ES3059604T3 - Detecting rotor imbalance in a wind turbine - Google Patents

Abstract

La presente divulgación se refiere a métodos para detectar un desequilibrio en una turbina eólica. Dichos métodos comprenden la recepción de una o más señales de movimiento provenientes de uno o más sensores instalados en la turbina. Asimismo, incluyen la determinación del nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de rotación del rotor y la detección de un desequilibrio en el rotor, al menos parcialmente, basándose en dicho nivel de energía. Los métodos también pueden incluir la comparación del nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de rotación del rotor con los niveles de energía a la primera frecuencia natural de la torre. Se proporciona, además, un sistema de control adecuado para la aplicación de estos métodos y una turbina eólica que incorpora dicho sistema. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

[0001] DESCRIPCIÓN

[0002] Detección de desequilibrio de rotor en una turbina eólica

[0003] Campo

[0004] La presente divulgación se refiere a turbinas eólicas y a procedimientos para detectar un desequilibrio de turbina eólica. La presente divulgación se refiere más en particular a procedimientos y sistemas para determinar un desequilibrio de turbina eólica en base a una comparación de la magnitud de energía de una señal medida con un umbral de energía.

[0005] Antecedentes

[0006] Las turbinas eólicas modernas se usan comúnmente para suministrar electricidad a la red eléctrica. Las turbinas eólicas de esta clase comprenden, en general, una torre y un rotor dispuesto en la torre. El rotor, que típicamente comprende un buje y una pluralidad de palas, se pone en rotación bajo la influencia del viento sobre las palas. Dicha rotación genera un par de torsión que se transmite normalmente a través de un eje de rotor a un generador, directamente ("directamente accionado" o "sin engranajes") o bien a través del uso de una caja de engranajes. De esta manera, el generador produce electricidad que se puede suministrar a la red eléctrica.

[0007] Las turbinas eólicas modernas tienen diámetros de rotor cada vez mayores para captar más energía a lo largo de su vida útil y reducir el coste de la energía. Las grandes turbinas eólicas típicamente operan a altas velocidades de rotación, lo que puede amplificar los efectos de los desequilibrios aerodinámicos y de masa. A medida que las palas de rotor giran más rápido, cualquier desequilibrio en las palas, el buje u otros componentes puede crear mayores vibraciones y tensiones en los rodamientos, la caja de engranajes y otros componentes cruciales de la turbina.

[0008] Adicionalmente, a medida que se incrementa la longitud de las palas de rotor, la rigidez de las palas no se incrementa proporcionalmente, lo que da lugar a palas más flexibles que son más sensibles a las perturbaciones dinámicas. Por lo tanto, las turbinas eólicas con palas más largas pueden incrementar el riesgo de desequilibrios aerodinámicos provocados por cambios en la dirección y la velocidad del viento.

[0009] Por tanto, los desequilibrios aerodinámicos y de masa pueden dar lugar a cargas y vibraciones desiguales, y también pueden incrementar el desgaste de los componentes de turbina y reducir la salida de energía. Además, las turbinas eólicas sometidas a desequilibrios de carga pueden requerir tareas de mantenimiento más frecuentes.

[0010] Los enfoques conocidos para monitorizar los desequilibrios de turbina eólica incluyen sistemas de inspección visual y monitorización de palas, entre otros.

[0011] Se pueden realizar inspecciones visuales por técnicos capacitados para identificar cualquier signo visible de daño o desgaste en los componentes de turbina. Esto puede incluir inspeccionar las palas de rotor para detectar signos de grietas, desconchados u otros daños, así como comprobar cualquier signo de desgaste o daño en la caja de engranajes, los rodamientos y otros componentes cruciales. Este enfoque lleva mucho tiempo y requiere personal calificado en el emplazamiento. Además, este enfoque puede requerir detener la operación de la turbina eólica.

[0012] Por otra parte, los sistemas de monitorización de palas incluyen, en general, sensores instalados en las palas para medir las condiciones de pala, analizar los datos medidos obtenidos por los sensores e identificar desequilibrios potenciales. Sin embargo, los sistemas de monitorización de palas pueden requerir procedimientos de calibración complejos y requerir mantenimiento frecuente.

[0013] El documento CN113883014A proporciona un procedimiento y dispositivo de detección de desequilibrio de impulsor de generador de turbina eólica, equipo y un medio de almacenamiento.

[0014] El documento US10907615B2 se refiere a un procedimiento para corregir el desequilibrio de rotor y una turbina eólica del mismo. El procedimiento de corrección comprende medir las vibraciones dentro de al menos un margen de tiempo y determinar un factor de desequilibrio y una fase de desequilibrio. Los valores de los parámetros en la ecuación para calcular la acción de corrección se actualizan a continuación en base al factor de desequilibrio y una fase de desequilibrio. Usando estos parámetros ajustados se calcula un ángulo de corrección para cada una de las palas de turbina eólica.

[0015] El documento CN113435395A se refiere a un procedimiento de diagnóstico autoadaptativo de fallas de rueda eólica basado en un filtro Kalman autoadaptativo.

[0016] [0012]Aunque se pueden usar enfoques conocidos para estimar los desequilibrios de turbinas eólicas, serían bienvenidas otras mejoras en la técnica. Por tanto, la presente divulgación proporciona procedimientos y sistemas mejorados para determinar un desequilibrio en una turbina eólica que supera al menos parcialmente algunas de las desventajas mencionadas anteriormente.

[0017] Breve explicación

[0018] En un aspecto de la presente divulgación, se proporciona un procedimiento para detectar un desequilibrio en una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1. El procedimiento comprende recibir una o más señales de movimiento indicativas de oscilaciones de la turbina eólica desde uno o más sensores en la turbina eólica y determinar un nivel de energía de las señales de movimiento a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor. El procedimiento comprende además comparar el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor con un umbral de energía y determinar un desequilibrio en el rotor si el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor está por encima del umbral de energía.

[0019] De acuerdo con este aspecto, se puede detectar un desequilibrio en una turbina eólica en base a una comparación de un nivel de energía de una señal de movimiento con un umbral de energía. Los autores de la invención han reconocido que un desequilibrio en el rotor (que se puede deber a imperfecciones durante la fabricación y/o la instalación, desgaste o se puede deber a la acumulación de materia como hielo) puede dar lugar oscilaciones a una frecuencia 1p. Al determinar un nivel de energía o contenido de energía de las señales recibidas a esta frecuencia, se puede detectar un desequilibrio de rotor. Esto da como resultado un procedimiento que permite determinar un desequilibrio en una turbina eólica durante la operación de la turbina eólica y sin necesidad de instalar dispositivos adicionales. Más bien, el procedimiento se puede llevar a cabo basándose en sensores que ya están normalmente incorporados en una turbina eólica, y en datos de sensor que normalmente se analizan en cualquier caso. Además, este procedimiento se puede realizar con la frecuencia necesaria sin afectar la salida de potencia global de la turbina eólica y sin incurrir en costes excesivos, por ejemplo, asociados con la presencia de personal calificado en el emplazamiento.

[0020] En otro aspecto, se proporciona un sistema de control de acuerdo con la reivindicación 13 que está configurado para llevar a cabo cualquier ejemplo del procedimiento mencionado anteriormente. El sistema de control puede estar configurado para detectar un desequilibrio en una turbina eólica al recibir una o más señales de movimiento indicativas de oscilaciones de la turbina eólica desde uno o más sensores en la turbina eólica y determinar un nivel de energía de las señales de movimiento a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor. El sistema de control además puede estar configurado para comparar el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor con un umbral de energía y para determinar un desequilibrio en el rotor si el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor está por encima del umbral de energía.

[0021] Aún en otro aspecto, se proporciona una turbina eólica que comprende un sistema de control de este tipo de acuerdo con la reivindicación 14.

[0022] A lo largo de esta divulgación, el término "señal de movimiento" se debe entender como una señal que es al menos parcialmente representativa de un movimiento. Por tanto, una señal de movimiento puede ser, por ejemplo, una señal que indica un movimiento o deformación, o una señal que comprende valores de aceleración.

[0023] El "estado predeterminado" se puede considerar en el presente documento como un estado de referencia de una turbina eólica, es decir, situación o estado con el que se va a realizar una comparación. El estado predeterminado puede ser un estado "ideal" de la turbina eólica, es decir, una turbina eólica equilibrada, como se entrega, sin ningún deterioro de los componentes ni ninguna acumulación de material en las palas. Sin embargo, el estado predeterminado se puede elegir de forma diferente.

[0024] Cuando se hace referencia a lo largo de la presente divulgación a determinar una "energía" o "contenido de energía" de una señal, esto se ha de considerar en el presente documento como la determinación (cálculo o estimación) de cualquier indicador que se puede usar para indicar energía, en particular incluyendo usar el cuadrado de la magnitud de señal, media cuadrática (RMS) de una señal, la envolvente de la magnitud de señal al cuadrado o la integral de la magnitud de señal al cuadrado. La energía o contenido de energía de una señal se puede calcular o estimar para un período de tiempo finito. Este período de tiempo finito se denomina en el presente documento "margen de tiempo". Cabe señalar que la energía de señal no es necesariamente en realidad una medida de "energía" como se entiende en física.

[0025] Una frecuencia natural como se usa a lo largo de la presente divulgación se puede considerar como una frecuencia a la que se puede producir resonancia. Cada frecuencia natural tiene un modo asociado, es decir, una conformación que describe la deformación de la estructura. La frecuencia más baja a la que se produce la deformación es el primer modo.

[0026] [0021]Los objetivos, ventajas y características adicionales de modos de realización de la presente divulgación serán evidentes para los expertos en la técnica tras el examen de la descripción, o se pueden aprender por la práctica.

[0027] Breve descripción de los dibujos

[0028]

[0029] La figura 1 ilustra esquemáticamente una vista en perspectiva de un ejemplo de una turbina eólica;

[0030] la figura 2 ilustra un ejemplo de un buje y una góndola de una turbina eólica;

[0031] la figura 3 muestra un diagrama de flujo de un ejemplo de un procedimiento para detectar un desequilibrio en una turbina eólica de acuerdo con un primer aspecto de la presente divulgación;

[0032] la figura 4 muestra un diagrama de flujo de otro ejemplo del procedimiento en la figura 3;

[0033] la figura 5 ilustra esquemáticamente un ejemplo de un sistema de control de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación

[0034] la figura 6 muestra un gráfico con dos señales de movimiento de ejemplo independientes.

[0035] Descripción detallada de los ejemplos

[0036] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la divulgación, de los que se ilustran uno o más de sus ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación, no como limitación. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente divulgación sin apartarse del alcance de las reivindicaciones adjuntas. 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 divulgación cubra dichas modificaciones y variaciones como vienen dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0037] La figura 1 es una vista en perspectiva de un ejemplo de una turbina eólica 10. En el ejemplo, la turbina eólica 10 es una turbina eólica de eje horizontal. De forma alternativa, la turbina eólica 10 puede ser una turbina eólica de eje vertical. En el ejemplo, la turbina eólica 10 incluye una torre 15 que se extiende desde un sistema de soporte 14 en un suelo 12, una góndola 16 montada en la torre 15 y un rotor 18 que está acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje 20 rotatorio y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 20. En el ejemplo, el rotor 18 tiene tres palas de rotor 22. En un modo de realización alternativo, el rotor 18 incluye más o menos de tres palas de rotor 22. La torre 15 se puede fabricar de acero tubular para definir una cavidad (no mostrada en la figura 1) entre un sistema de soporte 14 y la góndola 16. En un modo de realización alternativo, la torre 15 es cualquier tipo adecuado de torre que tenga cualquier altura adecuada. De acuerdo con una alternativa, la torre puede ser una torre híbrida que comprenda una parte hecha de hormigón y una parte de acero tubular. Además, la torre puede ser una torre de celosía parcial o completa.

[0038] Las palas de rotor 22 se espacian alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera del viento para convertirse en energía mecánica utilizable y, posteriormente, energía eléctrica. Las palas de rotor 22 se engranan al buje 20 acoplando una parte de raíz de pala 24 al buje 20 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 26. Las regiones de transferencia de carga 26 pueden tener una región de transferencia de carga de buje y una región de transferencia de carga de pala (ninguna mostrada en la figura 1). Las cargas inducidas en las palas de rotor 22 se transfieren al buje 20 por medio de las regiones de transferencia de carga 26.

[0039] En los ejemplos, las palas de rotor 22 pueden tener una longitud que varía de aproximadamente 15 metros (m) a aproximadamente 90 m o más. Las palas de rotor 22 pueden tener cualquier longitud adecuada que posibilite que la turbina eólica 10 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, los ejemplos no limitantes de longitudes de pala incluyen 20 m o menos, 37 m, 48,7 m, 50,2 m, 52,2 m o una longitud que sea mayor de 91 m. A medida que el viento incide sobre las palas de rotor 22 desde una dirección del viento 28, el rotor 18 se hace rotar alrededor de un eje de rotor 30. A medida que las palas de rotor 22 se hacen rotar y se someten a fuerzas centrífugas, las palas de rotor 22 también se someten a diversas fuerzas y momentos. Como tales, las palas de rotor 22 se pueden desviar y/o rotar desde una posición neutra, o no desviada, a una posición desviada.

[0040] [0027]Además, un ángulo depitchde las palas de rotor 22, es decir, un ángulo que determina una orientación de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento, se puede cambiar por un sistema depitch32 para controlar la carga y potencia generada por la turbina eólica 10 ajustando una posición angular de al menos una pala de rotor 22 en relación con los vectores de viento. Se muestran los ejes depitch34 de las palas de rotor 22. Durante la operación de la turbina eólica 10, el sistema depitch32 puede cambiar, en particular, un ángulo depitchde las palas de rotor 22 de modo que el ángulo de ataque de (partes de) las palas de rotor se reduzca, lo que facilita la reducción de una velocidad de rotación y/o facilita una entrada en pérdida del rotor 18.

[0041] En el ejemplo, unpitchde pala de cada pala de rotor 22 se controla individualmente por un controlador de turbina eólica 36 o por un sistema de control depitch80. De forma alternativa, elpitchde pala para todas las palas de rotor 22 se puede controlar simultáneamente por dichos sistemas de control.

[0042] Además, en el ejemplo, a medida que cambia la dirección del viento 28, se puede hacer rotar una dirección de orientación de la góndola 16 alrededor de un eje de orientación 38 para situar las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28.

[0043] En el ejemplo, el controlador de turbina eólica 36 se muestra como estando centralizado dentro de la góndola 16, sin embargo, el controlador de turbina eólica 36 puede ser un sistema distribuido a lo largo de la turbina eólica 10, en el sistema de soporte 14, dentro de un parque eólico, y/o en un centro de control remoto. El controlador de turbina eólica 36 incluye un procesador 40 configurado para realizar los procedimientos y/o etapas descritos en el presente documento. Además, muchos de los demás componentes descritos en el presente documento incluyen un procesador.

[0044] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no está limitado a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como ordenador, sino que se refiere ampliamente a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento. Se debe entender que un procesador y/o un sistema de control también pueden incluir memoria, canales de entrada y/o canales de salida.

[0045] La figura 2 es una vista en sección ampliada de una parte de la turbina eólica 10. En el ejemplo, la turbina eólica 10 incluye la góndola 16 y el rotor 18, que está acoplado de forma rotatoria a la góndola 16. Más específicamente, el buje 20 del rotor 18 está acoplado de forma rotatoria a un generador eléctrico 42 situado dentro de la góndola 16 por el eje principal 44, una caja de engranajes 46, un eje rápido 48 y un acoplamiento 50. En el ejemplo, el eje principal 44 está dispuesto al menos parcialmente coaxial a un eje longitudinal (no mostrado) de la góndola 16. Una rotación del eje principal 44 acciona la caja de engranajes 46 que posteriormente acciona el eje rápido 48 traduciendo el movimiento de rotación relativamente lento del rotor 18 y del eje principal 44 en un movimiento de rotación relativamente rápido del eje rápido 48. Este último se conecta al generador 42 para generar energía eléctrica con la ayuda de un acoplamiento 50. Además, un transformador 90 y/o componentes electrónicos, conmutadores y/o inversores adecuados se pueden disponer en la góndola 16 para transformar energía eléctrica generada por el generador 42 que tenga una tensión entre de 400 V a 1000 V en energía eléctrica que tenga una tensión media (10 - 35 KV). Dicha energía eléctrica se conduce por medio de cables de alimentación desde la góndola 16 hasta la torre 15.

[0046] La caja de engranajes 46, el generador 42 y el transformador 90 se pueden soportar por un bastidor de estructura de soporte principal de la góndola 16, opcionalmente realizado como un bastidor principal 52. La caja de engranajes 46 puede incluir una carcasa de caja de engranajes que está conectada al bastidor principal 52 por uno o más brazos de par de torsión 103. En el ejemplo, la góndola 16 también incluye un rodamiento de soporte delantero principal 60 y un rodamiento de soporte posterior principal 62. Además, el generador 42 se puede montar en el bastidor principal 52 desacoplando los medios de soporte 54, en particular, para evitar que las vibraciones del generador 42 se introduzcan en el bastidor principal 52 y, de este modo, provoquen una fuente de emisión de ruido.

[0047] Opcionalmente, el bastidor principal 52 está configurado para portar toda la carga provocada por el peso del rotor 18 y los componentes de la góndola 16 y por las cargas del viento y de rotación, y, además, para introducir estas cargas en la torre 15 de la turbina eólica 10. El eje de rotor 44, generador 42, caja de engranajes 46, eje rápido 48, acoplamiento 50 y cualquier dispositivo de sujeción, soporte y/o aseguración asociado incluyendo, pero sin limitarse a, el soporte 52, y el rodamiento de soporte delantero 60 y el rodamiento de soporte posterior 62, a veces se denominan tren de potencia 64.

[0048] En algunos ejemplos, la turbina eólica puede ser una turbina eólica de accionamiento directo sin caja de engranajes 46. El generador 42 opera a la misma velocidad de rotación que el rotor 18 en turbinas eólicas de accionamiento directo. Por lo tanto, en general, tienen un diámetro mucho mayor que los generadores usados en turbinas eólicas que tienen una caja de engranajes 46 para proporcionar una cantidad similar de potencia que una turbina eólica con una caja de engranajes.

[0049] La góndola 16 también puede incluir un mecanismo de accionamiento de orientación (“yaw drive mechanism”) 56 que se puede usar para rotar la góndola 16 y, de este modo, también el rotor 18 alrededor del eje de orientación 38 para controlar la perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28.

[0050] [0037]Para situar la góndola 16 apropiadamente con respecto a la dirección del viento 28, la góndola 16 también puede incluir al menos un sistema de medición meteorológica 58 que puede incluir una veleta y un anemómetro. El sistema de medición meteorológica 58 puede proporcionar información al controlador de turbina eólica 36 que puede incluir la dirección del viento 28 y/o la velocidad del viento. En el ejemplo, el sistema depitch32 está dispuesto al menos parcialmente como un conjunto depitch66 en el buje 20. El conjunto depitch66 incluye uno o más sistemas de accionamiento depitch68 y al menos un sensor 70. Cada sistema de accionamiento depitch68 está acoplado a una respectiva pala de rotor 22 (mostrada en la figura 1) para modular el ángulo depitchde una pala de rotor 22 a lo largo del eje depitch34. Solo uno de los tres sistemas de accionamiento depitch68 se muestra en la figura 2.

[0052] En el ejemplo, el conjunto depitch66 incluye al menos un rodamiento depitch72 acoplado al buje 20 y a una respectiva pala de rotor 22 (mostrada en la figura 1) para hacer rotar la respectiva pala de rotor 22 alrededor del eje depitch34. El sistema de accionamiento depitch68 incluye un motor de accionamiento depitch74, una caja de engranajes de accionamiento depitch76 y un piñón de accionamiento depitch78. El motor de accionamiento depitch74 está acoplado a la caja de engranajes de accionamiento depitch76 de modo que el motor de accionamiento depitch74 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch76. La caja de engranajes de accionamiento depitch76 está acoplada al piñón de accionamiento depitch78 de modo que el piñón de accionamiento depitch78 se haga rotar por la caja de engranajes de accionamiento depitch76. El rodamiento depitch72 está acoplado al piñón de accionamiento depitch78 de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch78 provoque una rotación del rodamiento depitch72.

[0054] El sistema de accionamiento depitch68 está acoplado al controlador de turbina eólica 36 para ajustar el ángulo depitchde una pala de rotor 22 tras recibir una o más señales desde el controlador de turbina eólica 36. En el ejemplo, el motor de accionamiento depitch74 es cualquier motor adecuado accionado por potencia eléctrica y/o un sistema hidráulico que posibilita que el conjunto depitch66 funcione como se describe en el presente documento. De forma alternativa, el conjunto depitch66 puede incluir cualquier estructura, configuración, disposición y/o componentes adecuados, tal como, pero sin limitarse a, cilindros hidráulicos, resortes y/o servomecanismos. En determinados modos de realización, el motor de accionamiento depitch74 se acciona por la energía extraída de una inercia de rotación del buje 20 y/o una fuente de energía almacenada (no mostrada) que suministra energía a los componentes de la turbina eólica 10.

[0056] El conjunto depitch66 también incluye uno o más sistemas de control depitch80 para controlar el sistema de accionamiento depitch68 de acuerdo con señales de control del controlador de turbina eólica 36, en caso de situaciones prioritarias específicas y/o durante la sobrevelocidad del rotor 18. En el ejemplo, el conjunto depitch66 incluye al menos un sistema de control depitch80 acoplado de forma comunicativa a un respectivo sistema de accionamiento depitch68 para controlar el sistema de accionamiento depitch68 independientemente del controlador de turbina eólica 36. En el ejemplo, el sistema de control depitch80 está acoplado al sistema de accionamiento depitch68 y a un sensor 70. Durante la operación normal de la turbina eólica 10, el controlador de turbina eólica 36 puede controlar el sistema de accionamiento depitch68 para ajustar un ángulo depitchde las palas de rotor 22.

[0058] De acuerdo con un modo de realización, un generador de potencia 84 que comprende, por ejemplo, una batería y condensadores eléctricos, está dispuesto en o dentro del buje 20 y está acoplado al sensor 70, el sistema de control depitch80 y al sistema de accionamiento depitch68 para proporcionar una fuente de potencia a estos componentes. En el ejemplo, el generador de potencia 84 proporciona una fuente continua de potencia al conjunto depitch66 durante la operación de la turbina eólica 10. En un modo de realización alternativo, el generador de potencia 84 proporciona potencia al conjunto depitch66 solo durante un evento de pérdida de potencia eléctrica de la turbina eólica 10. El evento de pérdida de potencia eléctrica puede incluir pérdida o caída de red de potencia, mal funcionamiento de un sistema eléctrico de la turbina eólica 10 y/o fallo del controlador de turbina eólica 36. Durante el evento de pérdida de potencia eléctrica, el generador de potencia 84 opera para proporcionar potencia eléctrica al conjunto depitch66 de modo que el conjunto depitch66 pueda operar durante el evento de pérdida de potencia eléctrica.

[0060] En el ejemplo, el sistema de accionamiento depitch68, el sensor 70, el sistema de control depitch80, los cables y el generador de potencia 84 están situados cada uno en una cavidad 86 definida por una superficie interior 88 del buje 20. En un modo de realización alternativo, dichos componentes se sitúan con respecto a una superficie de techo exterior del buje 20 y se pueden acoplar, directa o indirectamente, a la superficie de techo exterior.

[0062] La figura 3 muestra un diagrama de flujo de un ejemplo de un procedimiento 400 para detectar un desequilibrio en una turbina eólica de acuerdo con un primer aspecto de la presente divulgación. El procedimiento 400 en la figura 3 comprende, en el bloque 401, recibir una o más señales de movimiento desde uno o más sensores en la turbina eólica. El procedimiento 400 también comprende, en el bloque 402, determinar un nivel de energía de las señales de movimiento a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor. El procedimiento 400, en el bloque 403, comprende comparar el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor con un umbral de energía. Y en el bloque 404, una determinación con respecto al desequilibrio de rotor se puede basar en la comparación con el umbral.

[0063] Como se ha analizado previamente, el procedimiento 400 puede detectar un desequilibrio en una turbina eólica en base a un incremento en la magnitud de energía de una señal de movimiento, es decir, a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor en comparación con un umbral de energía. Por tanto, el procedimiento 400 puede estimar de forma precisa y sólida si una turbina eólica está en operación en una condición de desequilibrio a partir de las señales de movimiento recibidas. Además, el procedimiento 400 permite detectar dicho desequilibrio de turbina eólica durante la operación de la turbina eólica y sin afectar la salida de potencia global de la turbina eólica. Adicionalmente, el procedimiento 400 se puede realizar por dispositivos en general ya incluidos en una turbina eólica, y por lo tanto, no requiere la instalación de dispositivos adicionales en la turbina eólica.

[0064] Las señales de movimiento 401 se pueden obtener desde una variedad de fuentes. En particular, las señales de movimiento pueden ser señales con respecto a las aceleraciones. Dichas señales se pueden obtener desde acelerómetros instalados en la turbina eólica, por ejemplo, en el rotor o la góndola de la turbina eólica o en la parte superior de la torre.

[0065] De acuerdo con la invención, el procedimiento comprende además determinar un nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural de una torre de la turbina eólica y determinar el umbral de energía al menos parcialmente en base al nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural de una torre de la turbina eólica. En estos ejemplos, el umbral para la determinación del desequilibrio de rotor o no se ajusta a una situación operativa de la turbina eólica. Tanto para las oscilaciones a la primera frecuencia natural de la torre (primer modo natural) como para las oscilaciones a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor, tendrán efecto las condiciones meteorológicas (velocidad del viento, turbulencia, olas) y otras. Al hacer que el umbral de energía dependa de las oscilaciones en el primer modo natural, la determinación de un desequilibrio de rotor potencial se puede hacer más fiable.

[0066] En algunos ejemplos, el umbral de energía es un porcentaje fijo del nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural de una torre de la turbina eólica. De acuerdo con la invención, el umbral de energía puede estar entre un 40 y un 100 % del nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural, específicamente entre un 50 y un 80 %.

[0067] En otros ejemplos, el umbral de energía se puede basar al menos parcialmente en un resultado de una simulación computacional. La simulación computacional puede ser una simulación computacional de la turbina eólica durante la operación. Además, la simulación computacional puede incluir un conjunto de variables que pueden depender de las condiciones climáticas, tales como la presión atmosférica, la dirección del viento, la velocidad media del viento, por ejemplo, la velocidad de la corriente libre, la variación de la velocidad del viento con la altura y la variación de la dirección del viento con la altura, entre otros. En otros ejemplos, el umbral de energía se puede basar al menos parcialmente en datos de campo.

[0068] En algunos ejemplos, determinar el nivel de energía de las señales de movimiento a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor, en el bloque 402, comprende filtrar las señales de movimiento recibidas para obtener señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor (es decir, frecuencia 1p). Las señales de movimiento obtenidas se pueden haber prefiltrado o pueden comprender datos sin procesar. En el caso de datos sin procesar, las señales se pueden filtrar para seleccionar las señales a la frecuencia 1p.

[0069] Filtrar las señales de movimiento puede comprender usar un filtro de muesca. También se pueden usar otros filtros, por ejemplo, un filtro de paso de banda. Se puede aplicar un filtro de paso de banda para determinar las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor. Un filtro de paso de banda o "filtro pasabanda" se puede considerar en el presente documento como un filtro que deja pasar frecuencias dentro de un determinado intervalo y rechaza (atenúa) frecuencias fuera de ese intervalo. Por lo tanto, las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor pueden no corresponder necesariamente de forma exacta a las señales de movimiento solo a esa frecuencia, sino que pueden incluir una banda de frecuencia pequeña (estrecha) alrededor de la frecuencia de velocidad de rotación de rotor. Estas bandas de frecuencia pequeña también se pueden denominar "banda de paso".

[0070] Dichas etapas de filtrado aíslan sustancialmente los movimientos con frecuencia 1P y permiten mitigar la contribución de otras fuentes de movimientos, tales como las palas 22 que pasan por la torre de turbina eólica (frecuencia 3P), en la energía de la señal de movimiento 410. Por tanto, las etapas posteriores del procedimiento 400 pueden proporcionar una estimación más precisa del cambio en la energía de la señal de movimiento.

[0071] [0052]Adicionalmente, el procedimiento 400 puede comprender otra etapa de filtrado (no ilustrada en la figura 4), en la que se filtra el contenido de alta frecuencia de las señales de movimiento. Esta etapa de filtrado puede comprender usar un filtro de suavizado que se puede aplicar a la señal de movimiento en el dominio de tiempo o en el dominio de frecuencia. El filtrado de suavizado puede ser un filtro de promedio móvil, un filtro de promedio móvil ponderado tal como un filtro de promedio móvil ponderado binomial, exponencial o polinomial, un filtro de mediana u otros. Además, la etapa de filtrado puede comprender remuestrear las señales de carga 401 antes de aplicar un filtro de suavizado. La etapa de filtrado también puede comprender una etapa de retirada de valores atípicos. Adicionalmente, también se pueden aplicar enfoques de filtrado que combinan la retirada de valores atípicos y el suavizado, como por ejemplo un filtro Hampel.

[0072] Determinar el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor, en el bloque 402, puede comprender calcular una media cuadrática de las señales de movimiento correspondientes durante un margen de tiempo. El margen de tiempo se puede seleccionar apropiadamente para poder determinar la aparición del fenómeno que se va a detectar. En los ejemplos, el período de tiempo se puede elegir para que sea entre 1 minuto (incluyendo al menos unas pocas revoluciones del rotor de turbina eólica) y 15 minutos, específicamente entre 3 minutos y 10 minutos. También se pueden usar otros períodos de tiempo.

[0073] De forma alternativa, se podrían aplicar otras operaciones informáticas para estimar la magnitud de energía de la señal. Por ejemplo, para señales altamente periódicas, el bloque 402 del procedimiento 400 puede comprender calcular la magnitud de pico a pico. Adicionalmente, el bloque 402 puede comprender realizar varias operaciones informáticas para obtener la magnitud de energía y, por lo tanto, potenciar la solidez del procedimiento 400.

[0074] Cabe señalar que también se pueden aplicar las mismas o similares etapas de filtrado y los mismos o similares cálculos para la determinación del nivel de energía a la frecuencia natural de la torre de turbina eólica.

[0075] En algunos ejemplos, las señales de movimiento comprenden señales de movimiento en una dirección hacia adelante y hacia atrás y/o una dirección de lado a lado de la turbina eólica. Y en algunos ejemplos, determinar el nivel de energía de las señales de movimiento comprende determinar un nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor en una dirección hacia adelante y hacia atrás y en una dirección de lado a lado, y el procedimiento comprende además determinar si la turbina eólica está sometida a un desequilibrio aerodinámico y/o un desequilibrio de masa en base al nivel de energía de las señales de aceleración a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor en la dirección hacia adelante y hacia atrás y en la dirección de lado a lado.

[0076] Los sensores específicos pueden proporcionar información sobre las oscilaciones en la dirección hacia adelante y hacia atrás, mientras que otros sensores podrían proporcionar información sobre las oscilaciones en las direcciones de lado a lado. Si hay un desequilibrio de masa en las palas (independientemente de si este desequilibrio de masa se provoca en la fabricación, o debido a la acumulación de material en las palas como hielo), el desequilibrio de masa dará lugar a, en general, a un efecto más pronunciado en la oscilación de lado a lado en lugar de en la dirección de hacia adelante y hacia atrás.

[0077] Por otra parte, un desequilibrio aerodinámico (por ejemplo, provocado por la diferencia de conformación de las palas debido a la erosión o acumulación de materia, o la variación en el ángulo depitchpredeterminado entre las palas u otras) dará lugar a un efecto más pronunciado en la dirección hacia adelante y hacia atrás porque el empuje aerodinámico proporcionado por las palas será diferente. Al hacer determinaciones separadas para la dirección hacia adelante y hacia atrás y las direcciones de lado a lado, se pueden obtener indicios en cuanto a las posibles causas de un desequilibrio.

[0078] En algunos ejemplos, el procedimiento se puede llevar a cabo durante la operación normal de la turbina eólica y, opcionalmente, en el que el procedimiento se lleva a cabo en tiempo real. Los procedimientos divulgados en el presente documento, en general, no requieren la interrupción o detención de la operación y se puede evitar una pérdida correspondiente de producción de potencia.

[0079] En los ejemplos, cuando se ha realizado una determinación de un desequilibrio de rotor, el procedimiento puede comprender además generar una señal indicadora o realizar un cambio operativo en respuesta a la determinación de un desequilibrio en el rotor. Una señal indicadora puede ser una señal de advertencia general, o puede comprender más que una advertencia. Es decir, en algunos casos, la señal indicadora puede comprender una indicación de posibles causas y/o posibles contramedidas. En algunos casos, la señal indicadora puede indicar o desencadenar una programación de mantenimiento o una reparación.

[0080] En los ejemplos, se puede realizar un cambio operativo, que puede ser uno o más de los siguientes: reducir la potencia de salida, reducir la velocidad de rotación de rotor, modificar un ángulo de pitch de una o más palas de la turbina eólica o detener la operación de la turbina eólica.

[0081] En otro aspecto, se proporciona un procedimiento de acuerdo con la figura 4. Se proporciona un procedimiento 600 para determinar un desequilibrio en un rotor de una turbina eólica. El procedimiento 600 comprende recibir señales de movimiento indicativas de movimientos del rotor en una dirección de lado a lado y hacia adelante y hacia atrás, bloques 610, 710. Las señales separadas por direcciones se pueden obtener desde diferentes (grupos de) sensores en algunos ejemplos. En otros ejemplos, las señales se obtienen desde el mismo sensor, pero se pueden procesar para proporcionar señales con respecto a las oscilaciones en las dos direcciones.

[0082] [0063]El procedimiento 600 comprende además, en los bloques 615 y 620, filtrar las señales de movimiento recibidas para determinar señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor en la dirección de lado a lado y en la dirección hacia adelante y hacia atrás. Se pueden usar procedimientos de filtrado como se describe anteriormente, por ejemplo, filtro de paso de banda, filtro de muesca, etc.

[0083] El procedimiento también comprende, en los bloques 715, 720, filtrar las señales de movimiento recibidas para determinar señales de movimiento a una primera frecuencia natural de la torre en la dirección de lado a lado y en la dirección hacia adelante y hacia atrás. De nuevo, se puede usar el mismo o similar filtrado.

[0084] El procedimiento 600 también comprende, en los bloques 625, 630, 725 y 730, calcular un nivel de energía de las señales de movimiento en la dirección de lado a lado y en la dirección hacia adelante y hacia atrás a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor y calcular un nivel de energía de las señales de movimiento en la dirección de lado a lado y en la dirección hacia adelante y hacia atrás a la primera frecuencia natural de la torre. En el ejemplo de la figura 4, los niveles de energía se pueden determinar usando el procedimiento de media cuadrática, pero también son posibles otros procedimientos.

[0085] El procedimiento, a continuación, comprende además, en el bloque 640, comparar el nivel de energía calculado de las señales de movimiento en la dirección de lado a lado a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor y con el nivel de energía calculado de las señales de movimiento en la dirección de lado a lado a la primera frecuencia natural. Y en el bloque 740, el nivel de energía calculado de las señales de movimiento en la dirección hacia adelante y hacia atrás a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor se compara con el nivel de energía calculado de las señales de movimiento en la dirección hacia adelante y hacia atrás a la primera frecuencia natural. En el bloque 750, se puede determinar si existe o no un desequilibrio de rotor en base a las comparaciones de los niveles de energía.

[0086] En el ejemplo de la figura 4, los diversos procedimientos con respecto a las direcciones hacia adelante y hacia atrás y de lado a lado se llevan a cabo en paralelo, pero en otros ejemplos también se pueden llevar a cabo secuencialmente.

[0087] En el ejemplo de la figura 4, los procedimientos con respecto al contenido de energía para diferentes modos de oscilación se llevan a cabo en paralelo, pero en otros ejemplos se pueden llevar a cabo secuencialmente.

[0088] El procedimiento se puede llevar a cabo durante la operación a una frecuencia deseada y tan a menudo como sea necesario. Por ejemplo, el procedimiento 600 se puede reiterar cada 10 minutos, o cada hora, o cada día. No es necesario que ninguno de los procedimientos paralelos se complete en su totalidad antes de que comience otra iteración. Tampoco es necesario que cada uno de los procedimientos paralelos se lleve a cabo con la misma frecuencia.

[0089] En algunos ejemplos, el procedimiento puede comprender determinar una proporción de los niveles de energía calculados en dirección hacia adelante y hacia atrás, y una proporción de los niveles de energía calculados en dirección de lado a lado. Se puede definir un nivel umbral para las proporciones, por ejemplo, se puede elegir un umbral de 0,4 - 1, específicamente de 0,4 - 0,8. Cuando alguna o ambas de las proporciones alcanzan el umbral, la operación se puede ver afectada y/o se puede enviar una señal indicadora como se expone anteriormente en el presente documento.

[0090] En algunos ejemplos, las señales de movimiento comprenden señales de aceleración que incluyen mediciones de aceleración en una dirección hacia adelante y hacia atrás y/o una dirección de lado a lado de la turbina eólica. Las señales de aceleración pueden provenir de sensores ubicados en una góndola de la turbina eólica o en otros componentes de la turbina eólica, por ejemplo, una sección superior de la torre de turbina eólica.

[0091] En algunos casos, el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia 1p en la dirección de lado a lado se puede comparar con el nivel de energía de la frecuencia 1p de las señales de movimiento en la dirección hacia adelante y hacia atrás, para ayudar con el diagnóstico de la causa del desequilibrio.

[0092] En otro aspecto, se divulga un sistema de control 500 para detectar un desequilibrio de turbina eólica. Un sistema de control para detectar un desequilibrio de turbina eólica puede comprender un procesador configurado para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos divulgados en el presente documento.

[0093] Un ejemplo de dicho sistema de control 500 se ilustra esquemáticamente en la figura 5. El sistema de control 500 comprende un procesador 510 configurado para recibir una o más señales de movimiento 530 desde uno o más sensores de turbina eólica 520. Además, el procesador 510 está configurado para determinar una magnitud de energía a partir de las señales de movimiento 530 a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor. Además, el procesador 510 está configurado para comparar la magnitud de energía de las señales de movimiento 530 a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor con un umbral de energía. A continuación, el procesador 500 está configurado para generar una señal indicadora si la magnitud de energía de las señales de movimiento 530 a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor es mayor que el umbral de energía.

[0094] [0075]En algunos ejemplos, el procesador 510 del sistema de control 500 se puede configurar para recibir señales de movimiento 530 desde sensores de aceleración 520 ubicados en una góndola de la turbina eólica. En otros ejemplos, los sensores 520 se pueden ubicar en otros (o varios) componentes de la turbina eólica. Adicionalmente, los sensores 520 pueden ser al menos uno de un sensor óptico o un sensor de galga extensiométrica.

[0095] En los ejemplos del sistema de control 500 de acuerdo con la presente divulgación, el sistema de control 500 puede estar en comunicación con otros dispositivos de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el sistema de control 500 puede estar en comunicación con un sistema de accionamiento depitch68, de modo que puede dar instrucciones al sistema de accionamiento depitch68 de acuerdo con la señal indicadora generada.

[0096] Además, en los ejemplos, el sistema de control 500 está en comunicación con un dispositivo de memoria que comprende datos de carga de simulaciones computacionales de turbinas eólicas. Se puede acceder a los datos de carga por el sistema de control 500 para establecer el/los umbral(es) de energía.

[0097] Adicionalmente, el sistema de control 500, en algunos ejemplos, se puede configurar para determinar una magnitud de energía a partir de una señal de aceleración en una dirección hacia adelante y hacia atrás y a partir de una señal de aceleración en una dirección de lado a lado. Esto se puede realizar secuencialmente o en paralelo, es decir, cálculo en paralelo. A continuación, el sistema de control 500 puede usar las magnitudes de energía determinadas para detectar si el desequilibrio de turbina eólica es un desequilibrio aerodinámico o un desequilibrio de masa.

[0098] En algunos ejemplos, la turbina eólica puede comprender además un mecanismo de accionamiento depitchen comunicación con el sistema de control; y el sistema de control se puede configurar para dar instrucciones al mecanismo de accionamiento depitchde acuerdo con la señal indicadora generada. Por tanto, el ángulo depitchde una o múltiples palas se puede cambiar para mitigar el desequilibrio de turbina eólica. Aunque una modificación del ángulo depitchpuede ser más adecuada para compensar desequilibrios aerodinámicos, esto también se puede usar para una reducción general de las cargas cuando sea necesario.

[0099] En los ejemplos, la turbina eólica 10 puede comprender además una unidad de comunicación configurada para enviar la señal indicadora a un controlador de turbina eólica local, a un sistema SCADA o a un centro de operación remoto. En otros ejemplos, el sistema de control 500 puede formar parte del controlador de turbina eólica local.

[0100] La figura 6 muestra una gráfica con señales de movimiento de ejemplo 530a, 530b y puntos de frecuencia asociados con la frecuencia de velocidad de rotación de rotor 550 y con la frecuencia natural de torre de turbina eólica 560. La figura 6 muestra dos señales de movimiento independientes 530a, 530b, que comparten el eje de frecuencia.

[0101] La señal de movimiento 530a en esta figura es una representación esquemática de una señal de movimiento (más en particular, una aceleración, por ejemplo, de la góndola) de una turbina eólica en una dirección hacia adelante y hacia atrás. Se puede observar que el contenido de energía a la frecuencia 1p (línea 550) es mayor que el contenido de energía a la 1.ª frecuencia natural (línea 560). Esto puede ser indicativo de un fuerte desequilibrio aerodinámico en el rotor.

[0102] Adicionalmente, la señal de movimiento 530b ilustrada anteriormente es una representación esquemática de una señal de movimiento de una turbina eólica en la misma situación, pero en dirección de lado a lado. En este caso, el contenido de energía en el primer pico (frecuencia 1p) es sustancialmente el mismo que el contenido de energía en el segundo pico correspondiente a la primera frecuencia natural de la torre. Por lo tanto, también hay un desequilibrio significativo en esta dirección. Si el desequilibrio se produce tanto de lado a lado como hacia adelante y hacia atrás, una causa más probable es un desequilibrio aerodinámico. Si el desequilibrio se produce predominantemente de lado a lado y apenas se produce en la dirección hacia adelante y hacia atrás, entonces la causa más probable sería un desequilibrio de masa.

[0103] En otro aspecto, se proporciona una turbina eólica 10 que comprende un sistema de control 500 para detectar un desequilibrio de turbina eólica. El sistema de control 500 de la turbina eólica comprende un procesador 510 configurado para recibir una o más señales de movimiento 530 desde uno o más sensores de turbina eólica 520. Además, el procesador 510 se puede configurar para determinar un nivel de energía de las señales de movimiento 530 a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor. Adicionalmente, el procesador 510 se puede configurar para comparar el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor con un umbral de energía y generar una señal indicadora si la magnitud de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor es mayor que el umbral de energía.

[0104] Cabe señalar que todas las características del sistema de control 500 se pueden incluir en los procedimientos 400, 600 adecuados para detectar un desequilibrio en una turbina eólica y viceversa. Además, los expertos en la técnica apreciarían que los diversos bloques, módulos, circuitos y etapas algorítmicas lógicos ilustrativos descritos en relación con la divulgación en el presente documento se pueden implementar comohardwareelectrónico,softwareinformático o combinaciones de ambos. Para ilustrar claramente esta intercambiabilidad dehardwareysoftware, diversos componentes, bloques, módulos, circuitos y etapas ilustrativos se han descrito anteriormente, en general, en términos de su funcionalidad. Que dicha funcionalidad se implemente comohardwareosoftwaredepende de la aplicación particular y de las restricciones de diseño impuestas en el sistema global. Los expertos en la técnica pueden implementar la funcionalidad descrita de varias maneras para cada aplicación particular.

[0106] Los diversos bloques, módulos y circuitos lógicos ilustrativos descritos en relación con la divulgación en el presente documento se pueden implementar o realizar con uno o más procesadores de propósito general, un procesador de señales digitales (DSP), arquitectura informática en la nube, un circuito integrado específico de la aplicación (ASIC), una matriz de puertas programablesin situ(FPGA), un controlador lógico programable (PLC) u otro dispositivo lógico programable, lógica de transistores o puertas discretas, componentes dehardwarediscretos o cualquier combinación de los mismos diseñada para realizar las funciones descritas en el presente documento. Un procesador de propósito general puede ser un microprocesador, pero, como alternativa, el procesador puede ser cualquier procesador, controlador, microcontrolador o máquina de estados convencional. Un procesador también se puede implementar como una combinación de dispositivos informáticos, por ejemplo una combinación de un DSP y un microprocesador, una pluralidad de microprocesadores, uno o más microprocesadores junto con un núcleo de DSP o cualquier otra configuración de este tipo.

[0108] La presente divulgación también se refiere a sistemas informáticos adaptados para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos divulgados en el presente documento.

[0110] La presente divulgación también se refiere a un programa informático o producto de programa informático que comprende instrucciones (código), que cuando se ejecuta, realiza cualquiera de los procedimientos divulgados en el presente documento.

[0112] El programa informático puede estar en forma de código fuente, código objeto, un código objeto y fuente intermedia de código, tal como en forma parcialmente compilada, o en cualquier otra forma adecuada para su uso en la implementación de los procedimientos. El soporte puede ser cualquier entidad o dispositivo que pueda portar el programa informático.

[0114] Si se implementan ensoftware/firmware, las funciones se pueden almacenar en, o transmitir por, un medio legible por ordenador, como una o más instrucciones o código. Los medios legibles por ordenador incluyen tanto medios de almacenamiento informático como medios de comunicación incluyendo cualquier medio que facilite la transferencia de un programa informático de un lugar a otro. Un medio de almacenamiento puede ser cualquier medio disponible al que se pueda acceder por un ordenador de propósito general o de propósito especial. A modo de ejemplo, y no de limitación, dichos medios legibles por ordenador pueden comprender RAM, ROM, EEPROM, CD/DVD u otro almacenamiento en disco óptico, almacenamiento en disco magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnético, o cualquier otro medio que se pueda usar para portar o almacenar medios de código de programa deseados en forma de instrucciones o estructuras de datos y al que se pueda acceder por un ordenador de propósito general o de propósito especial, o un procesador de propósito general o de propósito especial. Además, cualquier conexión se denomina apropiadamente medio legible por ordenador. Por ejemplo, si elsoftware/firmwarese transmite desde un sitio web, servidor u otra fuente remota usando un cable coaxial, cable de fibra óptica, par trenzado, línea de abonado digital (DSL) o tecnologías inalámbricas tales como infrarrojos, radio y microondas, entonces el cable coaxial, cable de fibra óptica, par trenzado, DSL o tecnologías inalámbricas, tales como infrarrojos, radio y microondas, se incluyen en la definición de medio. Los discos, como se usan en el presente documento, incluyen disco compacto (CD), disco láser, disco óptico, disco versátil digital (DVD), disquete y disco Blu-ray, donde los discos magnéticos normalmente reproducen datos de forma magnética, mientras que los discos ópticos reproducen datos de forma óptica con láseres. Las combinaciones de lo anterior también se deben incluir dentro del alcance de medios legibles por ordenador.

[0116] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la enseñanza, incluyendo los modos de realización preferentes, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la enseñanza, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable se define por las reivindicaciones, y puede incluir otros ejemplos que conciban los expertos en la técnica. Si los signos de referencia relacionados con los dibujos se colocan entre paréntesis en una reivindicación, son únicamente para intentar incrementar la inteligibilidad de la reivindicación y no se interpretarán como limitantes del alcance de la reivindicación.

Claims (14)

1. REIVINDICACIONES

1.Un procedimiento (400; 600) para detectar un desequilibrio en un rotor (18) de una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento:

recibir una o más señales de movimiento (401; 610; 710) indicativas de oscilaciones de la turbina eólica desde uno o más sensores en la turbina eólica;

determinar un nivel de energía (402; 630, 730) de las señales de movimiento a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor;

comparar (403; 640, 740) el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor con un umbral de energía;

determinar un desequilibrio (404; 650, 750) en el rotor si el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor está por encima del umbral de energía. determinar (625, 725) un nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural de una torre (15) de la turbina eólica (10); y

determinar el umbral de energía al menos parcialmente en base al nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural de la torre (15) de la turbina eólica, en el que

el umbral de energía está entre un 40 y un 100 % del nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural.

2.El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el umbral de energía es un porcentaje fijo del nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural de la torre (15) de la turbina eólica.

3.El procedimiento de la reivindicación 1 o 2, en el que el umbral de energía está entre un 50 y un 80 % del nivel de energía de las señales de movimiento a la primera frecuencia natural.

4.El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 - 3, en el que determinar el nivel de energía de las señales de movimiento a una frecuencia de velocidad de rotación de rotor comprende filtrar (615, 715) las señales de movimiento recibidas para obtener señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor.

5.El procedimiento de la reivindicación 4, en el que filtrar las señales de movimiento comprende usar un filtro de muesca.

6.El procedimiento de la reivindicación 4, en el que filtrar las señales de movimiento comprende usar un filtro de paso de banda.

7.El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1 - 3, en el que determinar el nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor y/o a la primera frecuencia natural de la torre de la turbina eólica comprende calcular (630, 730) una media cuadrática de las señales de movimiento correspondientes durante un margen de tiempo.

8.El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1 - 7, en el que las señales de movimiento comprenden señales de movimiento en una dirección hacia adelante y hacia atrás y/o una dirección de lado a lado de la turbina eólica.

9.El procedimiento de la reivindicación 8, en el que determinar la magnitud de energía de las señales de movimiento comprende determinar un nivel de energía de las señales de movimiento a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor en una dirección hacia adelante y hacia atrás y en una dirección de lado a lado, y el procedimiento comprende además:

determinar si la turbina eólica está sometida a un desequilibrio aerodinámico y/o un desequilibrio de masa en base al nivel de energía de las señales de aceleración a la frecuencia de velocidad de rotación de rotor en la dirección hacia adelante y hacia atrás y en la dirección de lado a lado.

10.El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 - 9, en el que el procedimiento se lleva a cabo durante la operación normal de la turbina eólica (10) y, opcionalmente, en el que el procedimiento se lleva a cabo en tiempo real.

11.El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 - 10, que comprende además generar una señal

indicadora o realizar un cambio operativo en respuesta a la determinación de un desequilibrio en el rotor y, opcionalmente, en el que el cambio operativo es uno o más de los siguientes: reducir la salida de potencia, reducir la velocidad de rotación de rotor, modificar un ángulo depitchde una o más palas de la turbina eólica o detener la operación de la turbina eólica.

12.El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 - 11, en el que las señales de movimiento se obtienen desde uno o más acelerómetros.

13.Un sistema de control para detectar un desequilibrio de turbina eólica, comprendiendo el sistema un procesador configurado para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos de las reivindicaciones 1 - 12.

14.Una turbina eólica que comprende el sistema de control de la reivindicación 13.