MX2008011751A

MX2008011751A - Metodo y sistema de control para reducir las cargas de fatiga en los componentes de una turbina eolica sometida a cargas asimentricas en el plano del rotor.

Info

Publication number: MX2008011751A
Application number: MX2008011751A
Authority: MX
Inventors: Bo Juul Pedersen
Original assignee: Vestas Wind Sys As
Priority date: 2006-03-16
Filing date: 2006-03-16
Publication date: 2008-11-12
Also published as: AU2006339899B2; CA2645108C; EP1994281A1; CN101400892B; US20090021015A1; EP1994281B1; CN101400892A; WO2007104306A1; ES2414093T3; BRPI0621442A2; CA2645108A1; US7569945B2; AU2006339899A1

Abstract

La invención se refiere a un método para reducir las cargas de fatiga en los componentes de una turbina eólica sometida a cargas asimétricas en su rotor, el cual comprende los pasos de: recolectar y almacenar constantemente los datos de la carga en el rotor; determinar para el rotor una función de distribución de carga, a partir de los datos almacenados; derivar una pluralidad de funciones periódicas a partir de la función de distribución de carga; determinar, a partir de la pluralidad de funciones periódicas derivadas, las acciones para que el medio de control de la turbina eólica reduzca la carga de fatiga en los componentes de la turbina eólica y poner en práctica las acciones determinadas en el medio de control. La invención también se relaciona con un sistema de control, tanto como con una turbina eólica y un parque eólico.

Description

METODO Y SISTEMA DE CONTROL PARA REDUCIR LAS CARGAS DE FATIGA EN LOS COMPONENTES DE UNA TURBINA EÓLICA SOMETIDA A CARGAS ASIMÉTRICAS EN EL PLANO DEL ROTOR CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un método para reducir las cargas de fatiga en los componentes de una turbina eólica, a un sistema de control para reducir las cargas de fatiga en los componentes de la turbina eólica sometida a cargas asimétricas en el plano del rotor, a una turbina eólica y a un parque eólico.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Durante años se han instalado en las turbinas eólicas controladores de turbina eólica con la finalidad de controlar la capacidad total de producción de energía. La capacidad de producción de energía de una turbina eólica moderna puede controlarse con un sistema de control que regula el ángulo de paso de las aspas del rotor. La velocidad de rotación del rotor y la capacidad de producción de energía de la turbina eólica pueden, de esta manera, ser inicialmente controladas, por ejemplo, antes de realizar la transferencia hacia una red de distribución a través del medio de conversión de energía. Una ventaja de este control es la protección del rotor al evitar que gire 52-532-08 a una velocidad excesiva cuando el viento sopla a gran velocidad y proteger a las aspas del rotor contra cargas excesivas . De manera especial, en el caso de rotores de gran diámetro, la distribución del perfil de flujo del viento de llegada puede no ser uniforme en el área del rotor, provocando una carga no uniforme en cada aspa del rotor como una función de una rotación completa, asi como cargas asimétricas fuera del plano del tren de accionamiento de la turbina eólica. En el caso de una situación de flujo libre del viento de llegada, la distribución de cizallamiento del viento es aproximadamente lineal y la carga, como función de la rotación, tiene un comportamiento sinusoidal con una frecuencia igual a la frecuencia de rotación del rotor. Con la finalidad de mantener una carga más constante en las aspas del rotor, en los controladores de cambio del ángulo de paso de las turbinas eólicas se han aplicado funciones de control de cambio del ángulo de paso, donde al ajuste total del ángulo de paso de las aspas individuales del rotor se ha añadido una corrección cíclica del rotor con una frecuencia igual a la rotación del rotor. Cualquier obstáculo que esté a una cierta distancia a barlovento de una turbina eólica crea una estela hacia la turbina eólica y, en consecuencia, elimina la situación de flujo libre del viento de llegada. Un 52-532-08 ejemplo de un obstáculo podría ser el de otras turbinas eólicas, ya que una turbina eólica siempre genera una estela en dirección de sotavento. Este hecho puede, especialmente en los parques eólicos, influir de manera significativa en el flujo de viento que llega a las turbinas ubicadas en dirección de sotavento. Lo cual deriva en una distribución de cizallamiento del viento más compleja, en comparación con una situación de flujo libre del viento de llegada. Este complejo perfil de distribución del viento puede derivar en turbulencias y, a su vez, en cargas de fatiga fluctuantes en los componentes de la turbina eólica. De modo que, para que no haya demasiada turbulencia en los alrededores de las turbinas, la separación entre las turbinas eólicas corriente abajo es relativamente grande, lo que provoca que los parques eólicos sean instalaciones que requieran grandes superficies. Por lo tanto, un objeto de la presente invención es presentar un método y una técnica que permite una estrategia de control de turbinas eólicas mejorada en lo que respecta a una distribución de cizallamiento del viento más compleja. 52-532-08 SUMARIO DE LA INVENCIÓN La invención describe un método para reducir las cargas de fatiga en los componentes de una turbina eólica sometida a cargas asimétricas en su rotor, el cual comprende los pasos de: recolectar y almacenar constantemente los datos de la carga en el rotor; determinar para el rotor una función de distribución de carga, a partir de los datos almacenados; derivar una pluralidad de funciones periódicas a partir de la función de distribución de carga; determinar, a partir de la pluralidad de funciones periódicas derivadas, las acciones para que el medio de control de la turbina eólica reduzca la carga de fatiga en los componentes de la turbina eólica y poner en práctica las acciones determinadas en el medio de control. De esta manera, es posible reducir las cargas fluctuantes sobre los componentes de la turbina eólica, lo que favorece un menor desgaste mecánico en la mayor parte de las partes expuestas de la turbina eólica, lo que a su vez provoca que el número de servicios sea menor, que se reduzcan las descomposturas y se prolongue la vida útil de la turbina eólica. Alternativamente, es posible aumentar, de este modo, la captura de la energía del viento y 52-532-08 mantener una carga pequeña en el rotor o combinaciones de lo anterior. En un aspecto de la invención, la pluralidad de las funciones periódicas derivadas son funciones sinusoidales y/o cosinusoidales . Al usar funciones sinusoidales y/o cosinusoidales derivadas, es posible obtener una corrección aproximada del ángulo de paso muy cercana a la deseada. En otro aspecto de la invención, las frecuencias de la pluralidad de funciones periódicas es una serie limitada de diferentes múltiplos enteros de la frecuencia del rotor, por ejemplo, hasta cuatro veces la frecuencia del rotor, tal como cualquiera del primer, segundo, tercer y cuarto múltiplo de la frecuencia del rotor o combinaciones de al menos dos de estos múltiplos. Al utilizar una serie limitada de funciones periódicas, es posible establecer con rapidez una corrección en el ángulo de paso muy cercana a la deseada, sin que se tenga que contar con un gran poder de cómputo. En otro aspecto de la invención, para cada una de las funciones periódicas derivadas se determina al menos un componente de amplitud y un componente de fase. La determinación de los componentes de amplitud y de fase facilita el procesamiento general de los datos en el medio de cómputo y facilita la liga en tiempo y la ubicación del 52-532-08 azimut entre la carga asimétrica del rotor y la acción correctiva en el ángulo de paso. En otro aspecto de la invención, la pluralidad de funciones periódicas incluye al menos una función cuya frecuencia es igual a la frecuencia del rotor. Al incluir funciones periódicas cuya frecuencia es igual a la frecuencia del rotor, es posible obtener una corrección aproximada del ángulo de paso cercana a la deseada, simplificada en una situación de flujo libre o casi libre del viento de llegada. En otro aspecto de la invención, la pluralidad de funciones periódicas incluye al menos una función cuya frecuencia es igual a cuatro veces la frecuencia del rotor. Al incluir funciones periódicas que tienen una frecuencia igual a cuatro veces la frecuencia del rotor, es posible obtener una corrección aproximada del ángulo de paso cercana a la deseada, simplificada en una situación de estela parcial o total. En otro aspecto de la invención, la pluralidad de funciones periódicas se deriva mediante una transformada discreta de Fourier aplicada a la función de distribución de carga. Al emplear la transformada discreta de Fourier para derivar la pluralidad de funciones periódicas, es posible utilizar técnicas de programación rápidas, confiables y bien conocidas para ejecutar el código del 52-532-08 programa en el medio de cómputo. En otro aspecto de la invención, la pluralidad de funciones periódicas se deriva por medio de las relaciones inversas entre la primera armónica periódica y las amplitudes modales medidas del aspa. En otro aspecto de la invención, la pluralidad de funciones periódicas se deriva mediante el filtrado sucesivo de banda pasante aplicado a la función de distribución de carga. En otro aspecto de la invención, la pluralidad de funciones periódicas se deriva por medio de un calculador recursivo de mínimos cuadrados aplicado a la función de distribución de carga. En otro aspecto de la invención, los datos de carga se recolectan al medir los momentos de flexión en la base del aspa, de esta manera, utilizando un medio detector que ya está instalado puede obtenerse una medida representativa . En otro aspecto de la invención, los momentos de flexión se miden al menos en un aspa. Al realizar las mediciones solamente en un aspa, los datos pueden utilizarse para establecer una corrección optimizada del ángulo de paso, que sea aplicable a las demás aspas, suponiendo que todas las aspas del rotor están sometidas a la misma carga asimétrica en función de una vuelta completa 52-532-08 del rotor. En otro aspecto de la invención, los momentos de flexión se miden en más de un aspa, por ejemplo, en dos aspas de la turbina eólica. Al realizar las mediciones en más de un aspa, la corrección óptima individual en el ángulo de paso puede aplicarse a cada aspa individual. En otro aspecto de la invención, los momentos de flexión se miden en dos direcciones prácticamente perpendiculares . En otro aspecto de la invención, los datos de carga se recolectan midiendo el ángulo de ataque de las aspas, con lo cual puede obtenerse una medición representativa, de preferencia, con los elementos de medición existentes. En otro aspecto de la invención, los datos de carga se recolectan al medir las fuerzas en la flecha principal de una turbina eólica, como por ejemplo, en una flecha de alta o baja velocidad. En otro aspecto de la invención, las fuerzas de carga en la flecha se miden en dos direcciones prácticamente perpendiculares. En otro aspecto de la invención, el medio de control de la turbina eólica incluye un mecanismo de control del ángulo de paso del aspa cuya finalidad es poder ejecutar las acciones determinadas. 52-532-08 En otro aspecto de la invención, las fuerzas de carga se miden constantemente o durante un periodo predeterminado, dependiendo de la intensidad y velocidad de las variaciones en la situación del flujo del viento de llegada y de las necesidades de medición y control. En otro aspecto de la invención, el periodo predeterminado es igual a entre 0.01 y 0.5 de una rotación completa, de preferencia, está en el intervalo de entre 0.1 y 0.3 de una rotación completa del rotor, dependiendo de las necesidades. En otro aspecto de la invención, el periodo predeterminado es igual a entre 0.5 y 6 de una rotación completa, de preferencia, está en el intervalo de entre 0.75 y 3 de una rotación completa del rotor, dependiendo de las necesidades. La invención también se relaciona con un sistema de control, tanto como con una turbina eólica y un parque eólico .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La invención se describirá a continuación con referencia a los figuras, en las cuales: La figura 1 ilustra una turbina eólica grande y moderna cuyo rotor tiene tres aspas de turbina eólica. La figura 2 ilustra un sistema de referencia para 52-532-08 medir el ángulo azimutal ?. El azimut ? está definido por la posición del aspa 1. La figura 3a ilustra de manera esquemática un ejemplo de la dirección de las mediciones de carga en el aspa del rotor de una turbina eólica. La figura 3b ilustra un sistema de referencia coordenado para la medición de las cargas en el aspa del rotor de la turbina eólica. La figura 4 ilustra de manera esquemática una modalidad de un sistema de control para controlar los ángulos de paso de las aspas de la turbina eólica. La figura 5a ilustra las cargas del momento fuera del plano sobre las aspas del rotor de una turbina eólica de 3 aspas, como resultado de una distribución lineal idealizada del ci zallamiento del viento entre la posición superior del aspa del rotor (? = 0 [rad] ) y la posición descendente (? = n [rad] ) que corresponde a una situación de flujo libre del viento de llegada. La figura 5b ilustra las cargas del momento transformadas, mtiit, myaw, en función del azimut de una rotación completa del rotor y como resultado de la distribución lineal de cizallamiento del viento. La figura 6 ilustra el error en el ángulo de paso entre una función de escalón deseada y la regulación cíclica del ángulo de paso del rotor. 52-532-08 La figura 7 ilustra de manera esquemática la funcionalidad del sistema adaptativo de cambio en el ángulo de paso en una turbina eólica con regulación por cambio en el ángulo de paso. La figura 8a ilustra las cargas del momento fuera del plano sobre las aspas del rotor de una turbina eólica de 3 aspas como consecuencia de un ci zallamiento horizontal escalonado que corresponde a una situación idealizada del flujo de llegada de semi-estela. La figura 8b ilustra las cargas del momento transformadas, mtiit, %aw, en función del azimut de una rotación completa del rotor y como resultado del cizallamiento escalonado horizontal. La figura 9 ilustra la diferencia entre las cargas del momento transformadas reales mtiit y aw, y las cargas del momento filtradas mjjj y , como resultado de un cizallamiento escalonado horizontal que corresponde a una situación idealizada del flujo de llegada de semi-estela . La figura 10 ilustra el error en el ángulo de paso entre una función de escalón deseada y la regulación armónica del ángulo de paso, que incluye un número trunco de componentes armónicas. 52-532-08 DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 ilustra una moderna turbina eólica 1, la cual tiene una torre 2 y una góndola 3 ubicada en la parte superior de la torre. El rotor de la turbina eólica, que al menos tiene un aspa, puede tener, por ejemplo, tres aspas 5 de turbina eólica, tal como se ilustra, está conectado al buje 4 por medio de los mecanismos 16 de cambio del ángulo de paso. Cada mecanismo de cambio del ángulo de paso tiene un rodamiento de aspa y un medio de accionamiento del cambio del ángulo de paso que permiten que el aspa cambie su ángulo de paso con respecto al viento. El proceso de cambio del ángulo de paso está controlado por un controlador de cambio del ángulo de paso, como se explicará más adelante en forma detallada. Las aspas 5 del rotor de la turbina eólica están conectadas a la góndola por medio de una flecha 4 de baja velocidad que se extiende hacia fuera de la parte delantera de la góndola. Como se ilustra en la figura, cuando el viento supera un cierto nivel, activará al rotor y lo hará girar en una dirección perpendicular al viento. El movimiento de rotación se convierte en energía eléctrica, la cual es normalmente suministrada a la red de transmisión, como es del conocimiento de quienes tienen experiencia en este 52-532-08 campo de la técnica. La figura 2 ilustra la forma en que el ángulo azimutal ? se mide como el ángulo subtendido entre una linea vertical virtual que pasa a través del centro de la flecha 4 de baja velocidad y una linea virtual definida por dos puntos extremos: el punto a, que está en el centro 4a de la flecha de baja velocidad, y el punto b, que está en la punta del aspa 7 del rotor. El ángulo azimutal se mide en un aspa de referencia, por ejemplo, el aspa 1, en función del tiempo y la posición. La figura 3a ilustra un aspa 5 de rotor de turbina eólica, misma que está conectada a la góndola 3 mediante la flecha 4 de baja velocidad que se extiende hacia fuera de la parte delantera de la góndola. El aspa del rotor recibe la carga de la fuerza del viento Fioad(t), que depende, por ejemplo, de la dirección del viento con respecto al aspa del rotor, del área del aspa del rotor, del ángulo de paso, etc. Esta fuerza del viento, que literalmente trata de desprender a la góndola de la torre o la cimentación, produce en la flecha 4 de baja velocidad un momento de flexión por carga (mx) y en la base 10 del aspa, alrededor de su linea central 8. La figura 3b ilustra un diagrama, establece formalmente las fuerzas in situ que actúan sobre un aspa 52-532-08 del rotor, muestra el punto central 4a de la flecha de baja velocidad, la línea central horizontal 8a de la flecha de baja velocidad, la línea central vertical 9 del aspa del rotor, la cual pasa por el punto central de la flecha de baja velocidad, una fuerza del viento Fioad(t) resumida y la dirección del momento de flexión por carga (o momento fuera del plano) mx del aspa x. La figura 4 ilustra de manera esquemática una modalidad preferida de un sistema de control para controlar los ángulos de paso de las aspas de la turbina eólica. Los datos de la turbina eólica 1 se determinan con un medio detector 11, tal como los detectores de la posición del ángulo de paso, los detectores de la carga en el aspa, los detectores del ángulo azimutal, etc. Los datos determinados por el detector se envían al elemento de cómputo 12 que convierte los datos en una señal de retroalimentación . El sistema 13 de control del ángulo de paso usan ésta señal de retroalimentación para controlar el ángulo de paso al establecer valores de control que controlan a la por lo menos un aspa 5 de turbina eólica. El medio de cómputo 12 incluye, de preferencia, un microprocesador y un medio de almacenamiento de computadora para el control constante de dicha señal de retroalimentación . La determinación constante de los valores 52-532-08 actuales de los momentos de carga sobre las aspas del rotor, al calcular el ajuste óptimo del ángulo de paso y alimentar esta información al sistema de control del ángulo de paso en un bucle de retroalimentación cerrado, permite optimizar los valores de control para (esencialmente) mantener controlado al rotor dentro de los limites de diseño de la turbina eólica y, en especial, de los limites de diseño de las aspas de la turbina eólica. Se describe aquí un ejemplo de la técnica anterior para controlar las cargas del momento fuera del plano aplicadas a las aspas de una turbina eólica. Las cargas MR = [mi m2 m3]T en la base de las aspas del rotor de una turbina eólica de 3 aspas se definen como el resultado de una determinada distribución lineal de cizallamiento del viento entre la posición superior del aspa del rotor (? = 0) y la posición descendente (? = n) que corresponde muy de cerca a una situación idealizada de flujo libre del viento de llegada. La figura 5a ilustra la imagen típica de los momentos en condiciones flujo libre de llegada. Al transformar R en un sistema coordenado definido por las direcciones equivalentes de inclinación, orientación y empuje, las respectivas cargas de los momentos mtiití awr msum se convierten en: 52-532-08 \ f mtlh = m, ·??8(?)+G?2 -eos ? + -p + m-, cos ? + - 3 V 3 myaw = -mi ·8??(?)-??2 - sin ms„m =m, +m2 +??- En el caso de las cargas ilustradas en la figura 5a, las cargas de momento transformadas mtilt y myaw se ilustran en la figura 5b en función de una rotación completa del rotor. En este ejemplo idealizado de una técnica anterior, mtiit y myaw son constantes. La aproximación de la MR al comportamiento sinusoidal, como se ilustra en la figura 5a, producirá como resultado cargas de fatiga en las aspas del rotor. Una técnica para compensar parcialmente estas cargas perturbadoras en las aspas del rotor puede, por lo tanto, servir para controlar individualmente las aspas del rotor durante la rotación completa de un aspa con la finalidad de nivelar la distribución de las fuerzas del viento, es decir, un aspa del rotor cambia menos su ángulo de paso frente al viento en la parte superior que en la parte inferior del movimiento giratorio realizado por el rotor, incluidas las aspas. Debido a esta estrecha relación entre la MR y el control deseado del ángulo de paso, la deseada señal de control del cambio del ángulo de paso es también una 52-532-08 función del ángulo azimutal, es decir, de una función sinusoidal con una frecuencia igual a la frecuencia de rotación del rotor. A esta técnica se le llama cambio cíclico del ángulo de paso o cambio cíclico del ángulo de paso en el rotor de las aspas de una turbina eólica, es decir, un cambio cíclico en el ángulo de paso durante la rotación completa de un aspa. Cuando el aspa del rotor introduce una estela, se expone a una fuerza de corte de tipo escalonado. Lo anterior ha sido confirmado por determinaciones reales realizadas en turbinas eólicas. Aún así, para mantener, en estas condiciones, una carga constante en las aspas del rotor, es posible aplicar un control cíclico en el cambio del ángulo de paso del rotor que derive en una optimización básica de la carga. Sin embargo, ya que el comportamiento de la carga implicada es de tipo escalonado y el control cíclico del cambio del ángulo de paso del rotor es de tipo sinusoidal, siempre habrá una fuerza alternante no despreciable sobre las aspas del rotor. Lo cual se ilustra en la figura 6 de la situación idealizada de semi-estela. La curva 14 ilustra un cambio abrupto deseado en el control del ángulo de paso y la curva 15 ilustra un control correctivo real del ángulo de paso aplicado usando la técnica del cambio cíclico del ángulo de paso del rotor. Debido a la diferencia entre las dos 52-532-08 curvas, se introduce un error angular 16 que todavía genera la posibilidad de mayores cargas de fatiga en las aspas del rotor . Se describe aquí un ejemplo de la presente invención para controlar las cargas del momento fuera del plano aplicadas a las aspas de una turbina eólica. La figura 7 ilustra una modalidad preferida del sistema de control de la presente invención que controla los ángulos de paso de las aspas de la turbina eólica. Las cargas del momento MR = [mi m2 m3]T sobre las aspas del rotor y el ángulo azimutal ? se determinan con el medio detector y se alimentan al elemento de cómputo. MR se transforma en un sistema coordenado definido por la dirección equivalente de inclinación, orientación y empuje MF = [mtiit aw mSum]T = T · MR.

Donde : ( cosí1?) eos ? + — 4 p eos ? + —p V 3 J 3 ) T = -sin(T) sin ? + -p sin ? + -p 3 3 La relación inversa está dada por: MR = T 1 · MF. MF son los datos que un filtro (H) procesó en 52-532-08 Mp , la derivación y el procesamiento de una pluralidad de funciones armónicas en diferentes enteros múltiplos de la frecuencia (con0m) del rotor con la finalidad de adaptar el sistema de control del ángulo de paso y reducir al mínimo las fluctuaciones en los datos de carga determinados, de tal manera que las cargas en las aspas del rotor se mantengan constantes o casi constantes. Una modalidad preferida del filtro (H) de procesamiento de datos es un calculador recursivo de mínimos cuadrados o RLS, por sus siglas en inglés, con factor de olvido exponencial. La cual es una técnica de optimización matemática que intenta encontrar el mejor ajuste para un conjunto de datos que trata de reducir al mínimo la suma de cuadrados de la desviación entre un conjunto de datos observados y un conjunto de datos esperados . El algoritmo de procesamiento RLS tiene como base unos cuantos operadores clave y puede, en una simulación en computadora, ponerse en práctica después del algoritmo siguiente: Simulación : <p(t) = [l cos(conom t) sin(a>noni t) cos(2(onom t) sin(2conom t) cos(3conom t) sin(3conom t) cos(4conomt) sin(4conom t)] T 52-532-08 ? = [a0 ai bi a2 b2 a3 b3 a4 b4]T R = matriz de 9 x 9 iniciada con todos sus elementos en cero G = vector de 9 x 1 iniciado con todos sus elementos en cero µ = 1/ko for p = 1,..., N (p se expresa como un número de paso de simulación, 1, 2, 3,...) t = p · Ts for i = 1,..., 3 (iteración en mtiit, myaw y m3um) G(,) =(?-µ)0(?) +µf(1)?(;) R(,) =(?-µ)? <0 +µf(?) cp(t)T ?(?) =(R(i))"' G(i) ?"!(?) = f(?)t?(,) end end En el anterior ejemplo de simulación computadora : ???p? = frecuencia cíclica nominal del rotor f = vector del análisis de armónica 52-532-08 incluyen aquí componentes hasta la 4a. armónica) T = las amplitudes armónicas R = es una matriz de 9 x 9, iniciada con todos sus elementos en cero G = es un vector de 9 x 1, iniciado con todos sus elementos en cero Ts = tiempo de la etapa de simulación µ = un factor de olvido ko = un entero positivo que define el factor de olvido Vale la pena señalar que el filtro RLS es adaptativo, lo que provoca que la salida del filtro cambie en respuesta a un cambio en la entrada. Una versión práctica aplicada del procesamiento de datos incluye un medio de cómputo para la adquisición de datos digitales, el análisis de armónicas, el cálculo del filtro RLS, el almacenamiento de datos y la conversión D/A, en forma constante o durante un periodo predeterminado. Debido a los retrasos en el medio detector, en el elemento de cómputo y en el sistema de control del ángulo de paso, la señal de control del ángulo de paso tiene un desplazamiento temporal con respecto a las cargas MR determinadas en el aspa. Para corregir lo anterior, Mph tiene un desplazamiento temporal equivalente para 52-532-08 sincronizar, por ejemplo, M ^' = desplazamiento temporal ( ? ^' ) .

El desplazamiento temporal general de una suma de señales armónicas puede determinarse como se indica a continuación : n s(t) = ^ajCos(ro, t) + bjsin(roi t) i=l De modo que : s(t + t) = ?P|i|TC{iÍ(t)Q{,1(T:), (1?2) ? (2*2) ? (2?1) = (???) i=l donde : Píi} = [ai bi]T Q{i) (t) = [cos(QiX) sin(cOi"c)]T La señal filtrada y con desplazamiento temporal Mphs' se transforma del sistema de referencia fija al sistema de referencia giratoria mediante M ^ = ?~' - Mj!^ . La señal M ^' se multiplica por una ganancia para convertirla en radianes, es decir, fi m = GainM ^1' , y se añade 52-532-08 a la señal de demanda colectiva de cambio del ángulo de Paso ß? . La figura 8a ilustra a manera de ejemplo, las cargas del momento MR = [mi m2 m3]T sobre las aspas del rotor de una turbina eólica de 3 aspas, como resultado de un cizallamiento escalonado horizontal que corresponde a una situación idealizada de flujo de llegada de semi-estela. Al transformar R en un sistema coordenado definido por las direcciones equivalentes de inclinación, orientación y empuje, las respectivas cargas de los momentos mtiit, %aw, msum se convierten en: f 4 ^ í ? , mtj|, = m, · cos^) † m2 · cosí ? + - p + m3 · eos ? + - p 3 J 3 f 4 m = -??,8??(?) - m2sin ? + — p L 2 ^ - m3 • sin ? + - p V 3 ; l 3 ) msum = m1 + m2 + m3 En la figura 8, mtiit y aw se muestran ilustradas en función de una rotación completa del rotor. Las funciones periódicas como las funciones ilustradas en la figura 8b pueden resolverse como una suma infinita de senos y cosenos, a la que se le llama serie de Fourier y, en este caso, puede expresarse de manera general como : 52-532-08 m(t)= ^ + a1cos(?)+b1sin(?) + a2cos(2?)+b2sin(2?)+a3Cos(3?)+ b3sin(3?)... donde ?)?? 2p b, =- ?? ??(??)?? para i = 0, 1, 2, 3,.. ir J p 0 Al cálculo de la serie de Fourier se le conoce como análisis de armónicas. De la ecuación de m ( ? ) se observa que la serie de Fourier consta de un componente no alternante, componentes que alternan de conformidad con el parámetro básico ? y una pluralidad de funciones periódicas de diferentes múltiplos enteros de la frecuencia básica. Los coeficientes de Fourier ponderados ai, bi determinan la amplitud de cada frecuencia armónica en la señal original. El calculador RLS procesa una serie truncada de funciones periódicas derivadas del análisis de armónicas, por ejemplo, las primeras cuatro armónicas múltiplos de la frecuencia básica del rotor. La finalidad del calculador RLS es producir una señal de salida que se alimenta al sistema de control del ángulo de paso para reducir al 52-532-08 mínimo la energía de la señal de carga MR, es decir, para reducir al mínimo las cargas fluctuantes sobre las aspas del rotor. En la figura 9 se ilustran las señales de entrada 17 y 19 que representan, respectivamente los momentos de carga mtiit y myaw de MF de este ejemplo idealizado. Las señales de salida mj^ y de Mp1' están representadas, respectivamente, por 18 y 20. El filtro RLS ha procesado la orientación de las primeras cuatro armónicas múltiplos de la frecuencia básica. La señal filtrada M'' se ha desplazado temporalmente hacia una señal y se ha transformado nuevamente del sistema de referencia fijo al sistema de referencia giratorio mediante = ?~' -?^' . donde Finalmente, la señal filtrada M^' se ajusta con la ganancia ( ß^)? ) y se añade a una señal general de control del ángulo de paso definida por un controlador de la 52-532-08 velocidad de la turbina eólica y la señal de control resumido R>d m se alimenta al controlador del ángulo de paso que ejecuta las acciones deseadas. La figura 10 ilustra una señal de control del ángulo de paso de los datos procesados, por ejemplo, mjh' de M^, del ejemplo anterior, que corresponde a una situación idealizada de semi-estela. La curva 14 ilustra un cambio abrupto deseado en el control del ángulo de paso y la curva 22 ilustra un control correctivo real del ángulo de paso aplicado usando la técnica del cambio cíclico del ángulo de paso del rotor. La diferencia entre las dos curvas se ilustra por medio de 21. La invención ha sido ejemplificada en lo anterior con referencia a ejemplos específicos de una turbina eólica que tiene un sistema de control que controla las aspas de la turbina eólica con mecanismos de cambio del ángulo de paso. Sin embargo, debe entenderse que la invención no está limitada a los ejemplos particulares anteriormente descritos, sino que puede ser diseñada y modificada en una multitud de variedades dentro del alcance de la invención, como se especifica en las reivindicaciones, por ejemplo, utilizando otras fórmulas y/o determinando datos en forma suplementaria . 52-532-08 LISTA DE REFERENCIA En los dibujos, los siguientes números de referencia se refieren a: 52-532-08

Claims

REIVINDICACIONES : 1. Un método para reducir las cargas de fatiga en los componentes de una turbina eólica sometida a cargas asimétricas en su rotor, el cual comprende los pasos de: recolectar y almacenar constantemente los datos de la carga (MR) del rotor; determinar para el rotor una función de distribución de carga (MF) , a partir de los datos almacenados ; a partir de la función de distribución de carga, derivar y procesar una pluralidad de funciones periódicas (M| ) en diferentes enteros múltiplos de la frecuencia (conom) del rotor; determinar, a partir de la ¦ pluralidad de funciones periódicas (Mph ) derivadas y procesadas, las acciones para que el medio de control de una turbina eólica reduzca la carga de fatiga en los componentes de la turbina eólica y poner en práctica las acciones determinadas en el medio de control de la turbina eólica. 2. Un método según la reivindicación 1, donde la pluralidad de las funciones periódicas derivadas son funciones sinusoidales y/o cosinusoidales . 3. Un método según las reivindicaciones 1 o 2, donde las frecuencias de la pluralidad de funciones 52-532-08 periódicas son diferentes múltiplos enteros de la frecuencia del rotor, por ejemplo, hasta cuatro veces la frecuencia del rotor, tal como cualquiera del primer, segundo, tercer y cuarto múltiplo de la frecuencia del rotor o combinaciones de al menos dos de estos múltiplos. . Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde para cada una de las funciones periódicas derivadas se determina al menos un componente de amplitud y un componente de fase. 5. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas incluye al menos una función cuya frecuencia es igual a la frecuencia del rotor. 6. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas incluye al menos una función cuya frecuencia es igual a cuatro veces la frecuencia del rotor. 7. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas se deriva mediante una transformada discreta de Fourier aplicada a la función de distribución de carga. 8. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas se deriva por medio de relaciones 52-532-08 inversas entre la primera armónica periódica y las amplitudes modales medidas del aspa. 9. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas se deriva mediante el filtrado sucesivo de banda pasante aplicado a la función de distribución de carga. 10. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas se deriva por medio del calculador recursivo de mínimos cuadrados aplicado a la función de distribución de carga. 11. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde los datos de carga se recolectan al determinar los momentos de flexión en la base del aspa. 12. Un método según la reivindicación 11, donde los momentos de flexión en la base del aspa se determinan al menos en un aspa de la turbina eólica. 13. Un método según las reivindicaciones 11 o 12, donde los momentos de flexión en la base del aspa se determinan en más de un aspa, por ejemplo, en dos o en tres aspas de la turbina eólica. 14. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde los momentos de flexión 52-532-08 en la base del aspa se determinan esencialmente en dos direcciones perpendiculares. 15. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde los datos de carga se recolectan al determinar el ángulo de ataque de las aspas. 16. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde los datos de carga se recolectan al medir las fuerzas de carga en la flecha principal de una turbina eólica, como por ejemplo, en una flecha de alta o baja velocidad. 17. Un método según la reivindicación 16, donde las fuerzas de carga en la flecha se miden en dos direcciones esencialmente perpendiculares. 18. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el medio de control de la turbina eólica tiene un mecanismo de cambio del ángulo de paso del aspa. 19. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde las fuerzas de carga se determinan constantemente o durante un periodo predeterminado . 20. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el periodo predeterminado es igual a entre 0.01 y 0.5 rotaciones completas del rotor, de preferencia, en el intervalo de 52-532-08 entre 0.1 y 0.3 rotaciones completas del rotor. 21. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el periodo predeterminado es igual a entre 0.5 y 6 rotaciones completas del rotor, de preferencia, en el intervalo de entre 0.75 y 3 rotaciones completas del rotor. 22. Un sistema de control para reducir las cargas de fatiga en los componentes de una turbina eólica sometida a cargas asimétricas en el plano del rotor, el sistema incluye: un medio para la recolección y el almacenamiento de datos que constantemente recolecte y almacene los datos de la carga en el rotor; un medio de control de la turbina eólica que controle la captación de energía por la turbina eólica y un medio de procesamiento de datos que procesa los datos de carga recolectados del rotor de la turbina eólica y que, en consecuencia, suministran una salida de control ; donde el medio de procesamiento de datos está adaptado para determinar, a partir de los datos de carga almacenados, una función de distribución de carga (MF) del rotor; derivar y procesar, a partir de la función de distribución de carga, una pluralidad de funciones periódicas ( Mh' ) en diferentes enteros múltiplos de la 52-532-08 frecuencia (con0m) del rotor; determinar las acciones, con base en la pluralidad de funciones periódicas (M^)/ para que el medio de control de la turbina eólica reduzca las cargas de fatiga sobre los componentes de la turbina eólica; y alimentar una salida de control de conformidad con el medio de control de la turbina eólica. 23. Un sistema de control según la reivindicación 22, que incluye un medio adaptado para derivar la pluralidad de funciones periódicas en forma de funciones sinusoidales y/o cosinusoidales. 24. Un sistema de control según las reivindicaciones 22 o 23, que incluye un medio para recolectar y almacenar datos constante o durante un periodo predeterminado . 25. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que incluye un medio para derivar, a partir de la función de distribución de carga, una pluralidad de funciones periódicas cuyas frecuencias son diferentes múltiplos enteros de la frecuencia del rotor. 26. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que incluye un medio para derivar, a partir de la función de distribución de carga, una pluralidad de funciones periódicas con frecuencias de serie limite de diferentes múltiplos enteros de la frecuencia del rotor, por ejemplo, hasta de 4 veces la 52-532-08 frecuencia del rotor, tales como cualquiera del primer, segundo, tercer y cuarto múltiplo de la frecuencia del rotor o combinaciones de al menos dos de estos múltiplos. 27. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que incluye un medio para determinar al menos un componente de amplitud y un componente de fase para cada una de las funciones periódicas . 28. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas incluye al menos una función cuya frecuencia es igual a la frecuencia del rotor. 29. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas incluye al menos una función cuya frecuencia es igual a cuatro veces la frecuencia del rotor. 30. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde la pluralidad de funciones periódicas se deriva mediante un análisis de armónicas aplicado a la función de distribución de carga. 31. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el periodo predeterminado es igual a entre 0.01 y 0.5 rotaciones completas del rotor, de preferencia, en el intervalo de entre 0.75 y 0.3 rotaciones completas del rotor. 52-532-08 32. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el periodo predeterminado es igual a entre 0.5 y 6 rotaciones completas del rotor, de preferencia, en el intervalo de entre 0.75 y 3 rotaciones completas del rotor. 33. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que incluye un medio transductor ajustado para determinar los momentos de flexión del aspa, por ejemplo, cerca de la base de al menos una de las aspas de la turbina eólica y generar una salida de conformidad con el medio de recolección de datos. 34. Un sistema de control según la reivindicación 33, donde el medio transductor está adaptado para determinar los momentos de flexión de la base del aspa de al menos dos de las aspas del rotor. 35. Un sistema de control según las reivindicaciones 33 o 34, donde el medio transductor está colocado en dos direcciones esencialmente perpendiculares. 36. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que incluye un medio transductor adaptado para medir el ángulo de ataque de las aspas de la turbina eólica y generar una salida de conformidad con el medio de recolección de datos. 37. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que incluye un medio 52-532-08 transductor adaptado para determinar las fuerzas sobre la flecha principal de la turbina eólica. 38. Un sistema de control según la reivindicación 35, donde el medio transductor está colocado en dos direcciones esencialmente perpendiculares. 39. Un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el medio de control de la turbina eólica tiene un medio para modificar las propiedades aerodinámicas de las aspas de la turbina eólica, por ejemplo, por medio de alerones. 40. Un sistema de control según la reivindicación 39, donde el medio de control de la turbina eólica incluye un mecanismo de cambio del ángulo de paso de las aspas. 41. Turbina eólica que tiene un sistema de control según cualquiera de las reivindicaciones 22 a 40 para reducir las cargas de fatiga en los componentes de la turbina eólica sometida a cargas asimétricas en el plano del rotor. 42. Parque eólico que incluye al menos dos turbinas eólicas, donde al menos una turbina eólica es controlada con un sistema según cualquiera de las reivindicaciones 22 a 40 para reducir las cargas de fatiga en los componentes de la turbina eólica sometida a cargas asimétricas en el plano del rotor. 52-532-08