ES3073271T3

ES3073271T3 - Wind turbine rotor blade pitch control for tower fatigue reduction

Info

Publication number: ES3073271T3
Application number: ES23797654T
Authority: ES
Inventors: Alexander Duncan Giles; Jesper Sandberg Thomsen; Cunha Bruno Martins
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2022-10-21
Filing date: 2023-10-13
Publication date: 2026-07-09
Anticipated expiration: 2043-10-13
Also published as: US12529354B2; US20260002514A1; WO2024083294A1; EP4605647C0; EP4605647B1; EP4605647A1

Abstract

La invención se refiere al ajuste del paso colectivo de las palas del rotor de una turbina eólica. Se recibe una señal de los sensores de la turbina eólica, que indica la carga del rotor en sentido longitudinal. A partir de la señal recibida, se determina un primer componente en sentido longitudinal, que incluye un contenido colectivo de alta frecuencia, superior a 2P. Se genera un segundo componente ortogonal al primero. Ambos componentes se rotan un ángulo de fase para obtener componentes desfasados. Se determina un valor de referencia de paso colectivo para las tres palas del rotor, basado en el primer o el segundo componente desfasado. Se transmite una señal de control para ajustar el paso colectivo de las palas del rotor según el valor de referencia de paso colectivo determinado. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

[0001] DESCRIPCIÓN

[0002] Control de paso de pala de rotor de turbina eólica para reducción de fatiga de torre

[0003] Campo técnico

[0004] La presente invención se refiere al control del paso de las palas de rotor de una turbina eólica y, en particular, al ajuste del paso colectivo de palas para reducir la fatiga de una torre de la turbina eólica.

[0005] Antecedentes

[0006] Las turbinas eólicas, tal como se conocen en la técnica, incluyen una torre de turbina eólica que soporta una góndola y un rotor con varias (normalmente, tres) palas de rotor de paso ajustable montadas en la misma. Una turbina eólica es propensa a vibraciones, tales como el movimiento de la góndola, la torre o las palas de rotor. Se sabe que ciertos tipos de vibraciones pueden amortiguarse mediante el ajuste activo del paso de las palas de rotor o mediante el ajuste del par motor del generador.

[0007] A medida que rota el rotor de una turbina eólica, la torre de turbina eólica puede oscilar o vibrar en una o más direcciones, por ejemplo, de lado a lado o de delante hacia atrás (longitudinal). La torre puede tener diversos modos de frecuencias de vibración naturales. En el caso de un sistema de turbina eólica con plataforma flotante, por ejemplo, un sistema marino, entonces la frecuencia de vibración natural puede ser un modo acoplado entre la torre y la plataforma sobre la que flota la turbina eólica.

[0008] La frecuencia de rotación del rotor de una turbina eólica, es decir la frecuencia con la que se completa una rotación completa del rotor, puede denominarse frecuencia 1P. La frecuencia con la que una pala de rotor pasa por la torre para una turbina eólica de tres palas puede denominarse 3P, lo que puede dar como resultado un contenido de frecuencia 3P en la torre.

[0009] El modo acoplado de un sistema flotante suele tener una frecuencia relativamente alta. El modo acoplado puede estar impulsado por la rigidez y la masa de la torre y la plataforma flotante. La frecuencia del modo acoplado del sistema flotante y la frecuencia 3P en la torre pueden ser muy similares o incluso intersecarse, en particular cuando el rotor está cerca de la velocidad nominal del rotor, por ejemplo, cuando la velocidad de rotor está en el extremo superior del funcionamiento a carga parcial, y durante todo el funcionamiento a plena carga de la turbina eólica. En general, el margen entre las frecuencias de modo acoplado y 3P de la torre suele ser relativamente pequeño, y normalmente menor que el diez por ciento cuando el rotor rota a la velocidad nominal. Esto puede provocar niveles relativamente altos de fatiga en la torre de un sistema de turbina eólica en plataforma flotante, lo que puede reducir significativamente la vida útil de la torre. Las vibraciones de alta frecuencia de la torre (y la góndola) de una turbina eólica terrestre (es decir, no de un sistema de plataforma flotante) también pueden provocar fatiga en la torre, por ejemplo, en diseños de torre de turbina eólica terrestre relativamente rígidos.

[0010] El documento US 2016/377057 A1 da a conocer el funcionamiento de una turbina eólica de eje horizontal en una situación de producción de potencia en vacío en la que se controla el ángulo de paso para producir fuerzas aerodinámicas que contrarresten una oscilación de torre detectada. Además, el documento US 2020/011296 A1 da a conocer la reducción de la vibración de góndola mediante el ajuste del paso de las palas de rotor y el documento US 2022/220937 A1 da a conocer la reducción de vibraciones de pala en el sentido del borde mediante el ajuste del paso de las palas de rotor.

[0011] Frente a estos antecedentes, se establece la presente invención.

[0012] Sumario de la invención

[0013] Según un aspecto de la invención, se proporciona un controlador para una turbina eólica que tiene tres palas de rotor. El controlador sirve para ajustar el paso colectivo de las tres palas de rotor. El controlador está configurado para recibir una señal de sensor, desde uno o más sensores de la turbina eólica, indicativa de la carga de rotor de la turbina eólica en dirección longitudinal. El controlador está configurado para determinar, basándose en la señal de sensor recibida, una primera componente en la dirección longitudinal, incluyendo la primera componente contenido colectivo de alta frecuencia, mayor que el contenido de frecuencia 2P, a partir de la señal de sensor recibida. El controlador está configurado para generar, basándose en la primera componente, una segunda componente que es ortogonal a la primera componente. El controlador está configurado para rotar la primera y segunda componentes alrededor de un ángulo de fase para obtener una primera componente desfasada y una segunda componente desfasada. El controlador está configurado para determinar un valor de desviación de referencia de paso colectivo para las tres palas de rotor basándose en la primera componente desfasada o la segunda componente desfasada. El controlador está configurado para transmitir una señal de control para ajustar el paso de las tres palas de rotor basándose en el valor de referencia de paso colectivo determinado.

[0014] Para generar la segunda componente, el controlador puede estar configurado para aplicar uno de los siguientes: un integrador generalizado de segundo orden; y un integrador con fuga.

[0015] El uno o más sensores de la turbina eólica pueden incluir un sensor de carga de flap (aleta) respectivo para cada una de las tres palas. La señal de sensor recibida puede incluir una señal de carga de flap procedente de cada uno de los sensores de carga de flap, indicativa de la carga de flap en cada una de las palas de rotor correspondientes. El controlador puede estar configurado para combinar las señales de carga de flap recibidas y obtener así una señal de carga de flap combinada. La primera componente puede determinarse basándose en la señal de carga de flap combinada.

[0016] El uno o más sensores pueden ser uno o más sensores de aceleración ubicados en una torre o en una góndola de la turbina eólica. La señal de sensor puede ser una señal de aceleración procedente del uno o más sensores de aceleración y que es indicativa de una aceleración longitudinal de la torre y la góndola.

[0017] Para determinar el valor de desviación de referencia de paso colectivo, el controlador puede estar configurado para multiplicar la primera componente desfasada o la segunda componente desfasada por una ganancia. Como alternativa, para determinar el valor de desviación de referencia de paso colectivo, el controlador puede estar configurado para multiplicar la primera y segunda componentes por la ganancia antes de la rotación alrededor del ángulo de fase que esté aplicándose.

[0018] Para determinar el valor de desviación de referencia de paso colectivo, el controlador puede estar configurado para: aplicar una transformación de rotación basada en la fase 3P a la primera y segunda componentes desfasadas para obtener una primera y segunda componentes desfasadas en 3P; aplicar un factor de limitación de amplitud a la primera y segunda componentes desfasadas en 3P para obtener una primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P; y aplicar una transformación de rotación inversa basada en la fase 3P a la primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P para obtener una primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada, determinándose el valor de desviación de referencia de paso colectivo basándose en la primera componente desfasada, de amplitud limitada o la segunda componente desfasada, de amplitud limitada.

[0019] El factor de limitación de amplitud puede determinarse basándose en la capacidad de bombeo del sistema hidráulico de control de paso de la turbina eólica para ajustar el paso de las palas de rotor.

[0020] El ángulo de fase puede definirse basándose en unas condiciones de funcionamiento de la turbina eólica. Opcionalmente, las condiciones de funcionamiento pueden ser una función del ángulo de paso de las palas de rotor. Opcionalmente, las condiciones de funcionamiento pueden ser una función de la velocidad de rotación del rotor. Opcionalmente, las condiciones de funcionamiento pueden ser una función de la velocidad del viento en las proximidades de la turbina eólica. Si se trata de una turbina eólica marina, entonces las condiciones de funcionamiento pueden ser una función de una desalineación entre la dirección del viento y la dirección de las olas en las proximidades de la turbina.

[0021] Antes de determinar la primera componente, el controlador puede estar configurado para aplicar un filtro de paso alto con el fin de eliminar el contenido de frecuencia 0P de la señal de sensor recibida.

[0022] El controlador puede estar configurado para eliminar el contenido de frecuencia 1P de la señal de sensor recibida, donde 1P es la frecuencia con la que se produce una rotación completa del rotor. Esto puede realizarse antes de rotar la primera y segunda componentes alrededor del ángulo de fase.

[0023] Antes de rotar la primera y segunda componentes alrededor del ángulo de fase, el controlador está configurado para: aplicar una transformación de coordenadas basada en la fase 3P a la primera y segunda componentes para obtener una primera y segunda componentes en 3P; y determinar una amplitud de la primera y segunda componentes en 3P. El controlador puede estar configurado para realizar la rotación de la primera y segunda componentes alrededor del ángulo de fase, la determinación del valor de desviación de referencia de paso colectivo, y la transmisión de la señal de control sólo si la amplitud determinada es mayor que una amplitud umbral predefinida.

[0024] El controlador puede estar configurado para activarse y determinar el valor de desviación de referencia de paso colectivo y transmitir la señal de control basándose en el valor de desviación de referencia de paso colectivo sólo si la turbina eólica está funcionando en una zona a plena carga de la curva de potencia de la turbina.

[0025] El controlador puede estar configurado para recibir una señal de aceleración desde un sensor de aceleración de la torre de turbina eólica, siendo dicha señal indicativa de la oscilación longitudinal de la torre. El controlador puede estar configurado para activarse y determinar el valor de desviación de referencia de paso colectivo y transmitir la señal de control basándose en el valor de desviación de referencia de paso colectivo sólo si la oscilación longitudinal de la torre es mayor que un nivel de oscilación predefinido.

[0026] Según otro aspecto de la invención, se proporciona un controlador tal como se ha definido anteriormente. Opcionalmente, la turbina eólica puede ser una turbina eólica marina en la que la torre está acoplada a una plataforma flotante.

[0027] Según otro aspecto de la invención, se proporciona un método para controlar una turbina eólica que tiene tres palas de rotor. El método consiste en ajustar el paso colectivo de las tres palas de rotor. El método comprende recibir una señal de sensor, desde uno o más sensores de la turbina eólica, indicativa de la carga de la turbina eólica en una dirección longitudinal. El método comprende determinar, basándose en la señal de sensor recibida, una primera componente en la dirección longitudinal, incluyendo la primera componente un contenido colectivo de alta frecuencia, mayor que el contenido de frecuencia 2P, a partir de la señal de sensor recibida. El método comprende generar, basándose en la primera componente, una segunda componente que es ortogonal a la primera componente. El método comprende rotar la primera y segunda componentes alrededor de un ángulo de fase para obtener una primera componente desfasada y una segunda componente desfasada. El método comprende determinar un valor de desviación de referencia de paso colectivo para las tres palas de rotor basándose en la primera componente desfasada o en la segunda componente desfasada. El método comprende transmitir una señal de control para ajustar el paso de las tres palas de rotor basándose en el valor de desviación de referencia de paso colectivo determinado.

[0028] Breve descripción de los dibujos

[0029] A continuación se describirán ejemplos de la invención con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

[0030] la figura 1 ilustra esquemáticamente una turbina eólica según un aspecto de la invención;

[0031] la figura 2 ilustra esquemáticamente un controlador de la turbina eólica de la figura 1 según un aspecto de la invención;

[0032] la figura 3 ilustra esquemáticamente un módulo de integrador generalizado de segundo orden implementado por el controlador de la figura 2;

[0033] la figura 4 muestra las etapas de un método realizado por el controlador de la figura 2; y,

[0034] las figuras 5(a), 5(b) y 5(c) muestran representaciones gráficas que indican el rendimiento del controlador de la figura 2 a lo largo del tiempo; en particular, la figura 5(a) muestra el paso colectivo de las palas de rotor de la turbina eólica de la figura 1, la figura 5(b) muestra el momento de flexión de lado a lado de la base de una torre de turbina eólica de la figura 1, y la figura 5(c) muestra el momento de flexión longitudinal de la base de la torre.

[0035] Descripción detallada

[0036] La figura 1 ilustra, en una vista esquemática, un ejemplo de una turbina eólica 10. La turbina eólica 10 incluye una torre 102, una góndola 103 dispuesta en el ápice, o encima, de la torre 102, y un rotor 104 acoplado operativamente a un generador alojado en el interior de la góndola 103. Además del generador, la góndola 103 aloja otros componentes requeridos para convertir la energía eólica en energía eléctrica y diversos componentes necesarios para hacer funcionar, controlar, y optimizar el rendimiento de la turbina eólica 10. El rotor 104 de la turbina eólica 10 incluye un buje central 105 y tres palas de rotor 106 que sobresalen hacia fuera desde el buje central 105. Además, la turbina eólica 10 comprende un sistema de control o controlador (no se muestra en la figura 1). El controlador puede estar situado en el interior de la góndola 103, en la torre 102 o distribuido en varias ubicaciones en el interior de (o de manera externa a) la turbina 10 y conectados en comunicación entre sí. Las palas de rotor 106 son de paso ajustable. Las palas de rotor 106 pueden ajustarse según una configuración de paso colectivo, donde cada una de las palas se establece al mismo valor de paso. Además, las palas de rotor 106 son ajustables según configuraciones de paso individual, donde cada pala 106 puede tener un punto de consigna de paso individual.

[0037] En algunos ejemplos, la turbina eólica 10 incluye sensores de carga de pala situados en cada raíz de pala 109 o en sus proximidades, de tal manera que el sensor detecta la carga en la pala 106. Pueden usarse señales de carga de pala procedentes de tales sensores para determinar cómo ajustar el paso de cada una de las palas 106 individuales. Dependiendo de la colocación y el tipo de sensor, la carga puede detectarse en la dirección del flap (en el sentido del flap) (dentro/fuera del plano) o en la dirección del borde 108 (en el sentido del borde) (en el plano). Tales sensores pueden ser, por ejemplo, sensores de galga extensométrica o sensores de Bragg ópticos. Dado que los sensores están situados en las palas rotatorias 106, tales señales de carga para cada una de las palas de rotor 106 ajustables se miden en el marco de referencia rotatorio del rotor 104.

[0038] Dentro de cada pala 106 hay un sensor de carga. En diferentes ejemplos, cada pala puede estar dotada de más de un sensor de carga. Los sensores de carga de pala están dispuestos para medir la carga de flap en las palas 106. En el ejemplo descrito, la turbina eólica 10 forma parte de un sistema de turbina eólica de plataforma flotante 1. El sistema flotante 1 puede ser (formar parte de) una instalación de turbina eólica marina, es decir, una instalación ubicada lejos de la tierra en el océano o el mar. Además de la turbina eólica 10, el sistema flotante 1 incluye una plataforma flotante 12. La plataforma flotante 12 puede fijarse al terreno, por ejemplo al lecho marino, de cualquier manera adecuada. En concreto, existen diversos tipos de diseños o conceptos de plataforma flotante, entre los que se incluyen las denominadas de tipo trípode, plataformas de patas tensadas (TLP), plataformas semisumergibles, y plataformas de tipo larguero. La figura 1 ilustra un ejemplo en el que la plataforma flotante es de tipo semisumergible, que tiene tres pilares 122 (parcialmente sumergidos en el agua 2) y anclajes 124 para su amarre. Se entenderá que pueden usarse diferentes cantidades de pilares y/o anclajes, y que pueden usarse diferentes tipos de plataformas flotantes. La torre de turbina eólica 102 está acoplada a la plataforma 12. En algunos ejemplos, pueden acoplarse más de una torre a la plataforma 12, tal como por ejemplo dos o más torres.

[0039] La figura 2 ilustra esquemáticamente un ejemplo de un elemento de controlador 20 (de la turbina eólica 10) que incluye un controlador de velocidad de realimentación o bloque de control 202 implementado para determinar las señales de actuación de paso colectivo para controlar el paso de las palas de rotor 106. En la implementación ilustrada, el controlador de velocidad 202 minimiza un error de velocidad ( ω - ω<ref>) entre la velocidad de rotor real, ω, y una velocidad de rotor de referencia, ω<ref>, con el fin de emitir una potenciaPsolicitada (en forma de un punto de consigna de potencia) y una referencia de paso colectivo, θ<col>. La referencia de paso colectivo tal como se determina por el controlador de velocidad 202, en vista de la velocidad de rotor, también puede tener en cuenta valores de sensor adicionales. En la figura 2, esto se denomina conjunto de mediciones, ms, que se introduce en el controlador de velocidad 202. El controlador de velocidad de realimentación 202 puede implementarse mediante un esquema de control PI (proporcional-integral), PID (proporcional-integral-derivativo), o similar. En un ejemplo, el controlador de velocidad 22 puede ser alternativamente un controlador predictivo de modelo que, basándose en la minimización de una función de costes, está dispuesto para determinar la referencia de paso colectivo y/o la referencia de potencia. La figura 2 ilustra además un bloque de control o controlador 204, que puede denominarse unidad de actuación de paso (PAU). En la unidad de actuación de paso 204, se determina una señal de modificación de paso, o valor de desviación de referencia de paso, Δθ<col>basándose en una o más señales de entrada. Las señales de entrada y el funcionamiento de la PAU 204 se describen con mayor detalle a continuación. El valor de desviación Δθ<col>se superpone a la referencia de paso colectivo θ<col>para proporcionar una señal de modificación o referencia de paso colectivo resultante o general θ<A>que puede aplicarse a los actuadores de paso de las palas de rotor 106.

[0040] El controlador 20 transmite la señal de referencia de paso colectivo a los actuadores de paso para controlar el ángulo de paso de las palas de rotor 106 según la señal de paso colectivo. La señal puede aplicarse de manera cíclica.

[0041] El controlador 20 descrito puede estar en forma de cualquier dispositivo informático adecuado, por ejemplo, una o más unidades o módulos funcionales implementados en uno o más procesadores informáticos. Tales unidades funcionales pueden proporcionarse mediante software adecuado que se ejecuta en cualquier sustrato informático adecuado, usando procesadores y memoria convencionales o personalizados. La una o más unidades funcionales pueden usar un sustrato informático común (por ejemplo, pueden ejecutarse en el mismo servidor) o sustratos independientes, o bien una o ambas pueden estar distribuidas a su vez entre múltiples dispositivos informáticos. Una memoria informática puede almacenar instrucciones para llevar a cabo los métodos realizados por el controlador, y el/los procesador(es) puede(n) ejecutar las instrucciones almacenadas para realizar el método.

[0042] La presente invención tiene por objeto reducir los niveles de fatiga en la torre de turbina eólica 102. En concreto, la invención tiene por objeto reducir la fatiga de la torre que surge como resultado del contenido de alta frecuencia en el movimiento de la torre. Específicamente, la invención tiene como objetivo reducir la fatiga de la torre resultante de las excitaciones que se producen cuando la frecuencia 3P coincide con, o está relativamente cerca de, el contenido de frecuencia del modo acoplado que surge como resultado del acoplamiento entre la torre y la plataforma flotante de un sistema de turbina eólica de plataforma flotante, por ejemplo, un sistema marino. Este invento también puede usarse para reducir la fatiga de la torre resultante de las excitaciones que se producen cuando la frecuencia 3P coincide con, o está relativamente cerca de, un modo natural de la torre de una turbina eólica terrestre.

[0043] La presente invención prevé el control del paso de las palas de rotor de turbina eólica para reducir la fatiga de la torre resultante de que el modo 3P esté cerca o coincida con la frecuencia del modo acoplado. En particular, la invención prevé el cambio de la carga en el rotor de la turbina eólica en 3P y/o la frecuencia del modo acoplado, con el fin de minimizar la excitación del modo acoplado (o modo natural de la torre). Específicamente, la invención prevé el control del contenido de alta frecuencia, que puede definirse como un contenido de frecuencia mayor que 2P, es decir con una frecuencia mayor que 2P, mediante el control o el ajuste del avance/retardo de fase, y opcionalmente de la amplitud, de una desviación de referencia de paso colectivo usada para controlar o ajustar el paso de las palas de rotor de la turbina eólica. Dado que la oscilación que va a seleccionarse como objetivo se produce en la dirección longitudinal de la torre, resulta apropiado controlar el paso de pala colectivo.

[0044] En el ejemplo descrito, se usa la PAU 204 de la figura 2 para determinar el valor de ajuste de paso colectivo, o valor de desviación de referencia de paso colectivo, Δθ<col>, para las palas de rotor 106 para reducir la fatiga de la torre. La PAU 204 puede incluir diversos bloques/módulos/unidades funcionales o de procesamiento para realizar las tareas/operaciones de procesamiento respectivas. En un ejemplo, la señal de entrada a la PAU 204 son datos de sensor procedentes de los sensores de carga de pala. En este ejemplo, los sensores de carga de pala son sensores de carga de flap que indican la carga en la pala 106 correspondiente en la dirección en el sentido del flap. La unidad PAU 204 recibe datos desde cada uno de los tres sensores de pala.

[0045] Los datos recibidos desde los sensores de carga de flap se usan para obtener un vector tridimensional, donde cada valor del vector indica un momento de flexión de raíz de flap asociado con una de las tres palas. Las señales de carga de flap se miden en un marco de referencia rotatorio o de rotor. El marco de referencia rotatorio puede estar en un plano de rotación del rotor de la turbina eólica 10, y puede estar centrado en el rotor 104, por ejemplo.

[0046] Las señales de carga de flap pueden transformarse mediante una transformación de coordenadas de m-palas (múltiples palas). La transformación toma las tres señales rotatorias en un marco de referencia fijo a lo largo de una primera dirección de referencia d y una segunda dirección de referencia q. Esta transformación permite identificar el contenido de frecuencia 3P en el movimiento de la torre a partir de las perturbaciones en las señales de carga en el sentido del flap de pala. En general, el movimiento longitudinal de la torre 102 se ve influido por perturbaciones colectivas en el rotor, por lo que una consideración de la carga de flap colectiva puede ayudar a reducir la fatiga de la torre resultante del movimiento longitudinal de la misma.

[0047] En otro ejemplo, la señal de entrada a la PAU 204 son datos de sensor indicativos del movimiento de la torre. En concreto, en este ejemplo, uno o más sensores de aceleración ubicados en la torre 102 o la góndola 103 de la turbina eólica proporcionan una señal de medición de aceleración que es indicativa de la aceleración longitudinal de la torre 102 y la góndola 103. Al igual que la señal de carga de flap de pala en el ejemplo mencionado anteriormente, la señal de aceleración de torre incluye contenido de frecuencia colectiva 3P. Sin embargo, además, la señal de aceleración de torre incluye contenido de frecuencia del modo acoplado entre la torre 102 y la plataforma flotante 12. En este ejemplo, por tanto, el controlador 204 puede ser capaz de actuar sobre, y mitigar los efectos adversos de, tanto el contenido de frecuencia 3P como el de modo acoplado, donde la frecuencia de modo acoplado puede ser relativamente próxima a la frecuencia 3P. De esta manera, el controlador 204 puede considerarse un controlador de alta frecuencia 24 que actúa sobre contenido de alta frecuencia, que puede definirse como contenido de frecuencia mayor que 2P.

[0048] En la siguiente descripción, la señal de entrada al controlador 204 es una única componente indicativa del movimiento de la torre en la dirección longitudinal, y puede obtenerse a partir de las señales de carga de flap de pala o de la señal de aceleración de torre.

[0049] Tal como se mencionó anteriormente, la invención permite el control del contenido de alta frecuencia mediante la aplicación de un desfase para rotar las componentes de señal longitudinales alrededor de un ángulo de fase y obtener así componentes desfasadas. Los desfases, o las operaciones de rotación, requieren generalmente un par de señales mutuamente ortogonales para poder implementarse. Como señal de entrada al controlador aparece únicamente como una sola componente, entonces no hay una señal / término ortogonal natural para emparejarlo con el propósito de aplicar un desfase (de manera flexible).

[0050] Por tanto, los ejemplos de la invención prevén la generación de una señal adicional (segunda) que es ortogonal a la (primera) señal. En un ejemplo, puede usarse un integrador generalizado de segundo orden (SOGI) aplicado para generar una segunda componente que es ortogonal a una primera componente obtenida a partir de la señal de entrada al controlador. La figura 3 ilustra esquemáticamente la estructura / topología de un módulo de SOGI 30 que puede implementarse por la PAU 204. El SOGI 30 actúa como un filtro resonante, con respuesta máxima en . En el ejemplo descrito, la respuesta máxima se establece en 3P, es decir La topología de SOGI tiene canales alfa y beta que son componentes ortogonales en todas las frecuencias. Además, para un ajuste preciso adecuado del SOGI, el contenido en una frecuencia dada local para o en 3P tiene una magnitud casi igual en los canales alfa y beta cuando se establece en 3P. Es decir, para un ajuste preciso adecuado del SOGI, la señal debida al 2º modo acoplado también tendrá la misma magnitud para los canales alfa y beta debido a la proximidad de la frecuencia del modo acoplado a 3P. Por tanto, el canal alfa tiene la misma fase y magnitud que la señal de entrada al SOGI 30 en el rango de frecuencias de interés (2º modo acoplado y 3P).

[0051] La señal de entrada al controlador también puede contener contenido a frecuencias muy altas; es decir, mayores que 3P. Este contenido de alta frecuencia se atenúa naturalmente tanto en los canales alfa como beta del SOGI 30 como resultado de la topología de SOGI.

[0052] La señal de entrada al controlador, ya sea la carga de flap colectiva o la aceleración longitudinal de la torre, también puede incluir contenido de baja frecuencia, en particular 0P. Por tanto, este contenido de baja frecuencia se incluye en la entrada al SOGI 30. Este contenido de menor frecuencia puede atenuarse menos en el canal alfa del SOGI 30. Por tanto, puede aplicarse un filtro de paso alto a la señal obtenida a partir del canal neutro de la transformación de m-palas antes de aplicar el SOGI 30 a la señal. Esto es para garantizar que la PAU 204 no actúe sobre el empuje 0P en la señal.

[0053] Además, la entrada al controlador puede incluir cierto contenido de frecuencia en 1P como resultado de un desequilibrio en el rotor 104. Esto puede eliminarse antes o después de aplicar el SOGI 30. El contenido de tipo 1P puede eliminarse de cualquier manera adecuada. Por ejemplo, puede eliminarse 1P usando un filtro de muesca. Alternativamente, el contenido de tipo 1P puede eliminarse aplicando operaciones de transformación de marco apropiadas junto con filtros de paso alto. Este último enfoque puede resultar beneficioso debido a la ausencia de distorsión de fase y ganancia en el contenido de alta frecuencia seleccionado.

[0054] El contenido restante en los canales de salida alfa y beta del SOGI 30 se debe entonces sólo al contenido de alta frecuencia local para 3P. Como los canales de salida alfa y beta son mutuamente ortogonales, pueden usarse juntos para crear un desfase realizando / aplicando una operación de rotación alrededor de un ángulo de fase, que puede aplicarse de la siguiente manera:

[0057]

[0060] donde son la primera y segunda componentes mutuamente ortogonales (es decir, de los canales alfa

[0061] y beta) a partir del SOGI 30, son la primera y segunda componentes rotadas o desfasadas, y  es el término de desfase o ángulo de rotación (ángulo de fase).

[0062] El desfase puede ser cualquier valor adecuado. De hecho, el desfase puede definirse, seleccionarse, o determinarse según sea necesario o deseado. Una fase óptima para la desviación de referencia de paso en 3P colectivo, es decir, una fase que sea la más apropiada para reducir la fatiga de la torre, puede variar con el punto de funcionamiento de la turbina eólica 10. Por ejemplo, una fase óptima puede cambiar dependiendo de la velocidad del rotor cambiante, la velocidad del viento en las proximidades de la turbina eólica 10, y/o el ángulo de paso de las palas de rotor 106. Si la turbina eólica 10 es una turbina eólica marina, entonces la fase óptima puede cambiar dependiendo de una desalineación entre la dirección del viento y la dirección de las olas en las proximidades de la turbina eólica 10. Por tanto, el desfase puede programarse basándose en las condiciones de funcionamiento, según se desee.

[0063] El desfase para rotar las dos componentes alrededor de un ángulo de fase se realiza para compensar una distorsión de fase de los filtros de señal y los desfases mecánicos asociados con la estructura de la turbina eólica. El desfase resultante de los filtros de señal puede determinarse a partir de la expresión analítica de los filtros aplicados y sus funciones de transferencia. Al observar los filtros y las funciones de transferencia en la frecuencia de interés, es posible deducir el desfase total necesario para compensar los filtros usados en el tratamiento de la señal.

[0064] Además, o como alternativa, puede usarse un proceso de ajuste preciso para determinar un desfase en vista del punto de funcionamiento de la turbina eólica. Tal proceso de ajuste preciso se realiza normalmente en un entorno de simulación donde se aplican excitaciones de paso en bucle abierto para excitar la torre de turbina eólica en la dirección longitudinal, estableciendo la respuesta resultante la relación de fase entre la acción de paso y la respuesta de la torre. Variando el punto de funcionamiento, puede determinarse una tabla de consulta que relaciona el punto de funcionamiento con el ángulo de fase.

[0065] Para escalar la primera y segunda componentes a una referencia de paso, entonces puede aplicarse una ganancia (de controlador) a la primera y segunda componentes. La ganancia puede definirse, seleccionarse, o determinarse según sea apropiado. La ganancia puede aplicarse antes o después de aplicar el desfase descrito anteriormente. Además de aplicar un desfase a la primera y segunda componentes, también puede aplicarse fácilmente una funcionalidad de limitación de amplitud (o de saturación de amplitud) (ya que las componentes son mutuamente ortogonales). Tal funcionalidad de limitación de amplitud puede aplicarse para garantizar que hay un control satisfactorio sobre la desviación de referencia de paso. En particular, el control de paso de alta frecuencia (por ejemplo, mayor que 2P, como el control de 3P) tal como se describe en el presente documento es relativamente exigente para un sistema de control de paso de una turbina eólica. De hecho, la cantidad de control de paso que puede realizarse está limitada por la capacidad de bombeo del sistema hidráulico de control de paso. Además, en condiciones de viento con poca turbulencia, los cojinetes de las palas no se moverán de forma significativa. Si además de esto se realiza un ajuste de paso de alta frecuencia, algunas partes del cojinete pueden experimentar una lubricación deficiente, lo que conduce a desgaste y fatiga. Por tanto, puede ser deseable un ajuste de paso de amplitud relativamente baja para el control de alta frecuencia.

[0066] En el ejemplo descrito, la funcionalidad de limitación de amplitud implica aplicar en primer lugar una operación de rotación a la primera y segunda componentes desfasadas. En particular, la rotación se basa en , es decir, tres veces la fase 1P o el azimut, de la siguiente manera:

[0069]

[0072] donde son la primera y segunda componentes desfasadas,

son las componentes rotadas, que pueden denominarse primera y segunda componentes desfasadas en 3P.

[0073] Luego puede aplicarse un factor de limitación o saturación de amplitud a cada uno de la primera y segunda componentes desfasadas en 3P para obtener una primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P. Este factor puede definirse, seleccionarse o determinarse según sea apropiado. Por ejemplo, en un ejemplo el factor de saturación de amplitud puede determinarse dependiendo de la capacidad de bombeo del sistema hidráulico de control de paso, o dependiendo de un nivel de control/uso del sistema de control de paso que esté instruyéndose por otros controladores de control de paso de la turbina eólica 10, por ejemplo, un controlador de 1P y/o 2P. La saturación de amplitud puede programarse de cualquier manera adecuada.

[0074] Luego puede aplicarse una operación de rotación inversa a la primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P para obtener una primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada de la siguiente manera:

[0077]

[0080] donde en este caso

son la primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P, y

[0081] son la primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada.

[0082] Luego, puede usarse una de la primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada para obtener una señal de desviación de referencia de paso en 3P colectiva Δ θ<col>desfasada y de amplitud limitada apropiada emitida por la PAU 204.

[0083] Para el controlador / la PAU 204 pueden definirse una o más estrategias de activación que actúan sobre los niveles de oscilación de la torre. En un ejemplo, la PAU 204 puede estar configurada para activarse y emitir una señal de desviación Δ θ<col>sólo cuando la amplitud de las vibraciones / oscilaciones sea lo suficientemente grande como para justificar el ajuste de paso del cojinete para este propósito. Para determinar la amplitud, puede realizarse el proceso descrito anteriormente de generar primera y segunda componentes mutuamente ortogonales, pero sin las etapas de aplicar una ganancia o aplicar un desfase. Luego, puede determinarse la amplitud de las señales y, si la amplitud es mayor que un umbral definido, por ejemplo, entonces puede activarse la PAU 204 para que emita la señal de desviación Δ θ<col>, que se incorporará a la señal de referencia de paso enviada al sistema de control de paso. Por ejemplo, la PAU 204 puede estar configurada para que no se active cuando la turbina eólica 10 esté funcionando a carga parcial. Esto se debe a que, tal como se describió anteriormente, el problema de la fatiga de la torre como resultado del modo acoplado es particularmente evidente cuando el rotor rota a la velocidad nominal, es decir, durante el funcionamiento a plena carga (y quizás menos evidente a diferentes velocidades de rotor). También puede implementarse una estrategia de activación basada en si se necesitan uno o más controladores de paso de la turbina eólica 10 en un momento dado. Por ejemplo, si un controlador 1P y/o 2P de la turbina eólica 10 no se activa en un momento dado, entonces puede darse preferencia al presente controlador 204, ya que puede haber una mayor capacidad de bombeo disponible en relación con cuando los controladores 1P y/o 2P están activados.

[0084] Aunque el ejemplo descrito usa un SOGI para generar componentes mutuamente ortogonales que luego pueden desfasarse y limitarse en amplitud, se entenderá que pueden usarse diferentes tipos de filtros o integradores para este propósito de manera correspondiente, como un integrador con fuga (filtro de paso bajo).

[0085] La figura 4 resume las etapas de un método 40 realizado por el controlador / la PAU 204 según ejemplos de la invención. El controlador 204 sirve para ajustar el paso colectivo de las tres palas de rotor 106. En la etapa 401 del método 40, el controlador 204 recibe una señal de sensor, desde uno o más sensores de la turbina eólica 10, indicativas de la carga de rotor de turbina eólica en dirección longitudinal. La señal de sensor pueden ser mediciones de carga de flap de pala de uno o más sensores en cada una de las tres palas de rotor 106, indicativas de la carga de flap experimentada por cada una de las palas de rotor 106. Alternativamente, la señal de sensor puede ser una señal de aceleración de torre procedente de uno o más acelerómetros de la torre 102 y/o la góndola 103 de la turbina eólica 10, indicativa de una aceleración (incluyendo la aceleración longitudinal) de la torre 102.

[0086] La etapa 402 del método 40 incluye determinar, basándose en la señal de sensor recibida, una primera componente en la dirección longitudinal de la turbina eólica 10, incluyendo la primera componente contenido colectivo de alta frecuencia, mayor que el contenido de frecuencia 2P, a partir de la señal de sensor recibida. La etapa 403 del método 40 incluye generar, basándose en la primera componente, una segunda componente que es ortogonal a la primera componente. Esto puede lograrse mediante la aplicación de un filtro o integrador apropiado, tal como un integrador generalizado de segundo orden o un integrador con fuga.

[0087] La etapa 404 del método 40 incluye rotar la primera y segunda componentes alrededor de un ángulo de fase para obtener una primera componente desfasada y una segunda componente desfasada. El ángulo de fase puede definirse o determinarse dependiendo de unas condiciones de funcionamiento o punto de funcionamiento de la turbina eólica 10.

[0088] El método 40 puede implicar opcionalmente aplicar una transformación de rotación (adicional) basada en la fase 3P o el azimut a las componentes desfasadas, aplicar un factor de limitación de amplitud a las componentes rotadas, y aplicar una transformación de rotación inversa para obtener una primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada.

[0089] La etapa 405 del método 40 implica determinar un valor de desviación de referencia de paso colectivo para las tres palas de rotor basándose en la primera componente desfasada (y opcionalmente de amplitud limitada). La etapa 406 del método 40 incluye transmitir una señal de control para ajustar el paso de las tres palas de rotor 106 basándose en el valor de desviación de referencia de paso colectivo determinado.

[0090] Las figuras 5(a), 5(b) y 5(c) muestran representaciones gráficas que indican el rendimiento de la PAU 204 (controlador de alta frecuencia) a lo largo del tiempo según los ejemplos de la invención descritos anteriormente. En particular, las figuras 5(a), 5(b) y 5(c) muestran amplitud del rendimiento del controlador a lo largo del tiempo en relación con un rendimiento de base, es decir, en ausencia del controlador de alta frecuencia. Específicamente, la figura 5(a) muestra el paso colectivo 501 de las palas de rotor 106 a lo largo del tiempo en relación con el nivel de base 502. Se observa que el controlador de alta frecuencia introduce un mayor grado de variación en relación con el paso de base. La figura 5(b) muestra un momento de flexión de base de torre de lado a lado 511 a lo largo del tiempo en relación con un nivel de base 512, y la figura 5(c) muestra un momento de flexión de base de torre longitudinal 521 a lo largo del tiempo en relación con un nivel de base 522. Se observa que la amplitud de las vibraciones de la torre se reduce con la intervención del controlador de alta frecuencia. La fase de las vibraciones también se desvía en un ángulo de fase.

[0091] Pueden realizarse muchas modificaciones a los ejemplos descritos sin apartarse del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0092] Aunque los ejemplos descritos anteriormente se refieren al control de las palas de rotor para un sistema de turbina eólica en el que la torre de turbina eólica está acoplada a una plataforma flotante, por ejemplo, un sistema marino, se entenderá que el controlador y los métodos también pueden implementarse en el diseño de turbinas eólicas terrestres para lograr los beneficios de una menor fatiga de la torre.

[0093] Aunque los ejemplos descritos anteriormente describen el uso de filtros o integradores que generan componentes mutuamente ortogonales para permitir la aplicación de desfase y saturación de amplitud en cualquier punto de funcionamiento, se entenderá que también pueden usarse diferentes tipos de filtros o integradores que generen un desfase (variable) sin necesidad de generar previamente una segunda componente (ortogonal). Por ejemplo, puede usarse un filtro dinámico de avance-retardo para obtener el desfase requerido.

Claims

1. REIVINDICACIONES

1. Controlador (20) para una turbina eólica (10) que tiene tres palas de rotor (106), siendo el controlador para ajustar el paso colectivo de las tres palas de rotor, estando configurado el controlador para:

recibir (401) una señal de sensor, desde uno o más sensores de la turbina eólica, indicativa de la carga del rotor de turbina eólica en dirección longitudinal;

determinar (402), basándose en la señal de sensor recibida, una primera componente en la dirección longitudinal, incluyendo la primera componente contenido colectivo de alta frecuencia, mayor que el contenido de frecuencia 2P, a partir de la señal de sensor recibida;

transmitir una señal de control para ajustar el paso (406) de las tres palas de rotor;

caracterizado porque el controlador está configurado además para:

generar (403), basándose en la primera componente, una segunda componente que es ortogonal a la primera componente;

rotar (404) la primera y segunda componentes alrededor de un ángulo de fase para obtener una primera componente desfasada y una segunda componente desfasada;

determinar (405) un valor de desviación de referencia de paso colectivo para las tres palas de rotor basándose en la primera componente desfasada o en la segunda componente desfasada; y porque la señal de control transmitida para ajustar el paso (406) de las tres palas de rotor se basa en el valor de desviación de referencia de paso colectivo determinado.

2. Controlador (20) según la reivindicación 1, en el que para generar la segunda componente (403), el controlador está configurado para aplicar uno de: un integrador generalizado de segundo orden (30); y un integrador con fuga.

3. Controlador (20) según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que uno o más sensores de la turbina eólica (10) incluyen un sensor de carga de flap respectivo para cada una de las tres palas (106), en el que la señal de sensor (401) recibida incluye una señal de carga de flap desde cada uno de los sensores de carga de flap indicativa de la carga de flap en cada una de las palas de rotor respectivas, en el que el controlador está configurado para combinar las señales de carga de flap recibidas para obtener una señal de carga de flap combinada, determinándose la primera componente (402) basándose en la señal de carga de flap combinada.

4. Controlador (20) según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que el uno o más sensores son uno o más sensores de aceleración ubicados en una torre (102) o una góndola (103) de la turbina eólica (10), en el que la señal de sensor es una señal de aceleración del uno o más sensores de aceleración y que es indicativa de la aceleración longitudinal de la torre y la góndola.

5. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que, para determinar (405) el valor de desviación de referencia de paso colectivo, el controlador está configurado para:

multiplicar la primera componente desfasada o la segunda componente desfasada por una ganancia; o multiplicar la primera y segunda componentes por la ganancia antes de la rotación alrededor del ángulo de fase que esté aplicándose.

6. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que, para determinar (405) el valor de desviación de referencia de paso colectivo, el controlador está configurado para:

aplicar una transformación de rotación basada en la fase 3P a la primera y segunda componentes desfasadas para obtener una primera y segunda componentes desfasadas en 3P;

aplicar un factor de limitación de amplitud a la primera y segunda componentes desfasadas en 3P para obtener una primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P; y

aplicar una transformación de rotación inversa basada en la fase 3P a la primera y segunda componentes desfasadas, de amplitud limitada en 3P para obtener una primera y segunda componentes desfasadas y limitados en amplitud, determinándose el valor de desviación de referencia de paso colectivo basándose en la primera componente desfasada, de amplitud limitada o la segunda componente desfasada, de amplitud limitada.

7. Controlador (20) según la reivindicación 6, en el que el factor de limitación de amplitud se determina basándose en la capacidad de bombeo de un sistema hidráulico de control de paso de la turbina eólica (10)

para ajustar el paso de las palas de rotor (106).

8. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que el ángulo de fase se define basándose en unas condiciones de funcionamiento de la turbina eólica (10); opcionalmente, en el que las condiciones de funcionamiento son una función de uno o más de: ángulo de paso de las palas de rotor (106); velocidad de rotación del rotor (104); velocidad del viento en las proximidades de la turbina eólica; y, si la turbina eólica es una turbina eólica marina, una desalineación entre la dirección del viento y la dirección de las olas en las proximidades de la turbina eólica.

9. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que, antes de determinar (402) la primera componente, el controlador está configurado para aplicar un filtro de paso alto para eliminar el contenido de frecuencia 0P de la señal de sensor recibida (401).

10. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que el controlador está configurado para eliminar el contenido de frecuencia 1P de la señal de sensor recibida (401).

11. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que, antes de rotar la primera y segunda componentes alrededor del ángulo de fase, el controlador está configurado para:

aplicar una transformación de coordenadas basada en la fase 3P a la primera y segunda componentes para obtener una primera y segunda componentes en 3P; y

determinar una amplitud de la primera y segunda componentes en 3P,

en el que el controlador está configurado para realizar la rotación de la primera y segunda componentes alrededor del ángulo de fase, la determinación (405) del valor de desviación de referencia de paso colectivo, y la transmisión de la señal de control sólo si la amplitud determinada es mayor que una amplitud umbral predefinida.

12. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que el controlador está configurado para activarse para determinar (405) el valor de desviación de referencia de paso colectivo y transmitir la señal de control basada en el valor de desviación de referencia de paso colectivo sólo si la turbina eólica (10) está funcionando en una zona de plena carga de una curva de potencia de la turbina eólica.

13. Controlador (20) según cualquier reivindicación anterior, en el que el controlador está configurado para recibir una señal de aceleración desde un sensor de aceleración de la torre de turbina eólica (102), siendo la señal de aceleración indicativa de la oscilación longitudinal de la torre, en el que el controlador está configurado para activarse para determinar (405) el valor de desviación de referencia de paso colectivo y transmitir la señal de control basada en el valor de desviación de referencia de paso colectivo sólo si la oscilación longitudinal de la torre es mayor que un nivel de oscilación predefinido.

14. Turbina eólica (10) que comprende un controlador (20) según cualquier reivindicación anterior;

opcionalmente, en la que la turbina eólica es una turbina eólica marina en la que la torre está acoplada a una plataforma flotante (12).

15. Método (40) para controlar una turbina eólica (10) que tiene tres palas de rotor (106), siendo el método para ajustar el paso colectivo de las tres palas de rotor, comprendiendo el método:

recibir (401) una señal de sensor, desde uno o más sensores de la turbina eólica, indicativa de la carga de la turbina eólica en una dirección longitudinal;

caracterizado porque el controlador está configurado además para:

determinar (405) un valor de desviación de referencia de paso colectivo para las tres palas de rotor basándose en la primera componente desfasada o la segunda componente desfasada; y porque la señal de control transmitida para ajustar (406) el paso de las tres palas de rotor se basa en el valor de

desviación de referencia de paso colectivo determinado.