 100. También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indican que los diversos sensores de la turbina eólica 100 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, se pueden usar los sensores descritos en el presente documento, por ejemplo, para generar señales en relación con el parámetro que se monitoriza, que, a continuación, se puede utilizar por el controlador 202 para determinar la condición.

[0033]En referencia ahora a las FIGS. 3 y 4, se presentan diagramas esquemáticos de múltiples modos de realización de un sistema 200 para controlar una turbina eólica 100 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, se pueden incluir componentes adecuados dentro del controlador 202 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 202 puede incluir uno o más procesadores 206 y dispositivos de memoria asociados 208 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 202 puede incluir también un módulo de comunicaciones 210 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 202 y los diversos componentes de la turbina eólica 100. Además, el módulo de comunicaciones 210 puede incluir una interfaz de sensor 212 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 214, 216, 218 se conviertan en señales que los procesadores 206 puedan entender y procesar. Se debe apreciar que los sensores 214, 216, 218 se pueden acoplar de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 210 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 214, 216, 218 están acoplados a la interfaz de sensor 212 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 214, 216, 218 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 212 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.

[0034]Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados que en la técnica se mencionan como incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 208 puede(n) comprender, en general, uno o más elementos de memoria, que incluye(n), pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (“random access memory” o RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoriaflash),un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (“compact disc-read only memory” o CD-ROM), un disco magneto-óptico (“magneto-optical disk” o MOD), un disco versátil digital (“digital versatile disc” o DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 208 puede(n) estar configurado(s), en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 206, configuran el controlador 202 para que realice diversas funciones que incluyen, pero sin limitarse a, calcular una desviación depitchcolectivo y usar la desviación depitchcolectivo en el control de la turbina 100, como se describe en el presente documento, así como otras diversas funciones adecuadas implementadas por ordenador.

[0035]Como se muestra, en general, en las FIGS. 1-4, el sistema 200 puede incluir al menos un primer sensor 214 configurado para monitorizar una condición de viento en la turbina eólica o actuar sobre el rotor 108. El o los primeros sensores 214 pueden ser, por ejemplo, una veleta, un anemómetro, un sensor LIDAR u otro sensor adecuado. La condición de viento puede incluir y el/los primer(os) sensor(es) 214 puede(n) estar configurado(s) para medir la velocidad del viento, la dirección del viento, la variación de la velocidad del viento con la altura, las ráfagas de viento y/o la variación de la dirección del viento con la altura. En al menos un modo de realización, el/los primer(os) sensor(es) 214 se puede(n) montar en la góndola 106 en una localización a sotavento del rotor 108. En modos de realización alternativos, el/los primer(os) sensor(es) 214 se puede(n) acoplar o integrar con el rotor 108. Se debe apreciar que el/los primer(os) sensor(es) 214 puede(n) incluir una red de sensores y se pueden situar lejos de la turbina eólica 100.

[0036]En un modo de realización, el sistema 200 puede incluir al menos un segundo sensor 216 configurado para monitorizar una condición de carga de la turbina eólica 100. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 1, la condición de carga puede ser un empuje (R<t>) desarrollado por el rotor 108 en respuesta a la condición de viento que actúa sobre el mismo. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 202 puede calcular el empuje (R<T>) en función de una señal relacionada con el esfuerzo de encastre de pala (“blade root strain”) recibido desde el/los segundo(s) sensor(es) 216 acoplado(s) al rotor 108.

[0037]En un modo de realización, en el que puede ser deseable monitorizar el empuje (R<t>) sin emplear técnicas de detección que involucren al rotor 108, el/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) medir el movimiento de la torre 102. En tal caso, las mediciones del movimiento o la deformación de la torre 102 pueden servir como un sustituto aceptable de las mediciones de empuje realizadas en el rotor 108. Por ejemplo, el/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) ser un sensor de esfuerzo de la base de la torre acoplado a la torre 102 que mide un momento de flexión de la misma. El controlador 202 se puede configurar para convertir una medición del esfuerzo de la torre en una o más localizaciones con respecto a un empuje (R<t>) para una velocidad del viento dada. El controlador 202 puede integrar los datos de la condición de viento del/de los primer(os) sensor(es) 214 y los datos de esfuerzo de la torre del/de los segundo(s) sensor(es) 216 con una estimación de las cargas mecánicas para calcular el empuje (R<t>) que produce el rotor 108 bajo la condición de viento.

[0038]En un modo de realización adicional, el/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) ser un acelerómetro o un inclinómetro que mida una aceleración o deformación angular en la parte superior de la torre. El/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) ser un sensor de medición y detección por sonido (“Sonic Detection and Ranging” o SODAR), un sensor de medición y detección por luz (“Light Detection and Ranging” o LIDAR), un sensor óptico o un sensor de posición, tal como<g>P<s>, para el seguimiento de la localización de la góndola 106. El/los segundo(s) sensor(es) 216 también puede(n) incluir combinaciones de sensores. Por ejemplo, la señal GPS se puede aumentar mediante cinemática en tiempo real (“real-time kinematics” o RTK) incorporada o recibida desde servidores públicos y/o un giroscopio y/o un acelerómetro. El/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) proporcionar al controlador 202 una medición de la deformación de la torre 102. El controlador 202 puede integrar los datos de la condición de viento del/de los primer(os) sensor(es) 214 y los datos de deformación de la torre del/de los segundo(s) sensor(es) 216 con una estimación de las cargas mecánicas para calcular el empuje (R<t>) que produce el rotor 108 bajo la condición de viento.

[0039]Se debe apreciar que el/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) estar acoplados a la torre 102, la góndola 106 y/o el rotor 108. El/los segundo(s) sensor(es) 216 también puede(n) incluir una red de sensores y puede(n) situarse lejos de la turbina eólica 100. También se debe apreciar que el/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) incluir combinaciones de los sensores analizados en el presente documento. Por ejemplo, el/los segundo(s) sensor(es) 216 puede(n) incluir tanto un sensor de esfuerzo de la base de la torre como un sensor de deformación de la torre. El controlador 202 puede, a su vez, calcular el empuje (R<t>) en función de al menos uno de entre el esfuerzo de flexión o la deformación. Se debe apreciar además que incrementar la cantidad y los tipos de segundos sensores 216 puede dar como resultado cálculos de empuje más exactos o precisos por parte del controlador 202. El controlador 202 puede utilizar el empuje calculado para calcular un coeficiente de empuje (C<t>) para el rotor 108.

[0040]En referencia todavía a las FIGS. 2-4, el sistema 200 también puede incluir al menos un tercer sensor 218 configurado para monitorizar una condición ambiental o una condición operativa de la turbina eólica 100. Por ejemplo, el/los tercer(os) sensor(es) 218 puede(n) ser un sensor de potencia configurado para monitorizar la potencia de salida del generador 118. El controlador 202 puede utilizar la potencia de salida medida del generador 118 para calcular un coeficiente de potencia (Cp) para la turbina eólica 100.

[0041]En un modo de realización, el/los tercer(os) sensor(es) 218 puede(n) incluir también un sensor de proximidad, un sensor inductivo, una unidad de medición inercial en miniatura (“Miniature Inertial Measurement Unit” o MIMU), un sensor de presión, un acelerómetro, un sensor SODAR, un sensor LIDAR, un sensor óptico o un sensor similar. El/los tercer(os) sensor(es) 218 se pueden configurar, por ejemplo, para proporcionar al controlador 202 mediciones relacionadas con la temperatura del aire, la temperatura de componentes, la presión del aire y/o la velocidad de rotación de la(s) pala(s) de rotor 112. El controlador 202 puede utilizar, por ejemplo, una señal del/de los tercer(os) sensor(es) 218 para calcular una velocidad específica (“tip speed ratio” o TSR) del rotor 108 en la condición de viento monitorizada por el/los primer(os) sensor(es) 214. Se debe apreciar que el/los tercer(os) sensor(es) 218 puede(n) estar acoplados a la torre 102, la góndola 106 y/o el rotor 108. El/los tercer(os) sensor(es) 218 también puede(n) incluir una red de sensores y puede(n) situarse lejos de la turbina eólica 100.

[0042]De acuerdo con la presente divulgación, el controlador 202 del sistema 200, tal como se representa en las FIGS. 3 y 4, puede calcular un ángulo depitchcolectivo real para el rotor 108 en base a, al menos en parte, el empuje calculado (R<t>). Por ejemplo, en un modo de realización, un módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede obtener el ángulo depitchcolectivo real para el coeficiente de empuje real (C<t>) a la velocidad específica (TSR) en base a un mapa de rendimiento aerodinámico del rotor 108. De forma alternativa, en un modo de realización, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede obtener el ángulo depitchcolectivo real para el coeficiente de potencia real (C<p>) basándose en la potencia producida por el generador 118. En las FIGS. 5 y 6 muestran representaciones gráficas de los mapas de rendimiento aerodinámico para el rotor 108. Sin embargo, se debe apreciar que las representaciones gráficas se presentan en el presente documento para un mejor entendimiento, pero el módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede realizar los cálculos empleando otras funciones y/o tablas de consulta adecuadas. De forma similar, se debe apreciar que el término "curva" puede incluir cualquier cálculo, extrapolación, derivación, gráfico u otras etapas computacionales realizadas por el módulo de desviación depitchcolectivo 220.

[0043]Como se representa gráficamente en la FIG. 5, las características de rendimiento aerodinámico del rotor 108 se pueden conocer mediante pruebas y/o modelado. Específicamente, se puede trazar una curva de consigna depitch(PC) en función de la velocidad específica (TSR) y el ángulo depitch.La curva de consigna depitch(PC) se puede superponer a contornos que representan valores de coeficiente de empuje nominal (CTn). Los valores de coeficiente de empuje nominal (CTn) se pueden basar en pruebas y/o modelado del rotor 108. La curva de consigna depitch(PC) puede representar, en base a las propiedades aerodinámicas del rotor 108, el punto de operación óptimo (expresado como la coordenada (TSR,Pitch))para el rotor 108 como respuesta a una condición de viento dada. En base a estas propiedades, a una velocidad específica (TSR), la turbina eólica 100 puede operar con una eficacia máxima en unpitchcorrespondiente al punto de operación que se encuentra en la curva de consigna de pitch (PC). En otras palabras, determinar el punto de intersección entre una línea que representa la velocidad específica (TSR) y la curva de consigna depitch(PC) producirá un ángulo depitchcolectivo óptimo para el rotor 108 cuando se produce una cantidad de empuje deseada.

[0044]En un modo de realización, el controlador 202 puede calcular el coeficiente de empuje (C<t>) para el rotor operativo 108 en función del empuje (R<t>) que, a su vez, se puede calcular en función de al menos uno de entre el esfuerzo de flexión o la deformación de la torre monitorizada por el/los segundo(s) sensor(es) 216. El coeficiente de empuje (C<t>) se puede trazar en el mapa de rendimiento aerodinámico (como se representa en la FIG. 5) con la velocidad específica (TSR) calculada. Por tanto, el ángulo depitchcorrespondiente puede ser el ángulo depitchcolectivo real del rotor 108. En otras palabras, al medir el empuje (R<t>) que produce el rotor 108 en la condición de viento medida, el controlador 202 puede obtener el ángulo depitchcolectivo real del rotor 108 basándose en las características de rendimiento aerodinámico conocidas del rotor 108.

[0045]Como se representa además en la FIG. 5, el coeficiente de empuje (C<t>) calculado en base al empuje (R<t>) puede no estar en la curva de consigna depitch(PC). Un desplazamiento de este tipo con respecto a la curva de consigna depitch(PC) puede indicar que el rotor 108 puede no tener unpitchóptimo para las condiciones del viento. Por ejemplo, el desplazamiento con respecto a la curva de consigna depitch(PC) puede indicar que el ángulo de ataque de la(s) pala(s) de rotor 112 puede ser demasiado alto o demasiado bajo para la velocidad del viento. Esto, a su vez, puede indicar que la turbina eólica 100 está operando de manera ineficaz o potencialmente dañina.

[0046]Se debe apreciar que el ángulo depitchcolectivo real puede ser la combinación de los ángulos depitchindividuales de cada una de las palas de rotor 112 y puede ser diferente del primer ángulo depitchcolectivo percibido por el controlador 202. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 202 puede percibir que cada pala de rotor 112 tiene un ángulo depitchde 5 grados con respecto a la localización depitchcero. Sin embargo, debido a las variaciones en la localización depitchcero y/o la torsión aerodinámica de cada una de las palas de rotor 112, una primera pala puede tener un ángulo depitchde 7 grados, una segunda pala puede tener un ángulo depitchde 5 grados, mientras que una tercera pala puede tener un ángulo depitchde 6 grados. En una realización de este tipo, el ángulo depitchcolectivo real del rotor 108 sería de 6 grados. El ángulo depitchcolectivo real puede indicarse mediante un empuje mayor o menor que el que se esperaría de otro modo para un rotor 108 en el primer ángulo depitchcolectivo y la velocidad específica (TSR) calculada.

[0047]La FIG. 6, similar al análisis anterior con respecto a la FIG. 5, representa la curva de consigna depitch(PC) trazada en función de la velocidad específica (TSR) y el ángulo depitch.La curva de consigna depitch(PC) se puede superponer a contornos que representan valores de coeficiente de potencia nominal (Cpn). Los valores de coeficiente de potencia nominal (Cpn) se pueden basar en pruebas y/o modelado de la turbina eólica 100 y pueden reducirse desde un pico. La curva de consigna depitch(PC) puede representar, en base a las propiedades aerodinámicas del rotor 108, el punto de operación óptimo (expresado como la coordenada (TSR,Pitch))para el rotor 108 como respuesta a una condición de viento dada. En base a estas propiedades, a una velocidad específica (TSR), la turbina eólica 100 puede operar con una eficacia máxima en unpitchcorrespondiente al punto de operación que se encuentra en la curva de potencia (PC). En otras palabras, determinar el punto de intersección entre una línea que representa la velocidad específica (TSR) y la curva de potencia (PC) producirá un ángulo depitchcolectivo óptimo para el rotor 108 cuando la turbina eólica está produciendo una cantidad de potencia deseada.

[0048]En un modo de realización, el controlador 202 puede calcular el coeficiente de potencia (C<p>) para el rotor operativo 108 basándose en la potencia de salida del generador 118. El coeficiente de potencia (C<p>) se puede trazar en el mapa de rendimiento aerodinámico (como se representa en la FIG. 6) con la velocidad específica (TSR) calculada. Por tanto, el ángulo depitchcorrespondiente puede ser el ángulo depitchcolectivo real del rotor 108. En otras palabras, al medir la potencia que produce la turbina eólica 100 en la condición de viento medida, el controlador 202 puede obtener el ángulo depitchcolectivo real del rotor 108 basándose en las características de rendimiento aerodinámico conocidas del rotor 108.

[0049]En referencia de nuevo a la FIG. 3, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede ser un componente del controlador de turbina eólica 204. De forma alternativa, como se muestra en la FIG. 4, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede ser un componente de un controlador separado 202. En dichos modos de realización, la utilización de un controlador separado 202 puede facilitar la determinación del ángulo depitchcolectivo sin requerir acceso al software y/o hardware del controlador de turbina eólica 204.

[0050]Además, en un modo de realización, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 se puede configurar para ejecutar una o más técnicas o algoritmos adecuados de procesamiento de datos. Las técnicas o algoritmos pueden permitir que el controlador 202 o el controlador de turbina eólica 204 analicen con exactitud y eficazmente los datos del sensor de los sensores 214, 216, 218. Este análisis puede permitir que el controlador 202 o el controlador de turbina eólica 204 calculen el ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor en base a, al menos en parte, el empuje. Además, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede aplicar correcciones o ajustes a los datos recibidos basándose en el tipo de sensor, la resolución del sensor y/u otros parámetros asociados a las condiciones del viento o las operaciones de la turbina eólica 100. En un caso, por ejemplo, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 puede filtrar los datos para eliminar valores atípicos, implementando subrutinas o cálculos intermedios requeridos para calcular el ángulo depitchcolectivo y/o realizando cualquier otra técnica o algoritmo deseados relacionados con el procesamiento de datos.

[0051]En referencia particular a las FIGS. 3-6, el sistema 200 puede calcular el ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor 112 como se describe en el presente documento. El sistema 200 también puede determinar una desviación depitchcolectivo basándose en la diferencia entre el primer ángulo depitchcolectivo y el ángulo depitchcolectivo real. La desviación depitchcolectivo se puede emplear como al menos uno de entre un factor de amortiguamiento, un factor de amplificación o factor de calibración.

[0052]En un modo de realización, la desviación depitchcolectivo se puede introducir en el sistema 200 en una localización adecuada para permitir la operación eficaz de la turbina eólica 100. Por ejemplo, en un modo de realización, la desviación depitchcolectivo se puede integrar mediante el controlador de turbina 204 con al menos una instrucción de consigna de pitch. A continuación, la(s) instrucción(es) integrada(s) de consigna depitchse puede(n) transmitir al mecanismo de control de pitch 120 de la turbina eólica 100. En otro modo de realización, el módulo de desviación depitchcolectivo 220 se puede acoplar de forma comunicativa al mecanismo de control depitch120 y puede introducir la desviación depitchcolectivo en una señal entre el mecanismo de control depitch120 y el controlador de turbina 204. Se debe apreciar que en un modo de realización de este tipo, el controlador de turbina eólica 204 puede no detectar la alteración de la señal hacia o desde el mecanismo de control depitch120. En aún otro modo de realización, la desviación depitchcolectivo se puede proporcionar al controlador de turbina eólica 204 en forma de una señal de calibración y se puede utilizar por el controlador de turbina eólica 204 para calcular una nueva localización depitchcero colectivo percibido para el rotor 108.

[0053]En un modo de realización, el controlador 202 puede determinar la desviación depitchcolectivo de forma continua, en un intervalo predeterminado y/o en respuesta a una entrada de sensor específica. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 202 puede determinar la desviación depitchcolectivo después de una instalación de pala y/o una instalación de mecanismo de control depitch120. En un modo de realización de este tipo, la desviación depitchcolectivo se puede emplear para recalibrar el controlador de turbina eólica 204 y/o el mecanismo de control depitch120. En un modo de realización adicional, el controlador 202 puede monitorizar continuamente el ángulo depitchcolectivo real e integrar la desviación depitchcolectivo en la instrucción de consigna depitch. En otro modo de realización, el controlador 202 puede calcular el colectivo real en un intervalo predeterminado (por ejemplo, diario, semanal, mensual, etc.). En aún otro modo de realización, la recepción de una señal de fallo desde un sensor, como una indicación relacionada con una salida inesperada del generador, puede desencadenar que el controlador 202 calcule el ángulo depitchcolectivo del rotor 108.

[0054]En un modo de realización, el sistema 200 se puede configurar para realizar una comprobación del sistema con el controlador 202 para detectar un fallo en el mecanismo de control depitch120. Si se detecta un fallo en el mecanismo de control depitch120, el controlador 202 se puede configurar para ignorar la desviación depitchcolectivo y generar al menos una de entre una señal de mantenimiento 222 o una señal de parada de turbina.

[0055]En referencia ahora a la FIG. 7, se ilustra una curva de ejemplo de un modo de realización de potencia de salida de turbina eólica (eje y) frente a la velocidad del viento (ejex)de acuerdo con la presente divulgación. Como se representa en la FIG. 7, a medida que aumenta la velocidad del viento, también aumenta, en general, la potencia producida por la turbina eólica 100. Para velocidades del viento por debajo del umbral de eficacia (T<e>), la correlación de la velocidad del viento con la producción de potencia puede ser relativamente lineal. En esta región, el controlador 202 puede calcular la(s) instrucción(es) de consigna depitchpara optimizar la producción de potencia estableciendo un ángulo depitchcolectivo que se encuentra en la curva de consigna depitch(PC) representada en las FIGS. 5 y 6. De este modo, el controlador 202 puede calcular la(s) instrucción(es) de consigna depitchpara optimizar el coeficiente de empuje en la condición de viento cuando la condición de viento es menor que el umbral de eficacia (T<e>). Se debe apreciar que la integración de la desviación depitchcolectivo en la(s) instrucción(es) de consigna depitchfacilitará la operación del rotor 108 en un ángulo depitchcolectivo que se encuentra en la curva de consigna depitch.

[0056]En referencia todavía a la FIG. 7, a medida que aumenta la velocidad del viento, se puede aproximar a un umbral nominal (T<r>). A medida que la velocidad del viento alcanza y/o supera el umbral nominal (T<r>), el controlador 202 puede calcular la(s) instrucción(es) de consigna depitchque establece el rotor 108 en un ángulo depitchque limita la cantidad de potencia producida por la turbina eólica 100. La integración de la desviación depitchcolectivo en la(s) instrucción(es) de consigna depitchpuede garantizar que el ángulo depitchcolectivo real no dé como resultado una producción de potencia que exceda el umbral nominal (T<r>) o una operación de una manera innecesariamente limitada por debajo del umbral (por ejemplo, un ángulo depitchcolectivo que produce menos potencia que la permitida por la velocidad del viento).

[0057]En la región entre el umbral de eficacia (T<e>) y el umbral nominal (T<r>), el controlador 202 también puede calcular instrucciones de consigna depitchque optimicen la eficacia al tiempo que eviten que la turbina eólica supere un umbral de empuje o una limitación de carga mecánica. Se debe apreciar que el empleo de los sistemas y procedimientos divulgados en el presente documento puede permitir la retroalimentación directa del empuje del rotor y la gestión de las cargas mecánicas hasta un límite de diseño con una certeza operativa mejorada. Se debe apreciar además que sin el sistema y los procedimientos descritos en el presente documento, el controlador 202 puede establecer instrucciones de consigna depitchpara esta región de operación que dan como resultado cargas que se desvían de una carga anticipada en la turbina eólica. Cargas superiores a las previstas pueden dar como resultado daños en la turbina eólica, mientras que cargas inferiores a las previstas pueden dar como resultado una producción de potencia no óptima.

[0058]En referencia ahora a la FIG. 8, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 300 para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo. El procedimiento 300 se puede implementar usando, por ejemplo, el sistema 200 analizado anteriormente con referencia a las FIGS.

1-7. La FIG. 8 representa las etapas realizadas en un orden particular para propósitos de ilustración y análisis. Usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, los expertos en la técnica entenderán que diversas etapas del procedimiento 300, o cualquiera de los procedimientos divulgados en el presente documento, se pueden adaptar, modificar, reordenar, realizar simultáneamente o modificar de diversas formas sin apartarse del alcance de la presente divulgación.

[0059]Como se muestra en (302), el procedimiento 300 puede incluir determinar, por medio de un controlador, una condición de viento que actúa en un rotor de la turbina eólica. Como se muestra en (304), el procedimiento 300 puede incluir establecer un primer ángulo depitchcolectivo para la pluralidad de palas de rotor. Además, como se muestra en (306), el procedimiento 300 puede incluir operar la turbina eólica con la pluralidad de palas de rotor en el primer ángulo depitchcolectivo. Como se muestra en (308), el procedimiento 300 puede incluir determinar, por medio del controlador, un empuje del rotor en base a, al menos en parte, la(s) condición(es) de viento. Como se muestra en (310), el procedimiento 300 también puede incluir calcular, por medio del controlador, un ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor en base a, al menos en parte, el empuje. Además, como se muestra en (312), el procedimiento 300 también puede incluir determinar, por medio del controlador, la desviación depitchcolectivo en base a la diferencia entre el primer ángulo depitchcolectivo y el ángulo depitchcolectivo real. Como se muestra en (314), el procedimiento 300 también puede incluir integrar la desviación depitchcolectivo con al menos una instrucción de consigna depitch.Como se muestra en (316), el procedimiento 300 también puede incluir transmitir, por medio del controlador, la instrucción de consigna depitchintegrada a un mecanismo de control depitchde la turbina eólica.

[0060]En modos de realización adicionales, el procedimiento 300 también puede incluir, de acuerdo con la presente divulgación, integrar una retroalimentación de mecanismo de control depitchcon la desviación depitchcolectivo para calibrar el controlador.

[0061]En modos de realización adicionales, el procedimiento 300 también puede incluir, de acuerdo con la presente divulgación, comparar la desviación depitchcolectivo con un límite de desviación de pitchcolectivoy generar una señal de salida para desencadenar un evento de mantenimiento cuando se supere el límite de desviación depitchcolectivo.

[0062]Además, el experto en la técnica reconocerá la intercambiabilidad de diversos rasgos característicos de diferentes modos de realización. De forma similar, las diversas etapas de procedimiento y rasgos característicos descritos, así como otros equivalentes conocidos para uno de dichos procedimientos y rasgo característico, se pueden mezclar y combinar por un experto en esta técnica para construir sistemas y técnicas adicionales de acuerdo con los principios de esta divulgación. Por supuesto, se debe entender que no todos de dichos objetivos o ventajas descritos anteriormente se pueden lograr necesariamente de acuerdo con cualquier modo de realización particular. Por tanto, por ejemplo, los expertos en la técnica reconocerán que los sistemas y técnicas descritos en el presente documento se pueden realizar o llevar a cabo de manera que se logre u optimice una ventaja o grupo de ventajas como se enseña en el presente documento sin lograr necesariamente otros objetivos o ventajas como se pueda enseñar o sugerir en el presente documento.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para controlar una turbina eólica en base a una desviación depitchcolectivo, comprendiendo el procedimiento:

determinar, por medio de un controlador, una condición de viento en la turbina eólica;

establecer un primer ángulo depitchcolectivo para una pluralidad de palas de rotor montadas en un buje giratorio de un rotor de la turbina eólica;

operar la turbina eólica con la pluralidad de palas de rotor en el primer ángulo depitchcolectivo; determinar, por medio del controlador, un empuje del rotor en base a, al menos en parte, la condición de viento;

calcular, por medio del controlador, un ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor en base a, al menos en parte, el empuje;

determinar, por medio del controlador, la desviación depitchcolectivo en base a la diferencia entre el primer ángulo depitchcolectivo y el ángulo depitchcolectivo real;

integrar la desviación depitchcolectivo con al menos una instrucción de consigna depitch;y transmitir, por medio del controlador, la al menos una instrucción de consigna depitchintegrada a un mecanismo de control depitchde la turbina eólica.

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar el empuje del rotor comprende además:

medir, por medio de uno o más sensores, al menos uno de entre el esfuerzo de flexión de una torre de turbina eólica o una deformación de la torre; y,

calcular el empuje en función de al menos uno del esfuerzo de flexión o la deformación.

3. El procedimiento de las reivindicaciones 1-2, en el que calcular el ángulo depitchcolectivo real comprende: calcular un coeficiente de empuje en base al empuje del rotor;

calcular una velocidad específica para el rotor en la condición de viento; y,

obtener el ángulo depitchcolectivo real para el coeficiente de empuje a la velocidad específica en base a un mapa de rendimiento aerodinámico del rotor.

4. El procedimiento de la reivindicación 3, que comprende además calcular la al menos una instrucción de consigna depitchpara optimizar el coeficiente de empuje en la condición de viento, en el que la condición de viento es menor que un valor umbral.

5. El procedimiento de las reivindicaciones 1-4, en el que determinar la desviación depitchcolectivo se realiza al menos de una de las siguientes maneras: de forma continua, a un intervalo predeterminado o en respuesta a una entrada de sensor específica.

6. El procedimiento de las reivindicaciones 1-5, en el que determinar la desviación depitchcolectivo se realiza después de al menos una de entre una instalación de pala o una instalación de mecanismo de control depitch,comprendiendo además el procedimiento:

integrar una retroalimentación de mecanismo de control depitchcon la desviación depitchcolectivo para calibrar el controlador.

7. El procedimiento de las reivindicaciones 1-6, que comprende además:

realizar una comprobación del sistema con el controlador para comprobar si hay un fallo en el mecanismo de control depitch;

ignorar la desviación depitchcolectivo cuando se detecta el fallo en el mecanismo de control depitch;y, generar al menos una señal de mantenimiento o una señal de parada de turbina cuando se detecta el fallo en el mecanismo de control depitch.

8. El procedimiento de las reivindicaciones 1-7, en el que el controlador comprende al menos uno de entre un controlador de turbina o un módulo de controlador separado acoplado de forma comunicativa al controlador de turbina.

9. El procedimiento de la reivindicación 8, que comprende además:

comparar la desviación depitchcolectivo con un límite de desviación depitchcolectivo; y

generar una señal de salida para desencadenar un evento de mantenimiento cuando se supere el límite de desviación depitchcolectivo.

10. El procedimiento de las reivindicaciones 1-9, que comprende además calcular la al menos una instrucción de consigna depitchpara limitar la producción de empuje en la condición de viento, en el que la condición de viento es mayor que un valor umbral.

11. Un sistema para controlar una turbina eólica, comprendiendo el sistema:

un mecanismo de control depitchpara establecer un primer ángulo depitchcolectivo para una pluralidad de palas de rotor montadas en un buje giratorio de un rotor de la turbina eólica, comprendiendo el mecanismo de control depitchun controlador depitch;

al menos un primer sensor configurado para monitorizar una condición de viento en la turbina eólica; al menos un segundo sensor configurado para monitorizar una condición de carga de la turbina eólica; un controlador de turbina acoplado de forma comunicativa al al menos un primer y segundo sensores, y el controlador depitch,comprendiendo el controlador al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones, comprendiendo la pluralidad de operaciones:

establecer el primer ángulo depitchcolectivo para la pluralidad de palas de rotor;

determinar un empuje del rotor en base a, al menos en parte, la condición de viento; calcular un ángulo depitchcolectivo real para la pluralidad de palas de rotor en base a, al menos en parte, el empuje;

determinar la desviación depitchcolectivo en base a la diferencia entre el primer ángulo depitchcolectivo y el ángulo depitchcolectivo real;

integrar la desviación depitchcolectivo con al menos una instrucción de consigna depitch;y, transmitir la al menos una instrucción de consigna depitchintegrada al mecanismo de control depitchde la turbina eólica.

12. El sistema de la reivindicación 11, en el que el al menos un segundo sensor comprende al menos uno de entre un sensor de esfuerzo de base de torre o un sensor de deformación de torre, y en el que determinar el empuje del rotor comprende además:

medir, por medio del al menos un segundo sensor, al menos uno de entre un esfuerzo de flexión de una torre de turbina eólica o una deformación de la torre; y,

13. El sistema de las reivindicaciones 11-12, en el que la una o más operaciones comprenden además:

calcular un coeficiente de empuje en base al empuje del rotor;

calcular una velocidad específica para el rotor en la condición de viento; y

14. El sistema de las reivindicaciones 11-13, en el que determinar la desviación depitchcolectivo se realiza al menos de una de las siguientes maneras: de forma continua, a un intervalo predeterminado o en respuesta a una entrada de sensor específica.

15. El sistema de las reivindicaciones 11-14, en el que determinar la desviación depitchcolectivo se realiza después de al menos una de entre una instalación de pala o una instalación de mecanismo de control depitch,comprendiendo además el procedimiento: