ES2873234T3 - Sistema y procedimiento para supervisar y controlar la desviación de palas de turbina eólica - Google Patents

Abstract

Un procedimiento para supervisar y controlar la desviación de palas de rotor (22) de una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento: hacer funcionar la turbina eólica (10) con ajustes de ángulo de pitch estándar para las palas de rotor (22); supervisar una condición de carga de la turbina eólica (10) durante un período de tiempo predeterminado; realizar un seguimiento de un número de variaciones en las condiciones del viento que comprenden, al menos, una variación en la dirección del viento o una variación en la velocidad del viento de determinada magnitud que se producen durante el período de tiempo predeterminado; y, si el número de variaciones en las condiciones del viento excede un umbral de variaciones del viento y la condición de carga excede un umbral de carga, donde un rebasamiento por encima del umbral de variaciones del viento y del umbral de carga es indicativo de una determinada magnitud de una desviación de pala de rotor que se produce en una o más de las palas de rotor (22), modificar uno o más de los ajustes de ángulo de pitch estándar de las palas de rotor (22); y realizar una o más acciones correctivas para reducir la probabilidad de que las palas de rotor golpeen la torre reduciendo la desviación de pala modificando el ángulo de pitch de pala de al menos una de las palas de rotor (22).

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para supervisar y controlar la desviación de palas de turbina eólica

[0001] La presente materia se refiere, en general, a turbinas eólicas y, en particular, a la desviación de palas de turbina. Más en particular, la presente materia se refiere a sistemas y procedimientos para supervisar y controlar la desviación de palas de turbina durante el funcionamiento de una turbina eólica.

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas cobran cada vez más importancia en este sentido. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y una o más palas de turbina. Las palas de rotor capturan energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos y transmiten la energía cinética a través de energía rotativa para girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora, o si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.

[0003] Para garantizar que la energía eólica siga siendo una fuente de energía viable, se han realizado esfuerzos para aumentar la producción de energía modificando el tamaño y la capacidad de las turbinas eólicas. Una de dichas modificaciones ha sido aumentar la longitud de las palas de turbina. Sin embargo, como es generalmente conocido, la desviación de una pala de turbina depende de la longitud de la pala, la carga aerodinámica, los estados operativos de la turbina y la rigidez de la pala. Por tanto, palas de turbina más largas pueden estar sometidas a mayores fuerzas de desviación, en particular cuando una turbina eólica está funcionando en condiciones de alta carga. Esta mayor desviación puede producir fatiga en las palas de turbina y otros componentes y también puede aumentar el riesgo de que las palas de turbina golpeen la torre. Un golpe con la torre puede dañar significativamente una pala de turbina y la torre y, en algunos casos, puede causar fallos catastróficos. En consecuencia, un golpe con la torre puede dar como resultado un tiempo de inactividad considerable para reparar o reemplazar los componentes dañados.

[0004] Los sistemas de turbina eólica conocidos determinan la desviación de las palas de turbina utilizando sensores externos, que típicamente se montan en las palas de turbina o en la torre. Estos sensores están diseñados para detectar las condiciones de funcionamiento de las palas de turbina (por ejemplo, tensión en la pala, aceleración de la pala o velocidad de la pala) para permitir inferir o calcular la desviación de la pala. Sin embargo, el mantenimiento de los sensores puede ser muy costoso y la calibración de dichos sensores puede ser bastante compleja y requerir mucho tiempo. Además, dado que los sensores deben calibrarse con frecuencia, existe una preocupación con respecto a la fiabilidad de los datos transmitidos desde los sensores durante un período de tiempo prolongado. Se pueden encontrar ejemplos en los documentos US 2007/0018457, EP 2249 030 y EP 2 690 285.

[0005] Por consiguiente, existe la necesidad de un sistema y un procedimiento mejorados para supervisar y controlar la desviación de palas de turbina eólica que eviten que las palas golpeen la torre, sin la complejidad y los costes excesivos de los sensores mencionados anteriormente.

[0006] Diversos aspectos y ventajas de la presente materia se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción o se pueden descubrir llevando a la práctica la invención.

[0007] En un aspecto, la presente materia proporciona un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 para supervisar y controlar la desviación de las palas de rotor de una turbina eólica. El procedimiento incluye hacer funcionar la turbina eólica con ajustes de ángulo de pitch estándar para las palas de rotor. Otra etapa incluye supervisar una condición de carga de la turbina eólica durante un período de tiempo predeterminado. Una etapa adicional incluye el seguimiento de un número de variaciones en las condiciones del viento de determinada magnitud que se producen durante un período de tiempo predeterminado. El procedimiento también incluye modificar uno o más de los ajustes de pitch estándar de las palas de rotor en respuesta a que el número de variaciones en las condiciones del viento supere un umbral de variaciones de viento y/o a que la condición de carga supere un umbral de carga, ya que un rebasamiento por encima del umbral de variaciones del viento y del umbral de carga indica una mayor probabilidad de que se produzca una desviación de pala de rotor en una o más de las palas de rotor. Además, el procedimiento incluye realizar una o más acciones correctivas adicionales para reducir la probabilidad de que una pala de rotor golpee la torre.

[0008] En otro aspecto, la presente divulgación se refiere a un sistema de acuerdo con la reivindicación 9 para supervisar y controlar la desviación de las palas de rotor de una turbina eólica. El sistema incluye uno o más sensores configurados para supervisar una condición de carga de la turbina eólica durante un período de tiempo predeterminado y un controlador acoplado comunicativamente a los uno o más sensores. El controlador está configurado para realizar el procedimiento del primer aspecto.

[0009] Diversas características, aspectos y ventajas de la presente materia se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la presente materia y, junto con la descripción, sirven para explicar los principios de la presente materia. En los dibujos:

La FIG. 1 ilustra una vista, en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; La FIG. 2 ilustra una vista detallada de un modo de realización de la góndola de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de un controlador de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 4 ilustra una vista lateral de un modo de realización de una turbina eólica en una posición detenida de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 5 ilustra una vista lateral de un modo de realización de una turbina eólica durante el funcionamiento de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para supervisar y controlar la desviación de palas de rotor de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; La FIG. 7 ilustra una vista lateral parcial de un modo de realización de una turbina eólica, que ilustra, en particular, una pala de rotor y una holgura de pala (“blade clearance”) correspondiente de acuerdo con una construcción convencional;

La FIG. 8 ilustra una vista lateral parcial de un modo de realización de una turbina eólica, que ilustra, en particular, una pala de rotor y una holgura de pala correspondiente de acuerdo con la presente divulgación; La FIG. 9 ilustra un gráfico de un modo de realización de la desviación de pala (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x) de acuerdo con la presente divulgación;

La FIG. 10 ilustra un gráfico de un modo de realización de potencia (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x) de acuerdo con la presente divulgación; y

La FIG. 11 ilustra un gráfico de un modo de realización del aumento en la holgura de punta de pala (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x) en comparación con los ajustes operativos estándar de acuerdo con la presente descripción.

[0010] A continuación se hará referencia en detalle a modos de realización de la presente materia, de los cuales se ilustran uno o más ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación, no de limitación de la presente materia. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente materia sin apartarse del alcance de la presente materia. Por ejemplo, rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para producir un modo de realización adicional. Por tanto, se pretende que la presente materia cubra dichas modificaciones y variaciones que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas

[0011] En general, la presente divulgación proporciona un sistema único para supervisar y controlar la desviación de palas de rotor de una turbina eólica para reducir el riesgo durante las situaciones que se cree que están asociadas a impactos de las palas con la torre. En un modo de realización, el esquema de control de holgura de pala de la presente divulgación se activa supervisando la inestabilidad de la dirección del viento y cargas elevadas (en base a la detección de la aceleración de la torre). Por tanto, cuando el esquema de control está activo, el sistema de control de pitch existente introduce un desplazamiento adicional de pitch de pala. Por tanto, los ángulos de pala operativos son ligeramente mayores, de modo que se pueden reducir el par de torsión, la potencia, las cargas y la desviación correspondientes. Además, la rigidez del borde de las palas aumenta con ángulos de pitch más altos, lo que da como resultado una menor desviación de pala y más holgura con la torre durante el funcionamiento. Por consiguiente, el ángulo de pitch modificado afecta las condiciones en las que la pala típicamente se desvía más, es decir, en condiciones de velocidad del viento de nivel medio.

[0012] Con referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica de eje horizontal 10. En el modo de realización ilustrado, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde un sistema de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 que está acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala de turbina 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera del buje 20. Como se muestra, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir un número superior o inferior a tres palas de rotor 22. Además, en el modo de realización ilustrado, la torre 12 está fabricada de acero tubular para definir una cavidad (no ilustrada) entre el sistema de soporte 14 y la góndola 16. En un modo de realización alternativo, la torre 12 puede ser cualquier tipo adecuado de torre que tenga cualquier altura adecuada.

[0013] Las palas de rotor 22 puede tener, en general, cualquier longitud adecuada que permita que la turbina eólica 10 funcione como se describe en el presente documento. Además, las palas de rotor 22 pueden estar espaciadas en torno al buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica útil y, posteriormente, en energía eléctrica. Específicamente, el buje 20 puede estar acoplado de forma giratoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica. Además, las palas de rotor 22 se pueden engranar al buje 20 acoplando una parte de encastre de pala al buje 20 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 26. Por tanto, cualquier carga inducida a las palas de rotor 22 se transfieren al buje 20 por medio de las regiones de transferencia de carga 26.

[0014] Con referencia a la FIG. 2, se ilustra una vista simplificada e interna de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 24 puede estar dispuesto dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 puede estar acoplado al rotor 18 para producir energía eléctrica a partir de la energía rotativa generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 30 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 30 puede, a su vez, estar acoplado de forma giratoria a un eje de generador 37 del generador 24 a través de una multiplicadora 38. Como se entiende en general, el eje de rotor 30 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la multiplicadora 38 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. La multiplicadora 38 se puede configurar, entonces, para convertir la entrada de par de torsión alto y velocidad baja en una salida de par de torsión bajo y velocidad alta para accionar el eje de generador 37 y, por tanto, el generador 24.

[0015] Cada pala de rotor 22 puede incluir también un mecanismo de ajuste de pitch 32 configurado para hacer rotar cada pala de rotor 22 sobre su eje de pitch 34. Además, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 40 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico adecuado), una multiplicadora de accionamiento de pitch 42 y un piñón de accionamiento de pitch 44. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 40 puede estar acoplado a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 de modo que el motor de accionamiento de pitch 40 imparte fuerza mecánica a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42. De forma similar, la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 puede estar acoplada al piñón de accionamiento de pitch 44 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 44 puede, a su vez, estar en acoplamiento giratorio con un rodamiento de pitch 46 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 44 causa la rotación del rodamiento de pitch 46. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 40 acciona la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 y el piñón de accionamiento de pitch 44, haciendo rotar de este modo el rodamiento de pitch 46 y la pala de rotor 22 alrededor del eje de pitch 34. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación (“yaw”) 66 configurados para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplando un rodamiento de orientación 68 de la turbina eólica 10).

[0016] Como se muestra en el modo de realización ilustrado, la turbina eólica 10 también puede incluir un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 36 centralizado dentro de la góndola 16. Sin embargo, debería apreciarse que el controlador 36 puede estar dispuesto en cualquier ubicación sobre o en la turbina eólica 10, en cualquier ubicación del sistema de soporte 14 o, de forma genérica, en cualquier otra ubicación. El controlador 36 puede estar configurado para controlar los diversos modos de funcionamiento de la turbina eólica 10 (por ejemplo, secuencias de arranque o parada). Además, el controlador 36 puede estar configurado para controlar un ángulo de pitch o desplazamiento de cada una de las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento) para controlar la carga y la potencia generadas por la turbina eólica 10 ajustando una posición angular de al menos una pala de rotor 22 con relación al viento. Por ejemplo, el controlador 36 puede controlar el pitch de pala de las palas de rotor 22, ya sea de manera individual o simultánea, controlando un sistema de ajuste de pitch 32 como se describe anteriormente. Además, a medida que cambia la dirección 28 del viento, el controlador de turbina 36 puede estar configurado para controlar una dirección de orientación de la góndola 16 sobre un eje de orientación para situar las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento.

[0017] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del controlador 36 de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra, el controlador 36 puede incluir uno o más procesador(es) 58 y dispositivo(s) de memoria asociado(s) 60 configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes, tal como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 36 puede incluir también un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 36 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Además, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir una interfaz de sensor 64 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que señales transmitidas desde los sensores 48, 50, 52, 54, 56 (tales como condiciones de carga y/o de funcionamiento) se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 58. Se debe apreciar que los sensores 48, 50, 52, 54, 56 pueden estar acoplados de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra, los sensores 48, 50, 52, 54, 56 están acoplados a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 48, 50, 52, 54, 56 pueden acoplarse a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.

[0018] Como se mencionó, los sensores 48, 50, 52, 54, 56 están configurados para supervisar diversas condiciones de funcionamiento y/o de carga de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en determinados modos de realización, determinadas condiciones de funcionamiento o de carga pueden incluir, pero no se limitan a, un ángulo de pitch, un par de torsión de generador, una velocidad de generador, una potencia de salida o similares. Además, las condiciones de carga y/o de funcionamiento también pueden incluir derivadas de cualquier condición de carga y/o de funcionamiento supervisada (por ejemplo, velocidad de pala, aceleración de la torre, etc.). Más específicamente, como se muestra, el uno o más sensores pueden incluir sensores de pala 48 para supervisar las palas de rotor 22; sensores de generador 50 para supervisar el par de torsión, la velocidad de rotación, la aceleración y/o la potencia de salida del generador 24; sensores de viento 52 para controlar la velocidad del viento; y/o sensores de eje 54 para medir las cargas que actúan sobre el eje de rotor 30 y/o la velocidad de rotación del eje de rotor 30. Además, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de torre 56 para medir las cargas transmitidas a través de la torre 12 y/o la aceleración de la torre 12. Evidentemente, la turbina eólica 10 puede incluir además otros diversos sensores adecuados para medir cualquier otra condición adecuada de carga y/o de funcionamiento de la turbina eólica 10. Por ejemplo, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores (por ejemplo, acelerómetros) para supervisar la aceleración de la multiplicadora 38 y/o la aceleración de uno o más componentes estructurales del cabezal de máquina (por ejemplo, el bastidor de generador, el bastidor principal o bancada, etc.).

[0019] Durante el funcionamiento, a medida que el viento hace girar las palas de rotor 22 y se someten a fuerzas centrífugas, las palas 22 están sometidas a diversas fuerzas y momentos de flexión. De este modo, las palas 22 se pueden desviar desde una posición neutra, o no desviada, a una posición desviada. Por ejemplo, como se muestra en las Figs. 4 y 5, la holgura de las palas no desviadas, distancia 70 (FIG.4), representa la distancia entre las palas de rotor 22 y la torre 12 cuando las palas 22 están en una posición no desviada (es decir, cuando la turbina eólica está parada o no está en funcionamiento). Sin embargo, las fuerzas y los momentos de flexión que actúan sobre las palas de rotor 22 durante el funcionamiento pueden hacer que las palas 22 se desvíen hacia la torre 12, como se muestra en la FIG. 5, reduciéndose así la holgura total de pala 70. A medida que aumentan las cargas aerodinámicas, las fuerzas excesivas y los momentos de flexión pueden hacer que una o más de las palas 22 golpeen la torre 12, dando como resultado un daño y un tiempo de inactividad significativos.

[0020] Por consiguiente, la presente materia se refiere a un sistema para supervisar y controlar la desviación de pala de las palas de rotor 22 de la turbina eólica 10 para evitar golpes con la torre. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 6, se ilustra un diagrama de flujo de un esquema de control de holgura de pala 100 que puede ser implementado por el controlador 36. Además, como se muestra en 102, el controlador 36 está configurado para supervisar una condición de carga de la turbina eólica 10 durante un período de tiempo predeterminado. El período de tiempo predeterminado puede ser cualquier período de tiempo adecuado, por ejemplo, cualquier número de segundos, minutos, horas, días, etc. Además, la condición de carga puede ser cualquier condición de carga adecuada de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en un modo de realización, uno o más de los sensores 48, 50, 52, 54, 56 están configurados para medir la aceleración de torre de la torre de turbina eólica 12. En 106, si la condición de carga excede un umbral de carga que es indicativo de una determinada magnitud de desviación de pala de rotor, entonces, en 110, el controlador 36 está configurado para activar el esquema de control de holgura de pala de la presente divulgación.

[0021] Simultáneamente, en 104, el controlador 36 también puede hacer un seguimiento de un número de variaciones en las condiciones del viento de cierta cantidad o magnitud que se producen durante un período de tiempo predeterminado. Debe entenderse que el período de tiempo predeterminado para realizar un seguimiento del número de variaciones en las condiciones del viento puede ser igual a, mayor o menor que el período de tiempo predeterminado para supervisar las condiciones de carga. Además, como se usa en el presente documento, una "variación en las condiciones del viento" puede incluir cualquier cambio o inestabilidad de una determinada condición del viento, tal como, por ejemplo, una variación o inestabilidad de la dirección del viento o un cambio significativo en la velocidad del viento que es representativo de una ráfaga de viento, lo que también puede denominarse en el presente documento "variación de la velocidad del viento". En 108, si el número de variaciones en las condiciones del viento excede un umbral de variaciones del viento que es indicativo de una determinada magnitud de desviación de pala de rotor, entonces, en 110, el controlador 36 está configurado para activar el esquema de control de holgura de pala de la presente divulgación. Por tanto, el esquema de control de holgura de pala puede activarse cuando el número de variaciones en las condiciones del viento y/o la condición de carga excedan sus respectivos umbrales.

[0022] En determinados modos de realización, el controlador 36 puede determinar el umbral de desviación del viento basándose en determinadas combinaciones de condiciones ambientales, el funcionamiento normal de la turbina y/o propiedades estructurales de pala que pueden dar como resultado una desviación de pala suficiente para permitir el contacto con la torre 12. Por ejemplo, en modos de realización particulares, el controlador 36 puede determinar el umbral de variaciones del viento en base a una topografía del emplazamiento altamente compleja, ángulos pronunciados de terreno de flujo ascendente, grandes colinas o características de terreno elevado a barlovento de la turbina eólica 10, períodos frecuentes de cambios rápidos y/o severos de la dirección del viento, estado actual del viento en el emplazamiento, estados históricos del viento registrados en el emplazamiento y/o estado racheado o turbulento del viento. El término "condiciones del viento" como se usa en el presente documento puede incluir cualquier condición de viento adecuada en o cerca de la turbina eólica 10, incluyendo, pero sin limitarse a, ráfagas de viento, velocidad del viento, dirección del viento, aceleración del viento, turbulencia del viento, cizalladura del viento, viraje del viento o condiciones de estela.

[0023] De manera similar, el controlador 36 puede determinar el umbral de carga basándose en una variedad de factores. Por ejemplo, en un modo de realización, el umbral de carga se puede determinar en función de una condición de carga promedio de una pala de rotor 22 durante un determinado período de tiempo y/o una desviación típica de una condición de carga de una pala de rotor 22 durante un determinado período de tiempo. En modos de realización adicionales, el umbral de carga puede ser un valor predeterminado establecido por el controlador 36. Por tanto, el umbral de carga puede fijarse y/o actualizarse de acuerdo con uno o más factores, tales como las condiciones ambientales, el funcionamiento normal de la turbina y/o las propiedades estructurales habituales de pala (por ejemplo, materiales de pala, tamaño, antigüedad, etc.).

[0024] Por consiguiente, los umbrales descritos en el presente documento pueden establecerse de modo que la detección de una condición por encima del umbral indique que se está produciendo una desviación de pala de determinada magnitud, o que es más probable suceda en las condiciones detectadas actuales, y que puede causar daños si no se corrige. De este modo, el esquema de control de holgura de pala puede activarse para reducir la probabilidad de un golpe con la torre. Más específicamente, en 112, el controlador 36 está configurado para realizar una o más acciones correctivas con el fin de reducir la desviación de pala y proteger la turbina eólica 10 contra un golpe con la torre de palas. Por ejemplo, en un modo de realización, la acción correctiva puede incluir alterar el ángulo de pitch de pala (por ejemplo, uno o más ajustes de pitch estándar) de al menos una de las palas de rotor 22. Más específicamente, el controlador 36 puede alterar un pitch de pala de una o más de las palas de rotor 22. Como se indicó anteriormente, esto se puede lograr controlando un sistema de ajuste de pitch 32. En general, alterar el pitch de pala de una pala de turbina 22 reduce la desviación de pala al disminuir las cargas aerodinámicas y aumentar la rigidez fuera de plano. Además, en un modo de realización, el ángulo de pitch seleccionado está configurado para modificar las condiciones de la turbina eólica 10 que son las más probables de hacer que las palas de rotor 22 se desvíen, por ejemplo, cuando las velocidades del viento son aproximadamente velocidades de viento de nivel medio, tales como de 6 a 17 metros por segundo (m/s). Por lo tanto, el desplazamiento adicional de pitch de pala proporciona ángulos operativos de pala que son ligeramente mayores que los ajustes de pitch estándar o habituales presentes antes de que se active el esquema de control de holgura de pala. Por consiguiente, el par de torsión, la potencia, las cargas y/o la desviación correspondientes de la turbina eólica 10 y/o las palas de rotor 22 pueden reducirse.

[0025] Además de modificar uno o más de los ajustes de pitch estándar, el controlador 36 puede estar configurado para realizar una o más acciones correctivas adicionales de manera preventiva, tal como haciendo un cambio de parámetro una sola vez, en previsión de las condiciones de funcionamiento que pueden presentar un aumento de probabilidad de un golpe con la torre, así como de manera reactiva en respuesta a la desviación de pala de una o más de las palas de rotor 22. De todas formas, la acción correctiva puede permitir que una turbina eólica 10 pueda adaptarse a condiciones de funcionamiento variables que, de otro modo, pueden dar como resultado una carga aerodinámica significativa en las palas de rotor 22. Más específicamente, la acción correctiva puede incluir reducir los límites de funcionamiento estándar para la velocidad del viento, disminuir la potencia de salida de la turbina eólica y/o reducir el par de torsión de la turbina eólica 10. De forma alternativa, la acción correctiva puede incluir orientar la góndola 16 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto a la dirección 28 (FIG. 1) del viento. El mecanismo de accionamiento de orientación 66 se usa típicamente para cambiar el ángulo de la góndola 16 de modo que las palas de rotor 22 estén correctamente inclinadas con respecto al viento predominante.

[0026] Debería apreciarse fácilmente, sin embargo, que el controlador 36 no necesita realizar una de las acciones correctivas descritas anteriormente y, en general, puede realizar cualquier acción correctiva diseñada para reducir la desviación de pala. Además, el controlador 36 puede estar configurado para realizar múltiples acciones correctivas simultáneamente, que pueden incluir una o más de las acciones correctivas descritas anteriormente.

[0027] Durante y/o después de que el controlador 36 realice la acción correctiva, el controlador 36 también puede supervisar continuamente las condiciones de carga y/o las variaciones en las condiciones del viento para garantizar que la acción correctiva sea efectiva para reducir la desviación de las palas de rotor 22. Por tanto, como se muestra en 116, el controlador 36 puede estar configurado para volver a los ajustes de ángulo de pitch estándar (o ajustes de funcionamiento estándar que existían antes de la acción correctiva) después de una determinada cantidad de tiempo (por ejemplo, según se determina por medio del temporizador 114). Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 36 puede volver a los ajustes de funcionamiento estándar después de que una potencia de salida de la turbina eólica 10 permanezca por debajo de un umbral predeterminado durante un período de tiempo especificado. En otro modo de realización, el controlador 36 está configurado para volver a las condiciones de funcionamiento estándar después de que el número de variaciones en las condiciones del viento y/o la condición de carga de la turbina eólica 10 permanezcan por debajo de sus respectivos umbrales durante un período de tiempo especificado.

[0028] La presente divulgación descrita en el presente documento proporciona diversas ventajas que no están presentes en la técnica anterior. Por ejemplo, las FIGS. 7 y 8 ilustran vistas parciales laterales de una turbina eólica 10 durante el funcionamiento de una torre 12 con un diámetro 15 y de una pala de rotor 22 que tiene una holgura de torre 70. Más específicamente, la FIG. 7 ilustra la holgura de torre 70 de la pala de rotor 22 sin activar el esquema de control de holgura de pala de la presente divulgación, mientras que la FIG. 8 ilustra la holgura de torre 70 de la pala de rotor 22 en condiciones equivalentes a las de la FIG. 7 con el esquema de control de holgura de pala activado. Como se muestra sólo con fines comparativos, la holgura de torre 70 de la FIG. 7 es menor que el diámetro 15 de la torre, mientras que la holgura de torre 70 de la FIG. 8 es mayor que el diámetro 15 de la torre. Por tanto, el esquema de control de holgura de pala disminuye la probabilidad de que las palas golpeen la torre al aumentar la holgura de torre 70.

[0029] Haciendo referencia ahora a las FIGS. 9-11, se muestran varios gráficos que ilustran ventajas adicionales del esquema de control de holgura de pala de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. Más específicamente, la FIG. 9 ilustra la desviación de pala frente a la velocidad del viento, la FIG. 10 ilustra la potencia frente a la velocidad del viento, y la FIG. 11 ilustra el aumento de la holgura de punta de pala frente a la velocidad del viento en comparación con los ajustes de funcionamiento estándar. Haciendo referencia en particular a la FIG.

9, la línea 202 representa la desviación de pala sin activar el esquema de control de holgura de pala, mientras que la línea 204 representa la desviación de pala con el esquema de control de holgura de pala activado. Como se muestra en el modo de realización ilustrado de ejemplo, la desviación de pala se reduce sustancialmente, especialmente para velocidades del viento de entre aproximadamente 6 m/s y aproximadamente 17 m/s. Con referencia a la FIG. 10, la línea 302 representa la potencia (en kilovatios) producida por la turbina eólica 10 sin activar el esquema de control de holgura de pala, mientras que la línea 304 representa la potencia producida por la turbina eólica 10 con el esquema de control de holgura de pala activado. Como se muestra, la potencia de salida solo se reduce marginalmente cuando se activa el esquema de control. Por ejemplo, como se muestra en la ilustración de ejemplo, el esquema de control solo causa típicamente una pérdida de potencia del 11% o inferior, tal como, por ejemplo, de entre aproximadamente el 5% y aproximadamente el 7%. Con referencia a la FIG. 11, la línea 402 representa el aumento en la holgura de punta de pala en función de la velocidad del viento en comparación con los ajustes de funcionamiento estándar. Como se muestra en el modo de realización ilustrado de ejemplo, el esquema de control de holgura de pala proporciona típicamente la mejora más notable de la holgura de punta de pala a velocidades de viento de nivel medio, por ejemplo, de aproximadamente 6 m/s y aproximadamente 17 m/s.

[0030] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la presente materia, incluido el modo preferente, y también para permitir que cualquier experto en la técnica lleve a la práctica la presente materia, incluidos la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la presente materia está definido por las

Claims (9)

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para supervisar y controlar la desviación de palas de rotor (22) de una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento:

hacer funcionar la turbina eólica (10) con ajustes de ángulo de pitch estándar para las palas de rotor (22); supervisar una condición de carga de la turbina eólica (10) durante un período de tiempo predeterminado; realizar un seguimiento de un número de variaciones en las condiciones del viento que comprenden, al menos, una variación en la dirección del viento o una variación en la velocidad del viento de determinada magnitud que se producen durante el período de tiempo predeterminado; y,

si el número de variaciones en las condiciones del viento excede un umbral de variaciones del viento y la condición de carga excede un umbral de carga, donde un rebasamiento por encima del umbral de variaciones del viento y del umbral de carga es indicativo de una determinada magnitud de una desviación de pala de rotor que se produce en una o más de las palas de rotor (22),

modificar uno o más de los ajustes de ángulo de pitch estándar de las palas de rotor (22); y realizar una o más acciones correctivas para reducir la probabilidad de que las palas de rotor golpeen la torre reduciendo la desviación de pala modificando el ángulo de pitch de pala de al menos una de las palas de rotor (22).

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la condición de carga comprende una aceleración de torre.

3. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además determinar el umbral de variaciones del viento en función de al menos una de la topografía del emplazamiento, los ángulos del terreno, el estado actual del viento en el emplazamiento o los estados históricos del viento registrados desde el emplazamiento.

4. El procedimiento de la reivindicación 3, en el que las condiciones del viento comprenden al menos uno de entre una ráfaga de viento, una velocidad del viento, una dirección del viento, una aceleración del viento, una turbulencia del viento, una cizalladura del viento, un viraje del viento o una estela.

5. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además determinar el umbral de carga en función de una condición de carga promedio y una desviación típica de la condición de carga durante un cierto período de tiempo.

6. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la una o más acciones correctivas comprenden al menos una de reducir los límites de funcionamiento estándar para la velocidad del viento, disminuir la potencia de salida de la turbina eólica (10) o reducir un par de torsión de la turbina eólica (10).

7. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además volver a los ajustes de ángulo de pitch estándar después de que una potencia de salida de la turbina eólica (10) permanezca por debajo de un umbral de potencia predeterminado durante un período de tiempo especificado.

8. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además volver a los ajustes de ángulo de pitch estándar después de que el número de variaciones en las condiciones del viento o la condición de carga de la turbina eólica (10) caigan por debajo del umbral de variaciones del viento y el umbral de carga, respectivamente, durante un período de tiempo especificado.

9. Un sistema para supervisar y controlar la desviación de palas de rotor (22) de una turbina eólica (10), comprendiendo el sistema:

uno o más sensores configurados para supervisar una condición de carga de la turbina eólica (10) durante un período de tiempo predeterminado; y,

un controlador acoplado comunicativamente al uno o más sensores, estando el controlador configurado para realizar el procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes.