ES2899153T3 - Sistema y procedimiento para proteger turbinas eólicas de cargas extremas y de fatiga - Google Patents

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Abstract

Un procedimiento (100) para proteger una turbina eólica (10) de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento, comprendiendo el procedimiento (100): recibir, por medio de un estimador de condiciones de turbina eólica (56) programado en un controlador de turbina (26) de la turbina eólica (10), datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual; caracterizado por las siguientes etapas de procedimiento: determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56), una pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica (10) resolviendo un algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones usando los datos de operación, comprendiendo la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas, al menos, una velocidad del viento estimada en la turbina eólica (10) y al menos una indicación de carga de la turbina eólica (10); e, implementar, por medio del controlador de turbina (26), una acción correctora solo cuando cada una de la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas indica que una o más condiciones de carga de la turbina eólica (10) excede un límite predeterminado.

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para proteger turbinas eólicas de cargas extremas y de fatiga
Campo
[0001] La presente invención se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para proteger turbinas eólicas de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento.
Antecedentes
[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medio ambiente disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han obtenido cada vez más atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y un rotor. El rotor típicamente incluye un buje rotatorio que tiene una o más palas de rotor fijadas al mismo. Un rodamiento de pitch típicamente está configurado de forma funcional entre el buje y la pala de rotor para permitir la rotación alrededor de un eje de pitch. Las palas de rotor capturan la energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora o, si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. Entonces, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.
[0003] La salida de potencia del generador se incrementa con la velocidad del viento hasta que la velocidad del viento alcanza una velocidad del viento nominal para la turbina. A la velocidad del viento nominal y por encima de ella, el generador funciona a una potencia nominal. La potencia nominal es una potencia de salida a la que el generador puede operar con un nivel de carga de fatiga o extrema para los componentes de turbina que se predetermina como aceptable. Durante los eventos de alta velocidad del viento, la turbina eólica puede experimentar cargas dañinas, tal como durante tormentas o ráfagas de viento. Como tal, a velocidades del viento mayores de una determinada velocidad, típicamente denominada “límite de desconexión” (“trip limit”), la turbina eólica puede implementar una acción de control, tal como parar la turbina eólica para proteger los componentes de turbina eólica de los daños.
[0004] Históricamente, se ha usado el viento como una indicación (“proxy”) para las cargas para la protección frente a parada por tormenta. Sin embargo, la velocidad del viento por sí sola puede ser una mala indicación para cargar los componentes de turbina, en particular, a altas velocidades del viento, donde los sensores de viento típicamente solo están diseñados para velocidades del viento en el intervalo de aproximadamente 4 metros/segundo (m/s) a aproximadamente 12 m/s. En otras palabras, las mediciones directas de la velocidad del viento a altas velocidades del viento cercanas a la velocidad de desconexión del diseño de turbina (por ejemplo, alrededor de 30 m/s) pueden ser inexactas.
[0005] Adicionalmente, la operación de la turbina, tal como los cambios en el ángulo de pitch de la pala o la velocidad del rotor, también pueden influir en la exactitud de la medición porque el sensor ya no mide un viento de corriente libre una vez que fluye por el rotor. Dichas inexactitudes en la velocidad del viento pueden provocar que la turbina eólica se pare demasiado pronto (es decir, dando como resultado una producción de energía perdida y una carga de fatiga en exceso debido al ciclado) o bien permitir que la turbina eólica continúe trabajando cuando se debe implementar la mitigación de cargas (es decir, dando como resultado daños por cargas extremas o de fatiga en exceso).
[0006] Además, la relación entre la velocidad del viento de la góndola y la velocidad del viento de corriente libre cambia cuando la turbina está fuera de línea. Las inexactitudes en la velocidad del viento fuera de línea pueden dar como resultado que la turbina eólica se vuelva a arrancar demasiado pronto (es decir, dando como resultado un ciclado de parada por tormenta que provoque daños por fatiga en exceso) o bien que la turbina eólica permanezca fuera de línea demasiado tiempo (es decir, dando como resultado una producción de energía perdida).
[0007] En consecuencia, en la técnica se desean sistemas y procedimientos para proteger turbinas eólicas de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento para reducir el tiempo de parada y/o reducir el número de fallos asociados con esquemas de control convencionales.
[0008] Se divulga un procedimiento de la técnica anterior en el documento EP 2538074 A2.
Breve descripción
[0009] Se expondrán en parte aspectos y ventajas de la invención en la siguiente descripción, o pueden ser obvios a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.
[0010] En un aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para proteger una turbina eólica de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento. El procedimiento incluye recibir, por medio de un estimador de condiciones de turbina eólica programado en un controlador de turbina de la turbina eólica, datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual. Además, el procedimiento incluye determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica, una pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica resolviendo un algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones usando los datos de operación. Las condiciones de turbina eólica estimadas incluyen, al menos, una velocidad del viento estimada en la turbina eólica y una indicación de carga de la turbina eólica. Como tal, el procedimiento incluye implementar, por medio del controlador de turbina, una acción correctora solo cuando cada una de las condiciones de turbina eólica estimadas indica que una o más condiciones de carga de la turbina eólica excede un límite predeterminado.
[0011] En un modo de realización, el umbral de tormenta predeterminado puede incluir velocidades del viento mayores de aproximadamente 20 metros/segundo. En otro modo de realización, la indicación de carga puede incluir, por ejemplo, una carga (real o estimada) de uno o más componentes de turbina eólica, densidad del aire, turbulencia del viento, estela de turbinas vecinas y/o cualquier parámetro adecuado que se pueda usar como una indicación para la carga de la turbina eólica.
[0012] En otros modos de realización, determinar la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica usando el algoritmo de control que tiene las una o más ecuaciones puede incluir, por ejemplo, resolver, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica, las una o más ecuaciones usando los datos de operación y uno o más mapas de rendimiento aerodinámico y determinar la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en base a las ecuaciones resueltas.
[0013] En determinados modos de realización, los datos de operación pueden incluir, por ejemplo, ángulo de pitch, velocidad del generador, velocidad del rotor, salida de potencia, par del generador, ángulo de orientación, una o más condiciones ambientales, datos de uno o más sensores de carga de la turbina eólica, o funciones de la misma. En modos de realización particulares, la(s) condición/condiciones ambiental(es) pueden incluir la velocidad del viento, densidad del aire, temperatura ambiente, presión, humedad, presencia de precipitación, dirección del viento, ráfaga de viento, variación de la velocidad del viento con la altura (“wind shear”), aceleración del viento, turbulencia del viento, variación de la dirección del viento con la altura (“wind veer”), estela o desviación del viento.
[0014] En otros modos de realización, el procedimiento puede incluir determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica, la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica en línea y en tiempo real.
[0015] En varios modos de realización, implementar la acción correctora cuando cada una de las condiciones de turbina eólica estimadas indica que la(s) condición/condiciones de carga de la turbina eólica excede(n) el límite predeterminado puede incluir parar la turbina eólica o reducir la potencia de la turbina eólica. Aún en otro modo de realización, el procedimiento puede incluir determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica, una velocidad del viento estimada fuera de línea después de implementar la acción correctora y volver a arrancar la turbina eólica o aumentar la potencia de la turbina solo después de que la velocidad del viento estimada esté por debajo del límite predeterminado.
[0016] En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un sistema para proteger una turbina eólica de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento. El sistema incluye un controlador de turbina que tiene al menos un procesador con un estimador de condiciones de turbina eólica almacenado en el mismo. Como tal, el estimador de turbina eólica determina una pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica resolviendo un algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones usando datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual. La pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas incluye, al menos, una velocidad del viento estimada en la turbina eólica y una indicación de carga de la turbina eólica. El controlador de turbina implementa además una acción correctora cuando cada una de la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas indica que una o más condiciones de carga de la turbina eólica excede un límite predeterminado. El sistema también puede incluir cualquiera de los rasgos característicos adicionales como se describe en el presente documento.
[0017] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de la presente memoria descriptiva, ilustran los modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
Breve descripción de los dibujos
[0018] En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 2 ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de una góndola de una turbina eólica;
la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un controlador de acuerdo con la presente divulgación; y
la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para proteger una turbina eólica de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento de acuerdo con la presente divulgación.
Descripción detallada
[0019] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona por medio de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención. El alcance de la invención que se define por las reivindicaciones adjuntas.
[0020] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje 20 rotatorio y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera del viento en energía mecánica útil y, posteriormente, energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0021] La turbina eólica 10 puede incluir también un controlador de turbina eólica 26 centralizado dentro de la góndola 16. En otros modos de realización, el controlador 26 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de turbina eólica 10 o en una localización en el exterior de la turbina eólica 10. Además, el controlador 26 se puede acoplar en comunicación a cualquier número de componentes de la turbina eólica 10 para controlar la operación de dichos componentes y/o implementar una acción de corrección. Como tal, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica. En consecuencia, el controlador 26 puede estar configurado, en general, para controlar los diversos modos de operación (por ejemplo, secuencias de arranque o de parada), reducir la potencia o aumentar la potencia de la turbina eólica y/o componentes individuales de la turbina eólica 10.
[0022] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, un generador 24 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 de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 34 acoplado al buje 20 para la rotación con el mismo. El eje de rotor 34, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje de generador 36 del generador 24 a través de una multiplicadora 38. Como se entiende, en general, el eje de rotor 34 puede proporcionar una entrada de baja velocidad y alto par 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 baja velocidad y alto par en una salida de alta velocidad y bajo par para accionar el eje de generador 36 y, por tanto, el generador 24.
[0023] Todavía en referencia a la FIG. 2, cada pala de rotor 22 también puede incluir un mecanismo de ajuste de pitch 32 configurado para rotar cada pala de rotor 22 alrededor de su eje de pitch 28. Además, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 40 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático 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 se puede acoplar a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 de modo que el motor de accionamiento de pitch 40 confiera fuerza mecánica a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42. De forma similar, la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 44 para la rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 44, a su vez, puede estar en acoplamiento de rotación 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 provoque 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, rotando, de este modo, el rodamiento de pitch 46 y la pala de rotor 22 alrededor del eje de pitch 28. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación 66 acoplados en comunicación al controlador 26, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 66 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto a la dirección del viento 30 (por ejemplo, acoplando un rodamiento de orientación 68 de la turbina eólica 10 para rotar la góndola alrededor de un eje de orientación 67 (FIG. 1)).
[0024] En referencia a las FIGS. 1-3, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores 48, 50, 52, 54, 55 para medir diversos parámetros del viento o de operación de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 1, el sensor 48 se puede localizar en la góndola 16 y/o el buje 20 para medir un parámetro del viento real de la turbina eólica 10. El parámetro del viento real puede ser cualquiera de los siguientes: una ráfaga de viento, una velocidad del viento, una dirección del viento, una aceleración del viento, una turbulencia del viento, una variación de la velocidad del viento con la altura, una variación de la dirección del viento con la altura, una estela o similar. Además, los uno o más sensores pueden incluir al menos un sensor LIDAR para medir parámetros a barlovento (“upwind”). En otros modos de realización, los sensores 48, 50, 52, 54, 55 pueden ser cualquier otro sensor adecuado que pueda medir los parámetros del viento y/o de operación de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, los sensores 50, 52, 54 se pueden configurar para medir diversas condiciones de las palas de rotor 22, el buje 20 y/o la torre 12 (tales como carga, deflexión, torsión, etc.). Además, se puede usar el sensor 55 para monitorizar el par del generador, la velocidad y/o la salida de potencia de la turbina eólica 10.
[0025] Los sensores 48, 50, 52, 54, 55 descritos en el presente documento pueden incluir, por ejemplo, sensores de proximidad, galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de movimiento, sensores de vibración, unidades de medición microinercial (MIMU), cámara o sensores de formación de imágenes, sensores de fibra óptica, anemómetros, veletas, sensores de detección y distancia por sonido (SODAR), sensores de distancia y detección por luz (LIDAR), radiómetros, tubos de pitot, radiosondas y/o cualquier otro sensor adecuado. También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indican que los diversos sensores de la turbina eólica se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores 48, 50, 52, 54, 55 se pueden usar, por ejemplo, para generar señales relacionadas con el parámetro que se monitoriza, pudiéndose usar, entonces, por el controlador 26 para determinar la condición real.
[0026] En referencia específicamente a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización del controlador 26 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 58, un estimador de condiciones de turbina eólica 56 y dispositivo(s) de memoria 60 asociado(s) configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares, y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 26 puede incluir también un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de 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 las señales transmitidas desde los sensores 48, 50, 52, 54, 55 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 58. Se debe apreciar que los sensores 48, 50, 52, 54, 55 se pueden acoplar en comunicación al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 48, 50, 52, 54, 55 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, 55 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Como tal, el procesador 58 se puede configurar para recibir una o más señales desde los sensores 48, 50, 52, 54, 55.
[0027] El estimador de condiciones de turbina eólica 56 se puede considerar un programa informático que utiliza los diversos parámetros del viento y/o de operación para calcular, en tiempo real, una condición de turbina eólica estimada. Además, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 puede comprender un microprograma que incluya el programa informático, que se puede ejecutar por el procesador 58. Además, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 puede estar en comunicación con diversos sensores y componentes de la turbina eólica 10, que pueden proporcionar los datos de operación al estimador de condiciones de turbina eólica 56.
[0028] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como que se incluyen en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 60 pueden comprender, en general, elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, un disco compacto con memoria de solo lectura (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 60 se puede(n) configurar, en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 58, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones que incluyen, pero sin limitarse a, estimar uno o más parámetros del viento de la turbina eólica 10 en base a datos de operación, transmitir señales de control adecuadas para implementar acciones de control en respuesta a la detección de condiciones del viento transitorias y otras diversas funciones implementadas por ordenador adecuadas.
[0029] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 100 para proteger una turbina eólica de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento. En general, el procedimiento 100 se describirá en el presente documento con referencia a la turbina eólica 10 y al controlador 26 mostrados en las FIGS. 1-3. Sin embargo, se debe apreciar que el procedimiento 100 divulgado se puede implementar con turbinas eólicas que tengan cualquier otra configuración adecuada. Además, aunque la FIG. 4 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis, los procedimientos divulgados en el presente documento no están limitados a ningún orden o disposición particular. Un experto en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, apreciará que diversas etapas de los procedimientos divulgados en el presente documento se pueden omitir, reorganizar, combinar y/o adaptar de diversas maneras sin desviarse del alcance de la presente divulgación.
[0030] Por ejemplo, como se muestra en (102), el procedimiento 100 puede incluir recibir, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica 56, datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual. Dichos datos de operación pueden incluir, por ejemplo, ángulo de pitch, velocidad del generador, velocidad del rotor, salida de potencia, par del generador, ángulo de orientación, una o más condiciones ambientales, datos de uno o más sensores de carga de la turbina eólica 10, o funciones de la misma (por ejemplo, desviación estándar, promedio, media, mediana, etc.). En otros modos de realización, la(s) condición/condiciones ambiental(es) pueden incluir la velocidad del viento, densidad del aire, temperatura ambiente, presión, humedad, presencia de precipitación, dirección del viento, ráfaga de viento, variación de la velocidad del viento con la altura, aceleración del viento, turbulencia del viento, variación de la dirección del viento con la altura, estela o desviación del viento.
[0031] Como se menciona, los sensores de viento convencionales típicamente solo se diseñan para velocidades del viento en el intervalo de aproximadamente 4 metros/segundo (m/s) a aproximadamente 12 m/s. Adicionalmente, la velocidad del viento estimada es representativa de lo que ve todo el rotor 18, mientras que el sensor de velocidad del viento típicamente es una medición puntual en la línea central del rotor de la turbina. En consecuencia, la velocidad del viento estimada es ventajosa desde una perspectiva de carga frente a la velocidad del viento del sensor como una indicación para las cargas. Por tanto, durante altas velocidades del viento, tal como durante una tormenta, las mediciones directas de la velocidad del viento no se pueden usar para medir con exactitud la velocidad del viento. Por tanto, cuando la velocidad del viento excede un umbral de tormenta predeterminado, el controlador 26 se configura para determinar una indicación de carga para la velocidad del viento que estima con más exactitud la carga en la turbina eólica 10 antes de implementar una acción correctora, tal como las descritas en el presente documento. Más específicamente, en determinados modos de realización, el umbral de tormenta predeterminado puede incluir velocidades del viento mayores de aproximadamente 20 metros/segundo (m/s), tales como mayores de aproximadamente 30 m/s.
[0032] Por ejemplo, como se muestra en (104), el procedimiento 100 puede incluir determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica 56, una pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica 10 resolviendo un algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones usando los datos de operación, que se analizarán con más detalle a continuación. Las condiciones de turbina eólica estimadas pueden incluir, por ejemplo, una velocidad del viento estimada en la turbina eólica 10 y/o una indicación de carga de la turbina eólica 10. Además, la indicación de carga puede incluir, por ejemplo, una carga (real o estimada) de uno o más componentes de turbina eólica, densidad del aire, turbulencia del viento, estela de turbinas vecinas en un parque eólico y/o cualquier parámetro adecuado que se pueda usar como indicación para la carga de la turbina eólica 10. Como se usa en el presente documento, la estela de turbinas vecinas en un parque eólico, en general, se refiere a una reducción de la velocidad del viento y un incremento de la turbulencia en una turbina eólica a sotavento (“downstream”) provocado por una turbina eólica a barlovento (“upstream”) que extrae energía del viento. Por tanto, el efecto estela es la influencia agregada sobre la producción de energía del parque eólico, que resulta de los cambios en la velocidad del viento provocados por el impacto de las turbinas eólicas entre sí. En un modo de realización, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 puede determinar la(s) condición/condiciones de turbina eólica estimada(s) al recibir los datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual, es decir, en línea y en tiempo real. Como tal, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 puede calcular, entonces, la(s) condición/condiciones de turbina eólica estimada(s) como una función de diversas combinaciones de los datos de operación. En un modo de realización, por ejemplo, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 puede implementar el algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones para determinar la condición de turbina eólica estimada como una función del ángulo de pitch, la velocidad del generador, la salida de potencia y la densidad del aire.
[0033] En otros modos de realización, las ecuaciones se pueden resolver usando los datos de operación y uno o más mapas de rendimiento aerodinámico. Por ejemplo, en un modo de realización, los mapas de rendimiento aerodinámico pueden ser tablas dimensionales o no dimensionales que describen la carga y el rendimiento del rotor (por ejemplo, potencia, empuje, par o momento de flexión o similar) en condiciones dadas (por ejemplo, densidad, velocidad del viento, velocidad del rotor, ángulos de pitch o similar). Como tales, los mapas de rendimiento aerodinámico pueden incluir: coeficiente de potencia, coeficiente de empuje, coeficiente de par y/o derivadas parciales con respecto al ángulo de pitch, la velocidad del rotor o la proporción de velocidad de punta. De forma alternativa, los mapas de rendimiento aerodinámico pueden ser valores de potencia, empuje y/o par dimensionales en lugar de coeficientes.
[0034] Además, el estimador de turbina eólica 56 también puede incluir una o más tablas de búsqueda (LUT). En diversos modos de realización, al menos algunas de las LUT pueden incluir: un empuje de turbina eólica, una carga de pala, una carga de torre, una carga de eje, una carga de góndola, una carga de buje o cualquier otra condición de carga de turbina eólica. Como tal, dependiendo del modo de realización, la(s) condición/condiciones de turbina eólica estimada(s) pueden ser representativas de los parámetros del viento en o cerca de la turbina eólica 10 y/o las condiciones de carga de la turbina eólica 10. Como se menciona, los parámetros del viento pueden incluir la velocidad del viento, ráfaga de viento, dirección del viento, aceleración del viento, turbulencia del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, variación de la dirección del viento con la altura, estela, desviación del viento o similar. Las condiciones de carga pueden incluir, por ejemplo, empuje, carga de pala, carga de torre, carga de eje, carga de góndola, carga de buje, espacio libre de torre de pala o similar.
[0035] Por tanto, en determinados modos de realización, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 puede incluir mapas de rendimiento aerodinámico para el ángulo de pitch de la pala, la proporción de velocidad de punta (TSR), la eficacia y/o cualquier parámetro de operación de la turbina adecuado. Como tal, en un modo de realización, si la velocidad del viento, la potencia y la velocidad del rotor, y el ángulo de pitch son conocidos, entonces el estimador de condiciones de turbina eólica 56 se configura para buscar el coeficiente de potencia (es decir, Cp). Por lo tanto, la velocidad del viento estimada se puede calcular de acuerdo con la ecuación (1) a continuación:
Velocidad del viento = 0,5 * p * A * V3 *CP Ecuación (1)
En la que p es la densidad,
A es el área del rotor,
V es la velocidad del viento medida, y
Cp es el coeficiente de potencia.
[0036] En determinados modos de realización, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 también puede incluir un modelo de estela, donde la entrada al modelo de estela incluye, como mínimo, la velocidad del viento y dirección del viento y la distancia entre las turbinas vecinas del parque eólico. Como tal, el modelo de estela está configurado para generar una velocidad del viento ajustada, un perfil de velocidad del viento (cizalladura (“shear”)) y/o un incremento de la turbulencia provocado por la(s) turbina(s) eólica(s) en contra del viento. Los modelos de carga pueden modelar, entonces, el incremento de cargas debido a la estela basándose en el cambio en las condiciones del viento provocado por la estela, específicamente la turbulencia inducida por estela (aunque también se pueden usar la velocidad del viento y el perfil del viento ajustados).
[0037] Una vez que se calcula(n) la(s) condición/condiciones de turbina eólica estimada(s), el controlador 26 puede usar la(s) condición/condiciones de turbina eólica estimada(s) de diversas maneras. Por ejemplo, en un modo de realización, como se muestra en (106), el procedimiento 100 puede incluir implementar, por medio del controlador 26 de la turbina, una acción correctora solo cuando cada una de la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas indica que una o más condiciones de carga de la turbina eólica 10 excede un límite predeterminado.
[0038] La(s) acción/acciones correctora(s) como se describe en el presente documento puede(n) ser cualquier acción de control adecuada para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica. Por ejemplo, en varios modos de realización, la acción correctora puede incluir parar la turbina eólica o temporalmente reducir la potencia de la turbina eólica para permitir que las cargas que actúan sobre uno o más de los componentes de turbina eólica se reduzcan o de otro modo se controlen. Reducir la potencia de la turbina eólica 10 puede incluir, por ejemplo, reducir la velocidad, reducir el par o una combinación de ambos. Además, se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 reduciendo la velocidad e incrementando el par, lo que puede ser beneficioso para mantener la potencia. En otro modo de realización, se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 pitcheando una o más de las palas de rotor 22 alrededor su eje de pitch 28. Más específicamente, el controlador 26 puede controlar, en general, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 para alterar el ángulo de pitch de cada pala de rotor 22 entre -10 grados (es decir, una posición de potencia de la pala de rotor 22) y 90 grados (es decir, una posición en bandera de la pala de rotor 22). Todavía en otro modo de realización, temporalmente se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 modificando la demanda de par en el generador 24. En general, la demanda de par se puede modificar usando cualquier procedimiento, proceso, estructura y/o medio adecuado conocido en la técnica. Por ejemplo, en un modo de realización, la demanda de par en el generador 24 se puede controlar usando el controlador 26 transmitiendo una señal de control/consigna adecuada al generador 24 para modular el flujo magnético producido dentro del generador 24.
[0039] Temporalmente también se puede reducir la potencia de la turbina eólica 10 por orientación de la góndola 16 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto a la dirección del viento 30. En otros modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para accionar uno o más frenos mecánicos o activar un elemento de modificación de flujo de aire en la(s) pala(s) de rotor 22 para reducir la velocidad de rotación y/o carga de las palas de rotor 22, reduciendo, de este modo, la carga de los componentes. Todavía en otros modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para realizar cualquier acción de control apropiada conocida en la técnica. Además, el controlador 26 puede implementar una combinación de dos o más acciones de control.
[0040] Aún en otro modo de realización, el estimador de condiciones de turbina eólica 56 también se puede configurar para determinar una velocidad del viento estimada fuera de línea, es decir, después de implementar la acción correctora y volver a arrancar la turbina eólica 10 o aumentar la potencia de la turbina eólica 10 solo después de que la velocidad del viento estimada esté por debajo del límite predeterminado. Dichas etapas de control evitan que la turbina eólica 10 se vuelva a arrancar demasiado pronto, por ejemplo, debido a que un sensor de viento determina de forma inexacta la velocidad del viento debido a la rotación detenida del rotor 18.
[0041] También se debe apreciar que una ventaja de la presente invención es que el sistema y procedimiento se pueden implementar usando componentes existentes de la turbina eólica 10. Como tal, no se requiere que un usuario adquiera, instale y mantenga nuevos equipos. Además, el controlador 26 puede estar integrado con un sistema de control más amplio, tal como, pero sin limitarse a, un sistema de control de turbina eólica, un sistema de control de planta, un sistema de supervisión remoto o combinaciones de los mismos.
[0042] Esta descripción por escrito usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    1. Un procedimiento (100) para proteger una turbina eólica (10) de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento, comprendiendo el procedimiento (100):
    recibir, por medio de un estimador de condiciones de turbina eólica (56) programado en un controlador de turbina (26) de la turbina eólica (10), datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual;
    caracterizado por las siguientes etapas de procedimiento:
    determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56), una pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica (10) resolviendo un algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones usando los datos de operación, comprendiendo la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas, al menos, una velocidad del viento estimada en la turbina eólica (10) y al menos una indicación de carga de la turbina eólica (10); e, implementar, por medio del controlador de turbina (26), una acción correctora solo cuando cada una de la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas indica que una o más condiciones de carga de la turbina eólica (10) excede un límite predeterminado.
    2. El procedimiento (100) de la reivindicación 1, en el que el umbral de tormenta predeterminado comprende velocidades del viento mayores de aproximadamente 20 metros/segundo.
    3. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la indicación de carga comprende al menos uno de una carga de uno o más componentes de turbina eólica, densidad del aire, turbulencia del viento y/o estela de turbinas vecinas.
    4. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56) programado en el controlador de turbina (26) de la turbina eólica (10), la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica (10) usando el algoritmo de control que tiene las una o más ecuaciones comprende además:
    resolver, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56), las una o más ecuaciones usando los datos de operación y uno o más mapas de rendimiento aerodinámico; y,
    determinar la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en base a las ecuaciones resueltas.
    5. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los datos de operación comprenden al menos uno de ángulo de pitch, velocidad del generador, velocidad del rotor, salida de potencia, par del generador, ángulo de orientación, una o más condiciones ambientales, datos de uno o más sensores de carga de la turbina eólica (10), o funciones de la misma.
    6. El procedimiento (100) de la reivindicación 5, en el que las una o más condiciones ambientales comprenden al menos una de velocidad del viento, densidad del aire, temperatura ambiente, presión, humedad, presencia de precipitación, dirección del viento, ráfaga de viento, variación de la velocidad del viento con la altura, aceleración del viento, turbulencia del viento, variación de la dirección del viento con la altura, estela o desviación del viento.
    7. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56), la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica (10) en línea y en tiempo real.
    8. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que implementar la acción correctora cuando cada una de la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas indica que las una o más condiciones de carga de la turbina eólica (10) excede el límite predeterminado comprende además al menos uno de parar la turbina eólica (10) o reducir la potencia de la turbina eólica (10).
    9. El procedimiento (100) de la reivindicación 8, que comprende además:
    determinar, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56), una velocidad del viento estimada fuera de línea después de implementar la acción correctora; y,
    volver a arrancar la turbina eólica (10) o aumentar la potencia de la turbina eólica (10) solo después de que la velocidad del viento estimada esté por debajo del límite predeterminado.
    10. Un sistema para proteger una turbina eólica (10) de cargas extremas y de fatiga asociadas con eventos de alta velocidad del viento, comprendiendo el sistema:
    un controlador de turbina (26) que comprende al menos un procesador (58) que tiene un estimador de condiciones de turbina eólica (56) almacenado en el mismo,
    caracterizado por que:
    el estimador de turbina eólica determina una pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica (10) resolviendo un algoritmo de control que tiene una o más ecuaciones usando datos de operación indicativos de la operación de la turbina eólica actual, comprendiendo la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas, al menos, una velocidad del viento estimada en la turbina eólica (10) y la indicación de carga de la turbina eólica (10), y en el que el controlador de turbina (26) implementa una acción correctora cuando cada una de la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas indica que una o más condiciones de carga de la turbina eólica (10) excede un límite predeterminado.
    11. El sistema de la reivindicación 10, en el que el umbral de tormenta predeterminado comprende velocidades del viento mayores de aproximadamente 20 metros/segundo.
    12. El sistema de las reivindicaciones 10-11, en el que la indicación de carga comprende al menos uno de una carga de uno o más componentes de turbina eólica, densidad del aire, turbulencia del viento y/o estela de turbinas vecinas.
    13. El sistema de las reivindicaciones 10-12, en el que el estimador de condiciones de turbina eólica (56) determina la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en la turbina eólica (10) usando el algoritmo de control que tiene las una o más ecuaciones:
    resolviendo, por medio del estimador de condiciones de turbina eólica (56), las una o más ecuaciones usando los datos de operación y uno o más mapas de rendimiento aerodinámico; y, determinando la pluralidad de condiciones de turbina eólica estimadas en base a las ecuaciones resueltas.
    14. El sistema de las reivindicaciones 10-13, en el que los datos de operación comprenden al menos uno de ángulo de pitch, velocidad del generador, velocidad del rotor, salida de potencia, par del generador, ángulo de orientación, una o más condiciones ambientales, datos de uno o más sensores de carga de la turbina eólica (10), o funciones de la misma.
    15. El sistema de la reivindicación 14, en el que las una o más condiciones ambientales comprenden al menos una de velocidad del viento, densidad del aire, temperatura ambiente, presión, humedad, presencia de precipitación, dirección del viento, ráfaga de viento, variación de la velocidad del viento con la altura, aceleración del viento, turbulencia del viento, variación de la dirección del viento con la altura, estela o desviación del viento.
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