ES2923904T3 - Método y sistema para determinar la torsión dinámica de una pala de turbina eólica - Google Patents

Método y sistema para determinar la torsión dinámica de una pala de turbina eólica Download PDF

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Abstract

La presente invención se refiere a un método y una turbina eólica para determinar un giro dinámico de una o más palas. Se reciben una o más primeras señales desde un primer sensor inalámbrico unido a una pala de una turbina eólica y se determina un primer ángulo en base a las primeras señales recibidas. Se reciben una o más segundas señales desde un segundo sensor inalámbrico unido a una pala de una turbina eólica y separado del primer sensor inalámbrico por una distancia predeterminada. Se determina un segundo ángulo en base a las segundas señales recibidas. Se determina un giro dinámico de la pala basándose en el primer ángulo determinado, el segundo ángulo determinado y la distancia predeterminada. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método y sistema para determinar la torsión dinámica de una pala de turbina eólica
La presente invención se refiere a mejoras en turbinas eólicas y, en particular, a medición de torsión dinámica de una pala de turbina eólica y determinación de una carga torsional sobre la pala de turbina eólica.
Las turbinas eólicas generan de manera efectiva energía eléctrica a partir de la energía eólica. Esto se logra normalmente mediante una turbina eólica que tiene una o más palas unidas a un buje que rota bajo la influencia del viento. La energía rotacional de las palas se convierte en energía eléctrica mediante un generador, ubicado normalmente en una góndola de la turbina eólica.
Sin embargo, fuerzas aerodinámicas provocadas por el viento afectan significativamente a la turbina eólica y, en particular, a las palas de turbina eólica. Las fuerzas aerodinámicas generan cargas en los componentes de turbina eólica, por ejemplo, palas, buje, góndola, torre, y así sucesivamente, que puede degradar el rendimiento de la turbina eólica, puede afectar al control y el funcionamiento de la turbina eólica, y puede aumentar la fatiga y el desgaste en los componentes de la turbina eólica.
Las fuerzas aerodinámicas provocadas por el viento, en particular, cizalladura del viento, pueden someter las palas de turbina eólica a momentos de flexión y torsión, tal como torsión dinámica, que es una medida de la fuerza que está provocando que la pala se tuerza. La torsión dinámica a la que se someten las palas, en combinación con el material usado para construir las palas, puede contribuir a una carga torsional (que también puede denominarse momento torsional) en las palas.
La carga torsional efectiva puede distribuirse a lo largo de la pala y puede variar de manera continua debido a la variación en fuerzas aerodinámicas y la rigidez de material de la pala a lo largo del tiempo.
La torsión dinámica puede afectar al control del paso de las palas, y las cargas torsionales que puede provocar la torsión dinámica pueden degradar el rendimiento de la turbina eólica, por ejemplo, afectar al control de la estabilidad aeroelástica de las palas de turbina eólica. A este respecto, la aeroelasticidad es la interacción de diversas fuerzas aerodinámicas con las propiedades estructurales de las palas de turbina eólica y la estabilidad aeroelástica se relaciona con garantizar que la interacción no provoque ninguna vibración o fuerza anormal que sean críticas para el funcionamiento y pueda provocar daño a la turbina o pueda detener el funcionamiento de la turbina.
Por consiguiente, la torsión dinámica de las palas es un problema significativo para el funcionamiento y el control de la turbina eólica.
El documento WO 2013/110215 A1 es un documento relevante de la técnica anterior que se refiere al cálculo de momentos de torsión en palas de turbina eólica.
La presente invención se define por las reivindicaciones adjuntas y pretende abordar, al menos en parte, cualquiera o todos los problemas descritos anteriormente en el presente documento.
Según un primer aspecto de la presente invención, se proporciona un método que comprende: recibir una o más primeras señales desde un primer sensor inalámbrico unido a una pala de una turbina eólica; determinar un primer ángulo basándose en las primeras señales recibidas; recibir una o más segundas señales desde un segundo sensor inalámbrico unido a una pala de una turbina eólica y separado del primer sensor inalámbrico por una distancia predeterminada; determinar un segundo ángulo basándose en las segundas señales recibidas; y determinar una torsión dinámica de la pala basándose en el primer ángulo, el segundo ángulo y la distancia predeterminada.
Por lo tanto, puede medirse y determinarse la torsión dinámica de la pala a la que están unidos los sensores inalámbricos. Basándose en la diferencia entre los ángulos medidos por el sensor inalámbrico y la distancia predeterminada entre los dos sensores inalámbricos, puede determinarse la torsión dinámica de la pala.
El primer ángulo puede ser una medición de un cambio de ángulo con respecto al tiempo de la superficie de la pala medido por el primer sensor inalámbrico; y el segundo ángulo puede ser una medición de un cambio de ángulo con respecto al tiempo de la superficie de la pala medido por el segundo sensor inalámbrico.
Los sensores inalámbricos pueden medir un cambio de ángulo con respecto al tiempo de la superficie de la pala a la que están unidos. La medición puede ser un nivel de voltaje que es indicativo del ángulo de la pala en el sensor inalámbrico.
La torsión dinámica puede determinarse mediante la siguiente ecuación:
d0/dL
en donde d0 es la diferencia entre el primer y el segundo ángulo y dL es la distancia predeterminada.
El método puede comprender además dividir la pala en una o más secciones; y posicionar al menos dos sensores inalámbricos en cada sección. La pala puede dividirse en una o más secciones para permitir una determinación de la torsión dinámica y, posteriormente, de la carga torsional, en cada sección. Las secciones pueden estar predefinidas o predeterminadas y pueden elegirse para monitorizar la torsión dinámica/carga torsional en secciones de interés en la pala.
El método puede comprender además compensar la torsión dinámica determinada en una señal de solicitud de ángulo de paso.
La torsión dinámica puede usarse en el control de retroalimentación para la señal de ángulo de paso solicitado desde el controlador de turbina eólica. La torsión dinámica puede usarse como señal de error para determinar la señal de solicitud de ángulo de paso.
El método puede comprender además determinar una carga torsional basándose en la torsión dinámica determinada. La carga torsional puede determinarse mediante la siguiente ecuación:
T = GJ0 /L
donde:
T es la carga torsional;
G es el módulo de cizalladura o módulo de rigidez del material de la pala,
J es un segundo momento de área en sección,
GJ es una rigidez torsional,
0 es un ángulo de torsión dinámica, y
L es una longitud de la pala sobre la cual se aplica la carga torsional.
Los valores de G, J y L pueden almacenarse en memoria y recuperarse de la memoria para permitir la determinación de la carga torsional.
El método puede comprender además medir un momento en el sentido de la aleta de la pala; y monitorizar una frecuencia de acoplamiento entre los momentos en el sentido de la aleta de la pala y la carga torsional basándose en la carga torsional determinada y el momento en el sentido de la aleta.
El momento en el sentido de la aleta puede medirse usando un sensor de carga sobre la pala. La monitorización de la frecuencia de acoplamiento puede comprender identificar un pico en los momentos en el sentido de la aleta medidos; identificar un pico en la carga torsional medida; determinar la frecuencia de acoplamiento si el pico identificado en los momentos en el sentido de la aleta medidos está al menos sustancialmente alineado con el pico identificado en la carga torsional medida.
El método puede comprender además realizar una acción correctiva para evitar al menos sustancialmente la frecuencia de acoplamiento.
El método puede comprender además identificar un pico en la carga torsional medida; y realizar una acción correctiva si el pico identificado en la carga torsional medida excede un umbral predeterminado.
La acción correctiva puede ser regular el paso de una o más palas de turbina eólica.
El método puede comprender además calibrar los sensores inalámbricos; en el que la calibración puede comprender: (a) posicionar la pala en un ángulo acimutal inicial predeterminado;
(b) regular el paso de la pala a cero grados;
(c) recibir mediciones desde un sensor inalámbrico durante un período de tiempo predeterminado;
(d) determinar un promedio de las mediciones recibidas para el ángulo acimutal;
(e) posicionar la pala en al menos un ángulo acimutal predeterminado adicional;
(f) repetir las etapas (b) a (d) para cada uno de los ángulos acimutales predeterminados adicionales;
(g) determinar un desplazamiento de sensor inalámbrico como un promedio de todos los promedios determinados de las mediciones recibidas para cada ángulo acimutal para el sensor inalámbrico;
(h) repetir las etapas (a) a (g) para cada sensor inalámbrico unido a la pala; y
(i) repetir las etapas (a) a (h) para cada pala.
El sensor inalámbrico puede comprender al menos uno de un giroscopio MEMS y un acelerómetro MEMS.
Según un segundo aspecto de la presente invención, se proporciona una turbina eólica que comprende: un buje y una o más palas de turbina eólica unidas al buje; al menos dos sensores inalámbricos unidos a una pala de turbina eólica; y un controlador de turbina eólica configurado para implementar una cualquiera de las funciones o características del método del primer aspecto de la presente invención.
El sensor inalámbrico puede comprender al menos uno de un giroscopio MEMS y un acelerómetro MEMS.
La turbina eólica puede comprender además uno o más transmisores de radiofrecuencia en el buje para cargar una batería en el sensor inalámbrico.
La turbina eólica puede comprender además un receptor en el buje para recibir una o más señales desde los sensores inalámbricos.
Ahora se describirán realizaciones de la presente invención, solo a modo de ejemplo, y con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 muestra un esquema simplificado de una turbina eólica según muchas de las realizaciones de la presente invención.
Las figuras 2a y 2b muestran un esquema simplificado de secciones predeterminadas para una pala de turbina eólica según muchas de las realizaciones de la presente invención.
La figura 3 muestra un esquema de una disposición para un sistema de medición de torsión dinámica según muchas de las realizaciones de la presente invención.
La figura 4 muestra un diagrama de flujo de un proceso de calibración según muchas de las realizaciones de la presente invención.
Con referencia a la figura 1, una turbina eólica 101 típica comprende una o más palas 102. En la figura 1, sin embargo, se muestran tres palas 102, la turbina eólica puede comprender cualquier número de palas adecuado para el propósito y diseño de la turbina eólica. En los siguientes ejemplos, la turbina eólica comprende tres palas, sin embargo, como apreciará un experto en la técnica, la invención es aplicable a una turbina eólica con cualquier número de palas. Las palas de turbina eólica están normalmente unidas a un buje 103 que a su vez está conectado a una góndola 104. La góndola 104 se asienta normalmente en la parte superior de una torre 105 que conecta la turbina eólica 101a sus cimientos 106 (por ejemplo, cimientos sólidos, cimentaciones en alta mar, plataformas flotantes, y así sucesivamente). La figura 1 muestra, sin embargo, una turbina eólica de eje horizontal (HAWT), la invención descrita en el presente documento también es aplicable a una turbina eólica de eje vertical (VAWT).
En una vista simplificada, durante el funcionamiento de una turbina eólica 101, la energía del viento que impacta provoca que las palas 102 de turbina eólica roten, lo que hace rotar uno o más árboles de accionamiento que conectan el buje a un generador. El generador genera energía eléctrica que luego puede alimentarse a una red eléctrica. Mientras las palas están rotando, pueden estar sometidas a varias fuerzas. Por ejemplo, fuerzas que pueden afectar a una pala de turbina eólica pueden incluir una fuerza de regulación de paso, flexión en ambas direcciones en el sentido de la aleta y en el sentido del borde debido a la naturaleza del material a partir del cual se fabrican las palas, y efectos de cizalladura del viento durante el funcionamiento de la turbina eólica.
Estas fuerzas pueden contribuir a una torsión dinámica de la pala que puede provocar una carga torsional sobre la pala de turbina. La carga torsional puede variar a lo largo de la longitud de la pala debido a una rigidez torsional diferente o variable del material de pala a lo largo de su longitud. Las variaciones en la rigidez torsional debidas a cargas variables hacen que la medición de la carga torsional sea compleja.
La carga torsional (T) sobre la pala viene dada por la fórmula general:
T = GJ0 / L
donde:
• G - módulo de cizalladura o módulo de rigidez del material, que se define como la relación de esfuerzo de cizalladura con respecto a deformación de cizalladura,
• J - segundo momento de área en sección, en donde el segundo momento de área es una propiedad geométrica de un área que refleja cómo se distribuyen sus puntos con respecto a un eje arbitrario. El segundo momento de área se denota normalmente o bien con una letra I para un eje que se encuentra en el plano o bien con una letra J para un eje perpendicular con respecto al plano,
• GJ - rigidez torsional, en donde la rigidez torsional es producto del módulo de cizalladura y el segundo momento de área,
• 0 - el ángulo de torsión dinámica en la sección transversal, y
• L - la longitud del objeto sobre el cual se aplica la carga torsional.
Esta fórmula mencionada anteriormente se mantiene principalmente para un haz hecho de material isotrópico donde se produce una carga torsional pura y no están presentes otras fuerzas combinadas.
Sin embargo, ya que las palas de turbina eólica generalmente están hechas de material compuesto anisótropo que varía en grosor y propiedades a lo largo de la longitud de la pala. Por consiguiente, el parámetro GJ puede variar a lo largo de la longitud de la pala y, por lo tanto, la pala puede experimentar una carga torsional variable debido a la naturaleza estocástica del viento.
Como la carga torsional varía a lo largo de la longitud de la pala de turbina eólica, entonces es preferible medir la torsión dinámica y determinar la carga torsional en una o más secciones diferentes de la pala.
En los siguientes ejemplos y realizaciones de la presente invención, una sección se define como un área de sección transversal de la pala en un punto que está a una distancia predefinida a lo largo de la dirección radial de la pala. En un sistema de coordenadas de turbina eólica, como se muestra en las figuras 2a y 2b, el eje Z se define como que está a lo largo de la longitud de la pala, es decir, a lo largo de la dirección radial de la pala. Normalmente, el centro del buje R0 es el origen del sistema de coordenadas, que es 0, 0, 0 en las coordenadas X, Y y Z y, por lo tanto, la raíz de pala comienza a una distancia particular R1 a lo largo del eje Z.
Puede haber cualquier número predefinido de secciones de pala en donde cada sección corresponde a un área o punto de interés con el fin de determinar la carga torsional que actúa sobre la pala.
Por lo tanto, una primera sección R2 también puede considerarse como un punto en la pala a una distancia predeterminada desde la raíz de la pala R1 con secciones posteriores a una distancia predeterminada desde la sección anterior y la pala puede dividirse en una o más secciones.
Con referencia a la figura 2a, puede definirse solo una sección R2 sobre la pala 201, que, por ejemplo, puede estar a 40 metros desde la coordenada de raíz de pala R1 en la dirección radial a lo largo del eje Z de la pala. En este ejemplo, por lo tanto, las mediciones de la carga torsional se realizarán en R2 (como se describirá con más detalle a continuación) mediante dos sensores inalámbricos 202 colocados a cada lado del punto de sección R2.
En otro ejemplo, la pala 201 puede dividirse en varias secciones predefinidas R2 a R5 en la figura 2b. La primera sección R2 puede estar a 20 metros desde la raíz de la pala R1, la segunda sección R3 puede estar a 10 metros desde R2, la tercera sección R4 puede estar a 10 metros desde R3, y la cuarta sección R5 puede estar a 15 metros desde R4. En este ejemplo, a continuación, se realizarán mediciones de la carga torsional en cada una de esas secciones R2 a R5 (como se describirá con más detalle a continuación) mediante dos sensores inalámbricos situados a cada lado de cada uno de los puntos de sección R2 a R5.
Sin embargo, como se apreciará, puede haber cualquier número predefinido de secciones, para permitir que los sensores se unan en las posiciones requeridas en la pala, dependiendo de la resolución y las áreas de interés sobre la pala para medir la carga torsional. La distancia entre las secciones se define por el usuario dependiendo del tamaño de la pala y el número de mediciones de carga torsional requeridas.
Con el fin de mejorar el control de la turbina eólica durante el funcionamiento, por ejemplo, controlando el aleteo de inestabilidad aeroelástica y para mejorar el rendimiento de la turbina eólica mediante el control de ángulo de ataque/torsión (descrito con más detalle a continuación), los efectos de la torsión dinámica que afecta a las palas deben medirse y tenerse en cuenta por el controlador de turbina eólica.
El sistema de medición de torsión dinámica 301 se muestra esquemáticamente en la figura 3 y, según muchas de las realizaciones de la presente invención, puede comprender componentes en el buje y componentes en la pala.
Sin embargo, como se apreciará, los componentes descritos a continuación en el presente documento como que están ubicados en el buje de la turbina eólica, pueden estar ubicados únicamente en el buje, o puede distribuirse entre el buje y la góndola, o pueden estar ubicados únicamente en la góndola.
Los componentes 302 de lado del buje incluyen un controlador de turbina 303, una unidad de procesamiento 304, un receptor 305, y uno o más transmisores 306.
El controlador de turbina 303 puede ser un controlador principal de turbina eólica o puede ser cualquier controlador para el propósito de la presente invención. La funcionalidad descrita a continuación en el presente documento para el controlador de turbina 303 puede implementarse mediante un único controlador (por ejemplo, un procesador), o puede distribuirse entre dos o más controladores (por ejemplo, procesadores).
El receptor 305 incluye una antena para recibir señales desde uno o más módulos de sensor inalámbrico ubicados en al menos una pala. El receptor 305 puede ser, por ejemplo, un receptor ZigBee ©, pero también puede ser cualquier receptor adecuado para recibir señales desde los sensores inalámbricos en las palas.
La unidad de procesamiento 304 puede incluir un microcontrolador o procesador y circuitos de memoria para recibir y almacenar, al menos temporalmente, una o más señales desde los módulos de sensor inalámbrico en las palas. La unidad de procesamiento 304 puede sincronizar las señales recibidas desde los sensores inalámbricos en las palas a través de, o en cooperación con, el receptor 305. La unidad de procesamiento 304 también puede transmitir las señales recibidas, o datos indicativos de las señales recibidas, al controlador de turbina 303.
El uno o más transmisores 306 pueden ser cualquier transmisor adecuado para transmitir señales de radiofrecuencia (RF) al uno o más módulos de sensor inalámbrico en una o más palas.
Puede proporcionarse un transmisor 306 para cada pala dentro del cual está ubicado uno o más módulos de sensor inalámbrico. Por consiguiente, en este ejemplo, hay tres palas de turbina eólica y, por lo tanto, se proporcionan tres transmisores 306, uno para cada pala. Sin embargo, como se apreciará, uno o más transmisores pueden servir o estar en contacto operativo con dos o más palas que alojan uno o más módulos de sensor inalámbrico.
Cada transmisor 306 está conectado a una o más antenas 311, y en la figura 3 se muestran tres antenas 311, cada una conectada a un transmisor correspondiente 306.
Los transmisores 306 a través de las antenas 311 pueden, continuamente, periódicamente, o cuando sea necesario, transmitir señales de RF a los módulos de sensor inalámbrico en una o más palas para proporcionar energía para cargar una batería dentro del módulo de sensor inalámbrico. Este método de carga de una batería a través de señales de RF es conocido en la técnica y, por lo tanto, no se describe en detalle en el presente documento. En este ejemplo, hay una disposición de transmisor/antena para cada pala y, por lo tanto, la disposición de transmisor/antena correspondiente a una pala dada proporciona las señales de RF a los módulos de sensor inalámbrico en esa pala para cargar la batería dentro del módulo de sensor inalámbrico dentro de esa pala.
Si un transmisor 306 o la antena 311 falla, entonces los módulos de sensor inalámbrico continuarán alimentándose de energía a un determinado período de tiempo limitado debido a la carga restante dentro de la batería.
Alternativa o adicionalmente, los módulos de sensor inalámbrico ubicados en las palas pueden incluir una batería que se carga a través de paneles solares, energía cinética, conexiones eléctricas por cable, y así sucesivamente.
La unidad de procesamiento 304, receptores 305, transmisores 306 y antenas 311 se muestran en la figura 3 como componentes separados. Sin embargo, como se apreciará, estos componentes del sistema de medición de carga torsional 301 pueden ser componentes separados, o combinados con uno o más de los otros componentes, por ejemplo, el transmisor y la antena pueden ser una única unidad o módulo. Por consiguiente, la funcionalidad de los componentes (unidad de procesamiento 304, receptor 305, transmisor 306 y antena 311) pueden estar separados, distribuidos o combinados en cualquier combinación.
Los componentes de lado de la pala 313 comprenden un módulo sensor inalámbrico 307.
El módulo de sensor inalámbrico 307 puede incluir un sensor inalámbrico 308, un módulo de gestión de radiofrecuencia (RF) 309, y un módulo de comunicación inalámbrica 310.
El sensor inalámbrico 308 puede ser una unidad de medición inercial (IMU) que comprende un sensor de giroscopio de sistema microelectromecánico (MEMS) 314 y un acelerómetro MEMS 312.
Un dispositivo MEMS es uno que, en general, es un dispositivo mecánico y electromecánico miniaturizado.
Un giroscopio es un dispositivo adecuado para medir una orientación de la estructura o elemento al que se une el giroscopio. Normalmente, el sensor de giroscopio MEMS 314 mide la tasa de cambio de ángulo con respecto al tiempo. El uso de un giroscopio permite una determinación precisa de la orientación de la estructura a la que está unido en un espacio tridimensional (3d ).
El acelerómetro MEMS 312 mide la tasa de cambio de velocidad con respecto al tiempo.
Por consiguiente, el sensor inalámbrico 308, que puede ser una IMU que comprende una combinación de un giroscopio MEMS y un acelerómetro MEMS, proporciona una medición de un cambio en el ángulo 0 con respecto al tiempo de la superficie de la estructura a la que está unido el sensor inalámbrico 308 desde una posición de origen o referencia calibrada, que puede denominarse alabeo, cabeceo y guiñada en tres ejes del dispositivo y esta medición está disponible en los tres ejes principales del módulo.
Alternativamente, cualquier sensor inalámbrico adecuado 308 para medir la orientación de la pala puede usarse o implementarse en las palas. El sensor inalámbrico 308 se ha descrito como una unidad de medición inercial que incluye tanto un giroscopio MEMS como un acelerómetro MEMS; sin embargo, en otras implementaciones, la IMU puede incluir solo un giroscopio MEMS.
El módulo de gestión de RF 309 del módulo de sensor inalámbrico puede comprender una antena receptora de RF 315, módulo de recolección de energía 316, y un módulo de gestión de energía 317.
El módulo de recolección de energía 316 puede incluir circuitería u otro hardware y/o software que convierte una frecuencia predeterminada de energía de RF en corriente continua (CC) que luego puede almacenarse en una batería 318 para garantizar que el sensor inalámbrico, por ejemplo, el giroscopio MEMS y/o el acelerómetro MEMS, tiene suficiente potencia para funcionar y medir la orientación de la pala.
El módulo de gestión de energía 317 puede incluir circuitería u otro hardware y/o software para seleccionar la frecuencia de muestreo correcta para tomar mediciones (que pueden alterarse dependiendo del nivel actual de carga de la batería, por ejemplo, la carga completa de la batería provoca una mayor tasa de muestreo que una carga baja de la batería), y para conmutar modos de espera basándose en señales recibidas desde la unidad de procesamiento en el buje.
El módulo de comunicación inalámbrica 310 transmite señales medidas desde el módulo de sensor inalámbrico a un receptor de los componentes 302 de lado del buje. La comunicación inalámbrica puede basarse en, por ejemplo, ZigBee © que se basa en el estándar IEEE 802.15.4.
El módulo de sensor inalámbrico 307 también puede incluir una batería 318 que se carga a través de señales de RF recibidas desde un transmisor/antena en la raíz del buje/pala. Alternativa, o adicionalmente, el módulo de sensor inalámbrico 307 también puede incluir una batería cargada por una o más de energía solar, energía cinética, y así sucesivamente.
Cada pala puede incluir cualquier número de módulos de sensor inalámbrico 307 dependiendo de la resolución y precisión requeridas junto con el número predefinido de secciones en las que se divide la pala. Es preferible tener un mínimo de dos módulos de sensor inalámbrico 307 por sección predefinida, sin embargo, como se apreciará, puede haber cualquier número de módulos de sensor inalámbrico 307 por sección predefinida, por ejemplo, 4, 6, 8, y así sucesivamente, dependiendo de la resolución y precisión requeridas de la torsión dinámica medida y la carga torsional en cada sección predefinida de la pala.
En el ejemplo de dos módulos de sensor inalámbrico por sección predefinida, los módulos de sensor inalámbrico pueden posicionarse sobre la superficie interior de la estructura de pala y separarse por una pequeña cantidad predeterminada, por ejemplo, de 100 a 200 mm entre sí a cada lado del punto de sección dado con alineación al borde de ataque de la pala. Como se apreciará, los dos o más sensores inalámbricos pueden posicionarse en cualquier punto de la superficie interna de pala a cada lado del punto de sección predefinido en el eje radial de pala y pueden separarse en una cantidad adecuada.
En este ejemplo, los módulos de sensor inalámbrico 307 se proporcionan en cada una de las tres palas de turbina eólica para medir la torsión dinámica y determinar la carga torsional sobre al menos una sección de cada una de las tres palas.
Para poder determinar o medir la torsión dinámica y la carga torsional sobre una pala de turbina eólica, y en particular, sobre una o más secciones predefinidas de la pala, al menos dos sensores inalámbricos están unidos a la pala en el área o punto de sección transversal en el que la sección está predefinida sobre la pala, por ejemplo, a 30 metros de la raíz, etc. Como la carga torsional varía a lo largo de la longitud de la pala, entonces es ventajoso determinar o medir la carga torsional sobre una sección predefinida dada de la pala que es de interés y útil para determinar la carga torsional y para el control mejorado de la turbina eólica.
Tal como se mencionó anteriormente en el presente documento, es preferible tener un mínimo de dos módulos de sensor inalámbrico para determinar o medir la carga torsional en una sección predefinida de la pala de turbina eólica.
Para poder obtener mediciones precisas de la torsión dinámica, por ejemplo, el cambio de ángulo de la orientación de la sección de la pala a la que están unidos los módulos de sensor inalámbrico, el sistema de medición de torsión dinámica debe calibrarse en primer lugar.
El proceso para calibrar el sistema de medición de torsión dinámica se muestra en la figura 4.
En este ejemplo, un par de módulos de sensor inalámbrico están posicionados o ubicados en una sección predefinida de la pala.
En la etapa 401, una primera pala de turbina eólica, por ejemplo, la pala 1 se hace rotar a una posición inicial predeterminada que en este ejemplo es un ángulo acimutal de cero grados. Normalmente, el ángulo acimutal de cero grados corresponde a una posición de pala en la que la pala se coloca paralela a la torre y apuntando verticalmente hacia abajo. La rotación de la pala a esta posición elimina eficazmente los efectos del viento con el fin de calibrar los sensores. Como se apreciará, las palas pueden hacerse rotar a cualquier posición inicial predeterminada que sea adecuada para el proceso de calibración.
En la etapa 402, la pala 1 de turbina puede entonces regularse el paso a cero grados, por ejemplo, a la posición de torsión cero.
En la etapa 403, la medición de sensor con respecto al eje de paso se toma y se promedia durante un período de tiempo predefinido para medir el desplazamiento del sensor en el ángulo acimutal de pala.
El período de tiempo predefinido puede ser, por ejemplo, 10 segundos, 20 segundos, 30 segundos, y así sucesivamente. En este ejemplo, el período de tiempo predefinido es de 10 segundos, pero como se apreciará, el período de tiempo predefinido puede ser cualquier período de tiempo adecuado para el proceso de calibración.
Las mediciones tomadas por el sensor inalámbrico, por ejemplo, mediciones del giroscopio MEMS y el acelerómetro MEMS, puede ser un nivel de voltaje que puede convertirse en un ángulo o bien en el módulo de sensor inalámbrico, o bien en la unidad de procesamiento de buje, o bien en el controlador de turbina eólica.
El desplazamiento de sensor es el ángulo de paso por encima de cero grados. En otras palabras, a medida que la pala se regula el paso a cero grados, el sensor puede estar registrando un ángulo de paso mayor que cero grados (por ejemplo, el desplazamiento de sensor) y, como tal, el sensor puede calibrarse determinando el desplazamiento de sensor.
En la etapa 404, la pala 1 puede entonces hacerse rotar a un ángulo acimutal de 90 grados y el paso de pala puede establecerse nuevamente en 0 grados. La medición de sensor con respecto al eje de paso se mide y se promedia durante un período de tiempo predefinido para medir el desplazamiento de sensor en el ángulo acimutal de pala.
En la etapa 405, el proceso de la etapa 404 se repite para la pala 1 en ángulos acimutales de 180 y 270 grados de acimut respectivamente, por lo tanto, el ángulo de paso de la pala 1 puede establecerse en un paso de 0 grados en cada ángulo acimutal y puede medirse el desplazamiento de sensor en cada ángulo acimutal.
La pala puede hacerse rotar a cada ángulo acimutal usando el generador en un modo de motor, o mediante el uso de energía eólica. En estos ejemplos, las palas se hacen rotar usando el generador en un modo de motor, que se conoce en la técnica.
En la etapa 406, un desplazamiento total del sensor se calcula determinando la media o el promedio de los desplazamientos medidos en cada ángulo acimutal.
Por consiguiente, desde las etapas 403 a 405 descritas anteriormente en el presente documento, el controlador de turbina recibe y almacena el desplazamiento medido para el primer sensor, por ejemplo, sensor 1, para cada uno de los ángulos acimutales predefinidos y para el ángulo de paso de cero grados. Por lo tanto, el sistema puede almacenar los siguientes desplazamientos:
• Sensor_1_Pala_1_0azi_0paso = Promedio (Sensor_1_Pala_1) durante 10 segundos
• Sensor_1_Pala_1_90azi_0paso = Promedio (Sensor_1_Pala_1) durante 10 segundos
• Sensor_1_Pala_1_180azi_0paso = Promedio (Sensor_1_Pala_1) durante 10 segundos
• Sensor_1_Pala_1_270azi_0paso = Promedio (Sensor_1_Pala_1) durante 10 segundos
En las mediciones de desplazamiento anteriores, la abreviatura azi se refiere al ángulo acimutal.
El desplazamiento total del sensor 1 sobre la pala 1 puede determinarse entonces como el promedio de las mediciones de desplazamiento individuales en cada ángulo acimutal. En otras palabras:
Total_Sensor_1_Pala_1_desplazamiento=Promedio (Sensor_1_Pala_1_0azi_0paso, Sensor_1_Pala_1_90azi_0pas o, Sensor_1_Pala_1_180azi_0paso, Sensor_1_Pala_1_270azi_0paso)
Las etapas 403 a 406 también pueden aplicarse entonces a cada sensor adicional unido a la pala, en este ejemplo, la pala 1, en la etapa 407. Alternativamente, todos los módulos de sensor en una pala podrían calibrarse al mismo tiempo. El mismo proceso que se muestra en el diagrama de flujo de la figura 4 también puede aplicarse a cada una de las palas de turbina eólica en la etapa 408.
Por lo tanto, una vez que el proceso o procedimiento mostrado en la figura 4 se ha realizado para todas las palas relevantes y para todos los módulos de sensor relevantes dentro de cada pala, entonces el sistema de medición de torsión dinámica se calibra para la operación 409.
El proceso o procedimiento de calibración descrito anteriormente puede automatizarse por el sistema de control de turbina como una rutina de calibración automática.
Durante el funcionamiento de la turbina, los módulos sensor inalámbrico en cada sección predefinida miden el ángulo con respecto al tiempo desde su posición original. La medición resultante es, o es indicativo de, una señal de theta (0 ) con respecto al tiempo. El sistema de medición de torsión dinámica es capaz de medir sincrónicamente estas señales de todos los módulos de sensor inalámbrico en una o más palas.
Por lo tanto, la salida de los dos sensores en una sección particular de la pala es una señal indicativa de theta1 (01) con respecto al tiempo t1 y theta2 (02) con respecto al tiempo t1. Estas señales se corrigen para el desplazamiento calibrado para calcular la theta corregida en la unidad de procesamiento de buje o el controlador de turbina eólica. La diferencia en las mediciones de theta 1 (01) y theta2 (02) corregidas se divide por la longitud o distancia entre las dos líneas centrales de sensores que proporciona una determinación continua de la torsión dinámica de una sección particular.
Por consiguiente, la torsión dinámica, donde la torsión dinámica es una medida de la fuerza que está provocando que la pala se tuerza, en una sección particular puede estar dada por:
d0 / dL
donde d0 es la diferencia entre las mediciones de theta mediante los dos (o más) sensores inalámbricos en la sección dada y dL es la distancia entre los dos sensores inalámbricos.
Por ejemplo, si una sección está predefinida a 30 metros desde la raíz de la pala, y un primer módulo sensor inalámbrico que mide theta 1 (o señales indicativas de theta 1) se posiciona a 30 metros y un segundo sensor inalámbrico que mide theta 2 (o señales indicativas de theta 2) se posiciona a 30,1 metros, por ejemplo, separados 10 cm en la sección de interés, entonces la torsión dinámica de esa sección puede determinarse como (theta 2 - theta 1) / (30,1 -30).
La carga torsional puede entonces determinarse en una sección dada como:
Carga torsional en una sección dada = GJsección * (d0 / dL) en Nm.
El valor GJ en la sección particular es una constante derivada del material usado y propiedades geométricas de la sección y puede recuperarse de la memoria por el controlador de turbina eólica.
Una vez que la carga torsional de la pala en secciones predefinidas se determina usando el sistema de sensor descrito anteriormente en el presente documento, el controlador de turbina puede utilizar la carga torsional determinada para mejorar el control y la estabilidad del funcionamiento de turbina eólica.
El controlador de turbina puede usar la carga torsional determinada para mejorar, por ejemplo, el control de cargas sobre las palas de turbina eólica. La medición de carga torsional puede ser continua o durante períodos de tiempo que son de interés, por ejemplo, durante determinadas condiciones del viento u otras condiciones ambientales y de funcionamiento. Mientras está midiéndose la carga torsional, se genera una señal continua indicativa de la carga torsional con respecto al tiempo y/o los valores de la carga torsional pueden monitorizarse con respecto al tiempo.
El controlador de turbina eólica puede almacenar umbrales predefinidos que pueden compararse con las mediciones de carga torsional para identificar cualquier carga torsional potencialmente peligrosa sobre las palas que pueda provocar daños a las palas de turbina eólica. Si las cargas torsionales exceden el umbral predefinido, entonces el controlador de turbina eólica puede tomar acciones correctivas, por ejemplo, regular el paso de las palas para reducir las cargas torsionales.
El controlador de turbina también puede usar la carga torsional determinada para mejorar, por ejemplo, el control de aleteo de inestabilidad aeroelástica.
El aleteo es la inestabilidad dinámica de las palas de turbina eólica en un flujo de viento debido a la retroalimentación positiva entre la desviación de rotor y las fuerzas del viento. El tamaño del rotor de las palas de turbina eólica está aumentando continuamente debido a las turbinas de mayor tamaño y al mayor rendimiento. El aleteo es un problema regular cuando se diseñan rotores de gran tamaño, pero normalmente es extremadamente complicado modelar y predecir el aleteo.
Con el fin de evitar de manera efectiva el aleteo, la turbina eólica puede controlarse activamente midiendo las cargas torsionales. En el caso de un aleteo en una pala de turbina eólica, se produce una frecuencia de acoplamiento entre los momentos en el sentido de la aleta y los momentos torsionales de las palas.
El momento en el sentido de la aleta es el producto de la deformación provocada en la sección de aleta de la pala y la rigidez en el sentido de la aleta (propiedad de material) de la pala y es un parámetro que se mide normalmente sobre una turbina eólica, por ejemplo, mediante sensores de carga en las palas. La medición o monitorización de momentos en el sentido de la aleta con respecto al tiempo sobre una pala se conoce en la técnica y, como tal, no se comentará en detalle.
Si el controlador de turbina eólica identifica picos en las mediciones de carga torsional que están alineados o sustancialmente alineados, con picos en los momentos en el sentido de la aleta medidos, entonces se identifica y puede monitorizarse una frecuencia de acoplamiento.
En el caso de que se identifique una frecuencia de acoplamiento de este tipo en los momentos en el sentido de la aleta medidos y las cargas torsionales en un período de tiempo dado, entonces puede realizarse una acción de control correctiva para evitar el aleteo de manera segura sobre las palas de turbina eólica. Por ejemplo, el controlador de turbina eólica puede tomar acciones correctivas para regular el paso de las palas, para desacelerar la velocidad de la turbina eólica o tomar cualquier otra acción de control para reducir o evitar el aleteo sobre las palas de turbina eólica.
Por consiguiente, midiendo los momentos en el sentido de la aleta y las cargas torsionales que afectan a una pala de turbina eólica, la turbina eólica puede controlarse para reducir o eliminar sustancialmente el aleteo.
El controlador de turbina también puede usar la torsión dinámica determinada para mejorar el rendimiento de la turbina eólica con respecto al ángulo de ataque/control de torsión de las palas. El controlador de turbina normalmente controla las palas durante el funcionamiento de la turbina eólica optimiza el ángulo de paso de pala para la producción de energía.
Sin embargo, el efecto de la torsión dinámica o la carga torsional sobre la pala puede causar provocar una variación en el ángulo de ataque entre el ángulo de ataque real de la pala y el ángulo de ataque solicitado por el controlador de turbina. Por lo tanto, esto puede dar como resultado una producción de energía reducida de la esperada.
Por consiguiente, determinando la torsión dinámica de al menos una sección de cada pala, entonces el controlador de turbina puede monitorizar de manera continua el ángulo de ataque de cada pala, por ejemplo, si el ángulo de paso solicitado por el controlador de turbina eólica es 30 grados y la torsión dinámica medida es 5 grados, entonces el ángulo de ataque efectivo de la pala sería 35 grados y no el ángulo solicitado de 30 grados. Al medir y determinar la torsión dinámica, el controlador de turbina puede, por lo tanto, compensar la torsión dinámica en la señal de solicitud de ángulo de paso para obtener el ángulo de ataque requerido. Por ejemplo, la torsión dinámica medida podría usarse en el control de retroalimentación como una señal de error con respecto al ángulo de paso solicitado compensando de ese modo los efectos de la torsión dinámica de la pala en la señal de ángulo de paso solicitado.
Como tal, por lo tanto, el control mejorado de la turbina eólica durante el funcionamiento puede aumentar el rendimiento aerodinámico de la turbina y aumentar la producción anual de energía.
El ángulo real de la pala también puede determinarse en cualquier momento añadiendo la torsión dinámica medida al ángulo de paso, lo que significa que puede determinarse el ángulo de ataque real de la pala.
Aunque se han mostrado y descrito realizaciones de la invención, se entenderá que tales realizaciones se describen solo a modo de ejemplo. Los expertos en la técnica producirán numerosas variaciones, cambios y sustituciones sin apartarse del alcance de la presente invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un método que comprende:
dividir una pala (102, 201) de una turbina eólica (101, 201) mediante secciones (R2, R3, R4, R5), en el que cada sección (R2, R3, R4, R5) es un área de sección transversal de la pala (102, 201),
en el que una primera sección (R2) está en un punto sobre la pala a una distancia predeterminada desde la raíz (R1) de la pala (102, 201) con secciones posteriores (R3, R4, R5) a una distancia predeterminada desde una sección anterior (R2, R3, R4);
posicionar al menos dos sensores inalámbricos (202) alrededor de cada sección (R2, R3, R4, R5) y separados por una pequeña cantidad predeterminada;
recibir una o más primeras señales desde uno primero de dichos al menos dos sensores inalámbricos (202) unidos a dicha pala (102, 201);
determinar un primer ángulo basándose en dichas primeras señales recibidas;
recibir una o más segundas señales desde uno segundo de dichos al menos dos sensores inalámbricos (202) unidos a dicha pala (102, 201);
determinar un segundo ángulo basándose en dichas segundas señales recibidas; y
determinar una torsión dinámica de dicha pala (102, 201) basándose en dicho primer ángulo, dicho segundo ángulo y dicha cantidad predeterminada.
2. El método según la reivindicación 1, en el que dicho primer ángulo es una medición de un cambio de ángulo con respecto al tiempo de la superficie de dicha pala (102, 201) medido por dicho primer sensor inalámbrico (202); y
dicho segundo ángulo es una medición de un cambio de ángulo con respecto al tiempo de la superficie de dicha pala (102, 201) medido por dicho segundo sensor inalámbrico (202).
3. El método según la reivindicación 1 o 2, en el que dicha torsión dinámica se determina mediante la siguiente ecuación:
d0 / dL
en donde d0 es la diferencia entre dicho primer y segundo ángulo y dL es dicha cantidad predeterminada.
4. El método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la pala (102, 201) de la turbina eólica (101) se divide en más secciones (R2, R3, R4, R5).
5. El método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
compensar dicha torsión dinámica determinada en una señal de solicitud de ángulo de paso.
6. El método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
determinar una carga torsional basándose en dicha torsión dinámica determinada.
7. El método según la reivindicación 6, en el que dicha carga torsional se determina mediante la siguiente ecuación:
T = GJ0 / L
donde:
T es dicha carga torsional;
G es el módulo de cizalladura o módulo de rigidez del material de dicha pala,
J es un segundo momento de área en sección,
GJ es una rigidez torsional,
0 es un ángulo de torsión dinámica, y
L es una longitud de dicha pala (102, 201) sobre la que se aplica dicha carga torsional.
8. El método según la reivindicación 7, que comprende además:
recuperar de una memoria un valor de G, J y L.
9. El método según la reivindicación 6 a 8, que comprende además:
medir un momento en el sentido de la aleta de dicha pala (102, 201); y
monitorizar una frecuencia de acoplamiento entre momentos en el sentido de la aleta de dicha pala (102, 201) y dicha carga torsional basándose en dicha carga torsional determinada y dicho momento en el sentido de la aleta.
10. El método según la reivindicación 9, en el que monitorizar dicha frecuencia de acoplamiento comprende: identificar un pico en dichos momentos en el sentido de la aleta medidos;
identificar un pico en dicha carga torsional medida;
determinar dicha frecuencia de acoplamiento si dicho pico identificado en dichos momentos en el sentido de la aleta medidos está al menos sustancialmente alineado con dicho pico identificado en dicha carga torsional medida.
11. El método según la reivindicación 9 o 10, que comprende además:
realizar una acción correctiva para evitar al menos sustancialmente dicha frecuencia de acoplamiento.
12. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 6 a 11, que comprende además:
identificar un pico en dicha carga torsional medida; y
realizar una acción correctiva si dicho pico identificado en dicha carga torsional medida excede un umbral predeterminado.
13. El método según la reivindicación 11 o 12, en el que dicha acción correctiva es regular el paso de una o más palas (102, 201) de turbina eólica.
14. El método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
calibrar dichos sensores inalámbricos (202); en el que dicha calibración comprende:
(a) posicionar dicha pala (102, 201) en un ángulo acimutal inicial predeterminado;
(b) regular el paso de dicha pala a cero grados;
(c) recibir mediciones desde un sensor inalámbrico (202) durante un período de tiempo predeterminado; (d) determinar un promedio de dichas mediciones recibidas para dicho ángulo acimutal;
(e) posicionar dicha pala en al menos un ángulo acimutal predeterminado adicional;
(f) repetir las etapas (b) a (d) para cada uno de dichos ángulos acimutales predeterminados adicionales; (g) determinar un desplazamiento de sensor inalámbrico como un promedio de todos los promedios determinados de dichas mediciones recibidas para cada ángulo acimutal para dicho sensor inalámbrico (202); (h) repetir las etapas (a) a (g) para cada sensor inalámbrico (202) unido a dicha pala (102, 201); y
(i) repetir las etapas (a) a (h) para cada pala (102, 201).
15. El método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicho sensor inalámbrico (202) comprende al menos uno de un giroscopio de sistema microelectromecánico (MEMS) y un acelerómetro MEMS.
Una turbina eólica (101) que comprende:
un buje (104) y una o más palas (102, 201) de turbina eólica unidas a dicho buje (104);
al menos dos sensores inalámbricos (202) unidos a una pala (102, 201) de turbina eólica; y
un controlador de turbina eólica (303) configurado para implementar una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 15.
La turbina eólica (101) según la reivindicación 16, en la que dicho sensor inalámbrico (202) comprende al menos uno de un giroscopio MEMS y un acelerómetro MEMS.
La turbina eólica (101) según la reivindicación 16 o 17, que comprende además:
uno o más transmisores de radiofrecuencia en dicho buje para cargar una batería en dicho sensor inalámbrico (202).
La turbina eólica (101) según una cualquiera de las reivindicaciones 16 a 18, que comprende además: un receptor en dicho buje (104) para recibir una o más señales desde dichos sensores inalámbricos (202).
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