ES3008481T3 - System and method for reducing loads acting on a wind turbine in response to transient wind conditions by means of pitch control - Google Patents

System and method for reducing loads acting on a wind turbine in response to transient wind conditions by means of pitch control Download PDF

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Abstract

Se describe un método 200 para reducir las cargas que actúan sobre una turbina eólica 10 en respuesta a condiciones de viento transitorias. El método 200 puede incluir, en general, determinar 202 el valor real de un parámetro de pala de una pala del rotor de la turbina eólica mediante un primer sensor asociado a la pala del rotor, monitorizar 204 un parámetro operativo secundario de la turbina eólica mediante un segundo sensor, determinar 206 el valor predicho del parámetro de pala con base en dicho parámetro, comparar 208 el valor real con el predicho y aplicar 210 una acción correctiva para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10 si el valor real difiere del predicho en al menos un umbral diferencial. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para reducir cargas que actúan sobre una turbina eólica en respuesta a condiciones de viento transitorias por medio de control depitch
[0001]La presente materia se refiere general a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para reducir las cargas sobre los componentes de turbina eólica en respuesta a condiciones de viento transitorias.
[0002]En general, una turbina eólica incluye una torre, una góndola montada en la torre y un rotor acoplado a la góndola. El rotor incluye típicamente un buje rotatorio y una pluralidad de palas de rotor acopladas a y que se extienden hacia fuera del buje. Cada pala de rotor se puede espaciar alrededor del buje para facilitar la rotación del rotor para permitir que la energía cinética se transfiera del viento a energía mecánica útil y, posteriormente, energía eléctrica.
[0003]Las condiciones de viento transitorias a menudo presentan retos para implementar estrategias de control para mantener las cargas que actúan sobre palas de rotor de turbina eólica y otros componentes de turbina eólica en niveles relativamente bajos. Véase el documento US 2012/0128488. Por ejemplo, durante ráfagas de viento extremas, la velocidad del viento se puede incrementar significativamente en un período de tiempo relativamente corto, dando lugar a un rápido incremento en la carga de pala. Este rápido incremento afecta inicialmente las partes externas de las palas de rotor (por ejemplo, en la punta), donde las palas son más susceptibles a una deflexión incrementada debido a la carga, lo que puede dar como resultado un riesgo incrementado de impacto contra la torre debido a una deflexión de punta excesiva.
[0004]El documento US 2011/140431 A1 describe un procedimiento para controlar una turbina eólica que incluye al menos un eje de rotor y al menos una pala acoplada operativamente al eje de rotor que incluye medir una primera condición operativa de turbina eólica que es representativa de un valor de deflexión de pala y generar una primera señal de condición operativa en base a esa primera condición operativa de turbina eólica.
[0005]Las estrategias de control actuales identifican las condiciones de viento transitorias detectando cambios en la velocidad de rotación del generador. Sin embargo, debido a la inercia de rotor, los cambios en la velocidad de generador se producen después de los cambios en la carga de pala. Como resultado, las estrategias de control actuales pueden no ser suficientemente sensibles para reducir la carga de pala durante acontecimientos transitorios extremos.
[0006]En consecuencia, sería bien recibido en la tecnología un sistema y procedimiento para reducir las cargas en palas de rotor y/u otros componentes de turbina eólica con reactividad mejorada a las condiciones de viento transitorias.
[0007]Diversos aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden ser evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la puesta en práctica de la invención.
[0008]La presente invención se define por las reivindicaciones adjuntas.
[0009]Diversas características, 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. En los dibujos:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica;
la FIG. 2 ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de una góndola de una turbina eólica;
la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro de un controlador de una turbina eólica;
la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para reducir cargas que actúan sobre una pala de rotor de turbina eólica en respuesta a condiciones de viento transitorias;
la FIG. 5 ilustra un gráfico que muestra datos de deflexión de punta de ejemplo incluyendo valores de deflexión de punta tanto reales como previstos (“predicted”); y
la FIG. 6 ilustra un gráfico que muestra datos de carga de ejemplo para una pala de rotor y un eje de rotor de la turbina eólica, ilustrando en particular una diferencial de tiempo entre los cambios en la carga de pala y los cambios en la carga de eje.
[0010]Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la divulgación, 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, será 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 características ilustradas o descritas 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 como dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.
[0011]En general, la presente materia se refiere a un sistema y procedimiento para reducir las cargas que actúan sobre las palas de rotor y/u otros componentes de turbina eólica en respuesta a condiciones de viento transitorias. Específicamente, se usan uno o más sensores de pala para detectar una deflexión de una o más de las palas de rotor. Por ejemplo, en varios modos de realización, se pueden usar una o más unidades de medición inercial en miniatura (MIMU) para detectar la carga de pala y/o deflexión de pala de una o más de las palas de rotor. Dicha deflexión de pala detectada se puede comparar a continuación con los correspondientes parámetros de pala previstos para identificar cuándo existen condiciones de viento transitorias. Por ejemplo, si la deflexión de pala detectada o real se desvía de la deflexión de pala prevista en una cantidad significativa, puede ser una indicación de que se está produciendo una ráfaga de viento u otro acontecimiento transitorio. A continuación, se puede realizar una acción correctora adecuada (por ejemplo, reduciendo la potencia de la turbina eólica) para reducir la cantidad de cargas que actúan sobre los componentes de turbina eólica.
[0012]Se debe apreciar que, al monitorizar una o más deflexiones de pala directamente usando el/los sensor(es) de pala, el sistema y procedimiento divulgados pueden detectar la aparición de condiciones de viento transitorias mucho más rápido que los sistemas/procedimientos de control convencionales que se basan en la detección de cambios de velocidad de generador. Por tanto, se pueden iniciar acciones correctoras mucho más rápidamente para garantizar que las cargas que actúan sobre las palas de rotor no se vuelvan excesivas debido a condiciones transitorias extremas (por ejemplo, ráfagas de viento extremas).
[0013]En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 en general incluye una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16, montada en la torre 12, y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 se puede espaciar alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética se transfiera del viento en energía mecánica usable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0014]La turbina eólica 10 también puede incluir un sistema de control de turbina o controlador de turbina 26 centralizado dentro de la góndola 16. En general, el controlador 26 puede comprender un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica. Como tal, el controlador 26 se puede configurar en general para controlar los diversos modos en operación (por ejemplo, secuencias de arranque o de apagado) y/o componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador 26 se puede configurar para ajustar elpitchde pala o ángulo depitchde cada pala de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de la pala 22 con respecto a la dirección del viento) alrededor de su eje depitch28 para controlar la velocidad de rotación de la pala de rotor 22 y/o la salida de potencia generada por la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador 26 puede controlar el ángulo depitchde las palas de rotor 22, individualmente o bien simultáneamente, transmitiendo señales de control adecuadas directa o indirectamente (por ejemplo, por medio de un controlador depitch(no mostrado)) a uno o más mecanismos de ajuste depitch32 (FIG.
2) de la turbina eólica 10. Durante la operación de la turbina eólica 10, el controlador 26 puede controlar en general cada mecanismo de ajuste depitch32 para alterar el ángulo depitchde cada pala de rotor 22 entre 0 grados (es decir, una posición de potencia de la pala de rotor 22) y 90 grados (es decir, una posición de bandera de la pala de rotor 22).
[0015]En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, un generador 24 se puede disponer dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 se puede acoplar al rotor 18 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 34 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 34, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje de generador 36 del generador 24 a través de una caja de engranajes 38. Como se entiende en general, el eje de rotor 34 puede proporcionar una entrada de baja velocidad y alto par de torsión a la caja de engranajes 38 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. Entonces, la caja de engranajes 38 se puede configurar para convertir la entrada de baja velocidad y alto par de torsión en una salida de alta velocidad y bajo par de torsión para accionar el eje de generador 36 y, por tanto, el generador 24.
[0016] Adicionalmente, el controlador 26 también se puede ubicar dentro de la góndola 16. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 26 se puede ubicar dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 10 o en una ubicación fuera de la turbina eólica (por ejemplo, cuando el controlador 26 se configura como un controlador de parque para controlar una pluralidad de turbinas eólicas). Como se entiende en general, el controlador 26 se puede acoplar de forma comunicativa a cualquier número de los componentes de la turbina eólica 10 para controlar la operación de dichos componentes. Por ejemplo, como se indica anteriormente, el controlador 26 se puede acoplar de forma comunicativa a cada mecanismo de ajuste depitch32 de la turbina eólica 10 (uno para cada pala de rotor 22) por medio de un controlador depitchpara facilitar la rotación de cada pala de rotor 22 sobre su eje depitch28.
[0017] En general, cada mecanismo de ajuste depitch32 puede incluir cualquier componente adecuado y puede tener cualquier configuración adecuada que permita que el mecanismo de ajuste depitch32 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, en varios modos de realización, cada mecanismo de ajuste depitch32 puede incluir un motor de accionamiento depitch40 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico adecuado), una caja de engranajes de accionamiento depitch42 y un piñón de accionamiento depitch44. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento depitch40 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento depitch42 de modo que el motor de accionamiento depitch40 imparta fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch42. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento depitch42 se puede acoplar al piñón de accionamiento depitch44 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento depitch44, a su vez, se puede engranar en rotación con un rodamiento depitch46 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch44 provoque la rotación del rodamiento depitch46. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento depitch40 acciona la caja de engranajes de accionamiento depitch42 y el piñón de accionamiento depitch44, rotando de este modo el rodamiento depitch46 y la pala de rotor 22 alrededor del eje depitch28.
[0018] En modos de realización alternativos, se debe apreciar que cada mecanismo de ajuste depitch32 puede tener cualquier otra configuración adecuada que facilite la rotación de una pala de rotor 22 alrededor de su eje depitch28. Por ejemplo, son conocidos mecanismos de ajuste depitch32 que incluyen un dispositivo accionado hidráulico o neumático (por ejemplo, un cilindro hidráulico o neumático) configurado para transmitir energía de rotación al rodamiento depitch46, provocando de este modo que la pala de rotor 22 rote alrededor de su eje depitch28. Por tanto, en varios modos de realización, en lugar del motor de accionamiento depitcheléctrico 40 descrito anteriormente, cada mecanismo de ajuste depitch32 puede incluir un dispositivo accionado hidráulico o neumático que utiliza presión de fluido para aplicar un par de torsión al rodamiento depitch46.
[0019] Además, la turbina eólica 10 incluye uno o más sensores para monitorizar diversos parámetros en operación de la turbina eólica 10. Por ejemplo, de acuerdo con la invención, la turbina eólica 10 incluye uno o más sensores de pala 48 configurados para monitorizar un parámetro de pala de la turbina eólica 10. Como se usa en el presente documento, el término "parámetro de pala" se puede referir a cualquier condición en operación y/o parámetro adecuado que se relacione con una o más de las palas de rotor 22 de la turbina eólica 10. El parámetro de pala, de acuerdo con la invención, se refiere a la deflexión de pala. Además, los parámetros de pala pueden incluir, pero no se limitan a, carga de pala, orientación de pala (por ejemplo, torsión y/o rotación de pala debido a deflexión), ángulo depitch,velocidad de rotación de pala, vibraciones de pala y/o similares. Además, los parámetros de pala también pueden incluir derivados de cualquier parámetro de la pala monitorizado (por ejemplo, velocidad de pala, aceleración, etc.)
[0020] En varios modos de realización, cada sensor de pala 48 puede ser una unidad de medición inercial en miniatura (MIMU). Como se entiende en general, las MIMU pueden incluir cualquier combinación de acelerómetros tridimensionales (3D), giroscopios 3D y magnetómetros 3D y por tanto, cuando se montan sobre y/o dentro de una pala de rotor 22, pueden proporcionar diversos tipos de mediciones relacionadas con la pala, tales como mediciones de orientación de pala 3D(pitch,balanceo, orientación), mediciones de aceleración de pala 3D, mediciones de velocidad de giro 3D, mediciones de campo magnético 3D y/o similares. Como se describirá a continuación, dichas mediciones se pueden transmitir a continuación al controlador 26 y posteriormente analizarse para determinar valores en tiempo real para uno o más de los parámetros de pala.
[0021] En modos de realización alternativos, los sensores de pala 48 pueden ser cualquier otro sensor adecuado que puede monitorizar un parámetro de pala de una o más de las palas de rotor 22. Por ejemplo, los sensores de pala 48 pueden ser medidores de tensión, acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores LIDAR, sistemas de cámara, sistemas de fibra óptica, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado.
[0022] Como se muestra en la FIG. 1, en un modo de realización, se pueden asociar múltiples sensores de pala 48 con cada pala de rotor 22. En dicho modo de realización, los sensores de pala 48 se pueden disponer en general en cualquier ubicación adecuada a lo largo de la longitud de las palas de rotor 22. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 1, un sensor de pala 48 se puede ubicar en general adyacente a una raíz 21 de cada pala de rotor 22 mientras que otro sensor de pala 48 se puede ubicar en general adyacente a una punta 23 de cada pala de rotor 22. Sin embargo, se debe apreciar que, en modos de realización alternativos, un solo sensor de pala 48 se puede asociar con cada pala de rotor 22 o un sensor(es) de pala 48 se puede(n) asociar con menos de todas las palas de rotor 22. Los sensores de pala, de acuerdo con la invención, se montan a lo largo del exterior de la(s) pala(s) de rotor 22 y/o a lo largo del interior de la(s) pala(s) de rotor 22 (incluso estando incrustados dentro de una pared de la(s) pala(s) de rotor 22).
[0023]Adicionalmente, se debe apreciar que la turbina eólica 10 también puede incluir diversos otros sensores para monitorizar otros parámetros en operación de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra en la FIG.
2, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de generador 50 para monitorizar el par de torsión, la velocidad de rotación, la aceleración y/o la salida de potencia del generador 24. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de viento 52 para monitorizar la velocidad del viento y/o uno o más sensores de eje 54 para medir las cargas que actúan sobre el eje de rotor 34 y/o la velocidad de rotación del eje de rotor 34. Adicionalmente, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de torre 56 para medir las cargas transmitidas a través de la torre 12 y/o la aceleración de la torre 12. Por supuesto, la turbina eólica 10 puede incluir además otros diversos sensores adecuados para medir cualquier otro parámetro en operación adecuado de la turbina eólica 10. Por ejemplo, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores 57 (por ejemplo, acelerómetros) para monitorizar la aceleración de la caja de engranajes 38 y/o la aceleración de uno o más componentes estructurales del cabezal de máquina (por ejemplo, el bastidor (“frame”) de generador, el bastidor principal o la bancada, etc.).
[0024]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 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores se pueden usar, por ejemplo, para generar señales relacionadas con el parámetro que se está monitorizando, que a continuación se pueden utilizar por el controlador 26 para determinar el parámetro real. Por ejemplo, como se indica anteriormente, los sensores MIMU se pueden usar para monitorizar uno o más parámetros de la pala proporcionando diversas mediciones 3D, que a continuación se pueden correlacionar con el/los parámetro(s) de pala.
[0025]En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del controlador 26 de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 58 y dispositivos de memoria asociados 60 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares divulgados en el presente documento). Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 60 puede(n) comprender en general uno o más elementos de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoriaflash),un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 60 se puede(n) configurar en general para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 58, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones incluyendo, pero sin limitarse a, determinar uno o más parámetros en operación de la turbina eólica 10 en base a mediciones de sensor, transmitir señales de control adecuadas para implementar acciones correctoras en respuesta a la detección de condiciones del viento transitorias y otras diversas funciones implementadas por ordenador adecuadas.
[0026]Adicionalmente, el controlador 26 también puede incluir un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el módulo de comunicaciones 62 puede servir como interfaz para permitir que el controlador de turbina 26 transmita señales de control a cada mecanismo de ajuste depitch32 para controlar el ángulo depitchde las palas de rotor 22. Además, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir una interfaz de sensor 64 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde los sensores 48, 50, 52, 54, 56 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 58.
[0027]Se debe apreciar que los sensores 48, 50, 52, 54, 56 se pueden acoplar de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 48, 50, 52, 54, 56 se acoplan a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 48, 50, 52, 54, 56 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.
[0028] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para reducir las cargas que actúan sobre una turbina eólica en respuesta a condiciones de viento transitorias de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra, el procedimiento 200 puede incluir determinar un valor real para un parámetro de pala con un primer sensor asociado con al menos una de las palas de rotor 202, monitorizar un parámetro en operación secundario de la turbina eólica usando un segundo sensor 204, determinar un valor previsto para el parámetro de pala en base al parámetro en operación secundario 206, comparar el valor real con el valor previsto 208 y realizar una acción correctora para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica cuando el valor real difiere del valor previsto en al menos un umbral diferencial 210.
[0029] En general, el procedimiento divulgado 200 se puede utilizar para reducir la carga de componente de turbina eólica (por ejemplo, cargas de pala, cargas de torre, cargas de cabeza de máquina, etc.) en respuesta a condiciones de viento transitorias, tales como ráfagas de viento extremas. Específicamente, uno o más parámetros de pala, tales como la carga de pala y/o deflexión de pala, se pueden monitorizar usando uno o más sensores adecuados para adquirir datos en tiempo real relacionados con el estado en operación real de las palas de rotor 22. Además, los datos relacionados con el estado en operación previsto de las palas de rotor 22 se pueden obtener monitorizando uno o más de otros parámetros en operación adicionales de la turbina eólica 10 y posteriormente correlacionando el/los parámetro(s) en operación con los valores previstos para el/los parámetro(s) de pala. Después de esto, los datos en tiempo real para el/los parámetro(s) de pala (es decir, los valores reales monitorizados) se pueden comparar con los datos previstos para el/los parámetro(s) de pala (es decir, los valores previstos) para identificar cuándo existe una condición de viento transitoria. Por ejemplo, si los datos en tiempo real difieren sustancialmente de los datos previstos, se puede determinar que la turbina eólica 10 está experimentando actualmente condiciones de viento transitorias. En dicho caso, se puede realizar una acción correctora adecuada para reducir las cargas que actúan sobre las palas de rotor 22 y/u otros componentes de turbina eólica, aliviando de este modo el efecto del acontecimiento transitorio.
[0030] En referencia en particular a la FIG. 4, en 202, se puede monitorizar un valor real para un parámetro de pala usando un sensor asociado con al menos una de las palas de rotor 22. Específicamente, como se indica anteriormente, uno o más sensores de pala 48 se asocian con las palas de rotor 22 para monitorizar diversos parámetros de pala. Por ejemplo, se pueden usar uno o más sensores MIMU para permitir que se adquieran mediciones de orientación de pala 3D(pitch,balanceo, orientación), mediciones de aceleración de pala 3D, mediciones de velocidad de giro 3D y/o mediciones de campo magnético 3D. Estas mediciones se pueden transmitir a continuación al controlador 26 y posteriormente analizar para determinar valores monitorizados en tiempo real para uno o más de los parámetros de pala.
[0031] En general, el controlador 26 se puede configurar para implementar cualquier algoritmo adecuado que permita la determinación de valores monitorizados reales para el/los parámetro(s) de pala en base a las salidas proporcionadas por el/los sensor(es) de pala 48. En varios modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para implementar un algoritmo de estimación basado en modelos. Por ejemplo, el modelo matemático usado para determinar los valores reales para el/los parámetro(s) de pala puede estar basado en la física, tal como un modelo basado en mecánica estática y/o factores aerodinámicos. En otro modo de realización, el modelo matemático puede estar impulsado por datos y se puede basar en datos experimentales de la turbina eólica 10, tal como usando una red neuronal artificial para determinar los parámetros de turbina eólica. De forma alternativa, el modelo matemático puede ser una combinación de modelos tanto basados en la física como impulsado por datos. Independientemente, el modelo matemático se puede usar como una función de transferencia para derivar valores reales para el/los parámetro(s) de pala en base a las salidas recibidas del/de los sensor(es) de pala 48.
[0032] En modos de realización particulares de la presente materia, un modelo matemático simplificado o complejo de cada pala de rotor 22 se puede almacenar dentro del controlador 26 (por ejemplo, en forma de instrucciones legibles por ordenador) para permitir que el controlador 26 estime y/o determine valores reales para uno o más de los parámetros de pala de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en un modo de realización, se puede crear un modelo matemático 3D o de elementos finitos de cada pala de rotor 22 usando un programa informático de modelado adecuado y almacenarlo dentro del controlador 26. En dicho modo de realización, las mediciones proporcionadas por los sensores de pala 38 se pueden analizar usando el modelo matemático para determinar valores reales para el/los parámetro(s) de pala.
[0033] En modos de realización alternativos, el controlador 26 se puede configurar para determinar valores reales para el/los parámetro(s) de pala usando cualquier otro medio/metodología adecuados. Por ejemplo, en lugar de calcular los valores reales usando un algoritmo basado en modelos, el controlador 26 se puede configurar simplemente para utilizar tablas de búsqueda, gráficos, mapas de datos y/o cualquier otra compilación de datos adecuada para determinar los valores reales en base a las señales proporcionadas por el/los sensor(es) de pala 48.
[0034] Todavía en referencia a la FIG. 4, en 204 y 206, uno o más parámetros en operación secundarios de la turbina eólica 10 se pueden monitorizar y posteriormente analizar por el controlador 26 para determinar valores previstos para uno o más de los parámetros de pala. Como se usa en el presente documento, el término "parámetro en operación secundario" se puede referir en general a cualquier parámetro en operación adecuado de la turbina eólica 10, tal como uno o más parámetros de pala (por ejemplo, deflexión de pala, carga de pala, torsión de pala, ángulo depitch,velocidad de rotación de pala, vibraciones de pala y/o similares) o uno o más parámetros en operación no relacionados con la pala (por ejemplo, par de torsión de generador, velocidad de generador, salida de potencia, cargas de eje, cargas de torre, velocidad de rotor, vibraciones de componente, aceleraciones de componente (por ejemplo, aceleración de torre, aceleración de cabezal de máquina, aceleración de caja de engranajes), ángulo de orientación, velocidad del viento y/o similares). Como se indica anteriormente, dichos parámetros en operación se pueden monitorizar usando diversos sensores (por ejemplo, sensores 48, 50, 52, 54, 56) provistos en y/o dentro de la turbina eólica 10.
[0035]En varios modos de realización, el/los parámetro(s) en operación secundario(s) que se monitorizan en 204 pueden diferir del/de los parámetro(s) de pala que se monitorizan en 202. Por ejemplo, en un modo de realización particular, cuando los sensores de pala 48 se están utilizando para monitorizar la carga de pala y/o deflexión de pala, el/los parámetro(s) en operación secundarios puede(n) corresponder a uno o una combinación de diversos otros parámetros en operación, tales como una combinación de ángulo depitchy uno o más de velocidad de generador, par de torsión de generador y salida de potencia. Como tal, los valores previstos para el parámetro de pala se pueden determinar por el controlador 26 sin referencia a los valores reales monitorizados proporcionados por los sensores de pala 48.
[0036]Se debe apreciar que el controlador 26 se puede configurar para implementar cualquier algoritmo adecuado que permita que los valores previstos se determinen usando el/los parámetro(s) en operación secundario(s) como entradas. Por ejemplo, en varios modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para implementar un algoritmo de estimación basado en modelos. En dichos modos de realización, el modelo matemático puede estar basado en la física, impulsado por datos o una combinación de ambos modelos basados en la física e impulsados por datos. Independientemente, el modelo matemático se puede usar como función de transferencia para derivar los valores previstos para el/los parámetro(s) de pala en base al/a los parámetro(s) en operación secundario(s).
[0037]En varios modos de realización, se puede almacenar un modelo matemático simplificado o complejo de la turbina eólica 10 dentro del controlador 26 (por ejemplo, en forma de instrucciones legibles por ordenador) para permitir que el controlador 26 estime y/o determine valores previstos para uno o más de los parámetros de pala. Por ejemplo, en un modo de realización, se puede crear un modelo matemático 3D o de elementos finitos de la turbina eólica usando un programa informático de modelado adecuado y almacenarlo dentro del controlador 26. En dicho modo de realización, el/los parámetro(s) en operación secundario(s) monitorizado(s) se pueden introducir en el modelo matemático para determinar los valores previstos para el/los parámetro(s) de pala.
[0038]En modos de realización alternativos, el controlador 26 se puede configurar para determinar valores previstos para el/los parámetro(s) de pala usando cualquier otro medio/metodología adecuados. Por ejemplo, en lugar de calcular los valores previstos usando un algoritmo basado en modelos, el controlador 26 se puede configurar simplemente para utilizar tablas de búsqueda, gráficos, mapas de datos y/o cualquier otra compilación de datos adecuada para determinar los valores previstos en base al/a los parámetro(s) en operación secundario(s) monitorizado(s).
[0039]Después de determinar los valores previstos, en 208, se comparan los valores reales y previstos para el/los parámetro(s) de pala. Específicamente, para cada valor real determinado por el controlador 26, también se puede determinar un correspondiente valor previsto. Después de esto, cada valor real se puede comparar con su correspondiente valor previsto para determinar el error o la diferencial entre los dos valores. Si el valor real difiere del valor previsto en un umbral diferencial determinado, se puede determinar que existe una condición de viento transitoria. Como se describirá a continuación, se puede realizar una acción correctora adecuada para reducir la carga en las palas de rotor 22 y/u otros componentes de turbina eólica para aliviar el efecto del acontecimiento transitorio.
[0040]Como se indica anteriormente, el valor real para el/los parámetro(s) de pala puede diferir del valor previsto en cualquier instante dado debido, al menos en parte, a la inercia de rotor y/o cualquier otro factor operativo que dé como resultado un desfase temporal entre los cambios en la carga de pala y los cambios en la carga de los otros componentes de turbina eólica. Por ejemplo, la FIG. 6 ilustra una representación simplificada de las cargas que actúan sobre una pala de rotor 22 (línea 402) y un eje de rotor 34 (línea 404) de la turbina eólica 10 en función del tiempo. Como se muestra, en el punto 406, se ha producido un acontecimiento de carga (por ejemplo, ráfaga de viento) que provoca que las cargas que actúan sobre la pala de rotor 22 se incrementen de inmediato. Sin embargo, debido a la inercia del rotor y/u otros factores operativos, la carga de eje puede no comenzar a incrementarse hasta un momento posterior (por ejemplo, en el punto 408), creando de este modo una diferencial de tiempo 410 en la respuesta de carga entre la pala de rotor 22 y el eje de rotor 34. Como tal, en un modo de realización en el que el valor previsto para el/los parámetro(s) de pala se basa en las cargas que actúan sobre el eje de rotor 34, el valor real para el/los parámetro(s) de pala puede diferir sustancialmente del valor previsto, como mínimo, durante el período de tiempo definido por la diferencial de tiempo 410. En consecuencia, la diferencia entre los valores reales y previstos se puede usar para identificar la aparición de determinados acontecimientos de carga en la turbina eólica 10. Se debe apreciar que, aunque la línea 404 en la FIG. 6 se ha descrito con referencia a la carga de eje, la línea puede ser representativa de las cargas que actúan sobre cualquier otro componente de turbina eólica adecuado en el que exista un desfase temporal entre los cambios en la carga de pala y los cambios en la carga para dicho componente.
[0041]Se debe apreciar que el umbral diferencial puede corresponder en general a cualquier cantidad de variación adecuada entre los valores reales y previstos para un parámetro de pala específico que puede servir como punto de activación para iniciar una acción correctora. Por ejemplo, en varios modos de realización, el umbral diferencial puede ser una variación /- calculada en base al estado en operación previsto de las palas de rotor 22 durante la operación normal. Específicamente, en base a los datos recopilados durante la operación de turbina eólica normal, se puede determinar un valor previsto promedio para cada parámetro de pala, que a continuación se puede usar como base para definir el umbral diferencial. Por ejemplo, en un modo de realización, el umbral diferencial para un parámetro de pala específico se puede definir como /- dos desviaciones estándar del valor previsto promedio para dicho parámetro de pala durante la operación de turbina eólica normal. En otro modo de realización, el umbral diferencial para un parámetro de pala dado puede corresponder a /- una cantidad de variación que varía de aproximadamente un 50 % a aproximadamente un 80 % del valor previsto promedio para el parámetro de pala durante la operación de turbina eólica normal, tal como de aproximadamente un 55 % a aproximadamente un 75 % del valor previsto promedio, o de aproximadamente un 60 % a aproximadamente un 70 % del valor previsto promedio y cualquier otro subintervalo entre ellos.
[0042]Por ejemplo, la FIG. 5 ilustra un gráfico que representa datos de deflexión de punta de ejemplo para una pala de rotor 22, incluyendo tanto los valores de deflexión de punta reales (línea 302) determinados usando las mediciones proporcionadas por los sensores de pala 48 como los valores de deflexión de punta previstos (línea 304) determinados en base al/a los parámetro(s) en operación secundario(s). El gráfico también ilustra el umbral diferencial (indicado como la variación 306 entre las líneas discontinuas y la línea 304) como una variación /-predeterminada de los valores de deflexión previstos 304. Como se muestra, los valores de deflexión reales 302 se pueden comparar continuamente con los valores de deflexión previstos 304 para determinar si la diferencia entre los valores excede el umbral diferencial 306, indicando de este modo que existe una condición de viento transitoria. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, se ha producido una ráfaga de viento u otro acontecimiento transitorio en el momento T0, provocando de este modo que los valores de deflexión reales 302 se desvíen de los valores de deflexión previstos 304. Si la desviación entre los valores de deflexión reales y previstos 302, 304 permanece dentro del umbral diferencial 306, se puede determinar que el acontecimiento transitorio no es suficiente para provocar un incremento excesivo en la carga de pala o carga de otro componente. Sin embargo, si los valores de desviación reales 302 se desvían de los valores de deflexión previstos 304 más allá del umbral diferencial 306 (por ejemplo, en el momento T1), se puede determinar que el acontecimiento transitorio puede ser suficiente para provocar un incremento sustancial en las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10. Como tal, se puede realizar una acción correctora para reducir o contrarrestar de otro modo la carga del componente resultante. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, realizando una acción correctora entre los tiempos T1 y T2, la variación entre los valores de deflexión reales y previstos 302, 304 se puede reducir a una cantidad dentro del umbral diferencial 306.
[0043]En referencia de nuevo a la FIG. 4, en 210, se puede realizar una acción correctora para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10 cuando el valor real difiere del valor previsto en al menos el umbral diferencial. En general, la acción correctora realizada puede formar toda o parte de cualquier estrategia de mitigación adecuada diseñada para reducir o controlar de otro modo la carga de pala y/o cualquier otra carga de componente de turbina eólica adecuada (por ejemplo, cargas que actúan sobre el buje 20, la góndola 16 y/o la torre 12). Por ejemplo, en varios modos de realización, la acción correctora puede incluir reducir temporalmente la potencia de la turbina eólica para permitir que las cargas que actúan sobre o más de los componentes de turbina eólica se reduzcan o se controlen de otro modo, lo que puede incluir reducir la velocidad, reducir el par de torsión o una combinación de ambas. Por ejemplo, en un modo de realización, temporalmente se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10pitcheandouna o más de las palas de rotor 22 para una revolución parcial o completa del rotor 18 para permitir que las cargas que actúan sobre las palas de rotor 22 y/u otros componentes de turbina eólica se reduzcan o se controlen de otro modo. Como se describe anteriormente, el ángulo depitchde cada pala de rotor 22 se puede ajustar controlando su mecanismo de ajuste depitchasociado 32 (FIG. 2).
[0044]En otro modo de realización, temporalmente se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 modificando la demanda de par de torsión en el generador 23. En general, se puede modificar la demanda de par de torsión usando cualquier procedimiento, proceso, estructura y/o medio adecuado conocido en la técnica. Por ejemplo, en un modo de realización, la demanda de par de torsión en el generador 24 se puede controlar usando el controlador de turbina 26 y transmitiendo una señal/instrucción de control adecuada al generador 24 para modular el flujo magnético producido dentro del generador 24. Como se entiende en general, al modificar la demanda de par de torsión en el generador 224, se puede reducir la velocidad de rotación de las palas de rotor, reduciendo de este modo las cargas aerodinámicas que actúan sobre las palas 12 y las cargas de reacción sobre diversos otros componentes de turbina eólica.
[0045]En otro modo de realización, se puede reducir temporalmente la potencia de la turbina eólica 10 orientando la góndola 16 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto a la dirección del viento.
Específicamente, como se muestra en la FIG. 2, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación 66 acoplados comunicativamente al controlador 26, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 66 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplando un rodamiento de orientación 68 (también denominado corona de giro o corona dentada de torre) de la turbina eólica 10). Como se entiende en general, el ángulo de la góndola 16 se puede ajustar de modo que las palas de rotor 22 estén en un ángulo apropiado con respecto al viento predominante, reduciendo de este modo las cargas que actúan sobre uno o más de los componentes de turbina eólica. Por ejemplo, orientar la góndola 16 de modo que el borde de ataque de cada pala de rotor 22 apunte a barlovento puede reducir la carga sobre las palas 22 a medida que pasan por la torre 12.
[0046]En otros modos de realización, la acción correctora puede comprender cualquier otra acción de control adecuada que se pueda utilizar para reducir la cantidad de cargas que actúan sobre uno o más de los componentes de turbina eólica como resultado de condiciones de viento transitorias. Por ejemplo, en modos de realización en los que una turbina eólica 10 incluye uno o más frenos mecánicos (no mostrados), el controlador 26 se puede configurar para accionar el/los freno(s) para reducir la velocidad de rotación de las palas de rotor 22, reduciendo de este modo la carga de componente. Incluso en otros modos de realización, las cargas sobre los componentes de turbina eólica se pueden reducir realizando una combinación de dos o más acciones correctoras, tales como por ejemplo alterando el ángulo depitchde una o más de las palas de rotor 22 conjuntamente con la modificación de la demanda de par de torsión en el generador 24.
[0047]De acuerdo con la invención, se debe apreciar que el tipo y/o gravedad de la acción correctora realizada varía dependiendo de la magnitud de la diferencia entre los valores reales y previstos. Por ejemplo, si la diferencia entre los valores reales y previstos excede el umbral diferencial en una cantidad insignificante, puede ser deseable reducir la potencia de la turbina eólica 10 en una cantidad relativamente pequeña (por ejemplo, en una cantidad menor de un 10 % de la salida de potencia promedio) y/o durante un período de tiempo relativamente corto (por ejemplo, menos de 10 segundos). Sin embargo, si la diferencia entre los valores reales y previstos excede el umbral diferencial en una cantidad significativa, puede ser deseable reducir la potencia de la turbina eólica 10 en un porcentaje mayor (por ejemplo, en una cantidad mayor de un 10 % de la salida de potencia promedio) y/o durante un período de tiempo más largo (por ejemplo, mayor de 10 segundos) para garantizar que las cargas que actúan sobre uno o más de los componentes de turbina eólica se reducen suficientemente en respuesta al acontecimiento transitorio.
[0048]Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para permitir que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones.

Claims (12)

  1. REIVINDICACIONES
    i.Un procedimiento (200) para reducir cargas que actúan sobre una turbina eólica (10) en respuesta a condiciones de viento transitorias, comprendiendo el procedimiento (200) las siguientes etapas: determinar (202) un valor real para una deflexión de pala de una pala de rotor (22) de la turbina eólica (10) utilizando un primer sensor (48) asociado con la pala de rotor (22);
    monitorizar (204) un parámetro en operación secundario de la turbina eólica (10) usando un segundo sensor (204), difiriendo el parámetro en operación secundario de la deflexión de pala;
    estando el procedimientocaracterizado por:
    el primer sensor (48) estando dispuesto a lo largo de la longitud de la pala de rotor (22); determinar (206) un valor previsto para la deflexión de pala en base al parámetro en operación secundario;
    comparar (208) el valor real para la deflexión de pala con el valor previsto para la deflexión de pala; y realizar (210) una acción correctora para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica (10) si el valor real para la deflexión de pala difiere del valor previsto para la deflexión de pala en al menos un umbral diferencial,
    en el que al menos uno de un tipo o gravedad de la acción correctora realizada se varía dependiendo de una magnitud de la diferencia entre el valor real y el valor previsto.
  2. 2. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, en el que el primer sensor (48) comprende un sensor MIMU asociado con la pala de rotor (22).
  3. 3. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que el parámetro en operación secundario comprende al menos uno de ángulo depitch,par de torsión de generador, velocidad de generador, salida de potencia, carga de torre, velocidad de rotor de carga de eje, aceleración de caja de engranajes, aceleración de torre o aceleración de cabezal de máquina.
  4. 4. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar un valor previsto para la deflexión de pala en base al parámetro en operación secundario comprende introducir el parámetro en operación secundario en un modelo de la turbina eólica (10) para determinar el valor previsto.
  5. 5. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar un valor previsto para la deflexión de pala en base al parámetro en operación secundario comprende determinar el valor previsto sin referencia al valor real para la deflexión de pala.
  6. 6. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que el umbral diferencial corresponde a /- una cantidad de variación en base a un valor previsto promedio para la deflexión de pala.
  7. 7. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que realizar una acción correctora para reducir cargas que actúan sobre la turbina eólica (10) si el valor real difiere del valor previsto en al menos un umbral diferencial comprende reducir la potencia de la turbina eólica (10) cuando el valor real difiere del valor previsto en al menos el umbral diferencial.
  8. 8. El procedimiento (200) de la reivindicación 7, en el que reducir la potencia de la turbina eólica (10) comprende al menos uno depitchearla pala de rotor (22), modificar una demanda de par de torsión en un generador (24) de la turbina eólica (10) u orientar una góndola (64) de la turbina eólica (10).
  9. 9. Un sistema para reducir cargas que actúan sobre una turbina eólica (10) en respuesta a condiciones de viento transitorias, comprendiendo el sistema:
    un primer sensor (48) configurado para monitorizar una deflexión de pala de una pala de rotor (22) de la turbina eólica (10);
    un segundo sensor (50, 52, 54, 56) configurado para monitorizar un parámetro en operación secundario de la turbina eólica (10), difiriendo el parámetro en operación secundario de la deflexión de pala; y un controlador (26) acoplado comunicativamente al primer y segundo sensores (48, 50, 52, 54, 56); estando el sistemacaracterizado por que:
    el primer sensor (48) se dispone a lo largo de la longitud de la pala de rotor (22); ypor que
    el controlador (26) se configura para realizar el procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1.
  10. 10. El sistema de la reivindicación 9, en el que el parámetro en operación secundario comprende al menos uno de ángulo depitch,par de torsión de generador, velocidad de generador, salida de potencia, carga de torre, velocidad de rotor de carga de eje, aceleración de caja de engranajes, aceleración de torre o aceleración de cabezal de máquina.
  11. 11. El sistema de la reivindicación 9 o 10, en el que un modelo matemático de la turbina eólica (10) se almacena dentro del controlador (26), estando configurado el controlador (26) para introducir el parámetro en operación secundario en el modelo matemático para determinar el valor previsto.
  12. 12. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 9 a 11, en el que el controlador (26) se configura para determinar el valor previsto sin referencia al valor real para la deflexión de pala.
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