ES2865100T3 - Sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas - Google Patents
Sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas Download PDFInfo
- Publication number
- ES2865100T3 ES2865100T3 ES12197385T ES12197385T ES2865100T3 ES 2865100 T3 ES2865100 T3 ES 2865100T3 ES 12197385 T ES12197385 T ES 12197385T ES 12197385 T ES12197385 T ES 12197385T ES 2865100 T3 ES2865100 T3 ES 2865100T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- wind turbine
- turbine generator
- fatigue
- level
- observed
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000011017 operating method Methods 0.000 title description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 53
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims description 12
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 5
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 21
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 14
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 7
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000454 anti-cipatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/028—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
- F03D7/0292—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power to reduce fatigue
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/04—Automatic control; Regulation
- F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
- F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2260/00—Function
- F05B2260/80—Diagnostics
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/10—Purpose of the control system
- F05B2270/109—Purpose of the control system to prolong engine life
- F05B2270/1095—Purpose of the control system to prolong engine life by limiting mechanical stresses
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/331—Mechanical loads
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/332—Maximum loads or fatigue criteria
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
Un sistema para gestionar una distribución de la fatiga de una pluralidad de generadores de turbina eólica (4), comprendiendo el sistema: una pluralidad de generadores de turbina eólica (4), teniendo cada uno de los generadores de turbina eólica (4) una estructura del generador de turbina eólica (6), una pluralidad de dispositivos para la monitorización de la fatiga de una estructura (6) del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (4), en el que una estructura (6) del generador de turbina eólica de cada generador de turbina eólica (4) está provista de un dispositivo para la monitorización de la fatiga de una estructura (6) del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (4), en el que cada uno de los dispositivos comprende: al menos un sensor (14) para determinar al menos un valor dependiente del tiempo de un desplazamiento de un punto de medición, que está dispuesto en la estructura (6) del generador de turbina eólica, en el que el dispositivo comprende, además, una unidad de control (16), que está configurada para determinar un movimiento dinámico de la estructura (6) del generador de turbina eólica, en el que el al menos un valor dependiente del tiempo para el desplazamiento del al menos un sensor (14) son datos de entrada para la determinación del movimiento dinámico particular, en el que la unidad de control (16) está configurada, además, para: (a) determinar una carga en una sección transversal de un componente observado de la estructura (6) del generador de turbina eólica, basándose en datos para el movimiento dinámico de la estructura (6) del generador de turbina eólica, en el que el componente observado está ubicado en una posición arbitraria en la estructura (6) del generador de turbina eólica, que es independiente del al menos un punto de medición, (b) determinar una serie temporal para la carga en la sección transversal del componente observado, (c) analizar una serie temporal de tensión, que se basa en la serie temporal de la carga para evaluar el nivel de fatiga del componente observado independientemente de cualquier cambio en las propiedades mecánicas o dinámicas particulares del componente observado, el sistema comprende, además, una unidad de gestión de la fatiga que está configurada para: (a) determinar un primer nivel de fatiga de un primer generador de turbina eólica (4) y un segundo nivel de fatiga de un segundo generador de turbina eólica (4), basándose el primer y el segundo niveles de fatiga en el nivel de fatiga evaluado de un componente observado del respectivo generador de turbina eólica (4) determinado como se define anteriormente por la unidad de control (16) del respectivo generador de turbina eólica (4), (b) comparar el primer nivel de fatiga y el segundo nivel de fatiga, (c) configurar el generador de turbina eólica (4) que tiene un mayor nivel de fatiga en un modo de funcionamiento que expone su estructura (6) de generador de turbina eólica a un nivel de tensión más bajo que la estructura (6) del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica (4) que tiene el nivel de fatiga más bajo y viceversa, en el que el nivel de fatiga del componente observado o del generador de turbina eólica (4) es un factor de uso de fatiga total de dicho componente observado o de dicho generador de turbina eólica (4), dependiendo dicho factor de uso de fatiga total de las cargas variables a lo largo del tiempo en dicho componente observado o dicho generador de turbina eólica (4) y una respuesta estructural sobre sí mismos, donde cualquier factor de uso de fatiga total de un componente observado o generador de turbina eólica (4) es una acumulación de todos los factores de uso de fatiga parciales de dicho componente observado o dicho generador de turbina eólica (4), en el que los factores de uso de fatiga parciales se calculan mediante la relación entre el número real de ocurrencias durante una fracción de tiempo dividido por el número permitido de ocurrencias definido en una curva de Wöhler.
Description
DESCRIPCIÓN
Sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La invención se refiere a un sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga como se define en la reivindicación 1 y a un procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de generadores de turbina eólica como se define en la reivindicación 2.
ANTECEDENTES
Como se conoce, en general, en la técnica, las turbinas eólicas, también denominadas centrales eléctricas accionadas por el viento o plantas de energía eólica, tienen una estructura de soporte que lleva una góndola, el revestimiento de la góndola, una caja de engranajes, un generador y un rotor junto con palas de rotor. La estructura del generador de turbina eólica, por ejemplo, la estructura de soporte o torre, las palas, la base o un componente del tren de transmisión, está expuesta a cargas cíclicas estocásticas. Esto se debe al carácter estocástico del viento. Si el generador de turbina eólica es una planta marina, hay cargas adicionales, que se deben al movimiento del mar.
Las cargas cíclicas provocan la fatiga de la estructura del generador de turbina eólica. Para determinar la vida útil o los intervalos de mantenimiento de esta estructura, es necesario analizar las cargas impactantes.
De acuerdo con la técnica anterior, la fatiga de la estructura de un generador de turbina eólica se evalúa basándose en perfiles de carga predeterminados. Estos perfiles se comparan con las condiciones efectivas, por ejemplo, con las condiciones meteorológicas efectivas. Se predice un perfil de carga para un generador de turbina eólica comparando las condiciones efectivas con los supuestos teóricos en el perfil de carga. Sin embargo, de acuerdo con este enfoque, no se determina la situación particular de un generador de turbina eólica individual.
Para un análisis más detallado, se pueden monitorizar algunas partes de interés de la estructura de un generador de turbina eólica. Las partes monitorizadas están provistas de galgas extensiométricas para determinar un nivel de deformación o tensión del componente particular. Sin embargo, las galgas extensiométricas tienden a desviar los valores de medición. Además, la monitorización de la fatiga se limita al componente particular, que está provisto de las galgas extensiométricas.
El documento DE 10 2005 031 436 A1 divulga un sistema de vigilancia para la estructura de soporte de un generador de turbina eólica. El sistema comprende una pluralidad de sensores de vibración para la determinación de una oscilación de la estructura del generador de turbina eólica. Se determina la frecuencia propia y se calcula una matriz de rigidez efectiva a partir del análisis de la oscilación de la estructura del generador de turbina eólica. Los parámetros efectivos de la matriz de rigidez se comparan con los parámetros iniciales de la matriz de rigidez. En caso de fatiga incipiente, los parámetros efectivos de la matriz de rigidez se desviarán de sus valores iniciales. Esta desviación indica un nivel de fatiga de la estructura de soporte. Sin embargo, la fatiga se detecta después del daño inicial. Antes de que ocurran los primeros daños, no hay posibilidad de detección de fatiga.
El documento WO 2009/133161 A2 divulga un sistema de diagnóstico que tiene un modelo de elementos finitos de una caja de engranajes de generador eólico que también es aplicable a varias otras partes del generador eólico. Los datos de medición de los sensores sirven como entrada para el modelo de elementos finitos. Se pueden calcular las fuerzas y momentos que actúan sobre partes arbitrarias de la caja de engranajes en cualquier ubicación de la misma. Basándose en los resultados calculados, se puede calcular un daño previsto que sufrirá cada componente de la caja de engranajes durante el funcionamiento.
El documento EP 1790 851 A2 divulga un sistema de control de parque eólico para distribuir la carga de fatiga entre una pluralidad de turbinas eólicas. El objetivo del sistema es controlar dinámicamente los generadores eólicos en respuesta al campo de viento que se aproxima. Se realiza un control anticipatorio de los generadores eólicos aguas abajo en respuesta a las condiciones que actualmente impactan en un generador eólico aguas arriba. Cuando, por ejemplo, una ráfaga de viento impacta en el parque eólico, el ángulo de inclinación de los generadores eólicos aguas abajo se puede cambiar hacia la posición de bandera para reducir la carga. Sin embargo, la gestión de la carga de fatiga solo se realiza durante un período de tiempo de generación de energía restringida del parque eólico. La potencia de salida de los generadores eólicos se controla porque las turbinas que tienen una carga de fatiga menor generan más energía. La distribución de la carga de fatiga solo se realiza durante un período de tiempo limitado, es decir, cuando la generación de energía del parque eólico está restringida. Por lo tanto, la carga de fatiga es solo una carga de fatiga real. En la técnica anterior mencionada previamente, la distribución de la carga de fatiga solo se realiza con respecto a una situación presente y real.
De acuerdo con los documentos WO 2009/053365 A1 y WO 2008/043762 A1, los valores calculados de un modelo se comparan con los datos de medición. Una desviación entre los valores teóricos y los datos de medición indica el nivel de fatiga del componente observado. Este enfoque requiere inevitablemente cierto daño inicial por fatiga. Se conoce la técnica anterior adicional por el documento US 2011/175353 A1.
SUMARIO
Es un objetivo de la invención proporcionar un sistema para gestionar una distribución de fatiga de una pluralidad de generadores de turbina eólica. Otro objetivo de la invención es proporcionar un procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de generadores de turbina eólica.
Este objetivo se consigue mediante la materia objeto de las reivindicaciones independientes.
En un aspecto de la descripción, se proporciona un dispositivo para la monitorización de la fatiga de una estructura del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica. El dispositivo comprende al menos un sensor para determinar al menos un valor dependiente del tiempo de un desplazamiento de un punto de medición, que está dispuesto en la estructura del generador de turbina eólica. En particular, el dispositivo puede comprender una pluralidad de sensores para determinar una pluralidad de valores dependientes del tiempo de un desplazamiento de una variedad de puntos de medición. Además, el dispositivo comprende una unidad de control para determinar un movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica. En particular, la unidad de control, que puede ser una estación de trabajo, un ordenador, un microcontrolador o cualquier otro dispositivo adecuado, comprende un medio de almacenamiento que tiene almacenado un modelo de cálculo de la estructura del generador de turbina eólica. El movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica se puede simular en base a dicho modelo de cálculo, que puede ser un modelo numérico, por ejemplo, un modelo de elementos finitos.
Al menos un valor dependiente del tiempo para el desplazamiento del al menos un punto de medición se aplica como datos de entrada para la determinación del movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica. La unidad de control puede configurarse para determinar una carga en una sección transversal de un componente observado de la estructura del generador de turbina eólica, en base a los datos del movimiento dinámico. La carga en la sección transversal del componente observado puede ser una carga interna. El componente observado, que puede ser un componente o una parte estructural arbitrarios de la estructura del generador de turbina eólica, puede estar ubicado, además, en una posición arbitraria en la estructura del generador de turbina eólica.
En el contexto de esta especificación, la estructura del generador de turbina eólica es, por ejemplo, la estructura de soporte o la torre de un generador eólico. Además, la estructura del generador de turbina eólica puede ser una o una pluralidad de palas de rotor, la base o uno o más componentes del tren de transmisión del generador eólico. La estructura del generador de turbina eólica está expuesta a cargas cíclicas estocásticas y es una estructura cargada por fatiga.
No existe una correlación geométricamente fija entre la posición del componente observado y el punto de medición. Por ejemplo, el punto de medición puede estar dispuesto en o cerca del componente observado. Sin embargo, el punto de medición puede disponerse en la estructura del generador de turbina para tener una distancia al componente observado.
Además, la unidad de control puede configurarse para determinar una serie temporal de tensión, que se basa en la serie temporal para la carga en una sección transversal del componente observado. Una serie temporal de carga de la sección se puede multiplicar con casos de carga unitaria especiales, que se analizaron en modelos de cálculo para obtener una serie temporal de tensión (por ejemplo, un tensor de tensiones completo) de los componentes observados. La serie temporal de tensiones se analiza para evaluar un grado de daño por fatiga, en particular un nivel de fatiga, del componente observado. Naturalmente, se puede determinar un valor individual o una pluralidad de valores para la fatiga o un nivel individual o una pluralidad de niveles de fatiga para un componente individual 0 una pluralidad de componentes observados de la estructura del generador de turbina eólica.
La monitorización del mecanismo de daño por fatiga asegura información muy temprana sobre la probabilidad de grietas por fatiga. Por lo tanto, el factor de uso de fatiga total es una medida de ese efecto y este factor puede calcularse como un nivel de fatiga. El factor de uso de fatiga total depende de las cargas variables a lo largo del tiempo en el generador de turbina eólica y de la respuesta estructural (tensiones internas) sobre sí mismos. Además, el factor de uso de fatiga total es la acumulación de todos los factores de uso de fatiga parciales. El factor de uso de fatiga parcial se calcula mediante la relación entre el número real de ocurrencias dividido por el número permitido de ocurrencias. El número permitido de ocurrencias depende del rango de tensión dentro de un ciclo de carga y se define en la curva de fatiga (curva de Wohler). El límite del factor de uso total típicamente se define en 1 o 100 %. A continuación, el término "fatiga" puede entenderse en el sentido de un factor de uso de fatiga total.
El dispositivo para la monitorización de la fatiga es adecuado para la determinación temprana de la fatiga y la predicción de daños o riesgo de fallo de ciertos componentes de la estructura del generador de turbina eólica.
De manera ventajosa, el dispositivo para la monitorización de la fatiga de acuerdo con los aspectos de la descripción permite capturar y analizar las cargas y tensiones reales internas y las demandas de funcionamiento de un generador de turbina eólica particular. Se puede determinar un nivel preciso detallado de fatiga o deterioro estructural. Además, el análisis de la fatiga no se limita a ciertos componentes observados predeterminados de la estructura del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica. Existe un conjunto de datos de entrada, a partir de los cuales se determina una simulación del movimiento real de una estructura del generador de turbina eólica en particular. Un componente observado o una pluralidad de componentes observados forma parte de esta simulación del movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica. Se puede determinar un nivel individual de tensión y fatiga para cada componente, que forma parte del modelo. Por ejemplo, el usuario puede seleccionar un componente observado en particular. Ventajosamente, el componente observado puede seleccionarse independientemente y después de la captura de los datos de medición. Como resultado, al operador del generador de turbina eólica se le proporciona una imagen detallada, que indica los niveles de fatiga de cada componente que puede ser de interés. De manera ventajosa, se puede determinar un programa de mantenimiento, una esperanza de vida o una esperanza de vida restante para dicho componente.
El dispositivo para la monitorización de la fatiga, de acuerdo con los aspectos de la descripción, es adecuado para la determinación de un nivel de fatiga antes de que se produzcan los daños iniciales. El nivel de fatiga de un determinado componente observado puede evaluarse sin que se detecten cambios en las propiedades mecánicas o dinámicas particulares del componente. Puede proporcionarse una correlación directa entre la exposición a cargas y la fatiga del componente observado.
La unidad de control puede configurarse para determinar al menos un modo de vibración de la estructura del generador de turbina eólica. Además, la unidad de control puede configurarse para determinar un modo natural y una frecuencia propia de la estructura del generador de turbina eólica. De acuerdo con un modo de realización ventajoso, el movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica está determinado por la unidad de control en base a un modelo de elementos finitos de la estructura del generador de turbina eólica. Se puede determinar un conjunto de grados de libertad maestros para simplificar el modelo y los cálculos necesarios para la simulación del movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica. Esto reduce la demanda computacional para realizar las simulaciones.
De acuerdo con otro modo de realización ventajoso, la unidad de control está configurada, además, para determinar la carga en la sección transversal del componente observado multiplicando el valor del desplazamiento con una matriz de rigidez o resolviendo la ecuación de movimiento de la estructura del generador de turbina eólica.
La matriz de rigidez y, en caso de resolver la ecuación de movimiento, la masa necesaria y la matriz de amortiguación pueden calcularse o determinarse para una estructura particular de generador de turbina eólica, directamente después del montaje. Típicamente, esta estructura del generador de turbina eólica mostrará una fatiga nula o insignificante, normalmente el valor de la fatiga se definirá en cero en la primera puesta en marcha de la estructura observada a la fatiga. Además, el dispositivo para la monitorización de la fatiga puede comprender un sensor de vibraciones, en particular un sensor de aceleración, como sensor para determinar el valor dependiente del tiempo del desplazamiento del punto de medición. La unidad de control puede configurarse para determinar el valor dependiente del tiempo del desplazamiento detectando o capturando un valor dependiente del tiempo para la aceleración del punto de medición y la integración posterior a lo largo del tiempo.
Ventajosamente, la unidad de control comprende un modelo de fatiga de la estructura del generador de turbina eólica. Por ejemplo, se puede aplicar el algoritmo de recuento de flujo de lluvia y/o el algoritmo de Palmgreen y Miner. El nivel de fatiga de la estructura del generador de turbina eólica puede determinarse mediante el análisis de un conjunto de cargas, que a su vez se determinan a partir de la serie temporal de la carga. De manera ventajosa, se puede determinar una fatiga parcial o una fatiga total de la estructura del generador de turbina eólica.
El dispositivo para la monitorización de la fatiga es adecuado para la determinación temprana de la fatiga y la predicción de daños o riesgo de fallo de ciertos componentes de la estructura del generador de turbina eólica. Un operador del generador de turbina eólica está habilitado para tomar medidas contra fallos o deterioro de la estructura del generador de turbina eólica para evitar que la estructura del generador de turbina eólica sufra daños graves. Puede evitarse el tiempo de inactividad del generador de turbina eólica o el fallo completo del mismo.
De acuerdo con otro aspecto más de la descripción, se proporciona un procedimiento para la monitorización de la fatiga de una estructura de generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica. Se determina al menos un valor dependiente del tiempo de un desplazamiento de al menos un punto de medición. En particular, se puede determinar una pluralidad de valores dependientes del tiempo para un desplazamiento de una variedad de puntos de medición. El al menos un punto de medición está dispuesto en la estructura del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica. Ventajosamente, el punto de medición puede disponerse en un determinado punto de la estructura del generador de turbina eólica, que se determina en base a un análisis de los modos de vibración de
la estructura del generador de turbina eólica. En particular, el punto de medición está dispuesto para tener una distancia a los nodos de la oscilación. El punto de medición puede estar ubicado en algún lugar en las proximidades de un punto que muestra la amplitud máxima en uno de los modos de oscilación. Además, se puede determinar un movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica basándose en el desplazamiento del punto de medición. Se puede determinar una carga en una sección transversal de un componente observado de la estructura del generador de turbina eólica basándose en los datos del movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica. El componente observado puede estar ubicado en una posición arbitraria de la estructura del generador de turbina eólica. En particular, no existe una correlación geométricamente fija entre la posición del componente observado y el punto de medición. Se puede determinar una serie temporal para la carga en la sección transversal del componente observado. La serie temporal de la carga puede analizarse para evaluar la fatiga o el nivel de fatiga del componente observado.
De acuerdo con un modo de realización ventajoso, se determina al menos un modo de vibración, en particular un modo natural y una frecuencia propia de la estructura del generador de turbina eólica. El movimiento dinámico de la estructura del generador de turbina eólica se puede determinar basándose en un modelo de elementos finitos de la estructura del generador de turbina eólica. De manera ventajosa, el modelo de elementos finitos puede reducirse y simplificarse mediante la determinación de un conjunto de grados de libertad maestros. Además, la carga en la sección transversal del componente observado puede determinarse multiplicando el valor del desplazamiento con una matriz de rigidez o resolviendo la ecuación de movimiento de la estructura del generador de turbina eólica. Se puede suponer una rigidez inicial de la estructura del generador de turbina eólica, lo que significa que la matriz de rigidez se determina o calcula para una estructura del generador de turbina eólica que tiene muy poca o ninguna fatiga.
De acuerdo con otro modo de realización, se determina una aceleración dependiente del tiempo del punto de medición y el valor dependiente del tiempo para el desplazamiento del punto de medición se determina mediante la integración del valor de la aceleración en el tiempo. Se puede determinar una fatiga o un nivel de fatiga del componente observado determinando un conjunto de cargas internas a partir de la serie temporal de la carga e introduciendo este historial de carga interna en un modelo de fatiga de la estructura del generador de turbina eólica. Por ejemplo, se pueden aplicar algoritmos como el algoritmo de recuento de flujo de lluvia y/o el algoritmo de Palmgreen y Miner como modelos para la determinación de la fatiga. De manera ventajosa, se puede determinar una fatiga parcial o una fatiga total de la estructura del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica.
Las ventajas iguales o similares que ya se han mencionado con respecto al dispositivo para la monitorización de la fatiga se aplican al procedimiento para la monitorización de la fatiga de una manera igual o similar y por lo tanto no se repiten.
De acuerdo con otro aspecto ventajoso de la descripción, se proporciona un sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga de un generador de turbina eólica individual o una pluralidad de los mismos. Una estructura del generador de turbina eólica de cada generador de turbina eólica de la pluralidad de generadores de turbina eólica está provista de un dispositivo para la monitorización de la fatiga. Los dispositivos para la monitorización de la fatiga se pueden configurar de acuerdo con los aspectos de la descripción. El sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga comprende, además, una unidad de gestión de la vida a la fatiga, que está configurada para capturar datos de fatiga para cada generador de turbina eólica. Además, la unidad de gestión de la vida a la fatiga puede configurarse para mostrar los diferentes niveles de fatiga de la pluralidad de generadores de turbina eólica. De manera ventajosa, cada generador de turbina eólica de un parque eólico puede estar provisto de un dispositivo para la monitorización de la fatiga. El sistema para gestionar la distribución de la vida a la fatiga puede mostrar ciertos parámetros operativos de los generadores de turbina eólica junto con un nivel individual de fatiga. El operador del parque eólico puede promediar los niveles de fatiga de los generadores de turbina eólica individuales del parque eólico, por ejemplo, apagando los generadores de turbina eólica que tienen un alto nivel de fatiga en determinadas condiciones meteorológicas. Al promediar el nivel de fatiga de los generadores de turbina eólica, se puede optimizar la esperanza de vida general del parque eólico. Además, se puede optimizar la planificación del mantenimiento y servicio del parque eólico.
De acuerdo con un modo de realización ventajoso de la descripción, la unidad de gestión de la vida a la fatiga está configurada para determinar un primer nivel de fatiga de un primer generador de turbina eólica y un segundo nivel de fatiga de un segundo generador de turbina eólica. Se comparan el primer nivel de fatiga y el segundo nivel de fatiga y en base a dicha información se optimiza el funcionamiento del primer y el segundo generadores de turbina eólica. Ventajosamente, la unidad de gestión de la vida a la fatiga está configurada para ajustar el generador de turbina eólica que tiene un mayor nivel de fatiga a un modo de funcionamiento que expone su estructura de generador de turbina eólica a un nivel de tensión más bajo que la estructura del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica que tiene el nivel más bajo de fatiga y viceversa. Por ejemplo, se puede aumentar el ángulo de inclinación de las palas del rotor para reducir las fuerzas de empuje sobre el rotor.
Hoy en día, los parques de energía eólica están diseñados para un tiempo de funcionamiento de aproximadamente 20 a 25 años. De manera ventajosa, se espera que el sistema para gestionar la distribución de la vida a la fatiga
alargue el tiempo de funcionamiento de un parque eólico en aproximadamente 10 años más. Se pueden esperar ahorros de costes significativos.
De acuerdo con otro aspecto ventajoso de la descripción, se proporciona un procedimiento para hacer funcionar un generador de turbina eólica individual o una pluralidad de los mismos. Una estructura del generador de turbina eólica de cada generador de turbina eólica de la pluralidad de generadores de turbina eólica está provista de un dispositivo para la monitorización de la fatiga. El dispositivo para la monitorización de la fatiga se puede configurar de acuerdo con los aspectos de la descripción. Los datos de fatiga son capturados para cada generador de turbina eólica y, opcionalmente, se muestran los diferentes niveles de fatiga de la pluralidad de generadores de turbina eólica. Se determina un primer nivel de fatiga de un primer generador de turbina eólica y se determina un segundo nivel de fatiga de un segundo generador de turbina eólica. El primer nivel de fatiga se compara con el segundo nivel de fatiga. El generador de turbina eólica que tiene un mayor nivel de fatiga se ajusta a un modo de funcionamiento que expone su estructura de generador de turbina eólica a un menor nivel de tensión que la estructura del generador de turbina eólica del generador eólico que tiene el menor nivel de fatiga. Se puede aplicar un mismo ajuste a la inversa, lo que significa que el generador de turbina eólica que tiene el nivel más bajo de fatiga se establece en un modo de funcionamiento que expone su estructura de generador de turbina eólica a un nivel de tensión más alto que la estructura del generador de turbina eólica del generador eólico que tiene el mayor nivel de fatiga.
Las ventajas iguales o similares que ya se han mencionado con respecto al sistema de gestión de la distribución de la vida a la fatiga se aplican al procedimiento de funcionamiento de un generador de turbina eólica individual o a una pluralidad de los mismos de una manera igual o similar y, por lo tanto, no se repiten.
En otro aspecto de la descripción, se proporciona un generador de turbina eólica. Posee una estructura de generador de turbina eólica, la cual está provista de un dispositivo de monitorización de la fatiga de acuerdo con aspectos de la descripción.
De acuerdo con otro aspecto de la descripción, se proporciona un programa de mantenimiento o un sistema de gestión de la esperanza de vida para un generador eólico que tiene una estructura de generador de turbina eólica. El sistema comprende un dispositivo para la monitorización de la fatiga de acuerdo con aspectos de la descripción. Dicho dispositivo está dispuesto en la estructura del generador de turbina eólica. El sistema está configurado para programar un servicio de mantenimiento o para determinar una esperanza de vida de al menos el componente observado, en función de la fatiga evaluada del componente observado.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Otros aspectos y características de la invención resultan de la siguiente descripción de modos de realización preferentes de la invención con referencia a los dibujos adjuntos, en los que
la FIG. 1 es un diagrama esquemático simplificado que muestra un parque eólico, que se suministra con un sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, de acuerdo con un modo de realización de la invención, los generadores de turbina eólica se suministran con un dispositivo para la monitorización de la fatiga de una estructura de generador de turbina eólica del generador de turbina eólica,
las FIGS. 2A a 2C ilustran los modos de vibración de una estructura de generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica,
la FIG. 3 ilustra un modo de vibración de una estructura del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (FIG. 3A) y muestra las correspondientes aceleraciones en diferentes puntos de medición (FIG.
3B a 3D),
la FIG. 4 ilustra un modo de vibración de una estructura del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (FIG. 4A) y muestra una aceleración (FIG. 4B) y un desplazamiento (FIG. 4C) correspondientes de un punto de medición,
la FIG. 5 ilustra un modo de vibración de una estructura del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (FIG. 5A) y muestra un momento de flexión (FIG. 5B) y una deformación correspondientes en una sección transversal de un componente observado (FIG. 5C) y
la FIG. 6 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento para monitorizar la fatiga de una estructura del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE MODOS DE REALIZACIÓN DE EJEMPLO
La FIG. 1 muestra un parque eólico 2 simplificado que comprende una pluralidad de generadores de turbina eólica 4. Cada generador de turbina eólica 4 tiene una estructura 6 del generador de turbina eólica. A modo de ejemplo,
la estructura 6 del generador de turbina eólica es la torre, por ejemplo, una torre de acero fabricada a partir de elementos presoldados, del generador de turbina eólica 4. Además, el generador de turbina eólica 4 comprende una góndola 8, que está montada en la parte superior de la estructura 6 del generador de turbina eólica. En la góndola 8, hay un generador y otros componentes comúnmente conocidos de un generador de turbina eólica 4. Un eje impulsor del generador está acoplado a un buje de rotor que lleva las palas del rotor 10.
Solo a modo de ejemplo, el parque eólico 2 es un parque eólico marino 2. La estructura 6 del generador de turbina eólica está cimentada o conectada al lecho marino y enterrada en el mar 12. Además, los generadores de turbina eólica 4 están provistos de un dispositivo de monitorización de la fatiga. El dispositivo comprende uno o varios sensores 14, que sirven para medir un desplazamiento de la estructura 6 del generador de turbina eólica y que están montados en la estructura 6 del generador de turbina eólica. Por ejemplo, los sensores 14 son sensores de aceleración. Ventajosamente, los sensores de aceleración son comparativamente económicos, sencillos y robustos. Los sensores de aceleración pueden configurarse para medir aceleraciones en tres dimensiones, en particular en tres dimensiones, que son ortogonales entre sí. Los sensores 14 están configurados para adquirir un valor dependiente del tiempo de un desplazamiento de un punto de medición, que es el punto de la estructura 6 del generador de turbina eólica en el que está montado el sensor 14. Si el sensor 14 es un sensor de aceleración, se determina un valor dependiente del tiempo para la aceleración del punto de medición respectivo y se calcula un desplazamiento mediante la integración posterior en el tiempo.
El dispositivo para la monitorización de la fatiga comprende, además, una unidad de control 16, que puede ser una estación de trabajo, un ordenador, un microcontrolador o cualquier otro dispositivo adecuado. De acuerdo con el modo de realización de la FIG. 1, la unidad de control 16 está ubicada en una estación de control 18. La estación de control 18 puede estar ubicada en uno de los generadores de turbina eólica 4 o puede ser una estación terrestre o marítima. La unidad de control 16 y los sensores 14 están acoplados a través de una línea de comunicación adecuada 20 que puede ser un cable de fibra óptica, un cable coaxial, un cable convencional o cualquier otro enlace de datos, que sea adecuado para la transferencia de datos desde los sensores 14 a la unidad de control 16. Por ejemplo, se puede establecer una transferencia de datos inalámbrica entre los sensores 14 y la unidad de control 16. En particular, los generadores de turbina eólica 4 pueden estar provistos de un concentrador de datos (no mostrado), que adquiere los valores de medición de los sensores 14, por ejemplo, usando un enlace cableado. El concentrador de datos transfiere posteriormente los datos de medición a través de una red, que puede ser una red cableada o inalámbrica (por ejemplo, WLAN) a la unidad de control 16. La unidad de control 16 se puede acoplar, además, a una pantalla 22, que puede ser parte de la estación de control 18 para la vigilancia y el control del parque eólico 2.
La unidad de control 16 está configurada para determinar una carga en una sección transversal de un componente observado de la estructura 6 del generador de turbina eólica. En principio, el componente observado puede ser cualquier parte o componente de la estructura 6 del generador de turbina eólica. Por ejemplo, el componente observado es una costura soldada cerca del pie de la estructura 6 del generador de turbina eólica. Además, el componente observado puede ser un segmento de torre, en particular un segmento de torre que es para reducir un diámetro de la torre, o un segmento de torre que está dispuesto adyacente a la góndola 8. La carga en una sección transversal de este componente observado se determina en base a los datos del movimiento dinámico de la estructura 6 del generador de turbina eólica. Naturalmente, se puede determinar una carga individual o una pluralidad de cargas en una sección transversal individual o en una pluralidad de secciones transversales de un componente individual o una pluralidad de componentes observados, basándose en datos para el movimiento dinámico de la estructura 6 del generador de turbina eólica. Se determina una serie temporal para la carga en la sección transversal del componente observado. Dicha serie temporal es analizada por la unidad de control 16 para evaluar una fatiga o un nivel de fatiga del componente o componentes observados.
El funcionamiento de la unidad de control 16 de acuerdo con modos de realización de la invención se expondrá con más detalle haciendo referencia a las FIGS. 2 a 5.
En la FIG. 2, hay un diagrama simplificado que muestra tres modos de vibración, en particular los tres primeros modos naturales de la estructura 6 del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica 4. De acuerdo con el ejemplo mencionado, la estructura 6 del generador de turbina eólica puede ser la torre del generador de turbina eólica 4. Para simplificar los dibujos, la estructura 6 del generador de turbina eólica es una torre recta que lleva una góndola 8 en la parte superior. Otros componentes del generador de turbina eólica 4, tales como el buje del rotor y las palas del rotor, no se representan debido únicamente a la simplificación de los dibujos. La estructura 6 del generador de turbina eólica se simula basándose en un modelo de elementos finitos. En la FIG. 2A, la estructura 6 del generador de turbina eólica oscila de acuerdo con un modo de vibración, que es el modo natural de orden 0. La góndola 8 muestra la máxima amplitud mientras que el nodo de la oscilación se encuentra cerca de un pie 24 de la estructura 6 del generador de turbina eólica. En la FIG. 2B la estructura 6 del generador de turbina eólica oscila de acuerdo con un segundo modo de vibración, que es el modo natural de orden 1. La góndola 8 realiza una acción de inclinación y la máxima amplitud para el desplazamiento se puede encontrar en un centro de la estructura 6 del generador de turbina eólica, que está aproximadamente en el medio entre el pie 24 y la góndola 8. En la FIG. 2C, hay una ilustración de un tercer modo de vibración, que es el modo natural de orden 2 de la estructura 6 del generador de turbina eólica. Hay un nodo cerca del centro de la estructura 6 del generador de
turbina eólica. Se pueden encontrar mayores amplitudes en las secciones de la estructura 6 del generador de turbina eólica, que están arriba y abajo.
La simulación de las FIGS. 2A a 2C pueden aplicarse para la determinación de los grados de libertad maestros de la estructura 6 del generador de turbina eólica. En particular, se pueden determinar los modos naturales y la frecuencia propia. Las posiciones significativas para los puntos de medición se pueden determinar basándose en este análisis. Por ejemplo, puede haber un primer punto de medición P1 cerca de la góndola 8, un segundo punto de medición P2 cerca del centro de la estructura 6 del generador de turbina eólica. Un tercer punto de medición P3 y un cuarto punto de medición P4 pueden estar dispuestos entre el centro y la góndola 8 y el centro y el pie 24, respectivamente. Ventajosamente, los puntos de medición P1... P4 están dispuestos en posiciones de la estructura 6 del generador de turbina eólica que muestran la amplitud máxima en uno de los modos naturales.
En la FIG. 3A, hay un diagrama simplificado de la estructura 6 del generador de turbina eólica que oscila de acuerdo con un modo natural de orden 0. La estructura 6 del generador de turbina eólica está provista de tres sensores (no mostrados) en los puntos de medición P1 y P2 y en el punto de medición P5 cerca del pie 24 de la estructura 6 del generador de turbina eólica. En las FIGS. 3b a 3d , hay una aceleración A dependiente del tiempo, que se adquiere en el punto de medición P1 (FIG. 3B), en el punto de medición P2 (FIG. 3C) y en el punto de medición P5 (FIG.
3D). Como era de esperar, la amplitud de la aceleración A en el punto de medición P1 y P2 es mayor que la aceleración A en el punto de medición P5.
En la FIG. 4A se encuentra la estructura 6 del generador de turbina eólica, que se conoce por la FIG. 3A. La aceleración A dependiente del tiempo en la FIG. 4B corresponde a la aceleración dependiente del tiempo de la FIG. 3B. Integrando el valor dependiente del tiempo para la aceleración A a lo largo del tiempo, se puede determinar un desplazamiento D dependiente del tiempo. El desplazamiento D se representa en la FIG. 4C. En particular, esto se puede realizar para cada punto de medición P1...P5. Sin embargo, para determinar la fatiga, se necesita una carga en una sección transversal de un componente observado. A modo de ejemplo únicamente, el componente observado es una costura soldada en el pie de la estructura 6 del generador de turbina eólica cerca del punto de medición P5. Partiendo de los valores para el desplazamiento D, que se determinan para un punto de medición individual o para varios puntos de medición P1..P5, se puede determinar un movimiento de la estructura 6 del generador de turbina eólica basándose en el modelo de elementos finitos. Se puede seleccionar una parte o sección arbitraria de la estructura del generador de turbina eólica en dicho modelo de elementos finitos para determinar un momento de flexión en una sección transversal de dicho componente observado. Sólo a modo de ejemplo, se selecciona la costura soldada en el pie 24. Un momento de flexión M se representa en la FIG. 5B como un valor dependiente del tiempo. La determinación de la carga en la sección transversal del componente observado puede realizarse multiplicando el valor del desplazamiento D con una matriz de rigidez o resolviendo la ecuación de movimiento para la estructura 6 del generador de turbina eólica. En particular, esta matriz de rigidez puede ser una matriz de rigidez inicial, que refleja las propiedades mecánicas de una estructura 6 de generador de turbina eólica sin fatiga. Esta matriz de rigidez inicial puede determinarse mediante cálculos teóricos o mediante pruebas y análisis adecuados de los valores de medición.
En la FIG. 5C, hay un valor dependiente del tiempo para la deformación S, que puede determinarse escalando una respuesta previamente calculada del componente observado en una carga unitaria particular. La respuesta de la carga unitaria se puede almacenar y se puede calcular un vector de suma para la tensión o deformación S por superposición. La FIG. 5C muestra una serie temporal para la carga o deformación S en una sección transversal del componente observado. Esta serie temporal representa datos de fatiga. La serie temporal puede analizarse usando procedimientos comúnmente conocidos para el análisis de datos de fatiga, por ejemplo, el algoritmo de recuento de flujo de lluvia o el algoritmo de Palmgreen y Miner.
En la FIG. 6, hay un diagrama de flujo que muestra las etapas del proceso de un procedimiento para la monitorización de la fatiga de una estructura 6 del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica 4, de acuerdo con un modo de realización de la invención. El procedimiento arranca (S1) y la estructura 6 del generador de turbina eólica se analiza (S2) para determinar (S3) los modos normales de oscilación. Además, se pueden determinar los grados de libertad maestros (MDF) (S4). Posteriormente, se define una disposición de puntos de medición P1..P5 (S5). Los datos de medición, en particular los datos de aceleración, se detectan en los sensores de aceleración (S6). Sobre la base de los valores dependientes del tiempo para la aceleración, se calcula un desplazamiento (S7). Un comportamiento dinámico, es decir, un movimiento de la estructura 6 del generador de turbina eólica, se determina (S8) basándose en un modelo de elementos finitos. Se selecciona un componente observado de la estructura 6 del generador de turbina eólica para el análisis (S9) y posteriormente, se multiplica un desplazamiento con una matriz de rigidez o se resuelve la ecuación de movimiento para determinar (S10) una carga en una sección transversal del componente observado. Se determina (S11) una serie temporal para las cargas y en base a dicha serie temporal se realiza (S12) un análisis para evaluar (S13) una fatiga del componente observado.
La adquisición de datos y la determinación de la fatiga se pueden realizar de forma continua. Sin embargo, para reducir los datos de medición, la evaluación de la fatiga se puede realizar en ciertos intervalos o con frecuencia, por ejemplo, cada hora, una vez al día o por activación. Las mediciones pueden activarse, por ejemplo, por
determinadas condiciones meteorológicas. En la etapa de selección (S14) se determina si se inicia o no una nueva ejecución o si finaliza (S15) la monitorización de la fatiga.
El dispositivo y el procedimiento para la monitorización de la fatiga son especialmente ventajosos para la gestión de una distribución de la vida a la fatiga en un parque eólico 2 (ver FIG. 1). Por ejemplo, un generador de turbina eólica 4 o una pluralidad de los mismos pueden estar provistos de un dispositivo para la monitorización de la fatiga. En otras palabras, se determina un nivel de fatiga para las estructuras 6 del generador de turbina eólica de cada generador de turbina eólica 4 en un parque eólico 2.
La unidad de control 16 puede estar provista de una funcionalidad adicional para proporcionar una unidad de gestión de la fatiga, que está configurada para capturar datos de fatiga para cada generador de turbina eólica 4 y para mostrar los diferentes niveles de fatiga de la pluralidad de generadores de turbina eólica 4, para ejemplo, en una pantalla 22. Un operador en la estación de control 18, por ejemplo, bajo ciertas condiciones meteorológicas, puede seleccionar ciertos generadores de turbina eólica 4 para ser apagados o reducir su velocidad de rotación, con el fin de reducir un nivel de tensión en sus estructuras 6 del generador de turbina eólica. En consecuencia, los generadores de turbina eólica 4 restantes estarán expuestos a un nivel de tensión más alto que los generadores de turbina eólica 4 que están apagados. Si dichos generadores de turbina eólica 4 restantes tienen un menor nivel de fatiga, se pueden promediar los niveles de fatiga de los generadores de turbina eólica 4 en un parque eólico 2.
Ventajosamente, la unidad de gestión de la fatiga está configurada para determinar un primer nivel de fatiga de un primer generador de turbina eólica 4 y un segundo nivel de fatiga de un segundo generador de turbina eólica 4. Se comparan el primer nivel y el segundo nivel de fatiga y el generador de turbina eólica 4 que tiene un mayor nivel de fatiga se establece en un modo de funcionamiento que expone su estructura 6 de generador de turbina eólica a un nivel de tensión más bajo que la estructura 6 del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica 4 que tiene el nivel más bajo de fatiga. Esto se puede realizar, por ejemplo, mediante un cambio del ángulo de inclinación y la subsiguiente reducción de la velocidad de rotación del eje de accionamiento. A la inversa, un generador de turbina eólica 4 que tiene un nivel de fatiga más bajo se establece en un modo de funcionamiento que expone su estructura 6 de generador de turbina eólica a un nivel de tensión más alto, y se configura un generador de turbina eólica 4 que tiene un nivel de fatiga más alto a un modo de funcionamiento que expone su estructura 6 de generador de turbina eólica a un nivel más bajo de tensión. Ventajosamente, la unidad de gestión de la fatiga puede ser adecuada para el funcionamiento autónomo y la distribución de los niveles de fatiga de los generadores de turbina eólica 4 en un parque eólico 2.
Claims (3)
1. Un sistema para gestionar una distribución de la fatiga de una pluralidad de generadores de turbina eólica (4), comprendiendo el sistema:
una pluralidad de generadores de turbina eólica (4), teniendo cada uno de los generadores de turbina eólica (4) una estructura del generador de turbina eólica (6),
una pluralidad de dispositivos para la monitorización de la fatiga de una estructura (6) del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (4),
en el que una estructura (6) del generador de turbina eólica de cada generador de turbina eólica (4) está provista de un dispositivo para la monitorización de la fatiga de una estructura (6) del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (4), en el que cada uno de los dispositivos comprende:
al menos un sensor (14) para determinar al menos un valor dependiente del tiempo de un desplazamiento de un punto de medición, que está dispuesto en la estructura (6) del generador de turbina eólica,
en el que el dispositivo comprende, además, una unidad de control (16), que está configurada para determinar un movimiento dinámico de la estructura (6) del generador de turbina eólica,
en el que el al menos un valor dependiente del tiempo para el desplazamiento del al menos un sensor (14) son datos de entrada para la determinación del movimiento dinámico particular,
en el que la unidad de control (16) está configurada, además, para:
(a) determinar una carga en una sección transversal de un componente observado de la estructura (6) del generador de turbina eólica, basándose en datos para el movimiento dinámico de la estructura (6) del generador de turbina eólica, en el que el componente observado está ubicado en una posición arbitraria en la estructura (6) del generador de turbina eólica, que es independiente del al menos un punto de medición,
(b) determinar una serie temporal para la carga en la sección transversal del componente observado,
(c) analizar una serie temporal de tensión, que se basa en la serie temporal de la carga para evaluar el nivel de fatiga del componente observado independientemente de cualquier cambio en las propiedades mecánicas o dinámicas particulares del componente observado,
el sistema comprende, además, una unidad de gestión de la fatiga que está configurada para:
(a) determinar un primer nivel de fatiga de un primer generador de turbina eólica (4) y un segundo nivel de fatiga de un segundo generador de turbina eólica (4), basándose el primer y el segundo niveles de fatiga en el nivel de fatiga evaluado de un componente observado del respectivo generador de turbina eólica (4) determinado como se define anteriormente por la unidad de control (16) del respectivo generador de turbina eólica (4),
(b) comparar el primer nivel de fatiga y el segundo nivel de fatiga,
(c) configurar el generador de turbina eólica (4) que tiene un mayor nivel de fatiga en un modo de funcionamiento que expone su estructura (6) de generador de turbina eólica a un nivel de tensión más bajo que la estructura (6) del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica (4) que tiene el nivel de fatiga más bajo y viceversa,
en el que el nivel de fatiga del componente observado o del generador de turbina eólica (4) es un factor de uso de fatiga total de dicho componente observado o de dicho generador de turbina eólica (4), dependiendo dicho factor de uso de fatiga total de las cargas variables a lo largo del tiempo en dicho componente observado o dicho generador de turbina eólica (4) y una respuesta estructural sobre sí mismos, donde cualquier factor de uso de fatiga total de un componente observado o generador de turbina eólica (4) es una acumulación de todos los factores de uso de fatiga parciales de dicho componente observado o dicho generador de turbina eólica (4), en el que los factores de uso de fatiga parciales se calculan mediante la relación entre el número real de ocurrencias durante una fracción de tiempo dividido por el número permitido de ocurrencias definido en una curva de Wohler.
2. Un procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de generadores de turbina eólica (4) que incluye un primer generador de turbina eólica (4) y un segundo generador de turbina eólica (4), en el que una estructura (6) del generador de turbina eólica de cada generador de turbina eólica (4) de la pluralidad de generadores de turbina eólica (4) está provista de un dispositivo de monitorización de la fatiga de una estructura (6) del generador de turbina eólica de un generador de turbina eólica (4), en el que cada uno de los dispositivos comprende:
al menos un sensor (14) para determinar al menos un valor dependiente del tiempo de un desplazamiento de un punto de medición, que está dispuesto en la estructura (6) del generador de turbina eólica,
en el que el dispositivo comprende, además, una unidad de control (16), que está configurada para determinar un movimiento dinámico de la estructura (6) del generador de turbina eólica, donde el al menos un valor dependiente del tiempo para el desplazamiento del al menos un sensor (14) son datos de entrada para la determinación del movimiento dinámico particular,
en el que
la unidad de control (16) está configurada, además, para:
(a) determinar una carga en una sección transversal de un componente observado de la estructura (6) del generador de turbina eólica, basándose en datos para el movimiento dinámico de la estructura (6) del generador de turbina eólica, en el que el componente observado está ubicado en una posición arbitraria en la estructura (6) del generador de turbina eólica, que es independiente del al menos un punto de medición,
(b) determinar una serie temporal para la carga en la sección transversal del componente observado,
(c) analizar una serie temporal de tensión, que se basa en la serie temporal de la carga para evaluar el nivel de fatiga del componente observado independientemente de cualquier cambio en las propiedades mecánicas o dinámicas particulares del componente observado,
comprendiendo el procedimiento las etapas de:
a) determinar un primer nivel de fatiga del primer generador de turbina eólica (4) y un segundo nivel de fatiga del segundo generador de turbina eólica (4), basándose el primer y el segundo niveles de fatiga en el nivel de fatiga evaluado de un componente observado del respectivo generador de turbina eólica (4) determinado por la unidad de control (16) del respectivo generador de turbina eólica (4) mediante el modo de realización de las etapas (a) a (c) definidas anteriormente,
b) comparar el primer nivel de fatiga y el segundo nivel de fatiga,
c) configurar el generador de turbina eólica (4) que tiene un mayor nivel de fatiga a un modo de funcionamiento que expone su estructura (6) del generador de turbina eólica a un nivel de tensión más bajo que la estructura (6) del generador de turbina eólica del generador de turbina eólica (4) que tiene el nivel de fatiga más bajo y viceversa,
en el que el nivel de fatiga del componente observado o del generador de turbina eólica (4) es un factor de uso de fatiga total de dicho componente observado o de dicho generador de turbina eólica (4), dependiendo dicho factor de uso de fatiga total de las cargas variables a lo largo del tiempo en dicho componente observado o dicho generador de turbina eólica (4) y una respuesta estructural sobre sí mismos, en el que cualquier factor de uso de fatiga total de un componente observado o generador de turbina eólica (4) es una acumulación de todos los factores de uso de fatiga parciales de dicho componente observado o dicho generador de turbina eólica (4),
en el que los factores de uso de fatiga parciales se calculan mediante la relación entre el número real de ocurrencias durante una fracción de tiempo dividido por el número permitido de ocurrencias definido en una curva de Wohler.
3. El sistema según la reivindicación 1, en el que la unidad de control está configurada, además, para:
(d) programar un servicio de mantenimiento y/o determinar una esperanza de vida y/o determinar la esperanza de vida restante del componente observado, en función del nivel de fatiga evaluado del componente observado.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP12197385.3A EP2743500B1 (en) | 2012-12-16 | 2012-12-16 | System for managing a fatigue life distribution, method of operating a plurality of wind turbines |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2865100T3 true ES2865100T3 (es) | 2021-10-15 |
Family
ID=47602940
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES12197385T Active ES2865100T3 (es) | 2012-12-16 | 2012-12-16 | Sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2743500B1 (es) |
| DK (1) | DK2743500T3 (es) |
| ES (1) | ES2865100T3 (es) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107532568B (zh) * | 2015-03-23 | 2021-09-21 | 维斯塔斯风力系统集团公司 | 使用中央控制器计算局部控制目标的多转子风力涡轮机的控制 |
| DE102015206515A1 (de) * | 2015-04-13 | 2016-10-13 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren zum Bestimmen einer Restlebensdauer einer Windenergieanlage |
| US10683844B2 (en) * | 2015-05-27 | 2020-06-16 | Vestas Wind Systems A/S | Control of a wind turbine taking fatigue measure into account |
| WO2017174089A1 (en) | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Vestas Wind Systems A/S | Control of a wind turbine taking noise into account |
| WO2018077530A1 (en) * | 2016-10-28 | 2018-05-03 | Siemens Aktiengesellschaft | Damping wind turbine tower oscillations |
| IT201600130230A1 (it) * | 2016-12-22 | 2018-06-22 | Nuovo Pignone Tecnologie Srl | Modulo di impianto con disposizione di sensori |
| TWI657404B (zh) * | 2016-12-23 | 2019-04-21 | 財團法人船舶暨海洋產業研發中心 | 離岸風場管理系統及其方法 |
| CN107870008A (zh) * | 2017-09-25 | 2018-04-03 | 上海艾港风电科技发展有限公司 | 柔性塔筒的性能测试方法和设备 |
| TWI647386B (zh) * | 2017-12-22 | 2019-01-11 | 財團法人船舶暨海洋產業研發中心 | 離岸風機支撐結構監測系統及其運作方法 |
| WO2019243152A1 (en) * | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Mhi Vestas Offshore Wind A/S | A method of operating floating offshore wind turbines |
| CN109446547A (zh) * | 2018-09-10 | 2019-03-08 | 许继集团有限公司 | 一种风力发电机组变桨柜安装支架的强度计算方法 |
| EP3650973A1 (de) * | 2018-11-07 | 2020-05-13 | Siemens Aktiengesellschaft | Systemsteuerung |
| WO2020125879A1 (en) * | 2018-12-18 | 2020-06-25 | Vestas Wind Systems A/S | Levelling of fatigue levels of power generating units of a power plant comprising one or more wind turbine generators |
| CN113227568B (zh) * | 2018-12-18 | 2024-06-14 | 维斯塔斯风力系统集团公司 | 包括一个或多个风力涡轮发电机的发电厂的电力生成单元的优先级排序 |
| CN111287911B (zh) * | 2019-11-29 | 2024-12-27 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种风电机组疲劳载荷的预警方法和系统 |
| CN113027674B (zh) * | 2019-12-24 | 2022-08-30 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 风力发电机组的控制方法及其装置 |
| CN112611584B (zh) * | 2020-05-18 | 2023-06-02 | 北京金风慧能技术有限公司 | 风力发电机组的疲劳失效检测方法、装置、设备及介质 |
| CN112149265B (zh) * | 2020-10-12 | 2022-11-01 | 复旦大学 | 索网结构在非线性有限元分析中初始张力状态的构造方法 |
| CN112483332B (zh) * | 2020-12-07 | 2022-11-15 | 国家电投集团徐闻风力发电有限公司 | 风力发电机组塔架的安全监测方法、监测系统及处理终端 |
| CN113864137A (zh) * | 2021-12-06 | 2021-12-31 | 天津发现技术有限公司 | 一种全场风电机组的疲劳寿命监测方法及系统 |
| CN114060235A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-02-18 | 安徽驭风能源科技有限公司 | 一种风力发电的叶片在线疲劳监控系统 |
| CN116429370A (zh) * | 2023-05-08 | 2023-07-14 | 舟山超波科技有限公司 | 用于验证浮式风机混合模型实验方法的测试系统及测试方法 |
| CN117113520B (zh) * | 2023-10-25 | 2024-02-06 | 国网江西省电力有限公司电力科学研究院 | 一种基于位移场加载的变电站声屏障检测方法及系统 |
| CN120108163B (zh) * | 2025-05-09 | 2025-07-11 | 国网黑龙江省电力有限公司哈尔滨供电公司 | 面向覆冰配电线路的风偏监测预警系统及装置 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102005031436B4 (de) | 2005-07-04 | 2012-06-28 | Johannes Reetz | Verfahren zur Überwachung einer elastomechanischen Tragstruktur |
| US20070124025A1 (en) * | 2005-11-29 | 2007-05-31 | General Electric Company | Windpark turbine control system and method for wind condition estimation and performance optimization |
| EP1911968A1 (en) * | 2006-10-10 | 2008-04-16 | Ecotecnia Energias Renovables S.L. | Control system for a wind turbine and method of controlling said wind turbine |
| EP2053241A1 (en) * | 2007-10-24 | 2009-04-29 | Ecotecnia Energias Renovables S.L. | Method for determining fatigue damage in a power train of a wind turbine |
| GB0807775D0 (en) * | 2008-04-29 | 2008-06-04 | Romax Technology Ltd | Methods for model-based diagnosis of gearbox |
| EP2354541B1 (en) * | 2010-01-20 | 2014-09-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Wind farm power control based on matrix reflecting a power load distribution between individual wind turbines |
| US8249852B2 (en) * | 2011-05-19 | 2012-08-21 | General Electric Company | Condition monitoring of windturbines |
-
2012
- 2012-12-16 EP EP12197385.3A patent/EP2743500B1/en not_active Not-in-force
- 2012-12-16 DK DK12197385.3T patent/DK2743500T3/da active
- 2012-12-16 ES ES12197385T patent/ES2865100T3/es active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK2743500T3 (da) | 2021-04-26 |
| EP2743500B1 (en) | 2021-03-10 |
| EP2743500A1 (en) | 2014-06-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2865100T3 (es) | Sistema para gestionar una distribución de la vida a la fatiga, procedimiento de funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas | |
| ES2791959T3 (es) | Sistema de cómputo, sistema de generación de energía eólica, y método para calcular la vida restante o la cantidad de daño por fatiga de un molino de viento | |
| ES2717122T3 (es) | Pruebas de fatiga | |
| ES2966993T3 (es) | Método de control de aerogenerador | |
| ES2374860T3 (es) | Diagnóstico de defectos de paso y de carga. | |
| ES2655262T3 (es) | Sistema y procedimiento para monitorizar movimientos y vibraciones de estructuras en movimiento | |
| JP2017090145A (ja) | 風車ブレード変形計測装置及び風車ブレード変形評価システム | |
| ES2973985T3 (es) | Monitorización de estela, gestión de estela y disposiciones sensoriales asociadas | |
| CN102735459B (zh) | 温度变化索力监测的问题索支座广义位移递进式识别方法 | |
| ES2416139B1 (es) | Método de ensayo para palas de aerogeneradores | |
| KR20170133471A (ko) | 풍력 발전 설비의 잔존 수명을 결정하기 위한 방법 | |
| ES2872258T3 (es) | Método para determinar la recurrencia de carga en el sentido del borde de pala de turbina eólica | |
| CN102768123B (zh) | 温度变化索力监测的问题索和支座角位移递进式识别方法 | |
| CN102706627A (zh) | 温度变化混合监测的受损索和支座角位移识别方法 | |
| CN103604636A (zh) | 线位移索力监测受损索集中载荷递进式识别方法 | |
| CN102706674B (zh) | 温度变化索力监测的受损索支座广义位移递进式识别方法 | |
| CN102749212A (zh) | 温度变化混合监测的问题索和支座广义位移识别方法 | |
| CN102721558B (zh) | 温度变化空间坐标监测受损索支座角位移递进式识别方法 | |
| CN102735468A (zh) | 支座广义位移温度变化基于混合监测的受损索识别方法 | |
| CN102735461A (zh) | 温度变化索力监测的问题索和支座角位移识别方法 | |
| CN102706624B (zh) | 温度变化索力监测的受损索支座角位移递进式识别方法 | |
| CN102735474B (zh) | 温度变化应变监测的问题索和支座角位移递进式识别方法 | |
| CN102706600B (zh) | 温度变化角度监测的问题索和支座广义位移识别方法 | |
| CN102706660B (zh) | 温度变化空间坐标监测问题索支座角位移递进式识别方法 | |
| CN102706637B (zh) | 温度变化时混合监测的受损索和支座平移递进式识别方法 |